Duże farmy rosną w siłę na rynku fotowoltaiki

Już nie mikroinstalacje prosumenckie, ale duże farmy napędzają boom na rynku fotowoltaiki. Z szacunków Instytutu Energetyki Odnawialnej wynika, że w ciągu dwóch lat tego typu inwestycje zdominują rynek PV i rynek energii w Polsce, kształtując także ceny energii. Polska jest wśród europejskich liderów zarówno pod względem mocy zainstalowanej, jak i przyrostu nowych mocy w fotowoltaice, ale branża mierzy się z kilkoma wyzwaniami, które stawiają pod znakiem zapytania dalsze tempo rozwoju tego rynku.

Fotowoltaika utrzymuje pozycję lidera wśród innych odnawialnych źródeł energii pod względem tempa rozwoju i nowych mocy zainstalowanych. Jak wynika z tegorocznego raportu Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO) „Rynek fotowoltaiki w Polsce”, na tle innych krajów europejskich w 2024 r. zajmowaliśmy szóstą pozycję pod względem skumulowanej mocy zainstalowanej, a piątą lokatę pod względem przyrostu mocy PV. Liczby te wynosiły odpowiednio 21,157 GW i 4,1 GW. Raport wskazuje także na wyraźne zmiany w strukturze rynku.

Skok inwestycji w duże systemy PV

– Trwający nieprzerwanie od 2019 r. do 2022 r. boom fotowoltaiczny był napędzany segmentem prosumenckim. Od 2023 r. tym motorem stały się farmy fotowoltaiczne. Najpierw były to farmy 1 MW, które wygrywały w aukcjach na energię z OZE, a od 2023 r., po szoku gazowym, po wzroście cen energii elektrycznej, zaczęły się pojawiać projekty o mocach kilkunastu, kilkudziesięciu, a nawet kilkuset megawatów. One w tej chwili są tym głównym silnikiem, na którym cały sektor „leci” w przyszłość – mówi agencji Newseria Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej.

REKLAMA

Zmiana udziałów w rynku

Udział mikroinstalacji, o mocy poniżej 50 kW, w mocy zainstalowanej w PV spadł z 64% na koniec 2024 r. do 60% na koniec I kwartału br. W przypadku małych instalacji, o mocy od 50 kW do 1 MW, spadł on z 25,1% do 21,9%. Za to farmy PV na koniec marca br. stanowiły już 20% rynku, podczas gdy trzy miesiące wcześniej było to 11%. W 2024 r. przyłączono do sieci niemal 2,4 GW dużych farm i był to rekordowy okres, z dynamiką wzrostu na poziomie 149% r/r.

– Ta zmiana z prosumentów na duże systemy fotowoltaiczne jest korzystna pod względem cen energii elektrycznej, dlatego że koszt jej produkcji w farmach fotowoltaicznych jest dwu-, a nawet trzykrotnie niższy niż w małych instalacjach prosumenckich – wskazuje prezes IEO. – Przekroczyliśmy 26 GW mocy zainstalowanej, patrząc na projekty nowych farm fotowoltaicznych, które mają warunki przyłączenia, możemy dojść nawet do 35 GW, a może nawet więcej w roku 2030.

Rosnący udział PV w bilansie energetycznym

Udział energii z PV w bilansach zużycia energii z OZE wynosi 38,5%, a energii elektrycznej – 10,6%. Jak podkreśla ekspert, wraz z przekroczeniem progu 10% zaczęły się pojawiać problemy z tzw. kosztem profilu.

Problemy z ograniczeniami pracy farm

– W tej chwili mamy problem, po pierwsze, z ograniczaniem pracy farm fotowoltaicznych i wszystkich źródeł o mocy powyżej 50 kW, na to pozwala prawo. Po drugie, w godzinach szczytowej produkcji fotowoltaicznej pojawiają się bardzo niskie, a tak naprawdę ujemne ceny. W ubiegłym roku takich godzin było 200, w tym roku już przekroczyliśmy 300 – mówi Grzegorz Wiśniewski.

REKLAMA

Ograniczenia generacji stają się normą

Jak wskazuje tegoroczny raport IEO, ograniczenia generacji farm fotowoltaicznych nie są zjawiskiem nowym czy przejściowym, ale w ostatnich dwóch latach stały się regularnym narzędziem bilansowania systemu, a nie incydentalnym środkiem awaryjnym. Od stycznia do połowy czerwca br. operator systemu przesyłowego zredukował około 600 GWh energii z PV, o jedną trzecią więcej niż w tym samym okresie 2024 r. Eksperci podkreślają, że Polska dołącza do grona krajów, w których nadmiar mocy z PV w krajowym systemie energetycznym stanowi realne wyzwanie operacyjne. Na to nakłada się dodatkowy problem niskich cen energii, nie tylko w okresie trwania ograniczeń.

Te dwa czynniki – plus brak dostępnych mocy przyłączeniowych – są wskazywane jako największe ryzyka dla branży fotowoltaicznej. Duża grupa inwestorów (po około 34%) zwracała też uwagę, że są nimi uciążliwe i długotrwałe procedury pozyskiwania niezbędnych dokumentów oraz długotrwałe oczekiwanie na wydanie warunków przyłączenia.

Trudności formalnoprawne

– Fotowoltaika, jak cała energetyka odnawialna, jest silnie uzależniona od regulacji, w szczególności dotyczy to tzw. procedur formalnoprawnych, czyli zdobywania warunków przyłączenia do sieci, decyzji środowiskowych, pozwoleń budowlanych – mówi prezes IEO. – Największy problem jest z dużymi farmami, przede wszystkim z ich przyłączeniem do sieci. Powyżej 2 MW musi być wykonana ocena oddziaływania na sieć, co kosztuje i zajmuje czas. Natomiast zmorą inwestorów fotowoltaicznych, poza problemem z dostępem do sieci, jest przede wszystkim procedura środowiskowa, dostęp do terenów, jakość gleby, która musi być gorsza niż klasa 4. Przy największych źródłach nowym problemem staje się akceptacja społeczna i procesy konsultacji związane z decyzjami środowiskowymi.

Wpływ lokalnych planów zagospodarowania

Gminy w Polsce dopiero pracują nad planami ogólnymi zagospodarowania przestrzennego, które powinny mieć gotowe do połowy przyszłego roku. To oznacza, że planowane na terenie gmin projekty muszą każdorazowo przechodzić procedurę pozwolenia budowlanego. Ma to wpływ na czas realizacji inwestycji i ich koszty.

Wydłużone procedury dla dużych instalacji

– Im instalacja większa, im taniej produkuje energię, tym dłuższe procedury formalnoprawne. Inwestor rozpoczynający projekt musi się liczyć z tym, że tylko część inicjatyw zakończy się powodzeniem, czyli zbudowaniem farmy fotowoltaicznej – wskazuje Grzegorz Wiśniewski. – Pewną nadzieją dla dużych źródeł jest wdrożenie w Polsce przepisu z dyrektywy o odnawialnych źródłach energii, która nakłada obowiązek na kraje członkowskie, aby do lutego 2026 r. były wyznaczone tzw. obszary przyspieszonego rozwoju przez samorządy lokalne.

Obszary przyspieszonego rozwoju to strefy, w których mają obowiązywać uproszczone procedury administracyjne dla inwestycji w OZE. Jak wynika z dyrektywy RED III, państwa członkowskie mają czas na ich wyznaczenie do 21 lutego przyszłego roku.

Newseria