LCOE
ANUL PIF INIȚIAL
ANUL RETEHNOLOGIZĂRII
PUTERE INSTALATĂ
NUMĂR AGREGATE
În dezbaterile privind costul energiei produse de diferite tehnologii – nuclear, gaze naturale, hidro, eolian sau fotovoltaic – unul dintre cei mai utilizați indicatori este LCOE (Levelized Cost of Electricity – Costul uniformizat al electricitatii).
Deși este frecvent citat în studii și rapoarte, LCOE este adesea interpretat simplist, fără a înțelege mecanismele financiare care îl determină. În realitate, costul energiei nu este influențat doar de investiția inițială sau de costurile de operare, ci și de elemente financiare complexe, dintre care cel mai important este WACC (Weighted Average Cost of Capital – Costul mediu ponderat al capitalului).
În cazul proiectelor cu investiții mari și durată lungă de viață, cum sunt centralele nucleare, WACC-ul poate avea un impact asupra LCOE mai mare decât orice altă variabilă individuală.
Ce este LCOE?
LCOE (Levelized Cost of Electricity) reprezintă costul mediu de producție actualizat de producere a unui MWh de energie electrică pe întreaga durată de viață a unui proiect.
Cu alte cuvinte, LCOE răspunde la întrebarea:
La ce preț minim trebuie vândută energia electrică pentru ca proiectul să își recupereze integral investiția și toate costurile asociate pe durata sa de viață?
Formula LCOE:
unde:
Principalii factori care influențează LCOE
În practică, 5 (cinci) elemente determină cea mai mare parte a variației LCOE:
Impact: foarte ridicat
Pentru proiectele intensive în capital, WACC-ul reprezintă de regulă factorul cu cea mai mare influență asupra LCOE.
Acest lucru este valabil în special pentru:
În multe modele financiare, o creștere a WACC cu doar câteva puncte procentuale poate genera o creștere a LCOE de zeci de procente.
Impact: ridicat
CAPEX-ul reprezintă investiția necesară pentru construirea proiectului.
În cazul centralelor nucleare, CAPEX-ul poate reprezenta 70-80% din costul total actualizat al energiei produse.
Impact: ridicat
Acesta măsoară cât de eficient este utilizată capacitatea instalată.
Exemple:
Un factor de capacitate mai mare înseamnă mai multă energie produsă pentru aceeași investiție.
Impact: mediu
Influențează LCOE pe întreaga durată de exploatare.
Impact: mediu spre ridicat
Durata mare permite distribuirea costurilor pe o cantitate mai mare de energie produsă.
Totuși, efectul este limitat de procesul de actualizare financiară.
Ce este WACC?
WACC (Weighted Average Cost of Capital – Costul mediu ponderat al capitalului) reprezintă costul mediu ponderat al tuturor surselor de finanțare utilizate de un proiect.
Acesta reflectă randamentul minim cerut de investitori și creditori pentru a furniza capital.
unde:
De ce este WACC atât de important?
WACC-ul are o influență dublă asupra LCOE:
WACC-ul nu influențează doar costurile proiectului, ci este utilizat și ca factor de actualizare pentru cantitatea de energie produsă în viitor, reducând valoarea actuală a producției și amplificând impactul său asupra LCOE.
De ce durata mare de viață nu reduce dramatic LCOE?
La prima vedere, o centrală care funcționează 60 de ani ar trebui să aibă un avantaj uriaș față de una care funcționează 20 de ani.
Realitatea este mai complexă.
Cantitatea de energie produsă în deceniile din viitorul îndepărtat este actualizată cu WACC și contribuie tot mai puțin la valoarea prezentă a LCOE.
De exemplu, la un WACC de 8%:
Prin urmare, cu cât durata de viață a proiectului este mai mare, cu atât cantitatea de energie produsă în viitor este discountată mai puternic, crescând sensibilitatea LCOE la nivelul WACC-ului.
Ce influențează WACC?
WACC-ul este determinat de mai mulți factori:
Dintre toate acestea, pentru economiile emergente, unul dintre cei mai importanți factori este prima de risc de țară.
Prima de risc de țară – costul invizibil al energiei
Prima de risc de țară reprezintă remunerația suplimentară solicitată de investitori pentru a compensa riscurile asociate unei țări:
Această primă se reflectă direct atât în:
Rezultatul unei prime de risc de țară mari este un WACC mare și implicit un LCOE mare.
Cum ajunge riscul de țară să influențeze factura de energie?
Lanțul de transmitere este simplu:
Risc de țară crescut → WACC mai mare → LCOE mai mare → energie mai scumpă
Astfel, două proiecte identice din punct de vedere tehnic și investițional pot produce energie la costuri semnificativ diferite exclusiv din cauza diferențelor de risc de țară și cost al finanțării.
În România, WACC-ul de 7,6% este influențat semnificativ de riscul de țară masurat prin prima de risc de țară de 3,7% (cea mai mare din UE).
Astfel, un proiect nuclear realizat în România are WACC semnificativ mai mare decât cel al unui proiect similar dezvoltat în țări cu rating suveran superior, respectiv cu o prima de risc mai mica, precum Germania (0,3%), unde WACC este de 4,8% sau Bulgaria (1,4%) unde rezulta un WACC de 5,8% (cu 1,8 puncte procentuale).
Această diferență se transferă direct în LCOE, ceea ce poate conduce la un cost al energiei mai ridicat cu până la 73%, chiar dacă tehnologia, performanța operațională și costurile de construcție din România sunt identice sau chiar mai bune.
Deși CAPEX-ul, combustibilul și costurile operaționale rămân importante, experiența internațională arată că pentru proiectele energetice cu durată lungă de viață și investiții mari, WACC-ul este adesea principalul determinant al LCOE.
În consecință, reducerea riscului de țară, creșterea predictibilității cadrului legislativ și accesul la finanțare competitivă nu reprezintă doar obiective financiare, ci instrumente directe de reducere a costului energiei pentru consumatorul final.
Cu alte cuvinte, cea mai ieftină energie nu este întotdeauna produsă de tehnologia cu cel mai mic CAPEX, ci de tehnologia care beneficiază de cel mai redus cost al capitalului.
Exemplu:
Considerând un proiect în aceleași condiții de operare și care presupune o investiție (CAPEX) de 5 miliarde EUR:
▪ În România, LCOE ar fi de 132 EUR/MWh;
▪ În Bulgaria, LCOE ar fi de 99 EUR/MWh;
▪ În Republica Cehă, LCOE ar fi de 87 EUR/MWh.
Simplificând la nivelul prețului pentru consumatori, în România prețul acestei energii electrice ar fi cu 33% mai mare decât în Bulgaria și cu 52% mai mare decât în Republica Cehă.
Limitările LCOE și necesitatea aducerii diverselor tehnologii la un numitor comun
LCOE este un indicator util pentru evaluarea costului energiei, însă rezultatele sale pot deveni înșelătoare atunci când sunt comparate tehnologii cu caracteristici fundamentale diferite. O comparație relevantă necesită ca proiectele analizate să fie aduse la un numitor comun din perspectiva duratei de viață, a disponibilității energiei livrate și a costurilor necesare pentru asigurarea acelorași servicii energetice către sistemul electroenergetic.
Durata de viață a proiectului – un element adesea ignorat
Durata de viață reprezintă unul dintre factorii care influențează în mod direct LCOE și, în același timp, unul dintre elementele cel mai frecvent omise în comparațiile simplificate dintre tehnologii.
Un reactor nuclear modern, de tip SMR, este proiectat să funcționeze între 60 și 80 de ani, în timp ce durata economică de viață a unui parc fotovoltaic este în general de aproximativ 20–30 de ani, iar cea a unui parc eolian de aproximativ 20–25 de ani.
Prin urmare, atunci când se compară costul energiei produse de un SMR cu cel al unui parc fotovoltaic sau eolian, apare o întrebare fundamentală:
Cum poate fi comparat costul energiei produse de o investiție care funcționează 60–80 de ani cu cel al unei investiții care trebuie reconstruită de două sau chiar trei ori în aceeași perioadă?
Pentru a asigura comparabilitatea, proiectele cu durată de viață redusă trebuie analizate pe aceeași perioadă de referință. Acest lucru presupune includerea în modelul financiar a tuturor investițiilor necesare pentru înlocuirea echipamentelor la expirarea fiecărui ciclu de viață.
În cazul unui proiect fotovoltaic analizat pe un orizont de 60 de ani, trebuie luate în considerare:
În mod similar, în cazul proiectelor bazate pe stocare în baterii, ciclurile de înlocuire sunt și mai frecvente, durata economică de viață a bateriilor fiind în general de aproximativ 15–20 de ani.
Prin urmare, compararea directă a unui LCOE calculat pentru 20–25 de ani cu unul calculat pentru 60–80 de ani poate conduce la concluzii eronate dacă nu sunt incluse toate investițiile suplimentare necesare menținerii capacității de producție pe întreaga perioadă analizată.
La SMR-uri, respectiv la centralele nucleare în general, costul de dezafectare este inclus în modelarea financiară, în timp ce, în cazul surselor regenerabile, costul de dezafectare și reciclare a panourilor și bateriilor reprezintă încă o mare necunoscută.
Comparație între un SMR și o centrală nucleară clasică de mare capacitate
Unul dintre avantajele importante ale tehnologiei SMR (Small Modular Reactor) față de o centrală nucleară convențională de mare putere este flexibilitatea operațională.
Din perspectiva disponibilității energiei:
În ceea ce privește pornirea și oprirea instalației:
Din punct de vedere al integrării în sistemele energetice moderne:
În timp ce o centrală nucleară convențională maximizează producția continuă de energie la scară foarte mare, un SMR oferă modularitate, redundanță operațională, flexibilitate în exploatare și o integrare mai facilă cu sursele regenerabile, fără a pierde avantajele esențiale ale energiei nucleare: producție neîntreruptă, factor de capacitate ridicat și emisii reduse de carbon. Într-o configurație cu mai multe module, indisponibilizarea unui reactor nu conduce la pierderea întregii capacități de producție, ceea ce crește reziliența și stabilitatea sistemului energetic.
Factorul de capacitate – diferența dintre energie disponibilă și energie instalată
O altă limitare majoră a comparațiilor bazate exclusiv pe LCOE este ignorarea diferențelor privind factorul de capacitate.
Factorul de capacitate reprezintă raportul dintre energia efectiv produsă și energia care ar fi fost produsă dacă instalația ar fi funcționat permanent la puterea nominală.
Factorul de capacitate se calculează astfel:
Exemplu de calcul pentru un parc fotovoltaic de 1 MWp:
Dacă produce 1.400 MWh/an:
Rezultă aproximativ 16%.
Valoarea de 16% nu este o constantă universală, ci reprezintă un factor de capacitate tipic pentru parcurile fotovoltaice din România și din multe zone ale Europei Centrale și de Est.
Valorile tipice sunt:
Această diferență este esențială deoarece sistemele electroenergetice nu au nevoie doar de energie, ci și de disponibilitate.
Energia electrică trebuie livrată exact în momentul în care este solicitată de consumatori, indiferent de condițiile meteorologice sau de momentul zilei.
Din acest punct de vedere există o diferență fundamentală între:
Prin urmare, compararea directă a unui MWh produs de un reactor nuclear tip SMR cu un MWh produs de o instalație fotovoltaică nu reflectă în mod necesar aceeași valoare pentru sistemul energetic.
Costul transformării energiei intermitente în energie furnizabilă în bandă
Pentru ca energia produsă din surse intermitente să poată furniza același serviciu energetic ca o sursă baseload, sunt necesare investiții suplimentare semnificative.
Aceste investiții pot include:
Din punct de vedere teoretic, energia fotovoltaică și eoliană pot fi transformate în energie furnizabilă permanent prin utilizarea unor capacități suficiente de stocare.
În practică însă, costurile necesare pentru atingerea unui nivel de disponibilitate comparabil cu cel al unei centrale nucleare de tip SMR devin foarte ridicate și vor modifica radical rezultatul calculului LCOE.
Amprenta asupra terenului și costurile sociale asociate
Comparabilitatea tehnologiilor trebuie analizată și din perspectiva utilizării terenului.
Pentru a produce o cantitate de energie anuală comparabilă cu cea a centralei SMR Doicesti de aproximativ 462 MW care funcționează la un factor de capacitate de 95%, ar putea fi necesare aproximativ:
În funcție de amplasament, această suprafață poate reprezenta teren agricol care devine indisponibil pentru alte activități economice pe întreaga durată de viață a proiectului.
Pentru a produce energia anuală echivalentă unui SMR de 462 MW la 95% factor de capacitate, un parc fotovoltaic ar necesita aproximativ 4.000 hectare de teren, fără a include spații suplimentare pentru baterii, stații, drumuri interne și infrastructură de evacuare a energiei.
Această indisponibilizare poate genera costuri indirecte pentru societate, asociate cu pierderea producției agricole, reducerea flexibilității utilizării terenului și necesitatea dezvoltării unor infrastructuri suplimentare.
În schimb, proiectul SMR de la Doicești utilizează amplasamentul unei foste termocentrale pe cărbune, evitând ocuparea unor suprafețe agricole suplimentare și contribuind la reconversia unui amplasament industrial existent, asigurând totodată implementarea strategiei naționale și europene de tranziție către reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.
Particularitățile energiei hidroelectrice
Energia hidroelectrică reprezintă una dintre puținele surse cu caracteristici apropiate de cele ale energiei nucleare în ceea ce privește durata de viață și capacitatea de furnizare a energiei în bandă.
Cu toate acestea, comparația trebuie realizată cu prudență.
Disponibilitatea unor amplasamente adecvate este limitată de:
Din acest motiv, analiza ar trebui să aibă în vedere costul dezvoltării unei hidrocentrale noi de la zero și nu costul unor active existente care beneficiază deja de investiții istorice semnificative.
Necesitatea comparării proiectelor aflate în aceeași etapă de dezvoltare
O altă condiție esențială pentru comparabilitatea LCOE este ca proiectele analizate să fie evaluate în condiții similare.
Nu este corectă compararea:
Pentru o evaluare relevantă, comparația trebuie realizată între investiții noi dezvoltate de la zero, utilizând aceleași ipoteze privind finanțarea, durata de viață, disponibilitatea energiei și costurile sistemice.
Din experiența internațională, pentru centralele nucleare, costul unui amplasament dezvoltat de la zero (greenfield) reprezintă între 4% și 10% din valoarea totală a CAPEX-ului, în timp ce, în cazul unui amplasament cu infrastructură existentă (brownfield), ponderea acestuia este cuprinsă între 1% și 5%.
Astfel, pentru un proiect nuclear exemplificative de 5 miliarde EUR, costul amplasamentului poate fi:
Avantajele unui amplasament brownfield
Un amplasament brownfield poate reduce semnificativ costurile deoarece există deja:
În unele cazuri, economiile totale generate de reutilizarea infrastructurii existente pot depăși 5% –10% din investiția totală, mai ales dacă se evită construirea unor stații electrice noi, linii de evacuare a puterii sau lucrări hidrotehnice majore.
Pentru proiectele SMR, avantajul brownfield este și mai evident, deoarece multe dintre acestea sunt proiectate tocmai pentru înlocuirea fostelor centrale pe cărbune sau gaz, folosind infrastructura existentă și reducând atât CAPEX-ul, cât și durata de implementare.
Pentru proiectul de la Doicești, care utilizează amplasamentul unei foste termocentrale, valoarea economică a reutilizării infrastructurii poate fi estimată realist la câteva sute de milioane de euro.
DEVEX (Development Expenditure) – Costuri de dezvoltare, licențiere și inginerie preliminară ale proiectului
Acest capitol de costuri pre-investiționale, include de regulă:
Ponderea DEVEX in totalul CAPEX-ului aferent unui proiect energetic se prezinta dupa cum urmeaza:
La un CAPEX exemplificativ de 5 miliarde EUR, DEVEX-ul se poate situa între 200 și 550 milioane EUR pentru un proiect nuclear matur și poate depăși 350 milioane EUR pentru un proiect SMR FOAK, în funcție de gradul de maturitate al tehnologiei și de cerințele de licențiere.
Concluzie
Analiza prezentată în acest material are caracter ilustrativ și urmărește compararea diferitelor tehnologii energetice pe baze cât mai apropiate din punct de vedere economic și operațional. Pentru a asigura comparabilitatea rezultatelor, au fost utilizate următoarele ipoteze comune:
Pentru tehnologiile intermitente au fost incluse investițiile necesare pentru transformarea energiei produse în energie disponibilă permanent, inclusiv capacități suplimentare de producție, sisteme de stocare și reinvestițiile asociate ciclurilor de viață ale echipamentelor.
Numai după această normalizare, LCOE poate deveni un instrument relevant pentru compararea reală a diferitelor tehnologii energetice și pentru fundamentarea unor decizii investiționale și de politică energetică pe termen lung. Mai jos se gasește o comparație a LCOE normalizat, estimat pentru diferitele tipuri de thenologii de producție a energiei.
*) in functie de pretul gazelor naturale intre 40 si 80 EUR la care se adauga si pretul certificatelor de emisii CO2 (EU ETS)
LCOE rămâne unul dintre cei mai importanți indicatori economici utilizați în sectorul energetic. Cu toate acestea, valoarea sa informativă depinde în mod esențial de modul în care sunt definite ipotezele de calcul.
LCOE
CARIERE
La Doicești dezvoltăm un proiect complex, bazat pe tehnologii nucleare avansate, în care credem cu pasiune.
Pentru a ajunge să transformăm în realitate primul proiect SMR din Europa avem nevoie de experți și specialiști bine pregătiți. Deși echipa noastră este formată preponderent din ingineri cu expertiză în dezvoltarea de proiecte nucleare, RoPower Nuclear înseamnă o echipă performantă și multi-disciplinară din care ne-ar plăcea să faceți parte și dumneavoastră.