Oczekiwanie pełne napięcia

W Polsce w dynamicznym tempie powstają instalacje fotowoltaiczne. Intensywny rozwój PV to w pewnej mierze sukces rządowego programu „Mój prąd”, ale niestety niski udział instalacji o charakterze komercyjnym oraz tych o dużej mocy to efekt wielu barier, które napotykają inwestorzy na drodze do niskoemisyjności i wspierania zielonych rozwiązań. Podstawowe problemy to brak miejscowych planów zagospodarowania, skomplikowane regulacje prawne, niemożność przyłączenia do przeciążonych sieci energetycznych, a także ciągle bardzo wysokie koszty technologii.

Zagmatwane regulacje

Pierwszym problemem, jaki napotykają inwestorzy, jest brak miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego (mpzp). – Do 2010 roku sytuacja była prosta, potem zaczęły się zmiany w ustawach o planowaniu przestrzennym, które skomplikowały możliwość bezproblemowego montażu dużych instalacji fotowoltaicznych dla producentów energii i przedsiębiorców. Nie wchodząc w szczegóły, można powiedzieć, że prawodawstwo w tym zakresie zostało skomplikowane i na pewno nie stanowi zachęty do stawiania tego typu instalacji. Poza tym jest ono bardzo często zmieniane i nawet urzędnicy mają problem z interpretacją niektórych zapisów ustaw. Z pewnością jest tu pole do uproszczeń, które pomogłyby w rozwoju OZE – przekonuje Marcin Bania, starszy specjalista ds. inwestycji w Urzędzie Miasta Zabrze.

Przyjęta w 2016 roku ustawa zahamowała rozwój elektrowni wiatrowych w Polsce, wprowadzając jedną z najbardziej restrykcyjnych w Europie zasad odległościowych – tzw. zasadę 10H, która wyznacza dziesięciokrotność wysokości elektrowni wiatrowej jako minimalną odległość nowej inwestycji od najbliższych zabudowań. Była to odpowiedź na społeczne niezadowolenie związane z gwałtownym rozwojem farm wiatrowych, zwłaszcza w miejscach, gdzie inwestycje nie były poprzedzane konsultacjami. Wejście w życie ustawy gwałtownie spowolniło rozwój sektora elektrowni wiatrowych w Polsce, bo dramatycznie skurczył się rynek gruntów spełniających te wymogi. Od kwietnia tego roku obowiązuje nowelizacja ustawy, zgodnie z którą farmy wiatrowe mogą powstawać w odległości 700 m od zabudowań. To niby lepiej, ale – jak się szacuje – ciągle jedynie 7 proc. gruntów w Polsce spełnia takie wymagania.

Z kolei mpzp wprowadzają ograniczenia dotyczące budowania farm fotowoltaicznych często ze względu na to, że inny podatek płaci się od instalacji na gruncie, a inny – wyższy – od budynków. Starostwa preferują inwestycje w budynki, bo na tym więcej zarabiają. Na pytanie, czy można stawiać instalacje na dachu, skoro podatek jest już płacony od nieruchomości, wiele starostw nie potrafi udzielić odpowiedzi, a deweloperzy i inwestorzy muszą występować o interpretację planu.

Od ponad dwóch lat wzmocnione dachy na wszystkich swoich inwestycjach buduje m.in. Panattoni, przygotowując się na zmiany przepisów, które prędzej czy później muszą nadejść, jeśli Polska chce wypełnić zobowiązania i regulacje unijne. Jak podkreśla Emilia Dębowska, sustainability director w Panattoni, dzięki temu już teraz firma może pochwalić się powierzchnią aż 1,5 mln mkw. wzmocnionych dachów. Skala ta pozwala w przyszłości zainstalować panele o mocy około 80 MWp i zwiększyć się o kolejne 20 MWp wraz z już zaplanowanymi inwestycjami.

Budowa wzmocnionych konstrukcji ma uzasadnienie ekonomiczne – koszt wzmocnienia dachu w inwestycji powstającej od podstaw wynosi ok. 10 euro za mkw., natomiast wzmacnianie dachu w obiekcie już funkcjonującym to koszt rzędu 60-70 euro, dlatego wszystkie nowe budynki dewelopera mają standardowo wzmacniane konstrukcje dachu. Jest to jedynie fragment ścieżki dekarbonizacyjnej i strategii przedsiębiorstwa, bo moc zamontowanych już przez Panattoni instalacji w całej Europie to obecnie 54 MWp.

Niezbędna modernizacja sieci

Miejscowe plany nie pozwalają na budowę instalacji fotowoltaicznych również ze względu na obawy przed przeciążeniem sieci, bo infrastruktura w Polsce jest całkowicie niedostosowana do gwałtownego rozwoju OZE. Dystrybutor musi zapewnić stabilność sieci, dlatego coraz częściej po miesiącach oczekiwań inwestorzy otrzymują odmowę przyłączenia, co przekreśla budowę czy rozwój OZE w danej lokalizacji. Jak podaje portal wysokienapiecie.pl, w ubiegłym roku operatorzy sieci dystrybucyjnych zgłosili ponad 7 tys. odmów wydania warunków przyłączenia na łączną moc 51 059 MW. To więcej niż w całej ostatniej dekadzie! Pożądana jest również większa elastyczność ze strony operatorów systemu dystrybucyjnego (osd) oraz transparentność ich działania, bo obecnie każdy z nich ma inne podejście do procesowania i wydawania warunków przyłączeniowych. – W ślad za uproszczeniem przepisów muszą iść potężne inwestycje w sieci przesyłowe. Niestety, to proces długotrwały i kosztowny, bo szacuje się, że obecnie na modernizację polskiej infrastruktury elektroenergetycznej potrzeba około 100 mld zł. Wszystkie zainteresowane strony zgodnie twierdzą, że sieć musi być dostosowana do aktualnych potrzeb i środki na jej modernizację muszą się znaleźć. Kiedy to nastąpi? Czas pokaże – wskazuje Emilia Dębowska.

Formalności

Jak wygląda uzyskanie warunków przyłączeniowych od strony formalnej? Obecnie funkcjonują dwa progi: dla instalacji o mocy do 50 kWp nie jest potrzebne ani pozwolenie na budowę, ani pozwolenie, by energię wpuszczać do sieci. Ale moc 50 kWp to bardzo mało z punktu widzenia dużych inwestycji. Dla porównania – instalacje o mocy 7-10 kWp montowane są w średniej wielkości domach jednorodzinnych. Co ciekawe, zdarza się, że również duże firmy zakładają takie instalacje, ale jedynie po to, by wykazać, że dbają o środowisko i korzystają z zielonej energii, mimo że pozyskana w ten sposób moc to tylko kropla w morzu ich potrzeb. Ostatnio pojawiła się nowelizacja podnosząca ten próg z 50 do 150 kWp, ale w praktyce niewiele zmienia, bo różnica dotyczy jedynie pozwolenia na budowę – przy instalacji o mocy powyżej 50 MWp nadal potrzebne jest pozwolenie na przyłączenie do sieci, na które czeka się najdłużej (około roku). Instalacja o mocy od 50 kWp do 1 MWp wymaga pozwolenia na budowę i wystąpienia o warunki przyłączenia do sieci, natomiast dla instalacji powyżej 1 MWp potrzebna jest już koncesja na wytwarzanie energii i jej ewentualną sprzedaż, a właśnie moc powyżej 1 MWp interesuje deweloperów najbardziej.

Nierynkowe ceny

Idealna sytuacja to taka, w której inwestorzy mogliby sami produkować energię na swoje potrzeby, a jej nadwyżki odsprzedawać. Niestety, w Polsce to się nie opłaca. – Problemem jest to, że nadprodukcja jest w tej chwili odkupowana po nierynkowych cenach. Dopóki inwestycja się bilansuje – tzn. farma produkuje mniej więcej tyle energii, ile obiekt pobiera – wszystko się zgadza. Trzeba mieć na względzie, że takie bilansowanie powinno odbywać się w przedziałach piętnastominutowych, co z perspektywy charakterystyki zużyć budynku i produkcji farmy stanowi jedynie część czasu produkcyjnego farmy. Inwestor nie zarobi jednak na nadwyżce energii – ubolewa Jarosław Fiutowski, członek zarządu do spraw polityki ESG i zrównoważonego budownictwa w Ghelamco. – Pułap cen, za jakie można odsprzedawać energię, utrzymany jest na takim poziomie, że produkcja OZE nie daje znamion pozwalających na zarabianie na tym produkcie. Między innymi dlatego inwestycja w farmę fotowoltaiczną dla dużego obiektu typu Warsaw Unit nie zwróci się po sześciu, siedmiu latach. Mimo to planujemy, żeby wszystkie nasze kolejne inwestycje – także te, które już są w realizacji, czyli The Bridge i Vibe – zasilane były własnymi OZE – deklaruje ekspert.

Obecnie projektem Ghelamco w 100 proc. zasilanym przez własne OZE jest stołeczny biurowiec Warsaw Unit, na rzecz którego powinna pracować farma fotowoltaiczna o powierzchni 15 ha. Taka inwestycja z oczywistych względów nie powstanie w centrum Warszawy ani nawet w jej granicach. Dlatego inwestor wybudował kilka farm solarnych w różnych częściach Polski. Teoretycznie wszystkie powinny już działać, ale procesy ich uruchamiania przebiegają dłużej niż planowano, dlatego deweloper dokupuje energię pochodzącą z OZE. – Dla Warsaw Unit, który miał być zasilany jedynie zieloną energią, zapewniliśmy bufor w postaci kupna energii z gwarancjami pochodzenia, czyli takiej, podczas produkcji której nie został skonsumowany ślad węglowy. Będziemy tak działać, dopóki własne źródła nie zaspokoją potrzeb inwestycji w 100 proc. Jesteśmy w stanie oszacować, ile energii zużyje nasz budynek w skali roku i wybudowaliśmy farmy o takich parametrach, by z zapasem zapewniły odpowiednią ilość energii – zapewnia Jarosław Fiutowski.

Podobne rozwiązanie, tyle że na rynku mieszkaniowym, proponuje spółka Profbud, która w podwarszawskim Konstancinie-Jeziornie buduje duże osiedle Gaia Park, które w całości będzie zasilane przez własne OZE dewelopera. Wszystkie wille, domy w zabudowie bliźniaczej oraz wielorodzinnej, a także lokale usługowe osiedla będą zasilane zieloną energią, pod koniec tego roku ma ruszyć budowa elektrowni wiatrowej, która zagwarantuje przyszłym mieszkańcom bezpłatną energię przez 20 lat.

Zarówno farmy wiatrowe, jak i fotowoltaiczne cierpią na swoistą sezonowość w produkcji energii – wiatraki najefektywniej pracują w okresie jesienno-zimowym, zaś czas wiosenno-letni to okres generowania największej mocy przez panele. Połączenie obu źródeł ma sprawić, że produkcja energii elektrycznej będzie odbywać się przez cały rok, a do sieci zostanie oddana taka ilość, która zapewni funkcjonowanie całego Gaia Parku. – Szacujemy, że sama farma wiatrowa wyprodukuje energię dla minimum 16 tys. gospodarstw domowych. Jest to znaczna wartość, która daje możliwość wykorzystania energii z wiatru także w ramach innych nowo powstających inwestycji mieszkaniowych – tłumaczy Przemysław Szramowski, prokurent w spółce Green On Energy powiązanej z Profbudem.

Energia się marnuje

Popularną formą korzystania przez inwestorów z OZE jest model autokonsumpcji, tzn. taki, w którym zielona energia produkowana jest na miejscu na potrzeby własne, a jej nadwyżka nie jest wpuszczana do sieci. Na instalacji montowany jest tzw. strażnik wypływu mocy, czyli urządzenie, które blokuje wypływ nadwyżek energii do sieci. Tak działa np. gigantyczny magazyn Amazon wybudowany przez Panattoni w Świebodzinie, gdzie na powierzchni 200 tys. mkw. zamontowano 4 tys. paneli o mocy 1,8 MWp. Dodatkowym usprawnieniem są magazyny energii, które sprawdzają się szczególnie w halach produkcyjnych działających na trzy zmiany i w magazynach z chłodniami. Akumulatory magazynujące nadwyżki energii zebranej w ciągu dnia mogą zasilać urządzenia pracujące nocą. – Teoretycznie energia mogłaby być magazynowana, ale ta technologia jest ciągle bardzo droga. Na Zachodzie w naszych parkach mamy już takie rozwiązania. W Polsce robimy analizy kosztowe dla najemców, którzy pobierają dużo energii i którzy będą chcieli nadwyżkę energii wykorzystywać w nocy. Być może takie systemy wkrótce pojawią się też u nas w kraju – komentuje Emilia Dębowska. Dla przykładu inwestycja Panattoni w miejscowości Heerenberg jest pierwszym budynkiem w Holandii, który został wyposażony w innowacyjny system łączący panele słoneczne i akumulatory, umożliwiający przechowywanie nadwyżek energii słonecznej i korzystanie z niej, gdy zapotrzebowanie na energię jest większe niż jej podaż. Najemca nie musi polegać na podłączeniu do sieci, a budynek nie wywiera presji na przeciążoną sieć elektryczną. Również Profbud planuje w przyszłości budowę magazynu energii przy swojej farmie wiatrowej.

Model autokonsumpcji dobrze sprawdza się w inwestycjach typu BTS lub BTO, ponieważ tego typu projekty pozwalają na oszacowanie zapotrzebowania na moc, co jest trudne w projektach o charakterze spekulacyjnym. W Niemczech, budując spekulacyjnie, można postawić na dachu instalację o maksymalnej mocy, zakładając, że nadwyżka energii zostanie sprzedana, natomiast w Polsce najprostszym rozwiązaniem jest zwymiarowanie inwestycji i korzystanie z energii w ramach autokonsumpcji. Żeby zwymiarować autokonsumpcję, budynek powinien funkcjonować przynajmniej przez rok – wówczas znany jest roczny bilans wykorzystania energii i możliwe staje się oszacowanie maksymalnego zapotrzebowania na energię.

Panele ciągle drogie

Bardzo wysokie są nadal koszty urządzeń do wyposażenia OZE. Instalacja o mocy 50 kWp to inwestycja rzędu 190 tys. zł, ale za 1 MWp trzeba już zapłacić około 3 mln zł, do czego dochodzą jeszcze wydatki projektowo-administracyjne – około 65 tys. zł. Instalacja o mocy 2 MWp to wydatek 5,8 mln zł i 100 tys. zł opłat administracyjnych. Trwałość instalacji szacuje się na 15 lat, a inwestycja w panele słoneczne na ogół zwraca się po upływie sześciu, siedmiu lat. Szacuje się, że na potrzeby obiektów logistycznych wystarczy zabudować instalacją fotowoltaiczną około 20-30 proc. powierzchni dachu, a dla produkcji i chłodni będzie to 50-70 proc. dachu.

Na wysokie koszty związane z pozyskaniem zielonej energii zwraca uwagę także Piotr Kapuściński, wiceprezes Ciech Soda Polska – spółka aktywnie działająca na europejskim rynku chemicznym jest również dystrybutorem energii. – Do tej pory nie korzystaliśmy z instalacji fotowoltaicznej z trzech powodów. Po pierwsze: ze względu na długi okres zwrotu – instalacja w panele zwraca się po siedmiu, czasami nawet dziesięciu latach. Drugi powód to kwestia dostępności energii z OZE. Nasz zakład działa 24 godziny na dobę siedem dni w tygodniu. Podaż energii z fotowoltaiki nie jest stała, a magazyny energii są ciągle bardzo drogie i często mało efektywne. Trzeci powód to fakt, że w naszych zakładach głównym medium jest para technologiczna o wysokich parametrach, której nie jesteśmy w stanie uzyskać, korzystając z energii pochodzącej z fotowoltaiki – podaje Piotr Kapuściński.

Jak to działa u sąsiadów?

Emilia Dębowska zwraca uwagę, że dużo prostsze rozwiązania stosują nasi zachodni sąsiedzi. – W Niemczech modele biznesowe są bardziej elastyczne, dzięki czemu inwestor wie, z jakim ryzykiem ma do czynienia i jakie będą stopy zwrotu z instalacji. Energię do sieci można wpuszczać bez ograniczeń. Co prawda czeka się na uzyskanie warunków przyłączenia, ale wnioski z reguły rozpatrywane są pozytywnie. Co najważniejsze – wystarczy z miesięcznym wyprzedzeniem zadeklarować, jaką ilością energii będziemy dysponować. Ma to ogromne znaczenie w sytuacji, gdy buduje się spekulacyjnie. Deweloper zabudowuje całą powierzchnię dachu instalacją fotowoltaiczną i dopiero w momencie podpisania umowy z najemcą informuje, że wnioskowana energia zmniejszy się o ilość pobieraną przez najemcę w okresie najbliższych np. pięciu lat. Po opuszczeniu budynku przez najemcę właściciel deklaruje, że ponownie może sprzedawać całą energię do sieci – tłumaczy ekspertka. Inny model Panattoni zastosowało w holenderskim Panattoni Park Heerlen. Zamontowana na dachu centrum dystrybucyjnego instalacja dostarcza zieloną energię zarówno najemcy, jak i zewnętrznym odbiorcom – szpitalowi Ikazia w Rotterdamie, 2 tys. mieszkańców oraz firmie Froster z siedzibą w Waalwijk.

Bez wątpienia Niemcy czy Holendrzy mają lepsze sieci przesyłowe, które są w stanie wytrzymać nadwyżki mocy, ale wydaje się, że są to także nacje bardziej otwarte na OZE. W Polsce pokutuje przekonanie, że inwestor budujący własną elektrownię to niemal buntownik – nie będzie korzystał z prądu od państwowych spółek, a państwo będzie miało mniejszą kontrolę nad tym rynkiem.

Bezpośredni zysk to nie wszystko

Obecnie trudno jest jednoznacznie ocenić opłacalność inwestowania w OZE, ale w tym inwestowaniu nie chodzi tylko o pieniądze. – W kontekście unijnego Zielonego Ładu Polska nie ma wyboru i musi w swoim miksie energetycznym przejść na zieloną energię. Nie ma przed tym ucieczki, bo dekarbonizacja budownictwa jest jednym z priorytetów Unii Europejskiej, a na transformację energetyczną przekazywane są coraz większe środki. Ponadto niewykluczone, że już od 2028 roku wszystkie nowe budynki w UE będą musiały być operacyjnie neutralne – zapewnia Emilia Dębowska. Podobnego zdania jest Jarosław Fiutowski – Wartość ideologiczna nieruchomości zasilanej własnymi OZE rośnie. Co to znaczy? Własne farmy fotowoltaiczne nie są obecnie produktem inwestycyjnym, który dawałby stopy zwrotu podnoszące atrakcyjność inwestycji. Ale jest jeszcze coś takiego, jak świadomość inwestora i myślenie przyszłościowe. Budynki z własnymi OZE będą bardziej konkurencyjne i z pewnością w przyszłości będą wygrywać – zapewnia ekspert.