OZE NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Autorzy: Janusz Sowiński, Tadeusz Pydych, Robert Tomaszewski, Artur Wachtarczyk

("Rynek Energii" - luty 2016)

Słowa kluczowe: OZE, rynek energii elektrycznej

Streszczenie. Regulacje Unii Europejskiej w zakresie polityki energetyczno-środowiskowej i nowa ustawa OZE

w Polsce wpływają na system elektroenergetyczny, a szczególnie na źródła wytwarzania energii elektrycznej.

Szczególną uwagę należy skierować na OZE w generacji energii elektrycznej, ponieważ jest to najskuteczniejszy

sposób ograniczenia emisji dwutlenku węgla. Możliwości wykorzystania wiatru, energii wodnej i solarnej są

obecnie ograniczone, a dalszy ich rozwój warunkowany jest obniżeniem kosztów wytwarzania energii elektrycz-

nej i możliwością rozwoju technologii magazynowania energii elektrycznej. Ważnym elementem analizy OZE

są systemy wsparcia. Artykuł prezentuje analizę efektywności wybranych inwestycji w OZE w kontekście funk-

cjonowania systemu aukcyjnego wprowadzonego w nowej ustawie OZE.

1. WSTĘP

Uruchomienie nowych, niezbędnych inwestycji w energetyce wymaga czytelnego i mocnego

sygnału cenowego płynącego z rynku energii w Polsce. Takiego sygnału wymagają: (i) nowe

moce wytwórcze, (ii) zarządzanie popytem, (iii) systemy wspierające źródła OZE, (iv) syste-

my budowy skupionych i rozproszonych magazynów energii, oraz (v) systemy inteligentnych

sieci energetycznych.

Podstawowym aktem prawnym UE dotyczącym OZE jest Dyrektywa Parlamentu Europej-

skiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania

energii ze źródeł odnawialnych [4]. Dyrektywa określa strategiczny cel polityki energetycznej

w zakresie OZE, jakim jest zwiększenie wykorzystania odnawialnych nośników energii [11].

Udział tej energii w finalnym zużyciu energii brutto powinien osiągnąć poziom 15 % w 2020

roku.

Na rynku paliw transportowych planuje się osiągnięcie w 2020 roku 10 % udziału biopaliw,

głównie poprzez zwiększenie wykorzystania biopaliw II generacji [12].

Obecnie tworzenie jednolitego rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej kreuje dysku-

sję o kluczowych wyzwaniach dla unijnej i polskiej energetyki, budując długoterminową wi-

zję jej rozwoju. Wynikiem dyskusji powinno być wypracowanie kompromisu pomiędzy ener-

getyką konwencjonalną i odnawialną. Założenia Komisji Europejskiej wskazują, że udział

OZE w wykorzystaniu końcowym energii zwiększy się z ok. 25% obecnie do 50 % w 2030

roku. Postęp w wykorzystaniu OZE w Polsce jest ograniczony z powodu m.in. niedostatecz-

nych areałów gruntów do produkcji biomasy i braku odpowiedniej infrastruktury.

Dokument Green Paper [6] w horyzoncie do 2030 roku, a dokument A Roadmap for moving

to a competitive low carbon economy in 2050 [5] w horyzoncie do 2050 roku potwierdzają i

rozszerzają środowiskowe wymagania sformułowane w An Energy Policy for Europe [3].

Scenariusze do 2050 roku w [5, 14] zakładają ograniczenie emisji CO2, głównie poprzez

zwiększenie udziału OZE, zwiększenie energetycznej efektywności oraz przekształcenie eu-

ropejskiego systemu energetycznego w kierunku inteligentnej infrastruktury.

2. USTAWA O ODNAWIALNYCH ŹRÓDŁACH ENERGII

W dniu 22 grudnia 2011 r. Ministerstwo Gospodarki zaprezentowało pakiet trzech ustaw:

nowe Prawo energetyczne, Prawo gazowe i ustawę o odnawialnych źródłach energii (konse-

kwencja wymagań dyrektywy 2009/28/WE). W czerwcu 2013 r. Sejm uchwalił tzw. „mały

trójpak energetyczny”. Jednak sprawa OZE wymagała osobnej ustawy.

Sejm po prawie pięciu latach prac uchwalił 20 lutego 2015 roku Ustawę o odnawialnych źró-

dłach energii (OZE). Ustawa określa mechanizmy i instrumenty wspierania wytwarzania

energii elektrycznej oraz ciepła z odnawialnych źródeł energii. Prezydent podpisał ustawę 11

marca 2015 r. Większość zapisów ustawy zaczęła obowiązywać od 4 maja 2015 roku, ale

zapisy dotyczące systemu aukcyjnego i taryf gwarantowanych miały wejść w życie od 1

stycznia 2016 r.

Nowelizacja Ustawy została podpisana przez Prezydenta 30 grudnia i weszła w życie z dniem

31 grudnia 2015 r. Nowelizacja odracza do 1 lipca 2016 r. wejście w życie regulacji dotyczą-

cych uruchomienia systemu aukcyjnego na zakup energii elektrycznej z instalacji OZE oraz

części uregulowań dotyczących mechanizmów wsparcia wytwarzania energii elektrycznej

w mikroinstalacjach o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 10 kW.

Dla przyszłych inwestorów ważne są szczegóły w przygotowanych rozporządzeniach wyko-

nawczych do Ustawy oraz ich interpretacja (np. dokonana przez URE).

3. ROZPORZĄDZENIE WOLUMENOWE W ZAKUPACH AUKCYJNYCH OZE

Wolumeny energii do zakontraktowania w pierwszej aukcji zostały określone w rozporządze-

niu Rady Ministrów (RM) z czerwca 2015 roku (Dz.U z 13 lipca 2015, poz. 975).

Maksymalna ilość energii elektrycznej z OZE, która może zostać sprzedana istniejącym insta-

lacjom w drodze aukcji w 2016 r. wynosi 4 726 044 MWh, a maksymalna wartość energii to

1 804 338 104 zł, co daje średnią cenę ok. 382 zł/MWh. Natomiast dla nowo powstających

instalacji OZE maksymalna ilość energii elektrycznej z OZE, która może zostać sprzedana

w drodze aukcji w 2016 r. wynosi 50 449 950 MWh (w tym nie mniej niż 25% w instalacjach

o mocy zainstalowanej nie większej niż 1 MW), a maksymalna wartość energii to

18 201 331 716 zł. Stąd średnia cena ok. 361 zł/MWh.

Tak sformułowane wolumeny mają niejasny podział na różne technologie wykorzystujące

odnawialne nośniki, stąd inwestorzy muszą liczyć się ze sporym ryzykiem inwestycyjnym.

Przygotowanie projektu związane jest już na wstępnym etapie z dużymi kosztami w warun-

kach niepewności rezultatu aukcji.

Można mieć obawy, czy w sytuacji ograniczenia wsparcia dla współspalania i proponowa-

nych wolumenów w perspektywie 15 lat będzie można osiągnąć zakładane cele udziału OZE

w horyzoncie 2020 roku. W kolejnych latach trzeba będzie dokładnie monitorować udział

OZE w bilansie wytwarzania. Sytuację komplikują możliwe przesunięcia w czasie realizacji

inwestycji, bowiem inwestor po wygraniu aukcji ma średnio 48 miesięcy na jej realizację (dla

morskich elektrowni wiatrowych są to 72 miesiące, a dla instalacji fotowoltaicznych to 24

miesiące).

4. CENY REFERENCYJNE W AUKCYJNYCH ZAKUPACH OZE

Ministerstwo Gospodarki przygotowało rozporządzenie dotyczące cen referencyjnych dla

projektów zgłaszanych na aukcjach OZE. Rozporządzenie jest najważniejszym dokumentem

wykonawczym do ustawy o OZE, bo decyduje w dużej mierze o strukturze technologii ener-

getycznych w energetyce odnawialnej, mających szanse na wygranie aukcji. Po zaoferowaniu

najniższej ceny inwestor wygrywa aukcję, uzyskując wsparcie w okresie 15-letnim. Dostaje

gwarancję sprzedaży energii elektrycznej po zaoferowanej cenie z uwzględnieniem wskaźnika

inflacji. Warunkiem przystąpienia do aukcji jest zaoferowanie ceny sprzedaży energii elek-

trycznej nie wyższej od tzw. ceny referencyjnej, określonej w rozporządzeniu do Ustawy o

OZE.

Zgodnie z projektem rozporządzenia, ceny referencyjne dla nowych inwestycji w odnawialne

źródła energii wyniosą dla poszczególnych technologii:

biogazownie rolnicze o mocy do 1 MW – 450 zł/MWh,

biogazownie rolnicze o mocy powyżej 1 MW – 435 zł/MWh,

biogazownie wykorzystujące biogaz ze składowisk odpadów – 210 zł/MWh,

biogazownie wykorzystujące biogaz z oczyszczalni ścieków – 400 zł/MWh,

biogazownie wykorzystujące biogaz inny niż w pkt 3 i 4 – 340 zł/MWh,

spalanie biomasy w dedykowanych instalacjach współspalania lub w układach hybrydo-

wych, o mocy do 50 MWe – 415 zł/MWh,

spalanie biomasy w dedykowanych instalacjach współspalania lub w układach hybrydo-

wych, o mocy do 50 MWe, w wysokosprawnej kogeneracji – 435 zł/MWh,

spalanie biomasy w dedykowanych instalacjach współspalania lub w układach hybrydo-

wych, o mocy do 50 MWe i mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu do 150 MWt, w

wysokosprawnej kogeneracji – 420 zł/MWh,

wytwarzanie energii elektrycznej z odpadów przemysłowych lub komunalnych, ulegają-

cych biodegradacji, w tym z odpadów z uzdatniania wody i oczyszczania ścieków, w

szczególności osadów ściekowych w instalacji termicznego przekształcania odpadów –

385 zł/MWh,

wytwarzanie energii elektrycznej z wykorzystaniem wyłącznie biopłynów – 475 zł/MWh,

elektrownie wiatrowe na lądzie o mocy do 1 MW – 415 zł/MWh,

elektrownie wiatrowe na lądzie o mocy powyżej 1 MW – 385 zł/MWh,

elektrownie wodne o mocy do 1 MW – 445 zł/MWh,

elektrownie wodne o mocy powyżej 1 MW – 480 zł/MWh,

geotermia – 455 zł/MWh,

fotowoltaika o mocy do 1 MW – 465 zł/MWh,

fotowoltaika o mocy powyżej 1 MW – 445 zł/MWh,

morskie elektrownie wiatrowe – 470 zł/MW.

Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO) opracował opinię o projekcie rozporządzenia nr 6/26

Ministra Gospodarki w sprawie cen referencyjnych dla OZE (www.ieo.pl) [8]. Zaprezento-

wane przez IEO koszty produkcji energii elektrycznej, obliczone wg metodyki LCOE (Leve-

lised Cost of Electricity) dla kilku technologii różnią się dość znacznie, natomiast dla więk-

szości technologii są z reguły wyższe od cen referencyjnych.

Na rys.1 przedstawiono zarówno ceny referencyjne, jak i oszacowania kosztów produkcji

energii elektrycznej wyznaczone metodą LCOE. Z powyższego zestawienia wynika, że w

przyszłych aukcjach na uprzywilejowanych pozycjach będą wielkoskalowe technologie ener-

getyczne współspalania biomasy w elektrowniach dedykowanych i układach hybrydowych

oraz energetyka wiatrowa (zarówno lądowa, jak i morska). Raport IEO podaje wniosek, że

ceny referencyjne są niższe od minimalnych cen LCOE, zwłaszcza dla źródeł o mocach poni-

żej 1 MW [8]. Może prowadzić to do wykluczenia mniejszych inwestorów z aukcji lub zmu-

sić ich do działania pod presją konkurencji w kierunku zaniżania ofert, co prowadzi do tzw.

underbiddingu.

Przedstawione uwagi zmuszają do stwierdzenia, że rozporządzenie o cenach referencyjnych

wymaga rzetelnej weryfikacji, wskazania preferowanych technologii z uwagi na efektywność

ekonomiczną oraz pogłębionej analizy związanej z kosztami społecznymi rozwoju każdej

strategii technologicznej w Polsce.

638586

203

417

341381 378

790

406353

441484 497

1547

618579

450 435

210

400 415 435 420475

415385

470 445480 455 465 445

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Bio

ga

z

roln

iczy <

1

MW

Bio

ga

z

roln

iczy >

1

MW

Bio

ga

z z

e

skła

do

wis

k

<1

MW

Bio

ga

z z

oczyszcza

lni

ście

kó

w <

1

MW

Bio

ma

sa

de

dyko

wa

na

lub

hyb

ryd

ow

aB

iom

asa

de

dyko

wa

na

lub

hyb

ryd

ow

aB

iom

asa

de

dyko

wa

na

lub

hyb

ryd

ow

a

Bio

pły

ny 1

MW

En

erg

ia

wia

tru

na

ląd

zie

<1

MW

En

erg

ia

wia

tru

na

ląd

zie

>1

MW

Wia

tr n

a

mo

rzu

En

erg

ia

wo

dy <

1 M

W

En

erg

ia

wo

dy >

1 M

W

En

erg

ia

ge

ote

rma

lna

PV

< 1

MW

PV

> 1

MW

zł/MWh

LCOE zł/MWh Ceny referencyjne

Rys. 1. Porównanie cen referencyjnych wg projektu rozporządzenia Ministerstwa Gospodarki

i kosztów produkcji energii z OZE wyznaczonych metodą LCOE na 2017 rok przez IEO.

(Uwaga: prognoza kosztów dla morskiej energetyki wiatrowej na 2020 rok) [8]

5. KOSZTY WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Z OZE

W celu dokonania kolejnych porównań kosztów wytwarzania energii elektrycznej z OZE z

cenami referencyjnymi w rozporządzeniu do ustawy o OZE, zaprezentowano m.in.:

opracowanie „Power Choices” (Union of the Electricity Industry – EURELECTRIC –

A.I.S.B.L. [14]),

pakiet optymalizacyjny MARKAL (MARKet ALlocation) [7, 9],

oszacowania podawane przez J. Paska (Politechnika Warszawska).

Proste porównanie jest utrudnione, ponieważ oszacowania kosztu prezentowane są w euro.

Wykorzystanie odnawialnych źródeł energii jest obecnie najważniejszą opcją w działaniach

UE zmierzających do obniżenia emisji w procesie generacji energii elektrycznej, a zarazem

redukcji zużycia paliw kopalnych, głównie węgla kamiennego i brunatnego. Przedstawione w

opracowaniu [14] technologie OZE są dostępne obecnie w zastosowaniach komercyjnych, ale

zakłada się, że dalszy postęp techniczny zwiększy efektywność energetyczną i obniży koszty

wytwarzania energii elektrycznej. Prezentowane w tabeli 1 prognozowane koszty średnie ge-

neracji zostały wyznaczone dla stopy dyskonta 9%. Regulacje związane

z promowaniem OZE i systemem handlu emisjami (ETS) powodują, że generacja oparta na

wykorzystaniu OZE staje się bardzo atrakcyjną technologią dla przyszłych inwestycji [10].

Energetyka oparta na OZE napotyka jednak na szereg barier rozwojowych, jakimi są ograni-

czony potencjał (głównie dostępność gruntów pod uprawy roślin energetycznych i biomasy,

konflikt z innymi kategoriami wykorzystania gruntów), ograniczenia środowiskowe (inne niż

emisje zanieczyszczeń) oraz brak odpowiedniej infrastruktury.

Tabela 1. Prognoza średnich kosztów technologii generacji wykorzystujących OZE (tzw. levelised costs).

Źródło [14]

Lata Wiatrowa Wiatrowa

morska

Słoneczna

PV

Słoneczna

kolektorowa

Morska (en.

fal i przypły-

wów)

Biomasa

- EUR’05/

(MW·h)

EUR’05/

(MW·h)

EUR’05/

(MW·h)

EUR’05/

(MW·h)

EUR’05/

(MW·h)

EUR’05/

(MW·h)

2010 68 94 448 453 208 112

2020 68 93 435 343 158 108

2030 67 89 316 282 137 101

2050 66 84 273 240 121 97

Tabela 2. Dane techniczno-ekonomiczne wybranych rozproszonych technologii energetycznych wykorzystują-

cych OZE w modelu MARKAL [9]

Nazwa technologii

Pierwszy

rok

dostępności

Okres

eksploatacji

Jednostkowy

nakład

inwestycyjny

Jednostkowe

koszty

eksploatacyjne

stałe

Jednostkowe koszty

eksploatacyjne zmien-

ne (bez paliwa)

- - a EUR/kW EUR/kW/a EUR/GJ

El. wodne przepływowe 2005 100 1636 163,6 0,00

El. wiatrowe 2005 25 1483 50,8 0,00

El. biogazowe 2005 35 902 7,9 0,63

El. na biomasę 2005 20 1777 74,4 0,15

Farmy wiatrowe nowe (2010-

2025) 2010 25 761 30,5 0,63

El. wiatrowe offshore 2020 25 1975 39,5 0,81

El. panele fotowoltaiczne PV 2015 30 7135 0,0 0,85

El. ze zgazowaniem upraw

energetycznych (biomasa) 2015 20 1777 74,4 0,11

El. ze zgazowaniem upraw

energetycznych (biomasa) -

nowsza

2020 20 2362 69,9 0,00

Silnik gazowy na biogaz 2015 20 1105 16,9 0,15

Pakiet optymalizacyjny MARKAL (MARKet ALlocation) [7] wykorzystano do programowa-

nia modeli rozwoju systemów energetycznych ze szczególnym uwzględnieniem źródeł wy-

twórczych. Podstawą modeli optymalizacyjnych jest bilans energetyczny. Pakiet został zmo-

dyfikowany [9] i przystosowany do analizy źródeł odnawialnych energii i wysokosprawnej

kogeneracji.

Podstawowe dane technologii energetycznych opartych na OZE i wykorzystywanych w pa-

kiecie MARKAL prezentuje tabela 2 [9].

Porównanie starszych elektrowni wiatrowych z nowszymi wskazuje na spory postęp techno-

logiczny, objawiający się obniżeniem kosztów eksploatacyjnych stałych o ok. 40 %, przy jed-

noczesnym obniżeniu nakładu inwestycyjnego prawie o 50 %.

Stosunkowo niskimi nakładami inwestycyjnymi charakteryzują się technologie wykorzystują-

ce biogaz, tj. elektrownia biogazowa i silnik gazowy na biogaz.

Natomiast elektrownie wykorzystujące panele fotowoltaiczne mają wysokie jednostkowe na-

kłady inwestycyjne, co przekłada się na duże koszty wytwarzania energii elektrycznej.

W obliczeniach kosztu wytwarzania energii elektrycznej w tabeli 3 przyjęto dla większości

technologii load factor LF = 0,85, z następującymi wyjątkami: systemy fotowoltaiczne –

0,11; systemy heliotermiczne – 0,41; elektrownie wiatrowe na lądzie – 0,23; elektrownie wia-

trowe na morzu – 0,39; duże elektrownie wodne – 0,5; małe elektrownie wodne – 0,57. Przy-

jęto dla wszystkich rozpatrywanych technologii stopę dyskonta r = 0,1 (10%) oraz ratę roczną

(stopę) zwrotu nakładów kapitałowych d = 0,1 (10%). Koszty operacyjne stałe obejmują

koszty utrzymania (remonty), liczone jako proporcjonalne od nakładów inwestycyjnych.

Koszty wynagrodzeń są liczone przy założeniu rocznego wynagrodzenia 55 tys. € i określonej

liczby zatrudnionych, a narzuty przyjęto w wysokości 30% wynagrodzeń. Koszty paliwa obli-

czano dla dwóch scenariuszy (umiarkowanego i wysokiego wzrostu).

W przypadku systemów heliotermicznych założono roczne zużycie 385 TJ gazu ziemnego

(układ hybrydowy). Koszty emisji uwzględniono jedynie dla lat 2020 i 2030. Przyjęto, że

opłata za emisję t CO2 wyniesie 41 € w roku 2020 i 47 € w roku 2030.

Porównanie danych z tabel 2 i 3 wskazuje na dużą zbieżność podstawowych parametrów

techniczno-ekonomicznych technologii OZE.

Tabela 3. Charakterystyka wybranych technologii wytwarzania energii elektrycznej (generacja rozproszona)

Źródło: Paska J. (mat. dydakt.)

Elektrownie

Moc

jednostek,

kW

Sprawność

netto, %

Czas

budowy,

lata

Czas

eksploatacji,

lata

Jednostkowe

nakłady

inwestycyjne,

€2005/kW

Jednostkowe

koszty

wytwarzania

energii

elektrycznej,

€2005/(MW·h)

Koszty

utrzymania

i remontów

€2005/kW

Małe wodne <5(10)

MW 80 ÷ 90 3 50 2500 ÷ 6600 60 ÷ 185 85 ÷ 130

Fotowoltaiczne 1 ÷ 100 10 ÷ 20 0 25 4100 ÷ 6900 520 ÷ 880 72 ÷ 114

Heliotermiczne

(układ hybry-

dowy z kotłem

gazowym)

10 MW 40 ÷ 45 2 40 4000 ÷ 6000 170 ÷ 250 111 ÷ 121

Wiatrowe na

lądzie

3 ÷ 100

MW 40 ÷ 45 1 20 1000 ÷ 1370 75 ÷ 110 33 ÷ 42

Wiatrowe na

morzu

100 ÷ 300

MW 45 ÷ 50 2 20 1750 ÷ 2750 85 ÷ 140 71 ÷ 105

Na biomasę 5 MW 22 ÷ 26 2 30 2900 ÷ 5080 80 ÷ 195 124 ÷ 292

Biogazowe 300 29 ÷ 33 1 25 2960 ÷ 5790 55 ÷ 215 237 ÷ 334

Na biogaz

składowiskowy 4,4 MW 34 ÷ 36 1 25 1400 ÷ 2000 55 ÷ 215 199 ÷ 211

Obecnie bez odpowiednio skonstruowanego systemu wsparcia dla OZE nie jest możliwy ich

znaczący rozwój. Polski system wsparcia był i dalej może być oparty na certyfikatach, obro-

cie ich prawami majątkowymi oraz opłacie zastępczej. W kilku krajach UE np. w Niemczech

lub Czechach wprowadzono specjalne taryfy feed-in. Obecnie w Polsce nowa ustawa o OZE

wprowadza system aukcji dla produkcji energii elektrycznej z OZE.

Innym systemem wsparcia są wspomniane taryfy feed-in. Przykładem może być wprowadzo-

ne w Wielkiej Brytanii dofinansowanie do ciepła z OZE przekazywanego m.in. przez pompy

ciepła, kolektory słoneczne i kotły na biomasę. Poziomy taryfowe dofinansowania w 2015 r.

w systemie taryf feed-in to 7,3 p/kWh dla powietrznych pomp ciepła, 18,8 p/kWh dla grunto-

wych pomp ciepła, 12,2 p/kWh dla kotłów na biomasę i 19,2 p/kWh dla kolektorów słonecz-

nych. Nowa forma wsparcia promuje zarówno technologie wytwarzania energii elektrycznej,

jak i ciepła, wykorzystujące odnawialne źródła energii.

6. ANALIZA EFEKTYWNOŚCI EKONOMICZNEJ WYBRANEJ TECHNOLOGII

OZE

Pewną weryfikację kosztów referencyjnych w rozporządzeniu do ustawy o OZE daje prze-

prowadzone poniżej studium przypadku w zakresie analizy inwestycji w elektrownię wiatro-

wą.

Podstawowym celem rachunku efektywności inwestycji jest ocena pojedynczego projektu

przedsięwzięcia gospodarczego lub wyłonienie, spośród wielu możliwych do realizacji wa-

riantów, najbardziej opłacalnego przedsięwzięcia. Obecnie coraz popularniejsze stają się ryn-

kowe, dynamiczne metody oceny efektywności inwestowania, w których rachunek inwesty-

cyjny opiera się na przychodach i nakładach.

Do analizy wykorzystano stosowaną w energetyce metodę zaktualizowanej wartości netto

(tzw. metoda NPV - Net Present Value), w której uwzględniany jest rachunek dyskonta [13].

Wskaźnik NPV (w przypadku pominięcia wartości likwidacyjnej przedsięwzięcia inwestycyj-

nego) równy jest zdyskontowanym przepływom gotówkowym pomniejszonym o koszt inwe-

stycji I (zdyskontowany na chwilę rozpoczęcia eksploatacji). W postaci dyskretnej wyrażony

jest wzorem:

I

r

)t(IVNPV

eN

tt

0 1

(1)

gdzie:

r - stopa dyskonta przyjęta przez inwestora,

t - przepływy pieniężne (ang. Cash Flow) w kolejnych latach t, będące różnicą między fak-

tycznymi wpływami i wydatkami.

Przepływy pieniężne t , które są dla inwestora osiągniętym w danym roku efektem finanso-

wym i które w przybliżeniu są równe rocznemu zyskowi po opodatkowaniu i amortyzacji [1]

(zwane również rocznym zyskiem operacyjnym), można wyznaczyć na podstawie wzoru:

ttt CP (2)

gdzie:

tP - wpływy w danym roku t ze sprzedaży produktów (energii elektrycznej, ciepła, usług sys-

temowych itp.),

tC - wydatki w danym roku t.

Na przewidywane wydatki w danym roku tC składają się: koszty surowców (paliwa) i ener-

gii, koszty płac, koszty opłat za eksploatację środowiska, koszty remontów, koszty sprzedaży,

ubezpieczenia i pozostałe koszty (np. obsługa finansowa kredytów, podatek dochodowy od

zysku brutto) w danym roku.

Nakłady inwestycyjne poniesione w okresie Nb trwania budowy, zdyskontowane na chwilę

rozpoczęcia jej eksploatacji, wyrażają się wzorem

00

11

t

Nt

tt

t

Ntt

t

bb

rIr

II . (3)

Przyjmując zwykłe kryterium planowania inwestycji, inwestycję należy zrealizować, jeśli

wartość zaktualizowana netto inwestycji, czyli wskaźnik NPV jest dodatni.

Zarówno przychody, jak i wydatki zależą od wolumenu produkcji energii elektrycznej oraz od

kosztu i ceny energii elektrycznej. Powyższe wielkości w dużej mierze wynikają z konku-

rencji na rynku energii, ale również są wynikiem regulacji w postaci systemu wsparcia dla

OZE.

Analizie poddano farmę wiatrową z 4 turbinami wiatrowymi firmy Enercon typu E 82, każda

o czynnej mocy elektrycznej 2,0 MW. Całkowity nakład inwestycyjny wynosi ok. 66,18 mln

pln [2]. Udział poszczególnych kategorii kosztów w nakładzie inwestycyjnym przedstawia

Rys.2. Koszty eksploatacyjne oszacowano na poziomie 126 tys. pln/(MW·a) [2].

80,9%

4,5%

4,7%

0,5%

1,8% 1,8% 5,8%Turbiny wiatrowe

Infrastruktura

Koszty projektu

Koszty finansowania

Podatki

Ubezpieczenia

Inne

Rys. 2. Udział poszczególnych kategorii kosztów w nakładzie inwestycyjnym elektrowni wiatrowej

Biorąc pod uwagę powyższe dane wyznaczono współczynniki NPV. Wartości NPV większe

od zera, uzasadniające realizację inwestycji, są funkcją ceny referencyjnej uzyskanej na au-

kcji. W obliczeniach przyjęto 25 letni okres eksploatacji turbiny wiatrowej, wariantowe rocz-

ne czasy wykorzystania mocy zainstalowanej (średnie możliwości wietrzne w Polsce są za-

zwyczaj poniżej 2000 h/a) oraz wariantową stopę dyskonta r=6% i r=10%. Wyniki zaprezen-

towano w tabeli 4.

Tabela 4. Minimalne ceny referencyjne energii elektrycznej z elektrowni wiatrowej

(4 turbiny Enercon typu E 82)

Lp.

Czas wykorzy-

stania mocy

zainstalowanej

Stopa

dyskonta

Minimalna cena

referencyjna

wytwarzania

energii elek-

trycznej

- h/a % pln/(MW·h)

1 2500 6 304,9

2 2500 10 411,6

3 2000 6 381,1

4 2000 10 514,5

5 1800 6 423,4

6 1800 10 571,7

Koszty wytwarzania energii elektrycznej dla farmy wiatrowej z 4 turbinami Enercon typu E

82, dla przyjętych wyżej danych, wyznaczono również wykorzystując metodologię średniego

kosztu rocznego. Wyniki obliczeń przedstawiono w tabeli 5.

Tabela 5. Koszty wytwarzania energii elektrycznej z elektrowni wiatrowej (4 turbiny Enercon typu E 82)

Lp.

Czas wykorzy-

stania mocy

zainstalowanej

Stopa

dyskonta

Koszt wytwarza-

nia energii elek-

trycznej

- h/a % pln/(MW·h)

1 2500 6 309,3

2 2500 10 414,9

3 2000 6 386,6

4 2000 10 518,7

5 1800 6 429,5

6 1800 10 576,3

Przedstawione obliczenia kosztu wytwarzania energii elektrycznej dla elektrowni wiatrowej

znacznie przewyższają cenę energii elektrycznej na krajowym hurtowym rynku energii.

7. PODSUMOWANIE

Dyrektywa 2009/28/WE określa strategiczny cel polityki energetycznej w zakresie OZE.

Zwiększenie wykorzystania odnawialnych nośników energii do wymaganego w Polsce po-

ziomu 15 % w 2020 roku jest realne. W tym celu ustawa o OZE wprowadziła modyfikację

systemu wsparcia OZE w postaci systemu aukcyjnego i taryf gwarantowanych. Analiza kosz-

tu wytwarzania energii elektrycznej wskazuje, że bez odpowiednio skonstruowanego systemu

wsparcia dla OZE nie jest możliwy ich znaczący rozwój.

Stąd kluczowego znaczenia nabierają szczegóły w przygotowanych rozporządzeniach wyko-

nawczych do Ustawy o OZE oraz ich interpretacja. Porównanie kosztów wytwarzania energii

elektrycznej i cen referencyjnych w rozporządzeniu nr 6/26 wskazuje na dużą ich zbieżność,

ale dla kilku technologii różnią się dość znacznie, natomiast dla większości technologii koszty

wytwarzania są z reguły wyższe od cen referencyjnych.

Przytoczone w artykule studium przypadku, dotyczące budowy farmy wiatrowej, pokazuje, że

na minimalną cenę referencyjną wpływa wiele czynników, które dla projektów chociażby w

różnych regionach Polski będą się różnić.

Przedstawione w artykule porównania zmuszają do stwierdzenia, że rozporządzenie o cenach

referencyjnych wymaga rzetelnej weryfikacji i dalszej pogłębionej analizy.

LITERATURA

[1] Bartnik R.: Rachunek efektywności techniczno-ekonomicznej w energetyce zawodowej.

Oficyna Wydawnicza Politechniki Opolskiej, Opole, 2008

[2] Beermann Windkraft GmbH&Co, Maierfeld KG, Strom aus Wind. Eine Investi-

tion in unsere Zukunft, Munchen, 2011,

http://www.igsz.eu/WEK/Windknast/Prospekt_Maierfeld.pdf

[3] Commission of the European Communities , An Energy Policy for Europe, COM

(2007), Brussels, January 10, 2007

[4] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w

sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych

[5] European Commission, A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy

in 2050. Brussels, 8.3.2011,COM(2011) 112 final

[6] European Commission, Green Paper. A 2030 framework for climate and energy poli-

cies. Brussels, 27.3.2013, COM(2013) 169 final

[7] Fishbone L.G. i in. : User’s Guide For MARKAL (BNL/KFA Version 2.0). IEA, Up-

ton, Long Island, New York and KFA, Julich, Germany, 1983.

[8] IEO EC BREC, Opinia Instytutu Energetyki Odnawialnej o projekcie rozporządzenia

Ministra Gospodarki w sprawie cen referencyjnych dla OZE. 2015, www.ieo.pl

[9] Jaskólski M. : Zastosowanie modelu MARKAL do optymalizacji struktury wytwarzania

energii elektrycznej w Polsce w długoterminowym horyzoncie czasowym. Część I – kon-

cepcja modelu. Część II – Założenia modelu i prognoza, Acta Energetica, 3/12(2012),

s.15-25 i 4/13 (2012), s.4-23

[10] Kacejko P., Wydra M.: Energetyka wiatrowa w Polsce – realna ocena, Rynek Energii,

12 (2010)

[11] Marciniak I. : Światowe i unijne normatywne dokumenty a rozwój OZE w Polsce,

Przegląd Elektrotechniczny, R. 90, Nr 7/2014

[12] Paska J., Surma T.: Wyzwania dla Polski w świetle nowej polityki energetycznej Unii

Europejskiej. Rynek Energii 4 (113)/2014

[13] Sowiński J. : Inwestowanie w źródła wytwarzania energii elektrycznej w warunkach

rynkowych. Wydawnictwa Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa, 2008

[14] Union of the Electrici ty Industry – EURELECTRIC – A.I.S.B.L., Power Choices

– Pathways to Carbon-Neutral Electricity in Europe by 2050, Full Report (2010)

RENEWABLE ENERGY SOURCES ON THE ELECTRICITY MARKET

Key words: RES, electricity market

Summary. The EU regulation in the field of energy-environment policy and the new RES act in Poland have

had strong impact on power system development and the structure of electricity generation sources. The use of

renewable energy sources has been significantly increased since a few last years. The tendency is generally con-

nected with limited resources of fossil fuels and with environmental impacts of power engineering, especially

emissions of greenhouse gases. Possibilities of wind, hydro and solar energy use in electricity and heat produc-

tion are limited and their future development depends on a decrease of the cost of electricity and the develop-

ment of electricity storage systems.

The RES support systems are important elements of RES analysis. The paper presents an economic efficiency

analysis of the selected RES investments taking into consideration auctions proposed in the new RES act in

Poland.

Janusz Sowiński, dr hab. inż., prof. nadzw. Politechniki Częstochowskiej i UTP w Bydgosz-

czy, obecnie pełni funkcję dyrektora Instytutu Elektroenergetyki PCz. E-mail: jan-

sow@el.pcz.czest.pl

Robert Tomaszewski, mgr inż., doktorant na Wydziale Elektrycznym Politechniki Często-

chowskiej

Artur Wachtarczyk, mgr inż., doktorant na Wydziale Elektrycznym Politechniki Często-

chowskiej

Tadeusz Pydych, mgr inż., student studiów doktoranckich na Wydziale Elektrycznym Poli-

techniki Częstochowskiej