Ekonomika výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie a příklad zdroje využívajícího bioplyn Jaroslav KNÁPEK, Jiří VAŠÍČEK ČVUT v Praze, Fakulta elektrotechnická Abstract : Příspěvek popisuje metodiku výpočtu minimální ceny elektřiny z OZE jako podkladu pro stanovení výkupních cen elektřiny s respektováním principů definovaných zákonem 180/2005 Sb. Ekonomicky racionální přístup k nastavení výkupních cen je založen na výpočtech minimální ceny jednotky produkce, což je cena, která zajistí dosažení nulové hodnoty NPV projektu. Investor pak dosahuje výnosu z vloženého kapitálu ve výši diskontu, který je chápán jako vážený náklad kapitálu (WACC). Zelené bonusy jsou druhým nástrojem používaným v ČR pro podporu výroby elektřiny z OZE a představují doplněk (příplatek) k tržní ceně elektřiny. Při jejich stanovení se rovněž vychází z výpočtů minimální ceny jednotky produkce. Závěrečná část příspěvku uvádí příklad ekonomiky zdroje využívajícího bioplyn z bioplynové stanice. The paper deals with description of methodology used in the Czech Republic for setting of feed-in tariffs of electricity produced based on RES utilization. Economically reasonable approach is based on application of minimum price of production methodology, that is based on analysis of cash flows generating by the project. The main decisive criterion is NPV=0 for given discount rate that defines rate of return on capital invested. This approach enables to set up feed-in tariffs in relation to determined rate of return on capital invested. It also enables correctly reflect risk of business based on defined legislative environment. Green bonuses are modification of feed-in tariffs. They assume sell of production of market price and green bonus is extra revenue for investor. The final part of paper demonstrates the example of economic evaluation of power plant utilizing biogas from biogas station. 1. Úvod V roce 2004 činila celková výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů energie (OZE) v ČR 2,77 TWh, což činilo 4,04% celkové tuzemské hrubé spotřeby elektřiny (68,6 TWh). Strukturu výroby elektřiny demonstruje následující obrázek. Vodní nad 10 MW 40,31% Štěpka apod. 9,86% Celulózové výluhy 10,70% Rostlinné materiály 0,75% ČOV 2,37% Other 6.49% Skládkový plyn 2,39% Zemědělský bioplyn 0,26% MVE od 1 do 10 MW 22,30% MVE < 1 MW 10,34% Tuhý kom. odpad 0,36% Vítr 0,36% Obr. 1 Struktura výroby elektřiny z OZE v ČR v roce 2004 [2]
Pro naplnění národního indikativního cíle podílu elektřiny z OZE na hrubé spotřebě elektřiny v roce 2010 (8%) je třeba zvýšit výrobu elektřiny o cca 3 TWh. Jeden z možných scénářů naplnění indikativního cíle podle předpokladů MPO prezentuje následující obrázek. 6000 5000 1120 GWh 4000 3000 2000 1116 1304 500 1400 1000 0 904 996 265,5 327 139 10 400 2004 2010 bioplyn vítr biomasa spoluspalování MVE vodní nad 10 MW Obr. 2 Předpoklad naplnění národního indikativního cíle podílu OZE na tuzemské hrubé spotřebě elektřiny [2] 2. Vývoj podpory OZE pro výrobu elektřiny Do roku 2001 nebyla výroba elektřiny na bázi OZE nijak systematicky podporována a elektřina byla vykupována na tržním základě. To mj. znamenalo, že až na rekonstrukce malých vodních elektráren a omezené množství projektů podpořených z fondů ČEA resp. SFŽP nedocházelo k žádnému rozvoji užití OZE, které byly za takovýchto podmínek nekonkurenceschopné s klasickými zdroji. K dispozici byla pouze nenároková podpora z fondů ČEA, resp. SFŽP. Základní rámec pro výkup elektřiny vyráběné na bázi OZE definoval teprve energetický zákon 458/2000 Sb. Do té doby nebyla podpora OZE v zásadě legislativně upravena. Výrobci elektřiny na bázi OZE tak museli vyjednávat podmínky výkupu elektřiny vždy s příslušnou distribuční společností, na jejíž území se projekt realizoval. Mezi základní zásady zákona 458/2000 Sb. patřilo zejména právo zdrojů vyrábějících elektřinu na bázi OZE na přednostní připojení k síti, právo na přednostní přenos a distribuci této elektřiny a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla a povinnost provozovatele distribuční soustavy vykupovat elektřinu vyráběnou z OZE, resp. z kombinované výroby elektřiny a tepla. Na druhou stranu zákon 458/2000 Sb. nestanovil ani míru ani způsob podpory elektřiny vyráběné na bázi OZE, resp. vyráběné v kombinované výrobě elektřiny a tepla. Výkupní cena elektřiny z OZE se pohybovala do počátku roku 2002 max. na úrovni 1 1,2 Kč/kWh, což bez jiné formy podpory umožňovalo realizovat nejvýše projekty typu méně rozsáhlých rekonstrukcí již dříve existujících malých vodních elektráren. Od 1.1.2002 začala podpora výroby elektřiny na bázi užití OZE formou zvýhodnělých výkupních cen (vyšších než tržní cena elektřiny z OZE). Tato forma byla v letech 2002-2005 definována vždy příslušným cenovým rozhodnutím Energetického regulačního úřadu na daný rok. Výkupní ceny byly odvozeny principiálně na bázi ekonomické analýzy referenčních projektů pro
jednotlivé druhy OZE a pro jejich stanovení byla použita metodika minimální ceny jednotky produkce viz dále. Pro stanovení výkupních cen byly použity výpočty minimální ceny elektřiny z pohledu investora na základě modelových propočtů projektů využívajících jednotlivé typy OZE za předpokladu plného financování z vlastních zdrojů a pro nominální diskont ve výši 7 %. V průběhu období 2002-2005, kdy byl tento přístup uplatňován, docházelo k dílčím úpravám výkupních cen pro nové zdroje s tím, že pro zdroje uvedené do provozu v předchozím období zůstala zachována původní výkupní cena. Současně došlo k dílčím změnám i ve struktuře vyhlašovaných cen, např. došlo k rozčlenění kategorie bioplyn na dílčí kategorie a vyčlenění tzv. spoluspalování biomasy do samostatné kategorie. Provozovatelé zdrojů výroby elektřiny na bázi OZE navíc dostávali příplatek za tzv. decentrální výrobu, např. v roce 2005 tento příplatek činil 27 Kč/MWh, resp. 64 Kč/MWh při dodávce elektřiny do sítě vn, resp. nn. V tomto příplatku se zohledňovaly zejména úspory ztrát elektřiny díky tomu, že zdroje na bázi OZE připojené na nižší napěťové úrovně šetří ve srovnání s dodávkou elektřiny z velkých systémových elektráren část ztrát elektřiny vznikající v přenosové a distribuční síti. Elektřinu z OZE povinně vykupovaly rozvodné energetické společnosti (REAS), vícenáklady vzniklé výkupem této elektřiny byly promítány do poplatku za distribuci. Spotřebitelé elektřiny se tak podíleli na podpoře elektřiny z OZE úměrně své spotřebě elektřiny. Např. v roce 2005 celkový příspěvek na krytí zvýšených nákladů na výkup elektřiny z OZE činil cca 29 Kč/MWh. Ani po roce 2002, kdy došlo k výraznému zvýšení výkupních cen elektřiny z OZE, nedocházelo k očekávanému rychlému rozvoji užití OZE pro výrobu elektřiny (s částečnou výjimkou spoluspalování biomasy ve směsi s uhlím ve velkých elektrárenských a teplárenských blocích). Příčinou nebyly samotné výkupní ceny, ale fakt, že cenový výměr s výkupními cenami byl vyhlašován pouze na jeden rok dopředu. Základním limitujícím faktem tak byla absence systémové legislativní úpravy podpory využití OZE, která by definovala transparentní a dlouhodobě platná pravidla pro investice do této oblasti. Vyhlašování výkupních cen formou cenových rozhodnutí ERÚ platných pouze jeden rok tak nevytvářelo stabilní podmínky pro investory a mj. blokovalo přístup k bankovním úvěrům. Zásadní řešení v této oblasti tak přinesl až dlouho připravovaný zákon 180/2005 Sb. o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie. 3. Minimální cena elektřiny jako základ pro stanovení výkupních cen Na cenu elektřiny získávané z OZE je v tržním prostředí možné použít dva různé pohledy: stranu nabídky pohled investora, investor je zaměřený na maximalizaci ekonomického prospěchu z daného projektu. Investor potřebuje dosáhnout takový příjem za prodej elektřiny (minimální cenu jednotky produkce), aby dosáhl za dobu životnosti jím požadovaného výnosu z vloženého kapitálu, který respektuje riziko a další podmínky podnikání, stranu poptávky pohled kupujících na daném trhu, cenovým stropem pro akceptaci nabídky od prodávajícího, jsou alternativní možnosti nákupu, s respektováním kvalitativních parametrů produkce (např. spolehlivost, zabezpečenost dodávky elektřiny). Ekonomické kriterium pro rozhodování investorů je založeno na porovnání současné hodnoty všech příjmů a současné hodnoty všech výdajů spojených s realizací konkrétních projektů. Aplikace zásad ekonomického hodnocení investic viz [4] vede na výpočty hotovostních toků a použití kritéria čisté současné hodnoty NPV:
NPV = T ž t = 1 CF t r n t ( 1 + ) (1) kde CF t rozdíl mezi inkasovanými příjmy a zaplacenými výdaji v t-tém roce r n nominální diskont doba životnosti projektu T ž Kritérium NPV představuje základní kritérium pro hodnocení ekonomické efektivnosti projektů a pokud je jeho hodnota vyšší jak nula, investor by měl do daného projektu investovat. Minimální cenu produkce (proto aby byl projekt pro investora zajímavý) lze stanovit z kriteriální podmínky NPV=0, kterou lze vyjádřit vztahem: Tž Tž t t c min t Qt ( 1+ rn ) = Vt ( 1+ rn ) t = 1 t = 1 (2) kde c min t minimální cena produkce v roce t [Kč/fyz. jednotky] Q t velikost produkce [fyzické jednotky, např. MWh] výdaje v roce t [Kč] V t Takto vypočtené ocenění produkce investorovi umožňuje porovnat cenu produkce s cenami alternativních dodávek na trhu s elektřinou. Pokud je výkupní cena elektřiny z OZE vyšší nebo rovná vypočtené minimální ceně, je pro investora ekonomicky racionální do projektu na využití OZE investovat. V tomto případě pak získává výnos z jím vloženého kapitálu, který je roven či je vyšší, než je investorem požadovaný (očekávaný) výnos z vloženého kapitálu. Pokud je naopak potřebná minimální cena elektřiny z OZE vyšší než je tržní cena (a to je u většiny OZE pravidlem), ekonomicky racionální investor nebude mít na realizaci projektu OZE zájem. Jestliže je na realizaci OZE společenský zájem, nezbývá než projekty OZE podpořit určitými mechanismy. Minimální cena elektřiny vypočtená podle výše uvedeného principu tak představuje racionální základ pro stanovení výkupních cen elektřiny diferencovaných pro jednotlivé typy OZE. V ČR je aplikován přístup (viz dále), který předpokládá, že bez ohledu na typ OZE by měl být zajištěn shodný výnos z vloženého kapitálu. To logicky vede k diferencovaným cenám elektřiny z jednotlivých typů OZE a k různé absolutní míře podpory jednotlivých typů OZE. Obecně filozofie zajištění shodného výnosu z kapitálu může vést k další diferenciaci výkupních cen elektřiny podle použitých technologií, velikosti zdroje apod. To ale často v sobě již obsahuje další hlediska jako snahu podporovat rozvoj malých decentralizovaných zdrojů (kde je výroba elektřiny obvykle dražší než u větších zdrojů apod.). Samozřejmě je možné na základě výpočtu minimálních cen elektřiny nastavit výkupní ceny mnoha různými způsoby, které budou vycházet z politických rozhodnutí, co a jakým způsobem podporovat a preferovat. Určení výkupních cen elektřiny vyráběných na bázi OZE vyžaduje: stanovení velikosti nominálního diskontu, který definuje (regulovaný) výnos z vloženého kapitálu pro investora, identifikaci referenčních (typických) projektů pro každý typ RES tak, aby každý referenční projekt odrážel typické investiční a provozní náklady, dobu životnosti zdroje, velikost výroby elektřiny, ev. i tepla. Referenční projekty tak představují vzorovou realizaci dobře připravených projektů ve vhodných lokalitách. To v sobě obsahuje motivační faktor, protože investoři jsou motivováni k realizaci projektů s vhodně zvolenou a dimenzovanou
technologií ve vhodných lokalitách. V opačném případě by neměli zajištěn odpovídající výnos z vloženého kapitálu. odhad cen tepla u projektů, které současně produkují i teplo. 4. Vliv financování na výnos z vloženého kapitálu Diskont, který je použit pro výpočet NPV daného projektu (resp. pro minimální ceny produkce), musí obecně odrážet riziko daného typu podnikání. Výkupní ceny elektřiny z OZE jsou fixovány na určité období a jsou standardně kombinovány s povinností výkupu této elektřiny určitými subjekty trhu s elektřinou. Čím je delší období garance výkupní ceny, tím je samozřejmě nižší i riziko podnikání. Riziko podnikání v oblasti výroby elektřiny z OZE je primárně definováno příslušnou legislativou (v ČR především zákon 180/2005 Sb.). Různá legislativní úprava podnikání v této oblasti v různých zemích může vést k rozdílům v riziku podnikání a tím i k různým hodnotám diskontu použitým pro odvození výkupních cen elektřiny z OZE. Hodnota diskontu, která je použita pro výpočty minimální ceny, automaticky neznamená stejnou výši výnosu z kapitálu pro investora. Při stanovení výše výnosu z kapitálu pro investora je totiž třeba vzít do úvahy strukturu financování investice, tj. podíl cizích a vlastních prostředků. Při výpočtech minimální ceny elektřiny pro stanovení výkupních cen je diskont chápán jako tzv. vážená cena kapitálu - WACC stanovená podle vzorce: WACC E = red + i 1 E + D ( d ) D E + D (3) kde E výše vlastního kapitálu D výše cizího kapitálu d daňová sazba i úrok z cizího kapitálu výnos z vlastního kapitálu r ed Pokud je např. pro stanovení výkupních cen použit diskont ve výši 7%, znamená to pro financování záměru v poměru E/D=40/60 (60 % investice je kryto z cizích zdrojů, např. z úvěru) a úrokovou sazbu 6,5% výnos z vlastního kapitálu ve výši 10%. Dále uvedený obrázek prezentuje závislost výnosu z vlastního kapitálu na podílu E/D a výši úroku na cizí kapitál. Z obrázku je zřejmé, že s klesajícím podílem vlastního kapitálu a s klesajícím úrokem na cizí kapitál prudce roste výnos z vlastního kapitálu. Kapitálově silné subjekty, které jsou schopny sehnat výhodné financování (běžně v rozmezí 5-6 % i lépe), tak při struktuře financování 40/60 až 30/70 dosahují výnosu na vlastní kapitál v rozmezí 10-15 %. Tuto výši výnosu z vloženého kapitálu je třeba dávat do souvislosti s výší rizika tohoto typu podnikání. Ve srovnání se standardními neregulovanými odvětvími je v případě výroby elektřiny z OZE výrazně nižší riziko podnikání, a to zejména obchodní riziko. Výrobce má garantováno, že veškerou jeho produkci někdo vykoupí, a to za garantovanou cenu. Při vědomí faktu, že legislativa zásadním způsobem snižuje rizika na straně investora výrobce, je dle našeho názoru možné konstatovat, že podmínky jsou nastaveny tak, aby tento typ podnikání byl pro investory dostatečně zajímavý. O ekonomické zajímavosti tohoto typu podnikání svědčí mj. i fakt, že podle zveřejněných informací v roce 2006 např. ČEZ, a.s. plánuje investovat jen do větrných elektráren cca 20 mld. Kč.
40.00 35.00 výnos vlast. kap. [%] 30.00 25.00 20.00 15.00 10.00 E/D=40/60 E/D=30/70 E/D=20/80 E/D=10/90 5.00 0.00 5 5.5 6 6.5 7 7.5 8 8.5 9 9.5 10 cizí zdroje (úrok) [%] Obr. 3 Závislost výnosu z vlastního kapitálu na struktuře financování a úrokové sazbě 5. Základní principy podpory OZE využití pro výrobu elektřiny v ČR V dubnu roku 2005 byl v ČR po dlouhých přípravách schválen zákon na podporu výroby elektřiny z OZE 180/2005 Sb., který definitivně vstoupil v platnost 1. 8. 2005. Ze zákona byla (zatím?) vynechána problematická úprava podpory tepla z OZE a veškeré úsilí a tedy i podpory a vícenáklady jsou tak soustředěny na směřování k indikativnímu cíli, k němuž se ČR zavázala v přístupové dohodě k EU (8 % podílu elektřiny z OZE). Zákon na podporu OZE zavádí dvě možnosti podpory výroby elektřiny z OZE podporu formou výkupních (pevných) cen a formou zelených bonusů (a implicitně tedy nepředpokládá jiné formy podpory). Výrobce má právo si vždy k 1. lednu vybrat jednu z těchto možností. V prvním případě jsou provozovatelé přenosové soustavy a distribučních soustav povinni vykupovat veškerou elektřinu, na kterou se podpora vztahuje, a tuto elektřinu použít na krytí ztrát (ve skutečnosti jde jen o obchodní fikci). Součástí této povinnosti je i převzetí odpovědnosti za odchylku dodávky elektřiny do sítě od smluveného diagramu. Ve druhém případě si výrobce musí najít sám odběratele pro svoji elektřinu, uzavřít s ním smlouvy a vyřešit otázku odchylek. Provozovatelé přenosové a distribučních soustav mu pak poskytují příplatek (zelený bonus) k tržní ceně za každou vyrobenou kwh. Režim zeleného bonusu je oproti režimu výkupních cen pro výrobce více rizikový, na druhou stranu ho motivuje k racionálnímu chování při návrhu a provozování zdroje (motivace k minimalizaci odchylek a dodávce elektřiny dle potřeb soustavy). Vyšší riziko je kompenzováno vyšším výnosem oproti režimu (pevných) výkupních cen. Základní principy zákona jsou: výkupní ceny a zelené bonusy jsou stanovovány Energetickým regulačním úřadem, výkupní ceny jsou fixovány na 15 let s tím, že jsou každoročně upravovány indexem cen průmyslových výrobců, výkupní ceny mají být nastaveny tak, aby zajistily 15 let doby návratnosti investice, a současně mají být nastaveny tak, aby byly vytvořeny podmínky pro splnění národního indikativního cíle v podílu elektřiny z OZE na hrubě spotřebě elektřiny, výkupní ceny jsou nastaveny dle logiky časové matice tzn., že pro zdroje uvedené do provozu v různých letech mohou platit různé výkupní ceny elektřiny. Výkupní cena pro daný
projekt je ta cena, která platila v roce, kdy byl zdroj uveden do provozu a pak je fixovaná na 15 let. Zdroj uvedený do provozu v následujících letech však může mít jinou (vyšší či nižší) výkupní cenu. Aby se zajistila stabilita pro investory, obsahuje zákon ustanovení, že výkupní cena v následujícím roce může být nižší pouze o 5% než v roce předchozím. K zákonu 180/2005 Sb. bylo vydáno několik prováděcích vyhlášek. Z hlediska systému podpory je nejdůležitější vyhláška ERÚ 475/2005, která definuje základní princip použitý pro nastavení výkupních cen v podobě dosažení přiměřeného výnosu z vloženého kapitálu za dobu životnosti projektu zákon 180/2005 Sb. tuto otázku nijak neřeší. Vyhláška ERÚ 475/2005 navíc ve své příloze č. 3 uvádí přehled základních směrných hodnot projektů na využití OZE jejichž naplnění investorovi zajistí dosažení přiměřeného výnosu z vloženého kapitálu. Pro stanovení výkupních cen elektřiny se vychází z následujících předpokladů: odvození výkupních cen elektřiny z minimálních cen elektřiny vypočtených pro referenční projekty na využití OZE, nominální diskont (WACC) použitý pro výpočet minimálních cen elektřiny je 7%, předpokládaná průměrná dlouhodobá inflace je 2%, předpokládaná doba životnosti projektů je 20 let (30 let pro malé vodní elektrárny, 15 let pro fotovoltaiku), předpokládá se racionální využití vznikajícího tepla u projektů založených na využití biomasy. Tento předpoklad je použit z toho důvodu, aby se racionálně využívaly omezené zdroje dostupné biomasy a aby se podpořila příprava kogeneračních projektů. Využití biomasy pouze pro výrobu elektřiny by jednak znamenalo neefektivní využití biomasy a jednak i tlak na neadekvátně vysoké výkupní ceny. Předpokládá se tedy, že vznikající teplo je racionálně využito, cena tepla se uvažuje v rozmezí cca 100-150 Kč/GJ na prahu zdroje. Hodnota diskontu (WACC) ve výši 7% byla odvozena pomocí modelu CAPM pro podmínky ČR (např. výnos bezrizikových aktiv 4,18%, beta koeficient pro nezadlužené firmy ve výši 0,45, beta koeficient pro firmy se strukturou kapitálu E/D rovné 0,963, úrok na cizí kapitál ve výši 6,5% a dlouhodobý výnos tržního portfolia 6,32%). Zákon v případě zelených bonusů nestanoví jejich zafixování a ERÚ v zásadě může zelené bonusy nastavit každý rok jinak bez ohledu na výši bonusu v předchozím roce. Protože výrobce má právo každý rok si zvolit mezi zeleným bonusem a výkupní cenou, výše zelených bonusů musí odpovídat vývoji výkupní ceny. Pokud by výkupní cena byla pro výrobce výhodnější, zelený bonus si nezvolí. Na druhou stranu lze očekávat snahu, aby alespoň střední a větší výrobci byli v režimu zelených bonusů, protože ten zvyšuje motivaci výrobců k racionálnímu chování vzhledem k potřebám soustavy. V režimu zelených bonusů (na rozdíl od výkupních cen, kde odpovědnost za odchylku přebírá distribuční podnik) si výrobce totiž musí sám smluvně vyřešit odpovědnost za odchylku. Podpora (pevnou) výkupní cenou méně vyhovuje požadavkům na přizpůsobení výroby na bázi z OZE konkurenčním podmínkám. Investor v takovém případě má jistotu prodeje v každém případě bez ohledu na potřebu soustavy v nejširším smyslu. Významná část podnikatelských rizik tak přechází na provozovatele distribučních soustav a přenosové soustavy. Oproti tomu v režimu zelených bonusů si výrobce sám musí najít kupce na svoji elektřinu a smluvně s ním řešit otázku odchylek. Proto je režim zelených bonusů spojen s významně vyšším rizikem z pohledu výrobce. Vícenáklady za elektřinu z OZE jsou promítány do cen elektřiny pomocí speciální položky, jejíž výše činí pro rok 2006 28,26 Kč/MWh (+DPH). Na krytí vícenákladů se tak podílejí všichni spotřebitelé a to úměrně svojí spotřebě elektřiny. Na základě zmíněného zákona byly výkupní ceny i zelené bonusy pro rok 2006 stanoveny Cenovým rozhodnutím Energetického regulačního úřadu (ERÚ) č. 10/2005. Cenové
rozhodnutí uplatňuje princip časové matice, tedy pro zdroje uvedené do provozu v různých letech nastavuje různou výši výkupní ceny (odráží tak např. cenovou úroveň pořízení investic v určité době). Pro zdroje nově uvedené do provozu (po 1. 1. 2006) jsou výkupní ceny nastaveny následovně: Druh OZE Cena Bonus Kč/kWh Kč/kWh MVE (<10 MW) 2,34 1,34 Biomasa (100%) 2,60 1,63 Skládkový plyn 2,23 1,26 ČOV 2,23 1,26 Bioplynové stanice 2,98 2,01 Větrná energie 2,46 2,02 Geotermální energie 4,50 3,64 Fotovoltaika 13,2 12,6 Tab. 1 Výkupní ceny elektřiny z OZE a zelené bonusy pro zdroje uvedené do provozu po 1. 1. 2006 6. Některé otevřené otázky zákona 180/2005 Sb. Specifika kombinované výroby elektřiny a tepla Výroba elektřiny na bázi OZE ve vodních elektrárnách, větrných elektrárnách resp. i v elektrárnách s fotovoltaickými články je tzv. monovýrobou. V ostatních případech (biomasa, bioplyn, skládkový plyn, kalový plyn, využití geotermální energie) je elektřina jen jedním z produktů, a její minimální cenu v žádném případě nelze stanovit bez vazby na velikost výroby tepla a ceny tepla, vznikajícího jako nedílná součást technologického procesu. Problematiku prodeje tepla je nutné respektovat jak při stanovení výkupních cen, tak při stanovení zelených bonusů. U zelených bonusů viz dále je navíc problém, že změna režimu výkupu elektřiny z výkupních cen na zelený bonus ovlivňuje riziko z hlediska investora, ale pouze riziko svázané s výrobou a prodejem elektřiny, nikoliv tepla. Tento fakt je třeba respektovat při nastavení výše diskontu při stanovení zelených bonusů, aby se vyšší riziko režimu zelených bonusů nepřenášelo i do ekonomiky dodávky tepla. To by vedlo v případě kombinované výroby elektřiny a tepla k významnému nárůstu výkupních cen. Z uvedené vazby výroby elektřiny a tepla vyplývá, že cena elektřiny je velmi závislá na možnostech využití resp. prodeje tepla, a tedy na podmínkách konkrétního projektu a lokality. Využití tepla je relativně jednoduché a vhodné např. u větších čističek odpadních vod, kde se teplo zpravidla využije přímo v místě vzniku pro technologické účely, naproti tomu např. u skládkového plynu je teplo, vyrobené v kogeneraci většinou nutné dopravit na větší vzdálenost do místa spotřeby, což zvyšuje náklady a zhoršuje konkurenceschopnost dodávaného tepla. Projekty na využívání geotermální energie již samotným názvem sdělují, že primárně jsou určeny pro výrobu tepla, elektřina může být vhodným doplňkem. Systém podpor prostřednictvím výkupních cen elektřiny resp. zelených bonusů primárně není určen k tomu, aby bylo dotováno i teplo, vznikající při kombinované výrobě elektřiny a tepla z OZE. Ceny tepla u těchto projektů si tak musí výrobce, provozovatel nastavit tak, aby byly konkurenceschopné. U projektů resp. v těch lokalitách, kde jsou pro využití tepla objektivně horší podmínky, vzniká tlak na cenu elektřiny, jejíž výše by podle znění 6 zákona měla být nastavena tak,
aby zaručovala požadovanou návratnost (rozuměno výnosnost) bez ohledu na možnosti uplatnění tepla. Je evidentní, že jde o požadavek, který nelze splnit jedinou, univerzální cenou elektřiny, a to ani u projektů pro stejný druh OZE. Z této diskuse lze učinit následující závěry: a) Ceny elektřiny z OZE u projektů produkujících i teplo, je velmi obtížné nastavit univerzálně tak, aby každý jednotlivý projekt dosáhl právě požadované návratnosti (rozuměno výnosnosti). b) S ohledem na fakt, že zákon o podpoře OZE neřeší podporu tepla z OZE, bude i nadále efektivnost konkrétních projektů závislá na možnostech využití tepla, a tato oblast zůstává i nadále plně v kompetenci investora, včetně rizik a výše výnosů, které z využití tepla mohou vyplývat. c) Ceny elektřiny z OZE u projektů, kde je výstupem jak elektřina, tak i teplo (především se jedná o kogenerační jednotky na bázi biomasy), nemohou nahrazovat nedostatečné (objektivní i subjektivní) podmínky uplatnění tepla z OZE. Při výpočtech minimální ceny pro účely stanovení (pevných) výkupních cena zelených bonusů je pak logické předpokládat racionální využití tepla. d) Cena tepla má výrazně regionální charakter, tzn. že konkurenceschopná cena tepla je v každé lokalitě často i významně jiná. V některých lokalitách tak tržby za teplo významně podpoří ekonomiku konkrétního projektu, v některých lokalitách naopak dané podmínky na trhu s teplem mohou znesnadňovat realizaci projektů, jejichž výstupem je jak elektřina, tak i teplo. Ekonomické podmínky provozu OZE Zákon 180/2005 Sb. požaduje fixování výkupních cen elektřiny z OZE na 15 let jako jistou formu ochrany investic a záruku dlouhodobosti podmínek výkupu. Stejný zákon ale nijak neřeší a ani nemůže řešit některé ekonomické podmínky, vyplývající z jiných zákonů, mnohdy zatím jen připravovaných. V budoucnu se např. může změnit sazba daně z příjmů i způsob zdanění (osvobození příjmů z OZE po dobu 5 let po zahájení provozu). Podstatný vliv na konkurenceschopnost OZE může mít i navrhovaná ekologická daň. Významný vliv, k němuž by mělo být při stanovení výkupních cen a zelených bonusů přihlédnuto, mohou mít také nová schémata podpor v oblasti zemědělství, které mohou významně ovlivnit náklady a ceny zejména biomasy, pěstované pro energetické účely. 7. Postup stanovení zelených bonusů Zelené bonusy jsou doplňkem k tržní ceně tak, aby součet tržní ceny a bonusu se rovnal minimální ceně (pevné výkupní ceně). Pokud by však zelené bonusy byly skutečně pouze mechanickým dopočtem do minimální ceny elektřiny, investoři by měli malou, resp. nulovou motivaci pro tento režim podpory elektřiny. Důvodem by bylo to, že by nebylo respektováno vyšší riziko spojené např. s nutností nalézt uplatnění vyrobené elektřiny na trhu a smluvně řešit otázku odchylky. Zelený bonus ZB pro daný typ OZE se principiálně vypočte ze vztahu: ZB i = c min,i * - OTC ei (4) kde i i-tý druh OZE c min, i* minimální cena elektřiny pro i-tý druh OZE přepočtená na odpovídající vyšší diskont respektující vyšší riziko OTC ei odhadovaná tržní cena elektřiny pro i-tý druh OZE
Zvýšené riziko v režimu zelených bonusů bylo pomocí modelu CAPM odhadnuto ve výši cca 3% prémie za riziko k 7% hodnotě diskontu v případě režimu výkupních cen. Prémie za riziko ve výši 3 % by však platila pouze tehdy, pokud by tržby za prodej elektřiny na trhu tvořily 100 % celkových příjmů. Protože tržní cena elektřiny tvoří jen část příjmů za prodej elektřiny z daného OZE (pro různé OZE je jejich relativní podíl na celkových příjmech různý) druhou částí příjmů je zelený bonus, nese daný druh OZE jen část tržního rizika v poměru výnosů nejistých (skutečně realizovaný prodej za určitou cenu na trhu) a jistých (příplatek ve formě zeleného bonusu). Pokud tržní cena elektřiny tvoří např. jen 20% podíl na celkových výnosech, je diskont (WACC) složen z 80 % hodnoty diskontu použitého u výkupních cen (7 %) a z 20 % hodnoty diskontu pro režim zelených bonusů (10 %). Pro každý druh OZE je podíl tržní ceny ku minimální ceně jiný a pohybuje se od cca 5 % u fotovoltaiky až po cca 53 % u stávajících malých vodních elektráren (uvedených do provozu před 1. 1. 2005). To logicky vede k jiným hodnotám diskontu pro každý druh OZE. Protože však rozdíly v diskontu v řádu několika málo desetin % nemají významný vliv na hodnotu zeleného bonusu, je možné pro stanovení zeleného bonusu rozdělit OZE do tří kategorií z hlediska diskontu: 7,5 % pro větrné elektrárny a pro fotovoltaiku a pro geotermální elektrárny, 8,0 % pro veškeré typy biomasy a bioplynů, 8,5 % pro malé vodní elektrárny. Pro tyto vyšší hodnoty diskontu je pak vypočtena minimální cena. Zelený bonus je pak stanoven jako rozdíl mezi minimální cenou elektřiny a odhadem tržní ceny elektřiny pro daný druh OZE. Pro odhad tržní ceny elektřiny se při výpočtu vychází z technických charakteristik zdroje (spolehlivost, diagram dodávky, regulovatelnost apod.) a daných pravidel trhu s elektřinou. Důsledkem použití vyššího diskontu je pak navýšení minimální ceny použité pro výpočet zeleného bonusu např. u malých vodních elektráren o 12-15 % nebo u větrných elektráren o 3-5 % apod. Vzhledem k tomu, že technické charakteristiky zdrojů na bázi jednotlivých OZE se liší, bude se lišit i odhad tržní ceny elektřiny. Na základě pravidel trhu s elektřinou a cen silové elektřiny pro rok 2006 lze odhadnout tržní cenu elektřiny od cca 550 Kč/MWh (větrné elektrárny) do 1050 Kč/MWh (např. malé vodní elektrárny, zdroje na biomasu apod.). Výše uvedené hodnoty diskontu však platí pouze pro případ, že tržby za elektřinu jsou jedinými tržbami projektu. To plně platí u větrných a vodních elektráren a u fotovoltaiky. Jiná situace je však v případě, že významnou část tržeb projektu tvoří tržby za teplo. Např. v případě malých kogenerací s protitlakými turbínami to může být 70-80 %. V takových případech se pak např. zvýšení hodnoty diskontu o pouhé jedno procento projeví zvýšením minimální ceny elektřiny o 20 i více procent. To však neodpovídá ekonomické realitě, neboť režimem podpory (výkupní ceny, zelený bonus) není nikterak měněno riziko ve vztahu k realizaci tepla. Teoreticky správný postup modifikace diskontu pro případ společné produkce by spočíval v tom, že by náklady byly důsledně rozděleny na náklady související s dodávkou tepla a na náklady související s dodávkou elektřiny. To je však zpravidla velmi obtížné a navíc podíl nákladů jen na teplo a jen na elektřinu může být i u typově stejných projektů (na využití stejného OZE) poměrně dost odlišný. Jako řešení tohoto problému lze navrhnout postup, kdy je z hodnot diskontu pro režim výkupních cen a zelených bonusů stavena vážená (modifikovaná) hodnota diskontu. Podíl tržeb za elektřinu je použit jako váha diskontu v režimu zelených bonusů a naopak.
8. Modelový příklad výpočtu ekonomické efektivnosti Pro demonstraci výpočtu ekonomické efektivnosti projektu na využití OZE byl vybrán modelový projekt bioplynové stanice s následujícími parametry: Produkce bioplynu: Instalovaný výkon: Roční využití instalovaného výkonu: Roční výroba elektřiny: Investiční výdaje: Provozní výdaje (bez vstupních surovin): Doba životnosti: 3 000 m3/den 284 kw el 7 500 hodin 2 130 MWh 41 mil. Kč 5% z investic ročně 20 let Provoz bioplynové stanice vyžaduje vstupní surovinu - biomasu. Její získání může být další ekonomickou zátěží projektu, pokud není její množství z vlastních zdrojů dostatečné. Naopak zbytky ze zplyňování je možné využít v zemědělské činnosti, což může přinášet dodatečné efekty v úspoře vlastních nákladů nebo v podobě příjmů z jejich prodeje. Bioplynová stanice může dodávat nejen elektřinu, ale i teplo. Možnosti jeho využití popř. i prodeje jsou ale omezené, neboť tato zařízení nebývají umístěna v dosahu větších sídel a využití tepla se omezuje spíše na vlastní objekty. Předpokládáme-li využití (prodej) cca 30 % vyrobeného tepla, tedy asi 3 000 GJ za cenu 200 Kč/GJ, vychází minimální cena elektřiny z podmínky NPV=0 na 2,38 Kč/kWh v prvním roce provozu, opět za předpokladu jejího 2% každoročního růstu. Prostá návratnost vložených investic je pro tento případ 11 let. Bez využití tepla je minimální cena 2,66 Kč/MWh. Podobně nepříznivě se projeví i nižší využití zařízení - jeho pokles na 6500 hod zvýší minimální cenu elektřiny na 2,75 Kč/kWh. V případě, že by bylo nutno doplnit cca 1/3 vstupní biomasy jejím nákupem (např. travní senáž při ceně 700 Kč/t), zvýší se provozní náklady o cca 1 mil. Kč ročně a minimální cena elektřiny vzroste až na hodnotu 2,9 KčkWh. Vliv výše diskontu a výroby elektřiny (ročního využití instalovaného výkonu) demonstrují následující dva obrázky: 30000 20000 10000 Citlivostní analýza NPV na diskontu tis. Kč 0-10000 -20000-30000 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 Cena za elektřinu ( tis.kč/mwh ) Čistá současná hodnota NPV Obr. 4 - Citlivostní analýza čisté současné hodnoty (NPV) na diskontu
Citlivostní analýza IRR na ceně elektřiny % 16.00% 14.00% 12.00% 10.00% 8.00% 6.00% 4.00% 2.00% 0.00% -2.00% -4.00% 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 Cena za elektřinu ( tis.kč/mwh ) Vnitřní výnosové procento IRR Obr. 5 Citlivostní analýza vnitřního výnosového procenta (IRR) na ceně elektřiny 9. Závěr Podpora využití OZE pro výrobu elektřiny formou garantovaných výkupních cen (tzv. feed-in tariffs ) je široce aplikovaným způsobem podpory v zemích EU. Výkupní ceny mohou být nastaveny mnoha různými způsoby, ekonomicky racionální postup je založen na výpočtech tzv. minimální ceny jednotky produkce (elektřiny) pro různé typy OZE. Tento způsob umožňuje nastavit výkupní ceny ve vazbě na přiměřenou míru výnosnosti z vloženého kapitálu při respektování rizika daného typu podnikání. Riziko podnikání je v případě výroby elektřiny na bázi užití OZE primárně definováno legislativou definující podmínky podnikání v energetických odvětvích a způsob podpory. Zelené bonusy, které jsou v ČR jednou z forem podpory, představují modifikovaný přístup podpory přes výkupní ceny. Tento způsob podpory předpokládá prodej elektřiny za tržních podmínek, kdy výrobce získává další zdroj příjmů formou zeleného bonusu. To vytváří motivaci pro výrobce a investory navrhovat a provozovat zdroje co nejvíce v souladu s potřebami elektrizační soustavy. Tyto výsledky byly získány s přispěním grantového projektu QF4127 Metodika analýzy potenciálu biomasy jako obnovitelného zdroje pro zájmová území financovaného z výdajů na výzkum a vývoj z rozpočtové kapitoly Ministerstva zemědělství ČR. 10. Literatura [1] Knápek, J. Beneš, M. Starý, O. Vastl, J. - Vašíček, J.: Návrh minimálních výkupních cen elektřiny a zelených bonusů z obnovitelných zdrojů pro rok 2005, ČVUT FEL, studie pro Energetický regulační úřad [2] Zpráva o plnění indikativního cíle výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů za rok 2004. MPO ČR 2005 [3] Beneš M. Vastl J.: Cena za výkup elektřiny z nezávislého zdroje v liberalizovaném trhu. In: VII Forum of Power Engineers. Opole 2002. Tom I. S. 57-62. ISBN 83-88492-04-7 [4] Brealey J., Meyers M., 1992: Teorie a praxe firemních financí. Victoria Publishing. Praha.
[5] Knápek J., Vašíček J., (2004): Podpory obnovitelných zdrojů energie a teplárenství. In: Teplárenské dny 2004, Hradec Králové. [6] Renewable Energy Burden Sharing REBUS, RISO Danmark, 2001 Kontakt na autory: Doc. Ing. Jaroslav Knápek, CSc., Doc. Ing.Jiří Vašíček, CSc. ČVUT Fakulta elektrotechnická, katedra ekonomiky, manažerství a humanitních věd Technická 2, Praha 6, 166 27 knapek@fel.cvut.cz vasicek@fel.cvut.cz http:\\ekonom.feld.cvut.cz