ELEKTROENERĢIJAS, KAS RAŽOTA NO ATJAUNOJAMIEM ENERGORESURSIEM UN KOĢENERĀCIJĀ, ATBALSTA IZVĒRTĒJUMS UN PRIEKŠLIKUMI ATBALSTA UZLABOŠANAI

OTRAIS NODEVUMS

Rīga 2013.gada oktobris

L ĪGUM DAR BA PASŪTĪTĀJS :

LR Ekonomikas ministrija (līguma nr. EM2013/09; noslēgts 2013.gada 11.aprīlī) DAR BA I ZSTRĀDĀTĀJ I :

SIA "EKODOMA" ir inženierkonsultatīvs uzņēmums, kas atrodas Rīgā, Latvijā un sniedz profesionālus tehnisko konsultāciju pakalpojumus enerģētikas, vides un administratīvajos jautājumos. Uzņēmums ir dibināts 1991.gada 15.novembrī. Reģistrācijas Nr.40003041636 – PVN reģistrācijas Nr.LV40003041636 – Eiropas Savienības Centrālā konsultāciju reģistra PHARE/TACIS reģistrācijas Nr. LAT 20498.

Dar ba i zpildes laiks :

2013.gada 11.aprīlis – 5.jūnijs IZPIL DĪTĀJI :

Xx.xx.xxx. Xxxxxxx Xxxxxxxxx Xx.xx.xxx. Xxxx Xxxxx Xx.xx.xxx. Xxxxxxx Xxxxxx Xx.xx.xxx. Xxxxxx Xxxx

X.xx. Xxxx Xxxxxx X.xx. Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxxx

Kvalitātes vad ī tājs :

Xx.xx.xxx. Xxxxx Xxxxxxxxxxx

Satura rādītājs

Kopsavilkums 5

Ievads 9

1. Tirgus izpēte un esošā atbalsta intensitātes analīze 10

1.1. Izmantotā vienotā metodika 10

1.2. Hidroelektrostacijas 15

1.3. Vēja elektrostacijas 22

1.4. Cietās biomasas stacijas 31

1.5. Biogāzes stacijas 47

1.6. Augsti efektīvas dabas gāzes koģenerācijas stacijas 59

2. Starptautiskās pieredzes izvērtējums 72

2.1. Atbalsta līmeņa intensitātes salīdzinošā analīze 72

2.2. Galvenās identificētās Latvijas un ārvalstu atbalsta mehānismu atšķirības 78

3. OIK formulu pamatotības izvērtēšana 79

3.1. Galvenie parametri, kas tieši un netieši ietekmē OIK formulu 79

3.2. Pamatotības izvērtējums HES atbalsta formulai 81

3.3. Pamatotības izvērtējums VES atbalsta formulai 82

3.4. Pamatotības izvērtējums biomasas koģenerācijas stacijām 82

3.5. Pamatotības izvērtējums biogāzes koģenerācijas stacijām 84

3.6. Pamatotības izvērtējums dabas gāzes koģenerācijas stacijām 86

4. Rekomendācijas OIK formulu maiņai pārejas periodā 88

4.1. AER OIK formulas maiņas priekšnosacījumi 88

4.2. Atbalsta noteikšana AER tehnoloģijām pārejas periodā 90

4.3. Atbalsta noteikšana dabas gāzes koģenerācijas stacijām pārejas periodā 107

5. Autoru redzējums par AER atbalsta mehānismu nākotnē 113

Secinājumi 117

1.pielikums. 1 MW hidroelektrostacijas naudas plūsma 121

2.pielikums. 1 MW vēja elektrostacijas naudas plūsma 122

3.pielikums. 1MWe tvaika cikla biomasas koģenerācijas stacijas naudas plūsma (MK Nr.221) 123

4.pielikums. 1MWe tvaika cikla biomasas koģenerācijas stacijas naudas plūsma (MK Nr.262) 124

5.pielikums. 1 MWe ORC biomasas koģenerācijas stacijas naudas plūsma (MK Nr.221) 125

6.pielikums. 1 MWe ORC biomasas koģenerācijas stacijas naudas plūsma (MK Nr.262) 126

7.pielikums. 1 MWe koksnes gazifikācijas stacijas naudas plūsma (MK Nr.221) 127

8.pielikums. 1 MWe koksnes gazifikācijas stacijas naudas plūsma (MK Nr.262) 128

9.pielikums. 1 MWe biogāzes elektrostacijas naudas plūsma (MK Nr.262) 129

10.pielikums. 1 MWe biogāzes koģenerācijas stacijas naudas plūsma (MK Nr.221) 130 11.pielikums. 1 MWe dabas gāzes koģenerācijas stacijas naudas plūsma (ja siltuma

tarifs ir atkarīgs no dabas gāzes tarifa) 131

12.pielikums. Esošā iepirkuma tarifa salīdzinājums (AER-E ražošana) 132

13.pielikums. Subsīdiju atbalsts AER projektiem 134

KOPSAVILKUMS

Vairāku gadu garumā Latvijas sabiedrību ik pa laikam pāršalc diskusijas par zaļās (subsidētās) elektroenerģijas cenas ietekmi uz obligātā iepirkuma komponenti (OIK). 2013.gadā Ekonomikas ministrija (EM) publicēja informāciju par OIK izmaksu apjomiem. 2012.gadā tie kopā bija 132,87 miljoni Ls, kas samaksāti par atbalstu virs tirgus cenas. 70% no kopējā apjoma (93,37 miljoni Ls) tika izmaksāti dabas gāzes koģenerācijas stacijām. 17% no kopējā atbalsta saņēma biogāzes stacijas, 6% – mazās hidroelektrostacijas, bet biomasas koģenerācijas un vēja elektrostacijas attiecīgi 4% un 3%.

EM 2013.gada 8.janvāra informatīvajā ziņojumā „Par elektroenerģijas cenu pieauguma riskiem un to ierobežošanu” prognozē, ka 2019.gadā OIK sastādīs 4,7 santīmus par kWh ar nosacījumu, ka tiks īstenota lielākā daļa no nerealizēto obligātā iepirkumu tiesību īpatsvara. Latvenergo prognozē, ka 2013.gadā OIK varētu būt 1,94 santīmi par kWh.

Līdzšinējā Latvijas politika AER jomā ir bijusi haotiska. Ir periodi, kad AER projekti ir saņēmuši nesamērīgi lielu atbalstu, bet pēc tam tas ir noņemts pavisam. Latvija ir arī viena no tām retajām valstīm, kurā nemainīgi tiek atbalstīti fosilie kurināmie (dabas gāze), kas piedevām nav arī vietējie energoresursi.

Pētījums „Elektroenerģijas, kas ražota no atjaunojamiem energoresursiem un koģenerācijā, atbalsta izvērtējums un priekšlikumi atbalsta uzlabošanai” ir izstrādāts ar mērķi, lai detalizēti izvērtētu esošā elektroenerģijas atbalsta intensitāti, vienlaikus nosakot optimālo atbalsta intensitāti, nodrošinot informatīvo bāzi kvalitatīva Rīcības plāna un jauna atbalsta mehānisma izstrādei. Tas sastāv no piecām daļām:

1. Tirgus izpēte un esošā atbalsta intensitātes analīze.

2. Starptautiskās pieredzes izvērtēšana.

3. Obligātā iepirkuma ietvaros iepērkamās elektroenerģijas cenas un garantētās maksas par elektrostacijā uzstādīto elektrisko jaudu noteikšanas formulu pamatotības izvērtēšana.

4. Nepieciešamās izmaiņas obligātā iepirkuma ietvaros iepērkamās elektroenerģijas cenas un garantētās maksas par elektrostacijā uzstādīto elektrisko jaudu noteikšanas formulās.

5. Redzējums par jaunu atbalsta mehānismu.

Balstoties uz tirgus izpētes rezultātiem, pētījuma ietvaros, izmantojot finanšu plūsmas aprēķinus un noteiktus pieņēmumus, tika izvērtēts esošā atbalsta līmenis katrai AER tehnoloģijai un dabas gāzes koģenerācijas stacijām. Lai analizētu nepieciešamo atbalsta līmeni, tika pieņemts, ka iekšējās peļņas rādītājam (IRR) ir jābūt vismaz 12%. Aprēķinos nav ņemts vērā, ka iekārtu uzstādīšanai varētu tikt piesaistītas subsīdijas. Balstoties uz šiem pieņēmumiem, iegūtie aprēķinu rezultāti rāda, ka:

1. esošais atbalsts hidroelektrostacijām ir lielāks nekā tas būtu nepieciešams. Aprēķini ir veikti hidroelektrostaciju modernizācijas projektiem, jo lielākā daļa (92,1%) no esošajām HES ir ierīkotas agrākajās ūdensdzirnavās, bijušajos mazajos HES un pie agrāk uzbūvētiem aizsprostiem;

2. esošais atbalsts mazas jaudas vēja elektrostacijām līdz 0,4 MW ir lielāks nekā tas būtu nepieciešams. Savukārt VES ar jaudu virs 0,4 MW pirmos 10 gadus ir nepieciešams augstāks atbalsta līmenis nekā tas ir šobrīd. Aprēķini rāda, ka lielākais pieaugums būtu nepieciešams 0,4- 0,8 MW VES – attiecīgi 20-22%. Vidējais kopējais pieaugums pirmos 10 gadus attiecībā pret esošo vidējo atbalstu ir aptuveni 10%, bet no 11.gada atbalsts vairs nebūtu nepieciešams, jo tā līmenis, kas ir noteikts MK noteikumos Nr.262 šobrīd, jau sasniedz vai ir zemāks par prognozēto elektroenerģijas tirgus cenu 11. stacijas darbināšanas gadā;

3. esošais atbalsts biomasas elektrostacijām un koģenerācijas stacijām atšķiras atkarībā no izvēlētā tehnoloģiskā risinājuma un nosacījuma, par kādu cenu tiek realizēta stacijā saražotā siltumenerģija:

a. gadījumā, ja siltumenerģija tiek realizēta par kurināmā pašizmaksu, t.i., 11,63 Ls/MWh:

i. esošais atbalsts mazas jaudas tvaika cikla biomasas elektrostacijām (līdz 0,8 MW) un koģenerācijas stacijām (līdz 1 MW) pirmos 10 gadus ir nepietiekams. Nākotnē būtu jāizvērtē, vai šādu mazu staciju atbalsts ar iepirkuma tarifu ir lietderīgs, jo to elektroenerģijas cena ir salīdzinoši augsta. Savukārt, sākot ar 1,5 MWe, atbalsta intensitāte abos gadījumos ir pietiekama vai lielāka nekā nepieciešama;

ii. arī mazas jaudas (līdz 1 MW) ORC koģenerācijas un elektrostacijām ir nepietiekams, lai gan 0,2 MWe koģenerācijas stacijai būtu nepieciešams elektroenerģijas atbalsts 350 Ls/MWh apmērā. Arī šajā gadījumā šādu mazu tehnoloģiju uzstādīšana un atbalstīšana nav ekonomiski pamatota. Sākot no 1 MW, atbalsta intensitāte ir pietiekama un pat augstāka nekā nepieciešama, lai šo projektu IRR būtu 12%;

iii. koksnes gazifikācijas elektrostacijām visos gadījumos ir lielāks nekā būtu nepieciešams, izņemot 0,2 MW koģenerācijas stacijai, kas atbalstu saņem, balstoties uz MK noteikumiem Nr.221 tas ir pietiekams;

b. gadījumā, ja siltumenerģija tiek realizēta par tās patieso cenu, t.i. 19,38 Ls/MWh, esošās atbalsta likmes ir pietiekamas un pat augstākas nekā nepieciešams, izņemot ORC koģenerācijas un elektrostacijas ar jaudu līdz 0,6 MW (neieskaitot);

4. esošais atbalsts biogāzes stacijām ir atkarīgs no piemērotajiem MK noteikumiem, kā arī no nosacījuma, kāda ir siltumenerģijas pārdošanas cena:

a. ja siltumenerģija tiek pārdota par kurināmā pašizmaksu, t.i. 31,04 Ls/MWh:

i. mazas jaudas biogāzes elektrostacijām (0,2-0,5MWe) esošais atbalsts ir nepietiekams (MK noteikumi Nr.262). Tas ir pietiekams 0,8-1,5 MWe stacijām, bet lielajām biogāzes elektrostacijām (2 MWe) esošais atbalsts ir augstāks nekā nepieciešams;

ii. mazas jaudas (0,2 MWe) biogāzes koģenerācijas stacijām (MK noteikumi Nr.221) esošais atbalsts ir nepietiekams, kamēr 0,4 un 1,5 MWe piemērotais atbalsts ir atbilstošs. Koģenerācijas stacijām ar jaudu no 0,5 līdz 2MWe esošais atbalsts ir augstāks nekā būtu nepieciešams, izņemot 1,5 MWe stacijas, kurām esošais atbalsts ir atbilstošs;

b. ja siltumenerģija tiek realizēta par patieso siltumenerģijas cenu - 41,38 Ls/MWh, atbalsta likme biogāzes stacijām ir pietiekama vai pat augstāka nekā nepieciešams, izņemot biogāzes elektrostacijām ar jaudu 0,2 MWe;

5. esošais atbalsts dabas gāzes koģenerācijas stacijām līdz 4 MW ir augstāks nekā tas būtu nepieciešams (vienīgi 0,1 MW koģenerācijas stacijām tas ir pamatots), ja siltumenerģija tiek pārdota par dabas gāzes pašizmaksu, t.i. 32,04 Ls/MWh. Zemāks atbalsta līmenis koģenerācijas stacijām būtu nepieciešams, ja siltumenerģija tiktu realizēta par patieso tās vērtību – 40,69- 42,85 Ls/MWh atkarībā no jaudas.

Pētījumā veiktā jutīguma analīze rāda, ka visiem AER tehnoloģiju veidiem ir vairāki nozīmīgi faktori, kas ietekmē elektroenerģijas ražošanu. Nozīmīgākais ir darbināšanas stundu skaits gadā, bet pētījumā ir analizēta arī izejvielu cenas un kvalitātes ietekme biogāzes ražotnēs. Ņemot vērā, ka liela daļa biogāzes staciju saņēma arī subsīdijas no Lauku atbalsta dienesta, pētījumā ir analizēta arī subsīdiju ietekme uz projektu ienesīgumu.

Aprēķinot esošā atbalsta kopējo ietekmi visa atbalsta izsniegšanas laikā, rezultāti rāda, ka atbalsta nodrošināšana uz 20 gadiem nav ekonomiski pamatota, jo, ņemot vērā naudas tagadnes vērtību, esošā atbalsta apjoms 11.gadā vairāku tehnoloģiju gadījumā jau ir prognozētās elektroenerģijas tirgus cenas līmenī. Tas nozīmē, ka, izsniedzot atbalstu uz 10 vai 15 gadiem, atbalsta līmenis, lielākoties, būtu jāpaaugstina, bet kopējais izmaksātais naudas apjoms par iepirkto elektroenerģiju būtu mazāks, salīdzinot ar esošo sistēmu.

Gandrīz katrā Eiropas Savienības dalībvalstī ir paredzēts atbalsts atjaunojamo energoresursu lietojumam elektroenerģijas ražošanā. Tas var būt izteikts dažādās formās: subsīdiju, aizņēmumu, iepirkuma tarifa, kvotu sistēmas un/vai nodokļu regulējuma veidā. Pētījumā ir apskatīti un analizēti četrās valstīs – Austrijā, Vācijā, Nīderlandē un Zviedrijā – izmantotie atbalsta mehānismi atjaunojamās elektroenerģijas ražošanas un koģenerācijas nozarēs. Šīs Rietumeiropas valstis jau vairāku gadu garumā ir izveidojušas caurspīdīgus atbalsta mehānismus, un to pieredze var tikt pārnesta arī uz Latviju.

Balstoties uz atbalsta intensitātes analīzes rezultātiem, pētījuma 3.nodaļā ir vērtēta OIK formulu pamatotība. Sākotnēji ir noteikti tiešie un netiešie vērtēšanas kritēriji, pēc kuriem ir vērtēta OIK formulu pamatotība katrai AER tehnoloģijai, kā arī dabas gāzes koģenerācijas stacijām. Viens no nozīmīgākajiem parametriem, kas ir jāpārskata, ir biogāzes un biomasas formulu piesaiste dabas gāzes cenai, jo ticama pamatojuma šādai izvēlei nav.

Dabas gāzes koģenerācijas staciju gadījumā atbalstu nav iespējams pamatot ne ekonomiski, ne no vides piesārņojuma un klimata pārmaiņu aspekta. Dabas gāzes cena par 1 MWh ir augstāka par elektroenerģijas tirgus tarifu. Tāpēc atbalsts ar dabas gāzi saražotajai elektroenerģijai ir jāpārskata.

Balstoties uz esošā atbalsta izvērtējumu un tajā veiktajiem pieņēmumiem, pētījuma 4.nodaļā ir dotas atbalsta aprēķina formulas tā piemērošanai elektroenerģijas ražošanai no atjaunojamiem energoresursiem. Formulā ir iekļauts viens mainīgais lielums - uzstādītā jauda, kā arī tajā ir iestrādāta subsīdijas komponente (ja tāda ir attiecināma). Savukārt, atbalsts dabas gāzes koģenerācijas stacijām līdz 4 MW var tikt piemērots pēc viena no zemāk aprakstītajiem risinājumiem:

a) ekonomiski izdevīgākais risinājums par līdz šim pieļautajām politiskajām kļūdām ir kapitālieguldījumu atmaksa uzņēmumam 5 gadu laikā, bet koģenerācijas stacijās ražoto elektroenerģiju uzņēmējs pārdod brīvajā tirgū;

b) atbalsta likme elektroenerģijai, kas ražota dabas gāzes koģenerācijas stacijās līdz 4 MW, tiek aprēķināta tāpat kā AER tehnoloģijām, t.i. atkarībā no uzstādītās jaudas un ņemot vērā subsīdijas komponenti (ja attiecināma).

Atbalsts dabas gāzes koģenerācijas stacijām virs 4 MW tiek piemērots kapitālieguldījumu atmaksai.

Pētījuma rezultāti rāda, ka mazu elektrostaciju un koģenerācijas staciju atbalsts ir līdzekļu neefektīvs izlietojums, jo šādu staciju īpatnējie kapitālieguldījumi ir pārāk augsti un šajās stacijās saražotā elektroenerģija ir dārga.

Ņemot vērā, ka Latvija ir uzņēmusies saistības līdz 2020.gadam nodrošināt AER mērķi 40% apmērā no gala enerģijas patēriņa, mazas jaudas elektrostaciju (HES un VES) un biomasas koģenerācijas staciju līdz 0,8 MW turpmāks atbalsts nedos pietiekamu ieguldījumu šī mērķa sasniegšanā. Tādējādi uzsvars nākotnē elektroenerģijas ražošanā būtu jāliek uz lielas jaudas vēja elektrostaciju projektiem un biomasas koģenerācijas stacijām ar jaudu virs 1 MW, kuru ražotā elektroenerģija tiek iepirkta ar noteiktu atbalsta tarifu uz 10 gadiem, bet siltumenerģija tiek realizēta par tās patieso cenu. Lai sasniegtu 40% mērķi, Latvijā nopietns uzsvars ir jāliek uz biomasas lietojumu siltumapgādē.

Vienlaicīgi arī ir jāmeklē labāks risinājums biogāzes izmantošanai enerģijas ražošanā. Šobrīd aprēķini rāda, ka biogāzes staciju darbināšanas izmaksas elektroenerģijas ražošanai ir augstas, ja vien kā galvenā izejviela netiek izmantoti atkritumu produkti un kūtsmēsli, kas ir lētāki kopā ar nelielu zaļmasas piejaukuma īpatsvaru. Latvijai ir arī saistošs vēl viens mērķis, un tas ir 10% mērķis biodegvielas jomā. Ņemot vērā, ka lauksaimniecība un biogāzes ražošana ir valstiski nozīmīga tautsaimniecības nozare, nākotnes atbalsts biogāzes stacijām ir jāparedz citā veidā. Šobrīd notiek intensīva tehnoloģiju attīstība šajā nozarē. Viens no risinājums ir biogāzes attīrīšana (bagātināšana līdz biometāna kvalitātei) un ievadīšana dabas gāzes tīklā, bet otrs risinājums biometāna izmantošana transportā. Otrais risinājums dos ieguldījumu arī biodegvielas mērķa sasniegšanā.

Pētījumā analizētajās Eiropas valstīs paralēli tradicionālajām iekārtām piemērotajam iepirkuma tarifam tiek sniegts atbalsts arī jaunajām tehnoloģijām, kas vēl šobrīd ir dārgas. Viena no tādām ir Saules enerģija, un atbalsts tiek piešķirts subsīdiju veidā, ko arī Latvijai būtu jāizvērtē un jāpiemēro. Austrijā, piemēram, tiek piemērotas dažādas subsīdiju likmes atkarībā no jaudas un uzstādīšanas vietas (jumta, zemes vai integrēti ēkā).

IEVADS

Vairāku gadu garumā Latvijas sabiedrību ik pa laikam pāršalc diskusijas par zaļās (subsidētās) elektroenerģijas cenas ietekmi uz obligāto iepirkuma komponenti (OIK). 2013.gadā Ekonomikas ministrija (EM) publicēja informāciju par OIK izmaksu apjomiem. 2012.gadā tie kopā bija 132,87 miljoni Ls, kas samaksāti par atbalstu virs tirgus cenas. 70% no kopējā apjoma (93,37 miljoni Ls) tika izmaksāti dabas gāzes koģenerācijas stacijām. 17% no kopējā atbalsta saņēma biogāzes stacijas, 6% – mazās hidroelektrostacijas, bet biomasas koģenerācijas un vēja elektrostacijas attiecīgi 4% un 3%.

EM 2013.gada 8.janvāra informatīvajā ziņojumā „Par elektroenerģijas cenu pieauguma riskiem un to ierobežošanu” tiek prognozēts, ka 2019.gadā OIK sastādīs 4,7 santīmi par kWh ar nosacījumu, ka tiks īstenota lielākā daļa no nerealizēto obligātā iepirkumu tiesību īpatsvara. Latvenergo prognozē, ka 2013.gadā OIK varētu būt 1,94 santīmi par kWh.

Kopš 2011.gada 26.maija jauniem atjaunojamo energoresursu (AER) projektiem ir uzlikts moratorijs līdz pat 2016.gada 1.janvārim. Neskatoties uz to, AER un koģenerācijas projekti Latvijā tiek īstenoti, ņemot vērā 2009. un 2010.gadā izsniegtās licences par obligāto elektroenerģijas iepirkumu. Kā EM prognozē, tad dabas gāzes koģenerācijas projekti tiks īstenoti 100% (virs 4 MW) un 70% (zem 4 MW) apmērā. Savukārt, AER jomā EM paredz, ka tiks ieviesti 30% no biomasas un biogāzes koģenerācijas elektrostaciju projektiem (MK nr.262)1, 90% plānoto vēja projektu un 70% biogāzes un biomasas koģenerācijas projekti (MK nr. 221).

2013.gada 27.martā Eiropas Komisija publicēja Progresa ziņojumu par atjaunojamiem energoresursiem2. Ziņojumā ir apkopots Eiropas Savienības dalībvalstu progress AER nozarē. Latvija un Malta ir tās divas valstis, kuras ir 1% zem starpposma mērķi – 34%. AER īpatsvars 2010.gadā Latvijā bija 32,6%, bet 2020.gada mērķis ir 40%.

Pētījums sastāv no piecām daļām:

1. Tirgus izpēte un esošā atbalsta intensitātes analīze.

2. Starptautiskās pieredzes izvērtēšana.

3. Obligātā iepirkuma ietvaros iepērkamās elektroenerģijas cenas un garantētās maksas par elektrostacijā uzstādīto elektrisko jaudu noteikšanas formulu pamatotības izvērtēšana.

4. Nepieciešamās izmaiņas obligātā iepirkuma ietvaros iepērkamās elektroenerģijas cenas un garantētās maksas par elektrostacijā uzstādīto elektrisko jaudu noteikšanas formulām.

5. Redzējums par jaunu atbalsta mehānismu.

1 Tām stacijām, kuras pakļaujas MK noteikumiem nr.262, nav noteikta obligāta lietderīgās siltumenerģijas izmantošanas prasība

2 COM(2013) 715final xxxx://xxx-xxx.xxxxxx.xx/XxxXxxXxxx/XxxXxxXxxx.xx?xxxxXXX:0000:0000:XXX:XX:XXX

1. TIRGUS IZPĒTE UN ESOŠĀ ATBALSTA INTENSITĀTES ANALĪZE

1.1. IZMANTOTĀ VIENOTĀ METODIKA

Tirgus izpēte ir veikta, lai noteiktu atbalsta intensitāti šādām 5 energoavotu grupām AER elektrostacijām un augsti efektīvām fosilā kurināmā koģenerācijas stacijām:

o vēja elektrostacijām (līdz 0,25 MW un virs 0,25 MW);

o mazas jaudas elektrostacijām (līdz 5 MW);

o biogāzes stacijām;

o biomasas koģenerācijas stacijām ar:

▪ organisko Renkina ciklu (ORC);

▪ tvaika turbīnu (klasisko Renkina ciklu);

▪ gazifikāciju;

o dabas gāzes koģenerācijas stacijām.

Ņemot vērā, ka kapitālieguldījumi un darbināšanas izmaksas ir atkarīgas no jaudas, pētījuma ietvaros elektrostacijas tika iedalītas četros dažādos jaudu diapazons, kas ir attēloti 1.1.attēlā. Piemēram, vēja elektrostacijas (VES) 1.grupa apvieno tās VES, kas ir jaudas diapazonā līdz 0,25 MW; 2.grupa – no 0,25 līdz 1 MW; 3. grupa – no 1 MW līdz 2 MW un 4.grupa – virs 2 MW.

1.1.att. AER un koģenerācijas staciju jaudu diapazoni, kas izmantoti tirgus aptaujās un izpētē3

Izejas dati tirgus izpētei tika apkopoti no šādiem informācijas avotiem:

o iekārtu ražotājiem un piegādātājiem Baltijas reģionā;

o elektroenerģijas ražotājiem;

o starptautiskiem pētījumiem ar ES atsauces vērtībām, kas raksturo labo praksi Eiropā;

o konsultācijām ar nozares pārstāvjiem;

o Latvijas komercbankām;

o ekspertu vērtējuma.

Pētījuma izstrādes laikā tika apkopoti kapitālieguldījumi arī no Iepirkuma uzraudzības biroja (IUB) mājas lapas, bet atbalsta intensitātes noteikšanai šīs izmaksas netika ņemtas vērā.

3 šis un turpmākie attēli ir izveidoti xxxx://xxxxxx.xx

1.1. 1. Investīciju izmaks u vērtēšanas metodik a

Investīciju izmaksas ir atkarīgas no tā, kādā veidā notiek elektroenerģijas ražošanas avotu būve. Vispopulārākās ir divas iespējas:

1. Lētāk ir veikt elektrostacijas būvi, atsevišķi izvēloties projektētāju, tehnoloģijas, aprīkojumu, būvdarbu veicēju un pārraudzības organizāciju, kā arī iekārtu palaišanas un regulēšanas firmas pakalpojumus. Šādas iespējas izmantošanai ir trūkums – apkalpošanas un darbināšanas pakalpojumi ir lielāki un lielāki ir arī riski šādu projektu darbināšanas fāzē. Šādā gadījumā pēc elektrostacijas palaišanas garantijas ir ierobežotas.

2. Dārgāks ir atslēgas projekts – kapitālieguldījumu, projektēšanas un būvniecības izmaksas netiek dalītas atsevišķi. Šādā gadījumā pēc elektrostacijas palaišanas parasti tiek sniegtas 2 gadu garantijas un ekspluatācijas izmaksas visā stacijas darbināšanas laikā ir mazākas nekā pirmajā gadījumā.

Tajos gadījumos un tām tehnoloģijām, kurām tas bija piemērojams, tirgus izpētē tika iekļautas atslēgas projektu investīcijas. Investīciju izvērtēšana tika balstīta uz divu veidu izmaksu vērtēšanu:

o kapitālieguldījumu, projektēšanas un būvniecības izmaksas, Ls;

o kapitālieguldījumu, projektēšanas un būvniecības izmaksas indikatori – īpatnējie kapitālieguldījumi, kas tiek noteikti kā kapitālieguldījumu, projektēšanas un būvniecības izmaksu attiecība pret uzstādīto jaudu, Ls/kW.

Pētījumā iekārtu kapitālieguldījumi tika noteikti, balstoties uz iekārtu piegādātāju un projektu attīstītāju sniegto informāciju. Pētījuma autori veica vismaz piecu attiecīgo iekārtu ražotāju, piegādātāju un tirgotāju Baltijas reģionā aptauju par kopējiem kapitālieguldījumiem atkarībā no jaudas, lai noteiktu īpatnējos kapitālieguldījumus – Ls/kW. Aptaujas rezultāti detalizēti ir aprakstīti katras tehnoloģijas apakšnodaļās.

Katrai tehnoloģijai pētījumā ir sniegts empīrisks modelis jeb trenda vienādojums, ar kura palīdzību var noteikt attiecīgās jaudas īpatnējos kapitālieguldījumus un kas izmantoti arī atbalsta intensitātes novērtējumā. Trenda vienādojumi ir iegūti ar apkopoto un matemātiski apstrādāto datu regresijas analīzes palīdzību, meklējot īpatnējo izmaksu atkarību no uzstādītās jaudas. Šajā izpētē vislabāko korelāciju uzrāda un tāpēc bieži lietotie trenda vienādojumi ir divu veidu: lineāri un logaritmiski vienādojumi, kuri apraksta divu veidu izmaksu indikatorus: 1 MWh izmaksas – Ls/MWh un 1 MW izmaksas – Ls/MW. Regresijas analīzes rezultātā iegūta trenda vienādojuma piemērs visbiežāk izmantotam logaritmiskam vienādojumam vispārīgā formā izskatās šādi:

Ikap = a – b ln (Pust), Ls/MW,

kur

Ikap - īpatnējās investīcijas energoavotam, Ls/MW; Puzst - energoavotā uzstādītā jauda, MW;

a un b - regresijas analīzē iegūti koeficienti.

Iegūtos trenda vienādojumus ir iespējams izmantot gan diagrammu veidā, gan arī iestrādāt matemātisko aprēķinu modeļos.

1.1. 2. Pastāvīgo izmaksu vērtēšanas metodik a

Elektrostaciju darbināšanas izmaksas tika apkopotas no elektroenerģijas ražotājiem un iekārtu piegādātājiem (izmaksas par iekārtu uzturēšanu). Pētījuma izstrādes laikā tika sagatavotas anketas elektroenerģijas ražotājiem un aptaujāti 5-20 attiecīgās jomas vietējie elektroenerģijas ražotāji. Šie dati tika salīdzināti ar līdzīgiem projektiem ES. Tā kā lielākā daļa elektroenerģijas ražotāju datus sniedza ar nosacījumu, ka to avots netiks atklāts, pētījumā nav uzrādīti šo firmu nosaukumi.

Pastāvīgās (fiksētās) izmaksas ir noteiktas atbilstoši investīciju izmaksu vērtēšanas metodikā noteiktajiem apsvērumiem – dalījumam pa grupām un informācijas avotiem:

• apdrošināšanas un citas izmaksas (% no investīcijām, Ls/gadā);

• nodokļi (Ls/gadā) - uzņēmuma ienākuma nodoklis, nekustamā īpašuma nodoklis;

• aizņēmuma pamatdaļas maksājumi un kredītprocentu atmaksas nosacījumi.

1.1. 3. Mainīgo izmaksu vērtēšanas metodik a

Mainīgās izmaksas AER un koģenerācijas stacijās veido šādas izmaksu pozīcijas:

• apkalpošana un darbināšana (Ls/MWe gadā vai % no investīcijām):

o apkopes izmaksas (Ls/MWe gadā, vai % no investīcijām);

o darbaspēka izmaksas (darbinieku skaits, algu likmes Ls/gadā, Ls/MWhe);

• kurināmā (izejvielu) izmaksas (Ls/MWh) – kurināmā MWh (100% lietderības koeficients). Mainīgās izmaksas ir atkarīgas no šādiem faktoriem:

• kurināmā izmaksu aprēķins atbilstoši reālajiem apstākļiem;

• staciju lietderības koeficienti un to sadalījums starp elektroenerģiju un siltumenerģiju;

• darbināšanas laiks, h/gadā.

Šajā gadījumā informācijas avoti papildinās ar izejvielu un kurināmā piegādātājiem un statistikas pārvaldes datiem.

1.1. 4. Kopējie pieņēmumi

Lai izvērtētu atjaunojamās enerģijas un koģenerācijas atbalsta intensitāti, tika izmantota diskontētā naudas plūsmas metode. Naudas plūsmas aprēķinos visām tehnoloģijām tika piemēroti vairāki vienādi pieņēmumi, kas apkopoti 1.1.tabulā.

1.1.tabula

Izmantotie pieņēmumi naudas plūsmas aprēķinos

Parametrs	Pieņēmuma vērtība
Diskonta likme	6,4%
Elektroenerģijas izmaksu pieaugums	4,5% gadā
Inflācija	3%
Aizņēmums	70%
Pašfinansējums	30%
Kredīta aizņemšanās termiņš	10 gadi
Kredīta procentu likme	5,5%

Diskonta likme

Diskonta likmi, kuru izmanto finansu aprēķinos, parasti pielīdzina kapitāla cenai. Daudzās Eiropas Savienības dalībvalstīs regulatori nosaka ieteicamo vidējās svērtās kapitāla cenas (WACC) apmēru regulētajai nozarei. Piemēram, ieteiktais WACC apmērs Anglijai ir 6,46%4.

Vidējo svērto kapitāla cenu nosaka ar sekojošu vienādojumu:

WACC = E * Ce + D * Cd(1- Nien), %,

kur

E - pašu kapitāla īpatsvars;

D - aizņemtā kapitāla īpatsvars; Ce - pašu kapitāla cena, %;

Cd - aizņemtā kapitāla cena, %;

Nien - uzņēmuma ienākuma nodoklis, 15%. Pašu kapitāla cenu nosaka ar vienādojumu:

Ce = BT * (TP1 – BR) + BR + SBBI = 9,3 %,

kur

BT - enerģētikas sektora uzņēmumu beta – vidējais rādītājs Eiropā, 0,66 5;

TP1 - vidējā tirgus atdeve pašu kapitālam Eiropas akciju tirgū, 9,75% (Eiropas MSCI indeksa vidējais gada pieaugums pēdējo četru gadu laikā)

BR - bez riska likme, 2,89%6; SBBI - izmēra koeficients 1,88%7.

Aizņemtā kapitāla cenu nosaka ar vienādojumu:

Cd = SWAP + TP2 = 6,07 %,

kur

SWAP - 10 gadu EUR SWAP likme, 1,57%8 ;

TP2 - tirgus apmēra prēmija aizņemtajam kapitālam, ekspertu vērtējums ir diapazonā no 3 līdz 4,5%.

Aprēķinu rezultātā iegūts, ka vidējā kapitāla cena Latvijas enerģētikas projektiem ir

WACC = 0,3 * 9,3 + 0,7 * 6,07 * (1 – 0,15) = 6,40 %

Tas nozīmē, ka enerģētikas nozares uzņēmumu attīstības vērtēšanas aprēķinos naudas plūsmas noteikšanai, ieteicamā diskonta likme ir 6,4%.

4 Comission for Energy Regulation - Decision Paper on Fixed Cost of Best New Entrants Peaking Plants & Capacity Requirements for 2013. AIP/SEM/ 12/078 - 52 p

5 Reuters datu bāze

6 Latvijas 10 gadu obligāciju ienesīgums, Latvijas Banka

7 Ibboston size Premium, Ibboston SBBI Valuation Yearbook 2012

8 Financial Times - xxxx://xxxxxxx.xx.xxx// research//Tearsheets/PriceHistoryPopup?symbol=A@/EURIRSXY:RCT

Aizņēmums, pašfinansējums, aizņemšanās termiņš un procentu likme

Projektu finansēšanai bankas vienmēr pieprasa augstākas likmes no aizņēmējiem. Balstoties uz pētījuma autoru vairāk nekā 20 gadu pieredzi dažādu projektu tehniski ekonomisko pamatojumu izstrādē enerģētikas sektorā, pētījumā ir pieņemts, ka bankas aizdevums veido 70% no projekta izmaksām uz termiņu līdz 10 gadiem. Atlikušiem 30% ir jābūt kā pašu ieguldījumam no investoru puses. Pašreiz procentu likmes Eiropas līmenī ir zemas. Pētījumā veiktajiem aprēķiniem procentu likme tika pieņemta 5,5%. Labākas likmes un labāki kredītnosacījumi ir iespējami un tie ir atkarīgi no samazinātiem riskiem, no aizņēmēja kredītspējas un specifiskām projekta īpašībām.

Inflācija un enerģijas izmaksu pieaugums

Inflācija darbināšanas izmaksām tika pieņemta, pamatojoties uz Centrālās statistikas pārvaldes datiem par laika periodu no 2009.līdz 2012.gadam9. Gada vidējā inflācija (vidēji 12 mēnešos pret iepriekšējiem 12 mēnešiem) šajā laika periodā sasniedza 3,35%. Gada vidējā inflācija jeb vidējais patēriņu cenu līmenis arī tiek pielietots Māstrihtas inflācijas kritērija noteikšanai. Pētījuma veiktajos aprēķinos tika pieņemts, ka inflācijas rādītājs ir 3%.

Elektroenerģijas izmaksu pieaugums pētījuma ietvaros ir pieņemts 4,5% gadā. Lai gan kopš 2005.gada elektroenerģijas cenas ir nevienmērīgi paaugstināšanās par 108,3%10, pētījuma autori pieņem vienmērīgu elektroenerģijas izmaksu pieaugumu 4,5% apmērā.

Pārējie pieņēmumi, kas raksturo attiecīgās tehnoloģijas, piemēram, darbināšanas stundas, izejvielu izmaksas un citi ir doti katras tehnoloģijas apakšnodaļās zemāk.

1.1. 5. Atbalsta intensitātes izvērtēšanas metodika

Lai izvērtētu atbalsta intensitāti visām AER tehnoloģijām, kā arī dabas gāzes koģenerācijas stacijām, tika izmantota naudas plūsma. Šī pētījuma ietvaros tika sagatavotas naudas plūsmas katras tehnoloģijas jaudu diapazoniem ar šādiem galvenajiem rādītajiem:

o iekšējā peļņa (IRR);

o neto pašreizējā vērtība (NPV);

o aizņemtā kapitāla atdeves koeficients (DCR);

o vienkāršais atmaksāšanās laiks, gadi.

Pētījumā izmantotā esošās atbalsta ekonomiskās analīzes modelis sastāv no 7 moduļiem, kuri ietver gan ievaddatus un pieņēmumus, gan aprēķinus un to rezultātus (skat.1.2.att.).

Sākotnēji pētījumā tika definēti galvenie pieņēmumi (pirmais modulis). Otrais modulis izveidots, matemātiski apstrādājot izpētes laikā iegūtos energoavotu datus. Šajā modulī apkopoti empīriski vienādojumi (saukti arī par trendu vienādojumiem), kuri matemātiski apraksta īpatnējo energoavotu izmaksu (kapitālieguldījumus, apkalpošanas un darbināšanas izmaksas) atkarībā no uzstādītās elektriskās jaudas. Trešais modulis ietver ievaddatu bāzi, kas ir specifiska katrai energoavotu, kuru definē izmantotie energoresursi (vējš, biogāze, biomasa, ūdens un dabas gāze), grupai. Ceturtajā modulī ekonomiskie aprēķini ietver naudas plūsmas noteikšanas vienādojumus, kuri ļauj noteikt IRR, NPV un DCR. Sakarā ar to, ka naudas plūsmas metodi ir iespējams izmantot arī jūtīguma un riska izvērtēšanai

9 Patēriņa cenu izmaiņas 2012.gadā // xxxx://xxx.xxx.xxx.xx/xxxxxxxx/xxxxxxxx-xxxxx- 2012gada-pieaugusas-par-16-36341.htm l ; Patēriņa cenu izmaiņas 2010.gadā // xxxx://xxx.xxx.xxx.xx/xxxxxxxx/xxx-xxxxxxxx-xxxx-xxxxxxxxx-0000xxxx-00000.xxx x

10 PCG02. PATĒRIŅA CENU INDEKSI UN PĀRMAIŅAS GRUPĀS UN APAKŠGRUPĀS

///data/xxx.xxx.xx

(piemēram, IRR atkarībā no energoavota darbības stundu skaita), ir svarīgi izveidot rezultātu moduli (piektais modulis). Iegūtie rezultāti tiek apkopoti tabulās (sestais modulis) vai arī grafiski (septītais modulis).

1.2.att. Esošā atbalsta ekonomiskās analīzes modelis

Rezultāti, kas ir iegūti ar autoru izveidotā esošā atbalsta ekonomiskās analīzes modeļa palīdzību, parādīti visām piecām iepriekšminētajām energoavotu grupām.

1.2. HIDROELEKTROSTACIJAS

2012.gadā Latvijā darbojās 146 mazās hidroelektrostacijas (HES), kuras saņēma obligātās iepirkuma komponentes (OIK) maksājumus. Pēc Mazās hidroenerģētikas asociācijas pētījuma11 agrākajās ūdensdzirnavās ir ierīkotas 96 mazās HES (63,6%), bijušajās mazajās HES – 27 (17,9%), pie agrāk uzbūvētiem aizsprostiem – 16 (10,6%), uzbūvētas jaunā vietā – 12 (7,9%).

Tā kā jaunu HES īpatsvars sastāda tikai 7,9% no kopējā skaita, un jaunas stacijas visticamāk netiks būvētas strikto vides aizsardzības noteikumu dēļ, pētījumā tika izvērtēti mazo HES modernizācijas projekti. Lielākās investīcijas nākotnē ir sagaidāmas tieši šajā jomā.

Atjaunošanas jeb modernizācijas projektos vecais elektromehāniskais aprīkojums jeb hidroagregāts tiek aizstāts ar modernu, kurš nodrošina lielāku efektivitāti un augstākas vides prasības. Elektromehāniskajā aprīkojumā ietilpst hidroturbīna, ģenerators un vadības bloks. Modernizācijas ietvaros var tikt veikti arī dažādi celtniecības darbi, lai nodrošinātu jaunā hidroagregāta ekspluatāciju.

1.2. 1. HES DALĪJUMS LATVIJĀ

2012.gadā uzstādītā mazo HES, kas saņem OIK maksājumus, jauda Latvijā bija 27,23 MWe. 1.3.attēlā ir apkopots to dalījums 4 jaudu diapazonos, kas tālāk izmantoti iekārtu ražotāju un piegādātāju aptaujās.

11 Mazās hidroenerģētikas asociācija. Mazā hidroenerģētika Latvijā 2012. – Latvija: SIA Haidenfelde, 2013.-106 lpp.

100

jaudas amplitūda līdz jaudas amplitūda 0,150- jaudas amplitūda 0,4-0,7 jaudas amplitūda virs 0,7

0,150 MW ieskaitot 0,4 MW ieskaitot MW ieskaitot MW

HES skaits

Uzstādītā jauda, MW

1.3.att. Mazo hidroelektrostaciju dalījums pēc to jaudām

6 000

h/gadā

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

1.3.attēlā ir redzams, ka lielāko īpatsvaru no kopējā HES skaita sastāda stacijas ar elektrisko jaudu līdz 0,15 MW. To kopskaits ir 90, un kopējā uzstādītā jauda – 6,75 MW. Lielākā kopējā uzstādītā jauda ir 10,45 MW stacijām ar elektrisko jaudu robežās no 0,151 – 0,4 MW. Latvijā lielākā mazā HES ir Spridzēnu HES ar kopējo uzstādīto jaudu 1,2 MW, kas atrodas Aiviekstes pagastā. 1.4.attēlā ir apkopoti dati par xxxxxxx darbināšanas ilgumiem 2012.gadā.

131

112

118

142

109

141

106

127

138

114

100

1.4.att. Mazo HES darbināšanas laiks 2012.gadā

Kā redzams 1.4.attēlā, HES darbināšanas laiks ir plašā diapazonā, bet vairumā gadījumu jeb 65% staciju tas ir robežās no 1000-3200 stundām. Atsauces pētījumos12 kā optimālais darbināšanas laiks mazām HES tiek minēts 3500-4000 stundu gadā.

Zemāk 1.5.attēlā ir apkopoti 2012.gada dati par iepirkuma tarifiem un valsts atbalsta maksājumiem atkarībā no HES uzstādītās jaudas. Attēlā redzams, ka atbalsts, kurš tiek sniegts virs tirgus cenas, ir robežās no 0,0829 Ls/kWh līdz 0,1058 Ls/kWh. OIK maksājuma likme pieaug, samazinoties uzstādītajai jaudai. Vidējā aprēķinātā OIK likme visām HES ir 133,8 Ls/MWh.

12 Pētījumi: 1.ESMAP. Small Hydro Power in Austria; April 2012. 2.X.Xxxxxxx, X.Xxxxxx,M Festic. A Comparison of Electricity Generation Reference Costs for Different Technologies of Renewable Energy Sources; Energy Efficiency - A Bridge to Low Carbon Economy, Edited by Dr. Xxxxx Xxxxxx, March 2012

Atbalsts virs tirgus cenas

Iepirkuma tarifs

0,2

0,15

y = -0,005ln(x) + 0,1595

R² = 0,7231

0,1

0,05

y = -0,005ln(x) + 0,1267

R² = 0,7231

200

400

600

800 1000 1200 1400

Uzstādītā jauda, kW

Maksa par elektroenerģiju, Ls/kWh

1.5.att. Maksājumi HES operatoriem par saražoto elektroenerģiju atkarībā no uzstādītās jaudas

1.2. 2. Kapitālieguldījumu noteikšana

Modernizācijas kapitālieguldījumus sastāda elektromehāniskā aprīkojuma iegāde, tā piegāde un uzstādīšana un nepieciešamo celtniecības darbu izmaksas hidroagregāta ekspluatācijas nodrošināšanai. Elektromehāniskajā aprīkojumā ietilpst hidroagregāts (hidroturbīna, pārvads, ģenerators) un vadības bloks. Celtniecības izmaksas sastāda 3% no kopējiem kapitālieguldījumiem.

3500

3000

2500

2000

1500

1000

y = 28247x-0,58

R² = 0,943

500

250

500

750

1000

1250

1500

Uzstādītā jauda, kW

Īpatnējās izmaksas, LVL/kW

Lai noteiktu elektromehāniskā aprīkojuma izmaksas, tika veikta iekārtu ražotāju un piegādātāju aptauja, kā arī paralēli analizēta starptautiskā literatūra saistībā ar HES projektu izmaksām. Tika aptaujāti 5 komersanti Baltijas reģionā, izsūtot elektroniski aptaujas anketas, kā arī vairākas reizes sazinoties telefoniski. Līdz pētījuma iesniegšanas termiņa beigām datus sniedza 2 uzņēmumi, un viens no tiem vēlējās palikt konfidenciāls. Dati, kas tika iegūti no iekārtu piegādātājiem, ar trenda vienādojumu ir parādīti 1.6.attēlā.Iekārtu izmaksas ir dotas, ieskaitot piegādi un uzstādīšanu.

1.6.att. Elektromehāniskā aprīkojuma īpatnējās izmaksas

1.6.attēlā ir redzams, ka īpatnējās izmaksas samazinās, palielinoties iekārtas uzstādītajai jaudai. Atbalsta intensitātes izvērtējuma aprēķinos tika ņemts vērā iekārtu piegādātāju sniegtā informācija.. Aprēķini ir veikti mazajiem HES ar uzstādīto jaudu līdz 1,5 MW, jo Latvijā šobrīd lielākā mazā HES ir ar uzstādīto jaudu 1,2 MW. Lai noteiktu elektromehāniskā aprīkojuma, tā piegādes un uzstādīšanas izmaksas atkarībā no uzstādītās jaudas, tika pielietots pakāpes tipa trenda vienādojums:

Ttehn=28247*Phes-0,58

kur

Ttehn – elektromehāniskā aprīkojuma izmaksas, LVL; Phes – mazās HES uzstādītā jauda, kW.

Jaunu HES projektu īpatnējās izmaksas Eiropā ir robežās no 1405 līdz 3514 Ls/kW13, bet pētījumi Anglijā un citās valstīs rāda, ka mazo HES ar uzstādīto jaudu zem 1 MW kapitālieguldījumi var sasniegt pat 5000 Ls/kW14. Jaunu staciju izbūve ir atkarīga no vietas, kur tā tiks celta, jo ir ļoti dažādi grunts veidi, var būt apgrūtināta piekļuve utt.

1.2. 3. Darbināšanas i zmaksu noteikšana

Lai noteiktu darbināšanas un apkopes izmaksas, pētījuma autori veica vietējo elektroenerģijas ražotāju aptauju, kā arī starptautisku pētījumu analīzi, lai noteiktu labo praksi un izmaksu līmeņus citur Eiropā līdzīgām stacijām. Aptaujas anketas tika elektroniski izsūtītas ar Mazās hidroenerģētikas asociācijas starpniecību 146 mazo HES īpašniekiem, un līdz pētījuma nodošanas termiņam tika saņemtas 13 atbildes. Aptaujas anketās tika prasītas visas darbināšanas izmaksas:

• iekārtu uzturēšanas un apkalpošanas;

• apdrošināšanas;

• administrācijas;

• elektroenerģijas pašpatēriņa;

• nekustamā īpašuma nodokļa;

• pārējās izmaksas.

13 mazo HES operatoru iesniegtie dati ir apkopoti 1.7.attēlā. Kopējās darbināšanās izmaksas esošajās stacijās ir robežās no 8,5 līdz 78,49 Ls/MWh. Salīdzinot ar Eiropas vidējo līmeni15, šīs izmaksas ir līdz pat 4,6 reizēm augstākas. Piemēram, administrācijas jeb personāla izmaksas sasniedz līdz pat 34367 LVL/gadā, lai gan hidroelektrostacijās ar uzstādīto jaudu līdz 1 MW ir nepieciešams ne vairāk kā viens cilvēks16, lai nodrošinātu nepieciešamo darbu izpildi objektā.

13 European Small Hydropower Association. Strategic study for development of SHP in EU, March 2010

14 International Renewable Energy Agency, XXXXX Working Paper, Renewable Energy

Technologies: Cost Analysis Series, Volume 1: Power Sector, Issue 3/5, Hydropower, June 2012

15 European Small Hydropower Association. Strategic study for development of SHP in EU, March 2010

16 X.Xxxxxxx, X.Xxxxxx and X.Xxxxxx, A Comparison of Electricity Generation Reference Costs for

Different Technologies of Renewable Energy Sources; Energy Efficiency - A Bridge to Low Carbon Economy, Edited by Dr. Xxxxx Xxxxxx, March 2012

100%

90%

Pārējās izmaksas

80%

70% Nekustamā īpašuma

nodoklis

60%

Elektroenerģijas

50% pašpatēriņš

40% Administrācijas

(personāla) izmaksas

30%

Apdrošināšana

20%

10%

Iekārtu uzturēšana un

apkalpošana

HES HES HES HES HES HES HES HES HES HES HES HES HES

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

1.7.att. Mazo HES darbināšanas un apkopes izmaksu dalījums Latvijā

1.7.attēlā ir redzams, ka katrai stacijai darbināšanas un apkopes izmaksu dalījums ir mainīgs un katram objektam krasi atšķiras. Piemēram, 7. un 13. stacijai iekārtu uzturēšana un apkalpošana sastāda 70% no kopējām izmaksām, bet 12.stacijai 80% no visām izmaksām sastāda administrācijas izmaksas.

Lai tiktu veikts atbalsta intensitātes izvērtējums, darbināšanas un apkopes izmaksas mazām HES tika pieņemtas 17 LVL/MWh (0,025 EUR/kWh)17, kas ir Eiropas vidējais līmenis, kā arī vairākas no vietējām mazajām HES arī strādā ar šādu izmaksu līmeni.

1.2. 4. Atbalsta intensitātes izvērtējums mazajām HES Latvijā

Pētījuma ietvaros naudas plūsma tika rēķināta šādiem HES jaudas diapazoniem: 0,08; 0,15; 0,2; 0,4; 0,6; 0,8; 1 un 1,5 MW. Pēc augstāk veiktās izmaksu izpētes, ar pakāpes tipa trenda vienādojumu tika aprēķinātas elektromehāniskā aprīkojuma izmaksas. Papildus kopējiem pieņēmumiem (skat. 1.1.tabulu) tika veikti pieņēmumi modernizācijas projektu naudas plūsmu aprēķiniem, kas ir apkopoti 1.2.tabulā.

1.2.tabula

HES projektiem veiktie pieņēmumi naudas plūsmas aprēķinos

Parametrs	Pieņēmuma vērtība
Darbināšanas stundas, h	3000
Kapitālieguldījumi (atkarībā no jaudas), Ls/kW	2224,23-406,29
Darbināšanas izmaksas, Ls/MWh	17
Atbalsts HES stacijām līdz 1,5 MW pirmos 10 gadus	138,6-115,7
Atbalsts HES stacijām līdz 1,5 MW pēc 10 gadu ekspluatācijas	110,85-92,53
Iekārtu darbības mūžs, gadi	15

Naudas plūsma tika rēķināta 15 gadiem visiem augstāk minētajiem jaudas diapazoniem, un 1.3. tabulā ir apkopots vienkāršais atmaksāšanās laiks katram attiecīgajam modernizācijas projektam.

17 European Small Hydropower Association. Strategic study for development of SHP in EU 2008, March 2010

1.3.tabula

Vienkāršais atmaksāšanās laiks

Uzstādītā jauda, MW	0,08	0,15	0,2	0,4	0,6	0,8	1	1,5
Atmaksāšanās laiks, gadi	6,2	4,5	3,9	3,0	2,6	2,4	2,2	2,0

250%

200%

Darbināšanas

laiks 3000 h

150%

Darbināšanas

laiks 5000 h

100%

50%

Darbināšanas

izmaksas 54

LVL/MWh

0,5

1,5

-50%

Uzstādītā jauda, MW

IRR

Pie esošā elektroenerģijas iepirkuma atbalsta projektu vienkāršais atmaksāšanas laiks ir robežās no 2 līdz 6,2 gadiem. Ar veiktajiem pieņēmumiem, IRR vērtības ir robežās no 20 līdz 120%, ja darbināšanas laiks ir 3000 stundas. IRR vērtības HES modernizācijas projektiem tika noteiktas pie diviem dažādiem darbināšanas stundu laikiem gadā: 3000 (optimālais) un 5000 darbināšanas stundas (maksimālais 2012.gadā). Rezultāti ir apkopoti 1.8.attēlā.

1.8.att. IRR vērtības mazajiem HES modernizācijas projektiem ar dažādiem darbināšanas stundu diapazoniem

1.8.attēlā redzams, ka IRR vērtības ar darbināšanas izmaksām 17 LVL/MWh (3000 un 5000 stundas) sasniedz ļoti augstas vērtības, kas skaidrojamas ar esošo atbalstu. Apkopojot elektroenerģijas ražotāju aptaujas anketu datus, tika aprēķināts, ka vidējās darbināšanas izmaksas trīspadsmit HES ir 45 LVL/MWh. Ja naudas plūsmas aprēķinos tiek ieliktas mazo HES īpašnieku sniegtās darbināšanas izmaksas, IRR vērtības krasi samazinās pie iekārtu darbināšanas laika 3000 stundas . Projekti ar uzstādīto jaudu līdz 80 kW pie šādām darbināšanas izmaksām kļūst nerentabli, bet palielinoties uzstādītajai jaudai IRR pieaug un sasniedz 55% pie 1,5 MW jaudas.

Naudas plūsmas aprēķins vienam modernizācijas projektam ekonomiskā mūža garumā ar uzstādīto jaudu 1 MW ir dots 1.pielikumā.

Lai noteiktu optimālo nepieciešamo atbalstu HES modernizācijas projektiem, IRR vērtība tika noteikta 12%. Iegūtie rezultāti ir apkopoti 1.9.attēlā.

1.9.att. Esošais atbalsts HES projektiem pirmos 10 gadus un aprēķinātais nepieciešamais atbalsta līmenis ar nosacījumu, ka attiecīgā projekta IRR ir 12%

Kā redzams 1.9.attēlā HES ar jaudu līdz 0,08 MW nepieciešamais atbalsts pirmos 10 gadus saglabājas tuvu esošajā līmenī, bet, pieaugot uzstādītajai jaudai, nepieciešamā atbalsta līmenis krasi samazinās. Lielākais samazinājums pirmos 10 gadus būtu nepieciešams mazajām HES ar uzstādīto jaudu virs 0,08 MW – vidējais kopīgais samazinājums pret esošo vidējo atbalstu ir 51%. Esošā atbalsta sistēma paredz, ka nākamos 10 gadus atbalsts samazinās par 20%. Nepieciešamā atbalsta aprēķinā arī ir pieņemts, ka atbalsts nākamos 10 gadus samazinās par 20% pret nepieciešamo atbalstu pirmajos 10 gados. Tas nozīmē, ka, piemēram, 1 MW HES pirmos 10 gadus esošā atbalsta likme ir 117,89 Ls/MWh, bet nākamos 10 gadus – 94,31 Ls/MWh, tikmēr aprēķinātais nepieciešamais atbalsts šādai stacijai pirmos 10 gadus ir 47,86 Ls/MWh, bet nākamos 10 gadus – 38,29 Ls/MWh.

1.10.attēlā ir dots izvērtējums par atbalsta apmēru 1 MW hidroelektrostacijai atkarībā no atbalsta ilguma:

• esošais atbalsts uz 10+10 gadiem;

• aprēķinātais nepieciešams atbalsts ar IRR=12% 20 gadiem;

• aprēķinātais nepieciešams atbalsts ar IRR=12% 15 gadiem;

Pirmos 10 gadus Pēc 10 gadiem

1 MW HES

140,00

120,00

100,00

80,00

60,00

40,00

20,00

0,00

Esošais atbalsts 1 MW nepieciešamais

nepieciešamais

atbalsts, ja IRR=12% uz atbalsts, ja IRR=12% uz atbalsts, ja IRR=12% uz

20 gadiem 15 gadiem 10 gadiem

Atbalsts elektroenerģijas ražošanai, Ls/MWh

• aprēķinātais nepieciešams atbalsts ar IRR=12% 10 gadiem.

1.10.attēls. Četri varianti atbalsta likmēm 1 MW hidroelektrostacijai

Kā rāda aprēķini, nepieciešamais atbalsts, salīdzinot ar esošo atbalstu, ir nedaudz vairāk kā divas reizes mazāks neatkarīgi no atbalsta ilguma. Ja atbalsta maksājumi tiktu sniegti uz 15 gadiem, tad pirmos 10 gadus atbalsta likme būtu 49,13 Ls/MWh, bet nākamos 5 gadus – 39,30 Ls/MWh. Savukārt atbalsta maksājums 10 gadu garumā būtu nepieciešams 52,24 Ls/MWh apmērā.

1MW HES

5 000 000

4 500 000

4 371 167

4 000 000

3 500 000

3 000 000

2 500 000

2 000 000

1 794 106

1 550 118

1 500 000

1 271 125

1 000 000

500 000

Esošais atbalsts 10+10 gadi

Atbalsts 10+10 gadi

(IRR=12%)

Atbalsts 15 gadi (IRR=12%) Atbalsts 10 gadi (IRR=12%)

Izmaksas par iepirkto elektroenerģiju, Ls

Finansiāli visizdevīgāk valstij būtu sniegt atbalstu tikai uz 10 gadiem, kuru laikā tiek atmaksātas ieguldītās investīcijas, bet tad ir jāapsver, vai HES darbība pēc atbalsta beigām būs ekonomiski pamatota, ja tā darbosies brīvā tirgū. Ja aprēķina kopējos izdevumus par obligātā iepirkuma ietvaros iepirkto elektroenerģiju, tad tie ir vislielākie esošajam atbalstam 20 gadu garumā. Kopējās diskontētās izmaksas katrai no shēmām ir dotas 1.11.attēlā.

1.11.att. Izmaksas par iepirkto elektroenerģiju 1 MW HES atkarībā no atbalsta ilguma

Kā redzams 1.11.attēlā, 1 MW HES vismazākās kopējās diskontētās elektroenerģijas izmaksas būtu gadījumā, ja atbalsta likme – 52,24 Ls/MWh – tiktu piemērota uz 10 gadiem. Kopējais saražotās elektroenerģijas apjoms 10 gadu laikā būtu 30 GWh.

1.3. VĒJA ELEKTROSTACIJAS

1.3. 1. Vēja elektrostaciju dalījums Latvijā

2012.gadā uzstādītā vēja elektrostaciju (VES), kas saņem OIK maksājumus, jauda Latvijā bijā 59,67 MWe. Zemāk 1.12.attēlā ir apkopots to dalījums 4 jaudu diapazonos, kas izmantots iekārtu piegādātāju un elektroenerģijas ražotāju aptaujās.

Kā redzams 1.12.attēlā, lielākais VES skaits ir tieši 1.grupā (līdz 0,25 MWe) – 33 stacijas, bet to kopējā uzstādītā jauda ir tikai 7,85 MWe. 2.grupā ir 4 stacijas ar kopējo uzstādīto jaudu 3,25 MWe. Lielākā uzstādītā jauda ir tām 14 VES, kuru jaudas ir diapazonā no 1 līdz 2 MWe. Latvijā lielākais VES parks (SIA

„Winergy”) atrodas Tārgales pagastā Ventspils novadā, kura uzstādītā jauda ir 20,07 MWe.

Vēja staciju skaits

Kopējā jauda

jaudas amplitūda līdz jaudas amplitūda 0,25- jaudas amplitūda 1-2 jaudas amplitūda virs 2

0,25 MW (ieskaitot) 1 MW (ieskaitot) MW (ieskaitot) MW

Vēja elektrostaciju skaits

Uzstādītā jauda, MW

1.12.att. Vēja elektrostaciju dalījums pa jaudām

Iepirkuma tarifs

Tirgus cena

Log. (Atbalsts virs tirgus cenas)

Atbalsts virs tirgus cenas

Log. (Iepirkuma tarifs) Linear (Tirgus cena)

0,12

0,10

0,08

y = -0,00ln(x) + 0,077

R² = 0,220

0,06

0,04

y = -0,00ln(x) + 0,044

R² = 0,220

0,02

0,00

0,5

1,5

2,5

Uzstādītā jauda, MW

Maksa par elektroenerģiju, Ls/kWh

1.13.attēlā ir apkopoti dati par 2012.gadā VES saražotās elektroenerģijas maksu (atsevišķi norādīts kopējais iepirkuma tarifs, vidējā saistīto lietotāju apgādes iepirkuma tirgus cena un starpība, kas izteikta kā atbalsts virs tirgus cenas) atkarībā no VES uzstādītās jaudas. Kā redzams attēlā, atbalsta maksājuma likmes (Ls/kWh) mainās robežās no 0,02 Ls/kWh līdz pat 0,0637 Ls/kWh. Augstākā atbalsta maksājuma likme ir bijusi mazajām VES (līdz 0,25 MWe). Vidējā aprēķinātā atbalsta likme virs tirgus cenas visām VES 2012.gadā bija 47,40 Ls/MWh, bet vidējā iepirkuma cena no VES bija 80,20 Ls/MWh.

1.13.att. Atbalsta maksājumi VES atkarībā no uzstādītās jaudas, izņemot Winenergy VES (jauda 20,07 MWe)

1.14.attēlā ir atspoguļots VES darbināšanas ilgums atkarībā no uzstādītās jaudas.

2,5

1,5

0,5

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

Darbināšanas laiks, h

Uzstādītā jauda, MW

1.14.att. VES darbināšanas laiks atkarībā no uzstādītās jaudas

Kā redzams 1.14.attēlā, mazas jaudas (līdz 0,25 MWe) VES darbināšanas laiks 2012.gadā ir bijis robežās no 117 līdz 1717 stundām. Mazās darbināšanas stundas ir saistītas ar dažu no staciju nodošanu ekspluatācijā 2012.gadā. Optimālais darbināšanas ilgums VES parasti tiek pieņemts 2000-2100 stundas gadā, kas raksturo optimālas vietas izvēli vēja projektiem.

1.3. 2. Kapitālieguldījumu no teikšana

VES kapitālizmaksas sastāda četras galvenās komponentes:

o projekta attīstīšanas izmaksas;

o vēja turbīnas;

o pamatu izbūve un inženiertehniskie darbi;

o tīkla pieslēgums.

Balstoties uz Starptautiskās Atjaunojamās enerģētikas aģentūras 2012.gada jūnija darba ziņojumu18, 1.15.attēlā ir dots VES kapitālizmaksu īpatnējais dalījums. Šis izmaksu dalījums ir līdzīgs arī Latvijas VES projektos un pieņemts turpmāk pētījumā.

1.15.att. VES kapitālizmaksu dalījums pa galvenajām pozīcijām (avots: XXXXX)

18 Avots: xxxx://xxx.xxxxx.xxx/XxxxxxxxXxxxxxxxx/Xxxxxxxxxxxx/XX_Xxxxxxxxxxxx_Xxxx_Xxxxxxxx- WIND_POWER.pdf

Ņemot vērā nelielo vēja projektu skaitu, Baltijas reģionā iekārtu ražotāja pārstāvniecība ir tikai

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

900

800

700

600

y = 1335,x-0,08

R² = 0,910

0 5 10 15 20 25

Uzstādītā jauda, kW

Īpatnējie kapitālieguldījumi, Ls/kW

„Siemens”, kas piegādā vēja turbīnas, sākot no 2,3 MW. Pētījuma izstrādes laikā tika apzināti un aptaujāti gan Siemens, gan arī citi vēja turbīnu ražotāji un piegādātāji Eiropā, piemēram, Enercon, Vestas, bet līdz pētījuma noslēguma brīdim atbildes par vēja turbīnu izmaksām no šiem uzņēmumiem netika saņemtas. Siemens pārstāvis skaidroja, ka tas ir saistīts ar to, ka Latvijā nav pieprasījuma, kā arī vēja turbīnas cena ir atkarīga no vairākiem faktoriem, tai skaitā vietas un vēja potenciāla, atbalsta līmeņa un citiem faktoriem. Pētījuma izstrādes laikā tika aptaujāti arī projektu attīstītāji, no kuriem tikai viens lielākais Igaunijas projekta attīstītājs sniedza aptuvenās vidējās vēja turbīnu cenas šobrīd. Ņemot vērā kapitālieguldījumu dalījumu 1.15.attēlā, īpatnējie kapitālieguldījumi dažādām jaudām ir iegūti summējot projektu attīstītāja sniegtās vēja turbīnu cenas un pārējās izmaksas, kas iekļauj pamatu izbūvi, pieslēgumu un projekta attīstību. Īpatnējie kapitālieguldījumi ir doti 1.16.attēlā.

1.16.att. Īpatnējie kapitālieguldījumi dažādas jaudas VES

Kā otrs avots kapitālieguldījumu izmaksu novērtējumam ir izmantots Starptautiskās Atjaunojamās enerģētikas aģentūras 2012.gada jūnija darba ziņojums, kurā sniegti lielas jaudas VES projektu īpatnējie kapitālieguldījumi 2010.gadā tajās valstīs, kurās tiek īstenoti nozīmīgi VES projekti. Īpatnējie kapitālieguldījumi šajās valstīs ir atspoguļoti 1.17.attēlā.

Analizējot tirgus tendences, jauni mazas jaudas VES (līdz 0,25 MW) Eiropā netiek plaši uzstādīti, un atsevišķi kapitālieguldījumu tendences šādiem projektiem par pēdējiem gadiem nav publicētas. Tas ir skaidrojams ar to, ka, ja 2003.gadā lielākoties vēl tika uzstādītas mazās VES, tad šobrīd, tehnoloģijām attīstoties, tiek uzstādītas 3-5 MWe vēja turbīnas. Pētījuma 1.nodevumā tika apkopotas izmaksas arī no IUB mājas lapas, kurā ir publicēti iepirkumu rezultāti dažām mazas jaudas VES Latvijā, tomēr šīs vērtības pēc Pasūtītāja ieteikuma 2.nodevumā netika plašāk pētītas un izmantotas.

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

AT DK FI DE GR IRL IT NL NO PT SP SE UK

VES kapitālieguldījumi, LVL/kW

1.17.att. Vidējie īpatnējie kapitālieguldījumi lielas jaudas VES projektos 13 Eiropas valstīs

Kā redzams 1.17.attēlā, īpatnējie kapitālieguldījumi ir robežās no 740 Ls/kWe Dānijā līdz pat 1430 Ls/kWe Austrijā. Vidējie īpatnējie kapitālieguldījumi 2010.gadā bija 1095 Ls/kW, kas ir līdzvērtīgi kapitālieguldījuma vērtībām VES parkiem, kas dotas 1.16.attēlā.

Balstoties uz augstāk minēto, atbalsta intensitātes aprēķinos pētījumā ir izmantoti 1.16.attēlā dotie īpatnējie kapitālieguldījumi attiecīgajiem jaudu diapazoniem. Tie ir robežās no 1095 Ls/kW lielas jaudas projektiem līdz 1520 Ls/kW VES projektiem līdz 0,25 MW, un kapitālieguldījumus apraksta 1.16.attēlā dotais vienādojums.

1.3. 3. Darbināšanas izmaksu noteikšana

Darbināšanas izmaksas (pastāvīgās un mainīgās) vēja elektrostacijās veido šādas izmaksu pozīcijas:

o uzturēšanas un apkopes izmaksas;

o personāla izmaksas;

o apdrošināšana;

o elektroenerģijas patēriņš pašpatēriņam;

o balansēšanas izmaksas;

o pārējās izmaksas (zemes noma, banku komisijas u.c.).

Lai noteiktu vietējo elektroenerģijas ražotāju darbināšanas izmaksas, tika aptaujāti septiņi vietējie VES operatori, kuru staciju kopējā uzstādītā jauda ir 55,92 MW (kopējā uzstādītā Latvijā ir 59,665 MW). Viens no ražotājiem nekavējoties atteicās sniegt šādu informāciju, aizbildinoties ar konfidencialitāti. Vēl divi aizbildinājās ar laika trūkumu vai ar to, ka šādi dati nav apkopoti un tas prasīs pārāk ilgu laiku apkopot. Pētījumā ir izmantoti četru vietējo elektroenerģijas ražotāju sniegtā informāciju. Šo staciju kopējā jauda ir 42,6 MW, kas veido 76% no kopējās uzstādītās jaudas Latvijā, un apkopotā informācija ir reprezentatīva datu kopa pieņēmumu veikšanai.

Balstoties uz staciju operatoru sniegto informāciju, kopējās darbināšanas izmaksas 2012.gadā elektrostacijās ir svārstījušās robežās no 12 līdz 15,29 Ls/MWh. Zemākās izmaksas ir jaunam, lielas jaudas vēja elektrostaciju parkam, bet lielākās izmaksas ir tām vēja stacijām, kas ekspluatācijā tika nodotas vairāk nekā pirms 10 gadiem. Darbināšanas izmaksās nav iekļauta uzkrājuma veidošana VES demontāžai iekārtu ekspluatācijas beigās. Atsaucoties uz trīs uzņēmumu sniegtajiem detalizētajiem datiem, 1.18.attēlā ir apkopots darbināšanas izmaksu īpatnējais dalījums. Ceturtais uzņēmums sniedza kopējās izmaksas, tās nesadalot pa izmaksu pozīcijām. Kā attēlā redzams, tad izmaksas iekārtu

uzturēšanai un apkalpošanai veido 32-50% no kopējām darbināšanas izmaksām. Otra lielākā izmaksu pozīcija ir administratīvās (personāla) izmaksas, kā arī pārējās izmaksas.

100%

90%

80%

70%

Pārējās izmaksas

60%

50%

40%

Nekustamā īpašuma nodoklis

Elektroenerģijas pašpatēriņš Administrācija

Apdrošināšana

30%

20%

Zemes noma

Iekārtu uzturēšana un apkalpošana

10%

VES 1

VES 2

VES 3

1.18.att. Darbināšanas izmaksu dalījums Latvijas VES

Latvijas VES darbināšanas izmaksas salīdzinājumā ar Eiropas VES ir līdzīgas. Eiropā darbināšanas izmaksas svārstās robežās no 7,73 Ls/MWh (Zviedrijā) līdz pat 21,79 Ls/MWh (Šveicē).

Atbalsta intensitātes izvērtējumam kopējās darbināšanas izmaksas visu jaudu VES tiek pieņemtas konstantas – 12 Ls/MWh, kas atbilst jauna vēja parka reālajām izmaksām 2012.gadā Latvijā.

1.3. 4. Atbalsta intensitātes izvērtējums vēja elektrostacijām

Latvijā

Pētījuma ietvaros naudas plūsma ir rēķināta šādiem VES jaudas diapazoniem: 0,2; 0,4; 0,8; 1,5; 2,0; 3,5; 10 un 20 MW. Papildus kopējiem pieņēmumiem, kas uzskaitīti 1.1.tabulā, naudas plūsmas aprēķinā VES projektiem ņemtie pieņēmumi ir apkopoti 1.4.tabulā.

1.4.tabula

VES projektiem veiktie pieņēmumi naudas plūsmas aprēķinos

Parametrs	Pieņēmuma vērtība
Darbināšanas stundas, h	2000
Kapitālieguldījumi (atkarībā no jaudas), Ls/kW	1095-1520
Darbināšanas izmaksas, Ls/MWh	12
Atbalsts VES stacijām līdz 0,25 MW pirmos 10 gadus	124,2-128,1
Atbalsts VES stacijām līdz 0,25 MW pēc 10 gadu ekspluatācijas	74,51-76,86
Atbalsts VES stacijām virs 0,25 MW pirmos 10 gadus (līdz 40 MW)	77,59-95,38
Atbalsts VES stacijām virs 0,25 MW pēc 10 gadu ekspluatācijas	46,55-57,23
Iekārtu darbības mūžs, gadi	15

Naudas plūsma ir rēķināta uz 15 gadiem visiem jaudas diapazoniem (2.pielikumā dots naudas plūsmas aprēķins 1 MW VES), un 1.19.attēlā ir apkopotas aprēķinātās IRR vērtības. Tā kā IRR ir atkarīgs no darbināšanas stundu skaita, tad 1.19.attēlā ir dotas IRR vērtības pie trīs darbināšanas stundu laikiem gadā:

o 1600 stundas (vidējais VES darbināšanas stundu skaits Latvijā 2012.gadā);

o 2000 stundas (optimālais VES darbināšanas laiks);

o 2200 stundas (VES projektiem piekrastes zonā).

25%

2200 h 2000 h 1600 h

20%

15%

10%

-5%

-10%

IRR

1.19.att. IRR vērtības dažādas jaudas diapazona VES projektiem atkarībā no darbināšanas stundu skaita gadā

Kā redzams 1.19.attēlā, pie augstāk aprakstītajiem pieņēmumiem un 1600 darbināšanas stundām gadā IRR ir pozitīvs tikai 0,2 MW VES, bet lielākas jaudas stacijām tas ir negatīvs un, piemēram, 0,6 MW jaudas VES vienkāršais atmaksāšanās laiks ir vairāk nekā 11,3 gadi. Ja VES darbotos 2000 un 2200 stundas, IRR ir pozitīvs visiem projektiem ar augstākajiem rādītājiem projektiem līdz 0,2 MW. Vienkāršais atmaksāšanās laiks (ja VES darbināšanas ilgums gadā ir 2000 stundas) ir robežās no 6,5 gadiem līdz 9 gadiem, bet, ja darbināšanas laiks tiek pieņemts 2200 stundas, vienkāršais atmaksāšanās laiks ir robežās no 5,9 līdz 8,2 gadiem. Ilgākais atmaksāšanās laiks ir 0,6 MW elektrostacijai. Pozitīvais IRR visos trīs gadījumos mazas jaudas VES projektiem (līdz 0,2 MW) ir saistīts ar salīdzinoši lielo iepirkuma atbalstu.

Pieņemot, ka investors būs gatavs investēt enerģētikas projektos tikai ar nosacījumu, ka projekta iekšējā peļņa ir vismaz 12%, tika noteikts nepieciešamais atbalsta līmenis VES projektiem. Kā redzams 1.19.attēlā, šobrīd IRR virs 12% ir tikai projektiem līdz 0,2 MW (izņemot, ja darbināšanas stundu skaits ir 1600), kā arī tiem projektiem, sākot ar 2 MW, darbinot VES 2200 stundas.

1.20.attēlā ir apkopots esošais un nepieciešamais atbalsta līmenis VES projektiem pie augstāk minētajiem pieņēmumiem, kas apkopoti 1.1. un 1.4.tabulā.

1.20.att. Esošais atbalsts VES projektiem pirmos 10 gadus un aprēķinātais nepieciešamais atbalsta līmenis ar nosacījumu, ka attiecīgā projekta IRR ir 12%

Kā 1.20.attēlā redzams, aprēķinātais nepieciešamais atbalsta līmenis vēja elektrostacijām pirmos 10 gadus ir nedaudz lielāks nekā esošais. Lielākais pieaugums būtu nepieciešams 0,4-0,8 MW VES – attiecīgi 20-22%. Vidējais kopīgais pieaugums attiecībā pret esošo vidējo atbalstu ir 10%. Nākamos 10 gadus nepieciešamā atbalsta likme paliek nemainīga, un tā ir 60% no šobrīd esošās atbalsta likmes. Tas nozīmē, ka, piemēram, 2 MW VES esošais atbalsts pirmos 10 gadus ir 85,01 Ls/MWh, bet nākamos 10 gadus – 51,01 Ls/MWh. Savukārt, aprēķini rāda, ka nepieciešamais atbalsts pirmos 10 gadus šādai stacijai būtu jābūt 92,19 Ls/MWh, bet nākamos gadus paliek nemainīgs – 51,01 Ls/MWh.

Lielas jaudas VES parkiem (20 MW) esošais atbalsts šobrīd ir 80,12 Ls/MWh pirmajiem 10 gadiem un 48,07 Ls/MWh nākamajiem 10 gadiem. Nepieciešamajam atbalsta līmenim, lai investors būtu ieinteresēts investēt un varētu atpelnīt ieguldītos līdzekļus, ir jābūt vismaz 86,86 Ls/MWh pirmos 10 gadus un 48,07 Ls/MWh nākamos 10 gadus.

Šī pētījuma ietvaros netika vērtēts, vai ir ekonomiski pamatoti atbalstīt projektus 20 gadu garumā, kā tas ir šobrīd. 1.21.attēlā ir dots salīdzinājums starp atbalsta likmēm atkarībā no tā piemērošanas ilguma 1 MW vēja elektrostacijai.

Pirmos 10 gadus Pēc 10 gadiem

1 MW VES

120

100

Esošais atbalsts 3,5 MW nepieciešamais atbalsts, ja nepieciešamais atbalsts, ja nepieciešamais atbalsts, ja

IRR=12% uz 20 gadiem IRR=12% uz 15 gadiem IRR=12% uz 10 gadiem

Atbalsts elektroenerģijas ražošanai, Ls/MWh

1.21.attēls. Atbalsta likmes atkarībā no atbalsta ilguma

Kā 1.21.attēlā redzams, salīdzinot ar esošo atbalstu, nepieciešamais atbalsts 1 MW vēja elektrostacijai ir lielāks neatkarīgi no atbalsta ilguma. Lai sasniegtu IRR=12% atbalsta izmaksas laikā - 10 gados, atbalsta likmei ir jābūt 112,75 Ls/MWh. Pieņemot, ka atbalsta ilgums ir 10+5 gadi, atbalsta likmei pirmos 10 gadus ir jābūt 105, 12 Ls/MWh, bet nākamos 5 gadus – 53,38 Ls/MWh.

2 500 000

2 231 009

1 MW VES

2 028 237

2 026 315

2 000 000

1 829 007

1 500 000

1 000 000

500 000

Esošā atbalsta PV

nepieciešamais atbalsts, ja

IRR=12% uz 20 gadiem PV

nepieciešamais atbalsts, ja nepieciešamais atbalsts, ja

IRR=12% uz 15 gadiem PV

IRR=12% uz 10 gadiem

Izmaksas par iepirkto elektroenerģiju, Ls

Lai noteiktu, kāda būs atbalsta ietekme uz kopējām valsts izmaksātajām atbalsta summām atbalsta izmaksas laikā, 1.22.attēlā ir apkopoti kopējie izdevumi par obligātā iepirkuma ietvaros iepirkto elektroenerģiju. Aprēķinos ir ņemta vērā arī tagadnes naudas vērtība, t.i. 1.22.attēlā ir dotas kopējās diskontētās izmaksas katrai atbalsta likmei tās piemērošanas laika posmā.

1.22.att. Izmaksas par iepirkto elektroenerģiju 1 MWe vēja elektrostacijai atkarībā no atbalsta ilguma

Kā redzams, vismazākās izmaksas valstij būtu, atbalstot 1 MW vēja staciju 10 gadu garumā ar nemainīgu atbalsta likmi 110 Ls/MWh. Kopējais iepirktais elektroenerģijas apjoms no šīs stacijas 10 gadu laikā būtu 20 GWh. Gadījumā, ja VES saražotu vairāk elektroenerģijas, starpību tā varētu realizēt brīvajā tirgū.

1.4. CIETĀS BIOMASAS STACIJAS

Atbilstoši MK noteikumiem Nr.262 „Par elektroenerģijas ražošanu, izmantojot atjaunojamos energoresursus, un cenu noteikšanas kārtību” un Nr.221 „Par elektroenerģijas ražošanu un cenu noteikšanu, ražojot elektroenerģiju koģenerācijā” Latvijā līdz 2012.gada beigām kopumā 18 (ieskaitot SIA „Kņavas granulas”) biomasas koģenerācijas stacijas ir saņēmušas atbalsta maksājumu elektroenerģijas ražošanai koģenerācijā vai no atjaunojamiem energoresursiem. No kopējā skaita 10 biomasas elektrostacijas stacijas saņem atbalsta maksājumu saskaņā ar MK noteikumiem Nr.262 un 8 koģenerācijas stacijas saskaņā ar MK noteikumiem Nr. 221. Kopējā atbalsta maksājuma summa 2012.gadā bija 8,2 milj. Ls. Galvenā atšķirība starp MK noteikumiem ir tā, ka vienā gadījumā atbalsts tiek piešķirts koģenerācijas stacijām, kas saražoto siltumenerģiju nodod patērētājam (MK Nr.221), bet otrajos šī prasība nav iestrādāta, t.i., lietderīgo siltumenerģiju stacijām nav obligāti jārealizē (MK Nr.262).

1.4. 1. Biomasas staciju dalī jums Latvijā

Lai izvērtētu nepieciešamo atbalsta intensitāti abiem biomasas staciju veidiem, vispirms ir analizēts staciju dalījums Latvijā, kā arī veikta līdz šim īstenoto projektu izmaksu analīze, ņemot vērā dažādus tehnoloģiskos risinājumus. Cieto biomasas koģenerācijas un elektrostaciju kopējā uzstādītā elektriskā jauda ir 24,056 MWe, kas iedalās sekojošās tehnoloģiskajās grupās:

• 7 organiskā Renkina cikla (turpmāk - ORC) stacijas - 9,72 MWe;

• 5 koksnes gazifikācijas stacijas - 2,995 MWe;

• 5 tvaika cikla stacijas - 11,092 MWe;

• 1 iekšdedzes dzinēja (biodīzeļa) stacija.

Zemāk redzamajā 1.23.attēla biomasas koģenerācijas un elektrostacijas ir sadalītas atkarībā no tehnoloģiskā risinājuma un uzstādītās elektriskās jaudas. Vislielākais biomasas staciju skaits (6) ir jaudu diapazonā no 0,51-0,99 MWe ar kopējo uzstādīto elektrisko jaudu (14,585 MWe). Līdz šim atbalsta maksājums ir piešķirts tikai vienai biomasas koģenerācijas stacijai, kuras jauda ir lielāka par 4 MWe.

1.23.att. Esošo biomasas koģenerācijas un elektrostaciju iedalījums atkarībā no tehnoloģiskā risinājuma un uzstādītās elektriskās jaudas

Viens no staciju darbību raksturojošajiem rādītājiem ir darba stundu skaits. Visas biomasas stacijas, kas 2012.gadā ir saņēmušas atbalsta maksājumu elektroenerģijas ražošanai, ir parādītas 1.24.attēlā. No 18 iekārtām, 10 tika uzstādītas līdz 2012.gadam. Līdz ar to paredzētais darbības laiks 2012.gadā ir pilni 12 mēneši. No šīm stacijām trīs (pieder siltumapgādes uzņēmumiem) darbojas tikai apkures sezonas laikā. No pārējām septiņām biomasas stacijām pilnu gadu ir nostrādājušas tikai četras, no kurām tikai viena ir strādājusi vairāk kā 7000 stundas.

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

12 mēneši

9 - 12 mēneši

Apkures sezona

(7 mēneši)

< 4 mēneši

Darba stundu skaits, h/2012.gads

1.24.att. Biomasas koģenerācijas staciju darba stundu skaits 2012.gadā

Attiecīgi pārējās trīs stacijas 2012.gadā ir darbojušās periodiski vai vispār nav tikušas darbinātas (pamatā tās ir elektrostacijas, kurās ir uzstādīta koksnes gazifikācija). Astoņas stacijas savu darbību uzsāka tikai 2012.gadā, tādēļ nesasniedzot 8000 stundu līmeni. Vidēji stacijas, kuras ir darbojušās pilnu 2012.gadu, vidēji ir nostrādājušas 6538 stundas.

0,20

0,18

0,16

0,14

y = -0,01ln(x) + 0,142

R² = 0,451

0,12

0,10

0,08 y = -0,01ln(x) + 0,109

R² = 0,451

0,06

0,04

0,02

0,00

0 1 2

Uzstādītā jauda, MWel Iepirkuma tarifs

Atbalsts virs tirgus cenas

Tirgus cena

Maksa par elektroenerģiju, Ls/kWh

Zemāk redzamajā 1.25.attēlā parādīta sakarība starp uzstādīto elektrisko jaudu un maksu par elektroenerģiju 2012.gadā.

1.25.att. Elektroenerģijas iepirkuma tarifs un valsts atbalsts atkarībā no uzstādītās jaudas 2012.gadā

1.25.attēlā redzams, ka pie zemākām uzstādītajām elektriskajām jaudām maksa par elektroenerģiju ir augstāka. Jo augstāka uzstādītā jauda, jo zemāka maksa par tīklā ievadīto elektroenerģiju. Vidējais atbalsta maksājums par tīklā ievadīto elektroenerģiju virs tirgus cenas biomasas koģenerācijas un elektrostacijām 2012.gadā bija 0,11 Ls/kWh. Tā kā korelācijas koeficienta kvadrāts dotajam biomasas koģenerācijas staciju skaitam ir salīdzinoši zems, tad var secināt, ka bez uzstādītās elektriskās jaudas ir arī citi parametri, kas būtiski ietekmē maksu par tīklā nodoto elektroenerģiju.

1.4. 2. Kapitālieguldījumu no teikšana

Biomasas koģenerācijas staciju gadījumā kapitālieguldījumi ir atkarīgi no izmantotā tehnoloģiskā risinājuma un uzstādītās elektriskās jaudas. Līdz ar to zemāk dotie kapitālieguldījumi tiek sadalīti atšķirīgos jaudu diapazonos un tiek iedalīti trijos galvenajos tehnoloģiskajos risinājumos. Kapitālieguldījumu noteikšanai tika izsūtītas aptaujas anketas sešiem iekārtu tirgotājiem un

piegādātājiem, kas pēdējo gadu laikā ir īstenojuši biomasas koģenerācijas staciju projektus Latvijā. Lielākā daļa no aptaujātajām firmām piedāvā visus šajā nodaļā aprakstītos tehnoloģiskos risinājumus biomasas koģenerācijas stacijām. Turpmāk pētījumā analīze tiek veikta, balstoties uz saņemto informāciju no 4 iekārtu piegādātājiem (SIA „EnergotEG”, SIA „INOS”, SIA „Host Energo” un „Turboden”), kā arī informāciju no 3 īstenotajiem biomasas koģenerācijas staciju projektiem Latvijā.

Tvaika cikls (TC)

Līdz šim visplašākais pielietojums, kā arī jaudu diapazons ir biomasas koģenerācijas stacijām, kur par pamatu tiek izmantots tvaika cikls. Šādu biomasas koģenerācijas un elektrostaciju gadījumā visbiežāk elektroenerģijas ražošanai tiek uzstādītas tvaika turbīnas. Tvaika turbīnu jauda var svārstīties no 50kW līdz vairākiem MW. Balstoties uz iekārtu izmaksām, kliedētas enerģijas izstrādes iekārtu gadījumā jauda parasti nav zemāka par 500kW. Šo tendenci var novērot arī pie esošajām biomasas elektrostacijām Latvijā, kur zemākā uzstādītā elektriskā jauda (0,6 MW) ir tām stacijām, kuras saņem atbalsta maksājumu elektroenerģijas ražošanai.

9 000,00

8 000,00

7 000,00

6 000,00

5 000,00

4 000,00

3 000,00

2 000,00

1 000,00

0,00

y = 4319,x-0,33

R² = 0,730

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0

Elektriskā jauda, MWe

Series1 Iekārtu tirgotāji

Īpatnējie kapitālieguldījumi, Ls/kWe

Nosakot trenda vienādojumu (skat. 1.26.attēlu) tvaika cikla biomasas elektrostaciju kapitālieguldījumiem, tiek ņemti vērā dati no pētījumiem19,20 (zilie punkti) un iekārtu tirgotāju sniegtā informācija (zaļie punkti). No dotā attēla ir redzams, ka īpatnējie kapitālieguldījumi pie lielākām jaudām ir zemāki. Turklāt Latvijā iekārtu tirgotāji ir snieguši datus par salīdzinoši mazas jaudas tvaika cikla biomasas koģenerācijas stacijām, kur īpatnējie kapitālieguldījumi vidēji ir zemāki nekā pētījumos sniegtie dati. Viens no izskaidrojumiem ir tas, ka Latvijā sniegtie dati ir plānoto staciju kapitālieguldījumi, bet pētījos norādītie dati ir reāli īstenotie projekti.

1.26.att. Tvaika cikla elektrostaciju īpatnējie kapitālieguldījumi

Tā kā ir saņemtas aptaujas anketas tikai no diviem iekārtu tirgotājiem, kur ir sniegtas aptuvenās plānotās šādu staciju izmaksas, tad par pamatu aprēķiniem ir ņemti vērā dati no pētījumiem par reālu projektu īstenošanu, kas šajā gadījumā ir ticamāki.

Organiskā Renkina cikls (ORC)

Pēdējos gados Latvijā arvien vairāk tiek īstenoti biomasas koģenerācijas staciju projekti, kur tiek izmantots ORC risinājums. Atšķirībā no tradicionālā tvaika cikla, ORC gadījumā ir 2 noslēgti kontūri

19 Avots: Labākie prakses piemēri ES projekta PromoBio ietvaros: xxxx://xxx.xxxxxxxx.xx/xx/xxxxxxxxx-xxxxxx-xxxxx/xxxx-xxxxxxxx-xxxxxxxx/

20 Avots: Renewable energy technologies: cost analysis series Biomass for power gexxxxxxxx, XXXXX, 2012

(organiskais šķidrums, tvaiks), kā arī ORC risinājums pamatā tiek izmantots mazas jaudas elektrostacijās. Tipiskākās ORC biomasas koģenerācijas stacijas ir 0,3-2,5 MWe elektrisko jaudu diapazonā.

ORC koģenerācijas staciju kapitālieguldījumu trenda vienādojums ir parādīts 1.27. attēlā. Nosakot kapitālieguldījumus, tiek ņemtas vērā arī vidējās būvniecības izmaksas staciju uzstādīšanai, kas svārstās 8-10% robežās no kopējiem kapitālieguldījumiem. 1.27.attēlā zilās krāsas punkti atspoguļo informāciju no dažādiem pētījumiem13,21 par īstenotajiem ORC elektrostaciju projektiem, bet zaļā krāsā atzīmētie punkti ir sniegtie iekārtu tirgotāju dati. Iegūtais regresijas vienādojums atspoguļo tikai informāciju no iekārtu tirgotājiem (11 punkti) un īstenotajiem projektiem (3 punkti) Latvijā. Latvijā no septiņām ORC biomasas elektrostacijām, sešās ir uzstādīts TURBODEN ORC modulis. Zemāk redzamajā 1.27.attēlā ir noteikta sakarība starp īpatnējiem kapitālieguldījumiem un elektrisko jaudu.

1.27.att. ORC elektrostaciju īpatnējie kapitālieguldījumi

Tāpat kā tvaika cikla gadījumā arī ORC tipa elektrostacijām īpatnējie kapitālieguldījumi ir zemāki pie lielākām elektriskajām jaudām. Arī šajā gadījumā iekāru piegādātāju norādītie kapitālieguldījumi ir zemāki kā pētījumos sniegtie dati.

Koksnes gazifikācija

Galvenais gazifikācijas procesa princips ir cietās biomasas pārveidošana gāzveida produktos. Gazifikācijas process ir daļēja biomasas oksidācija augstā temperatūrā ar ierobežotu gaisa piekļuvi. Procesa rezultātā koksne tiek pārvērsta gāzu maisījumā – sintēzes gāzē (singāze jeb ģeneratora gāze). Pastāv dažāda veida un atšķirīgas jaudas koksnes gazifikatoru tehnoloģiskie risinājumi. Nosakot koksnes gazifikācijas staciju kapitālieguldījumus, tehnoloģiskie risinājumi atsevišķi netiek norādīti.

Līdzīgi kā ORC gadījumā, koksnes gazifikācija elektroenerģijas ražošanai Latvijā tiek izmantota salīdzinoši nesen. Turklāt šāda tipa stacijām elektrisko jaudu diapazons ir ļoti mazs. Latvijā līdz šim ir uzstādīta tikai viena koksnes gazifikācijas stacija ar elektrisko jaudu 1MWe.

Koksnes gazifikācijas staciju īpatnējie kapitālieguldījumi ir parādīti 1.28.attēlā. No izsūtīto aptaujas anketu skaita, tikai viens uzņēmums sniedza izmaksas koksnes gazifikācijas risinājuma izmantošanai biomasas stacijās. Tā kā šīs ir plānotās projektu izmaksas un ir sniegti dati tikai par divām elektriskajām jaudām, tad turpmākajos aprēķinos tie netiek ņemti vērā.

21 Avots: O.R. Moreton, P.N. Rowley (UK) The feasibility of biomass CHP as an energy and CO2 source for commercial glasshouses Applied Energy, Volume 96, August 2012, Pages 339-346 O.R. Moreton, P.N. Rowley (UK)

Dotajā attēlā sniegtā informācija ir apkopota no konkrētiem staciju projektiem un interpolētiem datiem no citiem pētījumiem13,14,15. No dotā 1.28.attēla ir redzams, ka dati ir daļēji izkliedēti un neveidojas cieša sakarība starp elektrisko jaudu un īpatnējiem kapitālieguldījumiem. Viens no iemesliem datu izkliedei varētu būt izmantotie dažādie tehnoloģiskie risinājumi koksnes gazifikācijai un elektroenerģijas ģenerēšanai, kas var ietekmēt kapitālieguldījumu izmaksas. Neskatoties uz to, turpmāk, nosakot naudas plūsmas koksnes gazifikācijas projektiem, kapitālieguldījumi tiek noteikti atbilstoši 1.28.attēlā redzamajam vienādojumam.

1.28.att. Koksnes gazifikācijas elektrostaciju īpatnējie kapitālieguldījumi

Ņemot vērā informāciju no pētījumiem un iekārtu tirgotājiem, biomasas koģenerācijas staciju gadījumā neatkarīgi no tehnoloģiskā risinājuma un stacijā uzstādītās elektriskās jaudas, kapitālieguldījumus ietekmē arī staciju būvniecības izmaksas, kas var svārstīties 20-40% robežās. Būvniecības izmaksas var svārstīties atkarībā no tā, vai stacija ir būvēta jau esošas katlu mājas vietā vai kā pilnīgi jauni objekti, kā arī, vai šajā katlu mājā kā kurināmais jau tika izmantota koksne (nepieciešamas tikai nelielas izmaiņas kurināmā piegādes sistēmā) vai dabas gāze (pilnīgi jaunas kurināmā piegādes sistēmas izveide). Apkopojot informāciju no dažādiem informācijas avotiem, projekta plānošanas un dokumentācijas izmaksas ir 1-2% robežās, elektrotīkla pieslēguma izmaksas ir aptuveni 7% no kopējiem kapitālieguldījumiem, bet tās būtiski var svārstīties atkarībā no elektriskās jaudas un stacijas atrašanās vietas. Īpatnējie kapitālieguldījumi atkarībā no tehnoloģiskā risinājuma, ņemot vērā gan būvniecības, gan cita veida izmaksas, ir apkopoti 1.5.tabulā.

1.5.tabula

Biomasas elektrostaciju īpatnējie kapitālieguldījumu diapazoni

Tehnoloģiskais risinājums	Elektriskās jaudas diapazons, MWe	Īpatnējie kapitālieguldījumi, Ls/kWe
Tvaika cikls	0,6 – 6,5	2300 - 5100
ORC	0,2 – 2,5	2200 - 8000
Koksnes gazifikācija	0,2 – 1,0	2300 - 4000

1.4. 3. Darbināšanas i zmaksu noteikšana

Lai noskaidrotu esošo koģenerācijas un elektrostaciju darbināšanas izmaksas, kopumā tika izsūtītas aptaujas anketas septiņiem biomasas staciju operatoriem Latvijā. Aizpildītas anketas tika saņemtas no trīs uzņēmumiem. Iegūtie dati ir atspoguļoti 1.29.attēlā.

1.29.att. Biomasas elektrostaciju darbināšanas izmaksu sadalījums

No dotā attēla redzams, ka darbināšanas izmaksas biomasas stacijās būtiski atšķiras. Vienā gadījumā lielākās izmaksas veido apkalpošanas izmaksas, bet citā gadījumā izmaksas par kurināmo. Viens no iemesliem ir tas, ka, uzrādot staciju darbināšanas izmaksas, tiek iekļautas kopējās stacijas izmaksas, kas attiecas uz siltumapgādes uzņēmumu kopumā, nevis tikai uz elektrostacijas darbināšanu, kas šajā gadījumā ir attēlā redzamais 1.projekts. Pētījuma izstrādes laikā netika saņemta informācija par darbināšanas izmaksām koksnes gazifikācijas stacijā.

Papildus aptaujas anketām, tika apkopota informācija arī no gada pārskatiem par koģenerācijas un elektrostaciju darbību atbilstoši MK noteikumiem Nr.221 un Nr.262. 2012.gada pārskatos tikai 5 no 18 biomasas stacijām bija aizpildījušas nepieciešamo informāciju, turklāt sniegtā informācija bija nepilnīga.

Tā kā ne viens no augstāk minētajiem informācijas avotiem nevar tikt uzskatīts par ticamu un reprezentatīvu, tad par pamatu darbināšanas izmaksu noteikšanai ir ņemta vērā informācija un dati no dažādiem pētījumiem, kā arī konsultācijām ar nozares ekspertiem.

Izvērtējot informāciju no dažādiem pētījumiem, lai noteiktu biomasas elektrostaciju darbināšanas izmaksas tiek ņemts vērā sekojošs izmaksu sadalījums10,22,23:

• darbaspēka izmaksas - atkarīgs no darbinieku skaita un darba algas, Ls/gadā;

• apkalpošanas un remontu izmaksas – 3% (TC un koksnes gazifikācija) un 5% (ORC) no kapitālieguldījumiem, Ls/gadā;

• apdrošināšana un citas izmaksas – 1,5% no kapitālieguldījumiem, Ls/gadā;

• elektroenerģijas pašpatēriņš – atkarīgs no elektroenerģijas iepirkuma cenas un elektroenerģijas pašpatēriņa 3% (TC un koksnes gazifikācija) un 5% (ORC) no saražotā bruto elektroenerģijas apjoma, Ls/gadā

• kurināmā izmaksas – atkarīgs no saražotā elektroenerģijas apjoma (stacijas lietderības koeficienti), kā arī kurināmā veida (siltumspēja) un cenas, Ls/gadā.

Darbināšanas izmaksās viena no lielākajām pozīcijām ir izmaksas par kurināmo, kas turpmākajos aprēķinos tiek noteiktas pie sekojošiem pieņēmumiem:

22 Avots: Methodology for Determining the Reference Costs for High-Efficiency Cogeneration, Slovenia, 2009

23 Avots: Final report on technical data, costs and life cycle inventories of biomass CHP plants,

New Energy Externalities Developments for Sustainability (NEEDS), 2008;

• darba stundu skaits 5500 h/gadā - vidēji 2012.gadā biomasas koģenerācijas un elektrostacijas (neieskaitot stacijas, kas darbojas tikai apkures sezonas laikā) ir darbojušās 6500 h/gadā. Ņemot vērā stacijas, kas darbojušās arī apkures sezonas laikā, tad vidēji tās ir 4400 h/gadā. Līdz ar to par optimālu darbības stundu skaitu var uzskatīt 5500 stundas, kas ir aptuveni 7 mēneši;

• elektroenerģijas izstrādes lietderības koeficients15,24,25: 0,12 – 0,23 TC; 0,14 – 0,2 ORC; 0,32 – 0,35 koksnes gazifikācija;

• elektrostacijas elektrības siltuma attiecība (alfa)16,26: 0,23 (ORC), 0,7 (koksnes gazifikācija), 0,17 (TC);

• kurināmā zemākais sadegšanas siltums (siltumspēja) – 2,5 MWh/t (w = 45%)27;

• kurināmā (koksnes šķelda) cena - 7,5 Ls/ber.m3 (koksnes blīvums - 0,3 t/ber.m3)19,28.

Darbināšanas izmaksu pozīciju noteikšanai pieņemtie lielumi atkarībā no tehnoloģiskā risinājuma un jaudu diapazona ir pieejami aprēķinu tabulās Excel darba lapā – pieņēmumi biomasa.

ORC

Gazifikācija

30,00

25,00

20,00

15,00

10,00

5,00

0,00

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 6,5

Elektriskā jauda, MWe

Darbināšanas izmaksas, Ls/MWh

Ņemot vērā augstāk minēto darbināšanas izmaksu sadalījumu, 1.30.attēlā ir parādītas īpatnējo darbināšanas izmaksu izmaiņas atkarībā no uzstādītās elektriskās jaudas, tehnoloģiskā risinājuma, darba stundu skaita gadā, un atbilstoši MK noteikumu Nr.262 un Nr.221 prasībām.

1.30.att. Īpatnējās darbināšanas izmaksas

Dotajā attēlā ir redzams, ka īpatnējās darbināšanas izmaksas ir zemākas lielākas jaudas elektrostacijām. Tāpat redzams, ka viszemākās īpatnējās darbināšanas izmaksas ir tvaika cikla koģenerācijas staciju gadījumā, jo salīdzinot ar koksnes gazifikāciju un ORC risinājumu, apkalpošanas izmaksas ir zemākas, bet ir augstāks kopējais stacijas lietderības koeficients.

Balstoties uz veiktajiem aprēķiniem, kopējās darbināšanas izmaksas atkarībā no tehnoloģiskā risinājuma un darba stundu skaita ir apkopotas 1.6. tabulā.

Avots: ORC moduļu ražotāja TURBODEN mājas lapa:

xxxx://xxx.xxxxxxxx.xx/xx/xxxxxxxx/xxxxxxxx-xxx.xxx

Avots: Obxxxxxxxx Xxxxxxx, Thek Gerold Cost assessment of selected discentralised CHP

applications basede on biomass combustion and biomass gasification. Proceedings of the 16th European Biomass Conference & Exhibition, June 2008, Italy

26 Avots: Dati par komersantiem, kas saņēmuši atbalsta maksājumu par 2012.gadu, pieejami Ekonomikas Ministrijas mājas lapā un dati no iekārtu tirgotājiem.

Avots: AEBIOM, Wood fuel handbook, 2008

28 SIA „Ekodoma” izstrādātie tehniski ekonomiskie pamatojumi siltumapgādes uzņēmumiem un

konsultācijas ar nozares speciālistiem

1.6.tabula

Biomasas elektrostaciju darbināšanas izmaksu diapazoni

Tehnoloģiskais risinājums	Darbināšanas izmaksas, Ls/MWh
Tvaika cikls	9-19
ORC	16-28
Koksnes gazifikācija	22-27

1.4. 4. Atbalsta intensitātes izvērtējums cietās biomasas stacijām

Latvijā ar šķērsubsīdijām

Lai izvērtētu esošo atbalsta intensitāti biomasas elektrostacijām un ņemot vērā iepriekšējās nodaļās aprakstītos pieņēmumus, ir veikti finanšu plūsmas aprēķini. Pētījuma ietvaros naudas plūsma ir rēķināta šādiem biomasas koģenerācijas un elektrostaciju veidiem un elektriskās jaudas diapazoniem:

• tvaika cikla: 0,6; 0,8; 1,0; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 3,5; 4,0; 6,5 MWe;

• ORC: 0,2; 0,4; 0,6; 0,8; 1,0; 1,5; 2,0; 2,5 MWe;

• koksnes gazifikācija: 0,2; 0,4; 0,6; 0,8; 1,0 MWe.

Papildus kopējiem pieņēmumiem, kas uzskaitīti 1.1.tabulā, naudas plūsmas aprēķinā biomasas elektrostaciju projektiem ņemtie pieņēmumi ir apkopoti 1.7.tabulā.

1.7. tabula

Biomasas elektrostaciju projektiem veiktie pieņēmumi naudas plūsmas aprēķinos

Parametrs	Pieņēmuma vērtība
Darbināšanas stundas, h	5500
Iekārtu darbības mūžs, gadi	15
MK Nr.262
Atbalsts biomasas elektrostacijām līdz 6,5 MWe pirmos 10 gadus, Ls/MWh	97,50 – 159,94
Atbalsts biomasas elektrostacijām līdz 6,5 MWe pēc 10 gadu ekspluatācijas, Ls/MWh	80,92 – 120,84
MK Nr.221
Atbalsts biomasas elektrostacijām līdz 4,0 MWe pirmos 10 gadus, Ls/MWh	121,87 – 159,94
Atbalsts biomasas elektrostacijām no 4MWe – 20 MWe pirmos 10 gadus pie elektriskās jaudas 6,5 MWe, Ls/MWh	51,80

Veicot naudas plūsmas aprēķinus, tiek pieņemts, ka siltumenerģijas, darbaspēka, apdrošināšanas un citas izmaksas pieaug par 3% gadā, bet elektroenerģijas cenu pieaugums ir 4,5%. Ņemot vērā veiktos pieņēmumus, iegūtie rezultāti ir apkopoti 1.31.attēlā.

70%

60%

50%

TC, MK 262

TC, MK 221

ORC, MK 262

ORC, MK 221

40% Gazifikācija, MK 262

30% Gazifikācija, MK 221

20%

10%

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0

-10%

Elektriskā jauda, MWe

IRR, %

1.31.att. Biomasas elektrostaciju IRR bāzes scenāriju gadījumā

Dotajā attēlā ir parādītas IRR izmaiņas bāzes scenārijiem MK noteikumu Nr.262 un 221 ietvaros. Dotie punkti grafikā attēlo IRR vērtības pie dažādiem tehnoloģiskajiem risinājumiem un elektriskām jaudām. No dotā attēla var redzēt, ka koksnes gazifikācijas gadījumā visu apskatīto jaudu diapazonā IRR ir pozitīvs. Savukārt ORC staciju gadījumā IRR ir pozitīvs tām stacijām, kuru uzstādītā jauda ir virs 1 MWe (MK noteikumi Nr.221) un 0,8 MWe (MK noteikumi Nr.262) . Turklāt var redzēt, ka MK noteikumu Nr.262 gadījumā visu projektu bāzes scenāriju IRR vērtības ir augstākas nekā MK noteikumu Nr.221 gadījumā. Tas skaidrojams ar to, ka MK noteikumu Nr.221 ietvaros nav paredzēts piešķirt atbalsta maksājumu elektroenerģijas ražošanai pēc desmitā stacijas darbināšanas gada, bet abos gadījumos tiek iegūti vienādi ienākumi par siltumenerģijas pārdošanas apjomiem. Būtiskas atšķirības ir vērojamas starp biomasas tvaika cikla koģenerācijas un elektrostacijām, kuru uzstādītā jauda ir 6,5 MWe. MK Nr. 221 noteikumu gadījumā projekta IRR vērtība (15%) ir daudz mazāka nekā MK Nr 221, kur IRR vērtība ir 65%. Tas ir saistīts ar dažādām piemērotajām atbalsta aprēķina metodēm.

0,6 MWe 0,8 MWe 1 MWe 1,5 MWe 2 MWe 2,5 MWe 3 MWe 3,5 MWe 4 MWe 6,5 MWe

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

-10%

Darba stundas, h/gadā

0,6 MWe 0,8 MWe 1 MWe 1,5 MWe 2 MWe 2,5 MWe 3 MWe 3,5 MWe 4 MWe 6,5 MWe

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

- 3

10%

Darba stundas, h/gadā

IRR, %

Būtisku ietekmi uz projektu rentabilitāti rada staciju nostrādātais darba stundu skaits gadā. Līdz ar to papildus ir veikta staciju jūtīguma analīze atkarībā no darbības stundu skaita, kas atspoguļota 1.32.- 1.34.attēlos. Visu trīs tehnoloģisko risinājumu gadījumā darba stundu skaits atstāj lielākās izmaiņas uz mazas jaudas stacijām. Mazas jaudas staciju projekti vidēji pie mazāka darba stundu skaita (zem 6000 stundas) kļūst nerentabli, izņemot koksnes gazifikācijas staciju gadījumā. Visjūtīgāk uz darba stundu izmaiņām reaģē ORC staciju projekti, kas galvenokārt saistīts ar lielākiem kapitālieguldījumiem un darbināšanas izmaksām nekā TC vai koksnes gazifikācijas gadījumā. Visos trīs gadījumos MK noteikumu Nr.262 iegūtie rezultāti ir ar augstākām vērtībām, jo šie noteikumi nosaka atbalsta maksājuma dalījumu divos periodos 10 gadu griezumā.

000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 850











000 3500 400	0 450	0 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 850

MK Nr. 262

MK Nr. 221

1.32.att. TC elektrostaciju jūtīguma analīzes rezultāti atkarībā no darba stundu skaita

MK Nr. 262

MK Nr. 221

0,2 MWe 0,4 MWe 0,6 MWe 0,8 MWe 1 MWe 1,5 MWe 2 MWe 2,5 MWe

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

-10%

3000 3500 4000 4500 5000 5500 0000 0000 0000 7500 8000 8500

Darba stundas, h/gadā

0,2 MWe 0,4 MWe 0,6 MWe 0,8 MWe 1 MWe 1,5 MWe 2 MWe 2,5 MWe

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

- 3000 3500 4000 4500 5000 5500 0000 0000 0000 7500 8000 8500

10%

Darba stundas, h/gadā

0,2 MWe 0,4 MWe 0,6 MWe 0,8 MWe 1 MWe

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

-10%3000 3500 4000 4500 5000 5500 0000 0000 0000 7500 8000 8500

Darba stundas, h/gadā

0,2 MWe 0,4 MWe 0,6 MWe 0,8 MWe 1 MWe

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

-10%3000 3500 4000 4500 5000 5500 0000 0000 0000 7500 8000 8500

Darba stundas, h/gadā

IRR, %

1.33.att. ORC elektrostaciju jūtīguma analīzes rezultāti atkarībā no darba stundu skaita

MK Nr. 262

MK Nr. 221

1.34.att. Koksnes gazifikācijas elektrostaciju jūtīguma analīzes rezultāti atkarībā no darba stundu skaita

130%

110%

10%

90%

20%

70%

30%

50%

30%

10%

-10%0,00

1,00

2,00 3,00

4,00 5,00

6,00

7,00

Elektriskā jauda, MWe

170%

150%

130%

110%

10%

20%

30%

50%

90%

70%

50%

30%

10%

-10% 0,0

1,0

2,0 3,0

4,0 5,0

6,0

7,0

Elektriskā jauda, MWe

IRR, %

Papildus darba stundu skaitam ir veikta jūtīguma analīze, balstoties uz subsīdiju apjomu, kas ir piešķirts biomasas koģenerācijas staciju projektu gadījumā dažādu programmu ietvaros. Jūtīguma analīzei ir izmantotas sekojošas subsīdiju apjoma vērtības: 10%, 20%, 30%, 50%. Iegūtie rezultāti ir atspoguļoti 1.35.-1.37.attēlos.

MK Nr. 221

MK Nr. 262

1.35.att. Tvaika cikla jūtīguma analīze atkarībā no subsīdiju lieluma

MK Nr. 221

MK Nr. 262

130%

110%

10%

90%

20%

30%

70%

50%

30%

10%

-10%0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

Elektriskā jauda, MWe

130%

110%

10%

90%

20%

30%

70%

50%

30%

10%

-10%0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

Elektriskā jauda, MWe

140%

110%

10%

20%

80%

30%

50%

20%

-10%0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

Elektriskā jauda, MWe

140%

110%

80%

10%

20%

30%

50%

20%

-10% 0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

Elektriskā jauda, MWe

IRR, %

1.36.att. ORC jūtīguma analīze atkarībā no subsīdiju lieluma

MK Nr. 221

MK Nr. 262

1.37.att. Koksnes gazifikācijas jūtīguma analīze atkarībā no subsīdiju lieluma

No augstāk dotajiem attēliem var redzēt, ka visos gadījumos subsīdiju pieejamība paaugstina projektu rentabilitāti, īpaši gadījumos, ja piesaistīto subsīdiju apjoms ir 50%.

TC MK Nr.221

TC MK Nr.262 pēc 10.gadiem Esošais atbalsts pēc 10 gadiem

TC MK Nr.262 pirmie 10 gadi

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus

250,00

200,00

150,00

100,00

50,00

0,00

0,6 0,8 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 6,5 6,5

Elektriskā jauda, MWe

Elektroenerģijas iepirkuma tarifs, Ls/MWh

Esošā atbalsta intensitātes novērtēšanai biomasas elektrostaciju gadījumā ir veikti aprēķini 5500 darba stundām gadā, projekta ienesīgums IRR ir 12%, un atkarībā no stacijas elektriskās jaudas, tehnoloģiskā risinājuma, kā arī ņemot vērā, ka elektrostacijām (Nr.262) pēc 10 gada atbalsta apmērs tiek samazināts par 25% attiecībā pret pirmajiem 10 gadiem. Iegūtie rezultāti no aprēķiniem ir atspoguļoti 1.38.- 1.40.attēlos.

1.38.att. TC elektrostaciju un koģenerācijas staciju esošais un nepieciešamais atbalsta līmenis

ORC MK Nr.221

ORC MK Nr.262 pēc 10 gadiem

Esošais atbalsts pēc 10 gadiem

ORC MK Nr.262 pirmie 10 gadi

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus

350,00

300,00

250,00

200,00

150,00

100,00

50,00

0,00

0,2

0,4

0,6 0,8

1,0 1,5

2,0

2,5

Elektriskā jauda, MWe

Elektroenerģijas iepirkuma tarifs, Ls/MWh

Apskatot 1.38.attēlu, ir redzams, ka TC biomasas elektrostaciju gadījumā (MK noteikumi Nr.262) pie mazām elektriskām jaudām (līdz 1 MW) esošais atbalsts ir nepietiekams. Sākot ar 1 MWe, atbalsta intensitāte ir pietiekama un, palielinoties jaudai, pat lielāka nekā nepieciešama. Mazas jaudas tvaika cikla biomasas koģenerācijas stacijām (līdz 1 MW (ieskaitot)) esošais atbalsts ir nepietiekams. Sākot no 1,5 MW, esošais atbalsts šīm stacijām ir pietiekams un pat augstāks nekā nepieciešams.

1.39.att. ORC elektrostaciju un koģenerācijas staciju esošais un nepieciešamais atbalsta līmenis

Gazifikācija MK Nr.221

Gazifikācija MK Nr.262 pēc 10 gadiem Esošais atbalsts pēc 10 gadiem

Gazifikācija MK Nr.262 pirmie 10 gadi

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus

180,00

160,00

140,00

120,00

100,00

80,00

60,00

40,00

20,00

0,00

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

Elektriskā jauda, MWe

Elektroenerģijas iepirkuma tarifs, Ls/MWh

Esošā atbalsta likme ORC koģenerācijas un elektrostacijām (skat. 1.39.attēlu) ir nepietiekama līdz pat 1 MW, lai šo projektu IRR būtu 12%. Aprēķini rāda, ka, palielinoties šo staciju jaudām, atbalsta līmenis ir pietiekams un pat augstāks nekā tas būtu nepieciešams.

1.40.att. Koksnes gazifikācijas elektrostaciju un koģenerācijas staciju esošais un nepieciešamais atbalsta līmenis

Koksnes gazifikācijas staciju gadījumā (skat. 1.40.attēlu) esošā atbalsta intensitāte gandrīz visos gadījumos ir lielāka nekā būtu nepieciešama (IRR 12%), izņemot 0,2 MW gazifikācijas stacijai, kas atbalstu saņem atbilstoši MK noteikumi Nr.221 nosacījumiem.

Turpmāk, nosakot atbalsta intensitāti biomasas stacijām, būtu jāņem vērā ne tikai staciju elektriskā jaudā, bet arī izmantotais tehnoloģiskais risinājums. Tāpat būtiski ir noteikt, pie kādām darba stundām tiek veikti atbalsta intensitātes aprēķini. Pētījuma ietvaros tās ir 5500 stundas gadā.

1.4. 5. Atbalsta intensitātes izvērtējums cietās biomasas stacijām bez šķērssubsīdijām

120%

100%

80%

TC, MK 262

TC, MK 221

ORC, MK 262

ORC, MK 221

60% Gazifikācija, MK 262

Gazifikācija, MK 221

40%

20%

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0

-20%

Elektriskā jauda, MWe

IRR, %

Izvērtējot esošo atbalsta intensitāti, papildus tiek apskatīta situācija, kad biomasas staciju gadījumā saražotā siltumenerģija tiek pārdota par patieso siltumenerģijas ražošanas cenu – 19,38 Ls/MWh. Šāda cena tiek iegūta, ņemot vērā kurināmā pašizmaksu, kas ir 11,63 Ls/MWh, un pārējās izmaksas, kas raksturo siltumenerģijas ražošanu. Visi pārēji pieņēmumi un nosacījumi, veicot naudas plūsmas aprēķinus biomasas staciju gadījumā, paliek nemainīgi un atbilstoši 1.4.4. nodaļā sniegtajiem datiem. Iegūtie rezultāti ir atspoguļoti 1.41.-1.44.attēlos.

1.41.att. Biomasas elektrostaciju IRR bāzes scenāriju gadījumā bez siltumenerģijas šķērssubsīdijām

Iegūtie rezultāti 1.41.attēlā rāda, ka ORC un TC gadījumā ir vērojams būtisks pieaugums IRR rādītājā, jo šo tehnoloģiju gadījumā tiek izstrādāts lielāks siltumenerģijas daudzums nekā koksnes gazifikācijas gadījumā.

1.42.attēlā ir dots esošā un nepieciešamā atbalsta izvērtējums, ja siltumenerģija tiek pārdota par tās patieso cenu, t.i. 19,38 Ls/MWh. Kā rāda iegūtie rezultāti, atbalsts būtu nedaudz jāpaaugstina tām TC biomasas koģenerācijas stacijām, kuru uzstādītā jauda ir līdz 0,6 MWe, bet visos citos jaudas diapazonos ir panākams būtisks samazinājums gan tvaika cikla koģenerācijas stacijām, gan elektrostacijām. Nepieciešamā atbalsta krass samazinājums elektroenerģijas ražošanai ir saistīts ar to, ka koeficients alfa, kas raksturo saražotās elektroenerģijas un siltumenerģijas attiecību, tvaika cikla koģenerācijas stacijām ir 0,17. Tas nozīmē, ka, saražojot vienu 1 MWh elektroenerģijas, tiek saražotas 5,9 MWh siltumenerģijas. Ja siltumenerģija tiek pārdota par tās patieso cenu, ienākumi no siltumenerģijas pārdošanas pieaug pietiekami, lai nodrošinātu projekta ienesīgumu 12% apmērā. Ņemot vērā, ka 2012.gada vidējā saistīto lietotāju apgādes iepirkuma tirgus cena bija 32,8 Ls/MWh, atbalsts nav vairs nepieciešams tām tvaika cikla koģenerācijas un elektrostacijām, kuru uzstādītā jauda ir lielāka nekā 3 MWe.

TC MK Nr.221

TC MK Nr.262 pēc 10.gadiem Esošais atbalsts pēc 10 gadiem

TC MK Nr.262 pirmie 10 gadi

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus

160,00

140,00

120,00

100,00

80,00

60,00

40,00

20,00

0,00

0,6

0,8

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

Elektriskā jauda, MWe

Elektroenerģijas iepirkuma tarifs, Ls/MWh

1.42.att. TC elektrostaciju un koģenerācijas staciju esošās atbalsta intensitātes novērtējums, ņemot vērā patieso siltumenerģijas ražošanas cenu

ORC MK Nr.221

ORC MK Nr.262 pēc 10 gadiem Esošais atbalsts pēc 10 gadiem

ORC MK Nr.262 pirmie 10 gadi

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus

350,00

300,00

250,00

200,00

150,00

100,00

50,00

0,00

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0 1,5

2,0

2,5

Elektriskā jauda, MWe

Elektroenerģijas iepirkuma tarifs, Ls/MWh

ORC biomasas staciju gadījumā esošais atbalsts ir nepietiekams koģenerācijas stacijām ar jaudu līdz 0,6 MWe. Elektrostacijām ar jaudu no 0,6 MWe un koģenerācijas stacijām virs 0,6 MWe esošais atbalsts ir pietiekams un, palielinoties jaudai, lielāks nekā būtu nepieciešams.

1.43.att. ORC elektrostaciju un koģenerācijas staciju esošās atbalsta intensitātes novērtējums, ņemot vērā patieso siltumenerģijas ražošanas cenu

Tā kā koksnes gazifikācijas gadījumā attiecība alfa, kas raksturo saražotās elektroenerģijas un siltumenerģijas attiecību, ir augstāks (0,7), tad šajā gadījumā nav vērojamas būtiskas izmaiņas atbalsta intensitātē, salīdzinot ar siltumenerģijas ražošanu par kurināmo pašizmaksu. Lai gan arī šajā gadījumā, esošā elektroenerģijas atbalsta līmenis jebkurā gadījumā ir virs nepieciešamā atbalsta līmeņa.

Gazifikācija MK Nr.221

Gazifikācija MK Nr.262 pēc 10 gadiem Esošais atbalsts pēc 10 gadiem

Gazifikācija MK Nr.262 pirmie 10 gadi

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus

180,00

160,00

140,00

120,00

100,00

80,00

60,00

40,00

20,00

0,00

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

Elektriskā jauda, MWe

Elektroenerģijas iepirkuma tarifs, Ls/MWh

1.44.att. Koksnes gazifikācijas elektrostaciju un koģenerācijas staciju esošās atbalsta intensitātes novērtējums, ņemot vērā reālo siltumenerģijas ražošanas cenu

Lai noteiktu, kā mainās atbalsta lielums atkarībā no laika perioda, papildus ir veikti aprēķini 1 MWe cietās biomasas koģenerācijas stacijām atbilstoši MK noteikumiem Nr.221 un Nr.262, kā arī ņemot vērā trīs tehnoloģiskos risinājumus. Veicot ekonomiskos aprēķinus atbalsta ilguma noteikšanai, ir ņemts vērā, ka biomasas koģenerācijas stacijas darbojas 5500 stundas gadā. Nosakot atbalsta lielumu 15 un 20 gadu periodam, ir ņemts vērā, ka tas visu šo laika periodu ir nemainīgs. Nosakot atbalsta lielumu un tā ilgumu atbilstoši MK noteikumiem Nr.262, ir ņemts vērā, ka, sākot ar 11.gadu, atbalsts samazinās par 25% attiecībā pret pirmajiem 10.gadiem.

1 MWe pirmos 10 gadus 1 MWe pēc 10 gadiem

160,00

140,38

140,00

120,00

106,13

99,86

100,00

82,30

80,00

69,57 69,57

62,22

60,00

40,00

20,00

0,00

Esošais atbalsts Nepieciešamais Nepieciešamais Nepieciešamais

atbalsts (IRR=12%; atbalsts (IRR=12%; atbalsts (IRR=12%; uz 20 gadiem) uz 15 gadiem) uz 10 gadiem)

Atbalsts, Ls/MWh

Atbalsta intensitāte tvaika cikla elektrostacijai atkarībā no atbalsta ilguma un atbilstoši MK noteikumiem Nr.262 ir parādīta 1.45.attēlā (pie nosacījuma, ka siltumenerģija tiek pārdota par patieso siltumenerģijas cenu). Dotajā attēlā redzams, ka viszemākais atbalsta maksājums ir tad, ja atbalsts tiek piešķirts uz 20 gadiem, kas ir vienāds gan pirmajos 10 gados, gan nākamajos 10 gados. Tomēr šajā gadījumā ir jāņem vērā, ka projekti ar atbalsta likmi 69,57 Ls/MWh pirmajos 10 gados ir nerentabli un IRR ir negatīvs. Šāda atbalsta likme ir pietiekama, lai projekta ienesīgums IRR būtu 12%, rēķinot naudas plūsmu 20 gadiem. Samazinoties atbalsta ilgumam, ir nepieciešama augstāka atbalsta likme.

1.45.att. Atbalsta intensitāte 1 MW TC elektrostacijai atkarībā no atbalsta izsniegšanas ilguma (MK Nr.262)

Kopējās diskontētās izmaksas par iepirkto elektroenerģiju no augstāk aprakstītās elektrostacijas atbalsta izsniegšanas laikā ir parādītas 1.46.attēlā. No dotā attēla redzams, ka vislielākais izmaksu apjoms ir

10 000 000 9 460 767

9 000 000

8 000 000

7 000 000

6 000 000

5 200 135

5 000 000

4 700 591

4 454 747

4 000 000

3 000 000

2 000 000

1 000 000

Esošais atbalsts Atbalsts 20 gadi Atbalsts 15 gadi Atbalsts 10 gadi

(IRR=12%) (IRR=12%) (IRR=12%)

Izmaksas par ieprikto elektroenerģiju, Ls

gadījumā, ja atbalsts tiek nodrošināts uz 20 gadiem ar atbalsta likmi 69,57 Ls/MWh, bet mazākais uz 10 gadiem ar atbalsta likmi 99,86 Ls/MWh.

1.46.att. Diskontētās izmaksas par iepirkto elektroenerģiju no 1 MW TC stacijas atkarībā no atbalsta ilguma (MK Nr.262)

1 MWe pirmos 10 gadus

1 MWe pēc 10 gadiem

160

140,38

140

120

106,13

109,66

97,29

100

87,30 87,30

73,55

Esošais atbalsts

Nepieciešamais

Nepieciešamais Nepieciešamais

atbalsts (IRR=12%; atbalsts (IRR=12%; atbalsts (IRR=12%;

uz 20 gadiem)

uz 15 gadiem)

uz 10 gadiem)

10 000 000 9 460 767

9 000 000

8 000 000

7 000 000 6 525 395

6 000 000 5 556 705

4 891 925

5 000 000

4 000 000

3 000 000

2 000 000

1 000 000

Esošais atbalsts Atbalsts 20 gadi Atbalsts 15 gadi Atbalsts 10 gadi (IRR=12%) (IRR=12%) (IRR=12%)

Atbalsts, Ls/MWh

Izmaksas par ieprikto elektroenerģiju, Ls

Balstoties uz augstāk aprakstītajiem principiem atbalsta likmes un kopējo diskontēto izmaksu noteikšanai par iepirkto elektroenerģiju no tvaika cikla koģenerācijas stacijām, 1.47. un 1.48.attēlos ir apkopoti aprēķinu rezultāti ORC un koksnes gazifikācijas stacijām.

1 MWe pirmos 10 gadus

1 MWe pēc 10 gadiem

160

140,38

140

120

106,13

100

94,85

94,82

80,49

60,85

39,31

Esošais atbalsts

Nepieciešamais

Nepieciešamais Nepieciešamais

atbalsts (IRR=12%; atbalsts (IRR=12%; atbalsts (IRR=12%;

uz 20 gadiem)

uz 15 gadiem)

uz 10 gadiem)

10 000 000 9 460 767

9 000 000

8 000 000

7 000 000

6 000 000

5 000 000

5 415 932

4 597 185

4 229 913

4 000 000

3 000 000

2 000 000

1 000 000

Esošais atbalsts Atbalsts 20 gadi Atbalsts 15 gadi

(IRR=12%)

Atbalsts 10 gadi

(IRR=12%)

Atbalsts, Ls/MWh

Izmaksas par ieprikto elektroenerģiju, Ls

1.47.att. Atbalsta intensitāte (pa kreisi) un diskontētās izmaksas par iepirkto elektroenerģiju 1 MW ORC koģenerācijas stacijai atkarībā no atbalsta izsniegšanas ilguma (MK Nr.262)

1.48.att. Atbalsta intensitāte (pa kreisi) un diskontētās izmaksas par iepirkto elektroenerģiju 1 MW gazifikācijas koģenerācijas stacijai atkarībā no atbalsta izsniegšanas ilguma (MK Nr.262)

Cietās biomasas koģenerācijas stacijām visu trīs tehnoloģisko risinājumu gadījumā viszemākās kopējās diskontētās izmaksas par iepirkto elektroenerģiju būtu tad, ja atbalsta maksājums tiktu piešķirts uz 10

gadiem. Valsts kopējie ieņēmumi no atbalsta lieluma un ilguma maiņas 1 MW koģenerācijas stacijai MK noteikumu Nr.221 gadījumā būtu aptuveni 5,6 milj. Ls, bet MK noteikumu Nr.262. gadījumā - aptuveni 14,8 milj. Ls.

1.5. BIOGĀZES STACIJAS

Lai novērtētu esošo atbalsta intensitāti biogāzes stacijām Latvijā, sākotnēji tika veikta biogāzes elektrostaciju un koģenerācijas staciju grupēšana pēc to uzstādītajām jaudām. Grupēšana ir nepieciešama, jo gan pastāvīgās, gan mainīgās izmaksas ir tieši saistītas ar stacijas uzstādīto jaudu un ir no tās atkarīgas. Jaudu dalījums tika noteikts, balstoties uz Latvijā jau esošajām biogāzes stacijām un to uzstādītajām jaudām.

1.5. 1. Biogāzes elektrostaci ju un koģenerācijas staciju dalījums

Latvijā

6.28

1.95

0.95

0.25

0.45 0.52

0.68

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

Uzstādītā jauda, MWe

2012.gadā Latvijā obligātā elektroenerģijas iepirkuma ietvaros darbojās 37 biogāzes stacijas, no kurām 4 ir atkritumu poligonu gāzes stacijas. 1.49.attēlā ir dotas biogāzes staciju jaudas, sakārtotas augošā secībā. Ar gaišāku krāsu ir atzīmētas atkritumu poligonu gāzes stacijas, kuru tehnoloģija būtiski atšķiras no lauksaimniecības un rūpniecisko izejvielu biogāzes ražotnēm. Ir redzams, ka biogāzes staciju uzstādītās jaudas Latvijā ir robežās no 0,25 MWe līdz 6,28 MWe. Visvairāk biogāzes staciju ir ar jaudu ap 0,5 MWe, 1 MWe un 2 MWe.

1.49.att. Latvijā uzstādīto biogāzes staciju jaudu robežas

Ņemot vērā esošo biogāzes staciju jaudu sadalījumu, pētījuma ietvaros izmantotais biogāzes staciju jaudu dalījums dots 1.8.tabulā un 1.50.attēlā. Balstoties uz šo jaudu sadalījumu tika aptaujāti iekārtu piegādātāji un ražotāji tirgus izmaksu noteikšanai.

1.8.tabula

Biogāzes staciju dalījums pēc jaudas

Jaudas robežas, MWe	0,25-0,5	>0,5-0,6	>0,6-0,8	>0,8-1,0	>1,0-2,0	>2,0
Biogāzes staciju skaits	6	7	5	9	9	1
Kopējā uzstādītā jauda, MWe	2,06	3,96	3,875	8,885	16,871	6,28

0.25 – 0.5 >0.5 – 0.6 >0.6 – 0.8 >0.8 – 1 >1 – 2 MWe >2 MWe

MWe MWe MWe MWe

Biogāzes staciju skaits Kopējā uzstādītā jauda, MWe

Biogāzes staciju skaits

Uzstādītā jauda, MWe

1.50.att. Biogāzes staciju skaits un to kopējā uzstādītā jauda izvēlētajos jaudu diapazonos

Tālākajam biogāzes atbalsta intensitātes novērtējumam, naudas plūsmas aprēķini veikti jau pie konkrētām biogāzes staciju jaudām: 0,2MWe, 0,4MWe, 0,5MWe, 0,8MWe, 1 MWe, 1,5 MWe un 2 MWe.

1.5. 2. Kapitālieguldījumu no teikšana

Biogāzes kapitālieguldījumi tika novērtēti, aptaujājot biogāzes iekārtu piegādātājus un komercbankas, kas finansējušas biogāzes projektus. Tika izsūtītas aptaujas datu anketas četriem biogāzes iekārtu piegādātājiem, kas darbojas Latvijas tirgū. Informāciju par biogāzes iekārtu izmaksām sniedza viens iekārtu piegādātājs, kas ir Latvijā uzstādījis un apkalpo četras biogāzes stacijas. Tika saņemta informācija no komercbankām par 10 biogāzes projektu izmaksām. Iekārtu piegādātāja un komercbanku sniegtā informācija, kā arī dati par trīs biogāzes staciju investīciju izmaksām, kas tika saņemti no biogāzes staciju operatoriem tirgus aptaujas laikā, tika apkopoti 1.51.attēlā redzamajos regresijas vienādojumos.

6000

5000

y = -1430ln(x) + 12997 R² = 0.680

4000

3000

y = -661.ln(x) + 6915.

R² = 0.910

2000

1000

y = -717.ln(x) + 6811.

R² = 0.715

500

1000

Uzstādītā jauda, kWe

1500

2000

Investīciju izmaksas, LVL/kWe

Attēlā redzamā augšējā līkne (zaļā krāsā) rāda komercbanku finansēto biogāzes projektu izmaksas. Vidējā (oranžās krāsas) līkne parāda izmaksas, ko norādīja iekārtu piegādātājs, trīs sarkanie punkti attēlā ir elektroenerģijas ražotāju noradītās izmaksas, bet apakšējā līkne (zilie punkti) ir atsauces pētījumos iegūtie dati par biogāzes projektu izmaksām (detalizētāka informācija par atsauces pētījumiem ir dota pirmajā nodevumā). Katrs no punktiem parāda biogāzes staciju īpatnējās investīciju izmaksas atkarībā no biogāzes stacijas uzstādītās elektriskās jaudas.

1.51.att. Īpatnējās biogāzes investīciju izmaksas

Redzams, ka īpatnējās kapitālizmaksas Latvijas projektiem ir augstākas kā atsauces pētījumos iegūtās indikatīvās biogāzes projektu izmaksas. Piemēram, 500 kWe stacijai pēc atsauces pētījumiem īpatnējās izmaksas nepārsniedz 3000 LVL/kWe, bet Latvijas gadījumā īpatnējās kapitālizmaksas komercbanku finansētajiem projektiem ir 4100-4400 LVL/kWe, kas ir par 27-32% augstākas nekā atsauces pētījumos, bet pēc iekārtu piegādātāja datiem šādas jaudas biogāzes projekta investīciju izmaksas ir sākot no 2450 LVL/kWe.

Izvērtējot 1.51.attēlā redzamo īpatnējo investīciju izmaksu amplitūdu, pētījuma autori turpmākajā naudas plūsmu aprēķinā investīciju izmaksas pieņem iekārtu piegādātāja norādītajā izmaksu līmenī (skat. melnās krāsas punktus attēlā). Komercbanku finansēto projektu dati nevar tikt pieņemti kā atsauces vērtības, jo netika sniegta precīza informācija par to, kādas izmaksas ir iekļautas projekta kapitālizmaksās (piemēram, vai projektā nav iekļautas papildus izmaksas zemes iegādei). Dati no iekārtu piegādātājiem var tikt ņemti par pamatu aprēķinam, jo, aptaujājot iekārtu piegādātājus, tika prasīta un saņemta informācija konkrētām kapitālizmaksu pozīcijām (projektēšana, iekārtu iegāde un piegāde, uzstādīšana un būvdarbi).

1.5. 3. Darbināšanas izmaksu noteikšana

Biogāzes staciju darbināšanas izmaksu noteikšanai tika aptaujāti biogāzes staciju operatori – elektroenerģijas ražotāji. Aptaujas tika izsūtītas sešiem biogāzes elektrostaciju operatoriem un līdz atskaites iesniegšanas brīdim tika saņemta informācija par trīs stacijām. Aptaujājamās biogāzes stacijas tika izvēlētas, konsultējoties ar Latvijas Biogāzes asociāciju un tika izvēlētas tādas stacijas, kas ir nostrādājušas vismaz vienu pilnu gadu un pārstāv dažādas uzstādītās jaudas. Salīdzinošs dažādo izmaksu kategoriju īpatsvars biogāzes stacijās ir parādīts 1.52.attēlā. Stacijas sakārtotas pēc to uzstādītām jaudām, attiecīgi, 1.stacija ir ar vismazāko uzstādīto jaudu, 3.stacija – ar vislielāko.

100%

90%

Pārējās izmaksas

80%

70%

60%

50%

Digestāta transportēšana un

utilizācija

Izejvielu iegādes, tranpsortēšanas un

audzēšanas izmaksas

Uzņēmuma ienākuma nodoklis

40%

30%

Elektroenerģijas pašpatēriņa

izmaksas

20%

Administrācijas (personāla) izmaksas

10%

Iekārtu darbināšana un apkope (x.xx.

koģenerācija)

1.52.att. Darbināšanas izmaksu kategoriju īpatsvars aptaujātajās biogāzes stacijās

Kā ir redzams 1.52.attēlā, vislielāko izmaksu daļu veido izejvielu iegādes, transportēšanas un/vai audzēšanas izmaksas. Pirmās stacijas gadījumā liela izmaksu komponente ir iekārtu darbināšanas un apkopes izmaksas, savukārt 2.un 3.stacijā tās ir daudz zemākas. Tomēr pēdējām divām stacijām ir liela pārējo izmaksu komponente, kurā varētu būt iekļautas arī izmaksas saistītas ar stacijas darbināšanu. Pirmās stacijas gadījumā ir daudz zemākas administrācijas (personāla) izmaksas.

Elektroenerģijas ražotāji tika aptaujāti arī par izejvielu cenu. Saskaņā ar aptaujas datiem, kukurūzas skābbarības cena tirgū ir no 18-31 Ls/t. Lētāka izejvielu cena ir saimniecībās, kuri kukurūzu audzē paši, dārgāka tā ir tiem ražotājiem, kas to iegādājas no citiem piegādātājiem.

Turpmākajos aprēķinos tika izdarīti sekojoši pieņēmumi:

• Iekārtu darbināšana un apkope veido 2% no kapitālizmaksām + 0,0176 Ls/kWhe koģenerācijas stacijas apkopei un remontiem (ieskaitot dzinēja kapitālo remontu pēc vidēji 6 gadiem). Rēķinot ar šiem pieņēmumiem, kopējās iekārtu apkopes un remonta gada izmaksas dažādu jaudu stacijām ir 6 līdz 10% robežās no kopējām kapitālizmaksām. Uzņēmums, kas Latvijā veic četru biogāzes staciju apkalpošanu norādīja, ka šīs izmaksas ir 5-11% robežās. Tādējādi var secināt, ka izdarītie pieņēmumi ir pamatoti.

• Administrācijas (personāla) izmaksas tiek rēķinātas kā 0,005 Ls/kWhe (stacijai 1 tās ir 0,001; stacijai 2 – 0,005 un stacijai 3 – 0,009 Ls/kWhe).

25.0

20.0

15.0

Latvija

10.0

Atsauce-Vācija

Atsauce-Francija

5.0

0.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Elektroenerģijas pašpatēriņš, %

• Elektroenerģijas pašpatēriņu pieņem kā 8% no kopējā saražotā elektroenerģijas apjoma un to rēķina daļēji kā negūtos ieņēmumus no elektroenerģijas pārdošanas par stacijai piešķirto elektroenerģijas iepirkuma tarifu (pašpatēriņam koģenerācijas stacijā) un kā no tīkla pirkto elektroenerģiju (cena 81 Ls/MWh), kas nepieciešama biogāzes ražošanas iekārtu darbināšanai. 1.53.attēlā ir dots elektroenerģijas pašpatēriņš Latvijas biogāzes elektrostacijās, salīdzinājumā ar Vācijas un Francijas atsauces vērtībām. Dati par Latviju tika iegūti no komersantu iesniegtajiem gada pārskatiem. Trīs stacijās, kuras sniedza datus par to darbināšanas izmaksām, elektroenerģijas pašpatēriņš ir 3-5% robežās.

1.53.att. Elektroenerģijas pašpatēriņš Latvijas biogāzes elektrostacijās salīdzinājumā ar atsauces vērtībām

• Siltumenerģijas patēriņš stacijas vajadzībām tika pieņemts 35% apjomā no kopējā stacijā saražotā siltumenerģijas daudzuma.

• Attiecībā uz siltumenerģijas pārdošanu tika rēķināti divi varianti (ar šķērssubsīdiju un bez):

o Variantā ar šķērssubsīdijām pieņemts, ka siltumenerģija tiek realizēta ļoti lēti, tās pārdošanas cenu pielīdzinot biogāzes ražošanas pašizmaksai, kas ir aprēķināta kā 31,04 Ls/MWh. Koģenerācijas stacijās tiek realizēti 100%, bet elektrostacijās – 50% no kopējā saražotā siltuma daudzuma pēc pašpatēriņa.

o Variantā bez šķērssubsīdijām pieņemts, ka siltumenerģija tiek realizēta par cenu, kas pielīdzināma siltumenerģijas ražošanai biogāzes katlu mājā. Tā ir aprēķināta kā 41,38 Ls/MWh. Koģenerācijas stacijās tiek realizēti 100%, bet elektrostacijās – 50% no kopējā saražotā siltuma daudzuma pēc pašpatēriņa.

0.400

0.350

0.300

0.250

0.200

0.150

0.100

0.050

0.000

Mēneši

Biogāzes cena, Ls/m3

• Izejvielu iegādes izmaksas tiek rēķinātas kukurūzas skābbarības tonnu ekvivalentos, kas nepieciešami uzstādītās jaudas nodrošināšanai 8000 h darbībai. Pamata scenārijā tika pieņemta kukurūzas skābbarības cena 25 Ls/t un biogāzes iznākums 200 m3/t kukurūzas skābbarības. Pieņēmums balstīts uz elektroenerģijas ražotāju aptaujas datiem, kā arī faktu, ka augstākas kvalitātes kukurūza, kas dod augstu gāzes iznākumu maksās vairāk. Balstoties uz šādiem pieņēmumiem, saražotā biogāzes 1 m3 izmaksas ir aptuveni 0,13 Ls/m3 (atbilst cenai 24 Ls/MWh), kas iekļaujas 2011. un 2012.gada biogāzes stacijas operatoru pārskatos dotajās biogāzes izmaksu vidējās robežās (skat. 1.54.attēlā).

1.54.att. Biogāzes cenas no komersantu iesniegtajiem gada pārskatiem 2011. un 2012.gadā

• Pēdējais darbināšanas pieņēmums tika izdarīts attiecībā uz darbināšanas stundu skaitu. Darbināšanas stundu skaits ir viens no būtiskiem parametriem, kas ietekmē elektroenerģijas izstrādes apjomu un tādējādi arī biogāzes elektrostacijas vai koģenerācijas stacijas ekonomiskos rādītājus. Biogāzes staciju pilnas jaudas darbināšanas stundu skaits 2012.gadā ir dots 1.55.attēlā. No šiem datiem aprēķinātais vidējais darbināšanas stundu skaits ir 4792 h/gadā. Ja neņem vērā tās stacijas, kuras nav nostrādājušas pilnu gadu, tad vidējais pilnas jaudas darbināšanas stundu skaits ir 5332 h/gadā. Pēc atsauces pētījumiem vidējais pilnas jaudas darbināšanas stundu skaits gadā ir 7500 līdz 8000 stundas. Esošā atbalsta intensitātes vērtējums biogāzes stacijām tiek veikts, pieņemot, ka stacijas darbojas 8000 h/gadā. Šāds pieņēmums izdarīts, jo tas atbilst atsauces pētījumu robežām un ikviens elektroenerģijas ražotājs, kuram izsniegta kvota uz elektroenerģijas apjomu, kuru iespējams saražot 8000 stundās, ir ieinteresēts arī ar šo maksimālo stundu skaitu darboties. Lai novērtētu, kā darbināšanas stundu skaits ietekmē projekta ekonomiskos rādītājus, nākamajā nodaļā ir dota jūtīguma analīze uz biogāzes stacijas darbināšanas stundu skaitu.

8000

7000

6667

6023

6000

5000

4569

4000 3457

3000

2329

2000

1000

606

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

Darbināšanas stundu skaits, h/gadā

1.55.att. Biogāzes staciju darbināšanas (ar uzstādīto jaudu) stundu skaits 2012.gadā

• Elektroenerģijas iepirkuma tarifs biogāzes koģenerācijas stacijām tiek rēķināts balstoties uz regulatora apstiprināto dabasgāzes tarifu maijā – 274,99 Ls/tūkst.m3 stacijām līdz 1MW , 261,10 Ls/tūkst.m3 stacijām virs 1 MW .

1.5. 4. Atbalsta intensitātes izvērtējums biogāzes elektrostacijām un koģenerācijas sta cijām Latvijā ar šķērssubsīdijām

Izmantojot iepriekšējās nodaļās aprakstītos pieņēmumus, tika veikts naudas plūsmas aprēķins dažādu jaudu stacijām. Naudas plūsmas aprēķins tika veikts uz 15 gadiem. Biogāzes koģenerācijas stacijām (darbojas 221.noteikumu ietvaros) naudas plūsma tika rēķināta, pieņemot, ka pēc pirmajiem 10 gadiem, koģenerācijas stacijā saražotā elektroenerģija turpmākos piecus gadus tiks realizēta par elektroenerģijas tirgus cenu. Šīs atskaites 9. un 10.pielikumā ir pievienoti naudas plūsmas aprēķina piemēri 1 MWe stacijai, balstoties uz MK noteikumiem Nr. 221 un 262.

Naudas plūsmas aprēķinā tika pieņemts, ka staciju būvniecība tiek veikta pirmā gada laikā, jo, ņemot vērā naudas plūsmas aprēķina vispārināto raksturu, katra projekta specifiku aprēķinā nav iespējams paredzēt. Pētījuma autori uzskata, ka elektrostacijas būvniecības izmaksu sadalījums divos gados, kā arī citas, piemēram, ar aizņēmumu saistītās papildus izmaksas nerada būtisku ietekmi uz projekta galvenajiem ekonomiskajiem rādītājiem. Tāpat netika paredzēti naudas plūsmā papildus apgrozāmie līdzekļi, kas nepieciešami pirmajos stacijas darbināšanas gados. Apgrozāmo līdzekļu nodrošinājums ir atkarīgs no konkrēta projekta. Apgrozāmie līdzekļi var tikt iegūti atverot kredītlīniju bankā, tos finansējot no pašu līdzekļiem vai citā veidā. Ja biogāzes stacijas projekts ir sākotnēji labi izplānots, tad nepieciešamo apgrozāmo līdzekļu apjoms būs neliels, salīdzinot ar projekta kopējām izmaksām. Līdzekļi, kas nepieciešami sākotnējo izejvielu sagādes izmaksu segšanai ir iekļauti stacijas palaišanas izmaksās un aprēķinā ir iekļauti investīciju izmaksās.

Naudas plūsmas aprēķinu bāzes scenārija gadījumā ir redzams (skat. 1.56.attēlu), ka biogāzes elektrostaciju IRR ir no 10% pie mazām jaudām līdz 28% lielu jaudu (2MWe) gadījumā. Biogāzes koģenerācijas staciju IRR ir 15-39% ar būtisku kritumu pie 1,5MWe, kas skaidrojams ar to, ka šī jauda atrodas uz robežas, kurā mainās dabasgāzes lietotāju grupa un samazinās dabasgāzes cena, no kuras ir atkarīgs elektroenerģijas iepirkuma tarifs.

Not.262

Not.221

45%

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2

Uzstādītā jauda, MWe

IRR

1.56.att. Biogāzes elektrostaciju un koģenerācijas staciju IRR bāzes scenārija gadījumā

Bāzes scenārijā biogāzes projektu vienkāršais atmaksāšanās laiks ir 5-8 gadi. 1.9.tabulā ir doti biogāzes staciju projektiem veiktie pieņēmumi naudas plūsmas aprēķinos.

1.9. tabula

Biogāzes staciju projektiem veiktie pieņēmumi naudas plūsmas aprēķinos

Galvenie pieņēmumi (bāzes scenārijs):	262	221
Darbināšanas stundu skaits, h/gadā	8000	8000
Izejvielu (kukurūzas skābbarības ekvivalentu) izmaksas, Ls/t	25	25
Biogāzes iznākums no 1 t kukurūzas skābbarības ekvivalenta, m3/t	200	200
Siltumenerģijas lietderīga izmantošana, % no stacijā saražotās siltumenerģijas	50%	100%
Siltumenerģijas realizācijas cena, Ls/MWh	31,04	31,04
Investīciju subsīdija, %	0	0

Lai novērtētu izdarītos pieņēmumus un to, kādu ietekmi pieņēmumi atstāj uz kopējo aprēķinu, tika veikta jūtīguma analīze sekojošiem parametriem:

- izejvielu izmaksām, Ls/t;

- izejvielu kvalitātei jeb biogāzes iznākumam, m3/t;

- investīciju subsīdijām, %;

- darbināšanas stundu skaitam, h/gadā.

Biogāzes elektrostacijas

60%

50%

40% 28

30% 25

20% 23

10%

0 0.5 1 1.5 2 2.5

Uzstādītā jauda, MWe

Biogāzes koģenerācijas stacijas

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0.5

1.5

2.5

Uzstādītā jauda, MWe

IRR

IRR izmaiņas biogāzes elektrostacijām un koģenerācijas stacijām atkarībā no izejvielu cenas (Ls/t) ir parādītas 1.57.attēlā.

1.57.att. IRR izmaiņas atkarībā no izejvielu cenas

Kā redzams attēlā, izejvielu cena ir būtisks parametrs, kas ietekmē kopējo projekta dzīvotspēju. Ja izejvielu (kukurūzas skābbarības) cena ir 28 un 30 Ls/t, tad IRR ir negatīvs visā jaudu diapazonā, izņemot biogāzes koģenerācijas stacijas, kurām pie izejvielu cenas 28 Ls/t 0,8 un 1MWe gadījumā IRR ir pozitīvs (9-10%). Samazinoties izejvielu cenai no 25 Ls/t līdz 18 Ls/t IRR ir pozitīvs visu biogāzes elektrostaciju jaudu robežās.

Biogāzes elektrostacijas

60%

50%

40%

30% 220

20%

10%

200

180

160

0.5

1.5

2.5

Uzstādītā jauda, MWe

Biogāzes koģenerācijas stacijas

45%

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

220

200

180

160

0 0.5 1 1.5 2 2.5

Uzstādītā jauda, MWe

IRR

Otra jūtīguma analīze tika veikta attiecībā uz izejvielu kvalitāti jeb biogāzes iznākumu. Bāzes scenārijā tika pieņemts, ka biogāzes iznākums ir 200 m3/t kukurūzas skābbarības. 1.58.attēlā ir redzamas IRR izmaiņas atkarībā no biogāzes iznākuma.

1.58.att. IRR izmaiņas atkarībā no biogāzes iznākuma (izejvielu kvalitātes)

Analīze rāda, ka IRR ir pozitīvs biogāzes elektrostacijām pie biogāzes iznākuma 220 un 200 m3/t, savukārt biogāzes koģenerācijas stacijām 0,8-1MW robežās iegūt pozitīvu IRR ir iespējams jau pie 180 m3/t un visā jaudu diapazonā pie 200 un 220 m3/t.

Biogāzes elektrostacijas

30%

4000

25%

5332

20%

15%

10%

6000

7000

7500

8000

-5% 0

0.5

1.5

2.5

Uzstādītā jauda, MWe

Biogāzes koģenerācijas stacijas

45%

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

4000

5332

6000

7000

7500

8000

0 0.5 1 1.5 2 2.5

Uzstādītā jauda, MWe

IRR

Kā minēts iepriekšējā 1.5.3.nodaļā, tika veikta jūtīguma analīze arī darbināšanas stundu skaitam. IRR atkarībā no darbināšanas stundu skaita biogāzes elektrostacijām un biogāzes koģenerācijas stacijām ir redzams 1.59.attēlā.

IRR

1.59.att. IRR izmaiņas atkarībā no darbināšanas stundu skaita, h/gadā

Analīze parāda, ka darbināšanas stundu skaits atstāj būtisku ietekmi uz projekta dzīvotspēju. Faktiski pie esošajiem pieņēmumiem, naudas plūsma ir negatīva biogāzes elektrostacijām, ja tās nedarbojas vismaz 7500 h/gadā. Mazu jaudu elektrostacijām (līdz 0,5 MWe) darbināšanas stundu skaitam ir jābūt vēl lielākam, lai projekts atmaksātos. Biogāzes koģenerācijas stacijām ir nepieciešams darboties vismaz 7000 h/gadā, bet pie mazām jaudām un jaudas 1,5 MWe, projektu IRR kļūst pozitīvi tikai virs 7500 pilnas jaudas darba stundām gadā.

Naudas plūsmu aprēķini 15 gadiem rāda, ka pie esošajiem pieņēmumiem un kad netiek subsidēti kapitālieguldījumi (piemēram, nav LAD subsīdijas), lai IRR būtu 12%, atbalsta intensitātei pie dažām jaudām būtu jābūt augstākai – gan biogāzes elektrostacijām, gan augstas efektivitātes biogāzes koģenerācijas stacijām, bet pie citām jaudām to varētu arī nedaudz samazināt. Atbalsta intensitātes, kas

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus

Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%)

180.00

165.63

158.82 153.25

160.00 149.43

145.93

143.49 141.64

139.39 136.75

140.00

140.95

138.48

133.18

136.08 128.85

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

0.2

0.4

0.5

0.8

1.5

Uzstādītās jaudas, MWe

Atbalsts, Ls/MWh

atbilst 12% IRR ir parādītas 1.60.attēlā biogāzes elektrostacijām un 1.61.attēlā – biogāzes augstas efektivitātes koģenerācijas stacijām.

Esošais atbalsts

Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%)

180.00

163.81

159.94

160.00

150.50

149.50144.51

142.65

140.38

140.00

140.91 135.21

132.35130.71

129.49

127.30

120.00

120.91

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

0.2

0.4

0.5

0.8

1.5

Uzstādītās jaudas, MWe

Atbalsts, Ls/MWh

1.60.att. Esošais atbalsts biogāzes elektrostaciju projektiem pirmos 10 gadus un aprēķinātais nepieciešamais atbalsta līmenis ar nosacījumu, ka attiecīgā projekta IRR ir 12%

1.61.att. Esošais atbalsts augstas efektivitātes biogāzes koģenerācijas staciju projektiem pirmos 10 gadus un aprēķinātais nepieciešamais atbalsta līmenis ar nosacījumu, ka attiecīgā projekta IRR ir 12%

Attēlos redzams, ka, atbalstot biogāzes elektrostacijas 15 gadu periodā, atbalsts būtu jāpalielina mazas jaudas stacijām (0,2-0,5MWe) un jāsamazina atbalsts vidējas un lielas jaudas biogāzes elektrostacijām (0,8-2 MWe). Biogāzes koģenerācijas stacijām – mazas jaudas (0,2 MWe) stacijām nepieciešams tarifu paaugstināt, pārējām stacijām iespējams tarifa samazinājums.

1.5. 5. Atbalsta intensitātes izvērtējums biogāzes e lektrostacijām un koģenerācijas sta cijām Latvijā bez šķērssubsīdijām

Salīdzinot ar iepriekšējā nodaļā dotajiem aprēķiniem, variantā bez šķērssubsīdijām tiek pieņemts, ka siltumenerģija tiek realizēta par cenu, kas sedz tās patiesās ražošanas izmaksas. Biogāzes gadījumā patiesās siltumenerģijas ražošanas izmaksas veidojas no izejvielu iegādes un transportēšanas izmaksām,

no biogāzes tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksām un izmaksām, kas veidotos, ja biogāze tiktu izmantota katlu mājā tiešai siltumenerģijas ražošanai. Pēc pētījuma autoru veiktajiem aprēķiniem, biogāzes siltuma patiesā cena ir 41,38 Ls/MWh.

Not.262

Not.221

50%

45%

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2

Uzstādītā jauda, MWe

IRR

Naudas plūsmas aprēķinu bāzes scenārija gadījumā bez šķērssubsīdijām (pārdodot no biogāzes ražotu siltumu par tā patieso cenu) ir redzams (skat. 1.62.attēlu), ka biogāzes elektrostaciju IRR ir no 11% pie mazām jaudām līdz 31% lielu jaudu (2MWe) gadījumā. Biogāzes koģenerācijas staciju IRR ir 22-47% ar būtisku kritumu pie 1,5MWe, kas skaidrojams ar to, ka šī jauda atrodas uz robežas, kurā mainās dabasgāzes lietotāju grupa un samazinās dabasgāzes cena, no kuras ir atkarīgs elektroenerģijas iepirkuma tarifs.

1.62.att. Biogāzes elektrostaciju un koģenerācijas staciju IRR bāzes scenārija gadījumā bez šķērssubsīdijām

Bāzes scenārijā biogāzes projektu vienkāršais atmaksāšanās laiks bez šķērssubsīdijām ir 4-8 gadi. 1.10.tabulā ir doti biogāzes staciju projektiem veiktie pieņēmumi naudas plūsmas aprēķinos bez šķērssubsīdijām.

1.10. tabula

Biogāzes staciju projektiem veiktie pieņēmumi naudas plūsmas aprēķinos

Galvenie pieņēmumi (bāzes scenārijs):	262	221
Darbināšanas stundu skaits, h/gadā	8000	8000
Izejvielu (kukurūzas skābbarības ekvivalentu) izmaksas, Ls/t	25	25
Biogāzes iznākums no 1 t kukurūzas skābbarības ekvivalenta, m3/t	200	200
Siltumenerģijas lietderīga izmantošana, % no stacijā saražotās siltumenerģijas	50%	100%
Siltumenerģijas realizācijas cena, Ls/MWh	41,83	41,83
Investīciju subsīdija, %	0	0

Naudas plūsmu aprēķini 15 gadiem rāda, ka, ja siltumenerģija tiek realizēta par cenu, kas ietver tās patiesās ražošanas izmaksas un netiek subsidēti kapitālieguldījumi, lai IRR būtu 12%, atbalsta intensitātei biogāzes elektrostacijām pie 0,2 MWe bet visos pārējos gadījumos – atbalsta intensitāte būtu jāsamazina. Atbalsta intensitātes, kas atbilst 12% IRR ir parādītas 1.63.attēlā biogāzes elektrostacijām un 1.64.attēlā – biogāzes augstas efektivitātes koģenerācijas stacijām.

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus

180.00

160.20

158.82

Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%)

160.00

149.43

140.00

147.94 141.64

140.6

143.49

139.39 136.75

133.18

135.80

133.35 130.93

123.60

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

0.2

0.4

0.5

0.8

1.5

Uzstādītās jaudas, MWe

Esošais atbalsts

Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%)

180.00

159.94

160.00

151.17510.50

144.51

142.65

140.38

140.00

137.36

128.79 123.11

130.71

127.30

120.00

120.23

117.36

108.79

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

0.2

0.4

0.5

0.8

1.5

Uzstādītās jaudas, MWe

Atbalsts, Ls/MWh

1.63.att. Esošais atbalsts biogāzes elektrostaciju projektiem (MK noteikumi Nr.262) pirmos 10 gadus un aprēķinātais nepieciešamais atbalsta līmenis ar nosacījumu, ka attiecīgā projekta IRR ir 12% un siltumenerģija tiek realizēta par tās patieso cenu

1.64.att. Esošais atbalsts augstas efektivitātes biogāzes koģenerācijas staciju projektiem pirmos 10 gadus un aprēķinātais nepieciešamais atbalsta līmenis ar nosacījumu, ka attiecīgā projekta IRR ir 12% un siltumenerģija tiek realizēta par tās patieso cenu

Lai noteiktu, kā atbalsta ilgums ietekmē nepieciešamā atbalsta lielumu, tika veikta analīze 1 MWe jaudas biogāzes elektrostacijai un 1 MWe jaudas biogāzes koģenerācijas stacijai. 1.65.attēlā ir dots salīdzinājums starp atbalsta likmēm atkarībā no tā piemērošanas ilguma 1 MWe biogāzes elektrostacijai, 1.66.attēlā ir redzams analogs salīdzinājums 1MWe biogāzes koģenerācijas stacijai. Salīdzinājums ir veikts gadījumam, kad siltums no biogāzes stacijas tiek realizēts par tā faktiskajām ražošanas izmaksām (netiek šķērssubsidēts).

Pirmos 10 gadus Pēc 10 gadiem 1 MWe biogāzes elektrostacija

160.00

139.39

140.00

133.43

133.35

133.43

120.00

111.51

111.20

106.68

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

Esošais atbalsts 1 MWe nepieciešamais atbalsts, ja nepieciešamais atbalsts, ja nepieciešamais atbalsts, ja

IRR=12% uz 20 gadiem IRR=12% uz 15 gadiem IRR=12% uz 10 gadiem

160.00

140.38

1 MWe biogāzes koģenerācijas stacija

140.00

120.00

115.08

108.12

109.61

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

Esošais atbalsts 1 nepieciešamais nepieciešamais nepieciešamais

MWe atbalsts, ja IRR=12% atbalsts, ja IRR=12% atbalsts, ja IRR=12% uz 20 gadiem uz 15 gadiem uz 10 gadiem

Atbalsts elektroenerģijas ražošanai, Ls/MWh

1.65.att. Atbalsta likmes 1 MWe biogāzes elektrostacijai atkarībā no atbalsta ilguma (bez šķērssubsīdijām)

1.66.att. Atbalsta likmes 1 MWe biogāzes koģenerācijas stacijai atkarībā no atbalsta ilguma

Kā redzams 1.65.attēlā, salīdzinot ar esošo atbalstu, nepieciešamais atbalsts 1 MWe biogāzes elektrostacijai 10+10 gados ir mazāks nekā šobrīd esošais. Ja atbalsts tiek sniegts 15 gadu garumā un netiek mainīta esošā sistēma, kad pēc pirmajiem 10 gadiem tarifs tiek samazināts par 20%, 1 MWe biogāzes elektrostacijai, ja tā pārdod siltumenerģiju par patieso tās ražošanas cenu, tad atbalstu var samazināt gan pirmajiem 10 gadiem, gan nākamajiem 5 gadiem. Finansiāli visizdevīgāk valstij būtu sniegt atbalstu tikai uz 10 gadiem, kuru laikā tiek atmaksātas ieguldītās investīcijas, bet šajā gadījumā biogāzes ražošana konkrētajā stacijā būtu garantēta tikai 10 gadus. Ja aprēķina kopējos izdevumus par obligātā iepirkuma ietvaros iepirkto elektroenerģiju, tad tie ir vislielākie tieši atbalsta maksājumiem 20 gadu garumā. Kopējās diskontētās izmaksas katrai no shēmām ir dotas 1.67.attēlā.

1MWe biogāzes elektrostacija

16 000 000

13 782 465

14 000 000

13 532 179

12 000 000

11 219 109

10 000 000

8 657 882

8 000 000

6 000 000

4 000 000

2 000 000

Esošais atbalsts 10+10 gadi

Atbalsts 10+10 gadi

(IRR=12%)

Atbalsts 15 gadi (IRR=12%) Atbalsts 10 gadi (IRR=12%)

Izmaksas par iepirkto elektroenerģiju, Ls

1.67.att. Izmaksas par iepirkto elektroenerģiju 1 MWe biogāzes elektrostacijai atkarībā no atbalsta ilguma

1 MWe biogāzes koģenerācijas stacija

14 000 000

12 000 000

11 754 909

10 000 000

9 749 712

9 109 059

8 000 000

7 466 917

6 000 000

4 000 000

2 000 000

Esošais atbalsts 10 gadi Atbalsts 20 gadi (IRR=12%) Atbalsts 15 gadi (IRR=12%) Atbalsts 10 gadi (IRR=12%)

Izmaksas par iepirkto elektroenerģiju, Ls

Biogāzes koģenerācijas stacijām kā redzams 1.66.attēlā, salīdzinot ar esošo atbalstu, nepieciešamais atbalsts visos gadījumos ir mazāks par esošo. Finansiāli visizdevīgāk valstij būtu sniegt atbalstu tikai uz 10 gadiem. Ja aprēķina kopējos izdevumus par obligātā iepirkuma ietvaros iepirkto elektroenerģiju, tad tie ir vislielākie tieši atbalsta maksājumiem 20 gadu garumā (skat. 1.68.attēlu).

1.68.att. Izmaksas par iepirkto elektroenerģiju 1 MWe biogāzes koģenerācijas stacijai atkarībā no atbalsta ilguma

1.6. AUGSTI EFEKTĪVAS DABAS GĀZES KOĢENERĀCIJAS STACIJAS

1.6. 1. Koģenerācijas staciju dalījums Latvijā

Atbalstu elektroenerģijas ražošanai dabas gāzes koģenerācijas stacijās 2012.gadā kopā saņēma 81 iekārta. Iekārtas ir iedalītas divās grupās: mazas un nelielas jaudas un lielas jaudas koģenerācijas stacijas šādos jaudas diapazonos, kas turpmāk izmantoti iekārtu ražotāju un piegādātāju aptaujās:

• mazas un nelielas jaudas koģenerācijas stacijas:

o līdz 0,5 MW (neieskaitot);

o 0,5-1 MW (neieskaitot);

o 1-2 MW (neieskaitot);

o 2-4 MW (neieskaitot);

• lielas koģenerācijas stacijas, kuru kopējais skaits ir 4 ar kopējo jaudu 798,6 MWe:

o 4 MW un vairāk.

skaits

jauda,MW

līdz 0,499 MW 0,5-0,999 MW

1-2 MW

2-4 MW

uzstādītās jaudas diapazons

skaits un kopējā jauda, MWe

Mazas un nelielas jaudas staciju kopskaits ir 77 ar kopējo jaudu 82,43 MWe. Tās atšķiras gan ar uzstādīto jaudu, gan vecumu, gan iekārtu efektivitāti, gan ieguldījumu kopējā elektroenerģijas ražošanas apjomā. Esošo mazas un nelielas jaudas koģenerācijas iekārtu iedalījums četrās grupās, to skaits un katras grupas kopējā jauda ir apkopots 1.69.attēlā.

1.69.att. Dabas gāzes koģenerācijas staciju skaits un uzstādītās jaudas

Kā redzams no 1.69.attēla, lielākais staciju skaits ir ar jaudu līdz 1 MWe – 55 koģenerācijas stacijas. Savukārt, lielākā kopējā uzstādītā jauda ir grupai no 2-4 MW un to skaits ir 11. Šo grupu ieguldījums kopējā jaudā ir pretējs:

• 55 staciju (līdz 1 MWe) uzstādītā jauda ir 25,3 MWe;

• 11 staciju (tuvu 4 MWe) uzstādītā jauda ir 37,9 MWe.

Visas šīs koģenerācijas stacijas izpilda kliedētas enerģijas koncepcijas nosacījumu: tās novietotas tuvu elektroenerģijas lietotājam un samazina kopējos zudumus elektrotīklā.

700

600

500

400

300

200

100

uzstādītā jauda, MWe

Latvijā ir četras lielas dabas gāzes stacijas, un tās visas ir izvietotas Rīgā, kas ir jāuzskata, kā slodzes koncentrācija un ir pretēja kliedētas enerģijas koncepcijai (skat. 1.70.attēlu). 2014.gadā tiks nodota ekspluatācijā Rīgas TEC 2 -2 (otrā kārta) ar uzstādīto jaudu 407 MWe, kura nav iekļauta 1.70.attēlā.

JUGLAS JAUDA, SIA

Xxxxxxxxxx AS, Rīgas

TEC-1

Xxxxxxxxxx AS, Rīgas

TEC-2

RĪGAS SILTUMS, AS,

"Imanta"

1.70.att. Dabas gāzes koģenerācijas staciju virs 4 MWe uzstādītās jaudas

Visas koģenerācijas stacijas saņem atbalstu, jo ir iekļautas atbalstāmo skaitā. Atbalsta lielums ir atkarīgs no jaudas, un tas ir robežās no 32,8 Ls/MWh lielas jaudas koģenerācijas stacijām līdz 141,1 Ls/MWh koģenerācijas stacijām ar jaudu līdz 0,08 MW. Balstoties uz Ekonomikas ministrijas publicētajiem OIK maksājumiem un veicot datu matemātisko apstrādi, iegūti divi empīriski vienādojumi, kuri ir attēloti

0,16

0,14

0,12

0,1

0,08

0,06

0,04

0,02

atbalsts

iepirkuma tarifs tirgus cena

0 1

xxxxx, MWe

maksa par elektroenerģiju,

Ls/MWhe

1.71. un 1.72.attēlā. Iegūtie rezultāti ir pretrunīgi.

1.71.att. Elektroenerģijas tirgus cena, iepirkuma tarifs un valsts atbalsts atkarībā no uzstādītās jaudas 2012.gadā mazas un nelielas jaudas koģenerācijas stacijām

0,14

0,12

0,1

0,08

atbalsts

0,06

iepirkuma tarifs

0,04

tirgus cena

0,02

100

200

300

xxxxx, MWe

400

500

600

maksa par elektroenerģiju, Ls/MWhe

Mazas un nelielas jaudas koģenerācijas stacijām atbalsts samazinās atkarībā no uzstādītās jaudas. Savukārt, lielas jaudas koģenerācijas stacijām atbalsts pieaug atkarībā no uzstādītās jaudas maksimumu sasniedzot, sākot ar 140 MWe jaudu.

1.72.att. Elektroenerģijas tirgus cena, iepirkuma tarifs un valsts atbalsts atkarībā no uzstādītās jaudas 2012.gadā lielas jaudas koģenerācijas stacijām

Atbalsta lielumi virs tirgus cenas iepirkuma tarifā:

• tuvu 4 MWe jaudai ir 62 Ls/MWh;

• 140-600 MWe jaudai ir 48 Ls/MWh.

Atšķirība starp atbalstu lielumu tarifā ir 24%, kas ir jāuzskata par nepamatoti nelielu, jo īpatnējie kapitālieguldījumi un īpatnējās uzturēšanas izmaksas, kas attiecinātas pret uzstādītās jaudas kW vai saražotās elektroenerģijas MWh, ir lielākas mazākas jaudas koģenerācijas stacijām.

1.6. 2. Kapitālieguldījumu no teikšana

Pētījumos izmantotie dati ir apstrādāti tā, ka tos ir iespējams salīdzināt. Šoreiz tiek izmantoti īpatnējie kapitālieguldījumi Ls/MWe vai Ls/MWhe un īpatnējās uzturēšanas izmaksas Ls/MWe vai Ls/MWhe. Pētījumos iegūtie dati atšķiras un vienā no ES realizēto labās pieredzes projektu analīzes minēts, ka

kopējās īpatnējās investīcijas vienām un tām pašām tehnoloģijām atšķiras: Ziemeļeiropā tie ir vismazākie, bet Dienvideiropas valstīs – vislielākie. Austrumeiropas valstīs īpatnējās izmaksas ir pa vidu.

Zemāk ir apkopoti tie dabas gāzes koģenerācijas staciju tehnoloģiju ražotāji, kuru iekārtas tiek piegādātas un uzstādītas Baltijas reģionā, kā arī šo iekārtu tirgotāji, kuri pētījuma ietvaros tika arī aptaujāti:

• Jenbacher (sertificētais izplatītājs EE, LV, LT ir SIA „FILTER”) – SIA „FILTER” informāciju sniedza, kā nemainīgas izmaksas visā jaudas diapazonā;

• Caterpillar (oficiālais dīleris Latvijā SIA “Witraktor”);

• Wartsila Finland (pārstāvis Latvijā Xxxxx Xxxxxxxxx);

• Rolls Royce (oficiālais pārstāvis Bergen Energy AS, Norway vai Centrālās un Austrumeiropas birojs Čehijā) – informāciju nebija iespējams saņemt, jo nav oficiāla pārstāvniecība;

• MWM (Baltijas oficiālais pārstāvis UAB "Envija" Lietuvā) – līdz pētījuma izstrādes beigām

informāciju nebija iespējams iegūt;

• Wesseman;

• TEDOM – firmas pārstāvniecība Latvijā informāciju nesniedza, kaut arī ir realizēti pietiekami daudz projektu;

• UPB.

Īpatnējas investīcijas LVL/kWe

Log. (Īpatnējas investīcijas LVL/kWe)

1400

1200

1000

800

y = -157,ln(x) + 1552,

R² = 0,757

600

400

200

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Uzstādītā elektriskā jauda, kWe

Īpatnējie kapitālieguldījumi, Ls/kWe

Mazo koģenerācijas staciju līdz 4 MW izmaksas labi korelē ar trenda līkni, kura apraksta īpatnējos kapitālieguldījumus (skat. 1.73.attēlu).

1.73.att. Iekārtu īpatnējie kapitālieguldījumi mazu jaudu diapazonā

Tomēr ražotāju sniegtā informācija par īpatnējiem kapitālieguldījumiem ir nepilnīga, jo neietver projektēšanas un pieslēguma izmaksas.

Datu apkopošana no dažādiem tehnoloģiju ražotājiem liecina par datu izkliedi, kas ir skaidrojams ar iekārtu un dažādas pakāpes montāžas un būvniecības izmaksām. Dārgākas ir tās koģenerācijas stacijas, kuras uzstādītas, noslēdzot „atslēgas projekta” realizāciju. Tomēr tie ir izdevīgāki iekārtu darbināšanas laikā, kad iekārtu uzstādītāji garantē augstu efektivitāti.

Informācija no tehnoloģiju ražotājiem atšķiras lielākām stacijām. Piemēram, dati, kas saņemti no firmas WARTSILA Finland, ir apkopoti 1.74.attēlā. Kā redzams no 1.74. attēlā apkopotajiem datiem, ir svarīgi definēt, kādi uzdevumi tiek uzstādīti koģenerācijas stacijai. Apakšējā taisne rāda, ka, pērkot no tehnoloģiju piegādātājiem tikai tehnoloģijas, to izmaksas ir divas reizes mazākas, jo neietver

projektēšanas un būvniecības izmaksas. Augšējā taisne liecina, ka augstas efektivitātes iekārtas atslēgas projektos, kad projektu realizē no sākuma līdz beigām, kad tiek uzsākta stacijas darbība, izmaksas ir lielākas, kur projektos ar uzstādīto elektrisko jaudu 15 MWe šīs izmaksas ir 500 Ls/MWe.

1.74.att. Koģenerācijas staciju īpatnējās investīcijas

Apkalpošanas un uzturēšanas dati ilustrēti 1.75.attēlā. Tie rāda, ka tehnoloģiju piegādātāju pieredze atšķiras. Uzturēšanas un apkalpošanas izmaksas slodžu diapazonā no 10 – 20 MWe var uzskatīt par nemainīgām it īpaši gadījumos, kad koģenerācijas stacijas strādā ar daļēju un mainīgu slodzi, kā arī uzstādot vairākus iekšdedzes dzinējus dabas gāzes koģenerācijas stacijās. To apstiprina arī ETSAP (skat. tekstā zemāk). Iekšdedzes dzinēju ražotāji uzskata, ka gadījumos, ja ir uzstādīts tikai viens dzinējs trenda vienādojums, kas redzams 1.75. attēlā ir lineārs.

1.75.att. Koģenerācijas stacijās saražotās enerģijas apkalpošanas un uzturēšanas īpatnējās izmaksas

Nākamajā nodaļā pie darbināšanas izmaksām ir analizēti arī elektroenerģijas ražotāju sniegtie dati par īpatnējiem kapitālieguldījumiem un sasaisti ar iekārtu piegādātāju sniegtajiem datiem. Jāņem arī vērā, ka elektroenerģijas ražotāji iekārtas ir uzstādījuši laika posmā no 1998. līdz 2011.gadam, bet iekārtu piegādātāju cenas ir 2013.gada tirgus cenas. Sakarā ar to, ka Latvijā ir tikai viena dabas gāzes koģenerācijas stacija slodžu diapazonā no 4-45 MWe un šīs stacijas īpašnieki nesniedza informāciju datu analīzei, tad tālāk aprēķinos uzturēšanas un apkalpošanas izmaksas ņemtas, veicot pieņēmumus, kas

sakrīt ar trenda vienādojumu un atrodas starp 0,1 - 4 MWe un 47,7 MWe stacijām. Šīs stacijas gadījumā tika pieņemts, ka īpatnējās izmaksas var noteikt balstoties uz noteikto trenda vienādojumu.

Ņemot vērā, ka kapitālieguldījumu un darbināšanas izmaksu izvērtēšanā ir svarīgi ņemt arī starptautisko praksi, jo dabas koģenerācijas stacijas Eiropā un pasaulē tiek uzstādītas jau vairākas dekādes, zemāk ir apkopoti īpatnējie kapitālieguldījumi un arī darbināšanas izmaksas no vairākiem starptautiski atzītiem pētījumiem.

1. The Energy Technology Systems Analysis Program (ETSAP)29

Dabas gāzes koģenerācijas ar iekšdedzes dzinējiem ar jaudu 0,07-6 MWe izmaksas sadalās šādi:

• investīcijas 850-1950 $/kWe: parasti ir 1150 $/kWe;

• apkalpošanas (O&M) izmaksas ir 200 – 300 $/kWe gadā.

Dabas gāzes koģenerācijas ar CCGT tehnoloģijām ar jaudu 12-300 MWe izmaksas sadalās šādi:

• investīcijas 1100- 1800 $/kWe: parasti ir 1300 $/kWe;

• apkalpošanas (O&M) izmaksas ir 50 $/kWe gadā.

Aprēķinos tiek pieņemts, ka koģenerācijas staciju tehniskais darba mūžs ir 20 gadi, bet ekonomiskais – 15 gadi. Izpēte veikta arī prognoze investīcijām: 1100 $/kWe – 2020.gadā; 1000 $/kWe – 2030.gadā.

2. Cogeneration case studies handbook30

Starptautiskā projekta CODE ietvaros tika izstrādāts labās prakses projektu piemēru rokas grāmatā. Balstoties uz publicētajiem datiem un to analīzes, 1.11.tabulā ir apkopotas īpatnējie kapitālieguldījumiem dažādas jaudas projektiem Eiropas Savienības dalībvalstīs.

1.11.tabula

ES labās prakses projektu piemēru analīzes dati [projekta CODE]

MWe	MWth	Ls/kWe	Eiro/kWe	Eiro	Valsts	Kurināmais
0,012	0,024	2042	2917	35000	Belģija	dabas gāze
0,011	0,025	1862	2660	29260	UK	dabas gāze
8,6	9,54	448	640	5500000	Belģija	dabas gāze
2,3	2,4	1339	1913	4400000	UK	dabas gāze, biodīzelis
5,8	6,1	664	948	5500000	Spānija	dabas gāze
1,06	1,27	1849	2642	2800000	Itālija	dabas gāze
0,05	0,081	1540	2200	110000	Slovēnija	dabas gāze
0,3	0,45	1563	2233	670000	Čehija	dabas gāze
0,04	0,086	2497	3568	142700	Grieķija	dabas gāze
0,34	0,68	926	1324	450000	Grieķija	dabas gāze
0,5	0,0	0000	0000	0000000	Kipra	dabas gāze
2,3	2,3	913	1304	3000000	Vācija	dabas gāze

Tabulā apkopotie dati grafiski ir ilustrēti 1.76.attēlā. Katrs punkts raksturo vienu projektu Eiropas Savienībā. Tikai viens punkts ir no IUB.

29 Pētījums pieejams: xxx.xxx-xxxxx.xxx/xxx/X-XxxxXX

30 IEE programmas projekta CODE pētījums, kas pieejams xxxx://xxx.xxxx-xxxxxxx.xx/

3000

CODE labas prakses piemēri iepirkuma birojs

2500

2000

y = 20,663x2 - 347,51x + 1924,6

R² = 0,5841

1500

1000

500

uzstādītā jauda, MWe

īpatnējās investicijas, Ls/kWe

1.76.att. ES dabas gāzes koģenerācijas staciju labās prakses piemēru informācija

3. Methodology for Determining the Reference Costs for High-Efficiency Cogeneration. Report. 2009 / Republic of Slovenia Ministry of the Economy. Ljubljana. 2009 -53 p

Dzinēju lietderības koeficienti koģenerācijas stacijā pētījumā ir šādi:

	0,005 MWe	0,5 MWe	3 MWe
El/ne lietderības koeficients,%	27	38	40
Siltuma lietderības koeficients,%	63	47	42
Kopējais,%	90	85	82

Koģenerācijas staciju izmaksas ir sekojošas:

	0,005 MWe	0,5 MWe	3 MWe
Investīcijas, €/kWe	2900	1400	1100
Apkalpošanas (O&M) izmaksas €/MWh	15	9	8
Darbinieku skaits	0	0,5	2
Apdrošināšana un citas izmaksas, % no kopējām investīcijām	1,5	1,5	1,5

4. UK Electricity Generation Costs Update / Mott MacDonald

Pētījumā noteiktie īpatnējie kapitālieguldījumi dabas gāzes CCGT tehnoloģijām, kuru efektivitāte ir 60%, ir 800 Eiro/kWe. Apkalpošanas izmaksas tiek noteiktas 2,5% apjomā no kapitālieguldījumiem.

Apkopojot datus no augstāk minētajiem pētījumiem (skat. 1.77.attēlu), var teikt, ka mazas un nelielas jaudas dabas gāzes koģenerācijas staciju investīciju izmaksas (ieskaitot būvniecības izmaksas) ir diapazonā no 1000 Ls/kWe (ar jaudu tuvu 4 MWe) līdz 1900 Ls/kWe (ar jaudu zem 0,2 MWe).

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

Slovenia

ETSAP

y = -355,2ln(x) + 1763,4

y = -161,1ln(x) + 1293,7

vidējais Eiropas -

CODE

Ziemeļeiropa - CODE

y = -197,4ln(x) + 983,73

Log. (Slovenia)

0 y = -139,4ln(x) + 685,52

Log. (ETSAP)

uzstādītā jauda, MWe

Log. (vidējais Eiropas

- CODE)

investīcijas, Ls/kWe

1.77.att. Investīcijas atkarībā no uzstādītās jaudas

Par kombinētā cikla gāzes turbīnu stacijām šobrīd ir ļoti pretrunīga informācija, it īpaši, ja salīdzina kombinētā cikla koģenerācijas stacijas ar iekšdedzes dzinēju stacijām. Iekšdedzes dzinēju stacijas ir lētākas, bet tām ir zemāks elektroenerģijas lietderības koeficients, tātad lielākas ir darbināšanas izmaksas.

1.6. 3. Darbināšanas i zmaksu noteikšana

Pētījuma ietvaros tika aptaujāti 11 vietējie dabas gāzes koģenerācijas staciju operatori, lai noskaidrotu šo staciju darbināšanas izmaksas 2012.gadā. No aptaujātajiem savu izmaksu pārskatu līdz pētījuma iesniegšanas brīdim sniedza 6 elektroenerģijas ražotāji jaudas diapazonā 0,1-4 MWe, 1 elektroenerģijas ražotājs jaudas diapazonā 20-50 MWe un 3 elektroenerģijas ražotāji jaudas diapazonā virs 100 MWe. Pētījuma autori nesaņēma informāciju no dabas gāzes koģenerācijas stacijas ar uzstādīto jaudu 14,9 MWe, kura ir vienīgā stacija Latvijās jaudas diapazonā no 4-20 MWe.

1400

1200

1000

800

y = -203,ln(x) + 2085,

R² = 0,576

600

400

Īpatnējas investīcijas

tehnoloģiju ražotājiLVL/kWe

Īpatnējas investīcijas ražotāji, LVL/kWe

Log. (Īpatnējas investīcijas tehnoloģiju ražotājiLVL/kWe)

Log. (Īpatnējas investīcijas ražotāji, LVL/kWe)

200

y = -157,ln(x) + 1552,

R² = 0,757

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

Uzstādītā elektriskā jauda, kWe

Īpatnējie kapitālieguldījumi, Ls/kWe

Iegūtie dati par kapitālieguldījumiem un darbināšanas izmaksām ir apkopoti 1.78.-1.81.attēlos.

1.78.att. Īpatnējie kapitālieguldījumi, kas apkopoti no vietējo elektroenerģijas ražotāju un koģenerācijas tehnoloģiju ražotāju informācijas

Kā redzams no grafikiem, visos gadījumos ir iespējams uzvilkt īpatnējo kapitālieguldījumu līmeņatzīmes (trendus), kuras labi apraksta koģenerācijas staciju izmaksas.

160

140

120

100

kredīta izmaksas

dabas gāzes izmaksas uzturēšanas izmaksas

2220 526 344 165 312 2330 500 1900 1990 3880

Uzstādītā elektriskā jauda, kWe

Īpatnējās darbināšanas izmaksas,

Ls/MWh

Investīcijas ir tieši saistītas ar kredītiem, dabas gāzes un uzturēšanas izmaksas, par kurām informāciju ir snieguši elektroenerģijas ražotāji ir ilustrētas 1.79.attēlā.

1.79.att. Elektroenerģijas ražotāju izmaksas

130

120

110

100

y = -6,96ln(x) + 135,6

R² = 0,299

1000

2000

3000

4000

Uzstādītā elektriskā jauda, kWe

Īpatnējie dabasgāzes komponentes izdevumi, Ls/MWh gadā

Lielākās mainīgās izmaksas, ir dabas gāzes izmaksas, tās ir ilustrētas 1.80.attēlā.

1.80.att. Dabas gāzes izmaksas atkarībā no uzstādītās jaudas

200

180

160

y = -23,3ln(x) + 298,7

R² = 0,653

140

120

100

1000

2000

3000

4000

Uzstādītā elektriskā jauda, kWe

Īpatnējie kopējie izdevumi, LVL/MWh gadā

Dati 1.78.attēlā ilustrē absurdo situāciju, kas izveidojusies: lai iegūtu 1 MWh elektroenerģijas no valsts aizplūst naudas līdzekļi trīskāršā apjomā salīdzinājumā ar elektroenerģijas tirgus vērtību. Par to samaksā elektroenerģijas lietotājs, maksājot obligātā iepirkuma tarifu.

1.81.att Kopējie izdevumi, kas saistīti ar dabas gāzes koģenerāciju

Īpatnējie kopējie izdevumi ir ilustrēti 1.81.attēlā. Tie rāda, ka darbināšanas izdevumi ir lieli un galvenā komponente ir dabas gāzes cena. Tas liecina par to, ka šāda situācija nav ne ekonomiski, ne ekoloģiski, ne sociāli attaisnojama.

Trenda vienādojums šajā gadījumā ir:

Tdg = 298,7 – 23,3 ln(Pchp), Ls/MWh,

kur

Tdg - dabas gāzes koģenerācijas stacijas kopējie izdevumi, Ls/MWh; Pchp - koģenerācijas stacijas uzstādītā jauda, kWe.

1.6. 4. Atbalsta intensitātes izvērtējums dabas gā zes koģenerācijas stacijām Latvijā

Atbalsta intensitātes izvērtēšanai dabas gāzes koģenerācijām tika veikti papildus pieņēmumi, kas apkopoti 1.12.tabulā.

1.12.tabula

Pieņēmumi dabas gāzes koģenerācijas stacijām atbalsta intensitātes noteikšanai

Parametrs	Pieņēmuma vērtība
Darbināšanas stundas, h	5500
O&M izmaksas, Ls/MWh	15
Iekārtas darbības mūžs, gadi	15
Darba alga (ar sociālo nodokli) 1 darbiniekam, Ls/gadā	8400
Elektroenerģijas pašpatēriņš, %	3

Svarīgs pieņēmums ir siltumenerģijas cenas noteikšana:

Tse = Tdg/ηkm,

kur

Tse - tarifs siltumenerģijai, Ls/MWhth;

Tdg - dabas gāzes tarifs, Ls/MWh;

ηkm = 0,92 - katlu mājas lietderības koeficients.

Vienkāršais atmaksāšanās laiks ir aprēķināts, kopējās investīcijas dalot ar gada tīrajiem ienākumiem. Dabas gāzes vienkāršā atmaksāšanās laika aprēķinu rezultāti ilustrēti 1.82.attēlā, kur parādīts atmaksāšanās laiks atkarībā uzstādītās jaudas: jo lielāka jauda, jo investīcijas ātrāk atmaksājas.

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

0,20

0,50

1,00

2,00

4,00

Atmaksāšanās laiks, gadi

1.82.att. Dabas gāzes koģenerācijas stacijas vienkāršais atmaksāšanās laiks

Siltumenerģijas tarifs atkarīgs no dabas gāzes un pārējām izmaksām

Siltumenerģijas tarifs atkarīgs no dabas gāzes izmaksām Siltumenerģijas tarifs (16 Ls/MWh)

Atbalsts, Ls/MWh

140% 140

120%

120

100%

100

80%

60%

40%

20%

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

IRR

Atbalsts, Ls/MWh

Zemāk ir salīdzināts IRR rādītājs dažādiem jaudas diapazoniem. IRR ir atkarīga no ekonomiskiem rādītājiem, kuri tiek pieņemti, lai būtu iespējams salīdzināt dažādus projektus (skat. 1.83.attēlu). Ar esošo atbalstu elektroenerģijas ražošanai augstākais IRR rādītājs ir sasniedzams tajā gadījumā, ja saražotā siltumenerģija tiek pārdota par cenu, kas sedz gan dabas gāzes, gan pārējās izmaksas un atspoguļo reālās siltumenerģijas ražošanas izmaksas. IRR rādītājs šajā gadījumā svārstās no 73% mazas jaudas koģenerācijas stacijām līdz pat 113% koģenerācijas stacijām ar jaudu 4 MWe. IRR rādītājs ir 20% robežās gadījumā, ja siltumenerģija tiek pārdota par 16 Ls/MWh, kas nav pat puse no siltumenerģijas ražošanas izmaksām dabas gāzes katlu mājās.

1.83.att. Iekšējās peļņas vērtību analīze

Kā liecina aprēķinu dati, IRR ir būtiski atkarīgs no siltumenerģijas pārdošanas cenas, kuru samazinot, ir iespējams subsidēt siltumapgādes sistēmu. Šķērssubsīdijas veido necaurspīdīgu biznesa vidi un bremzē siltumenerģijas ražotāju attīstību. Naudas plūsmas piemērs 1 MW dabas gāzes koģenerācijas stacijai ir dots 11.pielikumā.

1.84.attēlā ir dots esošā un nepieciešamā atbalsta izvērtējums, pieņemot, ka ienākumi no siltumenerģijas veidojas, balstoties uz dabas gāzes pašizmaksu. Nepieciešamais atbalsts ir aprēķināts, pieņemot, ka projekta ienesīgums IRR=12%. Izmantotās vērtības ir dotas arī 1.13.tabulā.

Esošais atbalsts Nepieciešamais atbalsts

140

120

100

0,1

0,2

0,5

Atbalsts, Ls/MWh

1.84.att. Esošais un nepieciešamais atbalsts elektroenerģijas ražošanai, pieņemot, ka saražotā siltumenerģija tiek pārdota par dabas gāzes pašizmaksu

1.13.tabula

Izmantotās vērtības esošā un nepieciešama atbalsta noteikšanai

	0,1	0,2	0,5	1	2	4
Esošais atbalsts, Ls/MWh	123,76	120,84	109,18	106,06	96,22	92,11
Nepieciešamais atbalsts, Ls/MWh	127,43	98,01	86,02	81,60	76,19	71,00
Dabas gāzes cena, Ls/1000 m3	274,99	274,99	274,99	274,99	261,10	261,10
Siltumenerģijas tarifs, Ls/MWh	32,14	32,14	32,14	32,14	30,52	30,52

Esošais atbalsts

Nepieciešamais atbalsts

Dabas gāzes cena

140,00

280,00

120,84

120,00

109,18

106,06

275,00

100,00

96,22

92,11

84,22

270,00

80,00 72,19

67,80

63,04

57,87

265,00

60,00

260,00

40,00

20,00

255,00

0,00

250,00

0,2 0,5 1 2 4

Atbalsts elektroenerģijas ražošanai, Ls/MWh

Dabas gāzes cena, Ls/1000 m3

Kā redzams 1.84.attēlā, atbalsta maksājumam, sākot no 0,2 MW, ir jābūt mazākam nekā tas ir šobrīd. Tas galvenokārt ir saistīts ar ienākumiem, kas koģenerācijas stacijas operatoram rodas no siltumenerģijas pārdošanas par dabas gāzes pašizmaksu. Ņemot vērā, ka siltumenerģijas kopējās izmaksas veido ne tikai kurināmā izmaksas, bet arī pārējās izmaksas, 1.85.attēlā un 1.14.tabulā ir doti rezultāti esošā un nepieciešamā atbalsta izvērtējumam, pieņemot, ka siltumenerģija patērētājiem tiek pārdota par tās patieso vērtību.

1.85.att. Esošais un nepieciešams atbalsts elektroenerģijas ražošanai, pieņemot, ka saražotā siltumenerģija tiek pārdota par patieso siltumenerģijas ražošanas cenu

1.14.tabula

Izmantotās vērtības esošā un nepieciešama atbalsta noteikšanai

	0,1	0,2	0,5	1	2	4
Esošais atbalsts, Ls/MWh	123,76	120,84	109,18	106,06	96,22	92,11
Nepieciešamais atbalsts, Ls/MWh	113,68	84,22	72,19	67,80	63,04	57,87
Dabas gāzes cena, Ls/1000 m3	274,99	274,99	274,99	274,99	261,10	261,10
Siltumenerģijas tarifs, Ls/MWh	42,85	42,85	42,85	42,85	40,69	40,69

Kā redzams 1.85.attēlā, ja siltumenerģija no dabas gāzes koģenerācijas stacijām tiek pārdota par 40,69- 42,85 Ls/MWh, nepieciešamais atbalsts samazinās līdz 57,87-113,68 Ls/MWh atkarībā no jaudas.

Neskaidra situācija ir izveidojusies ar koģenerācijas stacijām, kuras ir lielākas par 4 MW. Tām MK noteikumos Nr. 221 ir atvēlēta īpaša vieta. Šajā dokumentā ir noteikts, ka elektroenerģijas ražotājs var saņemt maksu par uzstādīto jaudu un specifisku samaksu par saražotajām MWh elektroenerģijas. Šie specifiskie nosacījumi neliek stacijām darboties ar pilnu slodzi maksimālu stundu skaitu. Tāpēc atmaksāšanās laiks ir atkarīgs gan no tā, cik ilgi stacija strādāja, gan investīciju apjoma, kreditēšanas nosacījumiem utt.

Analīzi sarežģīja situācija, kura izveidojās sakarā ar to, ka, kā jau iepriekš minēts, pētījuma autori nesaņēma informāciju no dabas gāzes koģenerācijas stacijas ar uzstādīto jaudu 14,9 MWe.

Provizoriskais atmaksāšanās laiks ir no 2,5 gadi (15 MW dabas gāzes koģenerācijas stacijai ar iekšdedzes dzinēju) līdz 6 un vairāk gadi Rīgas TEC 2 (ar modernu kombinēta cikla tehnoloģijām).

2. STARPTAUTISKĀS PIEREDZES IZVĒRTĒJUMS

Gandrīz katrā no Eiropas Savienības dalībvalstīm ir paredzēts atbalsts atjaunojamo energoresursu lietojumam elektroenerģijas ražošanā. Tas var būt izteikts dažādās formās: subsīdiju, aizņēmumu, iepirkuma tarifa, kvotu sistēmas un/vai nodokļu regulējuma veidā. Turpmāk apskatīti četrās valstīs – Austrijā, Vācijā, Nīderlandē un Zviedrijā – izmantotie atbalsta mehānismi atjaunojamās elektroenerģijas ražošanas un koģenerācijas nozarēs. Šīs Rietumeiropas valstis jau vairāku gadu garumā ir izveidojušas caurspīdīgus atbalsta mehānismus, un to pieredze var tikt pārnesta arī uz Latviju.

2.1. ATBALSTA LĪMEŅA INTENSITĀTES SALĪDZINOŠĀ ANALĪZE

2.1.tabulā ir apkopoti Austrijā, Vācijā, Nīderlandē un Zviedrijā izmantotie atbalsta mehānismi biogāzes, biomasas, hidro, Saules un vēja elektrostacijām. Apakšnodaļās zemāk ir analizēta atbalsta līmeņa intensitāte katrā no pētījumā iekļautajām valstīm, kā arī identificēti galvenie parametri un izmantotās formulas (tur, kur tas bija iespējams) atbalsta intensitātes noteikšanai, ņemot vērā arī atbalsta intensitātes izmaiņas kopš 2011.gada.

Atbalsta mehānismi AER-E Austrijā, Vācijā, Nīderlandē un Zviedrijā31

2.1.tabula

VAL STS

SUBSĪDIJAS

AIZDEVUMI

IEPIRKUMA TARIFS

PREMIUM TARIFS

KVOTU SISTĒMA

NODOKĻU REGULĒJUMS

✓

2.1. 1. AUSTRIJA

Iepirkuma tarifs. Elektroenerģijas ražošana no AER tiek atbalstīta galvenokārt caur iepirkuma tarifu, kura apmērs ir noteikts Austrijas Zaļās elektroenerģijas likumā (ÖSG 2012) un saistošajos normatīvajos aktos. Iepirkuma tarifa apmērs atkarīgs no AER veida un iekārtas tehnoloģiskajiem parametriem. Atkarībā no izmantotās tehnoloģijas iepirkuma tarifu maksā 13-15 gadus no iekārtas darbības uzsākšanas dienas. Atsevišķām tehnoloģijām (piemēram, Saules PV) iepirkuma tarifs var tikt pakāpeniski samazināts, ņemot vērā konkrētās tehnoloģijas izmaksu attīstību.

Elektroenerģijas iepirkuma tarifa izmaiņas Austrijā laika posmā no 2011.-2013.gadam atspoguļotas 2.1.attēlā. Maksimālais iekārtas darba stundu skaits, par kurām operators var saņemt iepirkuma tarifu, ir:

• Biogāze 7 000 h

• Cietā vai šķidrā biomasa 6 000 h

• Vēja turbīnas 2 150 h

• Saules PV sistēmas 950 h

31 Izmantotie apzīmējumi: BG – biogāzes, BM – biomasas, HY – hidro, SO – Saules, WI – vēja elektrostacijas

• Mazās HES 4 000 h

• Citas iekārtas 7 250 h

2011

2012 janv.-jun.

2012 jul.-dec.

2013

GEO

Elektroenerģijas iepirkuma tarifs

(neskaitot piemaksas), EUR centi/kWh

Elektroenerģijas ražošana koģenerācijā tiek atbalstīta piemaksas veidā. Piemaksas apmērs ir 2 €ct/kWh. Lai saņemtu piemaksu, iekārtai ir jānodrošina noteiktu efektivitātes kritēriju izpilde. Esošā iepirkuma tarifa detalizētāks salīdzinājums par Austriju un Vāciju ir dots 12.pielikumā.

2.1.att. Elektroenerģijas iepirkuma bāzes tarifi Austrijā32

Subsīdijas. Atjaunojamās elektroenerģijas iekārtu uzstādīšanas un rekonstrukcijas projekti tiek atbalstīti ar investīciju subsīdijām. Atbalsta intensitāte atkarīga no izmantotās tehnoloģijas un iekārtas jaudas (skat. 13.pielikumā).

Atbilstoši Austrijas Koģenerācijas likumam (KWK Gesetz 2009) un ÖSG 2012 esošas koģenerācijas iekārtas centralizētajā siltumapgādē un jaunu koģenerācijas iekārtu uzstādīšanas projekti (izņemot stacijas, kurām noteikts atbalsts saskaņā ar Zaļās elektroenerģijas likumu) var saņemt investīciju atbalstu, ja tiek nodrošināts noteikts energoresursu un oglekļa dioksīda emisiju ietaupījums, salīdzinot ar atsevišķu siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanu. Atbalsta apmērs esošām un modernizētām koģenerācijas stacijām tiek aprēķināts uz €ct/kWh bāzes atkarībā no dažādām stacijas izmaksu komponentēm: kurināmā izmaksas, darbināšanas un apkopes izmaksas, kapitāla atdeve, sociālās apdrošināšanas iemaksas, administratīvās izmaksas un nodokļi.

Jaunas koģenerācijas iekārtas, kas saņēmušas atļauju darbības uzsākšanai līdz 2012.gada 30.septembrim un ir nodotas ekspluatācijā līdz 2014.gada 31.decembrim, var saņemt investīciju subsīdijas līdz 10% no kopējām izmaksām atkarībā no uzstādītās jaudas.

Piekļuve tīkliem. Vispārējā enerģētikas likumdošana un nediskriminējoši principi nosaka garantētu pieeju elektroenerģijas tīklam elektroenerģijai, kas ražota no AER.

2.1. 2. VĀCIJA

Iepirkuma tarifs. Elektroenerģijas ražošana no AER un raktuvju gāzes tiek atbalstīta ar iepirkuma tarifu saskaņā ar kritērijiem, kas noteikti Atjaunojamo energoresursu likumā (EEG 2012). Iepirkuma tarifa apmērs tiek aprēķināts, no likumā noteiktā tarifa līmeņa atņemot samazinājuma likmi. Ikgadējā tarifa

32 Izmantotie apzīmējumi: GEO – ģeotermālās elektrostacijas

2011

2012

2013

GEO MG

Elektroenerģijas iepirkuma tarifs

(neskaitot piemaksas), EUR centi/kWh

likmes sazinājuma mērķis ir veicināt ražošanas izmaksu samazinājumu, pateicoties tehnoloģiju attīstībai. Fiksētais iepirkuma tarifs atkarīgs no izmantotās tehnoloģijas, stacijas jaudas un atrašanās vietas. Tarifa aprēķinā tiek ņemtas vērā plānotās iekārtas būvniecības un ekspluatācijas izmaksas (kapitālizmaksas, darbināšanas izmaksas, monitoringa un darbaspēka izmaksas u.c.). Elektroenerģijas iepirkuma tarifu operatori var saņemt 20 gadus. Iepirkuma tarifa izmaiņas Vācijā laika posmā no 2011.-2013.gadam atspoguļotas 2.2.attēlā.

2.2.att. Elektroenerģijas iepirkuma bāzes tarifi Vācijā33

2.2.attēlā dotajiem elektroenerģijas iepirkuma bāzes tarifiem atkarībā no tehnoloģijas tiek piemērotas piemaksas34:

• Vējš: Xxxxxxxxx vēja turbīnām pirmos 5 gadus, bet vēja turbīnām jūrā pirmos 12 gadus tiek piemērots paaugstināts iepirkuma tarifs. Paaugstinātā iepirkuma tarifa likme ir attiecīgi 8,93

€ct/kWh (sauszemes VES) un 15-19 €ct/kWh (VES jūrā). Papildus piemaksas: 0,48-0,5 €ct/kWh par sistēmas apkopi un 0,5 €ct/kWh par nokalpojušo iekārtu atjaunošanu.

• Biomasa: Par noteiktu biomasas izejvielu izmantošanu tiek piemērota piemaksa 2,5-8 €ct/kWh apmērā. Lai saņemtu piemaksu, vismaz 60% no elektroenerģijas jābūt ražotai koģenerācijā un ir jānodrošina lietderīga siltuma izmantošana atbilstoši likumā noteiktām siltuma izmantošanas iespējām:

- apkures, dzesēšanas un karstā ūdens apgādei ēkās;

- ievadīšanai siltumtīklos, ja vidējie zudumi nepārsniedz 25% no pieprasītā siltuma daudzuma;

- ražošanas procesos;

- koksnes žāvēšanai ar siltuma patēriņu līdz 0,9 kWh uz kilogramu koksnes;

- lopu novietņu apkurei (dots ierobežojums attiecībā uz enerģijas patēriņu katram no dzīvnieku veidiem);

- atkritumu pārstrādes procesos.

Lauksaimniecības kultūru izmantošana izejvielās ir ierobežota līdz 60%.

• Ģeotermālā enerģija: Piemaksa 5 €ct/kWh apmērā, izmantojot noteikta veida tehnoloģijas.

33 Izmantotie apzīmējumi: MG – raktuvju gāzes elektrostacijas

34 Salīdzinot ar EEG 2004 un EEG 2009, jaunajā likuma versijā daļa no līdz šim pastāvējušām piemaksām ir vai nu atceltas, vai to likmes ir samazinātas

Iepirkuma tarifs un piemaksas, sākot ar 2013.gadu (vai 2018.gadu atsevišķām tehnoloģijām), katru gadu tiek samazinātas par šādām likmēm:

- Hidroenerģija: 1%;

- Atkritumu poligonu gāze, notekūdeņu attīrīšanas dūņu gāze un raktuvju gāze: 1,5%;

- Biomasa: 2%;

- Ģeotermālā enerģija (no 2018.g.): 5%;

- Vēja enerģija: turbīnām uz sauszemes – 1,5% (no 2013.g.) un turbīnām jūrā – 7% (no 2018.g.);

- Saules enerģija: samazinājuma likme atkarīga no kopējās sasniegtās jaudas.

Atbalsts elektroenerģijas ražošanai koģenerācijā ir noteikts Vācijas Koģenerācijas likumā (KWK 2012). Atbilstoši KWK 2012 koģenerācijas elektrostacijas, kas nesaņem atbalstu saskaņā ar EEG, papildus tirgus cenai (nosaka vienošanās starp ražotāju un tīkla operatoru) saņem koģenerācijas piemaksu 1,8-5,41

€ct/kWh apmērā.

Premium (paaugstinātais) iepirkuma tarifs. Lai veicinātu atjaunojamās elektroenerģijas ražotājus tiešā veidā pārdot saražoto elektroenerģiju tirgū, EEG 2012 nosaka tirgus piemaksu elektroenerģijai, kas ražota no AER un kas tiek pārdota tirgū (nevis sadales sistēmas operatoriem par fiksētu iepirkuma tarifu). Elektroenerģijas ražotāji tādējādi papildus tirgus cenai saņem tirgus piemaksu, ko aprēķina kā starpību starp elektroenerģijas iepirkuma tarifu un atsauces cenu (sk.2.1.formulu):

𝑀𝑃 = 𝐸𝑉 − 𝑅𝑊 (2.1)

kur:

MP – tirgus piemaksa, €ct/kWh;

EV – bāzes iepirkuma tarifs atbilstoši likumā noteiktajam, €ct/kWh; RW – atsauces cena, €ct/kWh.

Atsauces elektroenerģijas cena tiek aprēķināta, ņemot vērā iepriekšējā mēneša elektroenerģijas cenu un izmaksas, kas saistās ar elektroenerģijas pārdošanu tirgū (atšķiras atkarībā no tehnoloģijas).

Operatori, kas ražo elektroenerģiju no biogāzes, papildus tirgus piemaksai 10 gadus var saņemt piemaksu par papildus uzstādīto jaudu, lai segtu elektroenerģijas patēriņa pieaugumu. Piemaksas apmērs tiek noteikts katru gadu par papildus nodrošināto jaudu atbilstoši 2.2.formulai:

𝑃𝑎𝑑𝑑 · 𝐾𝐾 · 100 𝑐𝑒𝑛𝑡

𝐹𝑃 = 𝐸𝑈𝑅

𝑃𝑏𝑒𝑚 · 8760ℎ

(2.2)

kur:

FP – piemaksa par papildus uzstādīto jaudu, €ct/kWh;

Padd – papildus uzstādītā jauda atbilstoši elektroenerģijas pieprasījumam, kW; KK – jaudas komponente;

Pbem – vidējā svērtā jauda gada griezumā, kW.

Subsīdijas. 2012.gadā Vācijā tika ieviesta jauna atbalsta programma mikro-koģenerācijai ar uzstādīto jaudu līdz 20 kW. Programmas ietvaros tiek piešķirti vienreizēji investīciju granti koģenerācijas iekārtu uzstādīšanai esošās ēkās. Finansējuma apmērs (1500-3450 Eiro) atkarīgs no elektroenerģijas gala iznākuma sistēmā.

Aizdevumi. Elektroenerģijas ražošanai no AER, kā arī enerģijas ražošanai koģenerācijā pieejami zemas procentu likmes aizdevumi dažādu KfW programmu ietvaros.

Piekļuve tīkliem. Elektroenerģijai, kas ražota no AER un raktuvju gāzes, un elektroenerģijai, kas ražota koģenerācijā, tiek nodrošināts prioritārs pieslēgums elektroenerģijas tīkliem.

Elektroenerģijas tarifa aprēķina piemērs

Hidroelektrostacija ar uzstādīto jaudu 3,5 MW un plānoto darba stundu skaitu gadā 5 000 h (pie maksimālās slodzes). Vidējā svērtā jauda šādai stacijai ir 2 MW (5 000 h * 3,5 MW / 8 7841).

Jauda līdz 500 kW: 25%

Jauda no 500 kW līdz 2 MW: 75%

Tarifs = + 0,75 * 8,3 €ct/kWh = 9,4 €ct/kWh

2.1. 3. NĪDERLANDE

Premium iepirkuma tarifs. Galvenais atjaunojamās enerģijas atbalsta instruments ir SDE+ iepirkuma tarifu shēma (nosaka piemaksu virs tirgus cenas). Shēma atbalsta atjaunojamo energoresursu izmantošanu gan elektroenerģijas un siltumenerģijas, gan gāzes ražošanā. Atbalsta mehānisms kompensē starpību starp AER elektroenerģijas ražošanas izmaksām un enerģijas tirgus cenu. Subsīdijas lielums ir atkarīgs no izmantotās tehnoloģijas un saražotā elektroenerģijas apjoma. SDE+ ir vienots budžets visām tehnoloģiju kategorijām, un pieteikšanās atbalsta saņemšanai notiek vairākās fāzēs ar atšķirīgiem bāzes tarifiem, sākot ar mazāko. Tehnoloģijas, kuru izmantošana nodrošina zemākas elektroenerģijas ražošanas izmaksas, atbalstu saņem pirmajās pieteikšanās fāzēs. Ar katru nākamo pieteikumu saņemšanas posmu subsīdijas lielums pieaug. 2013.gadā bāzes tarifs palielinās no 7 €ct/kWh 1.posmā līdz 15 €ct/kWh 6.posmā.

2011

2012

2013

Elektroenerģijas bāzes tarifs (neskaitot

piemaksas), EUR centi/kWh

Bāzes tarifs dažādās tehnoloģiju kategorijās tiek noteikts katru gadu, balstoties uz naudas plūsmas aprēķinu35. Elektroenerģijas bāzes tarifa izmaiņas 2011.-2013.gadā ilustrētas 2.3.attēlā.

2.3.att. Elektroenerģijas iepirkuma bāzes tarifi Nīderlandē

Atbalsta intensitāte ir atkarīga no atjaunojamo energoresursu veida un iekārtas jaudas. Atbalsta mehānisma darbības ilgums ir 5, 12 vai 15 gadi atkarībā no tehnoloģijas no stacijas ekspluatācijā palaišanas dienas. Maksimālais iekārtas darba stundu skaits, par kurām operators var saņemt iepirkuma tarifu, ir:

• Biomasa 4 241 – 8 000 h

• Ģeotermālā enerģija 4 158 – 5 500 h

• Hidroenerģija 2 800 – 8 000 h

• Vēja turbīnas 1 760 – 3 200 h

35 stundu skaits 2012.gadā (garais gads, 366 dienas): 8760h + 24h = 8 784 h

• Saules enerģija 700 – 1 000 h

Elektroenerģijas tarifa aprēķina piemērs

Hidroelektrostacija ar uzstādīto jaudu 3 MW un darba stundu skaitu gadā 7 000 h. Pamata tarifs konkrētajā pieteikšanās fāzē: 11,8 €ct/kWh

Elektroenerģijas tirgus cena: 5,2 €ct/kWh

Tarifs = 11,8 - 5,2 = 6,6 €ct/kWh

Izmaksātais atbalsts=3 MW * 7 000 h *66 €/MWh = 1 386 000 €.

Subsīdijas. Subsīdijas investīcijām saules PV iekārtās (skat.13.pielikumā).

Nodokļu regulējošais mehānisms. Atjaunojamās elektroenerģijas ražotāji, kas ražo elektroenerģiju savam patēriņam, ir atbrīvoti no Vides aizsardzības nodokļa. Nodokļa likme ir atkarīga no elektroenerģijas patēriņa:

• līdz 10 000 kWh: 11,21 €ct/kWh;

• 10 000 kWh - 50 000 kWh: 4,08 €ct/kWh;

• 50 000 kWh - 10 000 000 kWh: 1,09 €ct/kWh;

• vairāk kā 10 000 000 kWh: 0,1 €ct/kWh (privātam patēriņam) un 0,05 €ct/kWh (komerciālam patēriņam).

Aizdevumi. Investīcijām atjaunojamās elektroenerģijas ražotnēs (neskaitot biomasu un biogāzi) ir pieejami aizdevumi ar samazinātām procentu likmēm.

Neto uzskaite. Atbalsts atkarīgs no tīklā nodotās elektroenerģijas daudzuma un klienta enerģijas patēriņa.

2.1. 4. ZVIEDRIJA

Kvotu sistēma. Galvenais atbalsta mehānisms elektroenerģijas ražošanai no atjaunojamiem energoresursiem ir kvotu sistēma, kas nosaka kvotu saistības un zaļo elektroenerģijas sertifikātu tirdzniecības sistēmas darbību. Valsts likumdošanā (2011:1200) ir noteikts, ka elektroenerģijas piegādātājiem, noteiktiem elektroenerģijas patērētājiem un uzņēmumiem energointensīvajās nozarēs ir jānodrošina, ka noteikts elektroenerģijas daudzums, ko tie piegādājuši tirgū vai patērējuši, ir ražots no AER. Par pierādījumu kalpo elektroenerģijas sertifikāti, kas tiek piešķirti ražotājam, kas ražo elektroenerģiju no AER un ir tiesīgs tos pārdot zaļo elektroenerģijas sertifikātu tirgū. Viens sertifikāts tiek izsniegts par vienu saražoto megavatstundu neatkarīgi no izmantotās AER tehnoloģijas. Par saistību neizpildi tiek piemērota soda nauda 150% apmērā no sertifikāta vidējās vērtības attiecīgajā saistību periodā.

Nodokļu regulējošais mehānisms. Saskaņā ar Nekustamā īpašuma nodokļa likumu vēja elektrostacijām tiek piemērota samazināta nekustamā īpašuma nodokļa likme, bet hidroelektrostacijām – paaugstināta.

Nekomerciāla elektroenerģijas ražošana un piegāde no VES ir atbrīvota no enerģijas nodokļa, kura likmes ir 0,05 €ct/kWh industriālam patēriņam, 2 €ct/kWh atsevišķām pašvaldībām un 3 €ct/kWh pārējiem patērētājiem.

Subsīdijas. Subsīdijas saules PV uzstādīšanai. Attiecināmās izmaksas ietver darbaspēka izmaksas, materiālu un plānošanas izmaksas. Kopējais atbalsta apjoms līdz 2016.g.beigām ir € 25 milj.

2.2. GALVENĀS IDENTIFICĒTĀS LATVIJAS UN ĀRVALSTU ATBALSTA MEHĀNISMU ATŠĶIRĪBAS

Elektroenerģijas iepirkuma tarifa noteikšanas metodika. Austrijā un Vācijā elektroenerģijas iepirkuma tarifs ir balstīts uz bāzes likmi (€ct/kWh), kas noteikta valsts likumos un saistošajos noteikumos un ir atkarīga no AER veida un iekārtas uzstādītās jaudas. Atkarībā no tehnoloģiskā risinājuma, procesa efektivitātes un citiem kritērijiem bāzes tarifam var tikt piemērotas dažādas piemaksas. Līdzīgi arī Nīderlandē, balstoties uz naudas plūsmas aprēķinu, katru gadu tiek noteikta elektroenerģijas iepirkuma tarifa bāzes likme katrai no AER tehnoloģijām. Gala iepirkuma tarifu aprēķina kā starpību starp bāzes likmi un elektroenerģijas tirgus cenu.

Zīmīgi, ka visās no minētajām valstīm normatīvajos aktos un saistošajos dokumentos ir norādītas elektroenerģijas iepirkuma bāzes tarifa gala vērtības, nevis aprēķina formulas ar atkarīgajiem mainīgajiem. Tādējādi elektroenerģijas ražotājs saņem skaidru informāciju par gaidāmo atbalsta mehānisma intensitāti. Latvijas gadījumā normatīvie akti nosaka virkni elektroenerģijas iepirkuma tarifa aprēķina formulu ar dažādiem atkarīgajiem mainīgajiem un vērtībām, kas atbalsta mehānismu padara sarežģītu.

Elektroenerģijas iepirkuma tarifa ilgtermiņa intensitāte. Latvijā elektroenerģijas iepirkuma tarifs tiek maksāts 20 gadus, atbalsta intensitāti samazinot pēdējos 10 gadus. Vācijas un Austrijas prakse rāda, ka elektroenerģijas iepirkuma tarifa ikgadējs samazinājums par noteiktu procentu likmi ļauj samazināt izmaksas, kas saistās ar atbalsta mehānisma uzturēšanu un motivē ražotājus īstenot pasākumus elektroenerģijas ražošanas izmaksu samazināšanai.

Kvotu sistēma. Latvijā kopējo operatoriem izmaksāto atbalsta apjomu obligātā iepirkuma tarifa ietvaros ierobežo kvotu sistēma, kas atbilstoši nepieciešamajai AER daļai enerģijas gala patēriņā nosaka operatoriem izsniedzamo elektroenerģijas iepirkuma tiesību atļauju apjomu. Neskatoties uz saņemtajām kvotām, operatoriem bieži ir problēmas ar iekārtu darbības uzsākšanu, tādējādi valsts bilancē neparādās plānotais AER īpatsvara pieaugums. Kvotu sistēma atjaunojamās elektroenerģijas ražošanas veicināšanai darbojas arī Zviedrijā, tomēr tur tā ir saistīta ar elektroenerģijas zaļo sertifikātu tirdzniecības sistēmu, tādējādi nodrošinot, ka nepieciešamā AER daļa tiek sasniegta.

Austrijā, Vācijā un Nīderlandē kvotu sistēmas netiek saistītas ar elektroenerģijas iepirkuma tarifu. Austrijā katram AER veidam ir noteikts gadā pieejamais finansējuma apjoms elektroenerģijas iepirkuma tarifa atbalsta mehānisma uzturēšanai. Nīderlandē visu AER tehnoloģiju atbalstam iepirkuma tarifa atbalsta sistēmas ietvaros ir noteikts vienots budžets. Vācijā (attiecībā uz Saules PV) ir noteikti uzstādītās jaudas griesti (52 GW), pēc kuru sasniegšanas iepirkuma tarifu jaunām iekārtām vairs nav plānots maksāt.

Atbalsts elektroenerģijas ražošanai koģenerācijā. Elektroenerģijas ražošana koģenerācijā Vācijā un Austrijā tiek atbalstīta koģenerācijas piemaksas veidā, nevis ar atsevišķu iepirkuma tarifu, kā tas tiek darīts Latvijā. Koģenerācijas iekārtu uzstādīšanai vai modernizācijai ir pieejams investīciju atbalsts. Lai saņemtu atbalstu, iekārtām ir jānodrošina efektivitātes kritēriju izpilde un lietderīgā siltuma izmantošana.

3. OIK FORMULU PAMATOTĪBAS IZVĒRTĒŠANA

OIK formulu pamatotība tiek vērtēta, balstoties uz atbalsta intensitātes analīzes rezultātiem. 3.1.nodaļā ir noteikti tiešie un netiešie vērtēšanas kritēriji, pēc kuriem 3.2.-3.6.nodaļās ir vērtēta OIK formulu pamatotībai katrai AER tehnoloģijai un dabas gāzes koģenerācijas stacijām.

3.1. GALVENIE PARAMETRI, KAS TIEŠI UN NETIEŠI IETEKMĒ OIK

FORMULU

Atbalsta intensitāti elektroenerģijas ražošanai AER tehnoloģijām un dabas gāzes koģenerācijas stacijām tiek noteikta pēc MK noteikumiem Nr.221 un/vai Nr.262. Atbalsta līmenis abos noteikumos ir definēts atšķirīgi, kā arī izmantotās aprēķina formulas ir dažādas. Turpmāk ir uzskaitīti galvenie parametri, kas ietekmē un var ietekmēt atbalsta līmenim attiecīgajai tehnoloģijai.

1. formulu piesaiste da basgāzes cenai ( MK noteikumos Nr. 221 )

atbalsta intensitātes aprēķina formulā tiek izmantots lielums Tg/9,3

kur

Tg - dabas gāzes tarifs, Ls/1000m3;

9,3 - dabas gāzes sadegšanas siltums, MWh/1000 m3.

Dīzeļdegviela

LPG

Kurināmo faktiskās

cenas (bez PVN):

-dīzeļdegviela 650 Ls/t

Dābas gāze (2.

grupa)

Dābas gāze (5. grupa)

Koksnes granulas

- LPG 562 Ls/t

- dabas gāze (2. grupa)

0,3318Ls/m3

Šķelda

- dabas gāze (5. grupa)

0,28810 Ls/m3

- granulas 105 Ls/t

- šķelda 6,80

Ls/ber.m3

Periods

* Ievērojot modernu katlu lietderības koeficientus

Siltumenerģijas kurināmā izmaksas, Ls/MWh *

Vērtēšanas laikā ir jāatbild uz jautājumiem par dabas gāzes tarifa vērtības iekļaušanu elektroenerģijas tarifa noteikšanas vienādojumā un to nepieciešamību katram energoresursu veidam (biogāzei, biomasai un dabas gāzei). Vērtēšanā var tikt izmantots 3.1.attēls, kas sniedz dažādu kurināmo izmaksas kopš 1995.gada, ņemot vērā modernu katlu māju lietderības koeficientus.

3.1.att. Dažādu kurināmo izmaksas kopš 1995.gada, ņemot vērā modernu katlu māju lietderības koeficientus36

36 X.Xxxxxxx Latvijas siltumapgādes uzņēmumu darbības rezultātu analīze /maģistra darbs. RTU, 2013.

Biomasas un dabas gāzes vērtēšana balstīsies energoresursu cenu izmaiņu salīdzinājumu, kurš ilustrēts 3.1.attēlā.

Svarīgi ir ņemt vērā to, ka, kā liecina statistikas dati, kopš 2009. gada enerģētiskās koksnes cenu izmaiņu tendenci var uzskatīt par nemainīgu, kaut arī ir vērojami brīži, kad cenas samazinās vai pieaug. Savukārt dabas gāzes cenu pieaugums šajā pašā periodā ir gandrīz divkāršojies, piemēram, 5. dabas gāzes lietotāju grupai tas ir pieaudzis no 20 līdz 35 Ls/MWh (ņemot vērā, ka abos gadījumos dabas gāzi izmanto modernos energoavotos ar vienādu lietderības koeficientu).

2. ce n as dife r e n cē šan as koe ficie n ta n e pie cie šamība (MK n ote ikumi Nr . 221 un

262 )

atbalsta intensitātes aprēķina formulā tiek izmantots lielums k = f(dN)

kur

k - koeficients, kas atkarīgs no uzstādītās elektriskās jaudas; dN - uzstādītās elektriskā jaudas diapazons.

Vērtēšanas laikā ir jāatbild uz jautājumiem par koeficienta vērtību, to iekļaušanu elektroenerģijas tarifa noteikšanas vienādojumā un to nepieciešamību katram energoresursu veidam. Šobrīd MK noteikumos Nr.262 koeficients ir noteikts 19 jaudu diapazoniem, kas nodrošina lielāku atbalstu mazas jaudas elektrostacijām.

3. j audas un e n e r ģij as kompon e n te s sadalīj u ms (MK n ote ikumi Nr . 221 )

atbalsta intensitātes aprēķina formulā tiek izmantoti lielumi C, CE un CJ

kur

C - koģenerācijas stacijā saražotās elektroenerģijas cena koģenerācijas stacijām līdz 4 MW, Ls/MWh;

CE - iepirkuma cenas enerģijas komponente koģenerācijas stacijām virs 4 MW, Ls/MWh;

CJ - iepirkuma cenas jaudas komponente, koģenerācijas stacijām virs 4 MW, Ls/MW/gadā.

Vērtēšanas laikā ir jāatbild uz jautājumiem par esošo vienādojumu nepieciešamību, ar kuru palīdzību nosaka maksu par jaudu un maksu par enerģiju, ražojot elektroenerģiju koģenerācijas ciklā.

4. e n e r goe fe ktivitāte (MK n ote ikumi Nr . 221 un 262 )

atbalsta intensitātes aprēķina formulā tiek izmantots lielums 1,2

kur

1,2 - CE vienādojums ietver lietderības koeficientu 0,83, kuru iegūst 1/1,2.

Vērtēšanas laikā ir jāatbild uz jautājumiem par lietderības koeficientiem, kuri ir iekļauti formulā CE noteikšanai, kā arī par nepieciešamību iekļaut lietderības koeficientu arī MK262 noteikumos, kas nozīmētu koģenerācijas stacijām prasību izmantot siltumu.

5. pr imār ās e n er ģij as i e taupīj ums ( MK n ote ikumi Nr . 221 un 262 )

atbalsta intensitātes aprēķina formulā netieši tiek izmantots lielums PEI

kur

PIE - primāro energoresursu ietaupījums, %.

Vērtēšanas laikā ir jāatbild uz jautājumiem par atsauces lielumiem, kuri iekļauti PIE noteikšanas vienādojumā.

6. xxx xxx xxxx as stun das ( MK n ote ikumi Nr . 221 u n 262 )

atbalsta intensitātes aprēķina formulā netieši tiek izmantots lielums, piemēram, 3000 stundas/gadā kur

3000 - koģenerācijas staciju darbināšanas ilgums, stundas/gadā.

Vērtēšanas laikā ir jāatbild uz jautājumiem par īslaicīgas (1/3 gada) koģenerācijas staciju darbināšanas veicināšanu ar OIK ir lietderīga, kā arī maksimālais darbināšanas ilgums, kam tiek nodrošināts atbalsta elektroenerģijas iepirkums.

7. šķē r ssu bsīdij as silt ume n e r ģij as tar ifa n ote ikšan ā (MK n ote ikumi Nr . 221 )

Vērtēšanas laikā ir jāatbild uz jautājumiem par to vai neierobežota siltumenerģijas cena nav papildus slogs obligātā iepirkuma tarifam.

8. n ovē r sto tīkla zud um u koe ficie n ts (MK n ote ikumi Nr . 221 )

atbalsta intensitātes aprēķina formulā netieši tiek izmantots lielums z

kur

z - korekcijas koeficients novērstajiem tīkla zudumiem

Vērtēšanas laikā ir jāatbild uz jautājumiem par kliedētas enerģijas ražošanas pietiekamu atbalstu obligātā iepirkuma tarifa aprēķinu vienādojumos.

3.2. PAMATOTĪBAS IZVĒRTĒJUMS HES ATBALSTA FORMULAI

Hidroelektrostaciju OIK noteikšanas parametru pamatotības vērtējums ir apkopots 3.1.tabulā. Iepirkuma tarifa aprēķina formula elektroenerģijai, kas saražota mazās hidroelektrostacijās, saskaņā ar MK noteikumiem Nr.262 ietver bāzes tarifu (EUR/MWh), cenas diferencēšanas koeficientu un lata kursu pret eiro. MK noteikumos Nr.262 ir noteikts arī limits iekārtas darba stundu skaitam, par kurām operators var saņemt iepirkuma tarifu.

3.1.tabula

OIK formulas pamatotības izvērtējums mazajām HES

Npk

Parametrs

MK Nr.262

Pamatotības vērtējums

piezīmes

Cenas diferencēšanas koeficienta nepieciešamība

k ir atkarīgs no 19 jaudu diapazoniem

Jaudu diapazonus samazināt:

• zem 0,2MW,

• 0,2-0,5 MW,

• 0,5-1 MW

• 1-2 MW

• 2-5 MW

Līdz 5MW

Bāzes tarifs

159 Eiro/MWh

Pārāk liels, un tam ir jāsamazinās ik gadu, nevis vienreiz pēc 10

gadiem

Līdz 5MW

Darbināšanas stundas

5000 h/gadā noteiktas, kā robežlielums

Darbināšanas stundu skaitam nevajadzētu būt lielākam par

3000 stundām gadā

Līdz 5MW

Novērsto tīklu

zudumu koeficients

z koeficientu neizmanto

z jāizmanto kā piemaksu

komponente

Līdz 5MW

3.3. PAMATOTĪBAS IZVĒRTĒJUMS VES ATBALSTA FORMULAI

Vēja elektrostaciju OIK noteikšanas parametru pamatotības vērtējums ir apkopots 3.2.tabulā. Iepirkuma tarifa aprēķina formula elektroenerģijai, kas saražota VES, saskaņā ar MK noteikumiem Nr.262 ietver bāzes tarifu (EUR/MWh), cenas diferencēšanas koeficientu un lata kursu pret eiro. MK noteikumos Nr.262 ir noteikts arī limits iekārtas darba stundu skaitam, par kurām operators var saņemt iepirkuma tarifu.

3.2.tabula

OIK formulas pamatotības izvērtējums mazajām HES

Npk

Parametrs

MK Nr.262

Pamatotības vērtējums

piezīmes

Cenas diferencēšanas koeficienta nepieciešamība

k ir atkarīgs no 19 jaudu diapazoniem

Jaudu diapazonus samazināt:

• līdz 1 MW,

• 1-2 MW,

• 2-5 MW

• virs 5 MW

Bāzes tarifs

147 Eiro/MWh (līdz 0,25 MW)

120 Eiro/MWh (virs 0,25 MW)

Nav pamatojuma, kāpēc bāzes

tarifam mazas jaudas VES ir jābūt lielākam nekā pārējām

Atbalsta intensitātes analīzes

rezultāti rāda, ka esošais bāzes tarifs ir nepietiekams, lai

sasniegtu IRR=12%

Darbināšanas stundas

3500 h/gadā noteiktas, kā robežlielums

Darbināšanas stundu skaitam nevajadzētu būt lielākam par

2500 stundām gadā

Novērsto tīklu zudumu koeficients

z koeficientu neizmanto

z jāizmanto kā piemaksu komponente, jo VES var nodrošināt tīklu zudumu

samazinājumu, jo atrodas tuvu

patērētājam

3.4. PAMATOTĪBAS IZVĒRTĒJUMS BIOMASAS KOĢENERĀCIJAS STACIJĀM

Cietās biomasas elektrostaciju gadījumā komersants var saņemt atbalsta maksājumu elektroenerģijas ražošanai atbilstoši MK noteikumu Nr. 221 un 262 prasībām. MK noteikumu ietvaros komersants var saņemt atbalsta maksājumu atbilstoši iepērkamās elektroenerģijas cenas un garantētās maksas par elektrostacijā uzstādīto elektrisko jaudu formulām. Augstāk minētajos MK noteikumos, lai saņemu atbalsta maksājumu atbilstoši iepērkamās elektroenerģijas cenai, biomasas elektrostacijām līdz 4MWe tiek pielietota viena un tā pati aprēķinu formula, kura sastāv no sekojošiem parametriem un kuri turpmāk tiek analizēti:

• dabas gāzes komponente (tarifs un zemākais sadegšanas siltums);

• cenas diferencēšanas koeficients (atkarīgs no elektriskās jaudas);

• efektivitātes koeficients.

MK noteikumu Nr.221 atšķirīga formula tiek noteikta biomasas elektrostacijām lielākām par 4MWe elektrisko jaudu.

Papildus MK noteikumos tiek paredzēti nosacījumi, kuriem komersantam ir jākvalificējas, lai saņemtu atbalsta maksājumu. Šie nosacījumi ietver sekojošus parametrus, kas turpmāk tiek analizēti:

• primārās enerģijas ietaupījums;

• elektrostaciju darbināšanas stundu skaits;

• tīkla novērstie zudumi;

• šķērssubsīdijas lietderīgai siltumenerģijai.

Augstāk aprakstīto parametru pamatotības novērtējums biomasas elektrostaciju gadījumā tiek sniegts 3.3.tabulā.

3.3.tabula

OIK formulas pamatotības izvērtējums biomasas koģenerācijas stacijām

Nr.	Parametrs	MK Nr.221	MK Nr.262	Vērtējums	Piezīmes
1.	Formulu piesaiste dabasgāzes cenai	Tg/9,3	Tg/9,3	Neatbilstoši, jo koksnes kurināmās cenas pieaugums nav tik straujš kā dabas gāzes gadījumā (skat. 3.1. attēlu)	Visām jaudām
2.	Cenas diferencēšan as koeficienta nepieciešamī ba	k atkarīgs no 16 jaudu diapazoniem	k atkarīgs no 19 jaudu diapazoniem	Jaudu diapazonus samazināt uz: 1. zem 0,2 MWe; 2. 0,2-0,5 MWe; 3. 0,5-1 MWe; 4. 1-2 MWe; 5. 2-4 MWe; 6. 4 – 10 MWe; Detalizētāks iedalījums nav nepieciešams, jo starp šiem jaudu diapazoniem nav būtisku atšķirību gan kapitālieguldījumos, gan darbināšanas izmaksās.	Līdz 10 MWe
3.	Jaudas un enerģijas komponentes sadalījums	CE un CJ	C un M	MK Nr.221: Enerģijas komponente atbilstoši. Jaudas komponente neatbilstoši, jo maksājums tiek piešķirts gadījumā, ja stacija netiek darbināta. MK Nr.262: Atbilstoši	MK Nr. 221: Maksa par uzstādīto elektrisko jaudu elektrostacijām virs 4 MWe MK Nr.262: Maksa par uzstādīto elektrisko jaudu biomasas elektrostacijām virs 1 MWe un 8000 h/gadā
4.	Energoefektiv itāte: Kopējais stacijas un elektroenerģi jas izstrādes lietderības koeficients	1,2 nosakot CE un 4,5 nosakot CJ	4,5 un 3,4 nosakot C	Daļēji atbilstošs. Ar šī parametra palīdzību nepieciešams veicināt efektīvu kurināmā izmantošanu. MK Nr.221: CE ne lielāks par 1,1 (ηkop. = 0,9) un CJ ne lielāks par 4,0 (ηel. = 0,25). MK Nr.262: ne lielāks par 4,0 un 3,3 (ηel. = 0,3).	Virs 4 MW. Šo rādītāju būtu nepieciešams iekļaut piemaksu komponentēs .
5.	Primārās enerģijas ietaupījums	PEI >1% mazas jaudas līdz 1 MWe PEI > 10% pārējām jaudām	Neattiecas	PEI vērtības nav pamatotas, jo PEI noteikšanai izmanto laikā nemainīgas references vērtības, kas noteiktas MK pielikumos	Visām jaudām. Šo rādītāju būtu nepieciešams iekļaut piemaksu komponentēs
6.	Darbināšanas stundas	3000 h/gadā nosaka, kā robežlielumu un tas ietekmē CJ	8000 h/gadā, nosaka kā robežlielumu	MK Nr.221: Nav pamatots, jo netiek atbalstīta efektīva kurināmā izmantošana. Samazinās lietderīgās siltumenerģijas izmantošanas daļa. MK Nr.262: Daļēji atbilstošs, jo ar 8000 h/gadā var strādāt elektrostacijas ar mazu elektrisko jaudu galvenokārt karstā ūdens slodzes segšanai (piem., siltumapgādes sistēmās), bet šādas stacijas ir nerentablākas, kā lielākas jaudas elektrostacijas. Optimālais darba stundu skaits biomasas elektrostacijām būtu 5500 h/gadā (skat. 1.19.attēlu).	Visām jaudām
7.	Šķērssubsīdij as siltumam	Neparedz siltumenerģi- jas tarifa noteikšanu ar daļēju stacijas izdevumu	Neparedz siltumenerģijas tarifa noteikšanu ar daļēju stacijas izdevumu	Neattaisnots atbalsts elektroenerģijai, jo nav proporcionāls izmaksu sadalījums siltumenerģijas ražošanai	Visām jaudām. Šo rādītāju būtu nepieciešams iekļaut piemaksu komponentēs

segšanu

Tīklu novērstie

zudumi

Neattiecas

Atbilstoši, bet var iekļaut pie piemaksu komponentes.

Visām jaudām

Lai izvērtētu jaudas komponentes pamatotību MK noteikumu Nr.262 gadījumā, par pamatu tiek ņemts ekonomiskais aprēķinu modelis 6,5 MWe TC biomasas elektrostacijai, kas izmantots šī pētījuma 1.4.nodaļā atbalsta intensitātes novērtēšanai.

Izvērtējot jaudas komponenti, tiek ņemts vērā, ka stacijas darbojas 8000 stundas gadā un atbalsta maksājums tiek piešķirts 15 gadu periodam. Enerģijas komponentes gadījumā stacija darbojas 5500 stundas gadā un atbalsta maksājums pirmos 10 gadus ir par 25% lielāks nekā nākamos piecus gadus. Abos gadījumos tiek ņemts vērā, ka siltumenerģija tiek pārdota par reālo cenu – 19,38 Ls/MWh.

120%

112%

100%

80%

78%

60%

40%

20%

Enerģijas komponente

Jaudas komponente

IRR, %

No iegūtajiem aprēķiniem var secināt, ka biomasas elektrostacijām, kas saņem atbalsta maksājumu par uzstādīto jaudu 15 gadu garumā, projekta IRR ir 78%. Projekta ienesīguma rādītājs atbalstam ar jaudas komponenti ir zemāks (skat.3.2.attēlu) nekā piemērojot atbalsta formulu enerģijas komponentei.

3.2.att. Biomasas elektrostaciju tvaika cikla ar elektrisko jaudu 6,5 MWe bāzes scenāriju projektu IRR, izmantojot dažādas komponenšu pieejas atbilstoši MK noteikumiem Nr.262

Ņemot vērā MK noteikumos noteikto ierobežojumu, kas ir 8000 darba stundas gadā, lai saņemtu maksājumu par uzstādīto jaudu, tas izslēdz to, ka biomasas elektrostacijām netiek papildus saņemta piemaksa par tās nedarbināšanu. Līdz ar to šīs komponentes aprēķina formulu var uzskatīt par atbilstošu un turpmāk piemērojamu elektroenerģijas piemaksas noteikšanai par uzstādīto jaudu.

Tomēr abos gadījumos IRR vērtības ir daudzkārt lielākas par 12%. Līdz ar to var secināt, ka lielākas jaudas biomasas elektrostacijām atbalsta maksājums elektroenerģijas ražošanai no AER iespējams nav nepieciešams.

3.5. PAMATOTĪBAS IZVĒRTĒJUMS BIOGĀZES KOĢENERĀCIJAS STACIJĀM

Biogāzes OIK noteikšanas parametru pamatotības vērtējums ir apkopots 3.4.tabulā. Iepirkuma tarifa aprēķina formula elektroenerģijai, kas saražota biogāzes elektrostacijās, saskaņā ar MK noteikumiem Nr.262 ietver bāzes tarifu (EUR/MWh), cenas diferencēšanas koeficientu un lata kursu pret eiro. MK noteikumos Nr.262 ir noteikts arī limits iekārtas darba stundu skaitam, par kurām operators var saņemt iepirkuma tarifu. Biogāzei tās ir 8000 h/gadā.

3.4.tabula

Biogāzes OIK noteikšanas parametru pamatotības vērtējuma apkopojums

Nr.	Parametrs	MK Nr.221	MK Nr.262	Vērtējums	Piezīmes
1.	Formulu piesaiste dabasgāzes cenai	Tg/9,3	Nav piesaistīts	Piesaiste dabasgāzes cenai ir nepamatota, mainīgā gāzes cena veicina nenoteiktību un grūti prognozējamu iepirkuma tarifu	Visām jaudām
2.	Bāzes tarifs	Nav noteikts (atkarīgs no dabasgāzes cenas)	188 EUR/MWh jeb 132 Ls/MWh)	Bāzes tarifs varētu tikt arī samazināts līdz 130 Ls/MWh (pie nosacījuma, ka koģenerācijas stacijas kopējā efektivitāte ir vismaz 67,5%) vai līdz 125 Ls/MWh (pie nosacījuma, ka koģenerācijas stacijas kopējā efektivitāte ir vismaz 80,5%). Lietderīgas siltumenerģijas izmantošanas nosacījumam jābūt ietvertam atbalsta piešķiršanas nosacījumos.	Visām jaudām
3.	Cenas diferencēšanas koeficienta nepieciešamība	k ir atkarīgs no 13 jaudu diapazoniem	k ir atkarīgs no 19 jaudu diapazoniem	Jaudu diapazonus samazināt • zem 0,2MW, • 0,2-0,5 MW, • 0,5-1 MW, • 1-2 MW, • 2-4 MW.	Visām jaudām
4.	Izmaiņas cenas diferencēšanas koeficientā	k pakāpeniski samazinās mazāku jaudu virzienā	k pakāpeniski samazinās mazāku jaudu virzienā	Nepieciešams pārvērtēt koeficientu k vērtības pēc naudas plūsmas aprēķinu rezultātiem	Visām jaudām
5.	Jaudas un enerģijas komponentes sadalījums	CE un CJ virs 4 MW (būtībā neattiecas uz biogāzes stacijām)	C un M virs 1 MW un darbināšanas stundu skaits lielāks par 8000 h/gadā	Attaisnots atbalsts	Virs 1 MW
6.	Energoefektivitāte	Ietverta formulā, nosakot C kā koeficients 4,5; Prasība nodrošināt faktisko kopējo enerģijas ražošanas lietderības koeficientu vienādu vai lielāku par 75%.	Nav energoefektivitātes prasības	Koeficients C aprēķina formulā neatbilstošs modernām tehnoloģijām, koeficientam jābūt ne lielākam par 3,0. Energoefektivitātes prasībām jābūt ietvertām atbalsta piešķiršanas nosacījumos	Zem 4 MW
7.	Primārās enerģijas ietaupījums	PEI noteikšanai izmanto laikā nemainīgas references vērtības. PEI >1% mazas jaudas PEI >_10% pārējām	Nav definētas energoefektivitātes prasības	PEI vērtība nav pamatota un tās lietojums nepieciešams OIK piemaksu daļā.	Visām jaudām
8.	Darbināšanas stundas	Nav noteiktas	8000 h/gadā	Darbināšanas stundu skaits ir pamatots un tiek samazināts, ja netiek sasniegts 90% no OIK iepērkamā elektroenerģijas daudzuma. Biogāzes stacijām jāsamazina 90% prasība pirmajā gadā (tehnoloģiju specifikas	Visām jaudām

dēļ) vai jānosaka, ka 90%

ir jāsasniedz 2.gadā.

Šķērssubsīdijas siltumam

Neparedz siltumenerģijas tarifa noteikšanu ar daļēju stacijas izdevumu segšanu

Netiek noteikts siltumenerģijas tarifs

Neattaisnots atbalsts elektroenerģijai, jo nav proporcionāls izmaksu sadalījums siltumenerģijas

ražošanai

Visām jaudām

10.

Tīklu novērstie

zudumi

Biogāzei z neizmanto PEI

noteikšanai

Nav noteikts

z jāizmanto OIK

piemaksu daļā

Visām jaudām

3.6. PAMATOTĪBAS IZVĒRTĒJUMS DABAS GĀZES KOĢENERĀCIJAS STACIJĀM

Pirmais un galvenais jautājums ir atbalsta ideja dabas gāzes koģenerācijas stacijai. Grūti to pamatot vispār. Pirmkārt, dabas gāze ir fosilais kurināmais un tātad nav iespējams izveidot enerģijas ražotni, kurai CO2 emisijas ir vienādas ar nulli (MK noteikumos Nr.221 CO2 savākšana un uzglabāšana pazemes krātuvēs nav aplūkota). Otrkārt, dabas gāze nav vietējais kurināmais un šajā gadījumā tās izmantošana palielina Latvijas un Eiropas Savienības atkarību no importētiem fosiliem energoresursiem. Treškārt, dabas gāzes cena par 1 MWh (ar 100% lietderības koeficientu) ir augstāka nekā elektroenerģijas tirgus cena. Nav iespējams atrast argumentus, ar kuriem būtu iespējams pamatot atbalstu ar dārgu dabas gāzi ražotai elektroenerģijai.

Dabas gāzes OIK noteikšanas parametru pamatotības vērtējuma apkopojums ilustrēts 3.5.tabulā. Tieši un netieši atbalsta līmeni dabas gāzes koģenerācijas stacijām ietekmē astoņi parametri.

3.5.tabula

Dabas gāzes OIK noteikšanas parametru pamatotības vērtējuma apkopojums

Npk	Parametrs	MK 221	Pamatotības vērtējums	piezīmes
1.	Formulu piesaiste dabasgāzes cenai	Tg/9,3	atbilstoši	Visām jaudām
2.	cenas diferencēšanas koeficienta nepieciešamība	k ir atkarīgs no 13 jaudu diapazoniem	jaudu diapazonus samazināt 7. zem 0,2MW, 8. 0,2-0,5 MW, 9. 0,5-1 MW 10. 1-2 MW 11. 2-4 MW	Mazām jaudām
3.	jaudas un enerģijas komponentes sadalījums	CE un CJ	neattaisnots atbalsts, neizdevīgi valstij, jo dabas gāzi importē un elektroenerģijas lietotājam, jo ir dārgāka par importēto elektroenerģiju.	Virs 4 MW
4.	energoefektivitāte	nosakot CE , koeficients 1,2 iegūts 1/0,83.	neattaisnoti zems lietderības koeficients modernām tehnoloģijām, šim koeficientam ir jābūt ne lielākam par 1,1	Virs 4 MW
5.	Primārās enerģijas ietaupījums	PEI noteikšanai izmanto laikā nemainīgas references vērtības. PEI >1% mazas jaudas PEI >_10% pārējām	PEI vērtība nav pamatota un tās lietojums nepieciešams OIK bonusu daļā	Visām jaudām
6.	Darbināšanas stundas	3000 st/gadā nosaka, kā robežlielumu un tas ietekmē CJ	Dabasgāzes izmantošana koģenerācijas stacijā nav izdevīga valstij, darbināšanas stundas no vienādojuma jāizņem	Virs 4 MW
7.	Šķērssubsīdijas siltumam	Neparedz siltumenerģijas tarifa noteikšanu ar daļēju stacijas izdevumu segšanu	Neattaisnots atbalsts elektroenerģijai, jo nav proporcionāls izmaksu sadalījums	Mazas un lielas stacijas

siltumenerģijas ražošanai

Tīklu novērstie

zudumi

z izmanto PEI noteikšanai

z jāizmanto OIK bonusu daļā

Visām jaudām

Dabas gāzes koģenerācijas staciju gadījumā secinājumi ir vairāki:

• kopumā nav iespējams pamatot atbalstu dabas gāzes izmantošanai ne ekonomiski, ne ekoloģiski;

• kliedētas enerģijas galvenā priekšrocība ir koģenerācijas stacijas novietojums elektroenerģijas lietotāja tuvumā un ar to saistītie novērstie zudumi tīklos, tomēr atbalsta aprēķinos šī priekšrocība netiek ņemta vērā – tā izmantota tikai kā līmeņatzīmes indikators;

• atbalsts neparedz prasību, kura nosaka ilgstošu un energoefektīvu dabas gāzes koģenerācijas staciju darbību;

• nepieļaujamas ir šķērssubsīdijas no elektroenerģijas atbalsta tarifa siltumenerģijas tarifam.

4. REKOMENDĀCIJAS OIK FORMULU MAIŅAI PĀREJAS PERIODĀ

4.1. AER OIK FORMULAS MAIŅAS PRIEKŠNOSACĪJUMI

Lai sasniegtu AER mērķi, kā arī veicinātu AER ilgtspējīgu attīstību, esošā atbalsta shēma ir jāmaina. Pirmais nosacījums ir atbalsta pārskatīšana dabas gāzes koģenerācijas stacijām neatkarīgi no tā, vai attiecīgā koģenerācijas stacija nodrošina kādas pašvaldības siltumapgādi vai nē. Savukārt atbalsts elektroenerģijas ražošanai no AER ir jāorganizē tā, lai tas būtu ekonomiski pamatots (aprēķinos ir iekļauts projekta ienesīguma parametrs (IRR=12%)) un tiktu atbalstīti energoefektīvi energoavoti. Šobrīd ir arī jāapzina un jāizvērtē tie elektroenerģijas ražotāji, kas iekārtu iegādei un uzstādīšanai ir piesaistījuši subsīdijas un saņēmuši līdzfinansējumu no valsts un/vai ES struktūrfondiem.

Strādājot pie OIK formulas maiņas, tās piemērošanai būtu nepieciešami trīs laika periodi:

• pārejas periods 3-5 gadu garumā gan AER tehnoloģijām, gan visām dabas gāzes koģenerācijas stacijām;

• atbalsts tiem, kuri ir saņēmuši atļaujas, bet nav pabeiguši būvniecību un nodevuši staciju ekspluatācijā;

• jauns atbalsts jaunajām AER stacijām, kas vairāk ir aprakstīts 5.nodaļā.

Atbalsta noteikšanas modelis pārejas periodam

Atbalsta noteikšana pārejas periodā ir balstīta uz 1.nodaļā aprakstītajiem pieņēmumiem un veiktajiem aprēķiniem. Atbalsta vērtības ir noteiktas, izmantojot naudas plūsmas analīzi un pieņemot, ka projektu ienesīguma rādītājam IRR ir jābūt 12%. Atbalsta noteikšanas modeļa algoritms ir attēlots 4.1.attēlā.

Pētījuma autori, balstoties uz ilggadējo pieredzi enerģētikas sektorā, pārejas periodā piedāvā sekojošu atbalsta modeli:

1. atbalsta likme saražotajai elektroenerģijai katrai AER tehnoloģijai tiek aprēķināta, piemērojot pētījuma 1.nodaļā izstrādāto un aprakstīto naudas plūsmas analīzi attiecīgajam tehnoloģijas veidam, kā arī to dažādām jaudām. 4.2.nodaļā ir dots apraksts par aprēķina formulu izstrādi un arī formulas visiem esošajiem jaudu diapazoniem, turklāt ņemot vērā subsīdijas komponenti (ja attiecināma);

2. atbalsts kapitālieguldījumu atmaksai dabas gāzes koģenerācijas stacijām vai atbalsta likme saražotajai elektroenerģijai dabas gāzes koģenerācijas stacijās līdz 4 MW, kas aprēķināta kā AER tehnoloģijām. 4.3.nodaļā ir piedāvāta abu minēto risinājumu analīze;

3. atbalsts kapitālieguldījumu atmaksai dabas gāzes koģenerācijas stacijām virs 4 MW.

Atbalsta modeļa maiņa dabas gāzes koģenerācijas stacijām ir nepieciešama, jo elektroenerģijas, kas saražota šajā stacijā, izmantojot importētu kurināmo, cena ir augstāka nekā importētas elektroenerģijas MWh cena. Ja AER gadījumā tiek izmantots vietējais energoresurss un tas valsts ekonomikā sniedz ieguldījumu (piemēram, nodarbināts vietējais darba spēks utt.), tad dabas gāzes gadījumā šis princips nestrādā. Tādējādi atbalsta modelis dabas gāzes koģenerācijas stacijām ir jānodala no atjaunojamo energoresursu atbalsta tarifa modeļa.

Gadījumā, ja valsts spēj vienoties ar koģenerācijas stacijas operatoru, dabas gāzes koģenerācijas stacijas atbalsta noteikšanas modelī ir jāietver vairāki robežnosacījumi: pārejas periodā dabas gāzes koģenerācijas stacija nestrādā, tās īpašniekiem tiek izmaksāta atlikusī vērtība un nelieli stacijas uzturēšanas izdevumi. Ir svarīgi, lai brīdī, kad tas ir ekonomiski izdevīgi, koģenerācijas stacijas operators saražoto elektroenerģiju pārdod par tirgus cenu.

Pieņēmumi

Informācija no esošo energoavotu

darbības izpētes

Ievaddati

Jā

Subsīdijas koeficienta aprēķins

Ekonomiskie aprēķini

Vai

IRR=12%?

Nē

Jā

Subsīdijas?

Nē

Rezultāti

Atbalsta lieluma vērtība

4.1.att. Atbalsta noteikšanas modeļa algoritms

Atbalsta likmes noteikšanas modelis ir līdzīgs esošā atbalsta ekonomiskās analīzes modelim. Tikai atšķirība ir tā, ka atbalsta lieluma maksimālās vērtības tiek noteiktas pie iepriekš definētas un noteiktas iekšējās peļņas vērtības, ja IRR=12%. Šajā aprēķina modelī sestais modulis ir salīdzinājuma modulis. Ja atbalsta vērtības IRR nav 12%, tad ekonomiskie aprēķini ir jāatkārto. To var īstenot divos matemātiskā tuvinājuma metodes lietojuma veidos:

• izmantojot mērķa meklēšanas (goal seek) funkciju;

• izmantojot investīciju komponentes izmaiņas koeficientu.

Abi tuvinājuma metodes lietojumi nodrošina vienu un to pašu rezultātu.

Lai izvairītos no tā, ka siltumenerģija tiek šķērssubsidēta no elektroenerģijas atbalsta, siltumenerģijas tarifa vērtība tiek ņemta vērā, aprēķinot atbalsta lielumu. Aprēķinos ir ņemts vērā, ka tās elektrostacijas, kurām atbalsts ir piešķirts MK noteikumu Nr.262 ietvaros, pārejas periodā meklē risinājumu siltumenerģijas efektīvai utilizācijai. Tas ir svarīgs priekšnosacījums, lai saražotā elektroenerģija un siltumenerģija no vietējiem energoresursiem (biomasas un biogāzes) būtu ar lietderības koeficientu, kas atbilst augstas efektivitātes koģenerācijai.

Pētījuma autoru izstrādātais modelis ir viegli lietojams un ļauj samērā vienkārši veikt izmaiņas ievades datos un pieņēmumos, piemēram, ja Ekonomikas ministrijas vadība vai LR Ministru kabinets pieņem lēmumu IRR vērtību mainīt (palielināt vai samazināt), tad ar autoru izstrādāto ekonomisko aprēķinu modeli to var veikt.

4.2. ATBALSTA NOTEIKŠANA AER TEHNOLOĢIJĀM PĀREJAS PERIODĀ

4.2. 1. Hidroelektrostacijas

Turpmākais atbalsts hidroelektrostacijām ir nopietni jāizsver. Latvijā darbojas 146 mazās HES, kuru kopējā uzstādītā jauda ir 27,23 MW. Šādās stacijās ražotā elektroenerģija pirmos 10 gadus tiek atbalstīta ar tarifiem no 137,56 līdz 139,56 Ls/MWh, bet nākamos 10 gadus atbalsts ir par 20% mazāks.

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus

Esošais atbalsts pēc 10 gadiem

Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%)

Nepieciešamais atbalsts pēc 10 gadiem

160

140 138,56

110,85

137,56

134,32

126,38

121,36

119,79

117,89

120

112,21

115,66

110,05

107,45

101,11

100

97,08

95,83

94,31

89,77

92,53

85,50

76,51

68,40

61,21

60,26

48,20

53,67

42,93

50,17

40,14

47,86

38,29

44,74

35,79

0,08

0,15

0,2

0,4

0,6

0,8

1,5

Uzstādītās jaudas, MWe

Atbalsts, Ls/MWh

4.2.attēlā un 4.1.tabulā ir sniegts esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums dažādas jaudas hidroelektrostacijām pirmos 10 gadus un nākamos 10 gadus.

4.2.att. Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums pirmos 10 gadus un pēc 10.gada (rēķinot naudas plūsmu 10+10 gadiem)

4.1.tabula

Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums HES

Uzstādītā jauda, MW	0,08	0,15	0,2	0,4	0,6	0,8	1	1,5
Esošais atbalsts pirmos 10 gadus	138,56	137,56	134,32	126,38	121,36	119,79	117,89	115,66
Esošais atbalsts pēc 10 gadiem	110,85	110,05	107,45	101,11	97,08	95,83	94,31	92,53
Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%) pirmos 10 gadus	112,21	85,50	76,51	60,26	53,67	50,17	47,86	44,74
Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%) nākamos 10 gadiem	89,77	68,40	61,21	48,20	42,93	40,14	38,29	35,79

Balstoties uz 4.2.attēlā un 4.1.tabulā redzamajiem atbalsta apjomiem pie dažādām jaudām, tika veikta regresijas analīze un iegūti divi regresijas vienādojumi, kas apraksta nepieciešamo atbalsta apjomu atkarībā no uzstādītās jaudas. Regresijas vienādojumi doti 4.3.attēlā. Punkti ir aprakstīti ar lineāru sakarību, iegūstot pirmās pakāpes vienādojumus katrā jaudas diapazonā (skat. 4.3.attēlu). Vienādojumi uz augšējās nogriežņu kopas apraksta nepieciešamā atbalsta formulas pirmajiem 10 gadiem, apakšējā nogriežņu kopa parāda nepieciešamā atbalsta aprēķina sakarības nākamo 10 gadu periodā.

No šiem vienādojumiem tika iegūtas nepieciešamā atbalsta aprēķina formulas dažādu jaudu diapazonos (skat. 4.2.tabulu).

130,00

110,00

y = -381,5x + 142,7

R² = 1

90,00

y = -179,7x + 112,4

R² = 1

y = -81,29x + 92,77 R² = 1

70,00

y = -32,93x + 73,43

R² = 1

y = -17,49x + 64,16

R² = 1

50,00

y = -11,56x + 59,42

R² = 1

y = -65,03x + 74,21

R² = 1

y = -26,35x + 58,74

R² = 1 y = -13,99x + 51,33

R² = 1

y = -6,24x + 54,09

R² = 1,00

30,00

y = -9,25x + 47,54

R² = 1,00

y = -4,99x + 43,27

R² = 1,00

10,00

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5

y = -143,7x + 89,96

R² = 1

y = -305,2x + 114,1

R² = 1

Ls/MWh

4.3.att. Regresijas analīze nepieciešamam esošo HES atbalstam 10+10 gadu periodā

4.2.tabula

Nepieciešamā atbalsta aprēķina formulas HES

Jaudas diapazons, MW	Atbalsta aprēķins 1.-10.gads	Atbalsta aprēķins 11.-20.gads
P < 0,08	𝐶 = 112,22 · 𝐾𝑎	𝐶 =89,68
0,08 ≤ P < 0,15	𝐶 = (142,7 − 381,5 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 114,1 − 305,2 · 𝑃
0,15 ≤ P < 0,2	𝐶 = (112,4 − 179,7 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 89,96 − 143,7 · 𝑃
0,2 ≤ P < 0,4	𝐶 = (92,77 − 81,29 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 74,21 − 65,03 · 𝑃
0,4 ≤ P < 0,6	𝐶 = (73,43 − 32,93 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 58,74 − 26,35 · 𝑃
0,6 ≤ P < 0,8	𝐶 = (64,16 − 17,49 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 51,33 − 13.99 · 𝑃
0,8 ≤ P < 1	𝐶 = (59,42 − 11,56 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 47,54 − 9,25 · 𝑃
1 ≤ P ≤ 1,5	𝐶 = (54,09 − 6, .24 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 43,27 − 4,99 · 𝑃

Kur

C – elektroenerģijas iepirkuma cena, Ls/MWh;

P – stacijas uzstādītā elektriskā jauda, MWe;

Ka – koeficients saņemtā investīciju atbalsta ietekmes aprēķinam.

Koeficients Ka ir atkarīgs no uzstādītās jaudas un tika noteikts, rēķinot HES projekta naudas plūsmas IRR, ja projekts ir saņēmis subsīdiju investīcijām. Aprēķinātie koeficienti parāda, par cik būtu jāsamazina bāzes iepirkuma cena, ja HES projekts ir saņēmis investīciju subsīdiju. Koeficientu rēķina pēc formulām, kas dotas 4.3.tabulā. Formulas iegūtas no regresijas analīzes, kas grafiskā veidā parādīta 4.4.attēlā un 4.5.attēlā.

1,00

0,08 MWe

0,90

0,15 Mwe

0,80

0,2 Mwe

0,70

0,60

0,50

y = -0,72x + 1,00

y = -0,75x + 1,00

y = -0,81x + 1,00

0,40

0,30

0,20

0,10

0,00

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Saņemtais atbalsts investīcijām (A)

Investīciju atbalsta koeficients (Ka)

4.4.att. Regresijas analīze koeficienta Ka formulas noteikšanai HES ar jaudu līdz 0,39 MW

1,00

0,95

0,90

0,4 Mwe

0,6 Mwe

0,8 Mwe

1 Mwe

1,5 Mwe

0,85

0,80

0,75

y = -0,53x + 1,00

0,70

y = -0,56x + 1,00

y = -0,58x + 1,00 y = -0,61x + 1,00

0,65

y = -0,65x + 1,00

0,60

0,55

0,50

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Saņemtais atbalsts investīcijām (A)

Investīciju atbalsta koeficients (Ka)

Aprēķini rāda, ka HES ar uzstādīto jaudu 0,4 MW un lielāku nav pamatoti vienlaicīgi piešķirt subsīdijas virs 50% un paaugstināto iepirkuma tarifu, jo tādā gadījumā nepieciešamais atbalsta līmenis būtu zem esošās elektroenerģijas tirgus cenas.

4.5.att. Regresijas analīze koeficienta Ka formulas noteikšanai HES ar jaudu no 0,4 MW un lielāku

4.3.tabula

Investīciju atbalsta ietekmes koeficienta Ka aprēķina formulas HES jaudu diapazonos

Jaudas diapazons, MWe	Ka aprēķins
P < 0,08	𝐾𝑎 = 1 − 0,81 · 𝐴
0,08 ≤ P < 0,15	𝐾𝑎 = 1 − 0,81 · 𝐴
0,15 ≤ P < 0,2	𝐾𝑎 = 1 − 0,75 · 𝐴
0,2 ≤ P < 0,4	𝐾𝑎 = 1 − 0,72 · 𝐴

0,4 ≤ P < 0,6	𝐾𝑎 = 1 − 0,65 · 𝐴
0,6 ≤ P < 0,8	𝐾𝑎 = 1 − 0,61 · 𝐴
0,8 ≤ P < 1	𝐾𝑎 = 1 − 0,58 · 𝐴
1 ≤ P < 1,5	𝐾𝑎 = 1 − 0,56 · 𝐴
1,5 ≤ P	𝐾𝑎 = 1 − 0,53 · 𝐴

Kur

Ka – koeficients saņemtā investīciju atbalsta ietekmes aprēķinam;

A – saņemtā investīciju atbalsta (subsīdijas) apjoms, % (ja saņemta subsīdija 30% apmērā, formulā jāliek

A = 0,3).

4.2. 2. Vēja elektrostacijas

4.4.tabulā un 4.6.attēlā ir sniegts esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums dažādas jaudas vēja elektrostacijām pirmos 10 gadus un nākamos 10 gadus.

4.4.tabula

Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums vēja elektrostacijām

Uzstādītā jauda, MW	0,2	0,4	0,8	1	1,5	2	3,5	10	20
Esošais atbalsts pirmos 10 gadus	124,	95,38	90,41	88,97	87,29	85,01	82,14	81,38	80,12
Esošais atbalsts pēc 10 gadiem	74,51	57,23	54,25	53,38	52,37	51,01	49,29	48,83	48,07
Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%)	109,16	110,91	106,41	101,47	96,04	88,65	85,07	85,21	83,64
Nepieciešamais atbalsts pēc 10 gadiem	74,51	57,23	54,25	53,38	52,37	51,01	49,29	48,83	48,07

Esošais atbalsts 1.-10.gads

Esošais atbalsts 11.-20.gads

Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%) 1.-10.gads Nepieciešamais atbalsts (IRR=12%) 11.-20.gads

140

124

120

109,16

110,91

106,41

101,47

100

95,38

96,04

90,41

88,97

87,29

85,0188,65

82,1485,07

81,38

85,21

80,12

83,64

74,51

57,23

54,25

53,38

52,37

51,01

49,29

48,83

48,07

0,2

0,4

0,8

1,5

3,5

Atbalsts, Ls/MWh

4.6.att. Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums pirmos 10 gadus un pēc 10.gada (rēķinot naudas plūsmu 10+10 gadiem)

Balstoties uz 4.6.attēlā un 4.4.tabulā redzamajiem atbalsta apjomiem pie dažādām jaudām, tika veikta regresijas analīze un iegūti divi regresijas vienādojumi, kas apraksta nepieciešamo atbalsta apjomu atkarībā no uzstādītās jaudas. Regresijas vienādojumi doti 4.7.attēlā. Punkti ir aprakstīti ar lineāru sakarību, iegūstot pirmās pakāpes vienādojumus katrā jaudas diapazonā (skat. 4.7.attēlu). Vienādojumi uz augšējās nogriežņu kopas apraksta nepieciešamā atbalsta formulas pirmajiem 10 gadiem, apakšējā nogriežņu kopa parāda nepieciešamā atbalsta aprēķina sakarības nākamo 10 gadu periodā.

120,00

y = 24,8x + 104,2 y = 3,4x + 109,55

y = -11,25x + 115,41

y = -24,7x + 126,17

100,00 y = -10,86x + 112,33

y = -0,157x + 86,78

y = -2,3867x + 93,423

80,00

y = -85,867x + 91,577

60,00

y = -7,45x + 60,21

y = -2,72x + 56,45

y = -4,35x + 57,73

y = -2,02x + 55,4

40,00

20,00

0,00

y = -1,1467x + 53,303

y = -0,076x + 49,59

y = -0,0708x + 49,538

y = -88x + 92,11

y = 0,0215x + 84,995

y = -14,78x + 118,21

Ls/MWh

No šiem vienādojumiem tika iegūtas nepieciešamā atbalsta aprēķina formulas dažādu jaudu diapazonos (skat. 4.5.tabulu).

4.7.att. Regresijas analīze nepieciešamam esošo vēja elektrostaciju atbalstam 10+10 gadu periodā

4.5.tabula

Nepieciešamā atbalsta aprēķina formulas vēja elektrostacijām

Jaudas diapazons, MWe	Atbalsta aprēķins 1.-10.gads	Atbalsta aprēķins 11.-20.gads
P < 0,2	𝐶 = 109,16 · 𝐾𝑎	𝐶 = 74,51
0,2 ≤ P < 0,25	𝐶 = (104,2 + 24,8 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 92,11 + 88 · 𝑃
0,25 ≤ P < 0,4	𝐶 = (109,5 + 3,4 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 91,58 − 85,87 · 𝑃
0,4 ≤ P < 0,8	𝐶 = (115,41 − 11,25 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 60,21 − 7,45 · 𝑃
0,8 ≤ P < 1	𝐶 = (126,7 − 24.7 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 57,73 − 4,35 · 𝑃
1 ≤ P < 1,5	𝐶 = (112,33 − 10.86 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 55,4 − 2,02 · 𝑃
1,5 ≤ P < 2	𝐶 = (118,21 − 14,78 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 56,45 − 2,72 · 𝑃
2 ≤ P ≤ 3,5	𝐶 = (93,42 − 2,39 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 53,3 − 1,15 · 𝑃
3,5 ≤ P ≤ 10	𝐶 = (84,995 + 0,0215 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 49,54 − 0,07 · 𝑃
10 ≤ P ≤ 20	𝐶 = (86,78 − 0,157 · 𝑃) · 𝐾𝑎	𝐶 = 49,59 − 0,076 · 𝑃

Kur

C – elektroenerģijas iepirkuma cena, Ls/MWh;

P – stacijas uzstādītā elektriskā jauda, MWe;

Ka – koeficients saņemtā investīciju atbalsta ietekmes aprēķinam.

Koeficients Ka ir atkarīgs no uzstādītās jaudas un tika noteikts, rēķinot vēja elektrostacijas projekta naudas plūsmas IRR, ja projekts ir saņēmis subsīdiju investīcijām. Aprēķinātie koeficienti parāda, par cik būtu jāsamazina bāzes iepirkuma cena, ja VES projekts ir saņēmis investīciju subsīdiju. Koeficienta vērtība atkarībā no subsīdiju apjoma (%) ir dota 4.6.tabulā.

4.6 .tabula

Investīciju atbalsta ietekmes koeficienta Ka vērtības atkarībā no subsīdiju apmēra

Subsīdiju apjoms no kopējām investīcijām
	0%	10%	20%	30%	40%	50%	60%	70%
Ka	1,00	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4	0,3

4.2. 3. Biomasas elektrostacijas un koģenerācijas stacij as

Esošais atbalsts, Ls/MWh Nepieciešamais atbalsts, Ls/MWh

180,00

160,00 155,01

144,50 142,60

140,40

140,00

130,70 127,30 125,30 124,00 123,00 121,90

120,00

113,17

99,86

100,00

78,21

80,00

66,95

57,39

60,00

50,01

44,19

40,28

40,00

20,00

0,00

0,6 0,8 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

Elektriskā jauda, MWe

Atbalsts, Ls/MWh

Līdz 2012.gada beigām Latvijā bija uzstādītas 5 tvaika cikla koģenerācijas stacijas, kuru jaudu diapazons ir robežās no 0,6 MWe līdz 6,492 MWe un kuras ir kvalificējušās atbalsta saņemšanai elektroenerģijas ražošanai no AER. Šādu staciju naudas plūsmas aprēķinu rezultāti ar esošo atbalsta līmeni un nepieciešamo pie nosacījuma, ka projekta IRR ir 12%, ir parādīti 4.8.attēlā un 4.7.tabulā. Iegūtie rezultāti rāda, ka koģenerācijas stacijām, sākot no 0,8 MWe un vairāk, ir nepieciešams mazāks atbalsts, salīdzinot ar esošā atbalsta līmeni. Aprēķini rāda, ka koģenerācijas stacijām ar jaudu 0,6 MWe, esošais atbalsts ir nepietiekams, lai projektu naudas plūsma būtu pozitīva un IRR 12%. Balstoties uz aprēķiniem, 0,6 MW tvaika cikla koģenerācijas stacijas atbalstam būtu jābūt 155,01 Ls/MWh, kas ir augstāks par 0,8 MWe.

4.8.att. Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums TC koģenerācijas stacijām (MK Nr.221)

4.7.tabula

Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums TC koģenerācijas stacijām

Elektriskā jauda, MWe

0,6

0,8

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

Esošais atbalsts,

Ls/MWh

144,5

142,6

140,4

130,7

127,3

125,3

124,0

123,0

121,9

Nepieciešamais atbalsts,

Ls/MWh

155,01

113,17

99,86

78,21

66,95

57,39

50,01

44,19

40,28

Lai noteiktu formulu, pēc kuras būtu iespējams noteikt nepieciešamo atbalstu TC koģenerācijas stacijām pārejas perioda laikā, tika veikta regresijas analīze un iegūti regresijas vienādojumi atkarībā no elektriskās jaudas diapazona (skatīt 4.9.attēlu). Pārejas perioda atbalsta lieluma noteikšanai atbilstoši MK noteikumiem Nr.221 TC biomasas koģenerācijas stacijām ir sagatavotas četras formulas atkarībā no jaudu diapazona, kas redzamas 4.8.tabulā.

120,000

y = -66,54x + 166,4

100,000

y = -22,52x + 111,9

80,000

y = -43,30x + 143,1

60,000

40,000

y = -19,12x + 105,1

y = -14,58x + 93,84

y = -11,82x + 85,56

y = -7,82x + 71,56

20,000

0,000

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

Elektriskā jauda, MWe

Ls/MWh

4.9.att. Regresijas analīze atbalsta līmenim pārejas periodā TC koģenerācijas stacijām

4.8.tabula

Nepieciešamā atbalsta aprēķina formulas TC koģenerācijas stacijām

Elektrisko jaudu diapazons, MWe	Atbalsta aprēķins
P < 0,8	𝐶 = 113,17 · 𝐾𝑎
0,8 ≤ P < 1,0	𝐶 = (166,4 − 66,54 * 𝑃) · 𝐾𝑎
1,0 ≤ P < 1,5	𝐶 = (111,9 − 22,52 · 𝑃) · 𝐾𝑎
1,5 ≤ P < 2,0	𝐶 = (143,1 − 43,30 · 𝑃) · 𝐾𝑎
2,0 ≤ P < 2,5	𝐶 = (105,1 − 19,12 * 𝑃) · 𝐾𝑎
2,5 ≤ P < 3,0	𝐶 = (93,84 − 14,58 * 𝑃) · 𝐾𝑎
3,0 ≤ P < 3,5	𝐶 = (85,56 − 11,82 * 𝑃) · 𝐾𝑎
3,5 ≤ P ≤ 4,0	𝐶 = (71,56 − 7,82 * 𝑃) · 𝐾𝑎

Kur:

C – elektroenerģijas iepirkuma cena, Ls/MWh;

P – stacijas uzstādītā elektriskā jauda, MWe;

Ka – koeficients saņemtā investīciju atbalsta ietekmes aprēķinam.

Lai noteiktu investīciju atbalsta ietekmes koeficientu Ka naudas plūsmas aprēķinos, tiek ņemtas vērā subsīdijas projektu īstenošanai. Projektu naudas plūsmas aprēķini tiek veikti pie 30%, 50% un 70% subsīdiju apjomiem. Balstoties uz iegūtajiem rezultātiem, ir iegūta formula, pēc kuras var noteikt investīciju atbalsta ietekmes koeficientu. Ar vienādojuma palīdzību ir iespējams noteikt, cik lielam ir jābūt atbalsta maksājumam gadījumā, kad ir saņemtas subsīdijas biomasas koģenerācijas staciju projektu īstenošanai.

4.9.tabula Investīciju atbalsta ietekmes koeficienta Ka aprēķina formulas TC koģenerācijas staciju jaudu diapazonos

Jaudas diapazons, MWe	Ka aprēķins
P = 0,6	𝐾𝑎 = 1 − 0,90 · 𝐴
0,6 < P ≤ 0,8	𝐾𝑎 = 1 − 1,12 · 𝐴
0,8 < P ≤ 1,0	𝐾𝑎 = 1 − 1,18 · 𝐴

1,0 < P ≤ 1,5	𝐾𝑎 = 1 − 1,32 · 𝐴
1,5 < P ≤ 2,0	𝐾𝑎 = 1 − 1,51 · 𝐴

Kur:

Ka – koeficients saņemtā investīciju atbalsta ietekmes aprēķinam;

A – saņemtā investīciju atbalsta (subsīdijas) apjoms, % (ja saņemta subsīdija 30% apmērā, formulā jāliek

A = 0,3).

Dotās koeficientu aprēķinu formulas var izmantot sekojošos gadījumos:

• P = 0,6 MWe – subsīdiju atbalsta apjoms līdz 100%;

• 0,6 ≤ P ≥ 1,0 MWe – subsīdiju atbalsta apjoms līdz 50%;

• 1,0 < P ≥ 2,0 MWe – subsīdiju atbalsta apjoms līdz 30%.

TC biomasas koģenerācijas stacijām ar uzstādīto elektrisko jaudu virs 2,0 MWe un, kuras ir saņēmušas subsīdijas projektu īstenošanai, atbalsta maksājums par elektroenerģijas ražošanu koģenerācijās stacijās ir jāizvērtē individuāli.

Nepieciešamais atbalsts pirmos 10 gadus Nepieciešamais atbalsts pēc 10 gadiem

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus Esošais atbalsts pēc 10 gadiem

180,00

160,00 154,84

140,00

120,00

100,00

80,00

60,00

40,00

20,00

0,00

0,6

113,36

99,85

78,28

66,99

57,34

50,03

44,21

40,30

0,8

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

Elektriskā jauda, MWe

Atbalsts, Ls/MWh

Atbilstoši MK noteikumiem Nr.262 tvaika cikla biomasas elektrostacijām atbalsts tiek piešķirts uz 10+10 gadiem. Sākot no 11. stacijas darbības gada, atbalsta maksājums samazinās par 25%. Nepieciešamā atbalsta maksājumu lielums salīdzinājumā ar esošo atbalsta līmeni ir parādīts 4.10.attēlā un 4.10. tabulā. No dotā attēla redzams, ka tikai 0,6 MWe biomasas staciju gadījumā būtu nepieciešams nedaudz lielāks esošais atbalsts, kā arī samazināts atbalsta maksājums, sākot ar 11.gadu. Visos pārejos jaudas diapazonos esošais atbalsts ir daudz lielāks kā būtu nepieciešams. Turklāt atbalsta maksājums pēc 10 gadiem biomasas TC stacijām ar jaudu lielāku par 0,8 MWe vispār nav nepieciešams. Stacijām ar jaudu mazāku par 0,8 MWe atbalsta maksājums pēc 10 gadiem būs zemāks kā prognozētā elektroenerģijas tirgus cena. Biomasas koģenerācijas stacijām, kuru jauda ir lielāka par 3,0 MWe atbalsta maksājums ir tuvu esošajai elektroenerģijas tirgus cenai.

4.10.att. Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums TC elektrostacijām (MK noteikumi Nr.262)

4.10.tabula Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums TC koģenerācijas stacijām (MK Nr.262)

Uzstādītā elektriskā jauda, MWe

0,6

0,8

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,50

4,00

Esošais atbalsts pirmos 10

gadus

144,50

142,64

140,38

130,71

127,30

125,28

124,02

123,01

121,87

Esošais atbalsts pēc 10

gadiem

109,24

107,84

106,13

98,82

96,24

94,71

93,76

92,99

92,13

Nepieciešamais atbalsts

pirmos 10 gadus

154,84

113,36

99,85

78,28

66,99

57,34

50,03

44,21

40,30

Līdz ar to TC biomasas koģenerācijas staciju gadījumā, pārejas periodam varētu izmantot tos pašus regresijas vienādojumus un subsīdiju koeficientus kā TC biomasas elektrostaciju gadījumā.

Esošais atbalsts, Ls/MWh

Nepieciešamais atbalsts, Ls/MWh

350,00

300,11

300,00

250,00

198,59

200,00

159,94

150,49

150,00

144,50 142,64 140,38

153,63

130,70

127,30 125,28

100,00

124,16

108,30 82,08 67,20

53,32

50,00

0,00

0,2

0,4

0,6 0,8

1,0

1,5

2,0

2,5

Elektriskā jauda, MWe

Atbalsts, Ls/MWh

Līdz 2012.gada beigām Latvijā bija uzstādītas 7 ORC tipa biomasas koģenerācijas stacijas, kuru elektriskās jaudas diapazoni bija robežās no 0,6 MWe līdz 2,294 MWe. Šādu koģenerācijas staciju esošais un nepieciešamais atbalsta līmenis, ņemot vērā MK noteikumus Nr.221, ir noteikts, balstoties uz naudas plūsmas aprēķiniem. Iegūtie rezultāti ir parādīti 4.11.attēlā. No dotā attēla redzams, ka koģenerācijas stacijām zem 0,8 MWe, esošais atbalsta līmenis ir nepietiekams, lai projekta IRR būtu 12%.

4.11.att. Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums ORC koģenerācijas stacijām (MK Nr.221)

Atbalsta līmeņa noteikšanai ir veikta regresijas analīze un sastādīti vienādojumi, kas doti 4.11.tabulā. Sakarā ar nepieciešamo nesamērīgi augsto atbalsta līmeni ORC biomasas koģenerācijas stacijām līdz 0,4 MWe, pētījuma autori piedāvā pārejas periodā sniegt atbalstu piešķirt līmeni vienādu ar 0,6 MWe biomasas koģenerācijas stacijām.

4.11.tabula

Nepieciešamā atbalsta aprēķina formulas ORC koģenerācijas stacijām

Elektrisko jaudu diapazons, MWe	Atbalsta aprēķins
P < 0,6	𝐶 = 153,63 · 𝐾𝑎
0,6 ≤ P < 0,8	𝐶 = (242,0 − 147,3 · 𝑃) · 𝐾𝑎
0,8 ≤ P < 1,0	𝐶 = (187,5 − 79,28 · 𝑃) · 𝐾𝑎
1,0 ≤ P < 1,5	𝐶 = (160,7 − 52,43 · 𝑃) · 𝐾𝑎
1,5 ≤ P < 2,0	𝐶 = (126,7 − 29,76 · 𝑃) · 𝐾𝑎
2,0 ≤ P ≤ 2,5	𝐶 = (122,7 − 27,76 · 𝑃) · 𝐾𝑎

Tā kā lielākā daļa no ORC stacijām ir saņēmušas līdzfinansējumu projektu īstenošanai, atbalsta līmeņa noteikšanai ir ņemts vērā investīciju atbalsta ietekmes koeficients, kas tiek noteikts, balstoties uz regresijas analīzi. Iegūtie rezultāti ir redzami 4.12.tabulā. Dotajā tabulā ir atspoguļotas investīciju atbalsta ietekmes koeficienta aprēķina formulas elektrisko jaudu diapazoniem no 0,2 MWe līdz 2,5 MWe.

4.12.tabula Investīciju atbalsta ietekmes koeficienta Ka aprēķina formulas ORC koģenerācijas staciju jaudu

diapazonos

Jaudas diapazons, MWe	Ka aprēķins
0,2 ≤ P < 0,4	𝐾𝑎 = 1 − 0,78 · 𝐴
0,4 ≤ P < 0,6	𝐾𝑎 = 1 − 0,82 · 𝐴
0,6 ≤ P < 0,8	𝐾𝑎 = 1 − 0,86 · 𝐴
0,8 ≤ P < 1	𝐾𝑎 = 1 − 0,91 · 𝐴
1 ≤ P < 1,5	𝐾𝑎 = 1 − 0,94 · 𝐴
1,5 ≤ P < 2	𝐾𝑎 = 1 − 1,02 · 𝐴
2 ≤ P < 2,5	𝐾𝑎 = 1 − 1,1 · 𝐴
P = 2,5	𝐾𝑎 = 1 − 1,23 · 𝐴

Dotās koeficientu aprēķinu formulas var izmantot sekojošos gadījumos:

• 0,2 ≤ P ≥ 1,0 MWe – subsīdiju atbalsta apjoms līdz 100%;

• 1,0 < P ≥1,5 MWe – subsīdiju atbalsta apjoms līdz 50%;

• 1,5 ≤2,5 MWe – subsīdiju atbalsta apjoms līdz 30%.

Subsīdiju apjoms atbalsta maksājuma noteikšanai par elektroenerģijas ražošanu ORC tipa biomasas koģenerācijas stacijām ir jāizvērtē individuāli.

Nepieciešamais atbalsts pirmos 10 gadus Nepieciešamais atbalsts pēc 10 gadiem

Esošais atbalsts pirmos 10 gadus, Ls/MWh Esošais atbalsts pec 10 gadiem, Ls/MWh

350,00

300,11

300,00

250,00

198,75

200,00

153,63

150,00

124,16

109,66

100,00

93,59

82,00

67,20

53,26

50,00

0,00

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,5

2,0

2,5

Elektriskā jauda, MWe

Atbalsts, Ls/MWh

Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums, ņemot vērā MK noteikumu Nr.262 prasības, ir parādīts 4.12.attēlā. Šajā gadījumā pirmajos 10 gados atbalsta maksājums ir lielāks nekā tas ir nepieciešams ORC elektrostacijām, sākot ar uzstādīto jaudu 0,7 MWe. Turklāt atbalsta maksājums, sākot ar 11. stacijas darbināšanas gadu, ir nepieciešams tikai 0,2 MWe stacijām. Pārējo jaudas diapazonu gadījumā atbalsta maksājums būs zemāks nekā elektroenerģijas tirgus cena. Līdz ar to šīm stacijām nav nepieciešams papildus maksājums par elektroenerģijas ražošanu no AER pēc desmitā stacijas darbināšanas gada.

4.12.att. Esošā un nepieciešamā atbalsta līmeņa salīdzinājums ORC koģenerācijas stacijām (MK Nr.262)

Document Metadata

Table of Contents

ELEKTROENERĢIJAS, KAS RAŽOTA NO ATJAUNOJAMIEM ENERGORESURSIEM UN KOĢENERĀCIJĀ, ATBALSTA IZVĒRTĒJUMS UN PRIEKŠLIKUMI ATBALSTA UZLABOŠANAI

Document Metadata