ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIREZielona energia
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


MATERIAŁY PROBLEMOWE

Porównawcze analizy ekonomiczne turbin wiatrowych
17.07.2017r. 05:09

Joanna Lis, Politechnika Śląska, Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki ("Nowa-Energia.com.pl")
W analizach ekonomicznych wykorzystano model turbiny Wind to Energy o mocy 2 MW. Przybliżono jej parametry techniczne oraz charakterystyczne prędkości. Wybrano lokalizację turbiny, zarówno morską, jak i lądową, ze względu m.in. na istniejące konstrukcje. Określono wartości prędkości wiatru oraz odpowiadającą im roczną produkcję energii elektrycznej netto. Przybliżono rodzaje systemów wsparcia technologii odnawialnych źródeł energii. W przeprowadzonych analizach ekonomicznych uwzględniono dodatkowy przychód wynikający z funkcjonowania systemu zielonych certyfikatów. Określono rentowność inwestycji w badanych lokalizacjach; wyniki porównano.
Założenia analizy ekonomicznej

W celu przeprowadzenia analiz ekonomicznych, których wyniki będą mogły zostać porównane, założono dla wszystkich lokalizacji lądowych i morskich pojedynczą turbinę wiatrową o mocy znamionowej 2MW. Do najważniejszych danych technologicznych turbiny firmy Wind to Energy należy prędkość włączenia 3,5 m/s, wyłączenia 25 m/s. Prędkość znamionowa wynosi 11,5 m/s, a średnica wirnika i wysokość piasty odpowiednio 100 i 85 m [1]. Założono, iż turbina będzie pracowała bez generalnego remontu przez 25 lat. Dodatkowo przyjęto, iż udział środków własnych w nakładach inwestycyjnych wynosi 30%, pozostała część finansowana jest ze środków kredytowych w ratach równych przez pierwsze 15 lat pracy turbiny. Określono stawki: inflacja -0,9% [11], stawka amortyzacyjna 0,07 [10], stopa podatku dochodowego 2%, odsetki 2,68% oraz stopa zwrotu środków własnych 6%.

Koszt powstania instalacji lądowej w Polsce szacuje się na 6 mln zł/MW mocy zainstalowanej [6]. Wyznaczony całkowity nakład inwestycyjny wynosi 12 mln zł, z czego 9,6 mln zł to koszt ponoszony przy zakupie turbiny, a więc podlegający amortyzacji. Roczne koszty eksploatacji dla turbiny 2 MW wynoszą 240 tys. zł [6]. Ze względu na utrudniony dostęp, agresywne środowisko oraz bardziej restrykcyjne wymogi konstrukcyjne instalacji morskiej koszty inwestycyjne przypadające na jednostkę mocy zainstalowanej wynoszą 3 mln €/MW [7]. Całkowita pula potrzebnych środków wynosi 26,28 mln zł [8], gdzie koszt urządzeń trwałych to 12,5 mln zł [9]. Roczne koszty obsługi instalacji wynoszą 622,1 tys. zł [8][9]. Zarówno w przypadku turbin lądowych, jak i morskich, pozostałe koszty inwestycyjne związane są z fundamentowaniem, tworzeniem infrastruktury przyłączeniowej, serwisowaniem czy ubezpieczeniem, jednakże w przypadku instalacji typu offshore koszty te mogą stanowić nawet połowę całkowitych nakładów [9].

Analizy ekonomiczne dla lokalizacji w Polsce

W celu wykonania analizy ekonomicznej dla turbiny pracującej na terenie Polski, wybrano pięć różnych lokalizacji. Na lądzie wyznaczono lokacje ze względu na podział kraju na strefy energetyczne [4], stąd: Ustka - strefa I - najkorzystniejsze prędkości wiatru, Poznań - strefa II - korzystne warunki, Lublin - strefa III - umiarkowane, Katowice - strefa IV - niekorzystne. Wyznaczono także punkt na Bałtyku o współrzędnych 55°N 17,5°E, znajdujący się w obszarze wód zarządzanych przez Polskę. Korzystając z programu RETScreen oraz tablic opracowanych przez NASA [5] określono średnie prędkości wiatru na wysokości 10 m, a także wyznaczono uzyskiwaną produkcję energii elektrycznej do sieci dla turbiny W2E100/2.0. Przychód określono w oparciu o cenę sprzedaży energii elektrycznej, wynoszącą 172,34 zł/MWh [12], a także cenę zielonych certyfikatów 74,73 zł/MWh [2], które przysługują przez pierwsze 15 lat pracy instalacji. Na wykresie 1 przedstawiono wyniki analizy, tj. wartość bieżącą netto w funkcji czasu pracy turbiny dla każdej z lokalizacji.


Wykres 1. Zależności wartości bieżącej netto od czasu pracy turbiny w wybranych lokalizacjach

Po upłynięciu 25 lat pracy tylko w jednym z przypadków wartość bieżąca netto NPV jest wyższa od 0, co oznacza, iż jedynie instalacja zlokalizowania w Ustce jest opłacalna. Najmniej korzystnym przebiegiem charakteryzuje się turbina w lokacji na Bałtyku, co spowodowane jest wysokimi nakładami inwestycyjnymi. W tabeli 1 zestawiono wartości Break Even Point (BEP), dla których instalacja znajduje się na skraju opłacalności przy jednoczesnym zachowaniu wartości pozostałych parametrów analizy.

Tabela 1. Zestawienie wartości BEP wybranych parametrów dla rozważanych instalacji
Lokalizacja Inflacja, % Cena świadectwa pochodzenia, zł Całkowita cena sprzedaży energii, zł
Poznań 0,5 127,60 299,94
Lublin 3,49 272,75 445,09
Ustka -4 -26,42 145,92
Katowice 6,01 441,15 613,49
Bałtyk 4,91 320,77 493,11


Ujemna wartość ceny świadectwa pochodzenia w przypadku Ustki oznacza, iż instalacja jest opłacalna bez dodatkowych form wsparcia. Dodatkowo, przy korzystniejszych warunkach, szczególnie przy wzroście inflacji, instalacja w Lublinie może być opłacalna.

Porównawcze analizy - Niemcy

Ze względu na szczególny rozwój północnych Niemczech w kategorii energetyki wiatrowej, jako lokalizację turbiny wybrano miasto Hanower w Dolnej Saksonii. Założone miejsce instalacji offshore na Morzu Północnym ma współrzędne geograficzne 53,9°N 7,2°E. Podobnie jak w przypadku analiz prowadzonych dla lokalizacji polskich, w celu określenia średnich prędkości wiatru wykorzystano informacje udostępnione przez NASA [5] oraz wbudowane tablice programu RETScreen, w którym następnie wyznaczono roczną produkcję energii elektrycznej netto. Przeprowadzono dwa warianty analizy ekonomicznej w zależności od systemu wsparcia. Pierwszą z analiz oparto na systemie i stawkach obowiązujących w Polsce (założenia zgodne z poprzednimi obliczeniami). Porównawczy wariant zakłada przychód zgodny z taryfą feed-in obowiązującą w Niemczech. Dla instalacji lądowej przez pierwsze 5 lat funkcjonowania przysługuje całościowa stawka skupu energii wynosząca 86,6€/MWh, a w latach 6-25 47,2€/MWh. Morskie farmy wiatrowe, ze względu na wciąż rozwijającą się technologię, obowiązuje stawka 150€/MWh przez pierwsze 12 lat pracy i 35€/MWh w latach 13-25 [3]. Wyniki analiz przedstawiono na wykresie 2, gdzie indeksem FIT oznaczono instalacje oparte o system niemiecki, a ŚP wsparcie zielonymi certyfikatami. Obie instalacje przekraczają próg rentowności w przypadku obowiązywania systemu feed-in tariff ze względu na wyższy przychód. Dla instalacji lądowej w Hanowerze przebieg wartości bieżącej netto dla obu modeli wsparcia jest bardzo zbliżony.


Wykres 2. Zależność wartości bieżącej netto w czasie dla wybranych lokalizacji

Porównawcze analizy - Hiszpania

Energetyka wiatrowa w Hiszpanii cechuje się silnym rozwojem na lądzie i znikomym w obszarach wodnych. Jako lokalizację morską wybrano punkt o współrzędnych 44°N -7,75°E, znajdujący się w obszarze Zatoki Biskajskiej należącej do Oceanu Atlantyckiego. Ze względu na szczególny rozwój farm w rejonie Aragonii lądową turbinę usytuowano w pobliżu miasta Saragossa. Ilość energii elektrycznej netto wyznaczono przy użyciu programu RETScreen, jego wbudowanych tablic wietrzności oraz danych udostępnionych przez NASA. Podobnie jak w przypadku lokalizacji niemieckich, analizę przeprowadzono dwukrotnie, z uwzględnieniem zysku pochodzącego ze świadectw pochodzenia oraz taryfy obowiązującej w Hiszpanii, tj. feed-in tariff. W przeciwieństwie do niemieckiej, hiszpańska taryfa nie rozdziela instalacji lądowych i morskich, oferując stałą stawkę 73,23€/MWh przez 20 lat pracy oraz 61,2€/MWh w latach 21-25 [3]. Na wykresie 3 przedstawiono przebieg funkcji wartości bieżącej netto w całkowitym czasie pracy turbiny. Indeks FIT występujący przy nazwach lokalizacji oznacza analizę wykonaną z systemem hiszpańskim, natomiast ŚP świadczy o wykorzystaniu świadectw pochodzenia.


Wykres 3. Zależność wartości bieżącej netto w funkcji czasu pracy turbiny.

Podsumowanie

Wśród wybranych lokalizacji lądowych najlepsza charakterystyka wiatru występuje w Ustce, stąd przeprowadzona analiza ekonomiczna jest w tym miejscu najkorzystniejsza. Również lokalizacje w Hanowerze oraz Saragossie cechują się wysokimi średnimi prędkościami wiatru. Nad wszystkimi otwartymi terenami (wody, oceany) obserwowane są stabilne wiatry o dużej prędkości. System wsparcia zielonymi certyfikatami jest w większości przypadków niewystarczający, aby instalacja przekroczyła próg rentowności. Inwestycja jest określana jako opłacalna jedynie w przypadku lokacji w Ustce i Saragossie. Niemiecki system feed-in tariff został opracowany, aby pobudzić rozwój energetyki wiatrowej w jak najkrótszym czasie, cechuje się więc wysokimi stawkami obowiązującymi w różnych okresach czasu. Podobnie hiszpański system taryfowy rozdziela stawki wsparcia ze względu na okres pracy turbiny, nie rozróżnia jednakże instalacji morskich od lądowych. Wynika stąd bardzo niewielki odsetek turbin typu offshore na terenach zarządzanych przez Hiszpanię.

Literatura:

[1] W2E Wind to Energy GMBH "Wind turbines of the 2.0 MW class", 2014
[2] Towarowa Giełda Energii: Indeksy dla zielonych certyfikatów na Rynku Praw Majątkowych, Listopad 2016
[3] Lilley J., Sheridan B., Kurtz Crompton D., Firestone J.: "Feed-in tariffs and offshore wind power development", University Delaware, Październik 2010
[4] Lorenc H.: Atlas klimatu Polski, Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej, Politechnika Opolska, 2005
[5] Stackhouse P.; Surface meteorology and Solar Energy. A renewable Energy source website, release 6.0, październik 2015
[6] Polska Agencja Informacji i Inwestycji Zagranicznych: Energetyka wiatrowa w Polsce, Raport, Listopad 2010
[7] European Environment Agency: Europe's onshore and offshore wind energy potential, Raport 6/2009.
[8] Narodowy Bank Polski: Tabela nr 230/C/NBP/2016 z dnia 28-11-2016
[9] Ernst & Young: Cost of and financial suport for offshore wind. A report for the department of Energy and Climate Change, Kwiecień 2009
[10] Wykaz rocznych stawek amortyzacyjnych, Załącznik nr 1, Ustawa z dn. 15.02.1992r. o podatku dochodowym od osób prawnych (Dz. U. z 2014 r. poz. 851, z późn. zm.)
[11] Główny Urząd Statystyczny: Roczne wskaźniki cen towarów i usług konsumpcyjnych od 1950 roku; 2016
[12] Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 50/2016, Warszawa, 11 października 2016

KOMENTARZE ( 4 )


Autor: zgryźliwy 17.07.2017r. 11:02
Może ta młoda osoba nie wiedziała, że nie wolno wykazywać nieopłacalności wiatraków, i dlatego wykazała. 15 lat temu... pełna treść komentarza
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Rozwiń (Pełna treść komentarza)
Autor: Analityk ekonomiczny 17.07.2017r. 12:37
Dlaczego w Ustce inflacja jest ujemna (-4%) a w Katowicach dodatnia (+6%) - może Autorka zechce to wyjaśnić. Z... pełna treść komentarza
Odpowiedzi: 1 | Najnowsza odpowedź: 05-08-2017r. 10:07 ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: Zdzisław Kusto 20.07.2017r. 00:00
Można spodziewać się wielkich i zaciętych ataków na autorkę ze strony zapartych zwolenników OZE, a w szczególności -... pełna treść komentarza
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 4 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie




cire
©2002-2017
Agencja Rynku Energii S.A.
mobilne cire
IT BCE