Krzysztof ZieniewiczCountry Manager w Qualitas Energy Poland © Prawa zastrzeżone
Teraz Środowisko: Fotowoltaika w Polsce osiągnęła moc 17,9 GW w maju 2024 r. (ARE). Jaka jest granica „wyporności rynku”? Czy nie jest już przesycony? Ile mocy możemy jeszcze przyjąć do 2030 r.?
Krzysztof Zieniewicz: To bardzo dobre pytanie. Obecne szacunki rynkowe wahają się od ok. 25 do 45 GW do 2040 r. w zależności od przyjętego scenariusza planowanego miksu energetycznego. Uważam jednak, że granicę wyporności określi rynek i jego mechanizmy. Najlepszym potwierdzeniem są prognozy sprzed kilku lat, kiedy nikt nie przypuszczał, że zbliżmy się do obecnych wartości, a to rynek kształtował trendy. Myślę, że historia zatoczy koło - z tym zastrzeżeniem, że ze względu na dużą konkurencję, rynek będzie premiował jakościowe projekty, czyli takie, które dostarczą odbiorcom najniższy krańcowy koszt za MWh. Dziś mamy wiele projektów we wczesnej fazie rozwoju, ale też takich, które mają już wydane warunki przyłączenia. Jednak wysokie koszty, przede wszystkim przyłączania do sieci, odsunięty w czasie termin przyłączenia, z uwagi na konieczne modernizacje sieci oraz niższe niż oczekiwano ceny energii profilu PV, sprawiają, że nie wszystkie uda się wybudować. To z kolei stwarza przestrzeń dla rozwoju nowych mocy. Dzisiejsza nadpodaż energii, to w mojej ocenie sytuacja chwilowa, bo tania energia powinna stanowić impuls do jej zagospodarowania. Roczne zapotrzebowanie energetyczne Polski to ok. 175 TWh. Ono będzie rosło ze względu na elektryfikację kolejnych gałęzi gospodarki oraz dążenie do elastyczności sieci. Myślę, że energia elektryczna z fotowoltaiki powinna stanowić ok. 20-30% miksu energetycznego Polski, co w wolnych szacunkach może przełożyć się nawet na ok. 40 – 50 MW mocy zainstalowanej. Czas pokaże czy te przewidywania przełożą się na rzeczywistość.
TŚ: Czy widać ożywienie w projektach hybrydowych? Co w praktyce zmieniło formalne wprowadzenie cable poolingu?
KZ: Wartością projektów hybrydowych jest optymalizacja wykorzystania mocy przyłączeniowej, zmniejszenie kosztów przyłączenia poprzez dzielenie wspólnej infrastruktury oraz w przypadku dodania magazynu -przechowania energii elektrycznej w czasie. W praktyce sprowadza się to do lepszego dopasowania produkcji do zapotrzebowania rynku. Takie dopasowanie się do praw popytu i podaży oraz dodatkowa możliwość stabilizacji sieci mają odzwierciedlenie w zwiększeniu wartości wyprodukowanej lub przechowanej w czasie energii, a to jest celem każdego inwestora. Mierzymy się obecnie z brakiem możliwości przyłączenia nowych mocy, spowodowanym technicznymi ograniczeniami sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. W moim przekonaniu realnym rozwiązaniem tego problemu jest właśnie próba optymalnego wykorzystania infrastruktury, a to można osiągnąć poprzez łączenie kilku źródeł wytwarzania wraz z magazynem do poszczególnych węzłów energetycznych.
Nie jest prawdą, że przed wprowadzeniem zasad cable poolingu realizacja projektów hybrydowych nie była możliwa, jednak ich formalne wprowadzenie było bardzo pozytywnym sygnałem dla całego rynku OZE. Odblokowało niewykorzystany potencjał łączenia instalacji kilku podmiotów, niepowiązanych ze sobą kapitałowo. Umocowanie ustawowe z pewnością ułatwiło rozmowy z operatorami, jak również otwarte zostały możliwości finansowania tego typu projektów. Sami inwestorzy coraz rzadziej decydują się na rozwijanie tylko jednej technologii, niemalże zasadą stało się rozwijanie nowych projektów w oparciu o więcej niż jedną technologię. Myślę, że w najbliższym roku powstanie wiele nowych instalacji PV przyłączonych do istniejących parków wiatrowych. Głównie będą to instalacje przyłączane do istniejących elektrowni o mocy nie mniejszej niż 20MW. Łączny teoretyczny potencjał nowych mocy PV w formule cable poolingu szacuje na ok. 5GW, ale nie spodziewam się aż tak dużych wartości, chociażby ze względu na brak możliwości ubiegania się o system wsparcia dla nowych instalacji. Jednocześnie nie prognozuję znacznego przyrostu nowych mocy wiatrowych przyłączanych do istniejących źródeł PV wcześniej niż przed 2028 r. Na dziś wciąż niewiele jest dużych projektów fotowoltaicznych - należy również uwzględnić długi czas rozwoju projektów wiatrowych. Jeśli chodzi o magazyny energii, to ich liczbę w formule hybrydowej będzie kształtował system zachęt regulacyjnych, ale na szczegóły trzeba jeszcze poczekać.
TŚ: Jaka jest korelacja między liczbą projektów, a ich jakością na polskim rynku PV?
KZ: Nie jest tajemnicą, że tylko niewielki odsetek rozwijanych projektów udaje się wybudować. Według naszych wewnętrznych statystyk, to mniej niż 20%. W okresie boomu rozwoju projektów PV, który przypadał głównie na lata 2017-2019 - ten był relatywnie tani i dostępny dla szerokiego grona inwestorów. Dało się zauważyć trend rozwijania projektów na ilość - nie zawsze na jakość. Jednak, szczególnie w ostatnich latach, do „śmiertelności” projektów przyczyniły się głównie liczne odmowy wydawania warunków przyłączenia.Warto też zwrócić uwagę na to, że według posiadanych przez nas danych, jedynie ok. 40% projektów, które zawarły umowy przyłączeniowe, jest faktycznie budowanych. To może wskazywać na ich słabą jakość, bo prowadzi to do wniosku, że pomimo zwieńczenia procesu rozwoju projektu, musiały pojawić się bariery, niepozwalące przejść do fazy realizacji. Dotyczy to jednak projektów o mniejszej mocy - ok. 1MW. Obecnie widzimy trend rozwoju projektów wielkoskalowych, który wiąże się z większym zaangażowaniem kapitału i wiedzy. Uważam, że przyszłość będzie należała do tej grupy deweloperów, która dysponuje zapleczem finansowym, posiada wyszkoloną kadrę i akceptuje dłuższy okres czasu, jakie będzie konieczny na rozwój jakościowych projektów wielkoskalowych.
Artykuł powstał we współpracy z Qualitas Energy
