04 - Paska REE`12 poprawiony

METODYKA
OCENY
ELEKTRYCZNEJ
KOSZTÓW
WYTWARZANIA
ENERGII
Autor: Józef Paska
(„Rynek Energii” – kwiecień 2012)
Słowa kluczowe: energia elektryczna, koszty wytwarzania, metodyka oceny
Streszczenie: Przy obliczaniu kosztów wytwarzania energii elektrycznej wyznacza się jednostkowy koszt produkcji.
Są stosowane różne zależności, niemniej jednak pewne założenia metodyczne są wspólne: należy uwzględnić cały okres
„życia” obiektu, obejmujący czas budowy i eksploatacji; koszty powinny obejmować całość poniesionych nakładów inwestycyjnych (oraz ewentualne koszty związane z likwidacją obiektu) i kosztów eksploatacyjnych wraz z kosztami oddziaływania na środowisko; wszystkie wartości, nakładów, kosztów, efektów produkcyjnych powinny zostać sprowadzone do
wspólnego momentu czasowego z wykorzystaniem rachunku dyskonta. W artykule przedstawiono metodykę, założenia i
wyniki uzyskane w dostępnych analizach kosztów wytwarzania energii elektrycznej, wykonanych stosunkowo niedawno,
wraz z próbą ich oceny.
1. WSTĘP
W dyskusji dotyczącej rozwoju krajowej elektroenergetyki jednym z ważnych argumentów są jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w poszczególnych technologiach. Bardzo często są kwestionowane: stosowana metodyka, przyjmowane założenia i zastosowane w obliczeniach konkretne
wartości istotnych parametrów.
Przy obliczaniu kosztów wytwarzania energii elektrycznej i/lub ciepła wyznacza się jednostkowy koszt
produkcji. Są stosowane różne zależności, niemniej jednak pewne założenia metodyczne są wspólne [2,
4-7]: należy uwzględnić cały okres „życia” obiektu, obejmujący czas budowy i eksploatacji; koszty powinny obejmować całość poniesionych nakładów inwestycyjnych (oraz ewentualne koszty związane
z likwidacją obiektu) i kosztów eksploatacyjnych wraz z kosztami oddziaływania na środowisko;
wszystkie wartości, nakładów, kosztów, efektów produkcyjnych powinny zostać sprowadzone do
wspólnego momentu czasowego z wykorzystaniem rachunku dyskonta.
W dalszej części artykułu zaprezentowano, z wielu możliwych, trzy metody (podejścia), pozwalające
wyznaczyć jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej i/lub ciepła.
2. METODA DŁUGOOKRESOWEGO JEDNOSTKOWEGO KOSZTU PRODUKCJI
Rozwinięty wzór na długookresowy jednostkowy koszt produkcji w obiektach projektowanych ma postać [4]:
kj =
n
n
t =0
t =0
n
∑ It at + ∑ Kt at − WM N an
(1)
∑ At at
t= 0
przy czym: at =
1
,
(1 + d )t
an =
1
(1 + d ) n
gdzie: n - okres analizy, obejmujący okres budowy (b lat) i eksploatacji (N, np. 30 lat) obiektu; It - nakłady inwestycyjne w roku t analizy; Kt - bieżące koszty eksploatacji obiektu w roku t; WMN - wartość
niezamortyzowanego majątku trwałego w N-tym roku eksploatacji (końcowa wartość majątku trwałego); At - energia wytworzona w roku t; „0” - rok zerowy: rok pierwszego wydatku; at - współczynnik
dyskontowy przy założeniu dyskontowania na rok zerowy; d – stopa dyskonta (dyskontowa).
3. METODA UNIPEDE
W metodyce UNIPEDE zdyskontowany jednostkowy koszt wytwarzania wyraża się zależnością [4]:
N
I[ 0 ] + ∑
KU t + At kpt
(1 + p)t
=
PtTt
∑ (1 + d )t
t =1
0
N KU + A k
It
+
∑ (1 + d )t ∑ (1t + d )tt pt
t =1
= t = −b +1
N
PtTt
∑ (1 + d )t
t =1
kj =
t =1
N
(2)
gdzie: I[0] - nakłady inwestycyjne z uwzględnieniem zamrożenia w okresie budowy elektrowni, N okres „życia” (eksploatacji) elektrowni, KUt - koszty utrzymania i remontów w roku t, At - ilość energii
elektrycznej wyprodukowanej w roku t (At = PtTt), kpt - koszt paliwa zużytego na wytworzenie jednostki
energii, d - stopa dyskonta, Pt - moc zainstalowana elektrowni w roku t, Tt - czas wykorzystania mocy
zainstalowanej w roku t, „0” - rok zerowy: rok poprzedzający rozpoczęcie eksploatacji obiektu (ostatni
rok budowy).
Przy założeniu stałej mocy zainstalowanej, Pt = const. = P, i oznaczeniu:
N
N
PtTt
T
=
P
∑ (1 + d )t ∑ (1 + td )t = PTi
t =1
t =1
(3)
otrzymuje się
N
kj =
I[ 0 ] + ∑
t =1
KU t + At kpt
(1 + d )t
PT i
.
(4)
Wszystkie wartości są odnoszone do mocy zainstalowanej netto (MW) lub energii wytwarzanej netto
(MW⋅h).
4.
METODA ZASTOSOWANA PRZEZ UE
W końcu 2008 roku Komisja Europejska opublikowała „Second Strategic Energy Review - An EU
Energy Security and Solidarity Action Plan”. Jeden z dokumentów roboczych towarzyszących nosił
tytuł: „Energy Sources, Production Costs and Performance of Technologies for Power Generation,
Heating and Transport”. Zawiera on analizę porównawczą źródeł energii, kosztów wytwarzania i właściwości technologii wytwarzania energii elektrycznej, ciepła i paliw napędowych dla transportu.
W opracowaniu [2] zastosowano podobne do opisanych wyżej podejście, polegające na wyznaczeniu
jednostkowego równoważnego kosztu wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła, z następujących
zależności:
SCI ⋅ (1 + IDC ) ⋅ CRF
FOM
+
+
8760 ⋅ LF
8760 ⋅ LF
+ VOM + FC + CC + CTS
COE =
COH =
SCI ⋅ CRF
FOM
+
+ VOM + FC
8760 ⋅ LF 8760 ⋅ LF
(5)
(6)
gdzie: COE – jednostkowy równoważny koszt wytwarzania energii elektrycznej, w €/(MW⋅h);
COH – jednostkowy równoważny koszt wytwarzania ciepła, w €/toe; SCI – jednostkowe nakłady inwestycyjne na obiekt wytwórczy, w €/MW lub w €/toe; IDC – oprocentowanie nakładów inwestycyjnych
w czasie budowy obiektu; CRF – rata kapitałowa (stopa zwrotu kapitału); LF – roczny stopień wykorzystania zdolności wytwórczej obiektu; FOM – równoważne roczne stałe koszty eksploatacyjne, w
€/MW lub w €/toe; VOM – równoważne jednostkowe koszty eksploatacyjne zmienne, w €/(MW⋅h) lub
w €/toe; FC – równoważne jednostkowe koszty paliwa, w €/(MW⋅h) lub w €/toe; CC – równoważne
jednostkowe koszty emisji CO2, w €/(MW⋅h); CTS – równoważne jednostkowe koszty transportu i składowania wychwyconego CO2, w €/(MW⋅h).
Wszystkie wartości są odnoszone do mocy zainstalowanej netto w MW lub energii wytwarzanej netto
w MW⋅h. Oprocentowanie nakładów inwestycyjnych jest obliczane z uwzględnieniem czasu budowy
obiektu i rozkładu nakładów inwestycyjnych podczas budowy, zaś rata kapitałowa – okresu życia
obiektu wg wzorów:
CT
IDC = ∑ Wk (1 + r )CT − ( k −1) − 1,
k =1
d (1 + d ) n
CRF =
(1 + d ) n − 1
(7)
gdzie: CT – czas budowy obiektu, Wk – względne nakłady inwestycyjne poniesione w roku k, r – stopa
oprocentowania, CRF – rata kapitałowa, d – rzeczywista (realna) stopa dyskonta, n – czas życia obiektu.
5. PODSTAWOWE DANE I WYNIKI RÓŻNYCH OCEN
W tablicach 1 i 2 zestawiono podstawowe dane a na rys. 1 - wyniki analizy z opracowania dla UE [2].
W obliczeniach COE przyjęto, że:
−
dla większości technologii LF = 0,85; za wyjątkiem: systemy fotowoltaiczne – 0,11; systemy heliotermiczne – 0,41; elektrownie wiatrowe na lądzie – 0,23; elektrownie wiatrowe na morzu – 0,39; duże elektrownie wodne – 0,5; małe elektrownie wodne – 0,57;
− dla wszystkich rozpatrywanych technologii wytwarzania r = 0,1 (10%) oraz d = 0,1 (10%);
−
koszty operacyjne stałe FOM obejmują koszty utrzymania (remonty), liczone jako procent od nakładów inwestycyjnych; koszty wynagrodzeń, liczone przy założeniu rocznego wynagrodzenia 55 tys. €
i określonej liczby zatrudnionych; oraz narzuty w wysokości 30% wynagrodzeń. Uwzględniono
zmiany FOM w okresie analizy – wartości roczne zdyskontowano a następnie pomnożono przez
CRF. Koszty operacyjne zmienne VOM obejmują materiały eksploatacyjne, chemikalia, energię zużywaną na potrzeby własne itp.;
−
koszty likwidacji obiektu uwzględniono jedynie dla elektrowni jądrowych, przyjmując, że są one
wliczone, zarówno w wartość SCI, jak też FOM;
−
w przypadku elektrowni z instalacjami CCS zastosowano koszt transportu i składowania CO2 w wysokości 20 €/t;
−
koszty paliwa FC obliczano dla dwóch scenariuszy wzrostu cen (umiarkowanego i wysokiego);
w przypadku elektrowni jądrowych koszty paliwa obejmują cały cykl paliwowy, łącznie ze składowaniem odpadów, a zmiany FC zostały uwzględnione analogicznie jak w przypadku kosztów FOM;
−
dla systemów heliotermicznych założono roczne zużycie 385 TJ gazu ziemnego (układ hybrydowy),
koszty emisji CC uwzględniono jedynie dla lat 2020 i 2030 i przyjęto, że opłata za emisję tony CO2
wyniesie 41 € w roku 2020 i 47 € w roku 2030.
Tabela 1
Charakterystyka analizowanych technologii wytwarzania energii elektrycznej
z analizy wykonanej dla Komisji Europejskiej [2-3]
Technologia
Elektrownie z turbinami gazowymi3
Elektrownie gazowoparowe (CCGT)
CCGT z instalacją
wychwytywania i składowania CO2 (CCS)4
Elektrownie na węglu
kamiennym z kotłami
pyłowymi (PCC)
PCC z instalacją CCS
Elektrownie na węglu
kamiennym z kotłami
fluidalnymi
Moc
jednostek,
kW
Sprawność
netto, %
w
20072
Jednostkowe
Czas
Czas
nakłady
budowy, eksploatacji,
inwestycyjne1,
w
lata
lata
€2005/kW
2030
Koszty
utrzymania
i remontów
(VOM +
FOM),
€2005/kW
250 MW
38
45
1
25
200÷400
6÷13
650 MW
58
65
3
25
480÷730
19÷26
550 MW
49
55
4
25
1000÷1300
37÷44
8005 MW
47
54
3
40
1000÷1440
50÷67
500 MW
35
42
4
40
1700÷2700
76÷101
300 MW
40
50
3
40
1250÷1500
62÷71
Technologia
Elektrownie gazowoparowe zintegrowane
ze zgazowaniem węgla
(IGCC)
IGCC z instalacją CCS
Elektrownie jądrowe
Duże elektrownie
wodne
Agregaty z silnikami
Diesla
Małe elektrownie
wodne
Systemy fotowoltaiczne
Systemy heliotermiczne 7
Elektrownie wiatrowe
na lądzie
Elektrownie wiatrowe
na morzu
Elektrownie na biomasę
Elektrownie biogazowe
Elektrownie na biogaz
składowiskowy
Moc
jednostek,
kW
Sprawność
netto, %
w
20072
Jednostkowe
Czas
Czas
nakłady
budowy, eksploatacji,
inwestycyjne1,
w
lata
lata
€2005/kW
2030
Koszty
utrzymania
i remontów
(VOM +
FOM),
€2005/kW
675 MW
45
57
4
40
1400÷1650
61÷79
600 MW
1600 MW
75÷250
MW
35
35
47
36
4
6
40
40
1700÷2400
1970÷3380
74÷95
74÷107
85
95
4
50
1230÷4500
40÷75
5÷10000
45
48
1
25
550÷1350
29÷63
< 5 (10)
MW
80
90
3
50
2500÷6600
85÷130
1÷100+ 6
10
20
0
25
4100÷6900
72÷114
≈10 MW
40
45
2
40
4000÷6000
111÷121
40
45
1
20
1000÷1370
33÷42
45
50
2
20
1750÷2750
71÷105
≈5 MW
22
26
2
30
2900÷5080
124÷292
300
29
33
1
25
2960÷5790
237÷334
4,4 MW
34
36
1
25
1400÷2000
199÷211
3÷100
MW
100÷300
MW
Uwagi do tabeli 1:
1
W cenach roku 2005.
2
Dla instalacji z CCS dla roku 2015.
3
Pracujące jako podstawowe.
4
Przewidywane do uruchomienia w roku 2015.
5
Bloki na parametry nadkrytyczne.
6
I więcej – budowane są również systemy fotowoltaiczne o mocach 10 i więcej MW.
7
Układ hybrydowy z kotłem gazowym.
Tabela 2
Aktualne i prognozowane ceny paliw z analizy dla KE, €/toe [2]
Paliwo
2007
2020
2030
Gaz ziemny
250
300÷510
320÷595
Węgiel
90
95÷155
105÷190
Paliwo jądrowe
33
35÷53
37÷63
Małe obiekty
160
215÷235
235÷275
Biomasa
Duże obiekty
90
135÷160
120÷135
Biogaz
270
270
270
Niższa wartość odpowiada scenariuszowi umiarkowanego wzrostu cen, wyższa - scenariuszowi wysokiego wzrostu cen.
Rys. 1. Przykładowe wyniki analizy dla Komisji Europejskiej – jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w
roku 2020 przy umiarkowanym wzroście cen paliw
W zrealizowanej po raz kolejny analizie kosztów wytwarzania energii elektrycznej dla
IEA/NEA(OECD) [1, 5] zastosowano uśredniony (równoważny) jednostkowy koszt wytwarzania
(Levelized Cost of Electricity - LCOE) rozumiany jako minimalna cena energii elektrycznej równoważąca koszty jej wytworzenia w elektrowni danego rodzaju. Zastosowana została następująca zależność:
I t + O & M t + Ft + Ct + Dt
(1 + d )t
t =1
n
∑
LCOE =
n
∑ Et (1 + d )
−t
(8)
t =1
gdzie: LCOE – równoważny jednostkowy koszt wytwarzania, It – nakłady (wydatki) inwestycyjne
w roku t, O&Mt – wydatki na utrzymanie i remonty w roku t, Ft – koszty paliwowe w roku t, Ct – koszty emisji CO2 w roku t, Dt – koszty związane z likwidacją elektrowni (decommissioning) w roku t, Et –
energia elektryczna wytworzona w roku t, d – stopa dyskontowa, n – czas życia obiektu.
Analiza [5] jest siódmą edycją serii wspólnych studiów IEA/NEA (od 1983 roku). Została opracowana
w oparciu o dane dotyczące 190 elektrowni podstawowych przewidzianych do uruchomienia w 2015
roku, realizujących różne technologie wytwarzania, dostarczone przez 21 krajów (17 należących do
OECD oraz Brazylię, Chiny, Rosję i RPA).
Zasadnicze dane analizy i otrzymane wyniki zestawiono w tabeli 3 (mediana wartości) oraz na rys. 2, 3.
Tabela 3
Podstawowe dane i wyniki analizy dla IEA/NEA (mediana wartości) [1, 5]
Parametr
EJ
CCGT
Elektrownia
PCC z
PCC
CCS
750
474,4
1916
3337
6,02
13,61
18,21
13,04
23,96
3,22
41
35
W
PV
Moc, MW
1400
480
45
1
Koszty budowy, $/kW
3681
1818
2237
5759
O&M, $/MWh
17,74
4,48
21,92
29,95
Koszty paliwa, $/MWh
9,33
61,12
0
0
Koszty CO2, $/MWh
0
10,54
0
0
Sprawność netto, %
33
57
Stopień wykorzystania
85
85
85
85
26
13
mocy, %
Czas budowy, lat
7
2
4
4
1
1
Czas eksploatacji, lat
60
30
40
40
25
25
5%
58,53
85,77
65,18
62,07
96,74
410,81
LCOE, $/MWh
10%
98,75
92,11
80,05
89,95
137,16
616,55
EJ – elektrownia jądrowa, W – elektrownia wiatrowa na lądzie, PV – elektrownia słoneczna fotowoltaiczna
Daje się zauważyć pewne zróżnicowanie „regionalne” danych wejściowych i wynikowych jednostkowych kosztów wytwarzania.
Podobnych analiz wykonano już na świecie wiele. Jedną z nich była, omówiona wcześniej, analiza wykonana dla Komisji Europejskiej [2]. Wyniki uzyskane dla elektrowni jądrowych, będących przedmiotem wielu kontrowersji, zestawiono na rys. 4.
Rys. 2. Jednostkowe koszty wytwarzania
w krajach OECD wg IEA/NEA [1, 5]
Rys. 3. Jednostkowe koszty wytwarzania wg IEA/NEA
w ujęciu regionalnym przy stopie dyskonta 5% [1, 5]
Rys. 4. Jednostkowe koszty wytwarzania w elektrowniach jądrowych wg różnych analiz [1]
6. PODSUMOWANIE
Europie potrzebne są obecnie działania by dostarczyć energię w sposób zrównoważony, pewny i konkurencyjny. Wyzwania zmian klimatu, bezpieczeństwa dostaw energii i konkurencji są zróżnicowane i
wymagają głębokich zmian technologii wytwarzania, dostarczania i wykorzystania energii.
Jak widać trzy zaprezentowane w artykule metody są w zasadzie spójne a ich wspólne elementy to: należy uwzględnić cały okres „życia” obiektu, obejmujący czas budowy i eksploatacji; koszty powinny
obejmować całość poniesionych nakładów inwestycyjnych (oraz ewentualne koszty związane z likwidacją obiektu) i kosztów eksploatacyjnych wraz z kosztami oddziaływania na środowisko.
LITERATURA
[1] Cameron R.: Projected Costs of Electricity Generation. OECD/NEA 2010.
[2] Energy Sources, Production Costs and Performance of Technologies for Power Generation, Heating
and Transport. COM (2008) 744.
[3] European Energy and Transport: Trends to 2030 – Update 2007. EC, 2007.
[4] Paska J.: Ekonomika w elektroenergetyce. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej. War-
szawa 2007.
[5] Projected Costs of Generating Electricity: 2010 Edition. IEA/NEA/OECD. June 2010.
[6] The Cost of Generating Electricity. Royal Academy of Engineering. March 2004
[7] Zaporowski B.: Analiza kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Polityka Energetyczna. T. 11,
zeszyt 1, 2008.
ASSESSMENT METHODOLOGY FOR COSTS OF ELECTRICITY GENERATION
Key words: electrical energy, production costs, assessment methodology
Summary. During calculation of electricity generation costs the average unitary cost of production is determined. Different
relationships are utilized, but some methodological assumptions are common: the whole “life” period of the object, containing time of building and exploitation, should be considered; the costs should cover total investment expenses (and eventually
costs connected with object disposal) and running (exploitation) costs together with environmental costs; all values, investments, costs, production effects should be brought to a common moment of time using discounting calculus.
In the paper are presented: the methodology, assumptions and results of available analyses of production costs of electrical
energy, done recently, as well as the trial of their assessment.
Józef Paska, prof. dr hab. inż., kierownik Zakładu Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej, Politechnika Warszawska, Wydział Elektryczny, ul. Koszykowa 75, 00-662 Warszawa, e-mail: [email protected]