Grzegorz WiśniewskiPrezes Instytutu Energetyki Odnawialnej © Prawa zastrzeżone
Teraz Środowisko: W ub. roku branża fotowoltaiczna przeżyła boom, notując przyrost mocy zainstalowanej o 4 GW. Na jakim etapie jest obecnie rozwój rynku?
Grzegorz Wiśniewski: Moment jest ciekawy, a sytuacja dynamiczna. Dotąd sektor w wybranych segmentach był wspierany publicznie. Teraz wchodzi na rynek, na którym jest potężne zamieszanie. Przeregulowanie, dość chaotyczne wdrażanie przepisów unijnych, koncentracja aktywów i monopolizacja (towarzysząca utworzeniu w br. Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego). Nie są to zmiany sprzyjające z perspektywy z gruntu prywatnej fotowoltaiki.
TŚ: Jakie znaczenie ma tu mrożenie cen energii?
GW: Brzemienne w skutkach, bo odbywa się nie dla wszystkich wytwórców energii, ale dla źródeł zeroemisyjnych, czyli wiatrowych i słonecznych. Zgodnie z przepisami UE mrożenie miało trwać do czerwca br. jako reakcja na inwazję Rosji na Ukrainę. W Polsce zostało jednak wydłużone co najmniej do grudnia i oznacza uderzenie w branżę z dwóch stron. Zamrożono bowiem też ceny za energię elektryczną dla odbiorców indywidualnych, sztucznie hamując trend wzrostowy dla prosumentów (od 2021 r. ceny rosły, stąd boom PV). To powoduje, że motywacja do zwiększania efektywności energetycznej, ale także inwestycji prosumenckich spada. Zablokowanie ceny za produkcję z fotowoltaiki na zasadach rynkowych do poziomu cen w systemie aukcyjnym na poziomie 300 zł/MWh przy cenach na rynku rzędu 600 zł/MWh, z których korzystają źródła gazowe i węglowe, to odebranie branży słonecznej potencjalnego dochodu. Do tego dochodzi sytuacja ekonomiczna w Polsce. Inflacja w przypadku starych inwestycji ma mniejsze znaczenie, a nawet przynosi zyski koncernom energetycznym. Jednak dla nowych instalacji PV zaciągnięto kredyty inwestycyjne, zależne od stóp procentowych. W fotowoltaice wzrost kosztu kredytu o 2%, oznacza wzrost kosztu energii o 8%.
TŚ: Czy uwolnienie cen energii pozwoliłoby fotowoltaice się rozwijać?
GW: Rynek, gdy działa, jest bardzo dobry dla fotowoltaiki jako technologii, ale niekoniecznie dla producentów energii słonecznej, którzy rozwijali swoje projekty w systemie dotacji lub częściowo gwarantowanych cen za energię na ustabilizowanym rynku. Tymczasem rynek trzeba znać, rozumieć i umieć na nim działać. Szczególnie wymagający jest koszt profilu cenowego PV: w godzinach, w których daje najwięcej energii ceny już nie są najwyższe. Wcześniej szczyty południowe i letnie wywoływały najwyższą cenę energii. Od 2021 widać niższe ceny w szczytach generacji (inni w tym czasie zarabiali, a PV nie). Taki kanibalizm cen „im więcej energii z fotowoltaki, tym jest tańsza” wymaga działań mitygujących, by nie produkować wtedy, gdy cena jest najniższa i zużywać ją lub sprzedawać, gdy jest najwyższa. To typowa zasada rynku energii oparta na tzw. merit order (najpierw najtańsze), ale wcale nie tak prosta do zastosowania przez wytwórców energii z fotowoltaiki.
TŚ: Jakie stąd wnioski dla producentów?
GW: Powinni magazynować nadwyżki w szczytach południowych. W takim kierunku poszedł program „Mój prąd”. Małe, kilkuset litrowe zasobniki do zastosowań domowych są już obecnie wspierane, ale np. wykorzystanie energii słonecznej w ciepłownictwie systemowym jest opóźnione. A to ono dzięki sezonowym magazynom ciepła mogłoby przesunąć nie tylko szczyt generacji dziennej na wieczorny, ale też sezonowo: umożliwić dzięki podgrzewaniu grzałkami nadwyżek energii letniej generacji w okresie zimowym. Po pierwsze zatem fotowoltaika powinna się otworzyć na ciepłownictwo. Pierwsze magazyny ciepła dopiero powstają i to współpracy z nimi powinna się uczyć. Drugi kierunek to współpraca z energetyką wiatrową – w ramach wspólnego przyłączania do sieci (cablepooling), ale też ze względu na komplementarność profili produkcji słonecznego i wiatrowego. Po trzecie, należy stopniowo wprowadzać magazyny energii elektrycznej. Powoli, gdyż dotychczas są w Polsce opłacalne tylko z olbrzymim wsparciem przez to, że nasz profil cenowy jest całkiem płaski, ceny są sztuczne (płaski profil świadczy o tym, że nie działa prawo popytu i podaży), nie ma obliga giełdowego. W tych warunkach wielkoskalowe magazyny bateryjne jako wsparcie wyłącznie dla fotowoltaiki nie mają na razie wielkiego sensu. Z dużymi magazynami o mocy powyżej 2 MW możliwe jest wchodzenie na rynek. Ostatnia kwestia to temat przyłączeń, kluczowa dla firm wchodzących teraz na rynek. Rozwój sieci zależy od funduszy unijnych, opóźnionych oraz od planów rozwoju sieci, od dawna nieaktualnych, gdyż polityki energetyczne nie uwzględniały branży PV. Skala odmów warunków przyłączeniowych w PV to 50 GW mocy. System jest zaplanowany pod rozwój energetyki jądrowej i morskiej energetyki wiatrowej. To w te projekty zaangażowane są podmioty państwowe, które niemal całkowicie zignorowały system aukcyjny, a dopiero teraz rozważają przejęcie projektów prywatnych. I mogą na tym skorzystać - kiedyś sprzedawano gotowe projekty za 150-160 tys. euro/MW, dziś ceny znacząco spadają.
TŚ: Cel 600 GW mocy zainstalowanej w fotowoltaice do 2030 r., wpisany w unijnej strategii solarnej to jednak optymistyczna perspektywa.
GW: Pod kątem uniezależnienia się od paliw kopalnych, w tym importu gazu – tak. Perspektywa gospodarcza to jednak łyżka dziegciu. Strategia przemysłowa mówi, że przy spodziewanych przyrostach 50 GW nowych mocy, minimum 25-50 % powinno być produkowane w UE. Tymczasem Unia Europejska nie chroni wystarczająco własnego przemysłu stojącego za produkcją fotowoltaiki. Chiny, mając kłopoty wewnętrzne (przeinwestowanie technologii PERC), wiedząc, że od 2026 r. wejdzie CBAM(1), przyjęły dramatyczną strategię niespotykanego dotąd dumpingu cenowego. Dumping stosują od 2009 i dostarczają 90% modułów i 99% ognow PV, ale w tym roku ceny spadły z o niemal ok. 50% (z 30 euro do 15), dlatego z rynku powoli wypadają ostatni rodzimi producenci modułów.
Przejściowo, skutki są pozytywne: jeśli ceny spadają, panele są bardziej dostępne. Jeśli jednak w ciągu pół roku obecna i planowana produkcja europejska, w tym polska, nie dostanie wsparcia, to do 2026 r. Chiny będą spijały rentę: podniosą ceny i zaburzą kompletnie rynek. Choć w 2012 UE wprowadziła cła antydumpingowe i antysubsydyjne, były one nieszczelne. W 2018 r. się z nich wycofała. Efekt? W 2007 r. UE miała 50% własnej produkcji, teraz - poniżej 10%, a w ogniwach, jedynie 0,3%.
TŚ: Trzeba zatem przyspieszyć wprowadzenie tzw. podatku węglowego?
GW: Jeśli CBAM będzie tak ostrożny (np. polikrzem nie został nim objęty), to trzeba podjąć działania mitygujące już teraz, w latach 2024-2025 r. UE powinna wziąć przykład z Ameryki czy Indii, które potrafią skutecznie bronić się przed agresywną polityką gospodarczą Chin. Polscy producenci już przechodzą na import, stają się dystrybutorami lub szukają niewielkich nisz, aby przetrwać. Ceny odbiją, to pewne, ale trudno będzie ratować firmy, które dziś tracą grunt pod nogami.
TŚ: Nie skorzystamy zatem na strategii solarnej?
GW: Strategia solarna ma znaczenie, bo w oparciu o nią w 2024 r. będzie przyjęte głównie wsparcie OPEX-owe (zw. z codzienną działalnością przedsiębiorstw) w ramach tzw. Net-zero Industry Act. Po drugie, dała możliwość zwiększenia środków przydzielanych w ramach Krajowych Planów Odbudowy z preferencją na przemysł słoneczny (ogółem o 27 mld euro, a Polska w końcu wystąpiła o przyznane nam 7 mld, ale niekoniecznie na przemysł PV). Niemcy przyjęły krajową strategię solarną, może to zrobić i Polska, bo pod unijną strategię ustawione są instrumenty finansowania (np. system aukcyjny i kontrakty różnicowe czy wsparcie dla prosumentów oraz wsparcie dla przemysłu).
Gdy zaczęła się pandemia, dzięki temu, że zaczął działać system aukcyjny oraz pojawił się program „Mój Prąd”, fotowoltaika przeszła przez kryzys suchą nogą. Obecnie czegoś takiego nie widzę. Należy wzmacniać net-billing, wprowadzić taryfy dynamiczne i uwolnić ceny energii. To da oddech dla całego rynku. Kolejna sprawa to system aukcyjny, który sprawdził się do tej pory, ale dziś należałoby uzupełnić go o aukcje na instalacje hybrydowe i cablepooling, dodanie wszelkiego rodzaju magazynów oraz o agrofotwoltaikę, która byłaby najleszą odpowiedzią na suszę w polskim rolnictwie (zacienianie i tanie nawadnianie). Należy też uaktualnić strategiczne dokumenty. Według naszych prognoz, 27 GW które planowane jest w fotowoltaice na 2040 r. wg założeń KPEiK, osiągniemy już w 2025 r.
TŚ: W tym roku uchwalono nowelizację ustawy o OZE, m.in. wzmacniającą rolę społeczności energetycznych. Jak widzi Pan rolę obywateli w rozwoju energetyki słonecznej?
GW: Idea spółdzielni energetycznej jest znacznie lepsza niż klastry energii (rozmawiamy o nich od ośmiu lat, niewiele z tego wynika). Tyle, że spółdzielnie nie powinny działać w oparciu o dotacje, ale mechanizmy rynkowe. Jeśli nie ma taryf dynamicznych (przesunięto je na lipiec 2024 r.), a dodatkowo pojawiają się pomysły powrotu do net-meteringu, to przeczy założeniom systemu dla społeczności energetycznych, które proponowała dyrektywa RED II.
TŚ: Przy premierze Raportu IEO mówiliśmy o trzech silnikach, napędzających rozwój PV: prosumenckim, biznesowym i wielkoskalowym. Który działa najprężniej?
GW: W tym roku odnotuje ok. 5 GW przyrostu mocy, ale silnik prosumencki powoli zwalnia, choć. Do 2026 r. będą realizowane duże farmy i to tu zobaczymy główny wzrost (obecne moce zbliżają się do 4 GW i osiągną 8 GW w ciągu 2 lat). Trzeci silnik to energetyka przemysłowa, gdzie w prosty sposób można przyłączyć do sieci ok. 10 GW. Sektor przemysłowy, energochłonny i firmy eksportujące, baczące na ślad węglowy (mamy tylko 20-25% zielonej energii w miksie energetycznym) to pole do wielkiego rozwoju. Potrzebne jest tylko wdrożenie zasady go to areas z planu REpowerEU, czyli skrócenie procedur inwestycyjnych tam, gdzie to możliwe.
Jest jeszcze czwarty silnik, małych firm, który wyodrębnia się z prosumenckich instalacji do 50kW. W tym segmencie tradycyjnie zdominowanym przez „Kowalskich” zbliżamy się już do 1,4 mln instalacji, ale przyszłość należy do małych firmy. Jest ich w Polsce ponad 2 mln, na koniec 2022 r. notowały tylko 12,6 tys. instalacji (ok. 380 MW), ale w przyszłości możemy tu się spodziewać setek tysięcy.
TŚ: Czy w polskiej energetyce jest miejsce na kolektory słoneczne?
GW: Jest wręcz czas na kolektory słoneczne. Dlaczego? Są 2-3 razy tańsze niż instalacje PV, nie wpływają negatywnie na sieć i są niewrażliwe na skutki zaniechań w ich rozwoju. Sieć stała się deficytowym dobrem i problemem transformacji energetycznej, a inwestora w kolektory omija biurokracja związana z przyłączaniem instalacjami PV do sieci elektroenergetycznej. Jeśli ktoś ma niewielkie środki i dach południowy, to moim zdaniem powinien wybierać kolektory słoneczne, a instalacje fotowoltaiczną zainstalować na elewacji ze strony wschód-zachód. Z punktu widzenia systemu szkoda, że wycofano program Prosument, który równo traktował wszystkie źródła OZE. Ostatnie zmiany w programie Mój Prąd (m.in. włączenie magazynów i kolektorów słonecznych) poszły jednak w dobrym kierunku. Największy rynek dla kolektorów widzę jednak w instalacjach wielkowymiarowych, m.in. dedykowanych ciepłownictwu. Jeśli połączy się je z sezonowymi magazynami ciepła, może to oznaczać przeskok na kolejny poziom dekarbonizacji. Zwłaszcza, że to ciepłownictwo, a nie elektroenergetyka jest zobligowane prawnie do realizacji konkretnych celów udziału OZE na najbliższe lata.
Rozmawiała Marta Wierzbowska-KujdaRedaktor naczelna, sozolog
