docPobierz - Instytut Energetyki Odnawialnej
download 
Reklamacja Transkrypt
Pobierz - Instytut Energetyki Odnawialnej
Instytut Energetyki Odnawialnej ANALIZA DOTYCZĄCA MOŻLIWOŚCI OKREŚLENIA NIEZBĘDNEJ WYSOKOŚCI WSPARCIA DLA POSZCZEGÓLNYCH TECHNOLOGII OZE W KONTEKŚCIE REALIZACJI „KRAJOWEGO PLANU DZIAŁANIA W ZAKRESIE ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH” Pracę wykonano na zamówienie: MINISTERSTWA GOSPODARKI w Instytucie Energetyki Odnawialnej Autorzy: Grzegorz Wiśniewski (red.) Piotr Dziamski Grzegorz Kunikowski Magdalena Ligus Andrzej Curkowski Katarzyna Michałowska-Knap Konrad Rosołek Anna Oniszk-Popławska. Aneta Więcka Tomasz Mroszkiewicz Warszawa, lipiec 2013 r. 1 Spis treści 1. 2. Wstęp ............................................................................................................................................................................2 Metodyka pracy ........................................................................................................................................................7 2.1 Metodyka analiz ekonomicznych – metoda LCOE wyznaczania średniego kosztu rozłożonego produkcji energii z OZE ...................................................................................... 7 2.2 Metodyka obliczania współczynników korekcyjnych ..................................................... 11 3. Założenia i dane wejściowe .............................................................................................................................. 16 3.1 Założenia makroekonomiczne i finansowe ................................................................... 16 3.2 Technologiczne dane wejściowe ................................................................................... 18 3.2.1 Biogaz ...................................................................................................................... 18 3.2.2. Biomasa .................................................................................................................. 28 3.2.3 Biopłyny do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła ........................................... 33 3.2.4 Energetyka wiatrowa............................................................................................... 36 3.2.5 Energetyka wodna ................................................................................................... 40 3.2.6 Geotermia................................................................................................................ 43 3.2.7 Fotowoltaika ............................................................................................................ 44 4. Analiza i ocena średnich kosztów produkcji energii z wybranych instalacji OZE wraz z analizą wrażliwości ........................................................................................................................................................ 50 4.1 Wyniki analiz .............................................................................................................. 50 5. Propozycja wysokości współczynników korekcyjnych dla instalacji OZE poddanych analizom ekonomicznym ............................................................................................................................................. 58 6. Podsumowanie i wnioski .................................................................................................................................. 68 Spis tabel............................................................................................................................................................................. 72 Spis rysunków .................................................................................................................................................................. 74 Definicje, skróty i użyte oznaczenia ........................................................................................................................ 75 Wykaz i oznaczenia instalacji OZE objętych analizą ekonomiczną ............................................................ 78 Załącznik 1. Raport z badania ankietowego kosztów instalacji OZE ......................................................... 79 Załącznik 2 Sposób obliczania współczynnika korekcyjnego dla spalania wielopaliwowego ....... 87 Załącznik 3. Plik Excel - arkusz z modelem ekonomicznym i wynikami analiz .................................... 89 Załącznik 4. Zestawienie wysokości współczynników korekcyjnych wyznaczonych różnymi metodami............................................................................................................................................................................ 90 1 1. Wstęp Niniejsza ekspertyza została opracowana w Instytucie Energetyki Odnawialnej na podstawie umowy z Ministerstwem Gospodarki nr II/56/P/75001/13/DEO, z dnia 26 czerwca 2013 r. Przedmiotem umowy było wykonanie analizy, dotyczącej niezbędnej wysokości wsparcia dla poszczególnych technologii odnawialnych źródeł energii (OZE) w kontekście realizacji Krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych (KPD). Celem pracy było określenie średnich kosztów wytwarzania energii elektrycznej w OZE oraz przedstawienie propozycji współczynników korekcyjnych w odniesieniu do poszczególnych rodzajów instalacji OZE o różnych zakresach mocy zainstalowanej. Określenie wysokości współczynników korekcyjnych jest niezwykle ważnym elementem nowego systemu wsparcia OZE, planowanego do wprowadzenia w Polsce, w ramach wdrażania w kraju dyrektywy 28/2009/WE w sprawie promocji stosowania energii z odnawialnych źródeł energii. Wg projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii1 (Ustawa OZE), zróżnicowana zostanie ilość świadectw pochodzenia, przyznawanych za każdą wyprodukowaną MWh energii elektrycznej, z uwagi na rodzaj źródła i moc instalacji OZE. Zróżnicowanie wsparcia nastąpi poprzez wprowadzenie współczynników korekcyjnych, służących do przeliczenia ilości wyprodukowanej w nich energii wyrażonej w MWh na zróżnicowaną liczbę otrzymywanych świadectw pochodzenia. W dotychczasowym systemie wsparcia regulowanym ustawą Prawo energetyczne2 znane i monitorowane były ceny energii elektrycznej i ceny świadectw pochodzenia (praw majątkowych), a w znacznie mniejszym zakresie koszty produkcji energii. W przyjętym i uchodzącym powszechnie za „rynkowy” systemie wsparcia nie było potrzeby liczenia i monitorowania kosztów. Maksymalny poziom wsparcia będący jednocześnie progiem opłacalności osiągalnym jedynie dla niektórych z OZE (po uwzględnieniu przychodów ze sprzedaży energii), wyznaczała arbitralnie ustalona (w oderwaniu od kosztów) wysokość opłaty zastępczej. Jednakowa dla wszystkich OZE wysokość opłaty pozwalała na funkcjonowanie na rynku (generowanie zysków) jedynie części z dostępnych i skomercjalizowanych w innych krajach technologii OZE. Inne technologie nie były w stanie w tych warunkach wejść na rynek i skorzystać z mechanizmów konkurencji w celu obniżenia swoich kosztów. Opisany system wsparcia, wprowadzony już w 2004 roku, ale faktycznie funkcjonujący od 2006 roku, nie prowadził do rzeczywistego spadku kosztów energii z OZE. System ten nie był zoptymalizowany ze względu na spadek kosztów energii z poszczególnych technologii, a tylko ukierunkowany na uzyskanie efektu wzrostu produkcji energii z OZE w celu mechanicznego osiągnięcia celów jedynie na 2010 rok. Kontynuacja tak wąsko pomyślanego wsparcia w sposób nieunikniony doprowadziła do nadpodaży świadectw pochodzenia w 2012 roku i spadku ich ceny. Jednakże rezultatem, zamiast spadku kosztów technologii OZE, jest zatrzymanie inwestycji w nowe źródła i częściowe wycofanie z użytkowania tych, które mając wyższe koszty eksploatacyjne (różnicę pomiędzy kosztem biomasy i paliwa podstawowego) niż przychody ze świadectw pochodzenia za energię produkowaną z biomasy, mogą bez większych konsekwencji zrezygnować z produkcji energii z biomasy i ubiegania się o obecnie tańsze na rynku świadectwa pochodzenia (rezygnując ze współspalania w elektrowniach wyzerowano dodatkowe koszty zmienne). W obecnych warunkach inwestorzy, którzy zrealizowali faktycznie nowe instalacje, nie mając możliwości realnego zmniejszenia kosztów eksploatacyjnych, kontynuują ich eksploatację, Ministerstwo Gospodarki: Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia z dnia 09.10.2012 r., wersja 2.0.2. dostępna na stronie Rządowego Centrum Legislacji. 2 Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne. (Dz. U. z 2012, poz. 1059 j.t.). 1 2 jednakże odbywa się to na granicy rentowności lub wymaga dopłacania do działalności, gdyż przerwanie produkcji spowodowałoby wypowiedzenie umów kredytowych i dotacyjnych. Dotychczasowe tempo wzrostu wykorzystania OZE w Polsce pokazywało, że cele założone w KPD są realizowane z nadwyżką. Jednakże, biorąc pod uwagę spadek tempa oddawania nowych mocy w I połowie 2013 roku3 oraz konieczność wycofania (ze względów środowiskowych) do 2016 roku z użytkowania szeregu elektrowni węglowych obecnie współspalających biomasę, a także stosunkowo niewielką liczbę inwestycji OZE o istotnym zaawansowaniu realizacji4, pojawiło się zagrożenie niezrealizowania celów wyznaczonych w KPD na 2020 rok w części związanej z energią elektryczną i pośrednio, ryzyko niewypełnienia przez Polskę obligatoryjnego celu dyrektywy 2009/28/WE5, w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych w postaci 15% udziału energii z OZE w krajowym bilansie zużycia energii finalnej brutto w 2020 r. Plan wprowadzenia w Polsce systemu zróżnicowania liczby świadectw pochodzenia przyznawanych różnym rodzajom OZE, także z uwagi na ich moc, oznacza (ewolucyjne) odejście od systemu opartego na arbitralnie ustalanych cenach (jedynie poprzez trudną do zdefiniowania i do ew. zmiany wysokość opłaty zastępczej i trudną do określenia w ramach szerokiej dyrektywy 2009/28/WE wielkość zobowiązania ilościowego w zakresie energii elektrycznej z OZE na dany rok) do polityki opartej na kosztach zdywersyfikowanego pakietu OZE (instalacji i rozwiązań technologicznych). To z kolei oznacza przede wszystkim konieczność uprzedniego poznania kosztów produkcji energii z poszczególnych grup OZE i ich podkategorii, otwartości oraz przejrzystości metodyki i procesu określania wysokości wsparcia. Ostatnia wykonana na zamówienie rządu i publicznie dostępna analiza ekonomiczna wszystkich będących wówczas na rynku technologii OZE w warunkach polskich miała miejsce w 2000 r. (EC BREC, ‘2000)6. W zakresie oceny kosztów produkcji energii elektrycznej z OZE, w 2009 roku na zlecenie Ministerstwa Gospodarki została wykonana analiza pt. „Dostosowanie systemu wsparcia dla energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii do zmian zachodzących w kosztach wytwarzania energii z paliw kopalnych”, ale objęła tylko część z technologii OZE uwzględnionych w KPD i tylko w wybranych przypadkach bazowała na oryginalnych analizach krajowych7. Analiza dla mikroinstalacji OZE, w celu zaproponowania wysokości stałych taryf typu FiT została wykonana na zamówienie Ministerstwa Gospodarki w 2012 roku (IEO, ‘2012)8. Realizacja niniejszej pracy wymagała obliczenia kosztów produkcji energii elektrycznej z instalacji OZE uwzględnionych w KPD i nie będących mikroinstalacjami oraz m.in. oceny wysokości „luki finansowej”9 w odniesieniu do kosztu jednostki energii (zł/MWh) dla danego rodzaju i wielkości instalacji OZE sprowadzonego do danego roku (rok oddania do użytku), 3 URE: Moc zainstalowana w OZE wg stanu na 30.06.2013, informacja Prezesa URE http://www.ure.gov.pl/pl/rynkienergii/energia-elektryczna/odnawialne-zrodla-ener/potencjal-krajowy-oze/dane-liczbowe/5111,Daneliczbowe.html 4 Raport Prezesa URE: Warunki podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej oraz realizacja przez operatorów systemu elektroenergetycznego planów rozwoju uwzględniających zaspokojenie obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną. Warszawa, czerwiec 2013 r. 5 Dyrektywa 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE. Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 140/16, 5.6.2009. 6 Wiśniewski G. (red.): Ekonomiczne i prawne aspekty wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce. Europejskie Centrum Energii Odnawialnej. Ekspertyza dla Ministerstwa Środowiska, Warszawa, 2000 r. 7 CASE Doradcy sp. z o.o.: Dostosowanie systemu wsparcia dla energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii do zmian zachodzących w kosztach wytwarzania energii z paliw kopalnych. Opracowanie na zlecenie Ministerstwa Gospodarki. Warszawa 2009 r. 8 Instytut Energetyki Odnawialnej: Analiza możliwości wprowadzenia systemu feed-in tariff dla mikro i małych instalacji OZE. Ekspertyza dla Ministerstwa Gospodarki, Warszawa, 2012 r. 9 Metoda luki finansowej w niniejszej pracy miała charakter pomocniczy, ale w niektórych krajach np. Holandia, jest to jedyna metoda ustalania wysokości wsparcia dla OZE (przyp. aut.). 3 w stosunku do hurtowych cen energii elektrycznej w tym samym roku. Analizy te, po uwzględnieniu prognozy cen energii elektrycznej oraz cen energii sprzedawanej do sieci w kolejnych latach (wg projektu Ustawy OZE) i trendów kosztów technologii na następne lata, zostały wykorzystane do oszacowania wysokości pierwszych (po zakładanym wejściu w życie regulacji) współczynników korekcyjnych dla inwestycji oddawanych do użytkowania w okresie kolejnych 5 lat. Współczynniki te należy traktować jako niezbędne do podjęcia decyzji inwestycyjnej (z pominięciem ew. możliwości dodatkowego skorzystania przez inwestora z wszystkich innych dostępnych instrumentów wsparcia, czy pomocy publicznej) i realizacji inwestycji uwzględnionych w KPD w okresie od 2013 do 2017 roku. Listę 22 technologii OZE objętych zamówieniem i zasadniczo zgodną10 z podziałem zaproponowanym w projekcie ustawy o OZE przedstawiono w tabeli 1.1. Tabela 1.1 Skrócone nazwy elektrowni i elektrociepłowni (grup technologii OZE: T1-T22) objętych analizą, pogrupowane ze względu na technologie OZE z uwzględnieniem podziału wg mocy zainstalowanej Kod T1 Rodzaj T3 T4 Biogaz T2 T5 T8 T9 T10 T11 Biomasa T6 T7 Grupa technologii biogaz rolniczy 200-500 kW Kod T12 biogaz rolniczy 500-1000 kW biogaz rolniczy > 1000 kW biogaz - ze składowisk >200 kW biogaz - z oczyszczalni >200 kW biomasa <10 MW biomasa - kogeneracja <10 MW biomasa 10-50 MW biomasa - kogeneracja 10-50 MW biomasa >50 MW biomasa - kogeneracja >50 MW T13 T14 T15 Rodzaj Biomasa Biopłyny Wiatr Grupa technologii biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) biopłyny wiatr 100-500 kW wiatr >500 kW woda <75 kW T16 T17 T18 Woda woda 75-1000 kW woda 1000-5000 kW T19 T20 Geotermia geotermalna fotowoltaika- na budynku 100-1000 kW T21 T22 Fotowoltaika fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW fotowoltaika -na gruncie 1000-2000 kW Przy wprowadzaniu systemu zróżnicowanych współczynników korekcyjnych dla nowych rodzajów i technologii OZE rozwijanych w Polsce od niedawna, a także dla tych, które nie są jeszcze w kraju stosowane, należy wziąć pod uwagę brak jakichkolwiek przykładów i krajowych danych rynkowych dla niektórych grup technologii (np. geotermia, biopłyny, a w szczególności instalacje wprowadzania biogazu do sieci gazowej) lub brak danych w pełni reprezentatywnych (mała próbka zrealizowanych inwestycji) do modeli ekonomicznych. Trzeba także pamiętać o dużym zakresie zmienności kosztów w obrębie danego rodzaju OZE, oraz dostępności różnych rozwiązań technologicznych oraz zakresu mocy w ramach grupy technologii. Tymczasem, zgodnie z projektem Ustawy OZE oraz ustawy wprowadzającej do Ustawy OZE (określającej pierwsze współczynniki korekcyjne) nowy system wsparcia oznaczać będzie jeden współczynnik korekcyjny w danej grupie technologii/przedziale mocy na dany rok, znany inwestorom z góry dla każdego z 5 kolejnych lat, w których realizowane będą nowe inwestycje. Każdy system wsparcia wpływa na koszty energii (niestety nie badano trendów kosztów energii w ramach obecnego systemu wsparcia 2004-2013), a zmiana systemu wpłynie także na 10 W stosunku do listy technologii uwzględnionych w KPD i w projekcie ustawy o OZE zakres pracy nie obejmuje mikroinstalacji OZE (mają być objęte odrębnym od świadectw pochodzenia systemem taryf gwarantowanych typu FiT) oraz morskich farm wiatrowych, które wejdą na rynek po 2017 r., a także ogranicza zakres mocy dla elektrowni wodnych i instalacji fotowoltaicznych. Pełne, zgodne z terminologią Ustawy OZE nazwy instalacji OZE poddanych analizie podano na końcu opracowania (przyp. aut.). 4 pojawianie się nowych rodzajów i technologii OZE na rynku (dla których realne wsparcie jeszcze nie istniało i nie można bazować nawet na ekstrapolacji obecnych trendów). W tych warunkach wyznaczenie po raz pierwszy współczynników korekcyjnych na przyszłość, ale na podstawie historycznych już, choć niepełnych danych kosztowych, w ramach planowanej zmiany systemu wsparcia obarczone jest oczywistym ryzykiem błędu. Z kolei duże zróżnicowanie kosztów energii z OZE w innych krajach i ich specyfika geograficzna, gospodarcza, podatkowa, technologiczna i regulacyjna nie pozwalają na proste przenoszenie wprost zagranicznych wyników badań, ani nawet zagregowanych kosztów (także w obrębie UE) jako referencyjnych do Polski. Korzystanie z kosztów instalacji i energii z OZE ocenionych za granicą utrudnia też sam fakt stosowania przez Polskę dotychczas systemu wsparcia (zobowiązania ilościowe z jedną opłatą zastępczą i świadectwami pochodzenia) w mało elastycznej wersji, niespotykanej w innych krajach i kształtowanie się kosztów OZE właśnie w tym systemie. Przy niezbędnym jednak korzystaniu z tych danych jako referencyjnych, należy uwzględnić także samą metodę liczenia kosztów energii. To z kolei wymagało wykorzystania w niniejszej pracy metody powszechnie stosowanej przez rządy innych krajów do określania wsparcia dla OZE, jaką jest metoda kosztu rozłożonego produkcji energii (ang. LCOE). Znacząca liczba analizowanych rodzajów i grup instalacji OZE i konieczność zachowania możliwości jak najszerszego porównywania danych i wyników wymuszały wprowadzenie agregacji danych wejściowych i szeregu uproszczeń w modelu ekonomicznym. Największym wyzwaniem w przeprowadzeniu niniejszej analizy był jednak brak wyników ciągłych i aktualnych szczegółowych danych kosztowych i badań ekonomicznych dot. OZE w Polsce oraz ograniczona replikowalność wyników badań zagranicznych i w konsekwencji brak kosztów referencyjnych. Wpłynęło to na wybór metody pracy opartej na tzw. biznesowych studiach przypadku realnie zbudowanych w Polsce instalacji OZE (lub budowanych, ew. posiadających pełne i aktualne inwestorskie studia wykonalności wraz z aplikacjami po środki - jedyne dostępne dane w przypadku biopłynów i geotermii), konsultacjach z branżą energetyki odnawialnej i krytycznym przeglądzie literatury przedmiotu. Elementy konsultacji występowały przede wszystkim na etapie zbierania danych wejściowych do modeli ekonomicznych (zbieranie danych odbywało się w postaci ankiet z danymi dotyczącymi konkretnych inwestycji, w sposób otwarty, bezpośrednio od inwestorów) oraz komunikacji zwrotnej w celu weryfikacji danych. Ważnym elementem pracy było porównywanie danych z ankiet z odpowiednio dobieranymi, dla każdego przypadku indywidualnie, danymi literaturowymi. Najważniejszym i najbardziej aktualnym polskim zbiorem danych referencyjnych są wyniki analiz ekonomicznych podane w ocenie skutków regulacji (OSR) do projektu ustawy o OZE. Wyniki niniejszej pracy mogą posłużyć potwierdzeniu wysokości współczynników korekcyjnych zaproponowanych w projekcie Ustawy OZE, szerszemu pokazaniu sposobu ich obliczania (znaczna część inwestorów na etapie konsultacji projektu regulacji uznała koncepcję współczynników jako mało zrozumianą) oraz próbom dalszej optymalizacji systemu wsparcia. Planowany do wprowadzenia Ustawą OZE, oparty na zróżnicowanych współczynnikach korekcyjnych nowy system wsparcia ma szczególnie głębokie uzasadnienie wtedy, gdy pozwoli na spełnienie przez Polskę zobowiązań unijnych dot. OZE na 2020 rok (i być może 2030), ale jednocześnie prowadzić będzie do trwałego spadku kosztów energii elektrycznej z OZE w całym „zielonym miksie” określonym w KPD i wszędzie gdzie to jest możliwe, stopniowemu ograniczaniu wysokości wsparcia (wysokości współczynników korekcyjnych). W tym zakresie w niniejszej pracy wzięte zostały pod uwagę możliwości optymalizacji kosztów już na etapie wyboru do analiz ekonomicznych bardziej atrakcyjnych kosztowo inwestycji w OZE i rozwiązań technologicznych, mających potencjał do realizacji ścieżek i celów KPD. Założono też, że inwestor dokona optymalizacji kosztów z uwagi na np. wybór lokalizacji inwestycji, wielkości inwestycji, jak również optymalizacji finansowej. 5 Przy obliczaniu wysokości współczynników korekcyjnych autorzy przyjęli, że mechanizmy służące stabilizacji na rynku praw majątkowych do świadectw pochodzenia energii z OZE zaproponowane w projekcie Ustawy OZE przybiorą ostateczne kształty umożliwiające utrzymanie przez najbliższe 5 lat ceny świadectw pochodzenia na poziomie 70% opłaty zastępczej. Założenie to wynika z celów, ducha i kierunkowo z treści przepisów projektu Ustawy o OZE określających warunki niezbędne do interwencji rządu lub ustawodawcy na rynku praw majątkowych. Jednakże kształt ostatecznie przyjętego rozwiązania prawnego i jego skuteczność nie są obecnie możliwe do zweryfikowania i stanowią kluczowe źródło niepewności dla otrzymanych wyników. Stopień ryzyka w tym najbardziej newralgicznym obszarze może być dodatkowo podwyższony dla wszystkich inwestorów w wyniku przyjęcia generalnie zbyt wysokich wartości współczynników korekcyjnych lub ich nadmiarowości w stosunku do rzeczywistej luki finansowej w przypadku instalacji, które mogą krótkookresowo ale najszybciej zwiększyć udział w rynku i w warunkach nadpodaży świadectw pochodzenia ograniczyć konkurencję na rynku. Niepewność ta oraz ryzyko zostały w pewnym zakresie uwzględnione w wykorzystanym modelu ekonomicznym, w postaci nieco wyższych niż w krajach stosujących stałe taryfy kosztów kapitału własnego, skorzystanie z niższej od maksymalnie możliwej, ale bezpieczniejszej formuły określającej cenę sprzedaży energii do sieci oraz poprzez próbę wyboru najbardziej zoptymalizowanych referencyjnych przypadków biznesowych w obrębie danego rodzaju OZE i w poszczególnych grupach technologicznych. W procesie ostatecznego ustalania wysokości współczynników korekcyjnych, w którym występują możliwości wyboru rozwiązań alternatywnych lub wartości z pewnego zakresu parametrów, konieczne były pewne wstępne przesądzenia. Zwieńczenie prac nad nowym systemem wsparcia OZE, w postaci zatwierdzenia wysokości współczynników korekcyjnych powinno bazować na KPD, wynikach szczegółowych i porównawczych analiz ekonomicznych, ale także na szerszych analizach systemowych obejmujących m.in. ocenę kosztów unikniętych oraz korzyści pozafinansowych. Te ostatnie wychodzą jednak poza zakres niniejszego opracowania. System szacowania kosztów i dostosowywania oraz określania współczynników korekcyjnych na przyszłe okresy powinien być prowadzony w sposób ciągły i przejrzysty, przy bieżącej aktualizacji, z uwzględnieniem konsultacji prowadzonych przez rząd z przedstawicielami inwestorów i niezależnymi od inwestorów ośrodkami badawczymi oraz autorytetami w zakresie ekonomii, gospodarki i energetyki odnawialnej. Autorzy składają podziękowania wszystkim przedsiębiorstwom i organizacjom oraz osobom, które wypełniając ankiety dostarczyły dane wejściowe do modelu ekonomicznego i które uczestniczyły w konsultacjach. W szczególności dziękują inwestorom i organizacjom z branży biogazu i energetyki wiatrowej za dużą liczbę nadesłanych ankiet, Towarzystwu Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych za wysoką jakość i kompleksowość dostarczonych danych oraz Narodowemu Funduszowi Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej za szerokie spektrum danych ankietowych. 6 2. Metodyka pracy Model przyjęty do analiz ekonomicznych, służący do określenia kosztów produkcji energii dla każdej z analizowanych grup technologii OZE (rozdz. 2.1) jest modelem wyłącznie kosztowym. Pomija on stronę przychodową związaną ze sprzedażą energii i abstrahuje od systemu wsparcia. Natomiast model przyjęty do obliczeń wysokości współczynników korekcyjnych (rozdz. 2.2) bazuje na tych samych wynikach obliczeń kosztu wytworzenia energii oraz uwzględnia prognozowane przychody ze sprzedaży energii i świadectw pochodzenia wg zasad opisanych w projekcie Ustawy OZE. Sprowadza się do wyznaczenia takiej wartości współczynnika korekcyjnego (WK), która po wymnożeniu przez rynkową cenę świadectwa pochodzenia pozwoli na pokrycie różnicy (wykorzystano też pojęcie luki finansowej) pomiędzy ceną energii elektrycznej na rynku, a kosztem jej wytworzenia dla wybranej, jako reprezentatywnej, inwestycji w danej grupie technologii OZE. 2.1 Metodyka analiz ekonomicznych – metoda LCOE średniego kosztu rozłożonego produkcji energii z OZE wyznaczania Koszty wytwarzania energii obliczane są jako uśrednione koszty na jednostkę wytworzonej energii [zł/kWh]. Wykorzystano standard liczenia tzw. kosztu rozłożonego lub „zlinearyzowanego”, ang. Levelized Cost of Electricity – (LCOE). LCOE jest minimalną ceną, przy której suma zdyskontowanych przychodów jest równa sumie zdyskontowanych kosztów, przy uwzględnieniu kosztów poniesionych na budowę i eksploatację oraz finansowych, w szczególności kosztu kapitału własnego, w danym okresie (zazwyczaj życia jednostki). W ogólnym przypadku koszt LCOE oblicza się jako iloraz wydatków do efektów wyrażonych w wartości bieżącej. Uśredniony koszt produkcji energii w cyklu życia w ogólnym przypadku obliczany jest następująco11: [I t + M t ] (1 + r ) t LCOE = t =0N Et ∑ t t = 0 (1 + r ) N ∑ Gdzie: LCOE – jednostkowy uśredniony koszt produkcji energii w cyklu życia [zł(2013 r.)/kWh] It – nakłady inwestycyjne w roku t-tym, Mt – wydatki eksploatacyjne oraz koszty finansowe kredytu w roku t-tym, Et – produkcja energii w roku t-tym [kWh], r – stopa dyskontowa, rozumiana w tym przypadku jako koszt kapitału własnego. Sens obliczonego kosztu rozłożonego dla każdej z analizowanych technologii energetycznych sprowadza się do ekwiwalentu kosztu w cenach stałych, w zł/kWh roku wybranego jako bazowy, jako ceny za energię elektryczną, którą należałoby pobierać przez cały okres użytkowania elektrowni, aby pokryć wszystkie koszty: nakłady inwestycyjne, operacyjne oraz finansowe. Jako rok bazowy przyjęto 2013, zatem model umożliwia policzenie kosztu na ten rok i w cenach w nim obowiązujących. Jest to równocześnie wartość, która podstawiona do 11 Model ten w ogólnym przypadku jest nazywany także „uśrednionym w okresie życia” (average lifetime levelized generating cost - ALLGC). Por. CASES Cost Assessment of Sustainable Energy Systems Deliverable No D.6.1 Development of a set of full cost estimates of different energy sources and its comparative assessment in EU countries, September 2008, s. 4 www.externe.info. 7 prognozy przepływów pieniężnych spowoduje, że wartość zaktualizowana netto (NPV) inwestycji będzie równa zeru. Szukany koszt energii (lub cena, w zależności od sposobu podejścia) wynika zatem z rozwiązania równania NPV=0, przy określonym koszcie kapitału własnego, będącym jednocześnie odpowiednikiem IRR dla inwestorów w standardowej metodzie oceny inwestycji. Metodę LCOE wykorzystuje się już powszechnie, zarówno w Europie: np. w Wielkiej Brytanii12, w Holandii13, w Niemczech14 jak i w Stanach Zjednoczonych, np. NREL15, EIA16 oraz na poziomie międzynarodowym, np. IRENA17, OECD/IEA18, do porównywania kosztów różnych technologii energetycznych, w tym technologii OZE oraz do określania wymaganej wysokości wsparcia, jednakże stosuje się różne podejścia i różne zależności na LCOE. W literaturze przedmiotu spotyka się różne, zazwyczaj bardziej szczegółowe i bardziej złożone, odmiany powyższej zależności, które prowadzą do uzyskania różnych wyników. W celu weryfikacji własnych wyników obliczeń oraz porównania danych (CAPEX, OPEX) z wynikami analiz i badań ankietowych prowadzonych w innych krajach (po sprawdzeniu identyczności metod liczenia) posłużono się wyżej podanym najprostszym wzorem. Ale w kontekście celu analizy: uzyskania porównywalnych dla wszystkich OZE kosztów wytworzenia energii elektrycznej oraz zaproponowania na bazie ww. obliczeń jak najbardziej adekwatnych do kosztów współczynników korekcyjnych dla wszystkich rozwiązań technologicznych i znalezienia wspólnego mianownika, dokonano modyfikacji bazowego wzoru na LCOE. Zależność na (zmodyfikowany) koszt wytworzenia energii z uwzględnieniem porównywalności wyników nie tyle z badaniami zewnętrznymi ale w obrębie grup technologii analizowanych w niniejszej pracy oznaczono dalej jako LCOE*. Koszt produkcji energii jest liczony niezależnie od systemu wsparcia, ale w celu sprawnego wyznaczenia na tej podstawie wysokości współczynników korekcyjnych powinien w szczególności uwzględniać okres wsparcia. W dalszych analizach koszty wytwarzania energii dla każdej z grup technologii OZE są liczone jako koszty uśrednione w okresie pierwszych 15 lat eksploatacji obiektu, tj. wtedy, gdy inwestycja korzysta z gwarantowanego przyszłą Ustawą OZE systemu wsparcia, ale z uwzględnieniem wartości rezydualnej inwestycji po tym okresie (lub kosztów likwidacji instalacji, o ile założony okres trwałości byłby krótszy od okresu wsparcia). Różne grupy technologii energetycznych różnią się w szczególności strukturą kosztów eksploatacyjnych/operacyjnych. Tylko niektóre z OZE w strukturze kosztów mają np. koszty paliwa (technologie energetycznego wykorzystania biomasy). Zazwyczaj, w przypadku OZE po stronie kosztów operacyjnych nie występują koszty uprawnień do emisji CO2, ale w dużych instalacjach spalających biomasę z węglem objętych systemem ETS pojawiają się korzyści po stronie inwestora, z tytułu niższych kosztów nabycia uprawnień, które wpływają na obniżenie kosztów wytwarzania energii. Na tej samej zasadzie na koszt wytworzenia energii elektrycznej 12 Parsons Brinckerhoff: Electricity Generation Cost Model - 2011 Update. Department of Energy and Climate Change, August 2011. 13 ECN Financial Gap Calculation Model http://www.ecn.nl/units/ps/themes/renewable-energy/projects/sde/sde2011. 14 Maike Schmidt: Analyseraster für die Berechnung der Stromgestehungskosten – Methodik. Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW), Stuttgart, Juli 2013. 15 Cost and performance data for power generation technologies. Black & Veatch for NREL, February 2012. 16 Levelized Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2013. US Energy Information Administration, January 2013. 17 International Renewable Energy Agency. Renewable Power Generation Costs in 2012: An Overview, 2013. 18 Mercedes Mostajo Veiga et all.: Cost and Business Comparison of Renewable vs. Nonrenewable Technologies. Prysma – Calidad y Medio Ambiente S.A. Madrid, 2013. 8 w instalacji wpływają też korzyści związane ze sprzedażą nadwyżek ciepła z jednostek kogeneracyjnych na biomasę19. Różnorodność i specyfika analizowanych OZE oraz planowanego systemu wsparcia, wymagają w stosunku do grup technologii OZE stosowanych w Polsce, w szczególności wykorzystujących biomasę, posługiwania się bardziej szczegółową zależnością określającą LCOE: LCOE ∗ = ∑ I + M + F − ETSU + CK RV − 1 + r 1 + r E ∑ 1 + r gdzie: LCOE* – zmodyfikowany jednostkowy uśredniony koszt produkcji energii elektrycznej z biomasy w okresie 15 lat z uwzględnieniem korzyści nie związanych bezpośrednio z produkcją energii elektrycznej i możliwych do uzyskania na rynku uprawnień do emisji CO2 i na rynku ciepła z kogeneracji [zł(2013 r.)/kWh], It – nakłady inwestycyjne w roku t-tym, [zł], Mt –koszty operacyjne (stałe), w tym serwisowania i napraw oraz koszty finansowe (kredytu) w roku t-tym, [zł], Ft – koszty operacyjne zmienne: wydatki na paliwo w postaci biomasy stałej20 lub biopłynów w roku t-tym, [zł], ETSUt - uniknięte koszty na zakup uprawnień do emisji CO2 w przypadku częściowego zastępowania paliw kopalnych biomasą lub biopłynami (spalanie wielopaliwowe) w elektrowniach i elektrociepłowniach objętych systemem handlu emisjami (o mocy powyżej 20 MW), [zł], CKt – przychody ze sprzedaży ciepła z systemów kogeneracyjnych, ponad zużycie ciepła na potrzeby własne, [zł], RV- wartość rezydualna inwestycji po okresie t = 15 lat. [zł], Et – produkcja energii z OZE w roku t-tym [kWh], r – stopa dyskontowa, [%], t - kolejny rok okresu wsparcia (do 15 lat, N=15). Zasadnicze dane wejściowe do analiz kosztów energii liczonych metodą LCOE oddzielnie dla każdej spośród 22 grup badanych technologii OZE zbierano na podstawie ankiet, bezpośrednio od inwestorów którzy realizowali swoje inwestycje w Polsce w latach 2008-2012. Struktura danych wejściowych i statystyki zebranych danych znajdują się w rozdziale 3 oraz w załączniku 1. Obejmują one zarówno typowe dane branżowe i technologicznie specyficzne (działalność inwestycyjna i operacyjna) oraz dane finansowe (działalność finansowa). Struktura przepływów finansowych wg modelu LCOE dla poszczególnych grup technologii wraz z wynikami i same arkusze są załącznikiem do niniejszej analizy. Ogólne założenia i dane wejściowe do modelu podane są w rozdziale 3. Nawet przy rozwiniętej i dostosowanej do specyfiki OZE formule liczenia kosztu wytworzenia energii, metoda LCOE stanowi nadal pewne uproszczenie (np. przyjęcie kosztów operacyjnych 19 Bardzo szczegółowe zróżnicowanie modeli LCOE dla OZE z uwagi na to czy stosowane są w nich paliwa na bazie biomasy czy bazują na konwersji energii promieniowania słonecznego, wiatrowej, wodnej czy geotermalnej występują w modelach stosowanych w USA (EIA, NREL oraz przy ustalaniu systemów wsparcia w poszczególnych stanach, jak np. w Stanie Kalifornia (przyp. aut.). 20 Powyższa zależność wymagała dodatkowego dostosowania w odniesieniu do inwestycji w instalacje wykorzystujące biomasę do spalania wielopaliwowego w ramach dostosowania działających kotłów węglowych do współspalania biomasy (technologia T12). Szczegółowy opis modyfikacji znajduje się w załączniku 2. 9 jako rocznych nie pozwala na uwzględnienie fluktuacji miesięcznych/sezonowych) i nie uwzględnia wszystkich czynników, które inwestor musi brać pod uwagę, w procesie oceny opłacalności planowanej inwestycji, m.in. związanych z kosztami wprowadzanych regulacji na rynku „zielonej” energii i związanych z nimi kosztami transakcyjnymi. Nie wszyscy też inwestorzy posługują się koncepcją LCOE. Model LCOE nie uwzględnia także zewnętrznych kosztów i korzyści funkcjonowania poszczególnych rozwiązań technologicznych OZE (efektów środowiskowych, społecznych i gospodarczych), których ocena wychodzi poza zakres niniejszej pracy. Jednakże na potrzeby określania kosztów OZE w tak wielu grupach technologicznych i określania wymaganej wysokości wsparcia metoda bazująca na LCOE wykazuje szereg zalet i najbardziej odpowiada celowi pracy i jej uwarunkowaniom z uwagi na następujące cechy: • umożliwienie bezpośredniego porównywanie kosztów różnych rodzajów i technologii OZE z uwzględnieniem ich wielkości (mocy), • umożliwienie określenia (dla roku bazowego) luki kosztowej i finansowej pomiędzy kosztem wytworzenia energii w danym OZE, a ceną energii na rynku hurtowym, • metoda LCOE obiektywizuje wyniki obliczeń, gdyż sama w sobie (poczynając od struktury danych wejściowych) nie pozwala na uwzględnienie żadnych stosowanych indywidulanie przez inwestorów (podmiotowych) form pomocy publicznej i pozyskiwanego doraźnie (przedmiotowego) wsparcia inwestycyjnego, • metoda LCOE jest już powszechnie znana i uwzględniana w raportach dot. polityki energetycznej w odniesieniu do energii elektrycznej, a jej wyniki są niemal powszechnie stosowane przez rządy do określania kompleksowych systemów wsparcia dla OZE, • metoda jest stosunkowo dobrze zrozumiała dla decydentów podejmujących decyzje w sprawie systemów wsparcia OZE, pozwala na łatwiejszą komunikację z odbiorcami energii oraz, przez swoją neutralność, pozwala na uniknięcie konieczności posługiwania się w analizach strategicznych modelem biznesowym szczególnie preferowanym przez część uczestników rynku, • wskaźniki LCOE pozwalają na syntetyczne porównanie kosztów i ich agregatów w różnych krajach oraz wyników różnych prac badawczych w tym zakresie, • metoda LCOE dzięki uniwersalności i powszechności dostarcza dane i koszty referencyjne do walidacji wyników pierwszych analiz ekonomicznych dla wprowadzanych nowych technologii o niestandardowej i nieugruntowanej strukturze kosztów, co jest szczególnie ważne w sytuacji niedostatecznej liczby zrealizowanych instalacji i nie w pełni reprezentatywnych danych kosztowych z funkcjonujących w danym kraju inwestycji. Pomimo tych zalet metody LCOE z punktu widzenia realizacji celu pracy, do określania wysokości współczynników korekcyjnych w przyjętym modelu (rozdział 2.2.) wykorzystano nie tylko elementy specyficzne LCOE* ważne z punktu widzenia inwestora (np. koszt kapitału własnego jako bezpośredni parametr w obliczeniach), ale też dodatkowy wskaźnik NPV (do weryfikacji obliczeń: NPV=0), którym na co dzień posługują się inwestorzy21. 21 Alternatywnym rozwiązaniem z punktu widzenia analiz inwestorskich było wykorzystanie zamiast NPV wskaźnika wewnętrznej stopy zwrotu IRR odniesionej do kapitału własnego (r=12%). Z uwagi na możliwe problemy obliczeniowe i interpretacyjne wartości współczynnika korekcyjnego związane z ewentualnymi ujemnymi przepływami w projektach inwestycyjnych OZE (tzw. projekty „nietypowe”) w których może być więcej niż jedna wartość IRR, bazowano na wyliczaniu NPV. 10 2.2 Metodyka obliczania współczynników korekcyjnych Przy obliczaniu wysokości współczynników korekcyjnych wykorzystano wyniki obliczeń kosztu wytworzenia energii w każdej z badanych instalacji OZE oraz zapisy projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii. Kluczowymi do obliczania wysokości współczynników korekcyjnych są zapisy dotyczące zasad sprzedaży energii z OZE do sieci, ustalania opłaty zastępczej oraz zasad interwencji na rynku świadectw pochodzenia. Najważniejsze w tym zakresie z punktu widzenia celu pracy przepisy projektu ustawy, występujące m.in. w art. 58, 61, 73 i 77 omówiono poniżej w sposób syntetyczny. Art. 58 dot. ceny i zasad zakupu energii, mówi, że sprzedawca zobowiązany ma obowiązek zakupu energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która została wprowadzona do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej, znajdującej się na terenie obejmującym obszar działania tego sprzedawcy, oferowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne. Obowiązek zakupu od danego podmiotu energii elektrycznej powstaje od pierwszego dnia wprowadzenia energii elektrycznej do sieci dystrybucyjnej lub sieci przesyłowej i trwa przez kolejnych 15 lat, przy czym okres ten jest liczony od dnia oddania do użytkowania instalacji odnawialnego źródła energii, w której wytworzona została energia elektryczna objęta obowiązkiem zakupu, nie dłużej jednak niż do dnia 31 grudnia 2035 roku. Cena zakupu energii elektrycznej wynosi 198,90 zł za 1 MWh i podlega corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem z roku poprzedniego (określonym w komunikacie Prezesa GUS), przy czym nie może być wyższa niż średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym (ogłoszona przez Prezesa URE). Pewne ograniczenia w tym zakresie, rzutujące na możliwość uzyskania świadectw pochodzenia wprowadza art. 61 projektu ustawy, który mówi, że potwierdzeniem wytworzenia energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii jest świadectwo pochodzenia, ale dodaje, że w przypadku gdy sprzedaż energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii następuje po cenie wyższej niż 105% ww. ceny zakupu określonej przez Prezesa URE, świadectwa pochodzenia nie wydaje się. Przypadek ten pominięto w analizach dotyczących wysokości współczynników korekcyjnych. Art. 73 ustala jednostkową opłatę zastępczą jako stałą, niewaloryzowaną w całym okresie wsparcia i wynoszącą 286,74 złotych za 1 MWh. Art. 77. dotyczy możliwej interwencji na rynku świadectw pochodzenia, np. w warunkach nadpodaży. Przepis stanowi, że w przypadku gdy średnie ceny świadectw pochodzenia będą przez okres co najmniej dwóch kolejnych kwartałów niższe niż 75% wartości opłaty zastępczej, minister właściwy do spraw gospodarki może, w drodze rozporządzenia, dokonać zmiany wielkości udziału energii elektrycznej wytwarzanej w instalacjach odnawialnego źródła energii. Ww. zapisy projektu ustawy przyjęto wprost22 jako założenia do obliczeń wysokości współczynników korekcyjnych, z jednym dodatkowym założeniem. Pewne odstępstwa zastosowano jedynie przy szacowaniu wysokości ceny świadectw pochodzenia. Zgodnie z wcześniejszymi analizami23, bez interwencji na rynku świadectw 22 Za wyjątkiem możliwości uwzględnionej w art. 61 oraz przy dodatkowym założeniu, że nie będzie przekroczenia ceny energii z rynku konkurencyjnego ogłaszanej przez Prezesa URE przez ryczałtową cenę zakupu energii określone w art. 58 projektu ustawy, o czym dalej(przyp. aut). 11 pochodzenia, powstały w 2012 roku stan nadpodaży świadectw pochodzenia w stosunku do zobowiązań ilościowych (nawet po ich ostatnim podwyższeniu z końcem 2012 roku) może potrwać nawet kilka lat. Odpowiada to okresowi (do 2017 roku) na jaki mają być ustalone pierwsze współczynniki korekcyjne. Projekt ustawy o OZE daje Ministrowi Gospodarki możliwość (nie obowiązek) interwencji na rynku, ale w przypadku uznania, że interwencja jest zasadna (dłuższy spadek ceny poniżej 75% wysokości opłaty zastępczej przy realnym zagrożeniu realizacji celu krajowego określonego w KPD), będzie ona miała miejsce z pewnym, trudnym obecnie do przewidzenia opóźnieniem. Można tylko wstępnie założyć, że przy spełnieniu opisanej w projekcie ustawy procedury, opóźnienie to - liczone od momentu pojawienia się nadpodaży - może sięgać kilku kwartałów. Analizowany przepis i otoczenie rynkowe nie pozwalają na przyjęcie założenia, że w najbliższych kilku latach cena świadectw pochodzenia nie spadnie poniżej 75% opłaty zastępczej. Wiarygodne prognozowanie rynku i cen świadectw pochodzenia w dłuższym okresie - po 2017 roku, wobec wielu niewiadomych (w tym bardziej radyklanych zmian na rynku w efekcie prawdopodobnej aktualizacji KPD lub nawet dopuszczonej w projekcie ustawy i niemożliwej obecnie do wykluczenia decyzji rządu o transferze statystycznym w celu wypełnienia zobowiązania krajowego), wydaje się być zadaniem niemożliwym do wykonania. W tej sytuacji założono, że średnia cena świadectw pochodzenia w całym okresie wsparcia będzie wynosiła 70% wysokości opłaty zastępczej, ale zmienność ceny świadectw pochodzenia uwzględniono w analizie wrażliwości. Generalnie ujmując problem można stwierdzić, że nie w wysokości opłaty zastępczej kryje się istota szacowania WK, ale w luce przychodowej i w różnicy ceny energii w hurcie i kosztów LCOE. Poniżej podana jest zależności na wysokość współczynnika korekcyjnego (WK) obliczanego oddzielnie dla każdej z analizowanych instalacji OZE, z wyjątkiem technologii spalania wielopaliwowego, które wymaga modyfikacji wzoru (załącznik 2), z wykorzystaniem danych z analizy LCOE oraz założeń wynikających z projektu ustawy o OZE. WK = ∑ [ I + M + F − ETSU + CK RE RV ]− − ∑ 1 + r 1 + r 1 + r RC ∑ 1 + r lub w sposób przybliżony do analiz pomocniczych (po uwzględnieniu zależności na LCOE*): WK = RE E ] − ∑ 1 + r 1 + r RC ∑ 1 + r LCOE ∗ ∙ ∑ [ Oznaczenia: WK – współczynnik korekcyjny określony na 15-letni okres wsparcia, It – nakłady inwestycyjne w roku t-tym, Mt – wydatki eksploatacyjne w roku t-tym, Ft – koszty operacyjne zmienne: wydatki na paliwo w postaci biomasy stałej lub biopłynów w roku t-tym, [zł], ETSUt - uniknięte koszty na zakup uprawnień do emisji CO2 w przypadku częściowego zastępowania paliw kopalnych biomasą lub biopłynami (spalanie wielopaliwowe) 23 Instytut Energetyki Odnawialnej: Analiza skutków wystąpienia nadpodaży świadectw pochodzenia na sektor energetyki odnawialnej. Ekspertyza wykonana na zlecenie Ministerstwa Gospodarki. Warszawa, grudzień, 2011 rok. 12 w elektrowniach i elektrociepłowniach objętych systemem handlu emisjami (o mocy powyżej 20 MW), [zł], CKt – przychody ze sprzedaży ciepła z systemów kogeneracyjnych, ponad zużycie ciepła na potrzeby własne, [zł], REt – przychody ze sprzedaży energii w roku t-tym wg ceny określonej w projekcie Ustawy OZE, RV – wartość rezydualna obliczona metodą likwidacyjną24, RCt – przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii z OZE w roku t-tym, Et – produkcja energii z OZE w roku t-tym [kWh], r – stopa dyskontowa, tu: koszt kapitału własnego inwestora, t - kolejny rok okresu wsparcia (do 15 lat, N=15), LCOE* – zmodyfikowany jednostkowy uśredniony koszt produkcji energii elektrycznej w okresie 15 lat z uwzględnieniem korzyści nie związanych bezpośrednio z produkcją energii elektrycznej [zł(2013 r.)/kWh]. Tak jak nadmieniono, analogicznie jak w przypadku wzoru na LCOE, powyższa zależność wymaga dodatkowego komentarza i dostosowania w przypadku analizowania inwestycji w instalacje wykorzystujące biomasę do spalania wielopaliwowego w ramach dostosowania działających kotłów węglowych do współspalania biomasy. Przypadek współspalania biomasy (spalenie wielopaliwowe) jest odmienny w sensie biznesowym od innych technologii spalania biomasy ze względu na niższe nakłady inwestycyjne i możliwość inwestora do zmiany skali współspalania (nawet całkowitego zaniechania, bez zmniejszania ilości wytwarzanej energii elektrycznej) w zależności od aktualnej sytuacji na rynku (popytu na świadectwa pochodzenia, relacji cen węgla i biomasy, kosztów uprawnień do emisji) i szerszych możliwości optymalizacji podatkowej. Przekłada się to na niższe ryzyko z tej działalności, ale ten czynnik pominięto w analizie. W sensie analitycznym obliczenie wysokości WK dla współspalania wymaga jednak wprowadzenia do ww. wzoru elementów finansowych przepływów różnicowych związanych z koniecznością wydzielenia strumieni paliwa i wyprodukowanej energii elektrycznej z różnych paliw oraz różnych przychodów25. Szczegóły modyfikacji w tym zakresie ogólnej metody obliczeń, wraz z jej opisem znajdują się w Załączniku nr 2. Uwzględniając powyższe zastrzeżenia, współczynnik korekcyjny w odniesieniu do wszystkich analizowanych instalacji sprowadza się do mnożnika ceny świadectwa pochodzenia energii z OZE jaki należałoby zastosować w ciągu 15-letniego okresu wsparcia inwestycji w OZE, aby zapewnić inwestorowi minimalną oczekiwaną przez niego stopę zwrotu z inwestycji określoną kosztem kapitału własnego. Tak zdefiniowany i obliczony współczynnik korekcyjny jest jednocześnie względną luką finansową pomiędzy rozłożonym kosztem energii LCOE* a zdyskontowanym w okresie wsparcia kosztem energii elektrycznej w hurcie (luka kosztowa), odniesionym do rozłożonej ceny świadectwa pochodzenia w okresie 15 lat, tj. wtedy kiedy wsparcie przysługuje inwestorowi. Klauzula zawarta w art. 61 projektu ustawy o OZE dot. ceny sprzedaży energii elektrycznej oraz potrzeba prowadzenia dodatkowych analiz związanych z badaniem na dany moment luki finansowej, czy ew. aktualizacją oceny skutków regulacji (OSR) i dyskusji wyników wymagają znajomości nie tylko „ryczałtowej”, waloryzowanej inflacją, ceny sprzedaży (zakupu przez Aktywa trwałe dla badanych przypadków po 15 latach nie będą w całości zamortyzowane; przyjęto założenie że cena sprzedaży będzie zbliżona wartości księgowej netto (wartości rezydualnej nie opodatkowano). 25 Zastosowanie omawianego wzoru na WK dla przypadku współspalania biomasy z węglem - WK(b), po uprzedniej modernizacji elektrowni węglowej, wymaga uwzględnienia, że: REtb=(Ce-Kw)∙Etw oraz Etb=Etw, gdzie indeks dolny „b” odniosą się do biomasy, indeks dolny „w” odnosi się do węgla, Ce- cena hurtowa energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym,[PLN/MWh] w 2013 roku, Kw – koszt zużytego paliwa podstawowego przy wyprodukowaniu 1 MWh energii elektrycznej [zł/MWh] w 2013 roku, Etb -produkcja energii z biomasy w roku t-tym [kWh], Etw – produkcja energii z węgla w części zastąpionej po modernizacji przez biomasę Etb=-Etw. Więcej w załączniku nr 2 (przyp. aut.) 24 13 sprzedawcę z urzędu), ale także prognozy średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym ogłaszanej na dany rok na podstawie ceny z ub. roku przez Prezesa URE oraz wzajemnych relacji tych cen. Teoretycznie, wykorzystując zapisy projektu ustawy o OZE, istnieją dwa sposoby określania i prognozowana ceny sprzedaży energii elektrycznej z OZE: wariant konserwatywny – sprzedaż po ustalonej waloryzowanej cenie oraz wariant „optymistyczny”, który może być korzystny dla inwestora choć jest obarczony dużym ryzykiem błędu na etapie założeń – sprzedaż po cenie nie wyższej niż 105% ceny rynkowej energii z poprzedniego roku. Problemem przy próbie skorzystania w analizach ekonomicznych z wariantu drugiego jest brak aktualnej, oficjalnej i na dzisiaj wystarczająco wiarygodniej prognozy cen hurtowych energii elektrycznej w Polsce. Upłynęły bowiem cztery lata od okresu, w którym formułowane były w tym zakresie założenia do prognozy zaopatrzenia Polski w paliwa i energię, będącej załącznikiem do „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”. Także wykonana dwa lata temu projekcja cen hurtowych energii elektrycznej, przedstawiona w opracowaniu „Aktualizacja Prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030”26 (prognoza w walucie z 2009 roku - w zł’2009/MWh), również znacząco już odbiega od aktualnych trendów cenowych i sytuacji na rynku (np. bieżący spadek zapotrzebowania na energię, spadek cen paliw oraz kosztów uprawnień do emisji CO2). Korzystanie wprost z tej prognozy zwiększałoby wyraźnie błędy też dla pierwszych lat funkcjonowania badanych inwestycji. W tej sytuacji, po przeliczeniu ww. prognozy cen energii do 2030 roku na walutę zł ‘2012/MWh, do analiz porównawczych przyjęto własną, liniową, obniżoną w stosunku do „Aktualizacji” prognozę cen hurtowych energii elektrycznej do 2033 roku27 (tj. do czasu gdy przestanie obowiązywać system wsparcia dla inwestycji OZE zrealizowanych w oparciu o ostatni z pierwszych – podanych na 5 lat do przodu - współczynników korekcyjnych). W pracy przyjęto stały wskaźnik wzrostu cen energii, określony wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem z roku poprzedniego (rok do roku) na poziomie 2,5% oraz analogiczną stopę inflacji. Przy tych założeniach cena zakupu energii elektrycznej w całym okresie nie jest wyższa niż średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, która będzie ogłoszona przez Prezesa URE (tzw. „cena Prezesa URE”). Przyjęta prognoza (zgodna z projektowanym prawem) i założenie dot. sprzedaży energii po waloryzowanej cenie 198,9 zł/MWh są konserwatywne28, ale uzasadnione wysokim ryzykiem jeśli chodzi o drugie źródło przychodów inwestora (obrót prawami majątkowymi do świadectw pochodzenia), weryfikowalne i spełniają warunki do korzystania przez inwestora ze świadectw pochodzenia określone w ww. klauzuli w art. 61. projektu ustawy przez cały okres wsparcia. Na rysunkach 2.1 i 2.2 zilustrowano przyjęte prognozy cen odpowiednio w cenach stałych i w cenach bieżących29, które wykorzystane zostały przy określaniu wysokości współczynników korekcyjnych. 26 Agencja Rynku Energii: Aktualizacja Prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030. Ekspertyza wykonana na zamówienie Ministerstwa Gospodarki. Warszawa 2013 r. 27 Po przyjęciu przez rząd nowej „Polityki energetycznej Polski do 2050 roku” z oczekiwaną aktualną, oficjalną prognozą cen energii elektrycznej w Polsce (też do 2050 roku), przyjęta na użytek analiz w niniejszej pracy prognoza powinna być zastąpiona prognozą oficjalną (przyp. aut.). 28 Należy rozróżnić podmioty nowe, wchodzące z nowymi inwestycjami na rynek energii oraz podmioty gospodarcze już na rynku istniejące, , które dokonują dostosowania (modernizacji) instalacji do spalania wielopaliwowego. Mają one bowiem zawarte wcześniej (przed rozpoczęciem współspalnia) kontrakty długoterminowe na sprzedaż energii. Tego typu inwestycja z reguły nie prowadzi do zmiany zasad sprzedaży energii elektrycznej na mniej korzystne niż cena rynkowa energii elektrycznej w hurcie. Zatem użyty termin „konserwatywny” nie odpowiada takim przypadkom.. 29 Wizualnie różnice w cenie energii w hurcie i cenie po jakiej bezpiecznie można sprzedaż energię z OZE odpowiadają perspektywie inwestora z 2013 r. Nawet obniżona przez autorów, w stosunku do oficjalnej prognoza ceny hurtowej w cenach bieżących wygląda na mało prawdopodobną (przyp. aut.). 14 Rysunek 2.1 Prognoza cen hurtowych energii elektrycznej, ceny stałe zł ‘2012 Rysunek 2.2 Prognoza przyjętej do analizy ceny sprzedaży energii z OZE, ceny bieżące 15 3. Założenia i dane wejściowe 3.1 Założenia makroekonomiczne i finansowe Założenia generalne dotyczące przyjętego modelu projektu inwestycyjnego i modelu inwestora: 1) Inwestycja jest realizowana na zasadach project finance, tj. przyjęto generalne (z uwzględnieni wcześniejszych zastrzeżeń dot. spalania wielopaliwowego) założenie o braku oddziaływania pozostałych projektów inwestycyjnych (lub innej działalności) na realizowany projekt inwestycyjny. Analizie poddano nowe, realizowane od podstaw projekty inwestycyjne, bez uwzględnienia kosztów rozbiórki istniejących budowli oraz takie, których model biznesowy jest zasadniczo nakierowany na produkcję energii (produkcja energii elektrycznej nie jest działalnością dodatkową); 2) Analizę sporządza się przy założeniu horyzontu inwestycyjnego od momentu poniesienia nakładów na zakup maszyn i urządzeń (a nie podjęcia decyzji o realizacji projektu inwestycyjnego) do momentu zakończenia realizacji projektu. Skutkiem tego założenia jest kapitalizowanie (najczęściej przy zerowej stopie) wydatków związanych z przygotowaniem projektu inwestycyjnego do momentu poniesienia nakładów na zakup maszyn i urządzeń; 3) Sekwencja decyzji związanych z realizacją poszczególnych etapów projektu inwestycyjnego jest zdeterminowana. Oznacza to, że nie występują opcje realne związane z możliwością elastycznej reakcji właściciela projektu na jego realizację w sytuacji wystąpienia zmian w zakładanych wielkościach czynników ryzyka związanych z inwestycją. Założony brak możliwości reakcji zarządu zawsze obniża wartość projektu. Dodatkowo, oznacza to, że analiza ryzyka projektu ogranicza się do jego analizy wrażliwości; 4) Analiza jest sporządzona dla koncesjonowanych podmiotów gospodarczych prowadzących „pełną” księgowość oraz posiadających wyłącznie koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej (bez koncesji na obrót); 5) Z uwagi na cel analizy jakim jest obliczenie współczynników korekcyjnych zapewniających 12% stopę zwrotu dla inwestora w 15-letnim okresie wsparcia, wyłączono wpływ na rentowność inwestycji przepływów pieniężnych generowanych przez inwestycję po okresie wsparcia dla technologii o okresie życia dłuższym niż 15 lat, poprzez zastosowanie wartości rezydualnej policzonej metodą likwidacyjną (w związku z tym w strukturze kosztów nie występują koszty deinstalacji). Założenia dotyczące parametrów finansowych oraz cen i kosztów związanych z rynkiem energii wykorzystanych w analizach: 1) bazowym dla analiz finansowych jest rok 2013 tzn. wyniki analiz (koszty LCOE oraz współczynniki korekcyjne do zielonych certyfikatów) są obliczone dla roku 2013, jednakże w prognozie kosztów LCOE oraz współczynników korekcyjnych dla inwestycji realizowanych w kolejnych latach wyniki są podane odpowiednio dla kolejnych lat bazowych: 2014-2018; 2) ceny w całej analizie (o ile nie zaznaczono inaczej) są wyrażone jako ceny bieżące (z uwzględnieniem inflacji), co odpowiada m.in. potrzebie wyznaczenia przez ustawodawcę wysokości współczynników korekcyjnych dla realnych warunków w danym roku, w którym przyszły inwestor będzie realizował swoją inwestycję30; 30 por. definicje stosowanych pojęć w słowniku na końcu opracowania (przyp. aut.). 16 3) cena energii sprzedawanej do sieci przyjęta dla 2013 roku jest, zgodnie z projektem Ustawy OZE, ceną z 2012 roku (bez zwiększania o inflację na 2013 rok - odstępstwo od ww. zasady), indeksowaną na kolejne lata wskaźnikiem wzrostu cen towarów i usług; 4) w przypadku wykorzystywania jako referencyjnych danych kosztowych wyrażonych w EUR, USD lub GBP zastosowano przeliczenie na zł’2013 z uwzględnieniem (o ile nie podano inaczej) średniego kursu walutowego NBP z I półrocza 2013 r., odpowiednio: EUR/PLN=4,2; USD/PLN=3,2; GBP/PLN=4,9; 5) ceny uprawnień do emisji CO2 rosną liniowo – 20 zł ‘2013/tCO2 w 2015 roku do 60 zł’2013/tCO2 w 2030 r.31;do obliczeń przyjęto średni wskaźnik emisyjności CO2 dla produkcji energii elektrycznej 1 t CO2/MWh; 6) cenę sprzedaży ciepła w systemach kogeneracyjnych wykorzystujących biomasę i biopłyny określono na podstawie analizy biznesowych studiów przypadku. W przepływach finansowych uwzględniono tylko sprzedaż nadwyżki ciepła ponad zużycie na potrzeby własne instalacji OZE; 7) przyjęto następujące ceny (zł’2013/GJ) biomasy energetycznej, biopłynów i substratów do fermentacji metanowej (kiszonka kukurydzy): a. biomasa energetyczna: w zależności od mocy instalacji od 25 do 28,5 zł/GJ, średni wzrost cen – 2,5%/rok, b. biopłyny: 95 zł/GJ (3700 zł/t, wg. prognozy OECD), c. substraty do biogazowni: kiszonka kukurydzy: 45 zł/GJ (wartość opałowa LHV, dla kiszonki kukurydzy wynosi 2,00-3,78 GJ/t32,33, co z uwzględnieniem ceny rynkowej kiszonki kukurydzy w 2013 r , wynoszącej ok. 130 zł/t, daje 45 zł/GJ), wywar gorzelniany: 5 zł/GJ (wartość opałowa LHV, dla wywaru gorzelnianego wynosi ok. 4 GJ/t34, co z uwzględnieniem ceny rynkowej wywaru w 2013 r, wynoszącej ok. 21 zł/t, daje 5 zł/GJ); 8) wiodące do określenia kosztów były wyniki badań ankietowych. Jako podstawowy do obliczeń wybierano ten wariant, który dawał niższe koszty poparte najbardziej wiarygodnymi wynikami. Wybrany przypadek walidowano z danymi zagranicznymi, zdaniem autorów, bardziej adekwatnych i wiarygodnych źródeł; 9) przyjęto indywidualnie dla każdej z instalacji OZE, w oparciu o dane z ankiet i wywiady z firmami ubezpieczeniowymi, stawki kosztów ubezpieczenia. Generalnie wynoszą od 0,15% do 0,6% w stosunku do CAPEX; 10) stopa inflacji – 2,5% rocznie w całym okresie objętym analizą; 11) obciążenia podatkowe zgodnie z polskim prawem, stan na 30 czerwca 2013 roku, w tym: CIT=19%, VAT=23% oraz zerowa stawka akcyzy na energię elektryczną z OZE na którą zostało wydane świadectwo pochodzenia35; 12) udział kapitału własnego w strukturze finansowania – 30% (kapitał dłużny - 70%); 13) koszt kapitału własnego netto (stopa dyskonta) – 12%; 14) koszt kapitału dłużnego (oprocentowanie kredytu inwestycyjnego) - 6,5%36,37. Założenie to odpowiada stosunkowo niskiemu wariantowi cen uprawnień (kom. aut.). http://www.bsrun.org/fileadmin/user_upload/lu_portal/projekti/bsrun/activities/Andrzej_Pietak_GU-UWM_2013.pdf 33 http://www.coach-bioenergy.eu/pl/cbe-usugi/opisy-technologii-i-narzdzi/narzdzia/114-kalkulator-biogazowy.html 34 http://www.agfdt.de/loads/bi06/sennabb.pdf 35 Założono, zgodnie z ustawą o podatku akcyzowym, że podatek akcyzowy od energii elektrycznej płaci sprzedający energię odbiorcom końcowym, a nie jej producent. Pominięto stosowaną niekiedy w relacjach pomiędzy producentem energii z OZE a spółką obrotu praktykę polegającą na „dzieleniu się” różnicą w stawce akcyzy na energię z OZE (zwolnienie) a energią z paliw kopalnych (0,02 zł/kWh) pomiędzy stronami w umowach kupna-sprzedaży energii elektrycznej (przyp. aut.). 36 Stosowany często w analizach inwestorskich tzw. średni ważony koszt kapitału (ang. WACC) nie był bezpośrednio użyty w analizach z uwagi na przyjęcie konwencji przepływów pieniężnych dla inwestora (Free Cash Flow to Equity, FCFE). Dla powyższych założeń wynosi on 7,3%. Przyjęte założenia są zbieżne z OSR do projektu Ustawy OZE (stopa oprocentowania kredytu 6,5% i koszt kapitału własnego 12%). Przyjęcie konwencji przepływów dla inwestora FCFE było również podyktowane założeniami OSR do projektu ustawy OZE tj. policzeniem współczynników korekcyjnych 31 32 17 3.2 Technologiczne dane wejściowe38 3.2.1 Biogaz 3.2.1.1 Biogazownie rolnicze Założenia odnośnie projektu rozważanego w modelu obliczeniowym Dla poszczególnych kategorii inwestycji, jako projekt modelowy do dalszych analiz wybrano: • w kategorii T1, 200-500 kW, na podstawie badania ankietowego39 przeprowadzonego przez IEO, jako modelowy przypadek wybrano instalację z górnej części zadanego przedziału o mocy zainstalowanej 400 kWel oraz mocy cieplnej 451 kWth, • w kategorii T2, 500-1000 kW, na podstawie badania ankietowego przeprowadzonego przez IEO, jako modelowy przypadek wybrano instalację z górnej części zadanego przedziału, o mocy zainstalowanej 900 kWel oraz mocy cieplnej 972 kWth, • w kategorii T3, powyżej 1000 kW, na podstawie badania ankietowego przeprowadzonego przez IEO, jako modelowy przypadek wybrano instalację odpowiadającą uśrednionym danym rynkowym o mocy zainstalowanej 1750 kWel oraz mocy cieplnej 1822 kWth. Założenia odnośnie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych W strukturze kosztów inwestycyjnych (CAPEX) dla biogazowni rolniczych dominują koszt urządzeń oraz prac budowlanych odpowiadające łącznie za ok. 80-90%. Wraz ze wzrostem mocy zainstalowanej analizowanych projektów referencyjnych w strukturze nakładów, zauważalny jest spadek udziału kosztu urządzeń z ok. 60% do 45%, przy jednoczesnym wzroście udziału kosztu prac budowlanych z ok. 20% do 45%. do zielonych certyfikatów przy założeniu że IRR dla inwestora (a nie dla wszystkich stron finansujących) powinno wynosić 12%, (przyp. aut.). 37 Przyjęte do modelowania analiz koszty finansowe są typowe dla krajów o podwyższonym ryzyku inwestycji w energetyce odnawialnej, w szczególności z uwagi na niosący ryzyko system zielonych certyfikatów, np. w Szwecji (koszt kapitału dłużnego - 6%, koszt kapitału własnego – 11%), lub z uwagi na okresy niestabilności prawnej nawet tam, gdzie obowiązywały systemy stałych taryf ale następują częste zmiany w systemie wsparcia OZE, np. w Hiszpanii (koszt kapitału dłużnego - 6%, koszt kapitału własnego – 12%). Dla Niemiec analogiczne parametry wynoszą odpowiednio 10% i 3%. Powyższe przykłady (za: RE-COST/Prysma) dotyczą najbardziej typowych projektów inwestycji w lądowe farmy wiatrowe (przyp. aut.). 38 Dane w tym rozdziale bazują na wynikach ankiet przeprowadzonych wśród inwestorów, weryfikacji danych poprzez zestawienia i porównania z referencyjnymi wynikami podanymi w literaturze i przyjęciu przez autorów jednego zestawu parametrów dla każdej z badanych technologii, zgodnie z zasadami i założeniami podanymi w rozdziałach 1 i 2. Przyjęte ostatecznie do obliczeń dane należy traktować jako opracowanie własne (przyp. aut.). 39 Podsumowanie badań ankietowych (dla wszystkich badanych instalacji) znajduje się w załączniku nr 1. 18 Rysunek 3.1 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX dla biogazowni rolniczych 200500 kW, 500-1000 kW oraz powyżej 1000 kW W strukturze kosztów eksploatacyjnych, zdecydowanie dominują koszty zakupu substratów. Uwzględniając stosunkowo wysoki udział energii elektrycznej z biogazu w realizacji KPD, zakładający przyrost produkcji energii elektrycznej z biogazu o 3,44 TWh (z 2013 – 574 GWh do 4018 GWh w 2020), założono we wszystkich kategoriach mocy biogazowni rolniczych znaczący udział kiszonki kukurydzy we wsadzie na poziomie 65% jego wartości energetycznej. Dla najmniejszej kategorii instalacji, o mocy 200-500 kW, dla których założono udział we wsadzie gnojowicy, będącej odpadowym, niekiedy dostępnym bezpłatnie substratem, całkowity koszt substratów stanowił ok. 70% kosztów operacyjnych. Natomiast dla większych instalacji, gdzie pozyskanie dużych ilości stosunkowo nisko efektywnej do produkcji biogazu gnojowicy generowałoby dodatkowe koszty przechowywania, założono udział innego, bardziej efektywnego substratu odpadowego np. wywaru gorzelnianego, co skutkowało zwiększeniem udziału kosztu substratów w strukturze kosztów do ok. 80%. 19 Rysunek 3.2 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla biogazowni rolniczych 200-500 kW, 500-1000 kW oraz powyżej 1000 kW Dane przyjęte do modelu Dane do modelu obliczeniowego dla biogazowni rolniczych poszczególnych mocy przyjęto na podstawie ankietowego badania rynku przeprowadzonego przez IEO, uzupełnionego o dane referencyjne z monitoringu biogazowni niemieckich40. Dla poszczególnych technologii przyjęto jako modelowe do dalszych analiz instalacje z górnego przedziału mocy instalacji zgłoszonych w ankietach. Wyniki ankiet oraz dane uzyskane bezpośrednio od inwestorów biogazowni rolniczych wskazują, że sprzedaż całości wytworzonego ciepła nie jest obecnie rozwiązaniem standardowym we wszystkich instalacjach, z uwagi na szereg zidentyfikowanych problemów niezależnych od inwestorów (m.in. wysoki koszt inwestycyjny budowy ciepłociągu, niepewność wsparcia dla kogeneracji, niska cena jednostkowa ciepła oferowana przez odbiorców prywatnych). Z tego względu dla modelowych instalacji przyjęto założenie, że sprzedaż ciepła z instalacji prowadzona jest na poziomie ok. 40% produkcji po stawkach odpowiadających ok. 10% obecnej ceny rynkowej. Do obliczenia kosztów eksploatacyjnych zmiennych, z uwagi na niepełnie dane i wysoką agregację danych źródłowych, posłużono się szacunkowymi obliczeniami ekwiwalentnej produkcji energii z najczęściej stosowanych substratów, głównie kiszonki kukurydzy przy udziale 65% wartości energetycznej we wsadzie oraz gnojowicy dla instalacji 200-500 kW oraz wywaru gorzelnianego dla obiektów o mocy 500-1000 kW i powyżej 1000 kW z uwzględnieniem cen rynkowych ww. surowców. Wysoki udział kiszonki we wsadzie modelowanych instalacji, odpowiadający 65% wartości energetycznej wsadu, pomimo jej znaczącej ceny rynkowej, sięgającej 130 zł/t, jest uzasadniony wysoką produktywnością biogazu z tego substratu oraz dużą dostępnością na terenach rolniczych, związaną z możliwością jej pozyskania ze źródeł własnych, a także łatwością magazynowania w silosach, które można wykorzystać do przechowywania innych surowców o podobnej zawartości s.m. W większości przypadków będzie skutkowało to ewentualną korektą ceny pozyskania tego surowca do produkcji, uwzględniającą nakład pracy własnej tj ok. 95 -110 40 Biogas Messprogramm II, 61 Biogasanlagen im Vergleich , Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. FNR, 2009. 20 zł/t41. Zamiana kiszonki na inne substraty o wyższej zawartości s.m. i niższym współczynniku efektywności produkcji biogazu może powodować wzrost kosztów inwestycyjnych poprzez konieczność zmagazynowania surowca w dodatkowych zbiornikach. Z przeprowadzonych na potrzeby opracowania ankiet rynkowych oraz kontaktów z inwestorami, a także z Polskim Stowarzyszeniem Biogazu, realizującym projekt Biogas Heat wynika, że sprzedaż ciepła wytworzonego w biogazowni odbiorcom zewnętrznym jest obecnie praktykowana tylko w najlepiej zlokalizowanych instalacjach, najczęściej bezpośrednio powiązanych z przemysłem lub produkcją rolną. Problemy ze zwiększeniem sprzedaży ciepła z biogazowni wynikają z kilku przyczyn, często niezależnych od inwestorów m.in.: z nastawienia lokalnych przedsiębiorstw ciepłowniczych, wysokiego kosztu inwestycyjnego, związanego z budową ciepłociągu oraz niskiej ceny ciepła oferowanej przez potencjalnych odbiorców komercyjnych, niestabilności systemu wsparcia kogeneracji, a także pokrywania się sezonowego zapotrzebowania na ciepło na cele własne biogazowni oraz ze strony odbiorców zewnętrznych. W instalacjach, które prowadzą sprzedaż ciepła na cele grzewcze u odbiorców indywidualnych, z uwagi na nierównomierność zapotrzebowania na ciepło do poszczególnych procesów, sprzedaż ciepła na cele grzewcze np. dla szklarni może wynosić od 100% wytwarzanego w sezonie zimowym do 20% latem. Bardziej efektywne wykorzystanie ciepła jest możliwe do osiągnięcia przy sprzężeniu biogazowni z energochłonną instalacją wytwórczą o charakterze przemysłowym, posiadającą stałą charakterystykę zapotrzebowania na ciepło np. gorzelnią, jednak wśród dotychczas zrealizowanych obiektów są to rozwiązania nieliczne i nie można przyjmować ich jako standardowych dla wszystkich biogazowni. Po uwzględnieniu ww. kwestii na potrzeby modelu obliczeniowego przyjęto sprzedaż ciepła odbiorcom zewnętrznym w ilości 40% ciepła produkowanego w ciągu roku po stawkach odpowiadających ok. 10% wartości rynkowej. Tabela 3.1 Dane przyjęte do modelu obliczeniowego dla biogazowni rolniczych OPIS projektu przyjętego modelu obliczeniowego do Liczba ankiet otrzymanych i uznanych za reprezentatywne otrzymanych Moc elektryczna instalacji referencyjnej [MW] Jednostkowe nakłady inwestycyjne CAPEX [tys. zł/MW] Jednostkowe koszty eksploatacyjne OPEX [tys. zł/MW/rok]/ Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] T1 Biogazownie rolnicze 200-500 kWel Instalacja o mocy 400 kWel i 451 kWth 1 T2 Biogazownie rolnicze 500 1000 kWel Instalacja o mocy 0,899 kWel i 972 kWth 5 T3 Biogazownie rolnicze powyżej 1000 kWel Instalacja o mocy 1750 kW el i 1822 kWth 7 0,400 0,899 1,750 13 765 12 829 12 138 3 441 3 435 3 219 7000 7600 7800 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX Założenia dotyczące rocznej degresji (spadku, ew. zmiany) kosztów podano w tabeli 3.2: 41 http://www.modr.mazowsze.pl/porady-dla-rolnikow/tpr-inne/884-koszty-produkcji-pasz-objtociowych.html. 21 Tabela 3.2 Założenia dot. rocznej degresji* kosztów CAPEX i OPEX dla biogazowni rolniczych Średni współczynnik degresji dla CAPEX Średni współczynnik degresji dla OPEX Biogazownie rolnicze 200-500 kW 2,5% Biogazownie rolnicze 500-1000 kW 2,0% Biogazownie rolnicze powyżej 1000 kW 1,0% 1,0% 1,0% 2,0% *Wysokość współczynników rocznej degresji kosztów przyjęto przy generalnym założeniu, że wejdzie w życie nowy (proponowany w Ustawie OZE) system wsparcia OZE, który wywoła efekt skali. Bez systemu wsparcia nie należy oczekiwać spadku kosztów w całym łańcuchu dostaw urządzeń i usług (przyp. aut.). Porównanie z danymi referencyjnymi Założone dane wejściowe porównano z danymi referencyjnymi, zwłaszcza z danymi zamieszczonymi w ocenie skutków regulacji (OSR) ostatniego projektu Ustawy OZE (z dn. 9.10.2012) oraz danych NREL42 (USA). W OSR założono współczynnik wykorzystania mocy dla wszystkich instalacji na poziomie 7000 h/rok, jednak w nawiązaniu do zebranych danych rynkowych, uznano za zasadne założenie stopniowej gradacji tego parametru od 7000 h/rok dla instalacji o najmniejszej mocy 200-500 kW, poprzez 7600 h/rok dla kategorii 500-1000 kW, do 7800 h/rok dla największych obiektów powyżej 1000 kW. Wysokości nakładów inwestycyjnych przyjęte do obliczeń odpowiadają dolnemu zakresowi danych zebranych w trakcie badania rynkowego, natomiast są o ok. 15 % niższe od wartości referencyjnych. Tabela 3.3 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi dla biogazowni rolniczych T1 Biogazownie rolnicze 200-500 kWel Przyjęte modelu CAPEX, [tys. zł/MW] OPEX, [tys. zł/MW/ro k] Współczy nnik wykorzys tania mocy,[h/r ok] do OSR Biogas Messprogramm II, 61 Biogasanlagen im Vergleich , Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. FNR, 2009 T2 Biogazownie rolnicze 500 -1000 kWel Przyjęte OSR Biogas do Messprogra modelu mm II, 61 Biogasanlage n im Vergleich , Fachagentur Nachwachse nde Rohstoffe e. V. FNR, 2009 T3 Biogazownie rolnicze powyżej 1000 kWel Przyjęte OSR NREL do modelu 13 765 16000 17080 12 829 15500 15530 12 138 13500 3 441 2800 5600 3 435 2800 4930 3 219 2300 7000 7000 7720 7600 7000 7790 7800 7000 7720 42 Wyjaśnienie użytych skrótów wykorzystanych opracowań i oznaczeń znajduje się w wykazie skrótów oraz w wykazie literatury (przyp. aut.). 22 3.2.1.2 Biogaz składowiskowy powyżej 200 kW Założenia odnośnie projektu referencyjnego W kategorii T4, instalacji biogazu ze składowisk odpadów (składowiskowego) o mocy powyżej 200 kW jako modelowy przypadek wybrano instalację o mocy zainstalowanej 620 kWel oraz mocy cieplnej 670 kWth. Przy dużej rozpiętości wielkości zrealizowanych inwestycji, moc elektryczna instalacji referencyjnej jest zbliżona do średniej mocy obiektów biogazowych na składowiskach odpadów działających w Polsce tj. 620 kWel. Założenia odnośnie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych W strukturze kosztów inwestycyjnych (CAPEX) największy udział, ok. 60%, stanowią koszty urządzeń, głównie studni oraz agregatów kogeneracyjnych a także koszt montażu instalacji wynoszący ok. 25% nakładów całkowitych. Rysunek 3.3 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX dla instalacji biogazu składowiskowego o mocy powyżej 200 kW W strukturze kosztów eksploatacyjnych największy udział odpowiadający ok. 45% stanowi serwis urządzeń, ponadto ok. 25% stanowią koszty dzierżawy oraz 20% - koszt oleju do układu smarowania agregatu. 23 Rysunek 3.4 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla instalacji biogazu składowiskowego o mocy powyżej 200 kW Dane przyjęte do modelu Dane do modelu obliczeniowego dla biogazowni składowiskowych przyjęto na podstawie ankietowego badania rynku, przeprowadzonego przez IEO, w oparciu o dane z rzeczywistych instalacji o mocy 500 kW oraz 3470 kW. Jako bazową do dalszych analiz przyjęto moc 620 kW, odpowiadającą średniej mocy instalacji występujących obecnie na polskim rynku, opierając się na danych dla instalacji o mocy 500 kW, z uwzględnieniem odpowiedniej korekty oraz po uzupełnieniu niektórych danych na podstawie drugiego obiektu referencyjnego. Tabela 3.4 Dane przyjęte do modelu obliczeniowego dla biogazowni składowiskowych OPIS projektu przyjętego do modelu Liczba ankiet otrzymanych i uznanych za reprezentatywne Moc elektryczna instalacji referencyjnej [MW] Jednostkowe nakłady inwestycyjne CAPEX [tys. zł/MW] Jednostkowe koszty eksploatacyjne OPEX [tys. zł/MW/rok] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] T4 Instalacje biogazu składowiskowego powyżej 200 kW Instalacja o mocy 620 kWel i 670 kWth o mocy 2 0,620 6768 869 8050 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX Założono, że degresja kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych będzie wynosić jak poniżej: 24 Tabela 3.5 Założona, degresja kosztów CAPEX i OPEX dla biogazowni składowiskowych Instalacje składowiskowego powyżej 200 kW o biogazu mocy Średni współczynnik degresji dla CAPEX Średni współczynnik degresji dla OPEX 1,0% 0,5% Porównanie z danymi referencyjnymi Tabela 3.6 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi dla biogazowni składowiskowych CAPEX, [tys. zł/MW] OPEX, [tys. zł/MW/rok] Współczynnik wykorzystania mocy, [h/rok] T4 Instalacje biogazu składowiskowego o mocy powyżej 200 kW Przyjęte do OSR DECC modelu 6768 8700 5869 946 1600 8050 7000 615 3.2.1.3 Biogaz z oczyszczalni ścieków powyżej 200 kW Założenia odnośnie projektu przyjętego do modelu obliczeniowego W kategorii T5, instalacji biogazowych korzystających z surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków o mocy powyżej 200 kW, na podstawie badania rynku przeprowadzonego przez IEO, jako modelowy przypadek wybrano instalację o mocy zainstalowanej 700 kWel oraz mocy cieplnej 756 kWth. Założenia odnośnie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych W strukturze kosztów inwestycyjnych (CAPEX) największy udział, ok. 65%, stanowią koszty urządzeń, gł. agregatów kogeneracyjnych a także koszt prac budowlanych związany m.in. z wykonaniem zbiorników (komór fermentacyjnych), odpowiadający ok. 20% nakładów całkowitych. 25 Rysunek 3.5 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX dla instalacji biogazu z oczyszczalni ścieków o mocy powyżej 200 kW W strukturze kosztów eksploatacyjnych dominują koszty serwisu urządzeń, odpowiadające ok. 78%, natomiast ok. 20% stanowi koszt wymiany urządzeń. Rysunek 3.6 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla instalacji biogazu z oczyszczalni ścieków o mocy powyżej 200 kW Dane przyjęte do modelu Dane do modelu obliczeniowego dla biogazowni przyjęto na podstawie ankietowego badania rynku przeprowadzonego przez IEO, z uwagi na dużą liczbę zgłoszeń i wysoki stopień kompletności danych wybrano jako referencyjne dane ze środka zgłoszonego przedziału. 26 Tabela 3.7 Dane przyjęte do modelu obliczeniowego dla biogazowni na oczyszczalniach ścieków OPIS projektu przyjętego do modelu obliczeniowego Liczba ankiet otrzymanych i uznanych reprezentatywne Moc elektryczna instalacji referencyjnej [MW] T5 Instalacje biogazu na oczyszczalniach ścieków o mocy powyżej 200 kW Instalacja o mocy 700 kWel i 756 kWth za 11 0,700 Jednostkowe nakłady inwestycyjne CAPEX [tys. zł/MW] 18400 Jednostkowe koszty eksploatacyjne OPEX [tys. zł/MW] 623 Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 5900 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX Tabela 3.8 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX dla instalacji biogazu na oczyszczalniach ścieków Średni współczynnik degresji dla CAPEX Średni współczynnik degresji dla OPEX T5 Instalacje biogazu na oczyszczalniach ścieków o mocy powyżej 200 kW 1,0% 1,0% Porównanie z danymi referencyjnymi Tabela 3.9 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi dla biogazowni na oczyszczalniach ścieków CAPEX, [tys. zł/MW] OPEX, [tys. zł/MW] Współczynnik wykorzystania mocy,[h/rok] T5 Instalacje biogazu na oczyszczalniach ścieków o mocy powyżej 200 kW Przyjęte do OSR DECC modelu 18 481 6000 17403 663 1900 517 5900 7000 7998 27 3.2.2. Biomasa Z uwagi na różnorodność badanych rozwiązań technologicznych i stosunkowo niewielką liczbę ankiet zwrotnych w badaniu ankietowym oraz niepełną ich reprezentatywność dla rozważanych technologii konieczne było wykorzystanie innych źródeł. W ustalaniu wielkości poszczególnych kategorii kosztów przyjęto poniższe założenia ogólne. Założenia ogólne: 1. Jednostkowe nakłady inwestycyjne dla instalacji wysokosprawnej kogeneracji są wyższe, 2. Jednostkowy nakład inwestycyjny, o ile nie ma innych przesłanek, maleje ze wzrostem mocy instalacji, 3. Instalacje dedykowane w grupie do 10 MW są w warunkach polskich projektami nowymi, nakłady inwestycyjne są zatem znacząco wyższe, także ze względu na konieczność wybudowania infrastruktury towarzyszącej i pomocniczej. W kategorii mogą zawierać się instalacje ciepłownicze (PEC) zainteresowane tymi inwestycjami i rozpoczynające produkcję energii elektrycznej w skojarzeniu (inwestycja polega wtedy na modernizacji kotła rusztowego i instalacji nowego turbozespołu), 4. Referencyjne instalacje w kategorii 10-50 MW polegają na konwersji kotła węglowego pyłowego na kocioł fluidalny. Nakład inwestycyjny związany z generacją energii elektrycznej jest ograniczony do modernizacji turbiny, 5. Instalacje powyżej 50 MW obejmują budowę nowych bloków. Wykorzystywana jest infrastruktura towarzysząca elektrowni, 6. Dla instalacji spalania wielopaliwowego (współspalania) zakłada się dostosowanie działających kotłów do podawania biomasy. Rozwiązanie techniczne dobierane są ze względu na stan urządzeń i dostępną infrastrukturę pomocniczą. W rezultacie, ze względu na ograniczone nakłady inwestycyjne na dostosowanie działających kotłów oraz duży stopień wykorzystania urządzeń nakłady inwestycyjne są niższe, 7. Jednostkowe koszty OPEX maleją ze wzrostem mocy instalacji. Dla przypadków instalacji z nowymi urządzeniami (T10, T11 ) przyjęto niższe koszty, 8. Dla instalacji pracujących w kogeneracji przyjęto założenie, że produkcja energii elektrycznej, jako bardziej rentowna, ma priorytet nad produkcją ciepła. Produkowana energia elektryczna obliczana jest jako iloczyn wskaźnika wykorzystania mocy (h/rok) i mocy elektrycznej (MWel)43 Z uwagi na sezonowy charakter zapotrzebowania na ciepło przyjęto założenie, że sprzedaż ciepła jest niższa, niż wynika to z osiągalnej mocy cieplnej w kogeneracji, 9. Jednostkowe ceny biomasy przyjęto niższe dla instalacji mniejszych ze względu na rosnące z wielkością zapotrzebowania ceny zakupu i koszty logistyki44. Ze względu na niepełne dane źródłowe, należało je uspójnić i przyjąć jednolite dla wszystkich technologii energetycznego wykorzystania biomasy założenia dotyczące wysokości i struktury nakładów inwestycyjnych i kosztów operacyjnych, odpowiadające strukturze danych wejściowych do modelu ekonomicznego. Dane wejściowe wymagają pewnej agregacji parametrów dla poszczególnych inwestycji. Poniższa tabela 3.10 przedstawia zestawienie wartości parametrów przyjętych do obliczeń w modelu, z wyłączeniem spalania wielopaliwowego, które ze względu na specyfikę technologii wymagało nieco innego modelu obliczeń i większej liczby założeń. Przez moc elektryczną rozumiana jest moc elektryczna netto, zgodnie z definicją mierzona na wyjściu z elektrowni. Najważniejsze czynniki wzrostu związane są z rosnącym udziałem biomasy „agro”, kryteriami zrównoważonej produkcji i obowiązku certyfikacji biomasy oraz kosztami obsługi i magazynowania. Dla mniejszych mocy instalacji, zaopatrywanych na lokalnych rynkach biomasy, koszty będą stabilniejsze. 43 44 28 Tabela 3.10 Zestawienie danych przyjętych do modelu ekonomicznego spalania biomasy w instalacjach dedykowanych lub hybrydowych Moc elektryczna MW Moc cieplna MW Sprawność % wytwarzania energii elektrycznej CAPEX tys. zł/MW OPEX tys. zł/MW Cena netto zł/MWh biomasy 2013 Koszt zużytej zł/GJ biomasy przy wyprodukowaniu 1 MWh energii elektrycznej Współczynnik h/rok wykorzystania mocy T6 T7 T8 T9 T10 T11 biomasa do 10 MW 7 biomasa CHP do 10 MW 7 biomasa 10-50 MW 30 biomasa CHP 1050 MW 30 biomasa pow. 50 MW 50 biomasa CHP pow. 50 MW 50 10 40 70 36% 25% 36% 25% 37% 25% 14000 200 250 15 000 250 360 5 000 100 260 6 000 150 374 6 500 100 277 8 500 130 410 25 25 26 26 28,5 28,5 7200 7200 7500 7000 7500 7500 Ze względu na specyfikę inwestycji, w przypadku współspalania, do obliczenia kosztu energii wyprodukowanej z biomasy LCOE* oraz analogicznego współczynnika korekcyjnego WKb zastosowano zmodyfikowany, w stosunku do wszystkich innych technologii model i sposób obliczeń (Załącznik 2). Specyfika wynika z innego modelu biznesowego, który polega na dołączeniu do istniejącego obiektu dodatkowej infrastruktury. Przepływy finansowe w stosunku do instalacji dedykowanych różnią się przede wszystkim tym, że efektem prowadzenia współspalania jest nie tylko produkcja energii elektrycznej z biomasy ale również zmniejszenie produkcji energii elektrycznej z paliwa podstawowego (węgla brunatnego lub węgla kamiennego). Bazowe analizy przeprowadzono na przykładzie inwestycji polegającej na dobudowania infrastruktury do współspalania biomasy w funkcjonującej elektrowni na węgiel brunatny. W odniesieniu do przyjętego metody obliczania kosztu energii LCOE* i wysokości współczynnika korekcyjnego dla nowej instalacji spalania biomasy dobudowanej do istniejącej elektrowni węglowej należy brać pod uwagę praktykę eksploatacyjną odpowiadającą wszystkim innym analizowanym typom inwestycji OZE: : • stały, 15-letni okres obliczeniowy, • stały roczny wolumen produkcji energii w całym okresie eksploatacji. Analizowane były nowe inwestycje w technologie współspalania w latach 2014-2020, które mogą (choć nie muszą), być skorelowane z planowanymi przez rząd inwestycjami w nowe moce na węglu brunatnym (odpowiednio 0,8 GW do 2015 roku i 1,2 GW do 2020 roku). Przyjęto założenie, że urządzenia do spalania biomasy dobudowywane są w elektrowniach o zoptymalizowanych kosztach węgla brunatnego w latach 2014-2018. Koszty te oparto na analizach dotyczących pozyskania paliwa z eksploatacji najbardziej obiecujących nowych złóż węgla. Brak danych ankietowych z systemowych elektrowni współspalających biomasę, 29 spowodował konieczność bazowania na danych literaturowych, wyczerpująco dokładnie opisujących aktualną sytuację na rynku i koszty nowych inwestycji. Tabela 3.11 zawiera dane przyjęte wejściowe do analiz ekonomicznych współspalania biomasy z węglem (T12), analogiczne do przedstawionych dla innych technologii spalania biomasy w systemach dedykowanych (T6-T11), ale z uwzględnieniem danych kosztowych dla elektrowni węglowych, które umożliwiają badanie wpływu, jaki produkcja energii z biomasy wywiera na produkcję energii z węgla brunatnego i na przepływy finansowe z tego tytułu. Założono, że w przypadku współspalania biomasy w elektrowniach na węgiel brunatny, dodanie 10% biomasy do paliwa podstawowego nie wpływa na sprawność wytwarzania energii elektrycznej ani na wielkość produkcji energii elektrycznej w danym bloku energetycznym. Tabela 3.11 Zestawienie danych i przeliczeń przyjętych do modelu dla spalania biomasy w układach spalania wielopaliwowego. Źródło: opracowanie własne, dane dot. kosztów węgla brunatnego wg Czopek i Trzaskuś-Żak ‘2011. T12 biomasa współspalanie Moc elektryczna MW 120 Udział biomasy % 10 Sprawność wytwarzania energii elektrycznej % 36 CAPEX OPEX Cena biomasy Koszt węgla brunatnego Koszt zużytej biomasy przy wyprodukowaniu 1 MWh energii elektrycznej Koszt zużytego węgla brunatnego przy wyprodukowaniu 1 MWh energii elektrycznej Współczynnik wykorzystania mocy tys. zł/MW tys. zł/MW zł/GJ zł/GJ zł/MWh 200 100 28,5 5,6 285 zł/MWh 5645 h/rok 7000 Przyjętą strukturę kosztów przedstawia tabela 3.12 i rysunek 3.7. Tabela 3.12 Założona struktura udziału kosztów inwestycyjnych CAPEX dla wszystkich analizowanych instalacji spalania biomasy OPIS T6 T7 T8 T9 T10 biomasa <10 MW biomasa – kogeneracja <10 MW biomasa 10-50 MW biomasa – kogeneracja 10-50 MW biomasa > 50 MW Przygotowan ie projektu,% Koszt urządzeń, % Koszt prac budowlanych i urządzeń związ. z fund.,% Koszt przyłącza do sieci, % Pozostałe koszty 1 1 45 45 50 50 2 2 2 2 3 3 34 34 34 34 0 0 29 29 1 45 50 0 4 45 Jednostkowy koszt wydobycia węgla brunatnego ze złoża Legnica Zachód, na podstawie danych Czopek i Trzaskuś-Żak ‘2011, po zdyskontowaniu wartości na rok 2013. 30 T11 T12 biomasa kogeneracja>50 MW biomasa - współspalanie Rysunek 3.7 Założona struktura wykorzystujących biomasę 1 45 50 0 4 8 25 25 0 42 kosztów inwestycyjnych CAPEX dla technologii Zgodnie z przyjętymi założeniami ogólnymi, struktura kosztów inwestycyjnych wynika z zakresu inwestycji, czy instalacja jest budowana od podstaw, czy też modernizowana jest istniejąca. Dla rozwiązań, które wykorzystują istniejącą infrastrukturę koszty przyłączenia do sieci zostały pominięte. Koszty paliwa Pozostałe koszty Rysunek 3.8 Struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX przyjęta do obliczeń 31 W strukturze kosztów eksploatacyjnych podstawowym kosztem są koszty paliw. Zakres inwestycji w poszczególnych technologiach. • T6 biomasa do 10 MW Zakres inwestycji obejmuje nową, autonomiczną instalację budowaną łącznie z infrastrukturą pomocniczą. • T7 biomasa CHP do 10 MW Zakres inwestycji obejmuje: 1. Nową, autonomiczną instalację, lub 2. Modernizację kotła węglowego rusztowego i nowy turbozespół w zakładzie energetyki cieplnej. • T8 biomasa 10- 50 MW Zakres inwestycji obejmuje: 1. Konwersję kotła węglowego na biomasowy, 2. Modernizowane są turbiny, generator może być wymieniony, modernizowane są urządzenia i instalacje elektryczne związane z wyprowadzaniem mocy, 3. Modernizowane i dostosowywane są inne elementy infrastruktury elektrowni (komin, chłodnie, instalacje sterowania itp.). • T9 biomasa CHP 10- 50 MW Zakres inwestycji obejmuje: 1. Konwersję lub wymianę kotła węglowego na biomasowy (fluidalny) wraz z modernizacjami turbogeneratora i pozostałych instalacji, 2. Budowę bloku energetycznego w działającej elektrociepłowni (kocioł fluidalny na biomasę), z wykorzystaniem części infrastruktury pomocniczej (m.in. turbogenerator), 3. Kocioł pyłowy jest przebudowany i konwertowany na kocioł pracujący w układzie dedykowanym lub hybrydowym, w którym spalana jest biomasa. • T10 biomasa pow. 50 MW Zakres inwestycji obejmuje budowę nowego bloku energetycznego (z kotłem fluidalnym, turbiną kondensacyjna i generatorem), z wykorzystaniem części infrastruktury pomocniczej elektrowni.46 • T11 biomasa CHP pow. 50 MW 46 Instalację referencyjną może ilustrować projekt „Budowa kotła na biomasę w TAURON Wytwarzanie S.A. – Oddział Elektrownia Jaworzno III – Elektrownia II” . W TAURON Wytwarzanie SA – O. Elektrownia Jaworzno II – Elektrownia II zbudowana została jednostka wytwórcza OZE o mocy elektrycznej 50 MW zasilana paliwem biomasowym. Wg informacji inwestora, ze względu na istniejącą infrastrukturę układów pomocniczych elektrowni Jaworzno II, przewidywane było wykorzystanie części infrastruktury dla potrzeb nowej jednostki OZE, przy poddaniu ich jedynie niezbędnym modernizacjom i remontom. W ramach projektu wybudowano nowy kocioł fluidalny wraz z układem rozładunku, składowania i podawania biomasy. Nowy kocioł współpracuje z istniejącą turbiną TG1, która była połączona z kotłem K4, wyłączonym z eksploatacji. Nowy blok OZE (kocioł fluidalny – turbozespół TG1) pracuje w trybie kondensacyjnym – produkując zieloną energię elektryczną. Podstawowym paliwem dla nowego kotła fluidalnego ma być biomasa „leśna” oraz biomasa „agro”. Kocioł ma możliwość spalania biomasy „agro” do 25% masowo (przy średniomiesięcznym udziale min. 20%) w mieszaninie paliwa biomasowego. Ma to na celu uzyskanie wymaganych udziałów masowych biomasy „agro” do „leśnej” w wysokości 20% do 80% w mieszaninie paliwa na koniec okresu rozliczeniowego. Całkowita wartość projektu wyniosła 282.470.580 zł. Na podstawie informacji o projekcie z: http://www.pke.pl/sites/default/files/oze_jaworzno_.pdf 32 Zakres inwestycji obejmuje budowę nowego bloku energetycznego (z kotłem fluidalnym, turbiną kondensacyjną z upustami ciepłowniczymi i generator) z wykorzystaniem części infrastruktury pomocniczej elektrociepłowni. • T12 biomasa współspalanie Zakres inwestycji obejmuje dostosowanie kotła pyłowego do spalania biomasy (np. wymianę palników, budowę instalacji spalania wstępnego), wraz z dostosowaniem instalacji pomocniczych (magazynowanie i podawanie paliwa). Do analizy przyjęto, że typowa instalacja w której ma miejsce współspalanie składa się z bloku lub bloków o mocy 120 MW, a maksymalny udział biomasy w mieszance z paliwem podstawowym wynosi 10%. W tabeli 3.13 zestawiono dane wejściowe przyjęte do obliczeń na podstawie badań ankietowych i analiz z danymi referencyjnymi z oceny skutków regulacji (OSR) dla projektu ustawy o OZE oraz z danymi z literatury światowej. Tabela 3.13 Porównanie wartości przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi CAPEX, tys.zł/MW OPEX, tys. zł/MW Współczynnik wykorzystania mocy, h/rok T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 Przyjęte do modelu 14000 15 000 5 000 6 000 6 500 8 500 200 2 000 2 842 2 050 2 771 2 180 3 208 1 703 7200 7200 7500 7000 7500 7500 7000 OSR47 14000 15000 13000 14000 13000 13000 0 1900 2900 1700 2600 2200 2200 1700 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 IRENA48 5978-13547 11289-21688 6901-14310 11289-21688 6900-14310 11289-21688 445-2703 191-414 361-1019 207-859 339-1301 207-859 339-1301 13-162 DECC49 12866-19106 17370-24879 818-5378 17370-24879 11145-13823 17370-24879 818-5838 600-1240 694-1354 228-248 694-1355 516-1061 694-1355 228-248 3.2.3 Biopłyny do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła Założenia odnośnie projektu referencyjnego Dla technologii T13, opartej na spalaniu biopaliw płynnych w kogeneracji, która jest na bardzo wczesnym etapie rozwoju w Polsce, natomiast osiągnęła już dojrzałość rynkową w Niemczech, jako instalację referencyjną, odpowiadającą krajowym realiom, wybrano projekt o mocy 25 MWel oraz mocy cieplnej 16 MWth , planowanej do realizacji przez jeden z krajowych koncernów (Ministerstwo Gospodarki, 2012) (Lempp P. i in., 2013), (IRENA, 2012), do przeliczeń zastosowano kurs 1 zł = 3,18 USD 49 (Department of Energy and Climate Change and ARUPT, 2011), do przeliczeń zastosowano kurs 1 zł = 4,96 £ 47 48 33 energetycznych, oparty na koncepcji budowy bloku kogeneracyjnego zasilanego olejami roślinnymi, głównie olejem rzepakowym. Dodatkowo, jako dane uzupełniające do stworzenia założeń i opracowania modelu rynkowego instalacji na biopaliwa płynne, przyjęto dane z rynku niemieckiego, gdzie rozpowszechnione są systemy kogeneracyjne na tego typu paliwa. Relatywnie wysoki koszt inwestycyjny tej technologii oraz znaczny koszt eksploatacyjny, wynikający z konieczności pozyskania biopaliw, przełożył się na założenie, że w pierwszej kolejności największą opłacalność zdobędą inwestycje większej skali o charakterze komunalnym lub przemysłowym. W obiektach tych zarówno charakter instalacji jak i rodzaj stosowanego paliwa będzie istotnie determinował lokalizację zakładu oraz możliwości wykorzystania lub sprzedaży wytworzonych nośników energii, w tym również wytwarzanego ciepła, zwiększając w ten sposób rentowność inwestycji, dlatego założono jako standardowe rozwiązanie wykorzystanie w ww. systemach kogeneracji. Założenia odnośnie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych Z uwagi na utrudnienia w pozyskaniu rzeczywistych danych rynkowych dla działających instalacji, do obliczeń dla elektrociepłowni na biopłyny przyjęto zagregowaną wartość nakładów inwestycyjnych na podstawie danych szacunkowych dla wybranego projektu referencyjnego, przy czym w strukturze (CAPEX) największy udział stanowią koszty agregatu CHP. Pozostałe składniki nakładów inwestycyjnych dla systemów kogeneracyjnych dla biopłynów stanowią: izolacja akustyczna, katalizator, układ smarowania, sterowanie i automatyka, wentylacja oraz koszt prac budowlanych. Udział kosztu agregatu w stosunku do pozostałych składników kosztów projektu rośnie dla instalacji o wyższej mocy i może dochodzić do ok. 90% wartości nakładów. W strukturze kosztów eksploatacyjnych, zdecydowanie dominują koszty zakupu biopaliw, które mogą stanowić nawet ok. 96% kosztów całkowitych. Według danych z rynku niemieckiego największe zastosowanie jako paliwo w systemach kogeneracyjnych na biopłyny mają gł. oleje roślinne, z dużym udziałem olejów rzepakowych. Do szczegółowej analizy ekonomicznej przyjęto jako surowiec oleje roślinne. Do obliczeń założono cenę paliwa na poziomie 3700 zł/t na podstawie prognozy OECD-FAO Agricultural Outlook 2012-202150 . 50 OECD-FAO Agricultural Outlook 2012-2021, http://www.keepeek.com/Digital-AssetManagement/oecd/agriculture -and-food/oecd-fao-agricultural-outlook-2012_agr_outlook-2012-en 34 Rysunek 3.9 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla systemów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła na biopłyny Dane przyjęte do modelu Dane do modelu obliczeniowego dla systemów kogeneracyjnych na biopłyny przyjęto na podstawie opracowania wykonanego przez Instytut Energetyki Odnawialnej dla PGE Elektrociepłownia Rzeszów S.A.51 z uwzględnieniem wyników raportu „Analiza możliwości wprowadzenia systemu Feed-in tariff dla mikro i małych instalacji OZE”, wykonanej przez Instytut Energetyki Odnawialnej na zlecenie Ministerstwa Gospodarki52. Tabela 3.14 Zestawienie danych przyjętych do modelu dla biopłynów OPIS projektu referencyjnego Liczba ankiet otrzymanych i uznanych za reprezentatywne Moc elektryczna instalacji referencyjnej [MW] T13 Kogeneracja na biopaliwa płynne Instalacja o mocy 25 MWel i 16 MWth 0 25 Jednostkowe nakłady inwestycyjne CAPEX [tys. zł/MW] 6 505 Jednostkowe koszty eksploatacyjne OPEX [tys. zł/MW/rok] 5 696 Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 8000 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX W przypadku degresji kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych, założono, że średni współczynnik degresji CAPEX będzie wynosił 1,5 %, natomiast dla OPEX przyjęto że parametr ten osiągnie wartość (+)0,8%, z uwagi na spodziewany wzrost cen paliwa zgodnie z prognozą Porównanie opłacalności ekonomicznej i ryzyka inwestycji wykorzystującej olej rzepakowy do wytwarzania energii elektrycznej oraz do produkcji biodiesla, Praca badawcza wykonana dla PGE Elektrociepłownia Rzeszów S.A., Instytut Energetyki Odnawialnej, 2008 r. 52 Analiza możliwości wprowadzenia systemu Feed-in tariff dla mikro i małych instalacji OZE, Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa, 2012 r. 51 35 OECD-FAO oraz transportu o ok. 1,5% w skali roku, korygowany przez jednoczesny stopniowy spadek cen serwisu oraz niektórych materiałów eksploatacyjnych. Tabela 3.15 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX dla biopaliw płynnych Kogeneracja na biopaliwa płynne Średni współczynnik degresji dla CAPEX 1,5% Średni współczynnik degresji dla OPEX (+)0,8%53 Porównanie z danymi referencyjnymi Przyjęte wartości danych wejściowych do modelu porównano z danymi referencyjnymi, zwłaszcza z danymi zamieszczonymi w ocenie skutków regulacji (OSR) ostatniego projektu Ustawy OZE (z dn. 9.10.2012). W OSR założono współczynnik wykorzystania mocy na poziomie 7000 h/rok, jednak w nawiązaniu do zebranych danych rynkowych, uznano za zasadne przyjęcie tego parametru na poziomie 8000 h/rok dla instalacji o mocy powyżej 1 MW54. Założenia przyjęte do modelu obliczeniowego w porównaniu z danymi referencyjnymi w zakresie wartości CAPEX są ok. 50 % niższe niż w OSR natomiast dla OPEX o ok. 50 % wyższe od danych z OSR, natomiast przyjęty CAPEX odpowiada danym brytyjskim dla projektów o skali większej od 10 MW. Tabela 3.16 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi dla kogeneracji na biopłyny CAPEX, [tys. zł/MW] OPEX, [tys. zł/MW] Współczynnik wykorzystania mocy, [h/rok] T13 Kogeneracja na biopaliwa płynne Przyjęte do OSR DECC 55 modelu 6 505 13 000 6 200 5 696 2 200 8000 7 000 838 3.2.4 Energetyka wiatrowa Założenia odnośnie projektu referencyjnego Dla poszczególnych kategorii projektów wiatrowych, jako projekt referencyjny wybrano: • w kategorii T14, 200-500 kW, pojedynczą turbinę wiatrową o mocy 275 kW; dane wejściowe do modelu odpowiadają parametrom dostępnej na rynku nowej turbiny, • w kategorii T15, powyżej 500 kW analizowano przykładowy projekt farmy wiatrowej o mocy 40 MW, w oparciu o informacje od uczestników rynku (wyniki ankietyzacji rynku przeprowadzonej przez IEO). Założenia odnośnie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych 53 Wartość dodatnia oznacza wzrost danej kategorii kosztów. Analiza możliwości wprowadzenia systemu Feed-in tariff dla mikro i małych instalacji OZE, Instytut Energetyki Odnawialnej, Warszawa, 2012 r. 55 Department of Energy and Climate Change and ARUPT, „Review of the generation costs and deployment potential of renewable electricity technologies in the UK.” 2011. 54 36 Struktura przyjętych do modelowania kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych przedstawiona została na poniższych rysunkach. W strukturze kosztów inwestycyjnych (CAPEX), dla dużych projektów wiatrowych znacznie wyższy udział mają koszty przygotowania projektu oraz przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. W przypadku turbin wiatrowych 200500 kW, koszt zdominowany jest przez zakup i montaż urządzeń, oraz prace budowlane. Rysunek 3.10 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX w przypadku energetyki wiatrowej 200-500 kW oraz powyżej 500 kW W strukturze kosztów eksploatacyjnych, w przypadku mniejszych, pojedynczych turbin wiatrowych znacznie większe znaczenie niż w przypadku farm wiatrowych mają składniki związane z zarządzaniem bieżącą pracą instalacji oraz kosztami ubezpieczenia. Z kolei dla dużych farm wiatrowych istotne koszty dotyczą bilansowania i dzierżawy gruntu pod farmę wiatrową. W strukturze kosztów eksploatacyjnych w obu przypadkach dominują koszty serwisu urządzeń. 37 Rysunek 3.11 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla projektów wiatrowych o mocy 200-500 kW oraz powyżej 500 kW Dane przyjęte do modelu Dane wykorzystane dla technologii turbin wiatrowych średniej mocy (T14) opracowano na podstawie informacji reprezentatywnego europejskiego producenta turbin z zakresu mocy 200500 kW. Dla farm wiatrowych przyjęto: • Referencyjną wielkość farmy wiatrowej 40 MW, na podstawie nadesłanych ankiet oraz informacji o typowej skali projektów wiatrowych rozwijanych w Polsce, • Jednostkowe nakłady inwestycyjne na poziomie najniższych kosztów CAPEX podawanych dla farmy wiatrowej o mocy zbliżonej do projektu referencyjnego, • Koszty eksploatacyjne na podstawie najbardziej kompletnych kosztów podanych w otrzymanych ankietach dla projektów zbliżonych do projektu referencyjnego, • Współczynnik wykorzystania mocy na poziomie średniego współczynnika podawanego w ankietach dla nowych projektów o skali zbliżonej do referencyjnej farmy wiatrowej. Tabela 3.17 Założenia modelowe dla technologii energetyki wiatrowej OPIS rozważanego projektu referencyjnego Liczba ankiet otrzymanych i uznanych za reprezentatywne Moc elektryczna instalacji referencyjnej Jednostkowe nakłady inwestycyjne CAPEX Jednostkowe nakłady eksploatacyjne OPEX Współczynnik wykorzystania mocy T14 Energetyka wiatrowa 200-500 kW Pojedyncza turbina wiatrowa o mocy 275 kW 0 T15 Energetyka wiatrowa powyżej 500 kW Farma wiatrowa 40 MW 19 MW 0,275 40 tys. zł/MW 7055 6390 218 194 2000 2400 tys. zł/MW/r ok h/rok 38 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX W przypadku degresji kosztów, założono, że: • W przypadku kategorii T14, należy oczekiwać głównie spadku kosztów inwestycyjnych, związanego z efektem skali oraz rozwojem sektora usług w zakresie budowy i montażu instalacji; ponadto wraz ze wzrostem mocy zainstalowanej można spodziewać się korzystniejszych ofert w zakresie serwisowania oraz obsługi tego sektora, • Dla kategorii T15 oczekiwany jest głównie spadek kosztów usług budowlanomontażowych; równocześnie jednak wzrastać mogą koszty przyłączenia do sieci elektroenergetycznej, co spowolni degresję kosztów. Tabela 3.18 Współczynniki degresji CAPEX i OPEX dla energetyki wiatrowej Energetyka wiatrowa 200- Energetyka wiatrowa powyżej 500 kW 500 kW Średni współczynnik degresji 2% 1% dla CAPEX Średni współczynnik degresji 0,5% 0,5% dla OPEX Porównanie z danymi referencyjnymi Założone dane wejściowe porównano z danymi referencyjnymi. W szczególności wykorzystane zostały informacje zamieszczone w ocenie skutków regulacji (OSR) ostatniego projektu Ustawy OZE (z dn. 9.10.2012). Dodatkowo, w przypadku technologii turbin wiatrowych 200-500 kW dokonano porównania z danymi z Wielkiej Brytanii, gdzie technologia „średnich” turbin wiatrowych wyodrębniona jest w systemie wsparcia. Koszty i wydajność dla turbin wiatrowych powyżej 500 kW zestawiono z danymi pochodzącymi z opracowań IRENA (dla krajów Europy Wschodniej), DECC (UK) oraz NREL (USA). Zarówno koszty inwestycyjne, jak i eksploatacyjne przyjęte w modelu stosowanym w niniejszej pracy mieszczą się w zakresach podanych w materiałach referencyjnych, z uwzględnieniem specyfiki krajowej (współczynniki wykorzystania mocy). Tabela 3.19 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi 200-500 kW Powyżej 500 kW 56 Przyjęte OSR DECC Przyjęte OSR IRENA57 NREL do do modelu modelu CAPEX, tys. 7055 6800 7350 6390 6200 42006320 zł/MW 8100 OPEX, tys. 218 150 200 194 175 113190 58 zł/MW 230 Wsp. 2000 2000 2400 2200 17502600 wykorzystania 2650 mocy, h/rok 56 UK Department of Energy and Climate Change “Review of the generation costs and deployment potential of renewable electricity technologies in the UK”, Study Report 57 Dane dla Europy wschodniej 58 207 tys. PLN/MW dla Niemiec 39 3.2.5 Energetyka wodna Założenia odnośnie projektu referencyjnego Z uwagi na niewielką liczbę ankiet zwrotnych w badaniu ankietowym oraz niepełną ich reprezentatywność dla niektórych zakresów mocy elektrowni wodnych konieczne było wykorzystanie innych źródeł literaturowych. W analizie uwzględniono przypadki małych elektrowni wodnych wybudowanych na istniejących jazach wodnych, które zostały poddane kompleksowej wymianie infrastruktury. Dane pozyskano od Towarzystwa Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych oraz Wojewódzkich Funduszy Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Tylko połowa ankiet została wypełniona kompletnie (zachowując strukturę CAPEX i OPEX), natomiast pozostała cześć zawierała niepełne dane dot. nakładów inwestycyjnych oraz brak kosztów eksploatacyjnych. Dane przyjęte do modelu Z otrzymanych ankiet wyselekcjonowano zbiór danych wejściowych do modelu obliczeniowego: Tabela 3.20 Dane wejściowe do modelu dla elektrowni wodnych T16 - Elektrownie wodne o mocy poniżej 75 kW Opis projektu referencyjnego Liczba ankiet otrzymanych i uznanych za reprezentatywne Moc instalacji referencyjnej [MW] Jednostkowe nakłady inwestycyjne – CAPEX [tys. zł / MW] Jednostkowe koszty eksploatacyjne– OPEX [tys. zł / MW] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] Elektrownia wodna o mocy 70 kW T17 - Elektrownie wodne o mocy 75 – 1000 kW Elektrownia wodna o mocy 500 kW T18 - Elektrownie wodne o mocy 1000 – 5000 kW Elektrownia wodna o mocy 3200 kW 2 2 259 0,07 0,50 3,20 17 164 14 965 15 918 652 232 145 3 900 3 900 3 900 Do obliczeń w modelu przyjęto dane z ankiet, które posiadały charakterystyczną strukturę nakładów inwestycyjnych, tzn. wraz ze wzrostem mocy elektrowni, rósł także udział kosztów związanych z infrastrukturą na stałe związaną z gruntem (jaz, budynek elektrowni, przepławka, drogi dojazdowe itp.), natomiast malały nakłady odnoszące się do urządzeń (turbozespół). W nakładach inwestycyjnych uwzględniono przygotowanie instalacji do pracy systemowej oraz koszty przyłączenia do sieci. Pozostałe koszty dotyczą m. in. prac montażowych oraz zakupu gruntów. Dane dla elektrowni 70 kW, przyjęto w całości z ankiety. Natomiast z uwagi na niereprezentatywność ankiet w kategorii T17 i T18 dokonano ekstrapolacji nakładów inwestycyjnych w pierwszym przypadku oraz kosztów eksploatacyjnych w przypadku drugim do poziomów odpowiadających wartościom literaturowym oraz OSR. 59 Jedna z nadesłanych ankiet dotyczyła instalacji o mocy 60-70 MW i jako niereprezentatywna nie została uwzględniona. 40 Szczegółowa struktura nakładów inwestycyjnych przedstawiona została na poniższym rysunku. Rysunek 3.12 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX w przypadku energetyki wodnej Na kolejnym rysunku przedstawiono natomiast koszty związane z eksploatacją elektrowni wodnych. Rysunek 3.13 Założona struktura kosztów OPEX w przypadku energetyki wodnej 41 Dominującym kosztem w każdym wariancie mocy jest koszt związany z obsługą obiektu, serwisem urządzeń Przy dużych projektach niezbędna jest stała obsługa elektrowni przez wykwalifikowany personel, który zachowuje ciągłość produkcji energii poprzez monitoring turbozespołu oraz urządzeń hydrotechnicznych elektrowni. Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX Dla technologii małej energetyki wodnej założono, że degresja spadku kosztów nie będzie miała miejsca, ze względu na fakt, że jest to dojrzała technologia. Natomiast z uwagi na ograniczony potencjał rozwoju małych elektrowni wodnych w Polsce (1-3 nowe obiekty na rok), założono dodatni współczynnik indeksacji kosztów dla kolejnych lat. Tabela 3.21 Założony współczynnik degresji kosztów dla technologii energetyki wodnej Wartość współczynnika degresji Średni współczynnik indeksacji dla nakładów T16 0% inwestycyjnych – CAPEX T17 (+)1%60 T18 (+)1% Średni współczynnik indeksacji dla kosztów 0% eksploatacyjnych - OPEX Porównanie danych wejściowych do modelu z danymi referencyjnymi Dokonano porównania i zestawienia danych wejściowych, użytych do modelu, z danymi referencyjnymi pochodzącymi z następujących źródeł: • Ocena skutków regulacji (OSR), • Opracowanie IRENA, • Opracowanie IEA, • Opracowanie DECC - Departamentu Energii i Klimatu Wielkiej Brytanii. Tabela 3.22 Dane referencyjne dla małych elektrowni wodnych o mocy do 75 kW OSR IRENA 61 Dane wejściowe do 1. modelu CAPEX [tys. zł/MW] OPEX [tys. zł/MW] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 9 000 14 900–18 200 17 164 1350 650-910 652 3 500 - 3 900 Tabela 3.23 Dane referencyjne dla małych elektrowni wodnych o mocy 75 – 1 000 kW OSR IRENA61 IEA62 Dane wejściowe do modelu CAPEX [tys. zł/MW] OPEX 14 000 14900-18200 8300-33000 14 965 600 250-480 170-300 232 60 Wartość dodatnia oznacza wzrost danej kategorii kosztów w czasie. http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/Renewable_Power_Generation_Costs.pdf 62 http://www.iea-etsap.org/web/e-techds/pdf/e07-hydropower-gs-gct.pdf 61 42 [tys. zł/MW] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 3 900 - 3500-5300 3 900 Tabela 3.24 Dane referencyjne dla małych elektrowni wodnych o mocy 1 000 – 5 000 kW OSR IRENA61 IEA62 DECC63 Dane wejściowe do modelu CAPEX [tys. zł/MW] OPEX [tys. zł/MW] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 16 000 10500-13240 6600-24800 13800 15 918 700 116-132 150-280 68-343 145 4 300 - 3000-4900 - 3 900 3.2.6 Geotermia Założenia odnośnie projektu referencyjnego Jako projekt referencyjny wybrano instalację pracującą w systemie binarnym ORC z koniecznością wykonania nowego odwiertu do wody o temperaturze 90-95 0C. Założenia odnośnie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych W strukturze kosztów inwestycyjnych (CAPEX), dla geotermalnej siłowni binarnej znaczny udział mają koszty odwiertów. W niniejszej analizie przyjęto dolną granicę kosztów wykonania odwiertów w warunkach polskich (12 mln zł), zakładając, że w pierwszej kolejności będą realizowane najbardziej ekonomiczne instalacje. Ze względu na znacznie niższą temperaturę wód geotermalnych w Polsce niż w przypadku instalacji referencyjnych (dane zagraniczne) oraz ograniczony zakres pracy nie analizowano możliwości instalowania układów niskotemperaturowych na istniejących otworach geotermalnych wykorzystywanych dotychczas do produkcji ciepła. Całkowita wysokość nakładów inwestycyjnych wynosi dla geotermalnej siłowni binarnej o mocy 1 MW 17,95 mln zł. W strukturze kosztów eksploatacyjnych, znaczenie mają nie tylko koszty konserwacji i obsługi urządzeń (m.in. pompowanie, zatłaczanie, filtrowanie), w wysokości 30 cEUR/kWh, ale również koszty opłat koncesyjnych za wydobywanie wód geotermalnych. Przyjęto jednak, że zostanie utrzymana zerowa stawka opłaty eksploatacyjnej. Całkowita wysokość kosztów eksploatacyjnych wynosi dla geotermalnej siłowni binarnej o mocy 1 MW 9,45 mln zł/rok. Dane przyjęte do modelu Tabela 3.25 Dane przyjęte do modelu dla siłowni geotermalnej T19 OPIS rozważanego projektu referencyjnego geotermalna siłownia binarna o mocy 1 MW 63 https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/42843/3237-cons-ro-bandingarup-report.pdf 43 T19 Liczba ankiet otrzymanych i uznanych za reprezentatywne Moc elektryczna instalacji referencyjnej Jednostkowe nakłady inwestycyjne CAPEX Jednostkowe nakłady eksploatacyjne OPEX Współczynnik wykorzystania mocy 064 MW tys. zł/MW tys. zł/MW/r ok h/rok 1 MW 17 950 9 450 7500 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX W przypadku kategorii T19, należy oczekiwać głównie spadku kosztów odwiertów wraz z rozwojem rynku, jednak ponieważ do analizy przyjęto dolny pułap kosztów odwiertu, spadku tego nie uwzględniono w postaci współczynników degresji. Porównanie z danymi referencyjnymi O dane referencyjne wystąpiono do Polskiego Stowarzyszenie Geotermicznego (PSG)65. Uzyskano informacje nt. instalacji funkcjonujących za granicą. CAPEX dla systemów binarnych wynosi od 1,2 do 2,4 tys. USD/kW mocy zainstalowanej (bez wliczania nakładów niezbędnych na wykonanie nowej infrastruktury geotermalnej - otwory, pompy eksploatacyjne, otwory chłonne, stacje filtrów, wymienniki). Według danych PSG koszt wiercenia do głębokości 2-3 km wynosi w Polsce od kilkunastu do nawet 30 mln zł, w zależności m.in. od układu geologicznego. Koszty zależne są nie tylko od głębokości, ale również od warunków geologicznych. Ostatnio wykonane odwierty w Toruniu (3 km, 28 mln zł)66, jak i nowy odwiert w Bańskiej Niżnej mieszczą się w tym zakresie (koszt trzeciego odwiertu geotermalnego w Bańskiej Niżnej o głębokości 3,4 km, z temperaturą wody 95 °C to 20 mln zł). Natomiast OPEX dla systemów binarnych podawany jest wg źródeł referencyjnych na poziomie 30 cEUR/kWh/rok. 3.2.7 Fotowoltaika Założenia odnośnie projektu referencyjnego Z dostarczonych ankiet, do dalszej analizy wybrano, przedstawione w poniższej tabeli, projekty referencyjne: Tabela 3.26 Wybrane referencyjne projekty fotowoltaiczne Kategoria Opis Wybrane dane T20 Elektrownie fotowoltaiczne o mocy 100 Wybrano projektowaną elektrownię 64 Otrzymano jedną ankietę która przygotowana została przez stowarzyszenie branżowe i zawierała informacyjne przeglądowe, wykorzystane w analizie. Nie funkcjonuje w Polsce instalacja siłowni geotermalnej. 65 PSG Beata Kępińska: odpowiedź na pismo IEO z dnia 26.06.2012 r. dot. możliwości wprowadzenia taryf gwarantowanych oraz świadectw pochodzenia dla energii wytwarzanej w siłowniach geotermalnych binarnych 66 http://www.mg.gov.pl/files/upload/16817/2.Ministerstwo%20Srodowiska_promowanie%20geotermii.pdf 44 T21 T22 – 1000 kWp instalowane na budynkach Elektrownie fotowoltaiczne o mocy 100 – 1000 kWp instalowane na gruncie Elektrownie fotowoltaiczne o mocy 1000 – 2000 kWp instalowane na gruncie fotowoltaiczną o mocy 630 kWp Wybrano projektowaną elektrownię fotowoltaiczną o mocy 990 kWp Wybrano projektowaną elektrownię fotowoltaiczną o mocy 1710 kWp Założenia odnośnie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych Wśród nakładów inwestycyjnych projektu elektrowni fotowoltaicznej, znaczną część stanowią koszty związane z zakupem urządzeń, to jest paneli fotowoltaicznych, inwertera, akcesoriów montażowych oraz całego osprzętu elektrycznego. Stanowią one zazwyczaj ponad 80% nakładów inwestycyjnych. W przypadków projektów elektrowni fotowoltaicznych montowanych na gruncie, dodatkowy koszt związany jest z trwałym przytwierdzeniem instalacji do podłoża. Koszty przyłączenia do sieci elektroenergetycznej stanowią około 9% całkowitych nakładów inwestycyjnych i zależą od tego, do jakiego napięcia sieci elektrownia PV będzie przyłączana. Proces związany z przygotowaniem inwestycji to około 3% całkowitych nakładów inwestycyjnych. Etap ten związany jest z przygotowaniem dokumentacji technicznej elektrowni, jak również z uzyskaniem niezbędnych pozwoleń. Koszt pracy instalatorów pracujących przy montażu elektrowni PV szacuje się na około 5 – 10% całkowitych nakładów inwestycyjnych. Rozbieżność ta wynika niejednokrotnie z konieczności dostosowania połaci dachowej do dużej instalacji PV (wzmocnienie konstrukcji dachu). Szczegółowa struktura nakładów inwestycyjnych przedstawiona została na poniższym rysunku. Rysunek 3.14 Struktura nakładów inwestycyjnych CAPEX dla elektrowni fotowoltaicznych Na kolejnym rysunku przedstawiono natomiast koszty związane z eksploatacją elektrowni fotowoltaicznych. 45 Rysunek 3.15 Struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla elektrowni fotowoltaicznych Dominującym kosztem w każdym wariancie mocy jak i metody usytuowania (dach, grunt) jest koszt związany z serwisem urządzeń elektrowni fotowoltaicznej. Szczególnie przy dużych projektach niezbędna jest obsługa wykwalifikowanego serwisu, gdyż gwarantuje ona sprawne działanie instalacji i trwałość połączeń elektrycznych. W skład kosztów serwisu wchodzą przeglądy okresowe, drobne wymiany materiałów eksploatacyjnych oraz dbanie o czystość elementów czynnych (paneli PV). W strukturze kosztów operacyjnych dla dużych gruntowych projektów fotowoltaicznych zauważyć ponadto można koszt związany z ochroną obiektu, jak również niezbędny do opłacania podatek od nieruchomości i koszty dzierżawy gruntu, na którym zainstalowana jest elektrownia. Dane przyjęte do modelu Z otrzymanych ankiet wyselekcjonowano zbiór danych wejściowych do modelu obliczeniowego. Tabela 3.27 Dane wejściowe do modelu dla instalacji fotowoltaicznych Opis projektu referencyjnego Ilość ankiet otrzymanych i uznanych za reprezentatywne Moc instalacji referencyjnej [MW] Jednostkowe nakłady inwestycyjne – CAPEX [tys. zł / MW] T20 - Elektrownie fotowoltaiczne o mocy 100 – 1000 kWp instalowane na budynkach T21 - Elektrownie fotowoltaiczne o mocy 100 – 1000 kWp instalowane na gruncie T22 - Elektrownie fotowoltaiczne o mocy 1000 – 2000 kWp instalowane na gruncie Projektowana elektrownia PV instalowana na dachu o mocy 690 kWp Projektowana elektrownia PV instalowana na gruncie o mocy 990 kWp Projektowana elektrownia PV instalowana na gruncie o mocy 1710 kWp 2 3 4 0,69 0,99 1,71 6 114 5 358 5 238 46 Jednostkowe koszty eksploatacyjne– OPEX [tys. zł / MW] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 49 114 102 1 100 1 296 1 296 Wszystkie wyżej zaprezentowane dane pochodzą z ankiet od firm zajmujących się instalowaniem elektrowni fotowoltaicznych i dotyczą projektów, które będą w najbliższej przyszłości realizowane. Otrzymano ponadto dane dotyczące instalacji już działających (uruchomienie nastąpiło około 1 – 1,5 roku), jednak sytuacja rynkowa oraz związany z tym szybki spadek cen paneli PV i inwerterów w minionym czasie sprawił, że uwzględniono tylko najbardziej aktualne kosztorysy instalacji fotowoltaicznych. Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX W poniższej tabeli przedstawiono dla wszystkich technologii i przedziałów mocy założone współczynniki degresji kosztów. Tabela 3.28 Współczynniki degresji kosztów CAPEX i OPEX dla projektów fotowoltaicznych Wartość współczynnika degresji Średni współczynnik degresji dla nakładów 8% inwestycyjnych – CAPEX Średni współczynnik degresji dla kosztów 4% eksploatacyjnych - OPEX Oczekuje się, że będą spadać ceny urządzeń elektrowni fotowoltaicznych, szczególnie paneli które są ich głównym elementem. Mimo, iż tempo spadku cen zostało nieco zahamowane (wynika to z obecnie nałożonych ceł na panele PV), to jednak w dalszym ciągu spodziewany jest spadek kosztów zakupu urządzeń, chociaż już nie tak istotny jak w roku ubiegłym. Także koszty związane z przygotowaniem inwestycji mogą zostać obniżone. Wraz ze wzrostem ilości zrealizowanych i oddanych do użytku projektów, rosną doświadczenia w tej dziedzinie, a znajomość ścieżki inwestycyjnej spowodować może oszczędności w czasie i kosztach. Doświadczenie w zrealizowanych projektach pozwoli ponadto na wypracowanie pewnych typoszeregów instalacji fotowoltaicznych, w przypadku których projekt będzie dostosowywany do bieżących warunków pracy, nie zaś tworzony od podstaw. Wraz z rozwojem branży fotowoltaicznej w Polsce spodziewany jest też stopniowy spadek kosztów operacyjnych (OPEX). Obniżeniu ulegną niewątpliwie koszty związane z wymianą urządzeń, gdyż ich cena rynkowa również będzie sukcesywnie spadać. Oczekuje się też obniżenia kosztów serwisu instalacji fotowoltaicznych. Rozwój rynku powoduje bowiem powstanie nowych firm, zaś utrzymanie pozycji rynkowej wymagało będzie większej konkurencyjności, zarówno pod kątem jakości usług, jak i cen, w stosunku do innych graczy na rynku. Spodziewany jest też spadek kosztów ubezpieczenia instalacji. Obecnie ceny te są dość znaczące, ze względu na jeszcze słabo rozwiniętą ofertę firm ubezpieczeniowych w tym zakresie oraz niewielką ilość instalacji ubezpieczonych. Wzrost mocy zainstalowanej oraz ilości ubezpieczycieli na rynku pozwoli niewątpliwie wypracowywać coraz korzystniejsze oferty cenowe. Porównanie danych wejściowych do modelu z danymi referencyjnymi Dokonano porównania i zestawienia danych wejściowych, użytych do modelu, z danymi referencyjnymi pochodzącymi z następujących źródeł: 47 • • • • Ocena skutków regulacji (OSR), Opracowanie IRENA, Opracowanie NREL, Opracowanie DECC Departamentu Energii i Klimatu Wielkiej Brytanii. Tabela 3.29 Porównanie z danymi referencyjnymi dla elektrowni fotowoltaicznych instalowanych na dachach o mocy 100 – 1000 kWp OSR IRENA 67 NREL 68 DECC69 Dane wejściowe do modelu CAPEX [tys. zł/MW] OPEX [tys. zł/MW] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 6 300 7 304 11 820 15 593 6 11470 54 87 77 116 49 1 000 1 226 1 226 950 1 100 Tabela 3.30 Porównanie z danymi referencyjnymi dla elektrowni fotowoltaicznych instalowanych na gruncie o mocy 100 – 1000 kWp OSR IRENA NREL DECC Dane wejściowe do modelu CAPEX [tys. zł/MW] OPEX [tys. zł/MW] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 6 100 7 304 11 820 15 593 5 358 54 87 77 116 114 950 1 226 1 226 950 1 296 Tabela 3.31 Porównanie z danymi referencyjnymi dla elektrowni fotowoltaicznych instalowanych na gruncie o mocy 1000 – 2000 kWp OSR IRENA NREL DECC Dane wejściowe do modelu CAPEX [tys. zł/MW] OPEX [tys. zł/MW] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 6 000 7 304 10 893 12 655 5 238 36 87 77 98 102 950 1 226 1 226 950 1 296 http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/Renewable_Power_Generation_Costs.pdf http://www.nrel.gov/docs/fy09osti/44853.pdf oraz http://www.nrel.gov/analysis/pdfs/2012_dg_icoe_data.pdf 69 https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/42843/3237-cons-ro-bandingarup-report.pdf 70 W jednej z ankiet został podany dodatkowy koszt, charakterystyczny jedynie dla specyficznej inwestycji. Do modelu użyty został koszt jednostkowy pomniejszony o wspomniany składnik. 67 68 48 Analizując powyższe tabele zauważyć można pewne rozbieżności cenowe między danymi użytymi w modelu, a danymi referencyjnymi, w szczególności jeśli chodzi o źródła: NREL i DECC. Rozbieżności wynikają z daty ukazania się niniejszych raportów (2011), kiedy ceny systemów fotowoltaicznych były jeszcze znacznie wyższe niż ma to miejsce obecnie. Stąd też w modelu obliczeniowym użyto aktualnych cen rynkowych systemów fotowoltaicznych. 49 4. Analiza i ocena średnich kosztów produkcji energii z wybranych instalacji OZE wraz z analizą wrażliwości 4.1 Wyniki analiz W tabeli 4.1 zestawiono przyjęte (rozdz. 3) kluczowe dane wejściowe do modelu ekonomicznego. Tabela 4.1 Syntetyczne zestawienie podstawowych danych wejściowych do modelu (źródło: opracowanie własne) OPEX stały tys. zł/MW 693 880 871 742 530 200 250 100 150 100 130 Koszty paliw71 zł/MWh 393 (363) 336 (319) 301 (292) 25 (0) 23(0) 250 360 260 374 277 410 OPEX całkowity tys. zł/MW 3441 3435 3219 946 663 2000 2842 2050 2771 2180 3208 200 100 229 1703 8 000 2 000 2 400 3 900 3 900 3 900 7 500 6 505 7 055 6 390 17 164 14 965 15 918 17 950 217 156 194 652 232 145 9450 685 0 0 0 0 0 0 5696 156 194 652 232 145 9450 T20 1 100 6 114 54 0 54 T21 1 296 5 358 115 0 115 T22 1 296 5 238 102 0 102 Cf CAPEX Nazwa technologii symbol biogaz - rolniczy 200-500 kW biogaz rolniczy 500-1000 kW biogaz – rolniczy > 1000 kW biogaz - ze składowisk >200 kW biogaz - z oczyszczalni >200 kW biomasa <10 MW biomasa - kogeneracja <10 MW biomasa 10-50 MW biomasa - kogeneracja 10-50 MW biomasa >50 MW biomasa - kogeneracja >50 MW biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) biopłyny wiatr 100-500 kW wiatr >500 kW woda <75 kW woda 75-1000 kW woda 1000-5000 kW geotermalna fotowoltaika- na budynku 1001000 kW fotowoltaika- na gruncie 1001000 kW fotowoltaika -na gruncie 10002000 kW T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 h/rok tys. zł/MW 7 000 13 765 7 600 12 829 7 800 12 138 6 768 8 050 18 481 5 900 14 000 7 200 7 200 15 000 7 500 5 000 7 000 6 000 6 500 7 500 8 500 7 500 T12 7 000 T13 T14 T15 T16 T17 T18 T19 W tabeli 4.2 zestawiono także dodatkowe parametry, w tym obliczone i przyjęte do obliczeń współczynniki degresji. Podano też ich wzajemne relacje oraz typowe wskaźniki umożliwiające analizy porównawcze. Pokazują one specyfikę technologiczną i znaczące zróżnicowanie parametrów charakteryzujących różne instalacji OZE. Zróżnicowanie parametrów wskazuje, że niezasadne jest porównywanie OZE z uwagi na wybrany jeden z nich i wnioskowanie na tej podstawie co do atrakcyjności ekonomicznej/technicznej danej technologii. Miarodajnym wskaźnikiem porównawczej oceny ekonomicznej OZE jest tylko koszt produkowanej w nich energii - LCOE. 71 W przypadku wykorzystania biogazu pochodzenia rolniczego, pochodzącego ze składowisk oraz z oczyszczalni podane wartości dotyczą kosztów eksploatacyjnych zmiennych. W nawiasie podano jednostkowy koszt paliwa. 50 Tabela 4.2 Zestawienie parametrów do obliczeń LCOE* (źródło: opracowanie własne) Nazwa technologii T1 biogaz - rolniczy 500-1000 kW T2 biogaz – rolniczy > 1000 kW T3 biogaz - ze składowisk >200 kW T4 biogaz - z oczyszczalni >200 kW T5 biomasa <10 MW T6 biomasa - kogeneracja <10 MW T7 biomasa 10-50 MW T8 biomasa - kogeneracja 10-50 MW T9 biomasa >50 MW T10 biomasa - kogeneracja >50 MW T11 biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) T12 Wsp. degresji CAPEX OPEX stały h/rok tys. zł/MW % tys. zł/MW Udział OPEX st. % CAPEX 7 000 7 600 7 800 8 050 5 900 7 200 7 200 7 500 7 000 7 500 7 500 7 000 13 765 12 829 12 138 6 768 18 481 14 000 15 000 5 000 6 000 6 500 8 500 200 2,5% 2,0% 2,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 693 880 871 742 530 200 250 100 150 100 130 100 5,0% 6,9% 7,2% 11,0% 2,9% 1,4% 1,7% 2,0% 2,5% 1,5% 1,5% 5,0% T20 8 000 2 000 2 400 3 900 3 900 3 900 7 500 1 100 6 505 7 055 6 390 17 164 14 965 15 918 17 950 6 114 1,5% 2,0% 1,0% (+)0,0% (+)1,0% (+)1,0% 3,0% 8,0% 217 156 194 652 232 145 9 450 54 T21 1 296 5 358 8,0% T22 1 296 5 238 8,0% T13 wiatr 100-500 kW T14 wiatr >500 kW T15 woda <75 kW T16 woda 75-1000 kW T17 woda 1000-5000 kW T18 geotermalna T19 fotowoltaika- na budynku 1001000 kW fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW fotowoltaika -na gruncie 10002000 kW CAPEX symbol biogaz - rolniczy 200-500 kW biopłyny Cf Koszty paliw72 Udział kosztów paliw zł/MWh % CAPEX OPEX całkowity tys. zł/MW Udział OPEX całk. % CAPEX Wsp. degresji OPEX % 20,0% 19,9% 19,3% 3,0% 0,7% 12,9% 17,3% 39,0% 43,7% 32,0% 36,2% 80,2% 3 441 3 435 3 219 946 663 2 000 2 842 2 050 2 771 2 180 3 208 1 703 25,0% 26,8% 26,5% 14,0% 3,6% 14,3% 18,9% 41,0% 46,2% 33,5% 37,7% 85,2% 1,0% 1,0% 1,0% 0,5% 1,0% (+)0,5% (+)0,5% (+)0,5% (+)0,5% (+)0,5% (+)0,5% (+)0,5% 3,3% 2,2% 3,0% 3,8% 1,6% 0,9% 52,6% 0,9% 393 336 301 25 23 250 360 260 374 277 410 285 73 56 685 0 0 0 0 0 0 0 84,2% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 5 696 156 194 652 232 145 9 450 54 87,6% 2,2% 3,0% 3,8% 1,6% 0,9% 52,6% 0,9% (+)1,0% 1,5% 0,5% (+)0,0% (+)0,0% (+)0,0% 1,0% 4,0% 115 2,1% 0 0,0% 115 2,1% 4,0% 102 2,0% 0 0,0% 102 2,0% 4,0% 72 W przypadku wykorzystania biogazu pochodzenia rolniczego, pochodzącego ze składowisk oraz z oczyszczalni podane wartości dotyczą kosztów eksploatacyjnych zmiennych. 73 Dla współspalania podano koszt zużytej biomasy oraz węgla brunatnego (paliwo podstawowe) przy wyprodukowaniu 1 MWh energii elektrycznej. 51 W tabeli 4.3 przedstawiono wyniki obliczeń kosztu energii LCOE*, wyrażone w cenach bieżących. Tabela 4.3 Wyniki obliczeń kosztu produkcji energii LCOE* dla instalacji oddawanych do użytku w kolejnych latach (ceny bieżące) (źródło: opracowanie własne) Nazwa technologii biogaz - rolniczy 200-500 kW biogaz - rolniczy 5001000 kW biogaz – rolniczy > 1000 kW biogaz - ze składowisk >200 kW biogaz - z oczyszczalni >200 kW biomasa <10 MW biomasa - kogeneracja <10 MW biomasa 10-50 MW biomasa - kogeneracja 10-50 MW biomasa >50 MW biomasa - kogeneracja >50 MW biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) biopłyny wiatr 100-500 kW wiatr >500 kW woda <75 kW woda 75-1000 kW woda 1000-5000 kW geotermalna fotowoltaika- na budynku 100-1000 kW fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW fotowoltaika -na gruncie 1000-2000 kW Symbol T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 T13 T14 T15 T16 T17 T18 T19 T20 T21 T22 LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh Zmiana % 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013-2018 0,68 0,69 0,70 0,71 0,72 0,73 25% 0,62 0,63 0,63 0,64 0,65 0,66 28% 0,57 0,58 0,58 0,59 0,60 0,61 27% 0,20 0,20 0,20 0,21 0,21 0,21 24% 0,42 0,42 0,42 0,42 0,43 0,43 11% 0,49 0,51 0,49 0,51 0,50 0,52 0,51 0,53 0,52 0,54 0,53 0,55 31% 31% 0,33 0,37 0,34 0,38 0,34 0,38 0,35 0,39 0,35 0,39 0,35 0,39 19% 20% 0,37 0,43 0,38 0,43 0,38 0,44 0,38 0,44 0,39 0,45 0,39 0,45 20% 21% 0,26 0,27 0,27 0,27 0,27 0,28 18% 0,75 0,42 0,35 0,61 0,45 0,47 1,53 0,61 0,77 0,42 0,36 0,62 0,46 0,48 1,54 0,57 0,78 0,42 0,36 0,63 0,47 0,49 1,56 0,54 0,80 0,42 0,36 0,64 0,49 0,50 1,57 0,50 0,81 0,42 0,36 0,65 0,50 0,51 1,59 0,47 0,82 0,41 0,36 0,66 0,51 0,52 1,60 0,44 35% -8% 11% 30% 45% 44% 17% -67% 0,51 0,48 0,45 0,42 0,40 0,38 -64% 0,49 0,46 0,43 0,41 0,38 0,36 -65% W cenach bieżących na dany rok (z uwzględnieniem inflacji) tylko niektóre z technologii OZE wykazują tendencje spadkową w okresie 5 rozpatrywanych lat. Dotyczy to tylko systemów fotowoltaicznych i małych elektrowni wiatrowych. Inaczej sytuacja pod tym względem wygląda jeżeli koszty energii na kolejne lata zostaną przedstawione w cenach stałych z 2013 roku – tabela 4.4. W zasadzie wszystkie OZE wykazują spadki kosztów wytwarzania energii, wynoszące w okresie 5 lat od 4% (elektrownie na biomasę o mocy do 10 kW), poprzez 10-16% (współspalanie i energetyka wiatrowa) do 35% (fotowoltaika). 52 Tabela 4.4 Wyniki obliczeń kosztu produkcji energii LCOE* dla instalacji oddawanych do użytku w kolejnych latach (ceny stałe dla roku bazowego zł’ 2013) (źródło: opracowanie własne) Nazwa technologii biogaz - rolniczy 200-500 kW biogaz - rolniczy 5001000 kW biogaz – rolniczy > 1000 kW biogaz - ze składowisk >200 kW biogaz - z oczyszczalni >200 kW biomasa <10 MW biomasa - kogeneracja <10 MW biomasa 10-50 MW biomasa - kogeneracja 10-50 MW biomasa >50 MW biomasa - kogeneracja >50 MW biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) biopłyny wiatr 100-500 kW wiatr >500 kW woda <75 kW woda 75-1000 kW woda 1000-5000 kW geotermalna fotowoltaika- na budynku 100-1000 kW fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW fotowoltaika -na gruncie 1000-2000 kW Symbol LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh LCOE* zł/kWh Zmiana % 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013-2018 T1 0,68 0,68 0,67 0,66 0,65 0,65 -6% T2 0,62 0,61 0,60 0,60 0,59 0,59 -5% T3 0,57 0,56 0,56 0,55 0,54 0,54 -5% T4 0,20 0,20 0,19 0,19 0,19 0,19 -6% T5 0,42 0,41 0,40 0,39 0,39 0,38 -9% T6 0,49 0,48 0,48 0,47 0,47 0,47 -4% T7 0,51 0,50 0,50 0,49 0,49 0,48 -4% T8 0,33 0,33 0,33 0,32 0,32 0,31 -7% T9 0,37 0,37 0,36 0,36 0,35 0,35 -7% T10 0,37 0,37 0,36 0,36 0,35 0,35 -7% T11 0,43 0,42 0,42 0,41 0,40 0,40 -7% T12 0,26 0,26 0,26 0,25 0,25 0,24 -7% T13 T14 T15 T16 T17 T18 T19 0,75 0,42 0,35 0,61 0,45 0,47 1,53 0,75 0,41 0,35 0,60 0,45 0,47 1,50 0,74 0,40 0,34 0,60 0,45 0,46 1,48 0,74 0,39 0,33 0,59 0,45 0,46 1,46 0,73 0,38 0,33 0,59 0,45 0,46 1,44 0,73 0,37 0,32 0,58 0,45 0,46 1,41 -4% -14% -9% -4% -1% -2% -7% T20 0,61 0,56 0,51 0,47 0,43 0,39 -36% T21 0,51 0,47 0,43 0,39 0,36 0,33 -35% T22 0,49 0,45 0,41 0,38 0,35 0,32 -35% Średnioroczny spadek kosztów LCOE (w cenach stałych) w całej rozpatrywanej grupie technologii OZE wynosi ponad 2%/rok. Średni koszt energii z całej grupy technologii na 2013 rok wynosi 0,52 zł/kWh. Uzyskane wyniki poddano walidacji w oparciu o referencyjne wyniki badań LCOE prowadzone w sposób ciągły w latach 2011-2013 przez Bloomberg74 (wyniki badań za poprzedni rok są publikowane w pierwszym kwartale roku następnego). Choć przenoszenie wyników badań LCOE z kraju do kraju jest obarczone dużym błędem (nawet jeżeli metoda LCOE abstrahuje od systemu wsparcia), to staje się on niższym w sytuacji gdy badania dotyczą dużej próby projektów z różnych krajów (sytuacja ta odpowiada metodyce Bloomberg). Uzyskano wysoką zgodność wyników. Średni koszt LCOE z podobnej grupy 17 technologii OZE wyniósł 0,53 zł/kWh a średnioroczny spadek kosztów w całej grupie w okresie 2011-2013 wyniósł 2,4% 74 Bloomberg New Energy Finance: Levelised cost of electricity update Q2 ‘2013. Clean Energy Research Note, May, ‘2013. 53 W tabeli 4.5 porównano LCOE i dynamikę ich spadku wg Bloomberg (dane historyczne międzynarodowe) i wg IEO (dane prognostyczne dla Polski) dla roku bazowego 2013. Tabela 4.5 Porównanie LCOE dla reprezentatywnych rodzajów OZE wg Bloomberg i IEO dla roku 2013 (źródło: Bloomberg New Energy Finance, opracowanie własne) LCOE, [zł '2013/kWh] IEO Średnioroczny spadek kosztów [%] IEO (2013Bloomberg 2018) (2011-2013) różnica Bloomberg różnica względna -20% -1,0% -1,3% -0,2% biogaz rolniczy > 1000 kW T3 0,57 0,47 biogaz ze składowisk > 200 kW T4 0,20 0,19 -3% -1,1% -0,6% 0,6% biomasa 10- 50 MW T8 0,33 0,38 13% -1,4% -0,2% 1,2% wiatr >500 kW T15 0,35 0,26 -35% -1,8% -0,3% 1,5% woda 1000-5000 kW T18 0,47 0,21 -119% -0,3% -0,6% -0,3% PV grunt 1000-2000 kW T22 0,49 0,44 -12% -7,0% -17,9% -10,9% Porównanie świadczy o dość dużej korelacji wyników badań (za wyjątkiem energetyki wodnej) oraz pewne podobieństwo rynku polskiego na tle rynku światowego. Na rys. 4.1 przedstawiono (tu w cenach bieżących, dane z tab. 4.3.) przebieg obliczonych krzywych kosztów LCOE energii z instalacji OZE (bez T13 i T19) budowanych w kolejnych latach 2013-2018 (dodatkowo dokonano aproksymacji wykładniczej LCOE* do 2030 roku), w zestawieniu z przyjętą prognozą hurtowych cen energii do 2030 roku (por. rozdz. 2.1, rys. 2.2.). Z tej perspektywy wyznaczane są też współczynniki korekcyjne WK na lata 2013-2018 (por. rozdział 5). Wykres obrazuje jednocześnie różnice w kosztach energii z różnych nowopowstających OZE, a aktualną ceną energii na rynku (luka finansowa wymagająca pokrycia odpowiednią wysokością WK). W przypadku niektórych rodzajów OZE (T4 oraz częściowo T12) koszt energii już dla instalacji oddawanych do użytku po 2013 roku jest przez cały czas lub po zaledwie kilku latach niższy od prognozowanej ceny rynkowej energii. O ile system wsparcia zadziała i spowoduje rozwój rynku (spadek CAPEX i OPEX, i wzrost produktywności), przed 2020 rokiem, dokładnie w latach 2019/2020 nastąpi przecięcie krzywych kosztów energii (ok. 350 zł/MWh) z nowobudowanych elektrowni fotowoltaicznych (T21, T22) z ceną energii i wyeliminowana zostanie kolejna luka finansowa oraz potrzeba wsparcia. Można mówić o osiągnięciu przez te technologie OZE progu rentowności ze względu na cenę energii. Ok. roku 2021 kolejne trzy technologie OZE oddawane wtedy do użytku staną się w pełni konkurencyjne (375-380 zł/MWh). Są to elektrownie na dedykowaną biomasę o mocach 10-50 MW, lądowe farmy wiatrowe oraz małe systemy fotowoltaiczne (T20). Wyniki modelowania wskazują, że w latach 2022-2024 próg komercjalizacji (przy cenie 400-410 zł/MWh) przekroczą nowobudowane małe elektrownie wiatrowe oraz duże elektrownie na biomasę (T10 i T14). Przed 2030 rokiem (2027), skomercjalizowane zostać mogą duże elektrociepłownie na biomasę (T11). Opisane zjawiska osiągania przez poszczególne OZE progu rentowności i komercjalizacji na rynku energii elektrycznej można opisać teorią kosztów krańcowych (marginalnych), zarówno krotkookresowych (Short-Run Marginal Costs - SRMC), jak i długookresowych (Long-Run Marginal Costs - LRMC). 54 Rysunek 4.1 Prognoza kosztów energii z OZE (dla instalacji T1-T22 zbudowanych w kolejnych latach) w zestawieniu z hurtową ceną energii (ceny bieżące). Uwaga: wysokości kosztów przedstawione po 2018 roku mają jedynie charakter poglądowy (ekstrapolacja kosztów policzonych dla lat 2013-2018). 55 Koszty krańcowe krótkookresowe są określane jako koszt poniesiony dla zwiększenia podaży energii o relatywnie małą wielkość w sytuacji istniejących (ustalonych) zdolności wytwórczych. Koszty te równają się zatem kosztom zmiennym (koszty paliw, dodatkowych opłat, itp.) pokrycia niewielkiego zwiększenia zapotrzebowania (popytu) energii, gdy zapotrzebowanie to pozostaje w granicach istniejących zdolności produkcyjnych. Przykładem technologii OZE, która przekroczyła próg rentowności w sensie kosztów krańcowych krótkookresowych jest technologia współspalania. Działające na takiej zasadzie (i wspierane w ramach realizacji przez Polskę zobowiązań ilościowych) technologie, nie gwarantują stałych dostaw energii w dłuższym okresie (2020, 2030), zarówno z uwagi na ograniczoną trwałość techniczną, jak i specyfikę ekonomiczną modelu biznesowego opartego na elastyczności w przechodzeniu na rozwiązania alternatywne (powrót do spalania jedynie paliwa podstawowego) i doraźnej75 (krótkoterminowej) maksymalizacji zysku. Koszty krańcowe długookresowe są określane jako przyrost kosztów całkowitych ponoszony dla zwiększenia podaży energii w dłuższym okresie w wyniku znacznego wzrostu popytu, tj. w sytuacji gdy zdolności wytwórcze (też przesyłowe i rozdzielcze) systemu mogą być zmieniane. Zawierają one zatem oprócz kosztów zmiennych także przyrost kosztów stałych (koszty budowy nowych elektrowni). Sytuację przedstawioną na rysunku 4.1 dla fotowoltaiki, energetyki wiatrowej i tzw. „biomasy dedykowanej”, w której dla danej technologii koszty LCOE zmieniające się w kolejnych latach bazowych czyli dla nowych jednostek wytwórczych wprowadzanych do systemu, a wprowadzanych dlatego żeby zaspokoić zwiększające się zapotrzebowanie zarówno na energie z OZE jak i na energię elektryczną w systemie można nazwać długookresowym kosztem krańcowym. Technologie te szybko zmierzają do trwałej przewagi konkurencyjnej na rynku energii i szybko oraz w sposób trwały staną się źródłami najtańszej energii w systemie. Technologie OZE znacząco różnią się też z uwagi na ich specyfikę inwestycyjną w danym roku. Na rysunkach 4.2 i 4.3 przedstawiono syntetycznie porównawcze wyniki analizy wrażliwości wszystkich rozpatrywanych technologii (T1-T22). Przykładowo pokazano wrażliwość wysokości kosztu produkcji energii LCOE* z uwagi na dwa niezwykle istotne dla wszystkich technologii OZE parametry: wysokość nakładów inwestycyjnych CAPEX i współczynnika wykorzystania mocy (Cf). Dominującym parametrem jest w dalszym ciągu CAPEX, ale można się spodziewać, że wraz z rozwojem rynku znaczenie współczynnika wykorzystania mocy (zależny m.in. od lokalizacji) będzie rosło. 75 Instytucje międzynarodowe, w szczególności cytowana wcześniej Agencja IRENA, dopuszczając efektywne stosowanie spalania wielopaliwowego, przyjmują okres eksploatacji instalacji rządu 30 lat (minimalny okres eksploatacji przyjmowany w literaturze światowej i studiach wykonalności dotyczących przejścia ze spalania węgla na mieszaninę węgla z biomasą). Dodatkowo zakładają sprawność przemiany na poziomie minimum 35% (zasada wsparcia efektywnych instalacji). W takich warunkach operatorzy instalacji spalania wielopaliwowego są konkurencyjni w dłuższym okresie i istnieje uzasadnienie także w przypadku współspalania do opierania na tej technologii realizacji zobowiązań międzynarodowych, przyp. aut. 56 Rysunek 4.2 Wyniki analizy wrażliwości kosztów energii LCOE [zł dla roku2013/kWh]z instalacji OZE na zmiany parametru CAPEX. Zakres zmian CAPEX +/-50%. Rysunek 4.3 Wyniki analizy wrażliwości kosztów energii LCOE [zł dla roku 2013/kWh] z instalacji OZE na zmiany współczynnika wykorzystania mocy (Cf). Zakres zmian CF +/- 20%. 57 5. Propozycja wysokości współczynników korekcyjnych instalacji OZE poddanych analizom ekonomicznym dla W tabeli 5.1 przedstawiono wyniki obliczeń współczynników korekcyjnych (WK) na lata 20132018. WK policzone zostały na kolejne lata bazowe 2013-2018, tj. dla instalacji powstałych w kolejnych latach (bazowych). Liczby w nawiasach oznaczają, że wyliczone z modelu WK mają wartość zbliżoną do zera w 2013 roku i ujemną w kolejnych latach (gaz składowiskowy - T4 i współspalanie biomasy z węglem - T12). W praktyce w tych przypadkach WK=076, czyli przy przyjętych założeniach instalacje te są już od br. roku opłacalne bez dodatkowego wsparcia (dotyczy to instalacji nowopowstałych, zgodnie z przyjętymi w pkt 3.2.2 założeniami). W przepisach projektu Ustawy OZE (wersja z 2012 r.) wyznaczone zostały pierwsze współczynniki korekcyjne na kolejne 5 lat, począwszy od 2013 roku do 2017 roku. Z uwagi na fakt, że ustawa nie weszła w życie w 2013 roku, obliczono ich wysokość także na2018 rok. 76 Zgodnie z formułą na obliczenie WK (por. rozdz. 2.2.) ma on przyjąć wartość dla której przy 12% stopie dyskontowej NPV z danej instalacji jest równa zero. Uzyskana z obliczeń ujemna wartość WK wynika z nietypowości obu ww. rodzajów inwestycji w aktualnych warunkach, polegającej na tym, że koszty energii produkowanej w efektywnie zrealizowanych nowych instalacjach byłyby niższe od przyjętej prognozy cen (średniorocznych) energii, w związku z tym luka finansowa (mierzona rozłożoną na 15 kolejnych lat różnicą pomiędzy kosztem wytworzenia energii w jednym z ww. OZE, a ceną energii na rynku hurtowym) przyjmuje wartość ujemną. Oznacza to, że nawet przy WK=0 osiągana IRR jest wyższa od założonej (12%) co jest równoznaczne z tym, że NPV będzie większe od zera. Nawet WK=0 w sensie matematycznym nie spełni równania i WK musiałby przyjąć wartość ujemną (przepływ ujemny który zmniejszy przychody). Struktura zależności na obliczenie wysokości WK nie pozwala na szczegółowe analizy w takim zakresie parametrów („projekt nietypowy”), a WK nie może być mniejsze od zera, dlatego jedynym rozwiązaniem w takich sytuacjach jest przyjęcie WK=0 (przyp. aut.). 58 Tabela 5.1 Wyniki obliczeń współczynników korekcyjnych (WK) na lata 2013-2018 uzyskane w wyniku prowadzenia analiz w cenach bieżących (źródło: opracowanie własne) Nazwa technologii biogaz - rolniczy 200-500 kW Symbol T1 2013 2,89 2014 2,91 2015 2,93 2016 2,96 2017 2,98 2018 3,01 biogaz - rolniczy 500-1000 kW T2 2,49 2,51 2,53 2,56 2,58 2,61 biogaz – rolniczy > 1000 kW T3 2,19 2,21 2,23 2,25 2,26 2,28 biogaz - ze składowisk >200 kW T4 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 biogaz - z oczyszczalni >200 kW T5 1,30 1,28 1,27 1,25 1,24 1,22 biomasa <10 MW T6 1,71 1,73 1,74 1,76 1,78 1,80 biomasa - kogeneracja <10 MW T7 1,83 1,84 1,86 1,88 1,90 1,92 biomasa 10-50 MW T8 0,81 0,80 0,79 0,78 0,77 0,76 biomasa - kogeneracja 10-50 MW T9 1,04 1,04 1,03 1,02 1,02 1,01 biomasa >50 MW T10 1,02 1,02 1,01 1,01 1,00 0,99 biomasa - kogeneracja >50 MW T11 1,35 1,36 1,35 1,35 1,35 1,34 biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) T12 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 biopłyny T13 3,30 3,35 3,40 3,45 3,50 3,55 wiatr 100-500 kW T14 1,34 1,3 1,26 1,21 1,17 1,13 wiatr >500 kW T15 0,92 0,9 0,88 0,87 0,85 0,83 woda <75 kW T16 2,44 2,46 2,49 2,52 2,55 2,57 woda 75-1000 kW T17 1,52 1,55 1,58 1,61 1,65 1,68 woda 1000-5000 kW T18 1,60 1,63 1,66 1,69 1,72 1,76 geotermalna T19 7,91 7,96 8,01 8,07 8,12 8,18 fotowoltaika- na budynku 100-1000 kW T20 2,45 2,19 1,94 1,71 1,49 1,28 fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW T21 1,84 1,63 1,44 1,25 1,07 0,90 fotowoltaika -na gruncie 1000-2000 kW T22 1,72 1,52 1,33 1,14 0,97 0,81 Po wyłączeniu z tabeli współczynników korekcyjnych dla instalacji OZE, które ze względu na przyjęte relacje kosztów produkcji energii i ceny energii elektrycznej w hurcie nie wymagają wsparcia (T4 i T12), średnia wysokość WK w okresie 5 lat spada o 6,3% (1,3% rocznie). Najszybszy spadek wysokości WK występuje w przypadku instalacji fotowoltaicznych (ok. 10% rocznie), ale w przypadku niektórych technologii następuje wzrost wartości WK (elektrownie wodne - średnio o ok. 2% rocznie, biogazownie rolnicze i mniejsze elektrownie i elektrociepłownie na biomasę – o ok. 1%). Na rysunku 5.1 zilustrowano zmiany wysokości WK, z pokazaniem trendu dla T4 i T12 choć wartości poniżej zera nie mają sensu ekonomicznego, ale z wyłączeniem T13 i T19, które mają nieproporcjonalnie wyższe i trudne do zobrazowania na jednym wykresie wysokości WK. 59 Rysunek 5.1 Linia trendu współczynników korekcyjnych dla instalacji OZE (T1-T22) w latach 2013-2018 (dla instalacji oddawanych do użytku w danym roku) 60 Na rysunkach 5.2a-f przedstawiono wybrane wyniki (dla reprezentatywnych rozwiązań technologicznych w ramach danego rodzaju OZE) analizy wrażliwości wysokości współczynników korekcyjnych WK (dla roku 2013) na różne parametry inwestycyjne i operacyjne. Największy wpływ na wysokość współczynników korekcyjnych wywiera cena sprzedaży świadectw pochodzenia – ŚP (w szczególności dla biogazu), współczynnik wykorzystania mocy – Cf (w szczególności dla biomasy i energetyki wiatrowej) oraz wysokość nakładów inwestycyjnych - CAPEX (dla energetyki wiatrowej, wodnej i fotowoltaiki). Technologie energetycznego wykorzystania biomasy są wrażliwe na cenę paliwa, ale na rentowność elektrowni cieplnych o mocach powyżej 20 MW (tj. uwzględnionych w unijnym systemie handlu emisjami ETS) w stosunkowo niewielkim stopniu wpływają koszty uprawnień do emisji CO2. Poniższe rysunki a-f pokazują szczegółowe wyniki analizy wrażliwości wysokości współczynników korekcyjnych WK na różne parametry inwestycyjne i operacyjne. a) Biogazownie rolnicze o mocy powyżej 1000 kW (T3) b) Elektrownie na biomasę o mocy 10-50 MW (T8) 61 c) Elektrociepłownie na biomasę o mocy 10-50 MW (T9) d) Elektrownie wiatrowe (lądowe farmy wiatrowe) o mocy powyżej 500 kW (T15) 62 e) Elektrownie wodne o mocy 75-1000 kW (T17) f) Elektrownie fotowoltaiczne o mocy 100-1000 kW (T21) Rys. 5.2 a-f. Wybrane wyniki analizy wrażliwości wysokości WK (dla 2013r.) na różne parametry inwestycyjne i operacyjne 63 W tabeli 5.2 dokonano zestawienia obliczonych WK z tymi zaproponowanymi w projekcie Ustawy OZE i dokumentach towarzyszących projektowi (tzw. „ustawa wprowadzająca” i OSR, por. słownik definicji i skrótów). Zestawiono wysokości WK jedynie dla dwóch wybranych lat 2013 i 2017 (pierwszego i ostatniego dla których wysokości WK podaje Ustawa OZE). Tabela 5.2 Zestawienia obliczonych WK ze współczynnikami korekcyjnymi zaproponowanymi w projekcie Ustawy OZE i dokumentach towarzyszących projektowi, ( źródło: opracowanie własne) Instalacja OZE do wsparcia systemem ŚP kod 2013 OSR 2017 IEO OSR IEO biogaz - rolniczy 200-500 kW T1 1,50 2,89 1,41 2,98 biogaz - rolniczy 500-1000 kW T2 1,45 2,49 1,36 2,58 biogaz – rolniczy > 1000 kW T3 1,40 2,19 1,32 2,26 biogaz - ze składowisk >200 kW T4 1,10 0,00 1,00 0,00 biogaz - z oczyszczalni >200 kW T5 0,75 1,30 0,67 1,24 biomasa <10 MW T6 1,30 1,71 1,22 1,78 biomasa - kogeneracja <10 MW T7 1,05 1,83 0,99 1,90 biomasa 10-50 MW T8 0,95 0,81 0,89 0,77 biomasa - kogeneracja 10-50 MW T9 1,70 1,04 1,60 1,02 biomasa >50 MW T10 1,40 1,02 1,32 1,00 biomasa - kogeneracja >50 MW T11 1,15 1,35 1,08 1,35 biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) T12 0,30 0,00 0,15 0,00 biopłyny T13 1,15 3,30 1,08 3,48 wiatr 100-500 kW T14 1,20 1,34 1,11 1,17 wiatr >500 kW T15 0,90 0,92 0,80 0,85 woda <75 kW T16 - 2,44 - 2,55 woda 75-1000 kW T17 1,60 1,52 1,53 1,65 woda 1000-5000 kW T18 1,70 1,60 1,62 1,72 geotermalna T19 1,20 7,91 1,20 8,12 fotowoltaika- na budynku 100-1000 kW T20 2,85 2,45 2,40 1,49 fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW T21 2,75 1,84 2,32 1,07 fotowoltaika -na gruncie 1000-2000 kW T22 2,45 1,72 2,07 0,97 en. wiatru na morzu - 1,80 - 1,80 - el. wodna 5MW-20 MW - 2,00 - 1,91 - el. wodna >20 MW - 2,30 - 1,91 - Pełne bezpośrednie porównywanie obliczonych WK z tymi podanymi w ostatniej wersji projektu Ustawy OZE oraz projektu ustawy wprowadzającej do tzw. „dużego trójpaku” nie zawsze jest możliwe z uwagi na: • różnice w liczbie grup analizowanych technologii (w analizie IEO nie uwzględniona została, morska energetyka wiatrowa), • różnice w zakresach mocy (górne granice mocy dla energetyki wodnej i fotowoltaiki są obniżone; dla energetyki wodnej w analizie wykonanej przez IEO dodatkowo uwzględniono także małe instalacje poniżej 75kW), • przesunięcie analiz i prognozowanych wyników w czasie, 64 • • przeprowadzenie analiz w innej walucie i w innych cenach77, nieco inne otoczenie gospodarcze i założenia makroekonomiczne. Istotną kwestią przy ew. porównaniach jest też fakt, że w Ustawie OZE zaproponowano bardzo niskie WK dla biopłynów i geotermii, nie odpowiadające kosztom produkcji energii możliwym do uzyskania z tych źródeł w najbliższych latach, ale dzięki temu stworzono na przyszłość zachętę do rozwoju także tych technologii czy wchodzenia w fazę pilotażu. Z tych właśnie powodów zarówno bezpośrednie porównanie poszczególnych WK jak i w szczególności syntetyczne porównanie np. w obu przypadkach średniej arytmetycznej, choć naturalne78 to jednak nie jest w pełni uprawnione. Dlatego w celach porównawczych całościowych, korzystając z uśrednionych na lata 2013-2017 (2018) wysokości WK dla obydwu przypadków (wyników analiz IEO i tych z Ustawy OZE) podjęto próbę prezentacji wyników w szerszym kontekście wdrażania KPD i Ustawy OZE. Dokonano zestawienia nie tylko obliczonych indywidualnie wartości średniej w całym okresie wysokości WK, ale także pojedynczego wskaźnika - średnich ważonych (jeden syntetyczny wskaźnik dla wyników analiz IEO w kontekście wdrożenia KPD). Wzięto pod uwagę procentowy rozkład wytwarzanej energii elektrycznej w systemie świadectw pochodzenia w 2020 roku z nowych instalacji jakie zgodnie z KPD mają powstać do 2020 roku79, ale z uwzględnieniem już wykonanego planu określonego przez Urząd Regulacji Energetyki80 w ramach monitorowania realizacji obowiązku zakupu energii z OZE na koniec 2012 roku. Przy obliczaniu średniej ważonej WK (z wykorzystaniem odpowiednich „wag”) uwzględniono jedynie niezbędny przyrost produkcji energii z OZE, aby wypełniony został cel KPD w zakresie energii elektrycznej. W tabeli poniżej przedstawiono wymagane zapotrzebowanie na energię OZE rozważanych w niniejszej analizie, wykorzystując rozkład produkcji energii z poszczególnych technologii podany w Ustawie OZE (OSR) oraz policzony na tej podstawie średni ważony, syntetyczny współczynnik korekcyjny dla wszystkich OZE i dla obu przypadków (zestawów wyników cząstkowych). Uwzględniono (w celach porównawczych - dotyczących całego „zielonego miksu”) wszystkie instalacje OZE, które zgodnie z KPD mają produkować energię w 2020 roku, też instalacje OZE, które nie były przedmiotem analizy IEO. W celu zamknięcia bilansu ilość energii przypisaną w KPD elektrowniom wodnym o mocach powyżej 5 MW przypisana grupie 1-5 MW analizowanej przez IEO, analogicznie ilość energii z systemów PV o mocach powyżej 1 MW przypisano analizowanej przez IEO grupie 1-2 MW oraz dodatkowo w wynikach analiz IEO uwzględniono morską energetykę wiatrową wg zasad przyjętych w KPD (ilość energii) i Ustawie OZE (wysokość WK). Założono, że w całym okresie do 2020 roku nie będzie nowych inwestycji, nie wzrośnie produkcja energii ze spalania wielopaliwowego ponad poziom z 2012 roku (nastąpi tylko zmiana struktury wytwórczej i kontynuowanie procesów współspalania jedynie w bardziej efektywnych jednostkach, biorąc pod uwagę relacje cen węgla, biomasy i uprawnień do emisji CO2 oraz inne ew. czynniki jak np. spełnienie unijnych wymogów 77 Na potrzeby Ustawy OZE wysokości WK określono w cenach stałych (z 2012 r.). W niniejszej pracy do ustalenia wysokości WK korzystano z cen bieżących, gdyż taka konwencja odpowiada warunkom w jakich inwestorzy będą inwestować w kolejnych latach. Jednakże dla potrzeb ew. poglądowego porównania wysokości współczynników korekcyjnych obliczonych przez IEO (z wykorzystaniem cen bieżących) i tych podanych w ustawie OZE (z wykorzystaniem cen stałych), w załączniku nr 3 dokonano zestawienia wyników obliczeń WK wg IEO po przeliczeniu na ceny stałe z 2013 roku z WK podanymi w ustawie OZE (OSR). 78 średnia arytmetyczna WK w Ustawie OZE (bez morskiej energetyki wiatrowej i największej energetyki wodnej) wynosi 1,35, a wg IEO 1,83. 79 W praktyce, ostatecznie zatwierdzone WK będą funkcjonować aż do końca 2032 roku i teoretycznie można by określić średni ważony WK dla dłuższego okresu. Jednak brak prognozy rozwoju OZE po 2020 roku uczyniłby tego typu długoterminowe obliczenia syntetycznego wskaźnika WK mało wiarygodnym. 80 URE: Udział energii elektrycznej z OZE w krajowej sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym w latach 2005 - 2012, wg Stanu na 18.07.2013. URL http://www.ure.gov.pl/pl/rynki-energii/energia-elektryczna/odnawialnezrodla-ener/potencjal-krajowy-oze/dane-liczbowe/5111,Dane-liczbowe.html. 65 środowiskowych). W obu przypadkach uwzględniono średni, wg KPD, scenariusz (wariant) rozwoju fotowoltaiki. Powyższe założenia zmniejszają błąd bezpośrednich porównać obu wyników analiz, choć całkowicie go nie eliminują. W tabeli 5.3 zestawiono wyniki obliczeń zarówno średnich wysokości WK w okresie do 2020 roku, jak i obliczone dla każdej z analiz wskaźniki średniej ważonej. Tabela 5.3 Syntetyczne porównanie współczynników korekcyjnych podanych w projekcie Ustawy wprowadzającej do Ustawy OZE z wynikami analizy IEO Technologia OZE biogaz - rolniczy 200-500 kW biogaz - rolniczy 500-1000 kW biogaz – rolniczy > 1000 kW biogaz - ze składowisk >200 kW biogaz - z oczyszczalni >200 kW biomasa <10 MW biomasa - kogeneracja <10 MW biomasa 10-50 MW biomasa - kogeneracja 10-50 MW biomasa >50 MW biomasa - kogeneracja >50 MW biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) biopłyny wiatr 100-500 kW wiatr >500 kW woda <75 kW woda 75-1000 kW woda 1000-5000 kW geotermalna fotowoltaika- na budynku 100-1000 kW fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW fotowoltaika -na gruncie 1000-2000 kW Kod Zapotrzebowanie na energię z OZE 2013-2020 wynikające z KPD [GWh] T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 1361 1379 698 17 35 167 502 335 669 669 1004 Średni współczynnik korekcyjny, wg Ustawy OZE 1,44 1,39 1,34 1,03 0,69 1,24 1,63 1,01 1,34 0,91 1,10 T12 5755 0,19 0,00 T13 T14 T15 T16 T17 T18 T19 T20 T21 T22 0 1295 7341 192 192 552 0 70 164 235 1500 24134 1,10 1,15 0,85 1,80 1,55 1,64 1,20 2,53 2,45 2,18 1,80 3,44 1,21 0,86 2,52 1,62 1,70 8,05 1,70 1,24 1,14 1,80 0,95 1,09 Wiatr offshore Średni ważony wg KPD współczynnik korekcyjny - ŚWWK Średni współczynnik korekcyjny wg IEO 2,96 2,56 2,25 0,00 1,25 1,76 1,88 0,78 1,02 1,00 1,35 Przy takim sposobie liczenia, na wysokość średniej ważonej współczynnika korekcyjnego (ŚWWK) nie wpływają instalacje OZE z zerową produkcją energii w KPD w 2020 roku (T13 i T19) oraz mniejszy wpływ na wynik wywierają instalacje o przewidywanej w KPD niskiej produkcji energii w 2020 roku, np. T4,T5, T20. Tak policzone dodatkowo syntetyczne (zbiorcze) współczynniki korekcyjne ŚWWK obrazują też względny poziom kosztów realizacji określonego scenariusza i mogą służyć do celów porównawczych dla różnych alternatywnych ścieżek rozwoju OZE w ramach KPD. Po uwzględnieniu ograniczeń związanych w szczególności z dostępnością i potencjałem odnawialnych zasobów energii81 mogą być przydatne do optymalizacji struktury produkcji energii z OZE w 2020 roku. 81 Potencjały techniczne i ekonomiczne różnych odnawialnych zasobów energii są już obecnie w znaczącym stopniu wykorzystane (np. energii biomasy i energii wodnej), inne z kolei zasoby jak np. energii geotermalnej czy energii promieniowania słonecznego) są praktycznie niewykorzystane. Por. ekspertyza IEO dla Ministerstwa Gospodarki: "Możliwości wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce do roku 2020”. Warszawa, 2007r. 66 Należy podkreślić, że analizy, zgodnie z zakresem pracy, każdorazowo wykonywane były z punktu widzenia inwestorów w poszczególne technologie OZE i miały na celu oszacowanie kosztów referencyjnych typowego projektu inwestycyjnego dla każdej z 22 wybranych technologii w warunkach polskich. Kolejnym krokiem powinno być w tej sytuacji oszacowanie potencjału ekonomicznego każdej z rozważanych 22 technologii w Polsce (warto zwrócić uwagę na fakt, że w zapytaniu uwzględniono także technologie o niewielkim potencjale ekonomicznym i dużych kosztach) i zweryfikowanie oraz uszczegółowienie KPD z uwzględnieniem szczegółowych podziałów. Nie można bowiem ograniczyć się do wspierania wyłącznie najtańszych technologii, o ile nie mamy pewności, że ich potencjał ekonomiczny jest wystarczający do realizacji celów, co w szczególności dotyczy technologii biomasowych (szerzej – paliw odnawialnych), co do których KPD zakłada wykorzystanie wyłącznie zasobów krajowych. Niektóre technologie, aczkolwiek „tanie” ze względu na wartość LCOE, mają niewielki potencjał – w praktyce już niewiele nowych projektów może zostać zrealizowanych w oparciu o krajowe zasoby i przyczynić się do korzystnej dla Polski realizacji KPD. Pod znakiem zapytania stoi także utrzymanie, nawet do 2020 roku, produkcji energii z istniejących instalacji „tanich” (w sensie krótkoterminowego kosztu krańcowego). Kwestia instalacji istniejących i podtrzymania produkcji energii z OZE na obecnym poziomie (który pozwala Polsce na stwierdzenie, że wypełniamy KPD w zakresie energii elektrycznej) nie była jednakże przedmiotem niniejszej pracy. Rozważano natomiast możliwości wyprodukowania dodatkowych 16-20 TWh energii elektrycznej z nowych OZE, które konieczne będą do wypełnienia celów na 2020 rok, przy wykorzystaniu zasobów krajowych, które, co do zasady są „odnawialne” ale w przypadku niektórych rodzajów OZE (energetyka wodna, biomasa) są jednak ograniczone jeśli chodzi o zasoby ekonomicznie. Obecny KPD nie uwzględnia możliwości transferu statystycznego ani importu biomasy, co wydaje się założeniem w pełni racjonalnym. Należy zatem sięgnąć po technologie w tym momencie jeszcze „droższe”, ale mające oparcie w niewykorzystanym potencjale odnawialnych zasobów energii i potencjał spadku kosztów wytwarzania energii. Temu w istocie służyć ma wprowadzenie Ustawą OZE zróżnicowania wysokości współczynników korekcyjnych. System dostosowywania oraz określania współczynników korekcyjnych na przyszłe okresy powinien być prowadzony w sposób ciągły, przy bieżącej aktualizacji, z uwzględnieniem konsultacji prowadzonych przez rząd. Złożoność i waga problemu (koszty bieżące oraz koszty niezrealizowania zobowiązań międzynarodowych) oraz dynamika zmian otoczenia uzasadniają powołanie stałej rady lub interdyscyplinarnego zespołu ds. aktualizacji kosztów OZE, weryfikacji niezbędnego poziomu wsparcia oraz oceny skutków braku zmiany lub wprowadzenia zmiany w systemie wsparcia, ew. odpowiednich korekt dostosowawczych KPD. 67 6. Podsumowanie i wnioski 1. W opracowaniu, zgodnie ze zleconym zakresem pracy, wykonano analizy ekonomiczne inwestycji w nowe odnawialne źródła energii (OZE), dla przyjętego jako typowy projektu inwestycyjnego w warunkach polskich, wybranego dla każdego z 22 poddanych analizie rodzajów instalacji OZE, o zróżnicowanych kosztach, stopniu rozwoju technologicznego i potencjale. Wyniki poddano szczegółowej analizie i porównaniom w celu wyznaczenia kosztów energii i niezbędnej wysokości wsparcia dla poszczególnych OZE. 2. W oparciu o przepisy dotyczące nowego systemu wsparcia określone w projekcie ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia z dnia 09.10.2012 r., (wersja 2.0.2.), w szczególności dotyczące zasad zróżnicowania poziomu dopłat do energii z OZE, opracowano jednolitą metodykę określenia średnich (rozłożonych na cały okres wparcia) kosztów wytwarzania energii elektrycznej (tzw. LCOE) we wszystkich rodzajach nowobudowanych w okresie do 2018 roku instalacji OZE przewidzianych do wsparcia eksploatacyjnego w Polsce oraz przedstawiono propozycję sposobu obliczania i określono wysokość współczynników korekcyjnych (WK) w odniesieniu do poszczególnych rodzajów instalacji OZE o różnych zakresach mocy zainstalowanej, oddawanych do użytku w kolejnych latach. 3. Podjęto próbę zobiektywizowania danych wejściowych do opracowanego modelu ekonomicznego i analiz kosztów LCOE poprzez ich zbieranie w ramach badań ankietowych - uzyskano 72 ankiety od inwestorów, dotyczące 19 technologii OZE zrealizowanych w Polsce (na 22 technologie poddane analizie). Na tej podstawie dokonano wyboru i analizy reprezentatywnych inwestycji, tzw. biznesowych studiów przypadku, realnie zbudowanych w Polsce instalacji OZE, wspartej weryfikacją - zestawieniem z odpowiednio dobieranymi, dla każdego przypadku indywidualnie, zagranicznymi danymi referencyjnymi uzyskanymi w efekcie krytycznego przeglądu literatury przedmiotu. 4. Stwierdzono, że określenie minimalnej wysokości WK niezbędnej do podjęcia decyzji o realizacji nowych inwestycji i potrzeba uwzględnienia przez ustawodawcę wraz z wejściem w życie projektowanej regulacji wysokości wsparcia na kolejnych 5 lat dla realnych warunków w jakich realizowane będą i oddawane do użytku nowe instalacje OZE w latach 2014-2018, wymaga prowadzenia analiz w cenach bieżących (z uwzględnieniem inflacji). 5. Współczynnik korekcyjny określony dla danego roku oddania do użytku instalacji OZE jest stałym (niezmiennym) mnożnikiem ceny świadectwa pochodzenia energii z OZE, jaki należałoby zastosować w ciągu 15-letniego okresu wsparcia, aby zapewnić inwestorowi minimalną stopę zwrotu z inwestycji, określoną kosztem kapitału własnego. Tak zdefiniowany współczynnik korekcyjny jest jednocześnie miarą względnej luki finansowej pomiędzy rozłożonym kosztem energii LCOE z danego OZE, a zdyskontowanym w okresie wsparcia kosztem energii elektrycznej w hurcie (luka kosztowa), odniesionym do rozłożonej ceny świadectwa pochodzenia w okresie 15 lat, tj. wtedy kiedy wsparcie przysługuje danemu inwestorowi. 6. Obliczony średni koszt energii z całej grupy 22 analizowanych technologii OZE na 2013 rok wynosi 0,52 zł/kWh. Jednocześnie średnioroczny spadek kosztów LCOE w całej rozpatrywanej grupie technologii OZE (w cenach bieżących, z inflacją) w okresie 20132018 wynosi ponad 2%. Wyniki badań wskazują na znaczące zróżnicowanie parametrów charakteryzujących różne instalacje OZE i kosztów LCOE oraz różną dynamikę spadku kosztów LCOE w okresie 5 rozpatrywanych lat. 68 7. Najniższe koszty LCOE dla inwestycji z 2013 roku wykazują instalacje spalania wielopaliwowego (współspalanie biomasy z węglem) oraz wytwarzania energii elektrycznej z gazu wysypiskowego, odpowiednio 300 zł/MWh i 200 zł/MWh. W obszarze wytwarzania energii poniżej średnich kosztów w całej analizowanej grupie 22 analizowanych elektrowni i elektrociepłowni OZE znajdują się elektrownie i elektrociepłownie na biomasę - 330-510 zł/MWh, lądowe farmy wiatrowe - 350 zł/MWh oraz elektrownie na oczyszczalniach ścieków (na osad ściekowy) – 420 zł/MWh, duże elektrownie wodne -450-470 zł/MWh i większe elektrownie fotowoltaiczne – 490-510 zł/MWh. Najwyższe koszty wytwarzania energii wykazują: biogazownie rolnicze 570-680 zł/MWh, elektrociepłownie na biopłyny – 750 zł/MWh oraz elektrownie geotermalne – 1530 zł/MWh (dwie ostatnie technologie obecnie jeszcze nie są stosowane w Polsce). Jednocześnie technologie OZE o najniższych koszach LCOE w 2013 roku (gaz składowiskowy, biomasa) nie wykazują możliwości spadku kosztów na przyszłe lata (okresy). Wręcz przeciwnie, koszty LCOE z uwzględnieniem inflacji rosną w okresie do 2018 o 5-8%. Niektóre z technologii OZE wykazują wyraźną tendencję spadkową w okresie 5 rozpatrywanych lat. Należą do nich elektrownie fotowoltaiczne (spadek kosztów w okresie rzędu 26-28%) i - w dalszym ciągu - lądowe farmy wiatrowe. 8. Analiza krzywych kosztów energii z instalacji OZE budowanych w kolejnych latach, w zestawieniu z prognozą hurtowych cen energii do 2030 roku pokazuje, że w przypadku współspalania biomasy z węglem i wytwarzania energii z biogazu składowiskowego koszt energii LCOE jest w analizowanym okresie czasu niższy od prognozowanej ceny rynkowej energii. Przed 2020 rokiem nastąpi zrównanie kosztu wytworzenia energii (obliczonego dla danego roku) z prognozowaną ceną energii, czego wyrazem jest przecięcie krzywych kosztów energii (ok. 350 zł/MWh) z nowobudowanych elektrowni fotowoltaicznych z ceną energii i wyeliminowanie kolejnej luki finansowej (oraz potrzeby wsparcia). Ok. roku 2021 kolejne trzy technologie OZE oddawane wówczas do użytku staną się w pełni konkurencyjne (375-380 zł/MWh). Będą to elektrownie na dedykowaną biomasę o mocach 10-50 MW, lądowe farmy wiatrowe oraz małe systemy fotowoltaiczne. Wyniki modelowania wskazują, że w latach 2022-2024 próg komercjalizacji (przy cenie 400-410 zł/MWh) przekroczą nowobudowane małe elektrownie wiatrowe oraz duże elektrownie na biomasę. Przed 2030 rokiem (2027), skomercjalizowane zostać mogą duże elektrociepłownie na biomasę. 9. Ze względu na relację kosztów produkcji energii (LCOE) i ceny energii elektrycznej w hurcie, nowe inwestycje w technologię współspalania oraz gazu wysypiskowego nie wymagają wsparcia (WK=0). W przedziale 0-1 mieści się współczynnik korekcyjny dla lądowych farm wiatrowych - WK=0,92 oraz duże elektrownie dedykowane na paliwo biomasowe (10-50 MW) – WK=0,81. Przed 2018 rokiem WK o wartości mniejszej od jedności osiągną dodatkowo dwa inne rodzaje OZE: największe elektrownie na biomasę o mocy powyżej 50 MW – WK=0,97 (w 2018 r.) oraz elektrownie fotowoltaiczne: dla 2018 roku odpowiednio dla elektrowni o mocach powyżej 1000 kW – WK=0,8 i dla elektrowni o mocach 100-1000 kW – WK=0,9. Pozostałe OZE wymagają WK wyższych od jedności w całym okresie. 10. Uwzględniając szczegółowo analizowane w pracy i przyjęte współczynniki degresji kosztów CAPEX i OPEX (np. dla systemów fotowoltaicznych, w cenach bieżących, odpowiednio 8% i 4% rocznie), najszybszy spadek wysokości WK w okresie 2013-2018 występuje w przypadku instalacji fotowoltaicznych (ok. 10% rocznie). Jednocześnie w przypadku niektórych technologii w cenach bieżących następuje wzrost wartości WK (elektrownie 69 wodne - średnio o ok. 2% rocznie, biogazownie rolnicze i mniejsze elektrownie i elektrociepłownie na biomasę – o ok 1%). Największy wpływ na wysokość współczynników korekcyjnych wywiera cena sprzedaży świadectw pochodzenia (w szczególności dla biogazu), współczynnik wykorzystania mocy (w szczególności dla biomasy i energetyki wiatrowej) oraz wysokość nakładów inwestycyjnych (dla energetyki wiatrowej, wodnej i fotowoltaiki). 11. W sposób najbardziej neutralny (bez uwzględniania jakichkolwiek instrumentów wsparcia i zaburzeń na rynku) oraz możliwe najbardziej zobiektywizowany i umożliwiający względne porównania (dla różnych OZE) i analizy, obliczono średnie koszty energii LCOE. Nieco większym zakresem niepewności oraz ograniczeniami wynikającymi z przyjętej metody obarczone są wyniki obliczeń WK. Przyjęta metodyka liczenia kosztów energii LCOE i bazujący na niej model ekonomiczny oraz zasady wsparcia zaproponowane w projekcie ustawy o OZE pozwalają na określnie wysokości WK (który z założenia jest większy od zera) dla każdej instalacji OZE i prowadzenie analiz optymalizujących koszty, o ile dla danego roku koszty wytwarzania energii z danego OZE są wyższe od kosztów hurtowych energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Zakres stosowalności obliczonych wysokości WK jest też ograniczony generalnym założeniem o niezmienności regulacji i modelu obecnego rynku energii elektrycznej w okresie do 2018 roku i ryzykiem błędu długoterminowych prognoz cen energii oraz cen świadectw pochodzenia. Wobec niepewności co do rynku energii i wysokiej dynamiki zmian kosztów technologii OZE (uwzględnionej w analizach LCOE), w sposób naturalny ryzyko błędu (a z drugiej strony ryzyko inwestycyjne) w wyznaczeniu najbardziej adekwatnej dla rzeczywistych warunków minimalnej wysokości WK dla każdego z OZE może wzrastać dla kolejnych lat 2014-2018. Dlatego rozważyć należy możliwość skrócenia okresu obowiązywania wysokości WK (zgodnie z obecnym projektem regulacji WK powinny być jednoznacznie określone dla inwestycji planowanych do oddania do użytku w kolejnych 5 latach) lub określenia warunków przy których ustawodawca (lub Minister Gospodarki) ma prawo zmienić wysokości WK. 12. Kwestia podtrzymania produkcji energii z OZE (w instalacjach istniejących) na obecnym poziomie nie mieściła się w zakresie niniejszej pracy. Rozważano natomiast możliwości wyprodukowania w latach 2013-2020 dodatkowych 16-20 TWh energii elektrycznej z OZE, które konieczne będą do wypełnienia założonych w KPD celów na 2020 rok, przy wykorzystaniu zasobów krajowych, które co do zasady są „odnawialne” ale w przypadku niektórych rodzajów OZE (energetyka wodna, biomasa) są jednak ograniczone jeśli chodzi o zasoby ekonomiczne w powiązaniu z infrastrukturą techniczną. Obecny KPD nie uwzględnia możliwości transferu statystycznego ani importu biomasy, co wydaje się założeniem w pełni racjonalnym. Należy zatem sięgnąć po technologie w tym momencie jeszcze „droższe”, ale mające oparcie w niewykorzystanym krajowym potencjale odnawialnych zasobów energii i potencjał spadku kosztów wytwarzania energii. Temu w istocie służyć ma wprowadzenie Ustawą OZE zróżnicowania wysokości współczynników korekcyjnych. 13. Analiza kosztów w różnych zakresach mocy potwierdza istnienie efektu skali (spadek kosztów energii wraz ze wzrostem mocy instalacji) – co do zasady instalacje większe wykazują niższe koszty produkcji energii, co szczególnie jest widoczne w przypadku energetyki wiatrowej i fotowoltaiki, a mniej spektakularne w przypadku biogazu i jeszcze mniej w przypadku biomasy i energetyki wodnej. Jednocześnie dynamiczna analiza trendów wskazuje na szybsze spadki kosztów (zarówno CAPEX, OPEX jak i LCOE) w instalacjach o mniejszej mocy. Szersza analiza uzyskanych wyników prowadzi zatem do 70 wniosku, że nie można ograniczyć się do wspierania wyłącznie najtańszych technologii, o ile nie mamy pewności, że ich potencjał techniczny (dostęp do infrastruktury sieciowej) i ekonomiczny (dostęp do zasobu po akceptowalnym koszcie) są wystarczające do realizacji celów na 2020 rok, tym bardziej, że KPD zakłada wykorzystanie wyłącznie zasobów krajowych. Niektóre technologie, aczkolwiek obecnie „tanie” ze względu na wartość LCOE, mają niewielki potencjał – w praktyce już niewiele nowych projektów może zostać zrealizowanych w oparciu o krajowe zasoby i przyczynić się do optymalnej kosztowo realizacji KPD. Pod znakiem zapytania stoi także utrzymanie, nawet do 2020 roku, produkcji energii z istniejących instalacji „tanich” (w sensie krótkoterminowego kosztu krańcowego). 14. Wyniki analiz w znacznej mierze potwierdziły dane kosztowe przedstawione w ocenie skutków regulacji projektu (OSR) ustawy o OZE, na których bazować ma nowy system wsparcia OZE. Nowym elementem niniejszej pracy było policzenie kosztów produkcji energii ze wszystkich OZE wg standaryzowanej metody LCOE. Zasadniczą zmianą w odniesieniu do sposobu określania współczynników korekcyjnych w niniejszej pracy w stosunku do OSR było posłużenie się w analizach cenami bieżącymi zamiast cen stałych. Pomimo luk w dostępie do niektórych informacji kosztowych wykonane analizy posłużyły wszechstronnej weryfikacji, aktualizacji i uszczegółowieniu niektórych danych, ich spójnemu przedstawieniu i stworzyły możliwość dalszej optymalizacji krajowego systemu wsparcia OZE, w oparciu o przygotowany do tego celu model ekonomiczny, 15. Ramy czasowe przeprowadzonej analizy w zakresie wyznaczania współczynników korekcyjnych (do końca 2018 roku) i długie cykle inwestycyjne w energetyce odnawialnej większych mocy, w sytuacji gdy aktualne zobowiązania międzynarodowe w zakresie OZE obowiązują od 2010 roku i sięgają 2020 roku, wskazują, że niezbędne jest szybkie zakończenie 3-letniego procesu prac nad szeroko konsultowanym projektem ustawy o OZE i pilne (z początkiem 2014 roku) wdrożenie nowego systemu wsparcia. Utrzymywanie stanu niepewności podniesie koszty kapitału (założone w pracy na stosunkowo niskim poziomie, lecz możliwe do utrzymania jedynie w sytuacji uchwalenia ustawy o OZE w wersji projektu 2.0.2), zwiększy koszty energii z OZE i opóźni rozwój i komercjalizację technologii oraz zwiększy ogólne koszty systemu wsparcia energetyki odnawialnej do 2020 roku i dalej. 16. Dostosowywanie oraz określanie współczynników korekcyjnych na przyszłe okresy powinno jednak odbywać się w sposób ciągły, przy bieżącej aktualizacji, z uwzględnieniem konsultacji prowadzonych przez rząd. Złożoność i waga problemu (koszty bieżące oraz koszty niezrealizowania zobowiązań międzynarodowych) oraz dynamika zmian otoczenia uzasadniają powołanie stałej rady lub interdyscyplinarnego zespołu ds. aktualizacji kosztów OZE, weryfikacji niezbędnego poziomu wsparcia oraz oceny skutków braku zmiany lub wprowadzenia zmiany w systemie wsparcia, ew. odpowiednich korekt dostosowawczych w KPD. 71 Spis tabel Tabela 1.1 Skrócone nazwy elektrowni i elektrociepłowni (grup technologii OZE: T1-T22) objętych analizą, pogrupowane ze względu na technologie OZE z uwzględnieniem podziału wg mocy zainstalowanej ............................................................................................................ 4 Tabela 3.1 Dane przyjęte do modelu obliczeniowego dla biogazowni rolniczych ................... 21 Tabela 3.2 Założenia dot. rocznej degresji* kosztów CAPEX i OPEX dla biogazowni rolniczych .................................................................................................................................................. 22 Tabela 3.3 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi dla biogazowni rolniczych .............................................................................................................. 22 Tabela 3.4 Dane przyjęte do modelu obliczeniowego dla biogazowni składowiskowych ....... 24 Tabela 3.5 Założona, degresja kosztów CAPEX i OPEX dla biogazowni składowiskowych ...... 25 Tabela 3.6 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi dla biogazowni składowiskowych .................................................................................................. 25 Tabela 3.7 Dane przyjęte do modelu obliczeniowego dla biogazowni na oczyszczalniach ścieków ..................................................................................................................................... 27 Tabela 3.8 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX dla instalacji biogazu na oczyszczalniach ścieków ..................................................................................................................................... 27 Tabela 3.9 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi dla biogazowni na oczyszczalniach ścieków................................................................................... 27 Tabela 3.10 Zestawienie danych przyjętych do modelu ekonomicznego spalania biomasy w instalacjach dedykowanych lub hybrydowych ......................................................................... 29 Tabela 3.11 Zestawienie danych i przeliczeń przyjętych do modelu dla spalania biomasy w układach spalania wielopaliwowego. ....................................................................................... 30 Tabela 3.12 Założona struktura udziału kosztów inwestycyjnych CAPEX dla wszystkich analizowanych instalacji spalania biomasy .............................................................................. 30 Tabela 3.13 Porównanie wartości przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi .............. 33 Tabela 3.14 Zestawienie danych przyjętych do modelu dla biopłynów .................................. 35 Tabela 3.15 Założona degresja kosztów CAPEX i OPEX dla biopaliw płynnych........................ 36 Tabela 3.16 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi dla kogeneracji na biopłyny ........................................................................................................... 36 Tabela 3.17 Założenia modelowe dla technologii energetyki wiatrowej ................................ 38 Tabela 3.18 Współczynniki degresji CAPEX i OPEX dla energetyki wiatrowej ......................... 39 Tabela 3.19 Porównanie parametrów przyjętych do obliczeń z danymi referencyjnymi........ 39 Tabela 3.20 Dane wejściowe do modelu dla elektrowni wodnych.......................................... 40 Tabela 3.21 Założony współczynnik degresji kosztów dla technologii energetyki wodnej ..... 42 Tabela 3.22 Dane referencyjne dla małych elektrowni wodnych o mocy do 75 kW ............... 42 Tabela 3.23 Dane referencyjne dla małych elektrowni wodnych o mocy 75 – 1 000 kW ....... 42 Tabela 3.24 Dane referencyjne dla małych elektrowni wodnych o mocy 1 000 – 5 000 kW .. 43 Tabela 3.25 Dane przyjęte do modelu dla siłowni geotermalnej ............................................ 43 Tabela 3.26 Wybrane referencyjne projekty fotowoltaiczne .................................................. 44 Tabela 3.27 Dane wejściowe do modelu dla instalacji fotowoltaicznych ................................ 46 Tabela 3.28 Współczynniki degresji kosztów CAPEX i OPEX dla projektów fotowoltaicznych 47 Tabela 3.29 Porównanie z danymi referencyjnymi dla elektrowni fotowoltaicznych instalowanych na dachach o mocy 100 – 1000 kWp ............................................................... 48 Tabela 3.30 Porównanie z danymi referencyjnymi dla elektrowni fotowoltaicznych instalowanych na gruncie o mocy 100 – 1000 kWp ................................................................. 48 72 Tabela 3.31 Porównanie z danymi referencyjnymi dla elektrowni fotowoltaicznych instalowanych na gruncie o mocy 1000 – 2000 kWp............................................................... 48 Tabela 4.1 Syntetyczne zestawienie podstawowych danych wejściowych do modelu........... 50 Tabela 4.2 Zestawienie parametrów do obliczeń LCOE* ......................................................... 51 Tabela 4.3 Wyniki obliczeń kosztu produkcji energii LCOE* dla instalacji oddawanych do użytku w kolejnych latach (ceny bieżące) ............................................................................... 52 Tabela 4.4 Wyniki obliczeń kosztu produkcji energii LCOE* dla instalacji oddawanych do użytku w kolejnych latach (ceny stałe dla roku bazowego zł’ 2013) ....................................... 53 Tabela 4.5 Porównanie LCOE dla reprezentatywnych rodzajów OZE wg Bloomberg i IEO dla roku 2013 ................................................................................................................... 54 Tabela 5.1 Wyniki obliczeń współczynników korekcyjnych (WK) na lata 2013-2018 uzyskane w wyniku prowadzenia analiz w cenach bieżących ................................................................. 59 Tabela 5.2 Zestawienia obliczonych WK ze współczynnikami korekcyjnymi zaproponowanymi w projekcie Ustawy OZE i dokumentach towarzyszących projektowi ...... 64 Tabela 5.3 Syntetyczne porównanie współczynników korekcyjnych podanych w projekcie Ustawy wprowadzającej do Ustawy OZE z wynikami analizy IEO............................................ 66 Tabela Z4.1 Porównanie wybranych wyników obliczeń WK wyznaczonych przez IEO w cenach stałych (tylko do analiz porównawczych, por. tab. 5.2) z WK określonymi w projekcie ustawy o OZE (za OSR).............................................................................................................. 90 73 Spis rysunków Rysunek 2.1 Prognoza cen hurtowych energii elektrycznej, ceny stałe zł ‘2012 ..................... 15 Rysunek 2.2 Prognoza przyjętej do analizy ceny sprzedaży energii z OZE, ceny bieżące ........ 15 Rysunek 3.1 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX dla biogazowni rolniczych 200-500 kW, 500-1000 kW oraz powyżej 1000 kW ................................................................. 19 Rysunek 3.2 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla biogazowni rolniczych 200-500 kW, 500-1000 kW oraz powyżej 1000 kW ................................................................. 20 Rysunek 3.3 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX dla instalacji biogazu składowiskowego o mocy powyżej 200 kW ............................................................................. 23 Rysunek 3.4 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla instalacji biogazu składowiskowego o mocy powyżej 200 kW ............................................................................. 24 Rysunek 3.5 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX dla instalacji biogazu z oczyszczalni ścieków o mocy powyżej 200 kW ........................................................................ 26 Rysunek 3.6 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla instalacji biogazu z oczyszczalni ścieków o mocy powyżej 200 kW ........................................................................ 26 Rysunek 3.7 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX dla technologii wykorzystujących biomasę ....................................................................................................... 31 Rysunek 3.8 Struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX przyjęta do obliczeń ........................ 31 Rysunek 3.9 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla systemów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła na biopłyny .................................................................................. 35 Rysunek 3.10 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX w przypadku energetyki wiatrowej 200-500 kW oraz powyżej 500 kW.......................................................................... 37 Rysunek 3.11 Założona struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla projektów wiatrowych o mocy 200-500 kW oraz powyżej 500 kW .............................................................................. 38 Rysunek 3.12 Założona struktura kosztów inwestycyjnych CAPEX w przypadku energetyki wodnej ...................................................................................................................................... 41 Rysunek 3.13 Założona struktura kosztów OPEX w przypadku energetyki wodnej ................ 41 Rysunek 3.14 Struktura nakładów inwestycyjnych CAPEX dla elektrowni fotowoltaicznych . 45 Rysunek 3.15 Struktura kosztów eksploatacyjnych OPEX dla elektrowni fotowoltaicznych... 46 Rysunek 4.1 Prognoza kosztów energii z OZE (dla instalacji T1-T22 zbudowanych w kolejnych latach) w zestawieniu z hurtową ceną energii (ceny bieżące). ................................................ 55 Rysunek 4.2 Wyniki analizy wrażliwości kosztów energii LCOE [zł dla roku2013/kWh]z instalacji OZE na zmiany parametru CAPEX. Zakres zmian CAPEX +/-50%. ............................. 57 Rysunek 4.3 Wyniki analizy wrażliwości kosztów energii LCOE [zł dla roku 2013/kWh] z instalacji OZE na zmiany współczynnika wykorzystania mocy (Cf). Zakres zmian CF +/- 20%. 57 Rysunek 5.1 Linia trendu współczynników korekcyjnych dla instalacji OZE (T1-T22) w latach 2013-2018 (dla instalacji oddawanych do użytku w danym roku)........................................... 60 Rysunek Z3.1 Graficzne porównanie średnich wysokości WK - dla wszystkich ..................... 22 analizowanych przez IEO technologii OZE - przy prowadzeniu analiz w cenach bieżących i cenach stałych (w cenach stałych tylko do celów porównawczych). ...................................... 91 74 Definicje, skróty i użyte oznaczenia ARE Agencja Rynku Energii S.A.; biomasa stałe lub ciekłe substancje pochodzenia roślinnego lub zwierzęcego, które ulegają biodegradacji, pochodzące z produktów, odpadów i pozostałości z produkcji rolnej i leśnej oraz przemysłu przetwarzającego ich produkty, a także części pozostałych odpadów, które ulegają biodegradacji, oraz ziarna zbóż niespełniające wymagań jakościowych dla zbóż w skupie interwencyjnym określonych w odpowiednich rozporządzeniach Komisji i Rady (Dz.U. z 2012 r. poz. 1229, 2012 str. 2); BLOOMBERG Bloomberg New Energy Finance; W raporcie jako źródło danych referencyjnych wielokrotnie wykorzystano Clean Energy Research Notes, ‘2011, ‘2012, ‘2013. CF (capacity factor) współczynnik wykorzystania mocy lub współczynnik obciążenia jest to stosunek średniej mocy osiągalnej do mocy znamionowej instalacji; w opracowaniu wyrażany jest w jednostkach h/rok; ceny bieżące ceny faktycznie stosowane w dokonywanych transakcjach kupna-sprzedaży towarów i usług w danym okresie; ceny nominalne ceny uwzględniające inflację; analiza inwestycji w cenach nominalnych wymaga spójnego traktowania inflacji tj. jeżeli w prognozach przepływów finansowych generowanych przez daną inwestycję uwzględniono wzrost cen wynikający z planowanej inflacji, to przepływy te powinny być dyskontowane wymaganą stopą zwrotu również uwzględniającą inflację (nominalne przepływy i wymagane stopy zwrotu); ceny realne ceny uzyskane po dokonaniu korekty o wskaźnik inflacji odzwierciedlający zmianę ich poziomu; analiza inwestycji w cenach realnych wymaga wyłączenia inflacji zarówno z kalkulacji przepływów pieniężnych generowanych przez inwestycję jak i z szacunków stopy dyskontowej (realne przepływy i wymagane stopy zwrotu); ceny stałe (constant prices) ceny z określonego okresu (tzw. okresu bazowego), przyjętego w analizach w celu porównania zmian cen w czasie; posłużenie się cenami stałymi umożliwia wykluczenie z przeprowadzonego porównania wpływu inflacji; analizy z uwzględnieniem cen stałych są szczególnie istotne, gdy bierze się pod uwagę długie przedziały czasowe, na przestrzeni których miały miejsce bardzo duże zmiany wartości nominalnych w powiązaniu z wysoką inflacją; DECC Ministerstwo Energii i Zmian Klimatycznych (ang. Department of Energy & Climate Change, DECC). W raporcie skrótem tym określane są publikacje dotyczące obliczeń kosztów LCOE, którym Ministerstwo patronuje: Department of Energy and Climate Change and ARUPT, Review of the generation costs and deployment potential of renewable electricity technologies in the UK, 2011 Department of Energy and Climate Change, Government response to the consultation on proposals for the levels of banded support under the Renewables Obligation for the period 2013-17 and the Renewables 75 Obligation Order 2012, Londyn dedykowany układ spalania jednostka wytwórcza wytwarzająca energię elektryczną albo energię elektryczną i ciepło, w której w procesie wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła wykorzystywanym paliwem w 100% jest biomasa; hybrydowy układ spalania jednostka wytwórcza wytwarzająca energię elektryczną albo energię elektryczną i ciepło, w której w procesie wytwarzania energii elektrycznej lub ciepła wykorzystywane są nośniki energii wytwarzane oddzielenie w odnawialnych źródłach energii, z możliwością wykorzystania paliwa pomocniczego, i w źródłach energii innych niż odnawialne źródło energii, pracujące na wspólny kolektor oraz zużywane wspólnie w tej jednostce wytwórczej do wytworzenia energii elektrycznej lub ciepła (Dz.U. z 2012 r. poz. 1229, 2012 str. 2); IEA Międzynarodowa Agencja Energetyczna (ang. International Energy Agency). W raporcie wielokrotnie jako źródło danych referencyjnych dla badanych techno logii wykorzystano Renewable Power Generation Costs in 2012: An Overview, ‘2013; IEO Instytut Energetyki Odnawialnej sp. z o.o.; IRENA Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej (ang. International Renewable Energy Agency, IRENA). W raporcie wykorzystano dane i informacje pochodzących z Agencji i skrótem IRENA określane są odwołania m.in. do publikowanych danych o kosztach, np.: Lempp P. i in., Biomass cofiring. Technology Brief, IRE-ETSAP, IRENA, 2013 kogeneracja równoczesne wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej lub mechanicznej w trakcie tego samego procesu technologicznego (Dz.U. 1997 nr 54 poz. 348, 2012); urządzenia stosowane w jednostkach kogeneracji to: - układ gazowo-parowy z odzyskiem ciepła, - turbina parowa przeciwprężna, - turbina parowa upustowo-kondensacyjna, - turbina parowa z odzyskiem ciepła, - silnik spalinowy, - mikroturbiny, - silniki Stirlinga, - ogniwa paliwowe, - silniki parowe, - organiczny obieg Rankine’a, - pozostałe rodzaje technologii pracujących w kogeneracji (Dz. U. Nr 176, poz. 1052, 2011 str. 10253); LCOE (Levelized Cost of Electricity) koszt rozłożony produkcji energii. LCOE jest minimalną ceną, przy której suma zdyskontowanych przychodów jest równa sumie zdyskontowanych kosztów, przy uwzględnieniu kosztów poniesionych na budowę i eksploatację oraz finansowych w danym okresie (zazwyczaj życia jednostki);w ogólnym przypadku koszt LCOE oblicza się jako iloraz wydatków do efektów wyrażonych w wartości bieżącej; NREL Narodowe Laboratorium Energetyki Odnawialnej (ang. National Renewable 76 Energy Laboratory, NREL). W raporcie wykorzystano szereg informacji i danych, określonych skrótem NREL, m.in.: NREL, Black&Veatch, Cost and performance data for power generation technologies, 2012; OECD W raporcie wykorzystano prognozę 2012-2020 cen biomasy pochodzenia rolniczego oraz biopłynów i biopłynów firmowaną przez OECD – tzw. OECDFAO Agricultural Outlook; OSR Dokument „Ocena skutków regulacji” (projekt z dnia 9.10.2012 r.) dotyczący projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia 9.10.2012 r.; produkcja ciepła w skojarzeniu ciepło pobrane bezpośrednio z upustów lub wylotów turbin parowych lub z kotłów odzysknicowych układów turbin gazowych lub silników wewnętrznego spalania (Agencja Rynku Energii, 2011 str. 130); PRYSMA Prysma – Calidad y Medio Ambiente S.A. W raporcie jako dane referencyjne wykorzystano opracowanie Cost and Business Comparison of Renewable vs. Nonrenewable Technologies, ‘2013; spalanie wielopaliwow e jednostka wytwórcza w rozumieniu Prawa Energetycznego, służąca do wytwarzania energii elektrycznej, ciepła lub chłodu, w której biomasa lub paliwo gazowe są spalane wspólnie z paliwami kopalnymi (Ministerstwo Gospodarki, 2012 str. 2); Ustawa OZE Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia 9.10.2012 r., wersja 2.0.2. dostępna na stronie Rządowego Centrum Legislacji; Ustawa wprowadzają ca Projekt ustawy Przepisy wprowadzające ustawę – Prawo energetyczne, ustawę – Prawo gazowe oraz ustawę o odnawialnych źródłach energii z dnia 9.10.2012 r.; WK współczynnik korekcyjny - w projekcie Ustawy OZE jest to współczynnik, który koryguje wysokość równowartości opłaty zastępczej; obowiązuje w danym roku kalendarzowym dla odpowiedniego rodzaju wytwarzania energii elektrycznej w instalacjach odnawialnego źródła energii (Ministerstwo Gospodarki, 2012 str. 12); - w opracowaniu współczynnik korekcyjny sprowadza się do mnożnika ceny świadectwa pochodzenia energii z OZE jaki należałoby zastosować w ciągu 15-letniego okresu wsparcia inwestycji w OZE aby zapewnić inwestorowi minimalną oczekiwaną przez niego stopę zwrotu z inwestycji określoną kosztem kapitału własnego; wysokospraw na kogeneracja wytwarzanie energii elektrycznej lub mechanicznej i ciepła użytkowego w kogeneracji, które zapewnia oszczędność energii pierwotnej zużywanej w: jednostce kogeneracji w wysokości nie mniejszej niż 10% w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego lub jednostce kogeneracji o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW w porównaniu z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w układach rozdzielonych o referencyjnych wartościach sprawności dla wytwarzania rozdzielonego. 77 Wykaz i oznaczenia instalacji OZE objętych analizą ekonomiczną Ozn. T1 T2 T3 T4 T5 Skrócona nazywa (stosowana w opracowaniu) biogaz rolniczy 200-500 kW biogaz rolniczy 500-1000 kW biogaz rolniczy > 1000 kW biogaz - ze składowisk >200 kW biogaz - z oczyszczalni >200 kW biomasa <10 MW T6 biomasa - kogeneracja <10 MW T7 biomasa 10-50 MW T8 T9 biomasa - kogeneracja 10-50 MW biomasa >50 MW T10 biomasa - kogeneracja >50 MW T11 T12 T13 T14 T15 T16 T17 T18 T19 T20 T21 T22 biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) biopłyny wiatr 100-500 kW wiatr >500 kW woda <75 kW woda 75-1000 kW woda 1000-5000 kW geotermalna fotowoltaika- na budynku 1001000 kW fotowoltaika- na gruncie 1001000 kW fotowoltaika -na gruncie 10002000 kW Pełna nazwa instalacji OZE objętych analizą średnich kosztów produkcji energii elektrycznej oraz oceną wielkości luki finansowej (współczynniki korekcyjne) biogazownie rolnicze o mocy zainstalowanej powyżej 200 kW do 500 kW biogazownie rolnicze o mocy zainstalowanej powyżej 500 kW do 1 MW biogazownie rolnicze o mocy zainstalowanej powyżej 1 MW biogazownie wykorzystujące biogaz ze składowisk odpadów o mocy zainstalowanej powyżej 200 kW biogazownie wykorzystujące biogaz z oczyszczalni ścieków o mocy zainstalowanej powyżej 200 kW instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 10 MW instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych w wysokosprawnej kogeneracji (CHP) o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 10 MW instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych o zainstalowanej łącznej mocy eklektycznej powyżej 10 MW do 50 MW instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych w wysokosprawnej kogeneracji (CHP) o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 10 MW do 50 MW instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 50 MW instalacje wykorzystujące biomasę spalaną w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych w wysokosprawnej kogeneracji (CHP) o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej powyżej 50 MW instalacje wykorzystujące biomasę do spalania wielopaliwowego instalacje wykorzystujące biopłyny instalacje wykorzystujące energię wiatru o mocy zainstalowanej powyżej 100 kW do 500 kW instalacje wykorzystujące energię wiatru o mocy zainstalowanej powyżej 500 kW elektrownie wodne o mocy zainstalowanej do 75 kW elektrownie wodne o mocy zainstalowanej powyżej 75 kW do 1 MW elektrownie wodne o mocy zainstalowanej powyżej 1 MW do 5 MW instalacje wykorzystujące energię geotermalną instalacje fotowoltaiczne o mocy zainstalowanej od 100 kW do 1 MW montowane wyłącznie na budynkach instalacje fotowoltaiczne o mocy zainstalowanej od 100 kW do 1 MW montowane wyłącznie poza budynkami instalacje fotowoltaiczne o mocy zainstalowanej powyżej 1 MW do 2 MW 78 Załącznik 1. Raport z badania ankietowego kosztów instalacji OZE Informacje o badaniu W celu zaangażowania uczestników rynku OZE przygotowany został formularz ankiety do zebrania danych dotyczących nakładów inwestycyjnych, kosztów operacyjnych i parametrów finansowych dla analizowanych 22 technologii OZE. Z uwagi na zróżnicowany charakter technologii OZE pytania w ankietach sformułowane były w sposób ogólny, przy czym pozostawiono nieopisane kategorie do uwzględnienia istotnych kategorii kosztów charakterystycznych dla konkretnej technologii i instalacji. Zakres pytań w ankiecie przedstawiają poniższe tabele. 0. Ogólna charakterystyka instalacji O.1 O.2 O.3 O.4 O.5 O.6 O.7 Lokalizacja instalacji Rok uruchomienia instalacji Okres prac wstępnych i przygotowawczych do podjęcia decyzji Okres realizacji inwestycji począwszy od wpisu do dziennika budowy do uruchomienia Moc znamionowa elektryczna Moc znamionowa termiczna Prawa do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej produkowanej w OZE Prawa do świadectw pochodzenia dla energii produkowanej w wysokosprawnej kogeneracji Roczne wykorzystanie energii elektrycznej na potrzeby własne elektrowni / O.9 elektrociepłowni O.10 Roczne wykorzystanie ciepła na potrzeby własne, niezwiązane z produkcją energii O.11 Umowny czas pracy instalacji z pełną mocą nominalną (tzw. "capacity factor"- CF) O.12 O.8 1. Nakłady inwestycyjne, CAPEX rok lata lata MWel MWt TAK/NIE TAK/NIE % % h/rok Koszt całkowity, netto A.1 A.2 A.3 A.4 A.5 Koszty zakupu maszyn, urządzeń Koszty prac budowlanych wraz z urządzeniami na trwałe związanymi z fundamentami Koszty montażu instalacji Przygotowanie projektu (development) Koszty przyłączenia do sieci zł A.6 Inne, nie ujęte powyżej, w tym: usprawnienie linii biogazu, dodatkowy tłumik hałasu zł A.7 A.8 koszty rekomendowanego magazynu energii [...wpisać typ...] zł zł zł zł zł Suma, netto Suma z VAT (stawka 23% na wszystkie elementy) 2. Roczne koszty eksploatacyjne (uśrednione na 15 lat), OPEX B.1 B.2 B.3 Koszty serwisu urządzeń Koszty wymiany urządzeń, uśrednione na rok Koszty dzierżawy Koszt całkowity, netto zł/rok zł/rok zł/rok 79 B.4 B.5 B.6 B.7 Koszty ubezpieczenia Koszty paliwa paliwo 1 (wpisać nazwę, udział procentowy w miksie paliwowymi) paliwo 2 (wpisać nazwę, udział procentowy w miksie paliwowymi) paliwo 3 (wpisać nazwę, udział procentowy w miksie paliwowymi) Inne, nie ujęte powyżej zł/rok zł/rok Suma, netto Suma z VAT (stawka 23% na wszystkie elementy) 3. PARAMETRY FINANSOWE C.1 C.2 C.3 C.4 C.5 C.6 C.7 Udział kapitału własnego w finansowaniu inwestycji Udział kapitału obcego Udział grantu lub dotacji Oprocentowanie zadłużenia Oczekiwana stopa zwrotu zainwestowanego kapitału własnego Okres spłaty kredytu Amortyzacja maszyny i urządzenia budowle C.8 Podatek od nieruchomości C.9 Zakładany okres życia inwestycji C.10 Zakładany okres zwrotu nakładów inwestycyjnych Jedn. % % % % % lata zł/rok zł/rok zł/rok zł/rok lata lata Zidentyfikowano 3 kategorie adresatów ankiet: 1. Stowarzyszenia branżowe OZE 2. Właściciele, operatorzy i wykonawcy instalacji OZE 3. Instytucje – finansujące i inne Realizację badania ankietowego poparł Departament Energii Odnawialnej w Ministerstwie Gospodarki w postaci listu poparcia, podpisanego przez pana Janusza Pilitowskiego, Dyrektora Departamentu. Wykaz firm do których przesłano formularze, w kolejności alfabetycznej: • 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. Stowarzyszenia branżowe: Izba Gospodarcza Gazownictwa Fundacja na rzecz Energetyki Zrównoważonej Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie Izba Gospodarcza Energetyki i Ochrony Środowiska Krajowa Izba Gospodarcza Polska Geotermalna Asocjacja im. prof. Juliana Sokołowskiego Polska Izba Biomasy Polska Izba Gospodarcza Energii Odnawialnej Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. Polskie Stowarzyszenie Biogazu Polskie Stowarzyszenie Energetyki Fotowoltaicznej Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej Polskie Stowarzyszenie Geotermiczne Polskie Towarzystwo Biomasy Polbiom 80 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych Polskie Towarzystwo Energetyki Słonecznej PTES-ISES Polskie Towarzystwo Energetyki Wiatrowej Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki Polskie Towarzystwo Gospodarcze Bioenergii Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Regionalna Izba Gospodarcza w Bełchatowie Stowarzyszenie Energii Odnawialnej Stowarzyszenie Pracodawców RP Towarzystwo Elektrowni Wodnych Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie Towarzystwo Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych Sp. z o.o. Związek Pracodawców Prywatnych Energetyki • 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. Właściciele, operatorzy i wykonawcy instalacji OZE: Biogaz Inwestor Sp. z o.o. Centrum Elektroniki Stosowanej CES Sp. z o.o.; DONG Energy Renewables Polska Sp. z o.o.; EKO ENERGIA Sp. z o.o.; Elektrownie Wodne Sp. z o.o.; ENEA S.A.; Energa S.A.; Energotechnika-Energorozruch S.A. EURO COM PROJECT SP J Gamesa Energia Polska Sp. z o.o.; GEORYT Krzysztof Witkowski (Georyt SOLAR) IBERDROLA RENEWABLES PL Sp. z o.o.; Mondi Świecie S.A.; MPL ENERGY SP Z O O OPA-LABOR SP Z O O OPEC Grudziądz Sp. z o.o.; PEC Gdańsk PEC Lębork PEC Płońsk PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.; PGNIG TERMIKA PGNIG TERMIKA Polish Energy Partners S.A.; Polskie Elektrownie Wiatrowe Sp. z o.o.; PROJEKT-SOLARTECHNIK POLSKA SP Z O O RENVOLT SP Z O O RWE Polska S.A.; SELFA GRZEJNICTWO ELEKTRYCZNE S A SOLDAR S C VENDOR SOLAR POWER SP Z O O VETRO POLSKA SP Z O O (Eneko) WAMTECHNIK SP Z O O • 1. 2. 3. Instytucje – finansujące i inne: BGŻ S.A. Biuro Szwajcarsko-Polskiego Programu Współpracy BOŚ Bank S.A. 81 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. Departament Funduszy Europejskich, Ministerstwo Gospodarki Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Urząd Regulacji Energetyki Wento / Enterprise Investors Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Białymstoku Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Gdańsku Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Kielcach Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Krakowie Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Lublinie Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Łodzi Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Olsztynie Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Opolu Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Poznaniu Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Rzeszowie Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Szczecinie Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Toruniu Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Warszawie Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Zielonej Górze Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej we Wrocławiu Związek Banków Polskich Łącznie wysłanych zostało 85 ankiet, szczegóły przedstawia tabela poniżej. Wysłanych Kategoria ankiet Stowarzyszenia branżowe OZE 29 Przedsiębiorstwa działające w 32 branży Instytucje finansujące 24 razem 85 Dodatkowo, informacje o badaniu ankietowym wraz z formularzem ankiety do pobrania zostały umieszczone na stronie internetowej IEO oraz upowszechnione w serwisach branżowych, w celu umożliwienia wzięcia udziału w badaniu także innym podmiotom, nie wymienionym na ww. liście. Odpowiedzi na ankiety wg technologii przedstawia tabela poniżej Technologia Liczba ankiet Kod biogaz rolniczy 200-500 kW T1 1 biogaz rolniczy 500-1000 kW T2 5 biogaz rolniczy > 1000 kW T3 7 biogaz - ze składowisk >200 kW T4 2 biogaz z oczyszczalni >200 kW T5 11 biomasa <10 MW T6 0 biomasa - kogeneracja <10 MW T7 2 biomasa 10-50 MW T8 1 biomasa - kogeneracja 10-50 MW T9 4 biomasa >50 MW T10 0 biomasa kogeneracja >50 MW T11 1 biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) T12 2 biopłyny T13 0 wiatr 100-500 kW T14 0 wiatr >500 kW T15 19 82 T16 T17 T18 T19 T20 T21 T22 woda <75 kW woda 75-1000 kW woda 1000-5000 kW geotermalna fotowoltaika- na budynku 100-1000 kW fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW fotowoltaika -na gruncie 1000-2000 kW 2 2 3 1 2 3 4 Wyniki ankietyzacji w zakresie nakładów inwestycyjnych i kosztów operacyjnych Na podstawie nadesłanych ankiet obliczone zostały wartości średnie jednostkowych nakładów inwestycyjnych CAPEX i kosztów operacyjnych OPEX. Tabela poniżej przedstawia obliczone wartości średnie, minimalne i maksymalne dla poszczególnych technologii. Podany został również średni współczynnik wykorzystania mocy (oznaczenie CF). Należy zwrócić uwagę, część ankiet zawierała niepełne dane i przypadku braku np. współczynnika wykorzystania mocy do obliczenia wartości jednostkowej przyjmowano wartość średnią dla danej technologii. CAPEX śr Kod T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 T13 T14 T15 T16 T17 T18 T19 T20 T21 T22 Technologia biogaz rolniczy 200500 kW biogaz rolniczy 5001000 kW biogaz rolniczy> 1000 kW biogaz - ze składowisk >200 kW biogaz - z oczyszczalni >200 kW biomasa <10 MW biomasa - kogeneracja <10 MW biomasa 10-50 MW biomasa - kogeneracja 10-50 MW biomasa >50 MW biomasa - kogeneracja >50 MW biomasa – współspalanie (spalanie wielopaliwowe) biopłyny wiatr 100-500 kW wiatr >500 kW woda <75 kW woda 75-1000 kW woda 1000-5000 kW geotermalna fotowoltaika- na budynku 100-1000 kW fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW fotowoltaika -na gruncie 1000-2000 kW CAPEX min CAPEX max OPEX śr OPEX min OPEX max CF (1) 21 898 tys. zł/MW 21 898 21 898 2 802 tys. zł/MW 2 802 2 802 h/rok 7 942 14 691 8 131 20 142 2 952 1 900 3 389 8 076 15 056 11 479 17 978 2 584 1 616 3 716 7 466 5 226 3 452 7 000 1 163 876 1 451 8 161 10 866 4 505 29 693 430 30 1 437 5 849 b.d. 22 639 b.d. 6 918 b.d. 38 359 b.d. 2 170 b.d. 770 b.d. 3 570 b.d. 6 163 12 921 22 227 12 921 5 600 12 921 43 817 2 343 3 009 2 343 1 148 2 343 4 545 7 000 6 713 b.d. 775 b.d. 775 b.d. 775 b.d. 0 b.d. 0 b.d. 0 b.d. 6 919 1 566 12 272 1 629 1 397 1 861 5 040 b.d. b.d. 6 241 12 628 10 872 26 670 b.d. 8 417 b.d. b.d. 2380 8 091 10 233 15 918 b.d. 7 740 b.d. b.d. 8 030 17 164 11 512 47 333 b.d. 9 094 b.d. b.d. 191 998 114 242 b.d. 64 b.d. b.d. 0 998 0 0 b.d. 49 b.d. b.d. 482 998 227 508 b.d. 79 b.d. b.d. 2 412 4 150 2 920 4 050 b.d. 1 050 6 403 5 313 7 154 100 33 173 1 198 5 931 5 242 6 281 110 65 146 1 449 (1) CF – współczynnik wykorzystania mocy (ang. Capacity Factor) 83 Wykaz nadesłanych ankiet T2 Firma biogaz rolniczy 200-500 kW Inwestor biogazowy biogaz - rolniczy 500-1000 kW WFOŚiGW w Szczecinie Inwestor Gospodarstwo Rolne BIOGAZ T.Z. Śmiechowscy sp. z o. o. Ośrodek Hodowli Zarodowej GAJEWO sp. z o.o Green Energy Sp. z o.o. T3 T3 T3 T3 T3 biogaz - rolniczy > 1000 kW BIOENERGY PROJECT SP. Z O.O. CEERES Eko-Energia Grzmiąca Sp. z o.o. Bio Alians Skarżyn Sp. z o.o. "Bio-power" sp. z o.o. Kod T1 T2 T2 T2 T2 T3 T3 Nadmorskie Elektrownie Wiatrowe Darżyno Sp. z o.o. Polskie Biogazownie Energy Zalesie Sp. z o.o. T4 biogaz - ze składowisk > 200 kW ENER-G Polska Sp. z o.o. T4 Hedeselskabet Sp. z o.o. T5 T5 T5 T5 T5 T5 T5 T5 T5 T5 T5 T6 T7 T7 T8 T9 T9 T9 biogaz z oczyszczalni > 200 kW Gdańska Infrastruktura WodociągowoKanalizacyjna Sp. z o.o. WFOŚiGW Miejskie Przedsiębiorstwo Gospodarki Komunalnej w Krośnie Sp. z o.o. MPWiK Sp. z o.o. w Łomży OCZYSZCZALNIA ŚCIEKÓW "WARTA" S.A. Zakład Wodociągów i Kanalizacji Sp. z o. o. w Szczecinie Zakład Wodociągów i Kanalizacji Sp. z o. o. w Szczecinie GMINA PIASECZNO "Wodociagi Kieleckie" sp. z o.o. Zabrzańskie Przedsiębiorstwo Wodociągów i Kanalizacji Sp. z o.o. biomasa < 10 MW brak danych biomasa - kogeneracja < 10 MW Miejski Zakład Gospodarki Odpadami Komunalnymi Sp. z o.o. P.U.H.P. „LECH” Sp. z o.o. biomasa 10-50 MW Polish Energy Partners S.A. biomasa kogeneracja 10-50 MW ENERGA-kKogeneracja Sp. Z o.o. Inwestor CHP ZAKŁAD UNIESZKODLIWIANIA ODPADÓW Adres Osoba kontaktowa Zgoda82 NIE 71-323 Szczecin, ul. Solskiego 3 Piotr Grabarczyk Jaromierz 3b, 77-300 Człuchów Piotr Śmiechowski TAK NIE TAK Kałdowo 2 Piotr Brudnicki TAK Al. Ujazdowskie 18 lok. 8, 00-478 Warszawa Żaneta Domagalska TAK 02-654 WARSZAWA, UL. RAJSKA 4/23 02-676 Warszawa ul. Postępu 1 ul. Sportowa 5, 78-450 Grzmiąca Solec 81b lok 73a, 00-328 Warszawa ul. Zahajkowska 11, 21-560 Międzyrzec Podlaski 80-516 Gdańsk, Łozy 21 Grzegorz Grzyb Maria Dąbrowska Arkadiusz Witowski Marek Biedrzycki Henryk Ignaciuk TAK TAK TAK TAK TAK Marcin Tomaszewski TAK Al. Rożdzieńskiego 188, 40-203 Katowice Rafał Zarzeczny / Sławomir Piwowarski TAK 02-366 Warszawa, ul. Bitwy Warszawskiej 1920r 7 ul. Grzybowska 2 lok. 80; 00-131 Warszawa Marta Kubara Karlikowska Ewa Małkińska TAK Gdańsk Wojciech Walczak TAK 53-148 Wrocław ul. Jastrzębia 24 38-400 Krosno, ul. Fredry 12 Krystyna Sakowska Zdzisław Syzdek TAK TAK 42 -201 CZESTOCHOWA ul. SREBRNA 172/188 ul. Maksymiliana Golisza 10, 71-682 Szczecin ul. Maksymiliana Golisza 10, 71-682 Szczecin KOŚCIUSZKI 5, 05-500 PIASECZNO ul Krakowska 64 25-701 Kielce Maszewo 39A,woj.mazowieckie ul. Wolności 215, 41-800 Zabrze WIESŁAW BAWOR TAK TAK Ewa Nowicka TAK Ewa Nowicka TAK HALINA KURDEL Stanisław Ciołak TAK TAK TAK TAK Sulańska 13 Andrzej Drewniak TAK ul. Kombatantów 4, 15-110 Białystok Alina Pisiecka TAK Wiertnicza 169, 02-952 Warszawa Artur Salamonik TAK 0 0 UL. CZESŁAWA 9; 71-504 Szczecin DANIEL ŚLIWIŃSKI TAK NIE TAK Danuta Bochyńska Podloch TAK 82 Odpowiedź twierdząca oznacza zgodę na udostępnienie wszystkich danych podanych w ankiecie organom administracji państwowej. Odpowiedź odmowna oznacza, że dane pozostaną całkowicie anonimowe (po weryfikacji wykorzystane do wyliczeń wartości referencyjnych). 84 Kod T9 T10 Firma SP. Z O.O. W SZCZECINIE Międzygminny Kompleks Unieszkodliwiania Odpadów ProNatura Adres 85-893 Bydgoszcz, Prądocińska 28 Osoba kontaktowa Bożena JarzębeckaLoda (finanse), Tomasz Gulczewski (techniczne) T13 T14 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T15 T16 T16 T17 T17 T18 T18 T18 T19 T20 T20 T21 T21 T21 TAK biomasa > 50 MW brak danych biomasa – kogeneracja > 50 MW NIE T11 T12 T12 Zgoda82 biomasa współspalanie (spalanie wielopaliwowe) OPEC GRUDZIĄDZ ul. Budowlanych 7, 86-300 Grudziądz Stora Enso Poland S.A. Ul. I Armii Wojska Polskiego 21; 07-401 Ostrołęka Biopłyny brak danych wiatr 100-500 kW brak danych wiatr > 500 kW Amon Sp. z o.o. Wiertnicza 169, 02-952 Warszawa WFOŚiGW 71-323 Szczecin, ul. Solskiego 3 ELSETT Electronics Spółka Jawna Ernest i ul. Kościelna 12, 64-100 Leszno Danuta Schmidt Breva Sp. z o. o. al.. Wojska Polskiego 156 KSM Energia Sp. z o.o. Małopolska 43, 70-515 Szczecin Nadmorskie Elektrownie Wiatrowe Darżyno 80-516 Gdańsk, Łozy 21 Sp. z o.o. Polish Energy Partners SA Ul. Wiertnicza 169, 02-952 Warszawa Polish Energy Partners SA Ul. Wiertnicza 169, 02-952 Warszawa Polish Energy Partners SA Ul. Wiertnicza 169, 02-952 Warszawa Developer projektów wiatrowych Developer projektów wiatrowych Developer projektów wiatrowych Developer projektów wiatrowych Developer projektów wiatrowych Talia Sp. z o.o. Wiertnicza 169, 02-952 Warszawa Developer projektów wiatrowych Developer projektów wiatrowych WFOŚiGWwe Wrocławiu 53-148 Wrocław, ul.Jastrzębia 24 Developer projektów wiatrowych woda < 75 kW WFOŚiGWw Lublinie ul. Spokojna 7, 20-074 Lublin Towarzystwo Rozwoju Małych Elektrowni ul. Królowej Jadwigi 1, 86-300 Wodnych Grudziądz woda 75-1000 kW Kwisa km 36+132 Towarzystwo Rozwoju Małych Elektrowni ul. Królowej Jadwigi 1, 86-300 Wodnych Grudziądz woda 1000-5000 kW WFOŚiGWwe Wrocławiu 53-148 Wrocław, ul.Jastrzębia 24 Towarzystwo Rozwoju Małych Elektrowni ul. Królowej Jadwigi 1, 86-300 Wodnych Grudziądz Siarzewo (w rejonie 706,4 km rzeki ) geotermalna Polskie Stowarzyszenie Geotermiczne Al.. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków fotowoltaika - na budynku 100-1000 kW RenCraft Sp. z o.o. ul. Jagiellońska 94C Euro Com Project Nowiński, Zamroczyńska ul. Obrońców Mogilna 3 Sp. j. fotowoltaika- na gruncie 100-1000 kW E1 Amber Energia Wytwarzanie Sp. z o.o. ul. Pastorczyk 12, 18-500 Kolno E3 Amber Energia Wytwarzanie Sp. z o.o. ul. MC Skłodowskiej 3/63, 15-094 Białystok Energia Wierzchosławice Sp. z o.o. Wierzchosławice 550 Paweł Lipecki Rafał Kulesza TAK TAK Marcin Lohmann Piotr Grabarczyk Ernest Schmidt TAK TAK TAK 0 Grzegorz Małaszuk Marcin Tomaszewski TAK TAK TAK Marek Marzec Marek Marzec Marek Marzec TAK TAK TAK NIE NIE NIE NIE NIE TAK TAK NIE TAK NIE Marcin Lohmann Alicja Nowakowska Małgorzata Tomczak Andrzej Grześ TAK TAK Andrzej Grześ TAK TAK Alicja Nowakowska Andrzej Grześ TAK TAK TAK Beata Kępińska TAK Artur Serkowski Łukasz Nowiński TAK TAK Przemysław Pięta Przemysław Pięta TAK TAK Prezes Zarządu Bogdan Gugul TAK fotowoltaika- na gruncie 1000-2000 kW 85 Kod T22 T22 T22 T22 Firma Śrem Solar Energy Sp. z o.o. DuSoleil Sp. z o.o. E2 Amber Energia Wytwarzanie Sp. z o.o. Adres ul. Staszica 6, 63-100 Śrem 90-349 Łódź, ul. Tymienieckiego 20 ul. Pastorczyk 12, 18-500 Kolno Osoba kontaktowa Łukasz Bald Jan BORYCZKO Arkadiusz Pewniak Przemysław Pięta Zgoda82 TAK TAK TAK TAK 86 Załącznik 2 Sposób obliczania współczynnika korekcyjnego dla spalania wielopaliwowego Poniżej podana jest zależność na wysokość współczynnika korekcyjnego –WK (ogólna zależność podana jest na str. 16 opracowania) obliczanego dla przypadku spalania wielopaliwowo - WK(b), z wykorzystaniem danych z analizy LCOE, ogólnych założeń wynikających z projektu ustawy o OZE oraz z uwzględnieniem specyfiki współspalania jako inwestycji modernizacyjnej, która pozwala na produkcję energii z OZE (biomasy), ale jednocześnie w tej samej instalacji obniża w tej samej proporcji produkcję energii z węgla. WKb = ∑ I # + M # + F # − ETSU # + CK # RV# RE # Ce − Kw ∙ E & − − ∑ 1 + r + ∑ 1 + r 1 + r 1 + r RC # ∑ 1 + r lub w sposób przybliżony do analiz pomocniczych (po uwzględnieniu zależności na LCOE*): WKb = LCOE ∗ ∙ ∑ E # RE # Ce − Kw ∙ E & − ∑ 1 + r + ∑ 1 + r 1 + r RC # ∑ 1 + r Oznaczenia: WK(b) – współczynnik korekcyjny dla spalania wielopaliwowego określony na 15-letni okres wsparcia Itb – nakłady inwestycyjne dla spalania wielopaliwowego w roku t-tym, Mtb – dodatkowe koszty operacyjne (wydatki eksploatacyjne) stałe w roku t-tym; w ogólnym przypadku przyjęto, że koszty operacyjne stałe w obiektach współspalających do 10% biomasy nie rosną w sposób istotny Mtb=0, Ftb –koszty operacyjne zmienne na eksploatację w części „biomasowej” zrealizowanej inwestycji: wydatki na paliwo w postaci biomasy stałej lub biopłynów w roku t-tym,], ETSUtb - uniknięte koszty na zakup uprawnień do emisji CO2 w przypadku częściowego zastępowania węgla biomasą (spalanie wielopaliwowe) w elektrowniach objętych systemem handlu emisjami (o mocy powyżej 20 MW), , CKtb – przychody ze sprzedaży ciepła z biomasy w systemach kogeneracyjnych, ponad zużycie ciepła na potrzeby własne,; w elektrowniach CKtb=0, RE # - przychody ze sprzedaży energii z biomasy w roku t-tym wg ceny rynkowej. W przypadku współspalania przyjęto, że ilość energii z biomasy (Etb) jest taka sama jak ubytek energii produkowanej z węgla (Etw) i jest ona sprzedawana po tej samej cenie przed i po modernizacji (bez zmiany kontraktu na dotychczasową sprzedaż energii z elektrowni węglowej), która odpowiada bieżącej cenie rynkowej na rynku konkurencyjnym, RVb – wartość rezydualna dla inwestycji modernizacyjnej służącej dodatkowej produkcji energii z biomasy, obliczona metodą likwidacyjną83, 83 Aktywa trwałe dla badanych przypadków po 15 latach nie będą w całości zamortyzowane; przyjęto założenie że cena sprzedaży będzie zbliżona do wartości księgowej netto (wartości rezydualnej nie opodatkowano). 87 RCtb – przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii z OZE dla spalania wielopaliwowego w roku t-tym Etb -produkcja energii z biomasy w roku t-tym [kWh], równa zmniejszaniu produkcji energii z węgla Etw; Etb=-Etw, Ce- cena hurtowa energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym,[zł/MWh]; przyjęto 230 zł/MWh w 2013 roku, Kw – koszt zużytego paliwa podstawowego przy wyprodukowaniu 1 MWh energii elektrycznej, 56 zł/MWh w 2013 rokuzł r – stopa dyskontowa, tu: koszt kapitału własnego inwestora, t - kolejny rok okresu wsparcia (do 15 lat, N=15), LCOE* – zmodyfikowany jednostkowy uśredniony koszt produkcji energii elektrycznej z biomasy w okresie 15 lat z uwzględnieniem korzyści nie związanych bezpośrednio z produkcją energii elektrycznej i możliwych do uzyskania na rynku uprawnień do emisji CO2 i na rynku ciepła z kogeneracji [zł(2013 r.)/kWh].zł Analogicznie jak w przypadku wzoru na LCOE, także powyższa zależność wymaga dodatkowego komentarza i dostosowania w przypadku analizowania inwestycji w instalacje wykorzystujące biomasę do spalania wielopaliwowego w ramach dostosowania działających kotłów węglowych do współspalania biomasy (technologia T12). W tym przypadku umownym kosztem paliwa Ftb są wydatki na paliwo w postaci biomasy stałej (ew. biopłynów). Przy założeniu, że technologia współspalnia nie obniża istotnie wydajności i produktywności całej instalacji w stosunku do stanu sprzed modernizacji, trzeba uwzględnić że obniża dochody ze sprzedaży energii z węgla, co uwzględniono we wzorze jako różnicę utraconych przychodów z zastąpionej energii z węgla energią z OZE oraz kosztów zmiennych węgla który byłby spalony. Powyższe korekty ogólnej zależności na obliczenie wysokości współczynników korekcyjnych nie zmieniają sensu uzyskiwanych wyników i możliwości ich porównywania z innymi technologiami. Tak jak w przypadku ogólnym (w odniesieniu do wszystkich analizowanych instalacji OZE) współczynnik korekcyjny sprowadza się do mnożnika ceny świadectwa pochodzenia energii z OZE jaki należałoby zastosować w ciągu 15-letniego okresu wsparcia inwestycji w OZE aby zapewnić inwestorowi minimalną oczekiwaną przez niego stopę zwrotu z inwestycji określoną przyjętym (takim samym dla wszystkich badanych inwestycji, niezależnie od dotychczasowej zyskowności lub możliwych inwestycji alternatywnych) kosztem kapitału własnego. Tak zdefiniowany i obliczony współczynnik korekcyjny jest jednocześnie względną luką finansową pomiędzy rozłożonym kosztem energii LCOE* a zdyskontowanym w okresie wsparcia kosztem energii elektrycznej w hurcie (luka kosztowa), odniesionym do rozłożonej ceny świadectwa pochodzenia w okresie 15 lat, tj. wtedy kiedy wsparcie przysługuje inwestorowi. 88 Załącznik 3. Plik Excel - arkusz z modelem ekonomicznym i wynikami analiz 89 Załącznik 4. Zestawienie wysokości współczynników korekcyjnych wyznaczonych różnymi metodami Poniżej w tabeli Z4.1 i na wykresie przedstawiono w celach porównawczych zestawienie współczynników korekcyjnych wyznaczonych (WK) przez IEO w efekcie analiz prowadzonych w cenach stałych z 2013 r. z WK określonymi w projekcie ustawy o OZE (w cenach stałych z 2012 r.) oraz średnich WK obliczonych w analizie prowadzonej przez IEO z wykorzystaniem cen bieżących i cen stałych. Tabela Z4.1 Porównanie wybranych wyników obliczeń WK wyznaczonych przez IEO w cenach stałych (tylko do analiz porównawczych, por. tab. 5.2) z WK określonymi w projekcie ustawy o OZE (za OSR) (źródło: opracowanie własne) Instalacja OZE do wsparcia systemem ŚP biogaz rolniczy 200-500 kW biogaz rolniczy 500 kW-1MW biogaz rolniczy >1MW biogaz wysypiskowy >200 kW biogaz z oczyszczalni ścieków >200 kW biomasa <10 MW biomasa 10-50 MW biomasa >50 MW biomasa w wysokosprawnej kogeneracji <10 MW biomasa w wysokosprawnej kogeneracji 10-50 MW biomasa w wysokosprawnej kogeneracji >50 MW współspalanie biopłyny en. wiatru 100-500 kW en. wiatru >500 kW el. wodna do 75 kW el. wodna 75 kW-1MW el. wodna 1MW-5MW en. geotermalna PV 100 kW-1 MW na budynkach PV 100 kW-1 MW poza budynkami PV 1 MW-10 MW (w analizie IEO do 2 MW) en. wiatru na morzu el. wodna 5MW-20 MW el. wodna >20 MW kod T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 T8 T9 T10 T11 T12 T13 T14 T15 T16 T17 T18 T19 T20 T21 T22 - 2013 OSR* 1,50 1,45 1,40 1,10 0,75 1,30 1,05 0,95 1,70 1,40 1,15 0,30 1,15 1,20 0,90 1,60 1,70 1,20 2,85 2,75 2,45 1,80 2,00 2,30 2017 IEO** 2,89 2,49 2,19 0,00 1,30 1,71 1,83 0,81 1,04 1,02 1,35 (-0,18) 3,30 1,34 0,92 2,44 1,52 1,60 7,91 2,45 1,84 1,72 - OSR* 1,41 1,36 1,32 1,00 0,67 1,22 0,99 0,89 1,60 1,32 1,08 0,15 1,08 1,11 0,80 1,53 1,62 1,20 2,40 2,32 2,07 1,80 1,91 1,91 IEO** 2,70 2,34 2,05 (-0,06) 1,12 1,61 1,72 0,70 0,92 0,90 1,22 (-0,53) 3,17 1,06 0,77 2,31 1,49 1,56 7,36 1,35 0,97 0,88 - *wyniki uzyskane na podstawie analiz ekonomicznych prowadzonych w cenach stałych- zł ‘2012 ** wyniki uzyskane na podstawie analiz ekonomicznych prowadzonych w cenach stałych - zł ‘2013 Na rysunku zobrazowano różnice w wynikach obliczania średnich współczynników korekcyjnych WK, wyznaczonych przez IEO w analizach prowadzonych w cenach bieżących dla roku bazowego - rekomendowanych do uwzględnienia oraz WK uzyskanych z analiz prowadzonych w cenach stałych z roku 2013. Wykres obrazuje średnie arytmetyczne wysokości WK obliczone dla wszystkich 22 analizowanych technologii OZE. 90 Rysunek Z3.1 Graficzne porównanie średnich wysokości WK - dla wszystkich 22 analizowanych przez IEO technologii OZE - przy prowadzeniu analiz w cenach bieżących i cenach stałych (w cenach stałych tylko do celów porównawczych). 91
