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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
Zdjęcie na stronie tytułowej udostępnione przez ELECTRUM Sp. z o.o.
instytut.energetyki.odnawialnej
www.twitter.com/InstEneregOdnaw
www.twitter.com/Odnawialny
Instytut Energetyki Odnawialnej
ul. Mokotowska 4/6
00-641 Warszawa
www.ieo.pl
www.sklepieo.pl
www.odnawialny.blogspot.com
Tel: 22 825 46 52
Fax: 22 875 86 78
3
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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.
4
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
Patronat Honorowy
Patronat Medialny
5
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
Dziękujemy wiodącym firmom branży
fotowoltaicznej, które na potrzeby raportu
dostarczyły pogłębione kwestionariusze
6
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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)
32
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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
Instytut Energetyki Odnawialnej
ul. Mokotowska 4/6
00-641 Warszawa
www.ieo.pl
www.sklepieo.pl
www.odnawialny.blogspot.com
Tel: 22 825 46 52
Fax: 22 875 86 78
65
Instytut Energetyki Odnawialnej | IEO
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.