Analiza opłacalności mikroinstalacji fotowoltaicznej (PV) w Polsce w oparciu o produkcję energii elektrycznej na potrzeby własne

Analiza opłacalności mikroinstalacji fotowoltaicznej (PV) w Polsce w oparciu o produkcję energii elektrycznej na potrzeby własne
Fot. Adobe Stock. Data dodania: 20 września 2022

Ostatnie kilka lat to czas dynamicznego rozwoju rozproszonej energetyki odnawialnej na świecie, w tym w szczególności fotowoltaicznej. Rozwój ten powodowany jest głównie spadkiem kosztów produkcji paneli fotowoltaicznych, wzrastającymi korzyściami skali oraz wprowadzeniem mechanizmów wsparcia dla energii odnawialnej w wielu krajach na świecie. Polska na tle globalnego rynku fotowoltaiki dopiero zaczyna rozwój w tej dziedzinie, głównie ze względu na relatywnie niskie ceny nominalne energii elektrycznej.

Obecnie osiągalna efektywność i ceny elektrowni fotowoltaicznych, połączone z nowym prawem dla energii odnawialnej w Polsce, pozwalają w pewnych warunkach na bezprecedensową do tej pory działalność - ekonomiczną produkcję energii elektrycznej na potrzeby własne odbiorców (prosumentów), bez korzystania z systemów wsparcia (tzw. osiągnięcie grid parity). Celem badawczym pracy jest skwantyfikowanie poziomów opłacalności instalacji fotowoltaicznej o mocy 5 kW dla odbiorców indywidualnych energii elektrycznej w Polsce (gospodarstwa domowe w taryfach G11 i G12), w trzydziestu trzech ważniejszych okręgach energetycznych.

Autor artykułu odpowiada na pytanie, gdzie i przy jakich warunkach brzegowych w Polsce istnieje już dziś uzasadnienie ekonomiczne budowy elektrowni fotowoltaicznych produkujących energię na potrzeby własne odbiorców.

Jako metodę badań przyjęto standardowy model przepływów pieniężnych dla projektu inwestycyjnego polegającego na budowie instalacji fotowoltaicznej, gdzie przychodami są uniknięte koszty zakupu i dystrybucji energii elektrycznej dzięki produkcji energii elektrycznej z PV na potrzeby własne.

Jako koszty z kolei przyjęto głównie usługi ubezpieczenia i eksploatacji instalacji PV. Opłacalność inwestycji wyrażona jest jako wewnętrzna stopa zwrotu IRR (internal rate of return).

Na podstawie obliczeń sformułowano wniosek, iż przy wartości inwestycji początkowej w PV na poziomie 1440 euro za kilowat (kW) mocy zainstalowanej w większości okręgów energetycznych staje się opłacalne budowanie mikroelektrowni fotowoltaicznych o mocy 5 kW, pod warunkiem zużycia całej energii w nich wyprodukowanej na potrzeby własne.

Najlepszym wynikiem charakteryzuje się okręg lubelski (9,8% IRR) i okręg Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD) ENERGA w taryfie G12 (IRR 8-9%). Jedynym okręgiem w całości mało opłacalnym jest obszar OSD RWE Polska w Warszawie, z wartościami nieprzekraczającymi 6% IRR. Niskie wartości IRR występują także w taryfie G11 dla OSD Enea, dla rejonu gliwickiego w OSD Tauron oraz Łódź Miasto w OSD PGE.

Jedynym trudnym wymogiem do spełnienia dla gospodarstwa domowego jest konieczność zużycia całej energii elektrycznej na potrzeby własne. Jest to trudne w warunkach przeciętnego domu, jako że w pewnej części gospodarstw nie występuje znaczna konsumpcja energii elektrycznej w dzień.

Stąd w celu optymalizacji inwestycji zachodzi konieczność wyboru takich gospodarstw domowych, których profil zużycia energii elektrycznej jest najbardziej zbliżony do profilu produkcji energii ze źródła fotowoltaicznego (lub też konieczność obniżenia mocy PV do 2-3 kW, tak aby w całości PV produkowało energię na potrzeby własne).

Będą to najczęściej duże domy jednorodzinne z większym niż przeciętne zużyciem energii elektrycznej, posiadające wiele urządzeń domowych, których praca jest konieczna do prawidłowego funkcjonowania domu w ciągu całego dnia.

Podsumowując, mikroinstalacje fotowoltaiczne mogą już dzisiaj być opłacalne w Polsce bez systemu dotacji, pod warunkiem zastosowania ich w dużych domach jednorodzinnych o ponadprzeciętnym zużyciu energii elektrycznej. Ten trend będzie się umacniał i przesuwał w stronę coraz mniejszych gospodarstw wraz z rozwojem technologii PV sprzyjającej obniżaniu kosztów inwestycyjnych na jednostkę wyprodukowanej energii, połączonej ze wzrostem cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych na rynku, w długim okresie.

1. Wstęp - tendencje na rynku energii elektrycznej

Potrzeby człowieka są nieograniczone. Energia elektryczna umożliwia zaspokajanie ważnej części z nich - m.in. bezpieczeństwa, transportu, wymiany informacji, komfortu. Istnieje wiele źródeł energii pierwotnej, które człowiek zdołał do tej pory wykorzystać na swoje potrzeby. Jednak tylko część z nich ma charakter zrównoważony. Energia elektryczna pochodząca z węgla i gazu znana jest od ponad stu lat. Energia jądrowa ma już nieco krótszą historię, choć także liczoną w dziesiątkach lat. Wymienione nośniki energii stanowią dzisiaj główne źródło energii elektrycznej na świecie. Czy jednak będą one także w przyszłości główną odpowiedzią na potrzeby energetyczne społeczeństw? Czy nie zostaną zastąpione innymi, bardziej „inteligentnymi”1 i efektywnymi źródłami energii?

W polskiej elektroenergetyce pojęcie „ekologia” przez wiele lat odsuwane było na dalszy plan. Nie istniało pojęcie wartości rynkowej czystego środowiska. Nie oceniano wpływu zanieczyszczenia powietrza na dobrobyt czy jakość życia społeczeństwa. Dziś istnieje już polski rynek świadectw pochodzenia OZE, mechanizm białych certyfikatów zachęcający do oszczędzania energii i europejski rynek emisji CO2. Powyższe rynki na zasadzie gry popytu i podaży przybliżają odpowiednio wartość energii ze źródeł odnawialnych, jednostki zaoszczędzonej energii i wartość tony dwutlenku węgla. Mechanizmy te nie są doskonałe, lecz aproksymują wartość, jaką ludzie skłonni są zapłacić za posiadanie czystszego powietrza lub mniejszej ilości innych zanieczyszczeń.

Pierwszym mechanizmem w Polsce promującym podejście ekologiczne w energetyce był wprowadzony w 2005 roku na mocy Ustawy prawo energetyczne oraz wielu rozporządzeń system zbywalnych świadectw pochodzenia, tzw. zielonych certyfikatów [Rozporządzenie Ministra Gospodarki...]. Do ich otrzymania uprawnieni są producenci energii odnawialnej, niezależnie od rodzaju źródła, proporcjonalnie do ilości wyprodukowanej energii z OZE. Certyfikaty są przedmiotem obrotu na Towarowej Giełdzie Energii, a ich cena kształtowana jest za pomocą mechanizmów rynkowych. Obowiązek zakupu świadectw mają wszyscy sprzedawcy energii elektrycznej oraz jej producenci sprzedający energię do klientów końcowych. System wsparcia OZE obowiązujący przez ostatnie dziewięć lat w dużej mierze sprawdził się - dzięki niemu powstały głównie elektrownie wiatrowe (3082 MW do września 20132) i instalacje spalania biomasy (9,5 TWh w 20123), w tym instalacje dedykowane, które w znacznym stopniu przyczyniły się do spełnienia wymagań Unii Europejskiej w zakresie udziału OZE w krajowej konsumpcji energii.

Drugim rodzajem wspierania ekologicznego podejścia w energetyce jest oszczędność w konsumpcji energii elektrycznej wyrażona poprzez tzw. białe certyfikaty. Od 15 kwietnia 2011 roku obowiązuje w Polsce Ustawa o efektywności energetycznej4, której celem jest realizacja efektu oszczędzania energii poprzez mechanizm zbywalnych praw majątkowych („białych certyfikatów”), zgodnie z filozofią, iż najtańsza energia to ta, której uda się nie zużyć, jednocześnie nie obniżając ogólnego dobrobytu konsumentów. Niestety, system, mocno zawiły w swoim funkcjonowaniu, nie sprzyja efektywności oszczędzania. Pierwszy przetarg został rozstrzygnięty w sierpniu 2013 roku, po ponad dwóch latach od momentu wejścia w życie ustawy. Wartość świadectw pochodzenia wyniosła w przeliczeniu ok. 6 400 GWh (550 tys. toe - tons of oil eqivalent5), z czego większość ofert pozyskana była poprzez zwiększanie oszczędności energii elektrycznej u odbiorców końcowych. Od listopada 2013 roku białe certyfikaty są elementem obrotu na Towarowej Giełdzie Energii (TGE). Proces oszczędzania energii trudno jest umieścić w ścisłych ramach regulacji. Wydaje się więc, iż konsumenci nie widzą jeszcze dziś dostatecznych bodźców do oszczędzania energii z powodu za niskiej jej wartości (ceny).

Trzecim ekologicznym aspektem rynku energii jest rynek uprawnień do emisji CO2 i innych gazów cieplarnianych (N2O oraz perfluorowęglowodorów) - European Trading System (EU ETS). Ma on na celu urynkowienie emisji ww. gazów, a tym samym próbę wyceny zanieczyszczenia środowiska. W 2013 roku rozpoczęła się III faza systemu EU ETS na lata 2013-2020 [Komisja Europejska 2014]. Przeniesiono uprawnienia z fazy II, co spowodowało nadpodaż uprawnień i w konsekwencji spadek ich ceny do poziomu ok. 5 EUR/tCO2 pod koniec 2013 roku. Dla porównania -

w poprzednich fazach funkcjonowania systemu (I i II) ceny mocno się wahały, osiągając poziom nawet 30 EUR/tCO2 w 2006 roku, spadając do ok. 15 EUR/tCO2 w 2010 roku. Przez kilka kolejnych lat zauważalny był wyraźny trend spadkowy cen uprawnień do emisji, co nie sprzyja założeniom polityki energetycznej Unii Europejskiej. Cena emisji miała bowiem być na takim poziomie, który stałby się bodźcem do rezygnowania z energetyki węglowej na rzecz czystych technologii odnawialnych. Komisja Europejska w 2012 roku czyniła starania w celu zwiększeniu cen emisji CO2 poprzez stosowanie zabiegu o nazwie backloading, czyli przesunięcia części darmowych limitów emisji z lat 2013-2015 na lata 2019-2020. Działania te zmniejszyły w pewnym stopniu podaż limitów emisji i przez to podniosły cenę jednostkową tony CO2. Od pierwszego kwartału 2013 do pierwszego kwartału 2014 roku ceny uprawnień do emisji wzrosły z ok. 3 EUR/tCO2 do ok. 7 EUR/t CO2. Nowa polityka klimatyczna Unii Europejskiej do roku 2030 zakłada ustabilizowanie limitów cen emisji oraz taką regulację rynku, która pozwoli na podwyższenie ich cen. Planowane jest wprowadzenie celu 40-procentowego redukcji emisji CO2 w 2030 roku w porównaniu z rokiem 1990.

W Polsce większość energii elektrycznej wciąż pochodzi z węgla kamiennego i brunatnego. Jednocześnie znaczną procentową dynamikę wzrostu można odno-tować przy energii odnawialnej, która w 2012 roku osiągnęła poziom 9 TWh, a w 2013 roku - 12,6 TWh. W tym kontekście udział fotowoltaiki w rynku energii elektrycznej jest na bardzo niskim poziomie. Moc zainstalowana PV w Polsce w 2013 roku wynosiła ok. 4 MW [Observ’ER Barometer 2014, s. 5]. Dla porównania, w kraju o podobnym poziomie nasłonecznienia - w Niemczech - obecna moc zainstalowana PV to ponad 36 tys. MW w 2013 roku [Observ’ER Barometer 2014]. Ta ogromna dysproporcja spowodowana jest korzystnym systemem wsparcia PV dla gospodarstw domowych w postaci cen gwarantowanych feed-in tariff oraz przeszło dwukrotnie wyższym niż w Polsce cen energii elektrycznej w sieci.

Konserwatywną prognozę zużycia energii finalnej przedstawia Krajowy plan działań w zakresie energii ze źródeł odnawialnych [Ministerstwo Gospodarki 2010] w ramach Polityki Energetycznej Polski do 2030 roku. Zapotrzebowanie na energię finalną z odnawialnych źródeł energii ma wzrosnąć według prognozy z ok. 9 TWh w 2015 roku do ok. 15 TWh w roku 2030. Daje to średnio ok. 400 GWh rocznego przyrostu mocy z OZE. Patrząc na rodzaje energii odnawialnej, można zauważyć, że zdecydowanym liderem jest energia z biomasy stałej wykorzystywana na cele cieplne (50 TWh w 2006 roku i planowany wzrost do ponad 79 TWh w 2030 roku). Rola energii fotowoltaicznej w tym ujęciu jest zupełnie marginalna - tylko 1 GWh w 2020 roku i 24 GWh w 2030 roku. Mimo konserwatywnych prognoz instytucji państwowych, istnieje duże prawdopodobieństwo, że technologia ta znacznie szybciej zyska większy udział w rynku. Może się do tego przyczynić m.in. rządowy program wsparcia dla fotowoltaiki i innych źródeł rozproszonej energii odnawialnej pod nazwą „Prosument”. Został on uruchomiony w 2014 roku przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, a realnie zacznie obowiązywać na większą skalę w latach 2015 i 2016. Beneficjentami programu mogą być osoby prywatne, spółdzielnie i wspólnoty mieszkaniowe. „Prosument” daje możliwość dofinansowania inwestycji m.in. w źródło fotowoltaiczne do mocy 40 kW na poziomie 40% dotacji oraz preferencyjnego kredytu na pozostałe 60% inwestycji [Krajowa Agencja Poszanowania Energii 2014]. Jest to bardzo duże wsparcie dla potencjalnych inwestorów, którzy zdecydowaliby się zużyć całą energię elektryczną na potrzeby własne gospodarstwa domowego, spółdzielni czy wspólnoty. Program ten daje szansę na podkreś-lenie nie tylko ekonomicznego aspektu energii elektrycznej pochodzącej ze słońca, ale także wymiaru społecznego i ekologicznego wymienionej inwestycji. Dzięki takiej konstrukcji finansowej energia ze słońca staje się narzędziem oszczędzania dla wielu gospodarstw domowych. Warto podkreślić, iż wydatki na energię elektryczną w gospodarstwach domowych w Polsce, biorąc pod uwagę siłę nabywczą pieniądza, są realnie na wysokim poziomie. Przykładowo cena energii elektrycznej dla małych i średnich gospodarstw domowych wyniosła w 2014 roku w Polsce 0,14 EURO/kWh [Eurostat 2014] (0,62 PLN/kWh według GUS dla wszystkich gospodarstw domowych w roku 2013) [Główny Urząd Statystyczny 2014, s. 110]. Natomiast ta sama cena w Niemczech to 0,29 EURO/kWh [Eurostat 2014]. Biorąc jednak pod uwagę prawie czterokrotnie większą siłę nabywczą pieniądza u zachodnich sąsiadów, można zauważyć, że realny koszt dla gospodarstwa domowego za energię elektryczną jest prawie dwukrotnie wyższy. Sytuacja ta występuje pomimo ogromnego nakładu, jaki ponoszony jest w cenie energii w Niemczech na energię odnawialną w postaci feed-in tariffs.

Podsumowując, inwestycja w PV może stać się w pełni ekonomiczną i ekologiczną inwestycją. Zastosowana na szerszą skalę, przyczyni się do obniżenia emisji szkodliwych gazów do atmosfery oraz do zrównoważonego rozwoju gospodarki.

2. Opłacalność fotowoltaiki na zasadach rynkowych

Niniejsza analiza jest próbą odpowiedzi na następujące pytanie: gdzie i przy jakich warunkach brzegowych w Polsce istnieje już dziś uzasadnienie ekonomiczne budowy elektrowni fotowoltaicznych produkujących energię na potrzeby włas-ne. Innymi słowy - czy występuje tzw. parytet sieciowy (grid parity). Chodzi o sytuację, kiedy energia wyprodukowana na potrzeby własne, z uwzględnieniem kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych PV, jest nie droższa niż energia kupowana na rynku z sieci energetycznej. Analiza została przeprowadzona przy założeniu, iż cała produkcja energii elektrycznej z PV zużywana jest na potrzeby własne inwestora i przy braku systemów wsparcia. Wyniki modelu mogą posłużyć gospodarstwom domowym jako podstawa do podjęcia decyzji biznesowych co do budowy mikroinstalacji fotowoltaicznych w Polsce o mocy 5 kW.

Analiza opłacalności PV na potrzeby własne gospodarstwa domowego

Analiza opłacalności instalacji fotowoltaicznej została wykonana w oparciu o model przepływów pieniężnych dla klasycznego projektu inwestycyjnego. Założono, iż instalacja fotowoltaiczna jest inwestycją w środek trwały, który przynosi inwestorowi realne przychody w każdym dniu trwania inwestycji przez co najmniej 25 lat. Finalnym wynikiem analizy jest zestawienie opłacalności inwestycji w instalację fotowoltaiczną, wyrażonych jako wewnętrzne stopy zwrotu (IRR). Wyniki modelu opłacalności instalacji fotowoltaicznej określają jej opłacalność dla każdego z 33 obszarów energetycznych w Polsce dla gospodarstw domowych w dwóch taryfach: G11 i G12 - łącznie 66 wariantów stóp zwrotu IRR.

Model kalkulacji każdej ze stóp zwrotu IRR bazuje na klasycznym modelu opłacalności inwestycji. Wynikiem zdyskontowania przepływów przychodów, kosztów, przy założeniu średniego ważonego kosztu kapitału na poziomie 6%, jest jedna wartość: wewnętrzna stopa zwrotu (IRR - internal rate of return). W celu obliczenia stóp opłacalności przyjęto poniższe założenia:

1. Przychody jako uniknięte koszty brutto opłat sieciowych, kosztów energii elektrycznej (oraz z nią związanych), która nie została zużyta na skutek zastąpienia jej przez energię pochodzącą z PV, a także unikniętego podatku VAT 23% od energii elektrycznej.
2. Brak świadectw pochodzenia, jako że gospodarstwo domowe nie posiada koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej z mikroinstalacji.
3. Koszty inwestycyjne CAPEX6 jako kwoty brutto.
4. Koszty operacyjne instalacji:

a) Operation & Maintenance - O&M - na poziomie 0,5% CAPEX (ok. 140 PLN na rok). Jest to wartość kosztów obejmująca głównie usługę mycia paneli, a jednocześnie zakładająca, że instalacja jest z definicji bezobsługowa (podobnie jak dobrze wykonana instalacja elektryczna)7,
b) ubezpieczenie PV - 0,5% CAPEX (ok. 140 PLN rocznie)87,
c) założono brak kosztów wynajmu dachu i podatku od instalacji fotowoltaicznej, jako że inwestor jest jednocześnie właścicielem nieruchomości bądź posiada prawo do dysponowania nią,
d) założono dodatkowe koszty wymiany inwertera po 10 i 20 latach działania instalacji, zgodnie ze standardową żywotnością inwerterów. To założenie jest ostrożne i konserwatywne. Istnieje duże prawdopodobieństwo, iż w perspektywie kilku lat powstaną bardziej zaawansowane inwertery, których wymiana nie będzie konieczna. W rzeczywistości więc wymiana nastąpi raz, po 10 latach pracy systemu.

Wzór przychodów dla gospodarstw domowych, a także pełna lista kosztów unikniętych są przedstawione poniżej, zgodnie ze wzorem zdyskontowanych przepływów pieniężnych (discounted cash flow - DCF).

Wszystkie składniki przychodowe ww. wzorów traktowane są jako uniknięte koszty, czyli przychody dla Inwestora. Źródło: opracowanie własne na podstawie taryf za dystrybucję energii elektrycznej operatorów sieci dystrybucyjnych oraz płatności dla spółek sprzedażowych energii elektrycznej. Czynnikami decydującymi o poziomie opłacalności inwestycji PV przez gospodarstwa domowe są poziom cen energii elektrycznej oraz ceny dystrybucji ener-gii elektrycznej. Obie wyżej wymienione wielkości przedstawiono na rys. 1. Wy-kres przedstawia sumę sieciowych kosztów zmiennych możliwych do uniknięcia dla gospodarstw domowych przy produkcji energii elektrycznej na potrzeby własne z fotowoltaiki. Bardzo istotnym czynnikiem jest tutaj fakt, iż koszty stałe opłaty sieciowej, tj. zgodnie z taryfami dla dystrybucji energii elektrycznej, stawka stała oraz stawka abonamentowa, stanowią koszt dla inwestora, którego nie może on uniknąć pomimo zużycia całej energii z PV na potrzeby własne. Brak możliwości ich uniknięcia spowodowany jest koniecznością ponoszenia przez inwestora kosz-tów utrzymania sieci, jako że korzysta on z niej, kupując energię elektryczną i po-siadając pewną określoną moc przyłączeniową, która umożliwia pobieranie energii elektrycznej do pewnego ustalonego poziomu w dowolnym czasie. Im większa moc przyłączeniowa (wyrażona w kW), tym większa opłata stała, ale jednocześnie też większa potencjalna moc PV, a tym samym większa produkcja energii elektrycznej z PV.

Tabela 1 określa średnie uniknięte koszty energii elektrycznej brutto zakupionej z sieci dla gospodarstw domowych. Wartości przedstawione w tab. 1 to stawki taryfowe dla gospodarstw domowych według taryf poszczególnych sprzedawców energii elektrycznej (PGE, Tauron, RWE Polska, Enea oraz Energa). Taryfy dla gospodarstw domowych zatwierdzane są rokrocznie przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Jedynym wyjątkiem jest RWE Polska, które nie przedstawia taryf grupy

G do zatwierdzenia URE9. Poniższe zestawienie w tab. 1 wyraźnie pokazuje zróżnicowanie taryf dla energii elektrycznej w rozbiciu na taryfy G11 i G12. Uniknięte koszty energii elektrycznej są wyraźnie niższe w taryfie G11. Spowodowane jest to faktem rozróżnienia cen energii dla stawki całodziennej G11 (niższa cena energii) i stawek nocnej i dziennej G12 (wyższa cena energii w dzień i niższa w nocy). Dla tej ostatniej opłacalność PV jest większa, ponieważ instalacja PV, pracując w dzień, produkuje bardziej wartościową energię na potrzeby własne, której inwestor nie musi kupić z sieci. Wartości megawatogodziny w taryfie G11 wahają się od 312,3 PLN/MWh do 339 PLN/MWh, w taryfie G12 natomiast - od 312,3 PLN/MWh do aż 430,7 PLN/MWh.

Do kalkulacji modelu przyjęto następujące założenia makroekonomiczne10 w przedziale czasowym od 2014 do 2038 r., zgodnie z czasem trwania inwestycji:
  • kurs walutowy11,
  • inflację,
  • wzrost cen energii elektrycznej,
  • wzrost cen dystrybucji energii elektrycznej,
  • wartość świadectwa pochodzenia przyznawanego za jednostkę (MWh) wyprodukowanej energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznej12.
Wartości poszczególnych pozycji przedstawiono w tab. 2.

Kolejną grupą założeń są założenia inwestycyjne. Odnoszą się one do:
kosztów inwestycyjnych CAPEX (capital expenditures) w rozbiciu na poszczególne elementy. Jest to najważniejsza zmienna wpływająca na opłacalność inwestycji PV, której spadek przewidywany jest wraz z upowszechnianiem się inwestycji PV oraz unowocześnianiem technologii. Obecną wartość 1440 EUR za kilowat brutto (kW) mocy zainstalowanej przyjęto na podstawie danych pochodzących z rynku polskiego - informacji zebranych bezpośrednio od producentów PV, inwerterów, wykonawców instalacji fotowoltaicznych pod klucz na terenie Polski, a także w porównaniu z cenami na dobrze rozwiniętych rynkach holenderskim i niemieckim. Ceny usług instalacji PV w systemie turn-key (pod klucz) kształtują się w Holandii na poziomie ok. 1600 EUR/kW13 dla mocy PV 5 kW, a w Niemczech 1350 EUR/kW netto14 dla mocy do 100 kW. Największą składową kosztów inwestycji pod klucz są panele fotowoltaiczne, stanowiące niemal 50% CAPEX. Kolejną znaczącą pozycją, którą należy wziąć pod uwagę, jest koszt inwertera - ok. 17%, konstrukcji dachowej - ok. 12%. Wartość CAPEX 1440 EUR za kilowat brutto PV uznać należy za optymistyczną, ale jednocześnie realną do osiągnięcia obecnie w Polsce. Warto nadmienić, iż wraz ze wzrostem postępu technologicznego w dziedzinie fotowoltaiki, połączonego z coraz większymi korzyściami skali, następować będzie stopniowy spadek wartości CAPEX, a tym samym wzrastać będzie opłacalność produkcji energii z fotowoltaiki;
  • wielkości instalacji - dla wszystkich wariantów założono 5 kW jako optymalną niewielką instalację na potrzeby gospodarstw domowych;
  • wielkości dotacji i innego rodzaju wsparcia - brak dotacji jako podstawowy bazowy warunek niniejszej pracy, bazującej na czystym modelu rynkowym, bez dotacji;
  • sprawności instalacji w całym okresie jej pracy. Założono 3% spadku sprawności w pierwszym roku pracy PV i 0,6% spadku sprawności w każdym następnym roku. Dane te są zgodne ze specyfikacją większości wiodących producentów paneli fotowoltaicznych na świecie15.
Założenia finansowe

Założenia finansowe modelu dotyczą następujących wielkości:
    • udział kapitału własnego w inwestycji - przyjęto 100%,

  • udział długu - 0%,
  • stopa wolna od ryzyka w Polsce - 2,5% - jako możliwa do uzyskania wartość lokaty na rynku bankowym w Polsce16,
  • koszt kapitału własnego WACC (weighted average cost of capital) przy inwestycji wolnej od ryzyka: 6%, jako suma 2,5% stopy wolnej od ryzyka oraz 3,5% premii za ryzyko inwestycji fotowoltaicznej17,
  • amortyzacja inwestycji PV: 25 lat18. Dla uproszczenia założono, że instalacja PV po 25 latach będzie w pełni zamortyzowaną jednostką wytwórczą, z wartością rezydualną równą 0 PLN. Założenie to jest bardzo ostrożnym podejściem do modelu opłacalności. Z definicji bowiem PV po 25 latach pracy powinno wciąż produkować energię elektryczną ze sprawnością paneli poniżej 80%. Ten fakt podnosi obecną wartość inwestycji. W rzeczywistości więc inwestor, zgodnie z dzisiejszymi zapewnieniami producentów PV, będzie mógł wciąż produkować energię. Jednak z powodu niemożliwości sprawdzenia takiego scenariusza w rzeczywistości w modelu założono brak produkcji energii po 25 latach, czyniąc jednocześnie model bardziej konserwatywnym, z potencjalną korzyścią dla inwestora.
Założenia dotyczące nasłonecznienia

Istotnym założeniem determinującym opłacalność inwestycji w instalację fotowoltaiczną jest poziom nasłonecznienia na terenie Polski wyrażony w kWh/m2. Każdy region kraju ma inne warunki, takie jak zachmurzenie, ukształtowanie terenu, szerokość i długość geograficzna. Zestawienie wartości nasłonecznienia w rozbiciu na regiony energetyczne przedstawiono w tab. 3. Ponieważ Polska jest krajem o względnie niewielkiej rozpiętości równoleżnikowej i południkowej, różnice w nasłonecznieniu nie są duże. Na potrzeby niniejszej pracy posłużono się opracowaniem naukowym Komisji Europejskiej na temat możliwych do uzyskania wartości natężenia promieniowania słonecznego dla instalacji fotowoltaicznej w Polsce [Global irradiation... 2010]. W analizie założono współczynnik produktywności instalacji PV na poziomie 80% (w porównaniu z 75% założonymi przez autorów wspomnianego opracowania) ze względu na postęp technologiczny, jaki dokonał się przez ostatnie pięć lat.

3. Wyniki analizy

W oparciu o powyższe założenia poziom grid parity zostaje osiągnięty, jeśli stopa zwrotu z inwestycji (IRR) jest mniejsza lub równa średniemu ważonemu kosztowi kapitału (WACC) przyjętemu w modelu na poziomie 6%.

Najkorzystniejszym rejonem inwestycji dla gospodarstw domowych jest obszar OSD Energa, w którym w taryfie G11 opłacalność kształtuje się w przedziale od 6,8% w okręgu toruńskim do 7,4% w okręgu elbląskim, koszalińskim i gdańskim. Natomiast w taryfie G12 w tych samych rejonach wartości IRR znajdują się odpowiednio w przedziale od 8,2% do 8,9%. Podobnie do OSD Energa, także OSD PGE ma bardzo dobre warunki do realizowania inwestycji fotowoltaicznych. Na

tym obszarze znajduje się najlepszy rejon - okręg lubelski, gdzie IRR wynosi 6,9% dla taryfy G11 i aż 9,8% dla G12. Najsłabszym okręgiem okazuje się Łódź Miasto - ze względu na dużą gęstość energetycznej sieci kablowej, a co za tym idzie - niższe koszty dystrybucji, których uniknięcie da inwestorowi niższe przychody. Występują tutaj opłacalności na poziomie od 4,3% w taryfie G11 do 6,4% w G12. Pozostałe wartości na terenie OSD PGE oscylują pomiędzy 5 a 6% IRR dla taryfy G11 i 6-7% IRR dla taryfy G12. Dla okręgów OSD Tauron i Enea wartości IRR są podobne i pozostają ponad wymagany koszt kapitału 6%, tj. między 5 a 6% w taryfie G11 i 6-7% w taryfie G12. Pozytywnym wyjątkiem jest tutaj obszar tarnowski, gdzie IRR w G12 wynosi 8%. Najgorszym okręgiem do inwestycji w PV jest OSD RWE Polska, gdzie IRR waha się od 5,3 do 6%.

Tabela 4 przedstawia zestawienie poszczególnych stóp opłacalności PV dla 33 regionów energetycznych i 2 grup taryfowych G11 i G12.

4. Wnioski

W znakomitej większości przypadków nakłady inwestycyjne na poziomie 1440 EUR/kW i produkcji energii w 100% na potrzeby własne umożliwiają opłacalne realizowanie inwestycji w PV w gospodarstwach domowych na terenie Polski pod warunkiem konsumpcji energii elektrycznej z PV w 100% na potrzeby własne. Najlepszym wynikiem charakteryzuje się okręg lubelski (9,8% IRR) i OSD ENERGA w taryfie G12 (IRR 8-9%). Jedynym okręgiem w całości nieopłacalnym jest obszar OSD RWE Polska w Warszawie, z wartościami nieprzekraczającymi 6% IRR. Niskie wartości IRR występują także w taryfie G11 dla OSD Enea, dla rejonu gliwickiego w OSD Tauron oraz Łódź Miasto w OSD PGE. Powyższa analiza pokazuje, że gospodarstwa domowe już dziś mogą w części opłacalnie produkować energię na potrzeby własne w wybranych regionach w Polsce. Jedynym warunkiem trudnym do spełnienia dla gospodarstwa domowego jest konieczność zużycia całej energii elektrycznej na potrzeby własne. Jest to wyzwanie w warunkach domowych, ponieważ w pewnej części gospodarstw nie występuje znaczna konsumpcja energii elektrycznej w dzień. Dlatego w celu optymalizacji inwestycji zachodzi konieczność wyboru takich gospodarstw domowych, których profil zużycia energii elektrycznej jest najbardziej zbliżony do profilu produkcji energii ze źródła fotowoltaicznego (lub też konieczność obniżenia mocy PV do 2-3 kW, tak aby w całości PV produkowało energię na potrzeby własne). Będą to najczęściej duże domy jednorodzinne z większym niż przeciętne zużyciem energii elektrycznej, posiadające wiele urządzeń domowych, takich jak alarmy, czujniki, piece gazowe, pompy ciepła, klimatyzatory, wentylacyjny system rekuperacji czy inne urządzenia, których praca jest konieczna do prawidłowego funkcjonowania domu w ciągu całego dnia.

Podsumowując, mikroinstalacje fotowoltaiczne mogą już dzisiaj być opłacalne w Polsce bez systemu dotacji, pod warunkiem zastosowania ich w dużych domach jednorodzinnych o ponadprzeciętnym zużyciu energii elektrycznej. Ten trend będzie się przesuwał w stronę coraz mniejszych gospodarstw w miarę rozwoju technologii PV sprzyjającej obniżaniu kosztów inwestycyjnych na jednostkę wyprodukowanej energii, połączonej ze wzrostem cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych na rynku w długim okresie.

Literatura

Biuletyn Informacyjny Narodowego Banku Polskiego, 2014, nr 6.
Del Rio P., Mir-Artigues P., 2012, Support for solar PV deployment in Spain: Some policy lessons, Renewable and Sustainable Energy Reviews, no. 16.
Eurostat, 2014, Electricity prices by the type of user: small and medium households (styczeń 2015).
Fiedor B., Czaja S., 2002, Podstawy ekonomii środowiska i zasobów naturalnych, Wydawnictwo C.H. Beck, Warszawa.
Fokaides P., 2013, Towards grid parity in insular energy systems: The case of photovoltaics (PV)in Cyprus, Energy Policy.
Fraunhofer Institute, 2014, Recent Facts about Photovoltaics in Germany.
Główny Urząd Statystyczny, 2012, Zużycie energii w gospodarstwach domowych w 2009 r., Warszawa.
Haas R., 2013, The looming revolution: How photovoltaics will change electricity markets in Europe fundamentally, Energy, no. 57.
Join Research Centre, 2010, Hu T., Pinedo-Pascua I., Global irradiation and solar electricity potential, European Commission.
Komisja Europejska, 2014, Progress towards achieving the Kyoto Protocol and EU 2020 objectives.
Krajowa Agencja Poszanowania Energii, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, 2014, Program Prosument, http://www.kape.gov.pl/index.php/pl/oferta-columns-4/item/203-prosument-dofinansowanie-mikroinstalacji-oze (styczeń 2015).
Ministerstwo Gospodarki, 2010, Krajowy plan działań w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, Warszawa.
Moro J., 2013, Analytical model for solar PV and CSP electricity costs: Present LCOE values and their future evolution, Renewable and Sustainable Energy Reviews, no. 20.
Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, 2012, Generacja rozproszona w nowoczesnej polityce energetycznej - wybrane problemy i wyzwania, Warszawa.
Observ’ER Barometer, 2014, Biuletyn energii odnawialnej - fotowoltaika.
Olson A., Jones R., 2011, Chasing Grid Parity: Understanding the Dynamic Value of Renewable Energy.
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 roku w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzenia danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, DzU nr 156, poz. 999.
RWE Polska, 2014, Scenariusze rozwoju technologii na polskim rynku energii do 2050 roku, Warszawa.
Taryfy Operatorów Systemów Dystrybucyjnych: Enea, Energa, PGE, RWE Polska oraz Tauron za rok 2013.
Taryfy sprzedawców energii elektrycznej dla grupy G w umowach kompleksowych za 2013 rok (Enea, Energa, PGE, RWE Polska, Tauron) (luty 2014).
Towarowa Giełda Energii, prognoza notowań świadectw pochodzenia dla odnawialnych źródeł energii (październik 2014).
Upsolar Photovoltaic Modules, 2013, katalog produktowy firmy produkującej panele fotowoltaiczne.
Urząd Regulacji Energetyki, kalkulator cen URE dla taryf RWE Polska, 2014, www.ure.gov.pl.
Ustawa z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej, http://isap.sejm.gov.pl/DetailsServlet?id=WDU20110940551.
Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (tekst ustalony ostatecznie po rozpatrzeniu poprawek Senatu), Warszawa 2015.
Zielona Księga, 2013, Ramy polityki w zakresie klimatu i energii do roku 2030, European Commission.


1 Użyte jako odpowiednik angielskiego słowa smart.
2 URE, 2013.
3 Instytut Energii Odnawialnej, 2013.
4 Zob. [Ustawa z dnia 15 kwietnia 2011 r.].
5 Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA) i OECD określają 1 toe jako 11,63 MWh i 41,868 GJ.
6 Capital expenditures - nakłady inwestycyjne
7 Szacunek na podstawie danych rynkowych.
8 Szacunek na podstawie danych rynkowych.
9 Dane dla tej spółki pochodzą z kalkulatora cen energii elektrycznej dostępnego na stronie ure.gov.pl.
10 Wartości poszczególnych pozycji oszacowane są według własnych przewidywań autora, w oparciu o historyczne dane z lat poprzednich i ostrożnych rynkowych prognoz ekonomicznych.
11 Założenia własne na podstawie historycznych kursów walutowych w 2014 r. według NBP [Biuletyn Informacyjny... 2014].
12 Prognoza na podstawie notowań świadectw pochodzenia dla odnawialnych źródeł energii na Towarowej Giełdzie Energii (październik 2014).
13 Oferta firmy Essent z Grupy RWE - lidera sprzedaży energii elektrycznej na rynku holenderskim. Oferta dostępna na stronie internetowej Essent: Prijslijst Essent SpaarPaneln https://spaarpanelen.essent.nl/index.html?icmp=20140528SL001I (12.09.2014).
14 Dane ze strony internetowej Photovoltaik-guide.de, http://www.photovoltaik-guide.de/pv-preisindex porównującej ceny instalacji fotowoltaicznych budowanych w systemie pod klucz w Niemczech, wedug ankiet developerów PV, dane za sierpień 2014 (16.09.2014).
15 Katalog produktowy jednej z firm produkujących panele fotowoltaiczne - firma Upsolar, 2013 r.
16 Średnie oprocentowanie umów depozytowych w Polsce w PLN dla przedsiębiorstw i gospodarstw domowych: [Biuletyn Informacyjny... 2014, wykres 2.2, s. 13].
17 Założenie własne na podstawie analiz rynkowych. 18 Na podstawie Katalogu produktowego firmy produkującej panele fotowoltaiczne Upsolar Photovoltaic Modules by Upsolar 2013, s. 16.
×

DALSZA CZĘŚĆ ARTYKUŁU JEST DOSTĘPNA DLA SUBSKRYBENTÓW STREFY PREMIUM PORTALU WNP.PL

lub poznaj nasze plany abonamentowe i wybierz odpowiedni dla siebie. Nie masz konta? Kliknij i załóż konto!

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu

Podaj poprawny adres e-mail
W związku z bezpłatną subskrypcją zgadzam się na otrzymywanie na podany adres email informacji handlowych.
Informujemy, że dane przekazane w związku z zamówieniem newslettera będą przetwarzane zgodnie z Polityką Prywatności PTWP Online Sp. z o.o.

Usługa zostanie uruchomiania po kliknięciu w link aktywacyjny przesłany na podany adres email.

W każdej chwili możesz zrezygnować z otrzymywania newslettera i innych informacji.
Musisz zaznaczyć wymaganą zgodę

KOMENTARZE (0)

Do artykułu: Analiza opłacalności mikroinstalacji fotowoltaicznej (PV) w Polsce w oparciu o produkcję energii elektrycznej na potrzeby własne

NEWSLETTER

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu.

Polityka prywatności portali Grupy PTWP

Logowanie

Dla subskrybentów naszych usług (Strefa Premium, newslettery) oraz uczestników konferencji ogranizowanych przez Grupę PTWP

Nie pamiętasz hasła?

Nie masz jeszcze konta? Kliknij i zarejestruj się teraz!