Przejdź do treści

Warunki rozwoju fotowoltaiki – debata

Moderator: Iwona Wysocka, mam przyjemność poprowadzenia panelu: „Warunki rozwoju fotowoltaiki”. Witam Państwa. Witam szanownych Panelistów, wśród których są: pan Radosław Grech – Prezes Zarządu Centrum Energetyki Odnawialnej Sp. z o.o.,

RG: Dzień dobry. Witam Państwa

Moderator: pan Piotr Mrowiec – Radca Prawny, Mediator Associate Partner

PM: Dzień dobry. Witam serdecznie.

Moderator: pan Bartłomiej Pawlak – Wiceprezes Zarządu Polski Fundusz Rozwoju

BP: Dzień dobry.

Moderator: I pan Bogdan Szymański – Prezes Zarządu, Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej – Polska PV

BS: Dzień dobry.

Moderator: Fotowoltaika w naszym kraju przybiera na znaczeniu. To widać. To jeden z najszybciej rozwijających się sektorów OZE. Rok ubiegły był najlepszym w historii rozwoju fotowoltaiki w naszym kraju. Według prognoz Instytutu Energii Odnawialnej moc zainstalowana w fotowoltaice na koniec ubiegłego roku wyniosła 4 GW, co oznacza 200% wzrost rok do roku. Według nieoficjalnych, jeszcze niepotwierdzonych informacji w naszym kraju jest już 650 tys. prosumentów. Przewiduje się, że do końca tego roku będzie ich nawet milion, więc proszę zauważyć, jakim niesamowitym zainteresowaniem cieszy się fotowoltaika. Z badań przeprowadzonych wśród mieszkańców naszego kraju wynika, że aż 70% respondentów chce być niezależna od zewnętrznych dostawców energii, a 22% chciałoby uniezależnić się od nich częściowo. To znaczy, że zainteresowanie jest nadal bardzo duże. Jednak zacznijmy na początek od rytu historycznego. Historia rozwoju fotowoltaiki w Polsce, miejsce w niej prosumenta, jak to się zaczęło w Polsce i jak to robi świat. To pytanie na początek do pana Bogdana Szymańskiego, Prezesa Zarządu Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej – Polska PV.

BS: Dziękuję bardzo za to pytanie. Rys historyczny jest o tyle ciekawy, że pokazuje on, dlaczego w ogóle fotowoltaika w Polsce się rozwinęła. W mojej ocenie, głównym powodem, jest po pierwsze, wprowadzenie prostego systemu wsparcia – systemu opustu, z którego wszyscy korzystamy, ale także ułatwień legislacyjnych. Dynamiczny rozwój fotowoltaiki rozpoczął się w roku 2015, gdy uchwalono ustawę, w myśl której, po pierwsze nie było potrzebne pozwolenie na wykonanie robót budowlanych w zakresie montażu instalacji fotowoltaicznych, a co ważniejsze nie były konieczne warunki przyłączeniowe z zakładu energetycznego. To stało się fundamentem, który napędził tę „kulę śniegową”, którą widzimy dzisiaj. Pamiętam początki fotowoltaiki w Polsce, gdy była ona bardziej hobbystyczna, czyli lata 2012 / 2013. Wówczas wielu pasjonatów, którzy chcieli wykonać u siebie instalację fotowoltaiczną, nie patrząc na koszty, a były one w tamtych latach dużo wyższe niż obecnie, dochodzili „do ściany”, ponieważ techniczne warunki przyłączeniowe kosztowały często więcej niż sama instalacja. Zakłady energetyczne traktowały prosumenta, jak wielką elektrownię, nie rozumiejąc, że prywatna osoba nie jest w stanie ponieść takich kosztów, ani te koszty nie mają sensu. Zmiana legislacyjna spowodowała, że ten rynek się otworzył. I oczywiście później kwestia ekonomiczna, bo jeśli weźmiemy dane statystyczne: 600 tyś. prosumentów, to w większości są gospodarstwa domowe plus firmy, ale osób, które korzystają jest co najmniej trzy lub cztery razy więcej. Mamy więc około 2 mln osób, które z fotowoltaiki mają pożytki. Należałoby sobie zadać pytanie, dlaczego osoby tak intensywnie inwestują w fotowoltaikę? Przed chwilą padło stwierdzenie, że chcą być niezależni energetycznie. Jednak nasze badania wskazują, że ta niezależność energetyczna, jest rozumiana jako niezależność finansowa. Polacy nie chcą odłączać się od sieci, co też jest technicznie dość trudne

Moderator: Sieć to też bezpieczeństwo.

BS: Tak, ale bezpieczeństwo w kontekście ekonomicznym, ponieważ klasyczna instalacja fotowoltaiczna, którą wykonuje ok. 99% prosumentów nie pracuje, gdy nie ma zasilania w sieci. Chodzi więc, o niezależność energetyczną w sensie finansowym. Polacy widzą, jak intensywnie rosną ceny energii, choć tutaj też dzięki Urzędowi Regulacji Energetyki niecały wzrost kosztów jest przerzucany na konsumenta końcowego. Firmy odczuwają to bardziej. Mimo to kilkunastoprocentowy wzrost co roku, a w tym roku będziemy pewnie mieć historyczny wzrost cen energii dla konsumenta końcowego, powoduje rosnącą obawę Polaków, że w pewnym momencie nie będzie ich stać na opłatę rachunków za energię elektryczną i w fotowoltaice widzą rozwiązanie tego problemu.

Moderator: Dlatego inwestujemy w fotowoltaikę, zwłaszcza, że cały sprzęt z tym związany tanieje. Inwestycję taką można ująć jako oszczędzanie na przyszłość. Teraz popatrzmy z punktu widzenia podmiotów, które chcą inwestować w farmy fotowoltaiczne, z punktu widzenia właścicieli gruntów, które posłużą do dzierżawy pod farmy. Jak wygląda proces dewelopmentu, rozwój instalacji fotowoltaicznych w Polsce? To pytanie kieruję do pana Piotra Mrowca, Radcy Prawnego, Mediator Associate Partner

PM: Dziękuję. Jeszcze może dodam…

Moderator: Chce Pan odnieść się do wypowiedzi pana Bogdana Szymańskiego?

PM: Tak, ale odniosę się jeszcze do jednej kwestii. Reprezentuję Kancelarię Rödl & Partner, gdzie odpowiadam za pion energetyczny. Głównie zajmuję się energetyką odnawialną, wiatrakami, a obecnie w coraz większym stopniu, fotowolaiką. Co do dewelopmentu, to myślę, że mój szanowny Przedmówca w trafny sposób opisał ułatwienia dla prosumentów. Myślę, że nie ma nic do dodania. Trzeba przyznać, że Ustawodawca w tym zakresie ułatwił maksymalnie proces wykonania instalacji fotowoltaicznej na dachach dla prosumentów, małych firm. Myślę też, że znakomita większość uczestników rynku wskaże, że system opustowy, jako system prosty, intuicyjny, sprawdził się. Teraz prawdopodobnie zajdą zmiany legislacyjne, które to eldorado dla prosumentów trochę ograniczą, A to z tego względu, że dotychczas zazwyczaj wykonywane mikro instalacje były trochę większe, ponieważ nadwyżkę wytworzonej energii można było wirtualnie magazynować w sieci i odbierać w ciągu 12 miesięcy. Teraz, po nowelizacji, jeśli ta nowelizacja wejdzie w życie, taka sytuacja może być niemożliwa. Ja może jednak skupię się na większych instalacjach, bo są to dwa różne światy.

Moderator: Bardzo proszę. Mówiąc o prosumentach głównie mamy na myśli małe rodzinne instalacje przydomowe, na dachach. Zupełnie nie bierzemy pod uwagę, że są też firmy, które będą organizowały większe instalacje. Co możemy powiedzieć w tej materii.

PM: Z moje perspektywy, to w zasadzie głównym przedmiotem badania są te farmy fotowoltaiczne, które są rozwijane zazwyczaj przez polskich deweloperów. Później są sprzedawane też polskim firmom, które te projektu budują i eksploatują, ale też w dużej mierze sprzedawane są podmiotom zagranicznym, funduszom inwestycyjnym, które inwestują w polską energetykę odnawialną, bo okazuje się, jest to „bezpieczna przystań”. Te inwestycje po prostu się opłacają. Proces rozwoju dewelopmentu, czyli budowa farm fotowoltaicznych większych, takich około 1 MW albo już istotnie większych – kilkanaście, kilkadziesiąt, czy kilkaset MW, jest znacznie trudniejszy, niż w przypadku mikro instalacji, ale o wiele łatwiejszy niżli podobne wielkościowo instalacje wiatrowe, już nie mówiąc o konwencjonalnej energetyce. Fotowoltaika nie jest trudna. Rozwija się ją łatwo i to stanowi o jej sukcesie. Większość z nas zna ograniczenia wprowadzone dla energetyki wiatrowej. Mówię o słynnej ustawie „10H”, która de facto zabiła tę branżę. Zobaczymy, jak to będzie dalej wyglądać.

Moderator: W tym wypadku prawdopodobnie szykują się zmiany w przyszłości.

PM: Czekamy na te zmiany od lat. Faktycznie ten sektor należało uporządkować, bo dochodziło do kuriozalnych sytuacji.

Moderator: Można powiedzieć, do „wolnej amerykanki” momentami.

PM: Tak. Budowanie w oparciu o techniczne warunki zabudowy, traktowanie instalacji wiatrowej jako infrastruktury technicznej itd. Zostawmy to jednak, bo to nie jest temat naszej rozmowy. Natomiast duża fotowoltaika jest łatwiejsza w rozwoju. W zasadzie kluczowe są cztery etapy. Pierwszy etap to zagwarantowanie prawa do gruntu. Można by na ten temat długo dyskutować w jakiej formule – zazwyczaj jest to umowa dzierżawy. Jako ciekawostkę dla Państwa mogę wskazać, kwestię czynszu dzierżawnego, kilkaset farm zbadaliśmy – pomiędzy rokiem 2015 a 2021 ceny średnio rosły od 6.500 / 7.000 zł za ha, obecnie wynoszą około 13.000 – 15.000 zł za ha. Dzierżawa opłaca się wydzierżawiającym, o ile mają rozsądnie zbudowaną umowę, a nie jednostronnie na rzecz inwestora. Kolejny etap to decyzja środowiskowa, której uzyskanie jest o wiele łatwiejsze niż w przypadku elektrowni wiatrowej, chociaż wszystko zależy od wielkości instalacji, od tego czy zostanie nałożony obowiązek raportu, od tego w jakiej okolicy jest lokowana dana farma. Trzecia kwestia to zazwyczaj warunki zabudowy, ponieważ plany miejscowe są w Polsce rzadkością. Na koniec kluczowy etap mówiący de facto, czy inwestycja w rozwój farmy udała się czy nie udała się, to jest uzyskanie warunków przyłączeniowych, które są towarem deficytowym. Dochodzi do kilku absurdów, o których być może będę mógł tutaj jeszcze powiedzieć, związanych z dewelopmentem i z niejednokrotnie nieprzyzwoitą wręcz walką o uzyskanie tych warunków. Następnie pozwolenie na budowę, większość projektów do 1 MW startuje w aukcji. Gdy ją wygra, projekt, który kosztował 80.000 euro, nagle kosztuje 180 000 euro. To też są ciekawe sytuacje, które powodują, że tak dużo osób decyduje się na rozwój takich instalacji, później ich sprzedaż.

Moderator: Nie udałoby się to wszystko, gdyby nie rozwój programów wspierania rozwoju fotowoltaiki. Kto i na jakich zasadach z nich korzysta i jakie jest zainteresowanie? To pytanie do pana Bartłomieja Pawlaka, Wiceprezesa Zarządu Polskiego Fundusz Rozwoju

BP: Dzień dobry raz jeszcze. Ja mogę wypowiadać się w imieniu Polskiego Funduszu Rozwoju, bo tych programów wspierania jest wiele i są różne, m.in. programy Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska, czy różne programy regionalne. Systemy wsparcia miały różne koleje losu. Były to programy wsparcia CAPEX’owego, czyli wspierającego samą inwestycję, na różnym poziomie i w różnych miejscach. Natomiast my jako Polski Fundusz Rozwoju patrzymy przede wszystkim na projekty duże, od 1MW wzwyż. Jak podchodzimy do energetyki odnawialnej? Otóż, po pierwsze, 2,5 roku temu przygotowaliśmy naszą strategię, pierwszą strategię PFR wejścia w transformację energetyczną, w momencie, kiedy tak dużo o niej nie mówiliśmy, to sam temat „przygasł” po roku 2015, po wejściu w życie słynnej ustawy 10H, chociaż nie zamilkł we wszystkich tych obszarach, gdzie energetyka odnawialna się rozwija. Natomiast dla nas wtedy, takim niezagospodarowanym obszarem był biogaz, ale jest to temat uboczny z punktu widzenia tego panelu. Jako Polski Fundusz Rozwoju, stworzyliśmy taki mechanizm, który wcześniej w PFR nie istniał. Generalnie PFR jako fundusz rozwoju przede wszystkim inwestuje w duże projekty. I taki nasz średni ticket inwestycyjny[1], to jest od 50 mln, no może dzisiaj od 30 mln w górę i to najczęściej jesteśmy partnerem mniejszościowym, więc jeśli dołożymy do tego lewar z banku, to mówimy o inwestycjach idących w setki milionów złotych. To nie był sposób finansowania akceptowalny dla tych, którzy inwestowali w biogazownie, ponieważ średnia inwestycja w biogazownię to jest kilkanaście milionów złotych. W związku z tym stworzyliśmy inny mechanizm. Powiedzieliśmy potencjalnym partnerom, że jeżeli będą mieli mniejsze projekty, ale będą to projekty powtarzalne, to jesteśmy w stanie stworzyć dedykowany program dla inwestora, który będzie budował pewną skalę przy pomocy środków PFR. I rzeczywiście taki program zbudowaliśmy. Mamy dzisiaj już 17 biogazowni. Docelowo będzie ich pewnie co najmniej 25, ale już rozmawiamy z tym partnerem, że będzie ich pewnie 50. Ten model chcemy obecnie przełożyć na finansowanie innych obszarów odnawialnych źródeł energii, przede wszystkim fotowoltaiki, bo rzeczywiście inwestycja na poziomie 1 MW jest zdecydowanie poniżej naszego progu opłacalności inwestycji, ale jeżeli jesteśmy w stanie znaleźć takich integratorów rynku, którzy będą w stanie pokazać tzw. pipeline, czyli ten łańcuch projektów, czy strumień projektów 1.megawatowych, ale idących w kilkanaście czy kilkadziesiąt projektów, to jesteśmy w stanie potraktować to jako jednorodną inwestycję. W związku z tym, żeby zaspokoić potrzeby inwestorów w OZE i trafić do szerszego kręgu niż tylko do ekskluzywnych partnerów, którzy potrzebowali minimum 50 – 80 mln zł, uelastyczniliśmy nasze podejście. Natomiast drugim elementem, nad którym pracujemy, to odpowiedź na pytanie, na ile obecnie rynek jest gotowy, żeby uzyskać zaangażowanie finansowe takich instytucji jak banki czy PFR, czyli wsparcie kapitałowe projektów, które są realizowane poza systemem aukcyjnym. System aukcyjny ma być kołem zamachowym i procesem przejściowym, który doprowadzi poszczególne technologie do poziomu rynkowego. Jeżeli inwestycje te sfinansują się na rynku, to system aukcyjny czy wsparcie przez 15 lat, nie jest nam już potrzebne. Do tej pory mieliśmy bardzo niewiele przypadków, kiedy podpisywano tzw. Power Purchase Agreement, czyli umowy bilateralne między producentem a odbiorcą. To mogą być wirtualne umowy, ale generalnie chodzi o kontrakt bilateralny, a nie realizowanie projektów poprzez system aukcyjny. Taki kontrakt pierwszy w Polsce zawarł Daimler-Benz, Mercedes produkując silniki w Jaworznie. Dla nas jest to obszar, który wymaga pozytywnych odpowiedzi ze strony instytucji finansowych. Od kilku miesięcy pracujemy nad tym, żebyśmy mogli wyjść z ofertą w stosunku do właśnie takich inwestorów, którzy będą chcieli realizować inwestycje na ryzyku rynkowym. Nasze analizy cen energii w perspektywie 10, nawet 15 lat, pokazują, że nie mamy dzisiaj żadnych przesłanek, żeby zakładać, czy to z perspektywy polityki unijnej, czy z perspektywy specyfiki naszego systemu energetycznego, że ceny energii będą spadać, czy też, że wahnięcia będą drastyczne w dół. W związku z tym możemy przyjąć pewien bezpieczny poziom cen energii, który zakładamy w naszych modelach i chcemy wspólnie z instytucjami finansowymi, bo planujemy podzielić się ryzykiem finansowania takich projektów, wyjść z ofertą, która odblokowałaby możliwość realizowania projektów na ryzyko rynkowe. Jeżeli nam się to uda, to będzie to istotny krok w rozwoju odnawialnych źródeł energii w Polsce. Mamy coraz więcej zgłoszeń ze strony tych, którzy chcą realizować projekty w oparciu o tzw. autogenerację, czyli sami chcą być wytwórcą energii i nie muszą wówczas ponosić kosztów przesyłu i kosztów opłaty mocowej. Takich zapytań o finansowanie jest coraz więcej. To jest rzeczywiście dzisiaj bardzo opłacalne rozwiązanie. Presja ze strony różnego rodzaju podmiotów gospodarczych, na to, żeby przejść na zasilanie ze źródeł odnawialnych będzie coraz silniejsza. Podmioty oddziałują nawzajem na siebie, oczekując spełnienia tzw. zasad ESG. Instytucje finansowe, głównie banki, w związku z tym, poszukują sposobów na to, żeby sfinansować i zrealizować takie projekty, które umożliwią zwiększoną podaż energetyki odnawialnej. Presja będzie coraz silniejsza.

Moderator: A jak banki czy instytucje finansowe reagują na Państwa propozycje. Jakie jest zainteresowanie z ich strony. Z tego co wiem zawsze jest toporne, ale Państwo macie silne argumenty.

BP: Zrobiliśmy rozeznanie wśród najważniejszych banków działających w Polsce. Widać, że większość z nich bardzo poważnie podchodzi do tej kwestii. Generalnie banki szukają sposobów, żeby się „zazieleniać”. Tak jak powiedziałem te zasady environment, social responsibility i corporate governance, czyli ESG, to jest bardzo realne wyzwanie, które stoi przed bankami. Całe raportowanie, możliwość pozyskiwania finansowania, tak naprawdę dalszy rozwój instytucji finansowych zależy od tego, jak bardzo i jak szybko będą się „zazieleniać”. W związku z tym z jednej strony jest presja na instytucje finansowe, żeby przechodziły na „zieloną stronę” i widać to zarówno ze strony instytucji finansowych, takich jak Europejski Bank Inwestycyjny, który de facto ogłosił się „zielonym bankiem”, ale widać to też po instytucjach prywatnych, np. fundusz Black Rock ogłosił swoją zieloną strategię. W tych strategiach dzisiaj jest jeszcze sporo marketingu czy PR’u ale jest on podszyty bardzo konkretnymi wymaganiami, oczekiwaniami i rosnącą bardzo silną presją. W związku z tym banki próbują na tę presję odpowiedzieć nowymi produktami czy wejściem w nowe obszary. A co do finasowania projektów na ryzyku rynkowym, jesteśmy na ukończeniu rozmów, bo spotkaliśmy się z bardzo przychylnym spojrzeniem co najmniej jednego, bardzo dużego banku. Inne banki też zastanawiają się, ale jest to w tej chwili właściwie pytanie, kiedy, kto będzie tym pierwszym i kiedy inne będą mogły pójść w jego ślady. Wydaje mi się, że jeżeli uda się nam przekonać jeden bank, to będziemy mieli reakcję łańcuchową.

Moderator: W takim razie trzymamy kciuki za reakcję łańcuchową. Nasza fotowoltaika, nasze rozwiązania technologiczne – jakie na tym polu są perspektywy rozwoju? Na ile jesteśmy w stanie wnieść ten sektor na wyższy poziom rozwoju? Jakie wsparcie przydałoby się w wynalazkach? Te pytania kieruję do pana Radosława Grecha, Prezesa Zarządu Centrum Energetyki Odnawialnej.

RG: W kwestiach technologii, jesteśmy w dobrej fazie rozwoju. Główne elementy, które się pojawiają dzisiaj, to nowe produkty czy półprodukty, które są opracowywane przez naszych wynalazców.  Na przykład pani Olga Malinkiewicz i jej praca nad wykorzystaniem perowskitu w fotowoltaice. Czy też wcześniej elementy, które nie do końca doczekały się konkretnego rynkowego zaadoptowania, czyli mówimy o grafenie. I te wszystkie komponenty pozwalają patrzeć w przyszłość optymistycznie w zakresie nie tylko odtwórczego funkcjonowania polskiego rynku fotowoltaicznego.

Moderator: No właśnie, bo z tą odtwórczością mamy problemy, a trzeba postawić na innowacyjność.

RG: My stawiamy na innowacyjność. Nie do końca zdajemy sobie sprawę, jak ta innowacyjność funkcjonuje w Polsce poprzez dosyć mocno zaburzone wskaźniki oceny innowacyjności. Wskaźniki oceny innowacyjności to obszerny temat poza naszą dyskusją, ale one są debatowane na poziomie wielu instytucji typu uczelnie czy województwa, które też są w tej skali oceniane. Dla nas ważnym elementem jest spojrzenie na sektor, na umiejscowienie czy kierunek, w którym zmierzamy, o czym Panowie mówili, w zakresie dużej energetyki fotowoltaicznej. Mikro instalacje będą dla mieszkańców jakimś elementem niezależności finansowej i tak należy to traktować. Jeśli chodzi o duże instalacje, to jest to sposób na rozwój biznesu. Musimy zdawać sobie sprawę ze skali, np. w styczniu 2021 zostały wydane warunki przyłączenia przez ENEA Operator na moc 399 MW. To jest jedna farma fotowoltaiczna – 399 MW. Gdybyśmy dzisiaj spojrzeli na portfel inwestycyjny polskich elektrowni fotowoltaicznych to nie ma nikogo, kto w sumie zebrałby tyle MW. Są to projekty stosunkowo mocno zaawanasowane. Podejście rynkowe banków nie jest jeszcze widoczne. Instytucje te nie są przyzwyczajone do bezpiecznych inwestycji na poziomie instalacji aukcyjnych, czyli wygrana aukcja oznacza natychmiastowe finansowanie. Natomiast, funkcjonują elementy powiązane z rynkowym uwydatnieniem fotowoltaiki. Tak, jak mój Przedmówca powiedział, rynek PPA. Aktualnie uczestniczymy w jednym projekcie, który zakłada model PPA, czyli inwestor inwestuje na czyimś terenie i z tej elektrowni dostarcza energię właścicielowi gruntu. W tym przypadku, w tym miesiącu mamy już fakturowanie ok. 650 zł za MWh dla przedsiębiorstwa, które korzysta z tej energii. Jest to cena poniżej ceny rynkowej za energię. Mamy kolejny wskok ceny rynkowej, jeśli chodzi o cenę energii. Są modele, które wspomagają innowacyjność. Mówimy w tym przypadku o innowacyjności produktowej. Aktualnie jest już realizowane pierwsze wdrożenie perowskitu jako elementu fotowoltaicznego na obiektach w postaci żaluzji. Perowskity są to te elementy, które pozwalają nam dosyć mocno modulować strukturę danego produktu. Nie mówimy jedynie o panelach fotowoltaicznych i ich wytwarzaniu w postaci ramy, panelu 2m2 czy ponad 2 m2, tylko mówimy o napylaniu, czy też nadrukowywaniu konkretnego produktu na dowolnej powierzchni. Czy to będzie obudowa jakiegoś produktu, czy to będzie bryła obiektu ….

Moderator: Może być nawet żagiel w żaglówce.

RG: Może być nawet żagiel w żaglówce. Jest to element taki, gdzie wchodzimy w trochę wyższą skalę. Mówimy dziś o pierwszych wdrożenia perowskitu, natomiast ważne jest, żeby pamiętać i żeby mieć świadomość skali. Są to na obecną chwilę małe ogniwa, to są małe półprodukty, które są wdrażane. Jesteśmy oczywiście na wstępnej fazie rozwoju danego produktu, ale obiecujące jest też to, że koszt wytworzenia inwestycji fotowoltaicznej z perowskitu jest stosunkowo niski, bo są to mniejsze temperatury, jeśli chodzi o sposób wytworzenia danego produktu. Wszystko to będzie się w najbliższym czasie napędzało i rozwijało, ponieważ dużo jest gruntów dzisiaj pod farmy deweloperskie, tych dachów pod fotowoltaikę jest coraz mniej…

Moderator: Wejdę Panu w słowo, bo trzeba tu oddać, że tradycyjna fotowoltaika to są duże instalacje, czy to na dachach domów rodzinnych czy też na gruntach. Pojawiają się coraz częściej pola z instalacją fotowoltaiczną. Natomiast perowskity można nadrukować na każdą powierzchnię.

RG: Tak, ale tak jak wspomniałem, jest to pewna zaleta perowskitu. Mamy też jednak wady. Jedną jest to, że w przypadku produktów z perowskitu mamy do czynienia z ołowiem. Dzisiaj, gdy patrzymy na rynek fotowoltaiki i na innowacje, które są potrzebne tu i teraz myślimy m.in. o recyklingu instalacji fotowoltaicznej. Mamy obecnie do czynienia z dużą rywalizacją w zakresie rozwoju technologii, ponieważ coraz częściej farmy czy instalacje fotowoltaiczne, które były budowane wcześniej, są wycofywane. Pojawia się problem, co z nimi zrobić.

Moderator: A jaka jest żywotność starych farm?

RG: Żywotność to jest około 15 – 25 lat. To niej dzisiaj problem.

Moderator: To oznacza, że po 15 latach od pierwszych instalacji trzeba coś z nim zrobić

RG: Tak, ale nie jest to kwestia wymiany samego produktu, bo przestał on funkcjonować. Tak nie jest. Produkt nadal funkcjonuje. Z tym, że gdy mówimy o instalacjach sprzed 5 lat – były budowane na panelach fotowoltaicznych 180 – 200 W. Dzisiaj panele fotowoltaiczne na rynku mają moc 450 W. W związku z tym, możemy z tej samej powierzchni użytkowej uzyskać 2 razy więcej energii. I to właśnie jest teraz powodem zmiany technologicznej, bo projekty stają się coraz bardziej opłacalne. Natomiast z tym produktem będziemy musieli coś zrobić, tak samo, jak będziemy musieli zrobić coś z kolektorami słonecznymi, czy generatorami wiatrowymi, które podlegają temu samemu mechanizmowi.

Moderator: Czy jest pomysł co można zrobić?

RG: Prace dzisiaj trwają. Kilka pomysłów rynkowych, jeśli chodzi o samą fotowoltaikę i jej proces recyklingu funkcjonuje. Między innymi dwie firmy w Polsce próbują się tym procesem zajmować. Wchodzimy w fazę mocno rozwojową. Napływ produktu będzie powodował, że te elementy rozwoju i potrzeba będzie przyspieszała. Również elementy finansowe. Tak, jak mówimy o rozwoju fotowoltaiki to głównie wzrost cen energii spowodował przyspieszenie rozwoju branży fotowoltaicznej w Polsce. Myślę, że mniej system dopłat, który był elementem powiązania zachęty. Dzisiaj widzimy na rynku hurtowym, że cena energii wynosi 400 zł/MWh dla przedsiębiorców. W zeszłym roku, czy 2 lata temu mieliśmy podwyżkę do 320 zł. Przedsiębiorcy otrzymują faktury dzisiaj za energię elektryczną na poziomie 500 – 510 zł. To wszystko powoduje, że coraz częściej myślą o zabezpieczeniu energetycznym, ale przede wszystkim o zabezpieczeniu finansowym. Są zainteresowani obniżeniem kosztów, m.in. opłaty mocowej, które jest ukryta w dystrybucji i stanowi kolejny składnik kosztu energii elektrycznej. Puentując można powiedzieć, że nasz udział w rynku innowacji fotowoltaicznych jest i pewnie będzie. To, że przyzwyczajamy się do fotowoltaiki, że umiemy funkcjonować z nią na rynku, to powoduje, że pojawia się coraz więcej pomysłów adaptacyjnych czy też produktowych. Perowskit jest wykorzystywany i już mamy pierwsze wdrożenia, natomiast w dużej mierze od 2018 roku trwają wzmożone prace w naszym kraju i poza naszym krajem nad połączeniem hybrydowych paneli fotowoltaicznych. Mówimy tu o krzemie, który jest wykorzystywany na dziś i perowskicie. W tym przypadku mówimy o ok. 30% wzroście wydajności paneli fotowoltaicznych. Jest to element, w którym łączymy nową technologię ze starą technologią i ją rozbudowujemy.

Moderator: Teraz pytanie do wszystkich Panów: w jakim kierunku powinny ewoluować rozliczenia prosumentów, co powinno się zmienić, co jest w planach, jak to będzie wyglądało?

BS: Chciałbym wrócić ad vocem do polskich technologii. Jestem fanem polskich technologii. Chciałbym, żeby większość komponentów była produkowana w Polsce, jednak nie będzie to takie łatwe. Przyczyn i problemów jest wiele. Po pierwsze, Polska staje się krajem, gdzie bardzo szybko rosną koszty produkcji wszelakiej, chodzi o koszty pracy i koszty energii. I tutaj ciężko będzie nam konkurować chociażby z Chinami czy Azją Pd-Wsch., gdzie produkowanych jest najwięcej komponentów fotowoltaicznych. Skoro nie jesteśmy tani, to musimy to musimy mieć produkt innowacyjny. Żeby wdrażać produkty innowacyjne, to potrzebna jest kadra inżynieryjna, kadra naukowa. Tutaj niestety trochę przespaliśmy tę dekadę rozwoju fotowoltaiki w Polsce, gdzie nie powstały kierunki techniczne stricte ukierunkowane na produkcję. Trudno znaleźć obecnie technika produkcji innowacyjnej linii fotowoltaicznej w Polsce. Musielibyśmy szukać go w Chinach. Nie chcę dołączyć do głosu hurra optymistów, że mamy super technologię i ona za chwilę będzie się rozwijać, bo jeśli nie zadbamy o kadry, to będzie się ona rozwijać poza granicami Polski

Moderator: To rzeczywiście z kadrami nie jest prosta sprawa. Niestety nie ma wśród nas przedstawiciela związanego z edukacją, który mógłby na ten temat poopowiadać.

RG: Ja mogę co nieco powiedzieć, bo pracuję na uczelni.

Moderator: A to jest Pan wywołany do tablicy

RG: Rzeczywiście tak jest, że my w zakresie kształcenia na kierunkach energetycznych w dużej mierze oparliśmy się o sektor tradycyjnej energetyki. Kierunki, które powstają na poziomie energetyki odnawialnej, zajmują się adaptacją dzisiejszych technologii. Natomiast to o czym Bogdan powiedział to nie jest kierunek energetyka, ale chodzi o kierunek inżynierii materiałowej, czyli kierunek mechaniczny. Na dobrą sprawę to jest rozwój interdyscyplinarny, jeśli chodzi o kadry naukowe. Ich dzisiaj brakuje. Na studiach, gdy patrzymy na kierunki elektrotechniczne i energetyczne, są stosunkowo małe nabory z tego powodu, że są to trudne studia…

Moderator: Czy to znaczy, że jest małe zainteresowanie, niewielu kandydatów?

RG: Małe zainteresowanie i pewne obawy. Jakiś czas temu, na poziomie szkoły średniej, został stworzony kierunek technik energetyki odnawialnej. Dzisiaj szkoły w dużej mierze nie mają możliwości otwierania takich klas z powodu braku chętnych. Nie do końca wiemy jeszcze co to jest energetyka odnawialna, nie do końca widzimy w tym biznes. My dzisiaj zajmujemy się tymi tematami, rozmawiamy o wolumenie mocy, ale gdybyśmy powiedzieli sobie o wolumenie finansowym, który jest do zaadoptowania, to mogłoby zachęcić w jakiś sposób młodych ludzi. Promocja tego rynku, rynku finansowego związanego z OZE. Rzeczywiście, brakuje kadr na poziomie szkoły wyższej, ale też na niższym poziomie edukacji. Dzieci dzisiaj zaczynają już mieć świadomość co to jest energetyka odnawialna, rozumieją pojęcia panel fotowoltaiczny, wiedzą co to jest kolektor itd. Wydaje mi się, że dopiero to pokolenie nadgoni ten stracony czas. Natomiast, w energetyce odnawialnej dzisiaj mamy spore problemy, jeśli chodzi o zasoby kadrowe.

PM: Chciałbym odnieść się do dwóch kwestii bardzo ciekawych. Pierwsza rzecz, to pytanie co możemy zrobić dla prosumentów. Osobiście uważam, że jeżeli chcemy, żeby rynek prosumencki się rozwijał, to musimy zostawić go w spokoju. Obecny system wsparcia jest niezwykle korzystny. Powstaje pytanie oczywiście, jak bardzo zależy nam na rozwoju mikro instalacji. Rozumiem argumenty operatorów sieci dystrybucyjnych, którzy mają pewne obawy, bo mamy już powoli do czynienia z wyłączeniami mikro instalacji z uwagi na zbyt dużą generację w danym terenie i możliwość tzw. małego blackout’u w okolicy, bo za dużo za dużo energii ma wpłynąć do sieci.

Moderator: Sieci nie potrafią przy słonecznej pogodzie, przyjąć całej wytworzonej energii w danym momencie.

PM: Tak. To jest jednak problem nie tylko Polski. To jest problem, który w Polsce pojawił się teraz, ale z którym od lat borykają się w Hiszpanii, we Włoszech, Niemczech, Holandii itd.  Z tym problemem zwyczajnie należy się zmierzyć. Musimy rozbudowywać sieci dystrybucyjne, przesyłowe. Musimy zastanowić się nad modelem magazynów energii. Jest to niezwykle ciekawa kwestia. Powyższe, jeśli chodzi o prosumentów. Kolejną sprawą, do której chciałem się odnieść to finansowanie. Chciałbym podzielić się swoim doświadczeniem, ponieważ akurat wspieram inwestorów w pozyskiwaniu finansowania od dużych banków, obecnych w Polsce. Pamiętam ich podejście sprzed paru lat, gdy mówiąc kolokwialnie, sparzyli się na wiatrówce. Chodzi tu o słynne wypowiadanie umów, nabywanie zielonych certyfikatów przez koncerny energetyczne i teraz zapewne będziemy, jako społeczeństwo, płacić za to z uwagi na niekorzystne wyroki arbitrażowe. Później nastąpiła zmiana w kierunku fotowoltaiki, dlaczego? Bo, jak Pan wcześniej słusznie zauważył, podejście bankowe jest takie, że nie chcą inwestować już w energetykę wysokoemisyjną, ponieważ nie ma na to zgody. Te pieniądze muszą gdzieś płynąć. I one płyną w energetykę odnawialną, która po części była pomysłem marketingowo-PR’owym, bo nie spinała się ekonomicznie. Obecnie to się zmieniło. To jest poważny biznes, który „spina się” bez wsparcia, chociaż, można wejść tu w mała polemikę czy system aukcyjny powinien funkcjonować, czy nie. Będzie on jeszcze obowiązywać. Jest nowela prawa energetycznego i ustawy o OZE, która ten system najpewniej przedłuży do 2027 roku. Nie ma co do tego rozbieżności w polskim Sejmie. Czy system ten jest potrzebny? Kojarzę krótką rozmowę kuluarową na temat opłacalności systemu aukcyjnego, skoro de facto ceny rynkowe są wyższe obecnie niż ceny aukcyjne. Cena rynkowa wynosi obecnie ok. 270 zł/MWh, nawet na rynku za energię z fotowoltaiki, bo jest tam pozytywny profil z produkcji, czyli energia fotowoltaiczna jest produkowana wtedy, gdy jest najbardziej potrzebna, ceny są po 300 / 320 zł. Natomiast na aukcji uzyskuje się ok, 240 zł, nawet z małych instalacji. Czy to się opłaca? Chodzi o bezpieczeństwo, bo mamy wsparcie przez 15 lat. Większość z moich klientów stosuje hybrydową taktykę, która polega na tym, że przez pierwsze lata sprzedają symboliczną ilość energii w systemie aukcyjnym np. 1 MWh przez pierwsze 5 lat. Po tym czasie wchodzą z cała swoją mocą i sprzedają pełny wolumen energii przez kolejne 10 lat, bo ten system nie ulega wydłużeniu, tylko trwa. To powoduje, że korzystają teraz z przewidywanego okienka, bo trudno jest określić cenę energii za 15 lat, natomiast dość łatwo, z dość dużym prawdopodobieństwem, można przewidzieć tę cenę w perspektywie 4-5 lat. Sprzedając tę energię tylko na rynku przez pierwsze 5 lat, dostajemy bardzo dobrą cenę, a później mamy bezpieczeństwo wchodząc w system aukcyjny. Jesteśmy nadal na rynku, ale jesteśmy zmuszeni, żeby oddawać czy zwracać, jeśli cena rynkowa jest większa niż aukcyjna. Jest jeszcze jeden element, który czyni ten system atrakcyjnym dla każdego, chodzi o inflację, która jest bardzo wysoka. Inflacja jest wszyta w system aukcyjny, tzn., że rok do roku cena, którą uzyskaliśmy w aukcji jest waloryzowana. To powoduje, że jeśli wygramy teraz za cenę 240 zł/ MWh, to za 5 lat, biorąc wskaźniki inflacyjne będzie to ok. 280 zł.

BP: Dobrze, bo mamy jakiś element polemiki w naszej dyskusji. Mam trochę inne podejście do systemu aukcyjnego. Rodzi się pytanie o rolę państwa w tego typu procesach. Gdzie ta rola powinna wystąpić, a gdzie państwo powinno się wycofać zostawiając możliwość działania zasadom wolnego rynku. Uważam, że dzisiaj system aukcyjny może mieć znaczenie z perspektywy szerszego spojrzenia na energetykę. Jeżeli on reguluje podaż zielonej energii z perspektywy możliwości systemu energetycznego – to rozumiem jego idee. Jeżeli ma zachęcać do tego, że trzeba rozwijać dane obszary energetyki – to też rozumiem. Jednak w pewnym momencie kończy się ten element zachęty, bo wchodzimy w możliwości rynkowe. Skoro można coś zrealizować na rynku, jeżeli będzie można, bo, tak jak mówię, to nie jest proste równanie, pracujemy nad tym przez ostatnie 9 miesięcy, to dość długo, ale mam nadzieję, że coś z tego nam się urodzi. Jeżeli dane źródło energii odnawialnej poradzi sobie na rynku, to niech ono sobie na tym rynku działa. Natomiast system aukcyjny powinien wspierać technologie i rozwiązania, które potrzebują okresu inkubacji. Mówimy o tym dzisiaj, bo za chwilę co z tego, że stworzymy nowe możliwości rozwoju OZE w Polsce, jeżeli, tak, jak zostało to przed chwilą powiedziane, nasz system energetyczny tego nie wytrzyma. Wydaje się, że presja na rozwój energetyki będzie ogromna, bo cała zielona transformacja jest to de facto ponowna elektryfikacja. Zapotrzebowanie na energię będzie rosło w sposób dzisiaj trudny do zmierzenia i to jest coś co dotyka nie tylko Polskę, ale wszystkie kraje, które w tę transformację wchodzą. Widać już, że proste możliwości, czy proste rezerwy budowania zasobów OZE kończą się. Bo jeżeli mamy przechodzić na odnawialne źródła energii w obszarze np. ciepłownictwa, to skala potrzeb jest dzisiaj trudne do zmierzenia. I to jest wyzwanie, przed którym stoi wiele krajów. Nawet lider zielonej transformacji w Europie, czyli Wlk. Brytania ma z tym dzisiaj wielkie problemy i nie jest w stanie zrealizować celów, które sobie postawiła. My mamy przed sobą bardzo ambitne i bardzo trudne zadania, z którymi musimy sobie poradzić. Myślę, więc, że nie obędzie się bez ogromnych nakładów inwestycyjnych na infrastrukturę. Według mnie, to co powinien wspierać system aukcyjny, to działania zmierzające do stabilizacji sieci. Jeżeli mówimy o rozwiązaniach hybrydowych, o rozwiązaniach np. uwzględniających magazyny energii, to zgoda, bo one sobie dzisiaj jeszcze rynkowo nie poradzą. W tym przypadku dobrze ustawiony system aukcyjny, który jest rodzajem wsparcia i stabilizowania możliwości rozwoju oraz promocji nowych technologii, jest niezwykle pożądany. On wyznacza kierunki, wtedy widać świadomą politykę państwa, w kierunku rozwoju danych technologii, inkubujemy je poprzez system aukcyjny i one rzeczywiści, kiedy już osiągną pewien poziom technologiczny co do sprawności i ceny, wchodzą na rynek i na nim działają. Nie ma między nami dużej różnicy, bo nie mówimy, żeby zamknąć system aukcyjny, ale mówimy o tym, że chcemy zobaczyć, czy jesteśmy w stanie zbudować drugi element tego systemu. Nawet Prezes URE mówił, że system aukcyjny to rozwiązanie przejściowe, więc nawet URE dopuszcza, że te technologie będą wychodziły na rynek i tam będą sobie radziły. A generalnie, tak jak powiedziałem, potrzeby rozwoju rynku energetycznego w Polsce są przeogromne.

RG: Jak najbardziej potwierdzam ten element, o którym Przedmówca powiedział, że dzisiaj, gdy patrzymy na system aukcyjny to zaczyna on być takim elementem, który rynkowo nie do końca jest opłacalny. W perspektywie, cena energii, która będzie za 15 lat będzie dużo wyższa, więc bezpieczeństwo ceny niekoniecznie będzie zachowane w sensie, że ona mogłaby spaść. Aczkolwiek banki jednoznacznie patrzą na projekty aukcyjne jako na projekty bezpieczne. Cena z energii, która uwzględniałaby system aukcyjny powiązany z magazynami, tutaj wtóruję temu, aby system ewoluował w obszar technologii, które są dzisiaj technologiami rozwojowymi, potrzebującymi inkubacji przez jakiś okres. To jest jak najbardziej pozytywne. Natomiast musimy też popatrzeć na jeden element, na ile te projektu aukcyjne, które były wytworzone, będą zbudowane. To nie jest przecież tak, że ktoś wygrał aukcję i bardzo szybko te inwestycje buduje. Zdaje mi się, że mamy w Polsce do końca roku z wygranych aukcji zbudować do końca roku zbudować prawie 2 GW z fotowoltaiki. To rodzi pewne niebezpieczeństwo, np. brak komponentów na rynku. Dzisiaj oczekiwanie na komponent taki, jak stacja transformatorowa wynosi ok. 4 -5 miesięcy. Mamy też już sprawdzone pewne mechanizmy, np. 2 lata temu, gdy zaczęły się rozwijać instalacje prosumenckie, zabrało falowników na rynku. To jest też jakiś element zagrożenia dla wszystkich projektów inwestycyjnych. Bo projekt, który wygrał na aukcji i miał być uruchomiony do pewnego momentu, nie zostanie uruchomiony w terminie, to ta aukcja jest przegrana.

PM: Ja może dodam tutaj, bo pochwalę ustawodawcę, który zareagował dość szybko na te problemy czy przerwanie łańcuchów technologicznych, problem z dostawą modułów głównie z Chin, które do nas płyną drogą morską. Wprowadzone zostało tzw. przedłużenie covidowe, także jest możliwość jeszcze o 12 miesięcy przedłużyć ten moment wejścia w system aukcyjny, czyli rozpoczęcia sprzedaży energii, licząc od tego 24.miesięcznego. Pozwala to te projekty zrealizować. Jeszcze jedna kwestia, widzę, że nie ma między nami sporu. Uważam tak, jak Pan wskazał, że skoro cena energii będzie rosła, de facto system aukcyjny nie jest potrzebny, bo na rynku można sprzedawać drożej, to taki system wsparcia dla państwa jest idealny, bo państwo na tym zarabia, bo producenci energii w systemie aukcyjnym tę nadwyżkę wynikającą z ceny energii muszą zwracać po 15 latach, a teraz ustawa ma być znowelizowana do 3 lat. Pracuję teraz nad takimi projektami moich klientów, którzy mają projekty wiatrowe. Cena jest niska 197 zł – 200 zł i oni od początku de facto mogliby sprzedawać drożej na rynku, ale są w systemie aukcyjnym i wiedzą, że te niebagatelne pieniądze muszą gromadzić na kontach, żeby po 15 latach wpłacić je do budżetu, a po nowelizacji w ramach trzyletnich interwałów. Tak więc niezły system wsparcia.

RG: Tylko pomoc publiczna się kłania

BP: Przepraszam, jeszcze jedna rzecz, bo pytała Pani o różne systemy wsparcia na przyszłość. Warto tu wspomnieć o czymś, co się w Polsce nie rozwinęło, a co również warto wziąć pod uwagę, jest to dość popularne lub niepopularne hasło: „klastry energii, spółdzielnie energetyczne”. W KPO jest pewien niewielki poziom wsparcia dla tego typu rozwiązań, ale to są rozwiązania, które idą w kierunku stabilizowania sieci, tworzenia pewnych wyodrębnionych jednostek, które zaopatrują się w energię, wykorzystują ją w pewnym obszarze, co z perspektywy sieci jest rozwiązaniem pożądanym. W przeszłości różnego rodzaju klastry, nie tylko energetyczne, które powstawały, miały tę słabość, że mogły liczyć na dodatkowy system wsparcia, ale jedynie na „zaczyn”. Gdy pieniądze z systemu wsparcia kończyły się, klastry obumierały. Teraz również są pewne środki, na tworzenie klastrów, ale też trwają prace nad tym, żeby stworzyć takie zachęty, żeby te klastry potem utrzymać, np. obniżenie o połowę opłaty przesyłowej. To dałoby taką zachętę uczestnikom klastrów czy spółdzielni energetycznych do tego, żeby taką strukturę utrzymać, bo będzie ona opłacalna, a stanowi też lokalny czynnik stabilizacji sieci.

Moderator: To jeszcze wracając do magazynów energii, mówi się o tym, że po roku 2021 dopłaty będą nie tyle do instalacji, ale do magazynów. Jak przekonać Polaków, że to jest ciekawa propozycja, że warto zainwestować?

RG: Szybko i krótko – ceną energii

PM: Dokładnie, chodzi tyko i wyłącznie o zachętę finansową

Moderator: Musimy o tym mówić, bo jest wielu nieprzekonanych

PM: Nie chodzi o ideologię. Nie chodzi, żeby przekonywać kogoś, czy to jest złe, czy dobre. To musi się opłacać. Tak, jak z panelami na dachu. Pamiętam, jak jeździło się przez Niemcy czy Holandię – tam dachy już wiele lat temu były wyposażone w panele fotowoltaiczne. W tym czasie w Polsce nie było ich prawie wcale. Tak, jak wskazał mój Przedmówca, było to coś hobbystycznego. Natomiast odkąd zaczęło się to opłacać, instalacje panele fotowoltaicznych powstają „na potęgę”

Moderator: Tak, tylko nasze sieci nie wytrzymują tej popularności

PM: To fakt i po to są potrzebne te magazyny. Obiema rękoma podpisuję się pod postulatem, że wsparcie powinno być głównie skierowane na budowanie magazynów energii, bo to pozwoli przełamać barierę fizyczną fotowoltaiki. Wiadomo, że instalacja w nocy nie produkuje i nic na to nie poradzimy

Moderator: Uzyskujemy w ten sposób prawdziwą niezależność energetyczną

PM: Tak, to prawda, ale też podkreślić trzeba, że taka instalacja będzie buforowała. Będą wówczas potrzebne mniejsze moce przyłączeniowe, bo do instalacji 1MW moc przyłączeniowa nie będzie wynosi 0,8, ale 0,4, ponieważ bufor magazynujący energię przetrzyma ją i wprowadzi w nocy

BS: Wypowiem się znowu jako sceptyk. Rozmawialiśmy o polskiej produkcji, wówczas byłem sceptyczny, bo nie było kadr. Teraz znowu będę sceptyczny, bo uważam, że ekonomika spowoduje, że w 2022 roku tych magazynów wiele nie zobaczymy. Jako Stowarzyszenie policzyliśmy, że w obecnym modelu taki magazyn energii zwracałby się w okresie 40 lat, bo mamy magazynowanie w sieci. Jeżeli weźmiemy projekt rządowy, który zakładał, że będzie sprzedaż energii po 250 zł za MWh, gdzie kupujemy ją po 650 zł, to nawet w tym modelu magazyn energii zwracał się po 28 latach. Zakładając, że w programie Mój Prąd 4.0 mamy mieć 50%ową dopłatę, to jesteśmy na granicy 14 lat. Jest to bariera zbyt odległa dla większości inwestorów, żeby oni masowo inwestowali. Obecnie fotowoltaika zwraca się w ok. 6,5 roku. Bariera 6 – 8 lat, to jest ten przedział, w którym zaczyna się masowa inwestycja. W czym widzę problem. Mówimy o magazynach energii, tylko, że nie ma strategii, nie ma wyliczeń, nie ma analiz, które pokazałyby, jak ten rynek stymulować, żeby faktycznie zaczął się rozwijać. Bo nie jest sztuką stworzyć wielki program dotacyjny, zamiast 1 mld, jak w programie Mój Prąd 1.0, dać 3 mld i dotować 75 % kosztów magazynów energii. Za tym, muszą iść także działania legislacyjne, np. takie, że tylko część mocy umownej można wykorzystać na wprowadzanie mocy, bez magazynu energii, jeżeli chcemy zwiększyć moc, którą wykorzystujemy musi być zastosowany magazyn energii. Taki system spowodowałby, że część osób, która chce mieć instalację większej mocy, musiałaby zainwestować w magazyn energii. Plus system dotacyjny, który spowodowałby, że ten rynek zacząłby się rozwijać. Ale do tego potrzebne są nie tylko programy dotacyjne, ale także odpowiednie zmiany legislacyjne.

RG: Dodając jeden element, powiedziałem o tym finansowym, ale myślę, że drugi element, który będzie powodował rozwój magazynów energii w skali mikro instalacji, to będą lokalne blackout’y. Ludziom zacznie zależeć na tym, żeby mieć dostępną energię.  Jakiś czas temu uczestniczyłem w dyskusji i zadałem pytanie: co wolimy: tanią energię czy pewną energię?

Moderator: Bezpieczną, zawsze

RG: Dostępną, przede wszystkim dostępną. Tak, jak fotowoltaika rozwinęła się na projektach deweloperskich, przez to, że została bardzo mocno spolaryzowana na poziomie mikro instalacji. To mikro instalacje napędziły dzisiaj fotowoltaikę deweloperską. Wydaje mi się, że ten element magazynów energii, też będzie tak funkcjonował. I to co powiedział Bogdan, ten system wsparcia zbudowany na poziomie magazynów, być może to jest jakaś strategia. Rozbudowa technologii, poprzez magazyny mikroinstalacyjne. Jak spojrzymy na problemy, od których rozpoczęliśmy – rozwój innowacji, fazy rozwoju produktu. W pewnym momencie rozwój produktu przechodzi w fazę produktu dojrzałego, cena zaczyna spadać, odzyskaliśmy koszty nakładu B+R, odzyskaliśmy koszty promocji danego produktu i jego wdrożenia na rynek. To dzieje się przy okazji fotowoltaiki, to być może jest to ścieżka rozwojowa dotycząca magazynowania energii.

Moderator: Nasz czas dobiega końca. Poproszę po jednym zdaniu podsumowania. Polska fotowoltaika w 2030 roku, na jakim będziemy etapie rozwoju?

PM: Moim zdaniem cały czas będą problemy z dostępnością mocy przyłączeniowej. Nadal będą dwie drogi: faktycznie magazyny energii, zobaczymy czy ta technologia w sposób skokowy będzie tanieć i ewentualnie łączenie niestabilnych mocy z elektrolizerami, czyli produkcja wodoru. Być może w 2030 r. choć brzmi nieco futurystycznie. Jednak, najbliższe nas i nie takie futurystyczne podejście, to jest tzw., współdzielenie przyłącza pomiędzy dwoma niestabilnymi źródłami, czyli łączenie wiatru z fotowoltaiką, bo one mają dwa zupełnie różne profile wytwarzania i to powoduje, że można jednym przyłączem więcej prądu wyprodukować.

Moderator: Dziękuję, to był pan Piotr Mrowiec. Pan Radosław Grech

RG: Myślę, że w 2030 roku polska fotowoltaika będzie po prostu już wybudowana. Będziemy na takim etapie rozwoju rynku, który w tej chwili funkcjonuje na terenie Niemiec. Myślę, że firmy niemieckie będą przenosiły się do Polski w zakresie budowy, bo ten rynek się tam powoli kończył ze względu na nasycenie. Rok 2030 może być rokiem przełomowym, gdzie będziemy mówili o kolejnych technologiach, nie tylko o fotowoltaice, ale tych innych mających inną charakterystykę, która będzie uzupełniać fotowoltaikę.

Moderator: Pan Bartłomiej Pawlak

BP: Zgadzam się z tym, że warto spojrzeć na fotowoltaikę z perspektywy całości rozwoju tego rynku. Chciałbym, żeby ten rynek w Polsce rozwijał się w oparciu o jak największe wykorzystanie rodzimej myśli technologicznej i o ile w samych panelach fotowoltaicznych może wielkiego polskiego komponentu nie ma, to wokół całego obszaru transformacji energetycznej pojawia się cały szereg dość ciekawych firm, które powoli wchodzą na radar Polskiego Funduszu Rozwoju, a przynajmniej tej jego części venturowej, która inwestuje pośrednio, bo w małe start-up’y my inwestujemy poprzez fundusze inwestycyjne. W duże firmy inwestujemy bezpośrednio. Liczę na to, że uda nam się w ciągu najbliższych 9 lat zbudować coś znacznie silniejszego, co nazywamy polskim łańcuchem wartości.

Moderator: I pan Bogdan Szymański

BS: To jest tak odległa przyszłość, że naprawdę trudno tu wyrokować, ale patrząc na kierunek trendu, myślę, że 2030 rok, to będzie ten czas, gdzie będziemy mieli już bardzo powszechne wyspy energetyczne, odcięte całkowicie od sieci ze względu na bardzo wysokie koszty funkcjonowania tych sieci, które będą w dużej mierze oparte o fotowoltaikę, o magazyny energii, a także o inne źródła stabilizujące, jak chociażby biogaz, czy także elektrownie konwencjonalne, pewnie głównie gazowe.

Moderator: Bardzo dziękuję. Niestety nasz panel zakończył się. Dziękuję szanownym Panelistom, dziękuję Państwu. Mam nadzieję do usłyszenia za rok.

[1] ticket inwestycyjny – wysokość finansowania jakie można zapewnić pojedynczej spółce, średnia wartość pojedynczej transakcji