KOSZT BILANSOWANIA FARM WIATROWYCH CASE STUDY

Transkrypt

1 Warsztaty Nowe zasady ofertowania i sprzedaży energii elektrycznej dla projektów OZE w dotychczasowym systemie zielonych certyfikatów i w systemie aukcyjnym. Ryzyko profilu i koszty bilansowania KOSZT BILANSOWANIA FARM WIATROWYCH CASE STUDY Przygotował: Zbigniew Prondziński Warszawa, 10 grudnia 2015

2 I. Ocena dokładności wykonywanych prognoz dla OZE (farmy wiatrowe). II. Koszt bilansowania z punktu widzenia Sprzedawcy Zobowiązanego. III. Wycena profilu OZE (wiatr) w świetle nowej ustawy OZE. IV. Cena PURE z punktu widzenia Sprzedawcy Zobowiązanego koszt uzasadniony. V. Model współpracy pomiędzy Sprzedawcą Zobowiązanym a OZE w świetle nowej ustawy OZE. Warszawa, 10 grudnia

3 MAPE Średni Absolutny Błąd Procentowy H MAPE = 1 H h=1 EPLANh E WYKh E WYKh 100% Najpopularniejszy miernik procentowego błędu prognozy. Wady metody: Brak możliwości zastosowania MAPE do oceny błędu prognozy dla OZE (wiatr) w przypadku zerowej produkcji. Przypadki wyjątkowo wysokich procentowych błędów prognoz przy niskich błędach bezwzględnych. Warszawa, 10 grudnia

4 NMAE Znormalizowany Średni Bezwzględny Błąd Procentowy NMAE = 1 H h=1 H EPLANh E WYKh P FW Miernik procentowej oceny błędu prognozy uwzględniający moc znamionową farmy wiatrowej (P FW ). Wady metody: Interpretacja wyników. Eliminacja możliwości porównania błędów prognostycznych z różnych metod. Poruszanie się w bardzo wąskim oraz niskim zakresie procentowych błędów prognoz. Warszawa, 10 grudnia

5 APE Absolutny Błąd Procentowy Modyfikacja MAPE APE = H h=1 E PLANh E WYKh H 100% E WYKh h=1 Miernik procentowej oceny błędu prognozy mówiący jaki % energii elektrycznej produkowanej w danym okresie przez farmy wiatrowe trafia w odchylenia. Wady metody: Nie sprawdza się w krótkich okresach czasu (1h). Zalety metody: Transparentna interpretacja wyników. Możliwość zastosowania w każdym okresie, w którym wystąpiła produkcja energii. Warszawa, 10 grudnia

6 [MWh] 12,00 Planowana oraz rzeczywista produkcja energii elektrycznej w układzie dobowo-godzinowym dla przykładowej doby. Farma wiatrowa o mocy zainstalowanej ok. 20MW 10,00 8,00 6,00 4,00 PLAN PRODUKCJI N-1 RZECZYWISTA PRODUKCJA BŁĄD MAPE (M.I) NMAE (M.II) APE (M.III) DOBOWY 1006,2% 11,8% 42,8% 2,00 0, [h] GODZINA PLAN [MWh] WYKONANIE [MWh] PLAN-WYKONANIE MWh MAPE NMAE APE 4 0,11 3,00 2,90 96,5% 14,5% 96,5% 12 2,30 0,01 2, % 11,5% 22940% Warszawa, 10 grudnia

7 BŁĄD* MAPE NMAE APE DOBOWY 1006,2% 11,8% 42,8% MIESIĘCZNY 620,3% 11,7% 34,7% ROCZNY 294,0% 11,1% 28,0% *błąd dla farmy wiatrowej o mocy zainstalowanej ok. 20MW Błąd APE jako najlepsza metoda oceny długoterminowych błędów prognoz. Możliwość porównania błędów prognostycznych z różnych metod. Na rynku energii często stosowany błąd MAPE po odrzuceniu 20% obserwacji. Warszawa, 10 grudnia

8 KONTRAKTACJA NA RYNKU HURTOWYM JAKO ALTERNATYWA SZ DLA OBOWIĄZKU ZAKUPU Z OZE ZAPOTRZEBOWANIE BASE 1 BASE 2 PEAK2 PEAK [h] Założenie: zapotrzebowanie odbiorców = const. Znikome koszty bilansowania dla SZ (wyłącznie zmiana poziomu zapotrzebowania odbiorców). Ograniczenie ryzyka wolumenu i ceny! Realizacja planowanej marży w 100%. Warszawa, 10 grudnia

9 KOSZT BILANSOWANIA KOSZT BILANSOWANIA KRÓTKOTERMINOWEGO (KOSZT RB) KOSZT BILANSOWANIA DŁUGOTERMINOWEGO (KOSZT ZASTĄPIENIA) UWAGA: KOSZTY SUMUJĄ SIĘ Warszawa, 10 grudnia

10 BILANSOWANIE DŁUGOTERMINOWE (KOSZT ZASTĄPIENIA) ZMIANA PLANOWANEGO POZIOMU GENERACJI OZE W PORÓWNANIU DO WCZEŚNIEJ WYKONANEJ PROGNOZY - konieczność zakupu/sprzedaży na rynku RDN energii zakontraktowanej w kontraktach terminowych (rocznych, kwartalnych, miesięcznych). Wiąże się to z kosztem dla SZ, wynikającym z różnicy cen między rynkiem terminowym a rynkiem RDN. Nadwyżka energii z OZE powoduje konieczność wyprzedaży zakupionej energii na rynku RDN, co wiąże się z spadkiem cen rynkowych (efekt wypierania) i stratami dla SZ. Wraz ze wzrostem generacji wiatrowej rosną koszty SZ, z uwagi na sztywną i stosunkowo wysoka cenę zakupu energii z OZE oraz niską cenę sprzedaży. Niedobór energii z OZE powoduje konieczność zakupu brakującej energii na rynku RDN, co wiąże się ze wzrostem cen rynkowych i stratami dla SZ. Cena na RDN jest bardzo silnie ujemnie skorelowana z wielkością generacji energii z siłowni wiatrowych. Warszawa, 10 grudnia

11 BILANSOWANIE DŁUGOTERMINOWE (KOSZT ZASTĄPIENIA) PODSUMOWANIE: 1. Cena PURE cena na potrzeby rozliczeń pomiędzy wytwórcą OZE a SZ. Kalkulowana w oparciu o rynek terminowy i RDN. Rynek terminowy determinuje wysokość ceny waga powyżej 90%. 2. Koszt bilansowania długoterminowego > koszt bilansowania krótkoterminowego. 3. Obecnie stawki usługi bilansowania handlowego na rynku konkurencyjnym nie przenoszą tego kosztu. Warszawa, 10 grudnia

12 BILANSOWANIE KRÓTKOTERMINOWE RÓŻNICA POMIĘDZY PLANEM (z dnia n-1) A WYKONANIEM - konieczność zakupu/sprzedaży na rynku bilansującym energii zakontraktowanej na rynku RDN. Wiąże się to z kosztem dla SZ, wynikającym z różnicy cen między rynkiem bilansującym a rynkiem RDN. Nadwyżka energii z OZE skutkuje koniecznością sprzedaży zakupionej energii na rynku RB. Niedobór energii z OZE powoduje konieczność zakupu brakującej energii na rynku RB. Warszawa, 10 grudnia

13 BILANSOWANIE KRÓTKOTERMINOWE PODSUMOWANIE: 1. Koszt uczestnictwa podmiotu na RB. 2. Ryzyko wprowadzenia rozchylonych cen na RB (Δ) zwiększenie kosztów. 3. Możliwość zmniejszenia kosztów Grupa Bilansująca (wspólna JG). 4. RB oraz RDN, rynek ofertowy, konkurencyjny ograniczone możliwości zmniejszenia kosztów. Alternatywa: np. NEGAWATY. Warszawa, 10 grudnia

14 5,00% 4,00% 3,00% 2,00% UWAGA: CO Z GODZINAMI 8-11? 1,00% 0,00% PROFIL GENERACJI 2013 PROFIL GENERACJI 2014 PROFIL GENERACJI 2015 Warszawa, 10 grudnia

15 DATA CENA WIL [zł] CENA IRDN[ zł] CIRDN CWIL [zł] ,03 157,00 6, ,41 163,04 5, ,56 164,03 13, ,85 186,75 13, ,91 166,08 3, ,93 175,42 15, ,38 200,72 9, ,27 171,42 9, ,61 198,19 10, ,64 192,05 27, ,88 209,55 34, ,56 173,98 23, ,22 144,82 9, ,97 153,64 11, ,54 138,98 7, ,09 144,57 5, ,02 159,99 7, ,35 159,62 6, ,17 162,32 8, ,05 176,87 22, ,39 177,13 15, ,21 168,34 7, ,23 154,22 11,99 ŚREDNIA 157,01 169,51 12,50 Warszawa, 10 grudnia

16 PRODUKCJA ENERGII Z WIATRU [MWh] ROK PEAK OFFPEAK PEAK/OFFPEAK SUMA ,17% ,63% ,02% ŚREDNIA ,27% ILOŚĆ GODZIN W ROKU ROK PEAK OFFPEAK PEAK/OFFPEAK SUMA ,41% ,94% ,16% 7992 ŚREDNIA ,06% 8504 WNIOSEK: Ilość energii z OZE (wiatr) w PEAKU w porównaniu do OFFPEKU stanowi średnio ok. 72%. Różnica ok. 5% pomiędzy średnim rocznym stosunkiem ilości godzin PEAK/OFFPEAK (PRODUKT BASE) a średnią produkcją energii z wiatru przekłada się na ok. 150 tys. MWh energii elektrycznej. Warszawa, 10 grudnia

17 Art. 93 ust. 2.2 Obliczenie ujemnego salda: obliczenia wartości energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii w instalacji odnawialnego źródła energii sprzedanej w danym miesiącu jako iloczyn ilości energii elektrycznej, o której mowa w pkt.1, i średniej dziennej ceny energii elektrycznej, stanowiącej średnią arytmetyczną obliczoną ze średnich ważonych wolumenem transakcji sesyjnych giełdowych cen energii elektrycznej ( ). Rozliczenie ujemnego salda nie przenosi kosztów (konieczność ich uwzględnienia w cenie AUKCJI): 1. bilansowania krótkoterminowego (alternatywa: świadome uczestnictwo z całym wolumenem energii na rynku bilansującym), 2. wyceny profilu OZE versus IRDN. Warszawa, 10 grudnia

18 ROK STRATA NA WYCENIE PRODUKTU (CIRDN CWIL) [Zł/MWh] ŚREDNIE KOSZTY BILANSOWANIA KRÓTKOTERMINOWEGO* [Zł/MWh] ,67 4, ,43 5, ,39 4,34 ŚREDNIA 10,16 4,66 *średnie koszty bilansowania dla farmy wiatrowej o mocy zainstalowanej ok. 20MW CENA AUKCJI [314,82 zł/mwh] CENA Z ANALIZY KOSZTOWEJ DLA INWESTYCJI OZE [300 zł/mwh] STRATA NA WYCENIE PRODUKTU [10,16 zł/mwh] KOSZT BILANSOWANIA [4,66 zł/mwh] Warszawa, 10 grudnia

19 Trendy, ryzyka dla systemu aukcyjnego: ujemne ceny na rynku RDN (ustawa OZE), spadek cen RDN powiązany ze zmianą relacji cen PEAK/BASE, ceny rozchylone na Rynku Bilansującym (wprowadzenie Δ 0). Warszawa, 10 grudnia

20 PLN/MWh CENY NA RYNKU ENERGII Cena PURE nie odzwierciedla wartości rynkowej produktu. 3. Ujemna korelacja na rynku: wysoka produkcja z OZE (wiatr) = niskie ceny na rynku RDN. Dodatkowe koszty SZ Zwiększone koszty zakupu energii przez SZ w porównaniu do cen rynkowych. Cena PURE Cena SPOT Cena WIL Warszawa, 10 grudnia

21 DATA CENA WIL [zł] CENA PURE[ zł] CPURE CWIL [zł] ,03 181,55 31, ,41 181,55 24, ,56 181,55 30, ,85 181,55 8, ,91 181,55 18,64 Kto ponosi zwiększone koszty zakupu energii? ,93 181,55 21, ,38 181,55-9, ,27 181,55 19, ,61 181,55-6,06 A kto je powinien ponosić? ,64 181,55 16, ,88 181,55 6,67 Marża na sprzedaży energii zdecydowanie niższa ,56 181,55 30, ,22 181,55 46, ,97 181,55 39, ,54 181,55 50, ,09 163,58 24, ,02 163,58 11, ,35 163,58 10, ,17 163,58 9, ,05 163,58 9, ,39 163,58 2, ,21 163,58 2, ,23 163,58 21,35 ŚREDNIA 157,01 175,30 18,29 Warszawa, 10 grudnia

22 Kluczowe aspekty Art. 40 ust. 8. Możliwość przeniesienia kosztów obowiązkowego zakupu energii w taryfie SZ. Koszty zakupu energii elektrycznej, ponoszone w związku z realizacją przez sprzedawcę zobowiązanego obowiązku zakupu energii elektrycznej, o którym mowa w art. 41 ust.1, art. 42 ust.1 lub w art. 92 ust. 1, uwzględnia się w kalkulacji cen ustalanych w taryfie tego sprzedawcy, przyjmując ze każda jednostka energii elektrycznej sprzedawana przez tego sprzedawcę odbiorcom końcowym jest obciążona tymi kosztami w tej samej wysokości. PROPORCJA WOLUMENU SPRZEDAŻY Obowiązek zakupu energii elektrycznej dotyczy źródeł OZE funkcjonujących w dotychczasowym systemie wsparcia oraz źródeł o mocy do 500 kw dla systemu aukcyjnego. Art. 92 ust. 3. Możliwość przeniesienia kosztów bilansowania źródeł OZE o mocy do 500 kw w taryfie SZ. Koszty uzasadnione bilansowania handlowego w przypadku instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 500 kw uwzględnia się w kalkulacji cen ustalanych w taryfach przedsiębiorstw pokrywających te koszty, przyjmując, że każda jednostka energii elektrycznej sprzedawana przez dane przedsiębiorstwo energetyczne odbiorcom końcowym jest w tej samej wysokości obciążona tymi kosztami. PROPORCJA WOLUMENU SPRZEDAŻY Warszawa, 10 grudnia

23 Kluczowe aspekty RYNEK KONKURENCYJNY Sprzedawca Zobowiązany funkcjonuje na dobrze rozwiniętym rynku energii. Duża ilość spółek obrotu i procesów zmian sprzedawcy. Proponowane rozwiązanie: OREO przeniesienie kosztów związanych z obowiązkowym zakupem energii przez SZ w ramach dotychczasowego systemu wsparcia poprzez opłatę OZE na wszystkich odbiorców przyłączonych do sieci. Warszawa, 10 grudnia

24 MODEL WSPÓŁPRACY OBECNY SYSTEM WSPARCIA SYSTEM AUKCYJNY Zielone certyfikaty Prawo wytwórcy OZE do sprzedaży energii do SZ Cena aukcyjna Źródła: podział do 500kW oraz powyżej 500kW Rekompensaty OREO dla SZ i wytwórcy OZE powyżej 500 kw UWAGA: BRAK PRECYZYJNYCH ZAPISÓW W USTAWIE OZE. Warszawa, 10 grudnia

25 SYSTEM AUKCYJNY Art. 92 ust. 1 Sprzedawca zobowiązany dokonuje zakupu energii elektrycznej wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 500 kw, od wytwórcy tej energii, który wygrał aukcję, po stałej cenie ustalonej w aukcji ( ). Wytwórca o mocy powyżej 500 kw sprzedaż energii na rynku konkurencyjnym Wniosek do OREO o pokrycie ujemnego salda. Art. 92 ust.2 Koszty bilansowania handlowego energii wytworzonej w instalacjach odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 500 kw pokrywają w całości sprzedawcy zobowiązani. Art. 92 ust. 3 Koszty uzasadnione bilansowania handlowego w przypadku instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 500 kw uwzględnia się w kalkulacji cen ustalanych w taryfach przedsiębiorstw pokrywających te koszty, przyjmując, że każda jednostka energii elektrycznej sprzedawana przez dane przedsiębiorstwo energetyczne odbiorcom końcowym jest w tej samej wysokości obciążona tymi kosztami. PROPORCJA WOLUMENU SPRZEDAŻY Rynek konkurencyjny dodatkowe koszty SZ (bilansowanie krótkoterminowe oraz strata na wycenie produktu) powinny być rekompensowane przez OREO. Art. 93 ust. 2.2 Obliczenie ujemnego salda: obliczenia wartości energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii w instalacji odnawialnego źródła energii sprzedanej w danym miesiącu jako iloczyn ilości energii elektrycznej, o której mowa w pkt.1, i średniej dziennej ceny energii elektrycznej, stanowiącej średnią arytmetyczną obliczoną ze średnich ważonych wolumenem transakcji sesyjnych giełdowych cen energii elektrycznej ( ). Warszawa, 10 grudnia

26 OBECNY SYSTEM WSPARCIA Źródła wytwórcze o mocy powyżej 40 kw Art. 42 ust. 1 Z uwzględnieniem art. 80 ust. 9, sprzedawca zobowiązany dokonuje zakupu oferowanej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii wytworzonej z OZE. Art. 42 ust. 2 Warunkiem zakupu przez Sprzedawcę zobowiązanego energii elektrycznej, o której mowa w ust. 1, jest zaoferowanie sprzedaży całej wytworzonej i wprowadzonej do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w instalacjach odnawialnego źródła energii, w okresie co najmniej 90 następujących po sobie dni kalendarzowych. Art. 43 ust. 1 Cena zakupu energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, o której mowa w art.42 ust. 1 i 5, stanowi równowartość średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim kwartale ogłoszonej przez Prezesa URE na podstawie art.23 ust. 2 pkt. 18a ustawy Prawo energetyczne. Art. 43 ust. 2 Cena zakupu energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, o której mowa w art. 42 ust. 1 i 5, wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 500 kw, nie zawiera opłaty za bilansowanie handlowe. Art. 43 ust. 3 Ilość energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii innej niż mikroinstalacja, którą jest obowiązany zakupić sprzedawca zobowiązany, ustala się na podstawie rzeczywistych wskazań urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych. Warszawa, 10 grudnia

27 PROPONOWANY MODEL ROZLICZENIA SPÓŁKI ENERGA-OBRÓT SA z WYTWÓRCĄ OZE Obowiązkowy zakup energii elektrycznej przez SZ od OZE ma być realizowany w oparciu o rzeczywiste wskazania urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych w cenie Prezesa URE. Wolumen ma obejmować 100% energii wytworzonej i wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej. Wprowadzono cennik uchwałą Zarządu Spółki. Stawka za świadczoną usługę bilansowania handlowego została potwierdzona w raporcie przez niezależną firmę doradczą. Transparentność. Warszawa, 10 grudnia

28 Cennik w zakresie stawek opłat za usługę bilansowania handlowego pobieranych przez ENERGA-OBRÓT SA na podstawie nowo zawieranych umów, obowiązujący na rok 2016: TYP ŹRÓDŁA OZE KOD JEDNOSTKOWA STAWKA OPŁATY [ZŁ/MWH] Elektrownia wiatrowa na lądzie WIL 11,73 Do ceny jednostkowej stawki opłaty kosztów bilansowania źródeł wiatrowych przysługują opusty w następującej wartości netto: 0,35 [zł/mwh] w przypadku deklaracji o każdorazowym informowaniu ENERGA-OBRÓT SA o wystąpieniu wszelkich zdarzeń wpływających na wielkość produkcji, w tym związanych z awariami, remontami oraz siłą wyższą. 0,45 [zł/mwh] w przypadku deklaracji o przekazywaniu po zakończeniu miesiąca rozliczeniowego następujących informacji: dobowo-godzinowego zestawienia siły wiatru zmierzonego na turbinach, dobowo-godzinowego zestawienia produkcji z poszczególnych turbin. Sposób i forma przekazywania informacji w ramach możliwości technicznych będzie uzgodniona bezpośrednio pomiędzy przedstawicielami wytwórcy a ENERGA-OBRÓT SA. W przypadku spełnienia przez wytwórcę obu warunków, opusty łączą się. W przypadku wystąpienia naruszenia wykonania zadań, wynikających z powyższych deklaracji, opust nie przysługuje w trzech kolejnych okresach rozliczeniowych. Warszawa, 10 grudnia

29 DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ Bibliografia: Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii. Opracowania i analizy własne. Opracował: Zbigniew Prondziński Warszawa, 10 grudnia