Energia wiatrowa w Polsce

AHK_okladka_1_4_PL_m.pdf 1 2012-09-14 15:42:28
Energia wiatrowa w Polsce
Przewodnik dla inwestorów
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Wydanie Husum WindEnergy 2012
KONTAKTY
NETZWERK
AHK_okladka_1_4_PL_m.pdf 2 2012-09-14 15:42:28
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Wind of change
Historia energetyki wiatrowej w Polsce jest dość krótka. Do końca 1999 roku przez energię odnawialną rozumiano jedynie elektrownie
wodne. Wykorzystanie energii odnawialnej wynosiło 2,5 % wielkości systemu. Dla porównania dzisiaj liczba ta przekracza 10 %. Pomimo
tego iż pierwszy Park Wiatrowy powstał nieopodal Darłowa w 1999 roku system wsparcia z postacie zielonych certyfikatów dla OZE został
wprowadzony dopiero w 2005 roku.
Polski rynek lądowej energetyki wiatrowej pomimo tego iż staje się porównywalny pod względem wielkości z innymi rynkami europejskimi,
cały czas pozostaje w początkowej fazie swojego rozwoju. Wielkość zainstalowanych mocy z wiatru przekroczyła w połowie 2012 roku
2 Gigawaty i jest największym źródłem energii odnawialnej w Polsce, a jej ilość przewyższa zsumowaną wielkość wszystkich innych OZE.
Potencjał rynku lądowej energii wiatrowej ze względu na topografie terenu, warunki wietrzności oraz stan infrastruktury jest oceniany
przez ekspertów na około 23 GW mocy zainstalowanych. Zgodnie z założeniami Narodowego Planu Rozwoju OZE moce zainstalowane
powinny wynieść do 2020 roku w lądowych elektrowniach wiatrowych około 6 GW. Jednak ze względu na wolniejszy od zakładanego rozwój
elektrowni na biomasę liczba ta może znacznie wzrosnąć. Według przewidywań Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej PSEW
liczba ta wyniesie 11 do 12 GW w 2020 roku.
AHK Polska śledzi uważnie proces rozwoju rynku energii odnawialnych oraz tendencje rynkowe w obu krajach i wspiera je poprzez organizacje konferencji, projektów kooperacyjnych i wyjazdów studyjnych. W ramach inicjatywy ECONET Poland tworzona jest platforma
w ramach której przedstawiane będą aktualne informacje i rozwiązania branżowe. Z największą satysfakcja oddajemy do Państwa rąk
przewodnik po inwestycjach wiatrowych w Polsce, który jest jedną z części naszej inicjatywy.
Warszawa, sierpień 2012
Michael Kern
Piotr Rudyszyn
Christian Schnell
WIND OF CHANGE
www.ahk.pl 3
Spis treści
A. Wstęp
5
B. Projekt Ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia 27 lipca 2012 roku
7
C. Podstawowe założenia prawa energetycznego
9
D. Prawo zagospodarowania przestrzennego
11
E. Prawo budowlane
12
F. Zabezpieczenie praw do dysponowania gruntem
14
G. Finansowanie elektrowni wiatrowych
16
H. Nabywanie i zbywanie praw własności projektu lub gotowych farm wiatrowych
17
SPIS TREŚCI
4 www.ahk.pl
A. Wstęp
Poza wszelką dyskusją pozostaje fakt, iż w ostatnich latach Polska odnotowała dodatnie wskaźniki rozwoju gospodarczego. Wielu z nas ma w
pamięci obraz mapy Europy z zaznaczonymi na czerwono państwami o
ujemnych wskaźnikach rozwoju gospodarczego. Na tej mapie Polska – jedyny kraj, który w 2009 roku odnotował wzrost gospodarczy – jawi się jak
zielona wyspa. Pragmatyczna polityka prowadzona przez Polskę w obliczu
kryzysu finansowego okazała się jak do tej pory – zwłaszcza w porównaniu
ze wszystkimi pozostałymi państwami członkowskimi UE - jak najbardziej
skutecznym rozwiązaniem, co doceniają także inwestorzy finansowi aktywni na światowych rynkach. Infrastruktura drogowa i kolejowa uległa w
ostatnich latach znacznej poprawie, w dużej mierze dzięki środkom pomocowym UE. Do tej pory Polska inwestowała niewiele w wykorzystanie odnawialnych źródeł energii i w sieci infrastrukturalne i tym samym straciła
wiele czasu. Potrzeby inwestycyjne w ciągu najbliższych 10 lat szacowane
są na kwotę przynajmniej 170 miliardów złotych, co w przybliżeniu odpowiada kwocie 40 miliardów euro. Swe nadzieje wiąże Polska – zresztą nie
bez powodu – z przyznaniem jej dalszych ogromnych środków pomocowych na rozbudowę sieci bardzo wysokiego napięcia w ramach kolejnego
budżetu UE na lata 2014 – 2020. Podobnie wyglądało to w ramach poprzedniego unijnego budżetu, z którego przeznaczono znaczne środki na
rozbudowę infrastruktury drogowej i kolejowej. Infrastruktura sieciowa
jest w Polsce piętą achillesową zaopatrzenia w energię, które do tej pory
opierało się niemal wyłącznie na spalaniu węgla brunatnego i kamiennego
w przestarzałych elektrowniach. Przestarzałe są także sieci przesyłowe i
systemy sterowania siecią. Nie były one do tej pory prawie w ogóle przygotowane do reagowania na wahania napięcia. Obecnie jednak operatorzy
przeznaczają znaczne kwoty na rozbudowę i modernizację sieci dystrybucyjnych. W następnej kolejności modernizacja obejmie sieci przesyłowe,
jeśli będą do dyspozycji środki pomocowe UE.
Niemal połowa energii elektrycznej wytworzonej dzięki źródłom odnawialnym – stanowi ona 10% łącznej wielkości energii elektrycznej wynoszącej
ponad 160 TWh (ze wskaźnikiem wzrostu wynoszącym obecnie ok 4%
rocznie) – uzyskiwana jest w charakteryzującej się niewielką innowacyjnością technologii współspalania (Co-Firing) odpadów z biomasy (aktualnie w
dość dużej części importowanych) w elektrowniach węglowych. Większość
elektrowni węglowych posiada właściwe licencje do stosowania tej technologii. Także Krajowy Plan Działania opracowany przez Polskę w 2010 roku w
celu zaprezentowania na forum UE zamysłu wywiązania się do roku 2020 z
traktatowych zobowiązań dotyczących kontyngentów zakładał jeszcze, że
wyznaczony cel będzie można osiągnąć właśnie głównie dzięki wykorzystaniu współspalania. Obecnie obserwuje się coraz większe dystansowanie
się polityki od tej technologii wytwarzania energii. Przybierają na sile protesty organizacji ekologicznych. W ciągu ostatnich dwóch lat miały miejsce
dwa przypadki wybuchu kotłów, w wyniku których były ofiary śmiertelne i
ranni, z kolei import odpadów z leśnictwa i rolnictwa jest wątpliwy ekologicznie i szalenie korupcjogenny. Zgodnie z najnowszym projektem Ustawy o odnawialnych źródłach energii, której wejście w życie planowane jest
na początek 2013 roku, należy się spodziewać, że do 2014 roku zakończy
się dotychczasowe nadmierne subwencjonowanie istniejących instalacji.
Dostępność subwencji w nowych stawkach ograniczono do roku 2020 a ich
wysokość określono na poziomie porównywalnym z przyjętym na świecie.
Nowe inwestycje, których koszt przerzucany jest na konsumentów poprzez
odpowiednie kształtowanie taryf opłat za energię elektryczną, odsuwają
się w czasie, można się więc liczyć z tym, że w najbliższych latach cenny
energii ustabilizują się, a nawet ewentualnie nieco spadną. Tendencja ta
jest zauważalna już w roku 2012. Powstawania nowych inwestycji i znacz-
nego wzrostu cen energii elektrycznej należy się spodziewać dopiero po
zakończeniu okresu przejściowego.
Przed nami zatem czas zasadniczej zmiany struktury źródeł energii. Sposób podejścia do tej problematyki jest pragmatyczny. Tak długo, jak będzie
to możliwe, strategiczne rezerwy energetyczne winny bazować na węglu,
przede wszystkim węglu brunatnym. Elektrownie gazowe, które miałyby
pokrywać zapotrzebowanie na energię w czasie obciążenia szczytowego,
znajdują się jeszcze w fazie planowania, a ponadto Polska, prowadząca
politykę silnie podkreślającą konieczność niezależności energetycznej,
odnosi się raczej z rezerwą do koncepcji zaopatrzenia w energię opartego
na spalaniu gazu. Nadzieje na boom wynikający z wykorzystania zasobów
gazu łupkowego okazały się płonne, bowiem jego pokłady położone są
znacznie głębiej niż początkowo przypuszczano. Elektrownie atomowe
także są dopiero w planach i jest w ogóle wątpliwym, czy kiedykolwiek
powstaną. Jeśli chodzi o energię pozyskiwaną ze źródeł odnawialnych,
obserwuje się odchodzenie od współspalania na rzecz elektrowni na biomasę, jednak jak do tej pory jedynie ok 10% energii elektrycznej powstaje ze źródeł odnawialnych. Ze względu na niewystarczający spadek rzek
rozbudowa sektora elektrowni wodnych jest niemal nieopłacalna. Budowa
elektrowni wiatrowych typu offshore dozwolona jest jedynie poza obszarem wód terytorialnych. Zezwolenia na budowę platform wydawane są
bardzo opieszale, a wszystko, co jest związane z podłączeniem do sieci,
ma czysto spekulatywny charakter, brak bowiem regulacji ustawowych.
Technologia fotowoltaiczna i metody wykorzystujące biogaz są jeszcze w
powijakach. W związku z tym perspektywy rozwoju elektrowni wiatrowych
typu onshore w najbliższym dziesięcioleciu są obiecujące. Stopy wzrostu
tego sektora, choć poziom wyjściowy jest bardzo niski, są - przynajmniej
w ujęciu procentowym - ogromne. Obecnie moc zainstalowana to 3 GW, a
jeszcze w roku 2010 było to jedynie 1,5 GW. Coraz więcej projektów jest aktualnie włączanych do sieci, ale są to instalacje o stosunkowo niskiej mocy
wynoszącej od 40 do 50 MW.
Prędkość wiatru odnotowywana w Polsce, także w głębi lądu, jest zazwyczaj wystarczająca i wynosi 6,5 do 7,0 m/s na wysokości 100 m. Ze względu na coraz większe zagęszczenie istniejących i powstających elektrowni
wiatrowych pojawia się więcej danych porównawczych, które wprawdzie
nie eliminują konieczności prowadzenia kosztownych pomiarów wiatru,
ale przynajmniej pozwalają dość dobrze oszacować przyszłą uzyskaną produkcję. Jeśli chodzi o instytucje prawne proces planowania i uzyskiwania
pozwoleń jest zasadniczo podobny do obowiązującego w Niemczech, a administracja gmina prowadzi swe działania z coraz większą rutyną. Rutyną
staje się niestety także pojawianie się protestów ze strony obywateli lub
lokalnych organizacji ekologicznych – częściowo protesty te mają na celu
zwykłe korzyści finansowe – co w sytuacji realizowania coraz większej ilości inwestycji czyni koniecznym włączanie do działania specjalistów PR.
Należy zasadniczo odradzać planowanie elektrowni wiatrowych położonych bliżej niż 500 m od najbliższych zabudowań mieszkalnych.
Coraz trudniej jest uzyskać akceptowalne warunki przyłączenia do sieci.
Nieuchronnie pojawia się wrażenie, iż operatorzy sieci dystrybucyjnych
z zamysłem starają się działać tak, by inwestorzy budujący elektrownie
wiatrowe finansowali rozbudowę sieci. Można także zauważyć, iż osoby
prowadzące negocjacje po stronie operatorów sieci dystrybucyjnych są
coraz bardziej profesjonalnie przygotowane i wydają się mieć doskonałe
wyczucie, na jakie koszty przyłączenia do sieci da się „naciągnąć” operatorów elektrowni wiatrowych. Nawet jeśli uda się znaleźć rozwiązanie komercyjne, pojawia się pytanie, kto ma być odpowiedzialny za rozwój sieci.
WSTĘP
www.ahk.pl 5
Operator sieci ma wprawdzie zasadniczo większe doświadczenie, ale inwestor znacznie sprawniej potrafi uzyskać konieczną dokumentację. Może
to mieć znaczenie w sytuacji corocznego zmniejszania się stopy zwrotu z
inwestycji.
Dotychczasowy bardzo komfortowy poziom cen energii, który rekompensuje wpisane w system certyfikacji elementy niepewności, ulegnie w najbliższych latach obniżeniu, z kolei nowa Ustawa o odnawialnych źródłach
energii, z której wejściem w życie należy się liczyć z początkiem 2013 roku,
usunie pewne elementy niepewności. Producenci energii konwencjonalnej, którzy nie chcą się zbyt szybko pożegnać z tak lubianym przez siebie
modelem technologii współspalania, w dalszym ciągu wysuwają własne
propozycje legislacyjne. Inicjatywy te, które – gdyby pojawiły się kilka lat
temu - na całe lata zamykałyby drogę do szybkiego rozwoju sektora energii ze źródeł odnawialnych, są obecnie jednak dość skutecznie hamowane,
bowiem z jednej strony sektor OZE staje się również w Polsce obszarem
gospodarki, który należy traktować poważnie, a z drugiej strony Komisja
Europejska podejmująca wysiłki mające na celu zharmonizowanie europejskich systemów pomocowych nie toleruje już polskiej specjalnej drogi.
Gdy projekt elektrowni wiatrowej posiada już komplet pozwoleń, pojawiają
się nabywcy praw własności projektu. Są to głównie krajowe i zagraniczne
WSTĘP
6 www.ahk.pl
instytucje celu publicznego. Do tej pory prawie w ogóle nie pojawiali się
inwestorzy finansowi, przynajmniej dla projektów od wielkości powyżej 20
MW mocy zainstalowanej. Z drugiej strony - także w Polsce - producenci
turbin coraz chętniej wyrażają gotowość do pośredniego finansowania fazy
budowy. Pozyskanie długofalowego finansowania dla projektów o mocy
zainstalowanej powyżej 20 MW jest prawie niemożliwe, a to ze względu
na oczekiwane zmiany systemu subwencjonowania. Taka sytuacja sprzyja
oczywiście instytucjom celu publicznego jako nabywcom projektów. Z tego
samego powodu jest jedynie bardzo niewielu oferentów, którzy wchodziliby w grę jako odbiorcy na okres przynajmniej 15 lat z wykorzystaniem uznawanego przez bank PPA/CPA. W projekcie nowej Ustawy o OZE zawarte są
inicjatywy ustawodawcze, które mogą na lata naprzód poważnie utrudnić
Merchant Trading, co w rezultacie doprowadziłoby do pozycji oligopolistycznej państwowych instytucji celu publicznego jako odbiorców. Należy
jedynie mieć nadzieję, iż ustawodawca wykaże się pragmatycznym podejściem skutkującym obroną przed tego rodzaju próbami.
Mimo wciąż pojawiających się przeszkód i utrudnień ogólny obraz sytuacji
nie daje raczej powodów do niepokoju. W najbliższej przyszłości Polska będzie mieć – poza rozwojem mocy instalacji wiatrowych typu onshore – niewiele alternatyw, by osiągnąć określone przez UE zobowiązania dotyczące
kontyngentów.
B. Projekt Ustawy o odnawialnych źródłach energii
z dnia 27 lipca 2012 roku
Polskie Ministerstwo Gospodarki jako resort właściwy w zakresie polityki energetycznej, opublikowało 27 lipca 2012 roku opracowany na nowo
projekt Ustawy o odnawialnych źródłach energii (Ustawa o OZE). W wyniku płynącej zewsząd krytyki pierwotny projekt z dnia 22 grudnia 2011
roku został gruntownie zmieniony. Po przesłaniu projektu do Komitetu
Stałego Rady Ministrów w celu wszczęcia procedury legislacyjnej i po
przekazaniu projektu parlamentowi, trzeba będzie zapewne jeszcze kilku
miesięcy czasu zanim Ustawa wejdzie w życie. Ministerstwo Gospodarki
w dalszym ciągu oficjalnie zakłada jej wejście w życie z dniem 1.1.2013
roku. Możliwe jest jednak przesłanie projektu ustawy przez Ministerstwo Gospodarki do Komisji Europejskiej w celu jej kodyfikacji co może
spowodować opóźnienie wejścia w życie nowej ustawy do drugiej połowy
2013 roku. Ustawa ta służy m. in. spóźnionej implementacji dyrektywy
UE 28/2009. W przypadku dalszej zwłoki Polsce grożą dotkliwe kary
finansowe. W ramach działań służących implementacji wymienionej
wyżej dyrektywy UE Polska w 2010 roku przesłała Komisji Europejskiej
Krajowy Plan Działania określający, w jaki sposób zamierza ona wdrożyć
cele polityki klimatycznej UE. Plan ten został zmieniony już w 2011 roku,
przy czym ze względu na spodziewane zniesienie subwencjonowania
współspalania konieczne będzie kolejne gruntowne przeredagowanie
dokumentu.
są następnie przedmiotem handlu na giełdzie towarowej za pośrednictwem maklera certyfikowanego przy rynku SPOT i/lub są kupowane na
mocy umów długoterminowych przez przedsiębiorstwa obrotu energią
elektryczną.
Ustawa o odnawialnych źródłach energii opiera się w szerokim zakresie
na regulacjach, które do tej pory znajdowały się w ustawie Prawo Energetyczne. Nowe regulacje dotyczą m. in. systemu subwencjonowania i preferencyjnego traktowania mikroinstalacji wytwarzających energię. Polska
nowelizując w sposób zasadniczy ustawę Prawo Energetyczne w 2005
roku i wprowadzając system subwencjonowania wytwarzania energii ze
źródeł odnawialnych zdecydowała się na system certyfikacji. Choć był on
poddawany nieustającej krytyce, uczestnicy rynku przyzwyczaili się do
niego. System certyfikacji jest wciąż krytykowany przez ekspertów jako
bardziej zbiurokratyzowany i kosztowny w porównaniu z systemem opartym na cenach stałych, a jego obowiązywanie prowadzi między innymi do
tego, że na rynku niemal nie ma mikroinstalacji produkujących energię. Z
tego też względu ustawodawca zdecydował się na zredukowanie niektórych biurokratycznych przeszkód przynajmniej dla mikroinstalacji właśnie i na wprowadzenie dla nich dodatkowych zachęt do inwestowania.
W bieżącym roku Polska po raz pierwszy była bliska wypełnienia kontyngentu wynoszącego obecnie 10,4%. Nowe rozporządzenie w sprawie
kontyngentu podwyższa go od następnego roku z pierwotnie planowanych 10,9% na 12%. Czy to podwyższenie okaże się wystarczające, by
przeciwdziałać spadkowi cen wywołanemu poprzez nadpodaż zielonych
certyfikatów? Obecnie pewna ilość istniejących zielonych certyfikatów
nie jest – na razie – sprzedawana. Należy się także liczyć z dalszym wzrostem mocy produkcyjnych, bowiem pod koniec 2012 roku do sieci zostanie
włączonych kilka dużych elektrowni na biomasę. Z tego względu Ministerstwo Gospodarki przewidziało w swoim projekcie nowej Ustawy, że
elektrownie węglowe, które współspalają biomasę – tzw. Co-Firing – i
są odpowiedzialne za 40% wytwarzania „zielonej“ energii elektrycznej,
mają uzyskiwać profity z systemu certyfikacji jeszcze jedynie do roku
2014. Od przyszłego roku także duzi odbiorcy będą zobowiązani do osiągnięcia kontyngentów, co doprowadzi do pojawienia się dodatkowych
odbiorców zielonych certyfikatów. Niebawem na mocy rozporządzenia
wprowadzone będzie podwyższenie kontyngentów i ich przedłużenie do
roku 2021.
Podstawowe cechy dotychczasowego i nowego systemu subwencjonowania
Subwencjonowanie energii ze źródeł odnawialnych odbywa się w Polsce
m. in. poprzez handel świadectwami pochodzenia. W roku 2010 rozszerzono go, aby osiągnąć kontyngenty UE. Dla energii pochodzącej ze
źródeł odnawialnych Urząd Regulacji Energetyki URE wystawia gwarancję pochodzenia i na jej podstawie świadectwa pochodzenia w różnych
kolorach - zielonym, żółtym, czerwonym, fioletowym i brązowym. Dla
energii elektrycznej wytworzonej ze źródeł odnawialnych, w tym także
dla energii wiatrowej, przyznawane są zielone certyfikaty. Nowa Ustawa
o odnawialnych źródłach energii określa czasowe ograniczenie przyznawania świadectw pochodzenia do 31.12.2035 roku.
Należy przy tym dokonać rozróżnienia pomiędzy gwarancjami pochodzenia, a przyznanymi na ich podstawie świadectwami pochodzenia, które
mogą być przedmiotem handlu. Gwarancje pochodzenia odgrywają dużą
rolę zwłaszcza przy imporcie biomasy, ponieważ jedynie biomasa, która
nie podpada pod definicję produktu, uznawana jest za biomasę w rozumieniu ustawy. Rejestracją gwarancji pochodzenia w URE, do której konieczne jest dostarczenie danych przez operatora sieci, zajmują się m.
in. wyspecjalizowani usługodawcy. Przyznane świadectwa pochodzenia
Przedsiębiorstwa energetyczne, domy maklerskie, a na mocy nowej Ustawy o OZE także duzi odbiorcy końcowi (zużycie przynajmniej 400 GWh
rocznie, przy czym koszty energii elektrycznej muszą stanowić przynajmniej 15% kosztów produkcji) muszą do 31 marca kolejnego roku złożyć
w URE procentowo ustaloną w rozporządzeniu ilość świadectw do umorzenia. Jeśli tego nie uczynią, muszą uiścić opłatę kompensacyjną. Dla
zielonych certyfikatów zarówno kontyngenty jak i opłaty kompensacyjne
były do tej pory określone ustawowo do roku 2017, natomiast na mocy
nowego rozporządzenia zostały one podwyższone, a ich termin przedłużono do roku 2021. Opłata kompensacyjna wynosi obecnie 286,74 PLN za
MWh i w tej wysokości bez indeksacji została zapisana również w nowej
Ustawie. Opłata kompensacyjna jest zarazem czynnikiem cenotwórczym
dla świadectw. Cena ustalana jest zazwyczaj jako procentowo określona część opłaty kompensacyjnej i jeszcze w 2011 roku wynosiła ona 95%
tejże opłaty. Na rynku SPOT cena w pierwszym półroczu spadła do 85 %
opłaty kompensacyjnej, co wywołało niepokój w branży.
Obrót świadectwami pochodzenia będzie połączony z zobowiązaniem
do odbioru energii ze źródeł odnawialnych, co czasowo określone jest do
21.12.2027 roku. Tak zwani sprzedawcy urzędowi, tzn. te przedsiębiorstwa
w danym obszarze sieci, które w roku poprzedzającym rok referencyjny
sprawowały pieczę nad największą liczbą klientów indywidualnych, są
zobowiązane nabyć całą energię elektryczną ze źródeł odnawialnych zaoferowaną im przez koncesjonowanych producentów, którzy są włączeni
do sieci na danym terenie działalności tychże przedsiębiorstw, po ogłoszonej przez URE średniej cenę energii elektrycznej w roku poprzednim;
jest to tzw. cena URE. Mechanizm ten ma ulec niewielkiej modyfikacji,
zgodnie z którą cena URE za rok 2011 wynosząca 198,90 PLN ma obowiązywać w przyszłości jedynie z uwzględnieniem stopy inflacji, natomiast
nie będzie się stosować każdego roku nowej statystycznej średniej ceny.
Tak ustalona cena nie może w żadnym wypadku przekroczyć ceny URE na
dany rok. Natomiast przedsiębiorstwa certyfikowane sprzedawać będą
energię tym klientom, którzy nie skorzystali ze swojego prawa do wyboru
dostawcy energii. Alternatywnie do tego rozwiązania istniała do tej pory
możliwość obrotu energią, podobnie jak świadectwami, na giełdzie ener-
PROJEKT USTAWY O ODNAWIALNYCH ŹRÓDŁACH ENERGII Z DNIA 27 LIPCA 2012 ROKU
www.ahk.pl 7
gii elektrycznej. Niezależne przedsiębiorstwa obrotu energią oferują zoptymalizowane ceny zakupu na bazie tzw. Combined Floor, co jest interesujące przede wszystkim w aspekcie celów finansowania. Nowa Ustawa
w obecnej wersji projektu ingeruje w te mechanizmy rynkowe. Zgodnie
z nową, wprowadzoną ku zaskoczeniu wszystkich podmiotów gospodarczych klauzulą, sprzedaż energii elektrycznej za cenę wyższą od ceny URE
ma prowadzić do utraty prawa poboru świadectw. Mechanizm działania
tej klauzuli nie jest jasny. Niejasne jest także, czy nowa regulacja będzie
obowiązywała również w stosunku do istniejących umów, czy też będzie
dotyczyć wyłącznie umów nowych. Nie wiadomo, czy ta klauzula wykraczać będzie poza zobowiązanie do odbioru ograniczone czasowo do 2027
roku. Trzeba więc odczekać, bo nie wiadomo, czy klauzula ta ostanie się
w toku procesu legislacyjnego, zwłaszcza, że ta klauzula wydaje się być
niezgodna z konstytucją.
Należy także uwzględnić fakt, że podmioty gospodarcze sprzedające
energię elektryczną na rynku bilansowania energii prowadzonym przez
operatora sieci przesyłowej PSE, uiszczają opłatę za bilansowanie. Zgodnie z regulacjami dotyczącymi rynku bilansowania energii opłata manipulacyjna za energię elektryczną wyprodukowaną przez instalacje do
wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych wynosi obecnie zero.
Znaczącym ryzykiem związanym z systemem certyfikacji jest możliwość pojawienia się niekontrolowanego spadku cen w wyniku nadpodaży
świadectw. W innych państwa członkowskich UE, na przykład w Wielkiej Brytanii, doprowadziło to do tego, że w określonych okolicznościach
pułap zobowiązujący przedsiębiorstwa energetyczne do przedkładania
świadectw jest automatycznie podwyższany w momencie jego osiągnięcia, tzw. Headroom. Ze względu na to, że kwestia ta stanie się paląca w
Polsce dopiero wówczas, gdy pojawi się znacznie więcej instalacji wytwarzających energię elektryczną z użyciem biomasy, polski ustawodawca
nie zareagował do tej pory na to ryzyko rynkowe. W nowej wersji projektu polskiej Ustawy o OZE przewidziano rozwiązanie polegające na tym,
że jeśli cena świadectwa ustalona na giełdzie energii elektrycznej przez
okres dwóch kwartałów spadnie poniżej 75% opłaty kompensacyjnej, Ministerstwo Gospodarki - o ile uzna to działanie za celowe dla uzyskania
ustabilizowania cen - odpowiednio podwyższy na kolejny rok kontyngenty ustalone na mocy rozporządzenia.
Wprowadzenie współczynnika korekcyjnego do regulacji
rynku
Ilość wytworzonej energii elektrycznej udokumentowana w świadectwach
odpowiada zasadniczo także ilości energii elektrycznej przyjętej do wypełnienia obowiązku przedłożenia gwarancji pochodzenia ew. świadectw pochodzenia do umorzenia. Do tej pory nie dokonywano przy tym rozróżnienia, z jakich źródeł pochodziła udokumentowana ilość energii elektrycznej.
Tym samym subwencjonowanie przyznawane było niezależnie od nakładów i kosztów wytworzenia energii elektrycznej, co z kolei prowadziło do
tego, że na rynku mogły się przebić jedynie dwie najtańsze technologie, a
mianowicie spalanie biomasy i pozyskiwanie energii wiatrowej w instalacjach typu onshore.
Nowa Ustawa o OZE przewiduje mechanizm, przy pomocy którego państwo polskie może regulować rozdział subwencji w zależności od źródła
energii – jest to tzw. współczynnik korekcyjny. Świadectwo pochodzenia
winno ponadto zawierać dane o ilości energii elektrycznej zaliczanej do
obowiązku przedstawienia świadectw pochodzenia do umorzenia. Odbiega ona od ilości energii elektrycznej udokumentowanej w świadectwie
pochodzenia, ponieważ jest to iloczyn ilości energii elektrycznej objętej
świadectwem pochodzenia i współczynnika korekcyjnego. Co trzy lata, do
30 czerwca, Minister Gospodarki określa na drodze rozporządzenia współczynnik korekcyjny dla różnych źródeł wytwarzania energii elektrycznej na
okres lat pięciu. Zdaniem Ministerstwa Gospodarki celem tej regulacji jest
podawanie do publicznej wiadomości współczynnika korekcyjnego już na
dwa lata przed datą, z jaką wejdzie on w życie, co z kolei pozwoli inwestorom na lepsze przygotowanie się do nowej sytuacji.
Od momentu, w którym producent i odpowiednie instalacje po raz pierwszy
wyprodukowały energię elektryczną, na podstawie której przyznano gwarancje pochodzenia, przez okres 15 lat współczynnik korekcyjny powinien
obowiązywać w niezmienionej postaci. Po upływie tego 15-letniego okresu
nie ma możliwości uzyskania świadectw, dopóki nie nastąpi Re-Powering.
Re-Powering oznacza, że przynajmniej 30% początkowej wartości księgowej instalacji na nowo zostanie zainwestowane w instalację. Od 1.1.2015
handel instalacjami używanymi ma zostać uniemożliwiony w ten sposób,
iż świadectwa będą przyznawane jedynie wówczas, gdy nowo zainstalowana instalacja została wyprodukowana maksymalnie 36 miesięcy przed
uruchomieniem.
Współczynnik korekcyjny ma być co pięć lat dostosowywany do rozwoju
sytuacji na rynku i postępu technicznego w zakresie wykorzystywania odnawialnych źródeł energii. Ustawa o OZE przewiduje m. in. następujące
zróżnicowanie współczynnika korekcyjnego w zależności od rodzaju instalacji i mocy zainstalowanej służącej produkcji energii elektrycznej:
ROK
Wiatrowe instalacje
Biomasa powyżej
on-shore powyżej
10 MW (KWK)
0.5 MW
2013
0.9
1.15
0.3
2014
0.9
1.15
0.3
2015
0.875
1.125
0.25
2016
0.85
1.10
0.2
2017
0.825
1.075
0.15
ROK
Fotowoltaika
powyżej 0.1 MW
Biogaz rolniczy
powyżej 1 MW
Energia wodna
[1–5 MW/5-20 MW]
2013
2.85
1.4
1.7/2.0
2014
2.85
1.4
1.7/2.0
2015
2.70
1.375
1.675/1.975
2016
2.55
1.35
1.65/1.95
2017
2.40
1.325
1.625/1.925
Dla mikroinstalacji – do 200 kW zainstalowanej mocy – projekt ustawy
przewiduje podwyższenie odpowiedniego współczynnika korekcyjnego o
0,5 punktu procentowego.
Świadectwo pochodzenia przysługuje producentowi na okres 15 lat od
uruchomienia nowej instalacji. Dla instalacji służących produkcji energii ze
źródeł odnawialnych, które zostały uruchomione przed wejściem w życie
ustawy, okres 15 lat liczy się od momentu pierwszego wytworzenia energii
elektrycznej, dla której przyznane zostało świadectwo pochodzenia.
PROJEKT USTAWY O ODNAWIALNYCH ŹRÓDŁACH ENERGII Z DNIA 27 LIPCA 2012 ROKU
8 www.ahk.pl
Co-Firing
C. Podstawowe założenia prawa energetycznego
W polskim prawie energetycznym nie było do tej pory specjalnej ustawy
regulującej kwestie energii ze źródeł odnawialnych. Odpowiednie regulacje
znajdują się natomiast w ustawie ramowej Prawo Energetyczne.
Koncesja
Produkcja a także sprzedaż energii wiatrowej wymagają koncesji przyznawanej przez URE – o ile moc zainstalowana przekroczy 200 kW (granica
dla mikroinstalacji). Developer bądź inwestor może (i z reguły tak czyni)
już uprzednio, jeszcze w fazie opracowywania projektu wnosić o przyznanie
czasowo określonej promesy. Znacznie przyspiesza to następującą później
procedurę udzielania koncesji – po uzyskaniu pozwolenia na użytkowanie
w oparciu o prawo budowlane kilka tygodni po komisjonowaniu. Za udzielenie koncesji wnosi się opłatę. W okresie jej obowiązywania pobierane są
także opłaty roczne. Urząd może uzależnić wydanie koncesji od złożenia
przez inwestora gwarancji, aby w ten sposób zabezpieczyć ewentualne
roszczenia osób trzecich lub roszczenia z tytułu szkód środowiskowych,
gdyby w toku eksploatacji doszło do wypadku. Wydanie koncesji podlega
obowiązkowi uiszczenia opłaty. Także w okresie ważności koncesji należy
wnosić opłaty roczne. Ważność koncesji wynosi przynajmniej 10 a maksymalnie 50 lat. Dla producentów posiadających moce zainstalowane do 5
MW jest wydawana koncesja dla „małego producenta”, który nie ma obowiązku bilansowania biernego.
Koncesję mogą uzyskać przedsiębiorcy, którzy mają swoją siedzibę w państwie członkowskim UE lub państwie należącym do EFTA i mogą udokumentować, że
- dysponują środkami finansowymi koniecznymi dla działalności gospo
darczej, która jest przedmiotem wniosku,
- spełniają konieczne warunki techniczne,
- zatrudniają do obsługi instalacji pracowników o odpowiednich kwalifika
cjach zawodowych, oraz
- miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego i ew. warunki
zabudowy pozwala/ją na działalność z użyciem instalacji, która ma
powstać.
Do wniosku należy dołączyć obszerny pakiet dokumentów, obejmujący m.
in.:
- zaświadczenie o niekaralności wnioskodawcy ew. zarządu wnioskodawcy,
- dokument potwierdzający istnienie prawa do nieruchomości, której
wniosek dotyczy,
- dokumenty wymagane przez prawo budowlane, takie jak pozwolenie na
budowę, zgłoszenie zakończenia prac budowlanych i pozwolenie na
użytkowanie (nie odnosi się to do przyznania promesy),
- dokumenty przyłączenia do sieci, takie jak techniczne warunki
przyłączenia do sieci lub umowa o przyłączenie do sieci (nie odnosi się do
promesy) lub wreszcie
- dokumenty finansowo-techniczne, takie jak plan finansowania,
zamknięcie roczne lub zaświadczenia urzędu podatkowego o
niezaleganiu z podatkami.
Inwestor, któremu przyznano koncesję, jest zobowiązany do tego, by uzyskać wszystkie inne, ewentualnie wymagane ustawowo pozwolenia.
Przyłączenie do sieci
Podstawą prawną przyłączenia do sieci jest zawarcie umowy o przyłącze-
nie do sieci oraz – przed komisjonowaniem – umowy o zasilanie/dystrybucję. Wcześniej - na wniosek - przyznaje się techniczne warunki przyłączenia do sieci. Termin dla przyznania warunków wynosi 150 dni. Terminy
te należy liczyć od wniesienia zaliczki (wadium) na przyłączenie do sieci
– jej wysokość wynosi 30.000 PLN za MW wnioskowanej mocy, jednak nie
więcej niż 3 miliony PLN. Jeśli po złożeniu wniosku nie nastąpi odmowa
przyłączenia do sieci z powodów technicznych bądź ekonomicznych, należy się liczyć z wezwaniem do wpłaty zaliczki. Okres ważności technicznych
warunków przyłączenia do sieci wynosi dwa lata, w tym czasie należy zawrzeć umowę o przyłączeniu do sieci.
Obowiązek ponoszenia kosztów przyłączenia do sieci i rozwoju sieci nie
jest w polskim prawie energetycznym dotychczas jasno sprecyzowany.
Określenie kosztów przyłączenia do sieci pozostawia operatorowi sieci
dystrybucyjnej szerokie pole manewru, z którego często czyni on użytek.
Wychodząc jednak od zasady, która nie ma wszakże umocowania ustawowego, przyjęło się, że inwestor winien pokrywać jedynie te koszty, które
powstaną do momentu przyłączenia do sieci dystrybucyjnej. Operator sieci
dystrybucyjnej ma ponosić ewentualne koszty rozwoju sieci dystrybucyjnej. Operator sieci dystrybucyjnej może, zgodnie z prawem energetycznym, odrzucić wniosek o przyłączenie do sieci, jeśli jest ono nieopłacalne
ekonomicznie lub niemożliwe do realizacji pod względem technicznym.
Jeśli w przewidywalnej przyszłości przyłączenie do sieci będzie mogło być
przeprowadzone po rozsądnych kosztach, to wówczas – zgodnie z orzecznictwem – nie mamy do czynienia z przypadkiem, w którym przyłączenie
to jest nieopłacalne ekonomicznie. Aby tak było, konieczne jest zaistnienie trwałego utrudnienia. Na decyzję negatywną, uzasadnioną względami
ekonomicznymi, można złożyć zażalenie do URE i wnosić o rozstrzygnięcie
przez prezesa URE. W efekcie może to jednak doprowadzić do sytuacji, w
której wnioskodawca będzie musiał przejąć koszty rozwoju sieci. Aktualnie
ma miejsce coraz więcej takich przypadków, po tym jak w ciągu ostatnich
dwóch lat, po szeroko zakrojonej zmianie prawa energetycznego i wprowadzeniu obowiązku wpłaty wadium, sytuacja związana z przyłączeniami do
sieci stała się mniej napięta.
W nowej Ustawie o OZE kwestia przyłączenia do sieci została skonkretyzowana. I tak operator sieci jest zobowiązany do dołączenia do warunków
przyłączenia do sieci harmonogramu i planu rozwoju sieci, włącznie ze
spodziewanymi kosztami za przyłączenie do sieci. W przypadku decyzji
negatywnej operator sieci winien podać możliwy termin przyłączenia do
sieci a także określić rozwój sieci. Jeśli możliwe byłoby jedynie tymczasowe/ograniczone przyłączenie do sieci, to operator sieci jest zobowiązany
do przedstawienia harmonogramu i planu inwestycji w celu zlikwidowania
technicznego wąskiego gardła. Wreszcie w przypadku, gdyby przyłączenie
do sieci nie było opłacalne ekonomicznie, operator sieci jest zobowiązany
do określenia prac związanych z przyłączeniem do sieci i rozwojem sieci i
przedłożenia harmonogramu. W praktyce operatorzy sieci generalnie już
teraz stosują wymienione wyżej wytyczne, tak iż Ustawa o OZE nie wnosi
w tym kontekście żadnych rzeczywiście nowych rozwiązań.
W odniesieniu do nadwyżki mocy produkcyjnych prawo energetyczne
stanowi, że energia ze źródeł odnawialnych ma pierwszeństwo przed tą
ze źródeł konwencjonalnych. Jednak ustawa nie wypowiada się wcale na
temat nadwyżek mocy produkcyjnych w ramach samej energii ze źródeł
odnawialnych. Do tej pory nie ma także orzecznictwa idącego w tym kierunku, że w przypadku nadwyżki mocy wszyscy producenci energii ze źródeł odnawialnych zasilający sieć mogą ją zasilić w tym samym stosunku
procentowym. Zgodnie z dotychczasową praktyką producenci energii ze
PODSTAWOWE ZAŁOŻENIA PRAWA ENERGETYCZNEGO
www.ahk.pl 9
źródeł odnawialnych mają „historyczne” prawa, co także w nowej Ustawie
o OZE znajduje wyraźne unormowanie.
W coraz większym stopniu należy się liczyć z tym, że w przyszłości inwestorzy będą musieli ponosić wcale niemałą część kosztów rozwoju i modernizacji sieci, ponieważ sieć dystrybucyjna a także sieć przesyłowa już
teraz zbliżają się do granicy swych możliwości. Z tym aspektem deweloperzy stykali się do tej pory rzadko a przecież nawet jeśli osiągnięte zostanie
porozumienie komercyjne, to kierunki dalszej realizacji projektu będą już
określone w umowie o przyłączeniu do sieci. Ze względu na to, że obecnie koszty takich prac w 100 % pokrywają inwestorzy – jeszcze niedawno
istniał obowiązek ponoszenia kosztów po połowie – prace powinny być
tak pogrupowane, by również w przypadku większego zakresu robót przy
większych elektrowniach wiatrowych o zainstalowanej mocy powyżej 100
MW można było oddzielić poszczególne etapy i dzięki temu zorganizować
realizację projektów w sposób łatwiejszy do finansowania i elastyczny.
Możliwe jest na przykład zawarcie umowy o przyłączenie do sieci z kilkoma
spółkami celowymi, jeśli te umowy o przyłączenie do sieci powiąże się ze
sobą przy pomocy odrębnego porozumienia. Ponadto właśnie prace projektowe można i należy prowadzić samodzielnie, aby nie być narażonym
na konieczność uczestniczenia w żmudnych procedurach przetargowych
operatora sieci. Operator sieci nie ma też możliwości elastycznego reagowania na roszczenia odszkodowawcze poszczególnych właścicieli nieruchomości. Przy budowie i rozbudowie podstacji transformatorowej inwestor powinien zawsze nabyć nieruchomość i sprzedać ją operatorowi sieci.
Dotychczasowe doświadczenia autorów pozwalają stwierdzić, że obecnie
przy rozbudowie sieci należy się liczyć z następującymi cenami: budowa
podstacji transformatorowej 20kV/110KV – ok 5 do 7 milionów PLN, rozbudowa podstacji transformatorowej 110 kV/400kV –– ok 20 milionów PLN,
nowa inwestycja budowlana – podstacja transformatorowa 110kv/400 kV
ok 70 milionów PLN, zbudowanie nowej trasy 110 kV – ok 1 milion PLN za
kilometr (średnio ok. 70 właścicieli na 10 kilometrów, z czego ok. 2/3 to
właściciele publiczni), modernizacja istniejącej trasy 110 kV ok 200.000 do
600.000 PLN na kilometr na działanie (wymiana trasy kablowej, wymiana
masztów); fizyczne roboty budowlane odbywają się na ok. jednej trzeciej
nieruchomości, na których odbywa się realizacja nowej inwestycji budowlanej, ponieważ nowa inwestycja budowlana obejmuje pas ok. 30 metrów.
Dane te to oczywiście bardzo ogólne założenia, w indywidualnych przypadkach koszty mogą znacznie odbiegać od podanych.
Rynek bilansowania energii
Operator sieci przesyłowej PSE Operator oraz operatorzy regionalni sieci
dystrybucyjnych - PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Enea Operator,
Energa Operator oraz PKP Energetyka Dystrybucja – muszą bilansować
energię elektryczną wyprodukowaną przy pomocy energii wiatrowej i przenoszą to zobowiązanie dalej na producentów prądu. Producenci energii
wiatrowej są zobowiązani poinformować o momencie zasilenia sieci energią wiatrową i uzgodnić go. Centralny mechanizm bilansowania energii ze
źródeł wiatrowych pozwala jednak na to, aby planowaną ilość energii, jaką
ma być zasilona sieć, korygować najpóźniej do godziny przed jej produkcją. Także operatorzy sieci dystrybucyjnej określają w swych instrukcjach
reguły bilansowania. Bilansowanie konieczne jest od zainstalowanej mocy
5MW.
PODSTAWOWE ZAŁOŻENIA PRAWA ENERGETYCZNEGO
10 www.ahk.pl
Udział w rynku bilansowania możliwy jest poprzez rejestrację i korzystanie
z odpowiedniego oprogramowania, przy czym producenci energii ze źródeł odnawialnych z reguły korzystają z outsourcingu. Opłaty za bilansowanie u państwowych operatorów sieci wynoszą z reguły między 10 a 15
groszy, oferenci prywatni żądają przeważnie 5 do 10 groszy. W ostatnim
czasie dość rozpowszechniona stała się niestety praktyka, że warunkiem
zawarcia umowy o zasilanie staje się zawarcie z operatorem sieci umowy
o bilansowaniu o dość długim okresie wypowiedzenia. Zachowanie to jest
sprzeczne z zasadami konkurencji.
Faza testowa i synchronizacja
Aby je zrealizować konieczne jest zawarcie z operatorem sieci umowy o zasilanie, a także umowy o bilansowaniu i wreszcie tzw. umowy na fazę testowania, zgodnie z którą wyprodukowana energia elektryczna będzie sprzedawana operatorowi sieci po obniżonej cenie. Koncesja ma być udzielona
w ciągu 60 dni od rozpoczęcia, dlatego zielone certyfikaty są rejestrowane
wstecznie do 60 dni od udzielenia koncesji. Nowa Ustawa o OZE przedłuża ten termin do 90 dni. Dopiero koncesja jest uznaniem koncesjonowanej
instalacji jako odnawialnego źródła energii. Ponieważ jednak jednym z najważniejszych dokumentów dołączanych do wniosku o udzielenie koncesji
jest pozwolenie na użytkowanie instalacji, które zwykle może być wydane
dopiero kilka tygodni po komisjonowaniu i rozruchu testowym, wciąż dochodzi do opóźnień przy udzielaniu koncesji, mimo określonego terminu 60 dni.
Umowa na sprzedaż energii - PPA, CPA i Merchant Trading
Istotną przeszkodą dla umów o finansowaniu projektów były dotychczas
długoterminowe umowy o dostawę energii elektrycznej i umowy kupna
świadectw. W charakterze odbiorców występowały do tej pory głównie
tylko przedsiębiorstwa obrotu energią czterech największych państwowych koncernów energetycznych – PGE, Enea, Energa i Tauron. Ponieważ
kontyngenty systemu certyfikacji będą obowiązywać na razie tylko do 2017
roku, w umowach znajduje się wiele klauzul otwartych, w których mieszają
się ze sobą elementy związane z ponoszeniem ryzyka rynkowego i ryzyka
ustawodawczego. W ostatnim czasie dużą aktywność na polskim rynku
zaczęły wykazywać także niezależne przedsiębiorstwa obrotu energią, w
szczególności EGL i Alpiq. Inne przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną działające na rynku, takie jak Everen (EDF Group) czy RWE Supply and
Trading – nie wykazują jak dotąd większego zainteresowania obrotem
energią na rzecz firm trzecich. W przypadku niezależnych przedsiębiorstw
obrotu energią coraz częściej oferuje się tzw. pakiety Combinded-Floor
PPA/CPA stanowiące podstawowy warunek dla uzyskania finansowania
projektów.
Najnowszy projekt Ustawy o OZE przewiduje jednak – co trudno zrozumieć
– zobowiązanie do zbycia energii elektrycznej po cenie nie wyższej niż cena
URE (statystyczna średnia cena energii elektrycznej z roku poprzedniego)
do regionalnych spółek dystrybucyjnych. Naruszenie tego zobowiązania
skutkowałoby utratą świadectw. Przepis ten jest niekonsekwentny i krytykowany. Nie jest jasne, czy ta regulacja obowiązuje także w stosunku do
umów zawartych wcześniej, czy też wyłącznie do tych, które zostały zawarte po wejściu w życie ustawy.
D. Prawo zagospodarowania przestrzennego
Istotne znaczenie dla rozwoju elektrowni wiatrowych mają normy z zakresu prawa zagospodarowania przestrzennego w powiązaniu z normami prawa o ochronie środowiska. W niedalekiej przeszłości Polska borykała się z
problemem dostosowania swojego prawa do prawa UE. W wyniku wejścia
w życie w roku 2003 Ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym straciły ważność wszystkie miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego, które weszły w życie przed 1 stycznia 1995 roku. Zainteresowane gminy dopiero kilka lat temu rozpoczęły sporządzanie dostosowanych
planów uwzględniających specyficzne regulacje dla elektrowni wiatrowych.
Od roku 2010, pojawiło się też ustawowe zobowiązanie do uchwalania studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego – tzw.
studium – jak i miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego –
tzw. plan miejscowy lub MPZP – oba przyjmowane uchwałą rady gminy,
przy czym nie jest jasne, czy chodzi tutaj o zobowiązanie do sporządzania
odpowiednich planów dla takich przedsięwzięć, czy też odpowiedni przepis
ustawowy wymaga jedynie, by wówczas, gdy plany zostaną sporządzone,
miały one uwzględniać przedsięwzięcia służące produkcji energii ze źródeł
odnawialnych. Ma to szczególne znacznie zwłaszcza dlatego, że poprzez
korzystanie z instrumentu, jakim są warunki zabudowy (tzw. WZ) istnieje
rozwiązanie alternatywne w stosunku do sporządzania studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego/ miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego dla terenów, dla których planów nie
ma. Warunki zabudowy są wydawane przez wójta/burmistrza, a procedura
ich wydania trwa jedynie kilka miesięcy. Ten instrument prawny znajdował w ostatnich latach praktyczne zastosowanie zwłaszcza w przypadku
niewielkich projektów obejmujących kilka turbin lub w przypadkach uzupełnienia projektów do pełnego wykorzystania przydziału mocy z istniejącym MPZP. Jest jeszcze inna alternatywna instytucja prawna - inwestycja
celu publicznego. Posługiwano się nią w przeszłości także przy budowie
elektrowni wiatrowych, obecnie jednak jest ona wykorzystywana dla zabezpieczenia tras kablowych w zgodzie z prawem budowlanym. W przeciwieństwie do warunków zabudowy nie ma jasności co do tego, czy takie
pozwolenie może być przeniesione, co może mieć szczególne znaczenie
przy odsprzedaży projektu.
Stało się obecnie praktyką, że przy sporządzaniu studium uwarunkowań
i kierunków zagospodarowania przestrzennego jak i miejscowego planu
zagospodarowania przestrzennego inwestor pośrednio przejmuje opracowanie dokumentacji projektowej poprzez darowizny w gotówce. Praktyka
ta do tej pory nie była w zasadzie kwestionowana przez organy nadzoru
nad samorządami. Korzystanie z tej drogi pozwala – w przeciwieństwie
do klasycznego przetargu na usługi – znacznie oszczędzić czas. MPZP ew.
warunki zabudowy mają tak istotne znaczenie także dlatego, że są warunkiem do złożenia wniosku o wydanie technicznych warunków przyłączenia
do sieci. W trakcie prac nad nową Ustawą o OZE pierwotnie planowano, że
wniosek o przyznanie warunków przyłączenia do sieci będzie można złożyć
już na bazie studium. Nie jest jasne , czy ta klauzula pozostanie.
Nawet jeśli samemu przejmie się prace planistyczne i równolegle sporządza konieczną dokumentację, na wydanie studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego i miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego czeka się przynajmniej dwa lata.
PRAWO ZAGOSPODAROWANIA PRZESTRZENNEGO
www.ahk.pl 11
E. Prawo budowlane
Ważnym instrumentem prawa budowlanego są pozwolenia na budowę
oraz wydawane później pozwolenie na użytkowanie i wydawana wcześniej
decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach.
Pozwolenie na budowę
Podstawą do wydania pozwolenia na budowę jest m.in. decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach i wydanie technicznych warunków przyłączenia do sieci przez miejscowego operatora sieci dystrybucyjnej. De
facto często chodzić będzie o dwa, a nawet trzy pozwolenia na budowę:
z jednej strony na budowę fundamentów i masztów/turbin, a więc właściwej elektrowni wiatrowej, z drugiej na budowę ew. rozbudowę bądź
przebudowę wewnętrznej podstacji transformatorowej, a wreszcie ew.
także na ułożenie trasy kablowej od wewnętrznej podstacji transformatorowej do podstacji transformatorowej operatora sieci. Pozwolenie
na budowę wydawane jest na wniosek. Staje się ono prawomocne 14
dni po doręczeniu sąsiadom i innym uczestnikom postępowania, a po
potwierdzeniu doręczenia i po upływie terminu, co potwierdza stemplem urząd organu budowlanego, staje się także niezaskarżalne. Organem właściwym jest starosta, a w miastach na prawach powiatu
prezydent miasta. Przed uruchomieniem instalacji należy uzyskać pozwolenie na użytkowanie. Przy jego udzielaniu współdziałają inne organy.
Decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach
Około 30% powierzchni Polski w ten bądź inny sposób objęte jest szczególną ochroną z punktu widzenia środowiska naturalnego: jako rezerwaty
przyrody, parki krajobrazowe, obszary chronionego krajobrazu bądź obszary Natura 2000 – te w szczególności ze względu na wędrówki ptaków.
Pracując nad projektami elektrowni wiatrowych szczególną uwagę należy
zwrócić na spełnienie ustawowego wymogu uzyskania, przy określonych
projektach, decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach tego przedsięwzięcia, krótko: decyzji środowiskowej. Jeśli istnieje taki obowiązek – co
można przyjąć przy elektrowniach wiatrowych za normę - inwestor jest
zobowiązany uzyskać decyzję środowiskową jeszcze przed złożeniem
wniosku o wydanie określonych, wymienionych w ustawie decyzji (np. pozwolenia na budowę, pozwolenia wodnoprawnego). Procedura wydania decyzji środowiskowej określona jest w Ustawie o udostępnianiu informacji o
środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska
oraz o ocenach oddziaływania na środowisko. Określony poziom gwarancji
uzyskuje się jednak już wówczas, gdy istnieje Studium, bowiem już do jego
powstania wymagana jest ocena oddziaływania na środowisko.
Decyzja środowiskowa konieczna jest jedynie przy przedsięwzięciach, co do
których należy się spodziewać, że mogą znacząco wpływać na środowisko
naturalne. Ustawa definiuje je w następujący sposób: z jednej strony są to
przedsięwzięcia mogące zawsze znacząco wpływać na środowisko (1. grupa), z drugiej strony przedsięwzięcia, mogące ewentualnie znacząco wpływać na środowisko i wobec których właściwe organy muszą przeprowadzić
odpowiednie badanie (2. grupa). Procedura wydania decyzji środowiskowej
przebiega różnie, w zależności od tego, czy dane przedsięwzięcie należy
do grupy 1 czy 2. Podział określony jest w rozporządzeniu. Zgodnie z nim
elektrownie wiatrowe o mocy wyższej niż 100 MW są zakwalifikowane do
projektów grupy 1. Elektrownie wiatrowe o wysokości masztów powyżej 30
metrów zaliczone są do projektów grupy 2. Rozporządzenie określa elektrownie wiatrowe położone na terenach chronionych ze względu na środowisko jako projekty grupy 2. Oznacza to w praktyce, że wszystkie elektrownie wiatrowe wymagają oceny oddziaływania na środowisko.
PRAWO BUDOWLANE
12 www.ahk.pl
W przypadku przedsięwzięć, co do których należy się spodziewać, że mogą
zawsze znacząco oddziaływać na środowisko (grupa 1), warunkiem wydania decyzji środowiskowej jest ocena oddziaływania przedsięwzięcia na
środowisko naturalne dokonana przez organ właściwy dla wydania decyzji
środowiskowej (ocena oddziaływania na środowisko). Ponadto inwestor
jest zobowiązany do dołączenia do wniosku o wydanie decyzji środowiskowej raportu oddziaływania na środowisko, krótko zwanego raportem
środowiskowym. W raporcie środowiskowym inwestor powinien podać
informacje m. in. o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko naturalne – florę, faunę, włącznie z ochroną ptaków i ochroną nietoperzy (wymóg
sporządzenia rocznej analizy), zacienienie, krajobraz, winien sporządzić
ekspertyzę dotyczącę emisji hałasu oraz dokumentację geologiczno-techniczną. Należy zaprezentować alternatywne scenariusze i wskazać, który
z nich zapewni najmniejsze oddziaływanie na środowisko. Należy także
określić, czy możliwe jest oddziaływanie na obszar Natura 2000, co ma
szczególne znaczenie dla przedsięwzięć położonych w pobliżu tych obszarów. W postępowaniu dotyczącym przedsięwzięć z grupy 2 organ na mocy
decyzji stwierdza, czy istnieje obowiązek przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko naturalne, czy też tego obowiązku
nie ma. Jeśli organ stwierdza istnienie tego obowiązku, to jednocześnie definiuje zakres raportu środowiskowego, który należy przedłożyć.
Coraz większego znaczenia nabiera ochrona przed hałasem. Inicjatywy
obywatelskie są coraz lepiej przygotowane. Nie należy więc zalecać budowania elektrowni wiatrowych w odległości mniejszej niż 500 metrów od
najbliższych zabudowań. Odpowiednie przepisy instrukcji technicznej w
sprawie ochrony przed hałasem obowiązują także w Polsce, która implementowała do prawa krajowego wytyczne prawa europejskiego. Zabudowania, zwłaszcza na terenach wiejskich, są w Polsce bardzo rozproszone.
Może się zdarzyć, że budynki wykorzystywane wcześniej dla innych celów,
na przykład nieużytkowane budynki dworcowe lub budki strażnicze, w
fazie przygotowywania projektu stają się nagle – w wyniku przekwalifikowania - budynkami mieszkalnymi. Zasadniczo możliwe jest obciążenie
poszczególnych nieruchomości służebnościami na rzecz operatora, aby
pozwolić na emitowanie hałasu powyżej granicy określonej w technicznej
instrukcji w sprawie ochrony przed hałasem, oczywiście o ile właściciel nieruchomości wyrazi na to zgodę.
Postępowanie w celu wydania decyzji środowiskowej jest publiczne. Prawo
do udziału w postępowaniu mają także organizacje pozarządowe i nie muszą w tym celu uzasadniać szczególnego interesu prawnego. Organizacjom
tym przysługuje także prawo do wniesienia sprzeciwu do sądu administracyjnego. Decyzja środowiskowa jest wydawana, jeśli planowana inwestycja
zgodna jest z ustaleniami miejscowego studium uwarunkowań i kierunków
zagospodarowania przestrzennego i miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego – o ile takowy istnieje. Wydając decyzję organ uwzględnia wyniki ustaleń dokonanych przez inne, współdziałające organy, uwagi
społeczności, której to dotyczy, a także treść raportu środowiskowego.
Organ właściwy określa w decyzji środowiskowej m. in. rodzaj i miejsce realizacji przedsięwzięcia, warunki dla użytkowania terenu, wymagania dotyczące ochrony środowiska, które projekt budowlany musi obligatoryjnie
spełnić, działania służące uniemożliwieniu, ograniczeniu i monitorowaniu
oddziaływania na środowisko, jeśli taka konieczność wynika z oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko.
W przypadku inwestycji z grupy 2, dla których nie dokonano oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko, decyzja środowiskowa stwierdza
brak istnienia takiej konieczności.
Decyzja środowiskowa jest ważna przez cztery lata i stanowi podstawę
do wydania dalszych zezwoleń. Zaliczają się do nich w szczególności pozwolenia na mocy prawa budowlanego, takie jak pozwolenie na budowę,
pozwolenie wodnoprawne oraz pozwolenie na użytkowanie. Oznacza to, iż
w przypadku naruszenia zobowiązań nałożonych na drodze decyzji środowiskowej ew. przy zmianie stanu faktycznego będącego podstawą jej wydania, nie będzie możliwe wydanie pozwolenia na użytkowanie. Organem
właściwym dla wydania decyzji o ocenie oddziaływania na środowisko jest
zasadniczo gmina. W szczególnych przypadkach decyzja środowiskowa
może być wydana przez Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska.
Wydanie podobnej do decyzji środowiskowej „decyzji o uzgodnieniu oddziaływań przedsięwzięcia z postanowieniami odnoszącymi się do obszaru Natura 2000“ (krótko: decyzja środowiskowa Natura 2000) może
się okazać konieczne także w przypadku inwestycji nie pozostających w
bezpośrednim związku z tzw. obszarem Natura 2000, albo nie związanych
z koniecznością z jego ochrony, dla których Regionalny Dyrektor Ochrony
Środowiska stwierdził obowiązek przeprowadzenia oceny oddziaływania
przedsięwzięcia (ocena oddziaływania na środowisko). W tym przypadku
chodzi o inwestycje inne od tych, które właśnie zostały omówione, dla których złożono wniosek o wydanie jakiejś decyzji, na przykład pozwolenia
na budowę. Organ właściwy dla wydania decyzji będącej przedmiotem danego wniosku, jest bowiem zobowiązany sprawdzić, czy przedsięwzięcie,
którego dotyczy wniosek o wydanie decyzji, może potencjalnie znacząco
oddziaływać na obszar Natura 2000. Obszar Natura 2000 to specjalne
obszary ochrony, które Polska wyznaczyła na podstawie „dyrektywy ptasiej” 79/409/EWG i „dyrektywy siedliskowej” 92/43 EWG, które zatwierdziła Komisja Europejska i dla których tym samym obowiązuje program
Natura 2000. Listę tych obszarów ochrony można znaleźć na stronach
internetowych Ministerstwa Środowiska, urzędów wojewódzkich, parków
narodowych i organizacji pozarządowych. Sieć Natura 2000 nie ma jeszcze ostatecznego kształtu i w najbliższej przyszłości będzie rozszerzana.
Organizacje pozarządowe postulowały w UE rozszerzenie programu w zgodzie z dyrektywą ptasią i siedliskową i zgłosiły tzw. listę cieni. Planując
przedsięwzięcia inwestycyjne należy zwracać uwagę także na obszary z
tejże listy - jeśli jest do niej dostęp. Wybierając lokalizację dla elektrowni
wiatrowej należy w każdym przypadku sprawdzić, czy nieruchomość, na
której planowana jest inwestycja, nie znajduje się na takim obszarze lub
w jego pobliżu. Także procedura wydania decyzji środowiskowej Natura
2000 ma charakter publiczny. Decyzja środowiskowa Natura 2000 wiąże
organ właściwy dla wydania innej wnioskowanej decyzji, tzn. że podejmując ją musi on uwzględnić ustalenia decyzji środowiskowej Natura 2000.
Jeśli Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska odrzuci wniosek o wydanie
decyzji środowiskowej Natura 2000, ponieważ przedsięwzięcie może znacząco negatywnie oddziaływać na obszar Natura 2000, organ właściwy dla
wydania innej wnioskowanej decyzji musi zasadniczo odrzucić wniosek o
jej wydanie.
Pomiary wiatru
Dla finansowania projektu bądź zbycia projektu, na który wydano wszystkie pozwolenia, niezbędne są roczne pomiary wiatru przy pomocy masztu
wiatrowego na wysokości przynajmniej 80 metrów (lepiej na wysokości 100
metrów) w maksymalnej odległości 10 km od elektrowni wiatrowej (zależy
od topografii). Coraz częściej wykonuje sietakże pomiary z wykorzystaniem
sodarów, które zyskują sobie powoli uznanie inwestorów i banków, głównie przez dokładność pomiarów, łatwość instalacji, brak wymaganych pozwoleń i coraz niższe ceny. Ze względu na jednak wysokie, związane z tym
koszty oraz brak pewności co do uzyskania przyłączenia do sieci autorzy
projektów nierzadko odsuwają w czasie pomiary wiatru, co z kolei wciąż
prowadzi do problemów zwłaszcza przy przejmowaniu praw własności
projektu. Zagęszczenie takich projektów jest w Polsce coraz większe. Topograficznie Polska podobna jest w dużej części do Niziny Północnoniemieckiej, można więc dość dobrze radzić sobie posługując się danymi, które są
na przykład dostępne w programach takich WindPRO.
Ustawienia masztu wiatrowego wymaga z reguły uzyskanie pozwolenia
na budowę. Na polskim rynku doświadczonymi oferentami budującymi
maszty wiatrowe są windhunter i dekra. Kalibracją i pomiarami (godne polecenia: na bazie danych Merra 20 – 25Y ze sporządzeniem analiz P50, P75
i P90) zajmują się eksperci ds. wietrzności. Powszechnie akceptowani na
polskim rynku są Garrad Hassan i DEWI, przy czym sporządzane ekspertyzy
są zawsze zachowawcze. Powszechnie uznanymi oferentami alternatywnymi są MottMacDonald lub 8.2 Consulting, Anemos i W4E.
PRAWO BUDOWLANE
www.ahk.pl 13
F. Zabezpieczenie praw do dysponowania gruntem
Ważnym instrumentem służącym do zabezpieczenia praw do dysponowania gruntem jest umowa dzierżawy (prawo zobowiązań). Inne instrumenty
zabezpieczające, takie jak na przykład użytkowanie (prawo rzeczowe), są
raczej rzadko wykorzystywane. Szczególne instrumenty zabezpieczające
związane z powierzchnią zataczania rotora lub padaniem cienia a także
zabezpieczenie tras kablowych odbywa się poprzez służebności na rzecz
operatora. Oprócz tego - np. przy drogach – środkiem służącym zabezpieczeniu praw jest oczywiście także klasyczna służebność gruntowa.
Umowa dzierżawy
W przypadku inwestycji w energię wiatrową potrzebny teren dzierżawi się
z reguły na dłuższy okres. Umowa dzierżawy może zostać zawarta na czas
określony (maksymalnie 30 lat). Jeśli umowa dzierżawy jest zawarta na
dłuższy okres, to po upływie tego terminu umowę uważa się za zawartą
na czas nieokreślony i może być ona wypowiedziana. W praktyce można
działać w oparciu o jednostronne oferty przedłużenia. Dopuszczalność takich regulacji nie została jeszcze jednak ostatecznie rozstrzygnięta przez
orzecznictwo sądu najwyższego.
Zgodnie z regulacjami kodeksu cywilnego w przypadku zbycia przedmiotu dzierżawy nowy właściciel przedmiotu dzierżawy wstępuje w stosunek dzierżawy w miejsce obecnego wydzierżawiającego. Oznacza to, że w
momencie zbycia przedmiotu dzierżawy umowa dzierżawy nie rozwiązuje
się z mocy prawa. Nowy właściciel przedmiotu dzierżawy może jednak
wypowiedzieć stosunek dzierżawy z zachowaniem ustawowego terminu
wypowiedzenia. Wymienione wyżej prawo do wypowiedzenia stosunku
dzierżawy nie przysługuje zasadniczo nowemu właścicielowi przedmiotu dzierżawy, jeśli umowa dzierżawy została zawarta na czas oznaczony
z zachowaniem formy pisemnej i z tak zwaną „datą pewną”, a przedmiot
dzierżawy został przekazany dzierżawcy. Z datą pewną mamy do czynienia
wówczas, gdy data umowy dzierżawy została uwierzytelniona urzędowo,
tzn. np. poprzez adnotację notariusza na dokumencie umowy. Jeśli jednak
nieruchomość została nabyta w ramach licytacji przymusowej, istnieje
niebezpieczeństwo, że nowy właściciel będzie mógł jednak wypowiedzieć
umowę dzierżawy z zachowaniem okresu wypowiedzenia jednego roku,
nawet jeśli została ona zawarta z datą pewną. Dla dodatkowego zabezpieczenia można ew. ustanowić na tej nieruchomości służebność na rzecz
operatora za dodatkową rekompensatą, bowiem w przypadku licytacji
przymusowej tylko służebności nie można wypowiedzieć.
Jeśli umowy dzierżawy nie zawierają żadnych warunków, pod jakimi dzierżawca mógłby wypowiedzieć umowę dzierżawy, dzierżawca nie ma żadnej
możliwości wypowiedzenia stosunku dzierżawy przed upływem okresu, na
jaki umowa została zawarta. Brak jakichkolwiek możliwości dokonania wypowiedzenia umowy przez dzierżawcę nie odpowiada jednak standardom
stosowanym na rynku. Treść umowy dzierżawy powinna w szczególności
przewidywać możliwość wypowiedzenia w przypadku, gdy dzierżawca z
przyczyn od niego niezależnych nie otrzyma przyłączenia do sieci od operatora sieci dystrybucyjnej. Zgodnie z kodeksem cywilnym wydzierżawiający
może wypowiedzieć stosunek dzierżawy z natychmiastowym skutkiem, jeśli dzierżawca dopuścił się trzymiesięcznej zwłoki z zapłatą czynszu dzierżawnego płatnego raz na rok. Wydzierżawiający musi jednak poinformować wcześniej dzierżawcę o tej możliwości i udzielić mu trzymiesięcznego
terminu dodatkowego na uregulowanie zaległego czynszu dzierżawnego.
Umowa dzierżawy powinna być zasadniczo wpisana do księgi wieczystej,
do czego jednak konieczna jest odpowiednia, udzielona notarialnie zgoda
ZABEZPIECZENIE PRAW DO DYSPONOWANIA GRUNTEM
14 www.ahk.pl
właściciela nieruchomości (wystarczy uwierzytelnienie notarialne). Poprzez wpisanie do księgi wieczystej umowa dzierżawy staje się skuteczna wobec takich praw, których nabycie nastąpi poprzez czynność prawną
dokonaną po jej wpisaniu. Nie odnosi się to do służebności dróg ewakuacyjnych, służebności na rzecz operatora lub służebności ustanowionych
w związku z przekroczeniem granicy nieruchomości przy budowie budynku
lub innego urządzenia.
Czynsz dzierżawny jest zazwyczaj ustalany dla elektrowni wiatrowych w
trzech etapach. Dla etapu pierwszego ustala się ryczałt za udostępnienie
do momentu uzyskania prawomocnego pozwolenia na budowę. Drugi etap
obejmuje okres od momentu prawomocnego udzielenia pozwolenia na budowę do uruchomienia. Trzeci etap rozpoczyna się od uruchomienia, przy
czym czynsz dzierżawny ustalany jest albo jako roczna procentowa kwota ryczałtowa na bazie uzyskanej produkcji lub jako płatność ryczałtowa.
Aktualne rzeczywiste czynsze dzierżawne wynoszą mniej więcej o jedna
trzecią mniej niż te stosowane powszechnie w Niemczech.
Służebność na rzecz operatora
W wyniku przeprowadzonej w 2008 roku nowelizacji Kodeksu Cywilnego
do systemu polskiego prawa cywilnego wprowadzono kolejne prawo rzeczowe, tzw. służebność na rzecz operatora (nazywaną także służebnością
przesyłu). Służebność na rzecz operatora obciąża nieruchomość i może
zostać ustanowiona na rzecz inwestora będącego właścicielem instalacji
do transportu energii elektrycznej, gazu lub podobnych substancji lub zamierzającego takie instalacje ułożyć/zbudować. Wynika z niej prawo takiego inwestora do wykorzystywania obciążonej nieruchomości w określony
sposób, odpowiednio do przeznaczenia instalacji.
Elektrownia wiatrowa jest z jednej stron nieruchomością – dotyczy to fundamentu – z drugiej zaś ruchomością – dotyczy to masztu, turbin i łopatek
wirnika. Części ruchome nie stają się więc ex lege, w wyniku połączenia z
nieruchomością, własnością właściciela nieruchomości. Biorąc to pod uwagę, a także uwzględniając fakt, że projekty związane z energią wiatrową
realizowane są przeważnie w oparciu o umowy dzierżawy, ci, którzy inwestują w wykorzystanie energii wiatrowej, są szczególnie zainteresowani
służebnością na rzecz operatora i ma ona dla nich istotne znaczenie. Na
drodze ustanowienia służebności na rzecz operatora inwestor może korzystać z (sąsiadującej) nieruchomości w takim zakresie, jaki jest konieczny
dla eksploatacji elektrowni wiatrowej. Jeśli wydzierżawiający nieruchomość
lub właściciel sąsiadującej nieruchomości odrzuci zawarcie umowy o ustanowienie służebności na rzecz operatora a służebność ta jest konieczna
dla prawidłowej eksploatacji instalacji, które miałyby być przedmiotem
służebności na rzecz operatora, inwestor jest uprawniony do zażądania na
drodze sądowej ustanowienia służebności za wynagrodzeniem. Przy pomocy służebności na rzecz operatora można także ustanowić służebność
dla powierzchni zataczania rotora i padania cienia od turbin na sąsiadującej
nieruchomości.
Oprócz służebności na rzecz operatora istnieje także instrument
prawny w postaci klasycznej służebności gruntowej ustanawianej na rzecz nieruchomości władnącej na nieruchomości służebnej.
Infrastruktura
Zapewnienie okablowania wewnątrz elektrowni wiatrowej odbywa się z reguły poprzez umowy dzierżawy. Alternatywnie można korzystać z decyzji
o inwestycjach celu publicznego, co jednak obecnie występuje coraz rzadziej. Możliwe jest także ustanowienie służebności na rzecz operatora – za
rekompensatą. Umowy dzierżawy zawierane z publicznoprawnymi właścicielami nieruchomości tylko w niektórych przypadkach są rzeczywiście
wpisywane do księgi wieczystej. Na wpis do księgi wieczystej zgodę wyraża
Agencja Nieruchomości Rolnych ANR lub gmina, gdy chodzi o nieruchomości przewidziane na inwestycje. Dla nieruchomości nieinwestycyjnych,
np. rowów, dróg itd. z reguły udzielana jest jedynie pisemna zgoda. Lasy
Państwowe zasadniczo udzielają tylko zgód i zawierają umowy dzierżawy
na czas nieoznaczony.
Jeśli buduje się dla elektrowni wiatrowej własną podstację transformatorową, należy na ten cel nabyć konieczną działkę gruntu. Jeśli graniczy ona
bezpośrednio z podstacją transformatorową dystrybutora energetycznego
i jest bezpośrednio budowana przez takie przedsiębiorstwo, odpowiednią
nieruchomość z reguły nabywa inwestor i przekazuje ją dystrybutorowi
energetycznemu.
Jeśli istnieje konieczność przeprowadzenia szerokiego zakresu robót budowlanych związanych z rozbudową sieci, dobrze jest samemu sporządzić i
pozyskać dokumentację konieczną do tych robót (włącznie z pozwoleniem
na budowę). Dzięki temu, że wykona się te prace we własnym zakresie,
można oszczędzić wiele czasu, choć z reguły kosztuje to znacznie drożej
niż wynika z kosztorysu operatora sieci. W takim przypadku dla wszystkich nieruchomości, na których odbywać się będą prace modernizacyjne
(wymiana kabla i ew. wzmocnienie/wymiana masztów) lub na których
trzeba zbudować nową trasę kablową w celu stabilizacji sieci, trzeba mieć
zgodę właściciela na wykorzystanie nieruchomości do celów budowlanych.
Do tego dochodzi wymóg ustanowienia służebności, przy czym znajdujące
się powyżej wskazówki dotyczące wpisu umów dzierżawy do ksiąg wieczystych właścicieli publicznych odpowiednio odnoszą się także do wpisu służebności. Do tego dochodzi oczywiście sporządzenie dokumentacji
technicznej włącznie z wymaganymi mapami, aby móc w imieniu operatora sieci złożyć wniosek o wydanie pozwolenia na budowę. Sporządzenie dokumentacji dla modernizacji lub rozbudowy sieci sprawia, że projekt
staje się znacznie bardziej złożony, tym bardziej, że należy pamiętać, iż za
projekt we właściwym sensie uznaje się taki, który posiada komplet zgód
(i tym samym może zostać sprzedany lub może być przedmiotem finansowania), a więc także pozwolenia na budowę dla tych prac. Sytuacja w
zakresie infrastruktury sieci jest coraz bardziej napięta, należy się więc liczyć z tym, że w przyszłości ten sposób postępowania zyska na znaczeniu.
ZABEZPIECZENIE PRAW DO DYSPONOWANIA GRUNTEM
www.ahk.pl 15
G. Finansowanie elektrowni wiatrowych
Finansowanie projektów związanych z energią wiatrową odbywa się obecnie w Polsce poprzez programy subwencjonowania. Jest to związane ze
znanymi powszechnie przeszkodami biurokratycznymi przy pozyskiwaniu
środków pomocowych. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej NFOSiGW udziela preferencyjnych kredytów. Procedurę realizuje najczęściej Bank Ochrony Środowiska (BOŚ Bank), będący w ponad
80% własnością NFOŚiGW i Lasów Państwowych. Istnieje także możliwość korzystania z funduszy strukturalnych UE. Procedura jest jednak
skomplikowana i trwa bardzo długo. Dlatego dla pokrycia koniecznego finansowania coraz częściej korzysta się z banków komercyjnych.
Rynek kredytów komercyjnych przeznaczonych na finansowanie projektów związanych z energią wiatrową jest w Polsce jeszcze mało rozwinięty.
Finansowanie projektów opiera się na długoterminowych (okres ważności
15 lat) umowach sprzedaży energii elektrycznej (PPA) i umowach sprzedaży świadectw (CPA). Ryzyko rynkowe a także ryzyko regulacyjne nie jest
– przynajmniej w średniej i długiej perspektywie czasowej – nieznaczne.
Ryzyko regulacyjne przejmuje zazwyczaj spółka projektowa i tym samym
bank. Ryzyko rynkowe bierze natomiast na siebie odbiorca poprzez wprowadzenie cen gwarantowanych przy PPA i/lub CPA (Single Floor lub – w
przypadku niezależnych odbiorców - Combined Floor). W przeszłości PPA i
CPA były zawierane z polskimi państwowymi dystrybutorami energetycznymi (PGE, Tauron, Enea, Energa i PKP Energetyka), przy czym obecnie
coraz większy udział w rynku zyskują niezależni Merchant Trader – ku niezadowoleniu państwowych odbiorców.
W ostatnim czasie polskie banki (podobnie jak tych niewiele zagranicznych
podmiotów finansowania specjalnego w ogóle aktywnych w Polsce) były
bardzo powściągliwe w udzielaniu kredytów na projekty związane z energią wiatrową. Finansowanie przyznawano z reguły projektom do 20 MW
mocy zainstalowanej, a większe projekty często były finansowane tylko
z zastosowaniem dodatkowych gwarancji – nie było to więc finansowanie projektów we właściwym sensie. Regulacje prawne nie dają do czasu
przyjęcia nowej ustawy o OZE, jasnych, stabilnych i pewnych ram. Do tej
pory najbardziej aktywne na rynku były państwowy Bank Ochrony Środowiska BOŚ-Bank, państwowa kasa oszczędności PKO BP i polskie banki
komercyjne takie jak Raiffeisen Bank Polska, BGZ (Rabobank), PeKaO SA
FINANSOWANIE ELEKTROWNI WIATROWYCH
16 www.ahk.pl
(Unicredito) oraz DnB Nord Polska. Zagraniczne podmioty finansujące projekty pojawiały się do tej pory sporadycznie – NordLB, Commerzbank, KBC.
Alternatywnie kilka projektów było finansowanych przez Europejski Bank
Inwestycyjny/Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju.
Nabycie farmy wiatrowej odbywa się zazwyczaj na drodze Share deal –
nabycia udziałów w spółce docelowej. Dlatego struktura przejęcia musi
z jednej strony pozwalać na bezpośredni dostęp do operacyjnego Cash-flow spółki docelowej (przy share deal), aby móc spłacić kredyt wraz
z odsetkami. Z drugiej strony w ramach struktury przejęcia musi istnieć
gwarancja dostępu do nabytych dóbr gospodarczych i aktywów. Służą one
jako baza do ustanowienia dodatkowych zabezpieczeń i zabezpieczenia
wartości dla banku a także zabezpieczenia wszelkich koniecznych praw
użytkowania nieruchomości. W przypadku skorzystania z zabezpieczenia
finansująca instytucja kredytowa będzie w pierwszej kolejności próbować
sprzedać elektrownię wiatrową jako całość nowemu inwestorowi. Powinna
więc istnieć możliwość wstąpienia nowego inwestora w miejsce operatora
we wszystkie stosunki umowne (PPA i CPA) dotyczące farmy wiatrowej–
Direct Agreement. Ponadto - gdyby nie znalazł się odpowiedni inwestor
- instytucja kredytowa musi mieć możliwość oddzielnego wykorzystania
aktywów należących do farmy wiatrowej, w szczególności instalacji energii
wiatrowej. Zabezpieczenia bankowe dla finansowania projektów w Polsce
obejmują w szczególności zastaw rejestrowy i finansowy na wszystkich
aktywach spółki projektowej (zastaw na przedsiębiorstwie), prawo zastawu rejestrowego i finansowego na 100% udziałów spółki projektowej,
cesję praw z polisy ubezpieczeniowej projektu, która pokrywa zarówno
fazę budowy jak i eksploatacji, cesję roszczeń z PPA i CPA, umowę podporządkowania wierzytelności dla wszystkich pożyczek wspólników udzielonych spółce projektowej (Subordination Agreement), prawo zastawu na i
pełnomocnictwo do kont bankowych spółki projektowej, możliwość cesji
praw z umów dzierżawy – należy to przewidzieć już w momencie zawierania umów dzierżawy, ustanowienie rzeczowych praw użytkowania na
nieruchomościach istotnych dla infrastruktury (w przypadku nieruchomości publicznych wystarczy z reguły potwierdzenie pisemne) i opcje na rzecz
instytucji kredytowej do przejęcia bądź do wstąpienia w istniejące umowy
dzierżawy i użytkowania (Direct Agreement).
H. Nabywanie i zbywanie praw własności projektu
lub gotowych farm wiatrowych
Projekty farm wiatrowych są z reguły nabywane, gdy są już w zaawansowanej fazie realizacji. Nabycie odbywa się na drodze na drodze umowy kupna
udziałów. Przy przenoszeniu poszczególnych praw, zwłaszcza przy zabezpieczaniu infrastruktury może dochodzić do trudności, zaleca się więc, by
od momentu, w którym projekt znajdzie się w zaawansowanej fazie rozwoju, prawa do projektu przenieść do oddzielnej spółki projektowej.
Umowa kupna udziałów nie może być zawierana warunkowo, więc zazwyczaj zawierana jest umowa wstępna (Preliminary Share Purchase Agreement), która przy spełnieniu określonych warunków prowadzi do zawarcia
właściwej umowy kupna (Definitive Share Purchase Agreement). Można to
umownie zorganizować w taki sposób, że każda ze stron może poprzez odpowiednie komunikaty zmusić drugą stronę do zawarcia finalnej umowy
kupna, można także wybrać wariant, w którym tylko kupujący będzie miał
prawo opcji. Gwarancje przyznane na mocy umowy wstępnej – czy to odniesione do spółki projektowej, jej udziałów, podatków i rachunkowości,
czy też gwarancji odnoszących się do projektu – powtarza się przy zawieraniu finalnej umowy kupna udziałów. Ta praktyka zawierania umów kupna
udziałów przyjęła się przynajmniej w wiodących kancelariach adwokackich
w Warszawie przeprowadzających tego rodzaju transakcje. Językiem prowadzenia transakcji jest z reguły język angielski.
Ceny za prawa własności projektu posiadającego wszystkie pozwolenia
wahają się obecnie – w połowie roku 2012 – pomiędzy 170.000 a 200.000
euro w przeliczeniu na megawat, ceny za gotowe i licencjonowane farmy
wiatrowe wynoszą pomiędzy 1,7 a 1,9 milionów euro. Gotowe i posiadające
wszystkie pozwolenia projekty kupują niemal wyłącznie polskie państwo-
we instytucje celu publicznego lub wiodące instytucje celu publicznego takie jak EDF EN, RWE Innogy, CEZ lub Acciona, które refinansują się poprzez
koncerny. Ze względu na dotychczasową trudną sytuację na rynku finansowania projektów powyżej 20 MW mocy zainstalowanej inwestorzy Private
Equity pojawiali się tylko w bardzo ograniczonej ilości.
Alternatywę stanowi włączenie się do projektu w jego wczesnym stadium
– poprzez Joint Venture. Z reguły ma to miejsce jeszcze przed przyznaniem technicznych warunków przyłączenia do sieci, często nawet przed
wydaniem MPZP. Przy włączeniu się do projektu z reguły zwracane są
przynajmniej częściowo powstałe do tej pory koszty a dalsze finansowanie
projektu przejmuje inwestor. Przy wyjściu z projektu zysk po odjęciu kosztów jest dzielony pomiędzy stronami. Łączne koszty opracowania projektu
włącznie z wadium za przyłączenie do sieci można określić na poziomie
około 50.000 euro na MW mocy, która ma być zainstalowana, przy czym
lwia część kosztów pojawia się dopiero na zaawansowanym etapie pracy
nad projektem.
W ramach optymalizacji projektów wciąż napotykamy na problem zawierania umów o przyłączeniu do sieci, dla których warunkiem realizacji jest
w znacznej części budowanie nowej sieci lub rozbudowa sieci istniejącej.
Zwłaszcza w przypadku większych projektów przy podłączeniu do sieci
400kV i 220KV PSE wciąż jedynie w ograniczonym stopniu zwraca się uwagę na rozsądną wielkość projektów i możliwości ich sfinansowania – patrz
uwagi na temat podłączenia do sieci.
NABYWANIE I ZBYWANIE PRAW WŁASNOŚCI PROJEKTU LUB GOTOWYCH FARM WIATROWYCH
www.ahk.pl 17
Autorzy:
dr Christian Schnell, adwokat
Adwokat (Rechtsanwalt) od 1998r., od 2005r. wpisany na listę prawników zagranicznych przy Okregowej Radzie Adwokackiej w Katowicach.
Specjalizuje się w prawie energetycznym. Doradza przy licznych projektach inwestycyjnych i transakcyjnych, w tym z dziedziny projectfinance, M&A oraz funduszy Private Equity.
Christian Schnell kształcił się na kierunkach prawniczych w Bonn i Kolonii. Tytuł doktora uzyskał w dziedzinie nauk ekonomicznych.Jest
wykładowcą Szkoły Głównej Handlowej.
Zasadnicza część jego praktyki związana jest z sektorami energetycznym i infrastrukturalnym, począwszy od początkowych etapów inwestycji, poprzez budowę, finansowanie, przejęcia i zbycie. Wśród jego klientów znajdują się międzynarodowe spółki energetyczne, deweloperzy, fundusze inwestycyjne instytucjonalne i rodzinne, oraz międzynarodowe korporacje. Christian Schnell doradza od 13 lat przy
projektach energetycznych związanych zarówno z konwencjonalnymi, jak i odnawialnymi źródłami energii. Świadczy usługi doradcze dla
funduszy inwestycyjnych, w tym funduszy cleantech, infrastrukturalnych i technologicznych oraz doradza im w prowadzeniu działalności
inwestycyjnej.
Posiada wieloletnie doświadczenie zdobyte w niemieckich, polskich i międzynarodowych kancelariach. Początek 2012 roku dołączył do
kancelarii DMS DeBenedetti Majewski Szcześniak.
Występował jako mówca na licznych konferencjach. Jest autorem kilkudziesięciu artykułów na tematy prawne obejmujące rozwój prawodawstwa w zakresie energii odnawialnej.
Wiceprzewodniczący Rady Infrastruktury Polskiej Konfederacji Pracodawców Polskich „Lewiatan”, członek zarządu Polsko-Niemieckiej
Izby Przemysłowo-Handlowej, skarbnik Klubu Rotary International Warszawa-Wilanów.
Języki: niemiecki (ojczysty), angielski i polski.
Piotr Rudyszyn, dyrektor techniczny
Absolwent wydziału architektury Uniwersytetu Technicznego w Wiedniu (TU Wien). Stale współpracuje z firmami z branży wiatrowej
z Niemiec, Austrii, Włoch, Hiszpanii, Turcji, Tajwanu Ukrainy i Izraela. Prace w branży wiatrowej rozpoczął w 1996 roku w firmie MTC i
WindTec w Austrii. Od 2008 roku dyrektor techniczny w firmie W4E Centrum Energii Wiatrowej z siedzibą w Technoparku Łódź. Zajmuje się projektami małych i średnich farm wiatrowych na terenie Polski w systemie pod klucz, analizami DueDiligence oraz pomiarem
wiatru z wykorzystaniem Sodaru. Autor artykułów i publikacji naukowych i artykułów w prasie fachowej poświęconej energetyce wiatrowej oraz innowacjom branżowym takim jak budowa elektrowni wiatrowych na terenach leśnych, gromadzenie energii elektrycznej z
wiatru, oddziaływanie elektrowni wiatrowych na pszczoły. Doradca kilku samorządów terytorialnych w dziedzinie OZE. Przeprowadził
kilkadziesiąt szkoleń, odczytów i prelekcji na konferencjach poświęconych energetyce wiatrowej w Polsce i Niemczech. Uczestnik szkoleń
i seminariów wiatrowych organizowanych przez min. BWE, ForWind, Fraunhofer, DEWI, EWEA.
Wydała Polsko-Niemiecka Izba Przemysłowo-Handlowa
w ramach inicjatywy ECONET
we współpracy z
DMS DeBenedetti Majewski Szcześniak Kancelaria Prawnicza Sp.k., Warszawa
www.dms.net.pl
oraz
w4e Centrum Energii Wiatrowej, Łódź
www.w4e.pl
AUTORZY
18 www.ahk.pl
AHK_okladka_1_4_PL_m.pdf 3 2012-09-14 15:42:28
C
M
Y
12-year experience in wind measurement
CM
MY
CY
CMY
w w w. w i n d h u n t e r. c o m
K
windhunter-serwis
sp. z o. o.
Mo r sk a 1 8 a
7 5 - 2 2 1 Ko sza l i n
Po l a nd
tel. +4 8 94 73 2 60 00
info@wi nd hunt e r. co m
AHK_okladka_1_4_PL_m.pdf 4 2012-09-14 15:42:29
C
KONTAKTY
M
NETZWERK
Y
CM
MY
CY
Wir setzen Maßstäbe
CMY
K
Markt- und Rechtsberatung _ Geschäftspartnersuche _ Personalsuche _ Kooperationsbörsen _ Messeservice _ Marktanalysen _ Investitionsberatung _ Hilfe bei der
Firmengründung _ Mehrwertsteuerrückerstattung _ Schiedsgericht _ Mediation _
Buchhaltungsservice _ Inkasso _ Umweltschutz _ Duale Rückholsysteme _ Berufsbildungskurse und Schulungen _ Veranstaltungsorganisation
Deutsch-Polnische Industrie- und Handelskammer (AHK Polen)
+ 48 22 53 10 500 / [email protected]
www.ahk.pl