Polska przeżywa boom fotowoltaiki, ale utrzymują się przeszkody jej rozwoju. – Największą barierą jest niespójność dokumentów politycznych i związane z nią ryzyko regulacyjne. – mówi prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej Grzegorz Wiśniewski w rozmowie z BiznesAlert.pl.
BiznesAlert.pl: W ostatnich kwartałach znacząco wzrosła dynamika wydawanych warunków przyłączeń dla farm fotowoltaicznych. To zasługa dotacji czy sprzyjającego prawa?
Grzegorz Wiśniewski: Rynek projektów fotowoltaicznych został stworzony przez system aukcyjny. Do 2015 roku projekty te były rozwijane z myślą o systemie zielonych certyfikatów i możliwym wsparciu dotacyjnym dlatego, że można było łączyć zielone certyfikaty z dotacjami. W ustawie o OZE w wersji z 2013 roku była koncepcja, gdzie mowa była o taryfach gwarantowanych dla mikro i małych instalacji, na wzór niemiecki. Wtedy powstały pierwsze projekty fotowoltaiczne, jednak nie było zrealizowanych ich wiele powyżej kilku megawatów. Na rynku zielonych certyfikatów nastąpił kryzys. Projekt ustawy całkowicie się zmienił po tym jak w lutym została przyjęta ustawa o OZE wprowadzająca system aukcyjny. Rozwój projektów fotowoltaicznych nabrał tempa po wprowadzeniu ustawy odległościowej blokującej rozwój energetyki wiatrowej. Technologie te konkurują cenowo, przy czym ze względu na produktywność w warunkach polskich w dalszym ciągu tańsza jest energetyka wiatrowa Ponieważ aukcje z 2016 i 2017 roku były zorganizowane jako testowe, tylko dla fotowoltaiki, oznaczało to boom na rynku projektów. Aukcje okazały się sukcesem. Zaowocowało to przekonaniem, że system aukcyjny będzie najlepszym rozwiązaniem dla wielkoskalowej fotowoltaiki, co się potwierdziło. Aukcje z 2018, 2019 i 2020 roku były większe, jeśli chodzi o wolumeny. W marcu 2020 roku ministerstwo klimatu i środowiska zapowiedziało, że będzie wydłużenie systemu aukcyjnego nawet do 2027 roku. Stworzyło to dłuższą perspektywę dla dużych projektów fotowoltaicznych (innych niż prosumenckie) i ograniczyło ryzyko podjęcia procesu developerskiego.
W 2020 roku w Polsce były 4 GW mocy zainstalowanej w fotowoltaice. O ile może ona wzrosnąć do 2030 roku?
To jest bardzo trudny czas na prognozy do 2030 roku, w szczególności w energetyce. Jest tak ze względu na pewne niejasności w dokumentach strategicznych, które zostały przyjęte przez rząd – przede wszystkim Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu mówił o 7 GW do 2030 roku, a, ku pewnej konsternacji, Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku zakładała tylko 5,1 GW w 2030 roku. Trudno jest prognozować mając świeży dokument – dość wspomnieć, że założone w PEP2040 moce będziemy już mieli w lipcu tego roku. Czy to oznacza, że przez następne 15 lat w ogóle nie będzie rozwoju fotowoltaiki, ani prosumenckiej, ani farm? Wydaje się to bardzo mało prawdopodobne, tym bardziej że w systemie aukcyjnym mamy już zakontraktowane prawie2,5 GW mocy, które będą zbudowane.
Zakładamy, że trzeba będzie zaktualizować KPEiK. Dostaliśmy informację z Komisji Europejskiej, że Bruksela oczekuje 25, a nie 23 procent udziału OZE w miksie energetycznym. Ponadto w przyszłym roku będziemy mieć nową dyrektywę, która podniesie cel OZE. W Instytucie Energetyki Odnawialnej przygotowaliśmy jedynie prognozę co będzie się działo do 2025 roku, perspektywa lat kolejnych jest obecnie niejasna i można rozpatrywać kilka scenariuszy rozwoju rynku OZE. Na pewno można się spodziewać dalszego, ale mniej intensywnego rozwoju mikroinstalacji oraz jeszcze bardziej, niż dotychczas, intensywne przyrosty mocy w farmach fotowoltaicznych i wiele wskazuje na to, że do 2025 roku będziemy mieć 15 GW mocy zainstalowanej w fotowoltaice. Jednak mamy też do czynienia z zamieszaniem w związku z kształtem polityki energetycznej, która nie odpowiada na politykę klimatyczną Unii Europejskiej i zaniża udział całej energetyki odnawialnej.
Jakie są największe bariery rozwoju fotowoltaiki w Polsce?
Największą barierą jest niespójność dokumentów politycznych i związane z nią ryzyko regulacyjne. My jako przedsiębiorcy możemy krytykować ten rząd, ale raczej poważnie traktujemy założenia polityki państwa, jeśli chodzi o energetykę, a jeszcze poważniej traktują je banki i instytucje finansujące. Dużą barierą dla rozwoju fotowoltaiki i OZE w ogóle jest strategia energetyczna PEP2040. Samo istnienie tego dokumentu w obecnym kształcie sprawia, że inwestorzy i rynki finansowe zaczynają patrzeć inaczej na energetykę odnawialną i fotowoltaikę. Do tej pory na fali Europejskiego Zielonego Ładu, pakietu klimatyczno-energetycznego i działań na rzecz promocji fotowoltaiki takich wątpliwości nie było. Widzimy, że firmy fotowoltaiczne w tym roku na warszawskie giełdzie już nie rosną tak szybko, jak w zeszłym. Indeks koniunktury firm fotowoltaicznych (IEO_PV), które rozwijają też tradycyjną energetykę rośnie szybciej po ogłoszeniu utworzenia Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, niż w przypadku komunikatów o woli rządu na rzecz podtrzymania wzrostu firm fotowoltaicznych. Za tym pójdzie utrudnienie dostępu do kapitału, a wyższe koszty kapitału mogą przełożyć się dodatkowo na oceny wzrost cen energii z fotowoltaiki wywołany pandemią i wzrostem cen ubowców i frachtu.
Obecnie nie ma innych barier rozwoju fotowoltaiki, co nie znaczy, że ich nie będzie.
Wiśniewski: Koniec dotowania fotowoltaiki wymusi poszukiwanie nowych ścieżek sprzedaży
Jakich jeszcze barier należy się spodziewać?
Rzeczywiście są wydawane warunki przyłączenia dla kolejnych mocy fotowoltaicznych, co potwierdza, że sieć jest w stanie je wchłonąć. W tej chwili trudno jest określić górną granicę, ale na pewno będzie coraz więcej odmów wydania warunków przyłączenia dla nowych mocy do sieci. Tutaj pewnym rozwiązaniem byłoby ponowne skierowanie środków z funduszy unijnych czy KPO na rozwój sieci pod kątem przyłączania nowych źródeł odnawialnych. Innym rozwiązaniem jest połączenie w hybrydy istniejących farm fotowoltaicznych z wiatrowymi – mają one uzupełniające się profile produkcji i można w ten sposób włączyć więcej mocy do systemu dystrybucji energii elektrycznej. Można też dokładać magazyny energii i wodór.
Istnieje też pewna bariera po stronie instalacji prosumenckich, ponieważ w najgorszym stanie są sieci niskiego napięcia. Nie ma żadnych planów rozwoju tych sieci, prosumenci nie wiedzą, gdzie mogą wystąpić pewne zatory sieciowe związane ze zbyt dużą koncentracją mocy. Na razie dochodzimy do 4 GW mocy prosumenckich, ale kiedy zostanie przekroczone 5-6 GW, zaczną się problemy związane z przeciążeniem sieci niskiego napięcia, w szczególności ze wzrostem napięcia. Tutaj też trzeba podjąć działania mitygujące, najprostsze wydaje się instalowanie zasobników ciepła i wody użytkowej, żeby nadwyżki energii można było zmagazynować w cieple. Problem ten będzie jednak mniej widoczny w przypadku energetyki przemysłowej i prosumenta biznesowego, ponieważ firmy te mają bardzo duże moce przyłączeniowe. Innym problemem może okazać się dostęp do przestrzeni. Polska jest krajem rolniczym i możemy rozwijać farmy fotowoltaiczne, ale w sposób szczególny chronimy tereny uprawne. Póki co możemy instalować farmy fotowoltaiczne na glebach czwartej, piątej i szóstej klasy. Żeby zbudować farmę na glebie lepszej klasy, trzeba przeprowadzić proces odrolnienia, co wydaje się poza zasięgiem przeciętnego dewelopera. Jedynym rozwiązaniem jest rozwój agrofotowoltaiki, która pozwala na wielofunkcyjne wykorzystanie terenu. Nie mamy tu regulacji, ale w pewnym momencie problem dostępu do terenu może się pojawić.
Ponadto możliwe są protesty społeczne przeciwko instalacjom PV, podobnie jak to się stało w przypadku turbin wiatrowych. Na razie w Polsce nie obserwujemy na większą skalę takich zjawisk, ale możliwe są takie reakcje, dlatego ważne jest, żeby uporządkować procedury inwestycyjne, żeby nie było ryzyka uznania jakiejś decyzji administracyjnej za możliwą do podważenia ze strony prawnej.
Ostatnią barierą są koszty. Według naszych prognoz, nic nie wskazuje na to, by w następnych latach ceny energii elektrycznej miały spaść, będą raczej rosły. W związku z tym rośnie uzależnienie Polski od importu, przede wszystkim z Chin. Jeżeli nie będzie konkurencji, a pojawiają się obiektywne powody do wzrostu kosztów i ryzyko zakłóceń w transporcie, jak podczas pandemii, rosnąć będą koszty urządzeń – a pamiętajmy, że w fotowoltaice koszt stanowi CAPEX w praktyce koszty operacyjne są jeszcze (?) znikome.
W połowie tej dekady dojdzie do radykalnej zmiany technologii – odejdziemy od ogniw typu PERC i przestawimy się na bardziej sprawne ogniwa TOPCon, HJT, a zaraz potem na tandemowe, co oznaczać będzie skokowy wzrost sprawności ogniw. Wzrostowi cen paneli sprzyja „kampanijność” w systemie wsparcia (brak stabilnego długofalowego systemu) – program Mój Prąd działał prężnie i nagle wyhamował, więc mieliśmy do czynienia ze wzrostem ceny sprzętu i kosztu instalacji. Tak samo organizowanie aukcji co roku powoduje spiętrzenie inwestycji, co powoduje wzrost kosztów u dostawców technologii. Oznacza to, że musimy produkować panele fotowoltaiczne u siebie i w bardziej przemyślany sposób kształtować rynek.
Wiśniewski: Fotowoltaika może wypełnić lukę wiatrową (ROZMOWA)
Jaki jest udział kapitału krajowego w fotowoltaice w Polsce?
Póki co importujemy bardzo dużo elementów łańcucha dostaw o wyższej wartości – w stu procentach importujemy ogniwa i w 80 procentach moduły fotowoltaiczne, które stanowią 50 procent instalacji. Import rośnie, ale Polska i tak jest w dobrej sytuacji w porównaniu do całej Unii Europejskiej, choć sytuacja jest trudna. W obszarach takich, jak aparatura zabezpieczająca, liczniki i konstrukcje, mamy eksport, który sięga do 40 procent, ale dalszym ciągu znacznie więcej importujemy niż eksportujemy.
Nawet jeżeli budujemy urządzenia na terenie kraju, to materiały i komponenty do tych urządzeń również sprowadzamy z zagranicy. Local content liczymy w procentach albo wartości lokalnie wytworzonych materiałów i komponentów w urządzeniach, które trafiają do instalacji fotowoltaicznych. W tym przypadku local content jest najwyższy w przypadku kabli, głównie dzięki KGHM, dobrze radzimy sobie w stacjach transformatorowych, natomiast jeśli chodzi o moduły, jest on niewystarczający, ponieważ wynosi on poniżej 40 procent.
Według naszych analiz, że w 2020 roku local content w referencyjnej instalacji fotowoltaicznej o mocy 1 MW był na poziomie 26 procent, czyli dokładnie tyle wartości pozostawało w kraju, jednak dzięki inwestycjom przedsiębiorstw w 2025 roku może on już wynosić 42 procent. Oszacowaliśmy, że inwestycje w łańcuch dostaw wyniosą prawie 3 mld złotych. Będą one skierowane albo na zwiększenie możliwości wytwórczych, albo w nowe możliwości wytwórcze. Dzięki temu dodatkowo przybędzie około 10 tysięcy nowych miejsc pracy. Po drugie, finansowa wartość skumulowana, wynikająca z inwestycji w gotowe instalacje fotowoltaiczne wzrosłaby z 4,6 mld do 7,5 mld złotych – środki te pozostałyby w kraju, dałyby podatki i wartość dodaną dla kraju. Europejski Zielony Ład zakłada ochronę strategicznych obszarów, do których zaliczono fotowoltaikę, jest tam też pomysł wprowadzenia granicznego (na granicach UE) podatku węglowego. Jeśli nie wykorzystamy tego okna czasowego, local content może jeszcze spaść, ponieważ mamy do czynienia z nierówną konkurencją głównie ze strony Chin.
Rozmawiał Michał Perzyński
