Europejska energetyka słoneczna w centrum uwagi: Rynki wschodzące

Energia słoneczna nie tylko stanie się dominującym źródłem nowej generacji energii w Europie do 2025 r., umacniając swoją pozycję trzeciego co do wielkości rynku energii słonecznej na świecie, ale kontynent umieścił również klasę aktywów w centrum swojej strategii odzyskiwania COVID-19 . W ramach tygodniowego raportu specjalnego na temat PV Tech Premium, Liam Stoker, Edith Hancock i Jules Scully badają czynniki napędzające energię słoneczną w Europie, kluczowe rynki i pozostałe wyzwania. To wydanie European Solar Special firmy PV Tech obejmuje wschodzące rynki europejskiego sektora fotowoltaicznego, w tym Polskę, Danię i Grecję.

Kierując się udanymi aukcjami energii odnawialnej i hojnym systemem opomiarowania netto dla projektów fotowoltaicznych, Polska mocno ugruntowała swoją pozycję jako rynek do wykorzystania energii fotowoltaicznej, ponieważ kraj odchodzi od produkcji węgla i dąży do uzyskania 23% swojej energii ze źródeł odnawialnych do 2030 r. .

Po roku 2020, w którym Polska ponad dwukrotnie zwiększyła zużycie energii fotowoltaicznej w porównaniu z poprzednim rokiem do 2,2 GW, stowarzyszenie branżowe SolarPower Europe określiło rynek jako „najnowszą spadającą gwiazdę Europy” i „największą niespodziankę na słonecznej mapie UE”.

Wydaje się, że kraj przekracza swój cel zainstalowania 7,3 GW energii fotowoltaicznej do 2030 r., przewyższając swój udział paliw kopalnych w wytwarzaniu energii elektrycznej.

„Myślę, że polski rząd i regulatorzy zdecydowanie mają apetyt na dużo więcej energii słonecznej” – mówi Przemek Pieta, Prezes Zarządu R. wydajność, warszawski deweloper i dostawca EPC, który planuje instalować w Polsce około 200 MW energii słonecznej rocznie w celu pozyskania dodatkowej mocy na krajowych aukcjach.

Oczekuje się, że aukcja przeprowadzona w grudniu dla projektów o mocy do 1 MW zaowocuje wdrożeniem 700 MW energii słonecznej, przy czym zwycięskie projekty kwalifikują się do 15-letniej gwarantowanej taryfy przyznającej 1 GW dla małych projektów i 700 MW – 800 MW dla dużych systemów.

Pieta mówi, że „perspektywy są dość stabilne”, ponieważ rząd ogłosił kolejne aukcje w ciągu najbliższych kilku lat. Ma nadzieję, że obecny rozmiar aukcji zostanie utrzymany, a nie zwiększony, aby nadać priorytet stabilności i zapobiec cyklowi wzlotów i załamań.

Polski przemysł fotowoltaiczny wzmocnił także tani system prosumencki dla prosumentów oraz rosnący segment mikroinstalacji z projektami mniejszymi niż 50 kW, który na koniec 2020 roku liczył około 350 tys. instalacji. W związku z przewidywanym dalszym intensywnym wykorzystaniem mikroinstalacji, ogłoszono wezwania do aktualizacji krajowej sieci, aby przygotować się na gwałtowny wzrost liczby prosumentów.

Problemy z siecią dotknęły również deweloperów projektów użyteczności publicznej, którzy doświadczają długich opóźnień w zabezpieczaniu połączenia. Według Josefa Kastnera, dyrektora generalnego Regionu Europy w ReneSola Power, deweloper doświadczył nawet półrocznych opóźnień w przyłączeniu do sieci, co doprowadziło do komplikacji z planami licencyjnymi. „Mamy nadzieję, że operator sieci zwiększy swoją zdolność do podłączenia wszystkich zasobów w rozsądnym czasie” – mówi.

Ale chociaż przemysł fotowoltaiczny na niektórych rynkach europejskich jest powstrzymywany przez ograniczoną dostępną przestrzeń, nie stanowi to problemu dla Polski. Kastner porównuje Polskę i Niemcy, które są mniej więcej tej samej wielkości; Podczas gdy pierwszy z nich przewiduje cel wdrożenia PV na poziomie 7,3 GW do 2030 r., w Niemczech jest to 98 GW. „Myślę, że w Polsce będzie dużo miejsca na montaż paneli fotowoltaicznych, więc jesteśmy bardzo optymistycznie nastawieni, że ten rynek będzie się dalej rozwijał i że my będziemy rosli razem z rynkiem” – mówi.

Oprócz świadczenia poprzez aukcje, w których ReneSola była aktywna i zabezpieczyła 38 MW projektów i dziesiątki małych systemów słonecznych w poprzednich latach w grudniu ubiegłego roku, Kastner oczekuje teraz „wiele więcej” parków słonecznych poprzez umowy zakupu energii (PPA) w kraju .

Na początku roku niemiecki deweloper BayWa podpisał rzekomo pierwszą polską firmę fotowoltaiczną PPA z projektem fotowoltaicznym o mocy 64,6 MWp, który ma zaopatrywać w energię elektryczną producenta cementu w ramach dziesięcioletniego kontraktu. BayWa powiedział wówczas, że partnerstwo „oznaczyło nową erę w zakupach czystej i zrównoważonej energii dla firm” i może służyć jako plan dla dalszych umów PPA w kraju.

W miarę jak rozwijający się segment PPA nabiera tempa, wymagane są zmiany regulacyjne, aby w pełni wykorzystać potencjał tego segmentu. Ewa Magiera, prezes Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki, mówi, że konieczna jest zmiana polskiego prawa, aby energia elektryczna mogła być sprzedawana bezpośrednio z elektrowni OZE do odbiorców końcowych. Dodaje, że firmy w Polsce starają się kupować energię z projektów OZE, aby zapewnić stabilne zasilanie i przewidywalne koszty energii.

Wraz z rosnącym rynkiem PPA i dalszymi deweloperami fotowoltaicznymi, którzy zabezpieczają moce poprzez aukcje, rozwój polskiego sektora fotowoltaicznego może również przyczynić się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego w kraju. Według Piety z R.Power rozwój polskiego sektora usług w ciągu ostatnich kilkudziesięciu lat, związany ze zmieniającym się wzorcem elektroenergetycznym, powoduje, że zużycie jest znacznie wyższe w godzinach szczytu, a latem „nierównowaga” między podażą a popytem. Dodaje: „Oczywiście energia słoneczna jest najtańsza i najłatwiejsza w naprawie”.

Udany krok w kierunku projektów fotowoltaicznych wspieranych umowami o zakup energii (PPA) zwiększa wykorzystanie technologii w Danii, która miała 1,7 GW zainstalowanej fotowoltaiki na koniec 2020 r. i ma potencjał przekroczenia 10 GW do końca dekady, USUNIĘTY, jeśli są przeszkody.

Oczekuje się, że w tym roku w kraju odbędzie się co najmniej jedna aukcja energii odnawialnej, ale limit cenowy powinien zniechęcić oferentów energii słonecznej, według Erica Andersona, dyrektora generalnego duńskiego dewelopera European Energy. – Zakładam, że zainteresowanie tą aukcją będzie niskie, może bliskie zeru – mówi.

Zamiast tego deweloperzy, tacy jak European Energy, koncentrują się na projektach bez dotacji i czekają teraz na wynik decyzji rządu o sfinansowaniu pilnie potrzebnej rozbudowy sieci, ponieważ istnieje obawa, że ​​sektor energii odnawialnej poniesie dużą część kosztów. W związku z tym, że decyzja jest w toku, przyłączanie projektów fotowoltaicznych do sieci energetycznej ostatnio spadło.

Ponieważ oczekuje się, że zużycie energii elektrycznej w kraju podwoi się w ciągu najbliższych dziewięciu lat, niektóre firmy fotowoltaiczne przyznają, że powinny przejąć część kosztów modernizacji i obecnie domagają się wyjaśnień ze strony władz, aby ukończone projekty fotowoltaiczne mogły zapewnić połączenie.

„Główną przeszkodą w tej chwili jest sieć energetyczna” – powiedział Peter Bjerregaard, dyrektor ds. regulacyjnych w Better Energy, niezależnej firmie energetycznej, która na początku tego roku podpisała 10-letnią umowę PPA z Centrica Energy Trading. Bjerregaard opisuje tę transakcję jako „historyczny moment” dla duńskiego przemysłu fotowoltaicznego.

Problemy z siecią nękają również grecki sektor fotowoltaiczny, który zostanie wzmocniony przez rządowe plany zamknięcia ostatniej elektrowni węglowej w kraju w 2025 r., ale będzie musiał przezwyciężyć problemy z licencjami i dostępnością gruntów, aby osiągnąć swój pełny potencjał.

Po pomyślnym wdrożeniu programu aukcyjnego oczekuje się, że w tym roku zostanie zainstalowanych do 1 GW nowych instalacji. Ponieważ jednak władze są przytłoczone zapytaniami dotyczącymi warunków przyłączenia do sieci, duże projekty fotowoltaiczne mogą zostać wykluczone z udziału w przyszłych przetargach ze względu na wąskie gardło.

Ponadto, według Takis Sarris, dyrektora zarządzającego juwi Hellas, greckiej filii niemieckiej spółki EPC juwi, rośnie opór władz lokalnych wobec fotowoltaiki z powodu rosnącego zapotrzebowania na nowe systemy. Władze lokalne „nie dają niezbędnych pozwoleń” na dalszy rozwój projektów fotowoltaicznych, mówi.

Sarris dodaje, że te zastrzeżenia utrudniają również pozyskanie gruntów nadających się pod duże projekty za rozsądną cenę, przy czym grunty pod instalacje w zakresie od 20 do 50 MW są „bardzo trudne do znalezienia”.

W Macedonii Zachodniej, najbardziej zależnym od węgla regionie, Juwi Hellas buduje obecnie największy projekt fotowoltaiczny w Grecji. Elektrownia Kozani o mocy 204 MW z modułami bifacial ma zostać ukończona na początku 2021 r. i jest wspierana przez umowę PPA z Hellenic Petroleum Group.

Według Steliosa Psomasa, doradcy ds. polityki w greckim stowarzyszeniu fotowoltaicznym HELAPCO, „pewne jest”, że kraj osiągnie swój cel 7,7 GW zainstalowanych instalacji fotowoltaicznych na 2030 r., który ma wzrosnąć w nadchodzących latach ze względu na nowe emisje w UE. cele redukcyjne lub

Trzecia aukcja energii odnawialnej na Węgrzech ma się odbyć w lipcu tego roku, ponieważ kraj planuje promować wykorzystanie energii fotowoltaicznej, aby do końca dekady osiągnąć cel 90% bezemisyjnego wytwarzania energii.

Przetarg ma maksymalną wielkość finansowania 300 GWh rocznie i jest podzielony na dwa koszyki dla projektów w obszarach 300 kW-1 MW i 1-20 MW.

Ponieważ poprzednie aukcje w kraju były mocno przeciążone, deweloperzy mieli nadzieję, że udostępniona zostanie większa pojemność. „Widzimy tutaj, że ten reżim przetargowy nie jest zrównoważony, wielkość przetargów jest bardzo ograniczona”, mówi Josef Kastner, dyrektor generalny regionu Europy w ReneSola Power, deweloperze, który wszedł na rynek węgierski trzy lata temu, a teraz widzi potencjał dla siebie. Rynek fotowoltaicznych PPA.

Dalsze żądania ze strony krajowych graczy zajmujących się energią słoneczną to wzmocnienie handlu transgranicznego i wysiłki na rzecz ułatwienia dostępu do sieci, co według stowarzyszenia handlu fotowoltaicznego MANAP jest obecnie „prawie niemożliwe”. Mamy nadzieję, że problem dostępu do sieci rozwiąże nowa regulacja procesu przyłączania, która ma zostać ogłoszona w najbliższych miesiącach.

Photon Energy, holenderski deweloper, który w zeszłym roku uruchomił na Węgrzech 23 systemy fotowoltaiczne o łącznej mocy 23 MWp, również apeluje o wsparcie państwa dla systemów magazynowania energii.

Zoltan Takacs, kierownik ds. rozwoju i przejęć firmy na Węgrzech, ostrzega, że ​​docelowy poziom 6,5 GW zainstalowanej energii słonecznej na 2030 r. będzie trudniejszy do osiągnięcia, jeśli utrzymają się rosnące ceny gruntów i ograniczenia przepustowości sieci.