ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
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.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
CMS

PGE
CEZ Polska
ENERGA





OPINIE

Głowa w chmurach, czy ekonomiczne realia: dlaczego liczby w branży wiatrowej nigdy nie są odpowiadają rzeczywistości
24.01.2021r. 17:50

Mirosław Lewiński
Gdyby usunąć ogromne dotacje, gwarantowane umowy o stałych cenach zakupu energii, preferencyjne pożyczki, obowiązkowe cele (np. dekarbonizacji) itp., to przemysł wiatrowy zniknąłby w mgnieniu oka. Powyższe kwestie, wszystkie wynikające z ingerencji rządów i organizacji międzynarodowych, są jedynym powodem, dla którego prowadzona jest ta dyskusja.

Po 30 latach i setkach miliardów dolarów dotacji - sfinansowanych przez nieświadomych konsumentów energii i/lub podatników - nadal niemożliwe jest wykazanie ekonomicznego sensu istnienia branży wiatrowej. Jeśli chodzi o "ekonomię" branży wiatrowej, jest to nadal w dużej mierze przypadek teorii nigdy nie sprawdzającej się w praktyce (cytując starą regułę rosyjskich komunistów).

Profesor Gordon Hughes ze Szkoły Ekonomii Uniwersytetu w Edynburgu analizuje dane dotyczące branży wiatrowej niemal od początku jej istnienia. Niedawno prof. G. Hughes opublikował dwa nowe raporty dla REF (Renewable Energy Foundation):

Koszty energii wiatrowej w Wielkiej Brytanii (Wind Power Costs in the United Kingdom) - i
Wyniki energetyki wiatrowej w Danii (The Performance of Wind Power in Denmark).

Są one aktualizacją raportu z 2012 pt. The Performance of Wind Farms in the United Kingdom and Denmark.

Poniżej przekazuję konkluzje obu raportów przedstawione przez prof. G. Hughes'a - oczywiście w skrócie.

Prognozowanie jest bardzo trudne, szczególnie odnośnie przyszłości. [Powiedzenie to przypisywane jest z reguły Nielsowi Bohrowi (Nagroda Nobla w dziedzinie fizyki), ale także Samowi Goldwyn'owi (potentat filmowy - ten od Metro, Goldwyna i Mayera)]

Tematem tej informacji jest rozbieżność między prognozami dotyczącymi przyszłych kosztów i wydajności energetyki wiatrowej (zwłaszcza morskiej) - czyli części teoretycznej - a faktycznymi dostępnymi informacjami na temat kosztów budowy i eksploatacji farm wiatrowych oraz ilości energii przez nie produkowanych przez ich cały okres eksploatacji - praktyka.

Prof. G. Hughes rozpoczął swoje zainteresowanie kwestiami klimatycznymi w 1992 roku, jako współautor jednego z pierwszych raportów organizacji międzynarodowej dot. badań nad zmianami klimatu. Napisał lub był współautorem kilku opracowań dotyczących adaptacji do zmian klimatu. Jego specjalnościami naukowymi są statystyka stosowana i ekonomia, ale znaczna część jego aktywności naukowej dotyczyła styku ekonomii i inżynierii. Prof. G. Hughes od ponad trzech dekad zajmuje się polityką energetyczną i infrastrukturalną. Na przykład był odpowiedzialny za opracowanie zestawu międzynarodowych norm środowiskowych dla elektrowni, kiedy pracował dla Banku Światowego.

W Wielkiej Brytanii i większości państwa Europy zarówno decydenci, jak i inwestorzy przyjęli teorię dotyczącą odnawialnych źródeł energii jako podstawę bardzo kosztownych transformacji naszej gospodarki i społeczeństwa, aby osiągnąć cel gospodarki niskoemisyjnej lub bezemisyjnej dwutlenku węgla. W ten sposób zaakceptowali twierdzenia operatorów farm wiatrowych o dramatycznej poprawie kosztów i wydajności dla nowych projektów teraz i w przyszłości. Niestety skłonność zarówno rządów, jak i firm do zaniżania kosztów i zawyżania wyników ekonomicznych nowych projektów ma długą i niechlubną historię. Obecnie ujawnione problemy projektu szybkiej kolei w W. Brytanii (HS2) - a właściwie cała historia kolei w Zjednoczonym Królestwie - powinny być wystarczającym powodem, aby nie wierzyć w teorię.

W przestrzeni publicznej funkcjonuje kluczowa teoria, która jest fundamentalna dla zwolenników technologii odnawialnych w szerokim spektrum ich zastosowania. Polega ona na tym, że koszty - a konkretnie koszty nakładów inwestycyjnych - będą spadać wraz ze wzrostem mocy zainstalowanej na skutek tak zwanych korzyści skali i efektu uczenia się. Problem polega więc na tym, jak gwałtowny będzie ten spadek, mierzony zwykle jako procentowa redukcja dla każdego podwojenia zdolności produkcyjnej. Nie ma wątpliwości, że taki spadek kosztów jednostkowych miał miejsce w określonych przypadkach - w szczególności w przypadku produkcji samolotów, produkcji modułów fotowoltaicznych oraz kosztów ochrony środowiska, takich jak budowa instalacji oczyszczania spalin w elektrowniach. Jednak wzorzec ten jest daleki od uniwersalności - koszty jednostkowe elektrowni jądrowych, węglowych i gazowych raczej rosły, a nie spadały. Teoria spadku kosztów jest dużo bardziej prawdopodobna w przypadku produkowanych dóbr inwestycyjnych niż w przypadku dużych projektów obejmujących skomplikowane lokalizacje i prace budowlane. Na przykład dla morskiej energetyki wiatrowej odpowiadające im doświadczenia związane z wydobyciem ropy i gazu na morzu nie są zachęcające.

Praktyka, czyli co w rzeczywistości stanie się z kosztami kluczowej energii odnawialnej i innych technologii niskoemisyjnych, jest decydująca. Strategia rządu Wielkiej Brytanii zmierzająca do osiągnięcia po przystępnych kosztach celu zerowych emisji netto (w czerwcu 2019 Parlament Brytyjski przyjął prawo nakładające na Rząd Brytyjski obowiązek zredukowania w 2050 r. emisji netto gazów cieplarnianych przez W. Brytanię o 100% w porównaniu do poziomu z 1990 roku) opiera się na podstawowym założeniu, że koszty energii wiatrowej spadają - i nadal będą spadać. Istnieje jednak poważny problem ze wszystkimi prognozami tworzonymi przez oficjalne agencje, naukowców i inne organizacje. Mówiąc wprost, są one oparte na pobożnych życzeniach zawartych w opisach przyszłych projektów, które mają niewielki lub żadnego związku z rzeczywistością komercyjną.

Dlatego też prof. G. Hughes przyjął w opublikowanych ostatnio raportach zupełnie inne podejście. Punktem wyjścia są rzeczywiste dane zgłoszone przez przedsiębiorstwa w swoich księgach rachunkowych w ciągu ostatnich dwóch dekad. Jest to możliwe, ponieważ standardowe ustalenia handlowe przewidują, że projekty związane z energią słoneczną, wiatrem i innymi projektami są obsługiwane przez podmioty prawne znane jako spółki celowe (Special Purpose Vehicle), których rachunki są zwykle kontrolowane i składane w Companies House (Companies House jest brytyjskim rejestrem spółek oraz agencją wykonawczą i funduszem handlowym rządu Jej Królewskiej Mości. Jest nadzorowane przez Departament Biznesu, Energii i Strategii Przemysłowej (BEIS) i jest również członkiem Public Data Group. Wszystkie formy spółek (zgodnie z ustawą o spółkach Zjednoczonego Królestwa) są zarejestrowane w Companies House i przekazują szczegółowe informacje zgodnie z obowiązującą ustawą o spółkach z 2006 r. Wszystkie zarejestrowane spółki z ograniczoną odpowiedzialnością, w tym spółki zależne, małe i nieaktywne, muszą składać coroczne sprawozdania finansowe oprócz rocznych sprawozdań firmowych, które są publicznie dostępne). Prof. G.Hughes zebrał w ten sposób dane dla ponad 350 spółek celowych odpowiedzialnych za projekty wiatrowe, które rozliczały się od 2005 roku. Zestaw danych jest unikalny i stanowi podstawę do szczegółowej analizy rzeczywistych kosztów energii wiatrowej.

Rysunek 1 pokazuje ewolucję kosztów nakładów inwestycyjnych (Capex Costs) elektrowni wiatrowych na lądzie od początku XXI wieku, kiedy to nowoczesna technologia wykorzystująca turbiny o mocy 2+ MW stała się standardem dla projektów o skali użytkowej 10+ MW. Istnieją duże różnice w jednostkowych kosztach nakładów inwestycyjnych w poszczególnych lokalizacjach, ale ogólnie linia przerywana pokazuje, że nastąpił znaczny wzrost średniego kosztu nakładów inwestycyjnych na MW wraz ze wzrostem zainstalowanej mocy. Wytwarzanie energii wiatrowej na lądzie jest dojrzałą technologią od co najmniej 15 lat. Globalna moc zainstalowana wynosiła około 58 GW w 2005 r. I osiągnęła 540 GW w 2018 r. Jeśli rzeczywiste koszty inwestycyjne na MW w Wielkiej Brytanii rosną od 15 lat, nie ma powodu, aby sądzić, że trend ten gwałtownie się zmieni.

(945x669)Rysunek 1: Brytyjskie wiatraki na lądzie: rzeczywisty koszt nakładów inwestycyjnych a moc zainstalowana

Rysunek 2 przedstawia te same informacje (jak na Rys. 1) dla projektów morskich farm wiatrowych w Wielkiej Brytanii. W tym przypadku średnie koszty inwestycyjne obejmują także koszt morskiego systemu przesyłowego, ponieważ jest to istotny element każdego projektu. Należy zwrócić uwagę na dwie kwestie. Po pierwsze, morska energetyka wiatrowa jest branżą ogólnoeuropejską, w której główni operatorzy realizują projekty w Europie północno-zachodniej. W związku z tym prof. G. Hughes wykorzystał moc zainstalowaną na morzu w Europie jako zmienną mocy w jego pracy. Po drugie,
instalacją odstającą z bardzo wysokimi kosztami nakładów inwestycyjnych na MW jest projekt pływającej turbiny Hywind. Czyli stwierdzić można, że koszty Capex dla turbin pływających są zazwyczaj o 50% do 100% droższe niż dla turbin przymocowanych do dna morskiego.

(945x615)Rysunek 2: Morska energetyka wiatrowa w Wielkiej Brytanii: rzeczywisty koszt nakładów inwestycyjnych a moc zainstalowana w Europie

Morska energetyka wiatrowa jest mniej dojrzała od lądowej z globalną zainstalowaną mocą 3 GW w 2010 r. i osiągającą 24 GW w 2018 r. Linia przerywana na Rys. 2 pokazuje, że pomijając projekt Hywind, faktyczne koszty inwestycji morskich w projekty brytyjskie rosły o 15% za każde dwukrotne zwiększenie mocy w Europie. Rysunek 3 pokazuje te same wyniki, ale w czasie ze znacznikami wskazującymi typową głębokość wody dla każdej farmy wiatrowej. Analiza statystyczna potwierdza, że jednym z czynników przyczyniających się do wzrostu kosztów w czasie była potrzeba korzystania z głębszych wód w miarę wzrostu zainstalowanych mocy na morzu. Wpływ głębokości na wysokość kosztów inwestycji okazał się większy niż odległość od wybrzeża. Koszty podstawowe prawdopodobnie będą nadal rosły, ponieważ liczba odpowiednich lokalizacji przybrzeżnych o płytkich lub średnich głębokościach jest ograniczona. Jeśli chodzi o wydobycie ropy i gazu na morzu, koszty budowy i eksploatacji morskich farm wiatrowych zlokalizowanych na głębokich wodach w nieprzyjaznym środowisku morskim będą nieuchronnie wyższe niż w przypadku pierwszych projektów na wodach płytkich.

(605x439)Rysunek 3: Morska energetyka wiatrowa w Wielkiej Brytanii: rzeczywisty koszt nakładów inwestycyjnych według głębokości morza i roku inwestycji

Ale jest gorzej. Rysunki 4 i 5 obrazują ewolucję średnich kosztów operacyjnych dla typowych projektów lądowych i morskich. Wykresy są oparte na analizach dużych próbek rozłożonych na 15 lat, które uwzględniają rozmiar turbiny, głębokość wody, kondycja OFTO (Offshore Transmission Owner) i inne czynniki. Na każdym wykresie niebieska linia przedstawia koszty projektu oddanego do użytku w 2008 r. Należy zauważyć, że koszty operacyjne są podawane w tysiącach £ na MW rocznie po cenach z 2018 r. Powodem jest to, że przewidywany współczynnik obciążenia dla nowych projektów wzrósł z czasem. Szara linia przedstawia koszty projektu oddanego do użytku w 2018 r. W przypadku morskich farm wiatrowych zakłada się, że projekt z 2008 r. Będzie prowadzony na płytkich wodach bez OFTO, podczas gdy projekt z 2018 r. Będzie prowadzony na głębokich wodach z OFTO. W tym drugim przypadku koszty operacyjne uwzględniają opłaty OFTO.

Rysunek 4 Lądowa energia wiatrowa w Wielkiej Brytanii: średnie koszty operacyjne w porównaniu do roku eksploatacji

Rysunek 5 Morska energetyka wiatrowa w Wielkiej Brytanii: średnie koszty operacyjne w porównaniu do roku eksploatacji

Zarówno w przypadku lądowej, jak i morskiej energetyki wiatrowej, koszty operacyjne na poziomie podstawowym znacznie wzrosły w każdym z kolejnych lat. Ale koszty te rosną także z każdym rokiem eksploatacji. Prof. G. Hughes skoncentrował się na morskiej energii wiatrowej, ponieważ ma to kluczowe znaczenie dla całej strategii Net Zero (patrz wyżej). Konwertując koszty operacyjne na morzu na £ za MWh przy użyciu przewidywanego współczynnika obciążenia 35% dla projektu z 2008 r. i 50% dla projektu z 2018 r., otrzymujemy początkowe koszty operacyjne w wysokości 17 £ za MWh w przypadku projektu z 2008 r. i 44 £ za MWh w przypadku projektu na głębokich wodach w 2018 r. W 12 roku eksploatacji koszt eksploatacji dla projektu "płytkiego" w 2008 r. wyniesie 30 GBP za MWh i 82 GBP za MWh w przypadku projektu "głębokiego" w 2018 r. Średnia ważona cena rynkowa energii wiatrowej w latach 2019-20 wynosiła 35 GBP za MWh. Oznacza to, że przy cenach rynkowych - tj. bez dotacji - morska energia wiatrowa z projektów głębinowych nie może nawet pokryć kosztów operacyjnych w 1 roku eksploatacji, nie mówiąc już o uzyskaniu odpowiedniego zwrotu z kapitału.
W przypadku morskiej energetyki wiatrowej początkowy średni koszt operacyjny wynoszący 44 GBP za MWh dla projektu "głębokiego" w 2018 r., co jest typowe dla przyszłości dla sektora, przekracza średni przychód na MWh w latach 2019-2020 po cenach rynkowych zależnych od mocy wiatru. Średnia wielkość kosztów operacyjnych w wysokości 82 GBP za MWh dla tego projektu w 12 roku eksploatacji albo jest równa albo przekracza gwarantowaną cenę zakupu (strike price) dla wszystkich projektów offshore, którym przyznano kontrakty począwszy od Rundy 2 alokacji (2017).
Te wyniki dotyczące nakładów inwestycyjnych i kosztów operacyjnych są całkowicie sprzeczne z życzeniowym myśleniem BEIS. W szczególności szacunki kosztów operacyjnych nasuwają pytanie, dlaczego koszty są tak wysokie i rosną w czasie. Aby zbadać ten problem, prof. G. Hughes przeanalizował szczegółowe dane dotyczące wydajności 6400 turbin w Danii. Jest to istotna aktualizacja poprzedniej pracy profesora opublikowanej w 2012 roku (patrz wyżej) z wykorzystaniem danych satelitarnych, która pozwala mi bardziej niezawodnie kontrolować zmiany warunków wiatrowych.

Pierwsza część raportu dotyczy awarii sprzętu i poważnych przerw w pracy. Rysunek 6 przedstawia krzywe awarii według kategorii turbin, ze szczególnym uwzględnieniem czasu do pierwszej awarii sprzętu. Wyniki są podobne, jeśli stosuje się alternatywne wskaźniki awarii. Wnioski są następujące: (i) turbiny morskie są mniej niezawodne niż turbiny lądowe oraz (ii) starsze małe (<1 MW) turbiny lądowe były znacznie bardziej niezawodne niż turbiny o mocy ponad 2 MW, które dominują na farmach wiatrowych budowanych od 2005 roku. Prawie 60 % turbin morskich ulegnie awarii sprzętu w ciągu pierwszych 5 lat eksploatacji. Niezawodność turbin lądowych o mocy pow. 2 MW pogarsza się z upływem czasu, tak więc ryzyko awarii gwałtownie wzrasta, gdy pracują one dłużej niż 10 lat. Wreszcie, istnieją duże różnice lokalizacyjne w Danii, przy czym oczekiwana liczba miesięcy przestoju z powodu awarii sprzętu w ciągu 20-letniego okresu eksploatacji wzrosła z 8 miesięcy na zachodzie kraju do 15 miesięcy na wschodzie kraju. Wydaje się, że przyczyną jest kombinacja wyboru lokalizacji i turbulencji powodowanych przez przepływy wiatru nad lądem z powodu dominujących wiatrów zachodnich.

(605x439)Rysunek 6: Wiatraki w Danii: krzywa awarii turbin od przyłączenia do sieci do pierwszej awarii

Druga część duńskich badań dotyczy ewolucji średnich współczynników obciążenia wiatrowych turbin lądowych i morskich wraz z wiekiem po uwzględnieniu zmian w rozkładzie prędkości wiatru i innych czynników. Jednym z głównych wniosków jest to, że turbiny o mocy pow. 2 MW, które zostały wdrożone na początku 2000 r., doświadczyły poważnych problemów z wydajnością w okresie od 2002 do 2010. Jest to bardzo widoczne, gdy takie turbiny porówna się z mniejszymi turbinami o mocy poniżej 1 MW zainstalowanymi do 2000. W Danii - i prawdopodobnie w Wielkiej Brytanii - nowa generacja turbin o mocy pow. 2 MW doświadczała poważnych problemów typowych dla "okresu ząbkowania dzieci" przez 5 do 8 lat po ich wprowadzeniu na dużą skalę. To ważne ostrzeżenie o skutkach zmian pokoleniowych w technologii turbin.

Trzeci główny wniosek jest taki, że średni współczynnik obciążenia turbin lądowych spada o około 3% rocznie wraz ze starzeniem się turbin, podczas gdy średni współczynnik obciążenia turbin morskich spada o około 4,5% rocznie. Oznacza to, że można oczekiwać, że lądowa turbina wiatrowa zainstalowana w miejscu, w którym jej współczynnik obciążenia, znormalizowany dla warunków wietrznych, w 1 roku eksploatacji powinien wynosić 35%, natomiast w 12 roku eksploatacji osiągnie znormalizowany współczynnik obciążenia 25%. W przypadku morskiej turbiny wiatrowej spadek może nastąpić od znormalizowanego współczynnika obciążenia wynoszącego 55% w 1 roku eksploatacji do zaledwie 33% w 12 roku eksploatacji.

Bardzo ważny wniosek wynika z porównania analizy wydajności duńskich turbin z rzeczywistymi kosztami operacyjnymi farm wiatrowych w Wielkiej Brytanii. Po uwzględnieniu spadku współczynnika obciążenia wraz z eksploatacją średni koszt operacyjny na MWh dla lądowej farmy wiatrowej zainstalowanej w 2018 r. wzrośnie z 24 GBP za MWh w 1 roku eksploatacji do 42 GBP za MWh w 12 roku eksploatacji. Odpowiednie dane dla morskiej farmy wiatrowej są następujące: 41 GBP za MWh w 1 roku eksploatacji i 125 GBP za MWh w 12 roku eksploatacji. Wzrost kosztów operacyjnych ma drastyczny wpływ na oczekiwany okres ekonomicznej eksploatacji farm wiatrowych.

Jeśli farmy wiatrowe nie uzyskają cen odbioru wyprodukowanej energii elektrycznej wyższych od ceny rynkowej - lub znacznie wyższych w przypadku morskiej energetyki wiatrowej - ich oczekiwane przychody nie pokryją kosztów operacyjnych po 12-15 latach. Operatorzy albo zaprzestaną produkcji, albo drastycznie obniżą koszty operacyjne, co doprowadzi do ich zamknięcia w stosunkowo krótkim czasie. Nie ma wyjścia z tej pułapki, ponieważ koszty operacyjne są powiązane z niezawodnością; spadek niezawodności wraz z wiekiem oznacza konieczność poniesienia wysokich kosztów operacyjnych w celu utrzymania produkcji. W konsekwencji założenie BEIS i wielu inwestorów, że przewidywany okres eksploatacji nowych farm wiatrowych wyniesie 25 lub 30 lat, jest całkowicie sprzeczne z rzeczywistością gospodarczą. Niewiele nowoczesnych turbin wiatrowych działa już obecnie dłużej, niż 20 lat, a wiele morskich turbin wiatrowych prawdopodobnie zostanie zlikwidowanych przed osiągnięciem wieku 20 lat.

Łącząc te wątki razem, prof. G. Hughes przeanalizował ogólne perspektywy gospodarcze niektórych konkretnych projektów i ogólnie morskiej energetyki wiatrowej, skupiając się na odmiennych perspektywach inwestorów i decydentów.

W duńskim raporcie prof. G. Hughes przeprowadził szczegółową analizę ryzyka morskiej farmy wiatrowej Kriegers Flak zbudowanej przez Vattenfall. Projekt ten ma wszystkie cechy katastrofy finansowej. Nie jest wcale oczywiste, czy Vattenfall - szwedzka spółka będąca własnością państwa i objęta gwarancją szwedzkich odbiorców energii elektrycznej - wie, co robi. Można powiedzieć, że Vattenfall stworzył ogromną farmę tylko w oparciu o spekulacyjne założenie odpowiednio wysokiej rynkowej ceny energii elektrycznej w Niemczech po 2033 roku, po wygaśnięciu pierwotnej umowy zakupu energii (PPA).

Cena progowa w umowie PPA wynosi 75-85 EUR za MWh bez opłat przesyłowych, podczas gdy rzeczywista cena w PPA wynosi 50 EUR za MWh. Aby odzyskać początkowe straty i zrównoważyć oczekiwany spadek średniego współczynnika obciążenia, cena rynkowa w Niemczech musiałaby być około 6 razy wyższa od średniej ceny w ciągu ostatnich 12 miesięcy - co odpowiada około 130 euro za MWh po cenach z 2018 r. To znacznie więcej, niż sugerowałyby obecne plany podwyższenia opłat od emisji dwutlenku węgla.

Standardową praktyką operatorów morskich farm wiatrowych jest refinansowanie zakończonych projektów, po części poprzez pozyskiwanie inwestorów pasywnych, takich jak fundusze infrastrukturalne lub grupy funduszy emerytalnych. Pozwala to operatorowi odzyskać część kosztów inwestycji, a tym samym zrealizować część spodziewanego zysku lub ograniczyć potencjalne straty. Dobra rada dla inwestorów jednak, to nie wchodzenie w żaden sposób w projekt Kriegers Flak. Podstawowy problem tej inwestycji polega na tym, że przepływy pieniężne brutto prawdopodobnie zostaną wykorzystane na obsługę zadłużenia przez pierwsze 12-15 lat. Wszelkie finanse pozyskane przez Vattenfall jedynie zwiększą ryzyko ponoszone przez ewentualnych pasywnych inwestorów.

Sytuacja Kriegers Flak jest podobna do przypadku morskich projektów wiatrowych w Wielkiej Brytanii, wspieranych przez kontrakty CfD (Contract for Difference) zawarte w 2017 lub 2019 r. Rysunek 7 przedstawia uproszczoną wersję przepływów pieniężnych dla farmy wiatrowej Triton Knoll na podstawie kontraktu CfD z wykorzystaniem alternatywnych scenariuszy wydajności. Niebieska ciągła linia przedstawia przychód brutto przy stałym współczynniku obciążenia wynoszącym 50% przez cały okres użytkowania, podczas gdy zielona linia ciągła przedstawia przychód brutto dla współczynnika obciążenia 55% w 1 roku eksploatacji, a następnie spadek wydajności o 2% rocznie. Spadek ten jest znacznie niższy niż faktyczne doświadczenie w Danii. Czerwona przerywana linia to całkowity koszt operacyjny, a fioletowa przerywana linia to suma kosztów operacyjnych i opłaty finansowej dla rzeczywistego WACC (weighted average cost of capital - średni ważony koszt kapitału) w wysokości 4% z okresem trwałości aktywów 15 lat. Okres eksploatacji wyniósłby 15 lat przy stałym współczynniku obciążenia i tylko 12 lat przy malejącym współczynniku obciążenia. Zysk operacyjny - przychód brutto pomniejszony o koszty operacyjne - jest niższy niż opłata finansowa w każdym roku w obu scenariuszach dotyczących przychodów. Projekt jest niewątpliwie niewypałem zarówno dla pożyczkodawców, jak i inwestorów, jeśli prognozy dotyczące przychodów i kosztów opieramy na faktycznym doświadczeniu. Co nam więc pozostaje? Zwykły frazes - "tym razem będzie inaczej" - wariant triumfu nadziei nad doświadczeniem Samuela Johnsona.

(945x541)Rysunek 7: Potencjalne przepływy pieniężne dla projektu Triton Knoll

Tabela 8 przedstawia średnie ceny wykonania i szacunki prof. G. Hughes'a dla cen progu rentowności dla kontraktów CfD w różnych rundach alokacji wraz z założeniem niezbędnym do osiągnięcia cen progu rentowności. W przypadku lądowej energetyki wiatrowej średnia cena wykonania AR1 jest bardzo zbliżona do cen progowych w scenariuszu kosztów i wyników z 2018 r. W przypadku morskiej energetyki wiatrowej cena wykonania kontraktu inwestycyjnego wynosząca 161 GBP była nieco wyższa niż cena progu rentowności w 2018 r. wynosząca 152 GBP za MWh. W przypadku projektów w eksploatacji ceny CfD są dość bliskie cenom progu rentowności i nikt nie powinien tracić dużo pieniędzy.

Tabela 8: Ceny progowe dla projektów CfD

CfD Runda alokacjiŚrednia CfD Gwarantowana Cena Zakupu (£/MWh)Cena progu opłacalności
Zbudowane 2008-09 (£/MWh)Zbudowane 2018-19 (£/MWh)W trakcie budowy (£/MWh)
Wiatr lądowy
(koszty faktyczne)
Runda alokacji 1£92£92£91
Wiatr morski (koszty faktyczne)Kontrakt inwestycyjny£161£125£152
Wiatr morski (Model A)aRunda alokacji 1£112£114
Wiatr morski (Model B)bRunda alokacji 2£65£68


  • Model A: cena progu rentowności 114 GBP/MWh zakłada stały współczynnik obciążenia 58% z innymi parametrami opartymi na rzeczywistych wartościach
  • Model B: cena progowa 68 GBP/MWh zakłada stały współczynnik obciążenia 60% plus koszty operacyjne dla projektów na płytkich wodach ukończonych w latach 2008-2009
Jednak w przypadku rund alokacji RA1 i RA2 konieczne jest przyjęcie bardzo ambitnych założeń dotyczących kosztów i wyników, aby dopasować się do średnich cen wykonania CfD. W RA1 średnia cena wykonania CfD wyniosła 112 GBP za MWh. Dla progu rentowności na tym poziomie projekty wymagałyby stałego współczynnika obciążenia 58% przez 15 lat, jeśli koszty byłyby podobne do kosztów rzeczywistych w latach 2018-19. Żaden projekt morski, nawet z turbinami o mocy 8-10 MW, nie był bliski osiągnięcia takiej wydajności. W RA2 średnia cena wykonania CfD wynosiła 65 GBP za MWh. Aby obniżyć cenę progową do tego poziomu, należy przyjąć stały współczynnik obciążenia na poziomie 60% i koszty operacyjne odpowiadające kosztom projektów na płytkich wodach zakończonych w latach 2008-09. To czysta fantazja!

Za historią zagrożeń związanych z indywidualnymi projektami kryje się większy problem. Dotyczy on stabilności sektora finansowego. W Wielkiej Brytanii i kilku innych krajach europejskich rządy, banki centralne i organy nadzoru finansowego aktywnie promują finansowanie "ekologiczne". Twierdzą, że banki, podmioty zarządzające pieniędzmi i fundusze emerytalne powinny zwiększać udzielanie kredytów i inwestycje w farmy wiatrowe i podobne projekty w ramach swojej szerszej społecznej odpowiedzialności. Jeśli jednak wiele takich projektów jest bardzo ryzykownych - co jest oczywiste - presja ta jest zdradą ich podstawowego obowiązku ochrony stabilności systemu finansowego. Nie różni się to od nakłaniania instytucji finansowych do finansowania spekulacyjnych inwestycji na rynku nieruchomości na początku krachu na rynku nieruchomości.

Prawdopodobna rada w tym przypadku jest taka, że ogólne zalecenia nie zastępują obowiązku pożyczkodawców i inwestorów do identyfikowania dobrych i złych projektów. Ta rada uwydatnia jednak inny, ważny problem. Jak udowodnił prof. G. Hughes nie ma dobrych projektów wiatrowych na morzu bez ogromnych dotacji lub znacznie wyższych cen rynkowych. Polityka rządu opiera się na założeniach, których błędność można wykazać stosując jakąkolwiek metodę due diligence. Instytucje finansowe, które prawidłowo wykonują swoją pracę, zostaną prawdopodobnie potępione za to, że nie wspierają przejścia na zieloną energię. Większość z nich będzie wolała zrezygnować z wizerunku przeszkadzacza i będzie poddawać się krótkoterminowej presji.

To stara i nikczemna opowiastka z jednym tylko morałem, więc każdy powinien stawić czoła temu, co się wydarzy. Instytucje finansowe zrobią, co im każą i dołączą do partii zwolenników biznesu w odnawialne źródła energii. Za mniej więcej dziesięć lat prawdopodobieństwo dużych przyszłych strat stanie się aż nazbyt oczywiste, a odpisy aktualizujące wartość aktywów zagrożą zarówno bezpieczeństwu akcji kredytowej, jak i zwrotom z inwestycji. Rządy będą winić instytucje finansowe za nieodpowiedzialne zachowanie. Z kolei one wykupią wszystkich udziałowców wykorzystując duży wzrost cen rynkowych. Poza kilkoma osobami, które zostaną zwolnione - bez wątpienia z dużymi odszkodowaniami - największymi kozłami ofiarnymi w tym bałaganie będą klienci energii elektrycznej.
W swoich analizach prof. G. Hughes skupiał się do tej pory na kosztach i wydajności energetyki wiatrowej. Równie istotną kwestią jest wartość ekonomiczna produkcji z farm wiatrowych. Powszechnie wiadomo, że zarówno energia wiatrowa, jak i słoneczna powodują znaczne koszty systemowe, które generalnie ponoszą konsumenci. Ekonomiści uważają to za negatywne skutki zewnętrzne i podobnie jak w przypadku CO2 i innych odpadów, ich koszt powinien pokryć producent. To jest standardowy przykład podatku węglowego. Jeśli będziemy postępować zgodnie z tą logiką, elektrownie wiatrowe i słoneczne powinny być zobowiązane do uiszczenia opłaty równej krańcowym kosztom systemu związanym z dodatkową produkcji energii wiatrowej lub słonecznej.

W swoich dalszych badaniach prof. G. Hughes skupia się na oszacowaniu krańcowego kosztu równoważenia podaży i popytu w Wielkiej Brytanii, który pokrywa niektóre, ale nie wszystkie koszty systemu. Krańcowy koszt bilansowania jest ściśle powiązany z poziomem produkcji energii wiatrowej i waha się od 11 GBP za MWh przy 5-tym percentylu do 31 £ / MWh przy 95-tym percentylu. Na rysunku 9 przedstawiono wpływ uwzględnienia tego elementu kosztów systemu na skumulowany rozkład wartości netto produkcji wiatru i słońca w latach 2019-20. Wartość netto w tym kontekście oznacza wartość rynkową mocy pomniejszoną o dodatkowe koszty systemu poniesione w związku z obsługą energii wiatrowej lub słonecznej. Czarna ciągła linia przedstawia skumulowany rozkład cen rynkowych, a przerywana niebieska linia przedstawia skumulowany rozkład wartości netto produkcji wiatru. Jest między nimi duża różnica: 50% całej produkcji energii wiatrowej w roku miało wartość netto mniejszą niż 13 GBP za MWh, a 20% całej produkcji miało ujemną wartość netto, co oznacza, że sytuacja wszystkich pogorszyła się. Dla jasności, Rysunek 9 pokazuje, że próg rentowności produkcji energii wiatrowej o wartości netto poniżej 13 GBP za MWh wynosi od 91 GBP do 152 GBP za MWh.

(605x439)Rysunek 9: Wpływ kosztów systemowych na wartość netto generacji wiatrowej i słonecznej

Mówiąc wprost, znaczna część energii wiatrowej jest kosztowna w produkcji i nie przyczynia się w żaden sposób do dobrobytu kraju. Poza zwykłą ignorancją nie ma usprawiedliwienia dla decydentów, którzy tolerują, nie mówiąc już o promowaniu takiej konstatacji.

Prof. G. Hughes wyciąga ze swoich badań następujące wnioski/lekcje:
  1. Przestańmy udawać! Prognozy kosztów osiągnięcia celu zerowej emisji netto, publikowane przez organy rządowe i wiele innych, opierają się na szacunkach kosztów, które są jedynie pobożnymi życzeniami. Nie mają podstaw w postaci rzeczywistego doświadczenia i realistycznej oceny trendów w kosztach. Biorąc pod uwagę bardzo ogólne wyliczenie, koszt osiągnięcia celu zerowej emisji netto do 2050 r. prawdopodobnie wyniesie pow.10% rocznego PKB, a nie zakładane przez rząd 1-2% PKB.
  2. Przyśpieszenie osiągania arbitralnych celów jest bardzo kosztowne. Jeśli rząd będzie nadal dążył do zbudowania 30 GW dodatkowych mocy na morzu do 2030 r., omówione tutaj koszty będą prawdopodobnie znacznie niedoszacowane. Zostanie to wzmocnione przez przyjęcie podobnych celów w innych częściach Europy Północno-Zachodniej. Sektor morskiej energetyki wiatrowej nie ma możliwości budowania nowych projektów w tempie od 3 do 4 razy większym, niż w ciągu ostatniej dekady. Jakakolwiek znajomość historii morskiej ropy i gazu oraz innych projektów energetycznych mówi nam, że konsekwencją będzie "gorączka złota". Można założyć, że koszty inwestycyjne i operacyjne wzrosną o co najmniej 20%, a bardziej prawdopodobne, że o 50% powyżej już obecnie wysokich kosztów, które są zawarte w zbadanych sprawozdaniach finansowych.
  3. Ratowanie farm wiatrowych i instytucji finansowych jest nieuniknione. Rząd stwarza sytuację, w której nie będzie miał innego wyjścia niż ratowanie projektów zakończonych niepowodzeniem i które zmierzają w kierunku upadku, aby zapewnić ciągłość dostaw energii elektrycznej. Będzie z pewnością rozgrywana gra dotycząca sposobu rozłożenia strat, ale ostatecznie w dużej mierze spadną one na podatników i odbiorców energii. Każdy inwestor biznesowy spoza sektora energii odnawialnej powinien założyć, że ceny energii elektrycznej w 2030 r. będą w ujęciu realnym 3-4 razy wyższe niż obecnie.
  4. Należy zawsze brać pod uwagę fakt, że nie każde państwo ma takie same priorytety. Wielka Brytania i UE odgrywają niewielką rolę w tym, co dzieje się ze zmianami klimatu. Wynik będzie zależał głównie od wyborów dokonanych w Chinach, USA i Indiach. Koncentrując się na Chinach i Indiach, są one zainteresowane jedynie takimi opcjami, które są spójne zarówno ze wzrostem gospodarczym, jak i innymi celami środowiskowymi. Morska energetyka wiatrowa jest droga i cieszy się niewielkim zainteresowaniem w większości krajów Azji.
  5. Będąc bogatym krajem, Wielka Brytania będzie mogła pozwolić sobie na realizację celu Net Zero do 2050 r. na poziomie zagregowanym. Będzie to jednak oznaczało przeznaczenie na ten jeden cel dochodu z 10-15 lat wzrostu gospodarczego. Doświadczenia pokazują, że system polityczny Wielkiej Brytanii nie radzi sobie ze strukturalnymi i redystrybucyjnymi konsekwencjami podążania tą drogą. Strategia, która uznaje rzeczywiste koszty ekonomiczne i trudności związane z próbami dokonania zmiany zbyt szybko, ma znacznie większe szanse na akceptację społeczną i wdrożenie.

Dodaj nowy Komentarze ( 5 )

KOMENTARZE ( 5 )


Autor: Choczewo 25.01.2021r. 10:49
Definija LCOE używana przez BEIS jest tożsama z definicję LCOE OECD NEA. To jeszcze raz pokazuje, że ludzie zajmujący... pełna treść komentarza
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: xXx 25.01.2021r. 11:32
Szkoda, że PAD tego nie przeczytał przed podpisaniem ustawy o wiatrakach morskich.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: olek 25.01.2021r. 20:10
dobry tekst, szkoda, że taki długi - mało kto przecyzta
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: liczyk 26.01.2021r. 17:02
za to liczby są kolorowe
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: Socyal 27.01.2021r. 07:33
Ratowanie instytucji finansowych i cwanych inwestorów to największa choroba ekonomii. Muszą po swoich błędach upadać,... pełna treść komentarza
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 5 )

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


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
TGE
Savangard
Audax
Audax
Enotec
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Innsoft



cire
©2002-2021
mobilne cire
IT BCE