Krajobraz przed aukcją. Po raz kolejny niższe ceny referencyjne dla fotowoltaiki
W dniu 10 grudnia odbędzie się tegoroczna aukcja, oznaczona jako AZ/9/2019, dla projektów fotowoltaicznych i wiatrowych o mocy poniżej 1 MW. Wsparciem może zostać objęta energia o wartości maksymalnie 4,214 mld zł. Warto zauważyć, że liczba już wydanych pozwoleń budowlanych przekracza wolumen przewidziany na tegoroczną aukcję – pisze Tomasz Drzał z fundacji Smart Gmina.
Duże kontrowersje wzbudza założenie o ponownym obniżeniu cen referencyjnych, które wynika z rozporządzenia Ministerstwa Energii z 15 maja 2019 r. Zgodnie z nim, cena referencyjna dla instalacji fotowoltaicznych o mocy do 1 MW wyniesie 385 zł/MWh.
Mamy tu do czynienia ze znacznym obniżeniem w stosunku do lat poprzednich. I to pomimo wzrostu cen energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych.
Ministerstwo Energii błędnie uznało, że skoro spadają ceny urządzeń fotowoltaicznych to należy obniżyć także poziom cen referencyjnych. Dla fotowoltaiki o mocy do 1 MW cena referencyjna w 2018 r. wynosiła 420 zł/MWh, w 2017 r. – 450 zł/MWh, w 2016 r. – 465 zł/MWh. Inwestorzy ze zdumieniem przyjęli założenia URE.
– Dotychczasowe ceny referencyjne dawały możliwość finansowania projektów OZE w oparciu o wyniki aukcji i zapewniały odpowiednią stymulację inwestycji, dając skuteczne sygnały ekonomiczne. Zasadne byłoby podtrzymywanie tego poziomu stymulacji do czasu osiągnięcia wyznaczonych celów klimatycznych – komentuje Robert Jan Szustkowski, analityk rynku OZE.
Zdaniem Rafała Czai, prezesa Stowarzyszenia na rzecz efektywności im. prof. Krzysztofa Żmijewskiego, uzasadnienia spadkiem cen głównych elementów elektrowni, które szacowane są względem roku 2018 nawet na 13 proc., nie uwzględniają czynników towarzyszących budowie źródeł wytwórczych, którymi niewątpliwie są wzrost kosztów pracy, materiałów, wzrost cen dzierżawy lub zakupu nieruchomości oraz koszty obsługi kredytów inwestycyjnych.
Z danych firmy Electrum, będącej wykonawcą dużych farm fotowoltaicznych, wynika, że najwyższe i odczuwalne wzrosty cen, odnośnie do roku 2018, odnotowano w następujących obszarach:
- ceny podwykonawców – szacunkowo 7-12 proc.,
- koszty osobowe własne – 10 proc.,
- trafostacje – 11 proc.,
- koszty ochrony – 15 proc.,
- koszty projektów – 60 proc.
Ceny konstrukcji utrzymały się na tym samym poziomie, co rok temu. Dodatkowo utrudnienia powoduje za to niedobór kadry nadzorującej, lokalnych podwykonawców oraz terminy dostaw materiałów i urządzeń.
Poniżej przedstawiamy zestawienie przybliżonych kosztów realizacji typowej farmy PV o mocy 1 MW przygotowane przez firmę Electrum:
1. Panele fotowoltaiczne POLI 330 W – około 1 075 000 PLN (w zależności od kursu EUR/PLN)
2. Inwertery 60 kW (14 szt.) – 193 500 PLN (w zależności od kursu EUR/PLN)
3. Pozostałe – 1 450 000 PLN, w tym:
- konstrukcje wsporcze (dwupodporowe, układ 4 poziomo) – 365 000 PLN
- stacja kontenerowa transformatorowa (z wyposażeniem: rozdzielnica SN, rozdzielnica nN, transformator 1000 kVA, telemechanika, itp.) – 345 000 PLN
- prace montażowe, inżynieryjne, nadzór – 310 000 PLN
- system SCADA, aparatura pomiarowa (stacja pogodowa, pyranometr, czujniki temperatury) – 44 000 PLN
- ochrona (1 posterunek ochrony przez 3 miesiące, do czasu uruchomienia instalacji CCTV) – 52 000 PLN
- projekt budowlany zamienny, wykonawczy oraz projekt przyłącza SN (do 100 m.) – 35 000 PLN
– Realizacja projektów OZE, szczególnie w zakresie energetyki wiatrowej i fotowoltaicznej, zależy od dwóch głównych czynników. Pierwszym z nich jest wysokość nakładów inwestycyjnych, a drugim strumień przychodów realizowanych w okresie spłaty inwestycji. Źródła OZE oparte o wiatr i słońce nie ponoszą kosztów związanych z dostawą paliwa, tak więc czynniki związane z fluktuacją cen na rynku paliw można w przypadku tych technologii pominąć. Czynnikiem, który ma znaczenie przy określeniu kwestii kosztów zwrotu z nakładów, jest niewątpliwie stopa dyskonta używana w rachunku ekonomicznym, ponieważ dla różnych stóp dyskontowych koszty będą miały różny poziom – komentuje dr Karol Pawlak, adiunkt w Zakładzie Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej Politechniki Warszawskiej.
Przyjmując, że stopa dyskontowa mogłaby wynieść tylko 3 proc. dla realizowanych projektów inwestycyjnych, LCOE (Levelized Cost of Electricity) dla technologii OZE według opracowania wykonanego przez Damiana Mrowca z PSE Innowacje z lutego 2019 r. wynosi:
- Fotowoltaika – małe instalacje – 122,56 USD/MWh
- Fotowoltaika – duże instalacje – 101,86 USD/MWh
- Elektrownie wiatrowe na lądzie – 70,095 USD/MWh
- Elektrownie wiatrowe na morzu – 132,61 USD/MWh
- Biomasa i biogaz – 151,88 USD/MWh
Patrząc na poziom tych cen należy sprawdzić, w jakim stopniu korespondują one z cenami rynkowymi. Prezes URE informuje o średnich cenach sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, które w II kwartale 2019 r. wyniosły 213,60 zł/MWh, czyli ok. 55,48 USD/MWh.
Widoczna różnica powoduje, że w każdej technologii istnieje wyraźny brak uzasadnienia ekonomicznego realizacji źródeł OZE, w oparciu tylko o możliwości ulokowania energii na rynku konkurencyjnym. Jednocześnie Polska, jako kraj członkowski UE, zobowiązała się do udziału źródeł odnawialnych w krajowym miksie energetycznym, co zdecydowanie wymaga zachęty ze strony Państwa. I właśnie taką rolę – stymulacyjną – powinny pełnić aukcje OZE organizowane przez URE.
– Ważną kwestią, która powinna zostać wzięta pod uwagę, jest też wewnętrzna konkurencja wśród inwestorów źródeł OZE, startujących na aukcjach URE. Oczywiście konkurencja powoduje spadek cen, ale z drugiej strony zbyt agresywna gra może spowodować brak możliwości pokrywania bieżących zobowiązań finansowych co może doprowadzać do upadłości przedsiębiorstw i w efekcie brak możliwości wypełnienia celów klimatycznych przez Polskę – dodaje dr Karol Pawlak
Polska, podejmując wyzwanie udziału energetyki odnawialnej w krajowej produkcji energii elektrycznej, powinna zapewnić odpowiednie warunki do inwestowania w tego rodzaju źródła. Z drugiej strony stopień wypełnienia zobowiązań klimatycznych zależy od działania inwestorów, którzy powinni mieć odpowiedni margines bezpieczeństwa, dający stabilizację w zmieniającym się otoczeniu gospodarczym.
Tomasz Drzał, Fundacja Smart Gmina
