Minimalna cena sprzedaży energii elektrycznej oferowana na aukcji przez instalacje fotowoltaiczne do 1 MW w warunkach Polskich.

Transkrypt

1 mgr inż. Michał Raczkiewicz Zakład Statystyki i Prognoz ARE S.A Minimalna cena sprzedaży energii elektrycznej oferowana na aukcji przez instalacje fotowoltaiczne do 1 MW w warunkach Polskich. 1. Wprowadzenie Na łamach portalu cire.pl w artykule przedstawiono wyniki analiz opłacalności farmy fotowoltaicznej o mocy 1 MW umiejscowionej w okolicy Rzeszowa. Otrzymaliśmy od Państwa wiele cennych uwag, które skłoniły nas do napisania kolejnego artykułu poświęconego temu zagadnieniu. Ponieważ jednym z głównych zastrzeżeń dotyczących przedstawionej wówczas analizy były zbyt wysokie nakłady inwestycyjne, które dla przypomnienia, przyjęliśmy na poziomie 4,5 mln zł, postanowiliśmy dokonać przeliczeń dla wariantu zakładającego nakłady inwestycyjne na poziomie 3,4 mln zł. Z przeprowadzonych przez nas badań wynika, że od momentu zniesienia ceł na import chińskich paneli fotowoltaicznych, koszty zakupu tych urządzeń faktycznie uległy znacznemu obniżeniu w związku z czym dane założenie jest zasadne. Tym razem jednak, przebadano opłacalność ekonomiczną tego rodzaju inwestycji dla wielu lokalizacji na terenie kraju. W tym celu wyznaczono minimalną ceną energii elektrycznej oferowaną w systemie aukcyjnym przez daną instalację (zwaną dalej ceną graniczną ), przy której inwestycja jest opłacalna, tzn. stanowi alternatywne, atrakcyjne finansowo wykorzystanie kapitału przez inwestora. 2. Założenia techniczne Analizowaną jednostką, tak jak uprzednio, jest farma fotowoltaiczna o mocy do 1 MW, której umiejscowienie przebadano dla 59 różnych punktów na terenie Polski bazując na danych Ministerstwa Inwestycji i Rozwoju dla typowego roku meteorologicznego [1]. Sposób ułożenia paneli przyjęto bez zmian, tzn. moduły wolnostojące ustawione pod kątem nachylenia równym 30, zorientowane na południe, uwzględniając współczynnik refleksyjności podłoża na poziomie 0,25. W celu redukcji nakładów inwestycyjnych zmieniono rozpatrywany typ paneli. Obecnie w analizie założono, że instalacja składać się będzie z paneli o następujących parametrach technicznych: 1

2 Tabela 1 Podstawowe dane techniczne modelowych paneli fotowoltaicznych Powierzchnia czynna pojedynczego panelu: 1,49 m 2 Właściwości elektryczne [STC 1000 W/m 2, 25 C, AM 1,5] Napięcie jałowe modułu, VOC0 40,30 V Prąd zwarcia modułu, ISC0 9,91 I Napięcie w punkcje mocy maksymalnej, VMPP 32,84 V Prąd w punkcje mocy maksymalnej, IMPP 9,44 I Współczynnik wypełnienia, FF 77,62 % Maksymalna moc znamionowa, Pmax 310 W Sprawność znamionowa, ƞ 19,00 % Roczna utrata wydajności 0,62 % Współczynniki temperaturowe: Dla ISC 0,06 %/K Dla VOC -0,30 %/K Źródło: Opracowanie własne w oparciu o: [2] Metodykę obliczeń energetycznych przyjęto tożsamą w stosunku do poprzedniej analizy. Uwzględnia ona zarówno wahania sprawności uzależnione od temperatury ogniw jak i straty mocy na wyjściu z inwerterów. Rozkład średniorocznej produkcji energii elektrycznej dla poszczególnych województw z analizowanej farmy fotowoltaicznej przedstawia poniższa grafika. Rysunek 1 Średnia produkcja energii elektrycznej w poszczególnych województwach z farmy fotowoltaicznej o mocy 1 MW el w typowym roku meteorologicznym. Źródło: Opracowanie własne w oparciu o: [1], [3], [4], [5], [6]. Niski poziom produkcji na tle całego kraju cechuje północnozachodnia część Polski, gdzie najniższa generacja plasuje się na poziomie nie przekraczającym 830 MWh w ciągu roku (woj. lubuskie i pomorskie). Inaczej sytuacja wygląda na południowej i południowo-wschodniej części Polski, gdzie poziom produkcji energii elektrycznej z farmy fotowoltaicznej wynosi powyżej lub jest bliski 1000 MWh w roku. 2

3 3. Założenia finansowe Analizę finansową, tak jak uprzednio, przeprowadzono w rozbiciu miesięcznym, natomiast zamiast metody Free Cash Flow to Firm wykorzystano metodę Free Cash Flow to Equity (FCFE). W związku z tym za stopę dyskonta przyjęto koszt kapitału własnego inwestora na zakładanym uprzednio poziomie 8,5%. Analiza została dokonana w cenach stałych w związku z czym nominalną stopę dyskonta skorygowano o poziom zakładanej inflacji 2,5% przyjętej wg bieżącej polityki pieniężnej Polski [7]. Za punkt startowy w modelu ekonomiczno-finansowym przyjęto lipiec 2019 roku, natomiast analizowany okres obejmuje 25 lat eksploatacji wraz z czasem realizacji przedsięwzięcia, wynoszącym 19 miesięcy (z uwzględnieniem zarówno fazy planowania, jak i fizycznej budowy instalacji). Wsparcie inwestycji w postaci uczestnictwa w systemie aukcyjnym przyjęto na okres 15 lat, po którym sprzedaż energii odbywać się będzie na rynku hurtowym. Cenę rynkową energii elektrycznej określono na poziomie kosztu krańcowego zmiennego wytwarzania energii elektrycznej (scenariusz 27% celu OZE) w oparciu o wyniki analiz prognostycznych zawartych w projekcie Polityki Energetycznej do 2040 roku [8]. Nakłady inwestycyjne z wyłączeniem zakupu gruntu przyjęto na poziomie zł. Do tych kosztów zaliczono między innymi także wydatki związane fazą przygotowawczą, która obejmuje wszelkie koszty projektowe oraz te związane z pozyskaniem niezbędnych pozwoleń. Szczegółowe rozbicie nakładów przedstawiono w tabeli poniżej: Tabela 2 Koszty inwestycyjne analizowanej farmy fotowoltaicznej 1 MW Wyszczególnienie Koszty fazy przygotowawczej Zakup paneli fotowoltaicznych Koszt inwerterów Instalacja konstrukcji wsporczej i modułów oraz prace ziemne Wykonanie przyłącza System monitoringu, ogrodzenie i inne RAZEM Kwota ,00 zł ,00 zł ,00 zł ,00 zł ,00 zł ,00 zł ,00 zł Źródło: Opracowanie własne w oparciu o: [9], [10]. Do nakładów inwestycyjnych dodano zakup gruntów na potrzeby farmy o powierzchni 2,5 ha, których cena różni się w zależności od rozpatrywanej lokalizacji wg prezentowanej poniższej tabeli [11]: 3

4 Tabela 3 Ceny zakupu/sprzedaży użytków rolnych w IV kw według województw Województwo Grunt orny (klasy V, VI) zł/ha Dolnośląskie Kujawsko-pomorskie Lubelskie Lubuskie Łódzkie Małopolskie Mazowieckie Opolskie Podkarpackie Podlaskie Pomorskie Śląskie Świętokrzyskie Warmińsko-mazurskie Wielkopolskie Zachodniopomorskie Źródło: Do założeń koszów O&M uwzględniono dwie nowe pozycje w stosunku do poprzedniej pracy. Z uwagi na to, że moc zainstalowana jednostki jest większa od 500 kw to w bieżącej analizie przyjęto koszty związane z koniecznością bilansowania energii elektrycznej w systemie [12]. Ich wysokość przyjęto na poziomie około 20 zł za każdą MWh wprowadzoną do sieci ujętą jako stały comiesięczny wydatek na rzecz podmiotu bilansującego. Dodatkowo, uwzględniono koszty odtworzeniowe związane z wymianą inwerterów, występujące po upływie okresu gwarancyjnego zakładanego na 15 lat eksploatacji. Z uwagi na różne rozpatrywane lokalizacje, zmianie uległa jednostkowa stawka podatkowa od gruntu. Jej wysokość pozostaje w gestii lokalnych władz i dla rozpatrywanych lokalizacji zawiera się w przedziale 0,55-0,93 zł/m 2. Całkowite średnioroczne koszty O&M zawierające także opłatę serwisową, zużycie energii elektrycznej na potrzeby własne oraz koszt ubezpieczenia na wypadek zdarzeń losowych opiewają na poziomie około 113 tys. zł w pierwszych latach inwestycji. Wartość ta zwiększa się po okresie gwarancyjnym o dodatkowe 23 tys. zł w związku z koniecznością wymiany inwerterów [10], [13], [14]. W analizie uwzględniono preferencyjny podatek dochodowy dla małych podmiotów gospodarczych na poziomie 9% oraz stawkę amortyzacyjną 7%. Do podstawy amortyzacyjnej zaliczono koszty zakupu paneli i inwerterów, koszt instalacji konstrukcji wsporczej modułów i prac naziemnych oraz koszt wykonania przyłącza. Sposób finansowania projektu przebadano wariantowo w zależności od przyjętego poziomu dofinansowania. Zakładane dotacje wynoszą 0%, 20%, 40% oraz 60% nakładów początkowych. Dodatkowo, przyjęto, że pozostała część kosztów pokryta zostanie za pomocą środków własnych 4

5 i kredytu w proporcji 40%/60%. Roczną stawkę oprocentowania kredytu przyjęto jako sumę indeksu WIBOR 3M [15] i marży banku 3% przy rocznej kapitalizacji odsetek począwszy od dnia rozpoczęcia eksploatacji instalacji. W analizie przyjęto rozłożenie kredytu na 10 lat, spłacanego w comiesięcznych ratach. Dla wariantów, w których zakładane jest otrzymanie dofinansowania do nakładów inwestycyjnych skorygowano jednostkową cenę energii elektrycznej otrzymywaną w ramach systemu aukcyjnego odpowiednio o przyznane uprzednio środki pieniężne (Art. 39 ust. 5, Dz. U poz. 478). Dodatkowo, zredukowano podstawę amortyzacyjną proporcjonalnie do otrzymanego wsparcia. 4. Wyniki analizy Jako fundamentalne kryterium do wyznaczenia ceny granicznej oferowanej na aukcji przyjęto wartość bieżącą inwestycji netto (NPV) dla ostatniego miesiąca analizy. Warunkiem, dla którego dana inwestycja znajduje uzasadnienie ekonomiczne jest to, aby wartość NPV była większa lub równa zero w związku z czym wyznaczana cena spełnia poniższy warunek: NPV(cena graniczna ) = 0 Należy zaznaczyć tu fakt, że oferowana cena nie może przewyższać ceny referencyjnej dla danego koszyka aukcyjnego, która na obecnym poziomie wynosi 420 zł/mwh [16], gdyż wiązałoby się to z wykluczeniem z aukcji i brakiem udziału w systemie wsparcia. Uśrednione dla województw wyniki analizy przedstawiono w formie graficznej poniżej. Rysunek 2 Średnia cena graniczna sprzedaży energii elektrycznej dla poszczególnych województw - Wariant I i II Źródło: Opracowanie własne w oparciu o [17], [18] 5

6 Rysunek 3 Średnia cena graniczna sprzedaży energii elektrycznej dla poszczególnych województw Wariant III i IV Źródło: Opracowanie własne w oparciu o [17], [18] Przy braku dofinansowania do nakładów początkowych tylko w południowej części Polski uśredniona dla województw graniczna cena energii elektrycznej z farmy fotowoltaicznej jest niższa od bieżącej ceny referencyjnej. Wraz ze wzrostem dofinansowania sytuacja stopniowo poprawia się kolejno w województwach umiejscowionych w środkowej części Polski i dalej w północnowschodniej. W północnozachodniej części kraju pomimo dofinansowania na poziomie 60% do nakładów inwestycyjnych graniczna cena energii elektryczne wciąż pozostaje na wyższym poziomie od ceny referencyjnej. W tabeli poniżej przedstawiono wartości krańcowe oraz mediany dla analizowanych lokalizacji w rozdziale na poszczególne warianty. Tabela 4 Cena graniczna energii elektrycznej dla krańcowych wartości w rozróżnieniu dla wszystkich wariantów [zł/mwh] 0% 20% 40% 60% Lokalizacja dofinansowania dofinansowania dofinansowania dofinansowania Maksimum 540,25 510,75 481,24 452,05 Gorzów Wielkopolski Mediana 441,82 416,95 392,29 368,32 Hel Minimum 354,67 334,18 314,10 294,19 Racibórz Źródło: Opracowanie własne w oparciu o [17], [18] 5. Wnioski Minimalna cena oferowana na aukcji przez daną inwestycję jest silnie uzależniona od lokalizacji, co jest związane ze stopniem nasłonecznienia danego regionu. Obciążenia podatkowe oraz ceny gruntu nieznacznie wpływają na ostateczny wynik analizy. Na południu Polski cena ta jest relatywnie niższa 6

7 w stosunku do reszty kraju, co stwarza korzystniejsze warunki finansowe z punktu widzenia inwestora. Najbardziej korzystnym regionem pod inwestycje fotowoltaiczne w oparciu o przedstawioną analizę to tereny wokół miejscowości Racibórz, gdzie przy braku dodatkowego wsparcia do nakładów inwestycyjnych cena graniczna jest relatywnie niska w stosunku do bieżącej ceny referencyjnej. Z drugiej strony najmniej korzystne tereny pod dane przedsięwzięcie zlokalizowane są wokół Gorzowa Wielkopolskiego, gdzie pomimo znacznego wsparcia cena graniczna wciąż znacznie wykracza ponad cenę referencyjną. W analizie starano się przedstawić pełen wykaz kosztów związanych z eksploatacją dużej instalacji fotowoltaicznej. Założenia kredytowania przyjęto dość optymistycznie jednak pomimo to, instalacja fotowoltaiczna bez dodatkowego dofinansowania, tylko na wybranych terenach Polski wykazuje rentowność. Główny wpływ na to ma niski poziom produkcji energii elektrycznej oraz stosunkowo wysokie koszty stałe ponoszone przez inwestora, których to redukcja w przyszłości wydaje się być trudna do zrealizowania. Żeby w pełni określić potencjał inwestycyjny energetyki słonecznej, należy dodatkowo przebadać opłacalność ekonomiczną instalacji prosumenckich, gdzie większość przedstawionych tu kosztów nie występuje lub są przenoszone na inny podmiot. Bibliografia [1] Ministerstwo Inwestycji i Rozwoju, [Online]. Available: [Data uzyskania dostępu: 14 Luty 2019]. [2] Soltech, SklepsSoltech, [Online]. Available: JA-Solar-JAM60S01-310PR/836. [Data uzyskania dostępu: 31 Maj 2019]. [3] Sandia National Laboratiories, PVPerformance Modeling Collaborative, [Online]. Available: [Data uzyskania dostępu: 15 Luty 2019]. [4] M. Piliński, Przewymiarowanie instalacji względem mocy falowników, Fronius, [5] H. Ibrahim i N. Anani, Variations of PV module parameters with irradiance and temperature, w Procedia Engineering, [6] M. Pociask, Energetyka odnawialna. O korzyściach ze Słońca i fotowoltaice, Instytut Fizyki, Uniwersytet Rzeszowski, Rzeszów, [7] Rada Polityki Pieniężnej, Założenia polityki pieniężnej na rok 2018, Narodowy Bank Polski, Warszawa,

8 [8] Ministerstwo Energii, Polityka energetyczna Polski do 2040 roku, Warszwa, [9] OEM Energy, [Online]. Available: [Data uzyskania dostępu: 28 Luty 2019]. [10] G. Trela, Analiza opłacalności projektów fotowoltaicznych, Czysta Energia, nr 3, [11] Agencja Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa, [Online]. Available: [Data uzyskania dostępu: 27 Maj 2019]. [12] Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, Warszawa: Dziennik Ustaw Rzeczypospolitej Polskiej, [13] E. Nadav, W. Dean i K. Geoffrey Taylor, Budgeting for Solar PV Plant Operations & Maintenance: Pracitices and Pricing, [14] SolarInsure, [Online]. Available: [Data uzyskania dostępu: 4 Marzec 2019]. [15] money.pl, Wirtualna Polska, [Online]. Available: [Data uzyskania dostępu: 29 Maj 2019]. [16] Urząd Regulacji Energetyki, [Online]. Available: [Data uzyskania dostępu: 29 Maj 2019]. [17] P. Szczepanowski, Zarządzanie finansami przedsiębiorstw, Warszawa: WSPiZ, [18] W. Rogowski, Rachunek efektywności inwestycji. Wyzwania teorii, potrzeby praktyki, Kraków: WoltersKluwer S.A.,