Opust 1:1 czy się opłaci ?

Na pierwszy rzut oka można uznać to za pytanie retoryczne bo jak rozliczenie 1:1 może być mniej opłacalne niż ustawowe 1:0,8? Zagłębiając się jednak w to rozwiązanie można dojść do wniosku że geniusz tego rozwiązanie leży głównie w marketingu. 

 Krótkie przypomnienie czym jest Opust. To potoczne określenie ustawowego rozliczenia energii pobranej i wprowadzonej do sieci przez mikroinstalację prosumenta w bilansach rocznych. Dla instalacji do 10 kW obowiązuje rozliczenie w ilości odbiór 0,8 kWh za każdą 1 kWh wprowadzoną do sieci. Jednym z głównych problemów sprzedawcy energii w rozliczeniu prosumenta w opuście jest konieczności refundacji kosztów dystrybucji. Wielu prosumentów nie jest świadomych że koszty energii składają się z dwóch głównych kosztów dystrybucji czyli opłaty za dostarczenie energii oraz samej wartości energii elektrycznej. Przy prosumentach spółki dystrybucyjne mają prawo do refundacji kosztów dostarczanej energii którą za prosumenta pokrywa sprzedawca energii. Stąd min. wymóg posiadania umowy kompleksowej. Na pokrycie kosztów dystrybucji sprzedawca energii zatrzymuje wspomniane wcześniej 20% lub dla większych instalacji 30% energii. Mimo to sprzedawcy energii twierdzą że rozliczenie prosumentów jest dla nich deficytowe. 

 Ilustracja graficzna rozliczenia prosumenta do 10 kW 

W tym miejscu pojawia się pytanie? Skoro dla sprzedawców energii rozliczenie 1:0.8 nie jest biznesowo korzystne (ale jest wymogiem ustawowym) dlaczego ktoś chciałby rozliczać w stosunku 1:1 ? Jak mówi stare powiedzenie „nie ma darmowych obiadów” a za ten zapłaci sam prosument. Przyjrzyjmy się rozliczeniu prosumenta który posiada instalację o mocy 5 kWp i dla uproszczenia produkuje rocznie 5 000 kWh. W jego przypadku przy założeniu kosztów energii 0,38 zł/kWh brutto oraz kosztów dystrybucji 0,26 zł/kWh brutto. Korzyść dla prosumenta przy rozliczaniu 1:1 to ok 3 198 zł rocznie przy 1:0,8 to ok 2 686 zł tu należy dodać że prosument ma zawsze pewną konsumpcję bieżącą co powoduje że tylko część energii podlega opustowi gdyż część jest zużywana w czasie produkcji. Proste rachunki pokazują że w tym przypadku rozliczenie 1:1 daje dodatkową korzyść dla prosumenta na poziomie 512 zł rocznie. Jeżeli przy tej samej cenie instalacji ktoś zaoferowałby takie rozliczenie w określonym ustawą okresie 15 lat byłaby to genialna oferta. W pozostałych przypadkach to tylko dobry chwyt marketingowy rodzący wiele problemów dla prosumenta. 

Pierwsze propozycje jakie pojawiają się na rynku mówią o rozliczeniu w opuście 1:1 tylko na 2 lata. Dlaczego tak krótko? zapewne dlatego że rozpatrując instalację 5 kWp z poprzedniego przykładu sprzedawca na samych kosztach dystrybucji będzie miał roczną stratę brutto ok. 1033 zł (gdzie prosument zyskuje tylko połowę z tego :). W tym przypadku matematyka jest nieubłagana aby zaproponować takie rozliczenie prosumentowi trzeba sprzedać mu inne wysokomarżowe usługi lub zwiększyć marżę na montażu instalacji fotowoltaicznej. W tym czy innym przypadku za dodatkowy opust i tak zapłaci prosument. Ale to nie koniec problemów. Mając rozliczenie w opuście 1:1 na dwa lata pojawia się problem doboru mocy instalacji. Dobrana moc powinna być mniejsza niż dla opustu 1:0,8 a po dwóch latach prosument powinien albo rozbudować instalację (w przeliczeniu na kWp rozbudowa jest zawsze droższa niż budowa) lub pogodzić się ze wzrostem kosztów rachunku za prąd za 2 lata. Z kolei jeżeli prosument od razu wykona przewymiarowaną instalację aby mieć zapas na przyszłość nic nie skorzysta na wyższym opuście gdyż niewykorzystana energii nie może być liczona jako korzyść finansowa. 

Żyjemy w dobie coraz to nowych promocji mniej lub bardziej prawdziwych a prosumentom nie zostaje nic innego jak uzbroić się w kalkulator lub excel i te wszystkie promocje po prostu przeliczyć!

Wyliczenie strat na przewodach DC - STC czy NOCT?

Większość osób związanych z fotowoltaiką kojarzy zasadę doboru przewodów DC w sposób nie powodujących strat większych niż 1%. Pytanie jakie się pojawia to do czego ma być odniesiona 1 % strata. Do mocy w warunkach STC, do mocy w warunkach NOCT a może do straty średnio rocznej?

Bardzo często wyliczenie przekroju poprzecznego w oparciu o zasadę 1% strat jest prowadzone do parametrów modułu w warunkach STC. Stosowanie tej zasady może prowadzić jednak do nieuzasadnionego przewymiarowania okablowania. Szczególnie chodzi o sytuację w której dla zachowania 1% strat konieczne jest przejście z przekroju 4 na 6 mm2. Nieuzasadnione przewymiarowanie należy rozumieć jako takie w którym koszt wzrostu przekroju poprzecznego jest większy niż zyski energetyczne przeliczone na wartość pieniężną. 

Warunki STC i NOCT

STC	STANDARD TEST CONDITIONS – ustandaryzowane warunki testu
1 000 W/m²	Natężenie promieniowania słonecznego, przy którym wykonywany był test
25°C	Temperatura ogniw fotowoltaicznych oświetlanego modułu PV, przy której wykonywany był test
AM 1.5	Spektrum promieniowania dla grubości atmosfery równej 1,5

NOCT	Normal Operating Cell Temperature – temperatura ogniwa w nominalnych warunkach pracy
800 W/m²	Natężenie promieniowania słonecznego, przy którym wykonywany był test
20°C	Temperatura otoczenia, przy której wykonywany był test
AM 1.5	Spektrum promieniowania dla gęstości atmosfery równej 1,5
1 m/s	Prędkość wiatru

W przypadku stosowania zasady ograniczenia strat do 1% na okablowaniu DC bardziej racjonalne jest odniesienie się do parametrów modułu z warunków NOCT. Warunki NOCT to warunki w których moc, prąd i napięcie modułu jest zbliżone do rzeczywistych w słoneczny dzień w półroczu letnim. 

Przyjęcie wartości 1% strat czy to w odniesieniu do parametrów pracy instalacji w warunkach STC czy NOCT nie oznacza że strata na przewodach będzie równa wspomnianemu jednemu procentowi. Średnia ważona będzie istotnie niższa w obu przypadkach.

Rozkład strat na przewodach DC przy założeniu doboru przewodów tak aby 1% strat był w warunkach STC (czerwony) i tak aby 1%  strat był w warunkach NOCT.

Przeanalizowanie straty na przewodach DC przez rok pracy instalacji pokazuje że przyjmując jako punkt odniesienia takiego przekroju przewodów który w warunkach STC zapewni 1% strat średnia ważona roczna strata będzie równa 0,46%. Z kolei jeżeli przewody byłyby dobrane do warunków NOCT czyli tak że 1% strat jest dokładnie przy mocy i napięciu w warunkach NOCT roczna ważona strata będzie równa 0,61% i przez 95,9% czasu pracy strata będzie poniżej 1%. Z drugiej strony wyliczając przewody DC w odniesieniu do warunków NOCT ich przekrój poprzeczny wychodzi o ok. 17% mniejszy niż w warunkach NOCT.

Wzór na wyliczenie strat.



gdzie:
P – moc obwodu [W] w warunkach NOCT
l – sumaryczna długość obwodu w + i - [m]
I – natężenie prądu Impp w warunkach NOCT [A]
U – napięcie obwodu Umpp [V] w warunkach NOCT
k – przewodność właściwa dla miedzi 48–54,


Jeżeli w karcie katalogowej modułu PV nie są podane wartości mocy i napięcia dla warunków NOCT można je w przybliżeniu wyliczyć w następujący sposób:

Prąd Impp(STC) * 0,8 = Prąd Impp (NOCT)

Napięcie Vmpp(STC) * 0,94 = Napięcie Vmpp(NOCT)

Moc (STC) * 0,752 = Moc (NOCT)

Czy niskie napięcie startu falownika ma uzasadnienie?

Panuje przekonanie że im niższe napięcie startu falownika fotowoltaicznego tym lepiej gdyż szybciej zacznie on pracę i przez to wyprodukuje więcej energii szczególnie rano. Teza ta wydaje się logiczna. Wcześniejsza praca to więcej godzin pracy a co za tym idzie większe uzyski energii. Niemniej jednak jeśli byłaby ona prawdziwa producenci falowników w zdecydowanej większości dążyłby do obniżania napięcia startu i pracy. Tak się jednak nie dzieje z kilku powodów a jednym z nich jest eliminacja pracy falownika przy zasilaniu energią z sieci. 

Aby to wyjaśnić warto przypomnieć jak zmienia się napięcie oraz prąd modułu fotowoltaicznego wraz ze zmianami natężenia promieniowania słonecznego.

Zależność prądu i napięcie na module PV w zależności od natężenia promieniowania słonecznego

Prąd zmienia się praktycznie prostoliniowo to znaczy że dwa razy wyższe natężenie promieniowania słonecznego generuje dwa razy wyższy prąd i odwrotnie. Z kolei napięcie przy wysokich wartościach natężenia promieniowania słonecznego zmienia się nieznacznie i jest bliskie napięciu nominalnemu (tu temperatura ma duże znaczenie). Jednak jeżeli natężenie promieniowania słonecznego zaczyna przyjmować bardzo niskie wartości a szczególnie poniżej 200 W/m2 napięcie także zaczyna wyraźnie spadać. W konsekwencji przy ok 100 W/m2 wartość prądu wynosi prawie dokładnie 10% wartości nominalnej prądu z kolei napięcie ok 50-60% wartości nominalnej. Znaczenie ma tu rezystancja szeregowa i równoległa ogniwa i nie każde ogniwo będzie przyjmować dokładnie te same wartości. Niemniej jednak konsekwencją tego stanu rzeczy jest fakt że przy 10 % nominalnego natężenia promieniowania słonecznego moduł PV jest w stanie generować jedynie ok 5% mocy nominalnej a przy 5 % nominalnego natężenia promieniowania słonecznego moduł PV jest w stanie generować jedynie ok 1,5 % mocy nominalnej. - > krzywoliniowa zmiana. 

Warto także dodać że krzywa prądowo - napięciowa przy bardzo niskim natężeniu promieniowania słonecznego wygląda odmiennie od tej z warunków STC.

Porównanie charakterystyki prądowo - napięciowej w warunkach STC i przy bardzo niskim natężeniu promieniowania słonecznego 

W praktyce przy bardzo niskim natężeniu promieniowania słonecznego poniżej 100 W/m2 falownik w praktyce pracuje bardzo blisko napięcia obwodu otwartego co w konsekwencji powoduje że pozyskiwana przez niego moc z modułów PV jest jeszcze niższa od mocy teoretycznej. W rzeczywistości rozpoczęcie pracy przez falownik przy bardzo niskim napięciu np. poniżej 150 V dla falownika trójfazowego może oznaczać że o poranku moc możliwa do pozyskania z modułów PV będzie mniejsza niż ta potrzebna do zasilenia jego obwodów co w konsekwencji prowadzi do sytuacji w której falownik zamiast produkować energii i wprowadzać ją do sieci musi ją z niej pobrać aby się zasilić. Dlatego też podnoszenie argumentów że niższe napięcie startu jest korzystniejsze można potraktować jako chwyt marketingowy. Bardzo często pobór energii z sieci przez falownik jest maskowany przez oprogramowania które nie pozwala na przyjmowanie wartości ujemnych dla produkcji energii.

Czy spadek cen modułów PV będzie kontynuowany w 2019 r?

Rok 2018 zakończył się dużymi dwucyfrowymi spadkami cen modułów PV. Wielu zakładało że trend ten będzie kontynuowany w 2019 co jednak z początkiem roku nie nastąpiło a ceny modułów PV ogólnie się ustabilizowały. Z kolei w przypadku części producentów szczególnie wysoko sprawnego mono ceny nawet odbiły do górny.

Na wahania cen modułów PV wpływ ma nie tylko koszt zakupu komponentów lecz także dopasowanie globalnego popytu i podaży. Handel modułami PV odbywa się globalnie i poza sytuacjami w których sztucznie ograniczany jest dostęp do danego rynku (obecnie USA czy wcześniej UE) każde niezrównoważenie poziomu produkcji do możliwości zakupu modułów PV będzie miało istotny wpływ na kształtowanie ceny.

Patrząc na pierwszy kwartał 2019 r. można powiedzieć że rynek jest zrównoważony ze wskazaniem nieznacznej przewagi popytu nad podażą. Większość producentów z pierwszej ligi czyli Tier1 jest całkowicie zabukowanych. Moduły w wolnocłowych magazynach czekające na klienta są rzadkością. W tej sytuacji szczególnie duzi producenci próbują odbudować marże utracone w połowie 2018 r. po załamaniu się popytu na rynku Chińskim. A to przekłada się na odbicie ceny. Patrząc dalej czyli na trzeci i czwarty kwartał 2019 r widać potencjał do spadku cen szczególnie w przypadku modułów monokrystalicznych jednak z dużą dozą prawdopodobieństwa nie będą to duże obniżki zamykające się w kilku procentach. W odniesieniu do modułów polikrystalicznych ich ceny są ciągle niskie patrząc na koszty produkcji. Spadek cen tego typu modułów będzie możliwe pod warunkiem spadku cen komponentów lub w przypadku załamania się popytu na którymś z kluczowych rynków.

Podsumowując rok 2019 zapowiada się ze stabilizacją cen modułów PV a zauważalna obniżka cen może pojawić się w drugiej połowie roku i będzie głównie dotyczyć mono.

Ustawowy zakaz podwyżek cen prądu

Po projekcie ustawy obniżającej obciążenia podatkowe w cenie energii. Rząd zapewne doszedł do wniosku że rozwiązanie to nie zatrzyma wzrostu cen energii, więc postanowił dodać do ustawy zapisy które można określić ustawowym zakazem podnoszenia cen prądu w 2019 roku. To fakt brzmi to absurdalnie w gospodarce wolnorynkowej ale w zakresie energii elektrycznej stało się to faktem. powstała ustawa w myśl której w 2019 roku żadna ze spółek obrotu zajmująca się sprzedażą energii elektrycznej nie może zastosować ceny wyższej niż cena z 30 czerwca 2018 roku. Dla konsumentów taka informacja może brzmieć dobrze. Niemniej jednak wspomniana ustawa rodzi tak wiele daleko idących konsekwencji że ciężko je wszystkie jednoznacznie określić i zdefiniować.

Na wstępie warto jednoznacznie podkreślić że zaproponowane rozwiązania w żaden sposób nie rozwiążą problemu wzrostu cen energii a jedynie Państwo dopłaci do różnicy między ceną giełdową energii a ceną z 2018 r. dla odbiorcy końcowego.

Jak będzie działał mechanizm zakazu podwyżek cen prądu.

Każda ze spółek obrotu sprzedająca energię elektryczną niezależnie czy podpisała już nową umowę na sprzedaż energii czy dopiero to uczyni nie może zastosować ceny wyższej niż ta wynikająca z cennika z 30 czerwca 2018 roku. Różnica w cenie zostanie pokryta z “Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny” który będzie posiadał dwa główne źródła finansowania pierwszym są środki ze sprzedaży niewykorzystanych uprawnień do emisji CO2. Przy obecnej cenie uprawnień do emisji z tego źródła powinno wpłynąć około miliarda euro czyli około 4,3 miliarda złotych. Zakładając jednak że różnica między ceną rynkową a ceną sprzedaży będzie średnio około 110 zł/MWh fundusz będzie potrzebował w 2019 roku około 18,5 miliarda złotych na refundację różnic w cenie. Oznacza to że blisko 14 mld złotych będzie pochodzić ze źródła określonego w Art. 12 pkt 3 ustawy tj. “dotacje celowe z budżetu państwa;”. Czyli drugim głównym źródłem finansowania funduszu będą inne podatki zbierane przez skarb państwa.

Przy tworzeniu tej ustawy jej autorzy widać całkowicie zapomnieli o powiedzeniu lepiej dać komuś wędkę niż rybę. Zamiast wyciągnąć wnioski ze wzrostu cen energii w dużej mierze powodowane wzrostem uprawnień do emisji CO2. 80% w środków zgromadzonych ze sprzedaży tychże uprawnień zostanie przeznaczonych na dotacje do ceny energii. Do tego z budżetu państwa zostanie dodane kilkanaście mld zł a z dużą dozą prawdopodobieństwa za rok problem wróci spotęgowany.

Problemy jakie może spowodować ustawa ?

Wydawanie miliardów na odłożenie w czasie wzrostu cen energii to nie jedyny problem tej ustawy. Już na samym początku pojawia się pytanie czy przedstawiony w ustawie mechanizm jest pomocą publiczną? Jeżeli jest to powinien być notyfikowany przez Komisję Europejską co oczywiście nie zostało uczynione. W konsekwencji Komisja Europejska może zażądać zwrotu nielegalnie wypłaconej pomocy publicznej co oznaczałoby olbrzymie problemy dla spółek obrotu ale potencjalnie także dla firm korzystających z obniżonych cen energii.

Pojawia się też pytanie co w przypadku spółek, które nie sprzedawały energii w 2018 roku a chcą rozpocząć tą działalność 2019. Czy im także przysługuje ‘refundacja’ Czy będą musiały sprzedawać energię elektryczną po cenach rynkowych czyli znacznie drożej od konkurencji?

Co w przypadku przetargów publicznych które były rozstrzygnięte końcem 2018 roku? W konsekwencji ustawy firma która wygrała taki przetarg będzie zobowiązana sprzedawać energię po cenie innej niż ta w złożonej w przetargu ofercie. Czy w takim przypadku należy taki przetarg unieważnić?

Do ustawy ciągle nie ma rozporządzenia które określi w szczegółach mechanizm refundacji dla spółek obrotu sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym. W konsekwencji od 1 stycznia spółki te muszą sprzedawać energię po cenach niższych niż ceny rynkowe nie znając tak naprawdę mechanizmu i wartości refundacji wiąże się to z olbrzymim ryzykiem dla ich działalności. Największe ryzyko będzie dla najmniejszych spółek, w konsekwencji może to doprowadzić do ich bankructwa bądź zawieszenia działalności. W ten sposób zostanie utrwalony i tak zmonopolizowany rynek energii elektrycznej w Polsce. Co więcej refundacja będzie odbywać się w stosunku do średnio-ważonej ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym. Idea ustawy zakłada stuprocentową refundacje w takim przypadku może dojść do nadmiernego wzrostu ceny energii na rynku hurtowym z uwagi na brak konkurencyjności gdyż “państwo” zrefunduje każdą różnicę w cenie.

I kluczowe pytanie jakie się pojawia to czy urzędowy zakaz podwyżek dotyczy cen taryfowych czy także kontraktów. Jeżeli tylko tych pierwszych to faktycznie zostaną odłożone w czasie podwyżki dla gospodarstw domowych gdyż firmy w większości nie są na taryfach. Jeżeli tych drugich to czeka nas wielki chaos na rynku energii.

Czy rządowi uda się zatrzymać wzrost cen energii elektrycznej

O wzroście cen prądu mówi się ostatnio bardzo dużo. Można by powiedzieć że rosnące ceny energii to sprawa narodowa, która doczeka się nawet specjalnego posiedzenia sejmu w celu przyjęcia ustawy, która ma je powstrzymać. Czy faktycznie się to uda?

Zgodnie z ustawą akcyza na energię elektryczną zostanie obniżona z 20 do 5 zł/MWh czyli o 1,5 grosza/kWh obniżeniu ulegnie też opłata przejściowa będąca składnikiem opłat dystrybucyjnych i ma bardziej charakter opłaty abonamentowej powiązanej z poziomem zużycia (osoby fizyczne) i mocą umowną (firmy).

Patrząc na skutki wprowadzonych regulacji w skali makro to przyczynią się one do obniżenia danin znajdujących się w sprzedawanej energii na poziomie 1,85 mld zł brutto (obniżona akcyza) oraz 1,7 mld zł (opłata przejściowa) daje to razem ok. 3,55 mld zł. Takie wyliczenia zamieszczono w samej ocenie skutków regulacji dołączonej do wspomnianej ustawy. Także w tym dokumencie znajduje się informacja że na przestrzeni roku cena energii na Towarowej Giełdzie Energii wzrosła z 174 zł/MWh, kontrakt w listopadzie 2017 na 2018 r. do 286,61 zł/MWh kontrakt w listopadzie 2018 na 2019 r. Daje to wzrost o 112 zł/MWh. Podobne różnice są w porównaniu grudzień 2017 - grudzień 2018.

	21.12.2018	21.12.2017	różnica
BASE_Q-1-19/18	277,19	173,6	103,59
BASE_Q-2-19/18	304,38	179	125,38
BASE_Q-3-19/18	300,5	187,75	112,75
BASE_Q-4-19/18	271	171,5	99,5

Średnia zmiana ok 110 zł/MWh czyli w ujęciu procentowym ok. 62% wzrostu ceny. Odnosząc te wartości do sprzedawanej w Polsce energii która w 2017 roku wynosiła 168 139 GWh można oszacować wzrost kosztu zakupu energii. Zakładając że podoba ilość energii zostanie sprzedana w 2019 r oznacza to że koszt zakupu energii będzie wyższy o ok. 18,5 mld zł - Sporo więcej niż oszczędności na obniżonych przez rząd podatkach (3,55 mld). Oczywiście nie cała energie jest sprzedawana przez giełdę i część kontraktów może być zawartych w cenach innych tj. niższych niż wartość giełdowa. Nie mniej jednak z punktu widzenia prawa spółek handlowych takie kontrakty to lekko mówiąc niegospodarność ze strony zarządów tych spółek.

Patrząc na skalę wzrostu cen energii rządowi uda się raczej lekko złagodzić jej finansowe skutki niż całkowicie je zniwelować.

Warto też się odnieść do przyczyn wzrostu cen energii. Powszechnie obwiniane są o nie uprawnienia do emisji CO2 ale one nie mogą tłumaczyć całości podwyżek. Sięgając do danych historycznych. W grudniu 2017r koszt uprawnienia wynosił 7,49 Euro/Tona przy założeniu emisji na poziomie 1,063 Tona/MWh (elektrownia Bełchatów) daje to koszt CO2 w cenie energii ok 34 zł/MWh obecnie przyjmując cenę uprawnienia do emisji na 23,4 Euro/Tona daje to koszt CO2 w cenie energii ok. 107 zł/MWh. W ujęciu nominalnym koszt uprawnienia do emisji CO2 wzrósł o 73 zł zł/MWh przy wzroście ceny energii o ponad 110 zł.MWh. To sporo niższy wzrost i przy założeniu że całość uprawnień byłaby przez polskie elektrownie kupowana przez giełdę tak jednak nie jest i ciągle polskie elektrownie mają sporo darmowych uprawnień do emisji. Innym powodem wzrostu cen energii może być po prostu dyskontowanie kilku ostatnich lat bardzo niskiej ceny energii która dla niektórych wytwórców nie zapewniała przychodu pozwalającego na rozwój i modernizację. Różne analizy wskazują że nowe bloki węglowe nawet przy umiarkowanej cenie uprawnień do emisji CO2 będą posiadać koszt produkcji energii na poziomie zbliżonym do 300 zł/MWh.


Możliwe że na tak duży wzrost cen energii złożyło się urealnienie ceny energii spotęgowane wzrostem uprawnień do emisji CO2.

Koszt produkcji energii z farmy PV przy zastosowaniu modułów mono i polikrystalicznych

W roku 2018 udział modułów monokrystaliczny w sprzedaży może osiągnąć 50%. To istotna zmiana w stosunku do lat poprzednich. Wiele analiz wskazuje że udział procentowy modułów monokrystalicznych ciągle będzie rósł i zacznie dominować nad modułami polikrystalicznymi mimo ciągle ich niższej ceny. Dla każdego inwestora ważny jest koszt budowy elektrowni fotowoltaicznej a nie koszt zakupu samego modułu fotowoltaicznego. I tutaj ujawnia się zaleta modułów monokrystalicznych statystycznie posiadają one sprawność około 12% wyższą przez to wyższe koszty zakupu modułów monokrystalicznych częściowo są rekompensowane oszczędnościami na pozostałych elementach budowy farmy fotowoltaicznej. Łącznie około 21% kosztów budowy farmy fotowoltaicznej pośrednio związanych jest z liczbą modułów fotowoltaicznych. Wyższa sprawność to mniejsza liczba modułów PV przy tej samej mocy elektrowni PV.

Przy spadającej cenie modułów fotowoltaicznych i spadającym ich procentowym udziale w całościowych kosztach budowy elektrowni PV coraz bardziej istotne staje się także obniżenie innych kosztów które pośrednio są związane z liczbą modułów fotowoltaicznych. Same moduły PV stanowią ok 50% kosztów budowy elektrowni PV. Przy obecnej średniej różnicy w zakupie za Wp mocy między modułami mono i polikrystalicznymi na poziomie około 18%. Sumaryczny koszt budowy farmy PV opartej o moduły mono wcale nie jest droższy o ok 9% lecz zaledwie o ok 5,5%. Zmniejszenie różnicy wynika z faktu że wykorzystując do budowy farmy PV moduły poli 280 Wp potrzeba ich ok. 3 570 przechodząc na moduły 315Wp mono wystarczy 3 174 modułów. W związku z czym po przejściu z mono na poli na farmie zostanie zamontowane blisko 400 modułów mniej co oznacza mniejszą ilość konstrukcji wsporczej, mniej kabli DC, niższe nakłady na montaż konstrukcji i modułów. W końcu to także o 12% mniejszy teren do ogrodzenia. Mniejsza liczba modułów pozwala także obniżyć koszty operacyjne. Wielu inwestorów zapomina jak istotnym kosztem w okresie 15 lat pracy elektrowni PV będzie koszenie trawy czy mycie modułów PV. 

Każdy z inwestorów przy budowie farmy PV nie powinien patrzeć tylko na koszty budowy lecz także na koszty operacyjne takie jak serwis, podatki czy dzierżawa. Patrząc na 15 letni okres pracy elektrowni PV koszty samej budowy to mniej niż połowa wydatków. Z kolei ok 25% stanowią koszty dzierżawy gruntu, koszty utrzymania i serwisu oraz podatki (gruntowy i od nieruchomości). Część z tych kosztów jest także powiązana z liczbą modułów poza oczywistymi takimi jak mycie zastosowanie modułów mono w elektrowni PV spowoduje niższe koszty koszenia trawy a także niższe koszty podatku gruntowego z uwagi na niższą powierzchnię zagospodarowania terenu.

W konsekwencji przy kosztach budowy elektrowni PV o mocy 1 MW zakładając nakłady budowlane na poziomie 2 770 000 zł przy zastosowaniu modułów 280 Wp poli oraz na poziomie 2 920 00 zł przy zastosowaniu modułów 315 Wp mono średni koszt produkcji energii z instalacji PV w okresie 15 lat będzie wynosił odpowiednio 369,04 zł/MWh dla poli oraz 374,83 zł/MWh dla mono. Oznacza to wzrost kosztu wytwarzania energii w przypadku mono zaledwie o ok. 1,5%. Różnica ta jest na tyle nieduża że spadek o kilka p% w różnicy w cenie między modułami mono i poli doprowadzi do wyrównania kosztów. Podobnie patrząc w przyszłość w której raczej nieunikniony jest wzrost kosztów pracy oraz dzierżawy nawet przy niezmienionej różnicy w cenie między między mono i poli to mono będzie stawać się korzystniejszym wyborem.

Jak spadek cen modułów PV przekłada się na spadek cen instalacji fotowoltaicznych?

Ceny modułów PV w tym roku nieustannie spadają a szczególnie ten trend nasilił się po ogłoszeniu przez Komisję Europejską informacji o zniesienia MIP. Fundamentem spadku ceny modułów PV jest ich nadpodaż spowodowana głównie spowolnieniem inwestycji na rynku Chińskim oraz ograniczenie importu na rynek Amerykański. Niemniej jednak ceny modułów, które pojawiają się często w Internecie na poziomie 0,24 euro centów/Wp nie są cenami jakie mogą obecnie otrzymać firmy wykonawcze w Polsce. Po pierwsze są to często ceny EXW czyli u bram zakładu produkcyjnego w związku z czym należy doliczyć koszt transportu często dalekomorskiego i kołowego. Po drugie są to ceny producenckie możliwe do zakontraktowania przy dużych wolumenach sprzedaży. 

Niemniej jednak spadające ceny modułów u producentów przekładają się na spadające ceny modułów u hurtowników i finalnie na ceny w firmach wykonawczych. Dokonując analizy rok do roku ceny modułów poli spadły o ok 25%. a ceny modułów mono PERC o ok. 30%.

Zmiana cen modułów PV - ceny netto

Tak duży spadek cen modułów musiał przełożyć się na spadek cen instalacji jednak na przestrzeni roku (wrzesień 2017/wrzesień2018) wyniósł on ok. 9% dla instalacji opartej o moduły poli i ok. 13% dla instalacji opartej o mono PREC. W zależności od typu zastosowanych modułów PV istotnie zmieniają się udziały procentowe poszczególnych grup kosztowych.

Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2017

Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły mono PERC wrzesień 2018

 

Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2017

Struktura kosztów instalacji PV 5 kW moduły poli wrzesień 2018

Co ważne w przypadku małych instalacji PV udział kosztowy modułów PV trwale spadł poniżej 50% nawet w przypadku modułów mono. W przypadku najmniejszych budżetowych instalacji opartych o moduły Poli udział modułów PV nieznacznie przekroczy 30%.

Moduły tanieją a co z pozostałymi komponentami? W przypadku drugiej najważniejszej pozycji kosztowej, czyli falownika fotowoltaicznego ich ceny uległy w większości kosmetycznym korektom w dół 1-2%, która w większości została skompensowana przez niekorzystną zmianę kursu euro. Od tej reguły są oczywiście wyjątki. Są producenci falowników, którzy skorygowali w dół swoje ceny o 10 i więcej procent. Jednak dotyczy to głównie najdroższych konstrukcji a zmiana była wymuszona utratą rynku. Szczególnie w przypadku najmniejszych instalacji PV do 5 kWp wzrost udziału procentowego falownika w kosztach instalacji sprawia, że wiele firm szuka oszczędności na tej pozycji poprzez zastosowanie tańszych zamienników. Biorąc do porównania najdroższe i najtańsze falowniki fotowoltaiczne różnica w cenie sięga 30%. Podobnie jak w przypadku modułów PV presja cenowa falowników z państwa środka jest bardzo silna a podział jest wyraźny – chińskie tańsze – europejskie droższe. Z kolei w przeciwieństwie do modułów PV istotny udział w rynku falowników fotowoltaicznych jest powiązany z zapewnieniem wsparcia technicznego przez producenta.

Ceny 5 kW 3f falowników fotowoltaicznych netto

W instalacjach PV są także grupy kosztowe które wzrosły rok do roku. Jedną z nich jest konstrukcja wsporcza które nieznacznie podrożała z uwagi na wzrost cen aluminium. Największy wzrost zanotowała usługa montażu. Nawet biorąc pod uwagę wzrost jednostkowy mocy modułu a co za tym idzie mniejszą ich liczbę do zamontowania realne koszty montażu rok do roku wzrosły o ok. 15-20%.

Kryteria wyboru falowników przez instalatorów PV

Ciągle panuje przekonanie że dla polskich wykonawców instalacji PV przy wyborze komponentów głównym kryterium jest cena? Taki obraz nie jest w pełni prawdziwy a jak przyjrzymy się poszczególnym komponentom instalacji PV wyraźnie widać że dojrzewający polski rynek firm wykonawczych coraz częściej poza ceną docenia wsparcie techniczne, szkolenia techniczne czy dobrą opinię o firmie. Szczególnie w przypadku takich urządzeń jak falowniki, które potencjalnie są najbardziej problematycznym elementem instalacji PV. Na podstawie badań ankietowych wynika że dla 92% instalatorów wsparcie techniczne po sprzedaży jest ważne lub bardzo ważne. Z kolei cena jest ważna lub bardzo ważna jedynie dla 60% ankietowanych.

Na podstawie badań ankietowych wykonanych pzez SBF Polska PV wśród ponad 100 firm wykonawczych i instalatorów PV którzy w 2016 roku zainstalowali 20 MWp mikroinstalacji. 

Specyfika każdego urządzenia sprawia, że zmieniają się kryteria jego wyboru. W przypadku modułów PV cena odgrywa już większe znaczenie. Dla 79% instalatorów przy zakupie modułów PV cena jest ważna bądź bardzo ważna. Jednak także w przypadku tego urządzenia ważniejsza okazuje się dobra opinia o firmie, która ważna i bardzo ważna jest dla 82% wykonawców.

Z kolei przy wyborze konstrukcji wsporczych ponad 50 % instalatorów za bardzo ważne wskazało certyfikaty i atesty. Taki wynik pokazuje, że rośnie świadomość wyboru urządzeń także w przypadku elementów instalacji które do tej pory były często pomijane.

Instalatorzy bardzo różnie oceniają także poszczególnych producentów, ale o tym więcej przy prezentacji raportu - Rynek Fotowoltaiczny 2016 w ocenie firm wykonawczych podczas forum
SOLAR+ w ramach targów ENEX.

RAPORT - Rynek Fotowoltaiczny 2016 w ocenie firm wykonawczych

Spis treści:

• OCENA ROKU 2016 I OCZEKIWANIA NA 2017
• OCENA CZASU PRZYŁĄCZENIA MIKROINSTALACJI I DZIAŁAŃ OSD
• KRYTERIA WYBORU MODUŁÓW PV I FALOWNIKÓW 
• CZAS DZIAŁANIA NA RYNKU FIRM Z BRANŻY PV I STRUKTURA KLIENTÓW 
• SKĄD POCHODZĄ INSTALATORZY PV W POLSCE?
• PREFERENCJE W ZAKRESIE WYBORU PRODUCENTÓW MODUŁÓW I FALOWNIKÓW
• KTÓRZY PRODUCENCI MODUŁÓW PV I FALOWNIKÓW SĄ NAJCZĘŚCIEJ WYBIERANI PRZEZ INSTALATORÓW
• OCENA SERWISU PRODUCENTÓW FALOWNIKÓW

Ceny modułów fotowoltaicznych

Czytając doniesienia prasowe w ostatnich miesiącach można odnieść wrażenie że ceny modułów PV błyskawicznie spadają. Przyglądając się jednak szerzej sytuacji na rynku szczególnie europejskim widać że spadek ten wcale nie jest aż tak duży.

źródło: Opracowanie własne na podstawie danych pvXchange Trading GmbH

Analizując powyższe zestawienie widzimy że w sierpniu 2016 roku moduły produkowane w Niemczech osiągnęły poziom cenowy 0,53 euro/Wp przy spadku rok do roku 7%. Moduły z rynku chińskiego utrzymywały cenę na poziomie 0,51 euro/Wp przy ok. 10% spadku ceny rok do roku. Najtańsze były moduły z krajów Azji południowo wschodniej których cena kształtowała się na poziomie 0,49 euro/Wp przy spadku 4% rok do roku. Z drugiej strony półki cenowej znajdują się moduły japońskie i koreańskie utrzymujące średnią ceną 0,63 euro/Wp przy zaledwie 3% spadku rok do roku.

Powyższe zestawienie dotyczy cen średnich co oznacza że składają się na nie zarówno moduły PV wysokosprawne PERC, HIT, n-type jak i moduły z najniższej półki stąd takie zestawienie nie zawsze odzwierciedla realną sytuację na rynku.

Analizując ceny modułów PV pod kątem ich typów najtańsze niskobudżetowe moduły PV obecnie są dostępne w cenie sięgającej 0,34 euro/Wp dotyczy to jednak urządzeń najniższej jakości, często opartych o ogniwa klasy B, z ograniczoną gwarancją. Moduły takie rzadko trafiają na europejski rynek – może poza Europą środkowo wschodnią.

Typowe moduły 260 – 270 Wp z aluminiową ramą oraz białym podkładem wiodących marek kosztują średnio 0,48 euro/Wp są to moduły posiadające wszelkie certyfikaty, aprobaty i testy z pełną gwarancją producenta.

Najdroższe są moduły wysokosprawne PERC, HIT, n-type, które z założenia są produkowane przez renomowanych producentów. moce modułów wysokosprawnych zaczynają się od 290 Wp przy klasycznych wymiarach ok. 1,65x0,99 m. W tym segmencie średnia cena kształtuje się na poziomie 0,67 euro/Wp.

Patrząc w przyszłość największy potencjał do spadku ceny mają moduły klasyczne 60 ogniw aluminiowa rama. Ich ceny są w stanie spaść średnio do końca roku do poziomu 0,44 euro/Wp a przy utrzymującej się na rynku nadpodaży w pierwszej połowie 2017 możliwe są poziomy w okolicy 0,4 euro/Wp za dobrej jakości moduł 270 Wp. Podane ceny dotyczą zakupów hurtowych bez kosztów transportu.

Farmy fotowoltaiczne w systemie aukcyjnym – zagrożenia.

 Sytuacja na rynku zielonych certyfikatów oraz ustawa antywiatrakowa pokazała że wsparcia dla OZE nie jest w Polsce stabilne. Dla obecnych inwestycji OZE spełniły się wszystkie czarne scenariusze o których wspominanokilka lat temu. Czy zatem system aukcyjny będzie dla inwestorów bezpieczną przystanią?

Niewątpliwie idea konstrukcja funkcjonowania systemu aukcyjnego daje wyższą stabilność niż system zielonych certyfikatów jednak w szczegółach konstrukcja systemu aukcyjnego może nieś pewne zagrożenia które musi wziąć pod uwagę świadomy inwestor.

1 – Dla instalacji powyżej 500 kW wylicytowana kwota na aukcji nie jest taryfą gwarantowaną.

W przypadku instalacji powyżej 500 kW wylicytowana kwota w aukcji jest poziomem ceny do której Zarządca Rozliczeń S.A dokonuje refundacji. Jednak bazowym poziomem od którego następuje refundacja jest średnia cena energii na TGE, która nie musi pokrywać się z ceną energii po której sprzedaje ją inwestor z farmy fotowoltaicznej. Są to tzw koszty profilu energetycznego.

2 – Niema obowiązku zakupu energii

Dla instalacji powyżej 500 kW sprzedawca zobowiązany niema obowiązku zakupu oferowanej mu energii co oznacza że inwestor niema zagwarantowanego popytu na wyprodukowaną energii. W praktyce brak obowiązku zakupu energii będzie skutkować spadkiem oferowanej ceny za zieloną energię.

3 – Koszty bilansowania handlowego  

Dla instalacji powyżej 500 kW inwestor musi doliczyć koszty bilansowania handlowego które obniżą dochody o kilka % wartości wyprodukowanej energii

4- Opodatkowanie

Zmiana prawa w zakresie danin publicznych to duże ryzyko inwestycyjne biorąc pod uwagę kilkunastoletni okres funkcjonowania instalacji. Kazus energetyki wiatrowej pokazał że zmiana nastawienia strony rządowej do danej technologii skutkuje zmianami w zakresie  uiszczania danin publicznych. Największym zagrożeniem dla farm fotowoltaicznych jest zmiana podejścia w zakresie podatku od nieruchomości. Obecne podejście organów podatkowych a także wyroki WSA wskazuję że 2% podatek od nieruchomości jest uiszczany od fundamentów czyli ok. 10% wartości farmy. Zmiana prawa w tym zakresie i objęcie całej wartości farmy 2% podatkiem oznacza wzrost obciążeń z ok. 8 000 zł/MW/rok do 80 000 zł/MW/rok. Przypadek ustawy antywiatrowej pokazał że taka zmiana jest możliwa i może być szybko przeprowadzona. 

Koszt zielonych certyfikatów w rachunkach za energię

Ministerstwo energii planuje obniżyć procentowy wymóg zakupu zielonych certyfikatów z 20% do 16 % (w tym 0,5% dla biogazu) tłumacząc swe działanie względami ekonomicznymi i koniecznością ochrony konsumentów przed radykalnym wzrostem cen energii. Obecna sytuacja na rynku zielonych certyfikatów nie sprzyja producentom zieleniej energii. Nadpodaż powoduje że ceny rynkowe są znacznie niższe od ceny maksymalnej określonej w ustawie wartością tzw. opłaty zastępczej.

Struktura ceny zielonych certyfikatów na przestrzeżeni ostatnich lat (notowania sesyjne i poza sesyjne)




W 2015 roku średnia cena zielonych certyfikatów wynosiła nieco ponad 150 zł/MWh przy wysokości opłaty zastępczej nieco ponad 300 zł/MWh oznacza to z jednej strony dużą oszczędność dla odbiorców energii z kolei dla producentów zielonej energii oznacza drastyczny spadek przychodów. Decyzja ministerstwa energii bez wątpienia spowoduje dalszy spadek ceny zielonych certyfikatów poprzez utrzymanie ich nadpodaży na rynku jednak czy przyczyni się do istotnego spadku kosztów energii dla odbiorców indywidualnych?

Ile płacimy za zielone certyfikaty? 

W 2015 roku Urząd Regulacji Energetyki wydał 21 890 000 MWh zielonych certyfikatów przyjmując ich średnią cenę (dla notowań sesyjnych i poza sesyjnych) 153 zł/MWh oznacza to łączny koszt na poziomie 3 349 170 000,00 zł

Koszty zakupu zielonych certyfikatów w zależności od ich ceny przy założeniu obowiązku 20% udziału OZE w odniesieniu do zużycia energii z 2015 roku

wartość w zł/MWh	50	100	150	200	250	300
Wartość ZC w mld zł	1,094	2,189	3,283	4,378	5,472	6,567

W liczbach bezwzględnych koszty systemu zielonych certyfikatów są liczone w miliardach zł jednak z punktu widzenia odbiorcy końcowego koszty zielonych certyfikatów liczone są w groszach na kWh.

Struktura kosztów energii elektryczne dla klienta będącego osobą fizyczną zużywającą ok. 3000 kWh rocznie


* udział procentowy poszczególnych pozycji odniesiono co kosztów brutto z podatkiem VAT 23%

Biorąc pod uwagę średnią cenę zielonych certyfikatów w 2015 roku ich udział w rachunku dla klienta indywidualnego przekładała się na ok. 4,7% wartości rachunku. W przeliczeniu na kWh zużywanej energii jest to koszt ok. 3 groszy za kWh. W liczbach bezwzględnych gospodarstwo domowa płacące miesięcznie 150 zł zapłaci na poczet zielonych certyfikatów ok. 7 zł/mc? Czy jest to dużo czy mało każdy musi ocenić sam.

Przełożenie ceny zielonych certyfikatów na wzrost kosztów zakupu energii przez przeciętne gospodarstwo domowe (przy założeniu wskaźnika 20%).

Cena zielonego certyfikatu w zł/MWh	50	100	150	200	250	300
Obciążenie rachunku	1,52%	3,05%	4,57%	6,10%	7,62%	9,15%
gr/kWh	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0

Dobór mocy instalacji fotowoltaicznych w systemie opustów

Nowy system rozliczenia energii przez prosumentów zakłada że za każdą 1 kWh energii wprowadzoną do sieci będzie można odebrać 0,7 - 0,8 kWh energii. W typowym domku jednorodzinnym udział bieżącej konsumpcji własnej wynosi ok. 20% co oznacza że 80% energii trafi do sieci.  Aby dobrać moc instalacji należy jeszcze wziąć pod uwagę roczną ilość energii produkowanej przez instalację PV – średnio będzie to ok. 950 kWh/kWp. Ostatnim kluczowym parametrem jest ilość zużywanej rocznie energii tą informację można uzyskać z rachunków za energię.  Te dane należy uwzględnić aby poprawnie dobrać moc instalacji co jest kluczowe dla ekonomiki gdyż prosument nie ma możliwości sprzedaży nadwyżek energii po rocznym zbilansowaniu. Szczegóły rozliczenia opisane były w poście. Rozliczenie energii w myśl nowelizacji ustawy o OZE

W uproszczeniu wzór na wyliczenie mocy instalacji będzie miał postać.

• Ek – ilość zużywanej rocznie energii [kWh]
• a – procentowy udział bieżącej konsumpcji własnej [%]
• b - procentowy udział ilości energii oddanej do sieci [%]
• opust - do 10 kW 0,8 powyżej 0,7
• a+b = 100%
• Uzysk – roczna produkcja energii z 1 kWp zainstalowanej mocy przez instalację PV [kWh]

Biorąc pod uwagę typowy dom jednorodzinny oraz  instalację fotowoltaiczną o mocy do 10 kWp wstępny dobór można dokonać za pomocą prostych wskaźników opierając się na ilości zużytej energii lub wysokości rachunków.

• Na każdą zużytą rocznie 1 kWh energii dobrać ok. 1,25 Wp mocy instalacji PV
• Na każde zużyte rocznie 1000 kWh energii dobrać ok. 1,25 kWp mocy instalacji PV

• Na każdą wydaną 1 zł na miesięcznym rachunku dobrać 27,5 Wp mocy instalacji
• Na każde wydane 100 zł na miesięcznym rachunku dobrać 2,75 kWp mocy instalacji