Net-billing – nowy systemu rozliczeń w fotowoltaice – okazał się zaskakująco korzystny dla prosumentów przy obecnych wysokich cenach energii. Stało się tak, ponieważ główna różnica pomiędzy net-billingiem a starym modelem rozliczeń polega na zmianie ceny za energię elektryczną oddaną do sieci. 

Na nasze pytania odpowiedzi udzielił Daniel Raczkiewicz – ekspert rynku energii i Wiceprezes Energynat Solutions. 

Czy nowy system rozliczeń się opłaca? 

Ceny energii w ciągu kilku ostatnich miesięcy znacząco poszły w górę, a to dopiero początek. Kilka dni temu, Prezes URE – Rafał Gawin potwierdził, że przyszłym roku musimy przygotować się na co najmniej kilkudziesięcioprocentowe podwyżki cen energii elektrycznej w zatwierdzanych taryfach. Budowa instalacji PV jest w dalszym ciągu opłacalna, choć opłacalność nowego modelu rozliczeń prosumenckich, która weszła w życie z dniem 1 lipca, nie będzie, taka jak w przypadku starego systemu opustów. Wciąż jest to jednak rozwiązanie generujące naprawdę spore oszczędności, gwarantujące bezpieczeństwo i większą niezależność.

Dodatkowo, w bieżącym roku obserwujemy wyraźny trend w zakresie zmiany struktury cen energii, co daje duże pole do arbitrażu cenowego dla magazynów energii.

Jak obliczyć stawkę odkupu energii?

Zgodnie z ustawą o odnawialnych źródłach energii średnia cena miesięczna RCE_M jest publikowana przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne i obliczana na podstawie określonego w ustawie wzoru. 

W uproszczeniu możemy przyjąć, że jest to średnia cena kursu jednolitego na rynku dnia następnego Towarowej Giełdy Energii ważona wolumenem ilości energii wprowadzonej do sieci, po sumarycznym bilansowaniu prosumenta. Pierwsza opublikowana przez PSE S.A. cena RCE_M dla miesiąca czerwca wyniosła 659,29 zł/MWh.

Z analitycznego punktu widzenia obliczenie stawki jest stosunkowo proste. Na podstawie danych rynkowych indeksu RDN Fixing I można obliczyć średnią miesięczną cenę energii ważoną rzeczywistym profilem generacji PV, publikowanym przez PSE S.A. Oczywiście są to dane przybliżone dla całego kraju, jednakże na tej podstawie jest możliwe określenie orientacyjnej ceny odkupu energii, która powinna być zbliżona do ceny RCE_M. W taki sposób możemy obliczyć cenę, gdyby prosument sprzedawał po prostu energię na rynku giełdowym w oparciu o ceny na pierwszym fixingu rynku dnia następnego. 

Na podstawie danych udostępnianych przez PSE oraz TGE, średnie ceny dla profilu PV (zielone pole – PEAK PV) w 2022 roku kształtowały się tak, jak na poniżej przedstawionych poziomach:

Jak widać, średnia cena dla profilu PV od początku 2022 roku do 16 lipca 2022 kształtuje się na poziomie ok. 615,60 zł/MWh. Gdyby nowy system rozliczeń działał od początku roku, to prosument sprzedawałby energię do sieci właśnie w okolicy tej uśrednionej ceny. W poszczególnych miesiącach ceny są różne, jednakże ilości produkowanej energii w technologii PV w poszczególnych miesiącach również są różne.

Czym jest depozyt prosumencki?

Pojęcie depozytu prosumenckiego, które zostało wprowadzone w nowelizacji, oznacza wartość środków należnych prosumentowi za energię elektryczną wprowadzoną do sieci przez prosumenta w danym okresie rozliczeniowym. Ta jest obliczana na podstawie sumy iloczynów dla wszystkich okresów rozliczania niezbilansowania w okresie rozliczeniowym, ilości wprowadzonej do sieci energii i miesięcznej ceny określonej w art. 4b ust. 6 Ustawy o OZE.

Kwota środków stanowiąca depozyt prosumencki może być rozliczana na koncie prosumenckim przez 12 miesięcy od dnia jej przypisania, a na rozliczenie ze sprzedawcą w pierwszej kolejności przeznacza się środki o najstarszej dacie przypisania do konta prosumenta. W przypadku braku wykorzystania w ww. terminie całości zgromadzonych środków, prosumentowi zostaje wypłacone 20% ich wartości do końca 13 miesiąca.

W jaki sposób dana taryfa wpływa na rozliczenie w net-billingu?

W przypadku prosumenta, nazwijmy go „z taryfy G” (gospodarstwa domowe), cena zakupu energii z sieci OSD wynosi dziś około 404 zł/MWh i jest regulowana przez URE. Produkując i zużywając własną energię, prosument z taryfy G taką kwotę zaoszczędzi na energii czynnej.

Sprzedając energię do sieci na nowych zasadach otrzyma przychód skalkulowany w oparciu o ilość wprowadzonej energii i cenę na poziomie 659,29 zł/MWh za miesiąc lipiec. Jest to kwota wyższą niż ta, po której kupuje energię. Prosument z taryfy G sprzeda więc energię drożej niż ją kupi. Za środki z depozytu prosumenckiego może sobie odkupić energię czynną, a pozostała różnica dodatkowo wystarczy na pokrycie części opłat dystrybucyjnych. W ten sposób należy właśnie kalkulować opłacalność instalacji.

 Natomiast w przypadku prosumentów biznesowych, czyli „z taryfy C”, sytuacja wygląda nieco inaczej. Cena zakupu energii według standardowego cennika sprzedawcy wynosi obecnie około 1600 zł/MWh i nie zanosi się, że będzie taniej. Porównując cenę sprzedaży nadwyżki – dziś na poziomie około 659,29 zł/MWh – prosument B2B w dużo mniejszym stopniu będzie w stanie „pokryć sobie” zakup energii z sieci. Ale uwaga – w tym momencie bardzo ważny staje się wskaźnik autokonsumpcji.

Spójrzmy na liczby. Jeżeli prosument „z taryfy C” zużywałby 100% energii na własne potrzeby (autokonsumpcja), to kalkulacja opłacalności jego instalacji PV odnosiłaby się do ceny 1600 zł/MWh z tytułu oszczędności w zakupie energii z sieci powiększonej o część opłat dystrybucyjnych. W takim przypadku zwrot z inwestycji w firmową instalację fotowoltaiczną będzie bardzo szybki.

Naturalnie, każdy przypadek wymaga indywidualnych kalkulacji i doboru optymalnej wielkości instalacji, jak najmocniej wspierającej założenia autokonsumpcji, która dziś jest kluczem do szybszego zwrotu z inwestycji i wyższych oszczędności.

Jakie znaczenie w net-billingu ma autokonsumpcja energii?

W nowym systemie net-billingu, w przypadku prosumentów biznesowych, autokonsumpcja ma bardzo duże znaczenie, ponieważ występuje duży spread pomiędzy ceną zakupu energii z sieci i sprzedaży energii do sieci. Najbardziej optymalna, z punktu widzenia rentowności inwestycji w instalację, byłaby 100% autokonsumpcja, co w wielu przypadkach jest trudne do osiągnięcia.

Obserwując zmianę struktury cen godzinowych energii na rynku, prognozuję, że w niedługim czasie nastąpi dynamiczny rozwój magazynów energii. Już dziś obserwujemy dość duży arbitraż cenowy do pracy magazynu, Magazyn można naładować energią z PV w godzinach, kiedy energia jest tania i rozładować w godzinach szczytu popołudniowego, kiedy energia jest najdroższa w ciągu dnia. Nie dziwi więc tak duże obecnie zainteresowanie rynku ofertą magazynów energii i inwerterów hybrydowych. Tego typu instalacji wykonujemy dziś bardzo dużo na terenie całej Polski.

Dobrze zaprojektowana instalacja, pracująca w modelu autokonsumpcji, w której nie występują nadwyżki energii, warunkuje szybszy zwrot z inwestycji, która może zwróci się już po czterech latach. Ewentualna nadprodukcja powinna być zmagazynowana i zagospodarowana przy wykorzystaniu np. ogrzewania CWU czy stacji ładowania pojazdów elektrycznych.

Odmowa przyłączenia fotowoltaiki do sieci coraz częstszym problemem w Polsce

Artykuł stanowi utwór w rozumieniu Ustawy 4 lutego 1994 r. o prawie autorskim i prawach pokrewnych. Wszelkie prawa autorskie przysługują swiatoze.pl. Dalsze rozpowszechnianie utworu możliwe tylko za zgodą redakcji.