Boom na energię prosto z dachu. Polacy polubili mikroelektrownie

O ile na koniec 2015 r. mikroinstalacji – m.in. małych wiatraków czy paneli słonecznych na dachach gospodarstw domowych – było niewiele ponad 4,7 tys., to już rok później mieliśmy ich ok. 16,1 tys., a na koniec 2017 r. – prawie 28,7 tys. – wynika z najnowszego raportu Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE), zrzeszającego największych dystrybutorów energii w kraju i Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

– W kolejnych latach przewidujemy jeszcze dynamiczniejszy przyrost przyłączania mikroinstalacji – twierdzą eksperci PTPiREE.

Wzrost na dotacjach

Chociaż łączne moce mikroinstalacji giną w systemie (zwłaszcza w zestawieniu z dużymi farmami wiatrowymi), są bardzo istotne dla jego stabilności. Wśród takich źródeł najdynamiczniej rozwijają się bowiem instalacje słoneczne. Takich mocy powinniśmy mieć ok. 2 tys. MW, by przy zbliżających się upałach nie obawiać się o wystarczającą rezerwę mocy.

Taką rekomendację wydało PSE w raporcie po sierpniu 2015 r., kiedy splot niekorzystnych czynników zmusił do wprowadzenie 20. stopnia zasilania, co wiązało się z koniecznością redukcji poboru przez wielu odbiorców.

Najwięcej mikroźródeł (ok. 9,4 tys.) podłączył dotąd PGE Dystrybucja. Niedaleko za liderem jest dystrybucyjna spółka Tauronu z liczbą ponad 9,1 tys. takich instalacji. Najmniej jest ich u warszawskiego dystrybutora energii, czyli Innogy Stoen Operator (ok. 540 sztuk). Powód? Najmniejszy obszar działania i inna struktura odbiorców, mieszkających głównie w blokach, a nie domach jednorodzinnych.

Chociaż dynamika przyrostu takich źródeł jest zauważalna, to jednak prosumenci, tj. odbiorcy wytwarzający własny prąd, np. w panelu słonecznym zainstalowanym na dachu, nadal stanowią znikomy promil ogólnej liczby klientów koncernów energetycznych. To zresztą one oponowały najmocniej przeciw wprowadzeniu tzw. taryf gwarantowanych (do ustawy o OZE), które zapewniałyby szybszy zwrot z inwestycji pewnej grupie właścicieli instalacji. W efekcie boom widoczny w mikroinstalacjach to raczej zasługa dotacji niż mechanizmów wsparcia ich rozwoju przez rząd.

Jak zauważa Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej, większość z ok. 200 MW mocy z mikroinstalacji zbudowano, korzystając z dotacji, głównie regionalnych programów operacyjnych (ok. 90 proc.), ale też programu Prosument Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej i programów wojewódzkich funduszy. – Kiedy fundusze unijne i oparte na nich projekty parasolowe się skończą, to przyrost źródeł prosumenckich przystopuje – przewiduje Wiśniewski.

Powód? Paliwem rozwoju takich mocy nie są mechanizmy rynkowe. A obecny system rozliczenia prosumentów (tzw. opusty) daje korzyści tylko dystrybutorom. – Pobierają oni opłaty za przesył każdej kWh, nie wzmacniając sieci niskich napięć – tłumaczy Wiśniewski. Tempo przyrostu mikroinstalacji określa jako porażkę. – Gdybyśmy w takim tempie chcieli dojść do poziomu Niemiec, które mają dziś 10 mln źródeł prosumenckich, to zajęłoby nam to 300 lat – dodaje szef IEO.

Potencjał i wyzwanie

Potencjał naszego rynku – przy próbie wprowadzenia taryf gwarantowanych – szacowano na ok. 250 tys. źródeł prosumenckich do 2020 r. Z kolei Energa w 2015 r. wyliczyła, że do każdego węzła w sieci można przyłączyć ok. 10–15 mikroinstalacji, co w skali całego kraju dawałoby liczbę 3–5 mln źródeł prosumenckich.

Zdaniem Mariusza Klimczaka, wiceprezesa Geo-Solar, takich instalacji nad Wisłą mogłoby powstać milion. Oznacza to, że docelowo na polskich gospodarstwach domowych mogą funkcjonować elektrownie o łącznej mocy 3 tys. MW. – Przyrost prosumenckich mocy przyspieszy wraz ze zwiększaniem opłacalności instalacji. Przyczyni się do tego wzrost cen energii, a także rozwój programu elektromobiliności – wylicza Klimczak. – Bez źródeł odnawialnych nie starczy mocy dla zasilania aut elektrycznych – wyjaśnia.

Pytany o tempo rozwoju rynku w kolejnych latach przedstawia raczej optymistyczne szacunki. W tym roku możemy liczyć na zwiększenie liczby mikroźródeł o ok. 30 tys., o łącznych mocach do 100 MW (przy założeniu powstawania instalacji najmniejszych ok. 3 kW). Z kolei w 2019 r. ma szansę powstać od 50 do 100 tys. instalacji, zaś od 2020 r. rynek powinien rosnąć w tempie 100 tys. mikroelektrowni rocznie.

– Na rozwinięcie pełnego potencjału potrzebujemy ok. 10 lat. Jednak po ostatnich wzrostach cen energii (ok. 20–30 proc.) już zaczęły one być opłacalne dla indywidualnych odbiorców. Bo nawet biorąc kredyt na taką inwestycję, płacą niższe raty, niż wynoszą ich oszczędności – dodaje Klimczak.

Przyrost najmniejszych źródeł będzie dużym wyzwaniem dla dystrybutorów. Mają oni ambicje zarządzania źródłami odnawialnymi. Tymczasem sieci niskich napięć nie są nawet opomiarowane. Przez lata były też niedoinwestowane. Z danych PTPiREE wynika, że wśród linii napowietrznych niskich napięć aż 35 proc. stanowią te budowane ponad 25 lat temu. Tych ponad 40-letnich jest 31 proc.

Rynek czeka na nowe propozycje

Prawdopodobnie w połowie czerwca można się spodziewać propozycji nowych wymogów technicznych przyłączania mikroinstalacji do sieci. Te wcześniejsze, proponowane przez dystrybutorów, oburzyły rynek. Powodów było kilka. Wśród najpoważniejszych zarzutów – wytkniętych także przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki – był brak szerokich konsultacji społecznych (nowe wymogi tzw. instrukcji ruchu i eksploatacji sieci operatorzy systemów wywiesili na stronach internetowych). Wskazywano też na zmiany uderzające w rodzący się dopiero rynek, w tym wzrost kosztów instalacji dla prosumentów i konieczność odwołania wartych setki milionów złotych przetargów na systemy zamawiane przez gminy w przetargach za środki UE. Na razie nie wiadomo, jak zmienią się zapisy instrukcji. Z naszych informacji wynika, że dystrybutorzy tym razem planują rozmowy z rynkiem o wprowadzanych zmianach.

Opinia

Michał Ćwil, ekspert ds. energetyki odnawialnej

Wśród mikroinstalacji najdynamiczniej będą w dalszym ciągu rozwijać się instalacje fotowoltaiczne. Wynika to głównie z ograniczonej do minimum obsługi i niewielkich kosztów eksploatacyjnych. Ich przyrost nie będzie jednak znaczący ze względu na brak systemowych rozwiązań wspierających rozwój takich źródeł. Obecny system net meteringu jest pomocą publiczną bardziej dla spółki obrotu, niż dla zainteresowanego taką inwestycją przyszłego prosumenta. Obserwowany w ubiegłych latach spadek nakładów instalacji też wyhamował głównie dzięki spadkowi cen ogniw słonecznych. Dalszy spadek mógłby być zaobserwowany gdyby zoptymalizować nie tylko koszt ogniw słonecznych ale także wysokie koszty inwerterów.