|
Ekonomiczne aspekty rozwoju energetyki wiatrowej
w Polsce
dr inż. Paweł Szwed, mgr inż. Grzegorz Barzyk
Instytut Elektrotechniki,
Politechnika Szczecińska
Artykuł zamieszczony został w czasopiśmie "Czysta
Energia" wydawanym przez
wydawnictwo Abrys Spółka z o.o.
1. Wstęp
Aby podjąć rozważania nad technicznymi i
ekonomicznymi aspektami rozwoju energetyki wiatrowej należy przedstawić
wady i zalety tego rodzaju energii.
Istotnymi zaletami energii wiatrowej są:
a) odnawialność energii wiatru bez ponoszenia
kosztów,
b) niskie koszty eksploatacyjne pozyskiwania energii wiatru,
c) większa dekoncentracja elektrowni wiatrowych. Rozproszenie
źródeł wytwarzania niesie za sobą wiele korzyści związanych z
przybliżeniem wytwórcy do odbiorcy. Zaleta ta staje się jednak
problematyczna przy planowaniu w ostatnim okresie farm wiatrowych
wielkości dochodzącej do 600 MW.
Wadami elektrowni wiatrowych w szczególności
są:
a) wysokie koszty inwestycyjne wynoszące
przeciętnie około 4-5 mln zł/MW przy posadowieniu na lądzie i
10 - 10 mln zł/MW przy posadowieniu w morzu.
b) niska przewidywalność produkcji energii. Energetyka zawodowa
preferuje przewidywalne źródła energii, ponieważ jest wówczas
w stanie zaplanować pełne pokrycie potrzeb przy ubytku produkcji
z innego źródła. Jest planowana rozbudowa stacji meteorologicznych
pracujących na potrzeby elektrowni wiatrowej, których prognoza
miałaby zapewnić zaplanowanie pracy elektrowni wiatrowej dość
precyzyjnie lecz podniesie to jeszcze bardziej koszty wytwarzania.
Aktualnie nie ma takich stacji meteorologicznych.
c) Niskie wykorzystanie mocy zainstalowanej. Współczynnik wykorzystania
mocy zainstalowanej czyli stosunek energii rzeczywiście wyprodukowanej
do energii wyprodukowanej przy pełnym wykorzystaniu mocy zainstalowanej
w całym analizowanym okresie jest w Polsce dość niski. Wartość
tego wskaźnika zależy od regionu i wysokości zainstalowania siłowni
i wynosi dla dobrych warunków wiatrowych 0,3.
d) Trudności z podłączeniem do sieci elektroenergetycznej. Dobre
warunki wiatrowe (tereny nadmorskie) występują tam gdzie istnieje
słaba infrastruktura energetyczna. Stwarza to poważne trudności
z wyprowadzeniem wyprodukowanej energii w głąb kraju.
e) Słaba dostępność do miejsc montażu elektrowni. Brak dobrej
lokalnej infrastruktury komunikacyjnej.
f) Trudności lokalizacyjne ze względu na ochronę krajobrazu i
ochronę dróg przelotu ptaków.
2. Uwarunkowania prawne
Prawo energetyczne obowiązujące od 04.12.1997
r. w bardzo skromnym zakresie odnosi się do wykorzystania źródeł
odnawialnych. W art. 3 definiuje niekonwencjonalne i odnawialne
źródła energii, w art. 15 nakazuje aby w polityce państwa określić
rozwój tych źródeł, w art. 16 nakazuje uwzględnienie w planach
zagospodarowania przestrzennego gmin niekonwencjonalne źródła
energii.
Istotnym elementem pobudzającym rozwój energetyki
wiatrowej było Rozporządzenie Ministra Gospodarki (Dz. U. Nr 13
z 1999) nakładające na Spółki Dystrybucyjne obowiązek zakupu energii
elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w określonym i rosnącym
do 2010 roku procencie.
Aspekt prawny odnośnie budowy urządzeń energetycznych
wykorzystujących energię wiatru określa prawo budowlane (Dz. U.
Nr 89/1994). W myśl prawa budowlanego obiekty służące do wytwarzania
w/w energii są budowlami. Warunkiem uzyskania pozwolenia na budowę
jest zgodność wykonania obiektu z warunkami zabudowy i zagospodarowania
terenu w planach gminy. By taki obiekt mógł być zrealizowany niezbędna
jest pozytywna opinia Państwowej Inspekcji Ochrony Środowiska.
Zakłady Energetyczne (Spółki dystrybucyjne)
przed wydaniem warunków przyłączenia do sieci energetycznej wymagaj
ą pozytywnej ekspertyzy możliwości współpracy elektrowni wiatrowej
z siecią energetyki zawodowej.
3. Uwarunkowania techniczne
Uwarunkowania techniczne współpracy elektrowni
wiatrowej z siecią energetyczną analizowane są w "Ekspertyzie
- możliwości współpracy elektrowni wiatrowej z układem energetycznym".
Analiza możliwości współpracy elektrowni
wiatrowej z węzłem sieciowym powinna zawierać:
- analizę wskaźników jakościowych (wskaźnika
migotania, zawartość harmonicznych),
- analizę rozpływu mocy dla stanu normalnego i kryterium n-1
- analizę strat w podsystemie energetycznym dla stanu normalnego
i kryterium n-1,
- analizę warunków napięciowych w podsystemie energetycznym
- analizę zmienności napięcia w związku ze zmianami generacji
farmy wiatrowej
- analizę współpracy elektrowni wiatrowych z układami regulacji
napięcia i mocy biernej,
- analizę warunków zwarciowych w otoczeniu farmy wiatrowej,
- analizę wpływu elektrowni wiatrowych na stabilność pracy lokalnych
elektrowni,
- analizę pracy zabezpieczeń sieciowych po włączeniu farm wiatrowych
do sieci.
Problemy techniczne nie wynikają z samej
budowy elektrowni wiatrowej. Obecne konstrukcje (1,0; 1,5; 2,0;
3,0) MW są tak wykonane, że nie wprowadzają istotnego zagrożenia
wynikającego z zawartości harmonicznych czy zjawiska migotania.
Te wskaźniki zostały zredukowane do tego stopnia, że nie ograniczają
możliwości podłączenia elektrowni do systemu elektroenergetycznego.
Istotnym problemem jest najczęściej słabość węzła sieciowego współpracującego
z elektrownią. Warunek, że moc elektrowni nie może przekraczać
5% mocy zwarciowej węzła (Pn < 0,05 Szw) ogranicza możliwość
budowy w wielu miejscach. Dotrzymywanie tego warunku wiąże się
najczęściej ze spełnieniem pozostałych warunków tzn.: obciążeniowych,
napięciowych i zwarciowych.
Problemem jest to, że dobre warunki wiatrowe
nie pokrywają się z dobrymi warunkami energetycznymi. Dobre warunki
wiatrowe występują w pasie nadmorskim a infrastruktura energetyczna
w tym regionie nie jest przystosowana do odbioru dużych mocy z
elektrowni wiatrowych.
Istniejąca w tym względnie luka prawna,
która powinna określić kto i w jakim zakresie ponosi obciążenia
finansowe związane z rozbudową infrastruktury energetycznej. Inwestorzy
energetyki wiatrowej patrzą głównie na warunki wiatrowe danego
terenu a problem odbioru wyprodukowanej energii oczekują że rozwiąże
Zakład Energetyczny lub Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE).
W analizie technicznej możliwości współpracy
elektrowni wiatrowej z siecią elektroenergetyczną uwzględnia się
możliwość wyłączenia elektrowni przy nominalnej produkcji (Pt=Pn)
po przekroczeniu prędkości wiatru U >20 m/s. Sytuacja taka
jest uciążliwa dla operatora systemu, ponieważ powinien zabezpieczyć
rezerwę w innych, najczęściej konwencjonalnych źródłach energii.
Niska przewidywalność produkcji i konieczność utrzymywania rezerwy
są głównymi powodami technicznymi małej atrakcyjności elektrowni
wiatrowych.
4. Uwarunkowania ekonomiczne
Na podstawie postanowień "Prawa Budowlanego"
(Dz. U. 897 1994) oraz Ustawy o zagospodarowaniu przestrzennym"
(Dz. U. 85/1994) tworzony jest układ prac projektowych dla inwestycji
elektroenergetycznych. Aby zrealizować przedsięwzięcie inwestycyjne
(farma wiatrowa) należy opracować:
- studium programowo-przestrzenne (SPP),
- plan przedsięwzięcia (BP) (Business Plan),
- koncepcja programowo-przestrzenna (KPP),
- projekt budowlany (PB),
- projekt podstawowy (PP),
- projekt wykonawczy (PW).
Przygotowywany plan przedsięwzięcia (BP-Business
Plan) stanowi raport, będący podsumowaniem studiów problemowych
i studium programowo-przestrzennego (SPP), zajmujący się szczególnie
zagadnieniami ekonomiczno-fmansowymi, takimi jak niezbędne nakłady
inwestycyjne, ich rozkład w czasie, źródła i koszt uzyskania kapitału,
koszt produkcji, przewidywane przychody, ocena rentowności inwestycji.
Obecnie zasady efektywności i rentowności
inwestycji określane są w oparciu o metody stosowane w krajach
o gospodarce rynkowej według zaleceń UNIDO. Metody te dzielą się
na statyczne i dynamiczne.
Do metod statycznych należą:
- okres zwrotu nakładów inwestycyjnych,
- prosta stopa zwrotu, próg rentowności,
- analiza wrażliwości.
Do metod dynamicznych stosowanych w elektroenergetyce
należą:
- metoda równoważnego kosztu rocznego (tzw. EAW - equivalent Annual
Worth),
- metoda wartości zaktualizowanej netto (tzw. NPV - Net Present
Yalue),
- metoda wewnętrznej stopy zwrotu (tzw. IRR - Internal Ratę of
Return),
- metoda zmodyfikowanej stopy zwrotu (tzw. MIRR - Modified Internal
ratę of Return),
- metoda wskaźnika rentowności (tzw. Metoda PI - Profitability
Index).
Wartość zaktualizowana netto (NPV) jest
to zdyskontowana na rok rozpoczęcia realizacji inwestycji wartość
wszystkich wydatków i wpływów pieniężnych, związanych z daną inwestycją,
ponoszonych i uzyskiwanych przez cały okres jej realizacji i eksploatacji.
Inwestycja ma sens ekonomiczny gdy NPV > O i jest jak największe.
Wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) jest to taka stopa dyskontowa, przy
której NPV = 0. Inwestycja ma sens ekonomiczny, gdy IRR > i,
czyli IRR jest większe od stopy dyskontowej oprocentowania kapitału
inwestycyjnego. Zmodyfikowana wewnętrzna stopa zwrotu (MIRR) określa
rentowność przedsięwzięcia i warunkiem opłacalności jest również
warunek MIRR > i. Wskaźnik rentowności (PI) jest stosunkiem
sumy zdyskontowanych wpływów do wydatków a warunkiem opłacalności
jest PI > 0.
W przeprowadzonej analizie uwarunkowań ekonomicznych
inwestycji w elektrownie wiatrowe obliczono również minimalną
cenę sprzedaży energii. Jest to taka cena, przy której zysk z
inwestycji jest na poziomie zerowym. Wskaźniki ekonomiczne elektrowni
wiatrowej zależą od wielkości kosztów inwestycyjnych, stopy oprocentowania
kredytu średniej prędkości wiatru w danym terenie.
Analizę ekonomiczną wykonano dla typowych
wielkości mocy tj 600 kW, 750 kW, 800 kW, 900 kW, 1000 kW, 1300
kW, 1500 kW, 1800 kW, 2000 kW, 2500 kW.
Są to konstrukcje montowane na maszcie o
wysokości 70 m, 80 m, 85 m. Na takich wysokościach uzyskuje się
prędkość wiatru w przedziale (7-9) m/s. Usytuowanie rotora na
takim poziomie wysokości zapewnia również stabilne parametry wiatru.
Czas pracy elektrowni wiatrowej wynosi T = 5475 h/a.
W kryterium doboru elektrowni wiatrowych
ze względu na opłacalność podzielono na trzy przedziały: 1. (600-900)
kW, 2. (1000-1500)kW, 3. (1800-2500) kW.
Z analizy przeprowadzonej dla siłowni wiatrowych
zawierających się w pierwszym przedziale najbardziej opłacalna
jest o mocy 900 kW. Dodatnią wartość NPV przyjmuje ona przy minimalnej
średniej prędkości wiatru 7 m/s i jedynie do oprocentowania kredytu
mniejszego od 4%. Przy prędkości wiatru 9 m/s oprocentowanie kredytu
przy którym inwestycja będzie opłacalna może wynieść nawet do
17%. Minimalna cena sprzedaży energii elektrycznej wynosi 0,15
zł/kWh przy oprocentowaniu kredytu mniejszym od 5%. Jeśli oprocentowanie
jest wyższe do dodatnią wartość NPV uzyskuje się przy cenie sprzedaży
w granicach 0,2 - 0,3 zł/kWh. Przy cenie sprzedaży 0,3 zł/kWh
graniczne oprocentowanie, przy którym NPV jest większe od zera
może sięgnąć nawet do 13%.
Rys. 1. Minimalna cena sprzedaży w funkcji oprocentowania
dla vśr = 9 m/s
Na rysunku 1 przedstawiono minimalną cenę
sprzedaży w funkcji oprocentowania kredytu. Jest to cena, przy
której uzyskujemy zerową wartość NPV. Z charakterystyki wynika,
że cena sprzedaży w zależności od oprocentowania zawiera się w
przedziale (0,10-0,31) zł/kWh. Minimalna cena sprzedaży jest również
funkcją prędkości wiatru. Wraz ze wzrostem średniej prędkości
wiatru minimalna cena sprzedaży maleje, ale dla najbardziej korzystnych
warunków spotykanych w Polsce tj. vsr=9 m/s (na poziomie 80 m)
wynosi 0,14 zł/kWh dla p=4% i 0,20 dla p=10%.
W przypadku elektrowni zawierających się
w przedziale drugim wszystkie trzy są porównywalne. Dodatnią wartość
wskaźnika NPV uzyskać można przy średniej prędkości wiatru 7m/s
oraz przy oprocentowaniu nie większym niż p=1%. Dla większych
prędkości wiatru vsr=9m/s przedsięwzięcie jest opłacalne już przy
oprocentowaniu kredytu p=12%. Charakterystyka ta jest zbliżona
dla wszystkich siłowni znajdujących się w tym przedziale. Jednak
jeśli chodzi o zależność wskaźnika NPV od stopy procentowej dla
poszczególnych cen energii najlepszą okazuje się elektrownia o
mocy 1000 kW. Minimalną cenę sprzedaży 0,15 zł/kWh, przy której
wskaźnik opłacalności jest dodatni można uzyskać tu przy oprocentowaniu
kredytu do wartości p=4%. Ustalenie ceny za energię elektryczną
w wysokości 0,30 zł/kWh jest opłacalne przy oprocentowaniu mniejszym
niż 15%. W przypadku charakterystyki k=f(v) najmniejsza cena sprzedaży
przy prędkości wiatru vsr=9 m/s jest taka sama dla wszystkich
konstrukcji i wynosi w przybliżeniu 0,17 zł/kWh dla p=4% oraz
0,26 zł/kWh dla p=10%.
W ostatnim przedziale najbardziej opłacalną
jest elektrownia wiatrowa o mocy 2000 kW. Jest ona w stanie wyprodukować
energię elektryczną, przy której wskaźnik zaktualizowanej wartości
kapitałowej netto jest większy od zera dla średniej prędkości
wiatru vsr=7m/s oraz przy stopie procentowej nie większej niż
p = 3%. Dodatnią wartość wskaźnika NPV, przy większej prędkości
wiatru vsr = 9 m/s uzyskać można przy oprocentowaniu kredytu do
wartości p=16%. Minimalną cenę sprzedaży energii elektrycznej
w wysokości 0,15 zł/kWh ustalić można przy p mniejszym lub równym
4%. Zwiększając oprocentowanie do wartości 16% należy ustalić
wyższy poziom cen za energię elektryczną do wartości 0,30 zł/kWh.
W przypadku poziomu minimalnej ceny zależnej od średniej prędkości
wiatru jej wartość 0,14 zł/kWh przy vsr=9m/s zapewni oprocentowanie
kredytu p=4%. Dla stopy procentowej wynoszącej p=10% poziom minimalnej
ceny sprzedaży energii elektrycznej wyniesie 0,21 zł/kWh.
5. Wnioski
Z przeprowadzonej analizy wnioski dla perspektyw
rozwoju energetyki wiatrowej nie przedstawiają się optymistycznie.
Po pierwsze jest to energia zdecydowanie droższa od konwencjonalnej.
Przeciętnie cena energii uzyskiwanej w elektrowniach wiatrowych
jest dwukrotnie droższa od energii ze źródeł konwencjonalnych.
Po drugie jest to energia mało przewidywalna. Producenci energii
wiatrowej oczekują, że cała produkcja bez względu na zapotrzebowanie,
będzie odebrana przez system elektroenergetyczny. Energetyka zawodowa
pracuje w cyklu planowania dobowego i oczekuje od energetyki wiatrowej
również zaplanowania produkcji na dobę naprzód. Ta sprzeczność
oczekiwań jest dużym problemem w rozwoju energetyki wiatrowej.
Po trzecie brak dobrych uregulowań prawnych dla rozwoju energetyki
wiatrowej również jest dużym hamulcem jej rozwoju.
6. Literatura:
1. Laudyn Damazy: Rachunek ekonomiczny w
energetyce. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa,
1999.
2. http://www.windpower.de
|
