Robots
Cookies

Ustawienia cookies

Strona Teraz Środowisko wykorzystuje cookies. Część z nich jest niezbędna do funkcjonowania strony. Inne służą poprawianiu jakości naszych usług.
Więcej  ›
29.06.2022 29 czerwca 2022

Strategiczna rola fotowoltaiki będzie rosła

40% polskiego local content w PV za 3-4 lata, przyczyny zachwiania na rynku i priorytet na unijnej agendzie, zwłaszcza w obecnej sytuacji geopolitycznej. O rozwoju PV w Polsce mówi prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej Grzegorz Wiśniewski.

   Powrót       19 kwietnia 2022       Energia   
Grzegorz Wiśniewski
Prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej

Teraz Środowisko: Agresja Rosji na Ukrainę podniosła priorytet dążenia do niezależności energetycznej. Jakie znaczenie ma tu fotowoltaika?

Grzegorz Wiśniewski: Trudno mówić o ambitnej ścieżce rozwoju w Polsce, gdy PEP 2040 zakłada osiągnięcie 5,1 GW mocy w PV dopiero w 2035 r., a już dochodzimy do 10 GW. Polityka unijna jednak daje zielone światło dla PV. Komisja Europejska, wobec jawnego już szantażu energetycznego Rosji i zależności od importu aż 155 mld m3 rosyjskiego gazu, przedstawiła komunikat „REPowerEU”. Dotyczy on wspólnych działań dla zapewnienia bezpiecznej, zrównoważonej środowiskowo i konkurencyjnej ekonomicznie energetyki. „REPowerEU” to podstawa do przyjęcia jeszcze w I półroczu 2022 r. nowego programu. Mowa o uruchomieniu na terenie UE do 2030 r. elektrowni wiatrowych i słonecznych o łącznej mocy – odpowiednio 480 GW i 900 GW, co da oszczędność 170 mld m³ gazu. W czerwcu KE przedstawi z kolei pierwszą unijną strategię energetyki słonecznej.

TŚ: Co będzie zawierała strategia?

GW: Zaproponowana zostanie m.in. europejska inicjatywa na rzecz instalacji paneli PV na dachach. Krótkie cykle inwestycyjne pozwoliłyby na uzyskanie 15 TWh dodatkowej energii już w ciągu roku (i oszczędność 2,5 mld m³ gazu w skali UE). Strategia wyznaczy nowy cel UE dla PV na 2030 r. Określi też plan wypełnienia obecnej luki w produkcji urządzeń PV w Europie i uniezależnienia się od Chin. Importowa zależność technologiczna jest tu większa niż gazowa w przypadku Rosji. Współpracująca z KE organizacja ESMC postuluje, by w ciągu kilku lat 75% instalowanych w UE mocy PV było produkowanych na terenie Wspólnoty. Obecnie to tylko 15%, licząc łącznie płytki krzemowe, ogniwa i moduły PV. Cele europejskiego przemysłu PV obejmują budowę tzw. „gigafabryk” i osiągnięcie co najmniej 35 GW mocy produkcyjnych PV w 2025 r. i 100 GW w 2030 r. Wiele wskazuje na to, że PV w UE zostanie uznana za strategiczną technologię niskoemisyjną, a priorytetem – oprócz rozwoju rynku instalacji PV – stanie się produkcja płytek i ogniw PV.

“Wiele wskazuje na to, że PV w UE zostanie uznana za strategiczną technologię niskoemisyjną” Grzegorz Wiśniewski

TŚ: Czy dynamiczny trend rozwoju PV w Polsce, mimo pandemii, się utrzyma?

GW: W 2021 r. przybyło ponad 3,7 GW nowych mocy w fotowoltaice, w tym 2,8 GW w instalacjach prosumenckich. Inwestycje przekroczyły 14 mld zł. To olbrzymi wkład kapitału prywatnego, w tym gospodarstw domowych, w rozwój gospodarczy i to w trudnym okresie kryzysu. Pandemia mocno uderzyła w przemysł wydobywczy i paliw kopalnych, gdzie koncentracja pracowników na małym obszarze jest znaczna. Na tym tle ujawniła się jedna z przewag PV, gdzie fabryki urządzeń są zautomatyzowane, a brygady montażowe – kilkuosobowe. Na zainteresowanie inwestycjami PV wpływały wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 i szantaż energetyczny Rosji. Branżę stymulowały programy wsparcia, jak „Mój Prąd” czy system aukcyjny. Na koniec 2021 r. mikroinstalacje prosumenckie, przekraczając 6 GW, zapewniały ok. 80% mocy zainstalowanej w PV. Prosumenci dostrzegli, że to najlepszy sposób na ochronę ich portfeli.

Branża PV musi jednak mieć świadomość, że boom fotowoltaiczny miał też swoje źródło w meandrach, a nawet mrokach, polityki energetycznej. Zablokowanie budowy lądowych farm wiatrowych (szkodliwa dla całej gospodarki ustawa antywiatrakowa) spowodował „pospolite ruszenie”, także firm wiatrowych, w kierunku słońca. Ciesząc się z rozwoju fotowoltaiki, warto pamiętać, że rozwój OZE powinien być zbilansowany technologicznie, z uwzględnieniem szerokości geograficznej i warunków klimatycznych, zdywersyfikowany terytorialnie oraz systemowo zaplanowany.

TŚ: Tzw. korekcyjny współczynnik dyspozycyjności dla PV to jedynie 2%. W jaki sposób można wzmocnić jej pozycję, pod kątem współpracy z systemem elektroenergetycznym?

GW: Bezsprzecznie trzeba szukać miejsca na znaczące moce PV w systemie energetycznym – krajowym, europejskim i światowym. Jak? Primo, nie jesteśmy wyjątkiem. Próg 100 GW mocy PV przekroczyły najpierw Chiny (w 2016 r.), potem UE (2015 r.) i USA (2021 r.). W I kw. 2022 r. świat dysponuje już 1000 GW w PV – próg terawata został przekroczony. Zgodnie z prognozami, w 2040 r. ma to być 30-60 TW. W UE na koniec 2021 r. moc PV wyniosła 165 GW. Według KE w 2030 r. osiągnie 420 GW, ale jednocześnie moc wiatrowa przekroczy 480 GW. By znaleźć w sieci wielokrotnie więcej miejsca dla PV, trzeba równolegle rozwijać energetykę wiatrową. Technologie te mają ujemne tzw. współczynniki jednoczesności pracy. Nie można źródeł w systemie traktować oddzielnie.

Przywołany korekcyjny współczynnik dyspozycyjności poza tym, że miał uzasadniać aukcje na rynku mocy dla paliw kopalnych, niewiele w istocie mówi. Dlaczego? Ministerstwo właściwe ds. energii w rozporządzeniu podaje, że dla lądowych turbin wiatrowych wynosi on 14%, a dla elektrowni wodnych 47%. Jednak nie wlicza, że energii w polskim systemie brakuje najbardziej w szczytach letnich i zimowych. Gdy w pierwszych brakuje wody do chłodzenia elektrowni węglowych – PV pracuje z pełną mocą, gdy w drugich część elektrowni wodnych jest zmarznięta lub ma niskie przepływy – moc zapewniają wiatraki. Współczynnik nie uwzględnia np. problemów z planowanym lub nieplanowanym wypadaniem mocy z systemu. W maju ub. r. po utracie 4 GW mocy w Bełchatowie to słońce, wiatr i import z Niemiec uratowały nas przed blackoutem. Duże elektrownie systemowe, choć sam współczynnik dyspozycyjności mają wysoki, dziś obarczone są dodatkowym ryzykiem. Mowa o zagrożeniu ze strony Federacji Rosyjskiej. I to podwójnym: braku dostępności surowców i oddziaływaniu wojny na ceny paliw. Warto przy tym pamiętać – Rosja opiera budżet wojenny na paliwach kopalnych. Ten ucierpi, gdy Europa przestawi się na OZE. Takich problemów nie opisze żaden współczynnik dyspozycyjności.

TŚ: Jakie są rozwiązania?

GW: Na problem trzeba patrzeć szeroko. Rozwiązaniem jest bilansowanie OZE zmodernizowanymi, np. w ramach Programu 200+, blokami węglowymi, ale to nie jedyna możliwość. Są inne, tanie rozwiązania, np. integracja sektorów ciepła i energii elektrycznej (w tym elektroogrzewnictwo oparte na taniej energii z wiatru i słońca i magazynowanie jej nadwyżek w magazynach ciepła). Najtańsze są narzędzia zarządzania popytem, tzw. DSM, DSR, ale z jakichś powodów opóźniamy wprowadzenie taryf dynamicznych.

TŚ: Wróćmy do prosumentów. Jak zmieni się ich udział w rynku z końcem systemu opustów?

GW: Jesteśmy trzecim rynkiem prosumenckim na świecie i spodziewamy się, że instalacji prosumenckich będzie nadal przybywać. Ich udział będzie jednak spadał i już w 2023 r. farmy PV osiągną wyższą mocą zainstalowaną. Rynek prosumencki stanie się bardziej innowacyjny, zmierzając do większej autokonsumpcji i magazynowania energii. Najpierw w ciepłej wodzie i magazynach ciepła, później – w magazynach bateryjnych. Prosumenci będą coraz głębiej wprowadzani na rynek energii. Aby nie narażać ich na nieuczciwe praktyki, ustawodawca powinien zadbać, by mieli dostęp do niezależnej informacji.

TŚ: Zmiany dotkną też prosumenta biznesowego. Będzie spadek zainteresowania PV u przedsiębiorców?

GW: Mały biznes korzystał dotąd z budowy w trybie uproszczonym mikroinstalacji o mocy do 50 kW. Dachy i tereny przyzakładowe dają jednak większe możliwości. Zauważmy, że najwyższe jednostkowe koszty energii ponoszą przedsiębiorcy rozliczający się w taryfach z grupy C (odbiorcy przyłączeni do sieci niskiego napięcia) – wyższe niż te w grupach A (wysokie napięcie) i B (średnie napięcie), z których korzystają duzi odbiorcy energii. Profil zużycia energii grup B i C pokrywa się z produkcją z fotowoltaiki. Zużywanie energii w tzw. godzinach szczytu ma konsekwencje w postaci wyższej opłaty mocowej. Ta znacznie podnosi koszty energii, a dalej produktów i usług, obniżając konkurencyjność polskich przedsiębiorstw wobec zagranicznych rywali. Wiedzą o tym przedsiębiorstwa energochłonne. Wypłaszczając, dzięki PV, profil w godzinach szczytu mogą skorzystać z wyższych dopłat dla przedsiębiorstw energochłonnych i obniżyć koszty opłaty mocowej. Z tego powodu przemysł dopomina się o możliwość budowy instalacji OZE w sąsiedztwie dzięki tzw. linii bezpośredniej. Wie też, że w Polsce mamy za mało zielonej energii w sieci i że brakuje instrumentów promocji umów PPA. Tylko poprzez inwestycje we własne OZE (tymczasem wykonalne tylko na terenie własnego zakładu) przemysł może obniżyć koszty energii i śladu węglowego produkowanych wyrobów. Ostatni aspekt staje się coraz ważniejszy dla międzynarodowych konsumentów. IEO prognozuje, że w latach 2022-2025 przyrosty mocy PV u prosumentów biznesowych wyniesie 450-500 MW rocznie. Szczególnie duży potencjał jest w firmach korzystających z taryf B.

TŚ: Jaka jest koniunktura na rynku PV, czy po spadku na przełomie roku możemy mówić o trendzie wzrostowym?

GW: Mocy PV będzie przybywać, choć aktualnie na rynku spółek związanych z fotowoltaiką mamy bessę. Rynek PV w ostatnich latach przeżywał silne wzrosty, więc należało się spodziewać korekty. Wszyscy czekają na odbicie, a dotychczasowy trend można wytłumaczyć dwoma czynnikami o charakterze globalnym.

Pierwsze wyzwanie to rosnące stopy procentowe, stawki WIBOR jakich nie widzieliśmy od dekady (ponad 4% i koszty kredytu). Wysoki koszt kapitału mocno uderza w rentowność tzw. technologii „capexowych”, takich jak fotowoltaika. Wzrost kosztu kapitału o 2% to wyższy koszt energii z farm PV o ok. 8%. Drugi problem dla branży to drogi polikrzem, azjatycki dyktat cenowy (ogniwa i moduły) oraz coraz droższe frachty z Azji. Obiektywne trudności największych chińskich producentów z utrzymaniem łańcucha dostaw spowodowały, że odczuł to cały rynek. Widzę tu dowód na konieczność zwiększania w Europie tzw. local content, w tym uruchomienia produkcji ogniw i komponentów PV w Polsce. Aktualnie local content dla elektrowni PV w Polsce wynosi 26%, ale realizacja obecnych planów inwestycyjnych pozwoli na 40% w ciągu 3-4 lat. Koniunktura odbije szybko, o ile szybko i poprawnie wdrożymy dyrektywy UE w ramach wcześniejszego pakietu klimatycznego z celem redukcji emisji CO2 o 40% do 2030 r. oraz bez zwłoki zaczniemy wdrażać założenia REPowerEU, nie gubiąc z oczu nowego celu klimatycznego pakietu FiTfor55.

Marta Wierzbowska-Kujda: Redaktor naczelna, sozolog

Polecamy inne artykuły o podobnej tematyce:

Rzeszów: MPWiK z koleją instalacją PV (27 czerwca 2022)Najnowszy ranking programu „Czyste Powietrze” – na czele pomorskie gminy (23 czerwca 2022)Polska energetyka wiatrowa nadal czeka na przestrzeń do dalszego rozwoju (14 czerwca 2022)USA zwiększą produkcję paneli słonecznych (07 czerwca 2022)Wiatr to potężny impuls dla gospodarki (02 czerwca 2022)
©Teraz Środowisko - Wszystkie prawa zastrzeżone.
Kopiowanie i publikacja tekstów, zdjęć, infografik i innych elementów strony bez zgody Wydawcy są zabronione.
▲  Do góry strony