Projekt nowelizacji ustawy prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii wywołał szeroką dyskusję na temat przyszłości rozwoju rynku prosumenckiego w Polsce. I wywołał go dlatego że proponuje znaczące pogorszenie zasad rozliczania energii z mikroinstalacji od 1 stycznia 2022.
Co zmieni się dla prosumentów ?
Obecnie posiadacze instalacji PV do 10 kW mogą rozliczać energię wyprodukowaną w opuście 1:08 razem z kosztem dystrybucji. Zakładając że koszt energii z dystrybucją to 65 gr. rozliczając ją w opuście otrzymamy 52 gr. korzyści finansowej przy założeniu że całość energii zostałaby wprowadzona do sieci. Przy założeniu ok. 20% konsumpcji własnej faktyczna średnia wartość energii wyprodukowanej przez mikroinstalację pv rośnie do ok 55 gr.
Po zmianach energia nie będzie bilansowana a część energii nie skonsumowana na bieżąco będzie mogła zostać sprzedana po średniej cenie z poprzedniego kwartału tzw cenie prezesa URE, która aktualne wynosi 25,6 gr. z przy obecnie średniej cenie sprzedaży energii dla gospodarstw domowych na poziomie ok.39 gr. brutto (bez dystrybucji). Ta duża dysproporcja wynika z faktu że podatku VAT 23 % na energii sprzedawanej po drugie do ceny sprzedaży spółka obrotu musi doliczyć szereg kosztów np. koszty umorzenia świadectw pochodzenia tzw potocznie kolory. Zakładając 20% bieżącą auto konsumpcję w nowym systemie średnia wartość energii wyprodukowanej przez mikroinstalację pv będzie oscylować wokół 34 gr. Im wyższa bieżąca autokonsumpcja tym wartość oszczędności będzie szybko rosnąć. Niemniej jednak statystycznie proponowane dla nowych prosumentów zmiany są mniej korzystne niż obecne zasady.
W myśl nowego systemu sprzedaż energii będzie znacznie mniej opłacalna ale nowe regulację wprowadzają także na rynek energii tajemniczego Agregatora, który będzie mógł obracać energią wyprodukowaną przez prosumenta oferując mu lepsze rozwiązania. O ile lepsze? Nie wiadomo gdyż jest to nowa funkcja, do której nie ma przepisów wykonawczych i być nie może bo nie ma samej ustawy.
Z jakich powodów proponowane zmiany są złe dla branży i prosumentów ?
W pierwszej kolejności problemem jest czas. Patrząc na kalendarz można się spodziewać że ustawa zostanie uchwalona w IV kwartale co oznacza że większość firm na rynku nie będzie w stanie na 1 stycznia 2022r. rozpocząć współpracy z agregatami. Istnieje duże ryzyko że na początku roku nie będzie także samych agregatorów. W efekcie nowi prosumenci będą posiadać ofertę finansowo znacznie gorszą niż aktualnie. To powoduje że już po samej publikacji projektu ustawy zainteresowanie montażem instalacji PV wzrosło niesamowicie gdyż wielu właścicieli domów będzie chciało zdążyć przed wejściem nowych przepisów. Nie jest do dobra sytuacja zarówno dla samych prosumentów gdyż oznacza wzrost cen instalacji, spadek jakości montażu ale także dla branży gdyż popyt, który normalnie byłby rozłożony na 1 rok będzie skumulowany w 5 miesięcy. Kolejnym problemem jest zagrożenie oligopolizacją sektora mikroinstalacji. Wynika to z faktu że w nowych realiach znacznie korzystniejszą ofertę będą mogły zaoferować firmy posiadające spółkę obrotu. W konsekwencji dojdzie do silnej koncentracji na rynku i znaczącemu podniesieniu bariery wejścia dla nowych podmiotów. Warto tu także podnieść argumenty sprawiedliwości w dystrybucji środków przeznaczonych na rozwój OZE w Polsce. W myśl nowych przepisów prosument ma działać w pełni rynkowo jednocześnie w rachunkach za energię będzie ponosił koszty opłaty OZE z której wspieracie są duże elektrownie fotowoltaiczne, wiatrowe, czy biogazowe. Więcej argumentacji znajduje się w stanowisku Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV.
Nie rozwiązuje problemów !
Jednym z głównych oponentów systemu opustów są spółki obrotu będące sprzedawcami zobowiązanymi rozliczające prosumentów co przyczynia się do powstawania ujemnego salda tym rozliczeniu. Wraz ze wzrostem liczby mikroinstalacji koszty dla spółek obrotu rosną. Niemniej jednak jedynym dobrym rozwiązaniem w tej sytuacji jest wprowadzenie prawa do pokrycia ujemnego salda np. z opłaty OZE powołanej w końcu do wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce. Kolejnymi oponentami są spółki dystrybucyjne, które twierdzą że sieć nie jest w stanie przyjąć takiej ilości mocy z mikroinstalacji PV. Mimo iż prawdą jest że w wielu miejscach sieci nN napięcia jest problem z przyjęciem mocy z PV także prawdą jest że w jeszcze większej liczbie miejsc ciągle sporo można przyłączyć. W tym zakresie projekt w ogóle nie proponuje rozwiązań mogących ograniczać przyłączoną moc w miejscach sieci gdzie występuje duże nasycenie fotowoltaiką powodujące problemy. Nie proponuje także zachęt do montażu magazynów energii szczególnie w miejscach gdzie stają się one faktycznie niezbędne. Warto podkreślić że powszechność instalacji fotowoltaicznych uwidoczniła wiele problemów przestarzałej polskiej sieci dystrybucyjnej, które nie znikną od ograniczenia fotowoltaiki. W 21 wieku coraz więcej naszej aktywności wymaga energii elektrycznej. Chcąc rozwijać ekologiczne ogrzewania za pomocą pomp ciepła czy transport za pomocą samochodów elektrycznych sieć dystrybucyjna musi być modernizowana niezależnie od rozwoju fotowoltaiki.
Warto dodać że obecnie projekt nowelizacji prawa jest w konsultacjach społecznych w których każdy może wziąć udział wysyłając swoje uwagi na zpue@klimat.gov.pl oraz departament.prawny@klimat.gov.pl.
niedziela, 13 czerwca 2021
poniedziałek, 15 lutego 2021
Opust 1:1 czy się opłaci ?
Na pierwszy rzut oka można uznać to za pytanie retoryczne bo jak rozliczenie 1:1 może być mniej opłacalne niż ustawowe 1:0,8? Zagłębiając się jednak w to rozwiązanie można dojść do wniosku że geniusz tego rozwiązanie leży głównie w marketingu.
Krótkie przypomnienie czym jest Opust. To potoczne określenie ustawowego rozliczenia energii pobranej i wprowadzonej do sieci przez mikroinstalację prosumenta w bilansach rocznych. Dla instalacji do 10 kW obowiązuje rozliczenie w ilości odbiór 0,8 kWh za każdą 1 kWh wprowadzoną do sieci. Jednym z głównych problemów sprzedawcy energii w rozliczeniu prosumenta w opuście jest konieczności refundacji kosztów dystrybucji. Wielu prosumentów nie jest świadomych że koszty energii składają się z dwóch głównych kosztów dystrybucji czyli opłaty za dostarczenie energii oraz samej wartości energii elektrycznej. Przy prosumentach spółki dystrybucyjne mają prawo do refundacji kosztów dostarczanej energii którą za prosumenta pokrywa sprzedawca energii. Stąd min. wymóg posiadania umowy kompleksowej. Na pokrycie kosztów dystrybucji sprzedawca energii zatrzymuje wspomniane wcześniej 20% lub dla większych instalacji 30% energii. Mimo to sprzedawcy energii twierdzą że rozliczenie prosumentów jest dla nich deficytowe.
 |
Ilustracja graficzna rozliczenia prosumenta do 10 kW |
W tym miejscu pojawia się pytanie? Skoro dla sprzedawców energii rozliczenie 1:0.8 nie jest biznesowo korzystne (ale jest wymogiem ustawowym) dlaczego ktoś chciałby rozliczać w stosunku 1:1 ? Jak mówi stare powiedzenie „nie ma darmowych obiadów” a za ten zapłaci sam prosument.
Przyjrzyjmy się rozliczeniu prosumenta który posiada instalację o mocy 5 kWp i dla uproszczenia produkuje rocznie 5 000 kWh. W jego przypadku przy założeniu kosztów energii 0,38 zł/kWh brutto oraz kosztów dystrybucji 0,26 zł/kWh brutto. Korzyść dla prosumenta przy rozliczaniu 1:1 to ok 3 198 zł rocznie przy 1:0,8 to ok 2 686 zł tu należy dodać że prosument ma zawsze pewną konsumpcję bieżącą co powoduje że tylko część energii podlega opustowi gdyż część jest zużywana w czasie produkcji. Proste rachunki pokazują że w tym przypadku rozliczenie 1:1 daje dodatkową korzyść dla prosumenta na poziomie 512 zł rocznie. Jeżeli przy tej samej cenie instalacji ktoś zaoferowałby takie rozliczenie w określonym ustawą okresie 15 lat byłaby to genialna oferta. W pozostałych przypadkach to tylko dobry chwyt marketingowy rodzący wiele problemów dla prosumenta.
Pierwsze propozycje jakie pojawiają się na rynku mówią o rozliczeniu w opuście 1:1 tylko na 2 lata. Dlaczego tak krótko? zapewne dlatego że rozpatrując instalację 5 kWp z poprzedniego przykładu sprzedawca na samych kosztach dystrybucji będzie miał roczną stratę brutto ok. 1033 zł (gdzie prosument zyskuje tylko połowę z tego :). W tym przypadku matematyka jest nieubłagana aby zaproponować takie rozliczenie prosumentowi trzeba sprzedać mu inne wysokomarżowe usługi lub zwiększyć marżę na montażu instalacji fotowoltaicznej. W tym czy innym przypadku za dodatkowy opust i tak zapłaci prosument.
Ale to nie koniec problemów. Mając rozliczenie w opuście 1:1 na dwa lata pojawia się problem doboru mocy instalacji. Dobrana moc powinna być mniejsza niż dla opustu 1:0,8 a po dwóch latach prosument powinien albo rozbudować instalację (w przeliczeniu na kWp rozbudowa jest zawsze droższa niż budowa) lub pogodzić się ze wzrostem kosztów rachunku za prąd za 2 lata. Z kolei jeżeli prosument od razu wykona przewymiarowaną instalację aby mieć zapas na przyszłość nic nie skorzysta na wyższym opuście gdyż niewykorzystana energii nie może być liczona jako korzyść finansowa.
Żyjemy w dobie coraz to nowych promocji mniej lub bardziej prawdziwych a prosumentom nie zostaje nic innego jak uzbroić się w kalkulator lub excel i te wszystkie promocje po prostu przeliczyć!
poniedziałek, 28 grudnia 2020
Koszt importu w cenie modułów PV
Druga połowa roku 2020 to czas wzrostu cen modułów PV najpierw był on spowodowany wzrostem kosztów krzemu krystalicznego, później ograniczoną dostępnością szkła solarnego a teraz w cenie modułów PV coraz większego znaczenia nabiera transport morski.
Rok temu koszt frachtu morskiego 40 stopowego kontenera modułów PV tzw. High cube nie przekraczał 2000 USD mimo cyklicznym wzrostom kosztów frachtu morskiego na przełomie roku spowodowanym kumulacją dostaw przed chińskim nowym rokiem który odbywa się na przełomie stycznia i lutego. W tym roku doszło jednak do bezprecedensowych wzrostów kosztów frachtu morskiego a na styczeń 2021 cena transportu jednego kontenera z Chin do Europy sięga 9000 - 10000 USD. Wzrost jest na tyle duży że części tanich towarów w przeliczeniu na ich objętość nie opłaca się już importować. Jest też na tyle duży że nawet w przypadku towarów relatywnie dość drogich przeliczeniu na objętość jakimi są moduły PV transport morski zaczyna być wyraźnie widoczny w cenie. W styczniu tego rok łączne koszty importu stanowiły ok 6% wartości modułów PV na magazynie w Polsce a sam fracht morski stanowił ok 2,3%. Z kolei biorąc pod uwagę ceny frachtów morskich na styczeń 2021 łączny koszt importu modułów PV rośnie do ok. 14,5% a sam koszt frachtu morskiego rośnie do ok.11,2%.
Rok temu koszt frachtu morskiego 40 stopowego kontenera modułów PV tzw. High cube nie przekraczał 2000 USD mimo cyklicznym wzrostom kosztów frachtu morskiego na przełomie roku spowodowanym kumulacją dostaw przed chińskim nowym rokiem który odbywa się na przełomie stycznia i lutego. W tym roku doszło jednak do bezprecedensowych wzrostów kosztów frachtu morskiego a na styczeń 2021 cena transportu jednego kontenera z Chin do Europy sięga 9000 - 10000 USD. Wzrost jest na tyle duży że części tanich towarów w przeliczeniu na ich objętość nie opłaca się już importować. Jest też na tyle duży że nawet w przypadku towarów relatywnie dość drogich przeliczeniu na objętość jakimi są moduły PV transport morski zaczyna być wyraźnie widoczny w cenie. W styczniu tego rok łączne koszty importu stanowiły ok 6% wartości modułów PV na magazynie w Polsce a sam fracht morski stanowił ok 2,3%. Z kolei biorąc pod uwagę ceny frachtów morskich na styczeń 2021 łączny koszt importu modułów PV rośnie do ok. 14,5% a sam koszt frachtu morskiego rośnie do ok.11,2%.
 |
| Koszt importu w cenie modułów PV prognoza na styczeń 2021 |
 |
| Koszt importu w cenie modułów PV styczeń 2020 |
Obecna sytuacja na rynku transportu z jednej strony będzie utrzymywać ciągle wysoką cenę modułów PV w pierwszym kwartale 2021 po drugie także wpłynie na dostępność modułów PV na przełomie stycznia i lutego. Mimo wysokich cen planowane dostawy w większości będą realizowane jednak ograniczona może zostać wysyłka modułów bez zakontraktowanej sprzedaży. Część firm niesprzedane moduły PV wysyła do Europy licząc na sprzedaż w czasie 4-5 tygodniowego transportu. Przy bardzo wysokich cenach frachtu takie praktyki będą zapewne mocno ograniczone. Szczególnie że większość spedytorów zgodnie z tradycją oczekuje znacznego spadku kosztów transportu zaraz po chińskim nowym roku.
środa, 2 grudnia 2020
Opłata mocowa spowoduje duży wzrost kosztów dystrybucji dla firm.
Od 1 stycznia 2021 na rachunkach za prąd zobaczymy opłatę mocową i tradycyjnie w największym stopniu koszty tej opłaty odczują przedsiębiorcy. W największym skrócie opłata mocowa ma za zadanie zebranie od odbiorców końcowych ok. 5,6 mld rocznie. Przy czym większość tej kwoty będzie pozyskane od firm które w 2021 roku na rachunkach będą posiadać opłatę mocową w wysokości 76,2 zł/MWh. Opłata ta będzie naliczana dla zużycia energii w godzinach 7-21 w dni robocze. Oznacza to że w przypadku wielu firm nie pracujących zmianowo opłata mocowa będzie naliczana od większości zużywanej energii elektrycznej. Z uwagi na fakt że koszty dystrybucji energii zależą od regionu, spółki obrotu oraz taryfy aby zobaczyć skalę podwyżek trzeba przedstawić je na przykładzie. Co więcej część opłat dystrybucyjnych jest powiązana z ilością energii część z mocą. Dlatego w analizie trzeba założyć nie tylko roczne zużycie ale także i moc umowną.
W ujęciu procentowym najbardziej podwyżki odczują firmy przyłączane po najwyższych napięciach następnie po średnich a “najmniej” po niskim gdyż tu koszty dystrybucji obecnie są najwyższe.
Rozpatrując przykład firmy w rejonie Krakowa posiadającej taryfę B11 i moc umowną 200 kW zużywającą rocznie 550 MWh przy czym w godzinach 7- 21 80%. Ich rachunek za dystrybucję powinien wynieść w 2020 r. rocznie netto ok. 61 000 zł. Po wprowadzeniu opłaty mocowej wzrośnie do ok. 95 000 zł oznacza to roczny wzrost kosztów 55%. Ponadto opłata mocowa na nowym rachunku będzie odpowiadać za ok. 35% wszystkich kosztów dystrybucji.
Inny przykład firmy w rejonie Krakowa posiadającej taryfę C11 i moc umowną 30 kW zużywającą rocznie 60 MWh przy czym w godzinach 7- 21 80%. Ich rachunek za dystrybucję powinien wynieść rocznie w 2020r. netto ok. 10 400 zł. Po wprowadzeniu opłaty mocowej wzrośnie do ok. 14 100 zł oznacza to roczny wzrost kosztów dystrybucji energii elektrycznej 35%. Ponadto opłata mocowa na nowym rachunku będzie odpowiadać za ok. 25% kosztów dystrybucji.
Opłat mocowa pozostanie w znami przez dziesięciolecia i jej koszty mogą jeszcze wzrosnąć. Jeżeli przy obecnych stawka nie zostanie zebrana wymagana kwota np. w wyniku przesunięcia poboru przez firmy na godziny poza szczytem (21-7) stawka w szczycie będzie musiała zostać podniesiona aby zebrać wymaganą kwotę.
W ujęciu procentowym najbardziej podwyżki odczują firmy przyłączane po najwyższych napięciach następnie po średnich a “najmniej” po niskim gdyż tu koszty dystrybucji obecnie są najwyższe.
Rozpatrując przykład firmy w rejonie Krakowa posiadającej taryfę B11 i moc umowną 200 kW zużywającą rocznie 550 MWh przy czym w godzinach 7- 21 80%. Ich rachunek za dystrybucję powinien wynieść w 2020 r. rocznie netto ok. 61 000 zł. Po wprowadzeniu opłaty mocowej wzrośnie do ok. 95 000 zł oznacza to roczny wzrost kosztów 55%. Ponadto opłata mocowa na nowym rachunku będzie odpowiadać za ok. 35% wszystkich kosztów dystrybucji.
Inny przykład firmy w rejonie Krakowa posiadającej taryfę C11 i moc umowną 30 kW zużywającą rocznie 60 MWh przy czym w godzinach 7- 21 80%. Ich rachunek za dystrybucję powinien wynieść rocznie w 2020r. netto ok. 10 400 zł. Po wprowadzeniu opłaty mocowej wzrośnie do ok. 14 100 zł oznacza to roczny wzrost kosztów dystrybucji energii elektrycznej 35%. Ponadto opłata mocowa na nowym rachunku będzie odpowiadać za ok. 25% kosztów dystrybucji.
Opłat mocowa pozostanie w znami przez dziesięciolecia i jej koszty mogą jeszcze wzrosnąć. Jeżeli przy obecnych stawka nie zostanie zebrana wymagana kwota np. w wyniku przesunięcia poboru przez firmy na godziny poza szczytem (21-7) stawka w szczycie będzie musiała zostać podniesiona aby zebrać wymaganą kwotę.
niedziela, 22 marca 2020
Wpływ COVID 19 na rozwój fotowoltaiki w Polsce
Nieco ponad miesiąc temu szczyt zachorowań na COVID 19 w Chinach spowodował liczne opóźnienia w dostawach modułów PV. W konsekwencji wiele inwestycji w Polsce musiało zostać przełożonych z uwagi na ograniczoną dostępność urządzeń. Jeszcze wtedy mało kto spodziewał się że liczba zachorowań tak szybko rozwinie się w Europie. Co więcej mało kto spodziewał się że tak szybko zostanie ograniczona działalność wielu branż oraz przepływ i aktywność społeczna. Mimo iż branża fotowoltaiczne nie jest dotknięta epidemią koronawirusa bezpośrednio jak turystyka, hotelarstwo czy restauratorstwo podobnie jak większość gałęzi gospodarki obrywa rykoszetem. W obecnie tworzenie scenariuszy jest niezwykle trudne gdyż sytuacja epidemiologiczna rozwija się bardzo dynamicznie. Niemniej jednak najbardziej prawdopodobny scenariusz dla branży fotowoltaicznej to obecnie spowolnienie a nie głęboka recesja.
Epidemia wywołana wirusem SARS-CoV-2 wcześniej czy później minie a życie gospodarcze znaczenie wracać do normalizacji. Nie oznacza to jednak że decyzje gospodarcze będą takie jak sprzed epidemii. Wysoce prawdopodobne jest że Polska gospodarka o ile nie wejdzie w recesję to silnie spowolni. Zapewne wiele firm zbankrutuje a bezrobocie wzrośnie. W takie sytuacji najbardziej ograniczone zostaną wydatki na produkt i usługi z góry piramidy potrzeb z kolei w niewielkim stopniu odbije się to na usługach i produktach zapewniających zaspokojenie potrzeb z dołu piramidy. Pytanie jakie się pojawia - gdzie w tych potrzebach jest fotowoltaika?
Dla osób które postrzegają instalację fotowoltaiczną jako drogą fanaberię na ekologiczny sposób produkcji prądu. Decyzja o wykonaniu takiej instalacji odległa była przed epidemią i teraz będzie tylko bardziej odległa. Z kolei na przestrzeni ostatnich kilku lat montaż domowej czy czy firmowej elektrowni PV stał się inwestycją w stabilizację kosztów energii elektrycznej. Okres zwrotu inwestycji jest znacznie krótszy od okresu użytkowania instalacji PV. Co więcej ciągła stymulacja rynku za pomocą ulg podatkowych w postaci ulgi termomodernizacyjnej oraz dotacji z programu “mój prąd” nadal pozytywnie powinien wpływać na ten rynek. Jedną z istotnych decyzji gospodarczych jaka już zapadła w wyniku epidemii to obniżenie stóp procentowych. Oznacza to że i tak nie drogie kredyty staną się jeszcze tańsze. Już teraz akcja finansowania preferencyjnymi kredytami inwestycji w instalację fotowoltaiczną jest bardzo szeroka a wiele banków ma przygotowane specjalne produkty kredytowe pozwalające na rozłożenie na raty montażu instalacji PV nawet do 10 lat. W optymalnym modelu łącząc dotację, ulgę podatkową i kredyt można zamienić rachunki za prąd niższą ratą kredytu. Jeżeli większość klientów będzie postrzegać własną elektrownię jako sposób na oszczędzanie, po przejściowych perturbacjach wynikających z ograniczenia kontaktów międzyludzkich nad branżą fotowoltaiczną znów powinno zaświecić Słońce.
Epidemia wywołana wirusem SARS-CoV-2 wcześniej czy później minie a życie gospodarcze znaczenie wracać do normalizacji. Nie oznacza to jednak że decyzje gospodarcze będą takie jak sprzed epidemii. Wysoce prawdopodobne jest że Polska gospodarka o ile nie wejdzie w recesję to silnie spowolni. Zapewne wiele firm zbankrutuje a bezrobocie wzrośnie. W takie sytuacji najbardziej ograniczone zostaną wydatki na produkt i usługi z góry piramidy potrzeb z kolei w niewielkim stopniu odbije się to na usługach i produktach zapewniających zaspokojenie potrzeb z dołu piramidy. Pytanie jakie się pojawia - gdzie w tych potrzebach jest fotowoltaika?
Dla osób które postrzegają instalację fotowoltaiczną jako drogą fanaberię na ekologiczny sposób produkcji prądu. Decyzja o wykonaniu takiej instalacji odległa była przed epidemią i teraz będzie tylko bardziej odległa. Z kolei na przestrzeni ostatnich kilku lat montaż domowej czy czy firmowej elektrowni PV stał się inwestycją w stabilizację kosztów energii elektrycznej. Okres zwrotu inwestycji jest znacznie krótszy od okresu użytkowania instalacji PV. Co więcej ciągła stymulacja rynku za pomocą ulg podatkowych w postaci ulgi termomodernizacyjnej oraz dotacji z programu “mój prąd” nadal pozytywnie powinien wpływać na ten rynek. Jedną z istotnych decyzji gospodarczych jaka już zapadła w wyniku epidemii to obniżenie stóp procentowych. Oznacza to że i tak nie drogie kredyty staną się jeszcze tańsze. Już teraz akcja finansowania preferencyjnymi kredytami inwestycji w instalację fotowoltaiczną jest bardzo szeroka a wiele banków ma przygotowane specjalne produkty kredytowe pozwalające na rozłożenie na raty montażu instalacji PV nawet do 10 lat. W optymalnym modelu łącząc dotację, ulgę podatkową i kredyt można zamienić rachunki za prąd niższą ratą kredytu. Jeżeli większość klientów będzie postrzegać własną elektrownię jako sposób na oszczędzanie, po przejściowych perturbacjach wynikających z ograniczenia kontaktów międzyludzkich nad branżą fotowoltaiczną znów powinno zaświecić Słońce.
Subskrybuj:
Posty (Atom)