Analiza ekonomiczna

część pracy magisterskiej napisanej w 2000 roku

Analiza ekonomiczna przeprowadzana jest po sprowadzeniu efektów technicznych rozwiązań wariantowych do ścisłej porównywalności – wartości bieżące. Do analizy ekonomicznej przedsięwzięć w energetyce nie stosuje się metod statycznych (okres zwrotu nakładów inwestycyjnych – Payback Period Lenght czy stopy zwrotu z inwestycji – Return On Investment). Z uwagi na wielkość nakładów, zaangażowanie wielu podmiotów, strategiczne znaczenie dla gospodarki narodowej, ocena inwestycji w sektorze energetycznym musi być skrupulatna i pewna – nie można pozwolić sobie na nietrafną decyzję. Do oceny wartości wariantów możliwych decyzji wykorzystuje się następujące metody dynamiczne, uwzględniające rachunek dyskonta [89 s. 164]:

• metoda (prof. Kopeckiego) równoważnego kosztu rocznego (EAW – Eąuivalent Annual Worth),
• metoda wartości zaktualizowanej netto (NPV- Net Present Value),
• metoda wewnętrznej stopy zwrotu (IRR – Internal Rate of Return),
• metoda zmodyfikowanej stopy zwrotu (MIRR – Modified Internal Rate of Return),
• metoda wskaźnika rentowności (PI – Profitability Index).

Metoda prof. Kopeckiego (EAW) opiera się na wyborze wariantu rozwiązania w oparciu o kryterium minimalnego jednostkowego kosztu rocznego danego efektu (cena wyprodukowania 1 kWh). Teza ta w gospodarce rynkowej znajduje uzasadnienie, gdyż – jak powszechnie wiadomo – przy danej cenie wyrobu (będącej wynikiem walki konkurencyjnej) maksymalny zysk można osiągnąć przy minimalnym koszcie własnym (cena = koszt własny + zysk). Metoda ta sprowadza się – de facto – do analizy kosztowej poniesionych nakładów i jej sednem jest dokładne wyliczenie wszystkich (historycznych lub planowanych) kosztów poszczególnych etapów inwestycji.

W odróżnieniu od pozostałych metod, amortyzacja i koszt kapitału jest najważniejszym składnikiem metody jednostkowego kosztu rocznego. W metodach NPV, IRR, MIRR, PI bazą jest wyznaczenie strumieni pieniężnych netto (Net Cash Flow – NCF lub Discount Cash Flow – DCF) w danym roku przez wszystkie lata „życia” inwestycji jako różnicy rzeczywistych wpływów i wydatków związanych z rozpatrywanym przedsięwzięciem i zdyskontowanie ich na ustalony moment czasowy w celu porównania. Amortyzacja i koszt kapitału nie mają znaczenia w tych metodach, bowiem amortyzacja nie jest rzeczywistym wydatkiem pieniężnym, a oprocentowanie kapitału, uzyskane po realizacji danej inwestycji, jest wartością wynikową i dotyczy zarówno kapitału wypożyczonego, jak i własnego. Niemniej jednak zarówno amortyzacja jak i koszt kapitału – jak to zostanie dalej przedstawione – są ważnymi elementami rachunku DCF służąc do wyliczenia zysku (amortyzacja) i jako sprawdzian opłacalności inwestycji – WACC.

Ponieważ metoda EAW nie uwzględnia explicite kategorii zysku wykorzystywana jest częściej do techniczno-ekonomicznej analizy wariantów różnych projektów niż do stricte ekonomicznej analizy inwestycji do której stosuje się zgodnie zaleceniami UNIDO metody dyskontowe.

Istnieje także dyskontowa metoda obliczania kosztów produkcji energii elektrycznej zalecana przez międzynarodowe stowarzyszania UNIPEDE (International Union of Producers and Distributors of Electrical Energy), IAEA (International Atomic Energy Agency), IEA (International Energy Agency), do porównań wariantów przedsięwzięć elektroenergetycznych. W metodzie tej wykorzystuje się pojęcie średniego w okresie eksploatacji równoważnego jednostkowego kosztu produkcji energii elektrycznej netto [87]. Obliczenie tego kosztu polega na podzieleniu sumy zdyskontowanych następujących kosztów:

• budowy (uwzględniające również modernizację i likwidację),
• operacyjnych (utrzymanie, remonty, materiały  pomocnicze,

użytkowanie środowiska, wydatki osobowe itp.), tzw. koszty O&M (Operational andMaintenance),

• paliwa (koszty zakupu paliw loco elektrownia),
• przez zdyskontowany na ten sam moment czasowy sprzedanej energii elektrycznej elektrowni w rozpatrywanym okresie. Można mówić w tym przypadku o składowych kosztach produkcji: kapitałowej, operacyjnej, paliwowej.

Korzystając z opracowania [88] spośród przyjętych typów elektrowni¹⁹ do analizy (przyjmując jako rok bazowy – rozpoczęcia eksploatacji – rok 2010) można stwierdzić, że:

• koszty produkcji energii elektrycznej zależą najbardziej od wartości stopy dyskontowej (kosztu kapitału); przy stopie procentowej 10% najtaniej produkuje energię elektryczną elektrownia parowo-gazowa; następne miejsca zajmuje elektrownia na węgiel brunatny, elektrownia na węgiel kamienny i elektrownia jądrowa;
• przy stopie dyskontowej 5% najtaniej produkuje energię elektryczną elektrownia na węgiel brunatny (z uwagi na tanie paliwo), a kolejne miejsca zajmują: elektrownia jądrowa (mimo wysokich nakładów inwestycyjnych, ale przy tanim paliwie), elektrownia na węgiel kamienny i elektrownia gazowo-parowa.

Analiza wrażliwości wykazuje, że przy stopie dyskontowej 10% wzrost nakładów inwestycyjnych o 20% powoduje wzrost kosztów produkcji o około 62 USD/MWh (najsilniej zmienia się koszt dla elektrowni jądrowej), a 20% wzrost kosztów paliwa powoduje wzrost kosztu produkcji o ok. 58 USD/MWh. Dla stopy 5% zmiany te są mniejsze i wynoszą dla elektrowni na węgiel brunatny przy 20% wzroście nakładów inwestycyjnych ok. 46 USD/MWh, a dla 20% wzrostu ceny paliwa – również ok. 44 USD/MWh.

Są to elektrownie:

• elektrownia na węgiel brunatny o mocy 1×900 MW I sprawności ogólnej netto 45%; jednostkowe kosztorysowe nakłady 1500 USD/kW I cenie paliwa 1,3 USD/GJ;
• elektrownia gazowo-parowa na gaz ziemny o mocy 2×450 MW I sprawności ogólnej netto 58%; jednostkowe kosztorysowe nakłady inwestycyjne 700 USD/kW i cenie paliwa 4,0 USD/GJ;