IHS Markit podtrzymuje prognozę dotyczącą powstania 181 GW nowych mocy w fotowoltaice w 2021 r. Dla porównania eksperci PV Magazine przewidują, że przyrost będzie niższy i wyniesie 156 GW. Sytuacja ma poprawić się w 2022 r., jednak popyt będzie determinowany nierównomiernym wzrostem kosztów instalacji na różnych rynkach.

Obecna sytuacja na rynku stanowi zagrożenie, ale na razie jest zbyt wcześnie wyrokować, jakie będzie miała konsekwencje, ponieważ sektor fotowoltaiczny mierzył się wcześniej z innymi kryzysami np. związanym z pandemią koronawirusa i wykazał się niezwykłą odpornością.

Ceny surowców do produkcji modułów zaczęły rosnąć w lipcu 2020 r., co przełożyło się na ich wartość w czwartym kwartale tego samego roku. Rynek oczekiwał, że ceny zaczną spadać już od drugiego kwartału 2021 r. Doszło jednak to sytuacji odwrotnej. W drugim kwartale odnotowano kolejne wzrosty cen surowców w tym polikrzemu, miedzi czy stali. Wzrost konsumpcji wywiera dodatkową presję na producentów modułów, którzy część wzrostów cen przenoszą na klientów. Z drugiej strony podejmują działania, które mają nie dopuścić do “przegrzania” rynku.

W sytuacji wysokich cen ogniw PERC obserwowany jest wzrost zainteresowania ogniwami BSF (Back Surface Field), które właściwie zaczęto wycofywać z rynku. Szczególnie jest to widoczne na rynkach np. na Bliskim Wschodzie i Indiach, co przełożyło się na wzrost cen. Zdaniem ekspertów IHS Markit, wzrost popytu i cen na ogniwa BSF ma charakter krótkookresowy i będą one dalej wycofywane z rynku ze względu na niższą wydajność.

Chociaż nierównowaga w bilansie handlowym Chin i Zachodu nie jest nowym zjawiskiem to nagły wzrost popytu na rynkach zachodnich spowodowany m.in. luzowaniem obostrzeń związanych z epidemią koronawirusa, zaczął stanowić wyzwanie dla logistyki dostaw. W ciągu trzech ostatnich kwartałów koszty frachtu z Chin czy obu Ameryk do Europy wzrosły 3-4 krotnie. Według ekspertów IHS sytuacja nie ulegnie poprawie w 2021 r. To ma przełożenie na wszystkie sektory (m.in., półprzewodników, motoryzacji, elektroniki). Jak wynika z najnowszego badania IHS Markit, czas dostaw był najdłuższy od ponad 20 lat. Największe opóźnienia odnotowano w Europie, Stanach Zjednoczonych i Tajwanie. Fotowoltaika jest jednym z najbardziej dotkniętych sektorów, głównie ze względu na dużą koncentrację produkcji modułów w Chinach. Koszty frachtu i długie czasy realizacji dostaw mogą stanowić wyzwanie dla ukończenia projektów fotowoltaicznych w 2021 r., opóźniając ich realizację do 2022 r.

Ekstremalna fluktuacja cen surowców, cen modułów i kosztów transportu nie pomaga producentom ani deweloperom w finalizowaniu kontraktów, których warunki zmieniają się niemal z tygodnia na tydzień. W poprzednich latach w przypadku gdy popyt spadał w okresach letnich, a rosły zapasy, to spadające ceny wyzwalały impuls do zakupów. Jak przekonują eksperci, nawet gdyby w tym roku zapasy modułów zaczęły rosnąć, a producenci byliby skłonni obniżyć, marże to i tak miałoby to niewielki wpływ na koszty dla dewelopera projektu. Wysokie ceny komponentów i dostaw mają bezpośrednie przełożenie na CAPEX i IRR inwestycji, a ich poziom ma utrzymać się w 2021 r. Zdaniem ekspertów może to być pierwszy rok, gdy średni globalny CAPEX na fotowoltaikę może nie utrzymać trendu spadkowego obserwowanego w ostatnich latach.

Mimo, że deweloperzy starają się maksymalnie opóźnić zamówienia, to znaczna część portfela projektów jest realizowana w ramach umów PPA lub programów, które wymagają ukończenia w 2021 r. W niektórych przypadkach deweloperzy akceptują niższe IRR niż pierwotnie zakładano.

Zdaniem ekspertów IHS Markit Europa i Indie są tymi regionami, które mogą być najbardziej dotknięte przez obecną sytuację na rynku fotowoltaiki. W obliczu dynamicznie rozwijającego się sektora energetyki słonecznej w Europie wysokie ceny i długi okres dostawy oraz ograniczone możliwości negocjacji kontraktów mogą sparaliżować realizację projektów.

Źródło: PV Magazine

Redakcja GLOBEnergia