Raport audytu energetycznego1)

Transkrypt

1 OPERATOR Doradztwo Techniczno-Finansowe NIP REGON Olsztyn ul. Morwowa 24 tel biuro@dotacje-ue.com.pl Raport audytu energetycznego1) finansowanie inwestycji z Osi Priorytetowej 4 Efektywność energetyczna w ramach Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa WM na lata Inwestor: "BOMAR" Marek Wojciechowski i Wspólnicy S.J. ul. Elewatorska Grajewo Obiekt: Budynek biurowo-handlowy Elbląg ul. Kazimierzowo 8A Opracował: mgr inż. Wiesław Olasek Olsztyn ) Zgodnie z dyrektywą 2012/27/UE oraz normą PN-EN :2012 Audity energetyczne Doradztwo techniczne i inwestycyjne. Audyty efektywności energetycznej. Studium wykonalności i obsługa inwestycji finansowanych ze środków unijnych. Procedury zamówień publicznych. Członek Zrzeszenia Audytorów Energetycznych. Partner Fundacji "Instytut Partnerstwa Publiczno-Prywatnego" w Warszawie.

2 Rodzaj budynku Inwestor (nazwa lub imię i nazwisko, adres do korespondencji, PESEL) Budynek biurowo-handlowy "BOMAR" Marek Wojciechowski i Wspólnicy S.J. ul. Elewatorska Grajewo Dane identyfikacyjne budynku Adres budynku Budynek biurowo-handlowy ul. ul. Kazimierzowo nr 8A kod miejscowość powiat województwo Rok budowy elbląski Elbląg warmińsko-mazurskie b.d. Nazwa, adres i numer REGON firmy wykonującej audyt Operator Doradztwo Techniczno-Finansowe ul. Morwowa Olsztyn REGON Imię, nazwiska, adres oraz numer PESEL audytora koordynującego wykonanie audytu, posiadane kwalifikacje, podpis: mgr inż. Wiesław Olasek autoryzacja AUiPE nr 186/14 ul. Morwowa Olsztyn PESEL Współautorzy audytu: imiona, nazwiska, zakresy prac, posiadane kwalifikacje Imię i nazwisko Zakres udziału w opracowaniu audytu Posiadane kwalifikacje (uprawnienia) Miejscowość Spis treści Strona tytułowa Olsztyn 2016 str 1 Dokumenty i dane źródłowe wykorzystane przy opracowaniu audytu Założenia realizacji inwestycji Instalacja fotowoltaiczna - 39,78 kwp Instalacja alternatywna Wnioski str 2 str 3 str 5 str 13 str 16 Str. 1

3 Dokumenty i dane źródłowe wykorzystane przy opracowaniu audytu Podstawa sporządzenia audytu - Wytyczne inwestora - Umowa na dostawę prądu - Zestawienie zużycia prądu w roku bazowym - Obowiązujaca w roku bazowym taryfa prądu Data wizji lokalnej sierpień Osoby udzielające informacji - Inwestor Marek Wojciechowski tel.: Wytyczne i uwagi Inwestora Obniżenie kosztów eksploatacji ogrzewania i klimatyzacji w firmie poprzez - wykorzystanie prądu z instalacji fotowoltaicznej - Zastosowanie technologii mających na celu zmniejszenie emisji CO 2 Uwaga: Niniejszy audyt energetyczny nie uprawnia Inwestora do ubiegania się o przyznanie premii termomodernizacyjnej na warunkach określonych w Ustawie o wspieraniu termomodernizacji i remontów. Inne dokumenty i programy - Program komputerowy PV*Sol Wytyczne wynikające z SzOOP Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa - Warmińsko-Mazurskiego na lata i innych dokumentów donatora - Ustawa z dnia 15 kwietnia 2011 r. o efektywności energetycznej (Dz.U z późn. zm.) - - Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 10 sierpnia 2012 r. w sprawie szczegółowego zakresu i sposobu sporządzania audytu efektywności energetycznej, wzoru karty audytu efektywności energetycznej oraz metod obliczania oszczędności energii (Dz.U ) Rozporządzenie Ministra Infrastruktury i Rozwoju z dnia 27 lutego 2015 roku w sprawie metodologii wyznaczania charakterystyki energetycznej budynku lub części budynku oraz świadectw charakterystyki energetycznej Str. 2

4 Założenia realizacji inwestycji Czy VAT jest kosztem: Nie - ceny netto stawka VAT 1,23 Stopa dyskontowa 4,00% Okres życia projektu 15 Przewidywana dotacja 85% Graniczna wartość SPBT 7 lat Zgodnie z wytycznymi Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami w 2016 roku należy przyjmować wartość wskaźnika emisji dla polskiej sieci energetycznej: W e = 226,6 t CO 2 /TJ = Cena netto prądu z PV sprzedawanej do sieci Zakładana moc jednostkowa modułów fotowoltaicznych 0,8158 Mg CO 2 /MWh 0,1728 zł/kwh 260,00 W p Planowana inwestycja Inwestor kompleksem połączonych budynków magazynowo-handlowych i na ich dachach planuje wykonanie jednej instalacji fotowoltaicznej o mocy do 40 kwp. Wykonanie instalacji fotowoltaicznej jest pierwszym etapem działań mających na celu wzbogacenie oferty zakładu o dodatkowe usługi dla ludności. Będzie się to wiązało z rozszerzeniem parku maszynowego, a tym samym ze zwiekszeniem zużycia prądu. Str. 3

5 Instalacja fotowoltaiczna - 39,78 kwp Instalacja fotowoltaiczna przeznaczona jest na pokrycie potrzeb własnych energii elektrycznej z możliwością sprzedaży nadwyżek energii do sieci elektroenergetycznej. Nie przewiduje się stosowania baterii akumulatorowych. Planowane jest wykonanie jednej instalacji PV. Ze względu na konieczność modernizacji rozdzielni prądu do analizy przyjęto zużycie prądu z obu PPE łącznie. Punkt pomiarowy energii PPE1 PL Punkt pomiarowy energii PPE2 Grupa taryfowa C12A Moc przyłączeniowa 40,00 kw Moc umowna 18,00 kw Planowana moc PV 39,78 kw p Energia elektryczna w roku bazowym W roku bazowym 2015 zużycie energii elektrycznej wynosiło kwh/rok Na podstawie danych z faktur oraz informacji uzyskanych od OSD łączne zużycie energii elektrycznej w przyłączach energetycznych w poszczególnych miesiącach roku bazowego było następujace: Zużycie prądu w roku bazowym [kwh/m-c] 16% 14,4% 14% Zużycie prądu [kwh] ,8% 9,8% 8,7% 7,8% 8,1% ,7% 11,5% 11,5% 11,5% % 10% 8% 6% 4% Udział procentowy ,5% 83 0,5% % 0% Na wykresie pokazano także procentowy udział zużycia prądu w poszczególnych miesiącach w stosunku do całego zużycia energii Średnie miesięczne zużycie prądu w roku bazowym wynosiło kwh. Str. 4

6 Energia elektryczna z generatora PV Planowana instalacja fotowoltaiczna będzie instalacją posadowioną na gruncie na konstrukcji wsporczej. Symulacji instalacji fotowoltaicznej dokonano przy użyciu programu PV*Sol dla modułów polikrystalicznych. Moc nominalna P MPP (Warunki STC - Standard Test Conditions) Przewidywana ilość modułów PV Łączna moc generatora PV 260,00 W p 153 szt 39,78 kw p Posługując się programem do analizy instalacji fotowoltaicznych PV*Sol firmy Valentin Software, dla przyjętych parametrów modułów PV, warunków montażu oraz lokalizacji generatora zysk energetyczny z instalacji wynosi: Jednostkowy zysk energetyczny Łączna ilość energii uzyskanej z generatora PV 996,30 kwh/kw e kwh/rok Prawdopodobny rozkład zysków energii elektrycznej z PV, uzyskany z symulacji komputerowej dla całej instalacji, przedstawia poniższy wykres: Przewidywane zyski energii z generatora PV [kwh/m-c] Ilość energii z PV [kwh/m-c] ,8% 15,0% 14,9% ,7% ,6% ,3% 30917,8% 8% 6% 22195,6% 4% ,6% 872 2,2% 1,9% 634 2% 1,6% 16% 14% 12% 10% Udział procentowy % Energia elektryczna zużywana jest w obiekcie inwestora głównie na oświetlenie oraz do zasilania sprzętu transportowego i elektronarzędzi. Przewiduje się znaczną zmianę struktury poboru prądu po uruchomieniu dodatkowej działalności usługowej. Po modernizacji znacznie zwiększy się pobór prądu i to szczególnie w okresie letnim w godzinach dziennych. Str. 5

7 Gdyby brać pod uwagę prąd zużywany w poszczególnych miesiącach oraz przewidywaną produkcję prądu z PV to wykres byłby następujący: Ilość prądu, który trzeba dokupić lub sprzedać do sieci[kwh/m-c] Zakup prądu Sprzedaż prądu Wartości ujemne pokazują energię elektryczną, któą trzeba dokupić z sieci, a wartości dodatnie nadwyżki energii wytworzonej z PV i odsprzedawane do sieci elektroenergetycznej. Z powyższego wykresu wynika, że: - ilość energii elektrycznej z PV zużytej na potrzeby własne kwh/rok - ilość energii elektrycznej, którą należy zakupić kwh/rok - ilość nadwyżek energii elektrycznej, którą należy sprzedać do sieci kwh/rok Współczynnik samowystarczalności 72,98% Powyższe wyniki uzyskujemy tylko teoretycznie. Generator PV pracuje w sposób ciągły, niezależnie od tego jakie jest chwilowe zapotrzebowanie na prąd oraz czy jest to dzień roboczy czy świąteczny. Zatem niezbędne jest uwzględnienie zmniejszonego zapotrzebowania na prąd w ciągu roku i przyjęcie pewnej ilości prądu, który będzie sprzedawany do sieci. Do dalszych analiz przyjmujemy udział zużycia pradu z PV na potrzeby własne 95% Przy przyjętych parametrach instalacji bilans energii elektrycznej jest następujący: - ilość energii elektrycznej wytworzonej w PV kwh/rok - ilość energii elektrycznej z PV zużytej na potrzeby własne kwh/rok - ilość energii elektrycznej, którą należy zakupić po modernizacji kwh/rok - ilość nadwyżek energii elektrycznej, którą należy sprzedać do sieci kwh/rok Współczynnik samowystarczalności 71,95% Str. 6

8 Bilans energii elektrycznej[kwh/rok] zużycie w roku bazowym produkcja zużycie w roku prądu bazowymz PV zakup prądu z sieci zedaż nadwyżek prądu z PV zużycie produkcja po modernizacji prądu z PV zakup prądu z sieci sprzedaż nadwyżek prądu z PV zużycie po modernizacji Uwzględnianie lub nieuwzględnianie współczynnika samowystarczalności oraz wskaźnika procentowego udziału prądu z PV na potrzeby własne nie ma wpływu na ocenę efektu ekologicznego. W każdym przypadku mamy wytworzoną określoną ilość energii odnawialnej, która jest wykorzystywana na potrzeby własne a nadwyżka oddawana do sieci. Efekt finansowy zastosowania instalacji fotowoltaicznej zależy od obowiązującego trybu rozliczania energii elektrycznej kupowanej i sprzedawanej. Współczynniki nie mają znaczenia przy kompensacie energii, ale mają znaczenie przy każdorazowym (np. co miesiąc) rozliczaniu energii. Waga procentowego udziału prądu z PV wykorzystywanego na potrzeby własne jest tym większa im większa jest różnica ceny energii czynnej kupowanej z sieci i sprzedawanej. Zgodnie z obecnie obowiązującymi zasadami rozliczania energii czynnej z instalacji PV o mocy do 40 kw p energia ma być kompensowana w okresach półrocznych. Oznacza to, że sieć będzie stanowiła akumulator energii dla instalacji PV. Koszt instalacji PV Inwestycja jest realizowana w ramach pomocy de minimis Na instalcję fotowoltaiczną skłądają się takie elementy jak: - Moduły fotowoltaiczne - Inwertery - Urządzenia sterownicze, zabezpieczające i rozdzielnie - Instalacje elektryczne modułów i przyłączenie do sieci - Konstrukcja wsporcza modułów - Montaż generatora których koszt netto określony został na podstawie analizy rynku na: zł Str. 7

9 Analiza efektu ekologicznego w oparciu o wytyczne RPO Zużycie prądu w roku bazowym kwh/rok - co odpowiada MJ/rok Wartość opałowa brykietu węga kamiennego 20,70 MJ/kg - co daje zużycie opału 2,78 Mg/rok rodzaj opał węgiel koks olej opałowy lekki GZ E LPG propan-butan drewno słoma Mg/rok Mg/rok Mg/rok m 3 /rok Mg/rok Mg/rok Mg/rok roczne zużycie opału 2,78 EMISJA (Mg/rok) pyły ogółem 0, SO 2 0, NO x 0, CO 0, CO 2 5, pył PM 2,5 0, pył PM 10 0, Emisja 5,566 Mg CO 2 /rok Emisja równoważna E R =2,9*E pył +0,5*E CO +2,9*E NOx +E SO2 0,218 Mg SO 2 /rok Prąd kupiony z sieci po modernizacji kwh/rok - co odpowiada MJ/rok Wartość opałowa brykietu węga kamiennego 20,70 MJ/kg - co daje zużycie opału 0,78 Mg/rok rodzaj opał węgiel koks olej opałowy lekki GZ E LPG propan-butan drewno słoma Mg/rok Mg/rok Mg/rok m 3 /rok Mg/rok Mg/rok Mg/rok roczne zużycie opału 0,78 EMISJA (Mg/rok) pyły ogółem 0, SO 2 0, NO x 0, CO 0, CO 2 1, pył PM 2,5 0, pył PM 10 0, Emisja 1,561 Mg CO 2 /rok Emisja równoważna E R =2,9*E pył +0,5*E CO +2,9*E NOx +E SO2 Uniknięta emisja CO 2 z prądu kupionego po modernizacji 0,061 Mg SO 2 /rok 4,005 Mg CO 2 /rok Str. 8

10 Prąd wytworzony w PV kwh/rok - co odpowiada MJ/rok Wartość opałowa brykietu węga kamiennego 20,70 MJ/kg - co daje zużycie opału 6,89 Mg/rok rodzaj opał węgiel koks olej opałowy lekki GZ E LPG propan-butan drewno słoma Mg/rok Mg/rok Mg/rok m 3 /rok Mg/rok Mg/rok Mg/rok roczne zużycie opału 6,89 EMISJA (Mg/rok) pyły ogółem 0, SO 2 0, NO x 0, CO 0, CO 2 13, pył PM 2,5 0, pył PM 10 0, Emisja 13,785 Mg CO 2 /rok Emisja równoważna E R =2,9*E pył +0,5*E CO +2,9*E NOx +E SO2 0,539 Mg SO 2 /rok Prąd z PV sprzedany do sieci kwh/rok - co odpowiada MJ/rok Wartość opałowa brykietu węga kamiennego 20,70 MJ/kg - co daje zużycie opału 4,89 Mg/rok rodzaj opał węgiel koks olej opałowy lekki GZ E LPG propan-butan drewno słoma Mg/rok Mg/rok Mg/rok m 3 /rok Mg/rok Mg/rok Mg/rok roczne zużycie opału 4,89 EMISJA (Mg/rok) pyły ogółem 0, SO 2 0, NO x 0, CO 0, CO 2 9, pył PM 2,5 0, pył PM 10 0, Emisja równoważna E R =2,9*E pył +0,5*E CO +2,9*E NOx +E SO2 Emisja uniknięta Całkowita uniknieta emisja CO 2 po modernizacji z zastosowaniem PV 9,781 Mg CO 2 /rok 0,382 Mg SO 2 /rok 13,79 Mg/rok Str. 9

11 Dynamiczny koszt jednostkowy Zgodnie z wytycznymi NFOŚiGW dynamiczny koszt jednostkowy (DGC) jest równy cenie, która pozwala na uzyskanie zdyskontowanych przychodów równych zdyskontowanym kosztom. Inaczej to ujmując, wskaźnik DGC pokazuje, jaki jest techniczny koszt uzyskania jednostki efektu ekologicznego. Koszt ten jest wyrażony w złotówkach na jednostkę efektu ekologicznego. Im niższa jest wartość wskaźnika, tym przedsięwzięcie jest bardziej efektywne. t = n KI Wskaźnik obliczany jest jako: t + KEt t t = 0 (1 + i) DGC = pee =. t = n EEt t t = 0 (1 + i) gdzie: KI t - koszty inwestycyjne poniesione w danym roku t; KE t - koszty eksploatacyjne poniesione w danym roku t; i - stopa dyskontowa (w postaci ułamka dziesiętnego); - rok, przyjmuje wartości od 0 do n, gdzie 0 jest rokiem, w którym ponosimy pierwsze koszty, t natomiast n jest ostatnim rokiem działania instalacji; - miara efektu ekologicznego w jednostkach fizycznych uzyskiwanego w poszczególnych latach. EE Efekt ekologiczny, któremu przypisujemy cenę pee za jednostkę fizyczną (przy założeniu, że cena ta jest stała w całym okresie analizy) p EE - cena za jednostkę fizyczną efektu ekologicznego. Koszty inwestycji KI t Koszty eksploatacyjne KE t Efekt ekologiczny EE zł 150 zł/rok 13,79 Mg CO 2 /rok Zdyskonowane łączne koszty inwestycyjne oraz eksploatacyjne zł Zdyskontowany efekt ekologiczny 153,27 Mg CO 2 Dynamiczny koszt jednostkowy DGC 1 367,96 zł/mg CO 2 Str. 10

12 Podstawowe wskaźniki inwestycji Moc instalacji Szacunkowy koszt modernizacji netto Uzyskane oszczędności netto Bazowe zużycie energii końcowej Zużycie energii po modernizacji Wytworzenie energii odnawialnej po modernizacji Energia odnawialna zużyta na potrzeby własne Nadwyżki energii odnawialnej sprzedane do sieci Zakup energii nieodnawialnej na potrzeby własne Efekt energetyczny (ilość energii z PV) 0,0398 MW zł zł/rok 16,00 MWh/rok 16,00 MWh/rok 39,63 MWh/rok 11,51 MWh/rok 28,12 MWh/rok 4,49 MWh/rok 39,63 MWh/rok Efekt energetyczny (ilość energii z PV do bazowej energii końcowej) 247,7% MWh/rok Emisja CO 2 w roku bazowym Emisja CO 2 po modernizacji 5,566 Mg CO 2 /rok 1,561 Mg CO 2 /rok Uniknięta emisja CO 2 z prądu kupionego po modernizacji 4,005 Mg CO 2 /rok Uniknięta emisja CO 2 z prądu sprzedanego po modernizacji 9,781 Mg CO 2 /rok Efekt ekologiczny - uniknięta emisja CO 2 Efekt ekologiczny DGC 13,785 Mg CO 2 /rok 247,7% 1 367,96 zł CO 2 /rok Wskaźnik j.m. Opis wskaźnika Wartość dla projektu Wskaźnik wykorzystania energii odnawialnej [%] Wartość tego wskaźnika wyraża się ilością energii wytworzonej z odnawialnych źródeł energii w wyniku realizacji projektu odniesionej do całkowitej energii zużytej 247,66% Różnica między emisją CO2 ze źródła konwencjonalnego i systemu powstałego w wyniku realizacji projektu. Uniknięta emisja W przypadku gdy projekt nie polega na zamianie źródła Mg CO zanieczyszczeń CO 2 /rok 13,79 2 porównawczo stosuje się konwencjonalne źródło tej samej mocy opalane brykietem węgla kamiennego podana wartość powinna być spójna z pkt 5.1 WND. Wskaźnik jednostkowych kosztów inwestycyjnych Całkowite nakłady inwestycyjne (pkt 6.2 z WND) niezbędne do zł/mw realizacji projektu do planowanej do wykonania łącznej mocy instalacji (pkt 5.1 z WND) Wskaźnik jednostkowych kosztów inwestycyjnych wyprodukowania 1 MWh energii Całkowite nakłady inwestycyjne (pkt 6.2 z WND) niezbędne do zł/mwh realizacji projektu do planowanej łącznej produkcji energii przez 5 248,18 instalację w ciągu roku (pkt 5.1 z WND) Str. 11

13 Analiza finansowa realizacji inwestycji Poniżej przedstwiono analizę efektywności finansowej dla dwóch wariantów: - wariant I - rozliczanie energii czynnej na zasadach kompensowania; - wariant II - bieżące rozliczanie energii kupionej i sprzedanej. Zapotrzebowanie na energię czynną z sieci po modernizacji Energii czynnej z PV do sprzedania do sieci po modernizacji Kompensata energii kupowanej i nadwyżek sprzedawanych do sieci Energia elektryczna z PV zużyta na potrzeby własne Razem energia z PV + zakup z sieci 4,49 MWh/rok 28,12 MWh/rok -23,63 MWh/rok 11,51 MWh/rok 16,00 MWh/rok rok bazowy po modernizacji Moc umowna 18 kw 18 Taryfa energii elektrycznej Energia czynna 0,4070 zł/kwh Stawki opłat dystrybucyjnych - z pominięciem opłaty abonamentowej - składnik stały stawki sieciowej 4,0300 zł/kw/m-c - stawka opłaty przejściowej 0,8700 zł/kw/m-c - składnik zmienny stawki sieciowej całodobowy 0,2617 zł/kwh wariant I wariant II - stawka jakościowa 0,0115 zł/kwh kompensata rozliczanie - ilość energii pobranej z sieci przez odbiorcę kwh/rok Roczny składni kosztu wynikający z mocy umownej zł/rok Roczny składni kosztu wynikający ze zużytej energii zł/rok Roczna opłata za świadczenie usługi dystrybucji zł/rok Koszt jednostkowy energii elektrycznej 339,34 zł/mwh 0,00 508,96 Koszt netto energii czynnej zł/rok Razem roczny koszt netto prądu kupowanego z sieci zł/rok Cena jednostkowa netto prądu 0,7463 zł/kwh - 0,9160 Roczny koszt netto prądu kupowanego z sieci po modeenizacji Przychód ze sprzedaży nadwyżek prądu do sieci po 0,1728 zł/kwh Roczny koszt energii elektrycznej po modernizacji Razem oszczędności netto z tytułu wykonania instalacji PV zł/rok bez dotacji Koszt netto modernizacji zł - wartość dotacji z dotacją 85% Prosty okres zwrotu SPBT 23,32 lat 3,50 2,79 Bieżąca wartość netto NPV dla okresu 15 lat wynosi zł Wewnętrzna stopa zwrotu IRR dla okresu 15 lat wynosi -5,07% 27,87% 35,52% Str. 12

14 Zależność NPV od stopy dyskonta % 6% 12% 18% 24% 30% 36% 42% 48% 54% bez dotacji z dotacją - kompensata z dotacją - rozliczanie mies. Skumulowane przepływy pieniężne (CCF) bez dotacji z dotacją - kompensata z dotacją - rozliczanie mies. SPBT SPBT instalacji CHP ET w funkcji wysokości dotacji - bez kosztów finansowych 2523,32 dotacja SPBT 20,99 0% 23, ,65 10% 20,99 20% 16,32 18,65 30% 13,99 16, % 13,99 11,66 50% 11,66 9, % 9,33 7,00 70% 7,00 80% 4,66 4, % 2,33 2,33 100% % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Str. 13

15 Instalacja alternatywna Jednym z wymogów stawianych przed beneficjentem jest przedstawienie rozwiązania alternatywnego w stosunku do planowanej inwestycji. Jeśli określimy dwa warunki brzegowe polegające na tym, że instalacja ma być OZE i wytwarzać prąd (bo tylko taki rodzaj energii jest wymagany) to okaże się, że jedynym rozwiązaniem alternatywnym jest zastosowanie wiatraków. Zastosowanie generatora z wirnikiem poziomym i zlokalizowanie instalacji w centrum miasta nie ma najmniejszego sensu. Jedynym rozwiązaniem może być wiatrak z wirnikiem o osi pionowej. W Polsce wyróżniamy 5 stref odpowiadających warunkom wiatrowym. Na podstawie poniższej mapy możemy stwierdzić, że najlepsze warunki do wykorzystania energetyki wiatrowej panują w północnych i środkowych obszarach Polski, natomiast najmniej dogodne na południowym zachodzie. Okolice Olsztyna należą do III strefy wietrzności, czyli do strefy średnio korzystnej. Roczną wietrzność w Polsce w [m/sec] można przedstawić w sposób następujący: Str. 14

16 Turbiny wiatrowe o poziomej osi obrotu uzyskują sprawność na poziomie 75%, a turbiny o osi pionowej w zasadzie nie przekraczają 40%. Przyjmuje się, że z generatora o mocy 1kW wytwarzaśrednio ok kwh prądu w ciągu roku. Aby uzyskać tyle samo prądu z turbiny wiatrowej co z PV należaloby zastosować turbinę wiatrową o osi Koszt alternatywnej turbiny wiatrowej o osi pionowej wraz z montażem zł. Ponieważ warunkiem alternatywnego rozwiązania było wytworzenie takiej samej ilości energii z turbiny wiatrowej co z PV, więc i ilość emisji unikniętej CO2 będzie taka sama. Emisja uniknięta CO 2 liczona metodą określona przez RPO 13,79 Mg/rok Dynamiczny koszt jednostkowy Przyjęty do analizy koszt inwestycji odpowiada kosztom całkowitym związanym z przygotowaniem inwestycji tj. między innymi opracowanie dokumentacji projektowej, uzyskanie wymaganych prawem pozwoleń i decyzji administracyjnych, a także kosztom dostawy urządzeń oraz wykonania i uruchomienia instalacji. Nie uwzględnia się innych kosztów związanych np. z przygotowaniem dokumentów do finansowania inwestycji oraz kosztów promocji. Koszty eksploatacyjne KE t Efekt ekologiczny EE 800 zł/rok 13,79 Mg CO 2 /rok Zdyskonowane łączne koszty inwestycyjne oraz eksploatacyjne zł Zdyskontowany efekt ekologiczny 153,27 Mg CO 2 Dynamiczny koszt jednostkowy DGC 2 145,84 zł/mg CO 2 Str. 15

17 Analiza finansowa realizacji inwestycji Koszt netto modernizacji Oszczędności z tytułu wykonania turbiny bez dotacji zł zł/rok Prosty okres zwrotu SPBT 35,87 lat Bieżąca wartość netto NPV dla okresu 15 lat wynosi zł Wewnętrzna stopa zwrotu IRR dla okresu 15 lat wynosi -9,33% SPBT SPBT instalacji CHP ET w funkcji wysokości dotacji - bez kosztów finansowych dotacja SPBT 4035,87 0% 35, ,29 10% 32,29 28, % 25,11 28, % 25,11 21,52 40% 21,52 17, % 17,94 14, % 14,35 10, % 10,76 7,17 80% 7,17 3, % 3, % - 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Wnioski Na podstawie przeprowadzonej analizy uzyskane wnioski są następujące: 1. Realizacja inwestycji polegającej na budowie instalacji fotowoltaicznej o przyjętej mocy jest nieopłacalna bez uzyskania dotacji. 3. Zastosowanie turbiny wiatrowej z osią pionową nie ma sensu ze względu na: - znacznie większe problemy z wykorzystaniem prądu z turbiny niż w przypadku instalacji PV; - znacznie wyższy koszt inwestycji; - znacznie dłuższy okres zwrotu SPBT oraz znacznie gorsze pozostałe wskaźniki analizy efektywności ekonomicznej; - znacznie wższy wskaźnik DGC. W związku z powyższym rekomenduje się wykonanie instalacji fotowoltaicznej. Str. 16