Mielczarski: Jak policzyć cenę energii z wiatraków na morzu?
Widać, że z policzeniem ceny energii elektrycznej z wiatraków morskich jest problem skoro Ministerstwo Klimatu nie wyklucza zmian w rozporządzeniu wydanym do właśnie uchwalonej ustawy o promocji morskiej energetyki wiatrowej. Może byłoby lepiej gdyby wcześniej policzono cenę energii z farm morskich, nawet najprostszą metodą LCOE. Byłoby wówczas wiadomo, że jej koszt wyniesie ponad 600zł/MWh, a dopłata do ceny giełdowej (282zł/MWh – styczeń 2021) powinna być na poziomie 360zł/MWh. Koszt całkowitych dopłat pod koniec pierwszego etapu (2030 r) to ponad 7 mld zł rocznie, a każdy odbiorca energii zapłaci dodatkowo prawie 40zł/MWh energii elektrycznej.
Dane wejściowe i założenia
Kluczem do każdych poprawnych obliczeń jest posiadania odpowiednich i w miarę wiarygodnych danych. Nie jest z tym prosto, ponieważ dane kosztowe często pochodzą od producentów czy handlowców, którzy mają skłonności do ich zaniżania i unikania pokazania wszystkich składników kosztów. Najbardziej wiarygodne dane pochodzą z reguły od niezależnych agencji rządowych1 lub doświadczonych firm konsultingowych2.
Kluczowe dane do oszacowania kosztów produkcji energii ze źródeł odnawialnych, w tym z wiatrowych farm morskich obejmują: (i) „Overnight cost” jest to suma kosztów instalacji oraz kosztów wykonania prac budowlanych wraz z pracami przygotowującymi inwestycje; (ii) koszty utrzymania instalacji w ruchu (Operation and Maintenance = O&M), najczęściej dla instalacji OZE są one niezależne od wielkości produkcji; (iii) koszty rezerwowego bilansowania pokrywające koszty stałe rezerwowych instalacji, które są w stanie zastąpić OZE w okresie ich niedyspozycyjności; (iv) koszty likwidacji.
Wszystkie publikacje podają jako koszty kapitałowe koszty typu „overnight”, których nazwa pochodzi od założenia, że takie byłyby koszty gdyby instalacja została wybudowana w ciągu „jednej nocy”.
Jednak pełne obliczenia kosztowe powinny objąć koszty finansowe w czasie budowy, szczególnie jeżeli budowa ta trwa dłużej niż jeden rok.
Kluczowymi założeniami są również parametry dotyczące kosztów kapitału3 oraz spodziewanej stopy zysku z inwestycji IRR4, o ile inwestycja nie jest działalnością charytatywną. Te dwa parametry
powodują, że inwestor może oszacować ile będzie kosztował kapitał na inwestycje (WACC) oraz ile na danej inwestycji jest w stanie zarobić (IRR).
Metoda szacowania kosztów
Najbardziej powszechną metodą szacowania kosztów energii elektrycznej z nowej inwestycji jest metoda nazwana LCOE5. Jest to metoda niezbyt dokładna i jej stosowanie budzi czasem spore zastrzeżenia. Ma jednak pewne zalety: jest prosta, a jej stosowanie nie wymaga zbytniego zastanawiania się na typem inwestycji i różnymi możliwościami jej finansowania. W przypadku energetyki wiatrowej LCOE jest wyliczana z zależności:
𝐿𝐶𝑂𝐸 =
𝐶𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛+ ∑ 𝐶𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙(𝑖)
(1 + 𝑊𝐴𝐶𝐶 + 𝐼𝑅𝑅)𝑖
𝑁𝑖=1
∑ 𝐸(𝑖)
(1 + 𝑊𝐴𝐶𝐶 + 𝐼𝑅𝑅)𝑖
𝑁𝑖=1
gdzie:
1 U.S. Energy Information Administration “Capital Cost and Performance Characteristics Estimates for Utility Scale Electric Power Generating Technologies”, February 2020, [DoE],
www.eia.gov/analysis/studies/powerplants/capital cost/
2 BVG associate wspólnie z The Crown Estate oraz the Offshore Renewable Energy Catapult, “Guide to an offshore wind farm, Updated and extended”, January 2019, [BVG] www.bvnassociates.com
3 WACC = Weighted Average Capital Cost
4 Internal Rate of Return
5 Levelized Cost of Electricity.
𝐶𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛 = 𝐶𝑜𝑣𝑒𝑟𝑛𝑖𝑔ℎ𝑡+ 𝐶𝑓𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑢𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛 i oznacza koszt oddania instalacji do pracy i składający się z kosztu instalacji i jej montażu oraz kosztu finansowego (odsetki) poniesionego w czasie budowy instalacji.
∑ 𝐶𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙(𝑖)
(1+𝑊𝐴𝐶𝐶+𝐼𝑅𝑅)𝑖
𝑁𝑖=1 oznaczają zdyskontowane koszty ponoszone każdego roku „i”
𝐸𝑖 – oznacza roczną produkcję energii elektrycznej w roku „i”.
Jak widać ta prosta metoda opiera się tylko na stopach dyskonta nie biorąc pod uwagę sposobu finansowania oraz sposobu spłacania kapitału. Chociaż nie jest zwolennikiem tej metody i uważam, że może być stosowana we wstępnych szacunkach.
Stopy dyskonta
Stopy dyskonta mają bardzo duży wpływ (nieliniowy) na wyniki obliczeń – Tabela 1. Wszystkie tabele są umieszczone w załączonym programie Excel i działają interaktywnie.
Table 1
Total interest
rate % WACC % IRR % (WACC+IRR)
6 2 0,08
Przyjęto WACC=6% oraz IRR=2%, ale tablicach programu Excel można te wielkości zmienić.
Koszty finansowe w czasie budowy
Czas budowy wiatrowej farmy morskiej wynosi około 4 lat. W tym okresie powstają koszty finansowe liczone jako odsetki od zaciągniętego kredytu równego wielkości kredytu w danym roku oraz w latach poprzednich – Tabela 2. Założone równy rozkład kosztów w ciągu 4 lat, po 25% rocznie.
Table 2
Financial cost during
construction
Year Annual spending %
Sum of spendings in %
Interest in %
1 25 25 2,00 2 25 50 4,00 3 25 75 6,00 4 25 100 8,00 Sum interest 20,00
Obliczenia te wskazują, że przy założonych wielkościach WACC oraz IRR koszty w czasie budowy farmy zwiększą się o 20% w porównaniu do początkowych kosztów kapitałowych (overnight).
Koszty overnight i po wybudowaniu
Dane dotyczące kosztów kapitałowych zaczerpnięto z dwóch wiarygodnych źródeł oznaczonych w tabeli jako: the UK = dane z raportu BVG associates oraz oznaczone: the US = dane z raportu DoE.
Table 3a
Overnight costs - the UK (£/MW)
Exchange Rate
Overnight cost zł/MW
Financial construction rate
After
construction zł/MW 2 370 000
5,15 12 205 500 1,20 14 646 600 Table 3b
Overnight costs - the US (US$/MW)
Exchange Rate
Overnight cost zł/MW
Financial construction rate
After
construction zł/MW 4 375 000
3,75 16 406 250 1,20 19 687 500
Dane te były podane w funtach brytyjskich i dolarach amerykańskich i wymagały przeliczenia na PLN.
Po przeliczeniu uwzględniono koszty finansowe w czasie budowy (Tabela 2) i koszty te w chwili oddania farmy do użytku zostały zwiększone o 20% w porównaniu do kosztu „overnight” – Tabela 3.
Operation & Maintenance (O&M)
Podobnie jak w przypadku kosztu kapitałowego koszty dotyczące O&M zaczerpnięto z tych samych dwóch źródeł i przeliczono na PLN. Następnie koszty te poddano zdyskontowaniu, w sposób jak pokazano w liczniku wzoru na LCOE. Wyniki są pokazane w Tabelach 4. Tabela zdyskontowania jest pokazana na końcu analizy.
Table 4a O&M the UK
(£/MW-y) Exchange O&M in zł/MW-y
O&M discounted 25 years (zł) 76 000 5,15 391 400 4 512 356 Table 4b
O&M the US
(US$/MW_y) Exchange O&M in zł/MW-y
O&M discounted 25 years (zł) 110 000
3,75 412 500 4 755 613 Koszty energii elektrycznej (LCOE)
Koszty produkcji energii elektrycznej z farm wiatrowych pokazano dla dwóch głównych źródeł: (i) the UK oraz (ii) the US w Tabeli 5. Dodatkowo pokazano te koszty dla danych własnych oznaczonych jako WM_Data pochodzące z analizy różnych źródeł danych.
Table 5
the UK the US WM_Data
W1 Cost after construction (zł) 14 646 600 19 687 500 17 171 148 W2 O&M distcounted (zł) 4 512 356 4 755 613 4 611 503 W3 Numerator (zł) 19 158 956 24 443 113 21 782 651 W4 Denominator (MWh) 40 351 40 351 40 351
W5
LCOE (zł/MWh)= Numerator/
Denominator 474,8 605,8 539,8
W6 Balancing reserve (zł/MWh) 54 54 54
W7 Liquidation in (zł/MWh) 15,2 15,2 15,2
W8
Total cost off-shore
electric energy (zł/MWh) 544 675 609
Dane pokazane w tabeli 6 można opisać korzystając z ponumerowania wierszy:
W1 – Koszty typu „overnight” liczony jako zł/MW, jak w tabeli 3;
W2 – Zdyskontowane koszty O&M oznaczone O&M discounted, jak w tabeli 4;
W3 – Jest sumą W1 + W2 i odpowiada licznikowi (numerator) we wzorze na LCOE;
W4 – jest zdyskontowana wielkością odpowiadającą mianownikowi (denominator) we wzorze na LCOE;
W5 – jest zdyskontowanym kosztem energii elektrycznej obliczonej jak iloraz W3/W4;
W6 – pokazuje koszty rezerwy bilansującej pracę wiatraków i są one liczone jako koszt kapitałowy elektrowni gazowych na 1MWh. Koszt ten nie jest uwzględniany w LCOE.
W7 - pokazuje koszt likwidacji farmy liczony od 1 MWh produkcji farmy, jako udział w składce na rzecz Funduszu Likwidacji Farm zakładają 1% zysk roczny po odjęciu kosztów
zarządzania funduszem. Koszt ten nie jest uwzględniany w LCOE.
Rys. 1. Ilustracja kosztów energii elektrycznej z morskich farm wiatrowych. Źródła danych jak podano w przypisach.
Rys. 1 pokazuje koszty wyznaczone metodą LCOE oraz koszty dodatkowe, jakie nie uwzględnia metoda LCOE. Dane oznaczone jako „the UK” wydają się być dosyć optymistyczne, natomiast dane oznaczone jako „the US” są bardziej realistyczne, ponieważ uwzględniają również pozycję kosztową nazywaną „Project contingency” jako rezerwę na zdarzenia nieprzewidziane i wynoszącą około 400 tys. US$/MW. Różnice pomiędzy projektami „the UK” oraz „the US” wynikają również z wielkości farmy oraz jej oddalenia od lądu.
Podsumowanie
Pokazana w obliczeniach metoda zdyskontowanych przepływów LCOE nie jest najlepszą metodą obliczania kosztów energii elektrycznej z danej technologii. Nie uwzględnia ona wielu elementów jak różne sposoby finansowania, czy różne sposoby spłacania kosztów, co ma duży wpływ na wyniki końcowe.
Metoda LCOE nie uwzględnia również kosztów bilansowania, co przy tak dużych projektach jak farmy wiatrowe morskie ma podstawowe znaczenie. Nie uwzględnia ona również kosztów likwidacji zarówno farmy, jak i sieci po zakończeniu eksploatacji. Uwzględniając koszty rezerw i likwidacji w LCOE koszt energii elektrycznej wynosi ponad 600zł/MWh – Tabela 6.
Table 6
Cena energii Offshore (zł/MWh) 609,0
Cena energii TGE base I-2021 (zł/MWh) 262,8
Dopłata (subsydium) (zł/MWh) 346,2
Dopłata roczna w I etapie 5900MW (zł) 7 149 523 740 Prognozowane zużycie energii w 2030 MWh 180 000 000 Wzrost opłaty OZE i taryfy (zł/MWh) 39,7
475
606
540 54
54 15,2 54
15,2
15,2
0 100 200 300 400 500 600 700 800
the UK the US WM_Data
Total costs of off-shore electric energy in zł/MWh
LCOE (zł/MWh)= Numerator/ Denominator Balancing reserve (zł/MWh) Liquidation in (zł/MWh)
Biorąc wyliczoną w tabeli 5 (WM_Data) cenę energii elektrycznej z farm wiatrowych (609zł/MWh) i średnioważoną cenę z Towarowej Giełdy Energii w styczniu 2021 r. (262,8zł/MWh) można wyznaczyć dopłatę (subsydium) do każdej jednostki energii z wiatrowej energetyki i dopłata ta wynosi
346zł/MWh.
Całkowita dopłata roczna do farm wiatrowych w pierwszym etapie rozwoju (5900MW) przy średniorocznym czasie wykorzystania mocy zainstalowanej 3500 h/rocznie wskazuje, że roczne subsydia dla energetyki morskiej w pierwszym etapie (do 2030 r.) wyniosą ponad 7 mld zł/rocznie.
Zakładając zużycie energii w 2030 r. na poziomie 180TWh można wyliczyć, że niezależnie od systemu taryf, odbiorcy energii dopłacą do energetyki morskiej średnio po prawie 40zł/MWh.
Tablice dyskontowe
Dla całości obrazy obliczeń dodano również obliczenia dyskonta. Wszystkie dane znajdują się w załączonym arkuszu Excel z którym można pracować w trybie interaktywnym.
Discount calculation
Year Discount Production O&M the UK O&M the US O&M WM_Data
1 1 3500 391 400 412 500 400 000
2 0,9259 3 241 362 407 381 944 370 370 3 0,8573 3 001 335 562 353 652 342 936 4 0,7938 2 778 310 706 327 456 317 533 5 0,7350 2 573 287 691 303 200 294 012 6 0,6806 2 382 266 380 280 741 272 233 7 0,6302 2 206 246 648 259 945 252 068 8 0,5835 2 042 228 378 240 690 233 396 9 0,5403 1 891 211 461 222 861 216 108 10 0,5002 1 751 195 797 206 353 200 100 11 0,4632 1 621 181 294 191 067 185 277 12 0,4289 1 501 167 865 176 914 171 553 13 0,3971 1 390 155 430 163 809 158 846 14 0,3677 1 287 143 917 151 675 147 079 15 0,3405 1 192 133 256 140 440 136 184 16 0,3152 1 103 123 386 130 037 126 097 17 0,2919 1 022 114 246 120 405 116 756 18 0,2703 946 105 783 111 486 108 108 19 0,2502 876 97 947 103 228 100 100 20 0,2317 811 90 692 95 581 92 685 21 0,2145 751 83 974 88 501 85 819 22 0,1987 695 77 754 81 945 79 462 23 0,1839 644 71 994 75 875 73 576 24 0,1703 596 66 661 70 255 68 126 25 0,1577 552 61 724 65 051 63 080 Sum 40 351 4 512 356 4 755 613 4 611 503
