Náklady výroby elektrické energie
Marginální náklady (arginální ezní, přírůstkové) Marginální náklady jsou definovány jako přírůstek nákladů vyvolaných ezní přírůstke poptávky (produkce). MC = dtc dq TC Q 2 2 TC Q 1 1
Důvody zavedení arginálních nákladů Poocí výpočtu LRMC lze vyjádřit výrobní náklady na zěnu spotřeby, resp. výroby elektrické energie z akroekonoického hlediska. Lze je přío použít pro účely výpočtů ekonoické efektivnosti v energetice, pro konstrukci a aktualizaci tarifního systéu, dohadovaných výkupních cen elektřiny z nezávislých zdrojů a dovozu.
Krátkodobé arginální náklady (SRMC Short Run Marginal Cost) definovány jako přírůstkové výrobní a dopravní náklady vyvolané přírůstke dodávky při nezěněné kapacitě výrobního a dopravního zařízení. Obsah SRMC se často rozšiřuje o ztrátu způsobenou nedodávkou elektřiny Dlouhodobé arginální náklady ( LRMC Long Run Marginal Cost) - jsou přírůstkové výrobní a dopravní náklady vyvolané přírůstke dodávky. Zahrnují i investici výrobce do potřebného zařízení výrobní a přepravní kapacity Pokud je elektrizační soustava optiálně rozvíjena, pak platí: SRMC LRMC N pr + N nd N pr + N pst + N i a Tž N pr přírůstek poěn. provozních nákladů (náklady na ztráty) N nd přírůstek nákladů z nedodávky N pst přírůstek stálých provozních nákladů (oprava, údržba) N i a Tž přírůstek anuitní hodnoty investičních nákladů
Náklady z nedodávky na straně dodavatele: příé ztráty z tržeb, z obchodní arže, nepříé nutné např. zapojit záložní zdroj nebo nutné přepojit na jiné vedení systéové náklady na opravu zařízení, které neplánovaně vzniknou Náklady z nedodávky na straně odběratele: příé ztráty z nerealizované výroby, ušlý zisk nepříé režiové ztráty systéové náklady na opravu zařízení Metody výpočtu arginálních nákladů a) Metoda reprezentantů b) Systéová etoda
Metoda reprezentantů Předpokládá se vyrovnaná bilance spotřeby a výroby v ES. Další výroba bez zvýšení instalovaného výkonu není ožná. Proto: LRMC AC nových _ zdrojů _ a _ sítí Metoda počítá pouze s vybranýi typy zdrojů závěrné elektrárny (výstavba a provoz není v blízké budoucnosti oezen) Vylučující podínky závěrných elektráren: - nedostatek paliva - nedostatek lokalit pro výstavbu - ekologické probléy - závislost výroby elektřiny na jiné hlavní výrobě (teplárny), na kliatických podínkách Metoda systéová založena na experientech na ateaticko - ekonoické odelu ES odel zahrnuje proěnné a stálé provozní náklady a anuitní hodnotu investičních nákladů všech zdrojů v ES etoda je veli náročná na HW i SW
Obecný vztah: n = k zp k [ k ] vs kr nie ( atže + ppse) + nis ( atžs + ppss) + T kzw nwe n ie ěrné investiční náklady nových závěrných elektráren (kč/kw) n is ěrné investiční náklady nových sítí (kč/kw) k koeficient účasti axia odběratele na axiu soustavy (-) k vs koeficient vlastní spotřeby (-) k zp, k zw koeficient ztrát výkonu, resp. práce v sítích soustavy (-) k r koeficient zálohy výkonu v závěrných elektrárnách (-) p pse roční poěrné stálé provozní náklady elektráren p pss roční poěrné stálé provozní náklady sítí T roční doba využití P odběratele n we ěrné proěnné náklady výroby elektřiny (Kč/kWh) a TžE, a TžS poěrná anuita za ekonoickou dobu životnosti závěrných elektráren a sítí
PPE jako závěrná elektrárna n = k n pp + T n wp + k n ps JE + PVE jako závěrné elektrárny n = p ( n + 8760 n ) + A paj waj p v n pvj + k n psj p A podíl JE na krytí zatížení odběratele p V podíl PVE na krytí zatížení odběratele Koeficient účasti axia odběratele na axiu soustavy - k k = P( t P RM ) výkon odběratele v okažiku axia soustavy axiu odběratele v roce k = 0 odběratel v axiu soustavy á nulový výkon; jeho odběr nevyvolává žádnou stálou složku nákladů a ěl by platit jen za práci
Vliv tarifní diferenciace na uvádění různých zdrojů do provozu Předpoklad: roční křivka trvání zatížení schéaticky znázorněna loenou čarou se dvěa charakteristickýi pásy: Miošpičkové poptávka po elektřině uspokojována klasickýi elektrárnai (JE, uhelné ) Špičkové vyšší poptávka uspokojována poocí plynových turbín. Plynové turbíny ají 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 tou naopak => využívání klasických elektráren po dobu základního zatížení a užití špičkových zdrojů pro špičková pása
Plné náklady na nový zdroj* EUR/MWh CO 2 palivové náklady fixní náklady investice 45 60 62 15 17 68 6 6 13 19 48 5 4 33 25 24 3 10 Jaderný Hnědouhelný Černouhelný Paroplynový 7 Hlavní náklady ovlivňující náklady nových elektráren jsou: investice (pro jaderné a uhelné zdroje) cena paliva (pro plyn a uhlí) cena CO 2 a způsob alokace povolenek (pro uhelné elektrárny) *předpoklady: cena černého uhlí 62 USD/t, cena ropy 65 USD/bbl, cena CO 2 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
Měrné výrobní náklady na výrobu elektřiny ze zeního plynu diskont 10 % Zdroj: IEA
Měrné výrobní náklady na výrobu 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 aloodběratele
1) HÚ Mostecká uhelná, a.s. Ceny u výrobce (loco) v Kč/t, bez cen dopravy a bez DPH Obchodní označení Výhřevnost Sezónní ceny Klíč třídnosti Druh uhlí Qi r (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 30,- Kč/pytel (10 kg) 428 o2 19,8 720,- 740,- 745,- 857,- 2) ČÚ ořech 32,5 MJ/kg: 395 Kč/100 kg
Ceny zeního plynu od 1.10.2006 (PP a.s.)