Сонячний перехрестя Південної Кореї: якість і стійкість займають центральне місце над зростанням

СЕУЛ- Південнокорейська сонячна енергетика вступає в новий етап. Після багатьох років швидкого нарощування потужностей галузь тепер надає перевагу структурній якості та стійкості, а не швидкості зростання, знаменуючи фундаментальний зсув у підході країни до переходу на відновлювану енергетику.

Очікується, що щорічна потужність сонячних установок у 2026 році досягне приблизно 4 ГВт, і ця цифра майже не зміниться порівняно з 2025 роком. Проте спостерігачі галузі кажуть, що це плато не є ознакою стагнації, а скоріше свідчить про дозрівання ринку, де правила гри переписуються.

Найбільша зміна полягає в тому, що стандарт Південної Кореї Renewable Portfolio Standard (RPS) поступово припиняється. RPS керує ринками сонячної енергії в Кореї протягом майже шести років. Згідно з чинною системою RPS, великі виробники електроенергії повинні виробляти певний відсоток свого загального виробництва з відновлюваних джерел або купувати сертифікати відновлюваної енергії (REC).

З 2017 по 2025 рік Корейське енергетичне агентство (KEA) через свою-програму торгів із фіксованою ціною надало загалом 14,81 ГВт сонячної потужності та вибрало 10,64 ГВт із них для впровадження.

Тепер ця система поступається місцем моделі-державного аукціону. Законодавство про заміну RPS державними аукціонами-на основі потужності схвалило Комітет з питань клімату, енергетики, навколишнього середовища та праці Південної Кореї та очікує голосування на пленарному засіданні Національної асамблеї. Відповідно до запропонованого перегляду Закону про відновлювану енергетику, з 2027 року нові проекти повинні будуть надходити виключно через-державні аукціони, а спотовий ринок REC буде закрито для нових учасників цього року та повністю скасовано до 2029 року.

Тендер із фіксованою{2}}ціною за-контрактів на сонячну енергетику в-першій половині 2026 року,-який очікується відкрити на початку червня з результатами до кінця липня-може стати останнім раундом закупівель за існуючою системою RPS. Для розробників це остання можливість зафіксувати 20-річний стабільний дохід за знайомою структурою на основі REC. Починаючи з 2027 року, ринок приділятиме більше уваги стабільності доходів проекту, конкурентоспроможності ставок і фінансовому здоров’ю розробників.

Мабуть, найпромовистішим показником нового напрямку галузі є запровадження оцінки викидів вуглецю для сонячних модулів на тендері 2026 року. Уперше проекти можуть отримати до 20 балів на основі вуглецевого сліду модулів, які вони використовують, при цьому модулі з нижчими-викидами отримують вищі бали. Модулі з викидами вуглецю 630 кг CO₂/кВт або менше отримають найвищу оцінку, тоді як ті, що перевищують 710 кг CO₂/кВт, отримають найнижчу оцінку.

Коефіцієнт ваги пропозиції збільшився з 90 до 70 балів, причому 20-бальний бал вуглецю заповнює розрив між ними. Цей баланс надсилає повідомлення учасникам тендеру про те, що екологічні показники тепер є важливим фактором у прийнятті рішень щодо закупівель після найнижчої ставки.
Таким чином, бажання рухатися до більш стійких практик виходить за рамки лише тендерів і закупівель; також уряд Південної Кореї розширив податкові стимули для низько{0}}вуглецевих технологій у секторі виробництва фотоелектричної (PV) пільги на інвестиційні податкові пільги для виробничих потужностей, які виробляють менше 655 кг CO₂, що генерується за кіловат-годину виробленої енергії, починаючи з квітня 2026 року. Ця політика включає всі рівні виробничого ланцюга виробництва PV і свідчить про комплексний підхід, прийнятий південнокорейським урядом до декарбонізувати фотоелектричну та сонячну промисловість від-до-кінця, починаючи на дуже ранніх етапах циклу розробки.

Розвиток мислення ринку, мабуть, найкраще відображено в тому, як компанії та державні установи тепер бачать електроенергію. Замість того, щоб ставитися до електроенергії як до витрат, які потрібно мінімізувати, вони все більше сприймають її як довгостроковий-ризик, яким потрібно керувати. Ця зміна сприйняття сприяє ширшій трансформації: ринок переходить від логіки постачання, зосередженої на генераторах електроенергії, до логіки вибору, зосередженої на споживачах електроенергії.

Ця орієнтація-на споживача вже помітна в нових бізнес-моделях. Платформа H Energy «SolarShare Baro», наприклад, дозволяє підприємствам купувати електроенергію безпосередньо для досягнення цілей RE100, встановлюючи та експлуатуючи сонячні установки на корпоративних дахах без попередніх інвестицій і постачаючи електроенергію приблизно на 28% менше, ніж Korea Electric Power Corp. Тим часом уряд інвестує 321 мільярд корейських вон (222,6 мільйона доларів) у 2026 році для модернізації регіональних розподільних мереж, розгорнути 85 систем зберігання енергії та пілотувати мікромережі та ринкові реформи.

Громадські сонячні проекти, агровольтаїка та інтегровані сонячні-системи накопичення — усе те, що розподілена сонячна енергія стає одним із наших шляхів розвитку, що найшвидше розвивається. Чудовим прикладом цього є проект «Sunlight Income Village», де місцеві жителі об’єднуються, щоб створити ко-кооперативи, які володіють і керують сонячними електростанціями на своїй порожній землі.

Незважаючи на те, що останні події призвели до покращення у секторі відновлюваної енергетики, все ще існують перешкоди, які потрібно подолати. Наприклад, витрати на виробництво сонячної енергії в Південній Кореї все ще вдвічі дорожчі, ніж у середньому по всьому світу. Вартість вирівняної електроенергії (LCOE), виробленої з сонячної енергії, у 2024 році оцінювалася в 115-136 рандів/кВт·год (0,076–0,090 дол. США), тоді як середній світовий показник LCOE становив приблизно 45 дол. США/мВт·год. Різницю в ціні на виробництво сонячної енергії можна пояснити насамперед високою вартістю землі для сонячних станцій, затримками, пов’язаними з тривалими процесами отримання дозволів, протидією місцевих жителів проектам з відновлюваної енергетики, обмеженнями на підключення до електричної мережі та умовами, пов’язаними з фінансуванням.

Сьогодні ціни на внутрішні ринки сонячних модулів і інверторів приблизно вдвічі вищі, ніж еквівалентні продукти, вироблені в Китаї, а частка ринку сонячних модулів, вироблених у Південній Кореї, зменшилася з 70% у 2020 році до приблизно 30%, головним чином через-низький імпорт із Китаю. Корейське енергетичне агентство запропонувало кілька варіантів подолання цих перешкод; вони включають забезпечення більш стабільних доходів для розробників сонячної енергії, встановлення більш чітких правил і збільшення державних закупівель корейського сонячного обладнання.

Уряд встановив мету скоротити витрати на виробництво сонячної енергії приблизно на 50% протягом наступного десятиліття (від 150 до 80 рандів/кВт·год) до 2035 року. Досягнення цієї мети вимагатиме поєднання значних капіталовкладень, отримання землі за зниженими витратами, отримання ставок фінансування, нижчих за ті, що є на даний момент, і виробництва сонячної електроенергії у більших масштабах за допомогою державних проектів і закупівлі сонячної енергії вітчизняного виробництва. обладнання за-угодами про купівлю оптом.

Сонячна промисловість Південної Кореї стоїть на роздоріжжі. Очікувані 4 ГВт у 2026 році є паузою для роздумів, а не відступом. У той час як країна працює над досягненням своєї мети 100 ГВт потужностей відновлюваних джерел енергії до 2030 року порівняно з приблизно 29,5 ГВт сонячної енергії наприкінці 2024 року, фокус зміщується з того, скільки можна побудувати, на те, наскільки добре це можна побудувати.

Перехід від RPS до аукціонів, запровадження оцінки викидів вуглецю, збільшення споживчого вибору та поштовх до конкурентоспроможності за ціною – все це вказує на більш складний, більш стійкий ринок сонячної енергії. На цьому новому етапі структурна якість і стійкість є не просто прагненнями-вони стають валютою конкуренції.