Biznes INTERIA.PL na Twitterze. Dołącz do nas i czytaj informacje gospodarcze
Ministerstwo Klimatu i Środowiska oraz NFOŚiGW przewidują rozpoczęcie kolejnego naboru wniosków do programu "Mój Prąd". Ewentualny termin ogłoszenia kolejnej edycji przewidziany jest na pierwszą połowę 2021 r.
- Jesteśmy po pierwszej edycji programu "Mój Prąd". Obecnie mamy w Polsce ok. 400 tys. instalacji fotowoltaicznych, czyli mniej więcej tyle, ile przez lata uzbierało się kolektorów słonecznych do podgrzewania wody. Łącznie to 800 tys. Te instalacje w dalszym ciągu będą kupowane chętnie - mówi Interii Mirosław Bieliński, ekspert ds. energetyki, były szef spółki Energa i założyciel Stilo Energy, firmy instalującej panele fotowoltaiczne.
Jak wyjaśnia, przegląd ofert największych firm oferujących instalacje fotowoltaiczne wskazuje, że praktycznie wszystkie one wzięły na siebie kwotę brakujących - po zakończeniu pierwszej edycji programu "Mój Prąd" - pięciu tysięcy złotych. - Oznacza to, że jeżeli firma oferowała wcześniej instalację za 25 tys. złotych, to teraz robi to za ok. 20 tys. złotych. Per saldo dla klienta "Mój Prąd" nadal trwa, tylko nie trzeba czekać kilku miesięcy na zwrot środków z NFOŚiGW [Narodowego Funduszy Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej - red.], ale od razu płaci się mniej - wskazuje Bieliński.
"Tłuste wsparcie" z budżetu państwa
Z czego wynika ten spadek cen? Jak wyjaśnia ekspert, jeżeli jest duży popyt na produkt, to ceny rosną. Wysokie ceny w trakcie trwania programu "Mój Prąd" były spowodowane tym, że występowała pewna niedostępność paneli, konstrukcji mocujących, trudno było pozyskać ludzi do pracy. W związku z boomem, który się pojawił, wszystkiego brakowało i ceny poszły w górę. Teraz, kiedy po zakończeniu programu dotacji zainteresowanie delikatnie zmalało, koszty spadają, bo jest większa konkurencja o klienta. Dokładnie to samo działo się w innych krajach europejskich kilka lat wcześniej.
- Przez wiele lat liczba instalacji fotowoltaicznych systematycznie tam przyrastała, a potem nastąpił wybuch zainteresowania. Po kilku latach i osiągnięciu poziomu nasycania rynku, liczba instalacji nadal przyrastała rok do roku, ale w mniejszym stopniu. Teraz obserwujemy odwrócony trend i bardzo duży wzrost. Najlepszym przykładem są Holandia czy Niemcy, gdzie obecnie działa ponad 2 mln instalacji prosumenckich - wskazuje Bieliński.
Jak tłumaczy, pierwsza fala zainteresowania była spowodowana tłustym wsparciem w postaci finansowania z budżetu państwa. Ta druga fala miała inną podstawę, bo okazało się, że bycie prosumentem się opłaca nawet bez dodatkowych dotacji. - Jeżeli ktoś chce mieć droższy prąd, to nie instaluje paneli, a jeśli chce oszczędzić, to decyduje się na instalację prosumencką. Coraz częściej taka budowa mikroelektrowni łączy się z dodatkowym wyposażeniem domu, np. z instalacją pompy ciepła czy bateryjnego magazynu energii. To ma sens, bo takie rozwiązanie oznacza, że większość wyprodukowanej energii zostaje zatrzymana w domu, czyli albo ulega zmagazynowaniu, albo - jeśli zasila pompę ciepła - ogrzewa pomieszczenia, czy podgrzewa wodę - mówi Bieliński.
Czy potrzebny "Mój Prąd 2.0"?
Ministerstwo Klimatu i Środowiska oraz NFOŚiGW przewidują rozpoczęcie kolejnego naboru wniosków do programu "Mój Prąd". Ewentualny termin ogłoszenia kolejnej edycji przewidziany jest na pierwszą połowę 2021 r.
- Trzeba sobie postawić pytanie, czy jest sens budować "Mój Prąd 2.0"? Moim zdaniem nie jest potrzebne wsparcie finansowe, ale wsparcie w warstwie motywacyjnej, czyli ułatwiania - ocenia nasz rozmówca. Chodzi na przykład o procedurę przyłączenia instalacji fotowoltaicznej. Jak wyjaśnia Bieliński, dzisiaj składa się zgłoszenie do operatora systemu dystrybucyjnego, które de facto jest wnioskiem. Operator ma miesiąc na przyjrzenie się dokumentacji. Do końca nie wiadomo, kiedy nowy licznik zostanie zainstalowany. - Gdyby ta procedura postępowała szybciej, to byłoby duże wsparcie - wskazuje ekspert. I podkreśla że, tłuste wsparcie finansowe, które zagwarantowała pierwsza edycja "Mojego Prądu", było potrzebne, ale warto zauważyć, że była, jest i będzie ulga termomodernizacyjna, która dla wielu klientów ma większe znaczenie niż dotacja z programu w wysokości 5 tys. zł.
- "Mój Prąd" pokazał jednak, że władzy zależy na fotowoltaice, skoro dała na to pieniądze. Skala inwestycji gospodarstw domowych w mikroinstalacje była wielomiliardowa, a wynikało to z dołożenia 1 mld zł do systemu. Ludzie inwestowali i mają w dalszym ciągu ogromną ochotę, żeby inwestować - ocenia Bieliński.
Wskazuje również na inne bodźce mogące wpłynąć na rynek. W 2018 i 2019 roku Unia Europejska przyjęła dwie dyrektywy, które mają szansę odegrać kluczową rolę w przyroście liczby instalacji prosumenckich. Pierwsza z nich to dyrektywa o wspieraniu energii odnawialnej, a druga to dyrektywa w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Jakie możliwości dają te akty prawne?
Wirtualni prosumenci
- Pierwsza z dyrektyw mówi o tym, że każdy konsument ma prawo być prosumentem. Nie każdy z nas ma możliwość zbudowania instalacji fotowoltaicznej, bo 8,5 mln gospodarstw domowych w Polsce mieści się w budynkach wielorodzinnych. Zapomnijmy o tym, że na dachu budynku wielorodzinnego uzyskamy efektywną produkcję. Im więcej mieszkań w budynku, tym mniej powierzchni na dachu, który jest przestrzenią techniczną. Energia z instalacji fotowoltaicznej na takim dachu mogłaby pokryć co najwyżej zapotrzebowanie energetyczne na oświetlenie klatki schodowej - wyjaśnia Bieliński.
Jak dodaje, dyrektywa o wspieraniu energii odnawialnej mówi o czymś innym mianowicie o tym, że możemy być prosumentami wirtualnymi. Co to oznacza w praktyce? - Na przykład mieszkaniec bloku w Warszawie jest współużytkowaniem instalacji PV pod Elblągiem i wysyła do swojego operatora sieci energetycznej polecenie, żeby 5 proc. energii z farmy pod Elblągiem, której jest współużytkownikiem, zostało odliczone od jego rachunku za prąd. Na Litwie tacy wirtualni prosumenci już się pojawili - tłumaczy ekspert.
Dyrektywa w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej również niesie za sobą wiele korzyści. - Wyobraźmy sobie, że możemy mieć tylko jedno konto w banku i jeżeli chcemy zmienić bank, to musimy wypłacić wszystkie środki z dotychczasowego konta i przenieść je do innego banku. Tak teraz działa rynek energii elektrycznej. Umowę o dostawę prądu można zawrzeć tylko z jednym dostawcą - tzw. spółką obrotu. Chodzi o to, żeby istniała możliwość podziału prądu na kilka strumieni. Klient mógłby wtedy korzystać z prądu od kilku dostawców i z energii ze swojej instalacji pod Elblągiem. To jest tylko algorytm i nie trzeba nadzwyczajnych środków, żeby go wdrożyć. Nie jest potrzebny ani dodatkowy kabel, ani dodatkowy licznik energii elektrycznej. Zresztą taka regulacja działa bezboleśnie na rynku gazu - wyjaśnia Bieliński.
Podkreśla też, że możemy mieć więcej niż jednego dostawcę prądu, a po drugie mieć prawo do udziału w rynku energii. - Z obecnego punktu widzenia jesteśmy amatorami i możemy korzystać z energii tylko od firm, które mają koncesję. Porównajmy to do Giełdy Papierów Wartościowych. Za pośrednictwem biur maklerskich możemy uczestniczyć w rynku i mieć dostęp do akcji spółek notowanych na GPW. Możemy je kupować i sprzedawać. My dzisiaj nie mamy dostępu do rynku energii. Wyobraźmy sobie, że cena prądu bardzo spadła. Na przykład w Skandynawii pojawiają się nawet ceny ujemne. Czy my możemy ten prąd kupić? Nie. A zgodnie z unijną dyrektywą jest to możliwe - podsumowuje ekspert.
Dominika Pietrzyk
ZE PAK - producent energii elektrycznej z Wielkopolski oraz ESOLEO z Grupy Polsat zbudują największą farmę fotowoltaiczną w Polsce. Elektrownia słoneczna powstanie na terenach odzyskanych dla środowiska naturalnego, na których kiedyś wydobywano węgiel brunatny. ESOLEO, jako firma wyspecjalizowana w budowie instalacji fotowoltaicznych, zamierza zaangażować w realizację inwestycji m. in. firmy lokalne oraz pracowników, którzy wcześniej pracowali przy wydobyciu węgla. Projekt jest realizowany jako kolejny etap transformacji energetyki węglowej w zieloną, prowadzonej przez ZE PAK i Zygmunta Solorza. Wartość podpisanej umowy to prawie 164 miliony złotych. Termin oddania do eksploatacji planowany jest na sierpień 2021 r.
***
