Branża małej hydroenergetyki z dużym zaniepokojeniem przyjmuje propozycje zmian, jakie pojawiły się w projekcie nowelizacji ustawy o OZE, procedowanym aktualnie w Sejmie. Zaproponowane w projekcie rozwiązania, w tym przede wszystkim odstąpienie od zabezpieczenia obowiązkowej puli energii w aukcjach dla instalacji o mocy do 1 MW, likwidacja obowiązku zakupu energii z instalacji o mocy większej i równej 500 kW,  przywrócenie możliwości korzystania z pełnego wsparcia dla technologii współspalania w ramach tzw. dedykowanej instalacji spalania wielopaliwowego, a także likwidacja taryf dla instalacji prosumenckich oznaczają, że jedynym beneficjentem ustawy o OZE będzie duża, zawodowa energetyka, natomiast potrzeby małych i średnich wytwórców energii w prywatnych, rozproszonych źródłach zostały całkowicie pominięte.

Ponadto w opinii środowiska MEW, na zdecydowaną krytykę zasługuje brak wprowadzenia jakiegokolwiek mechanizmu zmierzającego do likwidacji nadpodaży zielonych certyfikatów, który dawałby szansę odzyskania rentowności przez wytwórców energii w istniejących instalacjach OZE. Nowelizacja nie tylko nie wprowadza żadnych nowych mechanizmów naprawczych, ale likwiduje również te, które zostały do tej pory przewidziane w ustawie o OZE – czyli ustanowienie wielkości obowiązku OZE na poziomie 20% oraz ograniczenie wsparcia przewidzianego dla współspalania do instalacji, które uzyskały koncesje na wytwarzanie energii elektrycznej przed 30 czerwca 2014 r. W opiniowanym projekcie pojawiło się bowiem zobowiązanie Ministra Energii do obniżenia wielkości obowiązku OZE w 2017 roku, a ponadto projekt przywraca możliwości korzystania z pełnego wsparcia, w tym wsparcia w postaci zielonych certyfikatów, dla nowych dedykowanych instalacji spalania wielopaliwowego.

Konsekwencją zaproponowanych w nowelizacji zmian będzie pogłębienie nierównowagi na rynku zielonych certyfikatów i kolejne spadki ich cen. Spowoduje to pogorszenie kondycji finansowej istniejących wytwórców energii z odnawialnych źródeł, którzy już obecnie znajdują się w katastrofalnej sytuacji ekonomicznej. W przypadku małej hydroenergetyki systematyczny spadek cen praw majątkowych, trwający nieprzerwanie od początku 2014 r. jest w głównej mierze przyczyną trwałej nierentowności małych elektrowni wodnych, zdiagnozowanej w przeprowadzonych badaniach[1]. Dodatkowo sytuację finansową pogorszyła ubiegłoroczna susza, która spowodowała obniżenie produkcji o około 30 procent w odniesieniu do 2014 r. Problemy finansowe sektora MEW mogą się nasilić, gdyż niedobory wody utrzymują się także w 2016 roku, a w najbliższym czasie przychody wytwórców energii w elektrowniach wodnych uszczuplą dodatkowo opłaty za wodę, zaplanowane w przygotowywanym przez Rząd nowym Prawie wodnym. Skutkiem tego będzie konieczność likwidacji wielu obiektów hydroenergetycznych, sygnalizowana obecnie przez licznych przedsiębiorców z branży MEW. Warto przy tej okazji wspomnieć, że likwidacja małych elektrowni wodnych oznacza nie tylko zmniejszenie liczby źródeł wytwórczych, ale także likwidację obiektów małej retencji i wzrost kosztów utrzymania rzek i urządzeń wodnych, które będzie musiał ponosić Skarb Państwa.

Oceniając projekt nowelizacji ustawy, branża MEW zwróciła również uwagę na niezwykle dotkliwy nakaz zwrotu całej pomocy publicznej uzyskanej w aukcji przez wytwórcę, który nie uzyskał określonego stopnia wykorzystania mocy, tj. nie wytworzył w danym okresie zakładanego wolumenu energii. Kary tego typu nie uwzględniają specyfiki funkcjonowania instalacji OZE, w których ilość wyprodukowanej energii zależy z definicji od czynników naturalnych. Branża krytycznie ocenia również likwidację gwarancji 15-letniego okresu wsparcia.

Ponadto, Towarzystwo Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych (TRMEW) zwróciło uwagę na treść uzasadnienia projektu ustawy. Zawarto w nim nieprawdziwą informację, iż zaproponowane w nowelizacji  rozwiązania dotyczące rozliczeń prosumenta zyskały aprobatę przedstawicieli środowisk prosumenckich, w tym Towarzystwa Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych. W związku z faktem, iż TRMEW nie wyraziło żadnej opinii na temat rozwiązań dla prosumentów, zaproponowanych w projekcie nowelizacji ustawy o OZE, stowarzyszenie uznaje zapis uzasadnienia za nadużycie i zwróciło się o sprostowanie jego treści do Marszałka Sejmu oraz Posłanki Ewy Malik – przedstawicielki wnioskodawców w pracach nad projektem ustawy.

Oceniając działania ustawodawcy w zakresie OZE branża małej hydroenergetyki wskazuje na niepewność warunków prawnych, w jakich funkcjonuje sektor OZE. Jest ona skutkiem wprowadzania kolejnych zmian w przyjętej ustawie o odnawialnych źródłach energii, jak również delegowania do rozporządzeń wielu zasadniczych regulacji, dotyczących kwestii takich jak kolejność przeprowadzania aukcji, wolumen energii w poszczególnych koszykach, wysokość cen referencyjnych czy sposób wyliczania pomocy publicznej, jest olbrzymim problemem destabilizującym funkcjonowanie wytwórców i powstrzymującym rozwój sektora.

Oprócz zastrzeżeń odnoszących się bezpośrednio do wniesionego projektu nowelizacji ustawy o OZE branża MEW dostrzega też szereg problemów,  które wymagają uregulowania lub zmiany w ustawie o OZE, a do których projekt nie odnosi się w żaden sposób. Wnioski w tej sprawie były wielokrotnie zgłaszane przez TRMEW na wcześniejszych etapach prac nad ustawą o OZE oraz w trakcie prac nad jej nowelizacją.  Do najważniejszych postulatów branży należy:

• potrzeba wprowadzenia systemu taryf feed-in dla instalacji o mocy poniżej 500 kW i taryf feed-in premium dla instalacji o mocy poniżej 1 MW;
• konieczność zlikwidowania kar za niewytworzenie energii w elektrowniach wodnych w sytuacjach niezależnych od wytwórcy;
• wprowadzenie zasady uznania instalacji za nową w przypadku kapitalnego remontu/odbudowy/całkowitej przebudowy (wraz z zasadą oddzielenia pomocy publicznej na poprzednią i nową instalację);
• doprecyzowanie zapisów dotyczących wyliczania wartości uzyskanej pomocy publicznej;
• stworzenie prawnych warunków sprzedaży energii elektrycznej do lokalnych odbiorców końcowych;
• zmiana definicji hydroenergii na niewykluczającą części instalacji;
• uregulowanie obowiązków związanych z bilansowaniem handlowym zgodnie
  z rozporządzeniem GBER;
• dostosowanie okresu wsparcia do cyklu życia instalacji.

Ewa Malicka, TRMEW

[1] Raport Avanta Auditors and Advisors z dnia 19 października 2012 r. dotyczący wybranych konsekwencji projektowanych zmian regulacji prawnych w funkcjonowaniu małych elektrowni wodnych; Raport Avanta Auditors and Advisors z dnia 15 sierpnia 2013 roku dotyczący rentowności elektrowni wodnych w zakresie zainstalowanej mocy 300 kW-1 MW oraz związanych z tym wybranych skutków potencjalnych zmian wsparcia OZE; Raport Avanta Auditors and Advisors z dnia 10 stycznia 2014 roku dotyczący rentowności elektrowni wodnych w zakresie zainstalowanej mocy 1 MW-5MW oraz związanych z tym wybranych skutków potencjalnych zmian wsparcia OZE.

Badacze z amerykańskich laboratoriów Toyoty opracowali rozwiązanie, umożliwiające stworzenie tańszych i bezpieczniejszych akumulatorów o znacznie większej pojemności.

Naukowcy pracujący w laboratoriach Toyota Research Institute of North America (TRINA) w Ann Arbor w stanie Michigan dokonali istotnych postępów w pracach nad akumulatorami nowej generacji, odznaczającymi się szeregiem zalet w stosunku do akumulatorów litowo-jonowych bądź litowo-polimerowych używanych obecnie np. w samochodach elektrycznych.

Jednym z obiecujących kierunków rozwoju tego rodzaju akumulatorów jest zastąpienie litu innym metalem lekkim – magnezem. W przeciwieństwie do jednowartościowego litu, jest on dwuwartościowy, co samo w sobie oznacza możliwość gromadzenia dwukrotnie większego ładunku elektrycznego przez każdy atom. Magnez jest też bardziej rozpowszechniony w przyrodzie, a więc tańszy, a ponadto bardziej stabilny, co radykalnie zmniejsza ryzyko pożaru, będące jedną z największych wad akumulatorów litowo-jonowych. Przez długi czas jednak na przeszkodzie do stworzenia akumulatorów wykorzystujących magnez stał brak odpowiedniego elektrolitu, nie powodującego korozji elementów akumulatora.

Przełom przyniosła współpraca zespołu pracującego nad akumulatorami magnezowymi z badaczami zajmującymi się materiałami zdolnymi przechowywać wodór dla pojazdów zasilanych ogniwami paliwowymi, takich jak Toyota Mirai. Inżynier Rana Mohtadi zaproponowała wówczas wypróbowanie w akumulatorach magnezowych związków stosowanych do przechowywania wodoru. Dalsze badania  potwierdziły, że to był strzał w dziesiątkę.

– „Udało nam się wykorzystać materiał używany wcześniej tylko do przechowywania wodoru i stworzyć z niego praktyczny i konkurencyjny składnik akumulatorów magnezowych” – mówi Mohtadi – „To było fascynujące”.

Niemniej niezwykły był wpływ na to odkrycie kultywowanej przez Toyotę kultury różnorodności i współpracy.

– „Wyniki tych prac świadczą o sile naszego zespołu” – mówi szef Energy Storage Group w TRINA, Paul Fanson – „Staramy się kojarzyć ludzi o różnych specjalnościach i zajmujących się różnymi technologiami i umożliwiać im współpracę. Ten przykład potwierdza, że nasze podejście świetnie się sprawdza.

Wprowadzenie akumulatorów nowej generacji na rynek wymaga jeszcze wielu lat badań, jednak Toyota nie zamierza zachować odkrycia wyłącznie dla siebie. – „Chcielibyśmy, aby nowy elektrolit stał się standardem w akumulatorach magnezowych. Pragniemy, aby inni badacze włączyli się w prace nad ich dalszym rozwojem” – mówi Oscar Tutusaus, współpracownik Rany Mohtadi.

Efektem tych prac będą akumulatory o większej gęstości energii, pozwalające np. zwiększyć zasięg samochodów hybrydowych, takich jak Toyota Prius, Prius Plug-in, Auris Hybrid, Yaris Hybrid, RAV4 Hybrid czy Lexus CT 200h, w trybie elektrycznym.

Raport “Rozwój Polskiego Rynku Fotowoltaicznego w latach 2010-2020” dotyczy rozwoju elektrowni fotowoltaicznych jak również prognoz rozwoju tego rynku w Polsce.

Wyniki opracowane w raporcie jednoznacznie wskazują na dynamiczny rozwój tego sektora energetyki w przeciągu ostatnich kilku lat. W 2015 roku moc skumulowana w instalacjach fotowoltaicznych w Polsce przekroczyła 95 MWp. Aż 98% z tych instalacji zostało przyłączone do sieci w latach 2014-2015.

Analiza instalacji PV przedstawiona w raporcie uwzględnia moc zainstalowaną i skumulowaną, ilości instalacji, ich wielkości oraz przyłączenia do poszczególnych Operatorów Sieci Dystrybucyjnych.

Tylko w ciągu roku 2015 moc skumulowana wzrosła od wartości 22MWp do wartości 95 MWp, co jest równoznaczne z zainstalowaniem w tym roku 74MWp mocy. Warto zwrócić uwagę, że ponad 30% z tej wartości to mikroinstalacje.

Jak wynika z raportu, to właśnie mikroinstalacje zyskują coraz większą popularność. W roku 2015 aż 28% skumulowanej mocy w instalacjach PV była zgromadzona właśnie w mikroinstalacjach. Dla porównania, rok wcześniej wartość ta osiągała zaledwie 13%.

Coraz więcej odbiorców indywidualnych dostrzega zalety posiadania własnej instalacji fotowoltaicznej. Z pewnością przyczyniły się do tego programy prosumenckie uruchomione przez Narodowy Fundusz oraz Regionalne Programy Operacyjne.

W obecnej chwili mikroinstalacje fotowoltaiczne stanowią 0,07 % mocy całego Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w Polsce. Jest to nadal bardzo niska wartość, należy jednak dostrzec dokonujące się zmiany w tym zakresie i ich ogromny potencjał.

Raport został opracowany przez Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej POLSKA PV we współpracy z redakcją GLOBEnergia. Finalna wersja Raportu zostanie zaprezentowana na Branżowym Forum Fotowoltaicznym podczas targów Green Power w Poznaniu 11 maja oraz pod adresem www.polskapv.pl.

Rodzaje źródeł, z których będzie pozyskiwana energia w UE, jak i w Polsce jest przedmiotem ciągłych dyskusji na poziomie eksperckim oraz rządowym. Nie ma wątpliwości, że cele unijnej polityki klimatycznej odcisną piętno na przyszłym kształcie naszego miksu energetycznego. Jednak duży wpływ na to będą miały również trendy, które wyznaczają dziś kierunki rozwoju energetyki oraz technologie, które wpływają na kształtowanie optymalnej struktury wytwarzania. O tych technologiach mówi Michał Ajchel, Wiceprezes Pionu Energetyki w Schneider Electric Polska.

Dlaczego technologia może mieć tak duży wpływ na polski miks energetyczny?

Przyzwyczailiśmy się do prognozowania przyszłości energetyki na podstawie analiz technicz­nych i ekonomicznych dotyczących m. in. wielkości zasobów paliw danego państwa, warunków geologicznych, najtańszych technologii produkcji. Tymczasem sektor energetyczny zmienia się i potrzebuje jeszcze wielu zmian. Wydaje się, że prawdziwą rewolucję w branży energetycznej przynieść może jedynie przełom technologiczny na taką skalę, jaka miała miejsce w sektorze telekomunikacji, gdzie pojawienie się telefonu komórkowego, zastąpionego następnie smartfonem, zrewolucjonizowało nie tylko sposób funkcjonowania samej branży telekomunikacyjnej, ale także wiele innych dziedzin, co­dziennego życia. Taka rewolucja technologiczna niewątpliwie już następuje i jest ona odpowiedzią na globalne trendy społeczne, ekonomiczne oraz technologiczne . Co ważne to właśnie rozwój poszczególnych technologii energetycznych będzie miał wpływ na kształt polskiego miksu energetycznego, gdyż pokaże, które ze źródeł wytwarzania będą najbardziej efektywne i pozwolą sprawnie zbilansować nasze potrzeby energetyczne oraz sprostać celom polityki klimatycznej.

W chwili obecnej państwa UE odpowiadają za 9% światowej emisji gazów cieplar­nianych oraz za ponad 10% światowej emisji CO₂ [1]. Do 2030 roku UE chce zredukować emisję gazów cieplarnianych o 40% w stosunku do 1990 roku. Odbędzie się to między innymi poprzez zwiększenie do 27% udziału źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej oraz poprawie efektywności energetycznej o taką samą wartość. To właśnie takie wyzwania tworzą naszą energetyczną rzeczywistość i wpływają na na rozwój technologii niezbędnych do osiągnięcia zakładanych celów.

Jakie technologie będą wpływać na miks energetyczny w Polsce?

Nie jest odkryciem, że wszelkie technologie związane z odnawialnymi źródłami są dziś w czołówce tych, które przyczynią się do zmiany miksu. Optymalizacja technologii oraz spadek kosztów wytworzenia energii z OZE skutkuje zwiększeniem ich dostępności zarówno dla prosumentów, jak i inwestorów in­stytucjonalnych. Przez lata rozwój tych technologii był subsydiowany, jednak masowość OZE znacznie podniosła jej efektywność i wpłynęła na redukcję kosztów. Dlatego aż 22% Polaków wciągu najbliższych 2-3 lat planuje instalację w swoim domu lub budynku gospodarczym urządzeń umożliwiających korzystanie z OZE – tak wynika z najnowszych badań CBOS „Polacy o oszczędzaniu energii i energetyce obywatelskiej”. Takie zachowania są również wynikiem zmian, które zachodziły przez ostatnie lata w obszarze OZE. Dane raportu „BP Statistical Review of World Energy” wskazują, że od 1966 do 2005 roku, światowe zużycie energii z OZE wzrosło o 500%, co sprawiło, że te technologie stały się w niektórych regionach konkurencją dla energetyki konwencjonalnej. Duży postęp dokonał się w obszarze fotowoltaiki, co wpłynęło również na spadek cen. Dla przykładu według danych Forum Analiz Energetycznych koszty takich instalacji w Niemczech spadły o 70% w ciągu ośmiu lat między rokiem 2006, a 2014.

Duży postęp dokonał się również w obszarze energetyki wiatrowej, a szczególnie turbin. Dla 2007 roku niemal na wszystkich nowych farmach wiatrowych instalowano turbiny klasy 2, czyli turbiny dla wiatru o średniej prędkości (do 8,5 m/s). Z kolei w 2014 roku klasa ta stanowiła już tylko 4% wszystkich nowo zainstalowanych turbin. Oznacza, to że 68% instalowanych turbin było już zakwalifikowanych do klasy 3 przeznaczonej dla obszarów o niskiej prędkości wiatru (7,5 m/s i mniej). Dzięki rozwojowi technologii budowa farm wiatrowych stała się bardziej opłacalna. Stąd też szybki rozwój tego rodzaju energii w Polsce. Do tego dochodzą również technologie w zakresie zwiększenia efektywności farm wiatrowych poprzez zmniejszenie strat energii bezpośrednio przy przesyle, jak również możliwość prognozowania pogody i dostosowywania pracy farmy do warunków atmosferycznych za pomocą m.in. oprogramowania Schneider Electric WeatherSentry. Niestety na dalszy rozwój energetyki wiatrowej mogą mieć negatywny wpływ proponowane przepisy mówiące o minimalnej odległości farmy od zabudowań. Mogą one z kolej przyspieszyć rozwój technologii na rzecz fotowoltaiki czy energetyki wiatrowej na morzu. Nie zmieni to jednak faktu, że już w tym momencie źródła OZE zaczęły odgrywać znaczącą rolę w zmianie naszego miksu energetycznego.

Wielu specjalistów podkreśla że wadą OZE jest niestabilna praca. Czy magazyny energii są rozwiązaniem tych problemów czy będą to raczej technologie, z których skorzystają użytkownicy końcowi.

Magazyny energii będą rozwijać się niezależnie od tego jak będzie kształtować się miks energetyczny. Wynika to głównie z tego, że odbiorcy końcowi chcą również wpływać na własne bezpieczeństwo energetyczne. W 2016 roku Schneider Electric wprowadzi do sprzedaży, na początku tylko w USA, gotowy już system EcoBlade, który będzie kompleksowym systemem do instalacji w małej firmie lub domu. Cena za baterię o pojemności 1 kWh wyniesie około 500 dolarów. Wraz ze wzrostem dojrzałości technologicznej ceny takich urządzeń będą spadać nawet do 100 USD w 2024 roku. Informacja o uruchomieniu sprzedaży EcoBlade w 2016 roku pokazała duże zainteresowanie tymi rozwiązaniami, co z kolei daje informacje o zmianach wykorzystania energii, jakie będą zachodzić w gospodarstwach domowych i małych firmach.

Technologia magazynowania energii staje się również powszechna w energetyce zawodowej przy projektach sieciowych. Pierwsze projekty są rozwijane również w Polsce i pomimo, iż magazynowanie energii na skalę przemysłową jest ciągle wyzwaniem to pewne jest, że ta technologia zostanie rozwinięta. Magazynowanie stanie się, więc doskonałym uzupełnienie technologii OZE pozwalając na większą stabilność systemu.

Jaka będzie rola energetyki węglowej w miskie?

Pewnym jest, że w ciągu najbliższej dekady, a może i dłużej nie zniknie ona jak źródło wytwarzania w polskim miksie, ale może zmienić się jej udział jak i technologia, w jakiej węgiel będzie wydobywany i wykorzystywany. Na korzyść węgla może również wpłynąć to, że w najbliższych latach energetyka atomowa nie odegra w Polsce znaczącej roli, generacja konwencjonalna zapewniać będzie stabilizację systemu energetycznego. Według danych Eurocoal, udział węgla w produkcji energii elektrycznej wynosi 87%. Obecne niskie ceny węgla  doprowadzą do spadku jego produkcji, a tym samym do powstania tzw. luki węglowej. Rozumiana jest ona, jako różnica pomiędzy obecnym poziomem produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego i brunatnego a poziomem wynikającym ze spadku produkcji tych surowców w istniejących kopalniach w per­spektywie 30 lat. Jest to wysoce prawdopodobny scenariusz, niebezpieczny dla Polski. Tę lukę będzie trzeba zapełnić omawianymi właśnie technologiami i źródłami wytwarzania, ale ich proporcjonalny rozkład wciąż jest przedmiotem dyskusji. Tymczasem już powinniśmy podejmować konkretne decyzje.

Chęć wyeliminowania węgla z miksu energetycznego przez Unię Europejska będzie również implikować możliwe zmiany technologiczne procesów i sposobów jego wykorzystania. Już powstają nowe bloki węglowe o sprawnościach rzędu 46%, a nowe technologie bloków gazowo-parowych ze zintegrowanym zgazowaniem paliwa będą pozwalały osiągać nawet 55%. Wszystkie te technologie wymagają większych nakładów na rozwój, ale z drugiej strony są w stanie dać możliwie więcej energii z jednego obiektu niż np. źródła odnawialne.

Powyższe rozwiązania są swego rodzaju propozycją, którą oferuje nam dziś technologia. Ostateczny kształt miksu nie musi uwzględniać wszystkich wymienionych aspektów i z pewnością będzie podyktowany również interesami państwa. Mimo wszystko w Polsce powinniśmy mówić o miksie wielopaliwowym czy wieloźródłowym, jest to zarówno sposób na poprawę bezpieczeństwa energetycznego, jak i optymalizację ceny energii. Już dziś polskie gospodarstwa domowe na wydatki związane z energią elektryczną i ogrzewaniem wydają ok. 12% swoich dochodów, a bez zapewnienia zmian w naszym miksie mogą one wzrosnąć do 15%. Dlatego też warto jest spojrzeć szerzej na możliwości, które oferuje nam współczesna nauka i wykorzystać te elementy, które dla nas będą najbardziej efektywne nie tylko dziś, ale i za 25 lat.

[1] Energy Efficiency Market Report 2014 © OECD/IEA 2014, IEA Publishing.

©Newseria

Koszty energii stanowią znaczącą pozycję w bilansie większości firm. Jak pokazują dane gromadzone przez GUS zakup materiałów i energii stanowi prawie połowę wydatków polskich przedsiębiorstw. Jednym ze sposobów na ich zmniejszenie okazuje się korzystanie z paneli PV, szczególnie w przypadku firm z sektora MŚP.

Analizując przydatność instalacji fotowoltaicznej oraz zasadność inwestycji należy wziąć pod uwagę kilka czynników, w tym przede wszystkim rodzaj i ilość wykorzystywanych urządzeń zasilanych elektrycznie oraz czas prowadzenia działalności. Instalacje fotowoltaiczne najlepiej sprawdzają się w przypadku przedsiębiorców prowadzących działalność w ciągu dnia, którzy korzystają z dużej ilości sprzętów elektrycznych.

Producenci żywności i rolnicy – oni zyskują najwięcej

Głównymi użytkownikami i propagatorami wykorzystania fotowoltaiki w prowadzeniu działalności gospodarczej powinni być producenci żywności i rolnicy. W ich przypadku koszty energii elektrycznej i materiałów potrafią stanowić prawie 80% kosztów prowadzenia działalności[1].

- Firmy zajmujące się przetwórstwem spożywczym oraz rolnicy z racji prowadzenia działalności głównie w ciągu dnia oraz korzystania z dużej ilości urządzeń generujących pobór prądu są wręcz modelowymi przykładami efektywnego korzystania z systemów fotowoltaicznych. Aby to zobrazować dokonaliśmy analizy czasu zwrotu inwestycji dla tego typu działalności. Wynosi on raptem 5 lat – wskazuje Sławomir Reszke, prezes OPEUS Energia.

W symulacji zużycia energii zestawionej z efektywnością instalacji PV, jako modelowe przedsiębiorstwo wykorzystano mroźnię warzyw. Założono, że korzysta ono z instalacji o mocy 40KWp, która w skali roku wyprodukuje 37 000 kWh energii. Koszt montażu tego typu systemu wynosi około 200 000 PLN, ale można uzyskać dofinansowanie w wysokości 50%. Jako koszt zakupu energii z sieci przyjęto stawkę w wysokości 0,57 PLN/kWh.

- Tendencje rynkowe promują rozwiązania oparte na łączeniu instalacji PV z pompami ciepła, natomiast my jesteśmy przekonani, że o wiele lepsze efekty uzyskują systemy fotowoltaiczne w przypadku obiektów wymagających odpowiedniego poziomu klimatyzacji. Musimy pamiętać, że wytworzenie chłodu jest o wiele bardziej energochłonne niż wytworzenie ciepła. Urządzenia klimatyzujące powodują wzrost zużycia energii wraz ze wzrostem ciepła wynikającego z nasłonecznienia obiektu. W takiej sytuacji panele PV pracują najefektywniej – mówi Sławomir Reszke.

A co z dużymi przedsiębiorstwami?

Jak pokazuje powyższe wyliczenie sektor MŚP powinien poważnie rozważyć montaż instalacji PV. Jak z kolei wygląda opłacalność inwestycji w przypadku dużych przedsiębiorstw?

- W chwili obecnej OPEUS Energia pracuje nad autorską koncepcją instalacji fotowoltaicznej na potrzeby sieci sklepów wielkopowierzchniowych. W wyniku przeprowadzonych analiz stwierdziliśmy, że ich krzywa zużycia energii idealnie wpisuje się w krzywą produkcji prądu przez instalacje fotowoltaiczne, co pozwala na optymalne wykorzystanie paneli PV – dodaje Sławomir Reszke.

Wydawałoby się, że opłacalność inwestycji fotowoltaicznej powinna wzrastać geometrycznie wraz z wielkością przedsiębiorstwa i jego potrzeb. Pamiętać należy jednak, że im większy przedsiębiorca tym stawka za kWh energii czerpanej z sieci jest mniejsza, co ma bezpośredni wpływ na czas zwrotu inwestycji. Dodatkowo duże firmy nie mogą liczyć na taką samą wysokość dofinansowania jak MŚP, a w niektórych regionach w ogóle nie przewidziano dla nich dotacji.

W symulacji dla dużego przedsiębiorstwa przyjęto podobne parametry, co w przypadku firmy z sektora MŚP. Korzysta on zatem z instalacji 40 KWp, która generuje rocznie moc 37 000 kWh, a jej montaż to wydatek rzędu 200 000. Zasadniczymi różnicami są jednak stawka za kWh z sieci, w wysokości 0,37 PLN/kWh oraz mniejsze dofinansowanie – w wysokości 45%. W tym przypadku czas zwrotu z inwestycji wyniesie 8 lat.

Kto pomoże sfinansować inwestycję

Popyt na działania mające na celu ograniczenie zużycia energii zauważył również sektor finansowy, w związku z czym, jak wskazują eksperci, na rynku obecne są już odpowiednie produkty.

- Fotowoltaika oraz inne sposoby na zwiększenie oszczędności związanych z zużyciem energii, jak np. oświetlenie LED, zyskują na popularności z każdym miesiącem, bo dają konkretne oszczędności w bilansie firmy – tłumaczy Paweł Mazur z ANG Biznes. - Niektóre banki czy firmy leasingowe już to dostrzegły i wprowadziły do oferty ciekawe produkty dla przedsiębiorców, którzy szukają finansowania dla takich inwestycji. Harmonogram konstruuje się tak, że uzyskane oszczędności są przeznaczane na spłatę raty, a po spłaceniu całości, w firmie zostaje obniżona baza kosztowa.

Źródło: OPEUS Energia

[1] Wyniki finansowe podmiotów gospodarczych I-VI 2015, GUS

Rekordowa kwota inwestycji przekłada się na 134 GW mocy ze źródeł odnawialnych oddanych do użytku (w tym 62 GW z elektrowni wiatrowych i 56 GW z projektów słonecznych), podczas gdy dwa lata wcześniej – gdy wydano 234 mld dol. – było to 87 GW. Źródła odnawialne – z wyłączeniem elektrowni wodnych o mocy powyżej 50 MW – miały niemal 54 proc. udział w łącznych zainstalowanych mocach i po raz pierwszy dały ponad połowę nowo zainstalowanych gigawatów.

Według przygotowanego przez Bloomberg New Energy Finance, Frankfurt School of Finance & Management i United Nations Environment Program raportu „Global trends in renewable energy investment 2016” w 2015 r. po raz pierwszy w historii w krajach rozwijających się w odnawialne źródła zainwestowano więcej niż w krajach rozwiniętych. Było to odpowiednio 156 mld dol. i 130 mld dol. Inwestycje w krajach rozwijających się wzrosły o 19 proc., zaś w uprzemysłowionych spadły o 8 proc. Największy wpływ na skalę wydatków w krajach rozwijających się, a także na całym świecie, miały Chiny, gdzie inwestycje wzrosły o 17 proc. (do 102,9 mld dol.).

Na ubiegłoroczne rekordowe wydatki składa się ponad 10 mld dol. zainwestowanych w rozwój technologii, w tym w firmy (głównie start-upy), blisko 15 mld dol., które trafiły do zakładów produkujących odnawialne źródła energii, 199 mld dol. wydanych na projekty związane z nowymi zainstalowanymi mocami (w tym 8 mld pochodzących z reinwestowania wcześniej wydanych pieniędzy) oraz 67 mld dol. wydanych na projekty mniejsze (głównie lokalne lub domowe projekty fotowoltaiczne o mocy do 1 MW) i takie, których wartości nie podano do publicznej wiadomości.

Europa szczyt inwestycji ma za sobą

Długoterminowe dane prezentowane w raporcie pokazują, że w Europie szczytowe inwestycje w źródła odnawialne są już za nami. Wydatki w Stanach Zjednoczonych od kilku lat oscylują w okolicy 40 mld dol., zaś w Chinach pną się w górę (w latach 2004–2015 średnio o 38 proc. rocznie). Szybko rosnącymi rynkami energii odnawialnej są także kraje Bliskiego Wschodu i Afryki oraz Indie.

Na Starym Kontynencie w 2015 r. na odnawialne źródła wydano 48,8 mld dol., o 21 proc. mniej niż rok wcześniej i o 60 proc. mniej niż w rekordowym roku 2011. Łącznie w latach 2004–2015 europejskie nakłady na ten cel wyniosły 832 mld dol. (36 proc. łącznych światowych wydatków).

Europa gros pieniędzy zainwestowała w odnawialne źródła energii w czasach, gdy wiatraki czy panele słoneczne były o wiele droższe niż teraz. Tymczasem Chiny zaczęły potężne inwestycje, gdy ceny spadły. Z danych Eurostatu wyraźnie widać, że w krajach, w których udział energii ze źródeł odnawialnych (z pominięciem elektrowni wodnych) jest wysoki – np. w Niemczech czy Danii – ceny detaliczne prądu dla odbiorców indywidualnych są najwyższe, a ich znaczącą składową są podatki i opłaty związane m.in. z finansowym wsparciem inwestycji w źródła odnawialne.

Za trwającym do 2011 r. spadkiem nakładów w Europie stoi wiele czynników, w tym obniżka kosztów zakupu paneli słonecznych, wygaszanie specjalnych rządowych projektów oraz wsteczne cięcia udzielonego już wsparcia m.in. w Hiszpanii i Rumunii, a także decyzje polityczne związane z obawami rządów przed społecznymi i biznesowymi skutkami podwyżek cen prądu.

Wiele wskazuje na to, że w przewidywalnej przyszłości w Europie raczej nie nastąpi znaczący wzrost nakładów na odnawialne źródła energii. Na poziom inwestycji w Wielkiej Brytanii – w 2015 r. przypadała na nią połowa wydatków na źródła odnawialne w Europie – wpływ będzie miało to, że w 2017 r. kończą się dotychczasowe zasady wspierania inwestycji i nie wiadomo, czy i ewentualnie na jakich zasadach zostaną przedłużone. Z kolei w Niemczech w 2017 r. planowana jest kolejna aukcja energii ze źródeł odnawialnych, co wiąże się z niepewnością inwestorów co do poziomu cen.

Polska flauta

Nowym projektom nie sprzyja także niestabilność otoczenia prawnego, którą obserwujemy m.in. w Polsce. Obecny rząd najpierw o pół roku – do 1 lipca 2016 r. – odroczył wejście w życie istotnych dla opłacalności inwestycji zawartych w przyjętej w 2015 r. nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE) przepisów prosumenckich, a potem ogłosił, że szykuje kolejną nowelizację i chce w niej wyraźnie rozgraniczyć wsparcie dla tych, którzy zamierzają produkować energię w mikroinstalacjach (o mocy do 10 kW) tylko dla siebie, i tych, którzy chcą na niej także zarabiać. Obawy o przyszłość energetyki wiatrowej w Polsce budzi także wniesiony do Sejmu przez posłów partii rządzącej projekt ustawy ustalającej zasady budowania i używania wiatraków, w którym m.in. zapisano ostre ograniczenia dotyczące odległości farm wiatrowych od budynków.

Przepisy dotyczące zasad wspierania nowych inwestycji w OZE będą miały kluczowy wpływ na inwestycje także w innych krajach – m.in. Francja, Włochy i Hiszpania – w których w poprzednich latach dużo wydawana na inwestycje w energię odnawialną.

W USA bez zmian, a w Japonii boom

Stosunkowo stabilne wydatki inwestycyjne w USA to efekt utrzymywania przez rząd wsparcia, w tym przez ulgi podatkowe dla inwestycji w OZE. Z wyliczeń Bloomberg New Energy Finance wynika, że przedłużenie subsydiów do 2019 r. wygeneruje inwestycje warte w sumie ok. 73 mld dol. W najbliższych pięciu latach spodziewane jest też dalsze inwestycje w instalację paneli słonecznych przez gospodarstwa domowe, czemu sprzyjają ulgi podatkowe oraz stanowe programy wsparcia takich inwestycji.

Z kolei w Japonii inwestycje rosną. To bezpośredni efekt awarii w elektrowni atomowej w Fukushimie w 2011 r. W 2015 r. na OZE wydano 36,3 mld dol., czyli mniej więcej tyle, ile rok wcześniej, z czego 31,7 mld dol. (47 proc. globalnych nakładów) przypadało na panele słoneczne na dachach domów. Inwestycje wspierane są przez rząd, który od 2012 r. dotuje także instalowanie w domach i małych firmach baterii litowo-jonowych służących do magazynowania energii elektrycznej wyprodukowanej przez panele.

W latach 2004–2015 światowe nakłady na inwestycje w odnawialne źródła energii wyniosły w sumie 2,3 bln dol. Mimo że w ostatnich latach stale rosną, udział OZE (bez uwzględnienia dużych elektrowni wodnych) w produkcji energii elektrycznej i zainstalowanych mocach ciągle jest niewielki. W  2015 r. wzrósł odpowiednio do 10,3 proc. i 16,2 proc., czyli o 1,2 pkt proc. i 1,0 pkt proc. r./r. Różnica między mocą zainstalowaną a produkcją jest m.in. odzwierciedleniem faktu, że ani z paneli słonecznych, ani i z wiatraków nie da się pozyskiwać energii przez cały czas.

Z raportu „Global trends in renewable energy investment 2016” jasno wynika, że energetykę opartą na paliwie kopalnym czeka długie życie. Średni wiek elektrowni na węgiel kamienny to 23 lata, a czas życia takiej inwestycji to 40 lat. Dodatkowym argumentem za utrzymywaniem elektrowni węglowych jest koszt produkcji energii, który ciągle jest w nich niższy niż w przypadku większości projektów opartych na źródłach odnawialnych. Obniżce kosztów sprzyja zaś niska cena węgla.

Z prognoz Bloomberg New Energy Finance wynika, że przyrost mocy elektrowni węglowych będzie spadał. To efekt działań zmierzających do ograniczenia emisji CO2. Dobrym przykładem są Chiny, gdzie w tym roku rząd nakazał wstrzymanie w 15 prowincjach budowy elektrowni cieplnych, uzasadniając to nadwyżką mocy w systemie energetycznym oraz ograniczaniem emisji gazów cieplarnianych.

Technologia tanieje

Eksperci są przekonani, że koszty inwestycji w panele słoneczne oraz farmy wiatrowe będą nadal spadać. Za tymi przewidywaniami stoją wynikająca z rozwoju technologii obniżka kosztów produkcji i wzrost wydajności samych urządzeń. Prognozy mówią, że w ciągu najbliższych 10 lat ceny paneli słonecznych zmniejszą się o połowę.

Spadek niezbędnych nakładów inwestycyjnych wprost przekłada się na koszty produkcji energii. O ile w III kwartale 2009 r. wyprodukowanie 1 MWh energii przez panele słoneczne kosztowało średnio 315 dol., o tyle w 2015 r. były to już 122 dol. Należy przy tym zauważyć, że koszty produkcji energii w nowo oddawanych dużych projektach plasują się wyraźnie poniżej średniej. Mająca 200 MW mocy instalacja w Dubaju prąd sprzedaje po 58,5 dol. za 1 MWh, zaś indyjskie instalacje w stanach Radżastan i Andhra Pradeś odpowiednio po 64 i 68 dol.

Obniża się też średni koszt produkcji prądu w lądowych i morskich farmach wiatrowych. W ostatnich sześciu latach spadł o 14 proc., do około 83 dol. w końcu  2015 r. (farmy lądowe), a dziesięcioletnie prognozy mówią o spadku o kolejne 18 proc. W przypadku farm morskich oczekiwane jest, że średni koszt 1 MWh spadnie ze 176 dol. w 2015 r. do 122 dol. w 2020 r.

Koszty wytwarzania energii przez panele słoneczne i wiatraki są nadal wyższe niż w przypadku energetyki węglowej, przerastają także rynkowe ceny energii. Opłacalność tych przedsięwzięć wynika z ulg i subsydiów dla OZE. W przypadku krajów rozwijających się rozwój energetyki opartej na źródłach odnawialnych jest często jedynym sposobem zapewnienia dostępu do prądu konsumentom (na świecie nadal 1,3 mld ludzi nie ma dostępu do energii elektrycznej), a czasami także przemysłowi (np. część chilijskich kopalni miedzi korzysta z OZE, bo nie opłaca się budować do nich linii przesyłowych).

Finansowanie inwestycji w OZE

Głównym źródłem finansowania dużych inwestycji w moce ze źródeł odnawialnych jest dług, w tym przede wszystkim kredyty udzielane przez konsorcja banków. Zazwyczaj 60–80 proc. wartości projektu. Dług w ostatnich latach taniał, co poprawiało efektywność inwestycji. W 2015 r. w Europie obligacje emitowane w związku z inwestycjami w OZE miały oprocentowanie o około 2 pkt proc. niższe niż w 2012 r. W USA krótkoterminowe papiery emitowane, by sfinansować budowę projektów średniej wielkości, przynosiły 2,5–3,0 proc.

Największa w 2015 r. europejska emisja obligacji miała wartość 978 mln euro. Była związana z refinansowaniem długu zaciągniętego na budowę morskiej farmy wiatrowej w Niemczech. Przeprowadziła ją firma private equity Blackstone. 556 mln euro warta była emisja obligacji Global Infrastructure Partners na przejęcie 50 proc. udziałów w innej zlokalizowanej na Morzu Północnym niemieckiej farmie wiatrowej. Dziesięcioletnie papiery kupiły przede wszystkim niemieckie firmy ubezpieczeniowe. Rok wcześniej w 50 proc. udziałów w siostrzanym projekcie wiatrowym 600 mln euro zainwestowały duńskie fundusze emerytalne.

W pożyczaniu pieniędzy na inwestycje w odnawialne źródła energii aktywne są wyspecjalizowane instytucje finansowe – Europejski Bank Inwestycyjny, niemiecki KfW, Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju, Bank Światowy, brazylijski Banco Nacional de Desenvolvimento Economico e Social i chiński China Development Bank. Część środków z tych instytucji trafia do krajów rozwijających się.

Inwestycje kapitałowe w przedsięwzięcia związane z energią odnawialną – zarówno w akcje notowanych na giełdach firm, jak i w emitowany przez nie dług – uznawane były przez inwestorów za stosunkowo bezpieczne. Decydował o tym model działania takich firm oparty na długoterminowych kontraktach na dostawy energii lub np. na wakacjach podatkowych. Spokój został zakłócony, gdy ceny surowców energetycznych – ropy, gazu i węgla – poszły ostro w dół. Wbrew opiniom analityków inwestorzy zaczęli się obawiać, że popyt na „zieloną” energię może zacząć spadać.

W ostatnich dniach marca pojawiły się informacje, że SunEdison, firma produkująca panele słoneczne, a przez spółki zależne zajmująca się też skupowaniem wiatrowych i słonecznych projektów energetycznych na całym świecie, może mieć kłopoty z płynnością finansową i zwrócić się o ochronę przed wierzycielami.

SunEdison dwukrotnie opóźniał publikację raportu rocznego, a według ostatnich dostępnych danych z końca III kwartału 2015 r. miał 11,7 mld dol. długu. Według „Wall Street Journal” Amerykańska Komisja Papierów Wartościowych i Giełd (SEC) prowadziła dochodzenie, które miało wyjaśnić, czy firma we wcześniejszych raportach podawała prawdziwe informacje o stanie płynności finansowej.

Także proponowane zmiany w polskim prawie dotyczącym energetyki wiatrowej cześć ekspertów uznaje za niebezpieczne dla zdolności obsługi długów przez istniejące już farmy.

Autor: Tomasz Świderek

Z przyjemnością informujemy, że SBF POLSKA PV zostało sygnatariuszem szerokiego Porozumienia Branży Fotowoltaicznej w Polsce, którego celem jest wsparcie korzystnych dla obywateli, gospodarki oraz branży zapisów ustawy o odnawialnych źródłach energii. Wypracowane porozumienie opiera się na wspólnym poparciu trzech prostych postulatów, które w naszej ocenie są kluczowe do rozwoju fotowoltaiki w Polsce. Jako sygnatariusze porozumienia jednoznacznie opowiadamy się za wprowadzeniem pełnego net- meteringu 1:1 obejmującego energię oraz jej przesył, utrzymaniem taryf gwarantowanych w wysokości zapisanych obecnie w ustawie oraz poszerzeniem definicji prosumenta o każdego końcowego konsumenta energii. Jednocześnie w drodze porozumienia jako branża wybraliśmy swoich reprezentantów, którzy w dialogu ze stroną rządową będą reprezentować stanowisko wypracowane w poniższym piśmie.

Źródło: SBF POLSKA PV

Z dokumentem przesłanym do Ministerstwa Energii można zapoznać się TUTAJ.

Stanowisko Porozumienia Branży Fotowoltaicznej w Polsce podpisane/ Dr Stanisław M. Pietruszko Przewodniczącym Porozumienia / Spotkanie przedstawicieli branży w ME

Warunki dla rozwoju branży fotowoltaicznej w Polsce nie są sprzyjające. Zainstalowane w Polsce systemy PV mają moc ok. 100 MWp, co jest wielkością ok. 70 razy mniejszą niż moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych. Szansą na rozwój fotowoltaiki była ustawa o OZE, wprowadzająca taryfy gwarantowane dla wytwórców energii z mikroinstalacji do 10 kW oraz system aukcyjny dla większych instalacji. Taki system wsparcia miał wejść w życie z dniem 1. stycznia 2016 roku, jednak trzy dni przed tym terminem została przegłosowana nowelizacja, która przesunęła jego wejście w życie o pół roku. Obecnie toczącą się prace nad kolejną nowelizacją ustawy, ustanawiającą nowy system wsparcia. Propozycje Ministerstwa Energii w tym zakresie budzą niepokój branży fotowoltaicznej. Obawa, że nowelizacja może zablokować rozwój fotowoltaiki w Polsce, była motywem do powstania Porozumienia, będącego platformą wspólnego działania stowarzyszeń branżowych oraz kilkudziesięciu firm. Spotkanie inicjujące Porozumienie odbyło się 30. marca w Kielcach, wspólne stanowisko Porozumienia zostało podpisane w dn. 6. kwietnia. Przewodniczącym Porozumienia jest dr Stanisław M. Pietruszko, Prezes Polskiego Towarzystwa Fotowoltaiki. Organizacje i firmy, będące sygnatariuszami Porozumienia, sformułowali trzy główne postulaty dotyczące systemu wsparcia w zakresie mikroinstalacji:

–  Pełny net metering 1:1 mierzony w kWh, rozumiany jako bilansowanie sumy energii czynnej i dystrybucji, rozliczany w cyklu rocznym, brak opłat dodatkowych za obsługę bilansowania oraz brak opodatkowania bilansowania

– taryfy gwarantowane w wysokości odpowiadającej zapisom ustawy o OZE z dn. 20.02.2016 roku

– zdefiniowanie prosumenta jako każdego odbiorcy energii elektrycznej posiadającego licznik, wytwarzającego energię w mikroinstalacji

Spotkanie w Ministerstwie Energii z Andrzejem Kaźmierskim, dyrektorem Departamentu OZE, pokazało, że istnieje płaszczyzna porozumienia między branżą PV a resortem. Definicja prosumenta proponowana przez Ministerstwo, rozszerzająca to pojęcie również na wytwórców energii w mikroinstalacji nie będących jej właścicielami, spełnia oczekiwania branży. Również zdefiniowanie przez resort instalacji OZE jako obejmującej co najmniej jedno źródło jest korzystne, gdyż otwiera możliwość stosowania instalacji hybrydowych. Resort jest także zainteresowany sformułowaniem standardów w zakresie odbioru technicznego mikroinstalacji, co jest w pełni zgodne ze zgłaszanymi od dawna postulatami Polskiego Towarzystwa Fotowoltaicznego.

Duże rozbieżności istnieją w zakresie systemu wsparcia. Ministerstwo proponuje net metering 1:0,7 dla systemów o mocy do 7 kW, dla systemów od 7 do 14 kW jedynie 1:0,5. W przypadku systemów, które otrzymały wsparcie dotacyjne, ten współczynnik wynosiłby zaledwie 1:0,35. Jest to co prawda net-metering uproszczony, czyli taki, jaki postuluje branża. Problem stanowi jednak wysokość proponowanych przez Ministerstwo współczynników. Przedstawiciele Polskiego Towarzystwa Fotowoltaiki podnieśli kwestię taryf gwarantowanych, wskazując argumenty za ich przywróceniem w kształcie zapisanym w ustawie o OZE z lutego 2015. Wskazali też na zalety instalowania magazynów energii, przytaczając przykłady polskich firm, rozwijających takie rozwiązania. Podkreślali, że fotowoltaika ma szansę stać się polską specjalnością. Istnieją polscy producenci wszystkich kluczowych komponentów instalacji PV. Potrzeba jednak wewnętrznego rynku, aby firmy te mogły się rozwinąć.

Barbara Adamska

ADM Poland, Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki

Nadejście wiosny, a zatem więcej światła słonecznego i „dłuższy” dzień, to dobra wiadomość dla użytkowników instalacji fotowoltaicznych. W kwietniu wydajność paneli wzrasta gwałtownie w porównaniu do miesięcy zimowych.

Potwierdzają to dane gromadzone przez OPEUS Energia pozyskiwane w wyniku monitorowania parametrów instalacji wybudowanych w różnych częściach naszego kraju. Ich analiza pokazuje, że w kwietniu ilość mocy generowanej przez panele fotowoltaiczne zwiększa się aż czterokrotnie w porównaniu do stycznia.

Pogoda panująca od kwietnia do października pozwala ogniwom fotowoltaicznym pracować najbardziej efektywnie. Niebagatelny wpływ ma na to również przestawienie się na czas letni. Dzięki temu okres największej wydajności paneli lepiej pokrywa się z naszym rytmem dziennym i łatwiej jest doprowadzić do sytuacji, w której konsumowana jest wyłącznie energia przez nie generowana. Szczytowy okres produkcji w ciągu doby przypada pomiędzy 6:00 a 20:00.

Okres wiosenny jest w związku z tym szczególnym czasem również dla branży fotowoltaicznej – producentów, projektantów i instalatorów.

- Na przestrzeni ostatnich dwóch lat poziom energii wytwarzanej za pomocą paneli fotowoltaicznych zwiększył się w Polsce czterokrotnie. Wzrost zainteresowania klientów rozwiązaniami pozwalającymi pozyskiwać energię ze słońca obserwujemy szczególnie wiosną. Ze względu na warunki pogodowe jest to faktycznie dobry czas na inwestycję, ponieważ ta poru roku daje niejako gwarancję optymalnego wykorzystania posiadanych paneli. W zeszłym okresie wiosennym wykonaliśmy 60% całości zrealizowanych w 2015 r. inwestycji. Jest to szczególnie dobry czas dla dużych inwestycji. Rok temu od marca do maja ukończyliśmy instalację m.in. farm fotowoltaicznych w Ustroniu Morskim oraz Szczecinie. Każda z nich generuje moc od 1 do 1,5 MWh – wskazuje Sławomir Reszke, prezes OPEUS Energia.

Polski rynek coraz nowocześniejszy

Czynnikiem mającym niebagatelny wpływ na rozwój branży jest ciągłe doskonalenie rozwiązań i wprowadzanie innowacji. Powstające obecnie moduły są w stanie wygenerować nawet o 25% większe uzyski energii, w porównaniu ze starszymi modelami. Ponadto wykonane są z trwalszego szkła, co jest w stanie zagwarantować ich żywotność nawet do 30 lat, a to o 5 lat więcej niż wcześniej. Rosnąca popularność paneli przekłada się też na stopniowy spadek ich cen.

- Głównym czynnikiem determinującym poziom cen instalacji w Polsce jest dostępność urządzeń oraz ilość profesjonalnych wykonawców. Pięć lat temu było ich niewielu, a kanały dystrybucji elementów składowych instalacji były nieliczne. Stąd ich cena była znacząco wyższa niż dziś. Do dziś pokutuje mit, że montaż instalacji PV zwraca się dopiero po 15 latach, więc jest nieopłacalny. Jednak obecnie dostępne są na rynku instalacje w cenie od 5 500 zł/kWp. Średnio czas zwrotu wynosi, w wypadku skorzystania z dotacji, ok. 6-7 lat – mówi Sławomir Reszke.

Nie można jednak dokonać prostego porównania cen systemów ze względu na duże zróżnicowanie warunków, decydujących o złożoności instalacji, takich jak chociażby charakterystyka obiektu, który ma obsługiwać.