portal zielona energetykaProf. Gordon Hughes jest emerytowanym profesorem ekonomii na Uniwersytecie Edynburskim w Szkocji. Jest także autorem dwóch opracowań opublikowanych ostatnio przez brytyjską Renewable Energy Foundation: „Koszty pozyskiwania energii z wiatru w Wielkiej Brytanii” [1] i „Wydajność energetyki wiatrowej w Danii” [2]. Prof. Hughes analizuje rzeczywiste wyniki ekonomiczne wykazywane w opublikowanych sprawozdaniach finansowanych spółek eksploatujących morskie i lądowe farmy wiatrowe w obu tych krajach. Na tej podstawie wskazuje na rozbieżności między argumentacją, którą posłużył się konserwatywny rząd brytyjski do uzasadnienia strategii gwałtownej rozbudowy morskiej energetyki wiatrowej na wodach przybrzeżnych Wielkiej Brytanii, a realiami gospodarczymi. Przedstawia też konsekwencje tej polityki dla gospodarki brytyjskiej.

Z uwagi na to, że rząd Morawieckiego także uwierzył, że energetyka wiatrowa jest „tania” i zapewni polskiej energetyce „nowoczesność” oraz realizację celów klimatycznych, to warto przeczytać poniższy tekst, by zrozumieć, że założenia te są fałszywe i nigdy nie zostaną spełnione. Oczekujemy wręcz, że rząd ujawni jakiekolwiek analizy ekonomiczne, które uzasadniają podejmowanie się inwestowania w skrajnie niestabilne, niesterowalne i niepewne kosztowo instalacje do wytwarzania energii elektrycznej. Z tego, co jest nam wiadomo niczego takiego nie ma i nikt nie weryfikował opowieści wiatrakowych lobbystów o „darmowej energii z wiatru”. Dlatego z tych szkodliwych dla państwa i konsumentów energii będzie się trzeba wytłumaczyć przed społeczeństwem, które ma prawo wiedzieć, na podstawie jakich przesłanek podejmowano decyzję o wydatkowaniu dziesiątek miliardów złotych na wiatrakowanie Polski.

Poniżej prezentujemy pełne tłumaczenie prezentacji Hughesa omówionej na seminarium internetowym w dniu 4 listopada 2020 r. [3]

Kim jest prof. Hughes? Jak sam pisze o sobie, był on: „współautorem jednej z pierwszych analiz zmiany klimatu sporządzonych przez organizację międzynarodową w 1992 r. Jestem autorem lub współautorem kilku opracowań dotyczących adaptacji do zmiany klimatu. Chociaż moją specjalnością naukową jest statystyka stosowana i ekonomia, w swoich badaniach koncentruję się głównie na problematyce z pogranicza ekonomii i inżynierii. Od ponad trzydziestu lat zajmuje się polityką energetyczną i infrastrukturalną. Przykładowo, jako pracownik Banku Światowego byłem odpowiedzialny za opracowanie zestawu międzynarodowych standardów ekologicznych dla elektrowni.”

Listę wybranych publikacji prof. Hughesa można znaleźć na stronie Uniwersytetu Edynburskiego. [4]

Poniższy artykuł jest napisany z perspektywy naukowca, który podziela przekonanie, że obecne zmiany klimatu są (częściowo?) wynikiem działalności człowieka (wzrost „emisji węglowych”). Jednocześnie w ocenie prof. Hughesa, konkretne rozwiązania forsowane w ramach „polityki klimatycznej” rządu brytyjskiego nie są oparte na racjonalnej analizie dotychczasowych doświadczeń z funkcjonowaniem energetyki wiatrowej, w szczególności morskiej, lecz na myśleniu życzeniowym i ideologicznych fantazjach, które będą miały bardzo złe przewidywalne konsekwencje dla gospodarczej przyszłości Wielkiej Brytanii.

sunset 5564406 640

Zdjęcie: goodjcs z Pixabay

Ekonomika energetyki wiatrowej: retoryka a rzeczywistość

„Przewidywanie jest bardzo trudne, zwłaszcza jeśli idzie o przyszłość.”

(autorem tych słów jest według niektórych Niels Bohr (laureat Nobla w dziedzinie fizyki), a według innych — Sam Goldwyn (hollywoodzki magnat filmowy)

Tematem poniższej prelekcji jest rozbieżność między prognozami dotyczącymi przyszłych kosztów i wyników energetyki wiatrowej (w szczególności morskiej energetyki wiatrowej) — to jest retoryką — a dostępnymi faktycznymi danymi obrazującymi koszty budowy i eksploatacji farm wiatrowych oraz ilości energii elektrycznej wyprodukowanymi przez nie w całym okresie ich użytkowania, czyli rzeczywistością.

Decydenci polityczni i inwestorzy w Wielkiej Brytanii i w większości krajów Europy przyjęli na temat OZE pewną retorykę, która służy im do uzasadnienia bardzo kosztownych przekształceń w gospodarce i w społeczeństwie w celu realizacji celu niskich czy zerowych emisji węglowych. Przy okazji wzięli za dobrą monetę zapewnienia operatorów farm wiatrowych o radykalnym spadku kosztów i poprawie wyników nowych inwestycji wiatrowych, zarówno obecnych, jak i tych które mają powstać w przyszłości. Skłonność rządów, jak i firm do zaniżania kosztów i zawyżania wyników nowych projektów ma niestety długą i niechlubną historię. Bieżące doświadczenia z budową linii HS2 (uwaga redakcji: chodzi o linię kolei dużych prędkości, która jest sztandarowym projektem premiera Borisa Johsona i uważana jest za największą inwestycję infrastrukturalną w Europie (100 mld funtów), której koszty stale rosną, a przydatność budzi wątpliwości.), jak i istocie cała historia kolei w Wielkiej Brytanii – powinny być wystarczającym ostrzeżeniem, aby nie ufać tej retoryce.

Promotorzy całej gamy technologii wykorzystujących odnawialne źródła energii opierają się na pewnej idei, która ma kluczowe znaczenie dla ich argumentacji. Twierdzą oni, że ich koszty – czyli konkretnie wydatki kapitałowe na takie inwestycje (tzw. capex) – będą obniżać się w miarę przyrostu zainstalowanych mocy wytwórczych, dzięki temu co nazywa się korzyściami skali i efektem uczenia się. Rodzi to pytanie o prawdopodobne tempo owej obniżki kosztów, które zwykle definiuje się jako procentowy spadek kosztów przy każdym podwojeniu się mocy wytwórczych. Nie ulega wątpliwości, że taka obniżka kosztów faktycznie miała miejsce w niektórych przypadkach, w szczególności dotyczy to produkcji samolotów, modułów fotowoltaicznych czy kosztów takich technologii ochrony środowiska, jak instalacje odsiarczania dla elektrowni. Nie jest to jednak bynajmniej powszechna reguła: koszty jednostkowe elektrowni jądrowych, węglowych czy instalacji LNG zasadniczo rosły, a nie zmniejszały się. Wspomniana zależność wydaje się sprawdzać w dużo większym stopniu w przypadku wytworzonych dóbr inwestycyjnych, a nie w odniesieniu do dużych projektów realizowanych w skomplikowanych lokalizacjach i wymagających złożonych robót budowlanych. W przypadku morskich farm wiatrowych, nie napawają optymizmem analogiczne doświadczenia z eksploatacją podmorskich złóż ropy i gazu.

To, jak faktycznie kształtować się będą koszty kluczowych technologii OZE i innych technologii niskoemisyjnych, ma zasadnicze znaczenie. Głównym założeniem, na którym oparta jest strategia rządu brytyjskiego na rzecz osiągnięcia celu „Zerowej Emisji Netto” po możliwym do udźwignięcia koszcie, jest to, że koszty produkcji energii z wiatru już zmniejszyły się oraz że będą w dalszym ciągu spadać. Z wszystkimi projekcjami opracowanymi przez agendy rządowe, naukowców i inne organizacje wiąże się jednak pewien poważny kłopot. Mówiąc wprost, są one produktem myślenia życzeniowego zastosowanego do fikcyjnych inwestycji, które mają być realizowane w przyszłości, które nie uwzględnia lub uwzględnia w niewielkim stopniu realia gospodarcze.

Z tego powodu w mojej pracy przyjąłem całkowicie odmienne podejście. Punktem wyjścia dla mnie są faktyczne dane wykazywane przez firmy w ich sprawozdaniach finansowych w okresie ostatnich 20 lat. Jest to możliwe, ponieważ zgodnie z typowym rozwiązaniem biznesowym projekty energetyki słonecznej, wiatrowej i innego rodzaju prowadzone są za pośrednictwem podmiotów prawnych zwanych spółkami specjalnego przeznaczenia (Special Purpose Vehicles, w skrócie: SPV), których sprawozdania finansowe są na ogół badane przez biegłych rewidentów, a następnie przekazywane do Companies House (brytyjski rejestr spółek handlowych). Prof. Hughes zebrał dane dla ponad 350 spółek SPV realizujących projekty wiatrowe, które składały sprawozdania finansowe począwszy od 2005 r. Ten unikalny zbiór danych umożliwia przeprowadzenie szczegółowej analizy faktycznych kosztów energetyki wiatrowej.

Wykres nr 1 ukazuje ewolucję wydatków kapitałowych na lądowe farmy wiatrowe od początku XXI wieku, kiedy turbiny o mocy 2+ MW (to jest 2 MW lub więcej) stały się standardem w przemysłowych instalacjach wiatrowych o mocy 10+ MW. Jednostkowe wydatki kapitałowe różnią się znacznie w zależności od lokalizacji. Niemniej jednak, jak wskazuje linia przerywana na wykresie, w miarę przyrostu mocy zainstalowanej generalnie nastąpił istotny wzrost średnich wydatków kapitałowych w przeliczeniu na 1 MW. Wytwarzanie elektryczności z wiatru na lądzie jest dojrzałą technologią od co najmniej 15 lat. W 2005 r. łączna zainstalowana moc wytwórcza na świecie wynosiła 58 GW, a w 2018 roku osiągnęła poziom 540 GW. Jeśli więc faktyczny poziom wydatków kapitałowych na 1 MW wzrasta w Wielkiej Brytanii od 15 lat, nie ma powodu, aby sądzić, że tendencja ta ulegnie nagłej zmianie.

1204.1 20201104Fig1

Wykres nr 1: Lądowa energetyka wiatrowa w Wielkiej Brytanii: faktyczne wydatki kapitałowe a moc zainstalowana

Na wykresie nr 2 przedstawiono analogiczne dane dla brytyjskich morskich farm wiatrowych. W tym przypadku średnia wartość wydatków inwestycyjnych zawiera także koszt podmorskiego systemu przesyłu energii elektrycznej, ponieważ jest on niezbędnym elementem składowym każdej inwestycji tego typu. Na uwagę zasługują dwie rzeczy. Po pierwsze, morska energetyka wiatrowa jest sektorem ogólnoeuropejskim, gdzie największe podmioty eksploatują instalacje położone na całym obszarze północno-zachodniej części Europy. Stąd jako zmienną dotyczącą mocy zainstalowanej przyjąłem wielkość zainstalowanej mocy morskich farm wiatrowych w skali Europy. Po drugie, skrajny przypadek bardzo wysokich wydatków inwestycyjnych na 1 MW dotyczy farmy Hywind z dryfującymi turbinami wiatrowymi. Wydatki kapitałowe na elektrownie dryfujące są typowo od 50% do 100% wyższe niż w przypadku elektrowni przytwierdzonych do dna morskiego na stałe.

1204.2 20201104Fig2

Wykres nr 2: Morska energetyka wiatrowa w Wielkiej Brytanii: faktyczne wydatki kapitałowe a moc zainstalowana w Europie

Branża morskiej energetyki wiatrowej jest mniej dojrzała niż jej lądowy odpowiednik. Jej łączna moc wytwórcza na świecie, która wynosiła 3 GW w 2010 r., osiągnęła poziom 24 GW w 2018 r. Krzywa trendu dowodzi, że — jeśli pominąć projekt Hywind — faktyczne wydatki inwestycyjne na brytyjskie projekty morskie rosły w tempie 15% przy każdym podwojeniu się mocy zainstalowanej w Europie. Na wykresie nr 3, gdzie pokazano te same zmiany w kosztach inwestycyjne, ale w skali czasowej, dodano także znaczniki wskazujące na typową głębokość morza dla każdej farmy wiatrowej. Analiza statystyczna potwierdza, że jednym z czynników przyczyniających się do wzrostu kosztów w czasie była konieczność lokowania projektów w coraz głębszych rejonach morza w miarę przyrostu mocy zainstalowanych instalacji morskich. Wpływ tego czynnika jest silniejszy niż sama odległość od brzegu. Koszty podstawowe będą prawdopodobnie dalej rosnąć, ponieważ dostępność odpowiednich lokalizacji przybrzeżnych w wodach płytkich lub o średniej głębokości jest ograniczona. Tak jak w przypadku eksploatacji podmorskich złóż ropy i gazu, koszty budowy i eksploatacji morskich farm wiatrowych, usytuowanych w lokalizacjach głębokowodnych w skrajnie niesprzyjającym środowisku morskim, będą nieuchronnie wyższe niż analogiczne koszty pierwszej grupy instalacji wzniesionych w wodach płytkich.

1204.3 20201104Fig3

Wykres nr 3: Morska energetyka wiatrowa w Wielkiej Brytanii: faktyczne wydatki kapitałowe w zależności od głębokości morza i roku budowy

Jednak najgorsze jeszcze przed nami. Wykresy nr 4 i 5 obrazują ewolucję średnich wydatków inwestycyjnych dla typowych lądowych i przybrzeżnych inwestycji wiatrowych. Wykresy oparte są one na analizie dużych próbek sprawozdań finansowych z okresu 15 lat, w której uwzględniono takie zmienne jak rozmiar turbin, głębokość morza, status właścicielski aktywów przesyłowych morskiej farmy wiatrowej (OFTO, czyli właściciel systemu przesyłowego farmy wiatrowej) i inne czynniki. Na każdym z wykresów niebieską linią zaznaczono koszty dla inwestycji oddanych do eksploatacji w 2008 r. Należy zauważyć, że koszty operacyjne (tzw. opex) podawane są w tysiącach funtów (dalej: GBP) na 1 MW rocznie według cen z 2018 r. Wynika to z faktu, że oczekiwana wartość współczynnika wykorzystania mocy zainstalowanej (ang. expected load factor) w nowych instalacjach wzrosła w miarę upływu czasu. Linia szara oznacza koszty projektu oddanego do użytku w 2018 r. W przypadku morskich farm wiatrowych przyjęto założenie, że projekty uruchomione w 2008 r. znajdowały się w wodach płytkich i nie było odrębnego podmiotu kontrolującego aktywa przesyłowe danej farmy (OFTO), natomiast projekty oddane w 2018 r. zlokalizowane były w głębokich wodach oraz posiadały podmiot OFTO. W tym drugim przypadku koszty operacyjne uwzględniają opłaty wnoszone na rzecz podmiotu OFTO.

1204.4 20201104Fig4

Wykres nr 4: Morska energetyka wiatrowa w Wielkiej Brytanii: średnie koszty operacyjne a rok przekazania do eksploatacji

1204.5 20201104Fig5

Wykres nr 5: Morska energetyka wiatrowa w Wielkiej Brytanii: średnie koszty operacyjne a rok przekazania do eksploatacji

Krzywa podstawowych kosztów operacyjnych zarówno lądowych, jak i morskich farm wiatrowych przesuwa się znacząco w górę w miarę upływu czasu, przy czym koszty te wzrastają z każdym rokiem oddania do eksploatacji. Prof. Hughes skupia się tutaj na energetyce morskiej, ponieważ ma ona centralne znaczenie dla całej strategii osiągnięcia celu „Zerowej Emisji Netto”. Jeśli przeliczymy koszty operacyjne farm morskich na funty na 1 MWh przy zastosowaniu oczekiwanego współczynnika wykorzystania mocy zainstalowanej w wysokości 35% dla projektów z 2008 r. i 50% dla projektów z 2018 r., to otrzymamy wartość początkowych kosztów operacyjnych na poziomie 17 GBP na 1 MWh dla projektów z 2008 r. i 44 GBP na 1 MWh dla inwestycji z 2018 r. zlokalizowanej w głębokich wodach. Po upływie 12 lat eksploatacji koszty operacyjne w przypadku projektu uruchomionego w płytkich wodach w 2008 r. wynosić będą 30 GBP na 1 MWh, a w przypadku instalacji głębokowodnej z 2018 r. — 82 GBP na 1 MWh. Średnia cena rynkowa energii elektrycznej ważona produkcją energii z wiatru (ang. wind-weighted average market price of power) w latach 2019-20 wynosiła 35 GBP za 1 MWh (ok. 175 zł za 1 MWh). Oznacza to, że przy takich cenach rynkowych — to jest bez subsydiów — energia elektryczna z wiatru wytwarzana w instalacjach zlokalizowanych w wodach głębokich nie jest w stanie pokryć nawet kosztów operacyjnych w pierwszym roku ich eksploatacji, nie wspominając już o uzyskaniu jakiegokolwiek adekwatnego zwrotu z zainwestowanego kapitału.

W przypadku morskiej energetyki wiatrowej, początkowe koszty operacyjne projektów głębokowodnych uruchomionych w 2018 r. na poziomie 44 GBP na 1 MWh (ok. 220 zł za 1MWh), które są reprezentatywne dla przyszłości tego sektora, są wyższe od średnich przychodów z 1 MWh w latach 2019-20 przy cenach rynkowych ważonych produkcją energii z wiatru. Średni koszt operacyjny w wysokości 82 GBP na 1 MWh (ok. 440 zł za 1 MWh) dla projektu po 12-letnim okresie eksploatacji jest równy lub wyższy od gwarantowanej ceny rozliczeniowej w przypadku wszystkich morskich farm wiatrowych, którym przyznano kontrakty na dostawę mocy począwszy od 2. rundy alokacji (uwaga redakcji: chodzi o aukcję na dostawę mocy), która miała miejsce w 2017 r.

Takie ustalenia dotyczące wydatków inwestycyjnych (capex) i kosztów operacyjnych (opex) całkowicie sprzeczne z pobożnymi życzeniami wyrażonymi przez rządowy Departament ds. Strategii Biznesowej, Energetycznej i Przemysłowej (BEIS). Szacunki dotyczące kosztów opex skłaniają w szczególności do zadania pytania, dlaczego koszty te są aż tak wysokie i rosną w miarę upływu lat. Aby zbadać tę kwestię, prof. Hughes dokonał szczegółowej analizy danych dotyczących wyników funkcjonowania 6400 elektrowni wiatrowych w Danii. Analiza ta stanowi istotną aktualizację jego wcześniejszych badań opublikowanych w 2012 r., w których wykorzystał on dane satelitarne umożliwiające bardziej precyzyjne uwzględnienie zróżnicowania warunków wietrznych.

W pierwszej części tego opracowania analizowane są przypadki niesprawności urządzeń (ang. equipment failure) i poważnych awarii (ang. major breakdown). Na wykresie nr 6 ukazano krzywe awaryjności w rozbiciu na klasy turbin, które wskazują na moment pierwszej awarii urządzeń. Zastosowanie alternatywnych wskaźników awaryjności daje zbliżone wyniki. Wynika z tego, że: i) turbiny morskie są bardziej zawodne niż turbiny lądowe, a (ii) starsze i mniejsze (< 1 MW) turbiny lądowe były znacznie bardziej niezawodne niż turbiny o mocy 2 MW i większej, które dominują na farmach wiatrowych wznoszonych od 2005 r. Niesprawność sprzętu wystąpi u niemal 60% elektrowni morskich w ciągu pierwszych pięciu lat ich eksploatacji. Jako że niezawodność turbin lądowych o mocy 2+ MW spada z upływem czasu, ryzyko awarii wzrasta gwałtownie po 10 latach eksploatacji. Na koniec, w Danii w zależności od lokalizacji elektrowni wiatrowych występują wyraźne różnice, jeśli idzie o spodziewaną liczbę miesięcy, w czasie których wystąpi niesprawność urządzeń, na przeciągu 20-letniego okresu użytkowania. Liczba takich miesięcy na zachodzie Danii wynosi osiem i wzrasta do 15 miesięcy na wschodzie. Wydaje się to być spowodowane przez kombinację czynników, takich jak wybór lokalizacji i turbulencje wiatrowe powodowane przez przepływy wiatru nad lądem przy dominacji wiatrów zachodnich.

1204.6 20201104Fig6

Wykres nr 6: Duńskie elektrownie wiatrowe: krzywa awaryjności obrazująca upływ czasu do pierwszej awarii sprzętowej

W drugiej części artykułu o Danii prof. Hughes analizuje zmiany w średnim poziomie wykorzystania mocy zainstalowanej elektrowni lądowych i morskich w miarę starzenia się tych instalacji, przy uwzględnieniu zróżnicowania w rozkładzie prędkości wiatru i innych czynników. Jednym z głównych wniosków z tej analizy jest, że w latach 2002–2010 występowały poważne problemy w funkcjonowaniu turbin o mocy 2+ MW, które wprowadzono na początku pierwszej dekady XXI wieku. Wynika to bardzo wyraźnie z porównań między tymi turbinami a mniejszym turbinami o mocy poniżej 1 MW, które instalowano do 2000 r. W Danii – i prawdopodobnie również w Wielkiej Brytanii – nowa generacja turbin o mocy 2+ MW doświadczała poważnych problemów w pierwszym okresie ich funkcjonowania, to jest od 5 do 8 lat od ich wprowadzenia na dużą skalę. Jest to ważne ostrzeżenie przed skutkami zmian pokoleniowych w technologii budowy turbin.

Trzecim ważnym wnioskiem jest to, że średnie współczynniki wykorzystania mocy zainstalowanej zmniejszały się w przypadku elektrowni lądowych o około 3% rocznie w miarę starzenia się tych urządzeń, natomiast analogiczny wskaźnik w przypadku elektrowni morskich obniża się o około 4,5% każdego roku. Oznacza to, że w przypadku lądowej elektrowni wiatrowej zainstalowanej w miejscu, w którym współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej, znormalizowany pod względem warunków wiatrowych, powinien wynosić 35% w pierwszym roku eksploatacji, należy oczekiwać, że jego poziom w 12 roku użytkowania elektrowni kształtować się będzie na poziomie 25%. Z kolei w przypadku morskiej elektrowni wiatrowej znormalizowany wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej spadnie z 55% w pierwszym roku użytkowania do jedynie 33% w roku dwunastym.

Zestawienie wyników analizy wydajności duńskich farm wiatrowych z ustaleniami dotyczącymi faktycznych kosztów operacyjnych brytyjskich farm wiatrowych pozwala sformułować ważny wniosek. Jeśli uwzględnić bowiem obniżkę wskaźnika wykorzystania mocy zainstalowanej w miarę starzenia się elektrowni, to średni koszt operacyjny na 1 MWh dla lądowej farmy wiatrowej zainstalowanej w 2018 r. wzrasta z 24 GBP na 1 MWh w pierwszym roku eksploatacji do 42 GBP na 1 MWh w roku dwunastym. Analogiczne wartości dla morskiej farmy wiatrowej wynoszą 41 GBP na 1 MWh w pierwszym roku i 125 GBP na 1 MWh w roku dwunastym. Taki wzrost kosztów operacyjnych ma dramatyczny wpływ na długość przewidywanego okresu ekonomicznej użyteczności farm wiatrowych.

Jeśli bowiem farmy wiatrowe nie będą uzyskiwać cen za odbiór energii na poziomie przewyższającym ceny rynkowe — lub znacznie wyższym od cen rynkowych w przypadku energetyki morskiej — to ich oczekiwane przychody nie pokryją kosztów operacyjnych po 12-15 latach eksploatacji. Ich operatorzy albo zaprzestaną produkcji, albo drastycznie obetną koszty operacyjne, skutkiem czego będzie zamknięcie instalacji w stosunkowo krótkim czasie. Z tej pułapki nie można się wyplątać, ponieważ wysokość kosztów operacyjnych uzależniona jest od niezawodności urządzeń; spadek niezawodności w miarę starzenia się instalacji oznacza, że ponoszenie wysokich kosztów operacyjnych stanie się koniecznym warunkiem utrzymania produkcji. W konsekwencji założenie, przyjęte przez BEIS i wielu inwestorów, że oczekiwany okres eksploatacji nowych farm wiatrowych wynosić ma 25 czy 30 lat, jest całkowicie niezgodne z podstawowymi realiami ekonomicznymi. Bardzo niewiele nowoczesnych elektrowni wiatrowych pracuje dłużej niż 20 lat, a wiele morskich elektrowni wiatrowych zostanie prawdopodobnie wycofane z eksploatacji jeszcze przed osiągnięciem wieku 20 lat.

Zbierając powyższe wątki w jedną całość, prof. Hughes dokonał oceny ogólnych perspektyw ekonomicznych wybranych projektów wiatrowych, a także generalnie morskiej energetyki wiatrowej jako całości, wskazując przy tym na odmienny sposób, w jaki zapatrują się na te kwestie inwestorzy i decydenci polityczne.

W ramach badań duńskich przeprowadził on szczegółową analizę ryzyka związanego z przybrzeżną farmą wiatrową Kriegers Flak, którą buduje koncern Vattenfall. Inwestycja ta zawiera w sobie wszystkie elementy prowadzące do katastrofy finansowej. Nie jest jasne, czy Vattenfall, państwowa spółka szwedzka finansowana przez odbiorców energii elektrycznej w Szwecji, zdaje sobie sprawę z tego, co robi. W istocie Vattenfall obstawiła ogromnie ryzykowny zakład na cenę rynkową energii w Niemczech w okresie po 2033 r., to jest po wygaśnięciu początkowej długoterminowej umowy sprzedaży energii elektrycznej (tzw. umowa PPA).

W przypadku tej umowy poziom ceny zapewniający rentowność przedsięwzięcia (ang. breakeven price) wynosi 75-85 euro za 1MWh (ok. 334,5 zł – ok. 379 zł za 1 MWh), przy czym cena ta nie uwzględnia opłat za przesył energii. Tymczasem faktyczna cena (sprzedaży energii elektrycznej) określona w umowie wynosi 50 euro za MWh (ok. 220 zł za 1 MWh). Aby umożliwić koncernowi Vattenfall skompensowanie początkowych strat oraz przewidywanego spadku średniego wskaźnika wykorzystania mocy zainstalowanej, cena rynkowa w Niemczech w ujęciu realnym musiałaby być w przybliżeniu 6 razy wyższa niż średnia cena z ostatnich 12 miesięcy, to jest stanowić odpowiednik około 130 euro za MWh, liczonych po cenach z 2018 r. To jest dużo więcej, niż wynikałoby z obecnych planów dotyczących opodatkowania emisji węglowych.

Ogólnie przyjętą praktyką operatorów morskich farm wiatrowych jest refinansowanie inwestycji po ich ukończeniu, częściowo w drodze pozyskania inwestorów, takich jak fundusze infrastrukturalne lub grupy funduszy emerytalnych. Dzięki temu operator jest w stanie odzyskać część zainwestowanych przez siebie środków, co umożliwia mu częściową realizację oczekiwanych zysków lub ograniczenie potencjalnych strat. Inwestorom należałoby radzić jednak, aby trzymali się z daleka od farmy Kriegers Flak. Podstawowy problem polega na tym, że obsługa zadłużenia prawdopodobnie pochłonie przepływy gotówkowe brutto przez pierwsze 12-15 lat. Jakiekolwiek środki pieniężne wycofane przez Vattenfall zwiększą jedynie ryzyko ponoszone przez biernych inwestorów.

Analogiczna sytuacja dotyczy morskich elektrowni wiatrowych w Wielkiej Brytanii objętych tzw. „kontraktami różnicowymi” (ang. contract for difference, w skrócie: CfD) przyznanymi w roku 2017 lub 2019. Na wykresie nr 7 przedstawiono uproszczone schematy przepływów gotówkowych dla farmy wiatrowej Triton Knoll, oparte na zawartym dla niej kontrakcie CfD, w ramach różnych scenariuszy wydajności tej farmy. Ciągła linia niebieska pokazuje przychody brutto przy stałym współczynniku wykorzystania mocy zainstalowanej na poziomie 50% przez cały okres użytkowania instalacji. Z kolei zieloną ciągłą linią zaznaczono przychody brutto, gdzie wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej wynosi 55% w pierwszym roku eksploatacji, a następnie obniża się o 2% z każdym kolejnym rokiem. Zauważmy, że taki spadek jest dużo niższy, niż wynika to z faktycznego doświadczenia w Danii. Czerwona linia przerywana oznacza łączne koszty operacyjne, a przerywana linia w kolorze fioletowym reprezentuje sumę kosztów operacyjnych i kosztu finansowania dla realnego wskaźnika WACC (średni ważony koszt kapitału) na poziomie 4%, przy założeniu okresu użytkowania aktywów o długości 15 lat. Okres ekonomicznej użyteczności farmy wiatrowej (ang. economic life) wynosiłby 15 lat przy stałym wskaźniku wykorzystania mocy zainstalowanej i jedynie 12 lat przy malejącym współczynniku obciążenia. W obu scenariuszach kształtowania się przychodów, zysk operacyjny, to jest przychody brutto minus koszty operacyjne, w każdym roku jest niższy niż koszt finansowania. Jeśli oprzemy prognozy dotyczące przychodów i kosztów na faktycznych doświadczeniach, ta inwestycja okazuje się oczywistym niewypałem tak z punktu widzenia potencjalnych kredytodawców, jak i inwestorów. Mamy więc tutaj do czynienia z typowym pobożnym życzeniem, że „tym razem będzie inaczej”, wariantem sławnego powiedzenia Samuela Johnsona o triumfie nadziei nad doświadczeniem (Johnson tak nazwał zawarcie ponownego małżeństwa - uwaga redakcji).

1204.7 20201104Fig7

Wykres nr 7 : Szacowane przyszłe przepływy pieniężne dla projektu Triton Knoll

Wykres nr 8 pokazuje średnie ceny rozliczenia, a także własne szacunki prof. Hughes dotyczące poziomu cen odpowiadających progowi rentowności, w odniesieniu do kontraktów CfD zawieranych w poszczególnych organizowanych przez rząd aukcjach na dostawę mocy (uwaga redakcji: w Wielkiej Brytanii zwane są one rundami alokacji, w skrócie RA), wraz z określeniem warunków umożliwiających osiągnięcie cen zapewniających rentowność. W przypadku lądowych farm wiatrowych średnia cena rozliczenia dla RA 1 (to jest aukcji nr 1) jest bardzo zbliżona do cen zapewniających rentowność w scenariuszu kosztów i wydajności z 2018 r. Dla morskiej energetyki wiatrowej cena rozliczenia ustalona w kontraktach inwestycyjnych w wysokości 161 GBP była nieco wyższa od ceny progu rentowności w roku 2018, która wynosiła 152 GBP za MWh. W stosunku do już eksploatowanych projektów wiatrowych ceny zapisane w kontraktach CfD są rozsądnie zbliżone do cen zapewniających ich rentowność, a więc żaden z tych projektów nie powinien tracić dużo pieniędzy.

1204.8 20201104Fig8

Tabela nr 8: Ceny progu rentowności dla projektów realizowanych na podstawie kontraktów CfD

(a) Model A: cena progu rentowności w wysokości 114 GBP / 1MWh zakłada stały wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej na poziomie 58%, a pozostałe parametry oparte są na faktycznych wartościach

(b) Model B: cena progu rentowności w wysokości 68 GBP / 1MWh zakłada stały wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej na poziomie 60% plus koszty operacyjne jak w projektach realizowanych w wodach płytkich i ukończonych w latach 2008-2009

Należy wskazać, że w przypadku rund alokacji RA1 i RA2 osiągnięcie poziomu średnich cen rozliczenia kontraktów CfD wymaga przyjęcia bardzo ambitnych założeń w zakresie kosztów i wydajności farm wiatrowych. W ramach rundy RA1 średnia cena rozliczenia kontraktu CfD wynosiła 112 GBP za MWh (ok. 560 zł za 1 MWh). Aby utrzymać koszty zapewniające rentowność przy takiej cenie rozliczenia, koszty funkcjonowania farm wiatrowych musiały być przypominać rzeczywiste koszty z lat 2018-19, a więc projekty wiatrowe musiałaby wykazywać stały wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej w wysokości 58% przez 15 lat ich eksploatacji. Do takiego poziomu wydajności nigdy nie zbliżyły się żadne morskie farmy wiatrowe, nawet te składające się z turbin o mocy 8-10 MW. Z kolei średnia cena rozliczenia kontraktu CfD w ramach rundy RA2 wynosiła 65 GBP za MWh (ok. 325 zł za 1MWh). Aby obniżyć cenę progu rentowności do tego poziomu, trzeba założyć stały wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej w wysokości 60% oraz koszty operacyjne na poziomie odpowiadającym analogicznym kosztom projektów zrealizowanych w wodach płytkich w latach 2008-2009. Takie założenie to czysta fantazja!

Za ryzykiem obciążającym poszczególne projekty offshore kryje się szerszy problem. Dotyczy on stabilności sektora finansowego. W Wielkiej Brytanii, jak i w kilku innych krajach europejskich rządy, banki centralne i finansowe organy regulacyjne od pewnego czasu aktywnie promują finansowanie tzw. „zielonych inwestycji” (ang. green finance). Twierdzi się, że zarządzający finansami (ang. money managers) i fundusze emerytalne powinny zwiększyć kredytowanie i inwestowanie w farmy wiatrowe i podobne projekty jako część szerzej rozumianej społecznej odpowiedzialności biznesu. Jeśli jednak takie inwestycje są wysoce ryzykowne — a tak najwyraźniej jest w tym przypadku — takie naciski oznaczają sprzeniewierzenie się podstawowemu obowiązkowi tych instytucji, jakim jest ochrona stabilności systemu finansowego. Taka praktyka w niczym nie różni się od nakłaniania instytucji finansowych, aby finansowały spekulacyjne inwestycje w nieruchomości u progu krachu cen w tym sektorze.

Usłyszymy na to prawdopodobnie w odpowiedzi, że udzielanie ogólnych wskazówek nie zwalnia kredytodawców i inwestorów z obowiązku rozróżniania między dobrymi i złymi projektami. Taki argument uwidacznia jednak zasadniczy problem. Otóż bez potężnych dotacji lub przy braku znacznie wyższych cen rynkowych nie ma żadnych „dobrych” projektów w zakresie energetyki wiatrowej. Polityka rządu oparta jest na założeniach, których błędność można wykazać przy dołożeniu nawet minimum należytej staranności. Instytucje finansowe realizujące swoje zadania we właściwy sposób spotkają się prawdopodobnie z potępieniem za brak wsparcia dla przechodzenia na zieloną energię. W efekcie większość z nich zdecyduje się nie być zbyt dociekliwa i poddać się obecnym naciskom.

To jest stara i niechlubna tradycja, która zawsze prowadzi do tego samego. Wszyscy więc powinniśmy zmierzyć się z przyszłymi konsekwencjami. Instytucje finansowe zrobią to, co im się każe i przyłączą się do tej gry. Za mniej więcej dziesięć lat prawdopodobieństwo wystąpienia dużych strat w przyszłości stanie się na tyle oczywiste, że trzeba będzie dokonać odpisów wykazujących zmniejszenie wartości aktywów, co z kolei zagrozi adekwatności zabezpieczeń kredytów i możliwości uzyskania zwrotu z zainwestowanego kapitału. Wówczas rządy złożą winę na nieodpowiedzialne postępowanie instytucji finansowych. Aby ratować wszystkie strony uczestniczące w tych inwestycjach, rządy sprokurują duże podwyżki cen rynkowych energii elektrycznej. Oprócz kilku ludzi, którzy przy okazji stracą pracę — z pewnością przy hojnych rekompensatach — ostatecznym kozłem ofiarnym w całej tej sprawie będą odbiorcy energii elektrycznej.

Do tej pory prof. Hughes zajmował się kosztami i wynikami energetyki wiatrowej. Równie istotną kwestią jest jednak wartość ekonomiczna produkcji farm wiatrowych. Powszechnie wiadomo, że tak energetyka wiatrowa, jak i słoneczna rodzą znaczące koszty systemowe, które ponoszą generalnie odbiorcy energii. Ekonomiści nazywają je kosztami zewnętrznymi, które — tak samo jak emisje CO2 czy inne zanieczyszczenia — powinny być pokrywane przez wytwórcę. Tak brzmi standardowy argument za wprowadzeniem podatku węglowego. Zgodnie z tą logiką od producentów energii z wiatru i słońca należy domagać się opłaty równej krańcowym kosztom systemowym dodatkowej produkcji elektryczności z wiatru czy słońca.

W artykule, który ukaże się wkrótce, prof. Hughes przedstawi szacunkowe wyliczenie kosztu krańcowego bilansowania podaży i popytu energii w Wielkiej Brytanii. Koszt ten obejmuje niektóre, lecz nie wszystkie koszty systemowe. Koszt krańcowy bilansowania jest ściśle powiązany z udziałem produkcji energii elektrycznej z wiatru i waha się od 11 GBP na MWh przy 5. percentylu do 31 GBP na MWh przy 95. percentylu (uwaga redakcji: w uproszczeniu 5. procentyl oznacza, że udział energii z wiatru w produkcji energii elektrycznej ogółem wynosi 5% i analogicznie 95. percentyl oznacza, że energia z wiatru ma 95% udział). Na wykresie nr 9 przedstawiono efekty dopuszczenia do pojawienia się tego elementu kosztów systemowych na dystrybuantę (czyli rozkład zmiennej losowej, w tym wypadku) „wartości netto” energii wytwarzanej z wiatru i słońca w latach 2019-20. W tym kontekście wartość netto oznacza wartość rynkową energii pomniejszoną o dodatkowe koszty systemowe wykorzystywania energii wytworzonej z wiatru lub słońca. Czarna ciągła linia pokazuje skumulowany rozkład cen rynkowych, natomiast przerywaną linią niebieską zaznaczono taki sam rozkład wartości netto energii wytworzonej z wiatru. Krzywe te bardzo się różnią. Mianowicie wartość netto 50% całej produkcji energii z wiatru jest mniejsza niż 13 GBP za MWh, a 20% tej produkcji ma wartość ujemną, to znaczy że wszyscy na tym tracą. Dla jasności, jak pokazuje wykres nr 9, poziom kosztów zapewniający rentowność produkcji energii z wiatru, której wartość netto wynosi mniej niż 13 GBP za MWh, waha się między 91 GBP a 152 GBP za MWh.

1204.9 20201104Fig9

Wykres nr 9: Wpływ kosztów systemowych na wartość netto wytwarzania energii z wiatru i słońca

Mówiąc wprost, znaczna część produkcji energii z wiatru jest bardzo kosztowna, a jednocześnie ma zerową wartość, jeśli chodzi o wkład do dobrobytu kraju. Poza zwykłą ignorancją nie ma żadnego innego uzasadnienia, aby decydenci polityczni tolerowali tę sytuację, nie mówiąc już o jej propagowaniu.

Podsumowanie

Na zakończenie warto przedstawić kilka generalnych wniosków z badań prof. Hughes

  • Przestańmy udawać! Projekcje kosztów osiągnięcia celu „Zerowej Emisji Netto” przedstawiane przez organy rządowe i wiele innych osób opierają się na szacunkach, które są wyrazem czystego myślenia życzeniowego. Nie mają one żadnych podstaw w faktycznym doświadczeniu ani w jakiejkolwiek realistycznej ocenie tendencji kosztowych. Według bardzo przybliżonych kalkulacji, koszt osiągnięcia celu „Zerowej Emisji Netto’ do roku 2050 będzie bliższy 10% lub więcej rocznego PKB, a nie 1-2% PKB, jak twierdzą władze publiczne.
  • Przyspieszanie realizacji arbitralnie określonych celów jest bardzo kosztowne. Jeśli Rząd będzie nadal upierał się przy swoim zamiarze zbudowania dodatkowych 30 GW mocy morskich elektrowni wiatrowych do 2030 r., szacunki kosztów, o których była mowa tutaj, okażą się prawdopodobnie znacząco zaniżone. Nałożą się na to skutki przyjęcia podobnych celów w północno-zachodniej Europie. Branża morskiej energetyki wiatrowej nie dysponuje potencjałem umożliwiającym budowę nowych elektrowni w tempie 3 do 4 razy szybszym niż w minionym dziesięcioleciu. Nawet minimalna znajomość historii inwestycji energetycznych związanych z eksploatacją podmorskich złóż ropy naftowej i gazu wskazuje, że doprowadzi to do nowej „gorączki złota”. Można śmiało postawić tezę, że wydatki kapitałowe i koszty operacyjne tych projektów wzrosną o co najmniej 20%, a prawdopodobnie wzrost ten będzie bliższy 50%, w stosunku do i tak już wysokich kosztów, jakie można zobaczyć w sprawozdaniach finansowych zbadanych przed biegłych rewidentów.
  • Nieuchronnie pojawi się konieczność ratowania farm wiatrowych i instytucji finansowych przed upadkiem. Działania rządu tworzą sytuację, w której nie będzie miał on innego wyjścia, jak uratować upadłe lub upadające projekty, aby zapewnić po prostu ciągłość dostaw energii elektrycznej. Będziemy mieli do czynienia z zabawą w przerzucanie piłeczki, kto ma ponieść straty, jednak koniec końców obciążą one podatników i odbiorców energii. Każdy inwestor biznesowy działający poza sektorem odnawialnej energii powinien układać swoje plany przy założeniu, że ceny energii elektrycznej w 2030 r. w ujęciu realnym będą 3 do 4 razy wyższe od dzisiejszych.
  • Trzeba pamiętać, że nie wszyscy mają takie same priorytety. Wielka Brytania i Unia Europejska to bardzo drobni gracze, jeśli chodzi o to, co zdarzy się w sprawie zmiany klimatu. Wynik tej gry zależy od wyborów dokonywanych w Chinach, w USA i w Indiach. Co dotyczy Chin and Indii, te kraje zainteresowane są tylko takimi rozwiązaniami, które są kompatybilne zarówno ze wzrostem gospodarczym, jak i z celami w zakresie ochrony środowiska. Morska energetyka wiatrowa jest droga i większość krajów Azji jest zainteresowana nią jedynie w ograniczonym zakresie.
  • Jako bogaty kraj Wielka Brytania może pozwolić sobie na generalne osiągnięcie celu „Zerowej Emisji Netto” do roku 2050. Wymagać to będzie jednak przeznaczenia efektów wzrostu gospodarczego w okresie 10 czy 15 lat na ten jeden cel. Przeszłe doświadczenia wskazują, że system polityczny Wielkiej Brytanii nie będzie w stanie uporać się z konsekwencjami, o charakterze strukturalnym i redystrybucyjnym, podążania tą ścieżką. Dużo większe szanse na akceptację i realizację miałaby strategia, która uznaje rzeczywiste koszty ekonomiczne i trudności wiążące ze zbyt szybką transformacją.

Jeśli polski rząd liczy, że ucieknie od problemów generowanych przez energetykę wiatrową na lądzie i morzu, czyli rosnących wiecznie kosztów wytwarzania energii oraz nieustającej presji politycznych żądań branży, łącznie z szantażami finansowymi opartymi o tzw. „roszczenia BIT”, to można tylko pogratulować głębokiej naiwności i niewiedzy dotyczącej mechanizmów rynkowych rządzących tą branżą. Oczywiście rosnące rachunki za energię elektryczną zapłacą konsumenci i przemysł, więc co to obchodzi rządzących. Walka z klimatem musi kosztować, jak każde wielkie złudzenie.

Tłumaczenie, opracowanie i komentarz

Redakcja stopwiatrakom.eu

Przypisy:

[1] https://www.ref.org.uk/Files/performance-wind-power-uk.pdf

[2] https://www.ref.org.uk/Files/performance-wind-power-dk.pdf   

[3] https://www.ref.org.uk/attachments/article/365/Gordon%20Hughes%20-%20REF%20Wind%20Economics%20webinar.pdf  

[4] https://www.ed.ac.uk/profile/prof-gordon-hughes (aktualizacja w sierpniu 2019)

Wszystkim naszym darczyńcom serdecznie dziękujemy. Portal utrzymuje się wyłącznie z prywatnych datków i nie korzystamy z żadnych publicznych pieniędzy. Takie finansowanie gwarantuje nam pełną niezależność a Czytelnikom publikacje, których nie znajdziecie nigdzie indziej.