Pagal Tarptautinės Energetikos Agentūros duomenis, santykiniai jūrinių vėjo elektrinių kaštai viršija 3000€/kW, tad Lietuvoje planuojamos 708MW Baltijos Vėjo elektrinės (BVE) kaina turėtų viršyti 2mlrd.€. Literatūroje taip pat galima rasti gaminamos tokiose jėgainėse elektros savikainą. Ji yra aukštesnė nei 100€/MWh (10c€kWh). Tuo tarpu vidutinė pastarųjų metų elektros rinkos kaina buvo mažesnė (~ 40€/MWh), kas reikštų, kad BVE produkciją be paramos parduoti būtų neįmanoma.

Kita vertus, šiandieninė (2023m. pradžia) elektros rinkos kaina yra gerokai aukštesnė, vis dar viršija 100€/MWh. Prognozuojama, kad ši kaina pamažu kris sulig jau vykstančiais energetikos pertvarkymais jos tiekimo, kaupimo, prekybos, taip pat generavimo bei vartojimo grandinėje. Šie pertvarkymai nėra susiję su energetikos transformacijos procesais link atsinaujinančiosios, todėl vyks sparčiau. Daugelis prognozių nurodo, kad minėto pertvarkymo laikotarpis turėtų baigtis 2026–28 metais. Elektros rinkos kaina stabilizuosis, tačiau bus aukštesnė – sieks 50–60€/MWh [4]. Vėliau, iki 2050 metų, elektros kainos didės tik dėl numatomų investicijų į tinklų modernizaciją,  taip pat elektros balansavimo, kaupimo bei valdymo technologijas. (1 pav.). Būtent šis laikotarpis sutampa su BVE veikimo laikotarpiu. Elektros rinkos kaina Lietuvoje turėtų svyruoti nuo 55–65€/MWh laikotarpio darbo pradžioje (~2030m.) iki 75–85€/MWh –2045 metais, kuomet turėtų baigtis finansinis jėgainės rėmimo laikotarpis.

Matome, kad prognozuojama elektros energijos kaina BVE technologinio veikimo laikotarpiu yra mažesnė už elektros gamybos kaštus. Tai reiškia, kad be finansinės paramos BVE  neveiktų. Ji net nebūtų pastatyta, nes neatsirastų investuotojų. Kita vertus, toks vertinimas yra preliminarus. Rentabilų elektrinės darbą apsprendžia ne tik investicijų dydis ir elektros gamybos kaštai. Elektrinės galios efektyvus išnaudojimas – ne mažiau svarbus veiksnys. Jis lemia elektrinės gamybos apimtis vienam galios vienetui, pavyzdžiui MW. Apimtis lemia vėjo galia. Įtakos daro ir daugiau veiksnių, kaip pavyzdžiui, turbinos skersmuo, jos aukštis, planinių bei avarinių stabdymų trukmė, įvairūs elektros gamybos nuostoliai.

Jūroje statomos vėjo elektrinės kainuoja apie 2,5 karto brangiau nei sausumoje, o elektrinės galios išnaudojimo efektyvumas yra didesnis tik pusantro karto. Taigi jūrinių vėjo elektrinių komercinis patrauklumas yra mažesnis. Tad kaip pritraukti daugiau kaip dviejų milijardų kapitalą investicijoms į 700MW  BVE ? Ir kiek tai kainuotų Lietuvos elektros vartotojams?

Energetikos Ministerijos 2020 metų studija [1] pateikia BVE ekonominius skaičiavimus, kurie sako, kad finansinė našta Lietuvos elektros vartotojams bus beveik niekinė. Per metus papildomų VIAP lėšų reikėtų vos keleto milijonų Eurų, todėl elektros kWh tarifas dėl to padidėtų vos 0,2–0,3c€. Studijoje kalbama apie CfD  elektrinės finansinio rėmimo modelį, kuris numato paramą pagal elektros gamybos kaštų ir elektros rinkos kainos skirtumą. Kuo šis skirtumas didesnis, tuo didesnė suma turėtų būti sumokama elektrinės statytojui ir operatoriui. Jei, kaip tvirtinama minėtoje studijoje, BVE per metus  bus  pagamina 2,5mln. MWh  (2,5TWh) elektros, o minėtas  megavatvalandžių kainų skirtumas sudaro  40€, gauname  100mln. €  metinę  sumą.

1.Pav. Prognozuojama Europos elektros rinkos kaina ir jos intervalas atskirose šalyse [4].

Tokią  sumą  Lietuvos  elektros  vartotojams  reikės sumokėti kasmet, o per visą finansinio rėmimo 15 metų laikotarpį – pusantro milijardo. Elektros tarifas dėl to turėtų didėti beveik vienu centu, arba 3–4 kartus daugiau, nei rodo pateikia studija [1].

Tai labai apytiksliai skaičiavimai. Toliau šioje studijoje jie detalizuojami, tačiau rezultatą, matysime, duoda panašų.  BVE elektros gamybos kaštai viršija 100€/MWh, o numatoma vidutinė elektros rinkos kaina finansinio rėmimo laikotarpiu yra žemesnė nei 70€/MWh. Tikėtis, kad ji bus apie 100€/MWh, nėra pagrindo, kad ir kokia aukšta ši kaina yra  šiandien.

Pastarojo meto aukštos elektros rinkos kainos priežastys nėra pamatinės. Jos greičiau politinės ir dauguma prognozių rodo, kad situacija stabilizuosis po 3-6 metų. Viena iš tipinių elektros kainų prognozių iki 2050 metų yra pateikta 1 pav. [4].  Kainos trajektorija reiškia jos vidutinės reikšmės dinamiką Europos Sąjungos šalyse, kuriose, suprantama, yra tam tikra šių kainų sklaida. Sklaidos ribos pažymėtos raudona spalva. Tikslesnė prognozuojama elektros rinkos kaina yra pateikta paragrafe  „Prognozuojama elektros rinkos kaina“.

Antrasis elektrinės finansinį rėmimą apsprendžiantis veiksnys – gaminamos elektros kaštai. Kaštus sudaro išlaidos, susiję su investiciniu kapitalu, taip pat ir su  pačia elektros gamyba. Remiantis prieinama literatūra, taip pat ir faktiniais jau pastatytų bei eksploatuojamų vėjo elektrinių duomenimis, minėtą savikainą galima gana tiksliai paskaičiuoti. Svertiniai gaminamos elektros kaštai („levelized cost of energy“ LCOE) šiame darbe yra paskaičiuoti įvertinus infliacijos rodiklį, taip pat įvertinus objektyviais rodikliais pagrįstą prognozę, kad pigių pinigų laikotarpis baigėsi. Atlikta analizė rodo, kad infliacija ir brangstantys formuojamo investicinio kapitalo kaštai daro bene didžiausią įtaką gaminamos elektros kaštams.  

Trečiasis veiksnys – elektros gamybos apimtys. Elektros gamybos apimtys tiesiogiai  įtakoja papildomas VIAP lėšas, reikalingas elektrinės rėmimui. Apimtys priklauso nuo BVE galios ir šios galios išnaudojimo efektyvumo („capacity factor“). Pastarąjį rodiklį nustatyti yra sudėtinga. Dažniausiai remiamasi prieš projektiniais vėjo galios matavimais konkrečioje jūros teritorijoje. Tai ilgi ir brangūs eksperimentiniai tyrimai. Pigesnis kelias – analitinis palyginamasis. Naujasis Europos vėjo atlasas [https://map.neweuropeanwindatlas.eu/] leidžia bet kurioje Europos teritorijoje nustatyti vėjo galios indeksą. Palyginus jį su konkrečioje teritorijoje, pavyzdžiui kurioje nors Šiaurės jūros priekrantėje, jau veikiančių elektrinių faktiniais galios išnaudojimo rodikliais, gaunamos atitinkamos koreliacijos. Naudojantis jomis ir būsimos BVE teritorijos vėjo galios reikšme, kurią pateikia minėtas atlasas, galima nustatyti pirminį elektrinės galios išnaudojimo efektyvumą. Toliau šį rodiklį reikia koreguoti atsižvelgiant į būsimų jėgainės modulių techninius technologinius naujumus, taip pat didesnį aukštį, rotoriaus sparnuočių dydį, operatyvesnį remontą, pan.

Akivaizdu, kad didžiausią įtaką būsimos elektrinės efektyvumui turi vėjo greitis arba jo galia, matuojama W/m². Įtakos turi ir vėjo galios stabilumas, kuris, savo ruožtu, susijęs su vėjo gūsingumu, turbulentiškumu, greičio ribinių tranzicijų dažnumu.

Vėjo greitis.  Teoriškai jėgainės efektyvumas yra tiesiog proporcingas vėjo greičio kubui. Tarkime, jei vėjo greitis padidėja nuo 8 iki 9 m/s, jėgainės mechaninis efektyvumas padidėja 42%. Elektrinis efektyvumas beveik paklūsta šiam dėsniui dėl palyginti nedidelių mechaninių ir elektrinių nuostolių.

Jūroje vėjas pučia stipriau nei sausumoje. Tačiau Europą supančiose jūrose, kaip ir pačiame žemyne, vėjo greitis yra labai nevienodas. Didžiausias jis yra Šiaurės jūroje ir jo pakrantėse. Taip pat ir Baltijos jūroje, ypač jos vakarinėje dalyje. Viduržemio jūroje ir aplink esančiose sausumos teritorijose vidutinė vėjo galia yra mažesnė.

Lietuvos priekrantėje vėjo greitis yra mažesnis, jei jį lygintume, tarkime, su Danijos ar Vokietijos priekrantėse. Sprendžiant iš [3] šaltinyje pateikto vėjo energijos pasiskirstymo žemėlapio, Lietuvos priekrantės vėjo galia nedaug nusileidžia Latvijos priekrantei. Žemėlapyje galima įžvelgti, kad šių priekrančių zonoje, įskaitant ir būsimos BVE zoną, vėjo jėgainių galios išnaudojimas sudaro apie 3000 integralių valandų per metus. Tai nereiškia, kad būtent tiek valandų jėgainė dirba esant pilnai apkrovai, o likusias ji elektros negamina. Metuose yra 8760 valandų, per kurias vėjas pučia labai nevienodai. Esant vėjo greičiui, didesniam nei ~3 m/s, automatiškai įjungiamas jėgainės elektros gamybos procesas. Didėjant vėjo greičiui, elektros gamybos galia didėja eksponentiškai (žr. 2 pav.), tačiau kai vėjo greitis viršija 25m/s, jėgainė yra automatiškai sustabdoma, nes vėjo galia viršija elektros generatoriaus galią.

Integralinis valandų skaičius yra nustatomas pasitelkiant histogramą, kurioje vėjo greičio reikšmės yra išdėstomos pagal valandų skaičių. Tipinė Šiaurės jūros priekrantėse pučiančių vėjų greičių histograma parodyta 3 pav. Matome, kad maždaug 1500 valandų per metus vėjo greitis užtikrina 100-procentinį jėgainės efektyvumą, o  ~3500 valandų – apie 60%. Plotas A atitinka jėgainės darbą, plotas B –stovėjimą. Dar yra balti plotai, reiškiantys budinčius nuostolius. Jėgainės nedirba arba dėl per silpno vėjo arba jei jis yra per stiprus. Plotų santykis A/(A+B+C) reiškia metinį integralinį jėgainės efektyvumą. Grafikas gautas pasitelkiant [2] šaltinyje pateiktą Danijos šiuolaikinių jėgainių efektyvumo nustatymo būdą. Jei santykis yra 0,5, reiškia, kad pusę metinių valandų – 4380 iš 8760 – vėjas užtikrina šimtaprocentinį, arba nominalų jėgainės efektyvumą. Kitą pusę metų jėgainės, neva, nedirba.

Pagal [3] šaltinyje pateiktą žemėlapį galime rasti, kad  BVE zonoje dirbančios jėgainės  integralinis arba pilnos galios valandų skaičius per metus yra ~3000. Tuomet elektrinės mechaninis efektyvumas turėtų būti ~0,34 (atitinka santykį 3000/8760). Elektrinis efektyvumas yra mažesnis dėl mechaninių ir elektrinių konversijos nuostolių paverčiant mechaninę turbinos sukimo energiją elektros generatoriaus sukimu, taip pat dėl nuostolių, susijusių su elektros generavimu, dažnių sinchronizavimu, pan. Elektrinės galios išnaudojimo koeficientas („capacity factor“) yra vienas pagrindinių ekonominių parametrų.

Realus galios išnaudojimo koeficientas arba realus jėgainės efektyvumas visuomet  yra mažesnis už elektrinį efektyvumą dėl įvairių planinių ir neplaninių jėgainės stabdymų. Taigi  BVE atveju jis turėtų būti ne aukštesnis nei 0,31. Tačiau jis turėtų būti didesnis dėl dviejų pagrindinių priežasčių.

Šios priežastys yra aptariamos toliau.

Būsimų jėgainių efektyvumas –aukštesnis. Šaltinis [3] yra 2009 metų, todėl jame pateiktas žemėlapis nėra pakankamai tikslus. Šiandien derėtų pasitelkti 2019 metų vėjo energijos Europoje atlasą [8]. Jis yra ne tik tikslesnis, bet ir universalesnis. Jame  yra pateikiami ne vien spalviniai tonai, bet ir konkretūs skaičiai, pavyzdžiui, santykiniai vėjo galios dydžiai W/m². Taigi jei yra žinomi arba numatomi jėgainės mechaninės ir elektrinės konversijos nuostoliai, taip pat nuostoliai dėl įvairių stabdymų, tuomet naudojantis minėtu santykiniu dydžiu, galima nustatyti pagrindinį parametrą – realų galios išnaudojimo efektyvumą.

Šiuolaikinių didelės galios (10-12MW) ir 120-150m aukščio jėgainių realų galios išnaudojimo efektyvumą galima rasti ir kituose  šaltiniuose. Pavyzdžiui, [2] ir [9] šaltiniuose galima rasti Danijos, Vokietijos, Belgijos, Jungtinės Karalystės iki 2021 metų pastatytų jėgainių realius galios išnaudojimo koeficientus. Taip pat, naudojantis naujuoju Europos vėjo atlasu, galima nustatyti vėjo galios indeksą konkrečiose šių šalių jėgainių teritorijose. Palyginus šiuos dydžius, galima rasti atitinkamas koreliacijas, rodančias, kiek žemėlapyje surastas efektyvumas sutampa su vidutine realių jėgainių atitinkama reikšme konkrečioje jūros teritorijoje. Nustačius planuojamos elektrinės  teritorijos galios išnaudojimo efektyvumą ir pasitelkus minėtas koreliacijas, galima tiksliau nei pagal [3] surasti šį efektyvumą Baltijos vėjo elektrinei.  Šį efektyvumą galima vadinti galios išnaudojimo veiksniu ar tiesiog galios veiksniu (“capacity factor“).

4 pav. Naujasis Europos Vėjo Atlasas [8]. Fragmentas, susijęs su BVE galios išnaudojimo efektyvumo nustatymu.

Pavyzdžiui, Danijos ir Vokietijos teritorinių vandenų sandūroje yra keletas abiejų šalių jėgainių parkų, kurių realus galios išnaudojimo koeficientas yra gana aukštas – vidutiniškai 0,48 [9]. Jį sąlygoja stiprus vėjas, kurio vidutinis indeksas pagal [8] yra 930W/m² (4 pav.). Lietuvos priekrantėje, būsimos BVE  teritorijoje indeksas yra mažesnis. Integruota interaktyvi atlaso funkcija leidžia nustatyti, kad minėtoje teritorijoje vidutinė vėjo galios reikšmė yra 720W/m² . Taigi proporciškai BVE  galios išnaudojimo koeficientas turėtų būti 0,38. Panašų dydį gautume, atlikę Jungtinės Karalystės jėgainių parkų atitinkamą analizę ir ją palyginę su Lietuvos priekrantės sąlygomis.

Jei tiesinio proporcingumo metodas kelia abejonę, galima pasikliauti Belgijos Šiaurės jūros „Belwin“ jėgainių analize. Šioje teritorijoje vėjo santykinė galia yra nedaug didesnė (750W/m² ) už Lietuvos BVE teritorijoje vėjo galią (720W/m²). Toks skirtumas yra galimos paklaidos intervale, jei vertintume realių jėgainių efektyvumo koeficientus atskirose jūrų teritorijose. Nedidelėje Belgijos priekrančių teritorijoje veikia aštuoni jėgainių parkai, kurių vidutinė galios išnaudojimo koeficientų reikšmė sudaro 0,39. Tačiau sklaida sudaro apie 30% (5 pav.). Jei nevertintume „Thorntonbank NE“ parko efektyvumo, kuris yra neįprastai žemas, gautume 0,40 vidutinę efektyvumo reikšmę.

Įvertinus tai, kad Lietuvos priekrantėse vėjo stiprumas yra šiek tiek mažesnis, vidutinė BVE galios išnaudojimo efektyvumo reikšmė būtų 0,384.

Mažesni būsimų ir naujos technologijos jėgainių nuostoliai dėl įvairių planinių ir avarinių stabdymų didina jėgainių galios išnaudojimo efektyvumą. Mokslinėje literatūroje galima rasti tyrimų rezultatų apie galimą „dronų įdarbinimą“ dideliuose vėjo jėgainių parkuose ar jų kompleksuose. Taip pat turėtų atsirasti šiuos parkus aptarnaujančios kompanijos su specializuota įranga ir gana brangiomis remontui skirtomis plaukiojančiomis platformomis, kurios atsipirktų tik aptarnaujant didelį jėgainių skaičių.

5 pav. Belgijos Šiaurės jūros priekrantėse veikiančių vėjo jėgainių faktiniai galios išnaudojimo efektyvumo reikšmės [10].

Taigi naujos jūros vėjo elektrinių technologijos ateityje turėtų sukurtų prevencinę ir operatyvią jėgainių priežiūrą. Tai sąlygotų aukštesnį galios išnaudojimo efektyvumą. Be to, tai mažintų elektros gamybos kaštus ir ilgintų turbinų technologinio tarnavimo laiką. Labai svarbu, kad naujos technologijos turėtų ženkliai prailginti jėgainių tarnavimo laiką -net iki 30 metų. Tiek galimai tarnautų ir BVE moduliai, nors šiandien  technologinio tarnavimo laikas sudaro apie 50 tūkst. valandų, arba maždaug15 metų. Dukart ilgesnis tarnavimas yra ypač svarbus, jei vertintume tik  finansiškai skurdesnį laikotarpį po finansinio rėmimo. Reikia turėti galvoje tai, kad šiuo laikotarpiu papildomą naštą sukuria pinigų kaupimas jėgainių uždarymui arba jų galios atnaujinimui („repowering‘ui“). Juk postparaminis laikotarpis ilgėja keletą kartų.

Kita vertus, šiuolaikinių vėjo elektrinių galios išnaudojimo efektyvumas yra gana aukštas, todėl išvardintos naujosios technologijos gerina efektyvumą vos keliais procentais. Pavyzdžiui,  Danų Energetikos agentūra [2-245psl.] prognozuoja, kad 2030 metais minėtas koeficientas turėtų padidėti maždaug 4% palyginus su 2020 metais. Tai reiškia, kad 2025 metais, kai numatoma bus pasirašoma sutartis su būsimu investuotoju, padidėjimas turėtų būti ne didesnis kaip 2%. Taigi BVE galios išnaudojimo koeficientas turėtų padidėti nuo aukščiau nustatytos reikšmės 0,384 iki  0,39.

Vėjo jėgainių galios išnaudojimo efektyvumas šiek tiek priklauso ir nuo vėjo greičio netolygumo. Jau minėta, kad turbinos automatiškai stabdomos vėjo greičiui viršijus tam tikrą ribą (paprastai 25m/s). Esant gūsingam vėjui stabdymo automatai suveikia dažniau, todėl galios išnaudojimas mažėja. Gūsingumas – specifinė konkrečios teritorijos charakteristika.

Kai kurių Europos šalių reprezentatyvių vėjo elektrinių nuostolių dėl įvairių stabdymų, taip pat konversijos nuostolių dydžiai yra pateikti 1 lent.. Lentelė yra gauta vadovaujantis [6] šaltiniu. Matome, kad bendri eksploataciniai energijos nuostoliai yra apie 18 procentų. Didžiausią dalį sudaro vadinami budintys („wake“) nuostoliai, kai turbinos nedirba dėl per mažo ir per didelio vėjo greičio. Antroje vietoje yra nuostoliai dėl planinių bei remontinių stabdymų. Tuo tarpu energijos konversijos nuostoliai yra nedideli.

1 Lent. Kai kurių Europos šalių reprezentatyvių vėjo elektrinių dydžiai: efektyvumas,  eksploataciniai nuostoliai, galios išnaudojimo koeficientas („capacity factor“, pagal [6]).

Literatūroje [6] ir šioje lentelėje pateikti jūros jėgainių elektros gamybos nuostoliai yra didesni, nei kituose šaltiniuose. Tačiau galima rasti ir visiškai priešingų rezultatų. Pavyzdžiui, 2019 metais pastatytos vėjo jėgainės Danijos Šiaurės jūros priekrantėje („Horns Rev 3“) galios išnaudojimo efektyvumas yra 46%, nors vidutinis metinis vėjo greitis (9,57m/s) turėtų sąlygoti 62% efektyvumą [6]. Taigi nuostoliai sudaro net trečdalį, skaičiuojant nuo mechaninio efektyvumo. Galima spėti, kad toks didelis skirtumas galėtų rastis dėl santykinai didelio valandų skaičiaus, kuomet vėjas yra per stiprus (>25m/s) arba tiesiog yra labai gūsingas.

Lietuvos priekrantėje, skirtingai nei Vakarinėje Baltijos jūros dalyje ir Šiaurės jūroje, nėra salų, juolab kalnuotų teritorijų, kaip Norvegijos pakrantėje, todėl gūsingumas BVE teritorijoje turėtų būti mažesnis. Nors vėjas Lietuvos priekrantėje yra mažesnis, tačiau turėtų būti tolygesnis, taip pat rečiau viršijantis kritinę 25m/s ribą. Kita vertus, daryti prielaidą, kad tolygesnis vėjo stiprumas leistų tikėtis aukštesnio galios išnaudojimo efektyvumo, reikia atsargiai. Mokslinėje literatūroje informacijos apie tokią koreliaciją rasti nepavyko. Nors analizuojant, pavyzdžiui, Belgijos vėjo elektrinių faktinius galios išnaudojimo rodiklius, krenta į akis tai, kad šie rodikliai kinta žymiai didesnėse ribose (5 pav.), nei kinta šioje teritorijoje vėjo galios indeksas pagal 2019 metų Europos vėjo atlasą [8]. Priežastis galėtų būti didelis vėjo greičio nestabilumas, arba jo gūsingumas. Tačiau nebūtinai. Gali būti, kad atskirose (specifinėse) jūros teritorijose vėjo greitis yra tiesiog išskirtinai didesnis už vidutinį. Didesnę efektyvumo sklaidą gali lemti ir tai, kad vėjo jėgainių parkai kuriami ne tik ten, kur vėjas yra stipresnis, bet ir kur yra mažesni statybos kaštai. Taigi aukščiau pateiktas  0,39 efektyvumo rodiklis gali būti laikomas teisingu. Tačiau – tai vidutinė rodiklio reikšmė beveik visai rytinei Baltijos jūros priekrantei. Konkrečioje teritorijoje ši reikšmė gali būti ir didesnė ir mažesnė už vidutinę.

Apibendrinant vėjo galios veiksnį būsimos BVE ekonomikai, reikia konstatuoti: a) elektrinė bus statoma iš naujausių ir efektyviausių jėgainių modulių, užtikrinančių aukštą galios išnaudojimo efektyvumą; b) įvertinama, kad dėl efektyvesnio aptarnavimo ir operatyvesnio remonto būsimų jūros vėjo elektrinių efektyvumas bus keletu procentų aukštesnis nei jis yra šiandien; c) bazinis BVE galios išnaudojimo rodiklis įvertintas palyginimo būdu: pasitelkiant 2019 metų Europos vėjo atlasą (New European Wind Atlas [6]) surandamas teritorijų su jau veikiančiomis jėgainėmis efektyvumas ir palyginamas su faktiniais rodikliais; taip gaunamos korekcijos, kurios patikslina  BVE teritorijos efektyvumą, gautą pagal tą patį atlasą; d) įvertinus aukščiau pateiktus veiksnius ir galios išnaudojimo efektyvumo radimo būdus, nustatyta, kad BVE šis rodiklis yra 0,39, kas atitinka 3416 valandų per metus skaičių, kuomet elektrinė dirba pilna galia.

Investicinis kapitalas. Pasauliniu mastu 2018 metų kainomis jūros vėjo elektrinių santykiniai kaštai sudaro vidutiniškai 4353USD₂₀₁₈/kW, kas atitinka ~3800€/kW. Reikia pažymėti, kad šie kaštai nuo 2010 metų sumažėjo vos 5% [5]. Europos šalių tokių elektrinių santykiniai kaštai yra nedaug mažesni: Vokietijoje 2018 metais jūros vėjo elektrinių santykiniai kaštai sudarė 3979€₂₀₁₈ /kW, Belgijoje –  3458€₂₀₁₈ /kW, Nyderlanduose – 4023€₂₀₁₈ /kW, Danijoje – 3395 €₂₀₁₈ /kW, JK –  3349€₂₀₁₈ /kW.  Vidutiniškai 2018 metų kainomis tai sudaro 3641€₂₀₁₈/kW, o 2022m kainomis – 3932€₂₀₂₂/kW (6 pav.).

Kas liečia elektros prijungimo prie sausumos tinklų kaštus, jie Europoje taip pat šiek tiek didesni. Mažiausi jie yra Jungtinėje Karalystėje – 662€₂₀₁₈ /kW. Kitose šalyse yra aukštesni: Nyderlanduose – 1081€₂₀₁₈/kW, Belgijoje – 780€₂₀₁₈ /kW, Danijoje – 806€₂₀₁₈ /kW, Vokietijoje – 1087€₂₀₁₈/kW. Vidutiniškai šie kaštai sudarytų  883€₂₀₁₈/kW, o pagal 2022m. pinigų vertę ­ 954€₂₀₂₂/kW (6 pav., pagal [6]).

Vėjo elektrinių, kaip beje ir saulės, kaštai pastaraisiais metais mažėja, todėl jie turėtų būti mažesni už aukščiau nustatytus 3932€₂₀₂₂/kW ir 954€₂₀₂₂/kW atitinkamus dydžius. Yra keletas objektyvių priežasčių, kodėl taip yra. Viena iš jų yra susijusi su didesnės galios veiksniu. Didėjant vėjo jėgainių modulių galiai mažėja santykiniai turbinų gamybos ir montavimo kaštai. Kita vertus, didėjant jėgainės modulių aukščiui, didėja santykinės išlaidos stebulės konstrukcijai ir jos tvirtinimui. Dabartinė energetinė krizė situaciją komplikuoja, nes plieno kainos yra susiję su energijos kaštais. Todėl būsimųjų vėjo jėgainių kaštai, palyginti su šiandieniniais, turėtų arba nemažėti, arba mažėti nedaug.

 Kas liečia elektros gamybos kaštus, jie taip pat turėtų mažėti nežymiai. Dronų, taip pat specialių transporto įrenginių bei platformų remonto darbams panaudojimas, leidžia pasiekti aukštesnio lygio kontrolę bei kokybiškesnį elektrinių eksploatavimą. Tačiau tai ne tiek sumažina elektros gamybos kaštus, kiek jėgainės ilgaamžiškumą. Tai leidžia tikėtis didesnio galutinio projekto pelningumo, didina komercinį vėjo elektrinių patrauklumą, nes pasibaigus finansinio rėmimo laikotarpiui, kai investicijos yra atsipirkusios, kapitalo kaupimo laikotarpis pailgėja net keletą kartų.

Literatūra [6] nepateikia konkrečių investicinių kaštų mažėjimo tendencijų, tačiau juos pateikia kiti šaltiniai, pavyzdžiui [5 ir 2]. IRENA (Int. Renewable Energy Agency) [5] prognozuoja didesnį jūros vėjo elektrinių statybos kaštų sumažėjimą. Pagal pateiktą kainos trajektoriją 2025 metams ( BVE projekto pradžios metams), santykiniai kaštai turėtų būti 3810USD₂₀₁₈/kW arba – 3402€₂₀₁₈/kW. Pagal 2022 metų pinigų vertę tai būtų 3674€₂₀₂₂/kW. Kitas – Danijos Energetikos agentūros – šaltinis [2] rodo, kad vėjo jėgainių investiciniai kaštai nuo 2020 metų iki 2030 metų turėtų mažėti 11%. Vadinasi, 2025-taisiais palyginus su 2018m. vidutiniai kaštai pagrindinėse Europos šalyse turėtų sumažėti maždaug 8% – nuo aukščiau minėto 3932€₂₀₂₂ /kW dydžio iki 3641€₂₀₂₂ /kW. Pagal abu šaltinius santykinių kaštų vidutinė reikšmė 2025 metais (pagal 2022 metų pinigų vertę) turėtų būti 3656€₂₀₂₂/kW (žr.6 pav.). Priimame, kad 5% sumažėja ir elektros pajungimo prie sausumos tinklų kaštai: nuo 953€₂₀₂₂/kW iki 908€₂₀₂₂/kW. Jei šiuos darbus atlieka skirtingos kompanijos, pagrindinio investuotojo darbų kaštai turėtų sudaryti 2748€₂₀₂₂/kW. Tokiu būdu, pagrindinė 708MW galios BVE  statybos suma yra 1,946 mlrd.€, o su elektros prijungimo kaštais – 2,589mlrd.€.

Pastaba. Galutinę investicijų sumą gali koreguoti įvairūs veiksniai, kuriuos sunku iš anksto numatyti. Vienas svaresnių  – realus vandens gylis konkrečioje jėgainės modulio statybos vietoje. Pavyzdžiui, jei jis didesnis nei 30m, modulio statybos kaštai gali didėti 6-8% [6-19pav.]. Be to, kaštus gali koreguoti didėjanti infliacija, bendras pasaulio ekonominis nestabilumas, kitos nenumatytos aplinkybės.

Formuojamo kapitalo kaštai. Gaminamos elektros savikainą didžiąja dalimi lemia investicijų dydis ir jų kaštai. Įprastai investicinis kapitalas formuojamas iš nuosavo kapitalo ir skolinto. Didesnioji dalis – apie du trečdalius – tenka skolintam kapitalui, kuri yra ir pigesnė (2 lent.). Pavyzdžiui, Belgijoje, Vokietijoje, Nyderlanduose paskolų tokiems projektams palūkanos sudaro vos 4,0%.

Nuosavo kapitalo kaštai yra susiję su kompanijos akcijų pajamingumu. Normaliai jis yra didesnis už skolintų pinigų palūkanas kelis kartus. Be to, parduodant akcijas ar kitokius vertybinius popierius dažniausiai yra mokami papildomi mokesčiai.

Pagrindinėse vėjo energetikos šalyse nuosavo kapitalo kaštai (arba marža) pastaraisiais metais svyravo nuo 12 iki 15 procentų (2 lent.). Tokiu būdu, vidutiniai svertiniai formuojamo investicinio kapitalo (WACC) kaštai vien Europos šalyse kito nuo 6% Vokietijoje iki 7,15% Danijoje. Jei BVE statybos konkurso laimėtojas būtų Europos kompanija, skaičiavimuose derėtų priimti vidutinį kapitalo kaštų dydį 5-iose Europos šalyse, tai yra 6,7%. Investuotojas iš JAV Lietuvos elektros vartotojams kainuotų brangiau, nežiūrint to, kad nuosavo kapitalo kaštai Europoje ir JAV yra maždaug tokie patys.

Reikia pastebėti, kad nuosavo kapitalo kaštai daro didesnę įtaką gaminamos elektros savikainai. Nors šio kapitalo dalis yra apie du kartus mažesnė, didesnė investuoto nuosavo kapitalo pelno marža daro didesnę įtaką gaminamos elektros kaštams. Pavyzdžiui, minėtos maržos arba kaštų padidėjimas nuo 10% iki 15% didina gaminamos elektros savikainą 24%, kai analogiškas paskolos palūkanų 1,5 karto padidėjimas – nuo 4 iki 6 proc.– minėtus kaštus didina tik 8% [6]. Kaip matome iš 2 lentelėje pateikiamų skaičių, JAV kompanijų formuojamo kapitalo proporcijos (55/45) taip pat didina svertinį (WACC) dydį, kuris yra kone pusantro karto didesnis, nei vidutinis Europoje.

          2 Lent. Kai kurių šalių investicinio kapitalo būdingų (nacionalinių) dydžių suvestinė [6].(

*–  iki mokesčių.

Pasitelkdami 2 lentelėje pateiktus duomenis ir priimdami, kad BVE investuotojas yra Europos kompanija, galima būtų numatyti, kad šios kompanijos investuojamo kapitalo vidutiniai svertiniai kaštai turėtų būti 6,7% (j=0,067). Jei vertintume ir JAV kompanijos galimybę dalyvauti ir nugalėti šiame konkurse, vidutiniai kaštai turėtų būti 9,16%. Tačiau tai yra skaičiai, kuriuos galima prognozuoti remiantis nesena ir stabilia finansine situacija pasaulyje. Šiuo metu situacija yra kitokia, todėl būsimos BVE investicinio kapitalo kaštai gali būti didesni.

Prognozuojama elektros rinkos kaina. Būsima didmeninė elektros rinkos kaina tiesiogiai įtakoja finansinės paramos dydį. Prognozuoti šią kainą yra taip pat sudėtinga. 2021-23 metų  elektros kainos svyravimai parodė, kaip vienas iš veiksnių – šiuo atveju gamtinių dujų kaina – gali paveikti visą kompleksą veiksnių, nuo kurių priklauso elektros rinkos kaina. Ypač nuo gamtinių dujų priklauso elektros rinkos kaina Europoje. Būtina pažymėti, kad ši kaina Europoje padidėjo ne vien dėl aukštesnės pagrindinės žaliavos –  gamtinių dujų – kainos. Didelį vaidmenį suvaidino ir vadinami išvestiniai veiksniai – iškastinio kuro ateities sandorių kainos padidėjimas, taip pat ir aukštesnės apyvartinių taršos leidimų kainos. Kita vertus, daugelis analitikų sutinka, kad drastiškas gamtinių dujų kainos padidėjimas yra susijęs ne tiek su rinkoje veikiančiais svertais, kiek su politiniais veiksmais. Pasibaigus 2023 metų šildymo sezonui, taip pat ilgesnėje perspektyvoje pakoregavus rinką veikiančius svertus, galima prognozuoti, kad elektros rinkos kaina per artimiausius tris keturis metus normalizuosis. Vėliau, maždaug nuo 2026-28 metų elektros rinkos kaina pagal šios dienos Euro vertę turėtų saikingai didėti, o po 2050 metų – stabilizuotis (žr. 1 ir 7pav.).

Didelę įtaką elektros kainos didėjimui iki pat 2050 metų turėtų daryti atsinaujinančios energijos finansinio rėmimo pereinamojo laikotarpio pabaigos veiksnys. Dvidešimties metų (2000–2020m.m.) projektų finansinio rėmimo laikotarpis Vokietijoje leido ženkliai sumažinti atsinaujinančios elektros energijos gamybos kaštus. Per ateinančius 20 –30 metų finansinė parama atsinaujinančios energijos gamybai turėtų pilnai baigtis. Tai neišvengiamai didins energijos kainas.

Prognozuojant elektros rinkos kainos dinamiką, reikia vertinti ir veiksnius, susijusius su atskirų šalių nacionaliniais energetikos finansavimo mechanizmais, taip pat objektyviai nusistovėjusiais energijos kainų dydžiais. Pavyzdžiui, elektros rinkos didmeninė kaina Rytų Europos kraštuose istoriškai yra žemesnė dėl arčiau esančių Rusijos iškastinio kuro resursų ir iš ten importuojamos pigesnės elektros energijos. Taip pat ir dėl žemesnio pragyvenimo lygio, sąlygojančio mažesnę energijos paklausą. Ateityje žemesnę kainą regione turėtų lemti didesni ir pigesni nedirbamos žemės plotai, tinkantys atsinaujinančiai energetikos plėtrai.

Įvairūs šaltiniai elektros didmeninę rinkos kainą prognozuoja panašiai. Atsižvelgiama į 2021–2022m.m. elektros kainos padidėjimą dėl minėto gamtinių dujų ekstremalaus kainų šuolio. Prognozuojama, kad šis padidėjimas po 3-4 metų turėtų grįžti į normalias kitimo ribas (žr. 1 pav.). Toliau elektros rinkos kaina Europoje turėtų stabiliai, bet saikingai didėti. Didėjimą lems tolygus finansinės paramos atsinaujinančiai energetikai mažėjimas, kuris naujiems projektams Vokietijoje nuo 2021 metų pradžios jau yra nutrauktas. Mažmeninę kainą papildomai didins didėjančios investicijos į elektros tinklų sistemas, kurios turėtų užtikrinti patikimą energijos tiekimą esant vis daugiau nuo gamtos priklausomai šios energijos gamybai. Kainą dar didins ir kitos investicijos, pavyzdžiui į energijos kaupimą, hibridines technologijas, energijos srautų valdymą ir pan.

Kaip rodo [4] šaltinyje (panašiai ir kituose) pateikta prognozuojamų elektros rinkos kainų trajektorija, 2050 metais, palyginus su 2019–2020m., elektros kaina turėtų padidėti maždaug du kartus (infliacijos veiksnys eliminuotas). Beveik tiek per 30 metų turėtų padidėti ir realiosios gyventojų pajamos. Taigi išlaidų elektros energijai našta vartotojams neturėtų  didėti.

Lietuvoje, kaip ir daugumoje kitų Rytų Europos šalių, elektros rinkos kaina yra šiek tiek žemesnė. Ateityje tokia ji turėtų ir likti. Šiuo atveju, reikia turėti galvoje ne tiek Rytų kaimynų kiek Skandinavijos pigesnės elektros kainos rinkoje įtaką. Ilgesnėje perspektyvoje, kai didesnioji elektros dalis bus gaminama iš atsinaujinančių energijos šaltinių, teigiamai derėtų vertinti tokius veiksnius, kaip  mažas Lietuvos gyventojų tankis, didelis dirbamos žemės resursas ir miškingumas.

7 paveikslėlyje yra pateikta Lietuvos prognozuojamos elektros rinkos kainos trajektorija, įvertinus Europos šalių atitinkamas prognozes ir Lietuvoje objektyviai nusistovėjusius veiksnius. Matome, kad BVE numatomu finansinio rėmimo laikotarpiu (2030–2045m.m.) vidutinė elektros rinkos kaina turėtų būti 64,5€₂₀₂₂/MWh.

Pastovieji ir kintami gamybos kaštai.  Jie dar vadinami gamybos ir eksploatavimo kaštais („operation and maintance“ – O&M ). Pastovieji kaštai yra daugiau susiję su eksploatacinėmis išlaidomis, o kintamieji – su gamybos. Kintamieji gamybos kaštai, pagal vadovėlinį apibrėžimą, yra tiesiog proporcingi pagamintos produkcijos kiekiui. Kintant šiam kiekiui, kinta ir kaštai. Pastovieji nepriklauso nuo gamybos apimčių ir priklauso nuo jėgainės vertės ( nuo jos galios ir santykinių kaštų sandaugos). Kartais vėjo jėgainių elektros gamybos kaštai, įskaitant ir kintamuosius,  yra priskiriami pastoviesiems, nes pastovieji sudaro didžiąją išlaidų dalį. Tačiau ilgainiui turbinų ir mechaninių jungčių dėvėjimasis spartėja, todėl ir kintančiosios gamybos išlaidos didėja. Dažniausiai, kaip ir šioje studijoje, šios dvi išlaidų dedamosios pateikiamos atskirai (3 lent.).

3 Lent. Numatomi Baltijos vėjo  elektrinės energijos gamybos kaštai.

Pastoviųjų ir kintamų kaštų dydžiai yra santykiniai – pirmieji yra tiesiog proporcingi elektrinės galiai, antrieji – pagamintos elektros kiekiui ( 3 lent.). Baziniai dydžiai yra paimti iš Danijos Energetikos Agentūros 2016 metų leidinio, kuris buvo atnaujintas 2020 metais. Jame matome, kad kaštai yra pateikti pagal 2018 metų Euro vertę. Įvertinus standartinę 2% metinę infliaciją ir minėtų išlaidų pigimo trajektoriją, 2025 metais (numatomais BVE projekto pradžios metais) pastovieji santykiniai kaštai turėtų sudaryti 42524€/MW/(per metus), o kintamieji – 3,15€/MWh (3 lent.). Dėl didesnės nei standartinė pastarųjų metų infliacijos pateikti skaičiai greičiausiai bus šiek tiek didesni.

Lentelėje 3 pateikiami tiek jūros, tiek ir sausumos jėgainių atitinkamų kaštų duomenys. Jie tarpusavyje skiriasi nedaug, tačiau reikia turėti galvoje, kad jūrinių jėgainių modulių galia yra apie du kartus didesnė. Todėl vieno jūrinio modulio profilaktiniai, bandomieji ar remonto darbai yra daugiau kaip du kartus brangesni, nei vieno modulio sausumoje. Beje, sausumos jėgainių kaštai, kurie yra susiję su žemės nuoma ar jos pirkimu, taip pat su kompensacijomis netoliese įsikūrusiems gyventojams, yra priskiriami prie kapitalinių kaštų, o ne prie pastovių išlaidų. Taigi BVE atveju atsirandančios papildomos kariškių išlaidos dėl navigacijos sistemų modernizavimo galimai priskirtinos prie kapitalinių kaštų. Juos turėtų padengti projekto būsimasis vykdytojas. Šios išlaidos šiame darbe nevertintos.

Vėjo elektrinių gaminamos elektros kaštai.  Vėjo elektrinių gaminamos produkcijos savikaina didžiąja dalimi priklauso nuo investicinio kapitalo dydžio, taip pat nuo to, kokie yra šių kaštų kaštai. Įtakos turi ir kiti veiksniai, ypač elektrinės galios išnaudojimo efektyvumas („capacity factor“), gamybos (pastoviosios ir kintamosios) išlaidos (O&M). Gaminamos elektros kaštai arba savikaina yra

skaičiuojami vienam pagamintos energijos vienetui, pavyzdžiui vienai MWh arba  kWh. Dažniausiai tai vidutinis svertinis dydis – LCOE („levelized cost of energy“), kuris yra skaičiuojamas per visą technologinio tarnavimo laikotarpį. Pirminiam vertinimui apsiribojama pirmųjų metų atitinkamais skaičiavimais, visas metines išlaidas dalinant iš pagamintos elektros metinio kiekio. Tokiu atveju LCOE  paskaičiuojamas pagal tokią formulę:

                 .                 (1)

Šioje formulėje:

• LCOE – vidutiniai svertiniai vienos elektros megavatvalandės kaštai, €/MWh;
• IK – investiciniai kaštai, tenkantys vienam MW elektrinės galios, €/MW;
• EG – bendra jėgainės elektrinė galia, MW;
• j – investicinio kapitalo vidutinė svertinė kaštų norma (WACC), vieneto dalimis;
• n – laikotarpio trukmė, metais;
• PI – pastoviųjų išlaidų metinis santykinis dydis, €/MW/(per metus);
• KI – kintamųjų išlaidų santykinis dydis, €/MWh;
• GA – elektros gamybos metinė apimtis, MWh;
• GIK – jėgainės galios išnaudojimo koeficientas, vieneto dalimis;
• 8760 – tai valandų metuose skaičius.

Kai kurių šalių vėjo jėgainių gaminamos elektros kaštai pateikti 8 pav. Didžiausią kaštų skirtumą sudaro veiksnys, susijęs su elektros pajungimo prie sausumos sistemos kaštais, nes kai kurios        šalys šiuos darbus patiki trečiosioms šalims, dažnai valstybinėms įmonėms (Danija, Vokietija, Nyderlandai). Tokiu atveju, šių darbų kaštai neįskaitomi į gaminamos elektros savikainą, nes darbai yra atliekami dar iki pradedant elektros gamybą. Tai modelis, kurį planuojama panaudoti ir BVE atveju. Su prijungimo darbus atlikusia kompanija paprastai atsiskaitoma iš lėšų, gautų atitinkamai padidinus mažmeninį elektros tarifą. Tuo tarpu Belgijoje, JAV, Japonijoje, iš dalies jungtinėje Karalystėje, elektros savikaina yra aukštesnė (8 pav.), nes už minėtus elektros pajungimo darbus yra atsakinga elektrinės projektą vykdanti bendrovė. Dydis LCOE šiose šalyse yra skaičiuojamas pagal (1) formulę. Danijos, Vokietijos, Nyderlandų, taip pat ir būsimos BVE atveju, LCOE skaičiavimo formulė yra kiek kitokia

                        (2)

Čia  PK – santykiniai elektros prijungimo prie sausumo sistemos kaštai, €/MW.

Įvertinus tai, kad elektros prijungimo santykiniai kaštai nuo bendros investicinės sumos sudaro apie penktadalį, tai ir paskaičiuotas pagal (2) formulę LCOE dydis yra maždaug penktadaliu mažesnis. Naudodamiesi šia formule, galima paskaičiuoti BVE gaminamos elektros savikainą, įvertinant jau preliminariai žinomus, taip pat aukščiau aptartus bazinius elektrinės parametrus. Šie parametrai yra tokie: elektrinė galia EG=708MW, IK = 3,656×10⁶ €/MW, PK = 0,908×10⁶ €/MW, j=0,067, n=15, PI = 42524€/MW, KI = 3,15€/MWh, GIK – 0,39.

Pagal (2) formulę ir aukščiau pateiktas jos dydžių reikšmes paskaičiuotas LCOE dydis, tai yra BVE gaminamos elektros savikaina, yra 102,2€/MWh. Didžiąją dalį šios savikainos reikšmės sudaro kapitalinių kaštų dedamoji – 86,6€/MWh, toliau – dalis, susijusi su pastoviosiomis gamybos išlaidomis –12,4€/MWh ir 3,2€/MWh yra dalis, susijusi su kintamomis gamybos išlaidomis.

Gautoji reikšmė gerai dera su 8-tame pav. pateiktais atitinkamais dydžiais toms šalims, kurios iš bendrųjų investicinių kaštų atskiria kaštus, susijusius su jėgainės elektros pajungimu prie sausumos elektros sistemos. Tai Danija, Vokietija, Nyderlandai. Kita vertus, pastarųjų šalių jūros elektrinės dirba efektyviau. Jų galios išnaudojimo koeficientas GIK ir tuo pačiu formulės (2) vardiklis yra maždaug penktadaliu didesnis. Vadinasi, šių šalių jėgainėse gaminamos elektros savikaina turėtų būti atitinkamai mažesnė. Tačiau matome, kad taip nėra. Tai reiškia, kad realūs minėtų elektrinių investiciniai kaštai buvo didesni, nei projektiniai.  

Elektros prijungimo prie sausumos sistemos kaštai. Juos galima vadinti trumpiau – elektros infrastruktūros („electrical infrastructure“, EI) kaštais. Jei BVE atveju šiuos darbus atlieka Lietuvos bendrovė [1], dar nereiškia, kad šie kaštai bus mažesni. Kai kurie veiksniai – mažesni Lietuvos darbuotojų atlyginimai, taip pat tai, kad darbus numato atlikti valstybinė įmonė – rodo, kad elektros prijungimo prie sausumos tinklų kaštai galėtų būti mažesni.

Kita vertus, didelės ir aukštą pasitikėjimą turinčios kompanijos paskolas iš bankų gauna geresnėmis sąlygomis. Įtakos tam turi ir pačios paskolos dydis, kuris yra bendras kartu su investicijomis jėgainės statybai. Investicinio kapitalo skaidymas į dvi dalis didina paskolos, ypač skirtos kaip tik EI darbams, kaštus. Tai parodo 6-tame pav. pateiktos diagramos. Nyderlandų, Vokietijos ir Danijos EI kaštai vidutiniškai sudaro 991€₂₀₁₈ /kW ir yra didesni už vidurkį – 883€/kW. Įtraukus JAV tokių darbų atlikimo kaštus (591€/kW, [6–14len.]), gautume, kad šalyse, kuriose EI darbus organizuoja pagrindinis elektrinės projekto vykdytojas, šie darbai kainuoja mažiau, šiuo atveju – daugiau kaip trečdaliu: Belgijos, Jungtinės Karalystės ir JAV šių darbų kaštų vidurkis sudaro 678€₂₀₁₈/kW. Šiek tiek mažesni šiose šalyse ir bendrieji investiciniai kaštai. Tuo tarpu elektros gamybos savikainoje tai neatsispindi (8 pav.). Priežastis – paprasta: valstybėse, kuriose EI darbus atlieka vadinamos trečiosios šalys, darbai paprastai atliekami anksčiau, dar iki elektrinės statybos pradžios, todėl EI kaštai į elektros gamybos savikainą neįtraukiami.

Pasirenkant BVE projekto organizavimo formatą su dviem vykdytojais suponuojama išankstinė prielaida, kad EI darbus atliks Lietuvos bendrovė (pavyzdžiui ESO). Panašus formatas yra Vokietijoje, Danijoje, Nyderlanduose, kur šiuos darbus atlieka vadinamos TSO kompanijos („Transmission System Operator“). Šiandien tai jau didelę patirtį turinčios kompanijos, disponuojančios specializuota įranga ir kvalifikuotais specialistais. Lietuvoje tokių kompanijų kol kas nėra, tačiau, panašu, yra noras turėti. Taigi pirmam BVE projektui neišvengiamai tektų samdyti aukštos kvalifikacijos specialistus ir vadybininkus bei nuomotis brangią įrangą. Visa tai brangintų EI darbų kaštus ir vargu ar investuotos papildomos lėšos vėliau atsipirktų. Be to, nėra aiškumo, ar aplamai bus statoma daugiau didelių vėjo elektrinių Baltijos jūroje. Šis atsinaujinančios elektros energijos generavimo Lietuvoje būdas gali būti per brangus, palyginus su saulės ir biokuro variantais, taip pat su žemyninėmis vėjo elektrinėmis. Atsakymą turėtų duoti pirmieji BVE darbo metai, kai paaiškėtų realus elektrinės galios išnaudojimo efektyvumas ir gaminamos elektros savikaina.

Apibendrinant aukščiau pateiktą informaciją apie elektros prijungimo prie sausumos tinklų kaštus, racionalu vadovautis informacija apie pagrindinių Europos vėjo energetikos šalių tokių darbų kaštus. Jie pateikti 6 pav. Vidutiniai kaštai pagal 2018 metų Euro vertę, matome yra 883€/kW, kas šiandien atitinka 956€₂₀₂₂/kW dydį. Įvertinę vėjo jėgainių statybos kaštų mažėjimo trajektoriją ir ją interpoliuojant 2025-tiems metams, gauname, kad pastarasis dydis turėtų sumažėti 5%, iki  908€₂₀₂₃/kW. Viso šiai bendrovei reikėtų suformuoti 643mln. Eurų kapitalą, nes  BVE galia yra 708MW. Skolintoji kapitalo dalis, tegul sudaro 70% [6], o šio kapitalo kaštai, priimkime, yra vienu procentiniu punktu aukštesni už vidutinius Europoje (4,4%, 2 lent.), tai yra 5,4%. Didesni kaštai priimami dėl aukščiau minėtos priežasties – Lietuvos bendrovė savo finansine galia, patirtimi ir patikimumu neprilygsta tarptautinėms korporacijoms, kurios galėtų atlikti visus elektrinės statybos darbus, įskaitant ir vadinamus  EI  darbus. Tai įvertinus, taip pat ir tai, kad bendrovė gauna galimybę dalyvauti projekte (praktiškai) be konkurso, yra logiška priimti, kad bendrovės investuoto nuosavo kapitalo prieauglis (arba marža) bus mažesnis už vidutinį, pateiktą 2 lent. (12,7%). Jei jis, tarkime – 10%, tuomet ir Lietuvos bendrovės vidutiniai svertiniai suformuoto kapitalo kaštai būtų praktiškai tokie patys, kaip didžiųjų Vakarų bendrovių – 6,8%.

Pagal aukščiau pateiktas prielaidas ir iš jų išplaukiančias EI išlaidas, galima paskaičiuoti kiek šios išlaidos kainuos Lietuvos elektros vartotojams per 7 kapitalo grąžos metus. Kapitalo grąžos koeficientas („capital recovery faktor“) paskaičiuojamas pagal įprastinę formulę:

                               (3)

kur  j =0,068, o n = 7. Tokiu atveju, KGK = 0,184, kas reiškia, kad kasmet Lietuvos bendrovei reikėtų sumokėti po 118,5mln.€, o per 7 metus – 829mln.Eurų.

Minėta 118,5mln.€ suma (plius PVM) būtų surenkama iš elektros vartotojų per vadinamą VIAP mokestį. Šis mokestis, žinome, skirtas energetikos ir aplinkos apsaugos politikos strateginių tikslų įgyvendinimui. Būsima BVE tokius tikslus pilnai atitinka.

Pastaraisiais metais  VIAP dydis Lietuvoje yra apie 100 mln.€ per metus. Taigi minėtus 7 metus VIAP mokesčio reikėtų apie du kartus daugiau. Dėl to elektros energijos kainos tarifas (su PVM) šiuo laikotarpiu turėtų papildomai didėti 1,19 cento už kWh.

Papildomas metinis VIAP lėšų poreikis priklauso ne tik nuo KGK (CRF) , bet ir reikalingo kapitalo dydžio elektros infrastruktūros EI darbams atlikti. Pastarasis veiksnys daugiau įtakoja metinį VIAP lėšų padidėjimą, nei dydis KGK (9 pav.). Beje, įtakos turi ir kapitalo grąžos laikotarpio ilgis. Jis šiuo atveju yra 7 metai. Jei laikotarpis trumpėtų, pavyzdžiui, iki 5 metų, vietoje aukščiau paskaičiuotų 118,5mln.€, kasmet reikėtų sukaupti 156mln.€. Tačiau bendra pinigų suma, kurią reikėtų sumokėti elektros prijungimo darbus atlikusiai bendrovei, būtų šiek kiek mažesnė: vietoje 828mln.€ reikėtų 780mln.€. Grafinės priklausomybės 9 pav. pateiktos atvejui, kai kapitalo grąžos laikotarpis  n  yra 7 metai.

Infliacija taip pat turi įtakos formuojant būsimą VIAP lėšų poreikį. Bazinis infliacijos dydis, kuris buvo naudotas atliekant aukščiau pateiktus skaičiavimus, yra 1,8% (žr. 2 lent.). Tačiau praeitų metų elektros kainų padidėjimas, taip pat kai kurie politiniai veiksniai infliacijos rodiklį (ypač Lietuvoj) padidino net keletą kartų. Prognozuojant elektros rinkos kainos dinamiką (7 pav.), galima numatyti ir infliacijos dydį.

Greičiausiai jis viršys čia naudojamą kaip bazinį 1,8% dydį. Tokiu atveju pinigų suma, kurią reikėtų sumokėti už EI darbus būtų didesnė. Pavyzdžiui, esant 4% infliacijos rodikliui metinė pinigų suma didėja nuo 118,5 iki 128mln.€ (10 ir 11 pav.). Didesnis būtų ir PVM, kurį reikėtų mokėti elektros vartotojams, atitinkamai 24,9mln.€ ir 26,9mln.€. Kaip matome, abiejų apskritiminių diagramų bendras vaizdas yra panašus, nes dedamųjų proporcijos yra vienodos abiejų infliacinių rodiklių atvejais.

Detalesni Lietuvos bendrovės, atliksiančios EI darbus, finansiniai rodikliai esant dviem skirtingiems metinės infliacijos rodikliams, yra pateikti 4 lent. Bendrovės nuosavo, taip pat ir banko investuoto kapitalo reali grąža abiem atvejais yra nekintanti: skolintų pinigų realus metinis prieaugis yra 3,54%, o nuosavo – 8,06%. Kapitalo grąžos koeficientai per 7 metus atitinkamai yra 16,38% ir 19,25%.

Didesnis infliacijos rodiklis, matome, didina Lietuvos elektros vartotojų sumokamą pinigų sumą, nes didėja skolinto ir nuosavo kapitalo kaštai, taip pat didėja ir kapitalą suformavusių subjektų pelnas. Pavyzdžiui, infliacijos rodiklio 1,8% atveju, skolintiems pinigams kapitalo grąža yra 17,53%, o nuosavam kapitalui – 20,50%. Jei infliacija  – 4%, tuomet šie dydžiai padidėja atitinkamai iki 19,00% ir 22,2%. Grynasis darbus atlikusios bendrovės pelnas taip pat didėja beveik trimis milijonais per metus arba 18,8 mln. per 7 metų laikotarpį. Infliaciją įvertinantys skaičiavimai yra atlikti pasitelkiant vadinamą Fisherio infliacijos įtakos formulę: (1+nom)=(1+real)(1+inf).

Elektros infrastruktūros EI darbai sudaro apie ketvirtį visų elektrinės statybos darbų kainos. Nors BVE statybos darbai yra 4 kartus brangesni, EI išlaidų  poveikis elektros energijos kainos padidėjimui, matysime yra net didesnis (žr. kitą paragrafą). Tai lemia trumpesnis investuoto kapitalo grąžos laikotarpis (7 metai prieš 15) ir tai, kad EI darbus atlieka bendrovė, kuri negauna pajamų pardavus pagamintą elektros energiją. Bendrovės pajamas sudaro visų šalies elektros vartotojų sumokami papildomi pinigai. Matome, kad per 7 metų laikotarpį vartotojai turėtų sumokėti 1003mln.€ jei infliacijos dydis 1,8% ir 1082mln.€ – jei 4%. Realesnis dydis yra antrasis.

4 lent. Elektros prijungimo prie sausumos tinklų (EI) darbus atliksiančios bendrovės kai kurie finansiniai rodikliai ir jų įtaka elektros vartotojų mokamos kainos padidėjimui.

Finansinė parama pagrindiniam investuotojui.  Vėjo (taip pat ir saulės, dalinai – biokuro) elektrinių gaminamos elektros savikaina didžiąja dalimi priklauso nuo investicijų dydžio ir investicijoms suformuoto kapitalo kaštų. Pačios elektros gamybos kaštai yra kelis kartus mažesni. Investicinio kapitalo dydis ir jo kaštai  – tai dvi dedamosios, lemiančios svarbų gaminamos elektros savikainos dydį. Jei šis dydis yra didesnis už elektros rinkos kainą, investicijos be finansinės paramos neatsiperka. Finansinė parama atsinaujinančiai energijai – vis dar reikalinga.  Rėmimo modeliai yra nevienodi. Dažnai jie priklauso nuo konkrečių gamtinių sąlygų, pavyzdžiui, vėjo greičio. Pingant vėjo jėgainių statybos kaštams, jau šiandien kai kurių vėjo jėgainių gaminamos elektros savikaina yra žemesnė už rinkos kainą. Tačiau visumoje vėjo jėgainės neturėtų pakankamo komercinio patrauklumo, jei nebūtų finansiškai remiamos. Net ir didelės vėjo galios teritorijose nėra garantijos, kad investuotas kapitalas duos norimą ir užtikrintą pelną. Juolab didmeninė elektros rinkos kaina ir gaminamos elektros savikaina yra nuolat kintantys dydžiai.

Paramos finansai yra formuojami per didesnį mažmeninės elektros kainos tarifą, kurį moka elektros vartotojai. Taigi parama turi būti  gerai pasverta. Viena vertus, kompanijos turi turėti pakankamą komercinį interesą investuoti į vėjo elektrinių statybą, taip sukuriant konkurencinę aplinką. Šis veiksnys ilgainiui mažina investicinius kaštus ir pigina elektros kainą. Kita vertus, finansinė parama turi derėti su gyventojų pajamų baze, sąlygojančia stabilų elektros energijos suvartojimą ir atsiskaitymą.

Vienas iš efektyviai ir lanksčiai veikiančių paramos modelių yra paremtas nuolat kintančiu skirtumu tarp gaminamos elektros kaštų ir elektros rinkos kainos. Tai taip vadinamas „contract for difference“ (CfD) modelis. Parama suteikiama tuo atveju, jei pagamintos elektros kaštai viršija didmeninę rinkos kainą. Priešingu atveju gamintojas paramos negauna ir arba grąžina skirtumą arba ne. Tai priklauso nuo konkurso sąlygų.  

Finansinės paramos dydis paskaičiuojamas paprastai. Pavyzdžiui, kaip paskaičiuotas pagal (2) formulę elektros savikainos dydis BVE atveju yra 102,2€/MWh, o vidutinė prognozuojama elektros rinkos kaina 2030-2045 metų laikotarpiu – 64,5€/MWh (7 pav.), gauname, kad kasmet investuotojui reikia sumokėti po 91,2mln.€. Finansinės paramos dydį galima paskaičiuoti pagal tokią formulę:

  (3)

Čia  dydis FP – metinis finansinės paramos dydis, mln.€/m.; ERK – elektros rinkos kaina, €/MWh.

5 Lent. Baziniai BVE finansiniai ekonominiai rodikliai.

Reikia atkreipti dėmesį į tai, kad 2030-2045m. laikotarpio pradžioje reikėtų mokėti didesnę sumą, nes elektros rinkos kaina šiuo laikotarpiu, prognozuojama, bus mažesnė už vidutinę. Per visą 15 metų BVE finansinio rėmimo laikotarpį pagrindiniam investuotojui reikėtų sumokėti 1368mln.€. Realiai elektros vartotojai per šį laikotarpį turėtų sumokėti daugiau, nes reikia įskaičiuoti PVM. Taigi per metus elektros energijos vartotojai turėtų papildomai sumokėti vidutiniškai po 110,3mln.€, o per 2030–3045 metų laikotarpį – 1655mln.€. Šie skaičiai gauti naudojant aukščiau pagrįstus bazinius dydžius, kurie yra pateikti 5 lent. Matome, kad infliacija ir investicinio kapitalo svertiniai kaštai atitinka laikotarpį iki 2021 metų. Pastaruoju metu šie rodikliai didėja, todėl pagrįstai galima teigti, kad parama BVE investuotojui bus didesnė.

BVE finansinių rodiklių analizė. Aukščiau pateikti baziniai BVE rodikliai buvo surasti remiantis tam tikromis prielaidomis. Pavyzdžiui, investicinio kapitalo svertiniai kaštai (WACC) yra 6,70% ir jie nustatyti priimant 1,8% metinės infliacijos rodiklį. Tačiau infliacijos rodiklis gali svyruoti gana plačiose ribose. Pavyzdžiui, 2021 gruodžio infliacija Lietuvoje, palyginus su 2020 metų gruodžiu, viršijo  10%,  o  2022  gruodį – daugiau  kaip  20%. Toks  šuolis negali neatsiliepti vidutinei  infliacijos reikšmei ilguoju laikotarpiu, todėl sunku tikėtis, kad toks žemas (1,8%) dydis galėtų būti baziniu. Infliacija pastebimai koreguoja WACC dydį (4 lent.), taip pat ir gaminamos elektros savikainą. Kitas jautrus rodiklis – realus investuojamo kapitalo dydis, šiuo atveju būsimos BVE kaina. Dažnai ji būna didesnė  nei projektinė. Tai galima matyti palyginus realią kai kurių šalių gaminamos elektros savikainą su projektine, kuri paskaičiuojama remiantis projektiniais investicinio kapitalo dydžiais. Projektinis elektrinės galios išnaudojimo efektyvumas GIK palyginus su faktiniu dydžiu taip pat gali ženkliai skirtis (5 pav.). Pagaliau reali sutartis su konkursą laimėjusia bendrove, palyginus su baziniu konkursiniu variantu, bus detalesnė ir vertins daugiau veiksnių. Taigi gali skirtis ne vien nominali WACC reikšmė, bet ir reali, pavyzdžiui, dydis 0,0481 (4 lent.). Tą patį galima pasakyti ir apie finansinės paramos laikotarpį ar patį paramos formatą, kuris galutinai bus nustatytas derybų metu.

Žemiau pateikta BVE finansinių rodiklių analizė parodo, kaip vienas ar kitas veiksnys įtakoja minėtus rodiklius, pavyzdžiui, gaminamos elektros savikainą, finansinės paramos dydį, papildomų VIAP lėšų metinę sumą, pan. Keičiant minėtus veiksnius, kiti išlieka baziniais (žr. 5 lent.). Dauguma žemiau pateiktų priklausomybių yra taip vadinamos erdvinės priklausomybės, kai kokio nors parametro priklausomybė pateikiama priklausomai ne nuo vieno, o nuo dviejų kintamųjų. Pavyzdžiui, gaminamos elektros savikaina 12-tame pav. pateikiama priklausomai nuo santykinių investicijų dydžio (€/kW), taip pat ir nuo investicinio kapitalo kaštų (WACC). Pastarieji du dydžiai pateikiami bazinių atžvilgiu su ±10% nuokrypiu. WACC bazinis dydis yra 0,067 (6,70%), taigi +10% riba reiškia, kad WACC yra 0,074, o –10% , kai WACC = 0,060. Investicijų santykinis bazinis dydis yra 3656€/kW, taigi horizontalioje ašyje intervalas apribojamas nuo 3290€/kW iki 4022€/kW.

Vadinamas svertinis suformuoto kapitalo kaštų dydis (WACC) kinta palyginti nedidelėse ribose, ypač jei bendra finansinė situacija yra stabili. Tuomet skolintų pinigų realūs kaštai yra nedideli ir visai neseniai jie buvo vos 2,16%. Tai bazinis dydis, parodantis kiek skolintojas realiai uždirba skolindamas pinigus elektrinės investuotojui. Jei skolintojui kelia įtarimų finansinis stabilumas rinkoje, minėtas 2,16%  dydis jo netenkins. Jei skolintojas jo norėtų, pavyzdžiui, 10% didesnio, realūs skolintų pinigų kaštai pabrangtų iki 2,38%. Jei tiek pat būtų brangesni ir nuosavo kapitalo kaštai, dydis WACC taip pat padidėtų 10%. Esant 1,8% infliacijai ir 13% nominaliam nuosavo kapitalo pajamingumui (4 lent.), realusis pajamingumas būtų 11,0%. Dešimtadaliu didesnė nuosavo kapitalo kaštų reali reikšmė (12,1%) reikštų šių kaštų nominalios reikšmės padidėjimą nuo 13% iki 14,1% (skaičiavimai atlikti pasitelkiant Fisherio formulę).   

Infliacija daugiau įtakoja WACC dydį (4 lent.), juolab ji gali kisti didesniu masteliu. Infliacijos rodiklio 100% padidėjimas palyginus su šioje studijoje naudojamu baziniu 1,8% dydžiu reiškia, kad infliacija yra 3,6%. Tokios infliacijos dar negalima pavadinti aukšta. Tačiau WACC dydis pasikeičia pastebimai – padidėja nuo 6,7% iki  8,6%. Tai daro įtaką ir gaminamos elektros savikainai, ką galima matyti iš 13 pav. parodytos grafinės priklausomybės. Matome, kad infliacijos rodikliui padidėjus nuo 2% iki 6%, gaminamos elektros savikaina didėja ketvirtadaliu – nuo 103,4€/MWh iki 128,0€/MWh.

Gaminamos elektros kaštai tiesiogiai įtakoja finansinės paramos elektrinei dydį. Kuo kaštai mažesni, tuo mažesnis jų skirtumas nuo bazinės elektros rinkos kainos. Finansinės paramos dydį (FP) galima paskaičiuojama pagal tokią formulę:

    . (4)

Pavyzdžiui, esant aukščiau nustatytiems baziniams BVE elektrinės LCOE, ERK, EK ir GIK  dydžiams (atitinkamai, 102€/MWh, 64,5€/MWh, 708MW ir 0,39 – žr. 5 lent.), gauname, kad papildoma finansinio rėmimo suma, reikalinga rentabiliam elektrinės darbui, yra 91,2mln.€. 13-tame pav. pateikta grafinė priklausomybė rodo, kaip  metinės infliacijos dydis įtakoja gaminamos elektros kaštus (tai yra dydį LCOE). Pasitelkdami šią priklausomybę,  taip pat  (4) formulę, galima rasti, kaip elektrinės finansinės paramos dydį įtakoja metinė infliacija, taip pat ir bazinė elektros rinkos kaina ERK. Minėta įtaka pavaizduota 14 pav. grafinėmis priklausomybėmis.

Finansinė parama formuojama iš elektros vartotojų per didesnį už elektrą mokamą tarifą. Taip gaunamos papildomos metinės VIAP lėšos, skirtos būsimam BVE operatoriui finansiškai remti. Parama pilnai atitinka VIAP lėšų strateginius tikslus, kurie susiję su įstatymiškai paremta Lietuvos finansine parama pereinant nuo iškastinio kuro energetikos link atsinaujinančiosios.

Santykinis investicijų dydis (€/kW ar M€/MW) daugiau įtakoja metinių VIAP lėšų poreikį, nei tai daro investicijų kaštai. Pavyzdžiui, esant 10% didesnėms investicijoms (4022€/kW palyginus su baziniu dydžiu 3656€/kW),  VIAP  lėšų poreikis išauga beveik trečdaliu – nuo 91,2 mln.€ iki 119,3 mln.€. Tuo tarpu 10% didesni investicinių lėšų kaštai (WACC =0,074 vietoje 0,067) minėtą lėšų dydį padidina maždaug tris kartus mažiau, tai yra ~10% (žr. 15 pav.). Tą patį galima pasakyti ir apie elektros kainos tarifo padidėjimą, siekiant surinkti reikiamas VIAP lėšas. 16-tame pav. pateiktos priklausomybės leidžia įvertinti elektros rinkos kainos įtaką tarifo padidėjimui. Matome, kad 10% mažesnė elektros rinkos kaina (58€/MWh vietoje 64,5€/MWh) padidina elektros kainos tarifą beveik penktadaliu (nuo 0,92c€/kWh iki 1,079c€/kWh). Panašią įtaką turi ir elektrinės galios išnaudojimo efektyvumas. Jei jis 10% didesnis bazinį ir siekia  0,43 vietoje 0,39, finansinė elektrinės našta elektros vartotojams sumažėja apie 18% (17 pav.).

Pastebėjimai. Išvados. BVE finansinių rodiklių analizė suteikia galimybę ne tik numatyti finansinės pagalbos būsimam investuotojui-operatoriui dydį. Analizė parodo, kaip paramos dydis priklauso nuo įvairių finansinių, ekonominių bei energetinių parametrų. Išvardinti parametrai negali būti nustatyti dideliu tikslumu, nes tikslumas priklauso nuo eilės daromų prielaidų. Savo ruožtu, prielaidų tikslumas turi tam tikras ribas, kurias sudėtinga tiksliai apibrėžti, jei kalbama apie ne vieno dešimtmečio perspektyvą. Dėl to derėtų padaryti keletą pastebėjimų.

Infliacija yra svarbus finansinis rodiklis. Jis ilgą laiką, ypač ES, buvo labai mažas. Pastarojo meto, 2021metų antroje pusėje ir ypač 2022-aisiais, infliacijos rodiklis buvo itin aukštas. Tai greičiausiai darys įtaką būsimos BVE  investiciniams kaštams ir tuo pačiu finansinės paramos dydžiui. Didesni formuojamo investicijoms kapitalo kaštai didins  BVE gaminamos elektros kaštus. Daug požymių rodo, kad pasaulinė finansinė sistema pereina į brangesnių pinigų laikotarpį. Vidutinė 2030 – 2045 metų laikotarpio infliacijos reikšmė bus didesnė už neseniai ilgą laiką buvusią maždaug 2% reikšmę. Didėjant infliacijai didėja ir finansinė parama elektrinei. Didėja net ir investuotojo bei jam paskolą suteikusio banko pelnas. Tai nebūtinai reiškia, kad būsimasis investuotojas dėl to daugiau uždirbs. Jei ir taip, uždirbti pinigai bus kitokie – „karštesni“, reikalaus greitesnio reinvestavimo, bus rizikingesni. Vis dar šiandieninėje literatūroje minimas žemas, net 5% nesiekiantis WACC dydis bus ilgai nepasiekiamas. Jis buvo eilės metų pigių pinigų rinkoje rezultatas.

Kitas svarbus ir sunkiai apibrėžiamas parametras yra energetinis. Net pasitelkiant naująjį Europos Vėjo Atlasą [8], yra sudėtinga tiksliai nustatyti būsimos BVE galios išnaudojimo efektyvumą. Atlasas leidžia nustatyti vidutinę efektyvumo reikšmę konkrečioje teritorijoje, tarkime Šiaurės jūros  Danijos-Vokietijos priekrantėje. Tačiau šios reikšmės palyginimas su jau šioje zonoje veikiančių vėjo jėgainių efektyvumo rodikliais rodo didelę reikšmių sklaidą, siekiančią net 30%. Kitas pavyzdys.  Belgijos priekrantėje esančių jėgainių teritorijoje santykinė vėjo galia yra 750W/m² ir yra beveik tokia pati, kaip ir būsimos BVE zonoje. Galios spalvinis fonas rodo, kad paklaida neturėtų viršyti ±5%. Tuo tarpu realių (aštuonių) jėgainių parkų faktiniai galios išnaudojimo efektyvumo dydžiai kinta nuo 0,32 iki 0,43. Net jei priimtume, kad prognozuojamas bazinis  BVE  galios išnaudojimo efektyvumo koeficientas 0,39  yra nustatytas 10% tikslumu (nuo 0,35 iki 0,43), ekonominių rodiklių sklaida į abi puses sudarytų ± 16% . Maždaug tiek svyruotų ir elektros vartotojų papildomai sumokama kasmetinė suma, nes elektros tarifas dėl to didėtų nuo 0,77 cento už kWh iki 1,07c€/kWh  (17 pav.).

Elektrinės statybos kaštai – dar vienas veiksnys, kurį tiksliai numatyti yra sudėtinga. Praktika rodo, kad realūs statybos kaštai dažnai viršija suplanuotus. Realius kaštus galima paskaičiuoti, pasitelkiant faktinę gaminamos elektros energijos savikainą. Savikainą deklaruoja jau veikiančios vėjo elektrinės. Kai kurių jėgainių parkų šie dydžiai yra dešimtadaliu, kartais ir daugiau, aukštesni už planuotus ar paskaičiuotus pagal viešai prieinamus santykinius kaštus. Investiciniai kaštai dažniausiai didėja dėl sutartyje nenumatytų priežasčių, kuomet padidėjimas viršija tokiems darbams skirtą išlaidų eilutę. Vienas iš pavyzdžių galėtų būti susijęs su papildomomis sąnaudomis įtvirtinant jėgainės modulio stebulę. Esant didesniam nei 30 metrų gyliui ar netinkamam gruntui, įtvirtinimui yra naudojamos gerokai brangesnės technologijos. Vien jos gali padidinti bendrus jėgainės investicinius kaštus iki 10%. Tikslią  modulio įtvirtinimo vietą, tuo pačiu ir gylį bei grunto kokybę, numatyti sudėtinga. Pažymėtina, kad šiuo požiūriu būsimos  BVE teritorijoje jūros gylis yra kaip tik ribinis, tai yra 30-35 metrai.

Finansinė parama elektrinei tiesiogiai priklauso nuo trijų veiksnių: gaminamos elektros apimties, jos gamybos kaštų ir elektros rinkos kainos. Paskutiniai du veiksniai itin jautriai įtakoja finansinės paramos dydį. Elementari analizė rodo, kad, dešimtadaliu didesni gaminamos elektros kaštai ir dešimtadaliu  mažesnė elektros rinkos kaina gali didinti finansinės paramos dydį net 50%.

Tokiu būdu, prognozuojamos finansinės paramos Baltijos vėjo elektrinei neapibrėžtumas galėtų būti viena iš šios studijos išvadų.

Kita išvada tokia. Nežiūrint to, kad šiame darbe pateikiama kelis kartus didesnė finansinė parama BVE nei ji deklaruojama viešoje erdvėje, iš esmės ji nėra didelė. Elektros energijos tarifo padidėjimas šiuo laikotarpiu sudaro  vieną,  daugiausiai 1,5c€/kWh. Santykinai skaičiuojant – tai irgi nedaug, jei dar vertintume prognozuojamą pragyvenimo lygio Lietuvoje augimą. Finansinio rėmimo laikotarpiu (iki 2045m) šalies elektros vartotojai proporcingai už elektrą gali net mokėti mažiau. Palyginamasis argumentas taip pat leidžia tvirtinti, kad problemų kilti neturėtų. Portugalija, kurios proporcinis bendras vidaus produktas nuo 2021 metų jau yra mažesnis nei Lietuvos, už elektros energiją moka beveik pusantro karto daugiau. Europos Sąjungoje 2020 metų duomenimis už elektrą vidutiniškai mokama 21,5c€/kWh, arba 60% daugiau. Tuo tarpu Lietuvos gyventojai pagal perkamąją galią nuo ES vidurkio atsilieka vos 20%.

Svarbi, žinoma, ir gamtosauginė išvada. Visos pasaulio šalys sutaria, kad klimato kaitos pažabojimas brangiai kainuoja ir kad kiekvienas iš mūsų turime už tai mokėti papildomai. Lietuva yra planetos dalis ir jos gyventojai supranta, kad sienų būti čia negali. Žinoma, yra mažiau skaitančių ar skeptiškiau į tai žiūrinčių, bet ir jie negali nepastebėti besniegių žiemų ir senkančių šulinių. Šie reiškiniai nėra itin akivaizdūs ir vyksta lėtai, tačiau daro tai nuosekliai, užtikrintai ir nuožmiai. Daugelį tai veikia nerviškai, kaip namuose varvantis kranas. Todėl po 10 ar daugiau metų, kai reikės už elektrą mokėti vienu kitu centu brangiau, mums neatrodys, kad tai daug.  

Literatūra

1. Investicinės pagalbos poreikio vėjo elektrinių plėtrai Lietuvos teritorinės jūros ir (ar) Lietuvos išskirtinės ekonomikos zonos Baltijos jūros dalyje, nustatymas ir šių elektrinių plėtros poveikio šalies ekonomikai įvertinimas. LR Energetikos ministerija, galutinė ataskaita, Vilnius, 2020.

https://enmin.lrv.lt/uploads/enmin/documents/files/Galutin%C4%97%20ataskaita.pdf

2. Technology Data. Generation of Electricity and District heating. Energinet, Danish Energy Agency, 2016 (apdated 2020).

https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Statistik/technology_data_catalogue_for_el_and_dh_-_0009.pdf

3. Europe‘s onshore and offshore wind energy potential. EEA Technical report No6/2009; file:///C:/Users/Dell/Downloads/Europes_onshore_and_offshore_wind_energy_potential%20(2).pdf].

4. Huangloulun Zhou, Update: EU Energy Outlook 2050 – How will Europe evolve over the next 30 years?. Energy BrainBlog, 2021 https://blog.energybrainpool.com/en/update-eu-energy-outlook-2050-how-will-europe-evolve-over-the-next-30-years/ 

5. IRENA, Future of Wind. Deployment, investment, technology, grid integration and socio-economic aspects. October 2019. https://www.irena.org/-/media/files/irena/agency/publication/2019/oct/irena_future_of_wind_2019.pdf

6. Offshore Wind Energy International Comparative Analysis. IEA Wind TCP, Task 26, October 2018.

https://eolbretsud.debatpublic.fr/wp-content/uploads/181029-iea-offshore-wind-energy-international-comparative-analysis.pdf  

7. Mytilinou V., Kolios A.J. Techno-economic optimization of offshore wind farms based on life cycle cost analysis on the UK. Renewable Energy 132 (2019), 439-454.

8 New European Wind Atlas, 2019. https://map.neweuropeanwindatlas.eu/

9. Germany‘s offshore wind capacity factors. Posted by Andrew –  2020/2021: https://energynumbers.info/germanys-offshore-wind-capacity-factors

10. Capacity factors and load-duration curves for Belgian offshore windfarms. Posted by Andrew – 2021/03/01. https://energynumbers.info/capacity-factors-load-duration-curves-belgian-offshore-windfarms

Komentarai (15)