Grzegorz WiśniewskiPrezes Instytutu Energetyki Odnawialnej © Prawa zastrzeżone
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.
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.
Rozmawiała Marta Wierzbowska-KujdaRedaktor naczelna, sozolog
