Czy dojdzie do krachu na deweloperskim rynku projektów farm fotowoltaicznych?

Po opublikowaniu przez IEO  bazy danych projektów PV pojawiły się pytania ile z ponad 10 GW projektów PV mających warunki przyłączenia do sieci (WP)  i z 5 GW mających pozwolenie budowlane (PB) zostanie w praktyce zrealizowanych.

W bazie danych są wyłącznie projekty PV, które mają już wydane warunki przyłączenia lub pozwolenie na budowę. Więcej o projektach - w informacji prasowej.

Eksperci stawiający pod dyskusję problem nadpodaży projektów słusznie zauważyli, że w przypadku projektów wiatrowych tylko co dziesiąty projekt udało się zrealizować. Faktycznie bazy danych IEO z 2011 roku wskazywały na 90 GW (!) koncepcji projektów, ale wtedy projekty wiatrowe trafiały do baz danych na podstawie wniosków o WP (obowiązywała prostsza procedura) lub decyzję środowiskową (jeszcze przed uzyskaniem WP).  Wobec nadpodaży projektów deweloperskich wprowadzono kaucję za wydanie WP. Potem tylko co 5 projekt uzyskiwał WP, a  co 10 projekt z ważnym PB. W końcu przyszła ustawa „10H”, ale zdecydowana większość projektów wiatrowych z PB została/zostanie zrealizowana do końca 2022 roku z jednego powodu. … Nawet najgorsze projekty wiatrowe z PB ciągle dają tańszą energię, niż najlepsze projekty węglowe, gazowe czy PV.

W przypadku projektów PV nie jest jeszcze (!) tak źle. Prognoza krótkoterminowa IEO wskazuje, że w latach 2021-2025 przybędzie ponad 7 GW nowych farm PV. 

Szacuje się że w bazie danych IEO może być jeszcze ponad 1 GW projektów, które zostały już zakontraktowane w ramach dotychczasowych aukcji (w sumie 2,5 GW w aukcjach 2016-2020), ale ciągle widnieją w bazie danych jako nieprzyłączone do sieci (dopiero po przyłączeniu, projekty „wypadną” z bazy danych).  Oznacza to, że nawet bez dodatkowych aukcji (poza przeprowadzonymi lub już ogłoszonymi) pozostaje jeszcze 6 GW projektów, które bez większych problemów będą zrealizowane.

Oznacza to, że ok 30% obecnie rozwijanych projektów, które właśnie trafiły do bazy danych IEO nie znajdzie miejsca na rynku w tym okresie. Pytanie, które z projektów i dlaczego nie zostaną zrealizowane (przynajmniej w okresie do 2025r.) jest oczywiście zasadne.

 Po pierwsze jeżeli projekty mają WP tzn. że mogą być przyłączone do sieci (ciągle koszty przyłączenia farm PV nie przekraczają 5% pełnych kosztów farmy PV) i tylko inne uwarunkowania ekonomiczne i społeczne mogłyby to uniemożliwić. Po drugie nie należy się spodziewać masowych protestów wobec dotychczas przygotowanych projektów, nawet jeżeli są realizowane (uzyskują PB) w oparciu o  warunki zabudowy (WZ), a nie miejscowe plany (MPZP), wraz z koniecznością opracowania studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego (SUKZP) decyzją środowiskową (DŚ).  

Na razie nie ma atmosfery społecznej aby inicjatywy typu „Stop PV” - te oczywiście już są i zwracają np. uwagę na zagrożenie pożarowe (dot. to raczej instalacji prosumenckich) -  rozwijały się na szerszą skalę. Także deweloperzy nowych projektów farm PV (których jeszcze nie ma bazie danych) nie powinni się obawiać ustawy w stylu „10H” dla fotowoltaiki, ale np. nowelizacja ustawy 10H wprowadzić ma przepis mówiący, że jeżeli na obszarze gminy przewiduje się wyznaczenie obszarów, na których będą urządzenia wytwarzające energię z OZE o mocy większej niż 1 MW to w SUKZP „ustala się ich rozmieszczenie” (cokolwiek by to nie znaczyło).

Tymczasem jednak projekty w bazie danych nie wydają się zagrożone głównie dlatego, że w latach 2022-2025 ceny energii w Polsce będą wyższe (i będą rosły) niż koszt produkcji energii (LCOE) z farm PV, zwłaszcza dużych. Ponadto przynajmniej do czasu uzyskania przez PV łącznej mocy 10 GW (czyli do końca 2023r.) nie będzie miało jeszcze większego oddźwięku na rynku energii zjawisko „kanibalizacji” profilu ceny z PV, czyli energia produkowana w szczycie wydajności PV będzie dalej poszukiwana.

O tym, które projekty PV z pomad 10 GW obecnie zidentyfikowanych projektów farm PV zostaną zrealizowane zdecyduje zatem LCOE, a ten koszt generalnie zależeć będzie od: (1) produktywności instalacji ( promieniowania słonecznego w danej lokalizacji oraz prawidłowej optymalizacji farmy), (2) mocy zainstalowanej, (3) kosztów przyłączenia do sieci (wynikają z WP) oraz ((4) sprawności inwestora w kontraktowaniu EPC i dostaw technologii  (wraz z jej wyborem).

W obecnej bazie danych IEO są podane, dla każdego projektu (jedynie w sposób poglądowy), referencyjne LCOE dla średnich parametrów kosztowych z uwzględnienie różnic jakie mogą wynikać z lokalizacji (1) i mocy -efekt skali (2). Korzystając z tych danych można uporządkować projekty pod względem LCOE – rys.:

Jak widać różnice w LCOE mogą być znaczące. Nie ma dwu takich samych farm PV, tym bardziej, że coraz bardziej będą się liczyły koszty przyłączenia oraz siła rynkowa i profesjonalizm inwestorów (nie uwzględnione na wykresie). W najlepszej sytuacji jest ok. 550 większych projektów zlokalizowanych w miejscach o najlepszym nasłonecznieniu (LCOE niższe od obecnie kontraktowanych cen  energii na 2022-2023). Reszta (LCOE >300 zł/MWh) musi liczyć na duże wolumeny aukcyjne (aukcje mają być organizowane aż do 2026 roku). Z pewnością jednak nawet do 2025 roku trudno będzie zrealizować projekt o LCOE wyższej niż 350 zł/MWh. 

Ale ceny energii w Polsce będą rosły także po 2025 roku, a w tym czasie zapowiada się skokowy wzrosty wydajności farm PV w związku z przejściem z technologii PERC (obecnie 90% rynku) na TOPCon i HJT o sprawnościach o minimum 2-3 pp. (wzrost o 10%), a potem, jeszcze przed 2030 rokiem,  przyjdą ogniwa tandemowe (skok o 30% w stosunku do obecnie stosowanych).   

Analogia do energetyki wiatrowej nie jest więc do końca prawidłowa. Być może niemal wszystkie projekty, które uzyskają WP zostaną kiedyś zrealizowane?