Podstawowe informacje o rynku OZE w Niemczech w 212 roku
Podstawowe informacje o rynku OZE w Niemczech w 212 roku 32,4 GW mocy zainstalowanej w fotowoltaice (PV) na koniec roku, które wyprodukowały 27,9 TWh, co stanowi 5,% produkcji energii elektrycznej 3,3 GW mocy zainstalowanej w farmach wiatrowych na koniec roku, które wyprodukowały 45,9 TWh, co stanowi 8,2% produkcji energii elektrycznej PV Wiatr 6 6 5 5 45,9 4 3 32,4 27,9 4 3 3,3 2 2 1 1 moc zainstalowana [GW] produkcja [TWh] moc zainstalowana [GW] produkcja [TWh] Źródło: FRAUNHOFER INSTITUTE 11
Cena energii Cena energii OZE obniżają cenę na rynku hurtowym i wypychają źródła konwencjonalne Na rynku konkurencyjnym zapotrzebowanie na energię pokrywane jest przez najtańsze jednostki W uproszczeniu przyjmuje się, że wszystkie OZE oprócz spalania i współspalania biomasy są jednostkami o zerowych krótkoterminowych kosztach zmiennych Schemat pokrycia zapotrzebowania na moc na rynku energii Zapotrzebowanie Zapotrzebowanie Cena rynkowa Gaz Gaz Cena rynkowa Energia jądrowa Węgiel brunatny Węgiel kamienny OZE Energia jądrowa Węgiel brunatny Węgiel kamienny Moc zainstalowana Moc zainstalowana Źródło: FRAUNHOFER INSTITUTE 22
Fotowoltaika (PV) obniża rentowność źródeł szczytowych Historycznie rentowność źródeł gazowych na rynku niemieckim była zapewniona dzięki sprzedaży energii w godzinach największego zapotrzebowania (w tzw. szczytach ), które obecnie są niwelowane przez źródła PV (głównie w sezonie letnim) Wykres pokrycia zapotrzebowania w Niemczech w lipcu 212 r. Zapotrzebowanie szczytowe pokryte przez PV Źródło: FRAUNHOFER INSTITUTE 33
Konieczność utrzymywania mocy rezerwowych dla OZE 3 stycznia 212 najwyższa produkcja z wiatru 3 dni z niemieckiego systemu elektroenergetycznego: 25 maja 212 najwyższa produkcja z PV 8 lutego 212 najniższa produkcja z OZE ~25GW PV: max 1,2 GW (5,1 GWh) ~3GW PV: max 22,4 GW (189 GWh) ~15GW PV: max 7,3 GW (37 GWh) Wiatr: max 23,4 GW (526 GWh) Wiatr: max 7. GW (18 GWh) Wiatr: max 7,4 GW (99 GWh) Konwencjonalne: 39,1 GW (822 GWh) ~25GW ~25GW ~25GW Konwencjonalne: Konwencjonalne: 44,1 GW (892 GWh) 65,9 GW (1 446 GWh) Źródło: FRAUNHOFER INSTITUTE W niemieckim systemie elektroenergetycznym występuje konieczność utrzymania ~3 GW mocy w źródłach konwencjonalnych na wypadek niskiej produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii to prawie tyle ile w całym polskim systemie elektroenergetycznym. 44
Produkcja z wiatru [MWh] Ceny energii na EEX [EUR/MWh] Fotowoltaika (PV) obniża rentowność źródeł szczytowych W 212 roku energetyka odnawialna obniżyła ceny energii na niemieckim rynku hurtowym o ~2% (jednocześnie zwiększając ich zmienność) Wzrost mocy zainstalowanej w OZE powoduje, że realizacja nowych inwestycji w energetyce konwencjonalnej obarczona jest coraz większym ryzykiem, Brak realizacji nowych mocy konwencjonalnych w przyszłości może zagrozić bezpieczeństwu dostaw energii elektrycznej Najtrudniejsza sytuacja na niemieckim rynku energii ma miejsce w sezonach zimowych, w których PV pracuje z relatywnie niska mocą osiągalną Aktualnie w sezonie zimowym w Niemczech, operatorzy systemów przesyłowych tworzą tzw. rezerwy bezpieczeństwa (głównie w oparciu o moce gazowe jak i kontrakty importowe) Konieczność tworzenia powyższych rezerw, nie jest korzystna z punktu widzenia operatorów jednostek wytwórczych, którzy obecnie są zmuszani do niewyłączania nierentownych jednostek (uzyskiwane rekompensaty zdaniem operatorów elektrowni nie pokrywają w pełni kosztów stałych i koniecznych nakładów inwestycyjnych) Integracja odnawialnych źródeł energii, wymaga interwencji regulacyjnej w ramach polityki energetycznej państwa Jednocześnie polityka wsparcia OZE powoduje wzrost cen energii dla gospodarstw domowych, w samym 213 r. o co najmniej 7% Ponieważ na gospodarstwa domowe spada obowiązek wsparcia OZE, to pośrednio subsydiują one przemysł (brak obciążeń OZE oraz tańsze ceny hurtowe) Szacuje się, że 6 gospodarstw (~2 mln odbiorców) rocznie ma ograniczane dostawy energii elektrycznej z powodu zaległości w płatnościach*. Wpływ produkcji z energetyki wiatrowej na ceny energii źródło: The Impact of Wind Power Generation on the Electricity Price in Germany Ceny energii dla gospodarstw domowych w Niemczech źródło: EON 55
W Niemczech energia z OZE jest 4 razy droższa niż ze źródeł konwencjonalnych 1% 9% 8% 28 TWh 46 TWh 17 TWh 49 TWh 2% produkcji 2% ceny 53 EUR/MWh koszt wsparcia oze (tzw. EEG Surcharge) 7% 6% 5% 4% 94 TWh 16 TWh 4x mniejsza produkcja ten sam koszt! 8% produkcji 169 EUR/MWh koszt dystrybucji, podatki, etc 3% 2% 1% % 143 TWh Produkcja energii elektrycznej w 212 2% ceny 55 EUR/MW h Struktura ceny energii (prognoza 213) koszt wytworzenia energii konwencjonalnej węgiel brunatny węgiel kamienny uran gaz woda wiatr PV Źródło: FRAUNHOFER INSTITUTE, EON *W Polsce udział wsparcia OZE w koszcie energii dla odbiorcy końcowego w 212 roku wynosił około 5% (źródło: E&Y) 66
EUR/MWh Na rozwój OZE należy patrzeć systemowo Analiza struktury kosztu funkcjonowania systemu wsparcia OZE w Niemczech (tzw. EEG Surcharge) pokazuje, że udział wsparcia produkcji energii z OZE, w całkowitym koszcie systemu, maleje w 212 r. stanowił 58% w 213 r. stanowi 42% Rosnące koszty pośrednie wynikają głównie z : obniżenia ceny energii na rynku hurtowym ulg dla odbiorców przemysłowych niedoszacowania kosztów pośrednich wsparcia OZE w 212 r. konieczności utworzenia rezerwy na wypadek niedoszacowania kosztów systemu wsparcia w 213 r. Istotny wzrost koszów pośrednich w 213 roku wynikał z głównie niedoszacowań kosztów funkcjonowania. 6 5 4 3 2 1 5,3 9,6 6,9 3,7 6,9 12,9 2,7 22,6 212 213 wsparcie OZE ulgi dla przemysłu obniżona cena energii na rynku hurtowym rezerwa Struktura tzw. EEG Surcharge 36 +48% a/a 42% 58% 53 niedoszacowany koszt systemu w 212 58% kosztu funkcjonowania systemu 42% kosztu funkcjonowania systemu 77
Proponowana reforma systemu wsparcia OZE w Niemczech W trakcie niedawnej wizyty w Polsce, Urban Rid, Dyrektor Generalny niemieckiego Ministerstwa Środowiska (BMU) przyznał, że popełniono błąd przy projektowaniu systemu wsparcia OZE w DE, ponieważ niedoszacowano wpływu OZE na ceny energii dla odbiorców końcowych. W lutym br. Philipp Rösler, Minister Ekonomii oraz Peter Altmaier, Minister Środowiska, wspólnie przedstawili propozycję krótkoterminowej modyfikacji systemu wsparcia, która ma polegać na: ograniczeniu wysokości wsparcia (FiT) dla instalacji uruchamianych po 1 sierpnia 213 wypłacaniu FiT dopiero po 6 miesiącach od uruchomienia instalacji zamrożeniu wysokości kosztu wsparcia OZE dla odbiorców końcowych (EEG Surcharge) na obecnym poziomie W dłuższej perspektywie możliwe są również inne działania zmierzające do ograniczenia kosztu funkcjonowania systemu wsparcia, w tym: ograniczenie ulg dla odbiorców przemysłowych. Nie oznacza to jednakże, że DE wycofuje się z polityki wsparcia OZE. Cel 8% udziału OZE w zużyciu energii na 25 r. pozostaje aktualny, lecz jego osiągnięcie musi być bardziej kosztowo efektywne. 8
Globalna konkurencja w produkcji ogniw fotowoltaicznych (PV) zaostrza się W 211 globalnie wyprodukowano ogniwa PV o łącznej mocy 32 GW 54% zostało wyprodukowanych w Chinach 2% w innych państwach azjatyckich (głównie na Tajwanie i w Japonii), 7% w Niemczech. 88% produkcji ogniw fotowoltaicznych z Chin i Tajwanu trafia na eksport 6% 5% 4% 3% 2% 1% % Udział w globalnej produkcji ogniw fotowoltaicznych (PV) Chiny Tajwan Japonia Niemcy USA Inni 27 28 29 21 211 Źródło: Earth Policy Institute, Komisja Europejska: PV Status Report 211, Reuters Top-1 producentów ogniw fotowoltaicznych na świecie w 211 r. Udział w produkcji światowej [%] Produkcja w 211 [MW] 6% eksportu ogniw fotowoltaicznych, o wartości 21 mln EUR z Chin trafiło do Europy 1. First Solar USA 7 21 2. Suntech Power Chiny 6.5 1866 3. Yingli Green Energy Chiny 5.5 1554 4. Trina Solar Chiny 4.9 1395 5. Canadian Solar Chiny 4.8 1363 6. Sharp Japonia 4.1 1155 7. Hanwha Solar One Korea Płd. 2.9 825 Wśród 1 największych producentów ogniw PV (45% światowej produkcji) jest tylko 1 firma z Europy. 8. Jinko Solar Chiny 2.8 782 9. LDK Solar Chiny 2.7 774 1. SolarWorld Niemcy 2.7 767 99
Globalna konkurencja w produkcji ogniw fotowoltaicznych (PV) zaostrza się Udział europejskich producentów turbin wiatrowych (Vestas Dania, Gamesa Hiszpania, Enercon Niemcy, Siemens Niemcy, Nordex Niemcy) w globalnym rynku zmniejszył się z prawie 7% w 26 roku do niespełna 35% i zrównał się z udziałem azjatyckich producentów (Sinovel - Chiny, GoldWindChina Chiny, DongfangChina Chiny, Guodian United Power Chiny, Mingyang Chiny, United Power Chiny). 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % Europa Azja Ameryka 25 26 27 28 29 21 211 Kursy akcji czołowych europejskich producentów farm wiatrowych zanotowały spadki o ~9% od 28 Nordex (-87% od 28 r.) Gamesa (-92% od 28 r.) Vestas (-92% od 28 r.) 1 1
Bankructwa producentów PV mogą oznaczać koniec gwałtownych spadków cen paneli Atrakcyjne systemy wsparcia OZE silnie stymulowały rozbudowę mocy produkcyjnych u efektywnych kosztowo azjatyckich producentów, posiadających dostęp do taniejącego surowca. Spowodowało to silne spadki cen ogniw i całych instalacji PV. Z danych EuPD Reaserch wynika, że LCOE tej technologii obniżyło się z prawie 5 EUR/MWh w 27 roku do około 25 EUR/MWh pod koniec 211 r. 6 5 4 3 2 1 PV LCOE [EUR/MWh] Ostra konkurencja spowodowała, w samym 212 roku, bankructwo 6 czołowych niemieckich producentów paneli fotowoltaicznych, w tym Q-Sells największy producent na Świecie w 27 roku. W marcu 213 roku bankructwo ogłosił chiński Suntech (nr 2 na liście globalnych producentów w 211 roku) Szacuje się, że z 75 firm w segmencie upstream w 21, pod koniec 212 zostało około 15. Realna jest konsolidacja sektora PV i zahamowanie gwałtownych spadków cen wynikających z obecnej nadpodaży Ceny ogniw fotowoltaicznych [USD/W] 1,6 1,4 1,2 1,8,6,4 7/211 12/211 5/212 1/212 Mono Module Multi Module Thin Film Module 11 11
Koszt systemu wsparcia OZE w Polsce będzie uzależniony od struktury OZE 18 16 14 12 1 8 6 4 2 HIPOTETYCZNY SCENARIUSZ I Moc [GW] 212 213 214 215 216 217 218 219 22 SCENARIUSZ I: DUŻO NIESTABILNEJ MOCY (PV, WIATR) VS. SCENARIUSZ II: MNIEJ NIESTABILNEJ MOCY(BRAK PV) + REZERWOWANIE WSPÓŁSPALANIEM 2 15 1 5 HIPOTETYCZNY SCENARIUSZ II Moc [GW] 212 213 214 215 216 217 218 219 22 3 25 2 Produkcja [GW] SCENARIUSZ I: REALIZACJA UNIJNEGO CELU 3 25 2 Produkcja [GW] 15 VS. 15 1 5 212 213 214 215 216 217 218 219 22 SCENARIUSZ II: REALIZACJA UNIJNEGO CELU 1 5 212 213 214 215 216 217 218 219 22 16 12 Koszt systemu [GW] SCENARIUSZ I: ~14 MLD PLN 16 12 Koszt systemu [GW] 8 VS. 8 4 SCENARIUSZ II: ~7 MLD PLN 4 212 213 214 215 216 217 218 219 22 212 213 214 215 216 217 218 219 22 Wiatr onshore: małe Wiatr onshore: duże Współspalanie PV małe PV duże Biomasa duże Biomasa małe Biogaz Wodne duże Wodne małe 12 12
PLN/MWh Poziom wzrostu kosztu rozwoju OZE dla gospodarstw domowych będzie uzależniony od struktury OZE w Polsce 12 1 ILUSTRACJYJNIE NA PODSTAWIE HIPOTETYCZNYCH SCENARIUSZY ROZWOJU OZE W POLSCE +266% 8 6 +9% 4 2 Koszt wsparcia OZE w cenie 1 MWh DZIŚ Koszt wsparcia OZE w cenie 1 MWh W 22 - SCENARIUSZ I Koszt wsparcia OZE w cenie 1 MWh W 22 - SCENARIUSZ II Różnica w poziomie kosztu polityki wsparcia OZE wynika z różnic w CAPEX poszczególnych technologii (do pokrycia którego musi być dopasowane wsparcie). Im większy udział droższych technologii w strukturze OZE, tym bardziej kosztowny system System wsparcia jak w projekcie ustawy o OZE: taryfa gwarantowana (FiT) dla małych i mikro + zielone certyfikaty, ulgi dla odbiorców przemysłowych, udział odnawialnych źródeł energii w końcowym zużyciu energii elektrycznej w 22 r.: 19% poziom współczynników korygujących wsparcie do 217 r. zgodnie z projektem ustawy wprowadzającej do Trójpaku degresywne stawki stawki FiT nieindeksowana CPI opłata zastępcza ZAŁOŻENIA SCENARIUSZ I: FiT 13 pln/mwh dla PV w pierwszym roku, brak wsparcia dla współspalania po 5 latach od uruchomienia instalacji i 15 latach dla elektrowni wodnych SCENARIUSZ II: wsparcie wyłącznie dla 6MW PV (cap na moc), współczynnik,9 dla wiatru na lądzie,,8 dla współspalania, Powyższe wyliczenia pokazują ilustracyjnie koszt systemu wsparcia dwóch hipotetycznych scenariuszy rozwoju OZE (struktury OZE) w Polsce przy zastosowaniu systemu wsparcia jak w projekcie ustawy o OZE. Koszty nie uwzględniają pośrednich kosztów wsparcia OZE obserwowanych m.in. w Niemczech (bilansowanie źródeł rozproszonych, zmniejszonego czasu pracy jednostek konwencjonalnych, skutków obniżenia hurtowej ceny energii, wpływu na łańcuch dostaw i branże powiązane). Scenariusze nie stanowią prognozy rozwoju OZE w Polsce. 13 13