Ekspertyza Instytutu Energetyki Odnawialnej dla Greenpeace 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 http://legislacja.rcl.gov.pl/lista/2/projekt/19349. Projekt skierowany do Sejmu 8 lipca 2014 roku, druk nr 2604 (dalszy przebieg prac legislacyjnych:
WARSZAWA PAŹDZIERNIK 2014 SPIS TREŚCI 1. Wprowadzenie... 3 2. Zakres pracy... 4 3. Metodyka... 5 4. Założenia do analiz... 7 5. Wyniki analiz... 9 SPIS RYSUNKÓW Rysunek 1 Krzywa rocznej produkcji energii elektrycznej w instalacji fotowoltaicznej o mocy 3 kw... 6 Rysunek 2 Symulacja produktywności elektrowni słonecznej wraz razem z przebiegiem przykładowego profilu zużycia energii dla statystycznego gospodarstwa domowego... 6 Rysunek 3 Prognoza cen energii elektrycznej w hurcie oraz w detalu w taryfie G11... 8 Rysunek 4 Trend wysokości nakładów inwestycyjnych (CAPEX) w zależności od mocy instalacji fotowoltaicznej... 9 SPIS TABEL Tabela 1 Struktura kosztów odbiorców energii elektrycznej w taryfie G11... 7 Tabela 2 Wysokość nakładów inwestycyjnych (CAPEX) oraz rocznych kosztów eksploatacyjnych (OPEX) w zależności od mocy instalacji fotowoltaicznej... 9 Tabela 3 Wyniki analiz wrażliwości: wpływ wielkości mocy instalacji fotowoltaicznej na okres zwrotu nakładów przy różnych zasadach bilansowania. Oznaczenia: NM net metering, 80%/100% -cena sprzedaży energii przez prosumenta w relacji do ceny z rynku hurtowego... 11 2
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 10-40 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 2014. 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 15 do 20 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 tego typu 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. 3 http://ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/5795,druga-tura-sprawozdan-w-zakresiemikroinstalacji.html?search=40759 3
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 dalsze zwiększenie 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, może przynieść pewną poprawę ekonomiki inwestycji dla źródeł prosumenckich. Niestety, przy obecnych w Polsce relacjach cen i kosztów 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). 2. Zakres pracy W pracy uwzględniono i poddano analizie ekonomicznej 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 4 http://www.ieo.pl/pl/ekspertyzy/doc_details/652-wyniki-bada-opinii-publicznej-polacy-o-rodach-energiiodnawialnej.html 4
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. 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 są to założenia 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 1980-2010. Symulacje pozwalają na uzyskanie godzinnych profili produkcji energii elektrycznej z domowych systemów PV o różnej mocy. Symulacje 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. 5 Nowelizacja weszła w życie, po podpisaniu przez Prezydenta we wrześniu 2013 roku (przyp. aut.). 5
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. Modelowe wyniki, przedstawione graficznie poniżej, 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. 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 6
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 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 zróżnicowanych 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 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 Opłata handlowa 0,2762 PLN/kWh 4,29 PLN/m-c 4,29 zł 69,05 zł 15,88 zł 84,93 zł 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 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 SKŁADNIKI ZMIENNE 15,08 zł 105,83 zł 3,47 zł 18,55 zł 24,34 zł 130,16 zł 120,91 zł 27,81 zł 148,71 zł 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
Na rysunku 3 przedstawiono prognozę IEO 7 cen energii elektrycznej w hurcie oraz w detalu (z uwzględnieniem podatku VAT) dla grupy taryfowej G11. 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. 7 Polska nie ma oficjalne 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: http://www.ieo.pl/pl/ekspertyzy/doc_details/659-analiza-dotyczca-okrelenia-niezbdnej-wysokoci-wsparcia-dlaposzczegolnych-technologii-oze.html 8
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 9830 85 7650 76 6930 59 6650 48 6400 42 6380 39 6342 37 6312 35 6268 34 6239 33 6120 31 6015 30 Z kolei na rysunku 4 zilustrowano w formie graficznej ww. zmienność nakładów inwestycyjnych. Rysunek 4 Trend wysokości nakładów inwestycyjnych (CAPEX) w zależności od mocy instalacji fotowoltaicznej Analiza obejmuje okres piętnastoletni 2015-2030. 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 Stawka podatku dochodowego PIT dla prosumenta (grupa podatkowa) 19% Stawka podatku akcyzowego dla sprzedawców energii elektrycznej 0,02 zł/kwh Przyjęto również, że wysokości stawek podatkowych pozostają stałe w całym analizowanym okresie. 5. Wyniki analiz 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. 9
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 d ) cena równa 100% średniej energii z rynku, z net metering 10
Analiza wrażliwości Analizę wrażliwości przeprowadzono dla zmiennej mocy instalacji fotowoltaicznej. Dla określonej wartości mocy (w kw) obliczono prosty okres zwrotu nakładów SPBT 8 (w latach) przy różnych wariantach ceny energii sprzedawanej do sieci (80% średniej ceny energii w hurcie lub 100% średniej ceny energii w hurcie) oraz 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. Tabela 3 Wyniki analiz wrażliwości: wpływ wielkości mocy instalacji fotowoltaicznej na okres zwrotu nakładów przy różnych zasadach bilansowania. Oznaczenia: NM net metering, 80%/100% -cena sprzedaży energii przez prosumenta w relacji do ceny z rynku hurtowego SPBT [lata] Moc [kw] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 bez NM (80%) 17 19 20 21 22 23 23 24 24 25 z NM (80%) 14 14 13 16 17 18 19 20 21 22 bez NM (100%) 17 18 18 19 19 20 20 21 21 21 z NM (100%) 14 14 13 16 16 17 18 19 19 19 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 (wg 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 niepodatkowych kosztów obsługi administracyjno-finansowej i kosztów deinstalacji (demontażu po okresie użytkowania). 8 SPBT z ang. Simply Pay Back Time, czyli prosty czas zwrotu nakładów. 11
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. W 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). Oznacza to, że inwestycje prosumenckie realizowane w powyższych warunkach, podejmowane pomimo niekorzystnych parametrów ekonomicznych, ograniczą rozporządzalne zasoby finansowe gospodarstw domowych. 12