Moduły będą tańsze, ale czy wystarczy dla wszystkich?
Marta Walendzewicz, CFO w firmie Menlo Electric, jednym z największych polskich dystrybutorów komponentów instalacji PV, w rozmowie z portalem Gramwzielone.pl prognozuje, że już w pierwszym kwartale przyszłego roku można będzie liczyć na obniżki cen modułów. Powód to malejące ceny frachtu. Ale jest też zła wiadomość: – Możliwe, że na polskim rynku zacznie brakować modułów, zwłaszcza tych najbardziej pożądanych o wysokiej sprawności n-type – przyznaje Walendzewicz. Czego jeszcze mogą spodziewać się inwestorzy?
Gramwzielone.pl: Na początku tego roku Menlo Electric podawało, że w tym roku planuje dystrybucję 400 MW modułów fotowoltaicznych. Jak zawirowania na polskim rynku PV wpłynęły na realizację tych planów?
Marta Walendzewicz: – 400 MW sprzedanych modułów mamy już przekroczone, być może uda się zobaczyć „5” z przodu na koniec roku. Ale nie było łatwo – koniec systemu opustów stanowił dla całej branży moment próby.
Od początku istnienia Menlo Electric bardzo mocno stawialiśmy na dywersyfikację geograficzną sprzedaży. Już w 2021 roku prowadziliśmy sprzedaż na 15 rynkach. W tym roku podwoimy tę liczbę. Ponad 70 proc. naszej sprzedaży kierujemy poza Polskę. Ten zasięg działalności pozwolił nam się uchronić przed efektami spowolnienia na polskim rynku w drugim kwartale.
Jednym z gorętszych tematów na rynku fotowoltaicznym jest wzrost cen modułów. W trakcie naszej czerwcowej rozmowy na pytanie o spadek cen paneli fotowoltaicznych odpowiedziała Pani, że w 2022 roku nie można na to liczyć. Jednak w ostatnich miesiącach ceny frachtu z Chin wróciły już prawie do poziomu sprzed pandemii. Czy znalazło to jakieś odbicie w cenach falowników i paneli importowanych z Chin?
– Co do modułów, to od czasu naszej rozmowy ich ceny zauważalnie wzrosły, osiągając szczyt w okolicy września i października. Wydaje się jednak, że podwyżki mamy już za sobą. Pomimo że koszty produkcji modułów utrzymują się na wysokim poziomie, to spadek cen frachtu pozwala liczyć na obniżki cen w pierwszym kwartale przyszłego roku.
Czy trend spadkowy utrzyma się przez cały 2023 rok?
– Trudno powiedzieć. Po stronie podaży oddawane są nowe moce produkcji krzemu, ogniw i modułów. Jednak prawdziwą niewiadomą jest strona popytowa, zwłaszcza w Chinach. W tym roku inwestycje w fotowoltaikę były ograniczone przez braki falowników, co osłabiło popyt i złagodziło wzrosty cen modułów. Jeżeli falowniki będą bardziej dostępne w przyszłym roku, to popyt może znów wyprzedzić podaż, windując ceny.
Warto przypomnieć, że poprzedni szczyt cenowy przypadł na przełom grudnia i stycznia zeszłego roku. Bloomberg New Energy Finance przewidywał wówczas, że ceny będą spadać przez cały 2022 rok. Potem faktycznie ceny obniżyły się w pierwszym kwartale, by znów zacząć rosnąć w drugim kwartale i osiągnąć nowe szczyty w trzecim kwartale. Ten wzorzec może się powtórzyć w 2023 roku.
A co z cenami falowników?
– Nie widzimy żadnych oznak, żeby ich ceny miały przestać rosnąć.
Co jest teraz największym wyzwaniem, jeśli chodzi o rynek paneli i falowników w Polsce?
– Polski rynek podlega wielu tym samym trendom co rynek globalny. Największym problemem są braki falowników, zwłaszcza na duże instalacje przemysłowe i farmowe (50 kW+). Nieco lepsza, ale wciąż niezadowalająca jest sytuacja z falownikami w segmencie 10–50 kW, czyli dla małych i średnich przedsiębiorstw. To są obecnie najpoważniejsze bariery w rozwoju fotowoltaiki i to nie tylko w naszym kraju.
Co do modułów, to kończy się rok, gdy na polskim rynku panowała nadpodaż modułów i ceny były znacznie niższe niż w innych państwach Europy. Wynikało to z przekontraktowania polskich dystrybutorów i spadku popytu na rynku od drugiego kwartału.
Teraz widzimy, że wielu dystrybutorów nie podpisało znaczących kontraktów na przyszły rok. To może oznaczać, że jeżeli rynek „ruszy”, to na polskim rynku zacznie brakować modułów. Zwłaszcza najbardziej pożądanych modułów o wysokiej sprawności n-type.
Dlaczego?
– Stoimy u progu przejścia z modułów p-type na bardziej wydajne moduły n-type. Będzie to zmiana o znaczeniu podobnym do przejścia z modułów polikrystalicznych na monokrystaliczne. Moce wytwórcze będą racjonowane przez producentów między głównych deweloperów i dystrybutorów. To oznacza problemy z dostępnością tych modułów przez pierwszych kilkanaście miesięcy, przynajmniej u mniejszych dystrybutorów.
Co radziliby Państwo deweloperom i instalatorom?
– Przy obecnych i prognozowanych cenach energii elektrycznej koszt ewentualnego opóźnienia realizacji inwestycji w fotowoltaikę jest bardzo wysoki. Chodzi głównie o utracone przychody lub oszczędności wynikające z opóźnienia startu produkcji. Na tak zmiennym rynku, przy tak poważnych problemach z dostępnością komponentów warto więc zabezpieczyć dostawy zawczasu.
Widzimy, że nasi zagraniczni klienci już tak do tego podchodzą. Według symulacji Rystad Energy przy obecnych cenach energii elektrycznej w państwach takich jak Niemcy, Wielka Brytania, Francja i Włochy instalacja PV potrafi zwrócić się w mniej niż rok. Opóźnienie jej budowy np. o dwa miesiące to realna strata przychodów w wysokości około 15–20 proc. jej wartości. Odkładnaie zakupów ze względu na potencjalną oszczędność np. 3 proc. przy zakupie komponentów to z tego punktu widzenia kiepski hazard.
A co z magazynami energii?
– Frapuje nas mała popularność falowników hybrydowych w Polsce. Co prawda obecny sposób rozliczania prosumentów nie zachęca do instalacji hybryd i magazynów energii, jednak od 1 lipca 2024 prosumenci będą rozliczani na zasadzie taryf dynamicznych. Będzie opłacało się magazynować energię produkowaną w środku dnia (gdy wysoka podaż energii z fotowoltaiki będzie obniżać ceny) i sprzedawać ją w szczycie popołudniowym (gdy ceny będą wyższe). Żeby móc magazynować energię, trzeba mieć nie tylko magazyn energii, ale i falownik hybrydowy. Dlatego dokupienie magazynu energii najbardziej opłaca się, gdy uprzednio zainstalowano już falownik hybrydowy.
Instalacja hybryd już teraz jest zresztą opłacalna nie tylko dla klientów, ale też dla instalatorów. Zachęcamy instalatorów do oferowania i montowania hybryd, gdyż dzięki temu za 2 lata będą mogli tym samym klientom doinstalować magazyn energii – a tym samym zarobić podwójnie. A koszt zestawu bateryjnego potrafi przekroczyć wartość instalacji PV. Warto dodać, że w Niemczech i Włoszech magazyny energii są dodawane do 80 proc. instalacji. W Austrii i Wielkiej Brytanii – do około połowy. Inne kraje podążają za tym trendem. Jest o co walczyć.
Kilka miesięcy temu prognozowała Pani, że po spowolnieniu w drugim kwartale podwyżki cen energii elektrycznej pobudzą rynek fotowoltaiki w Polsce. Czy tak się stało i czy w prognozowanym przez Panią zakresie?
– Wbrew wielu obiegowym opiniom wywołanym spowolnieniem na rynku mikroinstalacji ten rok zapowiada się na rekordowy w rozwoju fotowoltaiki w Polsce. Według danych Agencji Rynku Energii w zeszłym roku dodaliśmy do systemu nieco ponad 3,7 GW mocy z PV. W tym roku prawdopodobnie przekroczymy 4 GW.
Natomiast inny jest miks tych instalacji. Dużo większy jest udział instalacji powyżej 50 kW. W rezultacie średnia moc instalacji wyniosła w sierpniu prawie 14 kW, wobec niecałych 9 kW w kwietniu. Co więcej, także w segmencie do 50 kW średnia wielkość instalacji się zwiększa. Według danych Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej w 2020 roku było to średnio 6,5 kW. Dziś jest to niemal 9 kW. To wskazuje na wzrost udziału instalacji w przedsiębiorstwach.
Skoro w tym roku czeka nas kolejny rekord instalacji, to skąd percepcja dotycząca spowolnienia i słabszej kondycji rynku?
– Prawdopodobnie wynika to ze spowolnienia na rynku mikroinstalacji dla klientów indywidualnych, czyli w najbardziej „medialnym” segmencie rynku. To spowolnienie pociągnęło za sobą również duże przetasowania wśród instalatorów.
Już zeszły rok, choć rekordowy z perspektywy całego rynku (400 tys. zamontowanych mikroinstalacji), był niezwykle trudny dla największych instalatorów. Z dużych graczy bodaj tylko Edison Energia (teraz Polenergia Fotowoltaika) i Sunday Polska osiągnęły dodatni wynik finansowy. Nic więc dziwnego, że gdy w 2022 roku przyszło spowolnienie, wiele firm utraciło płynność, co przełożyło się na negatywną percepcję kondycji branży.
Czego polska branża fotowoltaiczna powinna sobie życzyć w 2023 roku?
– Mocno kibicujemy planom ekspansji międzynarodowej polskich graczy. Dynamika krajowego rynku pozwoliła wielu firmom zbudować fundamenty, dzięki którym taka ekspansja stała się możliwa.
R.Power rozwija portfolio projektów farmowych m.in. w Portugalii i we Włoszech. Corab i Energy5 są coraz bardziej rozpoznawalnymi w Europie markami systemów montażowych. Wspomniane Polenergia Fotowoltaika i Sunday Polska, a także Columbus należą do największych instalatorów prosumenckich na kontynencie i mogą z powodzeniem myśleć o wejściu na duże rynki mikroinstalacyjne. W dystrybucji oprócz nas za granicą coraz lepiej radzi sobie Keno Energy.
Katarzyna Bielińska
katarzyna.bielinska@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy Gramwzielone.pl Sp. z o.o.
