Analiza rentowności domowej instalacji fotowoltaicznej w systemie gwarantowanych taryf stałych

Transkrypt

1 Analiza rentowności domowej instalacji fotowoltaicznej w systemie gwarantowanych taryf stałych Autor: Leszek Pstraś ( Energia Gigawat nr 8-9/2013) Ostatnia nowelizacja Prawa Energetycznego wprowadza wiele ułatwień dla przyszłych właścicieli mikroinstalacji fotowoltaicznych (tj. instalacji o mocy nieprzekraczającej 40 kw) obejmujących m.in. zwolnienie z obowiązku prowadzenia działalności gospodarczej, zwolnienie z obowiązku posiadania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, zwolnienie z opłaty przyłączeniowej do sieci energetycznej oraz brak konieczności uzyskania warunków przyłączenia do sieci (jeśli moc instalacji nie przekracza mocy już istniejącego przyłącza odbiorcy końcowego). Bez odpowiedniego systemu wsparcia finansowego inwestycji OZE, powyższe ułatwienia nie wpłyną jednak istotnie na wzrost wykorzystania energii słonecznej w Polsce i nie przyczynią się do osiągnięcia wymaganego poziomu zielonej energii w krajowym miksie energetycznym. Niniejszy artykuł przedstawia przykładową analizę rentowności mikroinstalacji fotowoltaicznej w systemie tzw. gwarantowanych taryf stałych, których wprowadzenie rozważane jest w projekcie tzw. dużego trójpaku ustaw energetycznych. Analizie poddana została typowa domowa dachowa instalacja fotowoltaiczna o mocy nominalnej 3 kw podłączona do krajowej sieci elektroenergetycznej w celu sprzedaży nadwyżek generowanej energii lokalnemu zakładowi energetycznemu (tzw. system on-grid). Przyjęto, że na sfinansowanie inwestycji, inwestor otrzyma bezzwrotną dotację (na przykład z odpowiedniego programu operacyjnego lub programu regionalnego UE) w wysokości 50 % tzw. kosztów kwalifikowanych (zakładając, że całość nakładów inwestycyjnych stanowią koszty kwalifikowane) oraz preferencyjny kredyt bankowy z 30% wkładem własnym, rocznym oprocentowaniem w wysokości 8 %, prowizją w wysokości 2 %, spłacanym przez okres 10 lat w postaci stałych rat kapitałowych (malejące raty całkowite). Do analizy (przeprowadzonej w programie komputerowym PV investor) przyjęto następujące wartości parametrów technicznych i finansowych: Nominalny roczny uzysk energetyczny systemu: 2850 kwh 1 Roczny spadek wydajności systemu: 0,7 % 2 Dyspozycyjność systemu w skali roku: 98 % 3 1 Przyjęto ogólne założenie uzysku na poziomie 950 kwh/kwp zakładając optymalny kąt nachylenia i azymut modułów PV oraz typową sprawność systemu. 2 Powszechnie przyjmowana wartość średnia dla modułów PV dostępnych na światowym rynku. 3 Dyspozycyjność systemu (zmniejszająca nominalny uzysk energetyczny) związana z ewentualnymi awariami, interwencjami serwisowymi lub problemami z siecią elektroenergetyczną uniemożliwiającymi generowanie energii elektrycznej.

2 Koszt inwestycyjny: zł 4 Koszt przyłączenia do sieci: 0 zł 5 Roczne koszty eksploatacyjne: 300 zł 6 Długość życia systemu: 25 lat 7 Koszt inwestycji odtworzeniowej: zł (w 15 roku) 8 Poziom auto-konsumpcji generowanej energii: 15 % 9 Gwarantowana taryfa skupu energii: 1,30 zł/kwh 10 Okres wsparcia instalacji: 15 lat 11 Jednostkowa cena energii pobieranej z sieci: 0,55 zł/kwh 12 Stopa inflacji cen towarów i usług na rynku: 2,5 % Stopa inflacji cen energii elektrycznej: 8 % Stopa zwrotu bezpiecznej inwestycji kapitału: 5 % 13 Oczekiwana premia za ryzyko inwestycyjne: 3 % 14 Stopa reinwestycji dochodów: 3 % Kompleksową analizę opłacalności inwestycji przeprowadzono dla okresu referencyjnego równego długości życia systemu PV, przy czym cały ten okres potraktowano jako okres eksploatacji systemu (brak okresu wdrożenia). W analizie założono ponadto, że: 1. Wszystkie przepływy pieniężne (przychody, wydatki, należności podatkowe, spłaty kredytu itd.) powstają z końcem danego roku. 2. Bieżące (kumulujące się) dochody z inwestycji są reinwestowane zgodnie z założoną Stopą reinwestycji dochodów (na przykład na lokacie bankowej). 4 Przyjęto jednostkowy koszt inwestycyjny na poziomie 7000 zł/kwp obejmujący zakup urządzeń i komponentów systemu (moduły, falownik, kostrukcja mocująca, akcesoria, okablowanie), projekt instalacji oraz jej montaż. 5 Zwolnienie z opłaty przyłączeniowej mikroinstalacji PV. 6 Symboliczny koszt (podlegajacy corocznej waloryzacji) obejmujący ewentualne czyszczenie modułów lub okresową kontrolę instalacji (z uwagi na małą wielkość instalacji pominięto potencjalne koszty ubezpieczenia). 7 Standardowy okres przyjmowany do analiz systemów PV wynikający z typowej 25-letniej gwarancji wydajności na moduły fotowoltaiczne. 8 Przewidywany koszt wymiany falownika (zakładając typowy czas życia falowników na poziomie lat) w kwocie nominalnej (tj. w kwocie obowiązującej w roku wymiany). 9 Dla uproszczenia, przyjęto stały procentowy udział auto-konsumpcji energii generowanej w systemie PV, co oznacza jej malejący poziom bezwzględny (z uwagi na postępujący spadek wydajności systemu). 10 Taryfa dla instalacji o mocy nieprzekraczającej 10 kw zlokalizowanych na budynkach proponowana w projekcie ustawy Przepisy wprowadzające ustawę Prawo energetyczne, ustawę Prawo gazowe oraz ustawę o odnawialnych źródłach energii z dnia 9 października Zgodnie z propozycją w ww. projekcie ustawy. 12 Cena energii bez opłat stałych. 13 Zazwyczaj, jako alternatywną bezpieczną inwestycję kapitału własnego przyjmuję się oprocentowanie długoterminowych państwowych obligacji skarbowych. 14 W przypadku inwestycji w systemy PV, ryzyko związane jest m.in. z poziomem cen energii oraz zmiennymi warunkami meteorologicznymi.

3 3. Przychód ze sprzedaży energii jest zwolniony z podatku VAT (właściciel instalacji nie przekracza rocznego limitu przychodu zł brutto). 4. Podatek dochodowy od przychodów ze sprzedaży energii rozliczany jest w formie ryczałtu (5,5%). 5. Dotacja stanowi przychód objęty podatkiem dochodowym od osób fizycznych (jako stopę opodatkowania dotacji przyjęto 18 %). Dla tak zdefiniowanych parametrów oraz założeń, wyznaczono strumień przepływów pieniężnych w analizowanym okresie. Analizę przeprowadzono z punktu widzenia inwestora tj. względem zaangażowanego kapitału własnego traktując uzyskaną dotację i kredyt jako wpływy. Początkowy ujemny przepływ pieniężny stanowi zatem część całkowitego kosztu inwestycyjnego pokrywana ze środków własnych inwestora, z kolei przepływy pieniężne w kolejnych latach uwzględniają odpowiednie raty kapitałowo-odsetkowe od zaciągniętego kredytu. Analiza taka pozwala na ocenę efektywności zaangażowanego kapitału własnego właściciela instalacji. Rok Spraw. syst. Uzysk energii Cena sprzedaży energii Przychód (sprzedaż energii) Cena zakupu energii Oszcz. energii z sieci Wydatki bieżące Stan kredytu Raty kapitałowoodsetkowe Podatek dochodowy Przepływy pieniężne inwestora Skumul. przepływy pieniężne [%] [kwh/rok] [zł/mwh] [zł] [zł/kwh] [zł] [zł] [zł] [zł] [zł] [zł] [zł] % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % Rys. 1 Przykładowa analiza przepływów pieniężnych dla instalacji PV o mocy 3 kw (symulacja w programie PV investor)

4 Przychody z analizowanej inwestycji stanowić będą przychody ze sprzedaży energii do sieci (przez pierwsze 15 lat liczone wg gwarantowanej taryfy stałej, a następnie wg zakładanej ceny skupu energii na rynku konkurencyjnym podlegającej corocznej waloryzacji założonym wskaźnikiem inflacji cen energii) oraz oszczędności z tytułu zmniejszonego zużycia energii z sieci (liczone wg ceny, po jakiej właściciel domu kupuje energię od operatora sieci). W analizowanym przypadku, dominującym źródłem przychodów będą przychody ze sprzedaży energii. Rys. 2 Przychody z tytułu sprzedaży energii generowanej w systemie PV oraz z tytułu zmniejszonego zużycia energii z sieci (symulacja w programie PV investor) Jak widać na poniższym wykresie ilustrującym przepływy pieniężne w poszczególnych latach analizowanego okresu, ujemne przepływy pieniężne występują nie tylko w momencie rozpoczęcia inwestycji (nakłady inwestycyjne), ale również dwukrotnie w okresie eksploatacji systemu (w roku 1- szym w związku z należnym podatkiem dochodowym od otrzymanej dotacji oraz w roku 15-tym w związku z przewidywaną wymianą falownika). Rys. 3 Przepływy pieniężne inwestycji (symulacja w programie PV investor)

5 Na podstawie skumulowanych przepływów pieniężnych, wyznaczono tzw. prosty okres zwrotu zainwestowanego kapitału własnego (3,2 roku) pokazujący czas zamrożenia zainwestowanego kapitału (okres po jakim wpływy netto z projektu zrównają się z poniesionymi wydatkami) oraz średnią i efektywną stopę zwrotu z zainwestowanego kapitału własnego. Rys. 4 Skumulowane przepływy pieniężne inwestycji (symulacja w programie PV investor) Średnia stopa zwrotu (ARR) 54,8 % Efektywna stopa zwrotu (ROE) 15 12,6 % Jak widać, efektywna stopa zwrotu przekracza przyjęty koszt kapitału własnego (8%), co oznacza, że z punktu widzenia inwestora, inwestycja PV jest bardziej opłacalna niż alternatywna bezpieczna inwestycja kapitału własnego, pomimo pewnego niezerowego ryzyka związanego z inwestycją PV. Na podstawie zdyskontowanych przepływów pieniężnych, wyznaczono również podstawowe wskaźniki efektywności finansowej projektu tj.: bieżącą wartość netto inwestycji (NPV), czyli zdyskontowaną do momentu rozpoczęcia realizacji inwestycji wartość wszystkich przepływów pieniężnych netto z analizowanego okresu (różnica między wpływami a wydatkami) wewnętrzną stopę zwrotu (IRR), czyli stopę dyskontową, przy której wartość bieżąca netto inwestycji wynosi zero (wartość zaktualizowana wpływów równa się wartości zaktualizowanej wydatków) Wskaźniki te obliczono z punktu widzenia inwestora tj. względem kapitału własnego. Bieżąca wartość netto (NPV) zł > 0 Wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) 36 % > koszt kapitału własnego 15 Średnia efektywna stopa zwrotu, wg której w analizowanym okresie zainwestowany kapitał własny osiągnąłby wartość końcową inwestycji PV.

6 Ponieważ w powyższych wskaźnikach wszystkie przepływy pieniężne są reinwestowane i dyskontowane jednakową stopą dyskontową, co zniekształca obraz inwestycji, przeprowadzono również tzw. analizę zmodyfikowaną, czyli analizę z uwzględnieniem osobnej stopy reinwestycji dochodów (dodatnich przepływów pieniężnych), uzyskując zmodyfikowane wartości wszystkich wymienionych wyżej wskaźników. Zmodyfikowana bieżąca wartość netto (MNPV) zł > 0 Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu (MIRR) 12,6 % > koszt kapitału własnego Jak widać, zarówno klasyczna, jak i zmodyfikowana wersja wskaźników efektywności wskazuje na opłacalność analizowanej inwestycji (NPV>0, IRR>przyjętej stopy dyskontowej, PI>1). Rys. 5 Przebieg wartości inwestycji PV oraz alternatywnej inwestycji kapitału własnego (symulacja w programie PV investor) PODSUMOWANIE Na podstawie przyjętych założeń dotyczących poszczególnych parametrów technicznych i finansowych oraz planowanego poziomu wsparcia instalacji w postaci gwarantowanej taryfy stałej skupu energii, można stwierdzić, że inwestycja w analizowaną domową mikroinstalację PV byłaby bardzo opłacalna zapewniałaby krótki okres zwrotu zainwestowanego kapitału własnego oraz efektywną stopę zwrotu ponad założony koszt kapitału własnego. Wyniki te mogą uzasadniać chęć władz do ograniczenia poziomu wsparcia w ostatecznym projekcie ustawy, należy jednak zaznaczyć, że nawet dla tak wysokiego poziomu taryfy stałej (1,30 zł/kwh), inwestycja ta byłaby opłacalna tylko uwzględniając dodatkowe wsparcie w postaci dotacji oraz preferencyjnego kredytu. Dla porównania ta sama inwestycja finansowana w całości ze środków własnych inwestora charakteryzowałaby się prawie 12-letnim zdyskontowanym okresem zwrotu, ujemną zmodyfikowaną wartością NPV (-7670 zł) oraz efektywną stopą zwrotu poniżej kosztu kapitału własnego (6.1 %).

7 ŹRÓDŁA 1. Program komputerowy PV Investor ver. 1.01, 2. W. Rogowski Rachunek efektywności inwestycji,wolters Kluwer, M. Sobczyk, Matematyka finansowa, Agencja Wydawnicza PLACET, Warszawa, Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia 9 października Projekt ustawy Prawo Energetyczne z dnia 8 października Projekt ustawy Przepisy wprowadzające ustawę Prawo energetyczne, ustawę Prawo gazowe oraz ustawę o odnawialnych źródłach energii z dnia 9 października 2012