ДЪРЖАВНА КОМИСИЯ ЗА ЕНЕРГИЙНО И ВОДНО РЕГУЛИРАНЕ
София – 1000, бул. “Княз Дондуков” № 8-10, тел.: 935 96 13, факс: 988 87 82
Р Е Ш Е Н И Е № Ц- 038 от 27.09.2010 г.
ДЪРЖАВНАТА КОМИСИЯ ЗА ЕНЕРГИЙНО И ВОДНО РЕГУЛИРАНЕ
на закрито заседание на 27.09.2010г., след разглеждане на доклад № Е-Дк-337 от 03.09.2010г. относно определяне на преференциална цена на електрическа енергия, произведена чрез директно използване на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти получени в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд, за електрически централи над 5 MW и на събраните данни от проведеното на 14.09.2010г. открито заседание, установи следното:
На основание чл. 21, ал. 1 от Закона за възобновяемите и алтернативните енергийни източници и биогоривата (ЗВАЕИБ) Държавната комисия за енергийно и водно регулиране има задължение да определя референциални цени за продажба на електрическа енергия, произведена от възобновяеми или алтернативни енергийни източници, с изключение на енергията, произведена от водноелектрически централи с инсталирана мощност над 10 MW. На основание § 1, т. 5 от Допълнителните разпоредби на ЗВАЕИБ за биомаса се приема биологично разграждащата се част от продукти, отпадъци и остатъци от селското стопанство, включително растителни или животински субстанции, от горското стопанство, както и биологично разградими фракции от индустриални или битови отпадъци, които могат да се използват като гориво, и следните отпадъци, използвани за гориво: растителни отпадъци от селското и горското стопанство; растителни отпадъци от хранителната промишленост, ако генерираната топлина се оползотворява; растителни отпадъци от производството на пулпа от дървесина и производството на хартия от пулпа, ако се изгарят съвместно на мястото на производство и генерираната топлина се оползотворява; коркови отпадъци; отпадъци от дървесина, с изключение на съдържащите хологениращи органични съединения или тежки метали; утайки от пречиствателни станции; животински субстанции. Следователно ДКЕВР има задължение да определя и преференциална цена на електрическата енергия, произведена чрез директно използване на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти получени в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд, за електрически централи над 5 MW.
Съгласно чл. 21, ал. 2 от ЗВАЕИБ преференциалната цена на електрическата енергия, произведена от възобновяеми енергийни източници, се определя в размер 80 на сто от средната продажна цена за предходната календарна година на крайните снабдители и добавка, определена от ДКЕВР по критерии в зависимост от вида на първичния енергиен източник, съгласно Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия (НРЦЕЕ). Според чл. 19а, ал. 1 и ал. 4 от НРЦЕЕ при определяне на добавката комисията следва да отчете следните общи критерии, валидни за всички възобновяеми източници: вида на технологията, големината на инсталираната мощност и наличния ресурс на първичния енергиен източник, както и да извърши анализ на инвестиционните разходи за типа технология, разходите за производство според вида технология и норма на възвръщаемост на капитала за всеки вид технология за използване на възобновяеми енергийни източници при съобразяване със специфичния риск.
Пазарът на възобновяема електрическа енергия с първичен източник биомаса в България не е развит. Съгласно Министерството на земеделието и горите, България разполага с значителен неусвоен потенциал от ВЕИ и особено от биомаса. Приблизителната оценка на потенциала на биомасата в страната е както следва: енергийни култури – 840 ktoe; селско стопански твърди отпадъци -1880 ktoe; градски твърди отпадъци – 310 ktoe; дърва за огрев – 550 ktoe; други – 35 ktoe.
Стимулирането на изграждането на такива инсталации изисква определяне на преференциална цена, която да покрие освен икономически обоснованите разходи, нормата на възвръщаемост, икономически обоснованите инвестиции, като и да бъдат отчетени присъщите рискове: технологичен риск, риск, свързан с характера на първичния енергиен източник и бизнес риск. Развитието на енергийни проекти, използващи нови и не напълно развити технологии на основата на възобновяеми енергийни източници като цяло е по-скъпо, дори в случаите, когато първичният енергиен източник е вид биомаса, като отпадна дървесина от горското стопанство, стърготини от дървопреработване, в сравнение с традиционните енергийни проекти. Финансовите институции не са склонни да поемат рискове свързани, както с предпроизводствените процеси (добив, събиране, преработка, раздробяване, пресоване, транспорт и др.) така и с енергийните технологии за производството на електрическа енергия.
Рискът, отнасящ се до характера и обема на биомасата е свързан с годишната продължителност необходима за добив, събиране, преработка и др. на биомасата, което може да не отговарят на необходимите критерии и би се отразило върху разходите за експлоатация, техническа поддръжка и до намалено производство на електроенергия и намаляване на приходите от продажба на електрическа енергия. Бизнес рискът е свързан с евентуалните неблагоприятни промени в конкретните пазарни и икономически условия, в които функционира предприятието, в т. ч. преразходи по време на изграждането, особено когато технологията не е била активна на пазара.
Всички страни с развити производства на електрическа енергия от ВЕИ са минали през период на разглеждане на стандартни проекти при определяне на цени на електроенергията, произведена от ВЕИ. Към момента тези страни имат пазарна цена на електроенергията.
При определянето на преференциалната цена за производство на електрическа енергия от биомаса е необходимо да бъдат отчетени разходите, които предизвиква реалното реализиране и експлоатация на такъв инвестиционен проект. За целта са използвани осреднени стойности на базата на световния опит, коригирани с отчитане на специфичните за България обстоятелства. Основните фактори, определящи нивото на цените на електрическата енергия, произведена от биомаса са размерът на инвестиционните разходи, включително разходите за присъединяване към съответната преносна или разпределителни мрежи, нивото на експлоатационните разходи, полезният живот на активите, необходими за производство на електрическа енергия, разрешената норма на възвръщаемост на капитала и средната годишна производителност. За осигуряване на по-голяма ангажираност на централата е необходимо осигуряване на необходимото прогнозно годишно количество биомаса, създаване на достатъчна степен на влажност на биомасата, даваща по-висока калоричност и съхранение и обработка на доставената биомаса.
При анализа на влиянието на отделните фактори с най-голяма тежест за равнището на цената са средната годишна производителност на инсталациите за производство на електроенергия от биомаса, размера на инвестиционните разходи и разходите са суровина.
Нивото на инвестиционните разходи за изграждане на електрически централи от биомаса са различни в различните страни според специфичните параметри на видовете биомаса.
През 2006 г. International Energy Agency публикува задача № 29: IEA Bioenergy Network on Socio- economics на адрес: http://www.aboutenergy.info/economy_energy.html В този доклад се посочва среден инвестиционен разход на електрическа централа работеща с биоенергия от 2000 - 2500 $/kW инсталирана мощност в USA. В IEA Energy Technology Essentials на адрес: www.iea.org/Textbase/techno/essentials.htm е отбелязано, че за Европа средния инвестиционен разход на електрическа централа, работеща с биомаса е от 3000 до 5000 $/kW инсталирана мощност, който зависи от технологията, нивото на развитието и големината на централата.
В „Proyecto Twining Bulgaria” испанският Institute for the Diversification and saving of energy (IDAE) e посочил инвестиционен разход от 1800 до 2000 €/kW за 2006 г. Във Финландия подобна електрическа централа с мощност от 14,7 MWe се реализира при инвестиционни разходи от 1430 €/kW (High cogeneration performance by innovative steam tubine for biomass-fired CHP plant in Lislami Finland). В България не се произвеждат съоръжения и машини за производство на електрическа енергия от биомаса, което е предпоставка за допълнителни инвестиционни разходи, свързани с митнически такси и транспорт за внос на съоръжения и машини, развитие на нова технология, която до момента не е била активна на пазара и др. С оглед съобразяването на този фактор размерът на инвестиционните разходи за централа с инсталирана мощност над 5 MW следва да бъде с осреднена стойност на инвестицията от 1 600 €/кWel, включващ генератор-турбина, мрежово електрическо присъединяване, трансформатори, котелно съоръжение, съоръжение за газово пречистване, конвейер за гориво подаване, контейнери и конвейер за събиране на праховите остатъци след изгаряне, електрически и хидравлични инсталации, стоманени конструкции, изготвяне на работен проект и други непланирани инвестиционни разходи.
Годишното брутно производство на централата е изчислено при отчитане на средната инсталирана електрическа мощност и коефициента на ангажираност (разполагаемост) на централата от 91,32 % (коефициента е в зависимост от престоя за ремонти и аварии на централата и същия е в границите от 62 % - до 95% ), това е процентна стойност от разполагаемостта на инсталацията на централата и представлява 8000 ефективни работни часа на година, без да са отчетени собствени нужди.
Допустимите експлоатационни разходи (О&M), подлежащи на регулаторен контрол, са свързани с експлоатацията и поддръжката на съоръженията, съобразно съответните технически стандарти. Те се формират основно от разходите за ремонт и поддръжка, застраховки, административни разходи свързани с управление на организацията.
За Европейския съюз средните експлоатационни разходи за подобни централи възлизат на 1,625 евро цента/кВтч. В Potentials and cost for renewable electricity in Europe-IEE project OPTRES, Overview on economic-& technical –specifications for new RES_E plant) са посочени оперативни разходи за централи работещи на биомаса в размери до 130 €/кWel.
При изчисляването на цените на електрическата енергия, произведена от централи, работещи чрез директно изгаряне на биомаса, включените разходи, без разходи за амортизации, са в размер на 94 €/кWel за година.
Променливите експлоатационни разходи свързани с доставка на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти получени в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд са в размер на 37 €/t.
В доклад на ЕК от 2 април 2004 г. за Ролята на Биоенергията на Енергийния пазар на ЕС разходите за доставка на дървесни горива за България са посочени в размер на 2,2 €/GJ , като тези разходи са едни от най ниските в 27 те държави членки на ЕС. В конкретния случай при 4 100 kkal/kg, влажност до 20% на доставената биомаса и годишен обем от 220 000 t/год., цена от 37 €/t специфичния разход е 2,21 €/GJ. Съгласно Министерството на земеделието и горите, България разполага с значителен неусвоен потенциал от ВЕИ и по-специално дърва за огрев с теоретичен потенциал от 550 ktoe, което е с равностойност на eнергия от 6 380 GWh и произведеното количество електрическа енергия от „Мape Development” в размер на една година от 106 GWh представлява 1,66%.
Полезният техникоикономически живот на активите за централите с мощност над 5 MW е определен на 15 години, като разходите за амортизации са изчислени чрез прилагане на линеен метод - за централи с инсталирана мощност над 5 MW - 3 129.33 хил.лв./год.
Използваната при определянето на цените среднопретеглена норма на възвръщаемост на капитала е в размер на 7.98 %, изчислена при норма на възвръщаемост на собствения капитал след данъчно облагане от 8.07 %, корпоративна данъчна ставка от 10 % и цена на привлечения капитал от 7.55 %, при структура на капитала от 70 % привлечен капитал и 30 % собствен капитал. Тези данни са достатъчно условие за развитие на технологиите свързани с оползотворяване и производството на електрическа енергия от биомаса. Поради това се предлага да не се дава надбавка за специфичен риск, обусловен от особеностите на първичния енергиен източник.
При спазване на всички гореописани основни фактори, цените са изчислени, като е използван т.нар. анюитетен метод за период, равен на периода на експлоатация на проекта- 15 години и при спазване на следното: инвестиционни разходи - 1 600 €/kW; експлоатационни разходи свързани с опериране и поддържане на централата, наречени постоянно условни разходи е 1,3 €ct/kWh и експлоатационни разходи свързани с доставка на биомасата (променливи разходи) от 7 €ct/kWh; средно годишна продължителност на централата с 91,32 % годишна ангажираност за всяка година от периода; среднопретеглената норма на възвръщаемост – 7.98 %; настоящата стойност е изчислена при дисконтов фактор равен на нормата на възвръщаемост на капитала, преди данъчно облагане – 7.98 %; дисконтирането на сумите е към началото на първата година от проекта, като е прието, че инвестицията е направена в края на година „0”; разходите не са индексирани с инфлация за периода и са еднакви за всяка година; количествата електрическа енергия за продажба са еднакви за всяка година от проекта.
Изчислената цена за производство на електрическа енергия произведена чрез директно използване на енергията от биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване и др. от централи над 5 MW е 207.60 лв./МВтч, като елементите на цената са посочени в таблицата по- долу:
Преференциална цена на електрическата енергия, в лв./МВтч
Елементи на анюитетната цена цена %
Анюитетна цена, в т.ч.: 207.60 100.00%
за разходи,без разходи за амортизации 159.19 76.68%
за разходи за амортизации 28.04 13.51%
за възвръщаемост 20.37 9.81%
С оглед всичко гореизложено Комисията прие следното предложение за преференциална цена, по която производителите с инсталирана мощност над 5 MW, работещи чрез директно изгаряне на биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване и др. да продават електрическа енергия:
След проведеното на 14.09.2010г. на основание чл. 13, ал. 3 от ЗЕ открито заседание за разглеждане на доклада относно предложението за преференциална цена постъпиха писмени възражения от Български енергиен форум (БЕФ), вх. № Е-12-00-389/17.09.2010г.,от „Бул Еко Енергия” ООД, вх. № Е-14-44-11/20.09.2010г. и от „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД, вх. № Е-12-00-393/21.09.2010г.
Основното възражение е по отношение на размера на инвестиционните разходи и актуалността на използваните данни за инвестициите в подобни проекти в ЕС. Съгласно БЕФ, нивата на инвестиционните разходи за 10 МВт подобен тип централи в момента са: Polytechnik GmbH, Австрия – 2 600- 2 800 €/ kW, Urbach GmbH, Австрия – 2 700 – 3 000 €/ kW, Vynke, Белгия - 2 500 – 2 900 €/ kW.
С отчитане на разходите за СМР, цех, площадка за съхранение и смилане на горивото, транспортни средства и др., разходите за изграждане на нова ЕЦ достигат: Polytechnik GmbH, Австрия – 3 600- 3 800 €/ kW, Urbach GmbH, Австрия – 3 780 – 3 900 €/kW, Vynke, Белгия - 3 500 – 3 900 €/ kW.
На база на така заявените инвестиционни разходи, от БЕФ предлагат при определяне на цената на електрическата енергия произведена от ЕЦ на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд, за електрически централи над 5 MW сумата на инвестициите да бъде в размер на 3 500 €/ kW.
БЕФ не посочват източниците на база, на които са определени тези разходи, както и компонентите, които формират тези инвестиционни разходи.
Във постъпилото възражение от „Бул Еко Енергия” ООД инвестиционните разходи са между 4 000 и 4 500 €/ kW. , без да са посочени доказателства за тези нива като са включени инвестиции в площадката – 1 550 хил. € и други инвестиции – 1 175 хил. €. В постъпилото възражението от „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД посочените инвестиционните разходи за такъв вид ЕЦ са 3 061 €/ kW, въпреки, че на проведеното открито заседание представителите на дружеството декларираха инвестиционни разходи на стойност от 2500 €/ kW . В сумата от 3 061 €/ kW са включени: земя, сграда, основно оборудване, разходи за присъединяване и други разходи. По отношение на експлоатационните разходи от „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД заявяват, че цената от 37 €/т. е за биомаса с влажност 30% през летните месеци и с влажност 60% през зимните месеци. Заявената от дружеството цената на биомасата с влажност 20% е 60 €/т.
След допълнително проведено проучване с оглед изясняване на обстоятелствата за равнището на инвестиционните разходи за подобен тип централи бе установено следното:
Най- близо до предлагания проект е изградена нова ЕЦ, работеща на същия вид биомаса с обща инсталирана мощност 20 MW в Манхайм, Германия. Проектът е реализиран през март 2010 г. и инвестиционните разходи за изграждане на централата са на стойност 43.4 млн. € или 2 170 €/ kW. (http://www.worldbiofuelsmarkets.com/downloads/presentations/BiopowerGeneration_15th/Marcus_Jentsch.pdf) На 20.09.2010 г. испанското правителство е одобрило проект за изграждане на централа работеща с биомаса с обща инсталирана мощност 50 MWна стойност 99 млн. € или 1 980 €/ kW. ( http://www.biofueldaily.com/reports/Spain_approves_countrys_largest_biomass_plant_999.html) Съгласно доклад на European Climate Foundation от 2010 г. са посочени по- ниски инвестиционни разходи, като те са за адаптиране на съществуваща централа на такава, работеща на биомаса, като разходите са между 400 и 700 €/ kW. (http://www.europeanclimate.org/documents/Biomass_report_-_Final.pdf) В „Proyecto Twining Bulgaria” испанския Institute for the Diversification and saving of energy (IDAE) e посочил инвестиционен разход от 1800 до 2000 €/kW за 2006 г. за ЕЦ, работещи на биомаса, без да се отчита вида на използваната биомаса. Следва да се отбележи, че инвестиционни разходи над 3 500 €/ kW са сума от разходите за инвестиции и всички съпътстващи разходи, като разходи за лихви, разходи за обслужване на кредита, дивиденти за инвеститорите и други разходи, които са елементи на възвръщаемостта.
При отчитане единствено на инвестиционните разходи, без разходите за обслужване на кредит, разходите за лихви и други, разходите за инвестиции в ЕЦ, работещи на биомаса в момента са на нива между 2 000 – 2 200 €/ kW.
Съобразявйки се с гореизложеното, възраженията на Български енергиен форум, „Бул Еко Енергия” ООД и „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД за определяне на нивото на инвестиционните разходи за изграждане на нова ЕЦ, работещи чрез директно изгаряне на биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване се приемат частично. В резултат на направеното проучване считаме, че инвестиционните разходи за централа с инсталирана мощност над 5 MW следва бъде със стойност на инвестицията от 2 100 €/кW, включващ разходи за изготвяне на работен проект, земя, СМР, машини и7 съоръжения в т.ч.: генератор-турбина, трансформатори, котелно съоръжение, съоръжение за газово пречистване, конвейер за гориво подаване, контейнери и конвейер за събиране на праховите остатъци след изгаряне, електрически и хидравлични инсталации, стоманени конструкции, електрическо присъединяване и други непланирани инвестиционни разходи.
По отношение на възражението на „Мейп Дивелпмънт” ЕООД за цената на биомасата, получена от санитарна сеч в България се установи, че същите санамалели през последната една година с минимум 10%. http://vetovo.com/index.php?act=common&tab=37 ).
При определяне на доставната цена на биомасата, същата е съобразена с доклад на ЕК за Ролята на Биоенергията на Енергийния пазар на ЕС до 2020 г. (източник Министерство на земеделието и горите), като разходите за доставка на дървесна биомасаза България са посочени в размер на 37 €/t (2,2 €/GJ).
Съобразявайки се с по- ниските цени на дървесината получена от прочистване на гори, горско подрязване и други, както и с всичко гореизложен, възражението на „Мейп Дивелпмънт” ЕООД за цената на биомасата, в зависимост от нейната влажност не се приема.
В резултат на коригираните инвестиционни разходи при полезен техникоикономически живот на активите за централите с мощност над 5 MW определен на 15 години, разходите за амортизации изчислени чрез прилагане на линеен метод - за централи с инсталирана мощност над 5 MW са 4 107.24 хил.лв./год.;
Отчитайки последните данни за стойността на инфлацията за последния дванадесет месечен период, използваната при определянето на цените среднопретеглена норма на възвръщаемост на капитала е в размер на 8.04 %, изчислена при норма на възвръщаемост на собствения капитал след данъчно облагане от 8.27 %, корпоративна данъчна ставка от 10 % и цена на привлечения капитал от 7.55 %, при структура на капитала от 70 % привлечен капитал и 30 % собствен капитал.
С оглед установяването на реалната възможност за добив и доставка на биомаса от клони и вършина са изискани данни от Националния статистически институт (НСИ) за техните количествата в страната. Съгласно представените данни от НСИ количеството добита дървесна маса от вършина към 31.12.2009 г. е 21 456 плътни м3:
В Националната дългосрочна програма за насърчаване използването на биомасата за периода 2008-2020 г. разработена от Министерство на икономиката енергетиката и туризма е посочено, че потенциала на неизползваните количества от клони и вършина е 315 000 пл.м3/годишно или 65 100 тне/г.(65.1 ktoe).
Особено внимание заслужава проблемът за осигуряване на необходимото количество биомаса (вършина и клони), тъй като годишното потребление, съгласно представен проект от „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД представлява 70% от цялото налично годишно количество клони и вършина. В случай, че дружеството изпълни изцяло заявеното на откритото заседание намерение за стимулиране на санитарна сеч, необходимите количества биомаса биха надхвърлили наличните 315 000 пл.м3/годишно (посочени в Националната дългосрочна програма). От друга страна ограниченото количество на тази биомаса крие рискове от неправомерно изсичане на дървостой, използване на дърва за огрев и за целулоза, която дейност се контролира от Изпълнителна агенция по горите.
При спазване на всички гореописани основни фактори, цените са изчислени, като е използван т.нар. анюитетен метод за период, равен на периода на експлоатация на проекта- 15 години и при спазване на следното:
-инвестиционни разходи - 2 100 €/kW;
-експлоатационни разходи свързани с опериране и поддържане на централата, наречени условни - постоянно разходи е 1.3 €ct/kWh и експлоатационни разходи свързани с доставка на биомасата (променливи разходи) от 7 €ct/kWh;
-средно годишна продължителност на централата с 91.32 % годишна ангажираност за всяка година от периода;
- среднопретеглената норма на възвръщаемост – 8.04 %;
- настоящата стойност е изчислена при дисконтов фактор равен на нормата на възвръщаемост на капитала, преди данъчно облагане – 8.04 %;
- дисконтирането на сумите е към началото на първата година от проекта, като е прието, че инвестицията е направена в края на година „0”;
- разходите не са индексирани с инфлация за периода и са еднакви за всяка година;
- количествата електрическа енергия за продажба са еднакви за всяка година от проекта.
Преизчислената цена за производство на електрическа енергия произведена чрез директно използване на енергията от биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване и др. от централи над 5 MW е 222.49 лв./МВтч, като елементите на цената са посочени в таблицата по- долу:
При отчитане на всички оказващи влияние технически и икономически параметри преференциалната цена за продажба на електрическа енергия, произведена от електрически централи с инсталирана мощност над 5 MW, работещи чрез директно изгаряне на биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване и др.следва да бъде:
Инвестиционният проект може да бъде значително по-ефективен , в случай че се продава и произведената топлинна енергия от електрически централи, работещи чрез директно използване на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти получени в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд.
Предвид гореизложеното и на основание чл. 21 от Закона за възобновяемите и алтернативните енергийни източници и биогоривата, чл. 4, ал. 3 и чл. 19а от Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия,
ДЪРЖАВНАТА КОМИСИЯ ЗА ЕНЕРГИЙНО И ВОДНО РЕГУЛИРАНЕ
РЕШИ:
Определя преференциална цена за продажба на електрическа енергия без ДДС, на електрическите централи над 5 MW, работещи чрез директно използване на биомаса, получена от прочистване на гори, горско подрязване и др. в размер на 222.49 лв./MWh.
Решението подлежи на обжалване в 14 (четиринадесет) дневен срок пред Върховния административен съд.
София – 1000, бул. “Княз Дондуков” № 8-10, тел.: 935 96 13, факс: 988 87 82
Р Е Ш Е Н И Е № Ц- 038 от 27.09.2010 г.
ДЪРЖАВНАТА КОМИСИЯ ЗА ЕНЕРГИЙНО И ВОДНО РЕГУЛИРАНЕ
на закрито заседание на 27.09.2010г., след разглеждане на доклад № Е-Дк-337 от 03.09.2010г. относно определяне на преференциална цена на електрическа енергия, произведена чрез директно използване на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти получени в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд, за електрически централи над 5 MW и на събраните данни от проведеното на 14.09.2010г. открито заседание, установи следното:
На основание чл. 21, ал. 1 от Закона за възобновяемите и алтернативните енергийни източници и биогоривата (ЗВАЕИБ) Държавната комисия за енергийно и водно регулиране има задължение да определя референциални цени за продажба на електрическа енергия, произведена от възобновяеми или алтернативни енергийни източници, с изключение на енергията, произведена от водноелектрически централи с инсталирана мощност над 10 MW. На основание § 1, т. 5 от Допълнителните разпоредби на ЗВАЕИБ за биомаса се приема биологично разграждащата се част от продукти, отпадъци и остатъци от селското стопанство, включително растителни или животински субстанции, от горското стопанство, както и биологично разградими фракции от индустриални или битови отпадъци, които могат да се използват като гориво, и следните отпадъци, използвани за гориво: растителни отпадъци от селското и горското стопанство; растителни отпадъци от хранителната промишленост, ако генерираната топлина се оползотворява; растителни отпадъци от производството на пулпа от дървесина и производството на хартия от пулпа, ако се изгарят съвместно на мястото на производство и генерираната топлина се оползотворява; коркови отпадъци; отпадъци от дървесина, с изключение на съдържащите хологениращи органични съединения или тежки метали; утайки от пречиствателни станции; животински субстанции. Следователно ДКЕВР има задължение да определя и преференциална цена на електрическата енергия, произведена чрез директно използване на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти получени в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд, за електрически централи над 5 MW.
Съгласно чл. 21, ал. 2 от ЗВАЕИБ преференциалната цена на електрическата енергия, произведена от възобновяеми енергийни източници, се определя в размер 80 на сто от средната продажна цена за предходната календарна година на крайните снабдители и добавка, определена от ДКЕВР по критерии в зависимост от вида на първичния енергиен източник, съгласно Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия (НРЦЕЕ). Според чл. 19а, ал. 1 и ал. 4 от НРЦЕЕ при определяне на добавката комисията следва да отчете следните общи критерии, валидни за всички възобновяеми източници: вида на технологията, големината на инсталираната мощност и наличния ресурс на първичния енергиен източник, както и да извърши анализ на инвестиционните разходи за типа технология, разходите за производство според вида технология и норма на възвръщаемост на капитала за всеки вид технология за използване на възобновяеми енергийни източници при съобразяване със специфичния риск.
Пазарът на възобновяема електрическа енергия с първичен източник биомаса в България не е развит. Съгласно Министерството на земеделието и горите, България разполага с значителен неусвоен потенциал от ВЕИ и особено от биомаса. Приблизителната оценка на потенциала на биомасата в страната е както следва: енергийни култури – 840 ktoe; селско стопански твърди отпадъци -1880 ktoe; градски твърди отпадъци – 310 ktoe; дърва за огрев – 550 ktoe; други – 35 ktoe.
Стимулирането на изграждането на такива инсталации изисква определяне на преференциална цена, която да покрие освен икономически обоснованите разходи, нормата на възвръщаемост, икономически обоснованите инвестиции, като и да бъдат отчетени присъщите рискове: технологичен риск, риск, свързан с характера на първичния енергиен източник и бизнес риск. Развитието на енергийни проекти, използващи нови и не напълно развити технологии на основата на възобновяеми енергийни източници като цяло е по-скъпо, дори в случаите, когато първичният енергиен източник е вид биомаса, като отпадна дървесина от горското стопанство, стърготини от дървопреработване, в сравнение с традиционните енергийни проекти. Финансовите институции не са склонни да поемат рискове свързани, както с предпроизводствените процеси (добив, събиране, преработка, раздробяване, пресоване, транспорт и др.) така и с енергийните технологии за производството на електрическа енергия.
Рискът, отнасящ се до характера и обема на биомасата е свързан с годишната продължителност необходима за добив, събиране, преработка и др. на биомасата, което може да не отговарят на необходимите критерии и би се отразило върху разходите за експлоатация, техническа поддръжка и до намалено производство на електроенергия и намаляване на приходите от продажба на електрическа енергия. Бизнес рискът е свързан с евентуалните неблагоприятни промени в конкретните пазарни и икономически условия, в които функционира предприятието, в т. ч. преразходи по време на изграждането, особено когато технологията не е била активна на пазара.
Всички страни с развити производства на електрическа енергия от ВЕИ са минали през период на разглеждане на стандартни проекти при определяне на цени на електроенергията, произведена от ВЕИ. Към момента тези страни имат пазарна цена на електроенергията.
При определянето на преференциалната цена за производство на електрическа енергия от биомаса е необходимо да бъдат отчетени разходите, които предизвиква реалното реализиране и експлоатация на такъв инвестиционен проект. За целта са използвани осреднени стойности на базата на световния опит, коригирани с отчитане на специфичните за България обстоятелства. Основните фактори, определящи нивото на цените на електрическата енергия, произведена от биомаса са размерът на инвестиционните разходи, включително разходите за присъединяване към съответната преносна или разпределителни мрежи, нивото на експлоатационните разходи, полезният живот на активите, необходими за производство на електрическа енергия, разрешената норма на възвръщаемост на капитала и средната годишна производителност. За осигуряване на по-голяма ангажираност на централата е необходимо осигуряване на необходимото прогнозно годишно количество биомаса, създаване на достатъчна степен на влажност на биомасата, даваща по-висока калоричност и съхранение и обработка на доставената биомаса.
При анализа на влиянието на отделните фактори с най-голяма тежест за равнището на цената са средната годишна производителност на инсталациите за производство на електроенергия от биомаса, размера на инвестиционните разходи и разходите са суровина.
Нивото на инвестиционните разходи за изграждане на електрически централи от биомаса са различни в различните страни според специфичните параметри на видовете биомаса.
През 2006 г. International Energy Agency публикува задача № 29: IEA Bioenergy Network on Socio- economics на адрес: http://www.aboutenergy.info/economy_energy.html В този доклад се посочва среден инвестиционен разход на електрическа централа работеща с биоенергия от 2000 - 2500 $/kW инсталирана мощност в USA. В IEA Energy Technology Essentials на адрес: www.iea.org/Textbase/techno/essentials.htm е отбелязано, че за Европа средния инвестиционен разход на електрическа централа, работеща с биомаса е от 3000 до 5000 $/kW инсталирана мощност, който зависи от технологията, нивото на развитието и големината на централата.
В „Proyecto Twining Bulgaria” испанският Institute for the Diversification and saving of energy (IDAE) e посочил инвестиционен разход от 1800 до 2000 €/kW за 2006 г. Във Финландия подобна електрическа централа с мощност от 14,7 MWe се реализира при инвестиционни разходи от 1430 €/kW (High cogeneration performance by innovative steam tubine for biomass-fired CHP plant in Lislami Finland). В България не се произвеждат съоръжения и машини за производство на електрическа енергия от биомаса, което е предпоставка за допълнителни инвестиционни разходи, свързани с митнически такси и транспорт за внос на съоръжения и машини, развитие на нова технология, която до момента не е била активна на пазара и др. С оглед съобразяването на този фактор размерът на инвестиционните разходи за централа с инсталирана мощност над 5 MW следва да бъде с осреднена стойност на инвестицията от 1 600 €/кWel, включващ генератор-турбина, мрежово електрическо присъединяване, трансформатори, котелно съоръжение, съоръжение за газово пречистване, конвейер за гориво подаване, контейнери и конвейер за събиране на праховите остатъци след изгаряне, електрически и хидравлични инсталации, стоманени конструкции, изготвяне на работен проект и други непланирани инвестиционни разходи.
Годишното брутно производство на централата е изчислено при отчитане на средната инсталирана електрическа мощност и коефициента на ангажираност (разполагаемост) на централата от 91,32 % (коефициента е в зависимост от престоя за ремонти и аварии на централата и същия е в границите от 62 % - до 95% ), това е процентна стойност от разполагаемостта на инсталацията на централата и представлява 8000 ефективни работни часа на година, без да са отчетени собствени нужди.
Допустимите експлоатационни разходи (О&M), подлежащи на регулаторен контрол, са свързани с експлоатацията и поддръжката на съоръженията, съобразно съответните технически стандарти. Те се формират основно от разходите за ремонт и поддръжка, застраховки, административни разходи свързани с управление на организацията.
За Европейския съюз средните експлоатационни разходи за подобни централи възлизат на 1,625 евро цента/кВтч. В Potentials and cost for renewable electricity in Europe-IEE project OPTRES, Overview on economic-& technical –specifications for new RES_E plant) са посочени оперативни разходи за централи работещи на биомаса в размери до 130 €/кWel.
При изчисляването на цените на електрическата енергия, произведена от централи, работещи чрез директно изгаряне на биомаса, включените разходи, без разходи за амортизации, са в размер на 94 €/кWel за година.
Променливите експлоатационни разходи свързани с доставка на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти получени в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд са в размер на 37 €/t.
В доклад на ЕК от 2 април 2004 г. за Ролята на Биоенергията на Енергийния пазар на ЕС разходите за доставка на дървесни горива за България са посочени в размер на 2,2 €/GJ , като тези разходи са едни от най ниските в 27 те държави членки на ЕС. В конкретния случай при 4 100 kkal/kg, влажност до 20% на доставената биомаса и годишен обем от 220 000 t/год., цена от 37 €/t специфичния разход е 2,21 €/GJ. Съгласно Министерството на земеделието и горите, България разполага с значителен неусвоен потенциал от ВЕИ и по-специално дърва за огрев с теоретичен потенциал от 550 ktoe, което е с равностойност на eнергия от 6 380 GWh и произведеното количество електрическа енергия от „Мape Development” в размер на една година от 106 GWh представлява 1,66%.
Полезният техникоикономически живот на активите за централите с мощност над 5 MW е определен на 15 години, като разходите за амортизации са изчислени чрез прилагане на линеен метод - за централи с инсталирана мощност над 5 MW - 3 129.33 хил.лв./год.
Използваната при определянето на цените среднопретеглена норма на възвръщаемост на капитала е в размер на 7.98 %, изчислена при норма на възвръщаемост на собствения капитал след данъчно облагане от 8.07 %, корпоративна данъчна ставка от 10 % и цена на привлечения капитал от 7.55 %, при структура на капитала от 70 % привлечен капитал и 30 % собствен капитал. Тези данни са достатъчно условие за развитие на технологиите свързани с оползотворяване и производството на електрическа енергия от биомаса. Поради това се предлага да не се дава надбавка за специфичен риск, обусловен от особеностите на първичния енергиен източник.
При спазване на всички гореописани основни фактори, цените са изчислени, като е използван т.нар. анюитетен метод за период, равен на периода на експлоатация на проекта- 15 години и при спазване на следното: инвестиционни разходи - 1 600 €/kW; експлоатационни разходи свързани с опериране и поддържане на централата, наречени постоянно условни разходи е 1,3 €ct/kWh и експлоатационни разходи свързани с доставка на биомасата (променливи разходи) от 7 €ct/kWh; средно годишна продължителност на централата с 91,32 % годишна ангажираност за всяка година от периода; среднопретеглената норма на възвръщаемост – 7.98 %; настоящата стойност е изчислена при дисконтов фактор равен на нормата на възвръщаемост на капитала, преди данъчно облагане – 7.98 %; дисконтирането на сумите е към началото на първата година от проекта, като е прието, че инвестицията е направена в края на година „0”; разходите не са индексирани с инфлация за периода и са еднакви за всяка година; количествата електрическа енергия за продажба са еднакви за всяка година от проекта.
Изчислената цена за производство на електрическа енергия произведена чрез директно използване на енергията от биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване и др. от централи над 5 MW е 207.60 лв./МВтч, като елементите на цената са посочени в таблицата по- долу:
Преференциална цена на електрическата енергия, в лв./МВтч
Елементи на анюитетната цена цена %
Анюитетна цена, в т.ч.: 207.60 100.00%
за разходи,без разходи за амортизации 159.19 76.68%
за разходи за амортизации 28.04 13.51%
за възвръщаемост 20.37 9.81%
С оглед всичко гореизложено Комисията прие следното предложение за преференциална цена, по която производителите с инсталирана мощност над 5 MW, работещи чрез директно изгаряне на биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване и др. да продават електрическа енергия:
След проведеното на 14.09.2010г. на основание чл. 13, ал. 3 от ЗЕ открито заседание за разглеждане на доклада относно предложението за преференциална цена постъпиха писмени възражения от Български енергиен форум (БЕФ), вх. № Е-12-00-389/17.09.2010г.,от „Бул Еко Енергия” ООД, вх. № Е-14-44-11/20.09.2010г. и от „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД, вх. № Е-12-00-393/21.09.2010г.
Основното възражение е по отношение на размера на инвестиционните разходи и актуалността на използваните данни за инвестициите в подобни проекти в ЕС. Съгласно БЕФ, нивата на инвестиционните разходи за 10 МВт подобен тип централи в момента са: Polytechnik GmbH, Австрия – 2 600- 2 800 €/ kW, Urbach GmbH, Австрия – 2 700 – 3 000 €/ kW, Vynke, Белгия - 2 500 – 2 900 €/ kW.
С отчитане на разходите за СМР, цех, площадка за съхранение и смилане на горивото, транспортни средства и др., разходите за изграждане на нова ЕЦ достигат: Polytechnik GmbH, Австрия – 3 600- 3 800 €/ kW, Urbach GmbH, Австрия – 3 780 – 3 900 €/kW, Vynke, Белгия - 3 500 – 3 900 €/ kW.
На база на така заявените инвестиционни разходи, от БЕФ предлагат при определяне на цената на електрическата енергия произведена от ЕЦ на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд, за електрически централи над 5 MW сумата на инвестициите да бъде в размер на 3 500 €/ kW.
БЕФ не посочват източниците на база, на които са определени тези разходи, както и компонентите, които формират тези инвестиционни разходи.
Във постъпилото възражение от „Бул Еко Енергия” ООД инвестиционните разходи са между 4 000 и 4 500 €/ kW. , без да са посочени доказателства за тези нива като са включени инвестиции в площадката – 1 550 хил. € и други инвестиции – 1 175 хил. €. В постъпилото възражението от „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД посочените инвестиционните разходи за такъв вид ЕЦ са 3 061 €/ kW, въпреки, че на проведеното открито заседание представителите на дружеството декларираха инвестиционни разходи на стойност от 2500 €/ kW . В сумата от 3 061 €/ kW са включени: земя, сграда, основно оборудване, разходи за присъединяване и други разходи. По отношение на експлоатационните разходи от „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД заявяват, че цената от 37 €/т. е за биомаса с влажност 30% през летните месеци и с влажност 60% през зимните месеци. Заявената от дружеството цената на биомасата с влажност 20% е 60 €/т.
След допълнително проведено проучване с оглед изясняване на обстоятелствата за равнището на инвестиционните разходи за подобен тип централи бе установено следното:
Най- близо до предлагания проект е изградена нова ЕЦ, работеща на същия вид биомаса с обща инсталирана мощност 20 MW в Манхайм, Германия. Проектът е реализиран през март 2010 г. и инвестиционните разходи за изграждане на централата са на стойност 43.4 млн. € или 2 170 €/ kW. (http://www.worldbiofuelsmarkets.com/downloads/presentations/BiopowerGeneration_15th/Marcus_Jentsch.pdf) На 20.09.2010 г. испанското правителство е одобрило проект за изграждане на централа работеща с биомаса с обща инсталирана мощност 50 MWна стойност 99 млн. € или 1 980 €/ kW. ( http://www.biofueldaily.com/reports/Spain_approves_countrys_largest_biomass_plant_999.html) Съгласно доклад на European Climate Foundation от 2010 г. са посочени по- ниски инвестиционни разходи, като те са за адаптиране на съществуваща централа на такава, работеща на биомаса, като разходите са между 400 и 700 €/ kW. (http://www.europeanclimate.org/documents/Biomass_report_-_Final.pdf) В „Proyecto Twining Bulgaria” испанския Institute for the Diversification and saving of energy (IDAE) e посочил инвестиционен разход от 1800 до 2000 €/kW за 2006 г. за ЕЦ, работещи на биомаса, без да се отчита вида на използваната биомаса. Следва да се отбележи, че инвестиционни разходи над 3 500 €/ kW са сума от разходите за инвестиции и всички съпътстващи разходи, като разходи за лихви, разходи за обслужване на кредита, дивиденти за инвеститорите и други разходи, които са елементи на възвръщаемостта.
При отчитане единствено на инвестиционните разходи, без разходите за обслужване на кредит, разходите за лихви и други, разходите за инвестиции в ЕЦ, работещи на биомаса в момента са на нива между 2 000 – 2 200 €/ kW.
Съобразявйки се с гореизложеното, възраженията на Български енергиен форум, „Бул Еко Енергия” ООД и „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД за определяне на нивото на инвестиционните разходи за изграждане на нова ЕЦ, работещи чрез директно изгаряне на биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване се приемат частично. В резултат на направеното проучване считаме, че инвестиционните разходи за централа с инсталирана мощност над 5 MW следва бъде със стойност на инвестицията от 2 100 €/кW, включващ разходи за изготвяне на работен проект, земя, СМР, машини и7 съоръжения в т.ч.: генератор-турбина, трансформатори, котелно съоръжение, съоръжение за газово пречистване, конвейер за гориво подаване, контейнери и конвейер за събиране на праховите остатъци след изгаряне, електрически и хидравлични инсталации, стоманени конструкции, електрическо присъединяване и други непланирани инвестиционни разходи.
По отношение на възражението на „Мейп Дивелпмънт” ЕООД за цената на биомасата, получена от санитарна сеч в България се установи, че същите санамалели през последната една година с минимум 10%. http://vetovo.com/index.php?act=common&tab=37 ).
При определяне на доставната цена на биомасата, същата е съобразена с доклад на ЕК за Ролята на Биоенергията на Енергийния пазар на ЕС до 2020 г. (източник Министерство на земеделието и горите), като разходите за доставка на дървесна биомасаза България са посочени в размер на 37 €/t (2,2 €/GJ).
Съобразявайки се с по- ниските цени на дървесината получена от прочистване на гори, горско подрязване и други, както и с всичко гореизложен, възражението на „Мейп Дивелпмънт” ЕООД за цената на биомасата, в зависимост от нейната влажност не се приема.
В резултат на коригираните инвестиционни разходи при полезен техникоикономически живот на активите за централите с мощност над 5 MW определен на 15 години, разходите за амортизации изчислени чрез прилагане на линеен метод - за централи с инсталирана мощност над 5 MW са 4 107.24 хил.лв./год.;
Отчитайки последните данни за стойността на инфлацията за последния дванадесет месечен период, използваната при определянето на цените среднопретеглена норма на възвръщаемост на капитала е в размер на 8.04 %, изчислена при норма на възвръщаемост на собствения капитал след данъчно облагане от 8.27 %, корпоративна данъчна ставка от 10 % и цена на привлечения капитал от 7.55 %, при структура на капитала от 70 % привлечен капитал и 30 % собствен капитал.
С оглед установяването на реалната възможност за добив и доставка на биомаса от клони и вършина са изискани данни от Националния статистически институт (НСИ) за техните количествата в страната. Съгласно представените данни от НСИ количеството добита дървесна маса от вършина към 31.12.2009 г. е 21 456 плътни м3:
В Националната дългосрочна програма за насърчаване използването на биомасата за периода 2008-2020 г. разработена от Министерство на икономиката енергетиката и туризма е посочено, че потенциала на неизползваните количества от клони и вършина е 315 000 пл.м3/годишно или 65 100 тне/г.(65.1 ktoe).
Особено внимание заслужава проблемът за осигуряване на необходимото количество биомаса (вършина и клони), тъй като годишното потребление, съгласно представен проект от „Мейп Дивелъпмънт” ЕООД представлява 70% от цялото налично годишно количество клони и вършина. В случай, че дружеството изпълни изцяло заявеното на откритото заседание намерение за стимулиране на санитарна сеч, необходимите количества биомаса биха надхвърлили наличните 315 000 пл.м3/годишно (посочени в Националната дългосрочна програма). От друга страна ограниченото количество на тази биомаса крие рискове от неправомерно изсичане на дървостой, използване на дърва за огрев и за целулоза, която дейност се контролира от Изпълнителна агенция по горите.
При спазване на всички гореописани основни фактори, цените са изчислени, като е използван т.нар. анюитетен метод за период, равен на периода на експлоатация на проекта- 15 години и при спазване на следното:
-инвестиционни разходи - 2 100 €/kW;
-експлоатационни разходи свързани с опериране и поддържане на централата, наречени условни - постоянно разходи е 1.3 €ct/kWh и експлоатационни разходи свързани с доставка на биомасата (променливи разходи) от 7 €ct/kWh;
-средно годишна продължителност на централата с 91.32 % годишна ангажираност за всяка година от периода;
- среднопретеглената норма на възвръщаемост – 8.04 %;
- настоящата стойност е изчислена при дисконтов фактор равен на нормата на възвръщаемост на капитала, преди данъчно облагане – 8.04 %;
- дисконтирането на сумите е към началото на първата година от проекта, като е прието, че инвестицията е направена в края на година „0”;
- разходите не са индексирани с инфлация за периода и са еднакви за всяка година;
- количествата електрическа енергия за продажба са еднакви за всяка година от проекта.
Преизчислената цена за производство на електрическа енергия произведена чрез директно използване на енергията от биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване и др. от централи над 5 MW е 222.49 лв./МВтч, като елементите на цената са посочени в таблицата по- долу:
При отчитане на всички оказващи влияние технически и икономически параметри преференциалната цена за продажба на електрическа енергия, произведена от електрически централи с инсталирана мощност над 5 MW, работещи чрез директно изгаряне на биомаса получена от прочистване на гори, горско подрязване и др.следва да бъде:
Инвестиционният проект може да бъде значително по-ефективен , в случай че се продава и произведената топлинна енергия от електрически централи, работещи чрез директно използване на биомаса получена от почистване на гори, горско подрязване и подкастряне, по специално дървесен скрап и други субпродукти получени в резултат на дейността по управление и експлоатация на горския фонд.
Предвид гореизложеното и на основание чл. 21 от Закона за възобновяемите и алтернативните енергийни източници и биогоривата, чл. 4, ал. 3 и чл. 19а от Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия,
ДЪРЖАВНАТА КОМИСИЯ ЗА ЕНЕРГИЙНО И ВОДНО РЕГУЛИРАНЕ
РЕШИ:
Определя преференциална цена за продажба на електрическа енергия без ДДС, на електрическите централи над 5 MW, работещи чрез директно използване на биомаса, получена от прочистване на гори, горско подрязване и др. в размер на 222.49 лв./MWh.
Решението подлежи на обжалване в 14 (четиринадесет) дневен срок пред Върховния административен съд.
