Żadna część niniejszej publikacji nie może być reprodukowana, zapisywana w systemach lub rozpowszechniana bez wcześniejszej zgody autora.

Transkrypt

1 BARIERY PRAWNO-ADMINISTRACYJNE W PROCESIE INWESTYCYJNYM SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH W POLSCE Rekomendacje jak znieść bariery rozwoju fotowoltaiki Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki (Polish Society for Photovoltaics) Wrzesień 2011

2 Informacja: Dokument ten został przygotowany w ramach projektu PV LEGAL Redukcja prawno-administracyjnych barier dla instalacji systemów fotowoltaicznych w Europie (kontrakt numer IEE/08/591/SI ), przy wsparciu Komisji Europejskiej z Programu Ramowego na rzecz Konkurencyjności i Innowacji Inteligentna Energia dla Europy. Projekt PV LEGAL jest projektem narodowych stowarzyszeń przemysłu fotowoltaicznego, prowadzonym w celu poprawy ramowych warunków rozwoju fotowoltaiki w Europie. Autor: Dr Stanisław M. Pietruszko Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki Ul. Prałatowska 5 lok. 50, Warszawa Tel. kom , tel./fax: pietruszko@pv-polska.pl;, Konsultacje: eclareon GmbH Luisenstr Berlin info@eclareon.com Konsultacja prawna 1 : Weronika Pelc Partner Wardyński i Wspólnicy sp.k. Al. Ujazdowskie Warszawa Projekt PV LEGAL jest wspierany przez: Nota prawna Komisji Europejskiej Pełną odpowiedzialność za zawartość niniejszej publikacji ponosi autor. Nie musi ona odzwierciedlać opinii Wspólnoty Europejskiej. Komisja Europejska nie jest odpowiedzialna za jakiekolwiek wykorzystanie informacji w niej zawartych. Nota prawna autora Zawartość tego dokumentu została opracowana z najwyższą możliwą starannością i uwagą. Autor nie daje gwarancji za wybór, poprawność, kompletność lub jakość udostępnionych informacji. Autor nie jest odpowiedzialny za jakiekolwiek szkody, natury materialnej lub niematerialnej, które są spowodowane użyciem lub nieużyciem przedstawionych informacji, tak długo jak nie zostanie udowodnione, że działał on ze złymi zamiarami lub dużym zaniedbaniem. Żadna część niniejszej publikacji nie może być reprodukowana, zapisywana w systemach lub rozpowszechniana bez wcześniejszej zgody autora. 1 W zakresie powołanych norm prawnych oraz wymagań wynikających dla inwestorów z przepisów prawa. Od autora pochodzą poglądy w przedmiocie ocen funkcjonowania organów administracji, trafności rozwiązań prawnych, możliwości realizacji określonych postulatów itp. 2/48

3 SPIS TREŚCI 1 STRESZCZENIE 4 2 WSTĘP 8 3 WPŁYW BARIER PRAWNO-ADMINISTRACYJNYCH NA ROZWÓJ FOTOWOLTAIKI W POLSCE 11 4 ANALIZA BARIER WYNIKAJĄCH Z PROCEDUR ADMINISTRACYJNO-PRAWNYCH DOTYCZĄCYCH INSTALACJI SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH I REKOMENDACJE DLA ICH ZNIESIENIA Bariera 1: Brak odpowiedniego mechanizmu wsparcia rozwoju rynku fotowoltaiki Analiza/przyczyna bariery Propozycje dla przełamania bariery Bariera 2: Procedury prawno-administracyjne, opłaty ZUS Analiza/przyczyna bariery Propozycje dla przełamania bariery Bariera 3: Warunki przyłączenia systemu PV do sieci elektroenergetycznej, jego przyłączanie, odbiór techniczny i dopuszczenie do eksploatacji Analiza/przyczyna bariery Propozycje dla przełamania bariery Bariera 4: Miejscowe Plany Zagospodarowania przestrzennego Analiza/przyczyna bariery Propozycje zniesienia bariery Bariera 5: Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii z OZE Analiza/przyczyna bariery Propozycje dla przełamania bariery Bariera 6: Instalacja systemów PV Analiza/przyczyny bariery Propozycje dla przełamania bariery Bariera 7: Uzyskiwanie świadectw pochodzenia, tzw. zielonych certyfikatów, i obrót nimi Analiza/przyczyna bariery Propozycje dla przełamania bariery 28 5 PODSUMOWANIE RAM PRAWNO-ADMINISTRACYJNYCH DOTYCZĄCYCH FOTOWOLTAIKI W POLSCE 29 PODZIĘKOWANIA 32 ANEKS I: METODOLOGIA BADAŃ 33 ANEKS II: PROJEKTOWANIE I INSTALOWANIE SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH W POLSCE 34 3/48

4 1 STRESZCZENIE W niniejszym dokumencie Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki (FOTOWOLTAIKA POLSKA) przedstawia analizę barier prawnych i administracyjnych, które blokują rozwój fotowoltaiki w Polsce. Dokument zawiera też propozycje, jak te bariery mogą zostać pokonane. Podstawą dla propozycji zmian są wyniki prac badawczych w ramach projektu PV Legal 2 z Programu Ramowego na rzecz Konkurencyjności i Innowacji (CIP), Inteligent Energy Europe Unii Europejskiej, którego celem jest usuwanie barier biurokratycznych w Europie. Niniejszy dokument omawia wymagania stawiane procesowi inwestycyjnemu systemów fotowoltaicznych na każdym etapie budowy, od wyboru miejsca inwestycji po oddanie do użytku i sprzedaży energii elektrycznej, w trzech segmentach rynku: A małe instalacje PV do 30 kw na budynkach mieszkalnych, B małe i średnie systemy ( kw 3 ) instalowane na dachach budynków przemysłowych i usługowych oraz C duże systemy naziemne powyżej 150 kw. Potencjał fotowoltaiki (PV), jako odnawialnego źródła energii, jest wysoce niedoceniany zarówno przez decydentów politycznych, jak i przez ogół społeczeństwa w Polsce. Obecnie zainstalowana moc wytwórcza PV jest szacowana na 1,75 MW 4, jednakże są to w większości instalacje niepodłączone do sieci energetycznej (głównie zasilanie znaków drogowych). Według Urzędu Regulacji Energetyki (dalej jako URE) na dzień r. koncesje na produkcję i sprzedaż energii elektrycznej otrzymało 4 systemy o łącznej mocy 0,101 MW 5. URE udzieliło również promesy koncesji dla MW 6. Stąd też zawarte w dokumencie Polityka energetyczna Polski do 2030 roku 7 założenie, że do 2020 r. nominalna moc instalacji PV w Polsce ma wynieść 2 MW, jest założeniem błędnym. Utrzymanie takiego celu oznacza w praktyce stagnację w rozwoju PV w Polsce. Rozwój wszystkich odnawialnych źródeł energii (dalej jako OZE ) w Polsce jest oparty na wykorzystaniu mechanizmów wsparcia, takich jak: świadectwa pochodzenia energii wytworzonej w OZE (zielone certyfikaty), obowiązek zakupu całości zaoferowanej energii wytworzonej z OZE, preferencyjne kredyty, zniesienie akcyzy na wytworzoną energię, zmniejszenie stopy podatku dochodowego oraz dotacje. Brakuje jednak takiego mechanizmu wsparcia, jakim jest taryfa stała (feed-in tariff), która obowiązuje w 21 krajach UE i stanowi najsilniejszą zachętę do inwestowania w OZE, jako długoterminowa gwarancja opłacalności inwestycji. Ale nawet, gdy istnieją dobre mechanizmy wsparcia oraz generalne uregulowania prawne, to kluczową sprawą są bariery prawno-administracyjne niższego rzędu, które mogą skutecznie zniechęcać inwestorów do rozwijania fotowoltaiki, jako źródła energii elektrycznej. W Polsce na poziomie krajowych regulacji prawno-administracyjnych istnieją pozornie korzystne rozwiązania dotyczące obowiązku przyłączania OZE do sieci dystrybucyjnej oraz dystrybucji i przesyłania wyprodukowanej energii. Jednakże konieczność uzyskania koncesji na produkcję i sprzedaż energii elektrycznej oraz wynikające stąd konsekwencje (m.in. konieczność założenia działalności gospodarczej i opłacanie ZUS) czynią proces inwestycyjny w przypadku małych systemów PV całkowicie nieopłacalnym. Proces przyłączenia do sieci jest długotrwały, trudny i kosztowny (problem tzw. płytkich i głębokich kosztów przyłączenia) ze względu na niejasne przepisy prawa, a często również z powodu sposobu ich interpretacji przez organy administracji oraz operatorów sieci energetycznej. Ponadto istniejące procedury są jednakowe dla systemów PV o mocy zarówno kilku kw, jak i kilku MW. Dokument przedstawia i analizuje najważniejsze bariery prawno-administracyjne, które blokują drogę do rozwoju fotowoltaiki w Polsce. W rozdziale 3 przedstawiony jest ogólny wpływ zidentyfikowanych barier na proces realizacji 2 Reduction of legal-administrative barriers for PV system installations in Europe" (PV LEGAL). Redukcja prawnoadministracyjnych barier dla instalacji systemów fotowoltaicznych w Europie (PV LEGAL). Więcej informacji o projekcie można uzyskać na stronie 3 Moc nominalna określona w standardowych warunkach pomiaru (STC) (1000 W/m 2, 25 C, widmo promieniowania AM1,5). 4 Według badań projektu PV-NMS-NET z Programu Ramowego CIP Inteligenta Energia dla Europy. Więcej informacji o projekcie można uzyskać na stronie Informacja Rzecznika Prasowego URE, Agnieszki Głośniewskiej 7 Dokument przyjęty uchwałą Rady Ministrów nr 202/2009 z dnia 10 listopada 2009 r. w sprawie Polityki energetycznej Polski do 2030 roku. 4/48

5 inwestycji. W rozdziale 4 opisano i szczegółowo przeanalizowano indywidualne bariery, a następnie przedstawiono konkretne zalecenia, w jaki sposób przeszkody te mogą zostać zredukowane. Poniżej uszeregowano je według ich negatywnego wpływu na rozwój fotowoltaiki w Polsce. Bariera 1: Brak odpowiedniego systemu wsparcia dla rozwoju fotowoltaiki Tylko dzięki istnieniu odpowiedniego systemu wsparcia, umożliwiającego efektywną alokację środków wspierających rozwój nowych technologii odnawialnych źródeł energii, możliwe jest stworzenie rynku istotnej wielkości. Niestety systemem takim nie jest obecnie obowiązujący w Polsce system zielonych certyfikatów, który jest powiązany jedynie z ilością wyprodukowanej energii, niezależnie od źródła jej pochodzenia oraz wielkości instalacji. W Europie obowiązuje on tylko w pięciu państwach: Polsce, Rumunii (gdzie jednak za energię z fotowoltaiki otrzymuje się cztery zielone certyfikaty), Szwecji i Wielkiej Brytanii (jednakże od 1 kwietnia 2010 r. systemy poniżej 5 MW mogą korzystać z FiT) i części Belgii. Pozostałe 21 państw Unii Europejskiej, z wyjątkiem Irlandii, stosują feed-in tariff. Nie sposób myśleć o prawdziwie masowym zastosowaniu odnawialnych źródeł energii przy utrzymaniu obecnego systemu ze względu na poziom jego komplikacji i kosztów, który w praktyce wyklucza korzystanie z niego przez właścicieli niewielkich, o mocy kilku kw, systemów PV na domach jednorodzinnych. Bariera 2: Procedury prawno-administracyjne dotyczące konieczności prowadzenia działalności gospodarczej Bariera ta dotyczy przede wszystkim małych, ale też i średnich systemów fotowoltaicznych. Aby otrzymać koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej w OZE konieczne jest założenie firmy (lub rozszerzenie profilu firmy już działającej). Przy rejestracji działalności gospodarczej przez osobę fizyczną obowiązuje standardowa procedura zakładania firmy w urzędzie gminy. Jednakże przepisy dotyczące konieczności opłacania świadczeń socjalnych czynią taką inwestycję całkowicie nieopłacalną, nawet przy jej zerowym koszcie. Bariera 3: Uzyskanie warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej, przyłączenie systemu PV do sieci, odbiór techniczny oraz dopuszczenie do eksploatacji Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci, musi złożyć w przedsiębiorstwie energetycznym, zajmującym się przesyłaniem albo dystrybucją energii elektrycznej, wniosek o określenie warunków przyłączenia 8. Po ich uzyskaniu, podmiot przyłączany oraz przedsiębiorstwo energetyczne mają dwa lata na podpisanie umowy o przyłączenie do sieci po tym okresie warunki przyłączenia wygasają. Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia realizacji prac projektowych i budowlano-montażowych, na zasadach w niej określonych. Reguluje ona również kwestie związane z ponoszeniem przez strony kosztów przyłączenia do sieci. Podstawową trudność stanowi przygotowanie dokumentacji technicznej dołączanej do wniosku o wydanie warunków przyłączenia (wymaganej zgodnie z Rozporządzeniem w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i IRIESP). Operatorzy sytemu nie mają obecnie doświadczenia w zakresie związanym z przyłączeniem źródeł PV, co w efekcie prowadzi do przedłużenia procesu przygotowania warunków przyłączenia. Pomimo ustawowego obowiązku przyłączenia instalacji OZE do sieci, przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej przenoszą koszty wykonania przyłączenia na inwestora (zgodnie z taryfami przedsiębiorstw i zapisami Prawa Energetycznego). Każdy z operatorów systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego posiada własną Instrukcję ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej IRiESP lub IRiESD, według której przeprowadza próby i odbiory częściowe oraz końcowe. Według ostatnich zmian Prawa energetycznego Prezes URE zatwierdza całe IRiESP/IRiESD co ujednolica zasady przy konieczności zachowania odrębności terytorialnych. Jednakże nie ma instrukcji, która umożliwiłaby standardowy odbiór systemów PV, stąd też każdy inwestor musi przygotować się do wymagań stawianych przez lokalnego operatora. Wymagania te mogą być czasami niepotrzebne, co podnosi koszty instalacji oraz wydłuża termin jej odbioru. 8 Art. 7 ust. 3a i nast. Ustawy - Prawo energetyczne (Dz.U. z 2006 r. nr 89, poz. 625 z późn. zm.); dalej jako Prawo energetyczne. 5/48

6 Bariera 4: Miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego W ustawach o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym 9 oraz w Prawie budowlanym 10 określone są ściśle funkcje, jakie musi spełniać zabudowa na terenie objętym miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego. Oznacza to, że na terenach przeznaczonych pod zabudowę mieszkalną lub usługową nie można prowadzić działalności produkcyjnej. Inwestor, który chciałby dokonać przyłączenia swojej instalacji PV do sieci i prowadzić sprzedaż wytworzonej energii elektrycznej, może zostać uznany za producenta i stąd, zgodnie z prawem, jego instalacja nie może być zamontowana na budynku mieszkalnym lub usługowym, a jedynie na takim, dla którego w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego uwzględniono również funkcję terenu o przeznaczeniu produkcyjnym. Co prawda, zgodnie z Prawem budowlanym, pozwolenia na budowę nie wymaga wykonywanie robót budowlanych polegających na montażu kolektorów słonecznych, a instalowanie urządzeń o wysokości powyżej 3 m na obiektach budowlanych wymaga jedynie zgłoszenia budowy, to jednak w dalszym ciągu jest to zapis mało precyzyjny. Dodatkowo, miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego istnieją na razie jedynie dla ok. 30% terytorium Polski. Brak takich planów powoduje, że inwestor, który zamierza zainstalować system PV na swojej posesji, a władze lokalne będą wymagały pozwolenia na budowę, musi przejść szereg dodatkowych, uciążliwych procedur związanych z dostarczeniem dokumentów, a w szczególności uzyskać decyzję o warunkach zabudowy (chyba że jej wydanie nie jest możliwe 11 ). W Prawie budowlanym powinna zostać uwzględniona specyfika systemów PV. Zwłaszcza małe instalacje, do 30 kw, nie powinny być traktowane jako działalność produkcyjna. Ponadto należy umożliwić ich montowanie na budynkach, które w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego są położone na terenach przeznaczonych pod zabudowę mieszkaniową i usługową. Bariera 5: Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej z OZE Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej jest niezbędnym warunkiem możliwości otrzymywania świadectw pochodzenia oraz produkcji energii elektrycznej z OZE 12, niezależnie od mocy instalacji wytwórczej. Koncesja wydawana jest dopiero po ukończeniu fizycznej budowy systemu. Dodatkowo, koncesja jest wydawana jedynie na rzecz przedsiębiorców 13. Procedura jej uzyskania jest czasochłonna, a w przypadku osoby fizycznej wymaga zarejestrowania działalności gospodarczej. Koncesja na wytwarzanie energii elektryczne uprawnia również do otrzymywania świadectw pochodzenia. W ten sposób system koncesjonowania staje się uciążliwą procedurą administracyjną, wydłużającą proces inwestycyjny. Rozwiązaniem tego problemu byłoby zwolnienie producentów energii elektrycznej z instalacji PV o mocy do 30 kw z obowiązku uzyskiwania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej. W zamian powinien zostać wprowadzony jedynie obowiązek rejestracji takich systemów. Bariera 6: Instalacja systemów PV Skomplikowany system uzyskiwania pozwolenia na budowę, niejasne przepisy, czy instalacja wymaga takiego pozwolenia, problemy wynikające z nieadekwatnej treści miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego powodują wydłużenie całego procesu inwestycyjnego, a procedury biurokratyczne zniechęcają do inwestycji w fotowoltaikę. W czasie budowy należy przestrzegać wszelkich procedur, norm budowlanych i BHP przewidzianych przez Prawo budowlane. W przypadku systemów wymagających pozwolenia na budowę trzeba też prowadzić dziennik budowy oraz zatrudnić kierownika budowy. Skutkiem tego może być poddanie wykonania instalacji PV takim samym rygorom jak realizacja budowy dużego obiektu architektonicznego, co w rezultacie podnosi koszty i wydłuża czas realizacji inwestycji. Prawo jest niejasne i nigdzie nie wspomina wprost o systemach fotowoltaicznych czy kolektorach słonecznych. Można więc mieć wątpliwości, czy wystarczy jedynie zgłoszenie, czy konieczne jest uzyskanie pozwolenia na budo- 9 Ustawa z dnia 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (Dz.U. z 2003 r/ nr 80, poz. 717 z późn. zm.); dalej jako Upzp. 10 Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (Dz.U. z 2006 r. nr 156, poz z późn. zm.); dalej jako Prawo budowlane. 11 Art. 61 Upzp. 12 Art. 32 Prawa energetycznego. 13 Art. 49 ust. 1 Usdg. 6/48

7 wę. Inwestor planując inwestycję nie wie od początku, jaki zakres procedur biurokratycznych oraz związanych z nimi kosztów powinien przyjąć w swojej kalkulacji. Instalacje PV montowane na dachach budynków mieszkalnych i usługowych do 30 kw oraz wolno stojące, o mocy nieprzekraczającej 150 kw, nie powinny podlegać obowiązkowi uzyskiwania pozwolenia na budowę wystarczające powinno być zgłoszenie budowy. Bariera 7: Uzyskanie świadectw pochodzenia, tzw. zielonych certyfikatów, i obrót nimi Aby otrzymać zielony certyfikat, konieczne jest jednorazowe otworzenie konta na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) 14, na które będą wpływać świadectwa pochodzenia. Wiąże się to z wypełnieniem wniosku wraz z licznymi załącznikami. Koncesja uprawnia jedynie do otrzymywania świadectw pochodzenia, a żeby je uzyskać konieczne są dodatkowe procedury związane z wnioskiem o wydanie świadectwa pochodzenia do prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, a następnie zarejestrowaniem świadectwa na koncie ewidencyjnym prowadzonym przez TGE. W ten sposób, producent energii z PV musi najpierw przejść czasochłonne procedury biurokratyczne a następnie, w odniesieniu do każdego okresu rozliczeniowego, gromadzić dodatkowe dokumenty, aby móc stać się beneficjentem takiego systemu wsparcia. W prawdzie już obecnie może występować o świadectwa roczne z jednorazowym potwierdzeniem przez OSP/OSD, ale powoduje to zamrożenie należnych funduszy.. System zielonych certyfikatów powinien zostań zastąpiony systemem feed-in tariff. Jeżeli jednak system zostanie utrzymany w dotychczasowej formie, to producent energii z PV powinien otrzymywać określoną krotność certyfikatu i móc o nie występować jedynie na podstawie własnego, weryfikowanego corocznie oświadczenia, określającego ilość wyprodukowanej energii. W rozdziale 5 bariery i zalecenia dla ich zniesienia przedstawiono w tabeli. Zalecenia przedstawione tutaj są przede wszystkim skierowane do decydentów na szczeblu krajowym, którzy biorą udział w kształtowaniu warunków prawnych wykorzystania fotowoltaiki (PV). W ten sposób liczne zalecenia, zostały przekazane Sejmowi RP, Ministerstwu Gospodarki, Ministerstwu Rolnictwa i Terenów Wiejskich, Ministerstwu Środowiska i Urzędowi Regulacji Energetyki. Ponadto propozycje zostały opracowane dla Operatorów Sieci Dystrybucyjnych i Przesyłowych. Na zakończenie przedstawiono rekomendacje przedsięwzięć, jakie należałoby podjąć dla rozwoju fotowoltaiki w Polsce. W Aneksie I krótko przedstawiono metodologię badań. Szczególnie istotny jest Aneks II, w którym przedstawiono wymagania administracyjne wobec procesu inwestycyjnego małych i średnich systemów fotowoltaicznych. Tego typu dokument, opracowany przez Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki, publikowany jest po raz pierwszy w Polsce. 14 Art. 9e ust. 7 Prawa energetycznego oraz art. 50b ust. 1 Ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych (tekst jednolity Dz.U. z 2010 r. nr 48, poz. 284 z późn. zm.). 7/48

8 2 WSTĘP W dzisiejszym świecie dochodzi do zmiany priorytetów energetycznych. Nowe technologie, czystsze, szybsze w instalacji i bardziej dostosowane do lokalnych potrzeb, wzbudzają zainteresowanie inwestorów oraz władz lokalnych, powoli konkurując ze zmonopolizowanym i scentralizowanym sektorem energetycznym. Przy porównywaniu różnych opcji energetycznych koszty ekonomiczne stopniowo przestają być decydującym kryterium coraz bardziej liczą się czynniki, których wartość ekonomiczna jest trudna do obliczenia wprost, takie jak np. niezależność energetyczna, dywersyfikacja źródeł energii czy stabilność dostaw. Jest to szczególnie ważne w obliczu możliwości wystąpienia kolejnych kryzysów energetycznych. Słoneczna energia elektryczna (fotowoltaika PV), uważana za jedno z najbardziej obiecujących i przyjaznych środowisku źródeł energii, jest wyjątkowa pośród nowych źródeł ze względu na szerokie możliwości osiągnięcia korzyści energetycznych i pozaenergetycznych. Łączy ona kilka zalet. Jedną z nich jest decentralizacja innymi słowy, słoneczna energia elektryczna powstaje blisko konsumenta i jest dostępna w nieograniczonej ilości, a systemy PV są proste w instalacji i obsłudze. Wytwarzanie słonecznej energii elektrycznej jest praktycznie bezkonkurencyjne i zachodzi w porze dnia, na którą przypada największy popyt, tak więc pokryte zostaje szczytowe zapotrzebowanie na prąd. Te zalety zapewniają dostęp do taniego i zrównoważonego źródła energii, które ma znaczący wkład w dostawy energii i jest łatwe do zintegrowania z całością systemu energetycznego. Z uwagi na swój olbrzymi potencjał, związany z bezpośrednią konwersją wszędzie dostępnego promieniowania słonecznego na energię elektryczną, słoneczna energia elektryczna ma szansę na stanie się w przyszłości poważną alternatywą dla paliw kopalnych. Dzięki temu jest ona skutecznym sposobem zapewnienia dostaw czystej energii w krajach uprzemysłowionych i dostarczania energii elektrycznej krajom rozwijającym się bez obawy o bezpieczeństwo dostaw i zanieczyszczenie środowiska. Stąd też fotowoltaika świetnie wkomponowuje się w energetyczne i ekologiczne programy czy projekty na poziomie międzynarodowym, krajowym, regionalnym bądź lokalnym. Nie tylko rozwój rynku, ale również badania naukowe związane z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii, a w szczególności fotowoltaika, to jeden z priorytetów tematycznych w europejskich planach BiR na najbliższe lata. Obecne ceny systemów fotowoltaicznych czynią energię słoneczną konkurencyjną w stosunku do cen energii w okresie zapotrzebowania szczytowego oraz w systemach pracujących w sieci wydzielonej, w hybrydowych systemach zaopatrzenia w energię elektryczną, jednakże nie pozwalają jej jeszcze na skuteczne konkurowanie z tanią energią z paliw kopalnych. Dlatego też niezbędny jest rozwój rynku poprzez efektywne mechanizmy wsparcia i badania dające szansę na drastyczne obniżenie kosztów systemów PV oraz zwiększenie ich sprawności przetwarzania energii promieniowania słonecznego na energię elektryczną. Dynamiczny rozwój rynku fotowoltaicznego w różnych krajach europejskich jest nieunikniony dla osiągnięcia celów związanych z pakietem energetyczno-klimatycznym, w którym europejscy przywódcy zdecydowali, że udział energii odnawialnej w miksie energetycznym wzrośnie do 20% do 2020 r. Narodowym celem Polski jest osiągnięcie 15%. Niestety, w polskiej polityce energetycznej fotowoltaika nie odgrywa żadnej roli, w przeciwieństwie do sytuacji w Niemczech i w innych krajach europejskich. Całkowita moc PV zainstalowana na świecie wynosiła MW w 2010 r., co pozwala wyprodukować ok. 50 TWh energii elektrycznej na rok. Pomimo kryzysu ekonomicznego, wielkość mocy zainstalowanej PV wzrosła o 132% w 2010 r. w porównaniu z Według różnych prognoz wartość ta osiągnie w 2030 r. od 912 do 1864 GW. Dla porównania proponowana moc dla Polski według Polityki energetycznej Polski do 2030 roku wynosi zaledwie 0,032 GW. Ten wzrost w 2010 r. zawdzięczamy głównie rozwojowi rynku niemieckiego, który niemal podwoił się w ciągu roku z 3,8 GW w 2009 r. do 7,4 GW mocy zainstalowanej w 2010, dając skumulowaną moc 17,3 GW, co stanowiło 47% światowego rynku PV. W 2010 r. niemieckie systemy fotowoltaiczne wyprodukowały 12,3 TWh energii elektrycznej (3% całkowitej produkcji energii elektrycznej, a 3,5% udziału w niemieckim rynku energii odnawialnej). Przewidywane tempo wzrostu do 2020 r. podniesie tę wartość ponad trzykrotnie, aż do 39,5 TWh. Według planów rządu niemieckiego, w 2020 r. mają być zainstalowane 52 GW, co sprawia, że fotowoltaika, zaraz obok energii wiatrowej, jest najszybciej rozwijającą się branżą sektora energii odnawialnych. W Niemczech w 2020 r. fotowoltaika będzie pokrywała 7% ogólnego zapotrzebowania na energię elektryczną. W tym samym czasie energia elektryczna. wyprodukowana w elektrowniach jądrowych będzie stanowiła zaledwie 1% skonsumowanej energii (rys. 1). Przeczy to tezie, według której energia jądrowa miałaby być jedyną alternatywą dla przemysłu energetycznego w perspektywie produkcji energii elektrycznej bez emisji CO 2. Dodatkowo taka dynamika 8/48

9 rozwoju OZE spowoduje przed wszystkim znaczącą redukcję zużycia paliw kopalnych, takich jak węgiel kamienny, węgiel brunatny i gaz ziemny, na których niemiecka gospodarka jest w dużym stopniu oparta. W perspektywie 2020 r. w Niemczech spodziewany jest w dalszym ciągu szybki rozwój farm wiatrowych, zwłaszcza położonych na morzu i systemów fotowoltaicznych. Nawet jeśli zostanie założone tylko umiarkowane oszacowanie wzrostu efektywności energetycznej, w 2020 r., 47% energii użytej w Niemczech pochodzić będzie ze źródeł odnawialnych (rys. 1). W przedstawionych danych wzięte są pod uwagę straty sieci, zużycie energii przez elektrownie szczytowo-pompowe i zużycie energii przez elektrownie na własne potrzeby (pobór mocy brutto). Moc zainstalowana i moc dostarczona potroi się do 111 GW (czyli 278 TWh) w stosunku do stanu dzisiejszego. Rys. 1. Podział rynku energii elektrycznej ze względu na źródło w Niemczech w 2020 r. 15. Gwałtowny rozwój odnawialnych źródeł energii w minionych latach spowodował, że cel postawiony przez rząd niemiecki w 2000 r., aby w 2010 r. 12,5% całej energii elektrycznej zużywanej w Niemczech pochodziło ze źródeł odnawialnych, został przekroczony w 2007 r. Cel 20% w 2020 r. prawdopodobnie zostanie osiągnięty w 2011 r. W 2010 r. niemiecki rynek fotowoltaiki był wart ponad 10 mld euro 16. Są to fundusze zainwestowane w najnowsze technologie, rynek produkcji ogniw fotowoltaicznych, modułów oraz firmy instalujące systemy fotowoltaiczne. Już obecnie w krajach, gdzie fotowoltaika jest dobrze rozwinięta, wywiera to zauważalny i pozytywny wpływ na gospodarkę. W 2010 r. przemysł fotowoltaiczny w Niemczech zatrudniał osób. Szacuje się, że do 2020 r. stworzy on ponad 2 miliony 17 miejsc pracy na całym świecie ( w Unii Europejskiej) dla pracowników o różnych kwalifikacjach, poczynając od monterów systemów, aż po wysoko wykwalifikowanych specjalistów w dziedzinie półprzewodników w fabrykach modułów oraz ośrodkach BiR. Wzrost produkcji elementów fotowoltaicznych w danym kraju prowadzi do rozwoju bardzo nowoczesnych technologii i infrastruktury. Obecnie rynek fotowoltaiki jest technologicznie bardzo dynamiczny, powstają dziesiątki firm działających na wszystkich etapach procesu produkcji systemów fotowoltaicznych. Ponad 90% rynku fotowoltaiki należy do technologii krzemowych, jednakże w nadchodzących latach coraz większą rolę odgrywać będą ogniwa cienkowarstwowe osadzane na giętkich i lekkich podłożach. Wiele funduszy jest również inwestowanych w badania i rozwój (BiR) oraz firmy typu startup, mające na celu drastyczne obniżenie kosztów systemów fotowoltaicznych w celu osiągnięcia tzw. grid-parity, czyli stanu, w którym bez żadnego wsparcia energia z systemów fotowoltaicznych będzie tańsza niż energia elektryczna wytwarzana przy użyciu paliw kopalnych bądź energia jądrowa. 15 Agentur für Erneuerbare Energien Industry Forecast / EPIA Solar Generation V Ibid. 9/48

10 Niemiecki rynek fotowoltaiczny Dane niemieckiego rynku PV 2010 Nowe instalacje 7.4 GWp Suma instalacji na koniec GWp Wartosć dodana sektora PV 10 mld Liczba miejsc pracy ok Rocznie instalowana moc fotowoltaiczna (w MW) 7408 Liczba producentów komponentów PV w Niemczech Srednioroczny wzrost rynku Cena systemu PV <100 kwp w 1. kwartale 2011 za kwp Produkcja energii elektrycznej Udział w miksie energii elektrycznej w 2010 Produkcja modułów PV w 2010 Produkcja falowników w 2010 Quelle: Bundesnetzagentur, BSW-Solar ok % TWh 2 % 3.2 GWp 11 GWp Źródło: BSW-Solar Fraunhofer ISE, 7 June, 2011 Rys. 2. Niemiecki rynek fotowoltaiczny w 2010 r. Wizja rozwoju niemieckiego przemysłu fotowoltaicznego 18 oparta jest na założeniu, że sektor ten może zagwarantować konkurencyjną, tanią, bezpieczną oraz czystą słoneczną energię elektryczną do 2020 r. Fotowoltaika będzie kluczowym filarem przejścia systemu energetycznego na czyste i niezależne wytwarzanie energii, oparte w 100% na OZE, w Niemczech i na całym świecie. Ograniczając emisję CO 2, rozwijający się sektor PV wnosi istotny wkład w walkę ze zmianą klimatu. Dodatkowo, fotowoltaika ma decydujący wpływ na zabezpieczenie dostaw energii oraz ochronę zasobów naturalnych. Spośród wielu różnych technologii, fotowoltaika cieszy się znacznym i rosnącym zainteresowaniem z uwagi na swój ogromny potencjał energetyczny. W nadchodzących dekadach może się ona bowiem stać głównym źródłem odnawialnej energii. Największą zaletą tej innowacyjnej technologii jest to, że wykorzystuje ona bezpłatne, obfite i niewyczerpalne źródło energii. Badanie przeprowadzone przez Instytut Środowiska i Zrównoważonego Rozwoju we Wspólnotowym Centrum Badawczym (JRC) w Isprze wykazało, że zapotrzebowanie na energię elektryczną 27 krajów członkowskich mogłoby być w całości zaspokojone poprzez pokrycie modułami fotowoltaicznymi ok. 0,71% terytorium Unii. Przy założeniu, że moc zainstalowana w UE wzrośnie do ok. 200 GWp w 2030 r. 19, zastosowanie fotowoltaiki może przyczynić się do zmniejszenia emisji prawie o 180 Mt CO 2. Kolejną istotną zaletą fotowoltaiki jest jej wysoka niezawodność w sytuacjach kryzysowych, takich jak przerwy w dostępie prądu w wyniku wyładowań elektrycznych czy klęski żywiołowe. Fotowoltaika, generując energię elektryczną w sposób zdecentralizowany i rozproszony, odgrywa zatem kluczową rolę w tworzeniu w skali świata zrównoważonego systemu gospodarowania energią. 18 German Solar Industry Association (BSW-Solar), Directions for the Solar Economy: PV-Roadmap A study by Roland Berger Strategy Consultants and Prognos AG for the German Solar Industry Association. Berlin, November 2010, dostępne na 19 A vision for Photovoltaic Technology for 2030 and Beyond raport PV-TRAC, 10/48

11 3 WPŁYW BARIER PRAWNO-ADMINISTRACYJNYCH NA ROZWÓJ FOTOWOLTAIKI W POLSCE Rozwój wszystkich odnawialnych źródeł energii w Polsce jest oparty o wykorzystanie takich mechanizmów wsparcia, jak świadectwa pochodzenia energii wytworzonej z OZE (zielone certyfikaty), obowiązek zakupu całości zaoferowanej energii elektrycznej wytworzonej z OZE, preferencyjne kredyty, zniesienie akcyzy na wytworzoną energię oraz bezzwrotne dotacje. Istniejące uregulowania prawne, pomimo intencji wspierania rozwoju OZE, już w tej chwili są w wielu aspektach archaiczne i nie gwarantują realnego wsparcia dla rozwoju OZE. Przykładowo, system zielonych certyfikatów jest już przeżytkiem. W Europie obowiązuje on tylko w pięciu państwach: Polsce, Rumunii (gdzie jednak za energię z fotowoltaiki otrzymuje się cztery zielone certyfikaty), części Belgii, Szwecji i Wielkiej Brytanii (ale 1 kwietnia 2010 r. został wprowadzony system feed-in tariff dla OZE mniejszych niż 5 MW). Pozostałe 21 państw Unii Europejskiej, z wyjątkiem Irlandii, stosują taryfę stałą, która stanowi najsilniejszą zachętę do inwestowania w OZE, jako długoterminowa gwarancja opłacalności inwestycji. Ale nawet, gdy istnieją dobre mechanizmy wsparcia oraz generalne uregulowania prawne, to kluczową sprawą są bariery prawno-administracyjne niższego rzędu, które mogą skutecznie zniechęcać inwestorów do rozwijania fotowoltaiki, jako źródła energii elektrycznej. Bariery te wynikają najczęściej z nieprzystosowania prawa do tego typu inwestycji i są największą przeszkodą na etapie planowania i realizacji projektów PV w wielu krajach europejskich. Biurokracja i skomplikowane procedury administracyjne wymagane zarówno przez lokalne urzędy, jak też operatorów sieci uniemożliwiają zrównoważony rozwój rynku PV, co może zagrozić osiągnięciu europejskich celów związanych z energią odnawialną. W Polsce. nie sposób myśleć o prawdziwie masowym zastosowaniu fotowoltaiki przy utrzymaniu obecnego systemu wsparcia. Jego poziom komplikacji i kosztów w praktyce wyklucza korzystanie z niego przez właścicieli niewielkich, kilku kw systemów fotowoltaicznych na domach jednorodzinnych, gdyż wszelkie opłaty oraz wymagane składki na ubezpieczenie społeczne pochłaniają przychód producenta energii. Dodatkowo systemy takie są traktowane niemalże tak samo, jak wielkie projekty energetyczne. Zadanie identyfikacji i usunięcia zbędnych barier administracyjnych, uproszczenia prawa oraz dostosowania go do przyłączania małych rozproszonych systemów zasługuje na najwyższy priorytet w odniesieniu do wszystkich odnawialnych źródeł energii, a nie tylko dla farm wiatrowych na morzu, jak przewiduje lista zadań wykonawczych Polityki energetycznej Polski do 2030 roku. Bariery administracyjno-prawne istniejące w Polsce powodują, że potencjalni inwestorzy PV są zniechęcani do budowy instalacji, które mogłyby zostać przyłączone do sieci energetycznej kraju. Biurokratyczny system uzyskiwania koncesji na produkcję energii elektrycznej, warunków przyłączenia do sieci energetycznej oraz niejasne wymogi, co do uzyskiwania pozwolenia na budowę powodują wydłużenie procesu inwestycyjnego do rozmiarów trudnych do przewidzenia. Także koszty związane z tworzeniem dodatkowej dokumentacji technicznej, która jest lub może być wymagana, przez operatora systemu i organy administracji państwowej, często są trudne do oszacowania na etapie projektowania inwestycji i mogą znacząco wpływać na kalkulację jej opłacalności. Prawo energetyczne nakłada na operatorów systemu przesyłowego i dystrybucyjnego obowiązek przyłączenia instalacji OZE do sieci 20, jeżeli istnieją warunki techniczne i ekonomiczne do przyłączenia oraz zakupu całości zaoferowanej energii odnawialnej w nich wytworzonej 21. Jednakże w praktyce, ze względu na brak doświadczenia w tym zakresie, inwestor napotyka najczęściej na ich opór w realizacji tego uprawnienia. Pomimo istniejących prawnie form wsparcia OZE oraz rozwiązań nakazujących operatorom sieci priorytetowe traktowanie takich inwestycji, w praktyce największą przeszkodą jest rzeczywiste wyegzekwowanie tych obowiązków. Sprzedawcy z urzędu mają obowiązek odkupić energię z OZE, ale żeby to zrobić najpierw systemy OZE muszą zostać przyłączone do sieci OSD (operatora systemu dystrybucyjnego) albo OSP (operatora systemu przesyłowego). Prawo energetyczne nakłada na operatora sieci obowiązek pokrycia jedynie 50% kosztów przyłącza dla OZE o mocy poniżej 5 MW 22. Przepisy OSD i OSP przystosowane są raczej do dołączania dużych systemów, co powoduje konieczność dostarczania wielu zbędnych informacji. Ponadto zdarza się również, iż operatorzy sieci w warunkach przyłączenia określają konieczność dokonania dużych modernizacji istniejącej już sieci przesyłowej czy dystrybucyjnej w celu przyłączenia nowego źródła mocy. Pokrywanie przez inwestora kosztów tego typu modernizacji jest nieuzasadnione, ponieważ to na przedsiębiorstwach ener- 20 Art. 7 ust. 1 Prawa energetycznego. 21 Art. 9a ust. 6 Prawa energetycznego. 22 Art. 7 ust. 8 pkt 3 Prawa energetycznego. 11/48

12 getycznych spoczywa obowiązek dbania o właściwy stan techniczny oraz rozwój sieci elektroenergetycznej 23. W przypadku dużych źródeł OZE, o mocy powyżej 5 MW, uprawnienie do zapłaty opłaty za przyłączenie do sieci elektroenergetycznej w wysokości jedynie 50% rzeczywistych kosztów przyłączenia wygasło 31 grudnia 2010 r., Jednakże są obecnie jednolite rozstrzygnięcia sądów podkreślające możliwość poboru tylko tzw. płytkich kosztów przyłączenia. Prawo energetyczne oraz rozporządzenia wykonawcze do tej ustawy pozornie regulują w skali kraju to, co powinno być zrobione, aby wpierać rozwój energetyki z OZE. Jednocześnie jednak nie określają precyzyjnie, jak to ma być zrobione, co faktycznie powoduje, że władze organy administracji państwowej i samorządowej oraz operatorzy systemu mogą podejmować decyzje woluntarystyczne, wpływające na przeciąganie w czasie realizacji inwestycji oraz powstawanie dodatkowych, nieuzasadnionych kosztów. Niniejszy dokument powstał w ramach europejskiego projektu PV LEGAL, którego celem jest ograniczenie biurokratycznych barier w Europie w celu wsparcia rozwoju przemysłu fotowoltaicznego. Zarówno projekt PV LEGAL, jak i niniejszy dokument definiują prawno-administracyjne bariery jako procesy związane z decyzjami władz i operatorów sieci, które opóźniają lub utrudniają planowanie i instalację systemów PV poprzez podwyższenie kosztów. Bariery te są spowodowane poprzez np. wymóg dostarczania informacji lub danych w postaci aplikacji, rejestracji, licencji i raportów, a także nierozsądne opłaty wymagane przez lokalne władze i operatorów. Opóźnienia mogą także być skutkiem wewnętrznych procedur urzędów lub operatorów, które, intencjonalnie lub nie, wydłużą proces planowania 24. W celu zapewnienia 20% udziału energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii w Europie do 2020 r., dyrektywa Unii Europejskiej w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych 25 zawiera wyraźne przepisy dotyczące stworzenia odpowiednich warunków ramowych dla odnawialnych źródeł energii w Europie. W odniesieniu do wszystkich przepisów i procedur administracyjnych dotyczących planowania i zatwierdzania projektów OZE, artykuł 13 tej dyrektywy wymaga od państw członkowskich, żeby krajowe przepisy i regulacje były sprawiedliwe i uzasadnione. Od urzędów wymaga się zatem zdefiniowania przejrzystych harmonogramów i przyspieszenia procedur administracyjnych. Ponadto dla małych projektów powinny być wprowadzone uproszczone i mniej kosztowne procedury wydawania zezwolenia. W kwestii dostępu do sieci, artykuł 16 rozporządzenia wymaga, aby operatorzy sieci dostarczyli operatorom systemów kompleksowe i szczegółowe szacunki kosztów przyłączenia, a także harmonogramy rozpatrywania wniosków oraz rzeczywistego przyłączenia do sieci Art. 7 ust. 5, art. 9c ust 2 pkt. 2 oraz 3 oraz art. 9c ust 3 pkt. 2 i 3 Prawa energetycznego. 24 Detailed information regarding the methodology in the project is to be found in Annex I. 25 Por. Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE, dostępna do pobrania na: 26 Dla wdrożenia dyrektywy 2009/28/EG, Europejska Ustawa Wyrównująca o Energii Odnawialnej (EAG EE) została uchwalona 18 marca 2011 r.; jak określono w dokumencie, nadal istnieją znaczne przeszkody przy przyłączaniu systemów PV do sieci. W EAG EE przepisy dotyczące podłączania systemów PV do sieci zostały rozszerzone i uszczegółowione. W szczególności, odpowiedzialność i terminy operatorów sieci względem chętnych do dostarczania energii do sieci zostały rozszerzone i określone w jaśniejszy sposób. W przyszłości operatorzy sieci będą zobowiązani do natychmiastowego" zapewnienia tym, którzy chcą produkować energię, gdy tylko zwrócą się o podłączenie do sieci, dokładnego terminarza przetwarzania ich wniosku. Jak na razie, operator sieci musi natychmiast lub najpóźniej w ciągu ośmiu tygodni" dostarczyć potencjalnym operatorom systemu szczegółowy terminarz wykonania przyłącza do sieci, wszystkie wymagane dane sieci, aby sprawdzić i zidentyfikować punkt podłączenia do sieci, jak również jasne i szczegółowe oszacowanie kosztów przyłączenia do sieci. 12/48

13 4 ANALIZA BARIER WYNIKAJĄCYCH Z PROCEDUR ADMINISTRACYJNO-PRAWNYCH DOTYCZĄCYCH INSTALACJI SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH I REKOMENDACJE DLA ICH ZNIESIENIA Mała ilość systemów PV wynika z braku odpowiedniego mechanizmu wsparcia i uciążliwych procedur administracyjno-prawnych związanych z instalacją takich systemów oraz przyłączenia ich do sieci energetycznej. W niniejszym opracowaniu przedstawiono wyniki ankiet przeprowadzonych z właścicielami istniejących w Polsce, zaledwie kilku systemów fotowoltaicznych, które mogą być dołączone do sieci. Przeanalizowano trzy segmenty rynku PV w Polsce: Segment A do 30 kw na budynkach mieszkalnych (pięć systemów), Segment B od 30 kw do 150 kw na budynkach publicznych i komercyjnych (sześć systemów), Segment C powyżej 150 kw systemy naziemne (jak dotąd nie ma w Polsce, ale mają pojawić się w 2011 r.) i okazało się, że w praktyce nie ma istotnych różnic pomiędzy nimi, poza koniecznością uzyskania pozwolenia na budowę dla segmentu C, podczas gdy dla segmentu B może ono być czasami wymagane, a nie jest wymagane dla segmentu A. Na podstawie tak małej próbki badawczej bardzo trudno oszacować kwestie dotyczące czasu potrzebnego na ich realizację, pracochłonności oraz realnych kosztów. Tym niemniej możemy już określić, na jakie bariery w praktyce natrafia instalacja systemów fotowoltaicznych. Dla wszystkich wyodrębnionych segmentów istniejące bariery prawno-administracyjne są podobne, a ich istnienie w znaczącym stopniu ogranicza możliwość rozwoju produkcji energii z PV poprzez zniechęcanie inwestorów do podejmowania wysiłku inwestycyjnego w zakresie wprowadzenia do sieci wyprodukowanej przez nich energii elektrycznej. Bariery te zniechęcają inwestorów poprzez uciążliwe procesy administracyjne, wydłużające proces inwestycyjny, oraz poprzez kreowanie kosztów, które stawiają pod znakiem zapytania opłacalność takiej inwestycji. Poniżej uszeregowano je według wielkości ich negatywnego wpływu na rozwój fotowoltaiki w Polsce: Bariera 1: Brak odpowiedniego mechanizmu wsparcia rozwoju rynku fotowoltaiki. Bariera 2: Procedury prawno-administracyjne dotyczące konieczności prowadzenia działalności gospodarczej. Bariera 3: Warunki przyłączenia systemu PV do sieci elektroenergetycznej, jego przyłączenie, odbiór techniczny oraz dopuszczenie do eksploatacji. Bariera 4: Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej. Bariera 5: Miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego. Bariera 6: Instalacja systemów PV. Bariera 7: Uzyskanie świadectw pochodzenia, tzw. zielonych certyfikatów i obrót nimi. 4.1 Bariera 1: Brak odpowiedniego mechanizmu wsparcia rozwoju rynku fotowoltaiki Tylko dzięki istnieniu odpowiedniego mechanizmu wsparcia, umożliwiającego efektywną alokację środków wspierających rozwój nowych technologii odnawialnych źródeł energii, możliwe jest stworzenie rynku istotnej wielkości. Niestety mechanizmem takim nie jest obecnie obowiązujący w Polsce mechanizm zielonych certyfikatów. Nie sposób myśleć o prawdziwie masowym zastosowaniu odnawialnych źródeł energii przy utrzymaniu obecnego mechanizmu ze względu na jego poziom komplikacji i kosztów, który w praktyce wyklucza korzystanie z niego przez właścicieli niewielkich, kilku kw systemów fotowoltaicznych na domach jednorodzinnych. Analiza/przyczyna bariery W 2005 r. Polska wprowadziła mechanizm zbywalnych zielonych certyfikatów w celu spełnienia obowiązków określonych w dyrektywie 2001/77/WE. Zielony certyfikat (ZC) jest dokumentem, który dowodzi, że wyprodukowana energia elektryczna pochodzi z odnawialnych źródeł energii. ZC jest wydawany przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Polskie firmy zajmujące się produkcją, zaopatrzeniem i sprzedażą energii elektrycznej mają obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia obowiązkowej liczby ZC. Tak więc istnieje stałe zapotrzebowanie na te certyfikaty na rynku energii. Certyfikaty reprezentują prawa własności i jako takie są przedmiotem obrotu na polskiej Giełdzie Energii. 13/48

14 Cena ZC wynosi 268 PLN (ok. 67 EUR) w 2011 r.. Cena energii elektrycznej wynosi 195 zł (47 euro). Oznacza to, że producent zielonej energii elektrycznej otrzymuje 463 zł (114 euro) za 1 MWh. Taka cena nie jest opłacalna dla inwestorów. Wprawdzie są zachęcani różnymi dotacjami inwestycyjnymi, preferencyjnymi kredytami oraz zmniejszeniem podatku dochodowego, jednakże nie stanowią one wystarczającej zachęty do inwestowania w fotowoltaikę. Elektrownie, zakłady energetyczne i operatorzy sieci muszą udowodnić pochodzenie z OZE określonego procentu energii elektrycznej, którą sprzedają. Ustanowiono cel udziału odnawialnych źródeł energii w miksie energii elektrycznej na poziomie 10,4% w 2011 i 12,9% w 2017 r., przy czym nie istnieją żadne szczególne przepisy dotyczące fotowoltaiki. Cel ten jest jednak mało prawdopodobny do osiągnięcia bez rewolucyjnego wzrostu na rynku OZE w Polsce. Aby uczynić system bardziej elastycznym, istnieje możliwość wyboru: zamiast kupować ZC, istnieje możliwość uiszczenia opłaty zastępczej, której wartość jest równa wartości zielonego certyfikatu. Nie do zaakceptowania jest wizja rozwoju fotowoltaiki zaprezentowana w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku. Przedstawiony scenariusz jest skrajnie pesymistyczny, choć niestety realny, jeżeli w najbliższym czasie nie zostanie wprowadzony mechanizm feed-in tariff, oferujący odpowiednie stawki dla poszczególnych technologii pozyskiwania energii odnawialnych przy odpowiednio długim okresie trwania. Prognozy przyznające fotowoltaice całkowicie marginalną rolę, brak możliwości finansowania inwestycji w systemy fotowoltaiczne ze środków programu operacyjnego Infrastruktura i Środowisko i NFOŚiGW świadczy o nieuzasadnionym nieprzychylnym stosunku kolejnych rządów RP do niej. Jest to podejście skrajnie różne od reprezentowanego przez sąsiednie kraje, dysponujące zbliżonymi warunkami klimatycznymi. Brak taryfy stałej dla fotowoltaiki utrzymuje Polskę, największy kraj w regionie, daleko w tyle za sąsiadami. Propozycje dla przełamania bariery W sektorze fotowoltaicznym, tak jak ma to miejsce w przypadku każdego przemysłu, upowszechnienie stosowania i zwiększenie popytu prowadzi do znacznego wzrostu wielkości produkcji, co z kolei przekłada się na obniżenie cen jednostkowych na korzyść konsumenta. W rezultacie owocuje to także przyspieszeniem okresu zwrotu kosztów poniesionych na inwestycje. Ryzykowne byłoby jednak założenie, że wzrost konkurencyjności fotowoltaicznej energii elektrycznej nastąpi wyłącznie w wyniku działania mechanizmów rynkowych doprowadzających do zwiększenia cen energii ze źródeł konwencjonalnych, Dlatego też konieczne jest wprowadzenie mechanizmów wsparcia, które zapewnią: odpowiedni poziom zysków przez cały okres funkcjonowania systemu fotowoltaicznego niezależnie od jego wielkości (feed-in tariff), obniżenie kosztów początkowych instalacji systemów fotowoltaicznych dla inwestorów, takich jak niskooprocentowane kredyty/pożyczki, dotacje inwestycyjne, ulgi podatkowe etc. Jeśli powyższe warunki zostaną spełnione, inwestowanie w fotowoltaikę będzie korzystne zarówno dla małych, jak i dużych podmiotów gospodarczych. Taryfa FiT to uregulowana cena za jednostkę energii (kwh) ze źródeł odnawialnych, którą zakład energetyczny jest zobowiązany zapłacić jej producentom na obszarze, który obsługuje. Wysokość FiT określana jest przez władze publiczne, które gwarantują producentom zbyt energii przez ustalony czas (zazwyczaj 20 lat). FiT stanowi całą kwotę otrzymaną za 1 kwh przez niezależnego producenta energii odnawialnej, tzn. obejmuje ona premię w stosunku do ceny rynkowej, nie uwzględniając przy tym ulg podatkowych i innych dotacji rządowych na produkcję. Wysokość taryfy zależy od rodzaju technologii (wiatrowa, słoneczna, biomasa etc.) oraz specyfiki zasobów danego kraju (np. wielkości nasłonecznienia). Ponadto taryfa ta jest co roku obniżana dla nowych instalacji, celem wymuszenia redukcji kosztów produkcji. FiT powinna być dedykowana dla każdej technologii z osobna. Wiele krajów wprowadziło FiT i tam, gdzie dostosowano ją do szczególnych potrzeb fotowoltaiki, możemy zaobserwować gwałtowny wzrost liczby instalacji. W krajach takich jak Niemcy, Hiszpania, Czechy, Włochy, Francja przyrost zainstalowanych systemów fotowoltaicznych w roku wprowadzenia FiT wynosił po kilkaset procent. Inne kraje, które nieodpowiednio dobrały parametry tego mechanizmu (np. Austria, wprowadzając górny limit na dotowaną moc zainstalowaną), nie wzbudziły w konsekwencji większego zainteresowania inwestorów. W przypadku rynku fotowoltaicznego taryfa FiT jest najważniejszym i jak dotąd najskuteczniejszym instrumentem jego rozwoju, przy założeniu prawidłowego jej zastosowania. Inne mechanizmy wsparcia rynku okazały się mało skuteczne. Brak takiego rozwiązania może poważnie zaszkodzić polskiej gospodarce w chwili, kiedy energia elektryczna produkowana przez systemu fotowoltaiczne będzie tańsza od tej uzyskiwanej z paliw kopalnych (ang. grid- 14/48

15 parity). W takiej sytuacji warunki ekonomiczne zmuszą inwestorów do sięgania po technologie, produkty i know-how poza granicami naszego kraju, gdyż obecny mechanizm wsparcia (zielone certyfikaty) nie dają szansy rozwinięcia rodzimego rynku fotowoltaicznego. Przedsiębiorcy inwestujący w odnawialne źródła energii wymagają zapewnienia stabilnych, trwałych i przewidywalnych uwarunkowań prawno-administracyjnych dla ich działalności w okresie ok lat. Długoterminowa stabilność dochodu gwarantowana przez system FiT umożliwia zatem planowanie inwestycji w długiej perspektywie czasowej oraz ułatwia inwestorom dostęp do niskooprocentowanych kredytów i pożyczek. Taryfa FiT wykazuje skuteczność w stymulowaniu nowych inwestycji, prowadzących do wzrostu zainstalowanej mocy w odnawialnym sektorze elektroenergetyki. Jak w przypadku przemysłu wiatrowego, także w fotowoltaice, FiT może okazać się bardzo skutecznym instrumentem wsparcia, doprowadzając do szybkiego rozwoju paneuropejskiego rynku fotowoltaicznego i innowacyjnego przemysłu w Europie. Taryfa FiT, w odróżnieniu od subsydiów inwestycyjnych, ulg podatkowych itp. nie obciąża budżetu państwa i jako taka powinna łatwiej uzyskać akceptację polityków. Ten mechanizm wsparcia ma prostą strukturę, niewielkie wymogi i koszty administracyjne, stabilność w zmieniających się uwarunkowaniach makroekonomicznych (np. zmienność kursów walut). Rys. 3. Mapa przedstawiająca różne mechanizmy wsparcia odnawialnych energii w Europie Stąd też należy nalegać na wdrożenie następującego procesu rozwoju PV 27 : 1. Uwzględnienie w planowaniu strategicznym polskiej polityki energetycznej realnego potencjału energetyki słonecznej. 2. Jak najszybsze wprowadzenie taryfy stałej (feed-in tariff) o następujących parametrach: zagwarantowanie ceny oferującej atrakcyjne okresy zwrotu inwestycji (6-7 lat dla prywatnych i 9-10 lat dla komercyjnych inwestorów), ułatwiając inwestorom dostęp do źródeł finansowania (np. preferencyjnych kredytów), 27 Stanowisko polskiej społeczności fotowoltaiki w sprawie projektu Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, pod redakcją dr. Stanisława M. Pietruszko. Kwiecień /48

16 cena energii elektrycznej uzależniona od wielkości systemu PV, miejsca jego instalacji i rodzaju inwestora, oraz preferencyjna dla małych, kilku kw, systemów PV i systemów PV zintegrowanych z budownictwem, długi okres obowiązywania (15-20 lat), kontrolowana, co pół roku, obniżka taryfy dla nowych instalacji, uzależniona od postępu technologicznego, (tzw. korytarz wielkości mocy zainstalowanej). 1. Zintegrowanie w długim horyzoncie czasowym z innymi politykami (kształtującymi warunki prowadzenia działalności inwestycyjnej). 2. Identyfikacja i usunięcie zbędnych barier administracyjnych, uproszczenie prawa oraz dostosowanie go do przyłączania małych rozproszonych systemów zasługuje na najwyższy priorytet w odniesieniu do wszystkich odnawialnych źródeł energii. 3. Możliwości finansowania inwestycji w duże systemy fotowoltaiczne ze środków programu operacyjnego Infrastruktura i Środowisko i programu NFOŚiGW. 4. Ustanowienie celu 1,8 GW zainstalowanej mocy PV w 2020 r. (co stanowi 1% zużytej energii elektrycznej) i 10 GW w 2030 r. 5. Uruchomienie programu BiR nad przyszłościowymi technologiami ogniw fotowoltaicznych. 6. Uruchomienie programów pilotażowych i edukacyjnych (np słonecznych szkół). Możliwości rozwoju rodzimego przemysłu fotowoltaicznego, mającego w dłuższej perspektywie potencjał na znaczące zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju, są ograniczone przez brak rynku krajowego. Państwa Unii Europejskiej są największym rynkiem zbytu systemów fotowoltaicznych (7 z 10 największych rynków to państwa UE). Mając do niego pełny dostęp, Polska stoi przed szczególną szansą uczestnictwa w kształtowaniu na nowo przyszłości europejskiej energetyki, oraz czerpania z tego ekonomicznych korzyści. Korzyści takich nie przyniesie zakup za granicą reaktorów jądrowych. Już teraz należy zadbać, aby za 20 lat Polska nie była jedynie importerem systemów fotowoltaicznych lub europejską montażownią modułów fotowoltaicznych dalekowschodnich korporacji. Wsparcie dla fotowoltaiki nabiera szczególnego znaczenia w kontekście wysiłków zmierzających do znaczącej redukcji emisji CO 2, do czego Polska jest zmuszona na podstawie międzynarodowych zobowiązań. Zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w ogólnym bilansie energetycznym do wymaganego poziomu 15% będzie trudne do spełnienia jedynie przy zastosowaniu biomasy i farm wiatrowych. Ze względu na konieczność szybkiego tempa zmiany struktury zaopatrzenia w energię, konieczne jest sięgnięcie po szerszy wachlarz technologii niż wyżej wspomniane. Instalacja niewielkich systemów fotowoltaicznych nie wymaga długotrwałych przygotowań, ich zastosowanie na dużą skalę umożliwiłoby łatwe przyspieszenie przyrostu mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii. Ułatwieniem szybkiej instalacji dużej ilości systemów fotowoltaicznych jest ich niewielkie zapotrzebowanie na grunty, możliwość wykorzystania powierzchni dachowych, a co za tym idzie brak potrzeby przeprowadzania zmian w planach zagospodarowania przestrzennego oraz brak protestów ze strony osób mieszkających w pobliżu (technologia ta nie emituje hałasu, drgań ani nie wpływa na krajobraz, przeciwnie, dobrze wkomponowany w architekturę system jest ozdobą budynku). Ponadto posiadanie niewielkich, domowych systemów fotowoltaicznych wpłynęłoby znacząco na wzrost świadomości ekologicznej społeczeństwa. Systemy fotowoltaiczne sprawdzają się również jako źródło zasilania budynków publicznych, utrzymania łączności w sytuacjach kryzysowych czy w razie klęsk żywiołowych. 16/48

17 4.2 Bariera 2: Procedury prawno-administracyjne, opłaty ZUS Bariera ta dotyczy przede wszystkim małych, ale też i średnich systemów fotowoltaicznych. Aby otrzymać koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej w OZE konieczne jest prowadzenie przez inwestora działalności gospodarczej. Przy rejestracji działalności gospodarczej przez osobę fizyczną obowiązuje standardowa procedura zakładania firmy w urzędzie gminy. Osoba prowadząca działalność pozarolniczą obowiązkowo podlega ubezpieczeniom: emerytalnemu, rentowemu oraz wypadkowemu od dnia rozpoczęcia wykonywania działalności do dnia zaprzestania wykonywania tej działalności. Osoby prowadzące działalność gospodarczą podlegają również obowiązkowo ubezpieczeniu zdrowotnemu. Ubezpieczeniu chorobowemu podlega się dobrowolnie, na swój wniosek, co oznacza, że suma składek do ZUS wynosi odpowiednio 841 lub 890 zł miesięcznie (w 2011 r.). Przychód z instalacji fotowoltaicznej 1. Umowa sprzedaży energii elektrycznej (PPA) a. Obowiązek zakupu energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii przyłączonych do sieci po stronie sprzedawcy z urzędu na obszarze działania tego sprzedawcy (art. 9a ust. 6 Prawa energetycznego). b. Obowiązek dotyczy całości oferowanej energii wytworzonej w odnawialnych źródłach energii ( 13 Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. 28 ). Umowa sprzedaży praw majątkowych (CPA) c. Obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia prezesowi URE świadectwa pochodzenia lub zapłaty opłaty zastępczej po stronie podmiotów sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym (art. 9a ust. 1 Prawa energetycznego). d. Wysokość udziału sumy energii elektrycznej wynikającej ze świadectw pochodzenia i opłaty zastępczej w wykonanej całkowitej rocznej sprzedaży 10,4% w 2011 r. ( 3 Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r.). Od 1 stycznia 2010 r. przepisy jasno wskazują, że przychód z odpłatnego zbycia świadectw pochodzenia to przychód z działalności gospodarczej (wcześniej istniały wątpliwości w tym zakresie). Opodatkowanie VAT Opodatkowanie na zasadach ogólnych (od 2011 r. 23%). W przypadku drobnych przedsiębiorców możliwość zastosowania zwolnienia, jeśli sprzedaż nie przekracza euro rocznie (od 2011 r.). Akcyza Opodatkowanie sprzedaży energii odbiorcy końcowemu. Zwolnienie dla energii ze źródeł odnawialnych (podstawą zwolnienia jest dokument potwierdzający umorzenie świadectwa pochodzenia energii). CIT (w przypadku spółki) Opodatkowanie dochodu na zasadach ogólnych wg stawki 19% (w 2011 r.). PIT (w przypadku działalności gospodarczej osoby fizycznej) Opodatkowanie na zasadach ogólnych, jako dochodu z działalności gospodarczej. 28 Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii. Dz.U. z 2008 r. nr 156, poz /48

18 Możliwość wyboru rozliczania przychodu na zasadach szczególnych (ryczałt). Na podstawie ustawy o zryczałtowanym podatku dochodowym, od niektórych przychodów osiąganych przez osoby fizyczne możliwe jest 29 opodatkowanie ryczałtem w wysokości 5,5% przychodów z: odpłatnego zbycia świadectw pochodzenia otrzymanych przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii, zbycia wytworzonej energii elektrycznej. Analiza/przyczyna bariery Przypadek 1. Właściciel domu jednorodzinnego, niezatrudniony, realizuje inwestycję w postaci systemu fotowoltaicznego o mocy szczytowej 3 kw zamontowanego na dachu (moduły o powierzchni ok m 2, w zależności od wybranej technologii). Cała energia wyprodukowana przez system PV sprzedawana jest do sieci. Wymagania: założenie działalności gospodarczej (zasady ogólne), założenie rachunku bankowego, zgłoszenie do ZUS i US, uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii. Bilans kosztów: zniżka ZUS dla nowych przedsiębiorców przez 24 miesiące składki miesięczne łącznie 367 zł, czyli rocznie 4404 zł; od 25. miesiąca działalności 890 zł, czyli zł rocznie, pominięte zostaną koszty przyłączenia, dokumentacji, urządzeń monitorujących (w tym licznika energii) oraz koszty związane ze sprzedażą energii na giełdzie, uzysk roczny z systemu PV w Polsce wynosi ok. 850 kwh/kw (wynika to z charakterystyki promieniowania słonecznego na naszej szerokości geograficznej oraz liczby dni słonecznych w roku), co dla systemu o mocy 3 kw daje 3x850 = 2550 kwh wytworzonej energii rocznie, przy założeniu uzyskanej ceny (łącznie) ok. 460 zł/mwh (cena ta składa się z dwóch składników: średniej ceny energii elektrycznej oraz opłaty za zbycie certyfikatów pochodzenia; w 2010 r. wynosiły one, odpowiednio, 195 zł oraz 268 zł), przychód wynosi 460x2,55 = 1174 zł rocznie, zryczałtowany podatek w wysokości 5,5% wynosi 64 zł, więc zysk to ok zł rocznie, zakładamy zwolnienie z VAT, zakładamy, że całkowity koszt instalacji systemu wynosi ok. 12 zł/w (3 euro/w), czyli 12x3000 = zł. Wygenerowany przychód (1110 zł po odliczeniu podatku) wynosi ok. 10% kosztów prowadzenia działalności gospodarczej. Oznacza to, że dla małych i średnich systemów inwestycja nigdy się nie zwróci (pomimo pominięcia w bilansie kosztów przyłączenia do sieci i handlu energią). Przypadek 2. jw., ale inwestor jest zatrudniony na umowę o pracę, a jego wynagrodzenie jest wyższe od płacy minimalnej. Wymagania analogiczne jak dla przypadku 1. Bilans kosztów: Do ZUS wystarczy odprowadzać składkę ubezpieczenia zdrowotnego 243 zł miesięcznie, czyli 2916 zł rocznie. Uzysk energii, przychód i koszty systemu jak dla przypadku 1. Przychód (1850 zł) nie pokrywa kosztów prowadzenia działalności gospodarczej. Dla systemu o mocy 30 kw nadwyżka ponad koszty działalności i podatek wyniosłaby 8200 zł, a koszt systemu zwróciłby się po 44 latach, czyli po 29 Na wniosek, o którym mowa w art. 9e ust. 3 Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. z 2006 r. nr 89, poz. 625, z późn. zm.). 18/48

19 czasie prawie 2-krotnie dłuższym niż trwałość systemu (ok lat). Dla małych i średnich systemów inwestycja nigdy się nie zwróci. Przypadek 3. Jak w 1., ale inwestor prowadzi już działalność gospodarczą. Wymagania: zmiana profilu, rozszerzenie zakresu prowadzonej działalności gospodarczej (zgłoszenie), pozostałe jak dla przypadku 1. Bilans kosztów: składki do ZUS są odprowadzane w ramach istniejącej działalności, można je więc pominąć w bilansie, uzysk energii, przychód i koszty systemu jak dla przypadku 1. Przy obliczonym zysku czas zwrotu inwestycji wynosi /1110 = 33 lata, a więc więcej niż zakładany czas życia systemu (25-30 lat). Warto zauważyć, że wraz ze wzrostem mocy systemu rosną (proporcjonalnie): przychód (wytworzona energia), podatek (zryczałtowany) oraz koszt budowy systemu. Oznacza to, że czas zwrotu, określony zależnością: czas zwrotu = koszt budowy/(przychód-podatek) pozostaje stały inwestycja się nie zwróci, ponieważ elementy systemu zużyją się po krótszym czasie. Propozycje dla przełamania bariery Zniesienie konieczności założenia działalności gospodarczej przez producentów energii ze źródeł odnawialnych o mocy poniżej 150 kw. Zwolnienie energii odnawialnej z VAT. Likwidacja konieczności uzyskania koncesji. Zastosowanie odpowiedniego systemu wsparcia (FiT). 19/48

20 4.3 Bariera 3: Warunki przyłączenia systemu PV do sieci elektroenergetycznej, jego przyłączanie, odbiór techniczny i dopuszczenie do eksploatacji Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci, który posiada tytuł prawny do korzystania z obiektu przyłączanego do tej sieci, musi złożyć wniosek o określenie warunków przyłączenia 30. Wniosek ten należy złożyć w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem albo dystrybucją energii elektrycznej, do którego sieci ubiega się o przyłączenie. Wzór wniosku ustala przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej. Do wniosku o określenie warunków przyłączenia dołącza się wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego albo decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu. W przypadku większych instalacji (powyżej 2 MW) obowiązek wykonania ekspertyzy wpływu przyłączenia na sieć i sfinansowania tego opracowania spoczywa na operatorze. Ponadto podmiot przyłączany zobowiązany jest wpłacić w ciągu dni od dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia zaliczkę na poczet opłaty przyłączeniowej w wysokości 30 zł za każdy 1 kw mocy przyłączeniowej ( zł za 1 MW). Wniosek o określenie warunków przyłączenia zawiera informacje techniczne o dołączanych urządzeniach, o możliwym wpływie systemu na sieć elektroenergetyczną oraz roczny plan produkcji energii 32. Procedura ta jest określona w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Po uzyskaniu warunków przyłączenia, podmiot przyłączany oraz operator systemu mają dwa lata na podpisanie umowy o przyłączenie do sieci. Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia realizacji prac projektowych i budowlano-montażowych, na zasadach określonych w tej umowie. Wykonanie przyłączenia systemu do sieci ma znaczenie krytyczne dla realizowanej inwestycji. Bez przyłączenia instalacji do sieci budowa systemu w celu sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej traci sens. Ze względu na małą ilość systemów PV, bardzo trudno oszacować kwestie dotyczące czasu potrzebnego na ich realizację, pracochłonności oraz realnych kosztów. Cały okres inwestycyjny może być dłuższy niż rok. Według szacunków RWE Stoen, realizacja inwestycji zajmuje ponad 382 dni w przypadku konieczności budowy nowego przyłącza, natomiast w przypadku, gdy ono już istnieje, to okres ten skraca się do 72 dni. Operator systemu dystrybucyjnego przeprowadza próby i odbiory częściowe oraz końcowe w zależności od potrzeb. Zakres tych prób wynika z Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej" danego operatora. Wszelkie zmiany parametrów systemu, zastosowanych urządzeń muszą być zgłoszone do operatora oraz prezesa URE. Operator ma prawo w każdej chwili skontrolować przyłączone do sieci urządzenia oraz dokumentację. Ponadto podmiot wnioskujący o przyłączenie podlega takim samym kontrolom jak wszyscy inni przedsiębiorcy. Analiza/przyczyna bariery Ze względu na małe doświadczenie z systemami PV oraz procedur związanych z małymi systemami, operatorzy systemów dystrybucyjnych często przedłużają termin wydania warunków przyłączenia do sieci poprzez stawianie wygórowanych wymagań dotyczących dokumentacji technicznej, itp. Brak pozwolenia na przyłączenie do sieci uniemożliwia rozpoczęcie prac projektowych przyłącza. Teoretycznie operator powinien wydać warunki przyłączenia w określonym ustawowo terminie 33, ale w praktyce często terminy te nie są dotrzymywane. Zgodnie z Prawem energetycznym, operator sieci obowiązany jest wydać warunki przyłączenia w terminie: 30 dni od dnia wniesienia zaliczki przez wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv, 30 Art. 7 ust. 3a i nast. ustawy Prawo energetyczne. 31 Zmiany Prawa energetycznego wrzesień Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz.U. z 2007 r. nr 93, poz. 623 z późn. zm.). 33 Art. 7 ust. 8g Prawa energetycznego. 20/48