Ognjan Stanic Isplativost Poticajne Otkupne Cijene Projekte Vjetroelektrana u RH

7/31/2019 Ognjan Stanic Isplativost Poticajne Otkupne Cijene Projekte Vjetroelektrana u RH

1/22

178Ognjan, D., Stani, Z., Tomi, ., Isplativost poticajne otkupne cijene, Energija, god. 57(2008), br. 2., str. 178-199Ognjan, D., Stani, Z., Tomi, ., Protability of Incentive Purchse Prices for, Energija, vol. 57 (2008), No. 2, pp.178-199

ISPLATIVOST POTICAJNE OTKUPNECIJENE ZA PROJEKTE VJETROELEK-

TRANA U REPUBLICI HRVATSKOJ

PROFITABILITY OF INCENTIVE PUR-CHASE PRICES FOR WIND FARMPROJECTS IN CROATIA

Diana Ognjan Zoran Stani eljko Tomi, Zagreb, Hrvatska

U 2007. godini dogodile su se mnoge promjene na podruju zakonske regulative u hrvats-koj energetici. Uz otvaranje trita elektrine energije za sve pravne osobe, 1. srpnja 2007.

godine na snagu je stupio i paket od pet podzakonskih akata kojima se regulira poticanjeproizvodnje elektrine energije iz obnovljivih izvora energije. Hrvatska je kao metodu poti-caja odabrala zajamene tarife (engl. feed-in tariffs), koje su najrairenija i trenutano

najuspjenija metoda u Europskoj uniji. U Hrvatskoj se pojavio golem interes kapitala za pro-jekte obnovljivih izvora energije, posebice za projekte vjetroelektrana. Pritom se postavlja pi-

tanje o stvarnoj isplativosti takvih projekata, te je li poticajna otkupna cijena dovoljno visokakako bi se projekti vjetroelektrana u Hrvatskoj uope isplatili. U ovom je radu dana analiza

jednog generikog projekta vjetroelektrane, instalirane snage 25 MW (razlozi odabira snagesu opisani kasnije) softverom RETScreen International, razvijenim u Kanadi, a koritenom

diljem svijeta. Uz uvodni dio, u kojem je opisana trenutana situacija na podruju obnov-ljivih izvora energije u Hrvatskoj, dan je i kratki pregled novouvedenih podzakonskih akatavezanih za poticanje proizvodnje elektrine energije iz obnovljivih izvora. U radu je detaljno

obrazloen unos svih relevantnih tehnikih, ekonomskih i nancijskih parametara, te su pri-kazani rezultati modeliranja vjetroelektrane s faktorima optereenja (engl. capacity factor)

od 18 %, 20 %, 22 %, 25 %, 27 % i 30 % pomou softvera RETScreen International. Pritom jedetaljno prikazana analiza osjetljivosti i rizika za vjetroelektranu s faktorom optereenja od

25 %, te dan konani zakljuak analize.In 2007 the Croatian energy legislation underwent a series of changes. Along with the open-

ing of the electricity market to all legal entities, on 1 July 2007 a package of ve bylaws onthe incentives to electricity generation from renewable energy resources entered into force.

The incentive method Croatia has opted for are feed-in tariffs, the widest-spread and cur-rently most successful method in the European Union. In Croatia a massive venture capital

interest in renewables is recently manifest, especially wind power projects. This raises a

question about the real protability of such projects and whether or not the incentive pu-chase price is high enough to make the wind power projects viable. The present work analy-ses a generic wind power plant project, installed power 25 MW (the reasons why this ratinghas been chosen are given later on), by using RETScreen International Software, developedin Canada and used throughout the world. The introductory part, which describes the cur-

rent situation in Croatia regarding renewables, is followed by a brief overview of newlyintroduced bylaws aimed to provide incentives for electricity generation from renewables.The works explains in detail the input of all relevant technical, economic and nancial pa-

rameters and shows the results of modelling a wind power plant with capacity factors of 18%, 20 %, 22 %, 25 %, 27 % and 30 % by using RETScreen International Software. A detailed

susceptibility and risk analysis is given for a wind power plant with the capacity factor of

25%, followed by a conclusion.Kljune rijei: isplativost, obnovljivi izvori energije, vjetroelektrane, zajamene tarifeKeywords: feed-in tariffs, protability, renewables, wind power plants


2/22


3/22

Ognjan, D., Stani, Z., Tomi, ., Isplativost poticajne otkupne cijene, Energija, god. 57(2008), br. 2., str. 178-199Ognjan, D., Stani, Z., Tomi, ., Protability of Incentive Purchse Prices for, Energija, vol. 57 (2008), No. 2, pp.178-199 180

1 UVOD

Proizvodnja elektrine energije u Hrvatskoj odvijase u hidroelektranama, nuklearnoj elektrani (NE)Krko (Hrvatska preuzima 50% elektrine energi-

je proizvedene u toj elektrani), te elektranama nafosilna goriva (ugljen, prirodni plin, mazut). Slika 1

prikazuje strukturu proizvodnje elektrine energi-je u razdoblju od 1990. do 2005. godine gdje je vid-ljivo da se porast proizvodnje u proteklih desetakgodina temeljio uglavnom na termoelektranamana ugljen. Iako se u slubenim statistikama Eu-ropske unije proizvodnja iz NE Krko rauna kao100 % slovenska proizvodnja, na slici 1 je dodano50 % proizvodnje iz NE Krko, s obzirom da se onasmatra vrlo vanim energetskim izvorom za Hr-vatsku.

Povijesno gledano, ukupna proizvodnja elektrineenergije u Hrvatskoj vrlo je ovisna o hidrolokimprilikama. Kao primjer, u vrlo sunoj 2003. godiniproizvodnja elektrine energije iz hidroelektranabila je 4 910 GWh, dok je samo godinu dana ka-snije proizvodnja iznosila 7 018 GWh. Sukladnos promjenom hidrolokih prilika, u Hrvatskoj semijenjao i udio obnovljivih izvora u irem smislu uukupnoj proizvodnji u navedenim godinama on

je iznosio 34 %, odnosno 46 %. Veina proizvodnjeiz hidroenergije dolazi iz tzv. velikih hidroelektra-na, tj. hidroelektrana instalirane snage vee od10 MW. U Hrvatskoj postoji i nekoliko malih hi-droelektrana u vlasnitvu Hrvatske elektroprivre-

de i privatnih subjekata ukupne instalirane snage32,8 MW [1], kao i potencijal za razvoj jo nekolikonovih projekata malih hidroelektrana na ve ko-ritenim vodotocima (Cetina) ili manjim rijekama(Riica, Orljava, Jadro, itd.). Prema Nacionalnomenergetskom programu MAHE [2] ekonomski po-tencijal malih hidroelektrana za Hrvatsku iznosioko 700 GWh.

1 INTRODUCTION

Electricity generation in Croatia takes place inhydro power plants, Nuclear Power Plant (NPP)Krko (Croatia takes 50 % of electricity producedin that power plant) and fossil fuel power plants(using coal, natural gas, heavy oil). Figure 1shows the electricity generation structure overthe period 1990 2005, where it can be seenthat production increase in the past ten yearsis largely based on coal-red thermoelectricpower plants. While in the EU's ofcial statisticsNPP Krko production is considered wholly(100 %) Slovenian, Figure 1 contains 50 % of NPPKrko output, since the plant is a very importantenergy source for Croatia.

History shows that total electricity generationin Croatia is highly dependent on hydrologicalconditions. For example, in the very dry year2003 electricity production from hydro powerplants amounted to 4 910 GWh, whereas onlya year later it was 7 018 GWh. In dependanceon the changing hydrological conditions, theshare of renewables in a broader sense intotal production was changing accordingly in the mentioned years it was 34 % and 46 %respectively. Most hydroenergy productioncomes from the so-called big hydro powerplants, those with installed power greaterthan 10 MW. In Croatia there are severalsmall hydro power plants owned by HEP and

private rms, with installed power totalling32,8 MW [1], plus a potential for a number ofnew small hydroelectric power projects onthe already used watercourses (Cetina river)or rivulets (Riica, Orljava, Jadro, and other).According to the National Small Hydro PowerPlants Construction Programme (MAHE), theeconomic potential of small hydro power plantsfor Croatia is estimated at 700 GWh.

Slika 1 Proizvodnja elektrine energije u Hrvatskoj 1990. 2005. [3]Figure 1 Electricity generation in Croatia 1990-2005 [3]


4/22

Ognjan, D., Stani, Z., Tomi, ., Isplativost poticajne otkupne cijene, Energija, god. 57(2008), br. 2., str. 178-199Ognjan, D., Stani, Z., Tomi, ., Protability of Incentive Purchse Prices for, Energija, vol. 57 (2008), No. 2, pp.178-199181

U 2005. godini u rad je putena prva hrvatskavjetroelektrana Ravne na otoku Pagu, instaliranesnage 5,95 MW. Godinu dana kasnije, izgraena

je i druga vjetroelektrana, Trtar-Krtolin kodibenika, instalirane snage 11,2 MW. Potencijal zarazvijanje projekata vjetroelektrana u Hrvatskoj idalje postoji, a prema nekim procjenama postoje

planovi za realizaciju oko 1 800 MW vjetroelek-trana. Ipak, hrvatski elektroenergetski sustav jouvijek ne moe prihvatiti toliku snagu iz vjetro-elektrana, prvenstveno zbog njihove nestalne ikratkorono nepredvidive prirode. Iz tog razloga,prihvat vjetroelektrana u hrvatski elektroener-getski sustav (EES) trenutano je ogranien na 360MW [4]. Oekuje se da e se granica poveavatipoboljanjem i proirenjem sustava, te samomrealizacijom pojedinih projekata vjetroelektrana.

Prema podacima iz [5] u 2005. godini proizvedenoje 10,9 GWh elektrine energije iz biomase (0,09%

proizvodnje), dok je proizvodnja u 2006. godiniloija, proizvedeno je 6 GWh (0,04 % proizvodnje)[1]. Hrvatska ima veliki potencijal za koritenjedrvne biomase u proizvodnji energije, budui da

je 37 % teritorija pokriveno umama [6]. Najveipotencijal za koritenje umske biomase postojiu Primorsko-goranskoj i Sisako-moslavakojupaniji, a zanimljive su i like i slavonske lokacije.Ukupna godinja koliina ogrjevnog drva procijen-

jena je na 2 847 039 m3 [6]. Uz (grubu) procjenu od2,5 MWh po m3 biomase [7] i uz koritenje cjelok-upne koliine ogrjevnog drva, teoretski potencijalproizvodnje energije iz biomase iznosi oko 7 TWh.

Stvarni potencijal je vrlo teko procijeniti, jer on neovisi samo o dostupnim koliinama goriva, ve i okarakteristikama lokacije, utjecaju na okoli, za-konskoj regulativi, tehnologiji, ekonomsko-nan-cijskim pokazateljima i sl. Osim drvne biomase,postoji i mogunost koritenja otpadaka iz pol-

joprivredne industrije, poput slame, kukuruznesilae i slino.

U Hrvatskoj trenutano nema proizvodnjeelektrine energije iz geotermalne energije, a uplanu su dva takva projekta u sjevernoj Hrvatskoj.Jedan je na lokaciji Lunjkovec-Kutnjak u blizini Ko-

privnice, za kojeg se u prvoj fazi oekuje oko 2 MWeinstalirane elektrine snage [8], a drugi na lokacijiVelika Ciglena kod Bjelovara, gdje se u prvoj fazioekuje oko 4 MW

e[9]. Ovi projekti nisu zamiljeni

samo kao postrojenja za proizvodnju elektrineenergije (radi se o vrlo malim instaliranim sna-gama), ve kao vienamjenski projekti. Geoter-malna energija bi se koristila za grijanje okolnihnaselja, proizvodnju cvijea i povra, uzgoj riba, teu sklopu hotelsko-turistikog kompleksa (toplice).Prema Nacionalnom energetskom programuGEOEN [10] ukupni potencijal geotermalne en-ergije za proizvodnju elektrine energije iznosi oko

45 MWe. Najpovoljnije lokacije pritom se nalaze usjevernim kontinentalnim podrujima Hrvatske.

In 2005 the rst Croatian wind farm, Ravne on theisland of Pag, installed power 5,95 MW, was putinto operation, followed a year later by another,Trtar-Krtolin at ibenik, installed power 11,2MW. There is indeed potential for developingwind energy projects in Croatia. According tosome estimates, there are plans to install about

1 800 MW wind power farms. However, Croatiaselectric energy system (EES) is still unable toreceive that much energy from wind farms,primarily because of their volatility and short-term unpredictability. For that reason, theintegration of wind power plants into the CroatianEES is currently limited to 360 MW [4]. This limitis expected to increase with the improvement andexpansion of the EES and as wind power projectsbecome materialised.

According to available data [5], u 2005 10,9 GWhelectric power was produced from biomass

(0,09% of total production), whereas production in2006 was less than that, 6 GWh (0,04 % of totalproduction) [1]. Croatia has a great potential forthe utilisation of timber biomass in electricityproduction, as 37 % of its territory is forested [6].The greatest potential exists in Primorje-GorskiKotar and Sisak-Moslavina counties, but the regionsof Lika and Slavonia are also to be counted with. Thetotal annual quantity of fuelwood is estimated at2 847 039 m3 [6]. With (roughly) estimated 2,5 MWhper m3 biomass [7] and with the utilisation of thetotal fuelwood quantity, the theoretical biomass-based energy production amounts to ca. 7 TWh.

The actual potential is very hard to assess, becauseit depends not only on accessible fuel quantities,but also on the characteristics of a locality,the environmental impact, current legislation,available technologies, economic and nancialindicators, etc. Beside the timber biomass thereis also the posibility of utilising agricultural waste,such as straw, corn silage and the like.

At present there is no geothermal electricityproduction in Croatia. Two such projects areplanned in the north of the country, one atLunjkovec-Kutnjak locality close to Koprivnica,

expected to yield 2 MWe installed power in the rststage [8], the other at Velika Ciglena near Bjelovarexpected to yield 4 MW

einstalled power in the

rst stage [9]. These projects are not conceivedjust as electricity generation plants (having verysmall installed power), but as multi-purposefacilities as well. Geothermal energy would beused for heating the local communities, owerand vegetable gardening, sh cultivation and bythe spa and hotel resorts there. According to theNational Energy Programme GEOEN [10], the totalgeothermal potential for electricity production isca. 45 MW

e. The best locations are in northern

continental areas of Croatia.


5/22


Proizvodnja elektrine energije iz Suneve energi-je u Hrvatskoj je u 2006. iznosila 49,13 MWh [1] izukupno instaliranih 49,96 kW. Potencijal koritenjaSuneve energije najvei je u sedam primorskihupanija, a prema Nacionalnom energetskom pro-gramu SUNEN [11] ekonomski potencijal proiz-vodnje elektrine energije iz fotonaponskih sustava

iznosi oko 300 GWh. Ipak, koritenje fotonaponskihsustava jo je u zaecima, s obzirom na visoku cijenutehnologije. Uvedena poticajna cijena za proizvodnjuiz sunanih elektrana jest visoka, meutim zakonski

je ogranien ukupan instalirani kapacitet sunanihelektrana koji se potie na 1 MW u cijeloj RepubliciHrvatskoj [12].

Od ostalih tehnologija obnovljivih izvora najee sespominju bioplin i deponijski plin, gdje se tipino radio elektranama manjih snaga. Ipak, te tehnologije nebi trebalo zanemariti, osobito kad se radi o koritenjuotpada, koje bi ujedno znailo smanjenje koliina ot-

pada i njegovog utjecaja na okoli, dok bi se pritomi proizvodila korisna energija. Koritenje pomaloegzotinih tehnologija energije plime i oseke te en-ergije valova ne oekuje se u Hrvatskoj, prvenstvenozbog malih amplituda plime i oseke u Jadranu, kao imalog potencijala energije valova.

2 UVEDENA LEGISLATIVA UHRVATSKOJ

U Hrvatskoj je 1. srpnja 2007. godine na snagu stupi-lo pet podzakonskih akata kojima je deniran sustav

poticaja obnovljivih izvora energije (i kogeneracije).Hrvatska se, kao i veina drava Europske unijeodluila za sustav zajamenih tarifa (engl. feed-intariffs). Za svaki kWh proizvedene elektrine ener-gije iz obnovljivih izvora (i kogeneracije) isplauje sepovlatena cijena (poticajna otkupna cijena) premapropisanom tarifnom sustavu opisanom u nastavku.Navodimo kljune injenice iz svakog od podzakon-skih akata.

2.1 Uredba o naknadama za poticanje proiz-vodnje elektrine energije iz obnovljivih izvoraenergije i kogeneracije [13]

Uredba o naknadama propisuje visinu naknada zapoticanje proizvodnje iz obnovljivih izvora energije (ikogeneracije) koju plaaju svi kupci elektrine ener-gije na svojim mjesenim raunima. Visina naknadeovisi o potroenoj elektrinoj energiji, te za 2007. go-dinu iznosi 0,0089 HRK/kWh bez PDV-a. Prikupljenasredstva koriste se za isplatu poticajnih cijena povla-tenim proizvoaima elektrine energije iz obnov-ljivih izvora energije (i kogeneracije), za nanciranjerada operatora sustava vezanog uz ovaj sustav po-ticaja, te za plaanje trokova uravnoteenja elek-troenergetskog sustava nastalih zbog odstupanjau vrijednostima planirane i proizvedene elektrine

energije iz postrojenja povlatenih proizvodaa kojiimaju pravo na poticajnu cijenu.

In 2006 electricity production from solar energyin Croatia stood at 49,13 MWh [1] out of total49,96 kW installed power. The solar energypotential is the highest in seven coastal counties.According to the National Energy ProgrammeSUNEN [11], the commercial potential of solarphotovoltaic electricity generation amounts

to 300 GWh. However, the use of photovoltaictechnology is still in its beginnings, due to itshigh price. The introduced incentive price ofelectricity from solar power plants is high, butthe total installed capacity of incentivised solarpower plants is legally limited to 1 MW in thewhole country [12].

Of other renewable energy technologies mostoften mentioned are biogas and dumpsite gastechnologies, typically involving power plants ofsmaller power. Nevertheless, these technologiesshould not be ignored, especially when it comes

to the utilisation of waste and thereby a reductionin the quantity and environmental impact ofwaste, combined with the production of usefulenergy. The use of somewhat exotic tidal andwave energy technologies is not expected inCroatia, primariliy due to small tide and ebbamplitudes in the Adratic, as well as small waveenergy potential.

2 NEWLY INTRODUCED LEG-ISLATION

On 1 July 2007 ve bylaws dening the incentivesystem for renewables (and cogeneration) tookeffect. Like most EU Member States, Croatiahas opted for the feed-in tariffs. For each kWhof electric power produced from renewables(and cogeneration) an incentive purchase priceis paid according to the below outlined tariffsystem. Key facts from each of the bylaws areemphasised.

2.1 Regulation on renewable energy andcogeneration incentives [13]

The Regulation denes the amount ofcompensation payable by all electricity usersthrough their monthly bills as incentivesdesigned to promote renewable energyproduction (including cogeneration). In 2007it amounted to 0,0089 HRK/kWh, VAT notincluded. The collected funds are used to paythe incentive prices to privileged renewableenergy (and cogeneration) producers to nancethe operators involved in this incentive systemand to cover the costs of power grid balancingincurred as a result of deviations in the values ofplanned and produced electric power from the

facilities of privileged producers eligible for theincentive price.


6/22


2.2 Uredba o minimalnom udjelu elektrineenergije proizvedene iz obnovljivih izvoraenergije i kogeneracije ija se proizvodnjapotie [14]Ovom Uredbom propisuje se minimalni udio elek-trine energije proizvedene iz postrojenja koja ko-riste obnovljive izvore energije (i kogeneracijskih

postrojenja) ija se proizvodnja potie, te odreujuciljevi Republike Hrvatske u proizvodnji elektrineenergije iz postrojenja koja koriste obnovljive izvo-re energije (i kogeneracijskih postrojenja).Propisani minimalni udio obnovljivih izvora jest5,8 % u ukupnoj potronji elektrine energije u2010. godini. Uredba se ne primjenjuje na elek-trinu energiju proizvedenu u hidroelektranamainstalirane snage vee od 10 MW.

2.3 Tarifni sustav za proizvodnju elektrineenergije iz obnovljivih izvora energije i ko-generacije [15]

Ovim Tarifnim sustavom odreuje se pravo povla-tenih proizvodaa elektrine energije na poticaj-nu otkupnu cijenu elektrine energije koju opera-tor trita plaa za isporuenu elektrinu energijuproizvedenu iz postrojenja koja koriste obnovljiveizvore energije (i kogeneracijskih postrojenja). Pri-tom se utvruje visina poticajnih otkupnih cijenaza svaku od tehnologija, ovisno o snazi i proizvodnjielektrine energije. Poticajna cijena isplauje sepo proizvedenom kWh elektrine energije.

Poticajna otkupna cijena ovisna je i o udjelu do-mae komponente, koji za svaki projekt posebno

utvruje Ministar. Iznos poticajne otkupne cijenese, takoer, godinje prilagoava (raste) ovisno orastu godinjeg indeksa cijena na malo. Za poje-dine tehnologije (vjetroelektrane instalirane snagevee od 1MW, male hidroelektrane i geotermalneelektrane) utvruje se isplata naknade lokalnojzajednici u iznosu od 0,01 HRK/kWh.

U ovom Tarifnom sustavu navedeno je i kako ese poticajne otkupne cijene isplaivati dok se neispuni minimalni udio od 5,8 % propisan Uredbomo minimalnom udjelu. Nakon ispunjenja tog udje-la, za nove projekte se nee isplaivati poticajne

otkupne cijene.

2.2 Regulation on the minimum share ofelectricity from renewables and cogenerationeligible for incentives [14]The Regulation denes the minimum share ofelectricity generated by facilities using renewables(including cogeneration plants) eligible forincentives. The Regulation also sets the national

goals regarding renewable electricity production(including cogeneration). The prescribed minimumshare of renewables is 5,8 % in total electricityconsumption in 2010. The Regulation does notapply to electricity supplied by hydro power plantswith installed power greater than 10 MW.

2.3 Tariff system for electricity generationfrom renewables and cogeneration [15]This Tariff System establishes the right ofprivileged electricity producers to an incentiveelectricity price paid by the market operator forelectricity supplied by facilities using renewables

(and cogeneration). The amount of incentivepurchase prices is xed for each technology, independence on power and output. The incentiveprice is by kWh of generated electricity.

The incentive purchase price also depends on theshare of the domestic component which for eachproject is xed by the Minister. Furthermore, theamount of the incentive price is adjusted (raised)on annual basis in dependence on the annual retailprice growth index. For certain technologies (windpower plants with installed power greater than1MW, small hydro power plants and geothermal

plants) a compensation amount of 0,01 HRK/kWhis payable to the local community.

In this Tariff System it is stated that the incentivepurchase prices will be paid until the minimumshare of 5,8 % is reached as laid down in theMinimum Share Regulation.


7/22


2.4 Pravilnik o koritenju obnovljivih izvoraenergije i kogeneracije [16]Ovim se Pravilnikom utvruju obnovljivi izvo-ri energije (i kogeneracijska postrojenja) koja sekoriste za proizvodnju energije, propisuju uvjeti imogunosti koritenja obnovljivih izvora energije(i kogeneracijskih postrojenja) te ureuju drugapitanja od znaenja za koritenje obnovljivih izvo-ra energije i kogeneracije. Ovim se Pravilnikompropisuje oblik, sadraj i nain voenja Registraprojekata i postrojenja za koritenje obnovljivihizvora energije i kogeneracije te povlatenih pro-izvodaa.

2.4 Ordinance on the use of renewables andcogeneration [16]The Ordinance species renewable energy sources(including cogeneration plants) being utilisedfor energy production, lays down conditionsand possibilities of utilising renewable energysources (including cogeneration plants) andregulates other matters relevant to the utilisationof renewables and cogeneration. Furthermore,the Ordinance prescribes the form, content andmethod of keeping the Register of renewableand cogeneration plants and privileged projectsproducers.

Tip postrojenja / Type of plant

Poticajne tkupne cijene / Incentivepurchse price

[HRK/kWh]

do / up to

1 MW

iznad / above

1 MWSuneve elektrane / Solar plants

Suneve elektrane instalirane snage do ukljuivo 10 kW / Solar plants withinstalled power up to 10 kW inclusive

3,4

Suneve elektrane instalirane snage vee od 10 kW do ukljuivo 30 kW / Solarplants with installed power greater than 10 kW and up to 30 kW inclusive

3

Suneve elektrane instalirane snage vee od 30 kW / Solar power plants withinstalled power greater than 30 kW

2.1

Hidroelektrane* / Hydro power plants 0,69

Energija do ukljuivo 5 000 MWh proizvedenih u kalendarskoj godini / Energy upto 5 000 MWh inclusive generated in the calendar year

0,69

Energija za vie od 5 000 MWh, a do ukljuivo 15 000 MWh proizvedenih ukalendarskoj godini / Energy over 5 000 MWh and up to 15 000 MWh inclusivegenerated in the calendar year

0,55

Energija za vie od 15 000 MWh proizvedenih u hidroelektrani u kalendarskojgodini / Energy over 15 000 MWh generated in a hydro power plant in thecalendar year

0,42

Vjetroelektrane / Wind power plants 0,64 0,65

Elektrane na biomasu / Biomass power plants

Kruta biomasa iz umarstva i poljoprivrede (granjevina, slama, kotice) / Solidbiomass from forestry and agriculture (twigs, straw, fruit stones)

1,2 1,04

Kruta biomasa iz drvno-preraivake industrije (kora, piljevina, sjeka...) / Solidbiomass from wood-processing industry (bark, sawdust, chops)

0,95 0,83

Geotermalne elektrane / Geothermal plants 1,26 1,26

Elektrane na bioplin iz poljoprivrednih nasada (kukuruzna silaa...) te organskihostataka i otpada iz poljoprivrede i prehrambeno-preraivake industrije(kukuruzna silaa, stajski gnoj, klaoniki otpad, otpad iz proizvodnje biogoriva )/ Power plants using biogas from plantations (corn silage) and organicwaste from agriculture and food-processing industry (corn silage, manure,

slaughterhouse waste, biofuel production waste)

1,2 1,04

Elektrane na tekua biogoriva / Power plants using liquid biofuel 0,36 0,36

Elektrane na deponijski plin i plin iz postrojenja za proiavanje otpadnih voda /Power plants using dumpsite gas and gas from waste water purication plants

0,36 0,36

Elektrane na ostale obnovljive izvore (morski valovi, plima i oseka itd.) / Powerplants using other renewables (sea waves, tide and ebb, etc.)

0,6 0,5

Tablica 1 Poticajne otkupne cijene za obnovljive izvore energije [12]Table 1 Incentive purchase prices for renewables [12]

* instalirane snage do ukljuivo 10 MW / installed power up to 10 MW inclusiveDo 1 MW tarifa je neovisna o proizvodnji, iznad 1 MW dijeli se prema godinje proizvedenoj elektrinoj energiji / Up to 1 MW the Tariff isindependent of output, above 1 MW it is classied according to annually generated electricity


8/22


2.5 Pravilnik o stjecanju statusa povlatenogproizvoaa elektrine energije [17]Ovim se Pravilnikom propisuju uvjeti za stjecanjestatusa povlatenog proizvodaa elektrine ener-gije koji moe stei nositelj projekta ili proizvodakoji u pojedinanom proizvodnom objektu istodob-no proizvodi elektrinu i toplinsku energiju, koristi

otpad ili obnovljive izvore energije za proizvodnjuelektrine energije na gospodarski primjeren na-in usklaen sa zatitom okolia.

3 IZRAUN EKONOMSKE IS-PLATIVOSTI VJETROELEK-TRANE INSTALIRANE SNAGE25 MW KORITENJEM SOFT-VERA RETSCREEN

U ovom je radu dana analiza jednog generikogprojekta vjetroelektrane, instalirane snage 25 MWsoftverom RETScreen International. Kljuna pita-nja na koja se pokuao dati odgovor su:

Pod kojim uvjetima je poticajna otkupnacijena od 0,64 HRK/kWh za vjetroelektranedovoljno visoka da bi se projekt isplatio?

Koliki utjecaj na projekt vjetroelektrane imasmanjenje tarife za 7 % (zbog udjela domaekomponente)?

Kakva je osjetljivost isplativosti projekta uovisnosti o poticajnoj otkupnoj cijeni i koji suostali kljuni utjecajni parametri?

Koji su najriziniji faktori (parametri) za is-plativost projekta vjetroelektrane?

Vano je naglasiti da je opisani model vjetro-elektrane generiki i ne odnosi se niti na

jedan odreeni projekt. Svaki projekt vjetro-elektrane ima svoje specinosti i moei znatno odudarati od ovdje prikazanogmodela. Svrha ovdje danog prorauna jedati generike i meusobno usporedive po-datke, te izvui zakljuke o kljunim utjeca-

jnim parametrima i utjecaju visine poticajneotkupne cijene (tarife) na isplativost projekta

vjetroelektrane.

3.1 RETScreen softverRETScreen International Clean Energy ProjectAnalysis softver je alat namijenjen potpori u od-luivanju, razvijen uz pomo velikog broja inoze-mnih strunjaka iz vladinih agencija, industrije iakademskih institucija [18]. Softver, dostupan zabesplatno preuzimanje s interneta, mogue jekoristiti za procjenu proizvodnje energije, utedaenergije, trokova cjelokupnog ivotnog ciklu-sa, smanjenje emisija, preliminarnu ekonomskuisplativost i rizik za razliite oblike tehnologija

energetske uinkovitosti i obnovljivih izvora ener-gije. Softver ukljuuje i baze podataka proizvoda

2.5 Ordinance on acquiring the status of aprivileged electricity producer [17]The Ordinance lays down the conditions on whichthe status of a privileged electricity producer canbe acquired by a project holder or a producerwho in the same production facility concurrentlyproduces electrical and thermal energy, utilises

waste or renewables for electricity productionin an economically viable manner aligned withenvironmental protection requirements.

3 CALCULATING THE COM-MERCIAL FEASIBILITY OF 25MW WIND FARMS BY USINGRETSCREEN INTERNATIONALSOFTWARE

This work presents an analysis of a genericwind power project, installed power 25 MW, byusing RETScreen International Software. Thekey questions the analysis tries to answer are asfollows:

Under which conditions is the incentive pur-chase price of 0,64 HRK/kWh for wind powerplants high enough for the project to pay?

What impact does the tariff reduction by 7 %have on the wind power project (on accountof the share of the domestic component)?

How susceptible is the project protability inrespect of the incentive purchase price andwhat other crucial inuential factors are inplay?

Which are the highest risk factors (param-eters) for the protability of a wind powerproject?

It is important to note that the describedwind power model is generic, not relatingto any particular project. Each wind powerproject has its specic features and mayhence deviate from the herein presentedmodel. The purpose of the herein presentedcalculation is to provide generic and mutu-

ally comparable data and to draw conclu-sions on key parameters and the impact ofthe amount of the incentive purchase prices(tariff) on the protability of a wind powerproject.

3.1 RETScreen softwareRETScreen International Clean Energy ProjectAnalysis Software is a decision support tooldeveloped with the contribution of numerousforeign experts from government, industry andacademia [18]. The software, available as a freedownload at the RETScreen Website, can be used

to evaluate the energy production, life-cycle costsand greenhouse gas emission reductions for


9/22


(npr. tipove vjetroturbina sa svim pripadajuim pa-rametrima), trokova i klimatskih podataka.

Softver je razvijen i nanciran sredstvima draveKanade, odnosno Natural Resources Canadas(NRCan) CANMET Energy Technology Centre Varennes (CETC-Varennes). Razvoj softvera podr-

an je i od svjetskih institucija i programa poputNASA-a (iji se klimatoloki podaci nalaze u bazipodataka samog softvera), Global EnvironmentFacility (GEF), United Nations Environment Pro-gramme (UNEP) i Renewable Energy and EnergyEfciency Partnership (REEEP).

3.2 Inicijalne pretpostavkeZa procjenu projekta vjetroelektrane izraen jegeneriki model na temelju podataka dostupnihiz literature i inozemnih prouavanja (engl. ca-se-study). Cilj modela jest prikazati na koji nain

i u kojoj mjeri razni faktori utjeu na ekonomskepokazatelje takve vjetroelektrane, s posebnimnaglaskom na utjecaj visine otkupne poticajne ci-

jene. Pritom treba imati na umu da prikazan op-seg trokova i dobiti moe znatno varirati ovisno oprojektu.

3.2.1 Tehniki parametriInstalirana snagaInstalirane snage vjetroelektrana koje se trenu-tano razmatraju u Hrvatskoj znatno variraju.Instalirana snaga ovisna je o mnogo razliitihfaktora, kao to su veliina i konguracija terena,

karakteristike vjetra na lokaciji, odabrani tip vje-troturbine i slino.

Veina projekata koji su u stadiju razvoja u Hrvat-skoj imaju planiranu instaliranu snagu u raspo-nu od 20 do ak 200 MW. Trenutana snaga kojuhrvatski elektroenergetski sustav moe prihvatitipropisana je na 360 MW [4]. Iz tog razloga, svimpotencijalnim projektima je od strane Operatoraprijenosnog sustava smanjena planirana instali-rana snaga. Iako takav potez moe izazvati odu-stajanje investitora od cijelog projekta, moe dove-sti i do planiranja razvoja projekta u nekoliko faza,

gdje se prvotno gradi vjetroelektrana dozvoljeneinstalirane snage, a potom se proiruje, s obziromna poveanje mogunosti prihvata od strane elek-trine mree.

Vjetroelektrana koja se razmatra u ovom radu imainstaliranu snagu 25 MW. Ta je vrijednost uzetakao prosjek dosad prijavljenih projekata (i dozvo-ljenih snaga) koji se nalaze na listi Operatora pri-

jenosnog sustava [19].

Faktor optereenja(engl. capacity factor)RETScreen omoguuje nekoliko naina unosa

tehnikih parametara vjetroelektrana:

various types of renewable energy technologies.The software also includes product (such asthe types of wind turbines), cost and weatherdatabases.

The software has been developed and nancedby the State of Canada, specically the Natural

Resources Canadas (NRCan) CANMET EnergyTechnology Centre Varennes (CETC-Varennes),and supported by world institutions andprogrammes such as NASA (whose climate dataare installed in the software's database), GEF,UNEP and REEEP.

3.2 Initial propositionsFor the evaluation of wind power project a genericmodel has been developed, based on dataavailable from reference literature and foreigncase studies. The model is designed to show how

and to which degree various factors inuence theeconomic indicators of a wind power plant, withspecial emphasis on the impact of the amountof the incentive purchase price. In this regard itshould be kept in mind that the presented scopeof cost and gain can greatly vary depending on aproject.

3.2.1 Technical parametersInstalled powerThe installed power of wind plants which arecurrently under consideration in Croatia variesconsiderably. The installed power depends on many

different factors, such as the terrain elevation andconguration, the local wind pattern, the selectedwind turbine type, etc.

Most projects in Croatia which are in thedevelopment stage are planned for installedpower ranging from 20 to as much as 200 MW.The present power that the Croatian electricpower system can take is prescribed at 360 MW[4]. For that reason, for all potential projects theplanned installed power has been reduced by theTransmission System Operator. Such a move mayprompt the investor to withdraw from the whole

project, but it may also lead to the planning of aproject in several development phases, where awind plant of permissible installed power is builtrst and then extended in dependence on thepower grid reception capacity.

The wind power plant studied in the presentwork has an installed power of 25 MW. This valueis taken as the average of hitherto registeredprojects (and of permissible powers) on the list ofthe Transmission System Operator [19].

Capacity factor

RETScreen allows several ways of wind powerparameter input:


10/22


direktan unos neto faktora optereenja (ilibroja radnih sati na punoj snazi),

unos prosjene godinje brzine vjetra nalokaciji, uz unos klimatskih parametara(temperatura, tlak i sl.) i odabir tonog tipaturbine,

unos prosjenih mjesenih brzina vjetra

na lokaciji, uz unos klimatskih parametara(temperatura, tlak i sl.) i odabir tonog tipaturbine.

U ovom sluaju, s obzirom da se radi o generi-kom projektu, odabran je prvi nain unosa podata-ka, to znatno pojednostavljuje energetski model iini ga neovisnim o samoj lokaciji.

S obzirom da RETScreen ne prua mogunostanalize osjetljivosti i rizika ovisno o promjeni pro-izvodnje elektrine energije, u ovom e radu bitiruno napravljena analiza za nekoliko razliitih

faktora optereenja i to: 18 %, 20 %, 22 %, 25 %,27 % i 30 %. Pritom treba obratiti pozornost da seosim promjene proizvodnje, mijenja i iznos tro-kova odravanja (procijenjenih na 25 % ukupnihprihoda), o kojima e biti vie rijei kasnije.

ivotni vijek projektaZa ivotni vijek projekta uzeta je vrijednost od 20godina. Iako se poticajne tarife isplauju samo zaprvih 12 godina rada, vjetroelektrana tada ne pre-staje s radom. Inozemna iskustva pokazuju da jeivotni vijek od 20 godina realistina brojka.

3.2.2Ekonomski parametriOtkupna cijena elektrine energijeS obzirom da se poticajna otkupna cijena isplaujesamo prvih 12 godina, potrebno je modelirati ci-

jenu na nain da se i nakon isteka tih 12 godinadobiva odreena trina otkupna cijena. U samomsoftveru je to napravljeno na sljedei nain:

postavljena je trina otkupna cijena od0,30 HRK/kWh za cjelokupni vijek projekta,

postavljena je poticajna otkupna cijena (tari-fa) od 0,34 HRK/kWh za prvih 12 godina.

Na taj nain se za prvih 12 godina dobiva otkupnacijena od 0,64 HRK/kWh (gdje je 0,01 HRK/kWhve oduzeta zbog potpore lokalnoj zajednici), a na-kon toga se nastavlja otkup po trinoj cijeni. Ne-dostatak ovakvog modela unosa jest taj to, iakoRETScreen prua mogunost unosa razliitih sto-pa porasta za obje otkupne cijene, zbog njihovogzbrajanja (0,30 + 0,34 = 0,64) mora koristiti jednakastopa porasta za obje cijene.

Budui da otkupna cijena ovisi i o udjelu domaekomponente u projektu, koja moe smanjiti tari-fu za do 7 %, u modelu e biti napravljena analiza

osjetljivosti isplativosti ovisno o smanjenju tarife.

direct input of net capacity factors (or thenumber of full-load operating hours),

input of average annual wind speed on thelocation, along with the input of climate pa-rameters (temperature, air pressure) andthe selection of the exact type of turbine,

input of average monthly wind speeds on

the location, along with the input of climateparameters (temperature, air pressure) andthe selection of the exact type of turbine.

In this case, since it is a generic project, therst data input mode has been selected, whichgreatly simplies the energy model and makes itindependent of the location itself.

As the RETScreen offers no possibility ofsusceptibility and risk analysis in dependence onchanges in electricity production, this work willpresent a manual analysis of several different

capacity factors, viz.: 18 %, 20 %, 22 %, 25 %, 27 %and 30 %. In this regard, attention should be paidto the fact that apart from production changesthe maintenance costs (estimated at 25 % of totalincome) are also changing, which will be discussedbelow in some more detail.

The life of the projectThe life of the project is assumed to be 20years, because although the incentive tariffs areapplicable only for the rst 12 years of operation,the operation of the wind plant will not cease bythen. Foreign experience shows that the life of 20

years is a realistic assumption.

3.2.2 Economic parametersElectricity purchase priceAs the incentive purchase price is paid only for therst 12 years, the price must be so modelled thateven after expiry of 12 years a certain market priceis received. The software in question makes it inthe following way:

the market purchase price of 0,30 HRK/kWhis set for the entire life of the project,

the incentive purchase price (tariff) of

0,34 HRK/kWh is set for the rst 12 years.

In this way, for the rst 12 years one gets a purchaseprice of 0,64 HRK/kWh (where 0,01 HRK/kWh isalready deducted in favour of the local community),and then electricity supply proceeds at the marketprice. The weakness of this model is that, althoughfor both purchase prices RETScreen allows inputsof various growth rates, the same growth ratemust be used for both prices due to their addition(0,30 + 0,34 = 0,64).

Since the purchase price also depends on the

share of the domestic component in the project,which can reduce the tariff by up to 7 %, in the


11/22


Stopa porasta, prema Tarifnom sustavu ovisi ogodinjem indeksu cijena na malo. Budui da Dr-avni zavod za statistiku vie nema kategoriju togimena, za potrebe ovog rada uzimat e se Godinjiindeks potroakih cijena.

model an analysis will be made of the susceptibilityof protability to tariff reduction.

The growth rate, according to the Tariff System,depends on the annual retail price growth index.As the Central Bureau of Statistics no longer hasa category of that denomination, for the needs of

this work the Annual Consumer Price Index willbe taken.

Verini godinji indeks potroakih cijena / Annual consumer price chain index

1999./1998. 2000./1999. 2001./2000. 2002./2001. 2003./2002. 2004./2003. 2005./2004. 2006./2005.

104 104,6 103,8 101,7 101,8 102,1 103,3 103,2

Tablica 2 Verini godinji indeks potroakih cijena [20]Table 2 Annual consumer price chain index [20]

Verini godinji indeks potroakih cijena pokazu-je promjenu (rast) cijena u odnosu na prethodnugodinu. Primjerice, u 2006. godini potroake cije-ne su porasle 3,2 % u odnosu na 2005. godinu.

Prosjeni godinji indeks od 1999. do 2006. godineiznosi 3 %, pa e se i ta stopa porasta primjenjivatiu ovome modelu.

Naknada za smanjenje emisija CO2

U 2007. godini donesena je Uredba o jedininimnaknadama, korektivnim koecijentima i pobli-im kriterijima i mjerilima za utvrivanje naknade

na emisiju u okoli ugljikovog dioksida [21]. Pre-ma Uredbi iznos naknade za emisiju CO2 u okoliiznosi:

za 2007. godinu 11 HRK/t CO2, za 2008. godinu 14 HRK/t CO2, za 2009. godinu 18 HRK/t CO2.

U ovom modelu nisu uzeti u obzir korektivni koe-cijenti iz Uredbe.

Naknada za smanjenje emisija CO2 ne predstavljadodatan prihod u zikom smislu, ve se odnosi

na utedu u odnosu na koritenje nekog neobnov-ljivog izvora iste proizvodnje.

S obzirom da u modelu nije mogue unositi iznosnaknade za svaku od 20 godina ivotnog vijeka,uzet je iznos od 11 HRK/t CO2 i stopa porasta od20 %.

Kako bi bilo mogue izraunati koliki je prihod odnaknada za emisije, potrebno je izraunati kolikose tona CO2 ekvivalenta generira po MWh elektri-ne energije proizvedenom u Hrvatskoj. RETScreenunaprijed nudi brojku od 0,356 tCO2/MWh proizve-

dene elektrine energije, to odgovara zamjenji-vanju elektrine energije proizvedenu pomou

The annual consumer price chain index showsprice change (growth) in relation to the previousyear. For example, in 2006 consumer prices roseby 3,2 % in relation 2005.

The average annual index from 1999 to 2006 is3 %, so this price growth rate will be used in thismodel.

Compensation for reduced CO2

emissionsIn 2007 the Regulation on unit compensations,corrective coefcients and approximate criteriaand measures for determining the amount of

compensation for carbon dioxide emissions[21] was adopted. Under this Regulation,compensations for CO2 emissions are as follows:

2007 11 HRK/t CO2, 2008 14 HRK/t CO2, 2009 18 HRK/t CO2.

The corrective coefcients referred to in theRegulation are not taken into account in thismodel.

The compensation for reduced CO2 emissions is

not an extra income in the physical sense of theword, it brings savings in relation to the utilisationof some other renewable energy source of thesame production.

Since the model does not offer the possibility ofentering the amount of compensation for each of20 years of the life of the project, the amount of11 HRK/t CO2 and the growth rate of 20 % are taken.

In order to calculate the amount of income fromemission compensations, it must rst be calculatedhow many tons of CO2 equivalent is generated per

MWh of electricity produced in Croatia. The gureoffered by RETScreen aforehand is 0,356 tCO2/MWh


12/22


hidroelektrana i termoelektrana proizvodnjomiz modelirane vjetroelektrane. Rezultati bi moglibiti jo povoljniji u korist vjetroelektrane i davati

jo vei prihod ako bi se u proraun uzeo faktorpo kojemu bi se samo elektrina energija iz ter-moelektrana zamjenjivala onom proizvedenom umodeliranoj vjetroelektrani.

Ukupna investicijaInvesticija u vjetroelektranu moe poprilino vari-rati, ovisno o terenu, odabiru turbine, duljini traja-nja radova, cijenama graevinskih radova i slino.

Gruba procjena koritena u ovom generikommodelu, a prema trenutanom stanju u Hrvatskoji Europi jest 10 000 000 HRK po MW instaliranesnage.

Kao primjer, cijena vjetroturbine instalirane snage2 MW ukljuujui transport i montau iznosi oko

2 do 2,5 milijuna eura (od 14 600 000 do 18 250 000kuna), to bi po MW instalirane snage iznosilo od7 do 9 milijuna kuna. S obzirom da vjetroturbinapredstavlja najvei dio trokova vjetroelektrane,iznos ukupne investicije od 10 000 000 HRK/MW

je realno oekivati.

Trokovi odravanjaTrokovi odravanja ovisni su o uvjetima ugovora sproizvoaem same vjetroturbine, kao i o raznimdrugim faktorima. Tako neki proizvoai nudekompletno godinje odravanje za odreeni brojgodina ukljueno u inicijalnu cijenu vjetroturbine,

dok se kod nekih to dodatno naplauje svake go-dine ili se, pak, organizacija redovnog odravanjapreputa samom investitoru.

Prema procjenama i iskustvima iz Europe, troko-vi odravanja mogu se procijeniti na 25 % ukupnihgodinjih prihoda [22]. U modelu e biti napravlje-na i analiza osjetljivosti s obzirom na iznos troko-va odravanja, gdje e se vidjeti u kojoj mjeri oniutjeu na isplativost projekta.

3.2.3 Financijski parametriKredit

U modelu je pretpostavljeno da e se za nancira-nje koristiti 20 % vlastitih sredstava, a 80 % kreditaiz neke od komercijalnih banaka. Pritom je za ka-matnu stopu kredita uzeto 7 %, a trajanje kreditaiznosi 12 godina.

PorezU modelu se rauna s porezom na dobit od 20 %.Ukoliko se lokacija nalazi na podruju od posebnedravne skrbi, potrebno je provjeriti postoji li ka-kva mogunost smanjenja te stope.

Amortizacija

RETScreen nema mogunost unoenja individu-

of produced electricity, which corresponds to thesubstitution of electricity produced by hydra powerplants and thermo power plants by productionfrom the modelled wind power plant. The resultsmay be even more favourable for the wind powerplant and may promise an even higher income, ifthe calculation were to take into account the factor

by which only the electricity from thermo powerplants would be substituted by the electricityproduced by the modelled wind power plant.

Total investmentInvestment in a wind farm may greatly vary relativeto the terrain, the choice of turbine, the length andprice of construction works, etc.

A rough estimate used in this generic model, in linewith the current situation in Croatia and Europe, is10 000 000 HRK per MW of installed power.

As an example, the price of a 2 MW wind turbineincluding transport and installation varies from 2 to2,5 million euros (14 600 000 to 18 250 000 HRK),which per MW of installed power would amountto HRK 7 to 9 million. As the wind turbine makesthe bulk of the cost of a wind power plant, a totalinvestment of 10 000 000 HRK/MW is quite realisticto expect.

Maintenance costsMaintenance costs depend on the terms andconditions of contract with the wind turbinemanufacturer, as well as on a number of other

factors. Thus some manufacturers offer completeannual maintenance for a specied number ofyears included in the initial price of the windturbine, whereas others additionally charge thison annual basis, or the organisation of regularmaintenance is left to the investor.

According to European experiences, maintenancecosts can be assessed at 25 % of total annualincome [22]. In the model a susceptibility analysiswill also be made in relation to the amount ofmaintenance costs, where it will be seen howmuch they affect project protability.

3.2.3 Financial parametersLoanIt is assumed in the model that 20 % of own capitalwill be used, 80 % loan from a commercial bank.7 % is interest rate, loan period 12 years.

TaxIn the model, allowance is made for a prot taxof 20 %. If the project is located in the Area ofSpecial State Concern, the possibility of a lowerrate should be checked.


13/22


alnih stopa amortizacije za graevinske objekte,opremu i nematerijalnu imovinu, kao to je pred-vieno u Pravilniku o amortizaciji [23]. RETScreenipak omoguuje unos zajednike stope amorti-zacije. S obzirom da oprema (vjetroturbina, tran-sformatori itd.) predstavlja veinu trokova koji semogu amortizirati, uzeto je da se 90 % ukupne

investicije amortizira i to linearno kroz period od15 godina.

Diskontna stopaZa diskontnu stopu je uzeta jednaka stopa kao i zakredit, znai 7 %.

InacijaRETScreen omoguuje unos godinje inacije,koja je u Hrvatskoj jednaka verinom godinjemindeksu potroakih cijena minus 100 (znai za2006. godinu 103,2 % 100 % = 3,2 %). Za iznosinacije u modelu je uzet iznos od 3 %, jednako

kao i kod porasta otkupne cijene.3.2.4 Zbirni pregled svih parametaraRadi lakeg pregleda, u nastavku je dan tablinipopis svih opisanih parametara.

DepreciationRETScreen has no capability of entering individualdepreciation rates for buildings, equipment andintangible assets, as required by the DepreciationOrdinance [23]. However, RETScreen allows theinput of a common depreciation rate. Since theequipment (wind turbine, transformers, etc.)

accounts for most depreciable costs, it is takenthat 90 % of total investment is linearly depreciableover a period of 15 years.

Discount rate7 % is taken as the discount rate, the same as forthe loan.

InationRETScreen allows the annual ination input. InCroatia this equals the annual consumer pricechain index minus 100 (for 2006 it is 103,2 % minus100 % = 3,2 %). For the ination 3 % is taken, the

same as for the purchase price growth.3.2.4 A summary of all parametersFor easier overview, a tabular list of all describedparameters is given below.

Tehniki parametri / Technical parameters

Instalirana snaga / Installed power 25 MW

Faktor optereenja (broj sati rada na nazivnoj snazi) / Capacityfactor (number of full-load operating hours)

18 %, 20 %, 22 %, 25 %, 27 %, 30 %

ivotni vijek projekta / Life of the project 20 godina / yearsEkonomski parametri otkupne cijene / Economic parameters purchase prices

Poticajna otkupna cijena elektrine energije / Incentivepurchase price of electricity

0,64 HRK/kWh (0,30 + 0,34)

Trajanje poticajne cijene / Incentive price period 12 godina / years

Godinji porast poticajne cijene / Annual growth of incentiveprice

3 %

Otkupna cijena nakon 12 godina (sadanja vrijednost) /Purchase price after 12 years (present value)

0,30 HRK/kWh

Stopa porasta otkupne cijene / Purchase price growth rate 3 %

Naknada za smanjenje CO2 / Compensation for reduced CO2 11 HRK/t CO2Trajanje naknade / Compensation period 20 godina / years

Godinji porast naknade / Annual compensation growth rate 20 %

Ekonomski parametri investicija i odravanje / Economic parameters investment and maintenance

Ukupna investicija / Total investment 10 000 000 HRK/MW

Odravanje / Maintenance 25 % ukupnih godinjih prihoda / 25 % of total annual income

Financijski parametri / Financial parameters

Omjer duga / Debt share 80 %

Trajanje kredita / Loan period 12 godina / years

Kamatna stopa / Interest rate 7 %

Inacija / Ination 3 %

Porez na dobit / Prot tax 20 %

Osnovica amortizacije / Depreciation base 90 % ukupne investicije / 90 % of total investment

Period amortizacije / Depreciation period 15 godina / years

Diskontna stopa (za izraun NSV) / Discount rate (forcalculating NCV)

7%

Tablica 3 Zbirni pregled postavkiTable 3 Parameters summed up


14/22


3.3 Rezultati modeliranjaU rezultatima modeliranja dan je pregled nancijskeisplativosti izraunate modelom i to konsolidirano u

jednoj tablici radi lake usporedbe. Dan je i prikazanalize osjetljivosti i rizika za jedan reprezentativnisluaj (faktor optereenja 25 %). Rezultati suprikazani prema faktorima optereenja.

Iz prikazanih rezultata je vidljivo da modeliranavjetroelektrana postaje isplativa kod faktoraoptereenja od malo iznad 22 %, iako je u tom sluajugovorimo samo o pokrivanju trokova. Pravaisplativost dogaa se tek kod faktora optereenjaod 25 %, odnosno 2 190 radnih sati godinje napunoj snazi. Najjednostavnije je to primijetiti naizraunu neto sadanje vrijednosti, koja za tajfaktor optereenja postaje izrazito pozitivna. Vaanparametar predstavlja i interna stopa rentabilnosti(ISR) koja mora biti vea od kamatne stopekredita. Na isti nain moe se rei da je tarifa od

0,64 HRK/kWh za vjetroelektrane povoljna ukolikose radi o projektima koji imaju faktor optereenjaiznad 22 %, odnosno vie od 1 930 radnih sati napunoj snazi.

3.3.1 Zbirni pregled glavnih parametara i rezultata

3.3 Results of modellingThe results of modelling provide an overview ofmodel-computed nancial viability, consolidatedin a single table for easier comparison. Thesusceptibility and risk analysis is also given fora representative case (capacity factor 25 %). Theresults are shown according to capacity factors.

The presented results show that the modelledwind plant becomes protable at a capacityfactor slightly above 22 %, although in that caseis it just covers the cost. The real protabilitysteps in at a capacity factor of 25 %, or 2,190operating hours a year at full load. It is easyto see it in the calculation of net present valuewhich for this capacity factor becomes clearlypositive. An important parameter is also theinternal rate of return (IRR) that must be higherthan the loan interest rate. Similarly, the tariffof 0,64 HRK/kWh for wind plants can be said

to be favourable if it applies to projects with thecapacity factor above 22 %, or more than 1 930full-load operating hours.

3.3.1 Overview of principal parameters andresults

Parametar/Faktor optereenja /Parameter/capacity factor

18 % 20 % 22 % 25 % 27 % 30 %

Ukupna proizvodnja / Total production

[MWh] 39 420 43 800 48 180 54 750 59 130 65 700

Ukupna investicija / Total investment[HRK]

250 000 000 250 000 000 250 000 000 250 000 000 250 000 000 250 000 000

Godinji trokovi - ukupni / Annual costs- total[HRK]

31 526 191 32 231 278 32 936 366 33 993 998 34 699 086 35 756 718

- Pogon i odravanje / Operation andmaintenance [HRK]

6 345 793 7 050 880 7 755 968 8 813 600 9 518 688 10 576 320

- Otplata kredita / Load repayment [HRK] 25 180 398 25 180 398 25 180 398 25 180 398 25 180 398 25 180 398

Godinji prihodi - ukupni / Annualincome total [HRK]

25 383 169 28 203 521 31 023 873 35 254 401 38 074 753 42 305 281

- Prihod od prodaje elektrine energije(HRK) / Earnings from the sale of

electricity [HRK]

25 228 800 28 032 000 30 835 200 35 040 000 37 843 200 42 048 000

- Prihod od naknada za emisije CO2

(HRK) / Earnings from CO2 emissioncompensations [HRK]

154 369 171 521 188 673 214 401 231 553 257 281

Financijska isplativost / Financialviability

ISR nakon oporezivanja kapital / after-tax IRR capital

0,76 % 3,82 % 6,94 % 11,72 % 14,89 % 19,65 %

Jednostavni povrat (god.) / Simple return(year)

13,1 11,8 10,7 9,5 8,8 7,9

Neto sadanja vrijednost / Net presentvalue [HRK]

42 799 078 21 361 502 364 989 30 152 227 49 710 997 78 359 759

Omjer koristi i trokova / Benet-costratio

0,14 0,57 0,99 1,60 1,99 2,57

Pokrie duga / Debt coverage 0,78 0,87 0,95 1,08 1,17 1,30

Tablica 4 Zbirni pregled glavnih parametara i rezultataTablica 4


15/22


3.3.2 Analiza vjetroelektrane s faktorom opteree-nja 25 %Za svaki od pojedinih faktora optereenja naprav-ljena je analiza osjetljivosti i rizika ovisno o pojedi-nim parametrima. Analizu rizika RETScreen pro-vodi koritenjem Monte Carlo simulacije.

U ovom poglavlju bit e prikazane analize osjetlji-vosti i rizika samo za vjetroelektranu s faktoromoptereenja od 25 %. Od analiziranih vjetroelek-trana, vjetroelektrana s faktorom optereenja od25 % prva se pokazala kao isplativa, odnosno prva

je dala pozitivne nancijske rezultate.

S obzirom da se radi o generikom modelu, ana-lize osjetljivosti i rizika daju vrlo sline rezultate (urelativnim pojmovima) za sve faktore optereenja.

Analiza osjetljivostiAnaliza osjetljivosti napravljena je na parametru

interne stope rentabilnosti nakon oporezivanja(kapital). Kao ulazne varijable promatrane su:

inicijalni trokovi, odnosno ukupna inves-ticija u rasponu od 20 % (na apscisi),

tarifa elektrine energije, to oznaava ba-znu otkupnu cijenu od 0,30 HRK/kWh u ra-sponu od 20 % (na ordinati),

proizvodnja iste energije dodatak od 0,34HRK/kWh na baznu cijenu (do razine od

0,64 HRK/kWh) u rasponu od 20 % (na or-dinati),

trokovi pogona i odravanja u rasponu od

20 % (na ordinati).

Prag je postavljen na 7 % (kamata na kredit), pasu istaknuta podruja gdje je interna stopa ren-tabilnosti manja od 7 %, odnosno sluajevi kad jeprojekt nerentabilan.

Budui da je tarifa razdvojena na otkupnu cijenuod 0,30 HRK/kWh i poticaj od 0,34 HRK/kWh, nijeodmah vidljiv utjecaj eventualnog smanjenja tarifeza 7 % u sluaju da projekt ima udio domae kom-ponente manji od 45 %, kako je propisano Tarifnimsustavom.

Utjecaj smanjenja tarife najlake je primijeti-ti u drugoj tablici, gdje se zajedniki promatrautjecaj ukupne investicije i tarife za proizvod-nju iste energije na internu stopu rentabilnosti.Na baznih 0,30 HRK/kWh trebali bismo dodati0,2952 HRK/kWh da bi se dobilo ukupnu vrijed-nost od 0,5952 HRK /kWh, koliko iznosi tarifakorigirana za 7 %. Najblia vrijednost je ona od0,306 HRK/kWh, gdje se moe zakljuiti da je vje-troelektrana granino isplativa (7,2 %) u sluajuinvesticije od 10 000 000 HRK/MW instalirane sna-ge. Za investicije vie od te vrijednosti, korigirana

tarifa nije isplativa.

3.3.2 Analysis for a wind power plant with 25 %capacity factorFor each capacity factor a susceptibility and riskanalysis has been made in dependence on rele-vant parameters. For the risk analysis RETScreenis using the Monte Carlo Simulation.

In this chapter the susceptibility and risk analy-ses will be presented only for a wind plant with25 % capacity factor. Of the analysed wind plantsthe one with 25 % capacity factors was the rst toprove to be protable or the rst to yield positivenancial results.

This being a generic model, the susceptibility andrisk analyses give very similar results (in relativeterms) for all capacity factors.

Susceptibility analysisThe susceptibility analysis has been made on the

after-tax internal rate of return parameter (capi-tal). The input variables observed are:

initial costs, or total investment in the rangeof 20 % (on the abscissa),

electricity tariff, denoting the base purchaseprice of 0,30 HRK/kWh in the range of 20 %(on the ordinate),

clean energy production allowance of 0,34HRK/kWh on the base price (up to the levelof 0,64 HRK/kWh) in the range of 20 % (onthe ordinate),

operation and maintenance costs in the

range of 20 % (on the ordinate).

The threshold is set at 7 % (loan interest rate),so areas are indicated where the internal rate ofreturn is lower than 7 %, or the cases when theproject is not viable.

As the tariff is split into the purchase price of 0,30HRK/kWh and the incentive of 0,34 HRK/kWh, theimpact of a possible tariff reduction by 7 % is notimmediately noticeable in the event that the shareof the domestic component, prescribed by theTariff System, is lower than 45 %.

The impact of a reduced tariff is easiest to noticein the second table, where the impact of total in-vestment and the tariff for clean energy produc-tion on the internal rate of return is jointly ob-served. 0,2952 HRK/kWh should be added to thebase of 0,30 HRK/kWh to get the total value of0,5952 HRK/kWh, the tariff amount corrected by7 %. The closest value is the one of 0,306 HRK/kWh,where it can be concluded that the wind pow-er plant is marginally protable (7,2 %) in theevent of an investment of 10 000 000 HRK/MWinstalled power. For investments higher than

that value the corrected tariff is not protable.


16/22


Utjecaj trokova pogona i odravanja na ukupnuisplativost takoer je razmjerno zanimljiv. Za po-etnu investiciju od 10 000 000 HRK/MW instali-rane snage projekt je isplativ ak i u sluaju po-veanja tih trokova za 20 %. Dakako, i poveanje ismanjenje tih trokova ima velik utjecaj na ukupnurentabilnost projekta.

The impact of operation and maintenance costson total protability is also relatively interesting.For the initial investment of 10 000 000 HRK/MWinstalled power the project is protable even inthe case of an increase in these costs by 20 %. Ofcourse, both an increase and a decrease in thesecosts have a major impact on the projects total

protability.

Parametri/ ParametersInicijalni trokovi / Initial costs

[HRK]

Tarifa elektrine energije /Electricity tariff

[HRK/MWh]200 000 000 225 000 000 250 000 000 275 000 000 300 000 000

Apsolutni iznos/ Absolute value

Relativni iznos /Relative value

20 % 10 % 0 % 10 % 20 %

240,00 20 % 14,7 % 9,6 % 5, 6 % 2,3 % 0,4 %

270,00 10 % 18,3 % 13,0 % 8 ,8 % 5,3 % 2,5 %300,00 0 % 21,7 % 16,1 % 11 ,7 % 8,1 % 5,1 %

330,00 10 % 25,0 % 19,1 % 14, 5 % 10,7 % 7,6 %

360,00 20 % 28,2 % 22,0 % 17,1 % 13,2 % 9,9 %


[HRK]

Proizvodnja iste energije, kreditnarata / Clean energy production

[HRK/kWh]200 000 000 225 000 000 250 000 000 275 000 000 300 000 000



20 % 10 % 0 % 10 % 20 %

0,272 20 % 10,5 % 6,7 % 3,7 % 1,3 % 0,8 %

0,306 10 % 15,5 % 10,9 % 7,2 % 4,3 % 1,8 %0,340 0 % 21,7 % 16,1 % 11,7 % 8,1 % 5,1 %

0,374 10 % 29,0 % 22,4 % 17,1 % 12,9 % 9,3 %

0,408 20 % 37,5 % 29,7 % 23,5 % 18,5 % 14,4 %


[HRK]

Pogon i odravanje / Operation &maintenance

[HRK]200 000 000 225 000 000 250 000 000 275 000 000 300 000 000



20 % 10 % 0 % 10 % 20 %

7 050 880 20 % 25,2 % 19,3 % 14,7 % 10,9 % 7,8 %

7 932 240 10 % 23,5 % 17,7 % 13.,2 % 9,5 % 6,5 %8 813 600 0 % 21,7 % 16,1 % 11.,7 % 8,1 % 5,1 %

9 694 960 10 % 19,9 % 14,5 % 10,1 % 6,6 % 3,7 %

10 576 320 20 % 18,0 % 12,8 % 8,5 % 5,1 % 2,3 %

Tablica 5 Analiza osjetljivosti na IRR nakon oporezivanja capital (raspon osjetljivosti: 20 %, prag: 7 %)Table 5 Susceptibility analysis on after-tax IRR capital (susceptibility range: 20 %, Threshold: 7 %)

Analiza rizikaRETScreen omoguuje analizu rizika i nesigurno-sti projekata vjetroelektrana ovisno o odabranimvarijablama i njihovim relativnim promjenama.Kao i kod analize osjetljivosti, i u ovom sluaju jepromatrani parametar interna stopa rentabilnosti

nakon oporezivanja (kapital). RETScreen omogu-uje analizu rizika i za neto sadanju vrijednost,

Risk analysisWith RETScreen it is possible to analyse risksand uncertainties involved in wind power projectsin dependence on selected variables and theirrelative changes. As in the susceptibility analysis,here, too, the observed parameter is the after-tax

internal rate of return (capital). RETScreen alsoallows risk analysis for the net present value, the


17/22


internu stopu rentabilnosti nakon oporezivanja(imovina) i vrijeme povrata imovine.

Raspon svih ulaznih varijabli jest 20 % , osim usluaju kamatne stope na kredit za koju je oda-bran raspon od 30 % zbog vrlo razliitih uvjetai visine kamatnih stopa razvojnih i komercijalnih

banaka.Analiza rizika odvija se pomou Monte Carlosimulacije koja ukljuuje 500 moguih kombi-nacija ulaznih varijabli, koje rezultiraju sa 500izlaznih vrijednosti promatranog parametra.Izlazna informacija jest graf analize rizika. Grafanalize rizika prikazuje utjecaj pojedinih varija-bli na internu stopu rentabilnosti. Varijable suporedane po snazi utjecaja. Utjecaj je prikazanu bezdimenzionalnim relativnim jedinicama iproporcionalan je duljini linije na grafu. Graf ta-koer prikazuje prirodu meuodnosa varijable i

promatranog parametra. Ukoliko je meuodnosvarijable i parametra pozitivan, znai da se pove-anjem vrijednosti varijable poveava i vrijednostparametra, linija utjecaja se prostire udesno.Kod negativnog meuodnosa, kada se povea-njem vrijednosti varijable smanjuje vrijednostparametra, linija utjecaja se prostire ulijevo.Ukoliko neka od varijabli ima posebno izraenutjecaj na vrijednost parametra, potrebno joj jeposvetiti dodatnu pozornost i smanjiti rizik odnjezinih promjena u neeljenom smjeru.

Za sluaj promatrane vjetroelektrane, vidljivo

je da daleko najvei utjecaj ima otkupna cijenaelektrine energije. Kao to je ve spomenu-to, otkupna cijena je modelirana na nain da je0,30 HRK/kWh postavljeno kao trina otkupnacijena tijekom cijelog vijeka projekta, a dodatakdo 0,64 HRK/kWh (znai 0,34 HRK/kWh) je dodanza prvih 12 godina projekta. Upravo je taj doda-tak na cijenu, odnosno poticajna otkupna cijenaelektrine energije, najutjecajnija varijabla zapromatrani sluaj, dok se trina otkupna cijenanalazi na treem mjestu po vanosti. Na drugommjestu je, oekivano visina ukupne investicije.

Meuodnos poticajne cijene i interne stope ren-tabilnosti je, oekivano, pozitivan, dakle pove-anjem otkupne cijene poveava se isplativostprojekta. Jednako tako, smanjenje otkupne cije-ne dovodi do smanjene protabilnosti projekta.Znakovito je kako je otkupna cijena parametarna koji investitor nema nikakvog utjecaja. Iz tograzloga, ukoliko drava eli privui investitoreu vjetroelektrane, iznimno je vano ponuditi imstabilnu i predvidljivu otkupnu cijenu elektrineenergije.

Na veinu ostalih kljunih varijabli investitor

moe utjecati. Investicijski trokovi mogu sesmanjiti odabirom povoljnije opreme ili potpi-

after-tax internal rate of return (assets) and thetime of asset return.

The range of all input variables is 20 %, except forthe loan interest rate for which the range of 30 % ischosen due to varying conditions offered and inter-est rates charged by development and commercial

banks.Risk analysis is carried out by means of the MonteCarlo Simulation which includes 500 possible com-binations of input variables resulting in 500 outputvalues of the observed parameter. Output infor-mation is a risk analysis graph. The risk analysisgraph shows the impact of individual variables onthe internal rate of return. Variables are placed inorder of importance. Their impact is shown in non-dimensional relative units and is proportional tothe length of the line in the graph. The graph alsoshows the nature of the interrelation between a

variable and an observed parameter. If the interre-lation is positive, it means that the value of the pa-rameter is increased with the increase in the valueof the variable, and the impact line extends to theright. In a negative interrelation, where the value ofthe parameter is decreased with the increase in thevariable, the impact line extends to the left. If a vari-able has a particularly marked impact on param-eter value, special attention should be paid to it andthe risk of its changes in undesired direction shouldbe minimised.

As regards the observed wind power plant, it is

obvious that the electricity purchase price has byfar the greatest impact. As mentioned earlier, thepurchase price is so modelled that 0,30 HRK/kWhis posited as the purchase price throughout the lifeof the project, and the allowance up to 0,64 HRK/kWh (i.e., 0,34 HRK/kWh) is added for the rst 12years of the project. This allowance on the price,i.e., the incentive purchase price of electricity is themost inuential variable in the observed case, whilein order of importance the market purchase pricetakes the third place. The third place, expectedly, istaken by the amount of total investment.

Interrelation between the incentive price and the in-ternal rate of return is, expectedly, positive, in otherwords, project protability is increased with the in-crease in the purchase price. Likewise, a decreasedpurchase price leads to a decreased project prot-ability. It is indicative that the purchase price is aparameter beyond the investors control. For thatreason, if the government wants to attract inves-tors to invest in wind power projects, it is extremelyimportant that they are offered a stable and predict-able electricity purchase price.

Most other key variables can be inuenced by the

investor. Investment costs can be reduced by se-lecting favourably priced equipment or by signing


18/22


sivanjem stratekih ugovora s partnerima pro-izvoaima i dobavljaima opreme. Na kreditneuvjete moe se takoer utjecati odabirom banke spovoljnijim uvjetima nanciranja ili takoer, stra-tekim partnerstvom s bankom. Trokovi pogona iodravanja takoer su u domeni utjecaja investi-tora i mogu se regulirati potpisivanjem dugoro-

nih ugovora s lokalnim tvrtkama, potpisivanjemugovora za kompletnu uslugu (engl. full servicecontract), gdje se trokovi cjelokupnog servisa iodravanja preputaju proizvoau opreme ili naneki drugi nain, povoljan za investitora.

Proraun analize rizika unutar RETScreena dajesamo indikaciju o kljunim varijablama, kojemogu utjecati na isplativost projekta. Utjecaj sva-ke od pojedinih varijabli, kao i njihove realne vri-

jednosti i odstupanja, moraju biti dodatno ispitanei valorizirane, kako bi se dolo do tonih i preciznihrezultata.

strategic agreements with partners equipmentmanufacturers and suppliers. Credit conditionscan be inuenced by selecting a bank offering fa-vourable nancing terms, or also through a stra-tegic partnership with the bank. Operation andmaintenance costs are another domain within theinvestors control that can be regulated by signing

long-term agreements with local companies, orfull-service contracts, where the complete costsof servicing and maintenance are left to the equip-ment manufacturer, or in some other way favour-able for the investor.

A risk analysis estimate within RETScreen pro-vides just an indication about key variables thatcan inuence the project protability. To arriveat accurate and precise estimates, the impact ofeach of the variables, as well as their real valuesand deviations, must be additionally examined andevaluated.

Parametar / ParameterJedinica /

UnitVrijednost /

ValueRaspon (+/-)/ Range (+/-)

Minimum /Minimum

Maksimum/ Maximum

Inicijalni trokovi / Initial costs HRK 250 000 000 20 % 200 000 000 300 000 000

Pogon i odravanje / Operation & maintenance HRK 8 813 600 20 % 7 050 880 10 576 320

Tarifa elektrine energije / Electricity tariff HRK/MWh 300,00 20 % 240,00 360,00

Stopa naknade za smanjenje GHG /Compensation rate for GHG reduction

HRK/t CO3 11,00 20 % 8.80 13.20

Neto GHG smanjenje trajanje naknada / NetGHG reduction compensation period

t CO2 389 820 20% 311 856 467 784

Proizvodnja iste energije, kreditna rata / Cleanenergy production, loan repayment installment

HRK/kWh 0,34 20 % 0,27 0.41

Omjer duga / Debt ratio % 80 % 20 % 64 % 96 %

Kamatna stopa duga / Interest rate on debt % 7,00% 30 % 4,90 % 9,10 %

Trajanje dugovanja / Debt periodgodina/years

12 20 % 9,6 14,4

Tablica 6 Analiza rizika na IRR nakon oporezivanja kapitalTable 6 Risk analysis an analysis on after-tax IRR capital

Slika 2 Utjecaj IRR nakon oporezivanja kapitalFigure 2 Impact after-tax IRR capital

RETScreen izraunava minimalnu i maksimalnuvrijednost promatranog parametra (interne stope

RETScreen computes minimum and maximumvalues of the observed parameter (internal rate of


19/22


3.4 Zakljuak RETScreen analizeNakon detaljnog pregleda ulaznih varijabli teh-nikih, ekonomskih i nancijskih, napravljene suanalize isplativosti generikog projekta vjetroe-lektrane sa 6 razliitih faktora optereenja: 18 %,20 %, 22 %, 25 %, 27 % i 30 %.

Pokazuje se da je modelirana vjetroelektranaisplativa kod faktora optereenja od malo iznad

Parametar / Parameter Unos i rezultati / Enter and results

Medijan / Median 12,3 %

Razina rizika / Risk level 10,0 %

Minimum unutar razine sigurnosti / Minimum within certainty level 5,6 %

Maksimum unutar razine sigurnosti / Maximum within certainty level 22,2 %

Tablica 7 Distribucija interne stope rentabilnostiTable 7 Distribution of the internal rate of return

rentabilnosti) i daje njegovu raspodjelu za zada-nu prihvatljivu razinu rizika projekta.

Medijan je vrijednost parametra koja se izrau-nava iz provedene Monte Carlo simulacije. Odskupa od svih dobivenih 500 izlaznih rezultata(parametara) 50 % vrijednosti nalazi se iznad

neke srednje vrijednosti, a 50 % ispod nje. Upra-vo ta srednja / granina vrijednost je medijan kojise prikazuje u ovom sluaju. Medijan je po vrijed-nosti uobiajeno vrlo blizu vrijednosti parametraizraunatog u nancijskoj analizi. Za ovaj sluajmedijan iznosi 12,3 %, dok je vrijednost izrau-nate interne stope rentabilnosti 11,7 % .

Kao razina rizika je navedeno 10 % , to znai datraimo raspon vrijednosti unutar kojih se nalaziizraunati parametar s vjerojatnou od 90 % .

Dobivene minimalne i maksimalne razine inter-

ne stope rentabilnosti unutar zadane razine rizi-ka su 5,6 % , odnosno 22,2 % . To znai da je 5 %moguih internih stopa povrata manje od 5,6 % ,odnosno da je 5 % moguih internih stopa povra-ta vee od 22,2 % . Pojednostavljeno reeno, vje-rojatnost da se vrijednost interne stope povratanalazi u intervalu od 5,6 % do 22,2 % je 90 % .

Da bi projekt bio isplativ, interna stopa povratamora biti vea od kamatne stope kredita, u ovomsluaju 7 % . U RETScreenu je napravljen pro-raun (unosom pojedinih vrijednosti), kako bi sevidjelo kolika je vjerojatnost da e interna stopa

rentabilnosti biti manja ili vea od 7 % . Za razinurizika od 20 %, interna stopa rentabilnosti izno-si tono 7 % (to ini projekt granino prihvat-ljivim). To znai da je vjerojatnost da e internastopa rentabilnosti u ovog projekta biti manja od7 % tono 10 % .

return) and gives its distribution for a given accept-able project risk level.

The median is the parameter value computed froma conducted Monte Carlo Simulation. From theset of all 500 obtained output results (parameters)50 % of values is above and 50 % below some aver-

age, and this average / margin value is the medianbeing shown in this case. In its value the medianusually stands very close to the parameter valuecomputed in a nancial analysis. For this case themedian is 12,3 %, whereas the value of the com-puted internal rate of return is 11,7 %.

10 % is stated as the risk level, meaning that weseek a range of values where the computed param-eter can be found with the likelihood of 90 %.

The obtained minimum and maximum levels of theinternal rates of return within the given risk level

are 5,6 % and 22,2 %, respectively. It means that50 % of possible internal rates of return is lowerthan 5,6 % and 5 % of possible internal rates of re-turn higher than 22,2 %. In other words, the likeli-hood that the value of the internal rate of return isinside the interval of 5,6 % to 22,2 % equals 90 %.

For the project to be protable, the internal rate ofreturn must be higher than the interest rate on loan,in our case 7 %. In RETScreen a calculation has beenmade (by entering individual values) to see how like-ly it is that the internal rate of return will be loweror higher than 7 %. For the risk level of 20 % the in-

ternal rate of return is exactly 7 % (which makes theproject marginally acceptable). This means that thelikelihood of the internal rate of return being lowerthan 7 % in this project is exactly 10 %.

3.4 Conclusion of the RETScreen analysisAfter a detailed review of input variables tech-nical, economic and nancial, feasibility analyseshave been made for a generic wind power projectwith the following six different capacity factors: 18 %,20 %, 22 %, 25 %, 27 % and 30 %.

It has been shown that the modelled wind pow-er plant is protable at a capacity factor slightly


20/22


Slika 3 Distribucija IRR nakon oporezivanja kapitalFigure 3 Distribution after-tax IRR capital

22 %, odnosno iznad 1 930 radnih sati na punojsnazi tijekom jedne godine.

Od promatranih projekata, prvi koji pokazujepozitivan rezultat je vjetroelektrana s faktoromoptereenja od 25 %. Za taj projekt je prika-zana i detaljna analiza osjetljivosti i analiza ri-zika pomou Monte Carlo simulacije. Analizaosjetljivosti pokazala je da je poticajna tarifa od0,64 HRK/kWh povoljna za projekte vjetroelektra-na u koje se ulae do 10 000 000 HRK/MW, ako sviostali uvjeti ostaju nepromijenjeni. Poveanje in-vesticijskih trokova od 10 %, dovodi do neisplati-vosti promatranog projekta. Analiza osjetljivosti jepokazala i da, uz konstantnu razinu investicije od10 000 000 HRK/MW poveanje trokova pogona iodravanja do ak 20 % ne dovodi u pitanje ukupnuprotabilnost projekta (iako dovodi do smanjenjainterne stope rentabilnosti). Analiza rizika pokaza-la je da je najvaniji element rizika upravo visinaotkupne cijene elektrine energije, koja je ujednoi element na koji investitor ima najmanji utjecaj.Takoer, izraunata je vjerojatnost da interna sto-pa rentabilnosti bude manja od 7 % (to je granicaprotabilnosti projekta) iznosi 10 %.

4 ZAKLJUAKOvdje provedena analiza ne slui kao procjenanekog odreenog projekta, ve slui kao indikatorkljunih faktora koji su bitni kod prorauna ispla-tivosti vjetroelektrane. Takoer, pokazuje kolika jevanost stabilne i garantirane otkupne cijene.

U uvodnom dijelu izloena su kljuna pitanja, nakoje se tijekom analize pokuao pronai odgovor:

Pod kojim uvjetima je poticajna otkupna cijenaod 0,64 HRK/kWh za vjetroelektrane dovoljno

visoka da bi se projekt isplatio?

above 22 %, or above 1 930 working hours at fullload over a period of one year.

Among the observed projects, the rst to showa positive result is a wind power plant with thecapacity factor of 25 %. A detailed susceptibil-ity analysis and a risk analysis by means of theMonte Carlo Simulation have been presented forthis project. The susceptibility analysis has shownthat that the incentive tariff of 0,64 HRK/kWh isfavourable for wind power projects in which up to10 000 000 HRK/MW is invested, provided thatall other conditions remain unchanged. A 10 %increase in investment costs will lead to non-protability of the observed project. The suscep-tibility analysis has also shown that, given a con-stant investment level of 10 000 000 HRK/MW, anincrease in operation and maintenance costs ofeven up to 20 % will not compromise the overallproject protability (although it lowers the internalrate of return). The risk analysis has shown thatthe most important risk element is the level of thepurchase price for electricity, which is the elementover which the investor has the least control. Also,the likelihood that the internal rate of return islower than 7 % (which is the protability margin)is shown to be 10 %.

4 CONCLUSION

The herein presented analysis is not intended toassess a particular project but to highlight somekey factors essential for the feasibility estimate ofa wind power project. It also illustrates the impor-tance of a stable and guaranteed purchase price.

The introductory part raises two key questionsthat the succeeding analysis tries to answer:

Under which conditions is the incentive pur-chase price of 0,64 HRK/kWh for wind plants


21/22


Poticajna otkupna cijena od 0,64 HRK/kWhje dovoljno visoka za (modelirane) pro-jekte vjetroelektrana koji imaju faktoroptereenja iznad 22 %, odnosno oko2 000 sati rada na punoj snazi tijekomgodine, ako su sve ostale pretpostavkeiz modela konstantne (osim onih koje

se mijenjaju ovisno o proizvodnji). Koliki utjecaj na projekt vjetroelektrane imasmanjenje tarife za 7 % (zbog udjela domaekomponente)? Ukoliko se tarifa smanji za 7 %, investici-

jski trokovi (modelirane) vjetroelektraneuz faktor optereenja od 25 % ne bi smjeliprelaziti 10 000 000 HRK/MW, uza sve os-tale pretpostavke konstantne.

Kakva je osjetljivost isplativosti projekta uovisnosti o poticajnoj otkupnoj cijeni i koji suostali kljuni utjecajni parametri? Poticajna otkupna cijena najvaniji je

parametar. Promjena cijene uvelikeutjee na isplativost projekta. Od ostalihparametara vani su investicijski trokovi,te trokovi pogona i odravanja. Porasttrokova odravanja od ak 20 % (uza sveostale parametre konstantne) jo uvijekini projekt (vjetroelektrana s faktoromoptereenja od 25 % ) isplativim.

Koji su najriziniji faktori (parametri) za is-plativost projekta vjetroelektrane? Poticajna otkupna cijena elektrine en-

ergije, s najveim utjecajem na isplativost,a najmanjom mogunosti investitorskog

utjecaja, investicijski trokovi, trina ot-kupna cijena nakon isteka isplate poti-cajnih otkupnih cijena, trokovi pogonai odravanja, visina kamatne stope nakredite itd.

Projekti vjetroelektrana u Republici Hrvatskoj suisplativi i poticajna otkupna cijena se pokazujekao dovoljno visoka da bi pobudila interes inve-stitora. Ipak, potrebno je analizirati svaki pojediniprojekt i to na nekoliko razina, kako bi se utvrdilastvarna isplativost, rizici i osjetljivost isplativostiprojekta. U ovu analizu nisu ukljueni ostali bitni

faktori, kao to je dobivanje potrebnih dozvola,nesigurnost mjerenja vjetra, trenutano stanjena tritu opreme za vjetroelektrane, socijalni idrutveni utjecaj, utjecaj na okoli, politiki utje-caj i slino. Ipak, model daje indikaciju kljunihekonomskih parametara i kljunih rizika kojimogu utjecati na isplativost projekta, te daje od-govore na pitanja o dostatnosti visine poticajneotkupne cijene i njezinom utjecaju na isplativostprojekata vjetroelektrana u Hrvatskoj.

high enough for the project to be protable? The incentive purchase price of 0,64 HRK/kWh

is high enough for (modelled) wind powerprojects with the capacity factor above 22 %,or around 2 000 operating hours at full loadover the year, provided that all other modelparameters are constant (with the ex

Documents

Ognjan Stanic Isplativost Poticajne Otkupne Cijene Projekte Vjetroelektrana u RH