Bardzo szybki rozwój polskiej branży PV rodzi nowe wyzwania – po pierwsze: wzrost zatrudnienia i rozwój kadr

Ostatni raport IEO wykazał, że fotowoltaika jest w zasadzie jedyną branżą w OZE i w całej elektroenergetyce, która dynamicznie się rozwija i nie jest to rozwój jedynie zapowiadany, ale oparty o twarde dane. Wskazał też na wyzwania formułowane przez uczestników rynku, w tym wołanie o kadry.

W ub. roku moc elektrowni PV na świecie przekroczyła 500 GW, w UE – 100 GW, w Polsce 0,5 GW i wszędzie był to najszybciej rosnący sektor w energetyce. Wg raportu IEO „Rynek Fotowoltaiki w Polsce ’2019” przyrost krajowych mocy PV w 2018 roku wynosił 90%, a w br. tempo wzrostu przekroczy 200%. Zgodnie z przewidywaniami IEO w 2019 roku przybędzie 1 GW nowych, a moc skumulowana instalacji fotowoltaicznych na koniec 2019 roku może wynieść 1,5 GW. Pod względem mocy zainstalowanej branża PV stanie się drugą technologią elektryczną OZE, po energetyce wiatrowej (obecnie ustępuje jeszcze energetyce wodnej i biomasie). W efekcie wartość rynku inwestycji PV przekroczy 3,5 mld zł.

 

Rynek fotowoltaiczny stanie się głównym obszarem inwestycji w energetyce odnawialnej (licząc łącznie z sektorami ciepła i biopaliw). Na koniec br. Polska może znaleźć się na 4 miejscu (4, ew. 5 lub 6) pod względem rocznych przyrostów mocy fotowoltaicznych w UE. Rok 2019 i kolejne wydają się niezwykle atrakcyjne dla inwestorów i dostawców rozwiązań na rynku PV w Polsce. 

Czy młoda, niezwykle szybko rosnąca (i przez to rozpychająca się na rynku) branża, narażona na reakcje zasiedziałej konkurencji i niespodzianki regulacyjne udźwignie takie wyzwanie? Jednym z problemów jest finansowanie. Efektem samego systemu aukcyjnego (farmy PV o mocy mniejszej od 1 MW) może być blisko 5 mld zł inwestycji w farmy fotowoltaiczne, z czego ponad 2 mld w tegorocznej planowanej aukcji (inwestycje te będą jednak rozłożone na lata 2020-2021). Ale mobilizacja w ciągu zalewie roku (tabela 1) 3,5 mld zł. na inwestycje (taką skalę inwestycji przewiduje IEO) byłaby sama w sobie wyzwaniem dla wszystkich polskich grup energetycznych i może się odbyć tylko przy szerokim udziale   sektora bankowego (o tym było więcej w poprzednim artykule „Rośnie rola fotowoltaiki i finasowania bankowego w energetyce”). Ale to nie jedyne wyzwanie.

O tym jak na wyzwania rynkowe patrzy sama branża informują przytaczane w raporcie IEO wyniki bezpośredniego badania wiodących firm z brązy PV. W badaniach wzięło udział 15 firm, które prowadzą działalność w różnym zakresie i w różnych miejscach łańcucha dostaw:

• Producenci urządzeń (paneli PV i konstrukcji montażowych)
• Dystrybutorzy
• Wykonawcy (EPC) dużych inwestycji oraz instalatorzy,
• Inwestorzy

Zadaniem przedstawiali branży PV, aktualnie wyzwaniem dla firm wykonawczych będzie realizacja projektów po wygranych aukcjach. Projekty PV mają (wymogi systemu aukcyjnego) najbardziej ograniczony czas na realizację -do 18 miesięcy, w związku z czym niezwykle istotne stają się zdolności wykonawcze w branży. Ankietowane firmy wykazały znaczące zdolności wykonawcze, ale poważniejsze problemy stwarzają wydłużające się cykle inwestycje oraz bariery, z którymi musza się borykać inwestorzy, w tym problemy związane m.in. z uzyskaniem promesy koncesji i koncesji, czy warunków przyłączenia. Jednocześnie firmy musza się też odnaleźć w innych segmentach rynku PV.

Według ankietowanych firm największą grupą odbiorców instalacji PV w perspektywie do 2030 r. będą nadal prosumenci indywidualni, czyli gospodarstwa domowe, jednak ich udział będzie spadał z ponad 50% w 2019 roku do niecałych 45% w 2030 r. na korzyść segmentu prosumentów biznesowych, których udział w 2030 r. wzrośnie do prawie 30%. Ze względu na wzrost cen energii w szczególności dla firm z sektora MŚP będących na taryfach C, firmy z rynku PV dostrzegły rosnące zainteresowanie wśród prosumentów biznesowych instalacjami fotowoltaicznymi i postrzegają ich jako potencjalnych przyszłych klientów. Udział inwestycji PV w samorządach prognozuje się na stabilnym poziomie około 10 %, nieznacznie rosnącym w perspektywie do 2030 roku. W 2019 roku udział inwestorów w systemie aukcyjnym i prosumentów biznesowych (commercial) będzie na poziomie około 20 %. Udział segmentu farm fotowoltaicznych realizowanych w systemie aukcyjnym wg ankietowanych firm wynosi niespełna 20%. 

Z badań kwestionariuszowych wynika, że rynek fotowoltaiczny będzie wykazywał coraz większe zapotrzebowanie na nowe miejsca pracy. Aż 80% firm wyraziło chęć rozwoju w ten sposób - rysunek 1. 

Rys. 1 Perspektywy rozwoju firmy biorących udział w badaniu rynku PV. Oprac. IEO

Ponad połowa ankietowanych planuje zwiększenie zdolności produkcyjnych lub wykonawczych. 40% firm zamierza wprowadzić innowacje np. rozwój informatycznego systemu nadzoru produkcji lub usługi Smart Home. Tyle samo ankietowanych przedsiębiorstw zamierza rozszerzyć działalność firmy na inne sektory np. zarządzanie energią bądź uruchomić eksport swoich produktów. Jedna trzecia firm chciałaby ubiegać się o dotacje na rozwój lub pożyczkę na zakup urządzeń.

Firmy PV muszą tez sprostać nowym oczekiwaniom klientów. Niestety oni też coraz częściej wymagają od dostawców zapewnienia finansowania – rysunek 2. 

Rys. 2 Oczekiwania klientów wg firm biorących udział w badaniu rynku PV. Oprac. IEO

Nawet jeżeli banki otwierają się już na możliwość finansowania budowy fotowoltaiki, to stawiają odpowiednio wysokie wymogi techniczne i jakościowe potwierdzone analizą produktywności. Zweryfikowana wielkość produkcji energii z farmy fotowoltaicznej jest podstawowym parametrem oceny projektów przez banki. A to stawia pytanie o kadry (u deweloperów, inwestorów, ale także w bankach) i zdolności wyboru i pozyskania technologii o odpowiedniej jakości i wydajności, w szczególności w wymagających projektach aukcyjnych. Prosumenci i autoproducenci zwracają uwagę na optymalny dobór instalacji do zużycia oraz są zainteresowani dodatkowo instalacją magazynów energii lub ciepła. Wymaga to od dostawców znajomości innych niż PV technologii oraz – wraz z wychodzeniem z systemów wsparcia i wchodzeniem na rynek (prosument biznesowy, umowy sprzedaży typu PPA) - głębokiej znajomości rynku energii i taryf. 

Skąd dla tak szybko i szeroko rosnących wymagań kompetencyjnych i zdolności wykonawczych pozyskać kadry? Jest to jedno z najpoważniejszych wyzwań i być może kluczową barierą wzrostu sektora PV. Wobec spowolnienia w latach 2015-2018 całego sektora OZE (za wyjątkiem PV) i  postawienia rządu na energetykę węglową, młode kadry wykształcone w specjalnościach OZE przepłynęły do energetyki węglowej, w szczególności do państwowych koncernów energetycznych. Tracą tam zdobyte kompetencje jeśli chodzi o nowe technologie (co najwyżej uczestniczą w eksploatowaniu elektrowni wodnych i biomasowych) ale póki co bardzo dobrze zarabiają. Wg GUS, przy przeciętnym wynagrodzeniu w ub. roku (ze świadczeniami) wynoszącym 4863 zł, wynagrodzenie w sektorze wydobycia węgla wynosiło  10.338 zł, a w sektorze wytwarzania energii elektrycznej, gazu i ciepła 7.051 zł (zbliżona branża wodociągi i kanalizacja – 4.749 zł). Tam gdzie chodzi o innowacyjność – w sektorze produkcji urządzeń było to 7.906 zł, a w edukacji która kształci kadry na przyszłość– 4.500 zł. Dopóki (odpukać – gdy chodzi o wciąganych w tryby niskiej innowacyjności pracowników i wypomnieć – gdy chodzi o twórców krótkowzrocznej  koncepcji społeczno-gospodarczego rozwoju) nie zaczną się zbiorowe zwolnienia w tradycyjnej energetyce, trudno będzie pozyskać kadry dla OZE i zapewnić płynne przechodzenie fachowców ze strukturalnie nieinnowacyjnych koncernów do mniejszych, innowacyjnych firm, gdzie zarobki nie przekraczają 4.000 zł.  

A potrzeby w tym zakresie (i ryzyka pozostania polskiej gospodarki i energetyki poza światowymi i unijnymi trendami rozwojowymi) są olbrzymie. Sam przyrost mocy o 1 GW w ciągu roku w systemach fotowoltaicznych powinien doprowadzić do wzrosty zatrudnienia o 3000 pełnych etatów w całym łańcuchu dostaw (łączne z krajową produkcją urządzeń). Oznacza to 3-krotny wzrost zatrudnienia (z ok 1,5 tys. pełnych etatów w 2018 roku) do 4,5 tys. etatów w 2019 roku. Nie wiadomo co w tej sprawie (tworzenie krajowych miejsc pracy i zapewnienia wysokiego tzw. „Polish content” w dostawach) zrobił rząd wiedząc o 2,5 mld zł dotacji z RPO na energie słoneczną, ogłaszając znaczące wolumeny aukcyjne na energetykę wiatrową i PV oraz zakładając w polityce energetycznej wzrost mocy fotowoltaicznych do 20 GW w 2030 roku? Obniżeniu poziomu innowacyjności technologicznej i zarządczej w całej energetyce (i to wtedy gdy dokonuje się globalna przebudowa technologiczna energetyki) towarzyszy deficyt kadr menadżerskich skłonnych do podejmowania wyzwań związanych  innowacyjną przebudową energetyki.

Jedynym wyjściem wydają się szybkie profesjonalne szkolenia w tych obszarach energetyki, które autentyczne się rozwijają i będą rozwijać w sensie dynamicznego i trwałego przyrostu inwestycji. Do takich należy fotowoltaika i ciągle energetyka wiatrowa (lądowa i morska), a w znacznie mniejszym stopniu inne  technologie OZE o mniejszym potencjale rozwojowym. Niestety nie należy do nich absolutnie energetyka węglowa, która przejęła kadry i ulokowała je w obszarze absolutnie nieperspektywicznym. Skierowała też w złym kierunku uczelnie techniczne i ekonomiczne, uniemożliwiając im udział w programach badawczych UE – więcej w artykule  „Za mało innowacji w energetyce”.

Odbudowa kształcenia średniego i wyższego w energetyce potrwa i musi minąć kolejne 5-10 lat, aby nowe, dobrze przygotowane kadry mogły wejść na rynek. Rozwiązaniem wydają się kursy dokształcające, a przede wszystkim studia podyplomowe. Megatrendy i sytuacja na rynku każą zadać pytanie, czy warto uczyć w tym samym stopniu wszystkich technologii OZE, tak jak było do tej pory. Czy warto uczyć energetyki wiatrowej lądowej (tu w Polsce restrykcyjne prawo w znacznej części wygrało z technologią)? Czy warto uczyć o elektrowniach geotermalnych jeżeli w Polsce ich nie będzie co najmniej przez dekadę? Czy ma sens włączanie do programów studiów podyplomowych bloków dydaktycznych o czystym węglu i energetyce jądrowej? 

Wąskie programy nauczania w obszarach schyłkowych lub nazbyt ogólne koncepcje nauczania przynoszą frustracje społeczne, a brak zainteresowania poznawaniem przyszłościowych technologii może prowadzić do błędnego koła, które wciąga zasoby finansowe państwa i kapitał ludzki w „czarną dziurę”. Proponuję ankietę dla osób, które albo są zainteresowane wzmocnieniem jakościowym kadr w fotowoltaice i w najbardziej perspektywicznych technologiach OZE, albo uważających że OZE są przyszłościowym rozwiązaniem, ale warto poznać (nawet pobieżnie) wszystkie rozwiązania z tego zakresu (przez co będzie mniej czasu na te przyszłościowe,  z potencjałem). Pytanie brzmi: czy rynek już dojrzał aby organizować studia podyplomowe (np. 180 godzin) o profilu technicznym i ekonomicznym ograniczone wyłącznie do:

1.  Fotowoltaiki (wszystkie segmenty rynku)
2. Fotowoltaiki i energetyki wiatrowej (nowe technologie, bez procesów spalania paliw
3. Wszystkich technologii OZE

Dostęp do ankiety [pod tym linkiem]. O wynikach poinformuję w kolejnym artykule. 
 

Rośnie rola fotowoltaiki i finasowania bankowego w energetyce

Zamrożenie cen energii na poziomie ub. roku, w ciągu zaledwie kilku miesięcy pokazało skalę braku konkurencyjności polskiej energetyki wobec krajów mających niższe koszty. Stabilizacja cen energii nie jest już problemem dla unijnej energetyki, tymczasem w Polsce spowodowała  dalsze gwałtowne spadki wartości giełdowej państwowych firm energetycznych - o ok. 20% oraz wyraźny spadek zysków. To z kolei zdecydowane ogranicza możliwości inwestowania przez koncerny w technologie trwale obniżające koszty energii w systemie energetycznym (i ceny dla odbiorców energii) i stopniową poprawę konkurencyjności. Pomimo zastoju inwestycyjnego w energetyce, gwałtownie rośnie – bez udziału koncernów - rynek inwestycji w fotowoltaikę, którego wartość już w 2019 roku przekroczy 3,5 mld zł, a jednocześnie rośnie jednocześnie rola systemu bankowego. Stwarza to warunki na racjonalizację kosztów i decyzji inwestycyjnych i daje szansę na długo-wyczekiwaną transformację energetyczną.

Wg informacji prezesa URE, na podstawie ankiet z ub. roku nt. planów inwestycyjnych koncesjonowanych przedsiębiorstw energetycznych w nowe moce wytwórcze w latach 2018-2032 (chodzi o źródła o mocach powyżej  50 MW), w br. miało powstać 1,8 GW nowych mocy w energetyce konwencjonalnej (węgiel i gaz) i wiatrowej. Państwowe firmy nie rozważały istotnych inwestycji w fotowoltaikę (PV). Szacowane nakłady inwestycyjne miały  zdecydowanie wzrosnąć i wynieść ponad 9 mld zł.  Ostatni  biuletyn informacyjny GUS wskazuje jednak, że pomimo zapowiedzi stopa inwestycji w duże źródła do wytwarzania energii elektrycznej dalej (już kilka lat z rzędu) spada i powyższe plany inwestycyjnej w br. nie zostaną zrealizowane.

W tej sytuacji od kilku lat rosnąć powinny inwestycje w OZE, które niestety od 2016 roku zamiast rosnąć spadają. Wg EurObserv’ER w 2017 roku łączne obroty w krajowym sektorze OZE (energia elektryczna + ciepło+ paliwa transportowe) wyniosły 14 mld zł, w tym ok. 5 mld zł to obroty w sektorze wytwarzania energii elektrycznej (wartość inwestycji plus energii) - tabela 1 (dane w mln euro)

W całej UE obroty na rynku OZE wyniosły 155 mld euro. Największe obroty (powyżej 10 mld euro) miały miejsce w energetyce wiatrowej, biomasie, pompach ciepła, biopaliwach i fotowoltaice (w tabeli zaznaczono inwestycje w te technologie OZE w krajach członkowskich UE, które  przekroczyły 1 mld euro). Krajowe obroty w UE stanowiły 2,2% , a największy udział miały biopaliwa i biomasa, podczas gdy technologie obniżające koszty energii elektrycznej - na tle całej UE-  miały znikomy udział: energetyka wiatrowa -1,4%, fotowoltaika – tylko 0,7%. Obroty w sektorze PV w ramach całego krajowego sektora OZE stanowiły w Polsce 2,4% (co i tak oznacza istotny wzrost), podczas gdy np. w Niemczech, Włoszech, Wielkiej Brytami, Belgii i Holandii wynosiły one od 10 do 20%.

Już od pewnego czasu jest wiadomym, że czym mniej energii wiatru i fotowoltaiki w miksie energetycznym, tym droższa jest energia elektryczna. Jak spowodować aby przy coraz bardziej ograniczonych środkach własnych sektora energetycznego na inwestycje zwiększać udział technologii OZE obniżających koszty energii i poprawiających konkurencyjność firm energetycznych?  Odpowiedź jest oczywista- tylko banki mogą sfinansować tak potężne potrzeby energetyczne. Ale banki nie będą finansować budowy źródeł niekonkurencyjnych pod względem kosztów wytwarzania energii, prawo bankowe jest pod tym względem jest bardziej restrykcyjne niż prawo spółek handlowych które czesto podejmują decyzje motywowane politycznie, a nie ekonomicznie..

Banki krajowe, podobnie jak europejskie, coraz częściej obierają strategię proekologiczną i zaprzestają współpracy oraz finansowania inwestycji i firm nieprzyjaznych środowisku. Początkowo banki sceptycznie podchodziły do finansowania inwestycji w OZE, mając w pamięci złe doświadczenia z inwestycji farm wiatrowych, w ramach których zawiódł system wsparcia tzw. zielonymi certyfikatami. Aktualnie banki odchodzą od finasowania inwestycji w paliwa kopalne i coraz bardziej otwierają się na finansowanie OZE, zwłaszcza tych najtańszych. Przykładem jest mBank, który od 1 kwietnia 2019 nie finansuje nowych kopalni węgla i bloków energetycznych opalanych węglem oraz energetyki atomowej. Nie będzie też nawiązywać relacji z firmami, w których udział energii elektrycznej z tego surowca wynosi ponad 50%. Podobnie ING Bank Śląski zamyka się na finansowanie nowych elektrowni węglowych oraz wprowadza do swojej oferty tzw. ekokredyty. Kolejne banki ogłaszają strategie służące zwiększonemu zaangażowaniu w finansowanie OZE, a w szczególności inwestycji w budowę farm fotowoltaicznych (tzw. „utility scale”), które wygrały aukcje OZE oraz inwestycji w segmencie prosumenckim, autoproducenckim w przemyśle i usługach (tzw. „commercials”).

Coraz większe zainteresowanie konsumentów energii elektrycznej możliwością produkcji energii na własne potrzeby pociąga za sobą potrzebę powstania nowych produktów finansowych na rynku, skierowanych bezpośrednio do podmiotów chcących stać się prosumentami, czy prosumentami biznesowymi.  Banki wychodząc naprzeciw prosumentom oferują różnego rodzaju ekopożyczki, zazwyczaj przeznaczone bezpośrednio na zakup i montaż paneli fotowoltaicznych. Na przykład Bank PKO BP oferuje Ekopożyczkę PKO na zakup paneli fotowoltaicznych.

W ramach Funduszu Gwarancyjnego wsparcia innowacyjnych przedsiębiorstw europejskiego Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój (POIR) Bank Gospodarstwa Krajowego realizuje instrument finansowy Gwarancja Biznesmax. Jest to bezpłatna gwarancja spłaty kredytu oraz możliwość otrzymania dopłaty do oprocentowania kredytu objętego gwarancją. Gwarancja może być przeznaczona na zabezpieczenie kredytów finansujących rozwój działalności gospodarczej firm z sektora MŚP, w tym inwestycje w odnawialne źródła energii. Zakres gwarancji może obejmować  do 80% kwoty kredytu,  maksymalna kwota gwarancji to 2,5 mln euro a maksymalny okres gwarancji 20 lat. Chęć skorzystania z podobnego instrumentu zgłaszają także inwestorzy planujące budowę dużych farm fotowoltaicznych poza system aukcyjnym (PPA), którzy chcą obniżyć ryzyko wchodzenia na przeregulowany rynek energii.

Rosnące ceny energii, spadek zdolności firm energetycznych do realizacji wielkonakładowych inwestycji w paliwa kopalne oraz polityka banków do odchodzenia od paliw kopalnych w kierunku OZE, a w szczególności fotowoltaiki, zmienia diametralnie strukturę inwestycji także w krajowej energetyce. Wiele wskazuje na fakt, że już w tym roku fotowoltaika stanie się wiodącym obszarem inwestycji. Potwierdza to najnowszy raport IEO „Rynek fotowoltaiki ‘2019”. Poniżej  przedstawiono szacunki IEO dotyczące inwestycji (w różnych segmentach sektora fotowoltaicznego) w całym 2019 roku oraz obroty na rynku energii elektrycznej z PV – tabela 2.

Wartość rynku inwestycji PV przekroczy 3,5 mld zł, a łączne obroty, łącznie z wartością energii wytworzonej w 2019 roku przekroczą 4 mld zł. A wobec spadku obrotów na rynku biomasy i biopaliw, fotowoltaika już w br. stanie się wiodącym obszarem energetyki odnawialnej (por. tabela 1), a być może także w całej krajowej elektroenergetyce.  Wg IEO, Polska z nowymi mocami rzędu 1 GW,  już w br. stanie się 4-tym krajem w UE (po przyspieszającej inwestycje Hiszpanii, Niemczech, Francji, ale przed Włochami) pod względem inwestycji w fotowoltaikę. To w dużej mierze zasługa finansowania bankowego. Dotyczy to zarówno  finansowania prosumenckich - wspieranych także dotacjami RPO, jak i  autoproducentów i farm fotowoltaicznych, także tych które zaczną sprzedawać energię na zasadach rynkowych.

W szybkorosnącej branży PV inwestycje dominują nad przychodami ze sprzedaży energii (są siedmiokrotnie wyższe). Jest to sytuacja diametralnie odmienna od całej energetyki, gdzie realne nakłady inwestycyjne to co najwyżej jedna siódma wartości sprzedanej energii i ta relacja ciągle się pogarsza. Poza tym inwestycje w energetyce realizowane są głównie na papierze, podczas gdy inwestycje w fotowoltaice mają charakter realny (dzięki krótkim cyklom inwestycyjnym trafiają do statystyk gdy są zmaterializują, a nie wtedy gdy koncerny ogłaszają ze zamierzają rozpocząć kolejną wielką budowę bez gwarancji jej ukończenia). Skala inwestycji w OZE, a zwłaszcza „szybkich” inwestycji w fotowoltaikę z coraz szerszym zaangażowaniem sektora bankowego zmieni  znacznie szybciej strukturę krajowego miksu energetycznego niż wynikałoby to z oficjalnych zapowiedzi w stylu „jeszcze długo węgiel będzie filarem polskiej energetyki”. Kontynuacja inwestycji w OZE spowoduje, że ani nowe elektrownie węglowe ani jądrowe nie zmieszczą się na rynku (w tzw. merit order), a kierowanie środków na te cele będzie pozbawiane znamion racjonalności gospodarczej. Nie oznacza to oczywiście, że istniejące zasoby wytwórcze energetyka węglowej nie będą jeszcze przez maksimum 10-20 lat filarem bezpieczeństwa energetycznego państwa, ale trudno sobie wyobrazić jakiekolwiek dalsze inwestycje w energetykę węglową, a tym bardziej w jądrową.

Polskie koncerny pod wpływem okoliczności zewnętrznych i banków (też państwowych) będą musiały (tak jak już uczynił to Tauron) zmienić strategie inwestycyjne i nie tylko wrócić do inwestycji w energetykę wiatrowa, ale także w dotychczas ignorowaną fotowoltaikę. Tego zwrotu ani zarządy ani udziałowcy nie będą żałować, w przeciwieństwie do dalszego trwania na dotychczasowych pozycjach. Warto pamiętać, że po upadku Enron w USA, na rynku została tylko jedyna jego zdrowa cześć – wiatrowe „GE Wind”. Z kolei po latach nierozważne zaangażowanie się tej samej gruoy GE (GE Hitachi Nuclear Energy razem z Westinghouse), już za czasów prezydentury  Donalda Trampa, w energetykę jądrowa (zamiast w OZE) ciągnie obie firmy ku bankructwu. Ten fakt powinno dać sporo do myślenia  polskim koncernom i politykom. Banki idą zawsze krok za polityką i nie są od robienia rewolucji technologicznych, ale dzięki trzymaniu się prostych zasad, ich rosnący udział w energetyce służy racjonalizacji decyzji inwestycyjnych.