Marginální náklady na elektřinu

Prezentace na téma: "Marginální náklady na elektřinu"— Transkript prezentace:

1 Marginální náklady na elektřinu
Se používají především pro: Oceňování nové spotřeby Oceňování ztrát Ztráty se chovají jako nová spotřeba, a proto ji také oceňujeme jako novou spotřebu – tedy marginálními náklady. To vše za předpokladu, že energetická soustava je plně vytížená. Oceňování nových zdrojů Oceňování úspor Když něco uspoříme, nemusíme stavět nové zdroje a sítě pro krytí nové spotřeby. Tedy i úsporu je nutné ocenit marginálními náklady.

2 Eletroenergetická soustava ČR
Struktura elektrizační soustavy j = 0 1 2 3 4 5 6 7 zdroje 400 kV 220 kV 110 kV 22 kV 35 kV 0.4 kV gn/vvn vvn/vvn vvn/vn vn/nn spotřeba ČEZ, a.s. Elektrárny Opatovice, a.s. Energotrans, a.s. Sokolovská uhelná, a.s. ….. Přenosová soustava: ČEPS, a.s. Distribuční soustava – REASy: PRE, a.s., STE, a.s., SČE, a.s., ZČE, a.s., JČE, a.s., VČE, a.s., SME, a.s., JME, a.s. Přenosové napěťové hladiny: 400 kV (2900 km); 220 kV (1440 km); 110 kV (105 km) – tzv. “těžké stovky“ (např. vyvedení el. výkonu EMĚ2, 630 mm2) Distribuční hladiny: 110 kV  22 (35) kV  0,4 kV ; 35 kV … část sítí SČE a VČE

3 Elektrické stanice – ucelená zařízení uzlu elektrizační soustavy
transformovny slouží ke změně elektrického napětí při stejném kmitočtu a jeho rozvádění nebo galvanickému oddělení jedné části sítě od druhé rozvodny slouží k rozvádění elektrické energie téhož napětí bez transformace a přeměny měnírny slouží k přeměně druhu proudu (AC/DC) nebo ve speciálních případech jeho kmitočtu kompenzátorovny slouží k vyrovnání jalových složek střídavého proudu jako zdroje jalové složky elektrické energie buď kapacitního nebo induktivního charakteru Denní diagram zatížení ES základní zatížení pološpičkové zatížení špičkové zatížení různé zdroje ES

4 Roční diagram týdenních maxim ES

5 Roční diagram týdenních spotřeb ES

6 Roční diagramy zatížení distribučních oblastí

7 Pmax Pmin

8 Zadání odběratele Úplné zadání – 4 ∙ = čtvrthodinových hodnot středních zatížení v roce (RDZ) Redukované úplné zadání – hodinových středních zatížení Typické diagramy pracovního dne a víkendu ve čtyřech ročních období (jaro, léto, podzim, zima) nebo v obdobích léto 120 dní, přechod 125 dní, zima 100 dní a mráz 20 dní v roce + TDZ + RDZ v podobě 52 týdenních maxim, tj. celkem 251 hodnot DDZ pracovního dne a víkendu + 52 hodnot týdenních maxim (100 hodnot) Maximální výkon a doba jeho využití – dvě čísla Pouze jedno číslo v podobě roční odebrané práce

9 Zdroje ES: základní – jaderné elektrárny, průtočné vodní elektrárny, moderní kondenzační elektrárny, teplárny s protitlakými turbínami, nákup z UCTE pološpičkové – kondenzační elektrárny, akumulační vodní elektrárny (Vltavská kaskáda) špičkové – PPC (Vřesová, Trmice), AVE akumulátory - přečerpávací vodní elektrárny (PVE) nezávislé - malé výkony, závodní a OZE, nepodléhají dispečerskému řízení OZE - základní, pološpičkové i špičkové zdroje (vodní a větrná energetika, biomasa, fotovoltaika, geotermální energie)

10 Výkonové zálohy v elektrizační soustavě
Výkonová záloha ES Systémová výkonová záloha Národohospodářská záloha Záloha provozní Záloha na BO a GO Záloha poruchová Záloha na zatížení Dispečerská záloha

11 Ztráty ve vedeních třífázová vedení : k = 3 … odběr na konci
k = 1 … rovnoměrné zatížení Je třeba si uvědomit, že činné ztráty způsobuje zdánlivý (celkový) proud protékající činným odporem vedení (rezistancí), nikoliv pouze jeho činná složka (I cosφ)! Na dlouhých VN a VVN se někdy uvažují i jalové ztráty vznikající na induktivní reaktanci vedení ωL = XL, Qztr= XL I2 , které jsou kompenzovány kapacitní admitancí vedení, jenž naopak jalový výkon dodává (-Qztr = XC I2 = I2 / BC )

12 Doba využití maximálního zatížení je doba, za kterou by se při maximálním výkonu spotřebovalo, resp. vyrobilo stejné množství elektrické energie jako při proměnlivém zatížení během sledovaného období. Doba plných ztrát je doba, za kterou by se při maximálním přenášeném výkonu ztratilo ve vedeních stejné množství elektrické energie jako při proměnlivém zatížení během sledovaného období. Přibližný výpočet Tz z Tm dle normy: T … délka sledovaného období

13 Křivka MC odpovídá směrnici tečny křivky TC v příslušném bodě
AC jsou odvozeny z tangenty úhlu spojnice vedené z počátku souřadnic do příslušného bodu křivky TC Křivka MC odpovídá směrnici tečny křivky TC v příslušném bodě Křivka MC se protíná s AC v minimu AC Je-li MR = MC, je zisk maximální Inflexní bod VC FC E (MWh) AC MR = AR = P MC E (MWh) Eopt

14 Definice marginálních nákladů (marginální = mezní, přírůstkový)
Marginální náklady jsou definovány jako přírůstek nákladů vyvolaných mezním přírůstkem poptávky (produkce). tečnová definice sečnová definice Z krátkodobého hlediska: FC = konst  Z dlouhodobého hlediska: FC ≠ konst  Krátkodobé marginální náklady (SRMC … Short Run Marginal Cost) – definovány jako přírůstkové výrobní a dopravní náklady vyvolané přírůstkem dodávky při nezměněné kapacitě výrobního a dopravního zařízení. Obsah SRMC se často rozšiřuje o ztrátu způsobenou nedodávkou elektřiny

15 Dlouhodobé marginální náklady ( LRMC … Long Run Marginal Cost) - jsou přírůstkové výrobní a dopravní náklady vyvolané přírůstkem dodávky. Zahrnují i investici výrobce do potřebného zařízení výrobní a přepravní kapacity Pokud je elektrizační soustava optimálně rozvíjena, pak platí: DNpr … přírůstek poměn. provozních nákladů (náklady na ztráty) DNnd … přírůstek nákladů z nedodávky DNpst … přírůstek stálých provozních nákladů (oprava, údržba) DNiaTž … přírůstek anuitní hodnoty investičních nákladů Náklady z nedodávky na straně dodavatele: přímé – ztráty z tržeb, z obchodní marže,… nepřímé – nutné např. zapojit záložní zdroj nebo nutné přepojit na jiné vedení systémové – náklady na opravu zařízení, které neplánovaně vzniknou

16 Metody výpočtu marginálních nákladů
Náklady z nedodávky na straně odběratele: přímé – ztráty z nerealizované výroby, ušlý zisk nepřímé – režimové ztráty systémové – náklady na opravu zařízení Metody výpočtu marginálních nákladů 1) Systémová metoda stálá složka výrobních nákladů ES nv národohospodářské náklady z nedodávky národohospodářské náklady na zajištění dodávky zvopt … optimální zabezpečenost dodávky 0,9 0,99 0,999 0,9999 zv zvopt

17 systémová metoda výpočtu MC spočívá v experimentech na matematicko - ekonomickém modelu ES
model zahrnuje proměnné a stálé provozní náklady a anuitní hodnotu investičních nákladů všech zdrojů v ES metoda je velmi náročná na HW i SW 2) Metoda reprezentantů Předpokládá se vyrovnaná bilance spotřeby a výroby v ES. Další výroba bez zvýšení instalovaného výkonu není možná. Proto: Metoda počítá pouze s vybranými typy zdrojů – závěrné elektrárny (výstavba a provoz není v blízké budoucnosti omezen) Vylučující podmínky závěrných elektráren: nedostatek paliva nedostatek lokalit pro výstavbu ekologické problémy závislost výroby elektřiny na jiné hlavní výrobě (teplárny), na klimatických podmínkách

18 Obecný vztah: niE … měrné investiční náklady nových závěrných elektráren (kč/kW) niS … měrné investiční náklady nových sítí (kč/kW) km … koeficient účasti maxima odběratele na maximu soustavy (-) kvs … koeficient vlastní spotřeby (-) kzp, kzw … koeficient ztrát výkonu, resp. práce v sítích soustavy (-) kr … koeficient zálohy výkonu v závěrných elektrárnách (-) ppsE … roční poměrné stálé provozní náklady elektráren ppsS … roční poměrné stálé provozní náklady sítí Tm … roční doba využití Pm odběratele nwE … měrné proměnné náklady výroby elektřiny (Kč/kWh) aTžE, aTžS … poměrná anuita za ekonomickou dobu životnosti závěrných elektráren a sítí

19 Koeficient účasti maxima odběratele na maximu soustavy - km
a) PPE jako závěrná elektrárna b) JE + PVE jako závěrné elektrárny pA … podíl JE na krytí zatížení odběratele pV … podíl PVE na krytí zatížení odběratele Koeficient účasti maxima odběratele na maximu soustavy - km výkon odběratele v okamžiku maxima soustavy maximum odběratele v roce km = 0 … odběratel v maximu soustavy má nulový výkon; jeho odběr nevyvolává žádnou stálou složku nákladů a „měl by platit jen za práci“

20 Denní diagram zatížení
PVE z důvodu malé kapacity nádrží pracují zatím v denním cyklu přečerpání během dne rozeznáváme tři časová pásma: špička (ŠT) trvání v létě 4 h denně, v zimě 7 h den (VT) 9 – 12 h noc (NT) 8 h PVE vyrovnávají DDZ ES čerpáním v noci a výrobou ve špičce (statické služby)

21 Podíly JE a PVE

22 Rozdělení odběratelů dle cykličnosti zatížení
Typičtí odběratelé – většina odběratelů, která tvoří DDZ ES, mají Pšm ve špičkovém pásmu a Pnmin v nočním pásmu, odebírají se stejným DDZ každý den v roce Denní cyklus – odběratelé odebírající každý den stejně po celý rok Týdenní cyklus a nepravidelní – odběratelé odebírající s výrazným týdenním cyklem a nebo ti u nichž je odběr náhodný bez možnosti nalézt cyklus Sezónní cyklus – odběratelé odebírající s ročním cyklem zatížení (a s případně i vnořenými týdenními a denními cykly)

23 c) JE + PPE jako závěrné elektrárny

24 LRMC pro typické odběratele
Odběratelé s maximem ve špičkových pásmech ES a minimem v noci. závislost pA = f(Tm) pro Tm ≤ h: pA = 126, Tm pro Tm > h: pA = 0, , Tm

25 Proč marginální náklady?
Cílem výpočtu LRMC je vyjádřit výrobní náklady na změnu spotřeby, resp. výroby elektrické energie z makroekonomického hlediska. Dále cílem je přímé použití pro účely výpočtů ekonomické efektivnosti v energetice, pro konstrukci a aktualizaci tarifního systému, dohadovaných výkupních cen elektřiny z nezávislých zdrojů a dovozu.