Kompanija Wind Europe MNE pokrenula je postupak za dobijanje ekološke dozvole za planiranu vetroelektranu Njegovuđa snage 92,4 MW u blizini Žabljaka, dodajući još jedan veliki projekat brzo rastućem crnogorskom portfoliju obnovljive energije.
Kompanija je od Agencije za zaštitu životne sredine zatražila odluku o tome da li će biti potrebna puna procena uticaja na životnu sredinu. S obzirom na veličinu projekta, planinsku lokaciju i prateću prenosnu infrastrukturu, ekološki i prostorno-planski zahtevi verovatno će postati ključna pitanja u razvoju projekta.
Vetroelektrana Njegovuđa obuhvatala bi 14 turbina pojedinačne snage 6,6 MW. Projekat uključuje i interne puteve i kablove, projektnu trafostanicu i novu prenosnu liniju od 110 kV koja bi vetroelektranu povezala sa crnogorskom prenosnom mrežom.
Nakon puštanja u rad, turbinama bi se upravljalo putem SCADA platforme koja omogućava daljinsko upravljanje, podatke o proizvodnji u realnom vremenu, praćenje vremenskih uslova i detekciju kvarova. Očekivani radni vek projekta iznosi 25–30 godina, nakon čega bi lokacija mogla biti modernizovana novom opremom ili dekomisionirana i obnovljena.
Okvirna investiciona vrednost za crnogorski projekat vetroelektrane na velikoj nadmorskoj visini ove veličine iznosi približno 125–155 miliona evra, odnosno 1,35–1,68 miliona evra po MW. Gornji deo raspona odražava troškove pristupa planinskom terenu, ograničenja zimske izgradnje, transporta teških komponenti, izgradnje temelja i priključenja na mrežu od 110 kV.
Godišnji operativni troškovi mogli bi da dostignu 3,5–5 miliona evra. Uz procenjeni neto faktor kapaciteta od 32–38%, projekat bi mogao da proizvodi približno 259–308 GWh godišnje. Bruto prihod od prodaje električne energije iznosio bi oko 18–28 miliona evra godišnje pri ostvarenim cenama od 70–90 evra/MWh, pre troškova balansiranja, redukcije proizvodnje, mrežnih naknada i finansiranja.
Osnovni model finansiranja mogao bi da podrži prinos na kapital od približno 8–10%, dok bi optimističniji scenario, koji kombinuje bolje rezultate proizvodnje, bankabilan ugovor o otkupu električne energije i kontrolisane troškove priključenja, mogao da podigne prinos ka 11–13%. Reč je o indikativnim razvojnim pretpostavkama, a ne o objavljenim ekonomskim pokazateljima konkretnog projekta.
Glavni finansijski rizik predstavlja rok priključenja na mrežu. Kašnjenje u priključenju od 12–18 meseci moglo bi da smanji prinose na kapital za približno 1,5–3 procentna poena, u zavisnosti od povlačenja duga, troškova turbina i skladištenja, kao i od toga da li se investitor već obavezao na fiksne rokove isporuke. Kašnjenje može izložiti investitora i promenama cena turbina i dostupnosti izvođačkih kapaciteta.
Lokacija projekta u blizini Žabljaka otvara dodatna pitanja u vezi sa uticajem na pejzaž, migracijom ptica i slepih miševa, zimskim pristupom, turizmom i kumulativnim efektima sa drugim projektima vetroelektrana. Snažan vetropotencijal sam po sebi neće učiniti Njegovudju bankabilnim; investiciona logika projekta zavisi od rešavanja pitanja prihvatljivosti sa aspekta zaštite životne sredine, transportne logistike i pouzdanog prenosnog kapaciteta pre ugovaranja glavne opreme.
