Ustawowe korekty zmniejszają koszty budowy farm wiatrowych na Bałtyku

Budowanie farmy wiatrowej na morzu to operacja bardzo złożona, o ogromnej skali. Mimo zaawansowanych technologii, pomiarów i badań geologicznych, na etapie instalacji fundamentów niejednokrotnie się okazuje m.in., że warunki dna różnią się od założeń projektowych czy pojawiają się przeszkody.

Do tej pory nawet niewielkie przesunięcie fundamentu turbiny wiatrowej (wynikające np. z trudnych warunków dna morskiego) traktowane było tak samo jak znacząca zmiana lokalizacji – wymagało wystąpienia do dyrektora urzędu morskiego o zgodę, czekania na decyzję, a czasem także aktualizacji ekspertyz środowiskowych i nawigacyjnych. Powodowało to opóźnienia, mimo że realny wpływ takich minimalnych przesunięć na środowisko i żeglugę był znikomy.

Nowelizacja upraszcza te procedury. Jeżeli konieczne jest przesunięcie fundamentu turbiny lub elementu wyprowadzenia mocy nie więcej niż o 50 m – i taka zmiana nie wpływa na ustalenia decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach ani nie wymaga zmiany pozwolenia na wznoszenie lub wykorzystywanie sztucznych wysp (PSZW), inwestor nie musi występować o nową zgodę dyrektora urzędu morskiego. Wystarczy pisemne zgłoszenie tego w ciągu siedmiu dni od dnia takiej zmiany.

Uwaga! Zgodnie z nowelizacją dopiero przesunięcia przekraczające 50 m będą traktowane jako istotne odstępstwo od projektu i będą wymagały ponownej pełnej procedury.

Bez opłat za grunty pokryte wodami

Duże znaczenie dla branży ma także wprowadzona nowelą modyfikacja zasad korzystania z gruntów pokrytych wodami.

Wcześniej inwestor, który budował morską farmę wiatrową i układał kable na dnie morza, musiał płacić coroczną opłatę za korzystanie z gruntów pokrytych wodami. Opłata ta naliczana była również za bardzo duże obszary tzw. stref ochronnych i stref bezpieczeństwa – czyli pasy morza, których inwestor w praktyce nie wykorzystuje, ale które muszą zostać wyznaczone, aby chronić infrastrukturę i zapewnić bezpieczeństwo żeglugi. W efekcie opłata była nieproporcjonalnie wysoka w stosunku do faktycznego użytkowania tych terenów.

Ustawodawca skorygował ten mechanizm. Na mocy noweli strefy: ochronne i bezpieczeństwa utworzone wokół kabli morskich i elementów systemu wyprowadzenia mocy są zwolnione z tej opłaty.

Ważne: Inwestorzy będą płacić tylko za realnie zajmowaną powierzchnię pod kablami, a nie za znaczne strefy buforowe.

Rozwiązanie to ma ograniczyć zbędne koszty inwestycyjne, które znalazłyby odzwierciedlenie w cenach energii dla odbiorców.

Sprzedaż energii w okresie tymczasowego pozwolenia

Nowelizacja przewiduje również usprawnienia w okresie wprowadzania farmy wiatrowej do użytkowania. Zgodnie z jej przepisami wytwórca, który otrzyma od operatora tzw. tymczasowe pozwolenie na użytkowanie (ION), może w ciągu 12 miesięcy sprzedawać energię nie tylko na rynku bilansującym (jego podstawowym zadaniem jest stałe dopasowywanie ilości produkowanej energii do aktualnego zapotrzebowania, tak aby dostawy energii odbywały się w sposób stabilny i spełniający wymagane standardy jakości i niezawodności), ale także na rynku dnia bieżącego (pozwala handlować energią jeszcze dziś, nawet z godziny na godzinę – red.) i rynku dnia następnego (energia na nim jest sprzedawana z wyprzedzeniem – na kolejny dzień – red.).

Przed nowelizacją przepisy pozwalały sprzedawać energię z morskich farm wiatrowych w okresie ich oddawania do użytkowania, ale wyłącznie na rynku bilansującym. Wytwórca nie musiał przekazywać operatorowi systemu przesyłowego prognozy produkcji, co stwarzało ryzyko utrudnienia bilansowania w czasie rzeczywistym i generowania dodatkowych kosztów.

Nowe zasady pozwalają na większą elastyczność handlową, a operator systemu przesyłowego będzie otrzymywał od wytwórców prognozy produkcji, co ułatwi bilansowanie systemu elektroenergetycznego.

Współdzielenie infrastruktury

Ważną częścią reformy jest również doprecyzowanie zasad współdzielenia infrastruktury wyprowadzenia mocy. Wcześniejsze regulacje nie precyzowały w sposób dostateczny sytuacji, w której dwie lub więcej MFW korzystało z tej samej stacji elektroenergetycznej na morzu lub zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. Brakowało przepisów, jak w takiej sytuacji prowadzić pomiary energii oraz jak rozliczać ujemne saldo.

Uwaga! Nowelizacja rozwiązuje te problemy – kilka morskich farm wiatrowych może na mocy jej przepisów legalnie i bezpiecznie korzystać z jednego zestawu infrastruktury – pod warunkiem, że zostaną zamontowane odpowiednie układy pomiarowo-rozliczeniowe, które pozwolą dokładnie ustalić, która farma dostarczyła ile energii do wspólnej stacji. Takie mierniki muszą działać w czasie rzeczywistym i być wyposażone w system zdalnego odczytu zapewniający komunikację w czasie rzeczywistym z operatorem systemu przesyłowego lub operatorem systemu dystrybucyjnego.

Nowela wprowadziła także procedurę postępowania w sytuacji, gdy wspólna stacja byłaby objęta pomocą inwestycyjną. Wówczas wartość tej pomocy musi zostać podzielona pomiędzy farmy proporcjonalnie do ilości energii, którą każda z nich wprowadza do sieci. Dzięki temu jedna inwestycja nie otrzyma nadmiernego wsparcia kosztem drugiej.

W rezultacie wprowadzone rozwiązania realnie ułatwiają rozwój MFW, upraszczają współdzielenie infrastruktury i tworzą bardziej sprzyjające warunki inwestycyjne.

Mapowanie potencjału OZE

Unia Europejska zobowiązała państwa członkowskie, aby do 2030 r. zwiększyły udział energii z OZE do co najmniej 42,5 proc. Wskazała, że największą barierą w realizacji projektów OZE są trudności związane z długimi i skomplikowanymi procedurami administracyjnymi. Dlatego unijne regulacje coraz silniej koncentrują się na tzw. permittingu, czyli działaniach, których celem jest skrócenie i uproszczenie procesu wydawania pozwoleń oraz przyłączania instalacji odnawialnych źródeł energii do sieci. Dyrektywa RED III ustanowiła nowe instrumenty przyspieszające procesy inwestycyjne, które zostały implementowane do noweli. Przewiduje ona stworzenie cyfrowych map:

• potencjału OZE – mają obejmować całą Polskę i wskazywać, gdzie jest możliwe efektywne instalowanie poszczególnych technologii odnawialnych – od fotowoltaiki i lądowej energetyki wiatrowej po biogazownie i biometanownie, morskie farmy wiatrowe, instalacje geotermalne oraz hydroelektrownie wraz z powiązaną z nimi infrastrukturą;
• wrażliwości przyrody (przygotowywanych przez regionalnych dyrektorów ochrony środowiska), które wskażą obszary szczególnie cenne pod względem przyrodniczym, narażone na niekorzystne oddziaływanie instalacji OZE.

Obszary przyspieszonego rozwoju

Na tej podstawie samorządy województw będą mogły wyznaczać tzw. obszary przyspieszonego rozwoju OZE (OPRO) – tereny, na których instalowanie OZE jest najkorzystniejsze z punktu widzenia środowiska, sieci energetycznej, ładu przestrzennego oraz akceptacji społecznej. Wyznaczanie OPRO będzie możliwe tylko tam, gdzie jest to uzasadnione nie tylko względami środowiskowymi, lecz również m.in. związanymi z ładem przestrzennym czy z obowiązującym prawem miejscowym.

Po uchwaleniu planów OPRO inwestorzy, którzy będą chcieli zrealizować instalację OZE na takim obszarze, będą korzystać z istotnych uproszczeń administracyjnych. Co do zasady nie będą musieli uzyskiwać decyzji środowiskowej ani przeprowadzać oceny oddziaływania na środowisko. Wystarczy, że zgłoszą przedsięwzięcie regionalnemu dyrektorowi ochrony środowiska, który będzie miał 30 lub 45 dni (w zależności od łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej), aby wnieść sprzeciw. Bez niego można będzie występować o pozwolenie na budowę.

Dzięki powyższym zmianom pozwolenia na inwestycje OZE realizowane na obszarach przyspieszonego rozwoju, zgodnie z RED III, mają być wydawane maksymalnie w 12 miesięcy.

Ważne: Pierwsze OPRO mają zostać wyznaczone w Polsce do 21 lutego 2026 r., bo stanowią kluczowy element przyspieszenia transformacji energetycznej. ©℗