Ekspertyza Instytutu Energetyki Odnawialnej dla Fundacji Greenpeace Polska oraz WWF Polska

Transkrypt

1 Ekspertyza Instytutu Energetyki Odnawialnej dla Fundacji Greenpeace Polska oraz WWF Polska Analiza rzeczywistych korzyści wynikających z proponowanych przez rząd mechanizmów wsparcia dla według rządowego projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii 1 AUTORZY: Konrad Rosołek Joanna Bolesta Grzegorz Wiśniewski 1 Projekt skierowany do Sejmu 8 lipca 2014 roku druk nr 2604

2 WARSZAWA LISTOPAD 2014 SPIS TREŚCI 1. Wprowadzenie Zakres pracy Metodyka Założenia do analiz techniczno-ekonomicznych i kalkulacji kosztów Wyniki analiz: wariant bez uwzględnienia źródeł finansowania i oceny zdolności gospodarstwa domowego do ponoszenia kosztów finansowych Wyniki analiz: wariant z uwzględnieniem źródeł finansowania i oceny zdolności gospodarstwa domowego do ponoszenia kosztów finansowych Dyskusja uzyskanych wyników analiz ekonomicznych w kontekście realnego wpływu programu dotacji na realizację inwestycji prosumenckich oraz oceny skutków projektu ustawy o OZE w tym zakresie Ocena wpływu Programu Priorytetowego NFOŚiGW Prosument na rozwój sektora mikroinstalacji OZE w Polsce do 2020 roku jako rozwiązania systemowego Komentarz do prezentacji Ministerstwa Gospodarki pt. Wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacji ratio legis przyjętych rozwiązań z dnia roku ZAŁĄCZNIK 1 Zestawienie wyników analiz finansowych w okresie 15 lat SPIS RYSUNKÓW Rysunek 1 Krzywa rocznej produkcji energii elektrycznej w instalacji fotowoltaicznej o mocy 3 kw... 9 Rysunek 2 Symulacja produktywności elektrowni słonecznej wraz z przebiegiem przykładowego profilu zużycia energii dla statystycznego gospodarstwa domowego Rysunek 3 Prognoza cen energii elektrycznej w hurcie oraz w detalu w taryfie G Rysunek 4 Trend wysokości nakładów inwestycyjnych (CAPEX) w zależności od mocy instalacji fotowoltaicznej

3 Rysunek 5 Wysokość i prognoza (w cenach stałych z 2014 roku) rocznych rachunków za energię gospodarstwa domowego korzystającego z taryfy G11 u zużywającego 3000 kwh energii/rok, z uwzględnieniem wysokości (udziału) składnika zmiennego na rachunku Rysunek 6 Oszczędności na energii niezakupionej z sieci w przypadku rozliczania w systemie bez net metering Rysunek 7 Oszczędności na energii niezakupionej z sieci w przypadku rozliczania w systemie net metering Rysunek 8 Prognoza oszczędności z tytułu energii niezakupionej z sieci w systemie net metering i bez net metering Rysunek 9 Porównanie wysokości rocznych rachunków za energię elektryczną w systemie net metering i bez net metering oraz przy braku realizacji inwestycji z prognozą do 2030 roku Rysunek 10 Prognoza finansowania inwestycji ze środków własnych inwestora (bez kredytu) z uwzględnieniem amortyzacji na okres 15 lat Rysunek 11 Prognoza finansowania inwestycji w kredycie komercyjnym na 100% nakładów finansowych na okres 15 lat Rysunek 12 Porównanie prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych w systemie bez net metering i net metering przy finansowaniu z kredytu komercyjnego konsumenckiego Rysunek 13 Porównanie prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych w systemie bez net metering i net metering przy finansowaniu z kredytu komercyjnego hipotecznego Rysunek 14 Założenia i wyniki analizy finansowania w ramach PP "Prosument" Rysunek 15 Porównanie prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych w systemie net metering i bez net metering przy finansowaniu z PP Prosument SPIS TABEL Tabela 1 Struktura kosztów odbiorców energii elektrycznej w taryfie G Tabela 2 Wysokość nakładów inwestycyjnych (CAPEX) oraz rocznych kosztów eksploatacyjnych (OPEX) w zależności od mocy instalacji fotowoltaicznej Tabela 3 Wyniki analiz wrażliwości: wpływ wielkości mocy instalacji fotowoltaicznej na okres zwrotu nakładów przy różnych zasadach bilansowania Tabela 4 Porównanie prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych SPBT w zależności od formy finansowania inwestycji

4 Tabela 5 Obroty skumulowane na rynku sprzedaży i instalacji urządzeń, mln zł (w PL'2012). Źródło: Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii do Tabela 6 Scenariusz wzrostu liczby sztuk mikroinstalacji w Polsce. Źródło: Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii do Tabela 7 Indykatywny plan wydatkowania dotacji z programu Prosument

5 1. Wprowadzenie We wrześniu 2013 roku weszły w życie przepisy Prawa energetycznego dotyczące zasad sprzedaży przez 2 nadwyżek energii elektrycznej z mikroinstalacji po cenie wynoszącej zaledwie 80% średniej ceny sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym (art. 41). Przepisy te zostały utrzymane w rządowym projekcie ustawy o OZE. Według danych Urzędu Regulacji Energetyki (URE), od daty wejścia w życie tych przepisów 11 września 2013 roku do końca pierwszego półrocza br. do sieci spółek dystrybucyjnych, pełniących rolę sprzedawców zobowiązanych, przyłączono 312 mikroinstalacji fotowoltaicznych o mocy łącznej wynoszącej zaledwie ok. 1,7 MW 3 (dane z dnia 17 września 2014 roku). Daje to jeden z najniższych wskaźników rozwoju mikroinstalacji w ostatnich trzech kwartałach w całej Europie, w szczególności, jeśli chodzi o źródła przyłączane do sieci. Zdecydowana większość mikroinstalacji w Polsce została zbudowana z wykorzystaniem dotacji. Świadczy to o tym, że system promocji energetyki prosumenckiej wprowadzony nowelizacją Prawa energetycznego i w znacznym zakresie utrzymany w rządowym projekcie ustawy o OZE działa nieskutecznie lub jest dostępny tylko dla wybranych (kryterium dostępu stanowią dotacje, które nie są rozwiązaniem powszechnym). Analiza danych udostępnionych przez Prezesa URE, dotyczących wytwarzania energii elektrycznej w mikroinstalacjach, prowadzi też do innych niepokojących wniosków. W statystyce mikroinstalacji fotowoltaicznych przyłączonych do sieci w ostatnim półroczu daje się zauważyć wzrost udziału źródeł w przedziale o mocy kw, przy spadku udziału źródeł o mocach do 10 kw. Towarzyszy temu jednoczesny spadek współczynnika autokonsumpcji energii wyprodukowanej w mikroinstalacjach z 38% w roku 2013 do 26% w roku Wzrost mocy źródeł powoduje, że nawet pomijając ich nieopłacalność bez dodatkowej dotacji, stają się one niedostępne dla zdecydowanej większości gospodarstw domowych (instalacja o mocy 10 kw to łączny wydatek rzędu 70 tys. zł). Ponadto, rozwiązania proponowane w rządowym projekcie ustawy o OZE, dają okresy zwrotu inwestycji w różne mikroinstalacje OZE na poziomie od 13 do nawet 47 lat, co zdecydowanie odbiega od oczekiwań obywateli przy tego typu inwestycjach. Badania opinii publicznej i postaw inwestorskich w zakresie energetyki prosumenckiej prowadzą do wniosku, że okres zwrotu powyżej 15 lat daje szansę na to, że zaledwie ułamek procenta najbogatszych gospodarstw będzie w stanie zdecydować się na realizację 2 W polskim prawie nie ma definicji prosumenta w potocznym rozumieniu jest to użytkownik mikroinstalacji OZE. Definicja prosumenta pojawiła się w projekcie ustawy o OZE z 7 lipca 2012 roku (v.2.1): Prosument jest osobą fizyczną, prawną lub jednostką organizacyjną, nieposiadającą osobowości prawnej i będącą wytwórcą energii w mikroinstalacji w celu jej zużycia na potrzeby własne lub sprzedaż. Działalność prosumenta (przynosząca dochód) nie jest działalnością gospodarczą

6 tego typu inwestycji. Wymagany przez typowych, potencjalnych okres zwrotu to maksymalnie 5-10 lat (por. wyniki badań TNS OBOP na zlecenie IEO 4 ). W przypadku, gdy inwestowanie w mikroinstalacje jest nieopłacalne, praktycznie spadają możliwości pozyskania kredytu bankowego na inwestycje realizowane bez dotacji przez nieposiadających własnych zasobów finansowych (gotówki). Z kolei, obserwowany już teraz w świetle cytowanych wcześniej danych URE trend i niebezpieczeństwo dalszego, znaczącego spadku współczynnika autokonsumpcji w efekcie dotacji udzielanych proporcjonalnie do kwoty (wielkości) mikroinstalacji wpływać może na zwiększenie mocy źródeł prosumenckich i ilości energii oddawanej do sieci, a w ten sposób także potrzeb w zakresie bilansowania w sieci elektroenergetycznej i kosztów funkcjonowania mikroinstalacji w systemie energetycznym. W świetle doświadczeń zagranicznych (z krajów o podobnych warunkach nasłonecznienia), trzeba uznać, że proponowany przez rząd w projekcie ustawy o OZE w art. 41 p. 10 dodatkowy przepis, aby rozliczenie za różnicę pomiędzy ilością energii elektrycznej pobranej z sieci a ilością energii elektrycznej wprowadzonej do tej sieci miało charakter półroczny, co może przynieść pewną poprawę ekonomiki inwestycji dla źródeł prosumenckich. Niestety, przy obecnych relacjach cen i kosztów w Polsce nie pozwoli on na rzeczywiste podniesienie opłacalności inwestycji prosumenckich, w szczególności tych najmniejszych, realizowanych w typowych gospodarstwach domowych. Zgłaszane przez różne środowiska postulaty, aby podwyższyć średnią cenę sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym z 80% do 100% nie są wystarczające i również nie mają poparcia w rzetelnych analizach ekonomicznych. Pojawia się zatem pytanie, czy funkcjonujące obecnie, proponowane przez rząd w projekcie ustawy o OZE przepisy w zakresie energetyki prosumenckiej oraz propozycje poprawek do projektu regulacji zgłaszane przez partie polityczne w ramach prac parlamentarnych pozwolą na rozwój mikroinstalacji OZE, w tym w szczególności dachowych elektrowni słonecznych (technologia PV). Analiza została wykonana w dwóch etapach. W pierwszym etapie wykonano symulację wydajności badanej instalacji prosumenckiej zastosowanej przez gospodarstwo domowe we własnym domu jednorodzinnym oraz dokonano analizy efektów ekonomicznych inwestycji, bez uwzględniania kosztów kapitału (własnego i obcego) i efektów związanych z ewentualnym pozyskaniem wsparcia dotacyjnego. W drugim etapie (do połowy listopada) dokonano pogłębionej analizy ekonomicznej z uwzględnieniem kosztów finansowych i sposobów finansowania inwestycji

7 2. Zakres pracy W pierwszym etapie pracy uwzględniono i poddano analizie ekonomicznej modele techniczne pracy instalacji prosumenckiej w realnych uwarunkowaniach eksploatacyjnych oraz modele biznesowe inwestycji prosumenckich polegających na budowie i użytkowaniu domowej elektrowni słonecznej w zależności od różnych rozwiązań prawnych. Analiza rzeczywistych korzyści dla prosumenta w różnych systemach ceny i sposobów rozliczeń za energię elektryczną z mikroinstalacji OZE (na przykładzie elektrowni słonecznej -fotowoltaicznej) oddawaną (sprzedawaną) do sieci obejmuje następujące elementy: a) cena równa 80% średniej ceny energii z rynku bez net metering wg ustawy Prawo energetyczne (nowelizacja z lipca 2013 roku 5 tzw. mały trójpak ), b) cena równa 80% średniej ceny energii z rynku, z net metering wg projektu ustawy o OZE, c) cena równa 100% bez net metering cena i zasady rozliczeń postulowanych przez różne środowiska w ramach poprawki do rządowego projektu ustawy o OZE, d) cena równa 100% z net metering cena i zasady rozliczeń postulowanych przez różne środowiska w ramach poprawki do rządowego projektu ustawy o OZE. W powyższych analizach zastosowano prosty rachunek ekonomiczny. Wyznaczono odpowiednie kwoty oszczędności i przychodów oraz obliczono prosty okres zwrotów dla ww. wariantów, nie uwzględniając przy tym kosztów kapitału, źródeł finansowana (założono, że inwestycja jest realizowana z własnych środków, bez uwzględnienia oprocentowania) oraz nie analizowano preferencyjnych źródeł finansowania (dotacji itp.) W drugim etapie pracy pogłębiono analizę rzeczywistych kosztów i korzyści dla prosumenta w różnych systemach ceny i sposobów rozliczeń za energię elektryczną z mikroinstalacji OZE (na tym samym przykładzie elektrowni fotowoltaicznej) oddawaną (sprzedawaną) do sieci, szczegółowo opisaną w części głównej. Poszerzono ją o następujące zagadnienia: a) szczegółową analizę miesięczną oszczędności na rachunkach za energię niezakupioną z sieci w przypadku rozliczania się prosumenta w systemie net metering (ZNM) oraz bez net metering BNM); 5 Nowelizacja weszła w życie, po podpisaniu przez Prezydenta we wrześniu 2013 roku (przyp. aut.). 7

8 b) porównanie miesięcznych rachunków za energię elektryczną w przypadku inwestycji w mikroinstalację fotowoltaiczną (z rozliczaniem w systemie net metering oraz bez net metering) i braku realizacji inwestycji (całe zapotrzebowanie na energię elektryczną pokrywane z sieci); c) Analizę porównawczą i prognozę finansowania inwestycji z uwzględnieniem różnych modeli finansowania, w trzech wariantach: 1) bez kredytu komercyjnego, z uwzględnieniem jedynie odpisów na amortyzację zainwestowanych środków trwałych; 2) z kredytem bankowym komercyjnym; 3) z kredytem bankowym komercyjnym i z dotacją z Programu Priorytetowego Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) Prosument. d) Ocenę wpływu Programu Priorytetowego NFOŚiGW Prosument na rozwój sektora mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii (OZE) w Polsce do 2020 roku, jako rozwiązania systemowego (wykorzystano scenariusz referencyjny z raportu Instytutu Energetyki Odnawialnej Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii ). Wyniki analiz porównano z oceną skutków regulacji (OSR) rządowego projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz uzasadnieniem do rozwiązań proponowanych w projekcie ustawy prezentowanych przez autora projektu Ministerstwo Gospodarki. 3. Metodyka Do analizy przyjęte zostały dobowo-godzinowe profile zużycia energii elektrycznej typowe dla gospodarstw domowych w Polsce. Profile standardowego zużycia energii w gospodarstwach domowych korzystających z taryfy G11 i G12 pochodzą z rzeczywistych wieloletnich danych o zużyciu energii, godzina po godzinie, doba po dobie, z wyodrębnieniem profili tygodniowo-weekendowych, miesięcznych (sezonowość) aż do typowego profilu rocznego obciążenia. Dane pochodzą od jednego z operatorów sieci dystrybucyjnej. Pozwalają one na uzyskanie empirycznie potwierdzonej informacji (nie jest to założenie hipotetyczne), jaka część energii zużytej w ciągu roku przypada na każdą godzinę. Do analiz przyjęte zostały profile produkcji energii z dachowych elektrowni słonecznych - systemów fotowoltaicznych (instalacji PV). Wykorzystano dane o sumach godzinowych promieniowania słonecznego dla Warszawy dane uśrednione z lat Symulacje pozwalają na uzyskanie godzinnych profili produkcji energii elektrycznej z domowych systemów PV o różnej mocy. Symulacje 8

9 przeprowadzono programem PV*Sol dla standardowych parametrów wydajnościowych (sprawność, roczna degradacja wydajności na poziomie 0,5% wartości nominalnej- początkowej) domowych instalacji fotowoltaicznych. Przykładowe syntetyczne wyniki całorocznej symulacji domowej elektrowni słonecznej o mocy 3 kw w układzie sezonowym (miesięcznym) przedstawiono na rysunku 1. STYCZEŃ LUTY MARZEC KWIECIEŃ MAJ CZERWIEC LIPIEC SIERPIEŃ WRZESIEŃ PRODUKCJA M-C 84,41 kwh 127,72 kwh 236,46 kwh 293,51 kwh 386,92 kwh 355,18 kwh 371,10 kwh 348,69 kwh 247,41 kwh PAŹDZIERNIK 183,88 kwh LISTOPAD GRUDZIEŃ 83,80 kwh 52,68 kwh 450 kwh 400 kwh 350 kwh 300 kwh 250 kwh 200 kwh 150 kwh 100 kwh 50 kwh 0 kwh WYKRES MIESIĘCZNY PRODUKCJI E.E 387 kwh 371 kwh 355 kwh 349 kwh 294 kwh 236 kwh 247 kwh 184 kwh 128 kwh 84 kwh 84 kwh 53 kwh STYCZEŃ LUTY MARZEC KWIECIEŃ MAJ CZERWIEC LIPIEC SIERPIEŃ WRZESIEŃ PAŹDZIERNIK LISTOPAD GRUDZIEŃ Rysunek 1 Krzywa rocznej produkcji energii elektrycznej w instalacji fotowoltaicznej o mocy 3 kw Na rysunku 2 zilustrowano przykładowe wyniki symulacji produktywności elektrowni słonecznej, w układzie dobowo-godzinowym. Przykładowe, przedstawione graficznie poniżej wyniki dotyczą wybranej instalacji o referencyjnej mocy wynoszącej 3 kw dla przykładowych dwóch wybranych dni w ciągu roku: 1 stycznia (lewa część ryzyku) i 1 lipca (prawa część rysunku), wyraźnie różniących się produkcją energii. Dane przedstawiono w zestawieniu z przebiegiem przykładowego profilu zużycia energii dla statystycznego gospodarstwa domowego o referencyjnym rocznym zużyciu 3000 kwh/rok. W podobny sposób symulacje przeprowadzono oddzielnie dla każdego dnia roku, dla różnych wielkości rocznego zużycia energii i różnej mocy nominalnej instalacji. 9

10 Rysunek 2 Symulacja produktywności elektrowni słonecznej wraz z przebiegiem przykładowego profilu zużycia energii dla statystycznego gospodarstwa domowego Przeprowadzone w warunkach referencyjnych symulacje pozwoliły na porównanie godzina po godzinie produkcji i zużycia energii występującego w typowym domu jednorodzinnym (różne wartości poniżej i powyżej wartości referencyjnej 3000 kwh/rok), do którego dobrana została instalacja PV o mocach powyżej i poniżej mocy referencyjnej 3 kw. Porównanie to pozwala również określić dla różnych konfiguracji zużycia energii i mocy instalacji PV, ile energii służącej na pokrycie potrzeb energetycznych w danej godzinie pochodzi z elektrowni słonecznej, a ile z sieci energetycznej, a także ile energii z elektrowni słonecznej (w przypadku nadwyżki) jest w danej godzinie oddawane do sieci. Przeprowadzona została również analiza wrażliwości dla różnych rocznych bilansów obrotu energią oraz odpowiadających im różnych wyników ekonomicznych, czyli prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych (ang. Simple Pay Back Time) - SPBT, z uwzględnieniem rocznej amortyzacji i rocznych kosztów eksploatacyjnych rozłożonych na 15 lat. Badania wykonano dla różnych rozwiązań prawnych dotyczących zasad sprzedaży do sieci nadwyżek energii. Zakres analiz określono w punktach a d na wstępie opracowania, a dotyczyły one różnych profili zużycia. Uwzględniono zużycie energii w gospodarstwie domowym wynoszącym odpowiednio 2000 kwh/rok, 3000 kwh/rok 4000 kwh/rok, 5000 kwh/rok, przy mocach zainstalowanych instalacji PV wynoszących odpowiednio: 1 kw, 2 kw, 3 kw, 4 kw, 5 kw. Poza zmianą profili produkcji i zużycia energii rozważono zmiany wysokości nakładów inwestycyjnych i rocznych kosztów eksploatacyjnych domowej elektrowni słonecznej w zależności od jej mocy. 4. Założenia do analiz techniczno-ekonomicznych i kalkulacji kosztów 10

11 W tabeli 1 zestawiono strukturę kosztów odbiorców energii elektrycznych korzystających z taryfy G11 (odpowiadającą aktualnym danym podawanym na fakturach przez sprzedawców energii). Przyjęta do analiz cena hurtowa energii dla inwestycji realizowanych w 2014 roku wyniosła 0,181 zł/kwh 6. Tabela 1 Struktura kosztów odbiorców energii elektrycznej w taryfie G11 MIESIĘCZNA FAKTURA ZA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ (RWE STOEN OPERATOR) PLN NETTO KOSZT m-c VAT [%] VAT KWOTA PLN BRUTTO 1 OBRÓT Energia czynna całodobowa 0,2762 PLN/kWh 69,05 zł 23% 15,88 zł 84,93 zł Opłata handlowa 4,29 PLN/m-c 4,29 zł 23% 0,99 zł 5,28 zł 2 DYSTRYBUCJA Składnik stały opłaty przejściowej Opłata przejściowa Opłata dystrybucyjna zmienna 9,12 PLN/m-c 1,13 PLN/m-c 0,1471 PLN/kWh 9,12 zł 1,13 zł 36,78 zł 23% 23% 23% 2,10 zł 11,22 zł 0,26 zł 1,39 zł 8,46 zł 45,23 zł Opłata abonamentowa 0,54 PLN/m-c 0,54 zł 3 SUMA SKŁADNIKI STAŁE 15,08 zł 23% 3,47 zł 18,55 zł SKŁADNIKI ZMIENNE 105,83 zł 23% 24,34 zł 130,16 zł 120,91 zł 27,81 zł 148,71 zł Na rysunku 3 przedstawiono prognozę IEO 7 cen energii elektrycznej w hurcie oraz w detalu (z uwzględnieniem podatku VAT) dla grupy taryfowej G11. 6 Zgodnie z Prawem energetycznym cena ta jest podstawą do ustalania cen sprzedaży energii z OZE w kolejnym roku kalendarzowym oddzielnie dla mikroinstalacji OZE (80% ceny z ubiegłego roku) oddzielnie dla dużych OZE (100% ww. ceny). 7 Polska nie ma oficjalnej prognozy cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych. Autorska prognoza IEO bazuje na prognozie cen hurtowych wykorzystanej m.in. w ekspertyzie IEO dla Ministerstwa Gospodarki z 2013 roku, URL: 11

12 Rysunek 3 Prognoza cen energii elektrycznej w hurcie oraz w detalu w taryfie G11 W tabeli 2 przedstawiono wysokość nakładów inwestycyjnych (tzw. CAPEX) dla domowych elektrowni słonecznych małej mocy wraz z wysokością rocznych kosztów eksploatacyjnych (tzw. OPEX). Dane pochodzą z I kwartału 2014 roku. Tabela 2 Wysokość nakładów inwestycyjnych (CAPEX) oraz rocznych kosztów eksploatacyjnych (OPEX) w zależności od mocy instalacji fotowoltaicznej MOC CAPEX OPEX 1 kwp 2 kwp 3 kwp 4 kwp 5 kwp 6 kwp 7 kwp 8 kwp 9 kwp 10 kwp 11 kwp 12 kwp Z kolei na rysunku 4 zilustrowano w formie graficznej ww. zmienność nakładów inwestycyjnych. 12

13 Rysunek 4 Trend wysokości nakładów inwestycyjnych (CAPEX) w zależności od mocy instalacji fotowoltaicznej Analiza obejmuje okres piętnastoletni Do analiz (symulacji) przyjęto obowiązujące, stosowane obecnie w praktyce (standardowe) zasady opodatkowania energii elektrycznej sprzedawanej odbiorcom końcowym i oddawanej przez do sieci: Stawka VAT na zainstalowanie domowej, prosumenckiej instalacji słonecznej 8% Stawka VAT na energię elektryczną sprzedawaną odbiorcom końcowym 23% Stawka podatku dochodowego PIT dla prosumenta (grupa podatkowa) 18% Stawka podatku akcyzowego dla sprzedawców energii elektrycznej 0,02 zł/kwh Stawka dodatkowa za energię wprowadzoną do sieci 0,342 zł/kwh 8 Przyjęto również, że wysokości stawek podatkowych pozostają stałe w całym analizowanym okresie. 5. Wyniki analiz: wariant bez uwzględnienia źródeł finansowania i oceny zdolności gospodarstwa domowego do ponoszenia kosztów finansowych Wariant referencyjny: Roczne zużycie energii w prosumenckim gospodarstwie domowym 3000 kwh/rok Moc dachowej elektrowni słonecznej 3 kw Poniższe zestawienia prezentują wyniki dla ww. instalacji referencyjnej i dla referencyjnego zużycia energii, dla różnych wariantów ceny i zasad sprzedaży przez prosumenta nadwyżek energii do sieci. 8 Zakładany koszt opłat dystrybucyjnych i przesyłowych 1 kwh energii elektrycznej z sieci (obliczony jako 55% kosztów energii z sieci), według danych Ministerstwa Gospodarki 13

14 a) cena równa 80% średniej energii z rynku, bez net metering b) cena równa 100% średniej energii z rynku, bez net metering c) cena równa 80% średniej energii z rynku, z net metering 14

15 d ) cena równa 100% średniej energii z rynku, z net metering Analiza wrażliwości Analizę wrażliwości przeprowadzono dla zmiennej mocy instalacji fotowoltaicznej. Dla określonej wartości mocy (w kw) obliczono prosty okres zwrotu nakładów SPBT (w latach) przy różnych wariantach ceny energii sprzedawanej do sieci (80% średniej ceny energii w hurcie lub 100% średniej ceny energii w hurcie) i różnych zasadach bilansowania i sprzedaży przez prosumenta nadwyżek energii do sieci, odpowiednio z net metering (z NM) oraz bez net metering (bez NM). Wyniki analizy wrażliwości przedstawiono w tabeli 3. 15

16 Tabela 3 Wyniki analiz wrażliwości: wpływ wielkości mocy instalacji fotowoltaicznej na okres zwrotu nakładów przy różnych zasadach bilansowania. Ozn: NM net metering, 80%/100% -cena sprzedaży energii przez prosumenta w relacji do ceny z rynku hurtowego SPBT [lata] Moc [kw] bez NM (80%) z NM (80%) bez NM (100%) z NM (100%) Wyniki wskazują, że w zakresie mocy instalacji fotowoltaicznej 1-10 kw, można zaobserwować wydłużenie okresu zwrotu nakładów SPBT wraz ze wzrostem mocy zainstalowanej. Przy obecnych zasadach sprzedaży nadwyżek energii (według Prawa energetycznego), tj. bez net metering, po 80% ceny hurtowej z roku poprzedniego, SPBT wzrasta z 17 do 25 lat. SPBT zależeć może dodatkowo od sposobu bilansowania i rozliczania się z lokalnym przedsiębiorstwem energetycznym. Rozliczenie z net metering (wg projektu ustawy o OZE) może w pewnym tylko stopniu poprawić wynik ekonomiczny (zmniejszyć okres zwrotu) o 12-18% (średnio 15%). Podniesienie ceny sprzedaży nadwyżek energii z 80% ceny hurtowej do 100% zasadniczo nie ma wpływu na wyniki ekonomiczne instalacji prosumenckich. Uzyskane okresy zwrotu nakładów we wszystkich analizowanych wariantach uniemożliwiają realizację inwestycji prosumenckich w sposób uzasadniony ekonomicznie. W praktyce, wyniki ekonomiczne będą jeszcze nieco gorsze, gdyż w analizach nie uwzględniono nakładów na przygotowanie projektu, wkładu nieopodatkowych kosztów obsługi administracyjno-finansowej i kosztów deinstalacji (demontażu po okresie użytkowania). Dodatkowo, realizacja inwestycji prosumenckich obarczona jest znaczącymi elementami ryzyka, a nawet niepewności. Ryzyka związane są z m.in. błędami w określeniu profili zużycia energii przez prosumenckie gospodarstwa domowe oraz błędami w prognozie kosztów energii i opłat zmiennych w danej grupie taryfowej, zmienności kosztów eksploatacyjnych (przyjęto, że są to koszty roczne w wyniku uśrednienia w okresie 15-letnim) oraz ryzykiem technicznym (niższe od założonych wydajności, wyższe współczynniki rocznej degradacji paneli PV, wyższe koszty eksploatacyjne). Znaczącą część ryzyka w analizach ekonomicznych niosą przyjęte dość optymistyczne założenia podatkowe dotyczące zaliczenia podatnika do pierwszej grupy podatkowej. Obszarem niepewności są przyszłe stawki podatku dochodowego prosumenta oraz brak wykładni dotyczącej zasad opodatkowania energii oddawanej do sieci. 16

17 W powyższej analizie nie uwzględniono kosztów pozyskania kapitału, które rosną wraz z niekorzystnymi wynikami analiz ekonomicznych oraz ww. rodzajami ryzyka. W świetle wyników analizy trudno zakładać dostęp prosumenta do kredytów bankowych w najkorzystniejszym modelu project finance (typowy model dla inwestycji prosumenckich realizowanych przy systemie wsparcia gwarantowanymi taryfami). Jednak już w świetle wyników tych wstępnych analiz można stwierdzić, że gdyby pomimo niekorzystnych parametrów ekonomicznych inwestor zdobył się na inwestycję, to nawet prosty rachunek ekonomiczny (bez uwzględnienia ww. optymistycznych założeń i ryzyk, i bez uzgodnienia kosztów pozyskania kapitału) wskazuje na to, że inwestycje prosumenckie realizowane w powyższych warunkach ograniczą rozporządzalne zasoby finansowe gospodarstw domowych. W kolejnym rozdziale dokonano pogłębionej analizy uzyskanych wyników uwzględniając koszty finansowe dla inwestorów przy różnych źródłach finansowania, także z uwzględnieniem ewentualnych preferencyjnych źródeł finansowania (dotacji itp.). W dalszej części dokonano oceny, w jakim zakresie preferencyjne źródła finansowania mogą być dostępne do wsparcia realizacji inwestycji prosumenckich. 6. Wyniki analiz: wariant z uwzględnieniem źródeł finansowania i oceny zdolności gospodarstwa domowego do ponoszenia kosztów finansowych Założenia do analiz finansowych We wcześniejszych analizach nieuwzględnione zostały rzeczywiste koszty pozyskania kapitału dla różnych modeli finansowania inwestycji. W niniejszym rozdziale poszerzono wcześniejsze analizy o zakres obejmujący finansowanie prosumenckich inwestycji w mikroinstalacje fotowoltaiczne w zróżnicowanych modelach realizacji inwestycji. Założenia przyjęte do uzupełnienia analizy są analogiczne do zawartych w części podstawowej opracowania. Struktura kosztów odbiorców energii elektrycznej (tabela 1) zawiera wszystkie składniki kosztu energii elektrycznej, w tym również koszty (składniki) stałe, którymi obciążeni są prosumenci, zgodnie z aktualnymi regulacjami w ustawie Prawo energetyczne. Wykorzystano wszystkie wcześniejsze kalkulacje dla wariantu referencyjnego elektrowni fotowoltaicznej o mocy zainstalowanej równej 3 kwp, według poziomu nakładów inwestycyjnych (tzw. CAPEX) zawartych w tabeli 2 i 17

18 graficznie na rysunku 4 oraz prowadzono analizy na przykładzie prosumenckiego gospodarstwa domowego o rocznym zużyciu energii wynoszącym 3000 kwh/rok i założonym wcześniej profilu godzinowego zużycia energii w ciągu roku. Badanie opłacalności inwestycji badano dwiema metodami. Pierwsza metoda polega na badaniu kosztu za energię w postaci wysokości płaconego przez kolejne 15 lat przez odbiorcę miesięcznego dotychczasowego rachunku (z przyjętą prognozą cenową) w sytuacji braku inwestycji prosumenckiej oraz salda bilansu rachunku za energię w sytuacji, gdy inwestycja zostanie zrealizowana przez prosumenta. W związku z powyższym, analizowane i porównywane są dwa przypadki miesięcznych kosztów za energię: a) bez inwestycji w mikroinstalację prosumencką; b) z uwzględnieniem rozłożonych w cyklu miesięcznym pełnych kosztów inwestycji i uzyskiwanych miesięcznych oszczędności w efekcie zrealizowania inwestycji. Wyniki uzyskane z zastosowaniem powyższej metody zestawienia kosztów miesięcznych wykorzystano w drugiej, poszerzonej metodzie analiz, polegającej na określaniu prostego okresu zwrotu nakładów wraz z kosztami eksploatacyjnymi i kosztami finansowymi, przy różnych źródłach i modelach finansowania. Analizy finansowe oraz ocenę zdolności do pokrywania kosztów rachunków za energię elektryczną i spłat rat kredytów ograniczono jednak do przypadku odpowiadającego rządowemu projektowi ustawy o odnawialnych źródłach energii, w myśl którego nadwyżki energii są sprzedawane do sieci po cenie równej 80% średniej ceny energii z rynku hurtowego. Jak wykazały bowiem wyniki wcześniejszych analiz, podwyższenie stawki sprzedaży nadwyżek energii z 80% do 100% w relacji do ceny hurtowej w zasadzie nie przynosi żadnych efektów ekonomicznych. Uwzględniono jednak, tak jak we wcześniejszych analizach, dwa warianty rozliczeń (bez możliwości 6-miesiecznego bilansowania i z tą możliwością): bez net metering według ustawy Prawo energetyczne (nowelizacja z lipca 2013 roku tzw. mały trójpak ) i z net metering według projektu ustawy o OZE. Ponadto, analizę uzupełniono o ocenę wpływu Programu Priorytetowego Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Prosument na rozwój sektora mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii w Polsce do 2020 roku, jako rozwiązania systemowego w porównaniu do potencjału rozwojowego zaprezentowanego w raporcie Instytutu Energetyki Odnawialnej Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii. W ocenie uzyskanych wyników i analiz porównawczych wykorzystano także prezentację Ministerstwa Gospodarki pt. Wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacji ratio 18

19 legis przyjętych rozwiązań z dnia roku w ramach prac sejmowej Podkomisji nadzwyczajnej do rozpatrzenia rządowego projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii (druk nr 2604). Wyniki analizy I. Oszczędności na energii niezakupionej z sieci w przypadku rozliczania w systemie net metering oraz bez net metering Na rysunku 5 przedstawiono obecną i prognozowaną na okres 15 lat wysokość rachunków (w cenach stałych z 2014 roku) na energię elektryczną dla gospodarstwa domowego o rocznym zużyciu energii w wysokości 3000 kwh/rok. Rysunek 5 Wysokość i prognoza (w cenach stałych z 2014 roku) rocznych rachunków za energię gospodarstwa domowego korzystającego z taryfy G11 u zużywającego 3000 kwh energii/rok, z uwzględnieniem wysokości (udziału) składnika zmiennego na rachunku W tabeli na rysunku 5 wykazano pełne roczne koszty za energię w sprzedaży detalicznej (na rachunkach). W praktyce działalności prosumenckiej (funkcjonowanie w sieci) duże znaczenie ma także wysokość stawki zmiennej w taryfie płaconej za energię czynną wraz z opłatą dystrybucyjną zmienną. Pełny składnik zmienny ceny (taryfy) za energię jest także podstawą do dalszych obliczeń oszczędności na rachunku za energię, jakie są możliwe po zrealizowaniu inwestycji prosumenckiej. Najbardziej optymalnie, w sensie ekonomicznym, zaprojektowana instalacja w proponowanym 19

20 w projekcie ustawy o OZE systemie wsparcia, powinna całość wyprodukowanej energii zużywać na potrzeby własne (idealne rozwiązanie) i pozwalać na zwrot nakładów wyłącznie z oszczędności na rachunku. Na rysunku 6 przedstawiono dane dotyczące rocznych oszczędności z tytułu energii niezużytej w wyniku montażu mikroinstalacji fotowoltaicznej o mocy 3 kwp w systemie bez net metering. Ilość tej energii należy rozumieć, jako energię elektryczną wyprodukowaną w elektrowni fotowoltaicznej, którą prosument zużywa na pokrycie własnych potrzeb i niepobieraną z sieci elektroenergetycznej. Uwzględniając stawkę zmienną w koszcie energii elektrycznej wyznaczono koszty energii zaoszczędzonej w kolejnych miesiącach w roku, mając na uwadze, iż właściciel mikroinstalacji pokrywa koszty stałe energii elektrycznej w swoich rozliczeniach z ustawowo wyznaczonym sprzedawcą energii zobowiązanym tzw. Zakładem Energetycznym. Roczne oszczędności energii elektrycznej wyprodukowanej w systemie fotowoltaicznym w modelu bez net meteringu wynoszą niemal 953 kwh, co średniorocznie odpowiada kwocie około 575 zł. Rysunek 6 Oszczędności na energii niezakupionej z sieci w przypadku rozliczania w systemie bez net metering Na rysunku 7 przedstawiono dane dotyczące rocznych oszczędności z tytułu energii zaoszczędzonej w wyniku montażu mikroinstalacji fotowoltaicznej o mocy 3 kwp w systemie net metering. Ilość tej energii ponownie definiowana jest, jako energia elektryczna wytworzona w elektrowni fotowoltaicznej, którą prosument zużywa na pokrycie własnych potrzeb i nie jest pobierana z sieci elektroenergetycznej. Uwzględniając stawkę zmienną w koszcie energii elektrycznej wyznaczono koszty energii zaoszczędzonej w dwóch półroczach, mając na uwadze, iż właściciel mikroinstalacji 20

21 pokrywa koszty stałe energii elektrycznej w swoich rozliczeniach z Zakładem Energetycznym. Roczne oszczędności energii elektrycznej wyprodukowanej w systemie fotowoltaicznym w systemie net metering wynoszą ponad 2770 kwh, co odpowiada kwocie około 1675 zł na rok. Rysunek 7 Oszczędności na energii niezakupionej z sieci w przypadku rozliczania w systemie net metering Na rysunku 8 zestawiono porównanie oszczędności z tytułu energii zaoszczędzonej (niezakupionej z sieci elektroenergetycznej) w systemie rozliczania net metering i bez net metering. Porównanie obejmuje projekcję oszczędności przez okres 15 lat do roku 2030, przy uwzględnieniu prognozy wzrostu cen detalicznych energii elektrycznej (stawka zmienna, por. rysunek 3). Na podstawie zamieszczonych wartości wyraźna jest przewaga kosztów zaoszczędzonej energii przez prosumenta rozliczanego w systemie net metering. Średnio właściciel mikroinstalacji fotowoltaicznej o mocy 3 kwp zaoszczędzi rocznie około 3-krotnie więcej w przypadku rozliczania półrocznego niż bez net metering i trend ten jest obserwowany w rozpatrywanej perspektywie czasu do 2030 roku. 21

22 Rysunek 8 Prognoza oszczędności z tytułu energii niezakupionej z sieci w systemie net metering i bez net metering W okresie 15 lat eksploatacji instalacji w różnych modelach rozliczeń sumy oszczędności, w przypadku rozliczeń na zasadzie 6-miesięcznego net metering wynoszą zł i są niemalże trzykrotnie wyższe od sumy oszczędności w przypadku rozliczeń prosumenta z Zakładem Energetycznym na bieżąco ( zł). Korzyść po stronie prosumenta z tytułu skorzystania z net metering, który jest zawsze słabszą stroną w transakcjach na rynku energii, oznacza jednocześnie umniejszenie korzyści dla sprzedawcy energii z sieci. Uzyskane wyniki posłużą do dalszych, bardziej złożonych analiz porównawczych wysokości płaconych rachunków (p. II) i pełnych analiz ekonomicznych (p. III). II. Porównanie rachunków za energię elektryczną w przypadku inwestycji w mikroinstalacji fotowoltaiczną (z rozliczaniem w systemie net metering i bez net metering) oraz w wersji referencyjnej, tj. przy braku realizacji inwestycji (całe zapotrzebowanie na energię elektryczną pokrywane z sieci) Na rysunku 9 przedstawiono porównanie rocznych opłat za energię elektryczną pobieraną z sieci w trzech konfiguracjach: w przypadku użytkowania mikroinstalacji fotowoltaicznej o mocy 3 kwp w systemie net metering, bez net metering oraz w przypadku braku realizacji inwestycji, tj. wtedy, 22

23 kiedy całe zapotrzebowanie na energię elektryczną pokrywane jest z sieci elektroenergetycznej. Koszt energii przedstawiono uwzględniając prognozę cen energii elektrycznej do 2030 roku. Na podstawie zestawionych danych można stwierdzić, iż w przypadku rozliczania przez prosumenta energii w systemie net metering, tj. w konsekwencji zwiększenia na rachunku (nie chodzi tu o saldo bieżących fizycznych przepływów energii) składnika zużycia własnego i mniejszego udziału energii pobieranej z sieci, rachunki za energię elektryczną, pomimo prognozowanego wzrostu cen energii będą najniższe. Rozliczanie prosumenta bez net metering wpływa na obniżenie rachunków za energię, jednak nie w takim stopniu, jak przy rozliczaniu półrocznym. Przy pokrywaniu rocznych potrzeb energetycznych gospodarstwa domowego wyłącznie z sieci, spodziewane rachunki za energię są kilkanaście razy wyższe niż dzięki posiadaniu mikroinstalacji fotowoltaicznej, a z kolejnymi latami trend ten jest jeszcze bardziej zauważalny. Rysunek 9 Porównanie wysokości rocznych rachunków za energię elektryczną w systemie net metering i bez net metering oraz przy braku realizacji inwestycji z prognozą do 2030 roku Długofalowe i zauważalne obniżenie kosztu energii pobieranej z sieci cechuje eksploatacja systemu fotowoltaicznego w systemie net metering. Warto jednak pamiętać, że w powyższych analizach nie uwzględniono kosztów kapitału ani nawet niezbędnych odpisów amortyzacyjnych tak, aby 23

24 w analizowanym okresie możliwe było odłożenie środków na odnowienie majątku wytwórczego w momencie wycofania z użytkowania pierwszej mikroinstalacji. III. Analizy opłacalności inwestycji prosumenckiej dla różnych modeli finansowania i kosztów finansowych Przeprowadzono symulację kosztów spłaty inwestycji w trzech różnych konfiguracjach. Pierwsza z nich (A) nie uwzględnia finansowania inwestycji z kredytu bankowego lub z uzyskaniem dotacji uwzględniono w niej finansowanie inwestycji wyłącznie ze środków własnych inwestora mikroinstalacji z zamiarem comiesięcznego odkładania stawek amortyzacji na odtworzenie inwestycji. Druga metoda finansowania inwestycji (B) uwzględnia zaciągnięcie komercyjnego kredytu bankowego. W trzeciej natomiast, inwestor jest beneficjentem w Programie Priorytetowym Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Prosument, tj. linii dofinansowania z przeznaczeniem na zakup i montaż mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii, który obejmuje dotację z kredytem na preferencyjnych warunkach do 100% kosztów kwalifikowanych inwestycji. We wszystkich wymienionych powyżej konfiguracjach uwzględniono okres spłaty nakładów inwestycyjnych na 15 lat oraz przyjęto odpowiednie dla każdego sposobu finansowania założenia początkowe. W przypadku finansowania w ramach Programu Priorytetowego Prosument, w związku z aktualnym etapem i stanem wiedzy, przyjęto założenia wynikające z pełnej treści programu dofinansowania dla osób fizycznych 9. Środki na dotacje dla osób fizycznych na zakup i montaż mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii zostaną uruchomione po przyjęciu odpowiednich zmian legislacyjnych w ustawie Prawo ochrony środowiska. A. Wariant: bez kredytu, z uwzględnieniem amortyzacji środków trwałych Na rysunku 10 przedstawiono koszty amortyzacji środka trwałego w postaci mikroinstalacji fotowoltaicznej o mocy 3 kwp. Inwestycja zakłada wyłącznie wykorzystanie środków własnych inwestora (nieoprocentowanych) i nie obejmuje innych źródeł finansowania w postaci kredytu bankowego lub innych form dofinansowania. Amortyzacją nazywa się zmniejszenie wartości dobra kapitałowego w czasie w wyniku jego eksploatacji lub starzenia się. W rozpatrywanym przypadku przyjęto założenie, że inwestycja zostanie zamortyzowana w ciągu 15 lat oraz pominięto wartość

25 rezydualną (końcową). Amortyzację wyznaczono metodą liniową. Polega ona na odpisywaniu stałej raty takiego samego odsetka wartości środka trwałego. Oparta jest na założeniu, że zużycie środka trwałego i utrata jego wartości jest taka sama w każdym okresie. W rozpatrywanym przypadku roczny odsetek wartości nakładów na budowę instalacji fotowoltaicznej wynosi niecałe 1500 zł. Rysunek 10 Prognoza finansowania inwestycji ze środków własnych inwestora (bez kredytu) z uwzględnieniem amortyzacji na okres 15 lat Prosty okres zwrotu inwestycji (SPBT) z uwzględnieniem odpisów na amortyzację (uwaga: dla prosumenta w myśl ustawy o osobach fizycznych, amortyzacja nie jest kosztem podatkowym) wynosi odpowiednio: net metring: SPBT 13 lat; bez net metering: SPBT 23 lata. B. Wariant: realizacja inwestycji w bankowym kredycie komercyjnym Na rysunku 11 przedstawiono koszty spłaty mikroinstalacji fotowoltaicznej o mocy 3 kwp finansowanej w całości w komercyjnym kredycie bankowym (bez wkładu własnego). Nie ma jeszcze ustalonej praktyki bankowej i zasad rynkowych finansowania instalacji prosumenckich w Polsce. Nie wiadomo też, jak sektor bankowy oceni ryzyko w systemie finansowania inwestycji prosumenckich według zasad zaproponowanych w rządowym projekcie ustawy o OZE i jak będą kształtować się stawki prowizji i oprocentowania kredytów oraz wymagane zabezpieczenia. W pierwszym przybliżeniu przyjęto rzeczywistą roczną stopę oprocentowania kredytu (RRSO) poprzez analizę dostępnych na rynku 25

26 kredytów bankowych konsumenckich niehipotecznych i wybór przeciętnego poziomu oprocentowania kredytu. RRSO w związku z powyższym wynosi 12,33%, a okres kredytowania jest równy 15 lat (180 miesięcy). W przypadku zabezpieczenia kredytu hipoteką i uznania przez bank inwestycji jako mało ryzykownej, RRSO (oprocentowanie kredytu) może spaść do 8% (kredyty na rynku mieszkaniowym). W analizach przyjęto stałe oprocentowanie kredytu w okresie maksymalnie 15 lat (w praktyce oprocentowanie jest zmienne i zależne od WIBOR). Szczegółowe założenia do analiz finansowych dla kredytu bankowego konsumenckiego, bez zabezpieczenia hipotecznego i analiz finansowych przedstawione są na rysunku 11. Uwzględniając te zależności oraz wysokość nakładów inwestycyjnych na budowę mikroinstalacji ( zł), miesięczna rata kredytu bankowego wynosi około 274 zł, natomiast roczny koszt to około 3291 zł. Zauważalny jest udział sumy rat odsetkowych w całkowitej sumie rat kredytu, który przekracza koszt instalacji. W porównaniu do finansowania inwestycji w całości ze środków własnych, całkowity koszt inwestycji jest ponad 2-krotnie wyższy. Niemniej, zastosowanie pierwszej metody finansowania wiąże się jednak z koniecznością posiadania przez inwestora dużego początkowego kapitału własnego na pokrycie kosztów zakupu i montażu mikroinstalacji fotowoltaicznej. W przypadku zaciągnięcia kredytu bankowego, korzystnie na symulację spłat zadłużenia wpływa również posiadanie kapitału/wkładu własnego, jednak zależny jest on od możliwości finansowych inwestora oraz warunków danego kredytu oferowanego przez bank. 26

27 Rysunek 11 Prognoza finansowania inwestycji w kredycie komercyjnym na 100% nakładów finansowych na okres 15 lat W przypadku wyznaczenia prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych dla formy finansowania w ramach kredytu komercyjnego (rysunek 12), zauważalny jest bardzo długi okres (aż 47 lat) w systemie rozliczania bez net metering. W odniesieniu do zastosowania rozliczania półrocznego, otrzymany okres zwrotu (27 lat) również nie jest satysfakcjonujący z punktu widzenia prosumenta inwestującego w mikroinstalację fotowoltaiczną. Na wartości te niewątpliwie wpływają bieżące koszty operacyjne, do których zalicza się również wówczas raty odsetkowe. W porównaniu do finansowania inwestycji w całości ze środków własnych, koszty operacyjne w ciągu 15 lat przy zaciągnięciu kredytu wzrastają ponad 10-krotnie. 27

28 Rysunek 12 Porównanie prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych w systemie bez net metering i net metering przy finansowaniu z kredytu komercyjnego konsumenckiego Analogiczne obliczenia wykonano również dla kredytu zabezpieczonego hipoteką w wysokości 8%. Wyniki analizy przedstawione są na rysunku 13. Rysunek 13 Porównanie prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych w systemie bez net metering i net metering przy finansowaniu z kredytu komercyjnego hipotecznego W przypadku obniżenia stopy kredytu z ok. 12% do 8% okresy zwrotu nakładów spadają do odpowiednio 37 lat (bez net metering) i 22 lat (z net metering). Wyniki obliczeń wskazują zatem na duży wpływ stopy oprocentowania kredytu komercyjnego na wyniki ekonomiczne inwestycji prosumenckich. Obniżenie stopy oprocentowania z ok. 12% do 8% prowadzi do skrócenia prostego okresu zwrotu nakładów o około 20%. 28

29 C. Wariant: realizacja inwestycji w kredycie preferencyjnym z dotacją w ramach Programu Priorytetowego Prosument Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej W ramach Programu Priorytetowego Prosument osoby fizyczne, inwestujące w zakup i montaż mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii mogą ubiegać się o przyznanie kredytu na preferencyjnych warunkach wraz z dotacją do 100% kosztów kwalifikowanych. Finansowanie ze środków uruchomionych w Programie Prosument stanowi trzecią rozpatrywaną w niniejszej analizie formę pokrycia nakładów inwestycyjnych. Linia dofinansowania zakupu mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii dla osób fizycznych nie została jeszcze uruchomiona, w związku z oczekiwaniem na odpowiednie zmiany legislacyjne w ustawie Prawo ochrony środowiska. W związku z powyższym, w opracowaniu przyjęto założenia finansowe wynikające z pełnej treści programu, udostępnionej przez NFOŚiGW, które brzmią następująco: 7.1 Formy dofinansowania 1) środki udostępnione bankom z przeznaczeniem na dotacje; 2) środki udostępnione bankom z przeznaczeniem na udzielenie kredytów bankowych. 7.2 Intensywność dofinansowania 1) dofinansowanie w formie pożyczki wraz z dotacją łącznie do 100% kosztów kwalifikowanych instalacji wchodzących w skład przedsięwzięcia, w tym w formie dotacji: a) do 15% dofinansowania dla instalacji do wytwarzania ciepła z OZE, a w okresie lat do 20% dofinansowania; b) do 30% dofinansowania dla instalacji do wytwarzania energii elektrycznej z OZE, a w okresie lat do 40% dofinansowania; 2) w przypadku instalacji hybrydowych, udział procentowy dofinansowania w formie dotacji ustalany jest jako średnia ważona udziałów procentowych określonych w pkt 1 lit. a) - b), odpowiednio do rodzaju instalacji, proporcjonalnie do ich mocy znamionowej. 7.3 Warunki dofinansowania a) kredyt wraz z dotacją na realizację przedsięwzięcia udzielany jest przez bank ze środków udostępnionych przez NFOŚiGW b) udostępnienie środków bankowi nastąpi na podstawie umowy zawartej z NFOŚiGW; 29

30 c) środki udostępniane będą na wniosek banku, w terminach i na warunkach określonych w umowie o udostępnienie środków; d) bank ustanawia zabezpieczenie udzielonego kredytu wraz z dotacją; bank gwarantuje zwrot udostępnionych środków na rzecz NFOŚiGW w przypadkach określonych w umowie o udostępnienie środków; e) kapitał i odsetki z tytułu oprocentowania kredytu spłacane są zgodnie z warunkami umowy o udostępnienie środków; f) kontrolę prawidłowości realizacji przedsięwzięcia i wykorzystania środków z udzielonego kredytu wraz dotacją, w ramach swoich działań przeprowadza bank; g) bank zapewnia zgodność pomocy publicznej z zasadami jej udzielania oraz realizuje inne obowiązki podmiotu udzielającego pomocy publicznej; 1) warunki udzielania dofinansowania przez banki beneficjentom: a) oprocentowanie stałe kredytu bankowego 1% w skali roku; b) wynagrodzenie banku z tytułu realizacji umowy kredytu wraz z dotacją pobierane od beneficjenta w okresie kredytowania, w łącznej wysokości nie przekraczającej rocznie 1% kwoty kredytu pozostałego do spłaty; dopuszcza się, aby w pierwszym roku kredytowania wysokość wynagrodzenia pobieranego przez bank wynosiła nie więcej niż 3% kwoty wypłaconego kredytu; od kwoty dotacji ze środków udostępnionych przez NFOŚiGW bank nie pobiera żadnych opłat i prowizji; c) okres finansowania: kredyt może być udzielony na okres nie dłuższy niż 15 lat. Okres finansowania jest liczony od daty pierwszej planowanej wypłaty transzy kredytu do daty planowanej spłaty ostatniej raty kapitałowej; d) okres karencji: przy udzielaniu kredytu może być stosowana karencja w spłacie rat kapitałowych liczona od daty wypłaty ostatniej transzy kredytu, do daty spłaty pierwszej raty kapitałowej, lecz nie dłuższa niż 6 miesięcy od daty zakończenia realizacji przedsięwzięcia; e) maksymalny okres realizacji przedsięwzięcia wynosi 18 miesięcy od daty zawarcia umowy kredytu; f) warunkiem wypłaty środków kredytu wraz z dotacją będzie przedłożenie przez beneficjenta umowy z wybranym wykonawcą, zawierającej m.in.: zobowiązanie do montażu instalacji zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa i zaleceniami producenta, 30

31 potwierdzenie przez wykonawcę spełnienia przez instalację wszystkich kryteriów programu priorytetowego, określenie przez wykonawcę gwarantowanej wielkości rocznego uzysku energii z instalacji, który to parametr może służyć do weryfikacji działania instalacji poprzez porównanie ze wskazaniami liczników wyprodukowanej energii, odpowiedzialność wykonawcy z tytułu rękojmi w okresie 3 lat od daty uruchomienia instalacji; g) wymagana jest wysoka jakość instalowanych urządzeń, potwierdzona dokumentami określonymi w załączniku do programu Wymagania techniczne oraz gwarancja producentów głównych elementów urządzeń na okres nie krótszy niż 5 lat od daty uruchomienia instalacji. h) dotacja wypłacana jest przez bank po potwierdzeniu przez bank zrealizowania przedsięwzięcia oraz osiągnięcia efektu ekologicznego, który zostanie uzyskany po osiągnięciu efektu rzeczowego; i) dofinansowaniu nie podlegają przedsięwzięcia zrealizowane przed dniem złożenia wniosku o kredyt wraz z dotacją; j) beneficjent zobowiązany jest do przekazywania danych o wielkości produkcji energii ze źródeł odnawialnych zgodnie z warunkami określonymi w umowie o kredyt wraz z dotacją; k) beneficjent zobowiązany jest do ponoszenia należności publiczno prawnych związanych z dofinansowaniem przedsięwzięcia, w szczególności uiszczania należnego podatku dochodowego; l) na jeden budynek mieszkalny może być udzielone jedno dofinansowanie w ramach programu. Uwzględniając powyższe warunki udzielenia dofinansowania, wykonano analizę ekonomiczną realizacji inwestycji w ramach PP Prosument, a jej założenia i podsumowujące wyniki zestawiono na rysunku 14. Oprócz dotacji, nowym elementem niezbędnym do uwzględnienia w rachunku ekonomicznym, jest podatek dochodowy (18% od kwoty dotacji), opłacany najpóźniej do końca kwietnia kolejnego roku po roku, w którym udzielono dotacji. 31

32 Koszt instalacji ,20 zł Dotacja 40% Kredyt 60% Koszt instalacji z dotacją ,92 zł Kwota dotacji 8 981,28 zł Kwota kredytu ,92 zł Oprocentowanie kredytu 1% Prowizja banku w pierwszym roku kredytu 3% Prowizja banku w kolejnych latach 1% Całkowity okres kredytowania (miesiące) 180 Karencja (miesiące) 6 Okres kredytowania z karencją 174 Stopa podatku dochodowego 18% Miesiąc, w którym opłacony jest podatek 5 Rysunek 14 Założenia i wyniki analizy finansowania w ramach PP "Prosument" W przypadku wyznaczenia prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych dla formy finansowania w ramach preferencyjnego kredytu z dotacją (rysunek 15), zauważalny jest bardzo długi okres (aż 36 lat) w systemie rozliczania bez net metering. W odniesieniu do zastosowania rozliczania półrocznego, otrzymany okres zwrotu również nie jest satysfakcjonujący z punktu widzenia prosumenta inwestującego w mikroinstalację fotowoltaiczną. Na wartości te niewątpliwie wpływają wysokie koszty eksploatacyjne, do których zalicza się również wówczas raty odsetkowe, prowizje bankowe w każdym roku okresu kredytowego oraz podatek dochodowy od uzyskanej dotacji. Rysunek 15 Porównanie prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych w systemie net metering i bez net metering przy finansowaniu z PP Prosument W tabeli 4 zestawiono porównawcze wyniki prostych okresów zwrotu inwestycji w mikroinstalacji fotowoltaiczną w sposobie rozliczania w systemie net metering i bez net metering dla trzech przeanalizowanych wcześniej form finansowania. We wszystkich rozpatrywanych sposobach 32

33 finansowania, krótszy okres zwrotu nakładów przypada w odniesieniu do rozliczania półrocznego w systemie net metering. W systemie bez net metering SPBT wydłuża się bez względu na rodzaj finansowania. W związku z tym, wprowadzenie rozliczania w systemie net metering stanowi na korzyść prosumenta. Rozpatrując przeanalizowane sposoby finansowania inwestycji, najkrótszy okres zwrotu nakładów dotyczy finansowania ze środków własnych inwestora, bez zaciągania kredytu bankowego lub kredytu wraz z dotacją ( Prosument ). Najszybciej zwróci się instalacja, która została zakupiona ze środków własnych i dodatkowo produkcja energii w niej wytwarzanej rozliczana jest w systemie net metering. Najdłuższe okresy zwrotu SPBT charakteryzują inwestycję ze środków pozyskanych w kredycie bankowym, a wynika to z wysokich kosztów operacyjnych i rat odsetkowych, którymi kredyt jest obarczony. Taka inwestycja nie zwróci się wcześniej, niż po 27 latach (lub po 22 latach w przypadku korzystnego kredytu hipotecznego). W przypadku uzyskania dotacji w ramach PP Prosument, uzyskane wyniki rozczarowują, zwłaszcza w obliczu entuzjazmu decydentów oraz twierdzeń, iż uruchomienie tej linii dofinansowania wpłynie na stabilny rozwój rynku mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii. W obecnym stanie prawnym, bez net metering, nakłady inwestycyjne zwrócą się po około 36 latach. Wprowadzenie net metering nadal niewystarczająco poprawia wynik, skracając go do 21 lat. Nie przemawia to zatem za podjęciem inicjatywy i decyzji o inwestycji w mikroinstalacji odnawialnych źródeł energii. Długie okresy zwrotu inwestycji wynikają przede wszystkim, co udowodniono w powyższej analizie ekonomicznej, z wysokich kosztów eksploatacyjnych, w tym prowizji bankowych, podatków od uzyskanej dotacji, a zatem wielu kosztów ukrytych, którymi beneficjent programu jest jednak obciążony. Podsumowując, najbardziej opłacalną, ale nadal nieuzasadnioną ekonomicznie formą sfinansowania inwestycji w mikroinstalacje OZE jest finansowanie w całości ze środków własnych (tzn. z pominięciem kosztów kapitału). Wiąże się to jednak z koniecznością posiadania wysokiego, ze względu na poziom nakładów inwestycyjnych, wkładu własnych oszczędności, co w przypadku większej części polskiego społeczeństwa jest niemożliwe. Aby pozostałe formy finansowania były relatywnie opłacalne dla potencjalnego inwestora, jedynym obszarem, który wpłynie na skrócenie okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych, jest ponowna weryfikacja stawki za energię pochodzącą z nadwyżek produkcji i wprowadzaną do sieci elektroenergetycznej, gdyż w obecnym stanie (80% ceny energii z roku poprzedzającego), okresy zwrotu kosztów instalacji są argumentem, który w zdecydowanej mierze definiuje negatywną postawę potencjalnych i właścicieli instalacji przyłączonych do sieci. Jak widać z powyższych analiz nawet zwiększenie tej stawki do 100% ceny energii z roku poprzedniego nie przyniesie odpowiednich skutków. Dlatego należy rozważać wsparcie w oparciu o zoptymalizowane taryfy stałe. 33

34 34

35 Tabela 4 Porównanie prostego okresu zwrotu nakładów inwestycyjnych SPBT w zależności od formy finansowania inwestycji FORMA FINANSOWANIA NET METERING BEZ NET METERING Bez kredytu 13 lat 23 lata Kredyt komercyjny konsumencki 27 lat 47 lat Kredyt komercyjny hipoteczny 22 lata 37 lat PP Prosument 21 lat 36 lat Szczegółowe wyniki analizy dla trzech rozpatrywanych form finansowania inwestycji w systemie rozliczania net metering i bez net metering zawierają tabele w Załączniku Dyskusja uzyskanych wyników analiz ekonomicznych w kontekście realnego wpływu programu dotacji na realizację inwestycji prosumenckich oraz oceny skutków projektu ustawy o OZE w tym zakresie 7.1 Ocena wpływu Programu Priorytetowego NFOŚiGW Prosument na rozwój sektora mikroinstalacji OZE w Polsce do 2020 roku jako rozwiązania systemowego Wyniki analiz ekonomicznych z uwzględnieniem kosztu kapitału wskazały na pewną poprawę wyników ekonomicznych o ile inwestor korzysta z dotacji (z kredytami) w ramach programu Prosument. Taka możliwość jest tez podnoszona przez autorów projektu regulacji. Warto zatem zweryfikować, jaki może być rzeczywisty wpływ programu na realizację scenariuszu rozwoju energetyki prosumenckiej zarysowanego w KPD i ocenie skutków regulacji (OSR). Program Prosument nie jest rozwiązaniem o charakterze systemowym wspierającym rozwój sektora energetyki prosumenckiej. Wynika to z faktu, iż nie jest on wpisany w szerszą strategię rozwoju sektora mikroinstalacji na poziomie państwa, a jest wyłącznie impulsowym mechanizmem wprowadzającym kredyt preferencyjny z dotacją w wysokości 800 mln złotych na nieukształtowany i nieprzygotowany do tego rynek. W krótkoterminowym horyzoncie czasowym może to doprowadzić do przejściowego przyrostu liczby wybranych typów mikroinstalacji, zwłaszcza, jeśli uwzględnia się obecny stan rozwoju tego sektora w Polsce, tzn. w praktyce jego brak. Jednak budowa trwałego rynku i wykorzystanie 35

36 rzeczywistego potencjału energetyki prosumenckiej wymaga wiążących rozwiązań systemowych na poziomie rządowym. Środki dostępne w programie Prosument oraz zaproponowane mechanizmy dofinansowania mogą być dodatkowym impulsem do rozwoju rynku w Polsce. Mogą także wzbudzić zainteresowanie społeczne oraz rozpropagować ideę energetyki prosumenckiej. Jednakże w żadnym razie nie mogą być traktowane jako podstawowy, czy nawet uzupełniający instrument zapewniający opłacalność inwestycji w mikroinstalacje OZE. Wynika to głównie ze skali dostępnych środków, które są nieporównywalne z wartością rynku mikroinstalacji. Rynek może się rozwijać tylko wtedy, gdy staje się rynkiem masowym, a stając się rynkiem masowym najszybciej spadają koszty technologii w tym rynku uczestniczących. Masowy rozwój mikroinstalacji, zapewniający trwałe wpisanie tego sektora w gospodarkę energetyczną Polski oznacza konieczność wygenerowania trwałych inwestycji prywatnych sięgających według analiz IEO 44 mld złotych w latach Jest to kwota wynikająca wprost z zapisów jedynego obecnie istniejącego w tym zakresie dokumentu rządowego na poziomie kraju, jakim jest Krajowy Plan Działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych (KPD), przyjęty przez Radę Ministrów w grudniu 2010 roku. To na bazie tych założeń i przedstawionej w nim ścieżki rozwoju małych instalacji OZE, sformułowany został przez IEO w 2013 roku Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii do W tabeli 5 przedstawiono prognozę rozwoju energetyki prosumenckiej (zasadniczo mikroinstalacje). Tabela 5 Obroty skumulowane na rynku sprzedaży i instalacji urządzeń, mln zł (w PL'2012). Źródło: Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii do 2020 Porównanie wielkości całkowitego budżetu programu Prosument na wsparcie inwestycji w latach (800 mln zł) z całością potrzebnych nakładów inwestycyjnych (44 mld zł) wskazuje na niewielki udział programu dotacji w tym krajowym programie inwestycji prosumenckich. W cytowanym wyżej dokumencie stwierdzono, że realizacja zapisów KPD powinna skutkować powstaniem w Polsce mikroinstalacji OZE, które dostarczyłyby ponad 18% energii elektrycznej i 66% 36

37 ciepła wymaganego do osiągnięcia krajowego celu na 2020 rok w postaci 15% udziału energii z OZE w zużyciu energii. Ogółem, w roku 2020 w Polsce mogłoby działać 2,5 mln mikroinstalacji OZE (74% z nich do produkcji ciepła). W tabeli 6 przedstawiono scenariusz wzrostu liczby mikroinstalacji (w przybliżeniu, z wyłączeniem instalacji hybrydowych) z podziałem na wytwórców ciepła i energii elektrycznej. Tabela 6 Scenariusz wzrostu liczby sztuk mikroinstalacji w Polsce. Źródło: Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii do 2020 Bazując na podziale środków na instalacje do produkcji ciepła i energii elektrycznej przyjętym w Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii do 2020 oraz zaglądając w plan wydatkowania całkowitego budżetu programu Prosument w latach określono indykatywny podział środków programu na dotacje przeznaczone na wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła i zestawiono w tabeli 7. Tabela 7 Indykatywny plan wydatkowania dotacji z programu Prosument Przy powyższych założeniach rozkład dotacji na instalacje do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła wynosi jak 2/3 do 1/3. Dotacje na energię elektryczną wynoszą 245 mln zł, a na mikroinstalacje do wytwarzania ciepła odpowiednio 122,5 mln zł (razem 367,5 mln zł). Przy założeniu wykorzystania tych środków z programu Prosument na dotacje równomiernie w latach (dotacje na wytwarzanie energii elektrycznej 40% w latach oraz 30% do 2020 roku, dla ciepła odpowiednio 20 i 15%), wysokość samych dotacji wynosi 375,5 mln zł, a udział tych środków w kosztach realizacji scenariusza rozwoju mikroinstalacji może wynieść jedynie 1,2% dla energii elektrycznej i 0,6% dla ciepła. Równocześnie, zakładając średni koszt instalacji prosumenckiej 37

38 na poziomie wynikającym z oszacowań Krajowego Planu Rozwoju Mikroinstalacji dotacje mogą w latach wesprzeć tylko około potencjalnych, a zatem 3,6% możliwego rynku. Program Prosument może mieć zatem, w stosunku do potrzeb, znikomy udział w rozwoju sektora mikroinstalacji w Polsce, zarówno od strony ogólnego budżetu (1,8% potrzebnych środków), jak i rozkładu środków dotacyjnych na wsparcie źródeł wytwarzania energii elektrycznej (1,2%), jak i ciepła (0,6%). Program Prosument ma też bardzo ograniczony udział w tworzeniu wolumenu instalacji prosumenckich (3,6% wszystkich prognozowanych). Program Prosument nie może być zatem traktowany jako systemowy instrument wsparcia sektora mikroinstalacji, a jedynie jako program pilotażowy z komponentem edukacyjnym. Warto podkreślić, że szczególną rolą programu powinno być promowanie ciepła z mikroinstalacji OZE. Błędem jest zatem używanie programu Prosument jako instrumentu wdrożenia KPD w obszarze mikroinstalacji jako uzasadnienia dla określania w projekcie ustawy o OZE intensywności wsparcia eksploatacyjnego, co niestety ma miejsce. 7.2 Komentarz do prezentacji Ministerstwa Gospodarki pt. Wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacji ratio legis przyjętych rozwiązań z dnia roku Rządowy projekt ustawy o OZE wraz z dokumentami towarzyszącymi (uzasadnienie i OSR) nie zawiera analiz ekonomicznych dla segmentu mikroinstalacji i nie potwierdza tezy, że proponowane instrumenty wsparcia (cena sprzedaży nadwyżek i rozliczenie na zasadzie net metering) zapewniają opłacalność inwestycji z punktu widzenia prosumenta. Autorzy rządowego projektu ustawy o OZE prezentują jednak (poza formalnym OSR) wyniki analiz, które taką tezę maja potwierdzić. Uwagi poniższe odnoszą się do pierwszej części powyższej prezentacji, dotyczącej wytwarzania energii elektrycznej w mikroinstalacji przez osobę fizyczną i zostały zestawione w tabeli zbiorczej poniżej. Slajd Komentarz 38

39 Profil zużycia energii elektrycznej przez osobę fizyczną jest dość mocno uproszony i liniowy. Pomimo, iż wartość rocznego zużycia energii elektrycznej jest poprawna, to zamieszczony kształt krzywej profilu w znacznym stopniu odbiega od typowych (rzeczywistych) zmiennych wartości godzinowego zużycia energii elektrycznej. W związku z przyjętym uproszczonym profilem zużycia energii elektrycznej, dobowe saldo również naznaczone jest dużym uogólnieniem. Zwłaszcza w miesiącach wiosenno-letnich, kiedy długość dnia jest wyższa, a południe słoneczne przesuwa się w stronę godzin porannych, elektrownia fotowoltaiczna generuje energię elektryczną. Przyjęty poziom nakładów inwestycyjnych (CAPEX) jest zdecydowanie za niski, średnia cena systemu PV o mocy 2,5 kwp wynosi nie mniej niż zł. Koszty eksploatacyjne są również zbyt niskie (nie uwzględniają najpewniej kosztów ubezpieczenia i innych czynności serwisowych). Średnio roczne koszty eksploatacyjne wynoszą około zł. W analizie nie uwzględniono rocznej degresji (spadku sprawności) paneli fotowoltaicznych na poziomie około 0,5-1% rocznie. Zastanawia również nieuwzględnienie prognozy wzrostu cen energii przez sugerowany okres 20 lat eksploatacji instalacji. 39

40 Błędnie obliczony półroczny bilans. Wartości półroczne energii wytworzonej w mikroinstalacji PV są zróżnicowane w miesiącach letnich i zimowych, co zostało wykazane na slajdzie prezentującym uzysk z instalacji, natomiast do obliczeń wykorzystano uśrednioną wartość. Nadwyżki energii z instalacji są wyższe latem, a niższe zimą. Wpływa to na kolejne obliczane wartości. Przyjęty poziom nakładów inwestycyjnych (CAPEX) jest zdecydowanie za niski, średnia cena systemu PV o mocy 2,5 kwp wynosi nie mniej niż zł. Koszty eksploatacyjne są również zbyt niskie (nie uwzględniają najpewniej kosztów ubezpieczenia i innych czynności serwisowych). Średnio roczne koszty eksploatacyjne wynoszą około zł. W analizie nie uwzględniono rocznej degresji paneli fotowoltaicznych na poziomie około 0,5-1% rocznie. Zastanawia również nieuwzględnienie prognozy wzrostu cen energii przez sugerowany okres 20 lat eksploatacji instalacji. Podsumowując, w prezentacji pojawiają się uproszczenia i pojedyncze błędy, które mogą się kumulować i z punktu widzenia inwestora (prosumenta) mogą skutkować stratami finansowymi. Ponadto, nadużyciem jest wnioskowanie, iż Program Priorytetowy Prosument stanowi impuls do trwałego i stabilnego rozwoju sektora. Program nie jest bowiem dostępny dla wszystkich obywateli w związku z faktem ograniczonych na ten cel środków finansowych i zmniejszającego się w czasie dofinansowania do zakupu (z 40% do docelowo 30%). Dotacja w wysokości 40% ma obowiązywać tylko do końca 40