Zmiana zasad rozliczania przydomowej fotowoltaiki o pół roku później
Zasady rozliczania przydomowej fotowoltaiki z operatorami sieci zmienią się nie od początku 2022 r., ale od lipca przyszłego roku – o tym m.in. mówi w wywiadzie dla serwisu Polskiemarki.info Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej. Opowiada też o tym, że w Polsce i całej UE zdecydowana większość urządzeń potrzebnych do budowy instalacji fotowoltaicznych pochodzi od chińskich producentów i że chiński monopol na te urządzenia doprowadził do tego, że ich ceny przestały spadać (wcześniej szybko spadały), a do tego uzależniliśmy się technologicznie od Chin (bo nowe technologie fotowoltaiczne powstają tam, gdzie są ich producenci). Grzegorz Wiśniewski opisuje również przygotowania do budowy gigafabryki ogniw fotowoltaicznych w Polsce, która miałaby nas uniezależnić od zbyt dużego importu z Chin.
Zachęcamy Państwa do lektury całego wywiadu, bo jest on naszym zdaniem bardzo ciekawy (fragmenty dotyczące wyżej wspomnianych wątków zaznaczyliśmy pogrubioną czcionką):
Jacek Krzemiński: Co czeka polską fotowoltaikę w najbliższych miesiącach? Co będzie działo się z przydomową fotowoltaiką w związku z zapowiadanymi przez rząd zmianami, które mają być wprowadzone w 2022 r.?
Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej: – To jest bardzo skomplikowana kwestia. Dyskusja w mediach na ten temat odbywa się w sposób niezbyt oddający rzeczywistość, oddaje za to interesy różnych grup. Generalnie chodzi o to, że w 2016 r. wprowadziliśmy system wsparcia dla fotowoltaiki, który nie był najlepiej pomyślany z perspektywy ogółu, ale spowodował wejście na ten rynek olbrzymiej rzeszy inwestorów, około 600 tysięcy prosumentów. Jednak ten system nie może dalej funkcjonować.
Upowszechnił on taki sposób myślenia, że nie ma znaczenia, kiedy energia jest produkowana, a kiedy zużywana. A to nie jest prawda. Jednak ludzie do tego systemu się przyzwyczaili i trudno od niego będzie teraz się odzwyczaić.
Problemem jest też system taryfowania odbiorców końcowych, którzy mają stałą cenę za energię przez cały rok. Z jednej strony wprowadziliśmy dziwny system wsparcia fotowoltaiki, taki, którego prawdopodobnie nie ma nigdzie indziej na świecie. I nie jest on najlepszym systemem. Po drugie mamy opóźnienia we wprowadzaniu taryf czasu rzeczywistego albo przynajmniej taryf wielostrefowych. Do tego wszystkiego regulujemy wysokość taryf za energię elektryczną dla gospodarstw domowych. Regulujemy je w taki sposób, że wszyscy, bez względu na wysokość swoich dochodów, mają takie same dopłaty do tych taryf. A przecież rynek energetyczny to nie jest polityka społeczna ani tym bardziej polityka socjalna.
Polska w tych wszystkich trzech obszarach zadziałała inaczej niż inne kraje UE, inaczej niż to wynikałoby z przepisów unijnych, które prowadzą do stworzenia pełnego rynku energii.
I to spowodowało, że gospodarstwa domowe i inwestorzy inwestujący w przydomową fotowoltaikę nie mają świadomości, jakie są rzeczywiste koszty energii i jaka jest jej cena na rynku. Bo nie znają rynku energii.
Po drugie powstał mechanizm bilansowania rocznego, czyli darmowego magazynowania energii elektrycznej w sieci. Podłączyli się pod to także sprzedawcy pomp ciepła i elektrycznych ogrzewaczy oraz wszelkiego rodzaju urządzeń energochłonnych, wcale nie energooszczędnych, które mogą zwiększyć autokonsumpcję własnego prądu. Nie dość więc, że ten system rozliczeń i system wsparcia są niewłaściwe w stosunku do sytuacji na już i tak zdeformowanym krajowym rynku, to jeszcze pogłębiają zadawnione problemy braku reform. Masowo instaluje się bowiem już u nas np. pompy ciepła, które służą latem jako klimatyzatory, a przecież w letnich szczytach zużycia energii elektrycznej nam brakuje. Pompy ciepła i urządzenia grzewcze pobierają najwięcej energii elektrycznej w szczytach zimowych, gdy tej energii też nam brakuje, brakuje nam rezerw mocy na pokrycie tego zwiększonego zapotrzebowania. W ten sposób jeszcze w większym stopniu przerzucamy koszty masowego stosowania fotowoltaiki czy pomp ciepła na cały system energetyczny, na odbiorców końcowych, a źródeł problemu nie rozwiązujemy.
Ten system magazynowania i zwiększania autokonsumpcji nie prowadzi do optymalizacji mocy tych źródeł (od red. przydomowej fotowoltaiki), ale powoduje presję na zwiększenie zużycia energii elektrycznej, by zwiększyć autokonsumpcję, a to zimą często oznacza wzrost konsumpcji energii z węgla.
JK: – Czy możemy dalej kontynuować ten model wspierania rozwoju przydomowej fotowoltaiki?
GW: – Z wielu powodów nie możemy. Ten model wprowadzony w 2016 roku jest bowiem oparty na ukrytym wsparciu polegającym na darmowym magazynowaniu energii w sieci. Od 2019 roku dokłada się do tego ulga w podatku dochodowym oraz dotacje w ramach programu „Mój prąd”. Od 2016 r., ceny energii elektrycznej wzrosły w hurcie 3-krotnie, co przekłada się też na 2-krotnie wyższe ceny dla odbiorców końcowych. W tym czasie spadł koszt urządzeń fotowoltaicznych o ok. 30 proc. i jednocześnie o około 5 punktów procentowych wzrosła sprawność modułów i wydłużyła się ich trwałość. Ten system jest więc opłacalny, ale tylko dla inwestujących w ostatnich 2 latach.
JK: – Kosztem pozostałych uczestników rynku.
GW: – Tak. Ale warto dodać, że nawet jeśli ten system obecnie nie jest dobry, w krótkim terminie nauczył złych rzeczy, to wcześniej spowodował jednak korzystny impuls rozwojowy na rynku. To jednak pociągnęło za sobą poważne problemy. Pierwsza kwestia to jest pojemność sieci. Z jednej strony mamy bowiem boom w mikroinstalacjach fotowoltaicznych, przyłączanych do sieci niskiego napięcia, a z drugiej żadnych inwestycji w te sieci. To jest niespójność działań. Bo wspieramy masowe inwestycje w mikroinstalacje PV, dochodzimy do 5 GW ich łącznej mocy zainstalowanej, a nic nie robimy, żeby tych źródeł można było przyłączyć do sieci więcej.
JK: – A co powinniśmy robić?
GW: – Powinniśmy wzmacniać sieci niskiego napięcia, powodować, żeby one były bardziej inteligentne, żeby rola lokalnych transformatorów w odniesieniu do fotowoltaiki nie ograniczała się do automatyki wyłączającej instalacje PV wtedy, gdy sieć w jej lokalnym węźle nie jest w stanie pomieścić produkowanej przez nie energii.
W tej trudnej sytuacji operatorzy nie wzmacniają sieci niskiego napięcia, nie dostosowują do prosumentów, nie czynią jej bardziej inteligentną, a przez to będzie dochodzić do lokalnych przepełnień sieci. Analizę na ten temat przeprowadziliśmy już w latach 2012-2013 i doszliśmy wtedy do wniosku, że do 5 GW łącznej mocy zainstalowanej nie powinno być problemów, wyłączeń. Ale jeśli przekroczymy te 5 GW albo zagęścimy mikroinstalacje PV w zbyt dużym stopniu w poszczególnych węzłach sieci, co już ma gdzieniegdzie miejsce, to ta automatyka zadziała i będzie wyłączała w szczytach produkcji prawdopodobnie wszystkie źródła wokół, a nie tylko pojedyncze, ze względu na przekroczenie dopuszczalnego napięcia w sieci.
JK: – Instalacje będzie wyłączała ich automatyka czy automatyka sieci?
GW: – Automatyka sieci, choć instalacje też mają swoją automatykę, która je w takich sytuacjach wyłącza. Ale obie perspektywy są ważne, zarówno biorąc pod uwagę inwerter, który jest własnością prosumenta, jak i transformator, wokół którego jest kilku, a nawet kilkunastu prosumentów i którym zarządza operator sieci.
Jeśli będziemy dalej rozwijać ten system, to nie tylko ci dotychczasowi, ale i nowi prosumenci będą podążać w kierunku szkodzenia jeden drugiemu. Automatyka będzie wyłączać także wcześniej budowane instalacje, a nie tylko te nowe, przy których doszło do przepełnienia sieci. Będzie to rodzaj kanibalizmu i z tym powinniśmy się liczyć, brać to pod uwagę. Prosumenci nie są pełnoprawnymi uczestnikami rynku, ale nie są tego świadomi.
Do tego dochodzi słaby system informacji publicznej. Wiedza przyszłych prosumentów na ten temat to bowiem informacje od sprzedawców fotowoltaiki, którzy – co jest naturalne – chcą jak najwięcej sprzedać i w związku z tym nie mówią klientom o tych zagrożeniach. Mało tego: gdy system wsparcia fotowoltaiki prosumenckiej ma się zmienić, to sprzedawcy jeszcze bardziej namawiają, żeby zdążyć skorzystać z dotychczasowych zasad. I wtedy jeszcze bardziej przybywa inwestujących w instalacje prosumenckie i jeszcze bardziej pogarszamy sytuację.
Z drugiej strony mamy perspektywę operatorów sieci. Oni widzą, co się dzieje, ale niekoniecznie w tej sprawie coś robią. I tu nie chodzi tylko o sieci niskiego napięcia, ale i średniego napięcia, bo one są przecież powiązane.
Są miliardy złotych z funduszy unijnych na dotacje do przyłączeń odnawialnych źródeł do sieci, ale służące temu inwestycje nie są odpowiednio planowane i koordynowane. Zatem sytuacja, jeśli chodzi o prosumentów, nie poprawia się. Myśmy, jako Instytut Energetyki Odnawialnej, zgłaszali ministerstwom, Narodowej Radzie Rozwoju przy Prezydencie RP, Kancelarii Prezydenta RP, że trzeba opracować plan rozwoju sieci niskiego napięcia – studium dla całego kraju. Tak, żeby każdy prosument wiedział, tak, jak na przejściu dla pieszych, czy w danym miejscu warto wybudować mikroinstalację PV i podłączyć ją do sieci czy jednak nie powinien tego robić, bo w tym miejscu sieć nie będzie w stanie odbierać produkowanej przez niego energii, będą wyłączenia. Przekaz ze strony operatorów sieci dystrybucyjnych jest jednak taki, że tego nie da się zrobić. Ale rolą rządu jest, żeby zajął w tej sprawie jasne stanowisko i problem rozwiązał.
I tu mamy kłopot. Właściciele prosumenckich instalacji fotowoltaicznych to już bardzo duża grupa obywateli. I słuszna próba zmiany dotychczasowych przepisów spotkała się z krytyką. Nie tyle ze strony prosumentów, co ze strony instalatorów. Propozycja zmiany przepisów wpłynęła do administracji rządowej bynajmniej nie od prosumentów, tylko od operatorów sieci, którzy mają olbrzymi wpływ na regulacje służące interesom ich grup energetycznych. Twierdzą, że w niektórych miejscach mogą być kłopoty związane z przepełnieniem sieci, ze zbyt dużą, jak na obecny stan sieci, liczbą instalacji prosumenckich. Ale operatorzy sieci nie podali żadnego rozwiązania tego problemu, gdyż rozwiązanie problemu byłoby nie na rękę ich siostrzanym spółkom – wytwórcom energii z węgla.
Drugi czynnik, który jest w tym przypadku bardzo ważny, to przepisy UE o rynku energii. Minister Kurtyka i wiceminister Zyska zaproponowali dostosowanie przepisów krajowych do w istocie racjonalnych przepisów unijnych. Tak, żeby prosument mógł nadwyżkę energii elektrycznej sprzedawać po cenie rynkowej lub zbliżonej do rynkowej, co wyklucza magazynowanie za darmo energii w sieci. I zapowiedzieli jednocześnie, że prawa nabyte tych, którzy już wybudowali instalacje, zostaną zachowane. Początkowo zaproponowali, żeby ta energia była sprzedawana po średniej cenie z poprzedniego kwartału. I to spotkało się z niezadowoleniem i krytyką dostawców instalacji, którzy doszli do wniosku, że choć fotowoltaika da się w takich warunkach rozwijać, to nie będzie już zachęt do sprzedaży pomp ciepła i ogrzewaczy elektrycznych bez większych magazynów ciepła. Poza tym pojawili się agregatorzy ze swoim modelem biznesowym, którzy chcieliby na zasadach rynkowych obracać energią wytwarzaną przez prosumentów. Wtedy zaczął się lobbying, w którego wyniku ministerstwo zdecydowało się opóźnić wprowadzenie nowych przepisów, wprowadzających nowe zasady rozliczeń dla właścicieli prosumenckich instalacji fotowoltaicznych.
JK: – Opóźnić? O ile opóźnić?
GW: – Te przepisy teoretycznie mogą wejść w życie od stycznia 2022 r., ale bardziej realna jest druga połowa lipca 2022 r. Zmiana przepisów prosumenckich nie jest wyizolowana. Poza tym jesteśmy opóźnieni, jeśli chodzi o wprowadzenie taryf dynamicznych, które dyrektywa unijna nakazywała nam wprowadzić już w tym roku. Dyrektywa zakłada, że nie można używać rynku energii elektrycznej, tak, jak to próbowaliśmy robić w Polsce, jako instrumentu polityki społecznej czy funduszu socjalnego. I nie wchodzą w grę dopłaty do energii elektrycznej, chyba, że są to osoby, którym grozi ubóstwo energetyczne.
Ministerstwo klimatu próbowało więc zaproponować nowe przepisy, które tę dyrektywę wdrażają. Stanęło na razie na tym, że wejście w życie przepisów, wprowadzających zmianę zasad rozliczeń prosumenckich instalacji PV, zostało przesunięte w czasie. Bo i tak na razie nie wdrożyliśmy też poprzedniej dyrektywy dotyczącej inteligentnych sieci, bez czego trudno o taryfy dynamiczne.
Poza opóźnieniem w pracach legislacyjnych odsunięte w czasie będzie więc też wejście w życie nowych przepisów. W ramach nowych przepisów ma być też wprowadzona przejściowo możliwość, że energia będzie sprzedawana po średniej cenie z poprzedniego kwartału albo po cenie aktualnej. Ta druga opcja, wbrew pozorom, wcale nie byłaby dla prosumentów korzystna.
JK: – Bo gdy w danym momencie produkcja energii elektrycznej, np. podczas słonecznego dnia, będzie zbyt duża, to jej cena będzie bardzo spadała?
GW: – Właśnie tak. Trzeba też wziąć pod uwagę to, że w Polsce szybko przybywa również farm fotowoltaicznych. W tej sytuacji więc, gdy prosumentów jest dużo i szybko ich przybywa, to grożą im nie tylko wyłączenia, ale też dużo niższa cena sprzedawanej do sieci energii, choć do niedawna wszyscy chcieli mieć możliwość sprzedaży nadwyżek energii po aktualnej cenie.
Jeśli popatrzymy na inne kraje, na których jest coraz więcej źródeł energii zależnych od pogody i gdzie jest prawdziwy rynek, a nie regulowane przez państwo ceny, to tam, jeśli dmuchnie mocniej wiatr lub bardziej zaświeci słońce, to ceny spadają o 30-40 proc., a nawet o 50 proc.
JK: – W Niemczech w takich sytuacjach ceny energii, dostarczanej przez elektrownie wiatrowe do sieci, bywały nawet ujemne, to znaczy, że trzeba było dopłacać do tego, żeby można ją było wpuścić do sieci.
GW: – U nas też to będzie się zdarzać, gdy powieje lub zaświeci słońce. Ale o tym instalatorzy już nie mówią. Żyjemy więc w świecie niedopowiedzeń, niepełnej prawdy, zwykłemu człowiekowi to bardzo trudno zrozumieć. Ale to po stronie rządu jest odpowiedzialność za to, żeby zaproponować coś, co nawet niepełnoprawny uczestnik rynku będzie mógł wziąć za dobrą monetę także na dłuższy czas.
W każdym razie jestem przekonany, że zmiany w dotychczasowych przepisach są nieuniknione. Mamy poważny problem, a na to wszystko nakłada się jeszcze nieufność, w wielu przypadkach uzasadniona, pomiędzy niezależnym producentem energii, w tym prosumentem, a operatorami sieci. Ci operatorzy mogą wprawdzie być pewnym konserwatywnym elementem w systemie elektroenergetycznym, ale nie mogą ignorować rozwoju technologii i potrzeb w tym zakresie. Zaś z drugiej strony operatorzy sieci działają w pionowo zintegrowanych grupach, w strukturze w zasadzie oligopolu, więc mamy rynek zmonopolizowany. Operatorom sieci zależało na rozwoju fotowoltaiki w latach 2016-2018, gdy ceny energii były wysokie w szczytach południowych w lecie. W tej chwili im już nie zależy, bo problem – za sprawą gwałtownego rozwoju fotowoltaiki – jest rozwiązany i energii w tych szczytach już nie brakuje, a nawet mamy jej nadmiar. Operatorzy nie mają więc żadnego interesu w dalszym rozwoju fotowoltaiki, tym bardziej, że muszą ją bilansować w systemie. Poza tym operatorzy są częścią grup energetycznych, w których są spółki produkujące energię. I każda z tych spółek inwestuje obecnie w farmy fotowoltaiczne, dla których prosumenci są konkurencją i przeszkodą, bo produkują energię w tym samym czasie.
Trudno więc prosumentowi ufać operatorowi, szczególnie, że nie mamy jeszcze pełnego oddzielenia spółek wytwórczych od operatorów sieci, że nie ma uwolnionego rynku dostawców energii. W ten sposób powstał węzeł gordyjski.
JK: – Jak go rozwiązać?
GW: – Trzeba operatorom narzucić prawnie obowiązek tworzenia planów rozwoju sieci niskich i średnich napięć pod kątem zwiększania możliwości przyłączania odnawialnych źródeł energii do sieci, także prosumentów, łącznie z pełną informacją o stanie sieci dla tych, którzy do niej chcą się przyłączyć. Poza tym prosumenci powinni mieć zachęty do instalowania bojlerów z większymi zasobnikami ciepła – jako tanich magazynów energii, które mogą przechować ciepło wytworzone w grzałce elektrycznej na dłużej. Promowane obecnie – jako rozwiązanie problemu nadwyżek energii słonecznej w godzinach szczytu – baterie akumulatorów elektrochemicznych kosztują około 15 tys. zł, czyli praktycznie tyle, ile kosztuje instalacja fotowoltaiczna. W obecnych warunkach dodanie baterii, kosztownych akumulatorów, do pojedynczej instalacji prosumeckiej (inaczej gdyby to były duże baterie w systemie elektroenergetycznym) nic nie daje, bo baterie będą mogły przechować tylko niewielką część energii i na bardzo krótko, a więc dalej będziemy ją magazynować w sieci. Poza tym te baterie nie wytrzymują dłużej niż 4-5 lat i trzeba je wymieniać, a do tego recykling baterii jest o wiele droższy niż zużytych paneli PV.
Dlatego moim zdaniem ci, którzy mają już prosumenckie, przydomowe instalacje fotowoltaiczne powinni być zachęcani do montowania bojlerów elektrycznych z zasobnikami ciepła, ale nie małych, na 50 czy 100 litrów, tylko na 200-300 litrów. Po to, aby być przygotowanym na sytuacje, w których prosument nie może zużyć wyprodukowanej energii albo nie może jej dostarczyć do sieci, bo zabezpieczenia wyłączą mu instalację. W takich sytuacjach prosument będę mógł zmagazynować energię na całą dobę w bojlerze, który kosztuje 500 zł, a nie 15 tys. zł, jak w przypadku baterii elektrycznej i może służyć 20 lat bez wymiany. Magazynowanie energii w cieple w przeliczeniu na kilowatogodzinę jest tysiąc razy tańsze niż w bateriach elektrycznych.
Chodzi więc najpierw o prostsze rozwiązanie. I dopiero w drugiej kolejności, gdy baterie będą tańsze niż dziś, będą miały dłuższą żywotność, korzystajmy także z nich. Ale na pewno nie powinniśmy od nich zaczynać, bo to zabije ekonomikę instalacji prosumenckich.
JK: – Wracając jeszcze to wyłączania przydomowych instalacji PV, to automatyka sieci jest już u nas powszechnie przygotowana na to, żeby je wyłączać?
GW: – Automatyka sieci jest przygotowana na to, żeby wyłączać te instalacje, ale nie na to, żeby rozwiązać problem. I w tym właśnie szkopuł, że transformatory odcinają lokalne węzły sieci niskiego napięcia z prosumentami od rozpływów energii producenckiej w sieci średniego napięcia. Automatyka pozwala na dostarczenie do prosumenta energii z centralnej elektrowni, ale w drugą stronę już nie. Ale jak już automatyka sieciowa zadziała na niekorzyść prosumenta, to operatorzy będą tłumaczyć, że oni kochają energetykę prosumencką, ale nic nie poradzą na prawa fizyki.
JK: – Na jakim etapie są przygotowania do budowy dużej fabryki ogniw fotowoltaicznych w Polsce, budowy, której Instytut Energetyki Odnawialnej jest inicjatorem? Dziś jest tak, że w naszym kraju gwałtownie rozwija się fotowoltaika, ale na dostawach potrzebnego do tego sprzętu zarabiają głównie Chińczycy. I tak jest w całej Europie.
GW: – Koszt instalacji fotowoltaicznej składa się z kosztów urządzeń i kosztów projektowania oraz montażu instalacji. Zakup tych urządzeń stanowi 75 proc. kosztu instalacji PV. Urządzenia składają się głównie z modułów fotowoltaicznych, stanowiących połowę kosztów instalacji, inwerterów, na które przypada 10-15 proc. oraz konstrukcji wspornych – z 10-procentowym udziałem w kosztach.
Promujemy w Polsce rozwój fotowoltaiki poprzez różne systemy wsparcia, finansujemy ją ze źródeł publicznych, a tymczasem tzw. local content, czyli to, co produkujemy w Polsce, jest w granicach 25 proc. Resztę importujemy, a udział importu jest coraz większy. W latach 2015-2016, gdy rynek fotowoltaiczny był u nas jeszcze mały, polskie firmy – producenci paneli – byli w stanie pokryć zapotrzebowanie na urządzenia do budowy instalacji PV nawet w 50 proc. Co prawda mamy czterech producentów modułów, ale w nich 50 proc. kosztów modułów to koszt ogniw, a te, niestety, w 100 proc. są importowane z Chin. Z zagranicy sprowadzaliśmy też częściowo inne komponenty do produkcji modułów takie jak szkło solarne i tzw. folię EVA, a to jeszcze bardziej zwiększa udział importu w modułach.
W efekcie udział naszych krajowych producentów modułów PV w polskim rynku spada. Teraz jest na poziomie tylko 10 proc. rocznej sprzedaży w Polsce. Ten proceder ma miejsce w całej UE, która przed kryzysem finansowym w 2008 r. też w połowie zaopatrywała się w ogniwa i moduły produkowane na terenie Unii Europejskiej. Gdy jednak przyszedł kryzys finansowy, UE zachowała się konserwatywnie, wspierając utrzymanie tego, co już było, a nie inwestycje w przyszłość. W tym samym czasie Chiny przeznaczyły 240 mld dolarów – w ramach kryzysowego pakietu – na rozwój zielonych technologii, w tym fotowoltaiki, zarówno na budowę farm fotowoltaicznych, jak i na produkcję urządzeń.
JK: – Dzięki temu, jak Pan wskazuje, w Chinach powstały fabryki urządzeń fotowoltaicznych wielokrotnie większe od tych w Europie. I dzięki efektowi skali, zapewniającemu niższe jednostkowe – w przeliczeniu na jedną sztukę wytworzonego produktu – koszty produkcji, mogły zaoferować dużo niższe ceny niż europejscy producenci.
GW: – Tak rzeczywiście się stało. Europejscy producenci ogniw fotowoltaicznych nie poradzili sobie z tą konkurencją. I dziś 98-99 proc. ogniw fotowoltaicznych trafiających na rynek unijny jest sprowadzanych z Chin i innych krajów azjatyckich. Natomiast w przypadku sprzedawanych w Unii Europejskiej modułów fotowoltaicznych aż 85 proc. pochodzi z importu.
JK: – Spoza UE?
GW: – Tak, spoza UE. Czyli problem nie dotyczy tylko Polski, ale całej UE. Roczny deficyt w handlu UE z Chinami półprzewodnikami światłoczułymi (od red. czyli ogniwami fotowoltaicznymi) wynosi ok 10 mld euro. Wspieramy rozwój energetyki odnawialnej, ale pieniądze, które na to przeznaczamy, wyciekają nam do Chin, do Azji, tam wycieka nam wartość dodana i miejsca pracy. Kontynuowanie tego jest bardzo szkodliwe dla unijnej gospodarki, bo razem z przemysłem ucieka nam potencjał badawczo-rozwojowy, który przecież musi działać razem z przemysłem. I zaczynamy się uzależniać od Chin. Nie tylko technologicznie. Bo jeśli przerywane są łańcuchy dostaw z Chin, tak, jak działo się ostatnio, to brakuje nam sprzętu nie tylko do budowy nowych instalacji fotowoltaicznych, ale i serwisowania czy wymiany istniejących. Czyli jesteśmy zależni od jednego dostawcy, na co żaden kraj, żadna wspólnota gospodarcza, nie może sobie pozwolić. My to już odczuliśmy na początku pandemii, gdy w Polsce z powodu zerwanych łańcuchów dostaw z Chin nie można było rozpoczynać zaplanowanych wcześniej budów farm fotowoltaicznych.
JK: – Jesteśmy w stanie to przełamać?
GW: – Walka jest bardzo trudna, bo Chińczycy różnymi sposobami wciąż wspierają te swoje firmy. One głównie wygrały na tym, że poszły w efekt skali, zbudowały gigafabryki. Moce produkcyjne europejskich fabryk dotychczas nie przekraczały 100-150 MW rocznie, a oni mają już kilka gigawatów rocznie, co znacząco obniża im koszty jednostkowe. Do tego nie płacą podatku VAT w Chinach, bo są z niego zwolnione. W większości mają za darmo energię elektryczną. Dostają za darmo uzbrojone tereny pod budowę fabryk. Otrzymują też duże dotacje do ich budowy.
I gdy mamy już w zasadzie globalny monopol jednego kraju, to ceny urządzeń fotowoltaicznych, które wcześniej szybko spadały, teraz już spadać nie chcą. W związku z tym zrodziła się w UE idea budowy do gigafabryk produkujących zarówno moduły, jak i ogniwa fotowoltaiczne. Zrodziła się też dlatego, że Chińczycy przeinwestowali w technologię PERC, która już doszła do szczytu swojego rozwoju. Na rynek w latach 2023/2025 wchodzą teraz nowe technologie (TOPCon, HJT, potem tzw. ogniwa tandemowe), dzięki czemu jest dobry moment, żeby powalczyć z chińskimi firmami o ten rynek.
Zaproponowałem ponad rok temu, by jedna z takich fabryk powstała w Polsce. Także po to, żeby pomóc polskich producentom modułów , dostarczając im nowej generacji ogniwa fotowoltaiczne. Nie robimy tego jednak naiwnie. Czekamy, aż wejdzie w życie unijny graniczny podatek węglowy, który bardziej zrówna szanse unijnych i pozaunijnych producentów. Ten podatek na razie ma obejmować tylko aluminium, szkło, stal, nawozy czy energię elektryczną. I nawet jeśli nie obejmuje krzemu – płytek do produkcji ogniw, to pośrednio podniesie konkurencyjność unijnych producentów. To jednak – biorąc pod uwagę, jak wspierane są chińskie firmy przez państwo chińskie – nie wystarczy, żeby opłacało się budować w UE gigafabryki urządzeń fotowoltaicznych. Potrzebne do tego są też dotacje, która pokryłyby 20-25 proc. kosztów inwestycji i umożliwiły równorzędną konkurencję z wytwórcami z Chin.
JK: – Na jakim etapie są przygotowania do budowy takiej gigafabryki w Polsce?
GW: – W grudniu zeszłego roku IEO powołał spółkę akcyjną, która ma zająć się tą budową. Budowa tej fabryki w naszym kraju kosztowałaby około 120 mln euro. Staraliśmy się o uzyskanie dofinansowania z Krajowego Planu Odbudowy, ale tam jest mało środków na produkcję i na dodatek są one w formie kredytów lub w postaci wejścia kapitałowego. To nie wystarczy. W Niemczech, Francji, Włoszech, Hiszpanii , a nawet Rumunii i Chorwacji takie przedsięwzięcia mogą liczyć na dotacje na poziomie 20-25 proc. kosztów inwestycji.
Nawet więc jeśli polski KPO zostanie przyjęty przez Komisję Europejską, to niewiele zmieni. Staramy się więc połączyć pożyczkę z KPO z dotacją z Funduszu Sprawiedliwej Transformacji, rozmawiamy np. z regionem bełchatowskim, wskazując na miejsca pracy i rozwój całego ekosystemu biznesowego wokół fabryki. Ale to też wolno idzie z przyczyn niezależnych od władz lokalnych. A mamy krótkie okno czasowe na to, żeby taką fabrykę u nas zbudować – zanim Chiny przestawią się na nowe technologie. Nie możemy więc tego odwlekać. Dlatego rozpoczęliśmy prace na poziomie Unii Europejskiej, poprzez European Solar Manufacturing Council, z którym próbujemy stworzyć tzw. projekt wspólnego zainteresowania w obszarze fotowoltaiki. Takie projekty powstały już w odniesieniu do wodoru czy baterii do samochodów. Mamy poparcie ministerstwa klimatu i środowiska w tej sprawie. Jesteśmy też już po wstępnych uzgodnieniach z Komisją Europejską. I jeśli wszystko pójdzie zgodnie z planem, to w pierwszym kwartale przyszłego roku ten projekt zostanie przez Komisję zatwierdzony, a to otworzy drogę do środków unijnych na przygotowanie pełnego studium wykonalności i na samą inwestycję. Wtedy będzie można ruszyć z pracami. Awaryjnie rozważamy złożenie wniosku o dofinansowanie z Innovation Fund – też w przyszłym roku. Na razie więc szukamy środków publicznych, a potem będziemy szukać partnerów przemysłowych i z obszaru energetyki.
Trzymamy za to kciuki!
