06 EKE Naklady vyroby

Transkript

Náklady výroby elektrické
energie
Marginální náklady
(marginální – mezní, přírůstkové)
Marginální náklady
jsou definovány jako
přírůstek nákladů
vyvolaných mezním
přírůstkem poptávky
(produkce).
MC =
dTC TC2 − TC1
≅
dQ
Q2 − Q1
Důvody zavedení marginálních nákladů
Pomocí výpočtu LRMC lze vyjádřit výrobní náklady na
změnu spotřeby, resp. výroby elektrické energie z
makroekonomického hlediska.
Lze je přímo použít pro účely výpočtů ekonomické
efektivnosti v energetice, pro konstrukci a aktualizaci
tarifního systému, dohadovaných výkupních cen
elektřiny z nezávislých zdrojů a dovozu.
Krátkodobé marginální náklady (SRMC … Short Run Marginal
Cost) – definovány jako přírůstkové výrobní a dopravní náklady
vyvolané přírůstkem dodávky při nezměněné kapacitě výrobního a
dopravního zařízení. Obsah SRMC se často rozšiřuje o ztrátu
způsobenou nedodávkou elektřiny
Dlouhodobé marginální náklady ( LRMC … Long Run Marginal
Cost) - jsou přírůstkové výrobní a dopravní náklady vyvolané
přírůstkem dodávky. Zahrnují i investici výrobce do potřebného
zařízení výrobní a přepravní kapacity
Pokud je elektrizační soustava optimálně rozvíjena, pak platí:
SRMC ≡ LRMC
∆N pr + ∆N nd ≡ ∆N pr + ∆N pst + ∆N i ⋅ aTž
∆Npr … přírůstek poměn. provozních nákladů (náklady na ztráty)
∆Nnd … přírůstek nákladů z nedodávky
∆Npst … přírůstek stálých provozních nákladů (oprava, údržba)
∆Ni⋅aTž … přírůstek anuitní hodnoty investičních nákladů
Náklady z nedodávky na straně dodavatele:

přímé – ztráty z tržeb, z obchodní marže,…
nepřímé – nutné např. zapojit záložní zdroj nebo nutné přepojit
na jiné vedení
systémové – náklady na opravu zařízení, které neplánovaně
vzniknou
Náklady z nedodávky na straně odběratele:

přímé – ztráty z nerealizované výroby, ušlý zisk
nepřímé – režimové ztráty
systémové – náklady na opravu zařízení
Metody výpočtu marginálních nákladů
a)
b)
Metoda reprezentantů
Systémová metoda
Metoda reprezentantů
¾ Předpokládá se vyrovnaná bilance spotřeby a výroby v ES. Další
výroba bez zvýšení instalovaného výkonu není možná. Proto:
LRMC ≡ ACnových _ zdrojů _ a _ sítí
¾ Metoda počítá pouze s vybranými typy zdrojů – závěrné elektrárny
(výstavba a provoz není v blízké budoucnosti omezen)
Vylučující podmínky závěrných elektráren:
- nedostatek paliva
- nedostatek lokalit pro výstavbu
- ekologické problémy
- závislost výroby elektřiny na jiné hlavní výrobě (teplárny), na
klimatických podmínkách
Metoda systémová
¾ založena na experimentech na matematicko - ekonomickém modelu ES
¾ model zahrnuje proměnné a stálé provozní náklady a anuitní hodnotu
investičních nákladů všech zdrojů v ES
¾ metoda je velmi náročná na HW i SW
Obecný vztah:
[
]
nm = kzp ⋅ km ⋅ kvs ⋅ kr ⋅ niE ⋅ (aTžE + ppsE) + niS ⋅ (aTžS + ppsS) +Tm ⋅ kzw ⋅ nwE
niE … měrné investiční náklady nových závěrných elektráren (kč/kW)
niS … měrné investiční náklady nových sítí (kč/kW)
km … koeficient účasti maxima odběratele na maximu soustavy (-)
kvs … koeficient vlastní spotřeby (-)
kzp, kzw … koeficient ztrát výkonu, resp. práce v sítích soustavy (-)
kr … koeficient zálohy výkonu v závěrných elektrárnách (-)
ppsE … roční poměrné stálé provozní náklady elektráren
ppsS … roční poměrné stálé provozní náklady sítí
Tm … roční doba využití Pm odběratele
nwE … měrné proměnné náklady výroby elektřiny (Kč/kWh)
aTžE, aTžS … poměrná anuita za ekonomickou dobu životnosti závěrných
elektráren a sítí
PPE jako závěrná elektrárna
nm = k m ⋅ n pP + Tm ⋅ nwP + k m ⋅ n pS
JE + PVE jako závěrné elektrárny
nm = p A ⋅ (n pAj + 8760 ⋅ nwAj ) + pv ⋅ n pVj + k m ⋅ n pSj
pA … podíl JE na krytí zatížení odběratele
pV … podíl PVE na krytí zatížení odběratele
Koeficient účasti maxima odběratele na maximu soustavy - km
P(t RM )
km =
Pm
výkon odběratele v okamžiku maxima soustavy
maximum odběratele v roce
km = 0 … odběratel v maximu soustavy má nulový výkon; jeho odběr nevyvolává
žádnou stálou složku nákladů a „měl by platit jen za práci“
Vliv tarifní diferenciace na uvádění
různých zdrojů do provozu
Předpoklad: roční křivka trvání zatížení –
schématicky znázorněna lomenou čarou se
dvěma charakteristickými pásmy:
Mimošpičkové – poptávka po elektřině
uspokojována klasickými elektrárnami (JE,
uhelné …)
Špičkové – vyšší poptávka uspokojována
pomocí plynových turbín. Plynové turbíny mají
na rozdíl od klasických elektráren nížší fixní
náklady a vyšší provozní náklady.
Do t = H je účelné využívat
plynové turbíny, v nich
vyrobená kWh je levnější než
kdyby byla vyrobena v klasické
elektrárně, ale v t = (H;8760) je
tomu naopak => využívání
klasických elektráren po dobu
základního zatížení a užití
špičkových zdrojů pro špičková
pásma
Plné náklady na nový zdroj*
EUR/MWh
CO2
palivové náklady
fixní náklady
investice
60
45
6
6
17
Hlavní náklady
ovlivňující náklady
nových elektráren jsou:
62
68
7
a uhelné zdroje)
15
cena paliva (pro plyn
13
19
5
4
25
24
48
3
10
Hnědouhelný Černouhelný
a uhlí)
cena CO2 a způsob
33
Jaderný
investice (pro jaderné
alokace povolenek
(pro uhelné elektrárny)
Paroplynový
*předpoklady: cena černého uhlí 62 USD/t, cena ropy 65 USD/bbl,
cena CO2 20 USD/t, životnost elektrárny 40 let, WACC 8%
Zdroj: ČEZ, a.s.
Měrné výrobní náklady na výrobu
elektřiny z uhlí
diskont 10 %
Zdroj: IEA
elektřiny ze zemního plynu diskont 10 %
Zdroj: IEA
elektřiny v jaderné elektrárně
diskont 10 %
Zdroj: IEA
Vývoj cen elektřiny a předací ceny
ČEZ- distribuce
Zdroj: ČEZ
Ceny paliv
Hnědé a černé uhlí
a) Pro elektrárenské a teplárenské zdroje
HÚ – 14,5 MJ/kg - pro r.2006: cca 560 Kč/t
- r.2007: cca 15-18% nárůst
- r.2008 – další cca +8%
ČÚ – 27 MJ/kg
- pro r.2006: cca 2600 Kč/t
- r.2007 – další: cca 3-4 % nárůst
b) Pro maloodběratele
1) HÚ – Mostecká uhelná, a.s.
Ceny u výrobce (loco) v Kč/t, bez cen dopravy a bez DPH
Obchodní označení
Výhřevnost
r
Sezónní ceny
Klíč třídnosti
Druh uhlí
Qi (MJ/kg)
1.1.2006
31.3.2006
1.4.2006
31.7.2006
1.8.2006
31.8.2006
1.9.2006
31.12.2006
418
ko
19,9
1 235,-
1 110,-
1 290,-
1 464,-
119
h (pecka)
19,9
1 190,-
1 090,-
1 280,-
1 453,-
427
o1
20,0
1 155,-
1 060,-
1 210,-
1 392,-
727
o1 balený
428
o2
745,-
857,-
30,- Kč/pytel (10 kg)
19,8
740,-
720,-
2) ČÚ – ořech – 32,5 MJ/kg: 395 Kč/100 kg
Ceny zemního plynu od 1.10.2006 (PP a.s.)