Czy to koniec rozwoju rynku prosumenckiego w Polsce?

Projekt nowelizacji ustawy prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii wywołał szeroką dyskusję na temat przyszłości rozwoju rynku prosumenckiego w Polsce. I wywołał go dlatego że proponuje znaczące pogorszenie zasad rozliczania energii z mikroinstalacji od 1 stycznia 2022.

Co zmieni się dla prosumentów ?

Obecnie posiadacze instalacji PV do 10 kW mogą rozliczać energię wyprodukowaną w opuście 1:08 razem z kosztem dystrybucji. Zakładając że koszt energii z dystrybucją to 65 gr. rozliczając ją w opuście otrzymamy 52 gr. korzyści finansowej przy założeniu że całość energii zostałaby wprowadzona do sieci. Przy założeniu ok. 20% konsumpcji własnej faktyczna średnia wartość energii wyprodukowanej przez mikroinstalację pv rośnie do ok 55 gr.

Po zmianach energia nie będzie bilansowana a część energii nie skonsumowana na bieżąco będzie mogła zostać sprzedana po średniej cenie z poprzedniego kwartału tzw cenie prezesa URE, która aktualne wynosi 25,6 gr. z przy obecnie średniej cenie sprzedaży energii dla gospodarstw domowych na poziomie ok.39 gr. brutto (bez dystrybucji). Ta duża dysproporcja wynika z faktu że podatku VAT 23 % na energii sprzedawanej po drugie do ceny sprzedaży spółka obrotu musi doliczyć szereg kosztów np. koszty umorzenia świadectw pochodzenia tzw potocznie kolory. Zakładając 20% bieżącą auto konsumpcję w nowym systemie średnia wartość energii wyprodukowanej przez mikroinstalację pv będzie oscylować wokół 34 gr. Im wyższa bieżąca autokonsumpcja tym wartość oszczędności będzie szybko rosnąć. Niemniej jednak statystycznie proponowane dla nowych prosumentów zmiany są mniej korzystne niż obecne zasady.

W myśl nowego systemu sprzedaż energii będzie znacznie mniej opłacalna ale nowe regulację wprowadzają także na rynek energii tajemniczego Agregatora, który będzie mógł obracać energią wyprodukowaną przez prosumenta oferując mu lepsze rozwiązania. O ile lepsze? Nie wiadomo gdyż jest to nowa funkcja, do której nie ma przepisów wykonawczych i być nie może bo nie ma samej ustawy.

Z jakich powodów proponowane zmiany są złe dla branży i prosumentów ?

W pierwszej kolejności problemem jest czas. Patrząc na kalendarz można się spodziewać że ustawa zostanie uchwalona w IV kwartale co oznacza że większość firm na rynku nie będzie w stanie na 1 stycznia 2022r. rozpocząć współpracy z agregatami. Istnieje duże ryzyko że na początku roku nie będzie także samych agregatorów. W efekcie nowi prosumenci będą posiadać ofertę finansowo znacznie gorszą niż aktualnie. To powoduje że już po samej publikacji projektu ustawy zainteresowanie montażem instalacji PV wzrosło niesamowicie gdyż wielu właścicieli domów będzie chciało zdążyć przed wejściem nowych przepisów. Nie jest do dobra sytuacja zarówno dla samych prosumentów gdyż oznacza wzrost cen instalacji, spadek jakości montażu ale także dla branży gdyż popyt, który normalnie byłby rozłożony na 1 rok będzie skumulowany w 5 miesięcy. Kolejnym problemem jest zagrożenie oligopolizacją sektora mikroinstalacji. Wynika to z faktu że w nowych realiach znacznie korzystniejszą ofertę będą mogły zaoferować firmy posiadające spółkę obrotu. W konsekwencji dojdzie do silnej koncentracji na rynku i znaczącemu podniesieniu bariery wejścia dla nowych podmiotów. Warto tu także podnieść argumenty sprawiedliwości w dystrybucji środków przeznaczonych na rozwój OZE w Polsce. W myśl nowych przepisów prosument ma działać w pełni rynkowo jednocześnie w rachunkach za energię będzie ponosił koszty opłaty OZE z której wspieracie są duże elektrownie fotowoltaiczne, wiatrowe, czy biogazowe. Więcej argumentacji znajduje się w stanowisku Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV.

Nie rozwiązuje problemów !

Jednym z głównych oponentów systemu opustów są spółki obrotu będące sprzedawcami zobowiązanymi rozliczające prosumentów co przyczynia się do powstawania ujemnego salda tym rozliczeniu. Wraz ze wzrostem liczby mikroinstalacji koszty dla spółek obrotu rosną. Niemniej jednak jedynym dobrym rozwiązaniem w tej sytuacji jest wprowadzenie prawa do pokrycia ujemnego salda np. z opłaty OZE powołanej w końcu do wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce. Kolejnymi oponentami są spółki dystrybucyjne, które twierdzą że sieć nie jest w stanie przyjąć takiej ilości mocy z mikroinstalacji PV. Mimo iż prawdą jest że w wielu miejscach sieci nN napięcia jest problem z przyjęciem mocy z PV także prawdą jest że w jeszcze większej liczbie miejsc ciągle sporo można przyłączyć. W tym zakresie projekt w ogóle nie proponuje rozwiązań mogących ograniczać przyłączoną moc w miejscach sieci gdzie występuje duże nasycenie fotowoltaiką powodujące problemy. Nie proponuje także zachęt do montażu magazynów energii szczególnie w miejscach gdzie stają się one faktycznie niezbędne. Warto podkreślić że powszechność instalacji fotowoltaicznych uwidoczniła wiele problemów przestarzałej polskiej sieci dystrybucyjnej, które nie znikną od ograniczenia fotowoltaiki. W 21 wieku coraz więcej naszej aktywności wymaga energii elektrycznej. Chcąc rozwijać ekologiczne ogrzewania za pomocą pomp ciepła czy transport za pomocą samochodów elektrycznych sieć dystrybucyjna musi być modernizowana niezależnie od rozwoju fotowoltaiki.

Warto dodać że obecnie projekt nowelizacji prawa jest w konsultacjach społecznych w których każdy może wziąć udział wysyłając swoje uwagi na zpue@klimat.gov.pl oraz departament.prawny@klimat.gov.pl.

Koń trojański w projekcie nowelizacji ustawy OZE

Niedawno znowelizowana Ustawa o odnawialnych źródłach energii znów doczekała się kolejnych propozycji zmian. W większości nowe przepisy dotyczą systemu aukcyjnego niemniej jednak wśród nich znalazł się także jeden istotny dla prosumentów dotyczący zmian w prawie budowlanym.

Link do treści projektu ustawy:

https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12321260/katalog/12571673#12571673

Zapis który budzi wiele kontrowersji dotyczy poniższych zapisów:

[…]

2) art. 29 ust. 1 pkt 16 otrzymuje brzmienie:

„16) montażu pomp ciepła, wolno stojących kolektorów słonecznych, urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW oraz mikroinstalacji biogazu rolniczego w rozumieniu art. 19 ust. 1 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2018 r., poz. 2389, 1559, 42); obowiązek zawiadomienia organów Państwowej Straży Pożarnej w rozumieniu ustawy z dnia 24 sierpnia 1991 r. o ochronie przeciwpożarowej (Dz. U. z 2018 r. poz. 620), polegający na dostarczeniu schematu elektrycznego wykonania urządzeń fotowoltaicznych z zaznaczeniem miejsca wyłącznika danej instalacji, a w przypadku mikroinstalacji biogazu rolniczego projektu budowlanego, o którym mowa w art. 6b tej ustawy, stosuje się;”.
Na wstępie warto zauważyć mało logiczną strukturę wprowadzania zmian w ustawie OZE która nowelizuje Ustawę prawo budowlane a dotyczy przepisów ustawy o ochronie przeciwpożarowej. Na ten brak logiki w trakcie uzgodnień zwróciło Ministerstwo Inwestycji i Rozwoju w ramach konsultacji:

W tym miejscu warto zastanowić się czemu mają służyć tego typu regulacje? Czy poprawie bezpieczeństwa czy piętrzeniu biurokracji. Trudno mi sobie wyobrazić aby strażak jadąc na akcję gaśniczą sprawdzał w centrali czy w danym obiekcie jest instalacja PV i czy jest jej schemat a następnie go analizował. Biorąc pod uwagę że zapewne będzie to schemat jednokreskowy z punktu prowadzenia akcji gaśniczej niewiele on wniesie. Co więcej samo wyłączenie instalacji PV nie oznacza że wszystkie przewody prowadzące do instalacji nie będą pod napięciem.

I tu pojawia się teoria konia trojańskiego czy pod pojęciem miejsca wyłącznika danej instalacji ustawodawca ma na myśli rozłączenie instalacji prowadzące do obniżenia napięcia na wszystkich przewodach w budynku do zera. Jeżeli tak to istotnie wpływa to na sposób wykonania instalacji oraz koszty.

Przy okazji konsultacji społecznych pojawia się wiele wariacji pomysłu informowania straży pożarnej o montażu instalacji fotowoltaicznej czy przepis stosować do wszystkich mikroinstalacji czy może ograniczyć go do instalacji o mocy 5 / 10 kW instalacji jedno czy trójfazowych. Trudno znaleść logikę w takich dywagacjach. Jaka jest różnica w punktu widzenia zagrożenia pożarowego czy prowadzenia akcji gaśniczej jeżeli na budynku znajduje się jeden łańcuch 20 modułów czy 3 łańcuchy po 20 modułów? Napięcia będą takie same a co za tym idą zasady prowadzenia akcji gaśniczej. Jeszcze bardzie irracjonalne wydaje się uzależnienia stosowania przepisów od liczby zasilanych faz.

Jakby na to nie patrzyć podniesienie bezpieczeństwa pożarowego instalacji PV powinno być w pierwszej kolejności realizowane poprzez wprowadzenie wymogów w zakresie, doboru komponentów i aparatury zabezpieczającej, wykonania prac montażowych, dokonania stosownych oznaczeń, a wymogi te powinny być opublikowane w randze rozporządzenia do ustawy.

Zapis w obecnej postaci nie poprawi bezpieczeństwa pożarowego a przez brak przepisów wykonawczych wprowadzi niepotrzebne zamieszanie.

Ustawowy zakaz podwyżek cen prądu

Po projekcie ustawy obniżającej obciążenia podatkowe w cenie energii. Rząd zapewne doszedł do wniosku że rozwiązanie to nie zatrzyma wzrostu cen energii, więc postanowił dodać do ustawy zapisy które można określić ustawowym zakazem podnoszenia cen prądu w 2019 roku. To fakt brzmi to absurdalnie w gospodarce wolnorynkowej ale w zakresie energii elektrycznej stało się to faktem. powstała ustawa w myśl której w 2019 roku żadna ze spółek obrotu zajmująca się sprzedażą energii elektrycznej nie może zastosować ceny wyższej niż cena z 30 czerwca 2018 roku. Dla konsumentów taka informacja może brzmieć dobrze. Niemniej jednak wspomniana ustawa rodzi tak wiele daleko idących konsekwencji że ciężko je wszystkie jednoznacznie określić i zdefiniować.

Na wstępie warto jednoznacznie podkreślić że zaproponowane rozwiązania w żaden sposób nie rozwiążą problemu wzrostu cen energii a jedynie Państwo dopłaci do różnicy między ceną giełdową energii a ceną z 2018 r. dla odbiorcy końcowego.

Jak będzie działał mechanizm zakazu podwyżek cen prądu.

Każda ze spółek obrotu sprzedająca energię elektryczną niezależnie czy podpisała już nową umowę na sprzedaż energii czy dopiero to uczyni nie może zastosować ceny wyższej niż ta wynikająca z cennika z 30 czerwca 2018 roku. Różnica w cenie zostanie pokryta z “Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny” który będzie posiadał dwa główne źródła finansowania pierwszym są środki ze sprzedaży niewykorzystanych uprawnień do emisji CO2. Przy obecnej cenie uprawnień do emisji z tego źródła powinno wpłynąć około miliarda euro czyli około 4,3 miliarda złotych. Zakładając jednak że różnica między ceną rynkową a ceną sprzedaży będzie średnio około 110 zł/MWh fundusz będzie potrzebował w 2019 roku około 18,5 miliarda złotych na refundację różnic w cenie. Oznacza to że blisko 14 mld złotych będzie pochodzić ze źródła określonego w Art. 12 pkt 3 ustawy tj. “dotacje celowe z budżetu państwa;”. Czyli drugim głównym źródłem finansowania funduszu będą inne podatki zbierane przez skarb państwa.

Przy tworzeniu tej ustawy jej autorzy widać całkowicie zapomnieli o powiedzeniu lepiej dać komuś wędkę niż rybę. Zamiast wyciągnąć wnioski ze wzrostu cen energii w dużej mierze powodowane wzrostem uprawnień do emisji CO2. 80% w środków zgromadzonych ze sprzedaży tychże uprawnień zostanie przeznaczonych na dotacje do ceny energii. Do tego z budżetu państwa zostanie dodane kilkanaście mld zł a z dużą dozą prawdopodobieństwa za rok problem wróci spotęgowany.

Problemy jakie może spowodować ustawa ?

Wydawanie miliardów na odłożenie w czasie wzrostu cen energii to nie jedyny problem tej ustawy. Już na samym początku pojawia się pytanie czy przedstawiony w ustawie mechanizm jest pomocą publiczną? Jeżeli jest to powinien być notyfikowany przez Komisję Europejską co oczywiście nie zostało uczynione. W konsekwencji Komisja Europejska może zażądać zwrotu nielegalnie wypłaconej pomocy publicznej co oznaczałoby olbrzymie problemy dla spółek obrotu ale potencjalnie także dla firm korzystających z obniżonych cen energii.

Pojawia się też pytanie co w przypadku spółek, które nie sprzedawały energii w 2018 roku a chcą rozpocząć tą działalność 2019. Czy im także przysługuje ‘refundacja’ Czy będą musiały sprzedawać energię elektryczną po cenach rynkowych czyli znacznie drożej od konkurencji?

Co w przypadku przetargów publicznych które były rozstrzygnięte końcem 2018 roku? W konsekwencji ustawy firma która wygrała taki przetarg będzie zobowiązana sprzedawać energię po cenie innej niż ta w złożonej w przetargu ofercie. Czy w takim przypadku należy taki przetarg unieważnić?

Do ustawy ciągle nie ma rozporządzenia które określi w szczegółach mechanizm refundacji dla spółek obrotu sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym. W konsekwencji od 1 stycznia spółki te muszą sprzedawać energię po cenach niższych niż ceny rynkowe nie znając tak naprawdę mechanizmu i wartości refundacji wiąże się to z olbrzymim ryzykiem dla ich działalności. Największe ryzyko będzie dla najmniejszych spółek, w konsekwencji może to doprowadzić do ich bankructwa bądź zawieszenia działalności. W ten sposób zostanie utrwalony i tak zmonopolizowany rynek energii elektrycznej w Polsce. Co więcej refundacja będzie odbywać się w stosunku do średnio-ważonej ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym. Idea ustawy zakłada stuprocentową refundacje w takim przypadku może dojść do nadmiernego wzrostu ceny energii na rynku hurtowym z uwagi na brak konkurencyjności gdyż “państwo” zrefunduje każdą różnicę w cenie.

I kluczowe pytanie jakie się pojawia to czy urzędowy zakaz podwyżek dotyczy cen taryfowych czy także kontraktów. Jeżeli tylko tych pierwszych to faktycznie zostaną odłożone w czasie podwyżki dla gospodarstw domowych gdyż firmy w większości nie są na taryfach. Jeżeli tych drugich to czeka nas wielki chaos na rynku energii.

Nowe kryteria przyłączenia mikroinstalacji – duży problem dla branży PV w Polsce.

Na przełomie stycznia i lutego OSD, czyli zakłady energetyczne odpowiedzialne za przyłączenie mikroinstalacji przeprowadziły aktualizację kryteriów przyłączenia mikroinstalacji. Wprowadzonych zmian jest sporo jednak najwięcej kontrowersji budzą dwie. Pierwszą z nich jest ograniczenie mocy dla instalacji jednofazowych z obecnych 4,6 kW do 3 kW. Drugą jest wprowadzenie wymogu, w ramach którego OSD chcą mieć możliwość zdalnego odłączenia mikroinstalacji a powyżej 10 kW także możliwość sterowania jej mocą. Nie odnosząc się do zasadności wprowadzenia tych zmian zakłady energetyczne powinny mieć świadomość konsekwencji i wpływu nowych regulacji dla branży i rynku PV w Polsce.

Tak ważne zmiany powinny być z jednej strony konsultowane z branżą a z drugiej tryb ich wprowadzania powinien odpowiadać możliwością adaptacyjnym rynku. Dlatego trudno inaczej niż bardzo krytycznie odnieść się do trybu jaki wybrały OSD gdzie od podania do publicznej wiadomości do wejścia w życie mija 1-2 miesięcy. Zapewne wielu zadaje sobie pytanie czy wprowadzając tak szybko zmiany zakłady energetyczne nie posiadają świadomości, że realizowane są projekty, w których falowniki w momencie zakończenia prac montażowych nie będą spełniać kryteriów przyłączenia? Czy nie mają świadomości, że w hurtowniach leżą na półkach falowniki które po 1 kwietnia staną się nie sprzedawalne? Czy nie mają świadomości, że w ramach dotacji unijnych są zaprojektowane tysiące instalacji, które nie będą spełniać kryteriów?

O tym, że kryteria są wprowadzane mało profesjonalnie świadczy nie tylko tryb wprowadzania zmian i brak realnych konsultacji, ale także fakt, że pracownicy poszczególnych zakładów energetycznych odpowiedzialni za przyłączenia mikroinstalacji niewiele wiedzą o zmianach według, których już za nieco ponad miesiąc mają obsługiwać wnioski zgłoszeniowe. A pytań pojawia się wiele.

Skąd tak radykalne obniżenie mocy dla instalacji jednofazowych. Jakie przesłanki stały za przyjęciem granicy 3 kW szczególnie że poza Szwajcarią wszędzie w Europie jest one wyższa. Jeszcze więcej kontrowersji budzi wprowadzenie zdalnej możliwości odłączenia mikroinstalacji i sterowanie jej mocą. Podobne wymogi stosowane są np. w Niemczech, ale ich wprowadzenie było poprzedzone analizą potrzeb, wypracowaniem zasad stosowania i wypracowaniem pewnego standardu technologicznego. Nieakceptowalne jest wprowadzanie możliwości odłączania mikroinstalacji bez wprowadzenia jasnych kryteriów na jakich zasadach takie odłączenie byłoby przez OSD możliwe, kto i według jakich kryteriów decydowałby o tym, które instalacje zostaną odłączone a które nie. I w końcu na jakich zasadach prosumenci wyłączonych instalacji otrzymywaliby odszkodowania. Osobną kwestią są sprawy techniczne korzystania OSD z możliwości wyłączenia czy sterowania mocą. Nieprofesjonalne wydaje się stawianie takich wymogów bez określenia technicznych aspektów komunikacji między OSD a falownikiem. Zakładając, że standard komunikacji byłby oparty o wymogi niemieckie większość producentów byłaby do nowych przepisów dostosowana. Równie dobrze można wyobrazić sobie, że OSD opracują własny standard lub co gorsza różna standardy inne dla każdego zakładu energetycznego, co oznaczałoby konieczność dostosowywania falowników sprzedawanych na polskim rynku. Istnieje jeszcze trzecia możliwość polegająca na tym, że OSD same nie wiedzą, jak sterować mocą rozporoszonych instalacji i robią klasyczne rozpoznanie bojem. Tworzą wymogi, które będą w początkowej fazie martwe do czasu wypracowania rozwiązania technicznego.

Może naiwnie, ale liczę, że zaproponowane zmiany są efektem niefrasobliwości i nadgorliwości a nie celowym działaniem wymierzonym w zatrzymanie rozwoju energetyki prosumenckiej. W konsekwencji po fali krytyki OSD siądą raz jeszcze do kart weryfikacji technicznej i spróbują wypracować akceptowalny kompromis.

Zmiana polityki celnej istotnie wpłynie na zmianę cen modułów PV.

Decyzja Komisji Europejskiej w zakresie zmian minimalnych cen dla importowanych z Chin modułów i ogniw PV istotnie wpłynie na kształtowanie się ich cen na rynku. Zaproponowane stawki są zbliżone do cen ofertowanych przez chińskich producentów obecnie w kontraktach na II i III kwartał 2018 r. I tu wcale nie najważniejszą decyzją KE jest sam fakt obniżenia stawek a możliwość eksportu do Europy modułów wyprodukowanych w Chinach także przez tych producentów, którzy opuścili porozumienie.

Proponowane przez Komisję Europejską ceny minimalne dla modułów mono i polikrystalicznych 

Okres stosowania MCI	MCI dla modułów multikrystalicznych (EUR/W)	MCI dla modułów monokrystalicznych (EUR/W)
Od 1 października 2017 r. do 31 grudnia 2017 r.	0,37	0,42
Od 1 stycznia 2018 r. do 31 marca 2018 r.	0,34	0,39
Od 1 kwietnia 2018 r. do 30 czerwca 2018 r.	0,32	0,37
Począwszy od 1 lipca 2018 r.	0,30	0,35

Fakt ten jest o tyle istotny, że większość kluczowych chińskich producentów na przestrzeni ostatnich 2 lat opuściło porozumienie z KE i poprzez swoje fabryki poza Chinami sprzedawało legalnie moduły na rynku europejskim. Jednak wolumen dostępnych mocy produkcyjnych poza Chinami nie pozwalał w pełni zaspokajać europejskiego rynku pełną gamą produktów. Zmiana polityki UE w tym zakresie sprawi, że olbrzymi potencjał produkcyjny fabryk zlokalizowany w chinach będzie mógł być wykorzystany do zaspokojenia europejskiego popytu.


Należy się spodziewać, że maksymalne ceny modułów PV importowane z kierunku wschodniego w 2018 r. osiągną średnio ok 0,30 euro/Wp. Z uwagi na fakt większość chińskich koncernów fotowoltaicznych już od I kwartału 2018r. są w stanie zbliżyć się do ceny MCI obowiązującej od lipca. Z uwagi na fakt, że cena MCI odnosi się do daty produkcji a nie daty importu należy się spodziewać, że chińscy producenci nie będą budować stanów magazynowych do końca I półrocza z obawy, że nie sprzedane moduły w określonym czasie staną się niesprzedawalne po zmianie ceny minimalnej. 

Zmiana polityki celnej sprawi że w roku 201 będziemy obserwować dalszy spadek cen modułów PV w przeciwieństwie do stagnacji cenowej która nastąpiła w II połowie 2017r. 

Co dalej po ustawie OZE? Zielone certyfikaty, aukcje, fotowoltaika - Puls Rynku GLOBENERGIA

Komentarz wideo do aktualnej sytuacji na rynku OZE

 

Antydumping na moduły fotowoltaiczne rozszerzony na produkty sprowadzane z Tajwanu oraz Malezji.

Dochodzenie Komisji Europejskiej potwierdziło, że Tajwańskie oraz Malezyjskie firmy uczestniczyły w procederze sprzedaży chińskich modułów oraz ogniw PV w celu ominięcia europejskich restrykcji. Aby temu zapobiec istniejące cła antydumpingowe i antysubsydyjne dotyczące chińskich modułów PV i ogniw PV zostały rozszerzone o Malezję i Tajwan.

Co niezmiernie istotne dla importerów tajwańskich czy malezyjskich modułów to fakt, że służby celne krajów UE mogą dochodzić obowiązków celnych i uiszczenia karnych ceł antydumpingowych w wysokości nawet 53,4% wstecz od 29 maja 2015 czyli od momentu rozpoczęcia dochodzenia.

Co ważne nie wszystkie Tajwańskie oraz Malezyjskie firmy będą objęte restrykcjami. Dwadzieścia tajwańskich oraz pięć malezyjskich firm wykazało, że nie babrało udziału w nielegalnym procederze są to:

Malezja
AUO - SunPower Sdn. Bhd.
Flextronics Shah Alam SDN. BHD
Hanwha Q CELLS Malaysia Sdn. Bhd.
Panasonic Energy Malaysia Sdn. Bhd.
TS Solartech Sdn. Bhd.

Tajwan
ANJI Technology Co., Ltd.
AU Optronics Corporation
Big Sun Energy Technology Inc.
EEPV Corp.
E-TON Solar Tech. Co., Ltd.
Gintech Energy Corporation
Gintung Energy Corporation
Inventec Energy Corporation
Inventec Solar Energy Corporation
LOF Solar Corp.
Ming Hwei Energy Co., Ltd.
Motech Industries, Inc.
Neo Solar Power Corporation
Perfect Source Technology Corp.
Ritek Corporation
Sino-American Silicon Products Inc.
Solartech Energy Corp.
Sunengine Corporation Ltd.
Topcell International Co.,
TSEC Corporation
Win Win Precision Technology Co., Ltd.

Ustawa o oze, co wynika z grudniowych zmian.

Tuż przed nowym rokiem ustawa o odnawialnych źródłach energii została znowelizowana w celu przedłużenia obowiązywania systemu zielonych certyfikatów oraz przesunięcia wejścia w życie stawek gwarantowanych dla najmniejszych instalacji. Sama nowelizacja wywołała duże zamieszanie informacyjne w zakresie systemu wsparcia dla instalacji OZE. Co wynika z nowelizacji ustawy:

Net metering (preferencyjny sposób rozliczania energii kupionej i sprzedanej w bilansach półrocznych)

Fakty

• obowiązuje od 1 stycznia 2016 r.

Problemy wynikające z nieprecyzyjnych zapisów ustawy

• dotyczy tylko energii bez opłaty przesyłowej
• dotyczy tylko tzw. sprzedawcy zobowiązanego, czyli przedsiębiorstwa energetycznego, które na danym rejonie ma najwięcej klientów. W praktyce na net metering nie mogą liczyć ci, którzy zmienili sprzedawcę energii.
• w zależności od zakładu energetycznego i jego wewnętrznych regulacji problem z net meteringiem mogą mieć klienci korzystające z taryf dwustrefowych i w konsekwencji będą musieli przejść na taryfę jednostrefową.

Stawki gwarantowane (gwarancja zakupu energii wyprodukowanej w mikroinstalacji po określonej cenie)

Fakty

• przesunięto ich obowiązywanie od 1 lipca 2016 r.

Problemy wynikające z zapowiadanych zmian w ustawie

• Nie ma gwarancji, w jakiej wysokości pozostaną ostatecznie stawki zakupu energii
• Nie ma gwarancji czy obejmą one instalacje uruchamiane po 1 stycznia 2016r.
• Nie wiadomo czy będą wypłacane za całość wyprodukowanej energii czy dopiero po zbilansowaniu

Zielone certyfikaty

Fakty

• przedłużono ich obowiązywanie do 30 czerwca 2016 r.

Problemy wynikające z nieprecyzyjnych zapisów ustawy

• ryzyko uznania ich za niedozwoloną pomoc publiczną przez KE

Ustawa o OZE - 10 podstawowych faktów

Z uwagi na liczne pytania przedstawiam poniżej podstawowe zmiany, jakie wnosi ustawa o OZE dla prosumentów chcących zainwestować w mikroinstalację fotowoltaiczną.

1. Instalacje do 10 kW będą objęte taryfami gwarantowanymi w wysokości 0,65 zł/kWh dla instalacji o mocy 3-10 kW 0,75 dla instalacji o mocy do 3 kW
2. Taryfy gwarantowane zaczną obowiązywać od 1 stycznia 2016 roku
3. Taryfy gwarantowane będą obowiązywać tylko dla nowobudowanych instalacji (nowobudowanych po 1 stycznia 2016 r.)
4. Instalacje od 10 - 40 kW zostaną objęte systemem rozliczeń energii wyprodukowanej z instalacji oraz kupionej w bilansach półrocznych tzw. net metering. W przypadku nieskorzystania z taryf gwarantowanych net meteringiem zostaną objęte także instalacje do 10 kW. 
5. Cena sprzedaży energii z instalacji o mocy od 10 - 40 kW ponad półroczny bilans będzie wynosić 100% średniej ceny energii na rynku konkurencyjnym czyli obecnie ok. 0,16 zł/kWh
6. Tzw net meteringiem zostaną objęte nowe jak i istniejące instalacje.
7. Skorzystanie z formy dotacji np. z programu prosumet wyklucza możliwości skorzystania z taryf gwarantowanych
8. Dla mikroinstalacji o mocy do 40 kW nie jest wymagana koncesja niezależnie czy instalacja jest realizowana przez osobę fizyczną czy prawną (firma)
9. Do końca 2015 roku osoby prawne (firmy) mogą skorzystać z systemu zielonych certyfikatów
10. Jeżeli osoby prawne (firmy) będą chciały po 1 stycznia 2016 wejść w system rozliczenia energii netto w bilansach półrocznych tzw. net metering utracą prawo do zielonych certyfikatów.

Część przepisów nie jest do końca jednoznaczna i wymaga doprecyzowania. Na szczególną uwagę zasługuje pojęcie nowobudowanej instalacji, które będą objęte taryfami gwarantowanymi. Na obecny stan wiedzy nie można założyć, że instalacje wybudowane w tym roku i zgłoszone po 1 stycznia 2016 wypełnią znamiona instalacji nowobudowanych. Na obecny stan prawny nie można postawić znaku równości między instalacjami nowobudowanymi a nowo przyłączonymi. Z tego względu osobom, które chcą być objęte taryfami gwarantowanymi rekomenduję poczekać z budową do 1 stycznia 2016 lub do momentu doprecyzowania zapisów ustawy przez ministerstwo gospodarki.

Obłuda i demagogia zakładów energetycznych w listach do senatorów.

Poprawka prosumencka podziałała na koncerny jak płachta na byka. Przy okazji wychodzi cynizm i obłuda tego środowiska, które w obliczu braku argumentów merytorycznych stosuje demagogię i półprawdy. które możemy znaleźć np. w liście Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej

Już na samym początku listu czytamy że "rozwój sektora prosumenckiego zapoczątkowany ustawą o OZE .... oznaczałby drastyczny spadek zużycia węgla kamiennego." wartość spadku oszacowano w liście na 0,5 mln ton. Po pierwsze należy zadać sobie pytanie czy jest to dużo skoro zużycie węgla w Polsce sięga 80 mln ton? Skro energetyce tak zależy na dobru górnictwa to, dlaczego realizuje współspalanie i zamiast węgla do kotłów dodaje biomasę. Oczywiście jest to pytanie retoryczne gdyż jeżeli koncerny energetyczne mogą na czymś zarobić ideały przestają mieć znaczenie. Tylko w 2012 roku największe koncerny energetyczne wytworzyły z biomasy 6695119 MWh energii (dane URE) co przy założeniu zapotrzebowania na węgiel na poziomie 0,725 tony na MWh daje ograniczenie zużycia węgla na poziomie 4,8 mln ton. Jednak apelu prezesów grup energetycznych o zablokowanie współspalania nie słychać.

Idąc dalej, aby dodać dramaturgii możemy przeczytać w liście że "Docelowo może w ciągu najbliższych lat powstać nawet 10 GW mocy zainstalowanej w takich instalacjach" Stwierdzenie to nie można określić inaczej jak bezpodstawna demagogia, która ma szerzyć strach wśród senatorów. W żadnym, ale to w żadnym kraju na świecie niema 10 GW zainstalowanej mocy w mikroinstalacjach do 10 kW. Podany przykład Niemiec to typowy objaw stosowania półprawd w celu poparcia tezy. Faktem jest że w Niemczech powstało w 2010-2012 7,5 GW nowych mocy w elektrowniach fotowoltaicznych ale tak duże przyrosty udało się osiągnąć tylko dzięki wsparciu dla dużych farmom a nie mikroinstalacji.

W piśmie znajdujemy także informacje, że rozwój energetyki prosumenckiej przyczyni się do wzrostu cen energii i kosztów dystrybucji. Takie stwierdzenie to insynuacja gdyż jak wylicza IEO zapisy ustawy pozwolą na powstanie ok 204 tys. mikroinstalacji, które pozwoliły na wytworzenie 1,3 TWh energii w 2020 roku. Odpowiada to 4% energii z OZE jaka ma być wytworzona w 2020 roku zgodnie z oceną skutków regulacji (OSR) ustawy o OZE. Dodatkowo zakładając, że obecnie w Polsce zużywa się 160 TWh energii w 2020 roku prosumenci dostarczyliby do sieci 0,8% całej zużywanej energii. Prawda jest taka, że pozostawienie monopolu na produkcję energii w rękach największych grup energetycznych będzie powodować wzrost cen energii. Mimo znacznie większych dopłat do OZE i 36 GW zainstalowanej mocy w samej fotowoltaice hurtowa cena energii w Niemczech jest niższa niż w Polsce.

Wręcz o śmieszność zakrawa stwierdzenie w liście, że poprawka niema charakteru obywatelskiego. Jeżeli mówi się o potencjale 200 000 nowych instalacji, które będzie zrealizowane przez 200 000 gospodarstw domowych to jak nazwać takie prawo jak nie pro obywatelskie. Nie prawdą jest także, że tego typu instalacje będą realizowane jedynie przez osoby najbogatsze. Poprawka prosumencka daje podstawy ekonomiczne inwestycji w mikroinstalacji z tego powodu podobnie jak w wielu krajach europy szybko na rynku pojawiają się instrumenty finansowe pozwalające sfinansować tego typu inwestycję nawet przez relatywnie biedne gospodarstwa domowe.

W piśmie znajduje się także informacja, że zaproponowane stawki odkupu są kilkukrotnie wyższe niż średnia cena energii na rynku hurtowym i trudno znaleźć uzasadnienie dla takich dysproporcji. Z kolei w drugą stronę dla dysproporcji zakłady energetyczne znajdują uzasadnienie bez problemu. Skoro średnia cena energii to 180 zł/MWh to, dlaczego cena detaliczna dla odbiorców indywidualnych to ponad 300 zł/MWh a opłata przesyłowa 200 zł/MWh.

W przesłanym liście trudno znaleźć zdanie, które zawierałoby w pełni prawdziwe i rzetelne informacje. Bo jak można twierdzić, że konieczność zainstalowania rozproszonych 200 000 mikroinstalacji nie przyczyni się do powstania nowych miejsc pracy skoro w każdym kraju gdzie następuje rozwój mikro oze pozytywnie wpływa to na lokalny rynek pracy.

Prawda jest taka, że zaledwie trzy największe grupy kapitałowe realizują około 2/3 krajowej produkcji energii elektrycznej i zrobią wszystko, aby utrzymywać monopol jak długo się da.

Taryfy gwarantowane dla OZE - Cud na wiejskiej czy polityczna rozgrywka

Cud, szok, niedowierzanie tak można w skrócie skomentować wynik wczorajszego głosowania w sejmie poza przyjęciem ustawy o OZE wbrew rekomendacji rządu głosami części posłów PSL oraz całej opozycji została przyjęta poprawka posła PSL Artura Bramory, która wprowadza w Polsce na wzór cywilizowanych krajów Europy gwarantowane taryfy dla mikroinstalacji OZE. Wysokość stawek zapewnia ekonomiczne podstawy inwestycji w mikroelektrownie fotowoltaiczne czy wiatrowe bez dodatkowych dotacji.

Główne założenia poprawki:

1. Gwarancja zakupu energii z mikroinstalacji OZE przez okres 15 lat w wysokości

Dla instalacji o mocy do 3 kW

•  hydroenergia –0,75zł za 1 kWh;
•  energia wiatru na lądzie –0,75zł za 1 kWh;
• energia promieniowania słonecznego –0,75zł za 1 kWh

Dla instalacji o mocy 3-10 kW

• biogaz rolniczy-0, 70 złza 1 kWh
• biogaz pozyskany z surowców pochodzących ze składowisk odpadów –0,55 zł za 1kWh
• biogaz pozyskany z surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków 0,45 zł za 1 kWh
• hydroenergia –0,65 zł za 1 kWh;
• energia wiatru na lądzie -0,65 zł za 1 kWh
• energia promieniowania słonecznego –0,65 zł za 1 kWh

2. Taryfy gwarantowane mają obowiązywać aż łączna moc instalacji o mocy do 3 kW nie przekroczy 300 MW a instalacji o mocy 3-10 kW nie przekroczy 500 MW. Wysokość taryf może być zmieniona rozporządzeniem ministra gospodarki.

Należy dodać, że poprawka posła Artura Bramory jest bardzo rozsądna i wyważona, jeżeli chodzi o wysokość taryf gwarantowanych a także wielkość wspieranych instalacji. Jej poparcie powinno być odebrane jako zwykła przyzwoitość posłów w stosunku do społeczeństwa, gdyż jest to jeden z nielicznych zapisów w polskim prawie, który jest korzystny pro społecznie a nie pro branżowo czy koncernowo. Ograniczenie wsparcia do instalacji o mocy do 10 kW sprawi, że instalacje te będą powstawać na dachach domów i małych firm a nie wzorem czeskim czy hiszpańskim zaleją w krótkim czasie każdą wolną łąkę blisko GPZ.

Jednak głosowanie nad poprawką ma głębsze dno. Przepadła ona już w pracach komisji sejmowej i nic nie wskazywało, że zostanie przegłosowania w sejmie szczególnie, że rząd (PO i PSL) na czele z Ewą Kopacz i Januszem Piechocińskim był jej przeciwny. Jedynie dzięki rozgrywce w PLS część ludowców z Waldemarem Pawlakiem na czele łącznie 21 posłów poparło poprawkę co w połączeniu z opozycją, która często tylko dla sportu się jednoczy przeciwko rządowi sprawiło niespodziankę i przyjęcie poprawki.

Niestety na nadmierny entuzjazm jeszcze za wcześnie. Ustawa trafia teraz do senatu gdzie PO ma większość i może przywrócić "właściwy" ład ustawie. Pozostaje tylko trzymać kciuki, aby senatorowie zdobyli się na minimum przyzwoitości i nie zablokowali skoku technologicznego, jaki może rozpocząć się w polskiej energetyce za sprawą rozwoju mikroinstalacji.

Farma fotowoltaiczna podstawowe fakty

Z uwagi na wiele podobnych pytań poniżej zebrałem podstawowe fakty na temat budowy i funkcjonowania farmy fotowoltaicznej o mocy 1MW stan na połowę 2016.

Ilość wyprodukowanej energii

• Elektrownia PV o mocy 1 MWp jest w stanie wyprodukować od 950 - 1100 MWh rocznie w zależności od lokalizacji i konfiguracji.
• Roczny spadek mocy wynosi od 0,6 do 1% rocznie
• Różnice w wyprodukowanej energii rok do roku mogą zmieniać się o ok. 10% z uwagi na zmienność warunków pogodowych

Koszty budowy

• Budowa 1 MWp elektrowni fotowoltaicznej pod klucz to zazwyczaj od 3.7 - 4.5 mln zł. Dotyczy to typowej elektrowni w dogodnej lokalizacji (brak konieczności wyrównywania terenu, utwardzania dróg dojazdowych itp.)
• Koszt przyłącza do linii średniego napięcia to ok 60 000 zł pod warunkiem, że linia średniego napięcie jest zlokalizowana w bezpośrednimi sąsiedztwie elektrowni. Inwestor ponosi połowę tych kosztów drugą połowę pokrywa operator systemu dystrybucyjnego.

Przychody ze sprzedaży energii

W 2016 r. następuje zmiana systemu wsparcia OZE w Polsce  na system aukcyjny w myśl którego aby inwestor mógł sprzedawać energię po preferencyjnej cenie musi uprzednio wygrać aukcję,

Jak przygotować farmę fotowoltaiczną pod aukcję OZE.

Dla elektrowni PV o mocy do 1 MW maksymalna cena do jakiej może licytować inwestor została określona w rozporządzeniu na 465 zł/MWh dla elektrowni powyżej jednego MW maksymalna cena została określona na 445 zł/MWh. Należy zaznaczyć że dla instalacji powyżej 500 kW należy w przychodach uwzględnić koszt profilu energetycznego.

Wielkość działki

• Średnio typowa elektrownia o mocy 1 MWp zajmuje obszar ok 2 ha. Przy czym w zależności od lokalizacji i przyjętych warunków realizacyjnych potrzebna powierzchnia może wahać się od 1,5 ha do 3,5 ha

Wymagane pozwolenia

• Zapis w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego jasno stwierdzający możliwość budowy elektrowni fotowoltaicznej lub w przypadku braku planu warunki zabudowy
• Warunki przyłączeniowe od lokalnego operatora systemu dystrybucyjnego
• Decyzja środowiskowa (jeżeli powierzchnia zabudowy przekracza 0,5 ha na terenach chronionych lub 1 ha na pozostałych terenach) zazwyczaj w przypadku elektrowni fotowoltaicznej o mocy 1 MWp nie jest wymagana decyzja środowiskowa jeżeli lokalizacja nie jest na terenie chronionym.
• Pozwolenie na budowę
• Koncesja na sprzedaż energii wydawana przez urząd regulacji energetyki

Czas realizacji

• Po wejściu na plac budowy sprana ekipa na kompletną budowę elektrowni fotowoltaicznej o mocy 1 MWp przy dobrej pogodzie potrzebuje ok. 1-2  miesięcy. Do tego należy doliczyć procedurę przyłączenia do OSD. 

Kto finansuje montaż układu rozliczeniowego w przypadku mikroinstalacji?

Znowelizowana ustawa prawo energetyczne jasno definiuje, że w przypadku przyłączenia mikroinstalacji koszt montażu układu zabezpieczającego oraz rozliczeniowo pomiarowego, który jest licznikiem dwukierunkowym ponosi zakład energetyczny. Zapis ten jest tak jasny i oczywisty, że nie powinien budzić wątpliwości interpretacyjnych jednak wielu właścicieli mikroinstalacji skarży się, że zakłady energetyczne wymuszają na nich montaż i finansowanie drugiego licznika między falownikiem a miejscem przyłączenia falownika do instalacji w budynku.

Umiejscowienie liczników w przypadku montażu mikroinstalacji  (1) licznik dwukierunkowy montowany w miejscu obecnego licznika (2) licznik energii wyprodukowanej montowany między falownikiem a miejscem przyłączenia.

Chodzi o licznik oznaczony, jako 2 jest to licznik jednokierunkowy, który zlicza ilość produkowanej przez elektrownię fotowoltaiczną energii. Montaż tego licznika nie wynika bezpośrednio z prawa energetycznego nie jest też potrzebny do określenia ilości sprzedanej energii gdyż tą informację podaje licznik dwukierunkowy (1). Konieczność montażu tego licznika wynika z faktu, że art. 9 ust 2 prawa energetycznego nakłada na zakład energetyczny (OSD) obowiązek półrocznego sprawozdania ilości energii wyprodukowanej z mikroinstalacji. Informacji tych nie można odczytać z licznika dwukierunkowego (ot taki lapsus w ustawie) gdyż nie widzi on ilości energii skonsumowanej na potrzeby własne. Z tego powodu zakłady energetyczne żądają montażu drugiego licznika (2) gdyż informacje z niego odczytane są im potrzebne do sporządzenia raportu do URE. Skoro obowiązek, o którym mowa jest nałożony na zakład energetyczny to zakład energetyczny powinien finansować montaż układu pomiarowego, który pozwoli mu wypełnić ustawowy obowiązek! Na takim stanowisku stoi także Urząd Regulacji Energetyki.

Z powodu powyższej argumentacji w przypadku problemów z zakładami energetycznymi proponuję przedstawić im powyższą argumentację, jeżeli to nie pomoże skierować skargę do URE. Ostatecznością jest sprawa sądowa z góry wygrana, ale nieprzyjemna dla każdej ze stron.

Czy duże instalacje fotowoltaiczne mają szansę na rozwój po wejściu ustawy o OZE ?

Po wejściu ustawy o OZE rozwój większych instalacji PV stanie raczej pod znakiem zapytania. Zwłaszcza te realizowane przez małych i średnich inwestorów, którzy chwieliby zainwestować w instalację PV o mocy 1 lub kilku MW.

Kto będzie mógł budować elektrownie, OZE po wejściu ustawy?

Należy mieć na uwadze fakt, że po wejściu ustawy "wsparcie" będzie otrzymywał tylko ten, kto wygra aukcję a nie jak obecnie każdy, kto zbuduje elektrownię.

Kto będzie mógł brać udział w aukcji?

Firma, która przejdzie ocenę formalną i będzie posiadać min:

• Warunki przyłączenia i zawartą umowy przyłączeniową (zapis ten sprawia że nie wygrywając aukcji ZE może wymóc na nas współfinansowanie przyłącza które nie będzie nam potrzebne )
• Prawomocne pozwolenie na budowę (zapis ten oznacza, że na etapie aukcji konieczne będzie posiadanie projektu budowlanego i przejście całej drogi formalnej)
• Decyzję środowiskową

Kto wygra aukcję?

Słowo aukcja nie do końca tu pasuje będzie to raczej konkurs ofert z ceną minimalną. Prezes URE nie rzadziej niż raz w roku ogłosi konkurs na określoną ilość MWh zielonej energii. Za pomocą platformy internetowej każdy, kto zostanie dopuszczony do aukcji będzie mógł złożyć swoją ofertę. Wygrywają ci, którzy zaproponują najmniej. Reszta czeka na kolejną szansę.

Jaka będzie cena minimalna ?

Cena minimalna będzie inna dla każdego OZE ogłaszana nie później niż 60 dni przed aukcją (60 dni to bardzo krótki okres, co oznacz, że przygotowania do aukcji inwestor będzie musiał podjąć na długo przed poznaniem ceny, po jakiej będzie miał szansę sprzedawać energię)

Kto określi cenę minimalną ?

Minister gospodarki w oparciu o wyniki analiz ekonomicznych opracowywanych przez jednostki naukowo badawcze i doradcze - czyli przez osoby niemające większego pojęcia o kosztach elektrowni OZE.

Dlaczego będzie trudno zrealizować instalację PV po wejściu ustawy?

System premiuje rozwiązania najtańsze i dostarczające więcej niż 4000 MWh/MW/rok czyli głównie biomasę ewentualnie biogaz. Raczej większość inwestorów, którzy biznes nie traktują, jako hazard nie podejmie ryzyka wydatku rzędu 60-90 tyś zł/MW, aby przygotować inwestycję do aukcji, którą nie dość, że nie wiadomo czy wygra to nie wiadomo nawet, jaka może być minimalna cena na aukcji.

Mikroinstalacja fotowoltaiczna - formalności, dotacje, cena sprzedaży energii

Zmiana prawa oraz zbliżający się program dotacji w programie prosument sprawia coraz większe zainteresowanie instalacjami fotowoltaicznymi. Z jakimi formalnościami oraz korzyściami muszą liczyć się osoby prywatne oraz prawne (firmy).

Firma	Osoba prywatna
Koncesja
Wymagana	Niewymagana do 40 kW
Dotacja w ramach programu prosument NFOŚiGW
Brak możliwości otrzymania	Możliwość otrzymania do 40 % wartości instalacji (po odliczeniu kosztów efektywnie ok 25%)
Przyłączenie do sieci
Bezpłatne do 40kW - koszty w pełni ponosi zakład energetyczny	Bezpłatne do 40kW - koszty w pełni ponosi zakład energetyczny
Cena sprzedaży energii
Ustalona ustawowo, jako cena energii z poprzedniego roku ok. 0,2 zł/kWh	Ustalona ustawowo, jako 80% ceny energii z poprzedniego roku ok. 0,16 zł/kWh
Zielone certyfikaty
Przysługują - dodatkowy przychód ok 0,2 zł/kWh	Nie przysługują
Odliczenia podatkowe
Możliwość odliczenia podatku VAT od wartości brutto instalacji oraz obniżenie podstawy opodatkowania amortyzując instalację.	Brak możliwości odliczenia
Opodatkowanie wyprodukowanej energii
Opodatkowanie na zasadach ogólnych wyprodukowanej energii VAT + podatek dochodowy po odliczeniu kosztów uzyskania przychodu.	Brak podatku VAT, Konieczność zapłaty podatku dochodowego od uzyskanych przychodów na zasadach ogólnych - brak możliwości odliczenia kosztów uzyskania przychodu.

Podsumowując wykonując mikroinstalację jako firma więcej zyskamy na sprzedaży energii jednak konieczne jest uzyskanie koncesji co wiąże się z większą liczbą formalności. Firmy nie mogą skorzystać z dotacji w ramach programu prosument NFOŚiGW (nie wyklucza to innych dotacji). Wykonując mikroinstalację jako osoba prywatna uzyskamy bardzo niską stawkę odsprzedaży energii jednak od strony formalnej bardzo łatwo przyłączyć taką instalację.

Oszustwa przy dzierżawie gruntów pod fotowoltaikę.

Mimo iż bum na wielko powierzchniowe elektrownie fotowoltaiczne minął nie skończyły się oszustwa związane z dzierżawą gruntów pod farmy fotowoltaiczne. Choć słowo dzierżawa nie bardzo tu pasuje - czynności te bardziej należałoby nazwać rezerwacją gruntów. Procederem bardziej aktywnie zajmuje się kilka firm a metodologia oszustwa jest prosta umowy są tak konstruowane, że w odczuciu wydzierżawiającego ma to być doskonały interes z kolei w praktyce firma tworzy sobie bez kosztowo olbrzymie bazy danych gruntów, dla których szuka dalszych najemców, którzy dopiero realnie będą budować elektrownie. W praktyce 99% osób podpisujących takie umowy nie zobaczy ani złotówki a na wiele lat znacząco ogranicza sobie możliwości dysponowania własnym gruntem.

Choć zabrzmi to trywialnie to zanim pogonimy takiego agenta z widłami przeczytajmy dokładnie umowę zwyczaj pułapki pojawiają się w kilku obszarach.

1 - Kiedy najemca zaczyna płacić ?

Zazwyczaj oszuści konstruują umowy tak, że opłaty z tytułu dzierżawy pojawiają się dopiero w momencie wybudowania i uruchomienia elektrowni. Dodatkowo termin rozpoczęcia budowy i jej zakończenia nie jest określony. Jeżeli mamy do czynienia z takim zapisem z pewnością nie mamy do czynienia z prawdziwym inwestorem, który chce wybudować elektrownię fotowoltaiczną, lecz oszustem, który chce zarezerwować jak najwięcej gruntów w okolicy i następnie podnająć je z zyskiem. Jeżeli ktoś realnie jest zainteresowany budową elektrowni z pewnością zgodzi się na opłaty przed wybudowaniem elektrowni. Do negocjacji jest jedynie wysokość opłat przed wybudowaniem i po wybudowaniu. Ewentualnie dopuszczalny jest zapis, że opłaty z tytułu dzierżawy uiszczane są po wybudowaniu elektrowni jednak w takim wypadku precyzyjnie musi zostać określony maksymalny graniczny czas zakończenia budowy. Jeżeli ktoś realnie chce wybudować elektrownie PV na dopełnienie formalności  powinien potrzebować więcej niż rok czasu. Następnie taki projekt powinien zostać zgłoszony do aukcji. 

2 - Za jaką powierzchnię płaci najemca ?

Oszuści często dodają do umów zapisy, że opłata będzie uiszczana od powierzchni efektywnie wykorzystanej, powierzchni zabudowy, powierzchni zajętej pod użytkowanie itp. takie zapisy mają na celu radykalne obniżenie czynszu w przypadku, gdy rzeczywiści coś zostałoby na danej działce zbudowane gdyż czynsz nie będzie płacony od całości działki a jedynie od jej części, którą definiuje się przeważnie w sposób bardzo niejasny i bardzo technicznymi zwrotami niejasnymi dla laika. Zazwyczaj agent daje do zrozumienia, że chodzi o całą działkę a zapisy są czysto techniczne zazwyczaj nie jest to prawdą, dlatego należy dążyć, aby w umowie jasno była zapisana powierzchnia, od której będzie płacony czynsz.

3 - Ile płaci najemca?

To punkt, który oszuści lubią prezentować na początku snując wizję olbrzymich dochodów. Jednym ze sposobów oszustwa jest powiązanie opłat z produkcją energii, co w praktyce powoduje znaczące obniżenie realnych przychodów w stosunku do tego, czego oczekuje rolnik i co jest mu sugerowane. W wielu przypadkach wydzierżawiający niema pojęcia ile potencjalna elektrownia wyprodukuje energii i jaka będzie jej wartość. Jedyny słuszny zapis to określenie w tym punkcie kwoty w PLN. Dodatkowo kwota ta powinna być waloryzowana np. wskaźnikiem inflacji.

4 - kto płaci podatki?

Podatek rolny płaci właściciel gruntu, czyli wydzierżawiający. W umowach często znajdują się zapisy, że wszelkie podatki w tym podatek od nieruchomości płacy wydzierżawiający. Często w tym zapisie oszuści sugerują, że podatki nie zmienią się w stosunku do obecnie płaconych w rzeczywistości jednak zmiana użytkowania gruntu sprawi znacznie podniesienie stawek podatków. W skrajnych przypadkach może okazać się, że po zapłaceniu podatków z czynszu niewiele zostanie. Z tego powodu, jeżeli nie jesteśmy biegli w sprawach podatkowych jedynym bezpiecznym zapisem jest dodanie, wszelkich podatków i opłat do opłat za wynajem. Inne zapisy są bardzo niebezpieczne dla wydzierżawiającego zwłaszcza z uwagi na niestabilne polskie prawo podatkowe.

Obecna aktywność firm szukających gruntów pod elektrownie fotowoltaiczne jest niewspółmiernie duża w stosunku do możliwości i ekonomicznych podstaw budowy tego typu obiektów. W praktyce oznacza to, że większość gruntów, które są teraz "dzierżawione" nigdy nie doczekają się budowy farmy. Pamiętajmy, że niema łatwych pieniędzy. Jeżeli ktoś chce od nas dzierżawić grunty przez dziesiątki lat i mami nas setkami tysięcy zysków, w przypadku najmniejszych wątpliwości jedyną dobrą radą jest konsultacja tej umowy z prawnikiem lub radcą prawnym.

Skandaliczne senackie poprawki do ustawy prawo energetyczne

W zeszłym tygodniu senat wniósł poprawki do ustawy prawo energetyczne znanej, jako "mały trójpak" Choć w mediach można znaleźć informacje że proponowane zmiany mają na celu umożliwienie działania rynku prosumenckiego w Polsce tak naprawdę pewne zmiany prosumenckie jak brak potrzeby koncesji czy prowadzenia działalności gospodarczej do odsprzedaży energii z mikro źródła są tylko listkiem figowym na umocnienie betonu energetycznego w Polsce. Senackie poprawki sprowadzają się do dwóch rzeczy.

1- zlikwidowania ekonomicznych podstaw mikroinstalacji OZE w Polsce

2 - jeżeli jakieś instalacje by powstały mają dać zarobić zakładom energetycznym

Dlaczego uważam poprawki senackie za skandaliczne. W każdym kraju UE energetyka odnawialna jest wspierana także finansowo, aby mogła się rozwijać. Tak jest i w Polsce. Zapisany w ustawie o Prawo energetyczne wskaźnik opłaty zastępczej za niewytworzenie odpowiedniej ilości energii z OZE wynosi w 2013 r. 297zł/MWh do tego sama energia z OZE jest kupowana za 195zł/MWh przez co górna granica przychodu dla wytwórcy OZE to 492zł/MWh choć obecnie wartośc zielonej energii spadła i przychody dla wytwórców OZE spadły do ok 345zł/MWh to i tak jest to 2 razy więcej niż senatorowie zaproponowali prosumentom OZE. W myśl poprawki nadwyżki mają być sprzedawane za 80% średniej ceny energii z roku poprzedniego do w obecnych warunkach oznacza sprzedaż energii przez prosumenta za 156zł/MWh.

Podsumowując zaproponowane zmiany w prawie energetycznym:

Zakład energetyczny sprzedaje nam energię netto 260 zł/MWh jeżeli aktualnie nasze źródło nie produkuje energii. Jeżeli mamy nadprodukcję my odsprzedajemy zakładowi energię po 156zł/MWh. Prąd ten fizycznie trafia do sąsiada za płotem i zakład energetyczny zarabia za prze fakturowanie 104 zł/MWh do tego choć energia wyszła tylko za płot spółka dystrybucyjna dokłada 160zł/MWh. Nasza energia jest ekologiczna i należy się za niego zielony certyfikat o wartości do 297zł/MWh którego my nie dostaniemy.

Czyje interesy wspiera obecny kształt zmian w prawie energetycznym, bo na pewno nie prosumentów czyli nas wszystkich. Żenujące jest, że w dobie europejskiego rozwoju OZE i ISE proponuje się tak skandaliczne i jednostronnie korzystne zapisy.

Farmy fotowoltaiczne tylko z pozwoleniem na budowę - czy oby na pewno?

Nowa interpretacja Departament Gospodarki Przestrzennej i Budownictwa MTBiG wyraźnie sugeruje, że montaż naziemnych instalacji fotowoltaicznych będzie wymagał uzyskania pozwolenia na budowę. Z pewnością jest to zła wiadomość dla inwestorów, którzy chcieli zrealizować taką inwestycję "na skróty" w oparciu o zgłoszenie robót budowlanych lub nawet bez niego. Mimo iż interpretacja MTBiGM nie jest poprawa merytorycznie, to jednak, co do zasady można się zgodzić, że duże instalacje PV (tu prawnie należałoby zdefiniować wielkości) powinny wymagać pozwolenia na budowę. Nielogiczne z kolei jest uzależnianie konieczności uzyskania pozwolenia na budowę od sposobu zagospodarowania energii elektrycznej z instalacji.

Cytat interpretacji

.... zgodnie z brzmieniem art. 29 ust. 2 pkt 16 w zw. z art. 30 ust. 1 ustawy – Prawo budowlane, pozwolenia na budowę ani zgłoszenia nie wymaga montaż wolno stojących kolektorów słonecznych. Ogniwa fotowoltaiczne należy traktować tak jak kolektory słoneczne. W związku z powyższym, montaż wolno stojących ogniw fotowoltaicznych również nie będzie wymagał uzyskania pozwolenia na budowę ani zgłoszenia.....

.....inwestycję polegającą na montażu ogniw fotowoltaicznych podłączonych do sieci elektroenergetycznej służących do produkcji energii elektrycznej w celu jej dalszej dystrybucji (tzw.farma fotowoltaiczna) należy traktować, jako budowę obiektu budowlanego, a co za tym idzie na jego realizację inwestor zobowiązany jest uzyskać pozwolenie na budowę. Należy przy tym zauważyć, że w celu zakwalifikowania ww. inwestycji, jako obiektu budowlanego wystarczające jest podłączenie choćby jednego z ogniw fotowoltaicznych z siecią elektroenergetyczną."

Jeżeli chodzi o końcówkę interpretacji MTBiGM nie podał podstawy prawnej gdyż jej niema. Jeżeli zajrzymy do prawa budowlanego spostrzeżemy, że jedną z fundamentalnych cech budowli jest fundament a nie przyłącze energetyczne tym bardziej dystrybucja energii czy kierunek przepływu prądu. Równie dobrze o tym czy dana instalacja jest budowlą mógłby decydować kolor użytych przewodów czy spin elektronów w kablach. Stanowisko MTBiGM-u nie tylko wydaje się niemieć podstaw prawnych, ale jest zupełnie pozbawione logiki. Zgodnie z nim wielohektarowa instalacja niezależne od rodzaju fundamentów nie jest budowlą, jeżeli energia jest konsumowana na potrzeby własne - kuriozum. Można czepić się także merytoryki całej interpretacji poczynając od pojęcia "wolno stojących ogniw fotowoltaicznych", które nigdy nie występują gdyż same ogniwa to tylko element budujący moduły fotowoltaiczne. Bardzo ciekawe jest także stwierdzenie "podłączenie choćby jednego z ogniw fotowoltaicznych z siecią elektroenergetyczną". Żadna instalacja fotowoltaiczna nie posada połączonych ogniw z siecią. Podłączenie do sieci realizują inwertery można się przy tym zastanawiać czy ta interpretacja z uwagi na swą, jakość merytoryczną ma jakiekolwiek znaczenie prawne. 

Smaczku całej sytuacji dodaje stanowisko ministerstwa finansów, które w odpowiedzi na interpelację poselską (nr 13671/13) stwierdziło, że zgodnie z Prawem budowlanym instalacje fotowoltaiczne montowane na farmach fotowoltaicznych nie są budowlami i nie podlegają opodatkowaniem podatkiem od nieruchomości.

Łącząc stanowiska MTBiGM i MF można by powiedzieć że farma fotowoltaiczna to nie budowla na którą niezbędne jest pozwolenie na budowę o ile prąd będzie przepływał w kierunku od farmy do słupa - takie rzeczy to tylko w Polsce :)

Głęboko wierzę, że interpretacja MTBiGM wynika z niewiedzy urzędników a nie złej woli zatrzymania rozwoju fotowoltiki zanim ona nastąpiła. Z tej okazji każdego urzędnika zapraszam na szkolenia ze specjalną zniżką, aby więcej takich kwiatków w oficjalnych dokumentach nie było.

Proces inwestycyjny farmy fotowoltaicznej.

Obecne przepisy prawne w zakresie budowy elektrowni fotowoltaicznych są niejednoznaczne jednak można określić pewien schemat działania, który musi przejść każdy inwestor. 

Farma fotowoltaiczna

Aktualizacja części informacji na stan 2014/2015 w artykule farma fotowoltaiczna podstawowe fakty

Zobacz także: 
Jak przygotować farmę fotowoltaiczną pod aukcję OZE.


1. Lokalizacja

Każdy inwestor, który myśli o większej elektrowni fotowoltaicznej potrzebuje działkę, na której możliwe będzie posadowienie instalacji PV oraz jej podłączenie przez energetykę. Z uwagi na interpretację GUNB zrównującą instalacje fotowoltaiczne z instalacjami kolektorów słonecznych możliwe jest "zbudowanie" farmy fotowoltaicznej w oparciu o zgłoszenie robót budowlanych w starostwie powiatowym lub nawet bez takowego zgłoszenia. Należy jednak pamiętać że interpretacja GUNB-u nie jest obowiązującym prawem a zgodnie z wieloma interpretacjami prawa budowlanego w przypadku instalacji posadowionych na wbijanych czy wkręcanych palach konieczne będzie pozwolenia na budowę. Dodatkowo zgodnie z ustawą o "planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym" Jeżeli na obszarze gminy przewiduje się wyznaczenie obszarów, na których rozmieszczone będą urządzenia wytwarzające energię z odnawialnych źródeł energii o mocy przekraczającej 100 kW, należy w studium ustalić ich rozmieszczenie. Oznacza to dla inwestora że jeżeli planuje budowę elektrowni o mocy powyżej 100 kW a w gminie jest opracowane studium lub obowiązuje plan, który dla danej działki nie uwzględnia takich inwestycji konieczne będą zmiany planu zagospodarowania przestrzennego w oparciu o przygotowane nowe studium co może trwać nawet kilka lat. Zazwyczaj łatwiej jest zrealizować proces inwestycyjny tam gdzie niema planu zagospodarowania przestrzennego. Na tym etapie należy pamiętać, że 1 MW elektrownia fotowoltaiczna w raz z odstępami technicznymi potrzebuje ok. 2 ha niezacienionego terenu.

2. Projekt koncepcyjny

Uzyskanie warunków przyłączenia od lokalnego zakładu energetycznego wymaga złożenia stosownego wniosku. Wniosek taki poza ogólnymi danymi wymaga sprecyzowania przez inwestora parametrów elektrowni oraz dołączenia niezbędnych załączników pozwalających zweryfikować parametry zastosowanych urządzeń zwłaszcza jednostek wytwórczych jak panele fotowoltaiczne i inwertery. Oznacza to, że wydane przez operatora warunki przyłączenia będą dotyczyć ściśle określonej konfiguracji elektrowni fotowoltaicznej, której nie można dowolnie zmieniać na etapie realizacji. Z tego względu projekt koncepcyjny, mimo iż często jest przez inwestorów traktowany pobieżnie ma duże znaczenie. Poprawna optymalizacja instalacji będzie rzutować na ekonomikę i proces realizacji instalacji.

3. Warunki przyłączenia

Lokalizacja wybrana pod inwestycję musi dawać możliwość przyłączenia do sieci wskazanej wielkości instalacji. Do niskiego napięcia można zazwyczaj wpiąć do kilkudziesięciu kW. Do średniego napięcia bezpośrednio za pomocą transformatora do kilku MW. Przy większych mocach kilka - kilkanaście MW koniecznej jest poprowadzenie lini do GPZ co znacząco podnosi koszty instalacji często powodując brak ekonomicznych podstaw do realizacji inwestycji. Mimo iż energetyka ma obowiązek podłączenia każdej instalacji OZE to jednak dana linia może niemieć już żadnych wolnych mocy a rozbudowa linii może być nieuzasadniona ekonomicznie. Z tego względu nie zawsze mając słup na działce możliwe będzie przyłączenie instalacji a finalnym potwierdzeniem możliwości przyłączenia jest uzyskanie warunków przyłączenie i wniesienie zaliczki 30 zł/kW (nie dotyczy przyłączenia do linii nn do 1 kV). Warunki przyłączenia wydawane są przez dystrybutora w ciągu 150 dni po złożeniu wniosku wraz z projektem umowy o przyłączenie do sieci i są ważne dwa lata. Oprócz  poprawnie wypełnionego wniosku o wydanie warunków przyłączenia zakład energetyczny będzie od nas wymagał:

• Tytułu prawnego do gruntu (własność dzierżawa)
• Warunków zabudowy lub Miejscowego Planu Zagospodarowania Przestrzennego (w przypadku mikroinstalacji może wystarczyć zgoda gminy na posadowienie instalacji oraz brak sprzeciwu starostwa)
• Mapy poglądowej

Uproszczona procedura jest stosowana w przypadku mikro instalacji do 40 kW w takim przypadku jeżeli moc przyłączanej instalacji jest nie większa niż moc zamówiona w budynku wystarczy dokonać zgłoszenia przyłączenia takiej instalacji.

Opłaty 
Instalacje do 40 kW - koszty przyłączenia po stronie zakładu energetyczno 
40 kW - 5 MW - koszty przyłączenia po połowie dzielone pomiędzy inwestora a zakład energetyczny
powyjże 5 MW  - koszty przyłączenia w całości po stronie inwestora.

4. Koncesja

Posiadając tytuł prawny do gruntu i warunki przyłączenia należy rozpocząć starania o uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii ze źródła odnawialnego, które wydawane jest przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Na tym etapie należy złożyć wniosek wraz z 21 załącznikami dokonać stosownej opłaty i czekać na wydanie promesy, czyli przyrzeczenia wydania koncesji. Ten etap, choć może wydawać się skomplikowany na tle etapu 1 i 3 jest łatwy do przejścia.

5. Budowa

Zakładając, że starostwo powiatowe nie wniosło sprzeciwu do zgłoszenia robót a gmina zezwoliła na posadowienie instalacji i niema jeszcze żadnych protestów społeczności lokalnej można przystąpić do "budowy" elektrowni. Na tym etapie kluczowa jest logistyka dostaw poszczególnych komponentów i prac. Elektrownie fotowoltaiczne o mocy nawet kilku MW mogą być wykonane w kilka (3- 8) tygodni pod warunkiem, że poszczególne etapy prac są odpowiednio zgrane w czasie.

• · wykonanie fundamentów
• · montaż stołów
• · montaż paneli
• · montaż inwerterów
• · montaż i podłączenie stacji trafo

6 . Uzyskanie Koncesji od prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, rejestracja na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) w celu obrotu zielonymi certyfikatami i uruchomienie oraz odbiór elektrowni przez energetykę to ostatnie działania, jakie musi wykonać inwestor zanim zacznie cieszyć się pracą swojej elektrowni.