Jaký je přiměřený pokles výkupních cen pro fotovoltaiku?
Energetický regulační úřad (ERÚ) oznámil "přiměřené" výkupní ceny elektřiny z fotovoltaiky, jak by měly být nastaveny na základě aktuální situace na trhu v ČR. Navrhuje snížit výkupní cenu u systémů do 30 kWp na 11 200 Kč/MWh a u větších systémů dokonce na 9 000 Kč/MWh.
Návrh Energetického regulačního úřadu
Energetický regulační úřad (ERÚ) oznámil „přiměřené“ výkupní ceny elektřiny z fotovoltaiky, jak by měly být nastaveny na základě aktuální situace na trhu v ČR. ERÚ vychází z poklesu investičních nákladů FV elektráren na 110 Kč/Wp u systémů pod 30 kWp a 90 Kč/Wp u systémů nad 30 kWp. Na základě těchto údajů navrhuje snížit výkupní cenu u systémů do 30 kWp na 11 200 Kč/MWh a u větších systémů dokonce na 9 000 Kč/MWh.
K tomuto bodu je vhodné doplnit, že uvedené rozdělení pomíjí skutečnost, že investiční náklady klesají plynuleji. Vhodnější by bylo jemnější rozdělení výkonových kategorií, například do 100 kWp, do 1 MWp a nad 1 MWp, jako je tomu v Německu, případně rozlišování instalací na zemi a na střeše.
V současnosti není možno rozhodnout, jak by se „přiměřené“ výkupní ceny podle ERÚ v příštím roce projevily na rozvoji fotovoltaických elektráren. V médiích se již v reakci na tiskovou zprávu Ministerstva průmyslu a obchodu (MPO) objevily hrozby arbitrážemi z důvodu zmařených investic. Je otázka, nakolik se takové hrozby zakládají na skutečném vývoji situace.
Investiční náklady elektráren
Celkové náklady FV elektráren silně závisí na cenách panelů, které byly na evropském trhu až do konce roku 2008 v podstatě stabilní, Významněji klesaly pouze náklady na kompletaci elektráren, tento trend se však v roce 2008 téměř zastavil. Prudký pokles cen panelů nastal teprve v roce 2009.
Vývoj v ČR závisí kromě vývoje cen na světových trzích i na kurzu koruny, ten je však v posledních dvou letech velmi nestabilní. Jak se změny kurzu koruny projevují v investičních nákladech elektráren je ukázáno na následujícícm obrázku. Nahoře je vývoj investičních nákladů fotovoltaických (FV) elektráren v Německu od poloviny roku 2007. Dole jsou stejná data přepočítaná kurzem koruny.
Vývoj průměrných investičních nákladů FV elektráren v Německu [zdroj: BSW]
Vývoj průměrných investičních nákladů FV elektráren v ČR [zdroj: BSW]
Pokud budou současné trendy pokračovat, dojde k dalšímu poklesu investičních nákladů FV elektráren a výkupní ceny navržené ERÚ budou opět nepřiměřeně výhodné. V tomto bodu jsou na tom obdobně například větrné elektrárny, kogenerační jednotky a další technologické celky z dovozu. Naopak v případě, že dojde k propadu koruny, jako například na přelomu let 2008/2009, investiční náklady FV elektráren vzrostou, výnosnost klesne a rozvoj FV elektráren se zcela zastaví.
Vnitřní výnosové procento
Podpora výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů byla zavedena z několika důvodů. Jedním z nich byla skutečnost, že existovali investoři, kteří deklarovali zájem investovat do OZE, pokud bude zaručena alespoň minimální návratnost investice. Takových investorů je stále dostatek, výhodné podmínky však vyvolaly příliv spekulativního kapitálu, který se obvykle zaměřuje na vysoce výnosné investice s vyšší mírou rizika.
Podle zjištění Evropské asociace fotovoltaického průmyslu (EPIA) je optimální výnos před zdaněním 6 až 10 % pro soukromé investory a 8 až 12 % pro institucionální investory. Za těchto podmínek lze očekávat stabilní rozvoj fotovoltaiky, při nižších výnosech jsou investice do fotovoltaiky nezajímavé. Naopak při vyšších výnosech, což je aktuální situace v ČR, je vývoj nestabilní, objem instalací roste neudržitelným tempem. Obdobná situace byla v letech 2007 a 2008 ve Španělsku, kde následně došlo k nutnosti omezit roční instalovaný výkon zákonem.
ERÚ ve svých výpočtech nastavuje výnos na 7 % při době návratnosti 15 let pro všechny obnovitelné zdroje (OZE). Navrženou výnosnost investic do OZE je vhodné porovnat s jinými nízkorizikovými investicemi, viz tabulka níže. Je vidět, že za současné situace by i při výrazném poklesu výkupní ceny byly investice do fotovoltaiky výhodnější než jiné investiční možnosti se srovnatelným rizikem.
Tabulka: výnosy nízkorizikových investic| Běžný účet | 0 až 1 % |
| Termínovaný vklad | 2 až 3 % |
| Státní dluhopisy s variabilní úrokovou sazbou v roce 2008 | 4 až 6 % |
| Státní dluhopisy s variabilní úrokovou sazbou v roce 2009 | 2 až 3 % |
| Hodnota zvolená ERÚ pro výnosnost všech OZE | 7 % |
| Současná výnosnost malých FV elektráren | 10 až 15 % |
| Současná výnosnost velkých FV elektráren | 14 až 17 % |
Hodnoty doporučené EPIA jsou sice vyšší než hodnota používaná ERÚ, zahrnují však veškeré další výnosy za celou dobu trvání projektu. Jedná se například o daňové prázdniny, případný odpočet DPH pro soukromé investory a další. Zahrnout je nutno i výnosy za 16. až 20. rok, protože výpočet ERÚ je nastaven na 15 let, zatímco výkupní cena bude vyplácena 20 let. Výše uvedené doporučení EPIA platí při očekávané inflaci v rozmezí 2 až 4 % ročně, přitom v letošním roce je očekávána inflace blízká nule, pravděpodobně dokonce záporná.
Ještě na začátku roku 2008 byla výnosnost FV elektráren v ČR přiměřená. Následně však došlo k výraznému posílení koruny, takže v druhé polovině roku 2008 byly podmínky nestabilní. Následné oslabení koruny na přelomu let 2008/2009 vedlo ke stabilizaci situace, snížení výkupních cen dokonce hrozilo zastavením rozvoje fotovoltaiky, pokud by koruna dále oslabovala. Došlo však k novému posílení koruny a zároveň propadu cen FV panelů, čímž se podmínky opět staly nestabilními.
Využití výkonu
Ve svých výpočtech vychází ERÚ z roční produkce 960 Wp/Wp u systémů do 30 kWp a 1000 Wh/Wp u systémů nad 30 kWp. V předchozích letech přitom používal hodnotu 935 Wh/Wp, která odpovídá údajům z PVGIS.
Tento údaj může vycházet z fakturované produkce stávajících elektráren, tedy z aktuálních údajů. Porovnáme-li však klimatická data publikovaná ČHMÚ, lze pozorovat, že sluneční svit v posledním desetiletí je výrazně vyšší než průměr za období 1961 až 1990. Protože není jisté, co má na uvedený posun dominantní vliv, zda globální oteplování, nižší emise z uhelných elektráren nebo vyšší aktivita Slunce, je možná předčasné zahrnovat tuto změnu do výpočtu.
Průměrná roční produkce může být rovněž zkreslena vyšším podílem tenkovrstvých technologií, u nichž je očekáván rychlý pokles výkonu v prvních letech provozu. V dalších letech bude roční výnos tenkovrstvých panelů nižší. Nastavení vysokého ročního výnosu relativně znevýhodňuje panely z krystalického křemíku, které jsou jednak dlouhodobě prověřeny z hlediska životnosti a jednak vykazují relativně vyšší účinnost v zimním období při nízkých teplotách.
Možné varianty vývoje
Budoucí vývoj objemu instalací a nákladů na podporu závisí na rychlosti, s níž budou přijaty avizované změny. Pokud dojde ke změně letos s platností od příštího roku, může být vývoj rovnoměrný. V opačném případě dojde v příštím roce ke skokovému růstu výkonu, který se později nebude opakovat. Na grafech níže jsou porovnány uvedené varianty vývoje nastavené tak, aby celkový výkon po roce 2014 byl stejný. Růst cen konvenční elektřiny je nastaven nižší než byl v realitě před finanční krizí a celková výroba elektřiny je uvažována stabilní.
Modelový vývoj nákladů na podporu výkupní ceny elektřiny z FV, rovnoměrná varianta
Modelový vývoj nákladů na podporu výkupní ceny elektřiny z FV, skoková varianta
Nejvyšší příspěvek bude u obou variant vyplácen mezi lety 2015 a 2020, cena elektřiny z fotovoltaiky se vyrovná s cenou konvenční elektřiny (špičkové) kolem roku 2020 a po roce 2025 výnosy převáží nad náklady. Celkové náklady na podporu rozvoje fotovoltaiky přepočítané na současnou hodnotu diskontní sazbou 7 % jsou u rovnoměrné varianty asi 35 mld. Kč, u skokové varianty při stejném cílovém výkonu jsou však dvojnásobné.
Pokud by cena konvenční elektřiny rostla poloviční rychlostí, bude nejvyšší příspěvek vyplácen mezi lety 2020 a 2025 a vyrovnání nákladů a přínosů bude dosaženo kolem roku 2030. Celkové náklady obou variant budou za této situace asi 88 respektive 120 mld. Kč.
Závěr
Výkupní ceny navržené ERÚ jako „přiměřené“ odpovídají současné situaci na trhu v ČR. Vzhledem k nestabilitě kurzu koruny a nejistotě v budoucím vývoji cen panelů se však snadno mohou stát jak nepřiměřeně výhodnými, tak zcela likvidačními.
Pokud by došlo k obdobnému oslabení jako na přelomu let 2008/2009, navržené výkupní ceny by zcela zastavily rozvoj fotovoltaiky v ČR. Naopak pokud bude koruna nadále posilovat, budou uvedené výkupní ceny brzy opět nepřiměřeně výhodné. Uvedené se týká v podstatě všech OZE.
Další nejistota se týká cen panelů. Současný prudký pokles cen je i u čínských výrobců přednostně založen na poklesu ceny křemíku jako základní suroviny. Dojde-li po odeznění finanční krize k očekávanému růstu cen surovin, ceny panelů opět vzrostou. Pravděpodobně ne na úroveň z loňského roku, lze však očekávat ceny vysoko nad 2 €/Wp.
Energy Regulatory Office (ERÚ) announced „adequate“ feed-in-tarif (FiT) for photovoltaic electricity. Based on actual situation on Czech PV market it is recommended to reduce FiT for systems below 30 kWp to 11 200 CZK/Wp and for systems above 30 kWp to 9 000 CZK/Wp (actual exchange rate is 25,785 CZK/EUR, see this site).
The recommended values of FiT correspond with actual situation on Czech PV market. Unfortunately exchange rate of Czech koruna (CZK) to Euro is instable. Exchange rate of Czech koruna to Euro oscillate in wide range from about 28 in beginning of 2008 to about 23 in August 2008 and back to about 29 in February 2009. In case the exchange rate will be on upper level the growth of photovoltaic installations will cease. On lower level FiT will be very profitable again.
On other hand future prices of PV modules are unpredictable. Actual rapid fall of prices is mostly based on decrease of price of Silicon as raw material. If the price of Silicon will rise after financial crisis will end, the prices of PV modules will rise too. The prices of modules will probably never exceed last year level, however prices high above 2 €/Wp are possible. According to those uncertainties the FiT could become either excessively profitable or purely restrictive.