Praktyczne omówienie systemu aukcyjnego Warsztaty

Transkrypt

1 Woda. Ścieki. Osady. Aspekty prawne i finansowanie warsztaty Łódź, 8-9 grudnia 2015 roku Grzegorz Wiśniewski gwisniewski@ieo.pl

2 Plan warsztatów: aukcje - ceny referencyjnekoszty energii dla przedsiębiorstw wod-kan 1. Procedura inwestycyjna 2. System aukcyjny 3. Ceny referencyjne a koszty LCOE 4. Analiza kosztów przedsiębiorstw branży wodkan na podstawie przesłanych ankiet 5. Energochłonność przedsiębiorstw 6. Sposoby optymalizacji kosztów energii a inwestycje w OZE 2

3 System aukcyjny Procedura inwestycyjna OZE konieczne i dodatkowe kroki ETAP 1 IDENTYFIKACJA ZAKRESU PROJEKTU WYBÓR LOKALIZACJI OCENA DOSTĘPNOŚCI ZASOBÓW OCENA UWARUNKOWAŃ ŚRODOWISKOWYCH MONTAŻ FINANSOWY, ANALIZA EKONOMICZNA, STUDIUM WYKONALNOŚCI ETAP 2 UZYSKANIE POZWOLEŃ FORMALNO-PRAWNYCH WARUNKI PRZYŁACZENIA DO SIECI I UMOWA UMOWY WSTĘPNE DECYZJA ŚRODOWISKOWA (ROŚ OD 0,5 MW) DECYZJA O WARUNKACH ZABUDOWY (GDY BRAK MPZT) ETAP 3 PRZYGOTOWANIE DOKUMENTACJI TECHNICZNEJ I UZYSKANIE POZWOLEŃ INWENTARYZACJA TERENU PROJEKT TECHNICZNO- TECHNOLOGICZNY PROJEKT BUDOWLANY POZWOLENIE NA BUDOWĘ ETAP 4 PRZYGOTOWANIE I PRZYSTĄPIENIE DO AUKCJI POTWIERDZENIE SPEŁNIENIA WARUNKU DOT. ŁĄCZNEJ POMOCY PUBLICZNEJ POTWIERDZENIE MOŻLIWOSCI SFINANSOWANIA GWARNACJA BANKOWA I OKREŚLENIE CENY ENERGII W AUKCJI ZŁOŻENIE OFERTY W AUKCJI 3

4 System aukcyjny Kto wygrywa aukcje? Merit order aukcji, czyli ci inwestorzy (technologie) którzy zaoferowali niższą cenę od referencyjnej i zmieścili się w wolumenie zamówionej energii ogłoszonej w rozporządzeniu Cena referencyjna dla najdroższej technologii Cena referencyjna dla najtańszej technologii 4

5 System aukcyjny Segmentacja i konkurencyjność technologii OZE instalacje o mocy > 1 MW Ceny referencyjne w 2016? zł/mwh zł/mwh 480 zł/mwh instalacje pracujące >= 4000 h/rok zł/mwh zł/mwh BIOMASA BIOGAZ WODA? BIOGAZ BIOMASA WIATR PV PV WIATR WODA? Ceny referencyjne w 2016? 385 zł/mwh 445 zł/mwh Instalacje pracujące <4000 h/rok 415 zł/mwh 465 zł/mwh 470 zł/mwh instalacje o mocy =< 1 MW 5

6 Ceny referencyjne instalacji OZE Projekt rozporządzenia MG do ustawy o OZE z 15 listopada br ,8 PL/MWh ,2 Cena ŚP Energia System aukcyjny Nowy system wsparcia OZE 6

7 Ceny referencyjne instalacji OZE Założenia przyjęte przez MG do obliczeń cen referencyjnych Technologia Wolumen sprzedaży energii elektrycznej [MWh/rok] Wolumen sprzedaży energii cieplnej [MWh/rok] biogaz rolniczy < 1 MW biogaz rolniczy > 1 MW biogaz z oczyszczalni ścieków <1MW energia wiatru na lądzie < 1 MW energia wiatru na lądzie > 1 MW PV < 1 MW PV > 1 MW Spadek efektywności produkcji energii elektrycznej [%/rok] Koszt paliwa pierwotnego [zł/rok] Koszt bilansowania handlowego [zł/rok] Inne koszty OPEX [zł/rok] CAPEX [zł] Wartość rezydualna [%] Stopa dyskontowa realna [%] Amortyzacja podatkowa [lata] Cena sprzedaży ciepła [zł/mwh]

8 Ceny referencyjne a koszty produkcji energii z OZE? Jak obliczyć koszt produkcji energii z OZE Źródło i literatura do wykorzystania: Ekspertyza Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO) pt. Analiza dotycząca możliwości określenia niezbędnej wysokości wsparcia dla poszczególnych technologii OZE dostępna na stronie internetowej Ministerstwa Gospodarki: 8

9 Ceny referencyjne a koszty produkcji energii z OZE? Jak obliczyć koszt produkcji energii z OZE tzw. LCOE LCOE N t 0 N t 0 [ I t M (1 r) E t (1 r) t t t ] Gdzie: LCOE I t M t E t r jednostkowy uśredniony koszt produkcji energii w cyklu życia [zł/kwh] nakłady inwestycyjne w roku t-tym (CAPEX), wydatki eksploatacyjne oraz koszty finansowe kredytu w roku t-tym (OPEX), produkcja energii w roku t-tym [kwh], stopa dyskontowa, rozumiana w tym przypadku jako koszt kapitału własnego. 9

10 Koszt produkcji energii z OZE? Dane finansowe do obliczeń kosztu produkcji energii LCOE stopa inflacji 2,5% rocznie w całym okresie 15 lat; CIT=19%, VAT=23% zerowa stawka akcyzy na energię elektryczną z OZE; udział kapitału własnego w strukturze finansowania 30% (kapitał dłużny - 70%); koszt kapitału własnego netto (stopa dyskonta) 12%; koszt kapitału dłużnego (oprocentowanie kredytu inwestycyjnego) - 6,5% średni ważony koszt ww. kapitału (ang. WACC) 7,3% 10

11 Koszt produkcji energii z OZE? Dane do obliczeń kosztu produkcji energii LCOE na oczyszczalni ścieków Instalacja biogazu na oczyszczalniach ścieków o mocy powyżej 700 kw Jednostkowe nakłady inwestycyjne CAPEX [tys. zł/mw] Jednostkowe koszty eksploatacyjne OPEX [tys. zł/mw] 623 Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok]

12 Koszt produkcji energii z OZE? Struktura kosztów dla biogazowni na oczyszczalni ścieków OPEX CAPEX 12

13 Koszt produkcji energii z OZE? Dane do obliczeń kosztu produkcji energii LCOE instalacji PV Opis projektu Jednostkowe nakłady inwestycyjne CAPEX [tys. zł / MW] Jednostkowe koszty eksploatacyjne OPEX [tys. zł / MW] Współczynnik wykorzystania mocy [h/rok] 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

14 Koszt produkcji energii z OZE? Struktura kosztów instalacji PV - CAPEX 14

15 Koszt produkcji energii z OZE? Struktura kosztów instalacji PV - OPEX 15

16 Koszt produkcji energii z OZE truktura kosztów instalacji OZE konkurencyjnych w systemie aukcyjnym Nazwa technologii biogaz - rolniczy kw biogaz rolniczy kw biogaz rolniczy > 1000 kw biogaz - ze składowisk >200 kw biogaz - z oczyszczalni >200 kw Cf CAPEX OPEX całkowity h/rok tys. zł/mw tys. zł/mw biomasa <10 MW biomasa - kogeneracja <10 MW biomasa MW biomasa - kogeneracja MW biomasa >50 MW biomasa - kogeneracja >50 MW wiatr kw wiatr >500 kw woda <75 kw woda kw fotowoltaika- na budynku kw fotowoltaika- na gruncie kw fotowoltaika -na gruncie kw

17 Koszt produkcji energii z OZE Wyniki analiz LCOE dla OZE budowanych w latach Nazwa technologii LCOE* zł/kwh LCOE* zł/kwh LCOE* zł/kwh LCOE* zł/kwh Zmiana % biogaz - rolniczy kw 0,67 0,66 0,65 0,65-6% biogaz - rolniczy kw 0,60 0,60 0,59 0,59-5% biogaz rolniczy > 1000 kw 0,56 0,55 0,54 0,54-5% biogaz - ze składowisk >200 kw 0,19 0,19 0,19 0,19-6% biogaz - z oczyszczalni >200 kw 0,40 0,39 0,39 0,38-9% biomasa <10 MW 0,48 0,47 0,47 0,47-4% biomasa - kogeneracja <10 MW 0,50 0,49 0,49 0,48-4% biomasa MW 0,33 0,32 0,32 0,31-7% biomasa - kogeneracja MW 0,36 0,36 0,35 0,35-7% biomasa >50 MW 0,36 0,36 0,35 0,35-7% biomasa - kogeneracja >50 MW 0,42 0,41 0,40 0,40-7% wiatr kw 0,40 0,39 0,38 0,37-14% wiatr >500 kw 0,34 0,33 0,33 0,32-9% woda <75 kw 0,60 0,59 0,59 0,58-4% woda kw 0,45 0,45 0,45 0,45-1% fotowoltaika- na budynku kw 0,51 0,47 0,43 0,39-36% fotowoltaika- na gruncie kw 0,43 0,39 0,36 0,33-35% fotowoltaika -na gruncie kw 0,41 0,38 0,35 0,32-35% 17

18 Ceny referencyjne a koszty LCOE Różnice pomiędzy cenami referencyjnymi MG a kosztami LECO wg IEO 1. Średnie ceny referencyjne dla wszystkich zestawionych instalacji są o 27% niższe niż koszty LCOE według obliczeń IEO; 2. W projekcie rozporządzenia średnie ceny referencyjne dla źródeł >1 MW są o 6% wyższe niż średnie ceny dla małych źródeł (<1 MW); 3. Średnie ceny referencyjne dla małych źródeł (< 1 MW) są o 21% niższe niż koszty LCOE, podczas gdy średnie ceny dla dużych źródeł (>1 MW) w projekcie rozporządzenia są tylko o 2% niższe od wyników analiz IEO; 4. Relatywnie, w stosunku do wyników badań IEO, najwyższy wzrost cen referencyjnych daje się zauważyć w wielkoskalowych technologiach energetycznego wykorzystania biomasy, w mniejszym zakresie w energetyce wiatrowej; 5. Najbardziej w stosunku do analiz straciły na cenach referencyjnych: elektrownie geotermalne i układy kogeneracyjne na biopłyny, ale także małe biogazownie (41%) i małe systemy fotowoltaiczne (32%). 18

19 Dodatkowe ryzyka w systemie aukcyjnym nieuwzględnione w analizie kosztów LCOE Gwarancja wydajności instalacji OZE w okresie 15 lat kary za odchylenie powyżej 15% zaoferowanego wolumenu energii w cyklu 3-letnim przykład instalacji PV Pogorszenie stanu paneli -degradacja 1%/rok Zacienienie Straty w instalacji fotowoltaicznej Niepewność modelu programu symulacyjnego oraz ryzyko odchyleń w cyklach 3-letnich i 15 letnich Niepewność związana z historycznymi pomiarami meteorologicznymi Podstawowe źródła niepewności produkcji energii elektrycznej w elektrowniach fotowoltaicznych Odchylania wieloletniego (23 lata) od wartości średniego promieniowania w Warszawie Sumaryczne niepewności założeń co do wielkości sum promieniowania słonecznego i wydajności instalacji PV- wynik symulacji programami komputerowymi w cyklach 3 letnich w okresie 15 lat przekraczają 15% i wskazują na konieczność zwiększenia mocy instalacji (w stosunku do wyniku symulacji) lub obniżenia wielkości oferowanego wolumenu podnosi do koszty LCOE 19

20 Wnioski dotyczące systemu aukcyjnego Co robić z projektami OZE? 1. System aukcyjny wprowadzany ustawą o OZE niesie wiele niewidomych i ryzyk dla inwestorów poczekać na zakończenie procesu notyfikacji ustawy w Komisji Europejskiej i ew. nowelizacje ustawy 2. Projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki o cenach referencyjnych nie daje podstaw do podjęcia decyzji inwestycyjnych poczekać na ostateczną wersje rozporządzenia i jego publikacje w Dz.U 3. System aukcyjny nie stwarza dogodnych warunków do rozwijania autokonsumpcji energii z OZE (sam w sobie wspiera zużycia na potrzeby własne) i uniemożliwia łączenie wsparcia w formie dopłat do cen energii (cena z aukcji) i dopłat do inwestycji (dotacji) 4. Koszty energii z OZE spadają z rok na rok, zwłaszcza w przypadku fotowoltaiki i energetycznego wykorzystania odpadów rozwijać projekty OZE pod różne schematy inwestycyjne (różne modele biznesowe: sprzedaż energii lub nadwyżek lub pełna autokonsumpcja ) i różne instrumenty wsparcia (dotacje, system aukcyjny) 20

21 Wnioski dotyczące systemu aukcyjnego Alternatywne ścieżki inwestycyjne Semi OFF- GRID Z dotacją Sprzedaż nadwyżek energii do sieci po cenie rynkowej Z dotacją Pełna autokonsumpcja energii z OZE OFF- GRID Rozwój rynkowy Po wyczerpaniu dotacji lub po przekroczeniu dopuszczalnej pomocy publicznej, dla najtańszych projektów System aukcyjny Nowy system wsparcia OZE 21

22 Obniżenie energochłonność i kosztów zaopatrzenia w energię w przedsiębiorstwach biorstw branży wodno-kanalizacyjnej dzięki OZE i dopasowaniu taryf oraz profilów zużycia energii 22

23 Energochłonność przedsiębiorstw Firmy energochłonne w ustawie o OZE Odbiorca przemysłowy w myśl ustawy o OZE: Art. 188 ust. 3 Przez odbiorcę przemysłowego rozumie się odbiorcę końcowego: 1) którego przeważającą działalnością gospodarczą jest działalność określona w Polskiej Klasyfikacji Działalności (PKD) i oznaczona następującymi kodami: 0510; 0729; 0811; 0891; 0893; 0899; 1032; 1039; 1041; 1062; 1104; 1106; 1310; 1320; 1394; 1395; 1411; 1610; 1621; 1711; 1712; 1722; 1920; 2012; 2013; 2014; 2015; 2016; 2017; 2060; 2110; 2221; 2222; 2311; 2312; 2313; 2314; 2319; 2320; 2331; 2342; 2343; 2349; 2399; 2410; 2420; 2431; 2432; 2434; 2441; 2442; 2443; 2444; 2445; 2446; 2720; 3299; 2011; 2332; 2351; 2352; 2451; 2452; 2453; 2454; 2611; 2680; 3832; 2) dla którego wartość współczynnika intensywności zużycia energii elektrycznej wynosi nie mniej niż 3%. 23

24 Energochłonność przedsiębiorstw Firmy energochłonne w ustawie o OZE Współczynnik intensywności zużycia energii elektrycznej to stosunek kosztów energii elektrycznej zużytej na własny użytek do wartości dodanej brutto obliczanej jako średnia arytmetyczna z lat

25 Energochłonność przedsiębiorstw Firmy energochłonne w ustawie o OZE Nowe zwolnienia z obowiązku zakupu i umarzania świadectw pochodzenia dla: odbiorców przemysłowych, którzy w roku kalendarzowym poprzedzającym rok realizacji obowiązku zużyli nie mniej niż 100 GWh energii elektrycznej. odbiorców przemysłowych, dla których wartość współczynnika intensywności zużycia wynosi: nie mniej niż 3% i nie więcej niż 20% wówczas obowiązek wykonywany jest w odniesieniu do 80% ilości energii elektrycznej zakupionej przez odbiorcę przemysłowego na własny użytek w 2015 r., powyżej 20% i nie więcej niż 40% wówczas obowiązek wykonywany jest w odniesieniu do 60% ilości energii elektrycznej zakupionej na własny użytek przez odbiorcę przemysłowego w 2015 r., powyżej 40% wówczas obowiązek wykonywany jest w odniesieniu do 15% ilości energii elektrycznej zakupionej na własny użytek przez odbiorcę przemysłowego w 2015 r. 25

26 Analiza energochłonności przedsiębiorstw wodno-kanalizacyjnych na podstawie przesłanych ankiet (IGWP) 1. Liczba ankiet: Średnia moc przyłączeniowa: 3,4 MW 3. Średnie zużycie energii elektrycznej: 7720 MWh 4. Średni roczny koszt energii elektrycznej: 2,18 mln PLN 5. Średni udział kosztów energii elektrycznej: 6,59% 6. Średnia cena za 1 MWh energii elektrycznej: 346 zł/mwh 26

27 Analiza energochłonności przedsiębiorstw wodno-kanalizacyjnych na podstawie przesłanych ankiet (IGWP) 80 Rodzaj przedsiębiorstwa małe średnie duże 27

28 Analiza energochłonności przedsiębiorstw wodno-kanalizacyjnych na podstawie przesłanych ankiet (IGWP) Średnia moc przyłączeniowa [kw] małe średnie duże 28

29 Analiza energochłonności przedsiębiorstw wodno-kanalizacyjnych na podstawie przesłanych ankiet (IGWP) Średnia moc przyłączeniowa [kw] małe średnie duże 29

30 Analiza energochłonności przedsiębiorstw wodno-kanalizacyjnych na podstawie przesłanych ankiet (IGWP) Najwięcej MWh Średnie zużycie emergii [MWh] małe średnie duże 30

31 Analiza energochłonności przedsiębiorstw wodno-kanalizacyjnych na podstawie przesłanych ankiet (IGWP) Średnia cena 1 MWh (wszystkie ceny, brutto) Średnia cena 1 MWh (wszystkie ceny) małe średnie duże 31

32 Analiza energochłonności przedsiębiorstw wodno-kanalizacyjnych na podstawie przesłanych ankiet (IGWP) 9,00% 8,00% Średni procentowy udział kosztów energii elektrycznej w kosztach przedsiębiorstwa 7,00% 6,00% 5,00% 4,00% 3,00% 2,00% 1,00% 0,00% małe średnie duże 32

33 Energochłonność przedsiębiorstw Podział odbiorców na grupy taryfowe Grupy taryfowe w zależności od napięcia w miejscu dostarczania: Odstępstwa: A napięcie wysokie (110kV i wyżej) B napięcie średnie C napięcie niskie (<1 kv) G dla gospodarstw domowych (bez względu na napięcie) R bez układu pomiarowo-rozliczeniowego (rozl. ryczałtowe) Z kontrolą mocy umownej lub bez: - w grupach z kontrolą mocy (2) jej przekroczenie powoduje dodatkową opłatę, Pu>40kW lub I > 63A - w grupach bez kontroli mocy (1) jej przekroczenie może powodować zadziałanie zabezpieczeń nadprądowych (wyłączenie) 33

34 Energochłonność przedsiębiorstw Zasady taryfowania i kalkulacji taryf sieć NN sieć 110kV sieć SN sieć nn OZEErs OZEEp JWCD JWCD OZEEw OZEErp 0 pproc 0 pproc 40 pproc 48 pproc 9,6 pproc 2 pproc 0 TWh 0 TWh 50 TWh 61 TWh 12 TWh 3 TWh 2 pproc 2 TWh 2 TWh 50 TWh 40 pproc 110 TWh JWCD 87 TWh 87 TWh 70 pproc 48 TWh 48 TWh 12 TWh OZEEw 10 TWh 10 TWh 8 pproc 5 TWh 5 TWh 122 TWh 97 TWh 100 TWh 80 pproc 55 TWh 55 TWh 2 18 pproc pproc pproc 2 23 TWh TWh TWh A B C G Zasadą generalną jest, by każda grupa odbiorców ponosiła w taryfie koszty, jakie powoduje (zakaz ustawowy subsydiowania skrośnego). Strategie biznesowe przedsiębiorstw energetycznych determinują ich podejście do ewidencji kosztów i podziału kosztów na grupy taryfowe. 34

35 Energochłonność przedsiębiorstw Wybór taryfy Z punktu widzenia kosztów energii najważniejsza jest suma składników taryfy zależnych od energii, tj. : ceny energii, składnika sieciowego zmiennego składnika jakościowego oraz ich korelacja z krzywą poboru energii z sieci. Drugim elementem jest wysokość mocy umownej. Trzecim - długość okresu rozliczeniowego. 35

36 Energochłonność przedsiębiorstw Wybór taryfy Krzywa zapotrzebowania na energię = krytyczne kryterium doboru grupy taryfowej 36

37 Analiza energochłonności przedsiębiorstw na podstawie przesłanych ankiet Taryfy w przedsiębiorstwach wod-kan 100% 80% 60% 40% 20% 0% B C B i C dodatkowo inne brak danych 37

38 Analiza energochłonności przedsiębiorstw na podstawie przesłanych ankiet Przedsiębiorstwa posiadające własne źródła energii 60% 40% 20% 0% Przedsiębiorstwo jest producentem energii elektrycznej Udział własnego źródła energii w pokryciu zapotrzebowania na energię elektryczną tak nie brak danych *należy wziąć pod uwagę, że w niektórych przypadkach stosunek energii z OZE w stosunku do energii zakupionej, mógł dotyczyć pojedynczego obiektu, nie całości zużycia energii w przedsiębiorstwie, w związku z czym udział własnych źródeł energii może być zawyżony 38

39 Energochłonność przedsiębiorstw Obniżenie kosztów taryfowych energii elektrycznej Obniżenie mocy umownej poprzez desynchronizację procesów technologicznych (na ile to możliwe); Własne źródło energii elektrycznej o zerowych kosztach zmiennych; Poprawa efektywności wykorzystania energii, w tym rekuperacja ciepła; Ogrzewanie pompą ciepła zasilaną z własnego OZE-E (kluczową kwestią jest rezerwowanie zasilania); Magazyn energii. 39

40 Grzegorz Wiśniewski Instytut Energetyki Odnawialnej