Reforma zasad przyłączania źródeł odnawialnych do sieci miała uporządkować rynek i przeciąć węzeł gordyjski tzw. projektów-zombie. Zamiast tego – jak alarmują przedstawiciele branży – może doprowadzić do zamrożenia części inwestycji i wygenerować bezpośrednie straty rzędu 2–3 mld euro. Stawka jest jednak wyższa niż same nakłady deweloperów. W tle toczy się gra o tempo transformacji, strukturę rynku i konkurencyjność polskiej gospodarki.
– Zawsze byliśmy mistrzami świata w bohaterskim radzeniu sobie z problemami, jakie sami sobie stworzyliśmy. I projekt ustawy U C 84, w jej obecnym kształcie, jest niestety emanacja tej polskiej prawidłowości. – mówi Tomasz Drzał, prezes Krajowej Izby Klastrów Energii i OZE.
205 GW na papierze, pytanie ile w realu
Z danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych wynika, że wydane warunki przyłączenia dla OZE – wraz z magazynami energii – obejmują dziś ok. 205 GW mocy. To liczba wielokrotnie przekraczająca obecne możliwości systemu, ale też pokazująca skalę zainteresowania inwestorów.
Nowelizacja Prawa energetycznego, określana jako „ustawa sieciowa”, przewiduje m.in. weryfikację już wydanych warunków przyłączenia oraz wprowadza nowe terminy i zabezpieczenia finansowe. W ocenie części rynku, jeśli nawet połowa projektów objętych wydanymi warunkami zostałaby zablokowana wskutek nowych regulacji, oznaczałoby to zahamowanie rozwoju około 100 GW planowanych mocy.
Koszt doprowadzenia projektu OZE do etapu pozwolenia na budowę – w fazie deweloperskiej – branża szacuje na 20-30 tys. euro za megawat. Przy założeniu, że zagrożone byłoby 100 GW, prosta arytmetyka prowadzi do kwoty 2-3 mld euro bezpośrednich nakładów, które mogą nie zostać odzyskane. A to wyłącznie koszty poniesione przez inwestorów. Do tego dochodzą firmy projektowe, doradcze, wykonawcy analiz środowiskowych czy lokalne podmioty zaangażowane w przygotowanie inwestycji.
Dobre intencje, twarde konsekwencje
Przedstawiciele sektora podkreślają, że sama idea uporządkowania procesu przyłączeń jest potrzebna. Transparentność w zakresie zawierania i realizacji umów przyłączeniowych czy próba ograniczenia spekulacyjnego „blokowania” mocy w sieci to postulaty, które od lat wracają w debacie.
Problem -jak wskazują – leży w szczegółach. Nowe przepisy przewidują bardzo krótkie terminy na uzyskanie pozwolenia na budowę: dwa lata dla instalacji fotowoltaicznych i magazynów energii oraz trzy lata dla lądowych farm wiatrowych. W realiach polskiego procesu inwestycyjnego – obejmującego decyzje środowiskowe, planistyczne, uzgodnienia lokalne i procedury administracyjne – to harmonogram napięty do granic możliwości.
Branża postuluje wydłużenie tych okresów odpowiednio do trzech i pięciu lat. Argumentuje, że inwestycja OZE to nie tylko decyzja energetyczna, ale wieloetapowy proces administracyjny, na który inwestor nie zawsze ma bezpośredni wpływ.
Zaliczki, zabezpieczenia i bariera wejścia
Jeszcze większe emocje budzą nowe wymogi finansowe wobec projektów już będących w toku. W skrajnym scenariuszu – jak wskazują przedstawiciele sektora PV – zaliczka na poczet przyłączenia może zostać podwojona, a dodatkowe zabezpieczenia podnieść całkowite zaangażowanie kapitałowe kilkukrotnie.
Przy dużych projektach mówimy o wzroście z kilku do kilkunastu milionów złotych zamrożonych środków na etapie, gdy projekt nie generuje jeszcze żadnych przychodów. Dla średnich i małych firm rozwijających równolegle po kilkanaście czy kilkadziesiąt projektów to często bariera nie do pokonania.
W tej sytuacji, część podmiotów może ograniczyć działalność, a luka – jak przewidują przedstawiciele branży – zostanie wypełniona przez duże koncerny o znacznie większych możliwościach kapitałowych, w tym spółki z udziałem Skarbu Państwa lub zagraniczne grupy energetyczne.
Projekty-zombie i realni inwestorzy
Resort energii diagnozuje problem tzw. projektów-zombie – inwestycji rozwijanych do określonego etapu wyłącznie w celu ich odsprzedaży. Takie projekty, z wydanymi warunkami przyłączenia, przez lata blokowały moce w sieci bez gwarancji realizacji.
Część rynku przyznaje, że zjawisko istnieje, ale spór dotyczy jego skali oraz metod przeciwdziałania. Dla wielu firm model polegający na rozwinięciu projektu do określonego etapu i sprzedaży udziałów spółki projektowej jest standardowym elementem finansowania inwestycji infrastrukturalnych. Nie oznacza automatycznie spekulacji – bywa sposobem na pozyskanie kapitału do dalszej realizacji.
Pojawia się też propozycja kompromisowa: krótkie, np. trzymiesięczne „okno” od wejścia w życie ustawy, w którym inwestorzy mogliby zawrzeć umowy przyłączeniowe bez dodatkowych obciążeń. Taki mechanizm – zdaniem jego zwolenników – pozwoliłby szybko oddzielić projekty realne od tych czysto wirtualnych.
Transformacja prywatna, ryzyko publiczne
W dyskusji wybrzmiewa jeszcze jeden wątek – strukturalny. Polska transformacja energetyczna w segmencie OZE w dużej mierze została dotychczas przeprowadzona przez podmioty prywatne, w tym sektor MŚP. To one ponosiły ryzyko regulacyjne, finansowały analizy i procedury, prowadziły wieloletnie procesy administracyjne.
Duże spółki energetyczne częściej nabywały gotowe projekty niż samodzielnie je dewelopowały. Wprowadzenie regulacji, które w praktyce podnoszą próg kapitałowy wejścia na rynek, może przełożyć się na jego dalszą koncentrację.
– Wydaje mi się, że grzechem pierworodnym tych, którzy tę ustawę przygotowywali, było niezrozumienie jak funkcjonuje rynek, jak funkcjonuje inwestycja OZE, chociażby przez taki drobny aspekt jak założenie, że tylko i wyłącznie z perspektywy energetycznej możemy narzucić jakieś terminy co do prowadzenia całej skomplikowanej inwestycji. – uważa Tomasz Drzał, prezes Krajowej Izby Klastrów Energii i OZE.
Krytycy wskazują, że ustawa – nawet jeśli nie wprost – premiuje podmioty o silnym zapleczu finansowym i zdolności absorpcji ryzyka regulacyjnego. Zwolennicy odpowiadają, że bez twardych mechanizmów weryfikacyjnych sieć pozostanie zablokowana przez projekty, które nigdy nie powstaną.
Koszt utraconych inwestycji
Stawką nie są wyłącznie bilanse deweloperów. Według przedstawicieli przemysłu technologicznego, każda utracona inwestycja w OZE o wartości 1 mld zł może oznaczać 10-15 mld zł niezrealizowanych inwestycji w całej gospodarce – w energochłonnych branżach, centrach danych, przemyśle przetwórczym.
W warunkach rosnącego znaczenia kontraktów PPA i zakupów energii bezpośrednio od wytwórców OZE, dostęp do taniej, zielonej energii staje się jednym z kluczowych czynników lokalizacji inwestycji. Jeżeli system przyłączeń nie nadąży za popytem, kapitał może popłynąć tam, gdzie dostęp do mocy jest łatwiejszy.
Dodatkowo, w horyzoncie najbliższych dekad coraz większa część energii będzie sprzedawana w modelu elastycznym – odbiorca przemysłowy kupi ją w momencie dostępności produkcji z OZE. Warunkiem jest jednak fizyczna możliwość wprowadzenia tej energii do systemu.
Vacatio legis i tempo deregulacji
Ustawa sieciowa jest elementem szerszego pakietu deregulacyjnego. Część ekspertów podnosi, że zmiany o takiej skali powinny być wprowadzane z odpowiednio długim vacatio legis – co najmniej sześciomiesięcznym – aby umożliwić inwestorom dostosowanie modeli finansowych i harmonogramów.
Sejmowe komisje energii i deregulacji już kilkukrotnie przerywały prace nad projektem, mimo zgłaszanych poprawek. Dialog między branżą a resortem trwa, ale – jak mówią uczestnicy rynku – wciąż brakuje ostatecznego kompromisu.
Sieć jako wąskie gardło
Bez względu na ostateczny kształt przepisów jedno pozostaje bezsporne: dostęp do sieci jest kluczowym aktywem projektu OZE. Bez niego nawet komplet decyzji administracyjnych nie przekłada się na realną wartość inwestycji.
Ustawa miała to wąskie gardło poszerzyć. Pytanie, czy w obecnym kształcie nie doprowadzi do odwrotnego efektu – ograniczenia liczby podmiotów zdolnych do realizacji projektów i spowolnienia tempa transformacji.
Eksperci nie zostawiają tu złudzeń: spowolnienie transformacji uderzy rykoszetem nie tylko w energetykę, ale w całą gospodarkę – od przemysłu po usługi. I właśnie taki scenariusz może być skutkiem propozycji resortu energii oraz PSE. Zamiast przyspieszać i upraszczać rozwój OZE, ustawodawca ryzykuje utrwalenie nierówności, które ten rynek zna od lat: preferowanie spółek państwowych kosztem prywatnych inwestorów i deweloperów. A teza, że „państwowe zrobią szybciej i taniej”, zderza się z praktyką: projekty prowadzone przez państwowe podmioty potrafią kosztować dwa razy więcej i trwać dwa razy dłużej. Matematyka jest tu bezlitosna – jeśli dokładamy opóźnienia i koszty na etapie inwestycji, dostajemy na końcu wyższe ceny energii.
Dla gospodarki, która potrzebuje taniej i czystej energii, by przyciągać kapitał i utrzymać konkurencyjność, stawką jest coś więcej niż 2-3 mld euro potencjalnych strat. To tempo i model przejścia do nowego systemu energetycznego – bardziej rozproszonego, elastycznego i opartego na prywatnej inicjatywie.
