FOTOWOLTAIKI W OLSCE - ZGW-Partner...Duży popyt na rynku PV w Polsce w ostatnich miesiącach...

1

Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO

Partner Główny Raportu

2019

RYNEK FOTOWOLTAIKI W POLSCE

Czerwiec 2019

Warszawa VII edycja

Instytut Energetyki Odnawialnej

Partner Główny Raportu:

2


Zdjęcie na stronie tytułowej udostępnione przez ELECTRUM Sp. z o.o.

instytut.energetyki.odnawialnej

www.twitter.com/InstEneregOdnaw

www.twitter.com/Odnawialny


ul. Mokotowska 4/6

00-641 Warszawa

www.ieo.pl

www.sklepieo.pl

www.odnawialny.blogspot.com

[email protected]

Tel: 22 825 46 52

Fax: 22 875 86 78

http://www.twitter.com/InstEneregOdnaw

http://www.twitter.com/Odnawialny

http://www.ieo.pl/

http://www.odnawialny.blogspot.com/

mailto:[email protected]

3


Partner Główny

Raportu

Partnerzy Raportu

Grupa Bruk-Bet od ponad 35 lat jednoznacznie kojarzona z technologiami budowlanymi, nie boi się wyzwań, jakie

istnieją w branży wysokich technologii. Łącząc swój dorobek i pozycję rynkową z doświadczeniem zdobytym w

branży budowlanej, od 2011 roku z powodzeniem rozwija markę Bruk-Bet Solar. W ofercie znajduje się szeroki

wachlarz modułów multikrystalicznych, monokrystalicznych i BIPV (Building Integrated Photovoltaics), które są

produkowane ze standardowymi ogniwami oraz ogniwami wykonanymi w innowacyjnej technologii PERC,

poprawiającej efektywność produktu. Produkty Bruk-Bet Solar powstają przy wykorzystaniu najnowszych

technologii do produkcji krzemowych modułów fotowoltaicznych, m.in. na sprzęcie szwajcarskiej firmy Meyer

Burger

Columbus Energy to lider rynku mikroinstalacji PV w Polsce działający w kraju już

od 5 lat. Zgodnie z raportem rocznym za 2018 r., Spółka swój udział w rynku szacuje

na aż 8%, co przekłada się na 4 200 zadowolonych Klientów, 60 tys. zamontowanych

paneli PV oraz 20 MW mocy OZE. DNA Columbus Energy opiera się na trzech

wartościach: tempo, talent, troska; dzięki czemu organizacja oferuje rozwiązania

ekonomiczne i ekologiczne dla rodzin oraz małego i średniego biznesu. Columbus

Energy jako lider kreuje trendy i stawia na najwydajniejszą technologię - panele

monokrystaliczne FullBlack o mocy 305 Wp dostępne w ofercie standardowej za

gotówkę lub w ramach Abonamentu Elastycznego. Dziś Columbus Energy to

najbardziej rozpoznawalna marka w branży fotowoltaicznej w Polsce!

Firma CORAB od blisko 30 lat specjalizuje się w elektronice oraz produkcji wyrobów

ze stali i aluminium. Wieloletnie doświadczenie wyniosło firmę na pozycję lidera

również jako producenta systemów fotowoltaicznych. Produkty firmy Corab

instalowane są w 11 krajach. Corab jest również czołowym dystrybutorem

innowacyjnych rozwiązań takich jak: moduły, falowniki, zabezpieczenia,

optymalizatory mocy czy kable solarne.

EDP Renováveis (EDPR) jest światowym liderem w sektorze energii odnawialnej i

czwartym największym producentem energii wiatrowej. Dzięki solidnemu portfolio

projektów, aktywach o najwyższej jakości i wiodącej zdolności operacyjnej na rynku,

EDPR doświadczyła w ostatnich latach dynamicznego rozwoju i jest już obecna na

trzynastu rynkach (Belgia, Brazylia, Kanada, Francja, Grecja, Włochy, Meksyk,

Polska, Portugalia, Rumunia, Hiszpania, Wielka Brytania i Stany Zjednoczone).

Energias de Portugal, S.A. ("EDP"), główny akcjonariusz EDPR, jest

międzynarodowym liderem w branży energii elektrycznej, zaangażowanym w

tworzenie wartości, innowację oraz zrównoważony rozwój. EDPR jest notowana w

indeksie Dow Jones Sustainability dziesięć lat.

http://www.solar.bruk-bet.pl/

http://www.solar.bruk-bet.pl/

https://columbusenergy.pl/

https://columbusenergy.pl/

https://fotowoltaika.corab.eu/

https://www.edpr.com/en

https://fotowoltaika.corab.eu/

https://www.edpr.com/en

4


Patronat Honorowy

Patronat Medialny

https://www.ncbr.gov.pl/index.php?id=1&L=862

https://zbp.pl/

http://gramwzielone.pl/

https://alebank.pl/

https://www.teraz-srodowisko.pl/

https://nowa-energia.com.pl/

http://www.polskiinstalator.com.pl/

https://magazynfotowoltaika.pl/

https://www.gov.pl/web/przedsiebiorczosc-technologia

https://www.paih.gov.pl/pl

5


Dziękujemy wiodącym firmom branży

fotowoltaicznej, które na potrzeby raportu

dostarczyły pogłębione kwestionariusze

6


Autorki:

Aneta Więcka

Justyna Zarzeczna

Współpraca Dorota Gręda Michał Jędra Klaudia Kania

Tomasz Kowalak Katarzyna Michałowska-Knap

Tomasz Mroszkiewicz Paweł Tokarczyk

Zatwierdził

Grzegorz Wiśniewski

Kontakt z autorami: [email protected]

Zespół Autorski

Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO) założony został w 2001r. jako niezależna grupa

badawcza/think-tank. Jest pierwszym prywatnym instytutem naukowym w Polsce posiadającym

głęboką znajomość całokształtu zagadnień z zakresu energetyki odnawialnej poczynając od polityki

energetycznej i prawa (opracował założenia do systemu zielonych certyfikatów i systemu

aukcyjnego), prognoz cen i taryf energii elektrycznej, umów PPA, analiz ekonomicznych i

finansowych, a kończąc na kwestiach technicznych i projektowych. W sposób ciągły monitoruje

rynek OZE oraz działania administracji państwowej w formule „watchdog”.

IEO ma bardzo duże doświadczenie w uczestniczeniu w charakterze doradcy biznesowego (due-

diligence, założenia i koncepcje rozwiązań technicznych, programy funkcjonalno-użytkowe, studia

wykonalności, biznesplany, SIWZ, nadzór autorski i budowlany) w procesach inwestycyjnych z

obszaru energetyki odnawialnej realizowanych przez firmy i samorządy oraz w projektach

badawczych i demonstracyjnych realizowanych w programach badawczych UE.

IEO prowadzi studia podyplomowe, szkolenia i konferencje z zakresu technologii, rynku, ekonomiki

i prawa OZE dla krajowych przedsiębiorstw energetycznych (np. PGE, PKP Energetyka),

komunalnych, finansowych (Alior Bank, BGŻ, mBank, ZBP) oraz zagranicznych (izby gospodarcze w

Niemczech, we Francji oraz firmy energetyczne).

IEO zrealizował kilkadziesiąt ekspertyz i analiz nt. rynku energii, modeli biznesowych w energetyce

odnawialnej oraz analiz ekonomicznych i prognoz dla instytucji rządowych, publicznych, Komisji

Europejskiej oraz dla klientów biznesowych oraz dziesiątki międzynarodowych i krajowych

programów badawczych. Od siedmiu lat IEO wydaje coroczny raport „Rynek Fotowoltaiki w Polsce”.

7


SPIS TREŚCI

Komentarz Minister Przedsiębiorczości i Technologii ..................................................................... 8

Komentarz Partnera Głównego ..................................................................................................... 9

1. Streszczenie ........................................................................................................................ 10

2. Nowe ramy polityczne i uwarunkowania prawne na rzecz wsparcia rozwoju rynku fotowoltaiki

w Polsce ..................................................................................................................................... 14

3. Rynek Fotowoltaiki – dotychczasowe trendy ........................................................................ 18

3.1. Rynek Fotowoltaiki w Polsce ................................................................................................. 18

3.2. Rynek Fotowoltaiki w Unii Europejskiej ................................................................................ 19

4. Rynek prosumentów indywidualnych i biznesowych ............................................................ 21

4.1. Mikroinstalacje ...................................................................................................................... 22

4.2. Małe instalacje ...................................................................................................................... 23

4.3. Ekonomika inwestycji w OZE dla prosumentów ................................................................... 25

4.4. Instalacje realizowane ze wsparciem z RPO .......................................................................... 26

5. Rynek farm fotowoltaicznych .............................................................................................. 29

5.1. Aukcje OZE ............................................................................................................................. 30

5.2. Ekonomika inwestycji w aukcyjnym systemie wsparcia ....................................................... 34

5.3. Poprawa produktywności instalacji PV ................................................................................. 35

5.4. Potencjał nowych projektów fotowoltaicznych .................................................................... 38

5.5. Postulaty inwestorów na rzecz zniesienia barier w rozwoju farm PV w Polsce ................... 41

6. Farmy fotowoltaiczne na rynku energii elektrycznej ............................................................. 43

6.1. Rynek energii elektrycznej ..................................................................................................... 43

6.2. Wpływ produkcji energii z instalacji fotowoltaicznych na bilans mocy ............................... 44

6.3. Sprzedaż bezpośrednia energii z OZE/PV na rynku komercyjnym w formule PPA ............... 45

7. Rynek technologii i usług oraz liderzy na rynku .................................................................... 48

7.1. Producenci urządzeń: modułów, inwerterów, konstrukcji wsporczych ................................ 48

7.2. Inwestorzy, deweloperzy, wykonawcy instalacji PV ............................................................. 48

7.3. Ceny na rynku PV ................................................................................................................... 49

7.4. Wyniki badania rynku wśród firm aktywnych w sektorze fotowoltaiki w Polsce ................. 51

7.5. Średniookresowe plany firm biorących udział w badaniu rynku PV ..................................... 53

8. Finansowanie inwestycji PV – rola banków .......................................................................... 55

PRODUKTY IEO DLA BIZNESU ...................................................................................................... 59

ZASTRZEŻENIA PRAWNE ............................................................................................................. 65

8


KOMENTARZ MINISTER PRZEDSIĘBIORCZOŚCI I TECHNOLOGII

Szanowni Państwo,

Jesteśmy świadkami początków głębokiej transformacji sektora

energetycznego w Polsce. Obecnie wiemy już, że zmniejszanie

udziału energetyki konwencjonalnej opartej na paliwach

kopalnych na rzecz nowych, odnawialnych źródeł energii jest

nieuniknione. Nie tylko dlatego, że polityka energetyczno-

klimatyczna promowana i wdrażana przez Unię Europejską

nakłada podatek na energię w postaci opłat za emisję CO2. Przede

wszystkim jednak dlatego, że szybki rozwój nowoczesnych

technologii wytwórczych sprawia, że energia pozyskiwana ze

źródeł odnawialnych jest coraz bardziej dostępna. W zależności

od lokalnych warunków jesteśmy już w stanie dobierać

odpowiednie źródło i korzystać z darmowej i czystej energii.

Najnowszy raport Międzynarodowej Agencji Energii Odnawialnej

(IRENA) dokumentuje coś, co jeszcze parę lat temu było

niewyobrażalne. Gwałtownie taniejąca technologia produkcji

energii elektrycznej z OZE sprawia, że w ujęciu globalnym koszty wytwarzania zielonej energii zbliżają

się do kosztów wytwarzania energii z jakichkolwiek źródeł kopalnych. Szczególnie imponująca jest pod

tym względem zmiana na rynku fotowoltaiki, której cena spadła w ciągu ostatniej dekady o prawie 3/4.

Dzięki tym zmianom technologia umożliwiająca produkowanie zielonej energii już teraz może realnie

służyć mieszkańcom Polski.

Z tych właśnie powodów jestem zdeterminowana, żeby działać na rzecz takich zmian w otoczeniu

regulacyjnym, które dawać będą polskim firmom, samorządom i gospodarstwom domowym wolność

wytwarzania zielonej, taniej energii na swoje potrzeby. Dzięki temu przyczyniać się będą one do

pozytywnej zmiany w środowisku naturalnym, generując jednocześnie oszczędności w swoich

budżetach. W najbliższych latach szczególnie ważne dla polskiej gospodarki będzie również

wzmocnienie rynku zielonej energii, w tym również rynku fotowoltaiki. Uzyskanie przez

przedsiębiorców statusu prosumenta oznacza bowiem niższe rachunki za prąd dla biznesu, co

poprawiać będzie jego konkurencyjność zagrożoną cenami prądu wytwarzanego w aktualnej

strukturze polskiego mixu energetycznego.

Jestem również przekonana, że zwrot ku gospodarce niskoemisyjnej i wpisanie się w agendę celu

Europy neutralnej dla klimatu do roku 2050 tworzy gigantyczną masę możliwości rozwoju i ekspansji

zagranicznej dla polskich przedsiębiorców. Już teraz polskie firmy dostarczają konstrukcje wsporcze dla

morskich farm wiatrowych. Żywię głęboką nadzieję, że energia polskich przedsiębiorców stymulowana

wsparciem ze strony administracji rządowej spowoduje, że technologie wspierające rozwój OZE staną

polskim towarem eksportowym.

Jadwiga Emilewicz

Minister Przedsiębiorczości i Technologii

Minister Przedsiębiorczości i Technologii

Jadwiga Emilewicz

9


KOMENTARZ PARTNERA GŁÓWNEGO

Szanowni Państwo,

Jako jeden z czołowych polskich producentów modułów PV,

działający w branży fotowoltaicznej od 2011 roku, widzimy

znaczne ożywienie na polskim rynku fotowoltaicznym w stosunku

do lat ubiegłych. Wzrost cen energii elektrycznej, wyższe

sprawności na poziomie ogniw w połączeniu z coraz większą

liczbą ofert finansowania inwestycji w instalacje PV na rynku

komercyjnym wpływają pozytywnie na rozwój fotowoltaiki w

Polsce.

Idąc w ślad za czołowymi producentami modułów PV, największą

część naszej struktury sprzedaży stanowią moduły

monokrystaliczne typu PERC. Coraz bardziej popularne stają się

również moduły szkło-szkło, pozwalające na produkcję energii

elektrycznej z przedniej i tylnej powierzchni modułu. Na rynku

zauważalny jest również trend, idący w kierunku zwiększenia

rozmiarów ogniw fotowoltaicznych, jak i ogniw wykonanych w

technologii HJT.

Duży popyt na rynku PV w Polsce w ostatnich miesiącach spowodował wejście w branżę wielu nowych

firm poszukujących sprawdzonych i kompleksowych rozwiązań. Odpowiadając na te potrzeby

rozpoczęliśmy sprzedaż całego asortymentu pod instalacje fotowoltaiczne, przeznaczając kolejne

2000 m2 powierzchni magazynowej na ten cel. Pojawienie się na rynku kolejnych firm instalatorskich

odpowiednio przeszkolonych, pracujących na sprawdzonych materiałach i urządzeniach, podniesie

moce wykonawcze i przyspieszy rozwój branży.

Podsumowując, odnotowujemy ciągły rozwój rynku fotowoltaicznego w ostatnim okresie, jako

europejski producent modułów PV, zauważamy coraz wyższe sprawności modułów, co korzystnie

wpływa na skrócenie okresu zwrotu z inwestycji. Dostrzegamy również perspektywę dalszego rozwoju

fotowoltaiki w Polsce, która bez wątpienia może być jedną z czołowych w naszym kraju technologii OZE

pod względem zainstalowanej mocy.

Edyta Witkowska-Grześkiewicz

Pełnomocnik Zarządu ds. Fotowoltaiki

Pełnomocnik Zarządu ds. Fotowoltaiki

Edyta Witkowska-Grześkiewicz

10


1. STRESZCZENIE

Sektor fotowoltaiki (PV) jest jednym z najszybciej rozwijających się sektorów OZE w Polsce i na świecie.

Rynek fotowoltaiczny w Polsce ma olbrzymi, ale dotąd wysoce niewykorzystany potencjał rozwoju.

Łączna moc zainstalowana w źródłach fotowoltaicznych na koniec 2018 roku wynosiła ok. 500 MW, a

już w maju 2019 r. przekroczyła 700 MW. Przyrost nowych instalacji PV jest dynamiczny. Wzrośnie

znacząco do końca czerwca, kiedy to kończy się czas na realizację inwestycji fotowoltaicznych z II aukcji

OZE. W 2018 roku Polska zaczęła się w końcu wyróżniać się na tle pozostałych krajów UE i z rocznym

przyrostem 235 MW –znalazła się już na 9 miejscu. Biorąc pod uwagę aktualne i realne inwestycje w

toku oraz trendy, w 2019 roku Polska może znaleźć się już na 4 miejscu w UE pod względem rocznych

przyrostów nowych mocy fotowoltaicznych. Autorzy raportu oceniają, że w całym 2019 roku

przybędzie nawet 1 GW nowych instalacji PV, a moc skumulowana instalacji fotowoltaicznych w Polsce

na koniec roku mogłaby wynieść 1,5 GW.

Mikroinstalacje oraz małe instalacje fotowoltaiczne

Moc mikroinstalacji fotowoltaicznych wynosi (stan na luty 2019r.) ok. 350 MW. Znaczna część

mikroinstalacji fotowoltaicznych (ok. 75% mocy) to instalacje realizowane przez prosumentów

indywidualnych (rozumianych zgodnie z definicją z ustawy o OZE), czyli w praktyce instalacje u osób

fizycznych, natomiast pozostałe to mikroinstalacje w przedsiębiorstwach (tzw. prosument biznesowy

wg definicji IEO).

Rozwój rynku małych instalacji PV realizowanych zazwyczaj na zasadach w pełni komercyjnych

(rozwiązanie dla firm korzystniejsze od tzw. opustów, z których korzystają gospodarstwa domowe) w

przemyśle i usługach jest związany przede wszystkim ze wzrostem cen energii elektrycznej i taryf,

korzystnym profilem produkcji energii w instalacjach PV w relacji do profilu zapotrzebowania na

energię oraz w relacji do profilu cen energii elektrycznej. Dobrze dobrane pod względem mocy i profilu

odbiorcy, instalacje PV mogą być w takiej sytuacji racjonalną ekonomicznie inwestycją.

Mikroinstalacje domowe wymagały do tej pory wsparcia dotacyjnego. W ramach Regionalnych

Programów Operacyjnych na lata 2014-2020 do dnia 4 kwietnia 2019 r. kwota dofinansowania do

projektów energetyki słonecznej (instalacje PV i kolektory słoneczne) przekroczyła 4 mld zł przy

wkładzie finansów unijnych 2,5 mld zł. Szacuje się, że w ramach dotychczas zakontraktowanych

projektów we wszystkich RPO powstało lub powstanie łącznie ok. 280 MW instalacji

fotowoltaicznych (znaczna cześć tych instalacji już została wybudowana, jednak część czeka jeszcze na

realizację). W br. prosumentów zaczynają wspierać efekty nowych inicjatyw Ministerstwa

Przedsiębiorczości i Technologii, w tym ulgi w podatku PiT i korzystne programy kredytowe. Są też

zapowiedzi dalszych zmian podatkowych (obniżona stawka VAT dla mikroinstalacji budowlanych na

gruncie lub na dachach budynków inwentarskich i ulgi w podatkach od nieruchomości), które, wraz z

nieuniknionym wzrostem cen energii w 2020 roku, mogą skompensować na rynku mikroinstalacji

skutki wyczerpywania się dotacji unijnych w latach 2020-2021 i mogą zapewnić ciągłość rozwoju

mikroinstalacji w gospodarstwach domowych.

Farmy słoneczne „aukcyjne”

Dotychczas odbyły się 3 aukcje OZE (w 2016r, 2017r. i 2018r.), w których mogły startować nowe

instalacje PV, w ramach których wygrały łącznie 990 projekty o łącznej mocy prawie 0,9 GW.

Planowana moc instalacji PV w tegorocznej aukcji wyniesie 750 MW. Raport „Rynek Fotowoltaiki w

Polsce’2019” bazuje na rzeczywistych danych z ankiet od inwestorów i dostawców technologii PV.

11


Ankiety potwierdzają spadające koszty budowy farm PV o wielkości ok. 1 MW. Z aukcji na aukcję

spadały koszty budowy farm fotowoltaicznych. Koszt przygotowania projektu, wybudowania i

przyłączenia do sieci 1 MW farmy spadł z 3,8 mln zł w 2016 roku do nawet 2,8 mln zł w 2018 roku.

Biorąc pod uwagę koszt inwestycji fotowoltaicznych w poszczególnych latach oraz dotychczas

przeprowadzone aukcje oraz planowane do zakontraktowania moce w aukcji 2019, efektem systemu

aukcyjnego (trzech aukcji już przeprowadzonych oraz aukcji planowanej na 2019 rok) może być blisko

5 mld zł inwestycji w farmy fotowoltaiczne, z czego ponad 2 mld w aukcji, która planowana jest na

2019 r.

Do końca kwietnia 2019 r. zrealizowano 194 instalacje z I i II aukcji OZE o łącznej mocy 170 MW, co

stanowi prawie 50% wszystkich farm PV, które wygrały I i II aukcje. Projekty z II aukcji, które nie zostały

jeszcze zrealizowane (204 projekty) mają czas do końca czerwca br., natomiast projekty z trzeciej aukcji

z listopada 2018 roku są dopiero przygotowywane do realizacji, a mają czas do połowy maja 2020r.

Ceny referencyjne dla instalacji fotowoltaicznych o mocy do 1 MW maleją z 465 zł/MWh w 2016 r. (I

aukcja) do 420 zł/MWh w 2018 r. (III aukcja), natomiast wg rozporządzenia z 2019r.1 cena referencyjna

w planowanej na 2019 r. aukcji ma wynosić 385 zł/MWh. Średnia cena po jakiej wytwórcy zdecydowali

się w 2018 roku sprzedawać energię elektryczną oscylowała pomiędzy 352-373 zł/MWh, natomiast

najwyższą średnią cenę osiągali wytwórcy z drugiej aukcji OZE.

Opłacalność inwestycji w aukcyjnym systemie wsparcia zależy od wielu czynników, natomiast za te

najbardziej wpływające na ekonomikę inwestycji możemy uznać wielkość nakładów inwestycyjnych

jakie zostaną poniesione na realizację projektu oraz cenę sprzedaży energii (cenę z jaką dany projekt

wygrał aukcję). Zdyskontowany okres zwrotu z takiej inwestycji może wynosić ok. 10 lat (przy obecnie

najniższych nakładach inwestycyjnych - 2,5 mln zł/MW oraz przy najwyżej możliwej, bliskiej

referencyjnej, cenie z wygranej aukcji), co pozwala na spłatę kredytu kilka lat przed zakończeniem

poaukcyjnego kontraktu różnicowego na sprzedaż energii i na ok. 10 lat przed upływem żywotności

urządzeń.

Analiza produktywności instalacji PV stała się ważnym wymaganiem banków, które powoli otwierają

się na możliwość finansowania farm fotowoltaicznych, które wygrały aukcje OZE. Przedstawienie

wiarygodnej prognozy produktywności z farmy fotowoltaicznej jest podstawowym parametrem oceny

projektów przez banki. Analizy IEO wskazują, że optymalnie projektując instalację i dobierając

odpowiedni sprzęt można zwiększyć produktywność instalacji fotowoltaicznych nawet o 5%, a tym

samym dodatkowo poprawić wyniki finansowe inwestycji oraz zwiększać tym samym potencjał całej

branży.

IEO na podstawie danych o warunkach przyłączenia do sieci i uzyskanych umowach przyłączeniowych

w latach 2010-2018 przygotował zestawienie informacji o projektach możliwych do realizacji w

systemie aukcyjnym lub na zasadach komercyjnych. Z bazy danych IEO wynika, że operatorzy wydali

ok. 2,1 tys. warunków przyłączenia do sieci instalacji fotowoltaicznych o sumarycznej mocy ponad 2

GW (nie wliczono tutaj wydanych warunków przyłączenia do sieci dla instalacji, które zostały już

oddane do użytku). W ciągu ostatnich 10 lat najwięcej warunków przyłączenia wydano dla instalacji z

zakresu mocy 0,5 do 1 MW. Instalacje z tego przedziału mocy stanowią blisko 65% ogółu instalacji w

rozpatrywanym okresie. Wydano też pierwsze warunki przyłączenia dla dużych farm fotowoltaicznych,

o zainstalowanej mocy przekraczającej 5 MW (na razie stanowią one 1% wszystkich instalacji).

1 Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 15 maja 2019 r. w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2019 r. oraz okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrali aukcje w 2019 r. (Dz.U. 2019 poz. 1001)

12


Bariery w rozwoju farm PV

IEO na bazie ankiet od inwestorów i informacji z rynku OZE przygotował zestawienie największych

barier w rozwoju sektora PV w Polsce. Są to m. in. problemy z wydłużanymi terminami na uzyskanie

promesy koncesji/ koncesji na sprzedaż energii elektrycznej, narastające problemy związane z

terminowym przyłączeniem instalacji PV do sieci elektroenergetycznej, czy też niejasności związane z

uzyskaniem decyzji środowiskowych oraz utrudnienia proceduralne w systemie aukcyjnym. Usunięcie

tych barier przyspieszyłoby rozwój farm PV, upłynniło rynek i zmniejszyło koszty projektów.

Wpływ produkcji energii z instalacji fotowoltaicznych na bilans mocy

W okresie letnim zapewnienie bilansu mocy przez źródła tradycyjnie obecne w systemie okazuje się

trudniejsze niż zimą, a produkcja energii elektrycznej z instalacji PV może być naturalnym rozwiązaniem

tego problemu. Profil produkcji źródeł PV jest zbieżny ze szczytem zapotrzebowania na energię

elektryczną w okresie letnim oraz z ograniczeniami w pracy źródeł węglowych. Ze względu na wysoką

temperaturę i niski stan wody w rzekach wykorzystywanych do chłodzenia, ograniczone są moce

wytwórcze w elektrowniach węglowych, zwłaszcza tych z otwartym obiegiem chłodzenia. Występują

także ograniczenia z wyprowadzeniem mocy z elektrowni tradycyjnych (wielkoskalowych) ze względu

na przekroczenia dopuszczalnych temperatur przewodów w sieciach przesyłowych, dodatkowo

nagrzewanych słońcem i słabo chłodzonych przy typowym dla warunków letnich brakiem wiatru. Z tych

powodów wprowadzanie fotowoltaiki do polskiego systemu energetycznego obniża deficyt mocy w

systemie i koszty energii w szczytach, może zmniejszyć ryzyko „blackoutów energetycznych”, ale z

drugiej strony pozwala też na sprzedaż energii z instalacji PV po możliwie najwyższych cenach

ustalanych wg indeksów giełdowych.

Sprzedaż bezpośrednia energii z OZE/PV na rynku komercyjnym w formule PPA

Wraz ze wzrostem cen energii dla biznesu, sprzedaż energii w formie PPA stwarza szczególnie

atrakcyjny obszar dla tych dostawców energii z OZE i dostawców dodatkowych usług, którzy będą w

stanie zaoferować odbiorcom przemysłowym niższe ceny energii. Dzięki modelowi PPA, operatorzy

farm fotowoltaicznych, sprzedający obecnie energię po cenie wynikającej z indeksów giełdowych,

otrzymują nową, atrakcyjna możliwość sprzedaży alternatywnej (całości lub części energii), w

szczególności razem z doradztwem dotyczącym rynku energii elektrycznej i taryf. W bazie danych IEO

istnieje już kilkadziesiąt zaawansowanych, większych projektów farm fotowoltaicznych o mocach 5-

50 MW. Projekty te aktualnie mogą skorzystać z systemu aukcyjnego konkurując z farmami

wiatrowymi lub mogą wejść na rynek w formule PPA. System aukcyjny w ustawie o OZE przewidziany

jest do 2020 r. i nie ma pewności jak będzie funkcjonował rynek PV po tym okresie, jednak można

przypuszczać, że kolejne gigawaty będą zasadniczo budowane w formule sprzedaży bezpośredniej PPA.

Wyniki badania rynku wśród firm aktywnych w sektorze fotowoltaiki w Polsce

W tegorocznym badaniu rynku fotowoltaicznego w Polsce wzięło udział 15 firm. Są to firmy znane,

zazwyczaj funkcjonujące w branży PV od kilku lat, mające znaczące udziały w rynku i obejmujące jego

znaczną część. Łączna sprzedaż ankietowanych firm w 2018 roku wyniosła ok. 170 MW. Moduły trafiły

zarówno do mikroinstalacji jak i większych farm fotowoltaicznych, zbudowanych w systemie

aukcyjnym. Podobnie jak w latach poprzednich dominuje nadal sprzedaż modułów polikrystalicznych,

chociaż wzrosła sprzedaż modułów monokrystalicznych w stosunku do ubiegłego roku (z 32% do 39%).

Jedna trzecia modułów sprzedanych przez ankietowane firmy importowana była z Chin. Bezpośrednio

od polskich producentów pochodziło 25% modułów. Znaczny udział miały także moduły importowane

z Korei Południowej oraz Niemiec, nieco mniej z Włoch oraz Wietnamu. Ankietowane firmy mają

13


zdolności wykonawcze na poziomie 250 MW/rok, które rozkładają się na różne rodzaje instalacji i

segmenty rynku:

65 MW/rok zdolności wykonawczych dla mikroinstalacji

15 MW/rok zdolności wykonawczych dla małych instalacji

170 MW/rok zdolności wykonawczych dla instalacji powyżej 500 kW

Z badań kwestionariuszowych przeprowadzonych przez IEO wśród przedsiębiorców z branży PV

wynika, że rynek fotowoltaiczny będzie się rozwijał w sposób trwały i w związku z tym będą powstawały

nowe miejsca pracy. Ponadto, ponad połowa ankietowanych wskazuje, że bardzo ważnym elementem

inwestycji w fotowoltaikę jest zapewnienie finansowania.

Prognozy dla sektora

Niedawno opublikowane projekty Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. (PEP 2040) oraz Krajowego

planu na rzecz energii i klimatu do 2030 r. (KPEiK 2030) zakładają wzrost mocy zainstalowanej w

źródłach fotowoltaicznych w 2020 r. Najbardziej optymistyczny scenariusz rozwoju sektora PV zakłada

projekt PEP 2040 – zakłada funkcjonowanie ponad 20,2 GW łącznych mocy w 2040 r., (projekt KPEiK

2030 zakłada budowę 15,7 GW instalacji PV w 2040 r.). Według tych założeń (PEP) w 2040 r.

fotowoltaika będzie stanowić około 25% mocy zainstalowanej.

Na bieżąco, nie bez trudności i opóźnień, doskonalone jest otoczenie regulacyjne i stopniowo

poprawiane są warunki finansowania inwestycji do ekspansji branży już w najbliższych latach.

Już w 2019 roku wartość rynku inwestycji PV przekroczy 3,5 mld zł, a łączne obroty z wartością energii

wytworzonej w 2019 roku przekroczą 4 mld zł. Rynek fotowoltaiczny stanie się głównym obszarem

inwestycji w energetyce odnawialnej (licząc łącznie z sektorami ciepła i biopaliw), a być może także w

całej krajowej elektroenergetyce. W dalszym ciągu największy wkład w obroty branży wnoszą

prosumenci, wspierani dotacjami RPO. Rośnie jednak rola autoproducentów i farm fotowoltaicznych

sprzedających energię na zasadach rynkowych. Wraz z komercjalizacją branży PV, niezwykle ważna rola

w rozwoju sektora przypada bankom inwestycyjnym, ale także bankom działającym w segmencie

detalicznym (prosumenci).

Podsumowując, z dużym prawdopodobieństwem można przyjąć, że warunki realizacji inwestycji w

OZE, w tym w sektorze PV ulegną poprawie, a najbliższe lata 2019-2021 wydają się niezwykle

atrakcyjne dla inwestorów i dostawców rozwiązań na rynku PV w Polsce.

Electrum Sp. z o.o.

14


2. NOWE RAMY POLITYCZNE I UWARUNKOWANIA PRAWNE NA

RZECZ WSPARCIA ROZWOJU RYNKU FOTOWOLTAIKI W POLSCE

Rozwój energetyki w Polsce, w tym rozwój fotowoltaiki jest silnie zależny od polityki klimatyczno-

energetycznej Unii Europejskiej oraz zawirowań w polityce energetycznej i na rynku energii

elektrycznej. Ciągle obowiązują dokumenty z lat 2009-2010 (polityka energetyczna i krajowy plan

działania w zakresie OZE), które nie doceniły znaczenia technologii fotowoltaicznej w Polsce2.

Zadaniem rządu jest wywiązanie się ze zobowiązań w zakresie 15% udziału energii z OZE w 2020 roku,

ale inwestorzy i rynek PV patrzą dalej, kierując się wzrostem cen na rynku energii elektrycznej, nowymi

dyrektywami UE wybiegającymi do przodu na lata 2030-2040 oraz projektami nowych krajowych

dokumentów z obszaru polityki energetycznej i klimatycznej. Nowa dyrektywa o OZE wyznacza nowy

cel dla OZE na 2030 rok - 32% udział energii z OZE w zużyciu energii finalnej w całej UE, co zdaniem

Komisji Europejskiej, powinno się przełożyć na ponad 50% udział energii elektrycznej z OZE w zużyciu

energii elektrycznej, gdzie dominującą rolę będzie pełniła fotowoltaika razem z energetyką wiatrową.

W projekcie Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku (PEP 2040) z listopada 2018 roku zakłada się

znaczącą rolę odnawialnych źródeł energii w bilansie elektroenergetycznym. Zgodnie z PEP 2040 udział

OZE w końcowym zużyciu energii – ok. 21% w 2030 r. ma wynikać z efektywności kosztowej oraz

możliwości bilansowania energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Przyjęty cel 21% udziału

OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. przełożyć się ma na ok. 27% udziału OZE w produkcji

energii elektrycznej netto. Kluczową rolę w osiągnieciu tego celu w elektroenergetyce będzie mieć

rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych. Projekt dokumentu

zakłada kontrowersyjne wycofywanie się z rozwoju lądowej energetyki wiatrowej, której rolę ma

przejmować fotowoltaika.

Wkład Polski w realizację unijnych celów klimatyczno-energetycznych do 2030 roku wraz z prognozą

zapotrzebowania na energię elektryczną oraz inwestycje w nowe moce zawiera projekt „Krajowego

planu na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030” (KPEiK). Biorąc pod uwagę ścieżki rozwoju

gospodarczego, wskazuje on, że krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną sięgnie blisko

200 TWh w 2030 r. i 230 TWh w 2040 r. (obecnie Polska gospodarka zużywa blisko 170 TWh energii

elektrycznej). Moc zainstalowana w scenariuszu realizacji celów UE w 2030 roku wynieść ma 52 GW, z

czego ponad 32 GW to OZE, w tym 8 GW to fotowoltaika (wzrost z 1 GW w 2020 roku), która ma stać

się drugą technologią po lądowej energetyce wiatrowej.

Do 2030 roku z systemu elektroenergetycznego wycofana zostanie znaczna część obecnie

eksploatowanych jednostek wytwórczych. Stwarza to miejsce w systemie i możliwości dla

powstawania nowych mocy wytwórczych w odnawialnych źródłach energii w tym fotowoltaice.

Elektrownie fotowoltaiczne dzięki skalowalności mocy są możliwe do realizacji przez różnych

inwestorów. Dodatkowo technologia ta jest szczególnie użyteczna dla pokrycia letnich szczytów

zapotrzebowania i dzięki temu fotowoltaika została doceniona przez energetyków i dostrzeżona przez

polityków jako cenne uzupełnienie dla elektrowni cieplnych.

2 Poprzednie dokumenty z lat 2009-2010, zarówno Polityka Energetyczna Polski do 2030 roku, jak i Krajowy Plan Działań w zakresie energii ze źródeł odnawialnych (do 2020 roku) nie są już aktualne i prognozy/szacunki w nich przedstawione nie prezentują obecnego poziomu rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce

15


Prognozy rozwoju mocy fotowoltaicznych do 2040 roku z uwzględnieniem różnych scenariuszy, (w tym

autorskich IEO) na 2020 rok ilustruje poniższy wykres (rys.1).

Rysunek 1 Prognoza rozwoju mocy fotowoltaicznych wg PEP 2040, KPEiK 2030 oraz scenariusz krótkoterminowy IEO na 2020. Oprac. IEO

Projekt PEP 2040 zakłada, że w 2040 roku instalacje fotowoltaiczne w polskim systemie

elektroenergetycznym będą miały łączną moc 20 GW, dzięki czemu stanowiłyby około 25%

całkowitej mocy zainstalowanej.

Największe rozbieżności dotyczą mocy na koniec 2020 roku, na które wpływają zamawiane wolumeny

i daty przeprowadzenia aukcji oraz wsparcie dla prosumentów (uzależnione od zaangażowania rządu

w realizacje celów OZE na 2020 roku) i reakcje biznesu na wzrost cen energii elektrycznej, który w

inwestycjach w fotowoltaikę upatruje szansy na ograniczenie kosztów zakupu drożejącej energii.

Projekt KPEiK, jako dokument bardziej konkretny, zakłada nieco wolniejsze tempo wzrostu mocy

fotowoltaicznych, ale za to – zgodnie z wymaganiami stawianymi tego typu dokumentom przez

przepisy unijne – wskazuje instrumenty wsparcia jakie mają być w kolejnej dekadzie dostępne dla

inwestorów w określonych segmentach rynku. W latach 2019-2020 będą działać już obecnie

wprowadzone instrumenty podatkowe, w tym zmniejszona akcyza na energię elektryczną z OZE w

stosunku do energii ze źródeł konwencjonalnych oraz ulgi podatkowe dla prosumentów. Ulgi

podatkowe zostały, staraniem Ministerstwa Przedsiębiorczości i Technologii, wprowadzone od

stycznia 2019 r. jako dodatkowy instrument, który może mieć wpływ na zwiększanie tempa inwestycji

prosumenckich. Począwszy od 2019 r. wydatki poniesione na działania termomodernizacyjne, w tym

zakup i montaż pomp ciepła, kolektorów słonecznych i mikroinstalacji fotowoltaicznych wraz z

osprzętem, podatnicy będący właścicielami domów mogą odliczyć od podstawy opodatkowania

podatkiem dochodowym od osób fizycznych. Kwota odliczenia nie może przekroczyć 53 tys. zł w

odniesieniu do wszystkich realizowanych przedsięwzięć. Tak, więc energetyka prosumencka to

kolejny obszar, w którym przewiduje się zwiększenie mocy zainstalowanej w fotowoltaice i kolejne pole

do jej rozwoju i inwestycji. Instrumenty te mają pomóc w realizacji celu OZE na 2020 rok (uzyskanie

minimum 15% udziału energii z OZE w zużyciu energii finalnej brutto).

IEO w raporcie wykonanym w marcu na zlecenie Ministerstwo Przedsiębiorczości i Technologii (MPiT)

dot. realizacji celów OZE do 2020 r. przygotował rekomendacje dla rządu w zakresie działań prawnych

0,9

5,2

10,2

15,2

20,2

1,1

3,6

8,2

12,0

15,7

2,3 3,2

0

5

10

15

20

25

2020 2025 2030 2035 2040

GW

Instalacje fotowoltaiczne wg projektu PEP 2040

Instalacje fotowoltaiczne wg projektu KPEiK 2030

Moc zainstalowana wg IEO wg obecnych trendów

Moc zainstalowana w PV wg scenariusza wzmocnionego wsparcia wg IEO

16


na rzecz wsparcia inwestorów dla realizacji projektów o krótkich cyklach inwestycyjnych, które mogą

zapewnić produkcję energii z OZE w 2020 roku oraz maksymalizację efektów średniookresowych (do

końca 2022 roku). Zaproponowano działania składające się na scenariusz „wzmocnionego wsparcia i

przyspieszonych inwestycji, z kluczową rolą fotowoltaiki (z uwagi na ograniczony czas i długość cykli

inwestycyjnych nieco skromniejszy od rekomendacji z ubiegłorocznego raportu „Rynek Fotowoltaiki w

Polsce ’2018”). Poniżej przedstawiono kilka z nich odnoszące się wprost do inwestycji

fotowoltaicznych:

wprowadzenie zachęt stymulujących inwestorów do skracania terminów realizacji inwestycji

w systemie aukcyjnym (uproszczenia proceduralne, poprawa sprawności administracji i

skracanie terminów wydawania pozwoleń formalno-prawnych) oraz organizacja aukcji

interwencyjnej na energię elektryczną z OZE (w szczególności z farm fotowoltaicznych, gdzie

prowadzona jest intensywna działalność deweloperska i przybywa projektów) z wyższymi

cenami referencyjnymi i możliwym skracaniem terminów na realizację inwestycji (w efekcie

usprawnień administracyjnych)

dodatkowe wsparcie dla prosumentów energii elektrycznej i mikroinstalacji do wytwarzania

ciepła z OZE

Zrezygnowanie z działań na rzecz realizacji scenariusza „wzmocnionego wsparcia” wiązałaby się z

koniecznością zwiększania wysokości tzw. transferu statystycznego na rzecz państwa – członka UE,

który przekroczy swoje cele w zakresie OZE na 2020 roku (koszty tej operacji, bez instrumentów

„wzmocnionego wsparcia” IEO szacuje na minimum 5 mld zł).

W maju br. MPiT, w ramach prac Międzyresortowego Zespołu do spraw Ułatwienia Inwestycji w

Prosumenckie Instalacje Odnawialnych Źródeł Energii Elektrycznej, któremu przewodniczy Minister

Jadwiga Emilewicz, przygotowało projekt zmian w ustawie o OZE nakierowany na ułatwienia

inwestycyjne dla rozwoju małych instalacji OZE. Propozycje obejmują wprowadzenie do ustawy o OZE

(nowelizacja ‘2019) następujących zmian:

Wprowadzenie nowej definicji „prosumenta energii odnawialnej” tj. odbiorcy końcowego

wytwarzającego także energię elektryczną w mikroinstalacji (moc do 50 kW) wyłącznie z OZE

w ramach której następuje jej rozszerzenie na przedsiębiorców, dla których wytwarzanie

energii nie stanowi przedmiotu przeważającej działalności gospodarczej. Jednocześnie jednak

przedsiębiorcy zachowają możliwość pozostania w dotychczasowym systemie atrakcyjnej

sprzedaży nadwyżek energii w szczycie zapotrzebowania po wysokiej cenie (bez tzw.

„opustów”) - w tym przypadku zyskają jeszcze więcej swobody jeśli chodzi o wybór podmiotu,

któremu będą sprzedawać energię,

W przypadku „wejścia” do systemu „opustów” (tam, gdzie to ma największy sens, np. w

firmach zużywających energię nocą lub w okresie zimowym), umożliwienie przechodzenia

„zgromadzonych” nadwyżek energii elektrycznej na kolejne okresy rozliczeniowe, co

umożliwia ich wykorzystanie na własne potrzeby w okresie mniejszej produkcji energii w ciągu

roku,

17


Wprowadzenie obowiązku (6 miesięcy od wejścia w życie przepisów ustawy) wydania nowego

rozporządzenia przez Ministra Energii wydawanego w porozumieniu z Ministrem

Przedsiębiorczości i Technologii, które określi szczegółowe zasady i procedurę przyłączania

mikroinstalacji prosumentów do sieci, zakres i zasady bilansowania oraz rozliczenia z

prosumentami – pozwoli to ujednolicić procedury działania operatorów sieci dystrybucyjnych

(OSD) w tym zakresie,

Skrócenie do 21 dni maksymalnego terminu na podpisanie umowy o świadczenie dystrybucji z

wybranym przez prosumenta energii odnawialnej sprzedawcą energii,

Brak konieczności opracowania i uzgodnienia projektu budowlanego pod względem przepisów

p.poż. w zakresie mikroinstalacji o mocy do 6,5 kW.

W MPiT przygotowywany jest też kolejny pakiet zmian do wprowadzenia przy kolejnej nowelizacji

ustawy o OZE, który ma obejmować dodatkowe zachęty podatkowe dla prosumentów, w tym np.

obniżenie podatku od nieruchomości i VAT na urządzenia i usługi.

Corab Sp. z o.o.

Z dużym prawdopodobieństwem można przyjąć, że warunki realizacji inwestycji w

OZE, w tym w PV ulegną poprawie, a lata 2019-2021 wydają się niezwykle atrakcyjne

dla inwestorów i dostawców rozwiązań na rynku PV w Polsce.

18


3. RYNEK FOTOWOLTAIKI – DOTYCHCZASOWE TRENDY

3.1. RYNEK FOTOWOLTAIKI W POLSCE

Rynek fotowoltaiczny w Polsce, ma olbrzymi, ale dotąd wysoce niewykorzystany potencjał rozwoju.

Łączna moc zidentyfikowanych przez URE instalacji OZE przyłączonych do sieci elektroenergetycznych

na koniec 2018 r. wynosiła 8 593 MW, a źródła fotowoltaiczne w statystyce źródeł koncesjonowanych

stanowiły zaledwie 1,7% (rys. 2), ale po okresie 5 lat inkubacji w niszy, fotowoltaika ma szanse w ciągu

zaledwie paru lat stać się drugą (po lądowej energetyce wiatrowej) technologią OZE w Polsce.

Rysunek 2 Moce zainstalowane w instalacjach OZE do wytwarzania energii elektrycznej. Oprac. IEO na podstawie danych URE.

Wykres obejmuje jedynie duże instalacje posiadające koncesję i małe instalacje OZE, co łącznie wynosi

zaledwie 147 MW mocy fotowoltaicznych na koniec ub. roku. Realna moc wszystkich instalacji

fotowoltaicznych w Polsce jest znacznie większa i często umyka oficjalnym statystykom (znacząco je

wyprzedza) i rośnie najszybciej ze wszystkich technologii w energetyce. Publicznie dostępna statystyka

URE nie obejmuje m.in. mikroinstalacji, które nadal dominują na rynku PV (będą dominować dopóki

nie zostaną zrealizowane wszystkie instalacje PV, które wygrały dotychczas przeprowadzone aukcje

OZE), ale też nie obejmuje części instalacji, które zostały już rozpoczęły wytwarzanie w systemie

aukcyjnym i całkowicie pomija instalacje nieprzyłączone do sieci, tzw. off-grid.

Wg IEO pełna statystyka mocy zainstalowanej w źródłach fotowoltaicznych obejmuje:

Mikroinstalacje fotowoltaiczne – o mocy do 50 kW, których łączna moc na koniec 2018 roku

wynosiła 350 MW, aktualnie może przekraczać nawet 400 MW,

Małe instalacje fotowoltaiczne – o mocy od 50 kW do 500 kW, których łączna moc aktualnie

wynosi 33 MW (stan na koniec kwietnia 2019 r.)

Instalacje PV o mocy powyżej 500 kW, które w znacznej części powstały w ramach systemu

świadectw pochodzenia – IEO szacuje, że moc tych instalacji może przekraczać 75 MW,

Instalacje PV, które wygrały aukcje OZE i zostały już zrealizowane o łącznej mocy ok. 170 MW

- w większości są to instalacje o mocy zbliżonej do 1 MW, ale występują tu też pojedyncze

instalacje o mocy poniżej 500 kW.

-

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Mo

c za

inst

alo

wan

a [M

W]

Moce instalacji OZE w elektroenergetyce do 2018 roku

Elektrownie na biogaz Elektrownie na biomasę Fotowoltaika Elektrownie wiatrowe Elektrownie wodne

19


Instalacje PV nieprzyłączone do sieci (off grid), które pominięto w dalszej części raportu.

Biorąc pod uwagę powyższe grupy instalacji fotowoltaicznych łączna moc zainstalowana w źródłach

fotowoltaicznych aktualnie może wynosić ok. 700 MW3. Na poniższym wykresie (rys. 3)

przedstawiono skumulowaną moc zainstalowaną w fotowoltaice i przyłączoną do sieci w

poszczególnych latach w podziale na typy instalacji. Dynamiczny rozwój fotowoltaiki obserwowany jest

od 5 lat, ale szczególnie spektakularny wzrost miał miejsce w 2018 roku – ponad 90% r/r – kiedy sektor

fotowoltaiczny rósł we wszystkich segmentach rynku i zakresach mocy, obejmujących mikroinstalacje

(do 50 kW), małe instalacje (do 500 kW) i farmy fotowoltaiczne (do 1000 kW).

Rysunek 3 Moce zainstalowane w instalacjach fotowoltaicznych w Polsce (stan na koniec kwietnia 2019 r.). Oprac. IEO na podstawie danych URE

3.2. RYNEK FOTOWOLTAIKI W UNII EUROPEJSKIEJ

Rynek fotowoltaiki w krajach Unii Europejskiej4 dynamicznie rozwija się od wejścia w życie Dyrektywy

OZE w 2009 roku. Od tego czasu do 2018 roku moc zainstalowana źródeł fotowoltaicznych w krajach

UE wzrosła ponad 10-krotnie i na koniec 2018 roku wynosiła już 116 GW. Po 6 latach coraz mniejszych

rocznych przyrostów nowych mocy fotowoltaicznych, w 2018 r. odnotowano wzrost. W 2018r.

powstało ponad 50% więcej nowych instalacji PV niż w 2017, łącznie ponad 9 GW.

Największy wzrost nowych mocy PV w 2018 r. miał miejsce w Niemczech (ponad 3 GW), następnie

Holandii (1,5 GW), Francji (1,3 GW) oraz na Węgrzech (ponad 0,5 GW). Na wykresie (rys. 4)

przedstawiono roczne przyrosty nowych mocy w krajach UE.

3 Stan na koniec kwietnia 2019 r. 4 Opracowanie IEO na podstawie “The New European Renewable Energy Directive - Opportunities and Challenges for Photovoltaics”, Arnulf Jäger-Waldau (ed.), Katalin Bodis, Ioannis Kougias, Sandor Szabo, European Commission, Joint Research Centre, Energy Efficiency and Renewables Unit, Ispra, Italy

0

100

200

300

400

500

600

700

2014 2015 2016 2017 2018 2019

Mo

c [M

W]

Moc zainstalowana w źródłach fotowoltaicznych

Mikroinstalacje PV [MW]Małe instalacje PV [MW]Instalacje PV, które wygrały aukcje OZE i zostały już zrealizowane [MW]Instalacje PV > 500 kW, które powstały do 2016 r. w ramach systemu świadectw pochodzenia (wartość szacowana przez IEO)

20


Rysunek 4 Roczny przyrost nowych mocy PV w krajach UE. Opracowanie IEO na podstawie “The New European Renewable Energy Directive - Opportunities and Challenges for Photovoltaics”, Arnulf Jäger-Waldau (ed.), Katalin Bodis, Ioannis Kougias, Sandor Szabo, European Commission, Joint Research Centre, Energy Efficiency and Renewables Unit, Ispra, Italy

Polska w 2018 roku zaczęła się w końcu wyróżniać się na tle pozostałych krajów UE i znalazła się już

na 9 miejscu (0,235 GW – roczny przyrost w 2018 r.). Biorąc pod uwagę aktualne i realne inwestycje

w toku oraz trendy, w 2019 roku Polska może znaleźć się już na 4 miejscu pod względem rocznych

przyrostów nowych mocy fotowoltaicznych instalując w całym 2019 r., które mogą sięgać nawet 1

GW. Na wartość tą składają się instalacje, które już powstały na początku 2019 roku oraz wszystkie,

które dopiero powstaną, czyli m.in. projekty z II aukcji OZE, które nie zostały jeszcze zrealizowane, cześć

projektów z III aukcji, nowe instalacje u prosumentów biznesowych oraz prosumentów

indywidualnych. Dzięki temu moc skumulowana instalacji fotowoltaicznych w Polsce na koniec 2019

roku mogłaby wynieść ponad 1,5 GW, co dałoby szanse na wejście Polski do pierwszej 10-tki krajów

UE pod względem mocy skumulowanej w fotowoltaice.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019e

Roczny przyrost nowych mocy PV w krajach UENiemcy Włochy Hiszpania

Francja Belgia Czechy

Wielka Brytania Grecja Pozostałe kraje UE

Polska

21


4. RYNEK PROSUMENTÓW INDYWIDUALNYCH I BIZNESOWYCH

Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (tj. Dz. U. 2018 poz. 2389) (uOZE)

definiuje prosumenta jako odbiorcę końcowego, który dokonuje zakupu energii elektrycznej na

podstawie umowy kompleksowej i który wytwarza energię elektryczną wyłącznie z odnawialnych

źródeł energii w mikroinstalacji w celu jej zużycia na potrzeby własne niezwiązane z wykonywaną

działalnością gospodarczą. W praktyce, zgodnie z definicją ustawową, prosument to osoba fizyczna z

własną mikroinstalacją OZE, która wytworzoną energię zużywa na potrzeby własne, a nadwyżki oddaje

do sieci (w ramach tzw. „opustów”). Do prosumentów w rozumieniu ustawowym, poza osobą fizyczną

zaliczane są także samorządy terytorialne, stowarzyszenia, związki wyznaniowe (parafie). Prosumenta

wg definicji ustawowej możemy nazwać prosumentem indywidualnym, ponieważ wykluczeni zostali z

niej przedsiębiorcy. Prosument biznesowy (wg definicji IEO*) to przedsiębiorstwo, które posiada

własną instalację OZE (zarówno mikroinstalację jak i małą instalację lub instalację powyżej 500 kW) i

znaczną część wytworzonej energii zużywa na potrzeby własne, a nadwyżki sprzedaje po cenie

wynikającej z rynku energii.

Prosument indywidualny oraz prosument biznesowy dotychczas różnili się zasadniczo:

rodzajem wytwórcy: osoba fizyczna / przedsiębiorca,

motywem podjęcia inwestycji: w przypadku prosumentów indywidualnych głównymi

motywatorami inwestycji są instrumenty wsparcia, głównie dotacje dzięki którym redukują

bieżące koszty, natomiast w przypadku prosumentów biznesowych motywatorem inwestycji

jest głównie świadomość rosnących kosztów energii elektrycznej,

mocą inwestycji: prosument indywidualny to wyłącznie mikroinstalacje (do 50 kW), natomiast

prosument biznesowy nie ma ograniczeń co do mocy instalacji.

W rozdziałach poniżej przedstawiono krótką charakterystykę rynku mikroinstalacji, w której mieszczą

się zarówno prosumenci indywidualni jak i biznesowi oraz rynku małych instalacji, gdzie znajdują się

głownie prosumenci biznesowi.

*Instytut Energetyki Odnawialnej w 2016 roku zdefiniował pojęcie prosumenta biznesowego, w którego zakresie mieszczą się przedsiębiorcy będący „autoproducentami” energii z OZE, odwołując się do dyrektywy (96/92/WE) dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej)

Brewa Sp. C.

22


4.1. MIKROINSTALACJE

Na koniec 2018 roku zainstalowanych było 55 502 mikroinstalacji OZE o łącznej mocy ponad 353 MW.

Większość mikroinstalacji (co przedstawia rys. 5) to źródła fotowoltaiczne.

Rysunek 5 Struktura rodzaju mikroinstalacji OZE. Oprac. IEO na podstawie danych URE

Zgodnie ze stanem na koniec 2018 r. moc mikroinstalacji fotowoltaicznych wynosi ok. 350 MW,

natomiast szacuje się, że aktualnie może ona wynosić już ponad 400 MW. Znaczna część mikroinstalacji

fotowoltaicznych (ok. 75% mocy) to instalacje realizowane przez prosumentów indywidualnych

(rozumianych zgodnie z definicją z ustawy o OZE), czyli w praktyce instalacje u osób fizycznych,

natomiast pozostałe to mikroinstalacje w przedsiębiorstwach (tzw. prosument biznesowy wg definicji

IEO). Dynamiczny rozwój mikroinstalacji następuje od 2015 r. Na rysunku nr 6 przedstawiono

skumulowaną moc mikroinstalacji fotowoltaicznych od 2014 r.

Rysunek 6 Skumulowana moc mikroinstalacji fotowoltaicznych. Oprac. IEO na podstawie danych URE

biogaz

biogaz rolniczy

biomasa

fotowoltaika

instalacja hybrydowa (PV i wiatr)

energia wiatru

hydroenergia

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2014 2015 2016 2017 2018 2019*

Mo

c [M

W]

Skumulowana moc mikroinstalacji fotowoltaicznych w Polsce

*szacunki IEO

23


4.2. MAŁE INSTALACJE

Małe instalacje odnawialnych źródeł energii, czyli takie o mocy od 50 kW do 500 kW stanowią niewielki

odsetek mocy zainstalowanych w OZE. Łącza moc zainstalowana małych instalacji OZE (zgodnie ze

stanem na koniec kwietnia 2019 r.) wyniosła ok. 150 MW, z czego moc zainstalowana instalacji

fotowoltaicznych wyniosła zaledwie 33 MW w 184 instalacjach, co stanowi 22% wszystkich małych

instalacji OZE. Średnia moc małych instalacji PV wynosiła 182 kW. Moc skumulowaną wszystkich

małych instalacji OZE przedstawiono na rysunku nr 7 oraz moc wyłącznie instalacji fotowoltaicznych na

rys. 8.

Rysunek 7 Moc zainstalowana w małych instalacjach OZE. Oprac. IEO na podstawie danych URE

Największy przyrost małych instalacji fotowoltaicznych odnotowano w 2018 r. kiedy przybyło ponad

60 instalacji o łącznej mocy prawie 15 MW. Łączy przyrost w 2019 roku (do końca kwietnia) wyniósł

10 MW, z czego praktycznie całość (9,1 MW) stanowiły instalacje fotowoltaiczne. Do 2017 roku średnia

moc małych instalacji PV wynosiła ok. 110 kW, natomiast średnia moc małych instalacji, które powstały

w 2018 i 2019 r. wynosiła 235 kW. Małe instalacje fotowoltaiczne stanowią jednak nadal niewielki

odsetek wszystkich instalacji PV.

Rysunek 8 Moc skumulowana małych instalacji fotowoltaicznych. Oprac. IEO na podstawie danych URE

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2015 2016 2017 2018 2019(stan na 30.04.2019 r.)

Mo

c [M

W]

Fotowoltaika

Biomasa

Biogaz z oczyszczalni ścieków

Biogaz składowiskowy

Hydroelektrownie

Wiatr na lądzie

0

5

10

15

20

25

30

35

2015 2016 2017 2018 2019…

Mo

c [M

W]

Moc skumulowana małych instalacji fotowoltaiczncyh

24


Skokowy wzrost zainteresowania budową małych instalacji OZE w 2018 i w 2019 roku wynika przede

wszystkim z sytuacji na rynku energii, a zwłaszcza gwałtowanego wzrostu cen energii elektrycznej i

taryf z których korzystają przedsiębiorcy, głównie taryf grupy C. Jest to działanie w pełni racjonalne,

uzasadnione nie tylko obserwowanym wzrostem cen hurtowych energii (taryfy będą podążać trendem

cen hurtowych), ale także systemem taryfowania, który – na tle całej gospodarki – najbardziej obciąża

firmy sektora MŚP, korzystające właśnie z taryf C. Potwierdza to w pełni prognoza IEO wskazująca na

znaczące odchylnie wysokości taryfy C od średniej ceny za energię rozliczanej we wszystkich taryfach

– rysunek 9.

Rysunek 9 Prognoza taryf grupy „C”, w cenach stałych z 2018 roku, bez doliczonej inflacji. Źródło – IEO: Prognoza cen energii elektrycznej”. Uwaga wykres przedstawia tylko cenę energii czynnej, bez kosztów dystrybucji i innych opłat.

W przypadku taryf grupy G, z których korzystają gospodarstwa domowe inwestujące w mikroinstalacje

PV, nie zaobserwowano tak szybkich ruchów cen energii i nie ma przekonania, że w przyszłości tempo

wzrostu tej grupy taryf będzie tak szybkie jak w przypadku taryf grupy C, dlatego rynek instalacji

prosumenckich w 2018 roku i obecnie rozwijał się głównie w oparciu o dotacje.

0 zł'18/MWh

50 zł'18/MWh

100 zł'18/MWh

150 zł'18/MWh

200 zł'18/MWh

250 zł'18/MWh

300 zł'18/MWh

350 zł'18/MWh

400 zł'18/MWh

450 zł'18/MWh

500 zł'18/MWh

średnia cena energii elektrycznej w gospodarce

cena energii - grupy taryfowe C

Brewa Sp. C.

25


4.3. EKONOMIKA INWESTYCJI W OZE DLA PROSUMENTÓW

Prosument indywidualny

Prosumencki model inwestycji, czyli zakładający, że konsument energii jest też jej producentem

powstał w ramach prac nad ustawą OZE z lutego 2015 roku. Ustawa wprowadziła nowe zasady

rozliczeń za energię z mikroinstalacji o mocy do 40 kW w formie taryf gwarantowanych FiT. Przepisy

nie weszły w życie (miały wejść w życie 1 stycznia 2016 roku), ale samo ich uchwalenie jako tzw.

„poprawka prosumencka” IEO zgłoszona przez posła Artura Bramorę rozbudziło oczekiwania społeczne

i rynek. Ustawa o OZE została znowelizowana w czerwcu 2016 roku poprzez zastąpienie systemu taryf

gwarantowanych FiT systemem rozliczeń netto (po aktualnej cenie rynkowej energii) prosumentów ze

sprzedawcami energii w okresach rocznych, z ryczałtowo pobierana opłatą 20-30 % przez spółki obrotu

energią oraz opłatami za dystrybucję energii. System zwany potocznie „opustami” w niewielkim

zakresie zagospodarował potencjał jaki prosumentom dawały taryfy FiT. W praktyce system "opustów"

oznacza jednak uszczuplenie dochodów prosumenta, gdyż po rozliczeniu nakładów inwestycyjnych

dochodzą dodatkowe opłaty na rzecz sprzedawców energii i spółek dystrybucyjnych. Nie zapewnia

wystarczającej opłacalności inwestowania dla gospodarstw domowych i nie pokrywa też pełnych

kosztów obsługi systemu przez sprzedawców energii. Gospodarstwom domowym nie sprzyja też niski

współczynnik autokonsumpcji energii z własnej instalacji, średnio nie przekraczający 30%. W okresach

największej produkcji energii prosumentów zazwyczaj nie ma w domu i poza opustami dodatkowa,

niezbilansowania rocznym popytem, porcja energii trafia za darmo do spółek energetycznych. Dlatego

system „opustów” stosowany jest łącznie z dotacjami inwestycyjnymi (np. z RPO) – sam system

„opustów” nie jest opłacalny dla prosumentów i bez dotacji rynek mikroinstalacji nie rozwinął by

się. W przypadku braku dotacji wsparciem mogą być zastosowane łącznie różne instrumenty

podatkowe i korzystne kredyty, które wprowadza Ministerstwo Przedsiębiorczości i Technologii.

IEO, szczególnej analizie poddał przypadek konkretnego prosumenta, który zbudował instalację

prosumencką (o mocy 10 kW) w oparciu o kredyt bankowy i przepisy ustawy o OZE. Prosument,

oddając nieodpłatnie koncernowi energetycznemu część wyprodukowanej i wprowadzonej do sieci

energii elektrycznej (w przytoczonym przypadku 20% ww. wolumenu: 663 kWh), jest dodatkowo

obciążany opłatami dystrybucyjnymi zmiennymi za tę energię, choć jej lokalne wykorzystanie w

węźle sieci nie generuje dodatkowych kosztów. Wirtualne jedynie koszty dystrybucji są dodatkowo

uwzględniane w taryfach i obciążają wszystkich odbiorców.

Prosument biznesowy

Prosumenci biznesowi, czyli zazwyczaj przedsiębiorstwa MŚP korzystające z taryf C, zwłaszcza

przyłączone do sieci niskiego napięcia (nN) płacą najwyższe stawki zarówno za energię (niska pozycja

przetargowa w umowach zawieranych z dostawcami energii), jak i za usługi sieciowe (obiektywnie

wysokie koszty). Jednak mają niższy udział kosztów sieciowych stałych i większy udział składnika

zmiennego na taryfie niż gospodarstwa domowe. Z punktu widzenia rentowności instalacji PV

kluczowe znaczenie ma zmienna część taryf, uzależniona od zużycia energii. W najbliższym czasie

należy się spodziewać nowych regulacji prawnych i zmian rynkowych, które mogą wpłynąć na wzrost

stawek zmiennych składników cen energii.

IEO poddał również szczególnej analizie przypadek prosumenta biznesowego – MŚP z sektora

przechowalnictwa owoców. Najwyższe współczynniki autokonsumpcji energii uzyskano dla instalacji

o najniższej mocy zainstalowanej. Produkcja energii w instalacjach fotowoltaicznych o mocy od 10

do 40 kW może pozwolić na zaspokojenie od 7-15% rocznych potrzeb energetycznych

przedsiębiorstwa, przy czym współczynnik autokonsumpcji energii dla systemów w analizowanym

przedziale wykazuje zmienność w granicach 73-41% (rys. 10).

26


Rysunek 10 Optymalizacja doboru mikroinstalacji PV dla przedsiębiorstwa prowadzącego przechowalnię owoców. Oprac. IEO

Wyniki optymalizacji podaży energii z poszczególnych instalacji z popytem na energię, wskazują że

najniższe nadwyżki energii oddawanej do sieci występują przy wyborze instalacji o mniejszej mocy

zainstalowanej. Konieczność odsprzedaży znacznych wolumenów energii po niższej cenie od średniej

ceny zakupu energii z sieci znacznie obniża opłacalność inwestycji w instalację fotowoltaiczną. Należy

jednak mieć na uwadze, że na opłacalność poszczególnych rozwiązań istotny wpływ mają także

jednostkowe nakłady inwestycyjne, które dla najmniejszych instalacji rosną w sposób nieliniowy, a

także roczne koszty związane z eksploatacją i utrzymaniem urządzeń. Dlatego optymalny i

odpowiedzialny dobór wielkości instalacji PV dla małych prosumentów biznesowych korzystających

z taryf C za każdym razem powinien mieć charakter indywidualny (jest to zasadnicza różnica

pomiędzy masową sprzedażą powtarzalnych rozwiązań dla z pozoru podobnych segmentów

odbiorców energii na taryfach G).

4.4. INSTALACJE REALIZOWANE ZE WSPARCIEM Z RPO

W ramach Regionalnych Programów Operacyjnych na lata 2014-2020 do dnia 4 kwietnia 2019 r. kwota

dofinansowania do projektów energetyki słonecznej (instalacje PV i kolektory słoneczne) przekroczyła

4 mld zł przy wkładzie finansów unijnych 2,5 mld zł.

W porównaniu ze stanem z maja 2018 r. (rys. 11) wciąż największym beneficjentem wsparcia na

budowę instalacji słonecznych w ramach RPO jest województwo lubelskie. Kwota finansowań wzrosła

od poprzedniego roku o ponad 200 mln zł, a całkowity koszt instalacji dla tego regionu przekroczył 1

mld zł. Silnie wspierającym rozwój energetyki słonecznej pozostało województwo podkarpackie z

całkowitym kosztem ponad 600 mln zł. Nadal nie wszystkie województwa skorzystały z możliwości

finansowania projektów wspomagających rozwój energetyki słonecznej, jednak w porównaniu ze

stanem z poprzedniego roku (maj 2018 r.) do finansowania tego typu inwestycji włączyły się

dodatkowo województwa małopolskie, wielkopolskie oraz pomorskie. Interesujący jest także fakt, że

w województwie małopolskim przeznaczono aż 180 mln zł dofinansowania na te inwestycje (przy 350

mln zł kosztów całych instalacji) dzięki czemu województwo to znalazło się na trzecim miejscu pod

względem kosztów instalacji w województwach. Jedynymi regionami, w których energetyka słoneczna

nie jest finansowana z RPO pozostały województwa: lubuskie oraz opolskie.

Dofinansowanie pochodzące z UE w ramach Regionalnych Programów Operacyjnych wyniosło średnio

ok. 64%.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

PV 10 kW PV 20 kW PV 30 kW PV 40 kW

Stopień autokonsumpcji energii wytwarzanej w instalacji PV [%]

Stopień pokrycia przez PV zapotrzebowania na energię przedsiębiorstwa [%]

27


Rysunek 11 Dofinansowanie projektów energetyki słonecznej w ramach RPO w podziale na województwa – porównanie stanu obecnego (kwiecień 2019 r.) do stanu z maja 2018 r.. Oprac. IEO na podstawie danych MIiR.

Podczas analizy finansowanych projektów wyróżniono 6 głównych rodzajów beneficjentów: gminy

(jednostki oraz wspólnoty samorządowe), przedsiębiorstwa, podzielone na dwie grupy pod względem

wielkości, stowarzyszenia, kościoły i związki wyznaniowe oraz inne (m. in. uczelnie, jednostki

oświatowe, spółdzielnie, wspólnoty mieszkaniowe, zakłady opieki zdrowotnej, fundacje, podmioty bez

szczególnej formy prawnej itp.).

Struktura beneficjentów w poszczególnych województwach nie zmieniła się znacząco w stosunku do

stanu z maja 2018 r. W większości regionów nadal głównym beneficjentem są gminy (łączny udział

dofinansowań w Polsce ponad 66%), a następnie mikro- i małe przedsiębiorstwa (17%) oraz średnie i

duże przedsiębiorstwa (7%). W województwie małopolskim duży udział beneficjentów obok gmin

stanowią stowarzyszenia, jednak w większości są to projekty gminne, realizowane przez

stowarzyszenia (rys. 12).

-

200,00

400,00

600,00

800,00

1 000,00M

ilio

ny

Łączna kwota finansowania z UE (stan na kwiecień 2019 r.)

Łączna kwota finansowania z UE (stan na maj 2018 r.)

Całkowity koszt instalacji (stan na kwiecień 2019 r.)

Całkowity koszt instalacji (stan na maj 2018 r.)

Corab Sp. C.

28


Rysunek 12 Struktura beneficjentów, którzy otrzymali dofinansowanie na projekty energii słonecznej w poszczególnych województwach. Oprac. IEO na podstawie danych MIiR

Szacuje się, że w ramach dotychczas zakontraktowanych projektów we wszystkich RPO powstało lub

powstanie łącznie ok. 280 MW instalacji fotowoltaicznych (znaczna cześć tych instalacji już została

wybudowana, jednak część czeka jeszcze na realizację). W porównaniu ze stanem z maja 2018 r.

nastąpił ok. dwukrotny wzrost mocy. Najwięcej instalacji fotowoltaicznych dofinansowano w

województwie podkarpackim oraz zachodniopomorskim, natomiast najmniej w kujawsko-pomorskim

(rys. 13).

Rysunek 13 Moce zainstalowane [MW] w instalacjach fotowoltaicznych w poszczególnych województwach w ramach dotacji z RPO. Oprac. IEO na podstawie danych MIiR

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Gmina Mikro i małe przedsiębiorstwo Średnie i duże przedsiębiorstwo

Stowarzyszenia Kościoły i związki wyznaniowe Inne

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

MW

Przyrost od maja 2018 r. do kwietnia 2019 r.

Moce zainstalowane (stan na maj 2019 r.)

29


5. RYNEK FARM FOTOWOLTAICZNYCH

Rynek farm fotowoltaicznych, to rynek który aktualnie rozwija się najprężniej. Farmy fotowoltaiczne

(realnie farmy o mocach rzędu 1 MW) realizowane są w systemie aukcji OZE. System aukcji OZE

dedykowany jest dużym inwestycjom i zasadniczo zastąpił poprzedni system wsparcia produkcji energii

z OZE – tzw. „zielone certyfikaty”. Aukcje na energię z OZE zostały wprowadzone do polskiego systemu

na podstawie ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (uOZE). System aukcyjny

nie wszedł w życie od razu, ale dopiero po uchwaleniu przez Sejm 22 czerwca 2016 roku nowelizacji

ustawy. Notyfikację Komisji Europejskiej (potwierdzenie zgodności z przepisami UE) uzyskał dopiero w

grudniu 2017 roku.

Aukcje są organizowane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) minimum raz w roku. Zasady

funkcjonowania aukcji OZE określone zostały w rozdziale 4 uOZE.

Dotychczas zostały przeprowadzane trzy aukcje OZE dot. sektora PV, w których wykorzystana została

internetowa platforma aukcyjna (IPA). Inwestor - wytwórca energii, oferuje sprzedaż zadeklarowanego

na okres 15 lat wolumenu energii po określonej przez siebie cenie (nie wyższej niż cena referencyjna

dla danego koszyka aukcyjnego). Zwycięzcami aukcji są inwestorzy, którzy zaoferują najniższą cenę

sprzedaży energii, pomniejszoną o VAT oraz których oferty łącznie nie przekroczyły 100% wartości lub

ilości energii określonej w ogłoszeniu o aukcji i 80%5 ilości energii objętej wszystkimi ofertami. Prezes

URE niezwłocznie po zamknięciu aukcji podaje do publicznej wiadomości informacje o wynikach aukcji.

Aukcje odbywają się w ramach tzw. koszyków aukcyjnych, których strukturę przedstawiono na rysunku

nr 14. Od 2018 r. obowiązuje 5 koszyków, przy czym aukcje odbywają się oddzielnie dla źródeł o mocy

poniżej i powyżej 1 MW.

Rysunek 14 Aktualne koszyki aukcyjne. Oprac. IEO na podst. ustawy o OZE.

Farmy fotowoltaiczne i wiatrowe trafiły do koszyka aukcyjnego - nr 4 w którym konkurują w aukcjach

dla źródeł poniżej i powyżej 1 MW. W praktyce do tej pory w koszyku o mocach poniżej 1 MW

wygrywały głównie farmy fotowoltaiczne (czasami tylko pojedyncze elektrownie wiatrowe o mocy <1

MW), natomiast w koszyku powyżej 1 MW w aukcji z 2018 roku wygrały wyłącznie farmy wiatrowe

(żaden projekt PV o mocy >1MW nie wygrał tej aukcji). Łącznie ze źródeł PV oraz wiatrowych

zamówiona została energia, która będzie wytarzana przez kolejne 15 lat ze źródeł o mocy ponad 2GW.

Więcej o wynikach dotychczas przeprowadzonych aukcji w kolejnym podrozdziale.

5 Zapis o wymogu 80% ilości energii został wprowadzony w ramach nowelizacji ustawy OZE w 2018r.

30


5.1. AUKCJE OZE

Dotychczas przeprowadzono trzy aukcje OZE w których z sukcesem inwestorzy zaoferowali energię z

farm fotowoltaicznych o mocach do 1 MW:

I Aukcja (AZ/3/2016) – 30 grudnia 2016 r.

II Aukcja (AZ/1/2017) – 29 czerwca 2017 r.

III Aukcja (AZ/9/2018) – 15 listopada 2018 r.

W 2018 roku, przeprowadzona została także aukcja dla instalacji fotowoltaicznych oraz wiatrowych o

mocach powyżej 1 MW (aukcja AZ/6/2018), jednak w aukcji tej nie wygrał żaden projekt instalacji

fotowoltaicznej, a wygrały wyłącznie projekty instalacji wiatrowych (łącznie 31 projektów wiatrowych

o mocy ponad 1,1 GW).

Łącznie w trzech aukcjach dla źródeł poniżej 1 MW wygrało 990 projektów o łącznej mocy prawie

900 MW. Wśród tych projektów, zaledwie 23 MW (24 projekty) należało do instalacji wiatrowych,

natomiast ponad 870 MW stanowiły projekty fotowoltaiczne. Projekty te należą do 549 podmiotów.

Najwięcej projektów wygrało w ostatniej (III aukcji) – prawie 8 razy więcej niż w I aukcji. Liczba

zwycięskich podmiotów aukcji z 2018 roku jest zbliżona do liczby z II Aukcji, jednak liczba wygranych

projektów w III Aukcji jest znacznie większa niż w II Aukcji (oznacza to, że coraz więcej podmiotów

składa co najmniej po kilka ofert). Wyniki dotyczące projektów fotowoltaicznych z dotychczas

przeprowadzonych aukcji przedstawiono w tabeli nr 1.

Tabela 1 Porównanie liczby, mocy oraz cen w trzech aukcjach OZE dla instalacji fotowoltaicznych w aukcji OZE. Oprac. IEO

Uwzględniono wyłącznie instalacje PV

I AUKCJA – 30.12.2016

II AUKCJA – 29.06.2017

III AUKCJA – 15.11.2018

Liczba wygranych projektów PV (szt.)

73 343 548

Moc projektów PV (MW) 68 289 514

Liczba wytwórców, którzy wygrali aukcje

62 236 251

W efekcie dotychczasowych aukcji najwięcej projektów (właściciele lub współwłaściciele zwycięskich

spółek) posiadają takie firmy jak: R. Power, MESSNER &PARTNER GMBH, ZONDA CYPRUS LIMITED,

BETTER ENERGY POLAND A/S, ALSEVA INNOWACJE (rysunek nr 15). Część z tych firm brała udział w

poprzednich aukcjach, tym samym poszerzając swoje portfolia o nowe projekty aukcyjne (R. Power,

ZONDA CYPRUS LIMITED czy VPL PROJECTS), ale pojawiły się także nowe firmy, które nie brały

dotychczas udziału w dwóch pierwszych aukcjach (PCWO Energy, Better Energy Poland czy Projekt-

Solartechnik). Biorąc pod uwagę obecnie zmieniający się rynek projektów fotowoltaicznych, gdzie

coraz więcej inwestorów decyduje się na zakup projektów już po wygranej aukcji, aktualna struktura

własnościowa projektów, które wygrały aukcje może się różnić.

31


Rysunek 15 Czołowi właściciele/współwłaściciele spółek, które wygrały aukcje. Źródło: Baza firm fotowoltaicznych Zwycięzcy Aukcji PV 2016-2017-2018

Ceny referencyjne dla instalacji fotowoltaicznych o mocy do 1 MW maleją z 465 zł/MWh w 2016 r. (I

aukcja) do 420 zł/MWh w 2018 r. (III aukcja), natomiast wg rozporządzenia z 2019 r.* cena

referencyjna w planowanej na 2019 r. aukcji ma wynosić 385 zł/MWh.

Średnia cena po jakiej wytwórcy zdecydowali się w 2018 roku sprzedawać

energię elektryczną oscylowała pomiędzy 352-373 zł/MWh, natomiast

najwyższą średnią cenę osiągali wytwórcy z drugiej aukcji OZE.

Na wykresie (rys. 16) przedstawiono porównanie cen dla projektów PV w

aukcjach wygranych i cen referencyjnych. Warto zauważyć, że w III Aukcji,

w której wygrało najwięcej ofert, rozrzut cen jest mniejszy, co wynika z

faktu, że firmy nabrały doświadczenia w wyznaczaniu ceny ofertowej po dwóch wcześniejszych

aukcjach oraz ze zmian (ujednolicenia) przepisów dotyczących sposobu ujmowania pomocy publicznej

w cenach ofertowych.

Rysunek 16 Aukcje OZE – ceny. Oprac. IEO.

0

5

10

15

20Li

czb

a p

roje

któ

w [

szt.

]

Aukcja I Aukcja II Aukcja III

* Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 15 maja 2019 r. w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2019 r. oraz okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrali aukcje w 2019 r. (Dz.U. 2019 poz. 1001)

http://www.sklepieo.pl/p/pl/141/baza+firm+fotowoltaicznych+zwyciezcy+aukcji+pv+2016-2017-2018.html

http://www.sklepieo.pl/p/pl/141/baza+firm+fotowoltaicznych+zwyciezcy+aukcji+pv+2016-2017-2018.html

32


Łączna moc projektów fotowoltaicznych, które uzyskały finansowanie w dotychczas

przeprowadzonych aukcjach OZE wynosi ponad 870 MW. Najwięcej inwestycji w farmy fotowoltaiczne

w ramach systemu aukcyjnego powstanie w województwach dolnośląskim, warmińsko-mazurskim,

mazowieckim i łódzkim (mapa – rys. 17). Projekty te należą do ok. 549 podmiotów.

Właściciele projektów z I aukcji z 2016 roku mieli czas na realizację do końca grudnia 2018 r. (wówczas

24 miesiące - aktualnie okres ten został skrócony do 18 miesięcy). Nie wszystkie projekty zostały

zrealizowane: z 73 projektów (68,4 MW), które wygrały tę aukcje zrealizowano w terminie 55 instalacji

(52,5 MW) - można przypuszczać, że reszta nie zostanie już zrealizowana.

Ustawowy termin realizacji projektów z II aukcji z 2017 roku mija z końcem czerwca 2018 r. Do końca

kwietnia 2019 roku zrealizowano już 139 projektów o łącznej mocy prawie 118 MW, co stanowi ok.

40% wszystkich projektów z tej aukcji (rys. 19).

Łączna moc wszystkich farm fotowoltaicznych, które wygrały aukcje OZE i zostały już zrealizowane

wynosi 170 MW, co stanowi prawie 50% wszystkich farm PV realizowanych w ramach pierwszej i

drugiej aukcji. Projekty z trzeciej aukcji z listopada 2018 roku są dopiero przygotowywane do realizacji,

a mają czas do połowy maja 2020r. Dotychczas najwięcej farm PV w ramach aukcji z 2016 i 2017 r.

powstało już w woj. warmińsko-mazurskim i łódzkim (patrz mapa - rys. 18).

Rysunek 17 Mapa projektów PV z aukcji OZE, które zostały już zrealizowane. Oprac.

IEO na podstawie danych URE

Rysunek 18 Mapa projektów PV, które wygrały aukcje OZE. Oprac. IEO na podstawie danych URE

33


Rysunek 19 Moc projektów z aukcji OZE (PV): projekty wygrane, projekty już zrealizowane. Oprac. IEO

Z aukcji na aukcję spadały koszty budowy farm fotowoltaicznych. Koszt przygotowania projektu,

wybudowania i przyłączenia do sieci 1 MW mocy spadł z 3,8 mln zł w 2016 roku do 2,8 mln zł w 2018

roku. Biorąc pod uwagę koszt inwestycji fotowoltaicznych w poszczególnych latach oraz dotychczas

przeprowadzone aukcje, oraz planowane do zakontraktowania moce w aukcji 20196, efektem

systemu aukcyjnego (trzech aukcji już przeprowadzonych oraz aukcji planowanej na 2019 rok) może

być blisko 5 mld zł inwestycji w farmy fotowoltaiczne, z czego ponad 2 mld w aukcji, która planowana

jest na 2019 r.

Rysunek 20 Wielkość nakładów inwestycyjnych w ramach aukcji OZE oraz koszt budowy farmy PV. Oprac. IEO

6 Moc planowana na podstawie projektu nowelizacji ustawy o OZE z lutego 2019 r.

0

100

200

300

400

500

600

AUKCJA 2016 AUKCJA 2017 AUKCJA 2018

moc projektów PV, które już rozpoczęły wytwarzanie energii w ramach aukcji

moc wygranych projektów PV w aukcji

MW

grudzień 2018 czerwiec 2019 maj 2020

grudzień 2018 - czas na realizację projektów

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

AUKCJA 2016 AUKCJA 2017 AUKCJA 2018 planowana AUKCJA2019

kosz

t b

ud

ow

y [m

ln z

ł/M

W]

Wie

lko

ść n

akła

dó

w in

wes

tycy

jnyc

h [

mln

zł]

Wielkosć nakładów inwestycyjnych w ramach poszczególnych aukcji OZE (tylko PV) [mln zł]

Koszt budowy farmy fotowoltaicznej mln zł/MW

34


5.2. EKONOMIKA INWESTYCJI W AUKCYJNYM SYSTEMIE WSPARCIA

Opłacalność inwestycji w aukcyjnym systemie wsparcia zależy od wielu czynników, natomiast za te

najbardziej wpływające na ekonomikę inwestycji możemy uznać wielkość nakładów inwestycyjnych

jakie zostaną poniesione na realizację projektu oraz poaukcyjną cenę sprzedaży energii (cena z jaką

dany projekt wygrał aukcję). W celu wizualizacji wpływu tych dwóch czynników na okres zwrotu z

inwestycji (DPBP- zdyskontowany okres zwrot) autorzy raportu, w oparciu o rozkład danych z rynku

uzyskanych od inwestorów i danych URE, przeprowadzili analizę wrażliwości dla 1 MW farmy

fotowoltaicznej, finansowanej w 80% z kredytu komercyjnego i 20% ze środków własnych, dla różnych

kosztów inwestycyjnych (CAPEX) odpowiednio w wysokości: 2,5 mln zł/MW, 2,8 mln zł/MW i 3,0 mln

zł/MW oraz różnej wysokości ceny sprzedaży energii z wygranej aukcji (rys. 21).

Okres zwrotu z inwestycji może wynosić od 10 lat (przy najniższych nakładach inwestycyjnych oraz przy

najwyżej możliwej, bliskiej referencyjnej, cenie z wygranej aukcji).

Na wykresie zaznaczono średnią cenę z III aukcji z 2018 r. dla instalacji fotowoltaicznych, która

wyniosła 352 zł/MWh. Dodatkowo zaznaczono cenę referencyjną sprzedaży energii z 2019r., która

wynosi 385 zł/MWh. Biorąc pod uwagę powyższe zmienne, w dalszym ciągu przy średniej cenie

sprzedaży energii z 2018 r. inwestycje te mogą być opłacalne (okres zwrotu dla CAPEX 2,8 mln zł wynosi

ok. 15 lat). Inwestycje mogą być szczególnie korzystne ekonomicznie dla tych inwestorów, którym uda

się zrealizować inwestycje po niższym koszcie inwestycyjnym, co jest bardziej prawdopodobnie w

przypadku inwestorów z pakietami większej liczby projektów oraz oczywiście dla tych, którym uda się

wygrać z jak najwyższą ceną.

Rysunek 21 Okres zwrotu (DPBP) z inwestycji dla 1 MW farmy PV przy różnych wariantach kosztów realizacji (CAPEX) w zależności od wygranej ceny z aukcji (wyniki analizy wrażliwości). Oprac. IEO

35


5.3. POPRAWA PRODUKTYWNOŚCI INSTALACJI PV

Analiza produktywności instalacji PV stała się ważnym wymaganiem banków, które powoli otwierają

się na możliwość finansowania farm fotowoltaicznych, które wygrały aukcje OZE. Przedstawienie

wiarygodnej prognozy produktywności z farmy fotowoltaicznej, jest dla banków bardzo ważne,

ponieważ wielkość produkcji energii z farmy fotowoltaicznej jest podstawowym parametrem oceny

projektów przez banki, gdyż pozwala ocenić wyniki finansowe inwestycji – tym samym wiarygodna

prognoza produktywności jest czynnikiem warunkującym otrzymanie finansowania, ale także wpływa

na warunki tego finansowania. Wielkość produkcji zależy od wielu czynników, zarówno jakości

projektu (np. optymalne odległości pomiędzy rzędami modułów), jak i doboru sprzętu. Autorzy

raportu dysponując znaczącą statystykę projektów fotowoltaicznych, które poddali analizie

produktywności zauważyli znaczącą poprawę wydajności oraz dalsze możliwości poprawy

produktywność. Farmy fotowoltaiczne nie są jeszcze w tak znaczącym stopniu zoptymalizowane jak

farmy wiatrowe i każdy dalszy postęp w tym zakresie poprawiać będzie konkurencyjność fotowoltaiki

na rynku OZE i rynku energii. Warto zauważyć, że pierwsza Polska farma fotowoltaiczna o mocy 1 MW

w pierwszym pełnym roku eksploatacji ‘2012 wytworzyła 985 MWh, podczas gdy farmy PV o

identycznej mocy budowane w 2018 roku mogą wytwarzać nawet ponad 1100 MWh/rok. Zastrzegając

brak większej próbki statystycznej do jakiej można by się odnieść w 2012 roku, realny wzrost

produktywności w ciągu 5 lat wyniósł zatem ponad 10%. Na różnice składa się zarówno postęp w

technologii jak i w optymalizacji procesów projektowania.

Dla przykładu poniżej przedstawiono wpływ dwóch czynników na produktywność instalacji

fotowoltaicznej:

Odległości między rzędami (efektem zmian tego parametru jest głównie wielkość

samozacieniania się modułów fotowoltaicznych)

Doboru różnego rodzaju modułów fotowoltaicznych – spośród modułów stosowanych

najczęściej na rynku i dostępnych u polskich firm wybrano 10 rodzajów modułów, dla których

przeprowadzono analizę produktywności (wybrano moduły o różnej mocy i technologii)

Analizę przeprowadzono dla uśrednionej instalacji rzędu 1 MW, dla tych samych warunków

projektowych, lokalizacyjnych (region o wysokim nasłonecznieniu), a sterowano wyłącznie badanymi

parametrami.

Wpływ odległości pomiędzy kolejnymi rzędami modułów fotowoltaicznych jest oczywisty – im większa

odległość tym produktywność większa, na skutek spadku samozacieniania się rzędów modułów

fotowoltaicznych w pewnych porach dnia. Należy jednak wziąć pod uwagę, że wraz ze wzrostem

odległości wzrasta powierzchnia zajmowana przez instalację, w związku z czym istotny jest dobór

optymalnej odległości w konkretnym przypadku projektowym, która pozwoli najefektywniej

wykorzystać dostępną przestrzeń jednocześnie unikając zbędnych strat. Tak jak w przypadku farm

wiatrowych można dodatkowo szukać optimum pomiędzy kosztem i dostępnością terenu, a

zacienianiem7.

7Odpowiednikiem w energetyce wiatrowej są tzw. „wakes”, czyli straty narastające z zagęszczeniem rozstawiania elektrowni wiatrowych w farmie, co było często powodowane chęcią zwiększenia mocy –bez proporcjonalnego wzrostu produktywności, w sytuacji gdy wartość projektu w transakcji określano stawką za 1 MW, przyp. aut.

36


Rysunek 22 Wpływ odległości pomiędzy kolejnymi rzędami modułów fotowoltaicznych na produktywność oraz samozacienienie instalacji. Oprac. IEO

Wpływ rodzaju zastosowanych

modułów fotowoltaicznych na

produktywność instalacji

fotowoltaicznej pokazuje

poniższy wykres. W zależności od

wybranego modułu,

produktywność z instalacji o mocy

ok. 992 kW może wynieść od ok.

1050 kWh/kW do nawet 1120

kWh/kW. Analizie poddano

zarówno moduły polikrystaliczne

jak i monokrystaliczne o mocy od

275 W do 400 W. W zależności od

mocy analizowanego modułu

zmieniała się także powierzchnia

jaką będzie zajmowała instalacji

Rysunek 23 Produktywność z instalacji PV dla różnych modułów PV. Oprac. IEO.

(w analizie od 1,1 ha do 1,6 ha – jest to powierzchnia zajmowana przez moduły PV, wraz z powierzchnią

pomiędzy rzędami, nie wliczono tutaj powierzchni potrzebnej na pozostałą infrastrukturę farmy

fotowoltaicznej).

Analizy wskazują, że optymalnie projektując instalację i dobierając odpowiedni sprzęt można zwiększyć

produktywność instalacji fotowoltaicznych, a tym samym poprawić wyniki finansowe inwestycji oraz

zwiększać potencjał całej branży. Jednocześnie zły dobór sprzętu oraz nieoptymalny projekt instalacji,

może doprowadzić do zmniejszenia uzysków rzeczywistych w stosunku do tych zakładanych. Ważne

jest także, aby wykonując analizę produktywności wziąć pod uwagę wszystkie czynniki, w tym także

należy dokładnie odzwierciedlić sytuację projektową instalacji.

W trzech dotychczas przeprowadzonych aukcjach, w których wzięły udział instalacje fotowoltaiczne

zakontraktowano łącznie 14,46 TWh energii elektrycznej. Nie wiadomo, czy instalacje te zostały

zaprojektowane optymalnie w oparciu o sprzęt o najlepszej jakości/wydajności , jednak założono, że

0

1

2

3

4

5

6

1 030

1 040

1 050

1 060

1 070

1 080

1 090

1 100

1 110

1 120

Sam

oza

cien

ien

ie in

stal

acji

[%]

Pro

du

ktyw

no

ść [

kWh

/kW

]

Produktywność instalacji PV[kWh/kWp]

Samozacienienie [%]

1 040

1 050

1 060

1 070

1 080

1 090

1 100

1 110

1 120

1 130

Pro

du

ktyw

no

ść [

kWh

/kW

]

37


jest to średnia wartość energii jaką mogą wyprodukować te instalacje. Z przeprowadzonych analiz

wynika, że w zależności od wybranego sprzętu, projektowanej odległości pomiędzy rzędami, ilość

energii wyprodukowanej przez tą samą instalacje może się zmieniać w zakresie ok.: -7% / +4%. Biorąc

pod uwagę powyższe, realna ilość energii uzyskana z tych instalacji w okresie 15 lat może być większa

o 0,62 TWh od tej zakontraktowanej w wygranych aukcjach, w przypadku zastosowania lepszych

modułów oraz większych odległości międzyrzędowych, ale też mniejsza nawet o 1,1 TWh od tej

zakontraktowanej, gdy zastosowany zostanie sprzęt gorszej jakości i zostaną zmniejszone odległości

międzyrzędowe np. ze względu na ograniczenia przestrzenne. Jest to oczywiście wpływ tylko i

wyłącznie dwóch analizowanych czynników, a rzeczywista produktywność z tych instalacji będzie

zależała od wielu aspektów.

38


5.4. POTENCJAŁ NOWYCH PROJEKTÓW FOTOWOLTAICZNYCH

Dotychczas przeprowadzono trzy aukcje OZE, które zostały omówione w poprzednich rozdziałach. Na

2019 rok planowana jest kolejna aukcja, chociaż aktualnie nie znany jest jeszcze termin jej

przeprowadzenia. Urząd Regulacji Energetyki jest instytucją, która ogłasza aukcje, jednak aby mógł to

zrobić, musi nastąpić nowelizacji ustawy o OZE, w której zostaną wpisane warunki tej aukcji8. 28 lutego

2019 roku pojawił się projekt nowelizacji ustawy o OZE oraz niektórych innych ustaw, który do tej pory

jest procedowany. Określono w nim ilość energii, która będzie mogła zostać sprzedana w ramach IV

aukcji OZE w 2019 roku, natomiast w dokumencie „Ocena skutków regulacji” przedstawiono

szacowane moce, jakie mogą powstać w ramach tej aukcji. Zgodnie z tymi dokumentami w 2019 r.

przeprowadzone zostaną aukcje dla instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych odrębnie dla mocy do

1 MW oraz powyżej 1 MW. W praktyce, biorąc pod uwagę dotychczasowe wyniki aukcji, w koszyku do

1 MW wygrywają instalacje fotowoltaiczne, natomiast w koszyku powyżej 1 MW wygrywają instalacje

wiatrowe, w związku z czym ilość energii oraz moc instalacji w aukcji w 2019 rok może wyglądać

następująco:

Prawie 11,5 TWh energii elektrycznej do

zakontraktowania w aukcji w 2019 r.

Łączna moc instalacji PV, które mogą wygrać tą aukcję może wynieść 750 MW.

Prawie 91,5 TWh energii elektrycznej do zakontraktowania w aukcji w 2019 r.

Łączna moc instalacji wiatrowych, które mogą

wygrać tą aukcję może wynieść 2 500 MW.

Wiadomo, że moc 750 MW w aukcji dla źródeł poniżej 1 MW będzie w całości wykorzystania przez

farmy PV, ale nie można wykluczyć, że największe farmy słoneczne będą już teraz mogły zejść poniżej

ceny referencyjnej dla dużych farm wiatrowych (do 285 zł/MWh)9 i partycypować w olbrzymiej mocy

zreferowanej (2,5 GW) w aukcji powyżej 1 MW. Na wykresie poniżej zestawiono dotychczasowe

maksymalne ilości energii, które zostały przeznaczone do sprzedania w poszczególnych aukcjach oraz

ilość energii, która została rzeczywiście zakontraktowana. Dodatkowo przedstawiono także ilość

energii do zakontraktowania z aukcji wg projektu nowelizacji ustawy o OZE z lutego 2019 r. Podobnie

jak w aukcji z 2018 r. w kolejnej aukcji na 2019 rok planuje się znacznie wyższe wolumeny dla koszyka

ze źródłami o mocy powyżej 1 MW, gdzie w 2018 r. wygrały wyłącznie projekty wiatrowe, ponieważ

projekty fotowoltaiczne nie były jeszcze w stanie konkurować cenowo z projektami fotowoltaicznymi.

W tegorocznej aukcji sytuacja może się zmienić i w koszyku tym mogę wygrać także projekty

fotowoltaiczne.

8 Warunki aukcji na 2019 rok powinny zostać określone w rozporządzeniu wykonawczym, które Ministerstwo Energii powinno wydać do końca 2018 roku zgodnie z delegacją z ustawy o OZE, co się jednak nie stało, w związku z tym, aby aukcja mogła się odbyć konieczne jest nowelizacja ustawy o OZE, w której zostaną określone warunki tej aukcji. 9 Minimalna cena z farmy PV zgłoszona do aukcji w 2018 roku wynosiła 289 zł/MWh

39


Rysunek 24 Maksymalna ilość energii elektrycznej, która mogła zostać sprzedana w aukcjach (zgodnie z ogłoszeniem o aukcjach oraz projektem uOZE) oraz ilość energii, która została sprzedana. Oprac. IEO

Biorąc pod uwagę potencjał tegorocznej aukcji warto przyjrzeć się projektom fotowoltaicznym

rozwijanym na polskim rynku.

IEO na podstawie danych o warunkach przyłączenia do sieci i uzyskanych umowach przyłączeniowych

w latach 2010-2018 u czterech największych operatorów sieci dystrybucyjnych w Polsce: Enea

Operator, Energa Operator, PGE Dystrybucja oraz Tauron Dystrybucja przygotował zestawienie

informacji o projektach możliwych do realizacji w systemie aukcyjnym lub na zasadach komercyjnych.

Stworzona baza danych nie obejmuje instalacji prosumenckich, które nie wymagają warunków

przyłączenia do sieci. Z bazy danych IEO wynika, że operatorzy wydali ok. 2,1 tys. warunków

przyłączenia do sieci instalacji fotowoltaicznych o sumarycznej mocy ponad 2 GW (nie wliczono tutaj

wydanych warunków przyłączenia do sieci dla instalacji, które zostały już oddane do użytku). W ciągu

ostatnich 10 lat najwięcej warunków przyłączenia wydano dla instalacji z zakresu mocy 0,5 do 1 MW.

Instalacje z tego przedziału mocy stanowią blisko 65% ogółu instalacji w rozpatrywanym okresie.

Wydano też pierwsze warunki przyłączenia dla dużych farm fotowoltaicznych, o zainstalowanej mocy

przekraczającej 5 MW (na razie stanowią one 1% wszystkich instalacji) (rys. 25).

0

10 000 000

20 000 000

30 000 000

40 000 000

50 000 000

60 000 000

70 000 000

80 000 000

90 000 000

100 000 000

I AUKCJA II AUKCJA III AUKCJA IV Aukcja 2019 - projektuOZE luty 2019

Ilość

en

ergi

ele

ktry

czn

ej [

MW

h]

Maksymalna ilość energii elektrycznej, która mogła zostać sprzedana w drodze aukcji [MWh] - instalacje do 1 MW

Ilość zakontraktowanej energii w wygranych aukcjach w instalacjach do 1 MW [MWh]

Maksymalna ilość energii elektrycznej, która mogła zostać sprzedana w drodze aukcji [MWh] - instalacje powyżej 1 MW

Ilość zakontraktowanej energii w wygranych aukcjach w instalacjach powyżej 1 MW [MWh]

? ?

40


Rysunek 25 Wydane warunki przyłączenia na instalacje fotowoltaiczne w Polsce w latach 2010-2018. Źródło: IEO, baza danych „Projekty Fotowoltaiczne w Polsce ’2019”

Od 2015 roku liczba wydanych warunków przyłączenia do sieci gwałtownie wzrastała. Najwięcej

warunków zostało wydanych w 2017 roku. Najwyższe tempo wzrostu projektów fotowoltaicznych

możemy zaobserwować w przypadku instalacji z przedziału mocy 0,5-1 MW jak również i instalacji

poniżej 200 kW. Co roku przybywa natomiast podobna liczba warunków przyłączenia dla instalacji

fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej od 1 MW do 5 MW (w tym segmencie jeszcze nie widać

przyspieszonego wzrostu liczby projektów).

Na mapie (rys. 26)

przedstawiono projekty

fotowoltaiczne w podziale na

obszary kraju. Najwięcej

projektów fotowoltaicznych

jest rozwijanych w

województwie wielkopolskim.

Na terenie tego województwa

w okresie lipiec-październik

2018 roku przybyło blisko 130

projektów fotowoltaicznych.

Wśród województw na terenie

których rozwijać się mogą

elektrownie fotowoltaiczne

wyróżnić można województwo

kujawsko-pomorskie oraz

lubuskie, gdzie w

rozpatrywanym kwartale 2018

roku przybyło po około 50

projektów. Rysunek 26 Mapa projektów fotowoltaicznych w Polsce w latach 2010-2018. Źródło: IEO, baza danych „Projekty Fotowoltaiczne w Polsce ’2019”

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

mniej niż 200 kW od 200 do 500 kW od 500 kW do 1 MW od 1 do 5 MW od 5 do 60 MW

Rozkład liczby projektów w przedziałach mocy

41


5.5. POSTULATY INWESTORÓW NA RZECZ ZNIESIENIA BARIER W ROZWOJU FARM PV W

POLSCE

Farmy fotowoltaiczne zaczęły intensywnie rozwijać się dopiero w momencie pojawienia się systemu

aukcyjnego, czyli od 2016/2017 r. Wcześniej w latach 2012-2015 ich rozwój był znikomy, wspierany

dotacjami z Regionalnych Programów Operacyjnych. Tylko nieliczni inwestorzy mieli doświadczenia z

budową dużych systemów PV. Część inwestorów miała natomiast doświadczenie w zakresie realizacji

farm wiatrowych. IEO na bazie ankiet od inwestorów i informacji z rynku OZE przygotował zestawienie

największych barier w rozwoju sektora PV w Polsce. Usunięcie tych barier przyspieszyłoby rozwój farm

PV, upłynniło rynek i zmniejszyło koszty projektów.

Uzyskanie promesy koncesji/ koncesji na sprzedaż energii elektrycznej

Zdaniem inwestorów uzyskanie koncesji w oddziałach Urzędu Regulacji Energetyki (URE) jest procesem

długotrwałym, czasem trwającym nawet kilka miesięcy (nawet do 8 miesięcy). Inwestor może otrzymać

promesę koncesji, lub właściwą koncesję. Promesa koncesji nie daje prawa do prowadzenia

działalności w zakresie, w którym wymagane jest posiadanie koncesji. Promesa może być natomiast

dokumentem ułatwiającym inwestorowi uzyskanie finansowania planowanej inwestycji, a także

uzyskanie w przyszłości koncesji, ponieważ na etapie wnioskowania o promesę inwestor musi

zgromadzić określone dokumenty. Jednakże, może to powodować dublowanie pracy URE i tym samym

wydłużanie czasu oczekiwania/odpowiedzi ze strony oddziałów URE. Taka sytuacja zdarza się w

oddziale terenowym URE w Łodzi do którego trafia najwięcej wniosków o koncesję składanych przez

przedsiębiorców "aukcyjnych”.

Przyłączenie instalacji PV do sieci elektroenergetycznej

Inwestorzy zwracają uwagę na wydłużony okres oczekiwania na warunki przyłączenia. Operator

systemu dystrybucyjnego (OSD) dla instalacji powyżej 1kV ma 150 dni na wydanie warunków

przyłączenia. Inwestorzy zaznaczają, że OSD często wydają warunki przyłączenia właśnie pod koniec

tego okresu, co znaczenie wydłuża cały proces inwestycji. Inwestorzy proponują zmniejszenie okresu

oczekiwania do 2 miesięcy.

Dodatkowo, OSD wymagają promesy koncesji, co tym bardziej wydłuża czas realizacji inwestycji i

komplikuje proces (o czym powyżej). Poza tym, inwestorzy zwracają uwagę na problemy z

blokowaniem dostępu do sieci energetycznej. OSD odmawiają wydania warunków przyłączenia do

sieci, argumentując brakiem warunków ekonomicznych. Jest to o tyle niezrozumiałe, że państwowe

spółki dystrybucyjne uzyskały w latach 2015-2017 w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i

Środowisko (fundusz spójności UE – POIŚ, działanie 1.1.2 – wspieranie budowy lub przebudowy sieci

umożliwiających przyłączanie OZE) ponad 900 mln dotacji na przyłączenia OZE (w trybie

pozakonkursowym). Tymczasem moc OZE przyłączonych do sieci w latach 2016-2018 ciągle pozostaje

na stałym poziomie 8,5 GW.

Inwestorzy zwracają uwagę na brak jednolitych procedur/dokumentów dotyczących uruchomienia

przyłączenia farmy do sieci elektroenergetycznej. Procedury przyłączania nie są jasno opisane i

publicznie dostępne. Ujednolicenie tego procesu u wszystkich operatorów pozwoliło by przyspieszyć

przyłączanie farm do sieci o 2-3 miesiące.

42


Decyzje środowiskowe

Część inwestorów twierdzi, że szczególnie dla instalacji PV o mocy 1 MW, które w rzeczywistości

zajmują obszar gruntu nie większy niż 1 ha (powierzchnia samych paneli PV) i nie znajdują się w strefach

ochrony przyrodniczej i NATURA 2000, oraz mają w rzeczywistości neutralny wpływ na środowisko w

kontekście ustawy o udostępnieniu informacji o środowisku, w pełni zasadne jest skrócenie procedury

środowiskowej do 30 dni, bez konieczności opiniowania wniosku przez Inspektora Sanitarnego.

Utrudnienia w systemie aukcyjnym

Ciągłe zmiany legislacyjne wprowadzają chaos i brak stabilności na rynku OZE. Inwestorzy nie mają

możliwości planowania i przygotowania projektów. Inwestorzy zwracają uwagę na kwestie związane z

czasem ogłaszania aukcji, tzn. aukcje powinny być ogłaszane z większym wyprzedzeniem. Obecny 30-

dniowy czas poprzedzający ogłoszenie aukcji od czasu realizacji aukcji jest stanowczo za krótki. Firmy

wskazują także na większą częstotliwość ogłaszania aukcji (więcej niż raz na rok), co jednocześnie

mogłoby pomóc w wypełnieniu celów OZE.

Dodatkowo, inwestorzy wskazują, że należałoby wydłużyć czas realizacji wygranych projektów

aukcyjnych. Obecnie ten czas dla projektów PV wnosi 18 m-cy, ale dla pierwszej aukcji wynosił już 24

m-ce i obecnie branża postuluje powrót do pierwotnego rozwiązania.

W związku z problemami z przygotowaniem w odpowiednim czasie projektów aukcyjnych, inwestorzy

sugerują zniesienie kar finansowych za niewytworzenie energii w ilości odpowiadającej co najmniej

85% ilości wynikającej z oferty aukcyjnej, rozliczane w okresach 3-letnich. Zdaniem inwestorów

wystarczającą karą jest już utrata gwarancji sprzedaży energii w systemie aukcyjnym, utrata prawa do

startu z danym projektem w kolejnych aukcjach (do 3 lat) oraz utrata wpłaconej kaucji. Projekt

nowelizacji uOZE z czerwca 2019r. uwzględnia oba te postulaty: przywrócenie okresu 24 miesięcy na

realizację inwestycji PV oraz brak kar za niewytworzenie energii z nieuruchomionej w terminie

instalacji.

43


6. FARMY FOTOWOLTAICZNE NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

6.1. RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Największym problemem w polskiej energetyce jest trwały, wzrostowy trend kosztów. Przy ustawowo

zamrożonych cenach energii w 2019 roku (na poziomie czerwca 2018 r.) i w sposób ciągły narastających

kosztach, nie będzie możliwości uniknięcia wysokiego wzrostu cen w 2020 roku, przynajmniej dla firm,

w szczególności dla MŚP i samorządów. Dalszy wzrost kosztów i cen energii (perspektywa 2-3 lat)

będzie musiał być rozłożony na wszystkich odbiorców energii, w tym na gospodarstwa domowe, ale

także na przemysł, rolników, spółki użyteczności publicznej i dodatkowo pociągnie za sobą wzrost cen

żywności i usług dla ludności.

Przyczyn wzrostu cen jest kilka, ale kluczowym jest fakt, że polski system elektroenergetyczny,

zdominowany przez elektrownie cieplne opalane węglem kamiennym i brunatnym, jest w skali Europy

wyjątkowo wrażliwy na zmiany na rynku międzynarodowym. W połowie 2018 r. trend spadkowy, jaki

panował w latach 2012 – 2017 ustąpił miejsca drastycznym wzrostom napędzanym wysokimi cenami

uprawnień do emisji. Krytyczna sytuacja z września 2018 r. (cena uprawnień powyżej 20 EUR/tonę)

stała się normą, a tendencja wzrostowa pozostała. Ten efekt nałożony z planowanymi remontami,

nowymi inwestycjami i wzrostami cen paliw rysuje obraz długofalowych zmian odbijających się po

całym rynku.

IEO opracował autorski model prognostyczny cen energii elektrycznej uwzględniający najnowsze

dokumenty rządowe opisujące politykę elektroenergetyczną kraju na lata 2019-2040 ujętą w KPEiK, ze

stycznia br. Analizy wskazują na trwały wzrost całkowitych kosztów wytwarzania energii w Polsce aż

do 2030 roku – rysunek 27.

Rysunek 27 Prognoza wzrostu kosztów wytwarzania energii w Polsce. Źródło – IEO: „Prognoza cen energii elektrycznej”

44


Nieunikniony jest bezwzględny wzrost kosztów generacji energii i taryf. Sumaryczny koszt generacji

energii stabilnie wzrasta, osiągając 80 mld zł’18 w 2040 roku. Ten koszt będzie przyczyną wzrostów

cen energii na rynku hurtowym jak i wzrostu (w różnym stopniu) taryf. Najszybszego wzrostu

kosztów energii należy spodziewać się w latach 2020-2025 – z 285 do 325 zł/MW (w cenach stałych,

bez inflacji).

Jak wykazał zespół IEO, koszty wytwarzania energii w Polsce muszą się przełożyć na wzrost cen

hurtowych energii i taryf. Przewidywany wzrost cen energii dla MŚP może skutkować pogorszeniem

konkurencyjności ich produktów na tle UE, gdzie z uwagi na szybsze odchodzenie od wysokoemisyjnej

energetyki i przechodzenie na źródła energii o niemal zerowych kosztach operacyjnych, ceny energii

zaczną spadać. Stąd wynikają i zagrożenia, ale i szanse dla fotowoltaiki, która przynajmniej częściowo

może ograniczyć spodziewany impuls skoku cenowego na rynku energii w 2020 roku i dalszych.

6.2. WPŁYW PRODUKCJI ENERGII Z INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH NA BILANS MOCY

Instalacje fotowoltaiczne, które znaczną część energii produkują latem, mogą być najlepszym wyjściem

dla rozwiązania problemów z bilansem mocy w okresie letnim (czyli zapewnieniem odpowiedniej ilości

energii elektrycznej potrzebnej w polskim systemie elektroenergetycznym). Problemy z bilansem mocy

w okresie letnim, czego skutkiem były np. ograniczenia dostaw energii z jakimi spotkali się polscy

odbiorcy w 2015 r. i 2016 r., wynikają ze specyfiki polskiego rynku energii, który charakteryzuje się:

dominującą rolą źródeł wytwórczych opalanych węglem kamiennym oraz brunatnym,

wymagających znacznych ilości wody do chłodzenia

dynamicznym wzrostem zapotrzebowania na moc w okresie letnim, spowodowanym

upowszechnieniem wykorzystania instalacji klimatyzacyjnych i chłodniczych

istotnym udziałem elektrociepłowni w pokrywaniu szczytowego obciążenia systemu w okresie

zimowym (które nie produkcją energii w okresie letnim) - moc osiągalna na poziomie ok. 25%

szczytowego zapotrzebowania10

bardzo słabym powiązaniem polskiego systemu elektroenergetycznego (KSE) z systemami

krajów sąsiednich, co ogranicza możliwość uzupełnienia importem deficytu w bilansie mocy (2

- 3% zapotrzebowania krajowego na moc)

W konsekwencji, w okresie letnim (chociaż maksymalne zapotrzebowanie na moc kształtuje się wtedy

na poziomie niższym niż w okresie zimowym), zapewnienie bilansu mocy przez źródła tradycyjnie

obecne w systemie okazuje się trudniejsze niż zimą, co wynika z faktów, że:

energii elektrycznej nie produkują elektrociepłownie, które w okresie zimowym zapewniały ok.

25% szczytowego zapotrzebowania

elektrownie wiatrowe generują mniejszą ilość energii niż w okresie zimowym ze względu na

typowe dla warunków letnich zmniejszenie średnich prędkości wiatru

ze względu na wysoką temperaturę i niski stan wody w rzekach wykorzystywanych do

chłodzenia, ograniczone są moce wytwórcze w elektrowniach węglowych, zwłaszcza tych z

otwartym obiegiem chłodzenia

występują także ograniczenia z wyprowadzeniem mocy z elektrowni tradycyjnych

(wielkoskalowych) ze względu na przekroczenia dopuszczalnych temperatur przewodów w

sieciach przesyłowych, dodatkowo nagrzewanych słońcem i słabo chłodzonych przy typowym

dla warunków letnich brakiem wiatru.

10 źródło: Biuletyn URE Nr 4/2007, https://www.cire.pl/pliki/2/rynek_en_elektr_wytwskoj.pdf

45


Produkcja energii elektrycznej z instalacji PV może być naturalnym rozwiązaniem dla zarysowanej

luki w produkcji energii elektrycznej w okresie letnim. Profil produkcji źródeł PV jest zbieżny z

ograniczeniami w pracy źródeł węglowych. Potwierdzeniem tego jest autorska analiza wpływu

generacji z PV, opartej na realnym nasłonecznieniu i hipotetycznej mocy zainstalowanej w źródła PV

w Polsce, na krzywą obciążenia jednostek węglowych w warunkach konkretnego letniego dnia, której

wyniki przedstawiono na rys. 2811

Rysunek 28 Faktyczna struktura pokrycia zapotrzebowania na moc w dniu 9 lipca 2014r. vs. potencjalny wpływ na udział w pokryciu zapotrzebowania przez elektrownie węglowe generacji z PV. Oprac. IEO na podstawie danych publikowanych przez PSE SA. Ozn. JWCD -jednostka wytwórcza przyłączona do koordynowanej sieci 110kV podlegająca centralnemu dysponowaniu przez operatora sieci przesyłowej OSP, nJWCD - jednostka wytwórcza przyłączona do koordynowanej sieci 110kV nie podlegająca centralnemu dysponowaniu przez OSP.

6.3. SPRZEDAŻ BEZPOŚREDNIA ENERGII Z OZE/PV NA RYNKU KOMERCYJNYM W

FORMULE PPA

System wsparcia dużych farm fotowoltaicznych przewidziany jest w ustawie OZE do 2020r. Po 2020 r.

nie mamy pewności, jak będzie funkcjonował rynek OZE, w tym też PV. Możemy jednak przypuszczać,

że na rynku powstanie unikalna możliwość do bezpośredniej sprzedaży energii (bez rządowego

wsparcia) – PPA - Power Purchase Agreements z instalacji OZE, w tym też farm PV. Takie podejście do

sprzedaży energii będzie korzystne zarówno dla wytwórców energii z instalacji OZE (głównie z wiatru

oraz PV) oraz dla przedsiębiorców, którzy tą energię będą bezpośrednio kupować.

Reforma rynku energii, zatwierdzona na przełamie lat 2018/2019 w unijnym pakiecie dyrektyw i

rozporządzeń o OZE i o rynku energii elektrycznej, będzie zwiększała okresy nadpodaży produkcji

energii elektrycznej w stosunku do bieżących potrzeb oraz prawdopodobieństwo pojawiania się cen

ujemnych, czyli sytuacji, w której wytwórcom energii z OZE nie będzie się opłacało sprzedać energii na

giełdzie, ale o wiele korzystniejsze może być sprzedawanie energii bezpośrednio do odbiorcy

(przedsiębiorstwa) w ramach umowy PPA.

11 Wyniki scyntylacji podważają pogląd o braku korelacji produkcji źródeł PV z zapotrzebowaniem na energię w całym systemie

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Zap

otr

zeb

ow

anie

na

mo

c [M

W]

Godziny doby

JWCD

wiatr

nJWCDniewiatrowe

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Zap

otr

zeb

ow

anie

na

mo

c [M

W]

Godziny doby

PV=0

PV=1GW

PV=2GW

PV=5GW

PV=10GW

46


Ceny energii rosną i będzie rosła także grupa odbiorców biznesowych, którzy będą coraz więcej płacić

za energię w szczytach zapotrzebowania. Zdaniem IEO jest to szansa dla technologii OZE, w tym w

szczególności dla PV. Wynika to z faktu, że polski miks energetyczny oparty jest na paliwach kopalnych,

a wzrost cen energii wynika m.in. z sytuacji na rynku CO2, czy wahań cen paliw. Instalacje OZE mają

przewagę nad paliwami kopalnymi, gdyż ich koszty produkcji, a w konsekwencji także oferowane ceny

energii, nie zależą od tych czynników. W rezultacie przedsiębiorstwo kupując energię bezpośrednio od

wytwórcy OZE (w ramach umowy PPA), będzie miało szanse na zmniejszenie swoich rachunków za

energię elektryczną. Warto zauważyć, że w przypadku technologii PV profile produkcji energii z OZE są

zgodne z profilami odbiorców.

Rośnie też liczba przemysłowych odbiorców energii, którzy – z uwagi na preferencje odbiorców ich

produktów i polityki korporacyjne – nie mogą zaakceptować energii elektrycznej z polskiego miksu

energetycznego ze zbyt niskim udziałem energii z OZE i potrzebują zakupić więcej OZE. Wszystko to

łącznie stwarza unikalną możliwość do bezpośredniej sprzedaży energii (bez rządowego wsparcia) –

PPA.

Korporacyjne umowy sprzedaży energii z OZE (tzw. PPA) są w Polsce stosunkowo nową koncepcją i

mogą być realizowane na co najmniej kilka sposobów. Podstawowy podział obejmuje sprzedaż

bezpośrednią fizycznej energii z instalacji PV lub sprzedaż wirtualną.

Z uwagi na specyfikę polskiego rynku (słaby rozwój systemu obrotem gwarancji pochodzenia, rosnące

ceny energii elektrycznej i deficyt mocy w systemie) IEO w swojej analizie skupił się na bezpośredniej

(fizycznej) sprzedaży energii z PV do odbiorcy przemysłowego.

Farmy fotowoltaiczne generują energię w szczytach zapotrzebowania, czyli można wnioskować, że są

w stanie osiągać stosunkowo dobre ceny na wyprodukowaną energię. Obecnie w tej formule możliwa

byłaby sprzedaż energii z farm PV dla odbiorców z grupy taryfowej C ( tzn. dla małych i średnich firm),

bo to one płacą najwyższe ceny za energię - już na poziomie kosztów energii z PV i dotykają je wysokie

kary za przekroczenie zamówionej mocy. Interesująca jest też grupa większych odbiorców

korzystających z taryf grupy B. Największe korzyści już teraz mogą odnieść odbiorcy niewrażliwi na

profil zasilania, tzn. nie obciążeni kosztem koniecznego zakupu uzupełniającego energii. Jednak mała

skala wymagałaby usługi ich zagregowania, do czego zachęca nowa dyrektywa o rynku energii

elektrycznej.

Poniżej na rysunku przedstawiono jeden z możliwych wariantów sprzedaży energii w formule PPA, tzw.

fizyczny z udziałem spółki obrotu energia (tzw. tradera), z wykorzystaniem linii bezpośredniej, z

odbiorcą końcowym wrażliwym na profil produkcji energii. Założenia dla tego modelu sprzedaży są

następujące:

1. Inwestor ponosi dodatkowy nakład inwestycyjny na zbudowanie linii bezpośredniej, lub

wykorzystuje istniejące połączenie.

2. Strumień energii kupowany przez odbiorcę końcowego nie jest obciążony kosztami dystrybucji,

natomiast w ramach PPA dodatkowo refinansowany jest nakład na budowę i koszt utrzymania

linii bezpośredniej.

3. Ze względu na wymagania odbiorcy konieczny jest udział tradera w zapewnieniu zakupu

uzupełniającego, natomiast całość energii wytworzonej, lub nadwyżka względem

autokonsumpcji w instalacji wytwórcy, jest linią bezpośrednią dostarczana do odbiorcy.

4. Gwarancje pochodzenia są – na życzenie odbiorcy - przekazywane bezpośrednio pomiędzy

wytwórcą i odbiorcą.

47


Rysunek 29 Schemat PPA dla odbiorcy końcowego wrażliwego na profil zasilania: PPA fizyczny z wykorzystaniem linii bezpośredniej i sieci. Strzałki niebieskie wskazują kierunek przepływu energii, żółte - kierunek przepływu środków finansowych, zielone – gwarancji pochodzenia. Oprac. IEO

Podsumowując, najkorzystniejsze warunki w kontraktach typu PPA zapewnia:

odbiorca „niewrażliwy” na profil zapotrzebowania (tolerujący bez potrzeby uzupełniającego

zakupu energii zmiany poziomu energii dostarczanej do jego instalacji na podstawie PPA),

odbiorca zlokalizowany w bezpośrednim sąsiedztwie wytwórcy, dzięki czemu możliwe jest

położenie linii bezpośredniej bez ponoszenia nadmiernych kosztów,

odbiorca dysponujący własną służbą energetyczną, gotową podjąć się utrzymania linii

bezpośredniej jako „przedłużenia” jedynie własnej instalacji.

W przypadku konieczności pośrednictwa operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) w przesyle energii,

na szczególną uwagę zasługuje wysokość składnika sieciowego zmiennego w aktualnej taryfie OSD

zasilającego odbiorcę. Analizy IEO wskazują, że już obecnie w wybranych segmentach rynku (branżach)

można tak zoptymalizować warunki zakupu energii z OZE, że koszty składnika sieciowego zmiennego

będą mogły być skompensowane korzyściami ekonomicznymi.

Należy dodatkowo pamiętać, że w 2020 roku na fakturach za prąd pojawi się opłata mocowa dla

wszystkich odbiorców energii. Wysokości tych opłat zostaną wkrótce wyspecyfikowane przez Prezesa

URE, ale wiadomo, że ciężar opłat mocowych zostanie w sposób szczególny nałożony na odbiorców,

którzy generują szczyty obciążenia. Wybór odbiorców, którym zostaną zaoferowane umowy PPA

powinien zatem uwzględniać ich lokalizacje (teren obsługiwany przez dany OSD) oraz rodzaj taryfy.

Wraz ze wzrostem cen energii dla biznesu, sprzedaż energii w formie PPA stwarza szczególnie

atrakcyjny obszar dla tych dostawców energii z OZE i dostawców dodatkowych usług, którzy będą w

stanie zaoferować odbiorcom przemysłowym tańszą energię. Dzięki modelowi PPA, operatorzy farm

fotowoltaicznych, sprzedający obecnie energię po cenie wynikającej z indeksów giełdowych,

otrzymują nową, atrakcyjna możliwość sprzedaży alternatywnej (całości lub części energii), w

szczególności razem z doradztwem dotyczącym rynku energii elektrycznej i taryf.

W bazie danych IEO istnieje już kilkadziesiąt zaawansowanych większych projektów farm

fotowoltaicznych o mocach 5-50 MW liczących na formułę PPA, co znacząco poszerzy potencjał PV w

aukcyjnym systemie wsparcia, który sam w sobie doprowadzi do przekroczenia 2 GW łącznej mocy już

w 2020 roku, ale kolejne gigawaty będą zasadniczo budowane w formule sprzedaży bezpośredniej PPA.

48


7. RYNEK TECHNOLOGII I USŁUG ORAZ LIDERZY NA RYNKU

7.1. PRODUCENCI URZĄDZEŃ: MODUŁÓW, INWERTERÓW, KONSTRUKCJI WSPORCZYCH

Większość polskich firma produkujących urządzenia dla rynku fotowoltaiki powstało w latach 2010-

2013. Wtedy też nastąpił w Polsce rozwój rynku instalacji prosumenckich. Na polskim rynku

funkcjonują producenci modułów fotowoltaicznych, inwerterów oraz konstrukcji montażowych, do

których możemy zaliczyć m.in. Bruk-Bet Solar, Corab, Energy5, Hanplast, Megawaty, ML System,

Remor, Selfa, Spirvent, XDiSC. Do 2017 roku swoją fabrykę produkcji modułów PV w Polsce miał także

amerykański Jabil, który produkował moduły fotowoltaiczne na zasadzie OEM dla innych, światowych

odbiorców.

7.2. INWESTORZY, DEWELOPERZY, WYKONAWCY INSTALACJI PV

Dystrybutorzy urządzeń dla rynku fotowoltaicznego to szeroka grupa firm. Dystrybucją sprzętu zajmują

się zarówno sami instalatorzy oraz wykonawcy w formule EPC, którzy zapewniają dostawę sprzętu do

realizowanych inwestycji, ale także firmy, które nie zajmują się budową instalacji, lecz samą

dystrybucją sprzętu. Do grupy dystrybutorów innych niż instalatorzy i wykonawcy może zaliczyć m.in.:

KENO, 4SUN, ASAT, CHP Abakus, FEGA Poland, GRAMBET GRUPA SBS, Grodno, Involt, Manitu Solar,

Pro-System, QXPV Polska, SOLISA , SunTrack.

Wraz z wejściem w życie systemu aukcyjnego zmieniła się struktura rynku w branży fotowoltaicznej.

Wprowadzenie systemu aukcji OZE to pojawienie się na rynku inwestorów i deweloperów projektów

PV, ale także dużą rolę na rynku zaczęli odgrywać wykonawcy instalacji w formule EPC (Engineering,

Procurement & Construction) – czyli instalatorzy zajmujący się kompleksowym wykonawstwem dużych

inwestycji („pod klucz”). Jest już wiele firm działających w tej formule i z pewnością wiele jeszcze

powstanie w związku z planowanymi aukcjami OZE. Do firm działających w ten sposób możemy zaliczyć

m.in. CentroEnergia, Coral, Eko Solar, Electrum, Elektromontaż Wschód, Ekopower21, Etexinstal,

HuaPol Solar Group, Helios Strategia Polska, Hymon Energy, IDS-BUD, MEGAWATY, Milarys Polska,

PBDI, Projekt-Solartechnik Polska, PVTEC Polska, Revolton, Solar Park Zamość.

BRUK-BET SOLAR – PARTNER GŁÓWNY RAPORTU

– POLSKI PRODUCENT MODUŁÓW FOTOWOLTAICZNYCH

Bruk-Bet Solar jest jednym z największych polskich producentów modułów fotowoltaicznych.

Firma jest częścią spółki BRUK-BET, która działa w branży budowlanej od ponad 35 lat. W 2011

roku w Tarnowie została uruchomiona fabryka modułów fotowoltaicznych o wydajności 120

MW rocznie, w której produkowane są moduły monokrystaliczne, polikrystalicznie z

zastosowaniem trzech rodzajów foli elektroizolacyjnej: białej, czarnej oraz przezroczystej.

Produkty Bruk-Bet Solar poddawane są testom przyspieszonego starzenia, które

odzwierciedlają rzeczywiste zużycie modułu przez 25 lat pracy. Moduły fotowoltaiczne są

wykorzystywane w instalacjach rezydencjalnych, wielkopowierzchniowych oraz

zintegrowanych z budynkami. Firma Bruk-Bet Solar prowadzi szkolenia z zakresu fotowoltaiki.

49


Na rynku obok przedsiębiorstw zajmujących się budową i serwisowaniem głównie dużych farm

fotowoltaicznych, działa także wiele firm instalatorskich, które zajmują się mniejszymi instalacjami,

prosumenckimi np. Alter Power, Bison Energy, Brewa, Columbus Energy, Eco-energia, Hewalex, MPL

Energy, Multisun, RenCraft, Soleko Polska, SunSol, Viessmann. Wiele z nich powstało w momencie,

kiedy w Polsce pojawiła się koncepcja wprowadzenia systemu taryf gwarantowanych (FiT) dla

mikroinstalacji. Firmy rozwijały się także dzięki programom wsparcia dla odnawialnych źródeł energii

np. z RPO czy wcześniej programu „Prosument”.

Uruchomienie systemu aukcji OZE spowodowało pojawienie się na rynku deweloperów projektów oraz

inwestorów. Firmy deweloperskie to firmy rozwijające projekty fotowoltaiczne, z którymi potem

uczestniczą w aukcjach i najczęściej później sprzedają projekty z wygraną aukcją inwestorom, którzy

realizują inwestycje. Inwestorzy i deweloperzy zakładają najczęściej spółki celowe, utworzone pod

konkretny projekt (tzw. formuła SPV). Do deweloperów oraz inwestorów, którzy posiadają najwięcej

projektów w efekcie dotychczas przeprowadzonych aukcji możemy zaliczyć takie firmy jak (kolejność

alfabetyczna): ALSEVA INNOWACJE, BETTER ENERGY POLAND A/S, Chatteris Investments, EDP

Renewables, ENERGY INVEST GROUP, IDS–BUD, Inastico Investments Limited, Lietuvos Energija,

MESSNER & PARTNER, Modus Energy Group, Projekt-Solartechnik Group, Quadran, R. Power, Renesola

New Energy, Solar New Energy Holding, Sun Investment Group, VPL Projects, YGE POLAND SOLAR 6,

ZONDA CYPRUS LIMITED.

7.3. CENY NA RYNKU PV

Ceny na rynku fotowoltaiki w Polsce systematycznie spadają. Z przeprowadzonego przez IEO badania

rynku wynika, że aktualnie cena kompletnej instalacji fotowoltaicznej (wraz z montażem) o mocy ok. 3

kWp wynosi średnio 16 tys. zł netto, a koszt jednostkowy w tym zakresie mocy waha się od 4500 zł

netto/kWp do 6000 zł netto/kWp. Wraz ze wzrostem mocy instalacji ceny spadają. W przypadku 1 MW

farmy fotowoltaicznej jednostkowa cena średnio wynosi już ok. 3000 zł netto/kWp (3 miliony zł za

kompletną instalację fotowoltaiczną wraz z montażem o mocy 1 MW, gdy jeszcze trzy lata temu

inwestor za budowę takiej farmy płacił ponad 4 miliony złotych). Czasem w umowach na budowę

kompletnej farmy PV o mocy rzędu 1 MW cena spada nawet poniżej 3000 zł netto/kWp do ok. 2500

zł netto/kWp. Na wykresie poniżej (rys. 30) przedstawiono średni koszt budowy instalacji

fotowoltaicznych oraz zakres cen w różnych przedziałach mocy.

Rysunek 30 Koszt budowy instalacji fotowoltaicznych w zależności od mocy instalacji. Oprac. IEO

50


Najwyższy udział w kosztach budowy całej instalacji mają moduły fotowoltaiczne i stanowi on od ok.

35% całkowitych kosztów w przypadku instalacji o mocy ok. 3 kW do 45-60% już przypadku instalacji o

mocy 10 kW i większej. Koszt inwerterów w przypadku instalacji 3 kW to średnio 30% kosztów całej

inwestycji, natomiast w większych instalacjach udział ten spada do ok. 10% w przypadku instalacji

1 MW. Udział kosztu konstrukcji i montażu w całości inwestycji to odpowiednio ok. 10% oraz 15%. W

„innych” kosztach instalacji fotowoltaicznych uwzględniono m.in. elementy takie jak okablowanie,

zabezpieczenia AC/DC, automatykę SCADA, monitoring instalacji, oświetlenie oraz ogrodzenie

instalacji (które występują szczególnie w przypadku dużych instalacji 1 MW) oraz dokumentację

wykonawczą. Na poniższym wykresie (rys. 31) przedstawiono udział kosztów poszczególnych

elementów instalacji fotowoltaicznych w podziale na moc instalacji.

Rysunek 31 Udział kosztów poszczególnych elementów instalacji fotowoltaicznych w podziale na moc instalacji. Oprac. IEO

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

3 kW 10 kW 50 kW 200 kW 1000 kW

Udział kosztów poszczególnych elementów instalacji fotowoltaicznych w podziale na moc instalacji

Moduły fotowoltaiczne Inwertery Konstrukcja montażowa Montaż Inne

Corab Sp. z o.o.

51


7.4. WYNIKI BADANIA RYNKU WŚRÓD FIRM AKTYWNYCH W SEKTORZE FOTOWOLTAIKI W

POLSCE

W tegorocznym badaniu rynku fotowoltaicznego w Polsce wzięło udział 15 firm: ABC Energia, Alter

Power, Brewa, Bruk- Bet Solar, Columbus Energy, Corab, Electrum, Freevolt, Green Genius, Keno,

Multisun, SolarSpot, Soleko, SunSol, XDiSC (mapa rys. 32). Firmy te prowadzą działalność w różnym

zakresie i można ją zaklasyfikować do jednej lub więcej z poniżej wymienionych grup:

Producenci urządzeń (paneli fotowoltaicznych oraz konstrukcji montażowych)

Dystrybutorzy

Wykonawcy dużych inwestycji oraz instalatorzy, którzy zajmują się mniejszymi instalacjami

Inwestorzy

Rysunek 32 Mapa firm biorących udział w badaniu rynku fotowoltaiki w Polsce. Oprac. IEO

Są to firmy znane, w większości funkcjonujące w branży PV od kilku lat, mające znaczące udziały w

rynku i obejmujące jego większość. Syntetyczne dane i wskaźniki uzyskane z wiarygodnych badań

kwestionariuszowych są spójne z badaniami z poprzednich lat, weryfikowalne i reprezentatywne dla

całej branży PV.

52


Łączna sprzedaż ankietowanych firm w 2018

roku wyniosła ok. 170 MW. Moduły trafiły

zarówno do mikroinstalacji jak i większych farm

fotowoltaicznych, zbudowanych w systemie

aukcyjnym. Podobnie jak w latach poprzednich

dominuje nadal sprzedaż modułów

polikrystalicznych, chociaż wzrosła sprzedaż

modułów monokrystalicznych w stosunku do

ubiegłego roku (z 32% do 39%).

Jedna trzecia modułów sprzedanych przez

ankietowane firmy importowana była z Chin.

Bezpośrednio od polskich producentów

pochodziło 25% modułów. Znaczny udział

miały także moduły importowane z Korei

Południowej oraz Niemiec, nieco mniej z Włoch

oraz Wietnamu.

Rysunek 33 Sprzedaż (modułów fotowoltaicznych) firm biorących udział w badaniu rynku PV w podziale na rodzaj technologii. Oprac. IEO

Na polski rynek trafiają moduły różnych producentów, w tym także od producentów z poziomu tier 1

(wg klasyfikacji Bloomberg New Energy Finance) m.in. Hanwha Q Cells, LG Electronics, Sharp czy

Suntech.

Zadaniem przedstawiali branży fotowoltaicznej, aktualnie wyzwaniem dla firm wykonawczych będzie

realizacja projektów, które wygrały III aukcję OZE, ale także tych, które dopiero wygrają aukcję

planowaną na ten rok. Projekty, który wygrały II aukcje z 2017 r. mają czas na realizację do końca

czerwca 2019 r., w związku z czym ich budowa powinna być już zakończona. Projekty z III aukcji z 2018

r. mają czas do połowy maja 2020 r., a więc inwestorzy są jeszcze na wczesnym etapie realizacji tych

inwestycji. Projekty fotowoltaiczne mają najbardziej ograniczony czas na realizację do 18 miesięcy

(wymogi systemu aukcyjnego), w związku z czym niezwykle istotne stają się zdolności wykonawcze firm

z branży, które muszą udźwignąć realizację tych projektów w ograniczonym czasie. Zdolności

wykonawcze polskich firm są jednak duże i stale rosną, ponieważ firmy dostosowują się do

39%

61%

Moduły monokrystaliczneModuły polikrystaliczne

53


rozwijającego się rynku fotowoltaicznego. Ankietowane firmy maja zdolności wykonawcze na poziomie

250 MW/rok, które rozkładają się na różne rodzaje instalacji:

65 MW/rok zdolności wykonawczych dla mikroinstalacji

15 MW/rok zdolności wykonawczych dla małych instalacji

170 MW/rok zdolności wykonawczych dla instalacji powyżej 500 kW

Należy przypuszczać, że polskie firmy dostosują się do potrzeb rosnącego rynku fotowoltaicznego i

problemu nie będą stanowić zdolności wykonawcze firm. Poważniejsze problemy stwarzają pozostałe

bariery z którymi musza się borykać sami inwestorzy, w tym problemy związane m.in. z uzyskaniem

promesy koncesji i koncesji czy warunków przyłączenia (szczegółowo bariery te omówiono w rozdziale

5.5. Postulaty inwestorów na rzecz zniesienia barier w rozwoju farm PV w Polsce).

7.5. ŚREDNIOOKRESOWE PLANY FIRM BIORĄCYCH UDZIAŁ W BADANIU RYNKU PV

Badanie rynku fotowoltaicznego w Polsce wśród firm z branży fotowoltaicznej obejmowało także

opinie firm na temat rozwoju rynku fotowoltaicznego w Polsce zarówno pod względem rozwoju całego

rynku w poszczególnych segmentach, ale także perspektyw rozwoju ankietowanych firm.

Według ankietowanych firm największą grupą odbiorców instalacji PV w perspektywie do 2030 r. będą

nadal prosumenci indywidualni, czyli gospodarstwa domowe, jednak ich udział będzie spadał z ponad

50% w 2019 roku do niecałych 45% w 2030 r. na korzyść segmentu prosumentów biznesowych, których

udział w 2030 r. wzrośnie do prawie 30%. Ze względu na wzrost cen energii w szczególności dla firm z

sektora MŚP będących na taryfach C, firmy z rynku PV dostrzegły rosnące zainteresowanie wśród

prosumentów biznesowych instalacjami fotowoltaicznymi i postrzegają ich jako potencjalnych

przyszłych klientów. Udział inwestycji PV w samorządach prognozuje się na stabilnym poziomie około

10 %, nieznacznie rosnącym w perspektywie do 2030 roku. W 2019 roku udział inwestorów w systemie

aukcyjnym i prosumentów biznesowych (commercial) będzie na poziomie około 20 %. Udział segmentu

farm fotowoltaicznych realizowanych w systemie aukcyjnym wg ankietowanych firm wynosi niespełna

20% (system aukcyjny ma wg ustawy o OZE formalnie zagwarantowane trwanie do 2020 r.; o jego

dalszym kształcie zdecyduję sposób wdrożenia w Polsce – w połowie przyszłego roku - nowej

dyrektywy o promocji energii z OZE). Prognozy przedsiębiorców przedstawiono na rysunku nr 34.

Rysunek 34 Perspektywy rozwoju rynku fotowoltaicznego w Polsce ze względu na grupę odbiorców wg firm biorących udział w badaniu rynku PV. Oprac. IEO

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

2019 2020 2030Prosument indywidualny (gospodarstwa domowe)Prosument biznesowy (MŚP- instalacje PV na potrzeby własne przedsiębiorstw)System aukcyjnySamorządy - budynki jednostek samorządu publicznego

54


Z badań kwestionariuszowych przeprowadzonych przez IEO wśród przedsiębiorców z branży PV

wynika, że rynek fotowoltaiczny będzie się rozwijał w sposób trwały i w związku z tym będą powstawały

nowe miejsca pracy. Prawie 90% zapytanych przedsiębiorstw wyraziło chęć rozwoju firmy w co

najmniej jednym obszarze z opcji wymienionych na rysunku 35. Najczęściej wskazywanym kierunkiem

rozwoju firmy było zwiększenie zatrudnienia, aż 80% firm wyraziło chęć rozwoju w ten sposób. Ponad

połowa ankietowanych planuje zwiększenie zdolności produkcyjnych lub wykonawczych. 40% firm

zamierza wprowadzić innowacje np. rozwój informatycznego systemu nadzoru produkcji lub usługi

Smart Home. Tyle samo ankietowanych przedsiębiorstw zamierza rozszerzyć działalność firmy na inne

sektory np. zarządzanie energią bądź uruchomić eksport swoich produktów. Jedna trzecia firm

chciałaby ubiegać się o dotacje na rozwój lub pożyczkę na zakup urządzeń. Niewątpliwie, firmy

dostrzegają obecnie możliwości i planują rozwój swoich przedsiębiorstw w branży fotowoltaicznej.

Wraz z rozwojem rynku PV pojawiają się także nowe oczekiwania klientów wobec firm świadczących

usługi w branży fotowoltaicznej. Według badań IEO ponad połowa ankietowanych wskazuje, że bardzo

ważnym elementem inwestycji w fotowoltaikę jest zapewnienie finansowania. Aktualnie banki powoli

otwierają się już na możliwość finansowania budowy fotowoltaiki, ale stawiają odpowiednio wysokie

wymogi techniczne i jakościowe potwierdzone analizą produktywności. Zweryfikowana wielkość

produkcji energii z farmy fotowoltaicznej jest podstawowym parametrem oceny projektów przez

banki, gdyż pozwala ocenić wyniki finansowe inwestycji, czyli wykonać analizę ekonomiczną. Analizy

ekonomiczne i produktywności są bardzo ważne dla dużych inwestycji np. projektów aukcyjnych.

Natomiast prosumenci zwracają uwagę na optymalny dobór instalacji do zużycia oraz są

zainteresowani dodatkowo instalacją magazynów energii lub ciepła.

Rysunek 35 Perspektywy rozwoju firmy biorących udział w badaniu rynku PV. Oprac. IEO

Rysunek 36 Oczekiwania klientów wg firm biorących udział w badaniu rynku PV. Oprac. IEO

80%

53%

40% 40%33%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

wzrost zatrudnienia zwiększenie zdolnościprodukcyjnych /wykonawczych

wprowadzenieinnowacji

rozszerzeniedziałalności w tym

eksport

dotacje na rozwój lubpożyczka na zakup

urządzeń

53%47% 47%

33%27%

20%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

zapewnieniefinansowania

wykonanie analizyproduktywności

instalacji PV

przedstawienieanaliz

ekonomicznych

wymóg pełnejautokonsumpcji

(czyli wymógoptymalnego doboruinstalacji do zużycia)

zagwarantowanieproduktywności w

umowie

instalacjamagazynów energii

elektrycznej lubciepła

55


8. FINANSOWANIE INWESTYCJI PV – ROLA BANKÓW

Rosnąca rola fotowoltaiki w nakładach inwestycyjnych i obrotach finansowych w energetyce

Wg informacji prezesa URE nt. planów inwestycyjnych koncesjonowanych przedsiębiorstw

energetycznych (głównie spółek państwowych) w nowe moce wytwórcze (o mocach powyżej 50 MW)

w latach 2018-2032, w br. miało powstać 1,8 GW nowych mocy w energetyce konwencjonalnej (węgiel

i gaz) i wiatrowej. Jednakże, państwowe firmy nie rozważały istotnych inwestycji w fotowoltaikę.

Szacowane nakłady inwestycyjne wg planów inwestycyjnych miały zdecydowanie wzrosnąć i wynieść

ponad 9 mld zł (szósta cześć wartości sprzedanej energii). Ostatni biuletyn informacyjny GUS

wskazuje, że stopa inwestycji w duże źródła do wytwarzania energii elektrycznej dalej, przez kolejny

rok spada i powyższe plany inwestycyjne w br. nie zostaną zrealizowane.

Niestety od 2016 roku spadają też nakłady inwestycyjne w OZE. Wg EurObserv’ER w 2017 roku łączne

obroty w sektorze OZE (energia elektryczna + ciepło+ paliwa transportowe) wyniosły w Polsce 14 mld

zł, w tym 5 mld to obroty w sektorze wytwarzania energii elektrycznej (wartość inwestycji plus energii).

Rok 2018 był rokiem stagnacji w inwestycjach w OZE, jedyny zauważalny przyrost mocy miał miejsce

w fotowoltaice. Rola fotowoltaiki wzrośnie w szczególności w inwestycjach energetycznych w 2019

roku.

W tabeli 2 przedstawiono szacunki dotyczące inwestycji (w różnych segmentach sektora

fotowoltaicznego) w całym 2019 roku oraz obroty na rynku energii elektrycznej z PV.

Tabela 2 Prognozowane obroty na krajowym rynku fotowoltaiki w 2019 roku. Oprac. IEO

Segment rynku/rodzaje instalacji PV

Nowe moce 2019r

Średni koszt

Wartość rynku

inwestycji PV ‘2019

Łączne obroty

handlowe branży w

2019

Moc na koniec 2019

Produkcja energii 2019

Wartość energii z

PV

MW zł/MW mln zł mln zł MW MWh mln zł/rok

off-grid oświetlenie, domy letniskowe, oddalone obiekty turystyczne

1 10 000 000 10 12 5 4 000 2

przyłączone do sieci

mikroinstalacje 0-50 kW 500 4 500 000 2 250 2 535 857 814 150 285

małe instalacje 50-500 kW 60 3 500 000 210 243 110 108 900 33

autoproducenci > 500 kW 30 3 000 000 90 104 51 51 000 14

farmy PV <1 MW 376 2 500 000 940 1 102 441 463 050 162

farmy PV > 1 MW 30 2 100 000 63 63 30 -

Obroty na krajowym rynku fotowoltaiki '2019 3 563 4 059

496

Wartość rynku inwestycji PV przekroczy 3,5 mld zł, a łączne obroty z wartością energii wytworzonej

w 2019 roku przekroczą 4 mld zł. Rynek fotowoltaiczny stanie się głównym obszarem inwestycji w

energetyce odnawialnej (łącznie z sektorami ciepła i biopaliw), a być może także w całej krajowej

elektroenergetyce. Jednocześnie w szybkorosnącej branży PV inwestycje dominują nad przychodami

ze sprzedaży energii (są siedmiokrotnie wyższe, dokładnie odwrotne proporcje niż w całej energetyce).

W dalszym ciągu największy wkład w obroty branży wnoszą prosumenci, wspierani dotacjami RPO.

Rośnie jednak rola autoproducentów i farm fotowoltaicznych sprzedających energię na zasadach

rynkowych. Wraz z komercjalizacją branży PV, niezwykle ważna rola w rozwoju sektora przypada

bankom inwestycyjnym, ale także (z uwagi na ciągle znaczącą rolę prosumentów- bankom działającym

w segmencie detalicznym).

56


Finansowanie inwestycji fotowoltaicznych nowym i trwałym trendem w bankowości

Banki krajowe, podobnie jak europejskie, coraz częściej obierają strategię proekologiczną i zaprzestają

współpracy oraz finansowania inwestycji i firm nieprzyjaznych środowisku. Przykładem jest mBank,

który od 1 kwietnia 2019 nie finansuje nowych kopalni węgla i bloków energetycznych opalanych

węglem oraz energetyki atomowej. Nie będzie też nawiązywać relacji z firmami, w których udział

energii elektrycznej z tego surowca wynosi ponad 50 proc. Podobnie ING Bank Śląski zamyka się na

finansowanie nowych elektrowni węglowych oraz wprowadza do swojej oferty tzw. Ekokredyty.

Kolejne banki ogłaszają strategie służące zwiększonemu zaangażowaniu w finansowanie inwestycji

fotowoltaicznych, zarówno w segmencie prosumenckim, autoproducenckim w przemyśle i usługach

(tzw. „commercials”) jak i w obszarze farm fotowoltaicznych (tzw. „utility scale”) .

Prosumenci indywidualni i biznesowi

Coraz większe zainteresowanie konsumentów energii elektrycznej możliwością produkcji energii na

własne potrzeby pociąga za sobą potrzebę powstania nowych produktów finansowych na rynku,

skierowanych bezpośrednio do podmiotów chcących stać się prosumentami, czy prosumentami

biznesowymi. Banki wychodząc naprzeciw prosumentom oferują różnego rodzaju ekopożyczki.

Część kredytów jest przeznaczona bezpośrednio na zakup i montaż paneli fotowoltaicznych. Na

przykład Bank PKO BP oferuje Ekopożyczkę PKO na zakup paneli fotowoltaicznych na maksymalnie 50

tyś zł. Maksymalny okres kredytowania wynosi 10 lat, a sama pożyczka jest nisko oprocentowana –

4,99 %. Na stronie banku dostępny jest prosty kalkulator pozwalający na szybkie sprawdzenie

wysokości miesięcznej raty w zależności od pożyczanej kwoty i liczby rat.

Niektóre banki wybierają inną strategię, oferują ekopożyczki we współpracy z firmami z branży

fotowoltaicznej. Bank BNP Paribas oferuje pożyczkę na ekologiczne źródła energii w tym właśnie

instalacje fotowoltaiczne. Jednak produkt nie jest dostępny bezpośrednio w banku, oferowany jest

przez firmy sprzedające moduły fotowoltaiczne.

Warto zwrócić uwagę także na inne formy finansowania, związane z dotacjami. Bank Ochrony

Środowiska ma w swojej ofercie preferencyjne kredyty na inwestycje z zakresu ochrony środowiska.

Kredyt preferencyjny wraz z systemem dopłat do oprocentowania wnoszonych przez NFOŚiGW, kredyt

preferencyjny udzielany we współpracy z Wojewódzkimi Funduszami Ochrony Środowiska i

Gospodarki Wodnej, którego oferta jest różna dla poszczególnych województw (dostępny dla woj.

kujawsko-pomorskiego, lubuskiego, opolskiego, podkarpackiego, pomorskiego i wielkopolskiego).

Informacje na temat bieżących ofert banków zostały przedstawione w tabeli 3. Są to oferty na

mikroinstalacje PV dla prosumentów i prosumentów biznesowych.

Do osób fizycznych będących właścicielami m. in. domów jednorodzinnych przeznaczony jest program

Czyste Powietrze w ramach Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. W

ramach programu można otrzymać pożyczkę na m. in. instalację modułów PV.

57


Tabela 3 Bieżące oferty banków w zakresie fotowoltaiki. Oprac. IEO

Dla większych projektów inwestycyjnych PV ważna jest także gwarancja czy możliwość uzyskania

finansowania. W ramach Funduszu Gwarancyjnego wsparcia innowacyjnych przedsiębiorstw

europejskiego Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój (FG POIR) Bank Gospodarstwa Krajowego

realizuje instrument finansowy Gwarancja Biznesmax. Jest to bezpłatna gwarancja spłaty kredytu oraz

możliwość otrzymania dopłaty do oprocentowania kredytu objętego gwarancją. Gwarancja Biznesmax

może być przeznaczona na zabezpieczenie kredytów finansujących rozwój działalności gospodarczej

firm z sektora MŚP, w tym inwestycje w odnawialne źródła energii. Zakres gwarancji może obejmować

do 80% kwoty kredytu, maksymalna kwota gwarancji to 2,5 mln euro a maksymalny okres gwarancji

20 lat. Chęć skorzystania z podobnego instrumentu zgłaszają także inwestorzy planujący budowę

dużych farm fotowoltaicznych poza system aukcyjnym (PPA) , którzy chcą obniżyć ryzyko wchodzenia

na przeregulowany rynek energii.

Bank Nazwa Programu

Maksymalna

kwota

kredytu [zł]

Informacje dodatkowe

Maksymalny

okres

kredytowania

RRSO [%]Oprocentowanie

[%]

Alior Bank Eko raty 60 000

zakup i montaż ekologicznych

sposobów pozyskiwania energii

oraz innych instalacji

ekologicznych w tym systemów

fotowoltaicznych

10 - -

Bank Ochrony

Środowiska

Eko kredyt PV Promocja

„Energia ze Słońca”75 000

Zakup i montaż instalacji

fotowoltaicznych (nie dotyczy

urządzeń, których nabycie było

finansowane pożyczką z

dofinansowaniem z

WFOŚiGW/NFOŚiGW). Promocja

„Energia ze Słońca” trwa do 31

lipca 2019 r.

104,92 (dla 30tyś

na 10 lat)3,87 (Zmienne)

m. in. Zakup paneli

fotowoltaicznych do 31.10.2019 r.10

7,03 (Dla 20tyś

na 5 lat )od 4

beneficjenci programu Czyste

powietrze10 od 2,5

Bank Ochrony

ŚrodowiskaEKOkredyty z dopłatami

Do 90%

kosztów

inwestycji,

max 800 000

Zróżnicowane warunki dla

wybranych województw; zakup i

montaż urządzeń

fotowoltaicznych o mocy do 500

kW

52,65 (dla 40 tyś

na 5 lat)2

BNP Paribas

finansowanie

ekologicznych źródeł

energii

60 000dostępny u wybranych partnerów

z branży PV10 - -

EurobankPożyczka

energooszczędna120 000

Remont budynku w tym instalację

paneli fotowoltaicznych9 25,43 -

5 6,17 6 (stałe)

15 6,17 5-6,5 (zmienne)

ING Bank

ŚląskiEkopożyczka 160 000

zakup towarów ekologicznych w

tym paneli fotowoltaicznych8 18,56 7,79-10

PKO BP Ekopożyczka PKO 50 000 zakup paneli fotowoltaicznych 105,34 (dla 60 tyś

na 10 lat)4,99 (zmienne)

Santander

Consumer

bank

Zakup instalacji

fotowoltaicznej w

systemie ratalnym

-

dostępny u wybranych partnerów

z branży PV, oferta dla umów

zawartych do 15.07.2019

4 lata i 2

miesiące0 0

Ikano bank Energia słoneczna na raty 60 000 zakup instalacji fotowoltaicznych

Bank Ochrony

ŚrodowiskaPrzejrzysta pożyczka 100 000

58


Farmy fotowoltaiczne

Jeszcze dwa lata temu banki sceptycznie podchodziły do finansowania farm fotowoltaicznych, mając

w pamięci złe doświadczenia z inwestycji farm wiatrowych, w ramach których zawiódł system wsparcia

nazywany zielonymi certyfikatami. Aktualnie banki otwierają się już na możliwość finansowania

budowy farm fotowoltaicznych, które wygrały aukcje OZE. BNP Paribas ma ofertę dla podmiotów

prowadzących lub podejmujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii

pochodzącej ze źródeł odnawialnych – Kredyt inwestycyjny Zielona Energia. Z kolei mBank sfinansował

farmy fotowoltaiczne, działające w systemie aukcyjnym m.in. dla grupy Chatteris, czy Modus. Ponadto,

w dalszym ciągu Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) jest zainteresowany polskim rynkiem farm PV w

ramach aukcji OZE. EBI chce przeznaczyć fundusze w wysokości 450 mln zł na budowę farm

fotowoltaicznych mających powstawać w latach 2018-2022 na terenie Polski.

Green Genius Sp. z o.o.

59


PRODUKTY IEO DLA BIZNESU

Przygotowanie projektu instalacji fotowoltaicznej do udziału w aukcji

projektowanie instalacji fotowoltaicznej: symulacja wydajności i jej optymalizacja, ew.

walidacja projektu i wydajności farmy fotowoltaicznej przygotowanych przez inne podmioty

przygotowanie studium wykonalności instalacji fotowoltaicznej, w tym harmonogramu

rzeczowo- finansowego

ocena ryzyka technicznego, finansowego, prawnego oraz wynikającego z lokalizacji

przygotowanie listy rekomendowanych dostawców technologii

wybór źródła finansowania, kredytodawcy i uzyskanie promesy bankowej

ustalenie konkurencyjnej (w danym koszyku) ceny aukcyjnej instalacji (zł/MWh) i określenie

wolumenu energii do zaoferowania w okresie 15 lat

przygotowanie dokumentów do prekwalifikacji do aukcji oraz wypełnienie formularza

aukcyjnego.

Dedykowane, zamknięte jednodniowe szkolenia z systemu aukcyjnego

Due diligence projektów fotowoltaicznych

badanie stanu prawnego spółki

analiza umów do dysponowania gruntem (umowy dzierżawy)

analiza dokumentacji w zakresie wpływu na środowisko (decyzje środowiskowe)

analiza zagadnień lokalizacyjnych

analiza pozwoleń na budowę

ocena warunków przyłączenia i umów przyłączeniowych

analiza finansowa projektu pod kątem wygranej aukcji

ocena ekonomicznych i technicznych możliwości realizacji projektu.

BEZPOŚREDNIE WSPARCIE DLA INWESTUJĄCYCH W FARMY

FOTOWOLTAICZNE

60


Aktualizacja bazy danych IEO „PROJEKTY FOTOWOLTAICZNE W POLSCE” jest skierowana do

inwestorów czynnie działających na rynku, podmiotów zaangażowanych w realizację projektów w

przyszłości oraz tych, którzy są zainteresowani rozwojem sektora energetyki słonecznej w Polsce. Baza

danych zawiera:

planowane instalacje PV oraz ukończone/zawieszone wraz z informacją o ich lokalizacji oraz

mocy przyłączeniowej

rozkład przestrzenny lokalizacji instalacji PV lub lokalizacji przyłączenia instalacji do GPZ na

mapie Polski z podziałem na projekty aktualne (w tym nowe; stan na październik 2018) oraz

projekty ukończone/zawieszone

analizy statystyczne projektów PV z uwagi na moc przyłączeniową, lokalizację instalacji oraz

Operatora Sieci Dystrybucyjnej (OSD)

informacje o inwestorach/deweloperach, jeśli zostały zidentyfikowane

2140 rekordów z aktualnymi projektami PV o łącznej mocy ponad 2,1 GW oraz 374 rekordy z

projektami ukończonymi/zawieszonymi o łącznej mocy ponad 330 MW

dane o etapie zaawansowania wybranych projektów: decyzje środowiskowe, pozwolenia

budowlane, wydane warunki przyłączenia do sieci oraz zawarte umowy przyłączeniowe.

IEO na zlecenie firm z branży PV wykonuje raporty dot. prognozy produkcji/produktywności energii

elektrycznej z farmy fotowoltaicznej (PV), które zawierają następujący zakres:

Podstawowe informacje o inwestycji

Metodyka

Dane oraz założenia przyjęte do symulacji

Wyniki analizy - prognoza produkcji energii elektrycznej

Obliczanie niepewności wyznaczania ilości energii wytwarzanej przez instalację oraz

wydajności przy różnych poziomach prawdopodobieństwa (p50,p75 oraz p90) z jakim

instalacja przekroczy pewien pułap produkcji energii rocznej

Podsumowanie i rekomendacje.

IEO wykonuje analizy w oparciu o metodykę i programy optymalizacyjne doboru komponentów

systemu fotowoltaicznego w akceptowanym zakresie (bez dodatkowej weryfikacji) przez instytucje

finansujące.

IEO oferuje też wykonanie niezależnej weryfikację prognoz produktywności przygotowanych przez

innych Wykonawców zgodnie z wymaganiami banku (inwestora).

RAPORT - PROGNOZA PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ Z FARMY

FOTOWOLTAICZNEJ

(w tym poziomy prawdopodobieństwa: p50, p75, p90)

AKTUALIZACJA BAZY DANYCH „PROJEKTY FOTOWOLTAICZNE W POLSCE”

61


Celem studiów jest przekazanie uczestnikom możliwie praktycznej wiedzy w zakresie planowania i

realizacji inwestycji w energetyce odnawialnej. Program obejmuje najbardziej aktualną wiedzę

ekonomiczną, techniczną, prawną i organizacyjną potrzebną do rozwoju technologii odnawialnych, w

szczególności fotowoltaicznej i wiatrowej. Program jest skierowany do inwestorów w branży

fotowoltaicznej i wiatrowej, menedżerów firm odpowiedzialnych za redukcję kosztów energii,

przedstawicieli administracji samorządowej i państwowej. Studia realizowane są w trybie

weekendowym, trwają dwa semestry.

Zakres tematyczny

Poziom rynkowy i technologiczny – główne zagadnienia

Konkurencyjność technologii odnawialnych - parametry techniczne, inwestycyjne i kosztowe;

Prognozy cen energii elektrycznej i taryf, zasady sprzedaży energii z OZE;

Wpływ unijnych regulacji klimatycznych i postępująca ewolucja rynków energii - perspektywa klientów, państwa, firm, dostawców technologii, inwestorów;

Przenikanie nowej energetyki z innymi megatrendami: technologie przyszłości, decentralizacja. Poziom projektowy i inwestycyjny – główne zagadnienia

Ocena zasobów odnawialnych źródeł energii dla potrzeb planowania inwestycji;

Wybór technologii: kryteria, integracja z istniejącą infrastrukturą, symulacja produktywności

Sprzedaż energii z OZE i kontraktowanie;

Finansowanie projektów: źródła finansowania i instrumenty finansowe;

Modelowanie i analiza finansowa;

Etapy rozwoju projektów i zarzadzanie projektami, wymagania prawne i techniczne;

Studia przypadku, w szczególności inwestycji wiatrowych, fotowoltaicznych oraz hybryd w

formule lokalnych grup bilansujących i spółdzielni energetycznych.

Kontakt: dr inż. Katarzyna Michałowska-Knap. [email protected]

Studia są realizowane w Warszawie, w partnerstwie ze Szkołą Biznesu Politechniki Warszawskiej.

STUDIA PODYPLOMOWE

Energetyka odnawialna w Polsce – technologie, ekonomia i

praktyka inwestycyjna


62


Baza „Projekty wiatrowe w Polsce’ 2019” przedstawia sytuację na rynku projektów wiatrowych, które są na etapie wydanych warunków przyłączenia, zawartych umów przyłączeniowych, a nawet w pewnym zakresie mają już wydane pozwolenia budowlane. Oferowana baza danych zawiera:

Interaktywną mapę zawierającą informacje takie jak: podmiot, lokalizacja instalacji (gmina, województwo), moc przyłączeniowa, data wydania warunków przyłączenia, rodzaj Operatora Sieci Dystrybucyjnej (OSD) lub Operatora Sieci Przesyłowej (OSP)

Rozkład projektów z uwagi na OSD/OSP

Informację o deweloperach/inwestorach projektów wiatrowych (o ile zostali zidentyfikowani)- aktualnie zidentyfikowanych zostało 264 inwestorów

Rozkład projektów z uwagi na moc przyłączeniową i liczbę projektów

549 rekordów z informacjami o lokalizacji i mocy przyłączeniowej aktualnych projektów wiatrowych

98 rekordów z informacjami o lokalizacji i mocy przyłączeniowej zamkniętych projektów wiatrowych

21 rekordów z informacjami o lokalizacji i mocy przyłączeniowej nowych projektów wiatrowych

7 rekordów z informacjami o lokalizacji i mocy przyłączeniowej przyszłych wiatrowych farm morskich

Szczegółowe informacje o etapie zaawansowania prawie 300 projektów, zawierające informacje o wydanych decyzjach środowiskowych i pozwoleniach budowlanych

Szczegółowe informacje o 55 projektach wiatrowych m. in. dane o parametrach turbin wiatrowych

Biuletyn zawiera:

najnowsze analizy polityczno-regulacyjne rynku OZE (w tym monitoring kolejnych zmian

/nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii i rozporządzeń wykonawczych)

monitoring polityki UE w zakresie realizacji pakietu klimatyczno-energetycznego UE do 2030

roku oraz przygotowania polityki energetycznej państwa na najbliższe lata

nadchodzące i planowane programy dotacyjne dla OZE oraz konkursy na projekty badawczo-

rozwojowe (gdzie i jak aplikować, aby otrzymać dotacje – autoproducenci OZE, klastry,

spółdzielnie energetyczne)

statystyka rozwoju krajowego rynku OZE

oferty firm z branży oraz aktualne projekty inwestycyjne

prognozy własne IEO (w tym prognoza cen energii) i rekomendacje dla branży – w zakresie

aukcji OZE, inwestycji oraz innowacyjnych rozwiązań w sektorach energetyki i ciepłownictwa.

Ponadto istnieje możliwość rozszerzenia usługi o spotkania z ekspertami Instytutu, w ramach treści

zawartych w dokumencie oraz rekomendacje w oparciu o wyniki analiz i prognoz przeprowadzonych

przez ekspertów.

AKTUALIZACJA BAZY DANYCH „PROJEKTY WIATROWE W POLSCE”

MIESIĘCZNY BIULETYN „RYNEK OZE W POLSCE”

63


Zespół IEO oferuje przygotowanie dedykowanego studium wykonalności z analizami technicznymi

(uporządkowana krzywa mocy) i finansowymi (przepływy finansowe przy różnych modelach

finansowania) dla przedsiębiorstwa ciepłowniczego. Analizy techniczne i ekonomiczne pozwolą

uzyskać odpowiedź na pytanie dot. mierzalnych kryteriów ekonomicznych inwestycji w OZE oraz ich

optymalizację (rodzaje, liczba i wielkość źródeł i magazynów ciepła) w celu minimalizacji kosztów i

maksymalizacji efektów.

Poniżej prezentujemy zakres analizy:

Identyfikacja możliwości zastosowania OZE i magazynów ciepła,

Ocena dostępnych powierzchni gruntów i dachów pod kątem możliwości usytuowania i

przyłączenia instalacji kolektorów słonecznych oraz ocena potencjału technicznego energii

słonecznej,

Ocena dostępnych powierzchni pod kątem budowy instalacji słonecznej i magazynów ciepła –

mapy przestrzenne oraz symulacja ich pracy i optymalizacja

Ocena potencjału rynkowego zagospodarowania niezbilansowanych wolumenów taniej

energii elektrycznej z OZE

Ocena potencjału rynkowego i możliwości wykorzystania źródeł o stabilnym profilu produkcji

ciepła –kotły na biomasę, geotermia

Dobór i optymalizacja nowego mix paliwowego – uporządkowany (godzinowy) wykres mocy

źródeł ciepła (we współpracy z magazynami ciepła)

Prognoza kosztów wytwarzania ciepła w scenariuszu referencyjnym i w scenariuszu inwestycji

w OZE

Aktualne możliwości aplikacji do programów dotacyjnych dostępnych w Polsce dla

przedsiębiorstw energetyki cieplnej

STUDIA WYKONALNOŚCI ROZWOJU PRZEDSIĘBIORSTWA

CIEPŁOWNICZEGO W OPARCIU O INWESTYCJE OZE

W TYM Z WYKORZYSTANIEM ENERGII ELEKTRYCZNEJ Z OZE W FORMULE

PPA

64


Raport o prognozach cen i taryf energii do 2040 roku zawiera bieżące ceny energii, analizę prognoz

cenowych oraz informacje o kosztotwórczych zmianach prawa. Raport stanowi źródło wiedzy dla

inwestujących w źródła wytwórcze w tym autoproducentów i prosumentów, inwestujących w farmy

fotowoltaiczne, wiatrowe i inne OZE w systemie akcyjnym (analiza ujemnego salda) jak i w systemie

PPA oraz dostawców i sprzedawców energii.

IEO oferuje kompleksowy raport na temat przyszłych cen energii elektrycznej na rynku krajowym,

wynikających z polityki energetycznej oraz uwarunkowań rynkowych. Raport ukierunkowany jest na

analizę cen oraz czynników mających bezpośredni wpływ na ich kształtowanie. Model IEO umożliwia

zarówno bezpośrednią implementację danych planów inwestycyjnych, jak również reprodukcję

zaproponowanego miksu energetycznego.

Zakres merytoryczny raportu uwzględnia:

Konstrukcja scenariusza Dane wejściowe Założenia przyjęte do obliczeń

Koszty nośników energii Koszty emisji CO2 Założenia finansowe i eksploatacyjne

Dodatkowe sub-scenariusze w ramach scenariusza PEK (Plan na rzecz Energii i Klimatu)

Wyniki Sumaryczne koszty generacji energii Jednostkowy koszt generacji energii Prognoza kosztów parapodatków i cen hurtowych

Indeksy giełdowe PEAK i BASE – Rynek Terminowy Taryfy energii i dystrybucyjne (B,C,G)

Analiza wrażliwości Podsumowanie i wnioski

PROGNOZY CEN ENERGII ELEKTRYCZNEJ

instytut.energetyki.odnawialnej

www.twitter.com/InstEneregOdnaw

www.twitter.com/Odnawialny


ul. Mokotowska 4/6

00-641 Warszawa

www.ieo.pl

www.sklepieo.pl

www.odnawialny.blogspot.com

[email protected]

Tel: 22 825 46 52

Fax: 22 875 86 78

http://www.twitter.com/InstEneregOdnaw

http://www.twitter.com/Odnawialny

http://www.ieo.pl/

http://www.odnawialny.blogspot.com/


65


ZASTRZEŻENIA PRAWNE

Niniejsza publikacja „Rynek Fotowoltaiki w Polsce ’2019” została przygotowana przez EC BREC

Instytut Energetyki Odnawialnej Sp. z o.o. (IEO). W opracowaniu umieszczono informacje z zakresu

ekonomiki, uwarunkowań prawnych oraz handlowych związanych z rynkiem fotowoltaiki w Polsce.

Raport jest chroniony prawem autorskim (ustawa z dnia 4 lutego 1994 roku o prawie autorskim i

prawach pokrewnych, Dz. U. 1994, nr 24, poz. 83 z późniejszymi zmianami). Wszelkie prawa do

całkowitej zawartości opracowania „Rynek Fotowoltaiki w Polsce ’2019” są zastrzeżone. Użytkownik

ma prawo do bezpłatnego pobierania oraz drukowania całych stron lub ich fragmentów pod

warunkiem nienaruszenia praw autorskich oraz praw wynikających z rejestracji znaków towarowych

należących do EC BREC Instytut Energetyki Odnawialnej Sp. z o.o.

IEO informuje i zastrzega, że dane zamieszczone w publikacji mają jedynie charakter informacyjny oraz

nie stanowią porady w rozumieniu polskich przepisów. Opracowanie przedstawia wiedzę oraz opinie

autorów według stanu na dzień publikacji. Zostało ono sporządzone, z zachowaniem metodologicznej

poprawności, z rzetelnością oraz starannością, na podstawie danych ogólnodostępnych oraz własnych.

IEO nie podejmuje poprzez niniejszą publikację żadnych zobowiązań oraz nie ponosi żadnej

odpowiedzialności za decyzje i działania podjęte na podstawie Raportu ani za szkody poniesione w

wyniku tych decyzji.

EC BREC Instytut Energetyki Odnawialnej Sp. z o.o.

FOTOWOLTAIKI W OLSCE - ZGW-Partner...Duży popyt na rynku PV w Polsce w ostatnich miesiącach...

Documents

Transcript of FOTOWOLTAIKI W OLSCE - ZGW-Partner...Duży popyt na rynku PV w Polsce w ostatnich miesiącach...