Warunki rozwoju fotowoltaiki w Polsce

Zmiany dotyczące fotowoltaiki, zaproponowane przez resort klimatu, nie muszą oznaczać końca tej branży – pisze Grzegorz Wiśniewski prezes IEO.

Publikacja: 17.06.2021 18:06

Warunki rozwoju fotowoltaiki w Polsce

Foto: Grzegorz Wisniewski, prezes EC BREC Instytut Energetyki Odnawialnej. Fot. Robert Gardzinski

Unijna dyrektywa z 2019 roku mówi, że prosument oznacza odbiorcę końcowego, który wytwarza energię z OZE na własne potrzeby oraz który może sprzedawać samodzielnie wytworzoną energię elektryczną. Ustawa o OZE definiuje obecnie prosumenta inaczej – jako odbiorcę końcowego wytwarzającego energię elektryczną z OZE na własne potrzeby w mikroinstalacji.

Z jakiś powodów w 2016 roku polski ustawodawca ww. deficjencją, obudowaną darmowym (oderwanym od kosztów i od rynku) wirtualnym magazynowaniem nadwyżek energii w sieci z tzw. „opustem”, zamknął prosumenta w domu. UE chce dać mu dodatkowe prawo korzystania z rynku energii, ze wszystkimi konsekwencjami.

Warto zauważyć że sam system opustów nie jest opłacalny, ale dodatkowe wsparcie prosumentów od 2019 roku dotacjami i ulgami podatkowymi oraz odejście od administracyjnego ustalania cen energi („mrożenia” poprzez dopłaty) spowodowało boom inwestycyjny w segmencie mikroinstalacji PV. Ponadto „magazynowanie w sieci”, wsparte dotacjami programu „Czyste powietrze” rozwinęło rynek pomp ciepła, co jest na rękę systemowym elektrowniom. Pompy ciepła zimą zwiększają zapotrzebowanie na energię elektryczną i w szczytach zasilane są z elektrowni węglowych, wspartych dodatkowo rynkiem mocy. Konwencjonalni wytwórcy energii mają też szasnę zarobić w szczytach letnich, gdy pompy ciepła przejmują rolę klimatyzatorów i zwiększają zapotrzebowaniem na energię ponad bieżącą generację PV.

""

energia.rp.pl

Spółki energetyczne rozliczają energię po średniej cenie w taryfie G, ale przejmują od prosumentów najwięcej nadwyżek w południe. Rozwiązanie to przez 5 lat zapewniało atrakcyjną dla spółek dostawę taniej energii z mikroinstalacji do sieci, wtedy gdy jej cena jest najwyższa. Tak jest do tej pory, ale widełki cenowe się zmniejszają. Obecnie cena energii czynnej (poza dystrybucją i opłatami) w taryfie G to 0,31 zł/kWh, cena energii w południe to 0,37 zł/kWh, ale cena energii w szczytach porannych i wieczornych sięga 0,45 zł/kWh (dane z 15/06/2021).

Biznes prosumencki bez realnych (nie wirtualnych), tanich magazynów o zdolności przechowywania energii przez co najmniej kilka godzin przestaje być dla spółek energetycznych bezkosztowy i lukratywny. Ponadto dalszy rozwój prosumentów spowoduje zadziałanie aparatury zabezpieczającej wyłączającej mikroinstalacje w szczytach produkcji z powodu przekroczenia napięcia w wyniku kumulacji mocy PV w węzłach sieci niskiego napięcia. To już nie jest problem spółek (OSP, OSD), które korzystają na rozwoju PV (ale nie inwestują w sieci niskiego napięcia) tylko prosumentów. Na ten problem zwraca uwagę dyrektywa wskazując, że państwa nie mają obowiązku wspierania prosumentów jeśli ogólny ich udział przekracza 8% całkowitej zainstalowanej mocy. Obecna moc zainstalowana w Polsce wynosi 50 GW, a moc instalacji prosumenckich 4 GW, czyli dokładnie … 8%.

W takich okolicznościach Ministerstwo Klimatu i Środowiska, w miejsce obecnych tzw. opustów, zaproponowało wprowadzenie nowego systemu rozliczania nadwyżek energii przez prosumenta, w którym cała niewykorzystana energia elektryczna będzie przez niego sprzedawana po 100% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim kwartale (cena za IV kw. ‘2020 to 0,25 zł/kWh). Niektórzy mówią że to koniec rozwoju energetyki prosumenckiej i cios w fotowoltaikę, ale wcale tak nie musi być. Przejściowo nowi prosumenci będą mogli sprzedać nadwyżki po cenie z poprzedniego kwartału. Docelowo, po wdrożeniu przepisów innej dyrektyw o rynku energii, będą mogli sprzedawać energię po cenach dynamicznych (cena w danej chwili), co nie musi być złym rozwiązaniem. Dyrektywa ta mówi o tym że prosumenci muszą mieć dostęp do umów z cenami dynamicznymi energii elektrycznej.

""

Adobe Stock

energia.rp.pl

Zmiany niosą jednak ryzyka dla prosumentów, które trzeba mitygować. Polski prosument musi mieć umowę kompleksową z jedynym na danym terenie lokalnym monopolem (OSD). Prosument który ma już podpisaną umowę kompleksową z opustami korzysta z praw nabytych, ale nie oznacza to jednak, że nie będą podejmowane próby ich wypowiedzenia przez spółki dystrybucyjne. Bez uszczelnienia prawa spór prawdopodobnie skończy się w sądzie. Drugi problem to możliwa wraz ze wzrostem mocy PV dalsza „kanibalizacja” cen energii w szczytach produkcji, łącznie z możliwością pojawienia się cen ujemnych. Należy szukać najtańszych rozwiązań dla prosumentów na zagospodarowanie nadwyżek energii w sytuacji przekroczenie napięcia (groźba odłączenia) lub niskich cen na rynku energii.

Unijna dyrektywa z 2019 roku mówi, że prosument oznacza odbiorcę końcowego, który wytwarza energię z OZE na własne potrzeby oraz który może sprzedawać samodzielnie wytworzoną energię elektryczną. Ustawa o OZE definiuje obecnie prosumenta inaczej – jako odbiorcę końcowego wytwarzającego energię elektryczną z OZE na własne potrzeby w mikroinstalacji.

Z jakiś powodów w 2016 roku polski ustawodawca ww. deficjencją, obudowaną darmowym (oderwanym od kosztów i od rynku) wirtualnym magazynowaniem nadwyżek energii w sieci z tzw. „opustem”, zamknął prosumenta w domu. UE chce dać mu dodatkowe prawo korzystania z rynku energii, ze wszystkimi konsekwencjami.

Pozostało 86% artykułu
Materiał Partnera
Energia jest towarem, ale nie musi skokowo drożeć
Materiał Partnera
Przed nami zielony rok
Nowa Energia
Szczyt klimatyczny w Dubaju. Spektakularny zgrzyt na start, dalej też ciekawie
Nowa Energia
Globalna superpotęga energetyczna rodzi się na naszych oczach
Nowa Energia
Symboliczna zmiana lidera. Chiny prześcignęły Europę w przyszłościowej sferze