EwE-wykład III

Koszty wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej (J. Paska)
1. Koszty społeczne energii elektrycznej
Tablica 1. Obszary występowania składników społecznego kosztu energii elektrycznej
Pozyskiwanie paliwa
Przetwarzanie
energii
Przesyłanie
i rozdział energii
Użytkowanie energii
Koszty bezpośrednie
+
+
+
+
Koszty zanieczyszczenia środowiska
Koszty ingerencji w środowisko
gospodarcze i społeczne regionu
+
+
+
+
+
Wyczerpywanie zasobów
+
Składnik kosztu
2. Nakłady inwestycyjne i koszty nośników energii pierwotnej
Tablica 1. Charakterystyka wybranych technologii wytwarzania energii elektrycznej1
Elektrownie
Moc
jednostek,
kW
Sprawność
netto, %
Czas
budowy,
lat
Czas
eksploatacji,
lat
Jednostkowe
nakłady
inwestycyjne2,
€2005/kW
Jednostkowe
koszty
wytwarzania
energii
elektrycznej3,
€2005/(MW⋅⋅h)
Koszty
utrzymania
i remontów
€2005/kW
Generacja scentralizowana (systemowa)
Z turbinami
gazowymi
Gazowo-parowe
Jw. z CCS
Na węglu
kamiennym
z kotłami pyłowymi
Jw. z CCS
Na węglu
kamiennym
z kotłami
fluidalnymi
Gazowo-parowe
zintegrowane ze
zgazowaniem
węgla
Jw. z CCS
Jądrowe
Duże wodne
Z silnikami Diesla
Małe wodne
Fotowoltaiczne
Heliotermiczne
Wiatrowe na lądzie
Wiatrowe na
morzu
Na biomasę
Biogazowe
Na biogaz
składowiskowy
1
2
3
4
5
6
7
8
250 MW
38÷454
1
25
200÷400
65÷75
6÷13
650 MW
550 MW
58÷65
49÷55
3
4
25
25
480÷730
1000÷1300
50÷60
80÷905
19÷26
37÷44
8006 MW
47÷54
3
40
1000÷1440
40÷50
50÷67
8
500 MW
35÷42
4
40
1700÷2700
75÷100
76÷101
300 MW
40÷50
3
40
1250÷1500
45÷55
62÷71
675 MW
45÷57
4
40
1400÷1650
45÷55
61÷79
600 MW
1600 MW
75÷250 MW
35÷47
35÷36
85÷95
1700÷2400
1970÷3380
1230÷4500
65÷85
50÷85
35÷145
74÷95
74÷107
40÷75
5÷10000
< 5 (10) MW
1÷100+7
≈10 MW
3÷100 MW
25÷45
80÷90
10÷20
40÷45
40÷45
550÷1350
2500÷6600
4100÷6900
4000÷6000
1000÷1370
100÷125
60÷185
520÷880
170÷2508
75÷110
29÷63
85÷130
72÷114
111÷121
33÷42
100÷300 MW
45÷50
2
20
1750÷2750
85÷140
71÷105
≈5 MW
300
22÷26
29÷33
2
1
30
25
2900÷5080
2960÷5790
80÷195
55÷215
124÷292
237÷334
4,4 MW
34÷36
1
25
1400÷2000
55÷215
199÷211
4
40
6
40
4
50
Generacja rozproszona
1
25
3
50
0
25
2
40
1
20
W obliczeniach COE z tablicy 2 przyjęto dla większości technologii LF = 0,85; za wyjątkiem: systemy fotowoltaiczne – 0,11; systemy
heliotermiczne – 0,41; elektrownie wiatrowe na lądzie – 0,23; elektrownie wiatrowe na morzu – 0,39; duże elektrownie wodne – 0,5;
małe elektrownie wodne – 0,57. Przyjęto dla wszystkich rozpatrywanych technologii r = 0,1 (10%) oraz d = 0,1 (10%). Koszty
operacyjne stałe FOM obejmują koszty utrzymania (remonty), liczone jako proporcjonalne od nakładów inwestycyjnych; koszty
wynagrodzeń, liczone przy założeniu rocznego wynagrodzenia 55 tys. € i określonej liczby zatrudnionych; oraz narzuty w wysokości
30% wynagrodzeń. Koszty paliwa FC obliczano dla dwóch scenariuszy (umiarkowanego i wysokiego wzrostu). W przypadku
elektrowni jądrowych koszty paliwa obejmują cały cykl paliwowy, łącznie ze składowaniem odpadów. W przypadku systemów
heliotermicznych założono roczne zużycie 385 TJ gazu ziemnego (układ hybrydowy). Koszty emisji CC uwzględniono jedynie dla lat
2020 i 2030. Przyjęto, że opłata za emisję t CO2 wyniesie 41 € w roku 2020 i 47 € w roku 2030. W przypadku elektrowni z
instalacjami CCS zastosowano koszt transportu i składowania CO2 w wysokości 20 €/t. Koszty likwidacji obiektu uwzględniono
jedynie dla elektrowni jądrowych, przyjmując, że są one wliczone, zarówno w wartość SCI, jak też FOM.
W cenach roku 2005.
Stan na rok 2007 w cenach roku 2005.
Wartości przewidywane w roku 2030.
Dla roku 2030.
Bloki na parametry nadkrytyczne.
I więcej – budowane są również systemy fotowoltaiczne o mocach 10 i więcej MW.
Układ hybrydowy z kotłem gazowym.
1
Koszty wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej (J. Paska)
Tablica 3. Aktualne i prognozowane ceny paliw, Euro/toe
Paliwo
2007
2020
2030
Gaz ziemny
250 300÷510 320÷595
Węgiel
90
95÷155 105÷190
Paliwo jądrowe
33
35÷53
37÷63
Małe obiekty 160 215÷235 235÷275
Biomasa
Duże obiekty 90 120÷135 135÷160
Biogaz
270
270
270
3. Kalkulacyjny układ kosztów
Elementy kalkulacyjnego układu kosztów wytwarzania w elektrowniach cieplnych
i elektrociepłowniach
Koszty zmienne:
Paliwo produkcyjne, w tym: paliwo podstawowe, w tym: węgiel; Koszty zakupu paliwa, w tym: koszty
transportu zakupionego paliwa, w tym: węgiel; Pozostałe materiały; Koszty korzystania ze środowiska;
Koszty energii elektrycznej zakupionej; Koszty energii elektrycznej z własnej produkcji zużytej na produkcję
ciepła; Koszty podgrzewania nośnika ciepła
Koszty stałe: Materiały, w tym: na remonty; Wynagrodzenia i świadczenia, w tym: dla wydziałów
remontowych i pomocniczych; Amortyzacja, w tym: dla wydziałów remontowych i pomocniczych; Podatki
i opłaty; Pozostałe koszty, w tym: usługi obce
Razem koszty wytworzenia, w tym: na remonty, koszty wydziałów pomocniczych
4. Obliczanie kosztów wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej
Całkowite kalkulowane koszty roczne wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach cieplnych można
zapisać w postaci:
(1)
Kr = Krr + Kes + Kez, [zł/a]
gdzie: Krr - koszty kapitałowe (reprodukcji rozszerzonej), obejmujące amortyzację i koszty obsługi kapitału
(akumulacji); Kes - koszty eksploatacyjne stałe, obejmujące: koszty remontów (kapitalnych
i bieżących, do których zalicza się również konserwację urządzeń i remonty średnie), koszty
osobowe i koszty ogólne; Kez - koszty eksploatacyjne zmienne, obejmujące koszty paliwa
(podstawowego i rozpałowego) i koszty „korzystania” ze środowiska.
Koszty Krr i Kes stanowią tzw. koszty stałe (koszty mocy), niezależne od ilości wyprodukowanej
energii elektrycznej. Koszty Kez są kosztami zmiennymi (kosztami energii).
Jednostkowy, kalkulowany koszt wytwarzania energii elektrycznej netto jest określony zależnością:
kj =
K r K rr + K es + K ez
=
,
An
PiTi (1 − ε )
(2)
gdzie: An - roczna produkcja energii elektrycznej netto, kW⋅h/a; Pi - moc zainstalowana elektrowni, kW;
Ti - roczny czas użytkowania (wykorzystania) mocy zainstalowanej, h/a; ε - wskaźnik zużycia na
potrzeby własne.
Oznaczając:
kP =
K ez
K rr + K es
, kA =
,
Pi
An
(3)
otrzymuje się ostatecznie:
kj =
kP
+ kA ,
Ti (1 − ε )
(4)
gdzie: kP - jednostkowy roczny koszt mocy zainstalowanej (wskaźnik kosztów stałych), zł/(kW⋅a);
kA - jednostkowy koszt zmienny (energii), zł/(kW⋅h).
k
zł/(MW⋅⋅h
240
Rys. 1. Zależność jednostkowego kosztu
wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni
cieplnej od rocznego czasu użytkowania mocy
zainstalowanej
200
kP
160
Ti (1 − ε)
120
80
40
kA
2000
2
4000
6000
8000
Ti ,
Koszty wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej (J. Paska)
W postaci rozwiniętej jednostkowy kalkulowany koszt wytwarzania energii elektrycznej ujmuje zależność:
ri + 1,4(a k + a b )i + 1,4k o z × 10 3
k =
+ k w b w + k r br + k s
Ti (1 − ε )
j
przy czym:
r = p+a = p+
p
p (1 + p ) N
=
,
(1 + p ) N − 1 (1 + p ) N − 1
(5)
(6)
gdzie: r - rata roczna (stopa) zwrotu nakładów kapitałowych - capital recovery factor, obejmująca
amortyzację i akumulację (dawniej zwana ratą reprodukcji rozszerzonej), określona w przypadku
tzw. amortyzacji oprocentowanej zależnością (6); p - stopa dyskontowa (stopa akumulacji);
N - okres amortyzacji (czas „życia” obiektu), lat; a - odpis amortyzacyjny; ak - odpis na remonty
kapitalne; ab - odpis na remonty bieżące; i - jednostkowe nakłady inwestycyjne na budowę
elektrowni, zł/kW; ko - średnia roczna płaca personelu, zł/(os.× rok); z - wskaźnik zatrudnienia,
os./MW; kw - koszt paliwa podstawowego (węgla) loco elektrownia (wraz z transportem), zł/kJ;
bw - jednostkowe średnioroczne zużycie przez elektrownię energii chemicznej węgla, kJ/(kW⋅h);
kr - koszt paliwa rozpałowego (oleju opałowego) loco elektrownia, zł/kJ; br - jednostkowe
średnioroczne zużycie przez elektrownię energii chemicznej oleju opałowego, kJ/(kW⋅h); ks - koszty
korzystania ze środowiska odniesione do 1 kW⋅h netto.
Przyjęto, że koszty ogólne wynoszą 40% kosztów remontów i kosztów osobowych (mnożnik 1,4).
Koszty „korzystania” ze środowiska ustala się uwzględniając wszystkie elementy opłat za
użytkowanie terenu i uciążliwość dla środowiska a wyliczoną wartość dzieli się przez wielkość produkcji
energii elektrycznej netto.
Jednostkowy koszt własny wytwarzania energii elektrycznej określa wzór:
ai + 1,4(a k + a b )i + 1,4k o z × 10 3
k =
+ k w b w + k r br + k s ,
Ti (1 − ε )
j
w
(7)
W przypadku elektrowni jądrowych pierwszy człon wzoru na kalkulowany koszt wytwarzania energii
elektrycznej pozostaje bez zmian, drugi zaś przyjmuje postać:
kA =
k pj × 10 3
24 jη
+ ks ,
(8)
gdzie: kpj - jednostkowy koszt paliwa jądrowego z uwzględnieniem kosztu paliwa wyładowanego z reaktora
i zamrożenia środków w paliwie jądrowym, zł/kg; j - średnie wypalenie paliwa jądrowego, MW⋅d/kg;
η - średnia sprawność EJ; ks - jak poprzednio.
Koszty przesyłu i rozdziału energii elektrycznej również można podzielić na koszty stałe i zmienne:
KP/D = Ks + Kzm = rI[0] + Kem + Kee,
(9)
gdzie: I[0] - zdyskontowane nakłady inwestycyjne (sprowadzone do umownego roku zerowego) na
rozpatrywany obiekt, zł; Kem - roczne koszty eksploatacyjne stałe (mocy), proporcjonalne do kosztów
budowy (nakładów inwestycyjnych), obejmujące koszty remontów, utrzymania, obsługi
i administracji; Kee - roczne koszty eksploatacyjne zmienne zależne od ilości przesyłanej
lub rozdzielanej mocy i energii, zwykle określane jako koszty strat mocy i energii:
Kee = K∆P + K∆A = (kP + f 8760 kA) ∆Pj + (δs kP + τ kA) ∆Pobc,s,
(10)
gdzie: kP - wskaźnik kosztów stałych (mocy) energii wprowadzonej do sieci, w której znajduje się
rozpatrywany obiekt; kA - wskaźnik kosztów zmiennych (energii); δs - współczynnik udziału
obciążenia obiektu w szczycie obciążenia systemu (δs = Ps’/Ps ≤ 1, Ps’ - obciążenie obiektu
występujące w czasie szczytowego obciążenia systemu, Ps - obciążenie szczytowe obiektu, które
może występować w innym czasie niż obciążenie szczytowe systemu); τ - czas użytkowania
(wykorzystania) maksymalnych strat, f - stopień zatrudnienia obiektu (≤ 1); ∆Pj - straty mocy czynnej
w stanie jałowym; ∆Pobc,s - straty mocy czynnej przy obciążeniu szczytowym.
Koszty eksploatacyjne stałe można wyrazić jako iloczyn nakładów inwestycyjnych I[0] i stopy
(współczynnika) rocznych stałych kosztów eksploatacyjnych res, a zatem:
K = (r + res) I[0] + Kee,
(11)
Współczynnik res wyraża wszystkie stałe składniki kosztu eksploatacyjnego obiektu służącego przesyłaniu
i (lub) rozdziałowi energii.
Można posłużyć się następującą zależnością na roczny koszt przesyłania energii:
KP/D = (r + res) I[0] + Kez = (r + res) I[0] + (kP + f 8760 kA) ∆Pj + (δs kP + τ kA) ∆Pobc,s =
= (r + res) kU l + (kP + 8760 kA) ∆Pj + (δs kP + τ kA) ∆Pobc,s
gdzie: kU - koszt jednostkowy budowy linii o danym napięciu U, zł/km; l – długość linii, km.
przy czym:
∆Pj = ∆p jl , ∆Pobc ,s =
S s2 l
2
⋅
, τ ≈ Ts
2
3
U γ ⋅s
3
Koszty wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej (J. Paska)
gdzie: Ss - obciążenie szczytowe linii, MV⋅A; ∆pj – jednostkowe straty jałowe, kW/km; γ - konduktywność
2
2
materiału przewodowego, m/(Ω⋅mm ) (35); s - przekrój przewodów roboczych linii, mm .
5. Poziom kosztów i cen w elektroenergetyce krajowej
Tablica 4. Przychody i koszty energii elektrycznej oraz regulacyjnych usług systemowych w elektrowniach
i elektrociepłowniach w 2010 roku
Elektrownie ogółem9 Elektrownie cieplne i EC zawodowe
%
zł/(MW⋅⋅h)
zł/(MW⋅⋅h)
Wyszczególnienie
Przychody za energię elektryczną
Koszty energii elektrycznej
z tego:
koszty działalności własnej
w tym:
paliwo produkcyjne
koszty zakupu paliwa
koszty korzystania ze środowiska
koszty pracy
amortyzacja
koszty energii zakupionej do odsprzedaży
koszty umorzonych praw majątkowych
koszty sprzedaży
koszty zarządu
Koszty finansowe
Pozostałe koszty
212,76
166,35
205,91
164,89
100
146,29
145,32
88,13
13,58
15,35
12,87
0,51
0,82
5,85
5,84
5,83
102,8
3,14
3,73
13,55
13,66
13,36
0,25
0,72
5,23
5,97
7,41
62,34
1,9
2,26
8,22
8,28
8,1
0,15
0,44
3,17
Tablica 5. Średnie ceny energii elektrycznej sprzedanej przez wytwórców w latach 2009-2010
Rok
2009
2010
Odbiorcy
końcowi
252,0
?
Przedsiębiorstwa
obrotu
193,5
187,82
Giełda
energii
212,18
204,83
Rynek
bilansujący
200,5
207,44
Eksport
172,01
?
Pozostała
sprzedaż
216,92
?
Średnia
ogółem
196,9
192,2
Tablica 6. Ceny energii elektrycznej sprzedanej odbiorcom końcowym posiadającym umowy kompleksowe w 2010 roku
Wyszczególnienie
Odbiorcy na WN (grupa A)
Odbiorcy na SN (grupa B)
Odbiorcy na nN (grupa C)
Gospodarstwa domowe - miasto
Gospodarstwa domowe - wieś
Odbiorcy bez układów pomiarowo-rozliczeniowych
Razem odbiorcy posiadający
umowy kompleksowe
Średnia cena
W tym:
zł/(MW⋅⋅h)
300,1
356,5
505,9
449,3
450,2
580,7
Cena energii
234,9 (78,3)
263,7 (74,0)
298,2 (58,9)
251,6 (56,0)
247,4 (54,0)
360,3 (45,5)
Opłata za przesył/dystrybucję
65,2 (22,7)
92,8 (26,0)
207,7 (41,1)
197,6 (44,0)
202,8 (46,0)
220,5 (54,5)
420,8
264,5 (62,9)
156,3 (37,1)
WN – napięcie 110 kV i wyżej, SN – napięcie ≥ 1 kV i < 110 kV, nN – napięcie < 1 kV, (.) – udział w %
CENY ENERGII
RYNEK HURTOWY,
WYTWARZANIE
[zł/MWh]
9
Elektrownie cieplne i elektrociepłownie zawodowe, elektrociepłownie niezależne, ESP S.A. oraz elektrownie wodne pozostałe.
4
Koszty wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej (J. Paska)
CENY ENERGII
RYNEK HURTOWY
I DETALICZNY
[zł/MWh]
CENY ENERGII
I USŁUG
DYSTRYBUCYJNYCH
- RYNEK
DETALICZNY,
zł/MWh
5