Tržište električne energije, obnovljivi izvori i nove …...- vjetroelektrane imaju manju relativnu tržišnu vrijednost (veća proizvodnja VE utječe na smanjenje cijena na tržištu,

Mostar, 08.06.2016.

Regionalna energetska konferencija 2016 – Budućnost tržišta električne energije u BiH

Tržište električne energije, obnovljivi izvori i nove

investicije – danas, sutra, prekosutra

Izv.prof. dr.sc. Ranko Goić, dipl.ing.el. Ante Tojčić, mag.ing.el.

Sveučilište u Splitu, Fakultet elektrotehnike, strojarstva i brodogradnje

Sadržaj

1

1) Što se zbiva u EU i šire? 2) EU akcije i planovi 3) Tržište električne energije – situacija u regiji 4) Investicije u nove elektrane u regiji

Šta se zbiva u EU i šire? (1)

2

• Globalni i EU dogovori: • Paris Climate Agreement: globalni plan dekarbonizacije na svjetskoj razini • Odluke Europske komisije vezano za klimatsku i energetsku politiku do 2030.g. i dalje

• OIE: • proteklo desetljeće intenzivan rast u EU i svijetu, temeljen na poticajima • na globalnoj razini, u proteklih nekoliko godina posebno je indikativan zaokret Kine prema

investicijama u OIE, koja je postala vodeća zemlja u svijetu (npr. prva tri mjeseca ove godine instalirano novih 7.1 GW fotonaponskih elektrana)

• proizvodne cijene iz OIE, pogotovo vjetroelektrana i fononaponskih elektrana, približile su se, a na dobrim lokacijama i ispod, proizvodnim cijenama novih elektrana na fosilna goriva

• u našem okruženju (isključujući velike hidroelektrane): • Hrvatska trenutno cca. 530 MW izgrađenih OIE u sustavu poticaja od čega 418 MW

vjetroelektrana, • Slovenija 430 MW izgrađenih OIE u sustavu poticaja, primarno fotonaponske elektrana,

mHE i biomasa • Ostale države na prostoru ex YU: vrlo malo ili ništa • Glavni problem: osiguranje sredstva za poticanje


3

• Tržište i cijene električne energije i cijene (primarno EU): • opći pad cijena primarnih energenata proteklih 6-7 godina (nafta, plin, ugljen) • pad ili stagnacija potrošnje • na većini značajnih tržišta ulazak značajne količine električne energije iz OIE • generalno višak energije na tržištu (plina, el.en.) • Posljedica:

• značajan pad cijena električne energije i plina proteklih 6-7 godina • Sužen “prostor” za klasične elektrane (smanjenje broja sati rada, nekonkurentnost na tržištu,

drastične prilagodbe režima rada - velike varijacije snage, često pokretanje/zaustavljanje) • Nove investicije:

• U proteklih 10-tak godina dominiraju investicije u OIE • Posljedica pada cijena el.en. na tržištu:

• niske cijene el.en. onemogućavaju izgradnju novih elektrana na fosilna/nuklearna goriva • za elektrane na ugljen i nuklearke dodatno i iz drugih razloga (rizik cijena CO2, ekologija,…) • nema prostora ni za nove OIE po tržišnim uvjetima/cijenama

• U našem okruženju, suprotno od EU situacije: • manjak električne energije • mali udio OIE (ne računajući velike HE) • cijene na tržištu cca. 30% veće nego u srednjoj/zapadnoj Europi


4

Primjer: Neto promjena (izgradnja – dekomisija) proizvodnih kapaciteta u EU, 2000-2015.g.

Izvor: EWEA

Primjer: Novi proizvodni kapaciteti i dekomisija postojećih u EU, 2015.g.


5 Izvor: Capital IQ

Cijene proteklih 5 godina

Nafta ($/barel)

Plin (€/MWh)

Ugljen ($/t)

CO2 (€/t)

El.en. -bazna (€/MWh)

Clean/dark spread –Njemačka (€/MWh)


6

Relativni odnosi cijena plina, ugljena i el.en.

Povećava se broj sati na burzi (EEX) sa

negativnim cijenama el.en., nema više ekstremno velikih

cijena


7 Izvor: Fraunhofer ISE

Primjer - Njemačka 7.tjedan 2016.g., rekacija na visoku proizvodnju VE tijekom vikenda: - Prva slika: sve elektrane - Druga slika: TE na lignit - Treća slika: NE


8

Primjer - Njemačka 2015.g.: faktori angažiranja klasičnih elektrana u odnosu na day-ahead cijene na burzi

Izvor: Fraunhofer ISE Izvor: Fraunhofer ISE

EU akcije i planovi (1)

9

Najvažnije teme i ciljevi EU u 2016.g.: • Izrada paketa prijedloga za zimu 2016 (studeni/prosinac) – “Winter Package”, što uključuje

nacrte novih direktiva za: • Direktiva za uređenje tržišta • Direktiva za obnovljive izvore energije • Direktiva za energetsku efikasnost

• Uređenje tržišta električne energije primarno podrazumijeva harmonizaciju tržišnih pravila na EU razini, što uključuje i harmonizaciju pravila za uravnoteženje, te harmonizaciju (eventualnog) mehanizma plaćanja kapaciteta

• Posebna strategija za grijanje i hlađenje • Sigurnost opskrbe (primarno za plin) Osnovni ciljevi do 2030.g. su još uvijek u razmatranju, primarno po pitanju mehanizama ostvarenja istih (npr. EU/regionalna/nacionalna razina): • 27% udjela OIE u ukupnoj neposrednoj potrošnji energije • 40% manje emisije CO2 • 27% energetska učinkovitost • 15% prosječni kapaciteti razmjene el.en. među državama (u odnosu na vlastite proizvodne

kapacitete)


10

Novo europsko tržište energije: - Usklađenje mrežnih pravila na EU razini (priprema ENTSOe, očekuje se usvajanje i stupanje

na snagu svih dijelova u sljedećih cca. 1,5 godinu) - Povećan razvoj prekograničnih kapaciteta unutar EU - Tržište energije (MWh), uz sigurnu opskrbu - Uspostava tržišta energije uravnoteženja - Povezivanje unutar-dnevnih tržišta od 2017. nadalje - Visoke (neograničene) vršne cijene kao poticaji za investicije - Integracija OIE u tržište kroz:

• Poticajne modele u skladu s tržištem • Odgovornost OIE za odstupanje • Po uspostavi novog modela tržišta napustit će se model prioritetne isporuke iz

elektrana na OIE - Jednak tretman za upravljanje potrošnjom i proizvodnju - Zabrana poticanja za elektrane u gubicima, čisti tržišni pristup - Zabrana nacionalnih tržišta kapaciteta kako ne bi utjecali na uređenje EU tržišta - Postepeno napuštanje sustava poticanja


11

• Povezivanje tržišta električne energije: • NWE: povezani još 2014. god., 15 zemalja, preko 1,800 TWh godišnje • SWE: povezivanje tržišta Francuske, Španjolske i Portugala očekuje se uskoro • PCR (Price Coupling of Regions): inicijativa za spajanje NWE i SWE u jedinstveno

harmonizirano europsko tržište el. en.

• U Hrvatskoj nije za skoro očekivati promjene u cijenama na tržištu el.en. uslijed povezivanja tržišta (market coupling) zbog ograničenja u prijenosnim kapacitetima na granicama Austrije/Slovačke prema Mađarskoj/Sloveniji, te prema Italiji


12

Planovi za OIE do 2030.g:

Izvor: Fraunhofer ISE


13

Osnovni izazovi: Fleksibilna proizvodnja/potrošnja i odgovarajući tržišni mehanizmi

• Smanjenje tržišnih cijena el. en. + smanjenje broja sati rada konvencionalnih elektrana

• Smanjenje poticaja za nove investicije + povećanje potrebe za fleksibilnom proizvodnjom

• Opasnost nedostatnosti i neadekvanosti proizvodnih kapaciteta u budućnosti

• Potreba za reorganiziranjem tržišta: capacity market/energy-only market ?


14

Konkurentnost proizvodnih cijena iz OIE u odnosu na klasične izvore: • Trenutno, i još barem 5-6 godina, u srednjoj/zapadnoj/sjevernoj Europi nije za očekivati

da se proizvodni troškovi novih elektrana na OIE približe tržišnim cijenama: • zbog niskih tržišnih cijena, • još uvjek relativno visokih kapitalnih troškova, • troškova integracije.

• Proizvodne cijene el.en. iz velikih kopnenih VE i fotonaponskih elektrana trenutno su: • (u prosjeku, ali sa velikim varijacijama ovisno o lokaciji) na razini proizvodnih cijena

klasičnih novih elektrana, • ali imaju značajnu prednost zbog dugoročnog rizika vezano za cijene CO2 i cijene

primarnih energenata • Na području UK, Italije, Iberijskog poluotoka i naše šire regije:

• situacija je značajno “povoljnija” za OIE zbog viših tržišnih cijena • Također je dugoročno povoljnija na cijelom Mediteranu zbog korištenja sunčeve

energije (20-40% veća proizvodnja u odnosu na kontinentalni dio Europe)


15

Što rade njemačke (i ostale) elektroprivrede:


16

Što rade njemačke (i ostale) elektroprivrede - nastavak:

Nove elektrane Postojeće elektrane

Tržište električne energije – situacija u regiji (1)

17

• Nekoliko donekle likvidnih tržišta/burzi (Slovenija, Mađarska, Rumnunjska) • Nekoliko novih burzi el.en. (Bugarska, Hrvatska, Srbija) • U sljedećih nekoliko godina nije za očekivati značajan napredak, zbog slabo razvijenih i

ograničeno otvorenih nacionalnih tržišta (primarno zbog malog broja proizvođača – dominiraju nacionalne elektroprivrede)

• Budućnost vjerojatno u široj regionalnoj integraciji (koncentracija na jedno ili nekoliko većih likvidnih tržišta)

• Tržišne cijene u okruženju se kreću oko 40 €/MWh (2015.g.), uz pad početkom 2016.g. cca. 15%

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

Slovenija Mađarska Slovačka Češka Njem/Aust Italija

€/M

Wh

2013 2014 2015

Base load: puna boja Peak load: crtkano

Izvor: vlastita obrada


18

Cijene električne energije na Mađarsskoj i slovenskoj burzi (prosjek) u odnosu na cijene u njemačkoj (EEX): - Prikazane su relativne cijene u proteke 1.5 godine u odnosu na cijenu bazne energije u Njemačkoj kao

reference (tjedni prosjeci) - Primjetiti: male razlike base/peak za Njemačku, značajno veće base/peak za Mađarsku/Sloveniju,

značajno veće cijene u Mađarskoj/Sloveniji u odnosu na Njemačku

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

2.00

2.25

2.50

2.75

3.00

1/15

2/15

3/15

4/15

5/15

6/15

7/15

8/15

9/15

10/1

5

11/1

5

12/1

5

1/16

2/16

3/16

4/16

5/16

6/16

Phelix-Base Phelix-Peak(SLO+HU)/2 Base (SLO+HU)/2 Peak

Phelix-Base 100Phelix-Peak 111

(SLO+HU)/2 Base 130(SLO+HU)/2 Peak 149


Prosjek u 1.5 god


19

Cijene električne energije na Mađarsskoj i slovenskoj burzi (prosjek) u odnosu na cijene u njemačkoj (EEX) - nastavak: - Isto kao prethodna slika, u apsolutnim iznosima

-10

0

10

20

30

40

50

1/15

2/15

3/15

4/15

5/15

6/15

7/15

8/15

9/15

10/1

5

11/1

5

12/1

5

1/16

2/16

3/16

4/16

5/16

6/16

€/M

Wh

Phelix-Base

Phelix-Peak

(SLO+HU)/2 Base

(SLO+HU)/2 Peak

Phelix-Base 0Phelix-Peak +3.4 €/MWh

(SLO+HU)/2 Base +8.7 €/MWh(SLO+HU)/2 Peak +14.4 €/MWh

Prosjek u 1.5 god


Investicije u nove elektrane u regiji (1)

20

• OIE u sustavu poticaja: • trenutno jedina sigurna opcija za “neovisne” proizvođače, tj. za investicije koje se realiziraju

projektnim financiranjem • problem kvota, tj. načina osiguranja sredstava za poticaje • općenito pitanje politike subvencija OIE i ostalih izvora el.en. • dodatna otežavajuća okolnost će biti novi sustav poticaja temeljen na premijskom modelu (od ove

godine implementiran u Zakonu za OIEiVUK u Hrvatskoj, što očekuje od ove ili sljedeće godine i ostale države u regiji zbog obvezujućih EU smjernica za poticaje: izloženost tržišnim rizicima jer proizvođač mora direktno prodati proizvedenu el.en. na tržištu (gotovo neizvedivo za financiranje ako ne psotoji likvidno tržište ili mogućnost direktnog dugoročnog plasmana proizvedene el.en.)

• OIE na čisto tržišnim osnovama: • Vrlo teško – trenutno praktički nikako zbog niskih tržišnih cijena • Srednjoročno – da, jer se očekuje rast tržišnih cijena u regiji () i daljnji pad cijena opreme za

elektrane na OIE • OIE - Korporativno/kombinirano financiranje/elektroprivrede

• uklapanjem u postojeći proizvodni portfelj (pogotovo za elektroprivrede sa visokim udjelom HE), moguće je osigurati konkurentnu cijenu za portfelj u cjelini (kratkoročno/srednjoročno), te

• na taj način osigurati dugoročno dobru tržišnu poziciju, • to pogotovno vrijedi u slučaju viška slobodnog/korporativnog kapitala


21

• Primjer: Nivelirani troškovi proizvodnje električne energije za fotonaponske elektrane u RH:

• Primjer: Nivelirani troškovi proizvodnje električne energije za VE (40 MW) u RH:

Izvor: vlastita obrada Napomena: uključeni su tzv. “troškovi integracije”


22

• Generalni problem u regiji: • Nesiguran regulatorni okvir i “policy risk” • Općenito visoki “country risk” visoka cijena kapitala veći proizvodni troškovi

• Primjer: prosječni ponderirani trošak kapitala (WACC) za financiranje projekata vjetroelektrana u EU, na osnovu rezultata ankete (upitna vjerodostojnost)

Izvor: DiaCore projekt


23

Problem varijabilnih OIE: a) Tzv. “Integration costs” b) Tržišna vrijednost - vjetroelektrane imaju manju relativnu tržišnu vrijednost (veća proizvodnja VE utječe na

smanjenje cijena na tržištu, pa tako i na prihode za VE) - sunčane elektrane mogu imati veću relativnu tržišnu vrijednost (isti “negativni” efekt ako

kod VE, koji se poništava “pozitivnim” efektom proizvodnje u dnevnom dijelu dijagrama opterećenja kad su cijene na tržištu veće:

Izvor: Lion Hirth, Agora


24

Primjer: relativne tržišne vrijednosti proizvodnje el.en. za različite vrste elektrana u Njemačkoj 2015.g. :

Izvor: Fraunhofer ISE, EPEX

Primjer: troškovi balansiranja u Njemačkoj, na prvi pogled paradoks – udcostručena instalirana snaga, OIE, prepolovljeni troškovi balansiranja (ne uključuju troškove rezervacije kapaciteta)

Izvor: L.Hirth, Agora


25

• Ima li prostora za nove konvencionalne elektrane (ugljen, plin)? • U Zapadnoj/središnjoj/sjevernoj Europi vrlo teško:

• Daljnje poticanje OIE, višak proizvodnih kapaciteta, niske cijene el.en. na tržištu • Proizvodni troškovi novih termoelektrana (plin i ugljen) na razini su proizvodnih

cijena novih elektrana na OIE (vjetar, solar), sa znatno većom nesigurnosti povećanja varijabilnih troškova (cijene plina/ugljena, troškovi CO2)

• Možda u sljedećem desetljeću, zbog izlaska iz pogona većeg broja postojećih TE/NE i prestanka subvencioniranja OIE

• U regiji ipak DA: • Nema viška proizvodnih kapaciteta cijene el.en. na tržištu su cca. 1/3 veće od

cijena u središnjoj/zapadnoj/sjevernoj Europi (u Italiji 2/3) • Ograničeni prijenosni kapaciteti prema Sloveniji/Mađarskoj dugoročno sprečavaju

integraciju tržišta i harmonizaciju cijena • Zastarjeli proizvodni kapaciteti dekomisija (ili potpuna rekonstrukcija) velikog

broja TE/NE u sljedećih 10-15 godina dovesti će do daljnjeg velikog manjka električne energije

• Nije za očekivati poticanje OIE na razini središnje/zapadne/sjeverne Europe

Dodatak – položaj EPHZHB

26

• Općenito je položaj većine elektroprivreda u ex-Yu vrlo povoljan zbog značajnog udjela hidroelektrana u proizvodnom portfelju, čime se osigurava

• Trenutno: niska prosječna proizvodna cijena portfelja u cjelini • Srednjoročno i dugoročno: nužno potrebnu fleksibilnost za integraciju novih OIE

• Međutim, elektroprivrede sa značajnim udjelom starih TE na ugljen, imaju srednjoročno i dugoročno veliki problem…

• Položaj EPHZB: na proizvodni portfelj u kojem su isključivo revitalizirana HE, a posebno imajući u vidu CHE Čapljina, idealni su preduvjeti za daljnji razvoj/investicije u OIE bez opterećenja

• S obzirom sa termo portfeljom • Proteklih godina fokus je stavljen na vjetroelektrane, što je dobra odluka, imajući u

vidu vrlo dobre lokacije koje već sada mogu osigurati prihvatljivu proizvodnu cijenu (u okviru portfelja)

• U perspektivi svakako treba pripremati razvoj velikih fotonaponskih elektrana • Bilo bi svakako dobro razmotriti opciju sa pripremom lokacije za kombi plinsku

elektranu (bez velikih pretenzija za brzu realizaciju dok se ne vidi daljnji razvoj tržišnih cijena el.en. i plina)

Documents

Tržište električne energije, obnovljivi izvori i nove …...- vjetroelektrane imaju manju relativnu tržišnu vrijednost (veća proizvodnja VE utječe na smanjenje cijena na tržištu,