Grzegorz Wiśniewskiprezes Instytutu Energetyki Odnawialnej © Prawa zastrzeżone
Teraz Środowisko: Fotowoltaika w Polsce utrzymała wolumenowy przyrost – w 2023 r. zainstalowano 4,6 GW, a w 2022 r. – 4,7 GW nowych mocy. Wynik 15,6 mld zł na koniec 2023 r. był jednak poniżej oczekiwań (prognozy IEO z 2022 r. mówiły o 20 mld zł). Co na to wpłynęło?
GW: Rzeczywiście, po raz pierwszy od 2017 r. sytuacja na rynku znacząco odbiegła od naszych szacunków i warto się temu przyjrzeć. Zmienił się składnik prognoz związany z obrotami na rynku inwestycji i na rynku energii. Branża PV zarabiała pierwotnie niemal w 100% na nowych inwestycjach. Tych zrealizowanych jest już sporo i dziś w 25% zarabia również na bieżąco na sprzedaży energii elektrycznej na rynku energii, a ten przechodził zwariowane zmiany, jeśli chodzi o ceny energii i ich profil. Rok 2023 okazał się też czasem znacznego spowolnienia nowych inwestycji w farmy PV z powodu wydłużających się procedur inwestycyjnych i walki o warunki przyłączenia oraz braku zabezpieczonego finansowania.
W związku z czarnym PR-em net-billingu, znacznie gorzej rozwijał się też rynek prosumencki. Częściowo odpowiada za to sama branża PV. Podniósłszy w 2022 roku larum, że nowy system ją pogrąży, spowodowała, że prosumenci odeszli od rachunku ekonomicznego i – pomimo wzrostu cen energii w drugiej połowie 2022 roku i pierwszej połowie 2023 roku – powstrzymali się z inwestycjami. Sytuację pogorszyły skutki mrożenia cen energii oraz niespotykanej skali inflacja (i wzrost płac ekip instalatorskich). Na obroty miał też wpływ spadek cen energii w 2023 r., a wraz z nim ograniczone przychody (i mniejsze inwestycje). Do tego doszło zwiększanie się spreadów pomiędzy maksimum i minimum ceny, a co za tym idzie – wzrost kosztu profilu fotowoltaicznego (PV produkowała wtedy, kiedy ceny były niższe).
Czynnikiem spadkowym w obszarze CAPEX-u był także potężny dumping cenowy ze strony Chin, który zaczął być widoczny na rynku już w IV kw. 2023 roku, a niektóre dumpingowe kontrakty były zawierane już w II kw. Doszło do zapchania magazynów europejskich panelami starego typu po bardzo niskich kosztach. To miało przyspieszyć inwestycje. Nastąpiła niesamowita sytuacja: ogniwa i moduły z Chin w 2022 r. stanowiły 55% kosztów inwestycji, a na koniec 2023 roku – już 25%. Spadły ceny jednostkowe modułów o ⅓, a wraz z nimi obroty – o ok. ¼.
TŚ: Jakie są obecne wyzwania?
GW: Widzimy wiele czynników hamujących. Krytyczną ścieżką jest dostęp do terenów inwestycyjnych, sieci energetycznej, kapitału i rodzimych technologii. Oczywiście nie da się utrzymać ciągłego tempa wzrostu na poziomie 50-100% i musiała nastąpić korekta, jednak zapotrzebowanie na zieloną energię wymaga utrzymania przyrostu wolumenów 4-5 GW rocznie.
Wyzwaniem i polem przewag będzie wiedza. Dotąd przewagę dawały zorganizowane zasoby finansowe – a branża PV dorobiła się bardzo szybko – bazują na starych modelach biznesowych. Na naszych oczach następuje zmiana. Było powszechne oczekiwanie wzrostu mocy PV i realizacja marzeń o „zapewnieniu energii z PV w całej galaktyce”. Dziś trzeba znać swój rynek energii! A ten zmienia się jeszcze szybciej niż sytuacja branży, bo mamy przejście na ceny dynamiczne.
TŚ: Jak to się przekłada na praktykę?
GW: Przestają działać wszelkie stare zasady dla prosumentów (np. montujemy na południe, dodajemy pompę ciepła, działamy na net-metteringu i przewymiarowujemy instalacje) – a w tym obszarze działają mikro i małe firmy, które wolno się uczą. Wyzwaniem będzie to, by fałszywe oferty, wynikające z niewiedzy lub agresywnej strategii sprzedażowej, nie zalały rynku, ale by firmy wzmacniały kompetencje – inaczej mogą zabić rynek prosumencki. Moglibyśmy wzorować się na Stanach Zjednoczonych, gdzie działa gwarantujące jakość stowarzyszenie Solar Energy Industry Assocciation – Amerykanie kupują panele tylko od jego członków, a nieuczciwa oferta wyklucza ze stowarzyszenia.
Branża PV miała wejść na rynek energii zgodnie z planem znanym od czasów tzw. „pakietu zimowego” z 2016 r. i dyrektyw z 2019 r. Musi więc go zrozumieć. A rynek PV nie polega na sprzedaży modułów, inwerterów i łączeniu ich kablami oraz montowaniu na dachu, ale na zagwarantowaniu klientowi przychodów z inwestycji. Póki co nikt nie dba o to, by powstrzymać nieodpowiedzialnych sprzedawców. Jeśli tak zostanie – akceptacja społeczna minie. Zrozumienie rynku energii, prognoz cen energii, spreadów, sprzężeń zwrotnych i granie na cenach ujemnych są kluczowe. Ich brak uniemożliwi funkcjonowanie na rynku. Czas na inną ekspozycję paneli (wschód-zachód), na dywersyfikację (w kierunku długoterminowych magazynów energii, w szczególności ciepła) i budowę instalacji agroPV.
Prosumenci, także biznesowi, potrzebują nauczyć się rozmawiać z szeroko rozumianą branżą magazynów energii. Dotacje rynku mocy do magazynów – a w szczególności dotacje dla prosumentów – spowodowały, że instalatorzy sprzedawali dodatkowo z dotacją „pszczółkę”, niewielki magazyn bateryjny. Ta jednak niewiele rozwiąże: pojemność 4MWh czy zdolności magazynowania od pół godziny pracy instalacji PV do dwóch godzin dla prosumentów, nie pomogą przy coraz większych wahaniach cen i zapotrzebowania na energię. Prosumenci z takimi magazynami i tak są wyłączani automatycznie po przekroczeniu napięcia przez ograniczenia sieciowe. W dużych systemach, gdzie magazyn jest w rynku mocy, też będzie kanibalizm cen po przesuwaniu szczytów generacji o dwie godziny. Rozwiązaniem są magazyny średnio- i długoterminowe. Jeśli stawiać magazyny bateryjne, to na 4-8 godzin (co jest kosztowne), a najlepiej inwestować w magazyny ciepła. Te magazynują energię od ośmiu do 24 godzin w domu, a kilka miesięcy w dużych systemach.
Wśród wyzwań jest jeszcze populizm. Nacisk na cenę i szybkie stawianie instalacji nie popłaci. „Chińskie dobre, bo tanie”? Otóż, jeśli stracimy local content, znikną miejsca pracy, podatki, wartość dodana, a potem spadnie wsparcie społeczne i polityczne dla PV. A później, gdy padną europejscy producenci, w 2025-2026 r. Chińczycy i tak podniosą ceny, bo nic ich nie będzie ograniczało. Branża musi to przepracować – w innym wypadku znajdzie się w dramatycznej sytuacji. Biznes cyniczny zarobi krótkoterminowo, ale potem będzie musiał się szybko zamknąć; firmy przemysłowe i innowacyjne powinny być wspierane, bo inaczej nie powstaną.
TŚ: W 2024 r. na pierwszy plan wychodzą instalacje wielkoskalowe. Gdzie będą się rozwijać?
GW: Mamy prawie 20GW wydanych warunków przyłączenia dla dużych farm PV i one będą się rozwijać, dając znacznie tańszą energię nie tylko dla inwestorów – z tego korzystamy wszyscy. Kończą się jednak dalsze możliwości przyłączeniowe i jest to problem, ale obecnie już nie najważniejszy. Dziś przy dużych farmach, po reformie rynku bilansującego z 14 czerwca br., trzeba mieć umowę na odbiór energii w momentach, gdy będą wyłączane – przez PSE (niemożność zbilansowania) lub OSD (przekroczenie napięcia) – albo dopłacać do ujemnych cen energii.
Tu jest kilka rozwiązań, bo rekompensaty nie będą utrzymywały się wiecznie i nie pokrywają wszystkich strat. Na terenach przemysłowych PV może wykorzystać linię bezpośrednią, np. zawierając kontrakty z ciepłownictwem. Czas przejść z okresu radosnego rozwoju farm – niczym w piaskownicy – do rozwoju przemyślanego i dojrzałego, który już na etapie projektowania przewiduje, jak będzie ona działała na rynku. Zarówno producenci modułów, ogniw i inwerterów, powinni mieć ramowe kontrakty z inwestorami, by je produkować z myślą o nabywcy, jak i stawiający dużą farmę powinien mieć wstępne umowy na odbiór określonego profilu generacji i dzielić profil tej generacji. Bo w nowym modelu rynku nikt nie będzie stawiał na jednego odbiorcę, ale na portfolio kilku odbiorców, którzy różnią się profilem zapotrzebowania i ceny energii.
Dużym wyzwaniem będzie finansowanie, bo sektor bankowy zorientuje się, że zakładał stałe ceny energii na 20-lat średnioroczne, a one zmieniają się co godzinę, a nawet co kwadrans; a sieć coraz częściej nie będzie odbierała produktu. Konieczny jest dialog z sektorem bankowym, by się nie przestraszył – to nadal bardzo dobre, potrzebne inwestycje, wymagające jednak więcej zrozumienia. Powyższe, zasadniczo trudne zmiany, pomimo przejściowych niedogodności, są dobre i dla wytwórców energii z OZE, i dla jej odbiorców, i dla całej branży PV – jednak, jeśli ta się nie dostosuje, zostanie zmarginalizowana.
Rozmawiała Marta Wierzbowska-KujdaRedaktor naczelna, sozolog
Artykuł jest częścią publikacji Teraz Środowisko "Energetyka słoneczna w Polsce 2024. W tyglu zmian".
