10 września 2024 r. w Warszawie odbyła się konferencja prasowa z udziałem głównych inwestorów na polskim rynku morskiej energetyki wiatrowej. W ocenie firm propozycja cena maksymalnej może wprowadzić Polskę na prostą drogę do powielenia błędu Wielkiej Brytanii w zakresie wyznaczenia ceny maksymalnej nieadekwatnej do warunków rynkowych. Od dobrze przygotowanej aukcji w 2025 r. będzie zależał dalszy, dynamiczny rozwój branży. W innym przypadku Polskę czeka luka generacyjna oraz zmarnowanie dotychczasowych starań oraz szans dla polskiej gospodarki.
Janusz Gajowiecki, prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW) przekonywał, że morska energetyka wiatrowa w Polsce na stałe może zapewnić oszczędności sięgające 50 %, co wynika z analiz organizacji.
-Morska energetyka wiatrowa ma potencjał transformacji, ale żeby to zaistniało, muszą pojawić się regulacje i pewne założenia – powiedział.
Rok 2025 rok będzie benchmarkiem dla inwestorów i rynku energii, który będzie wyznaczał dalszą dynamikę rozwoju branży offshore wind w naszym kraju. Według wyliczeń PSEW, scenariusz uwzględniający rozwój 18 GW w offshore wind do 2040 r. przełoży się na obniżenie cen energii o 50%. W przypadku ok. 14 GW to gwarancja oszczędności na poziomie 40%. Wskaźnik będą zależały od tego, czy w przyszłym roku odbędzie się pierwsza aukcja offshore wind.
Polska może liczyć też niższe koszty w segmencie energii – „nawet o ok. 60-70 mld zł w stosunku do scenariusza minimalnego”. Możemy znacząco także ograniczyć koszty zakupu paliw kopalnych jak węgiel czy zakupu uprawnień do emisji CO2. Budowa farm wiatrowych na morzu daje więc szereg korzyści gospodarczych.
Potrzebne obecnie zmiany obejmują pakiet techniczno-środowiskowy, który uwzględnia m.in. uproszczenie procedur środowiskowych. Postępowania znacznie się wydłużają, a polska administracja jest momentami niewydolna w zakresie prowadzenia „długich i licznych postępowań”
Gajowiecki wyliczał, że kolejna ważna kwestia dla miliardowych inwestycji na Morzu Bałtyckich to rozruch technologii. Ten obszar wymaga obecnie jasnego uregulowania, tak jak kwestia układania kabli po dnie morskim. Obecnie prowadzone są rozmowy w tej sprawie z Ministerstwem Klimatu i Środowiska (MKiŚ).
Zauważył, że do przeprowadzenia aukcji offshore wind potrzebna jest nie tylko odpowiednia cena odzwierciedlająca warunki rynkowe, ale też odpowiedni kształt projektowanych aukcji.
– Te punkty zostały zauważone, a w resorcie klimatu i środowiska trwają prace – powiedział.
„Cena maksymalna wyznaczy konkurencyjność offshore wind, bez tych trzech projektów nie ukończymy sztafety (programu rozwoju offshore wind – przyp. red.)”.
Wyzwaniem dla inwestorów są też koszty inwestycji – nie tylko turbiny wiatrowe, ale też rozwój infrastruktury przesyłowej morskiej i lądowej („od trafostacji morskiej do stacji lądowej”), które stanowią ok. 20% nakładów inwestycyjnych.
Bartosz Fedurek, prezes PGE Baltica podkreślił, że dyskutując o poziomie ceny maksymalnej de facto branża rozmawia o przyszłości strategicznych inwestycji w Polsce. Przypomniał, że zgodnie z rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 marca 2021 r., cena została określona na poziomie 319,60 zł/MWh. Zwrócił uwagę, że w tamtym okresie panowały inne warunki rynkowe, które zmieniły się za sprawą inflacji, wybuchu wojny na Ukrainie oraz pandemii COVID-19. To wszystko przełożyło się na wzrost surowców, komponentów oraz usług, a także koszt obsługi długów (wysokie stopy procentowe).
– W tym samym okresie ponakładało się na siebie wiele zjawisk. Ta sytuacja spowodowała wyhamowanie dynamicznego spadku cen technologii nisko- i zeroemisyjnych – wyjaśnił.
„Może mamy już 2024 r., to jednak sytuacja na rynku nie wróciła do poziomów sprzed 2022 r.”.
W zakresie metodologii wyznaczania ceny maksymalnej wskazał, że wskaźniki podawane przez amerykański NREL są wiarygodne, ale jednak dotyczą amerykańskich warunków rozwoju OZE, gdzie panują też „inne zagrożenia i ryzyka” niż w regionie Morza Bałtyckiego.
Wskazał, że instalowanie wszelkich urządzeń na rzecz ochrony farm wiatrowych (security defence) oraz radarów i opomiarowania na farmach też wpływa na wzrost kosztów. Ten aspekt nie został uwzględniony w metodologii wyznaczania cen energii.
– Rozwiązaniem jest być może dedykowany fundusz ze środkami na ten cel – powiedział.
Przywołał przykład z Wielkiej Brytanii, gdzie zbyt niska cena maksymalna w aukcji w 2023 r. spowodowała, że w postępowaniu w ramach tzw. 5 rundy alokacji (eng. Allocation Round, AR) nie wpłynęła żadna oferta. Aby zmitygować ryzyko luki inwestycyjnej, jeszcze tego samego roku cena dla aukcji 2024 roku została podniesiona przez rząd z poziomu 44 £/MWh w cenach 2012 roku do 74 £/MWh w cenach 2012 roku, czyli do poziomu około 100 £/MWh w cenach bieżących.
– Należy wziąć pod uwagę błyskawiczną reakcję administracji, która zmodyfikowała cenę w odpowiedzi na sygnał rynkowy – powiedział.
Janusz Bill, prezes zarządu prezes Orlenu Neptun, zauważył, że aby stać się liderem w rozwoju morskiej energetyki wiatrowej trzeba „tylko lub aż” rozwijać sukcesywnie morskie farmy wiatrowe. Kluczowym czynnikiem rozwoju offshore wind są aspekty regulacyjne, w tym sprawnie prowadzone aukcje offshore wind, aby „mówić o liderowaniu na Bałtyku”. Kolejna kwestia do dostęp do surowców i kadr, ale też partnerstw.
– Orlen będzie poszukiwał partnerstw do II fazy projektów, gdyż zapewniają kompetencje wiedzę i podział ryzyk, w tym finansowych – mówił.
Orlen „zakłada, że będzie gotowy na aukcje w 2025 r.”.
Oprócz Wielkiej Brytanii wskazał na przykład nieudanej aukcji na Litwie, co było spowodowane nieatrakcyjnymi dla inwestorów warunkami. Według sygnałów docierających z rynku, cena proponowana w najbliższej aukcji ma być o ok. 20 euro wyższa.
Michał Kołodziejczyk, prezes Equinor Polska zauważył, że termin aukcji wskazany przez ustawodawcę pozwala z pewnością na analizę ekonomiczną i sprawdzenie, czy z danym projektem można przystąpić do aukcji.
– De facto realizacja projektu zaczyna się o wiele wcześniej, tj. ok 5 lat wcześniej. Krytycznym warunkiem jest PSZW oraz decyzja środowiskowa. Należy też sprawdzić warunki rozwoju farmy, przeprowadzić badania geotechniczne i geologiczne. W ten sposób od wielu lat ponosimy koszty CAPEX-owe, aby zminimalizować ryzyka. Jest to swojego rodzaju derisking – powiedział.
W ocenie Equinor nie jest obecnie przesadzone, że trzy spodziewane oferty pojawią się w aukcji offshore wind.
– Cena maksymalna powinna umożliwić realizacje wszystkich projektów, które przygotowują się do aukcji – mówił Kołodziejczyk.
Cena maksymalna nie powinna z góry wykluczać żadnych projektów, gdyż każde mają inne uwarunkowania, np. są położone bliżej lub dalej od brzegu.
– Mam nadzieje, że wyciągniemy w Polsce wnioski z rynku brytyjskiego, aby aukcja w 2025 r. mogła się odbyć – powiedział.
Wskazał, że w wyniku zaniedbań na tym etapie może powstać luka inwestycyjna. Zwrócił uwagę, że wiele rodzimych podmiotów łączy się w synergie i konsorcja, aby aktywnie uczestniczyć w polskim i globalnym rynku i budować doświadczenie w kolejnych fazach. W innym wypadku „te wszystkie firmy będą nie tylko rozczarowane”. Jako priorytety dla branży wskazał wyznaczenie odpowiedniej ceny maksymalnej, zmiany w ustawie offshore wind na rzecz aukcji OZE oraz innych elementów umożliwiających zastosowanie technologii stałoprądowej (HVDC).
Porównujemy jabłka do jabłek
Jerzy Zań, prezes zarządu Polenergia, zaapelował, aby wyznaczając cenę maksymalną nie porównywać „jabłka do jabłek”, gdyż farmy wiatrowe różnią się prawie wszystkimi parametrami tj. głębokością wód, łączną długością kabli czy zastosowanych rozwiązań.
– Każdy projekt to indywidualne parametry. Nie jest oczywiste dla większości, że kable nie są prowadzone najbliższą trasą, ale specjalnym korytarzem – ich długość sięga nawet 120 km – mówił.
Aukcja przełoży się na polski łańcuch dostaw i potencjał firm
Inwestorzy odnieśli się też do pytań w debacie o wpływ projektowanej aukcji na potencjał polskich firm na dynamicznym rynku.
– Jako PGE od początku realizacji projektów podkreślamy, że rozwój projektów offshore wind ma zagwarantować nie tylko terawatogodziny, ale też rozwój polskich firm – powiedział.
Trwa obecnie dyskusja o local content, gdzie nie zakończono jeszcze inwestycji, a warto zwrócić uwagę, że poziom wskaźnika będzie zależał od danej fazy i jest często wyższy, niż powszechnie się wskazuje.
– Podobnie rozwinęło się w Wielkiej Brytanii. Fundamentem sukcesu brytyjskiego jest ciągłość, powtarzalność i przewidywalność – zauważył.
„Nie osadzajmy się tylko na fazie DEVEX i CAPEX”.
Fedurek wyraził przekonanie, że zakładany local content zostanie dowieziony. Kluczowe jest to, aby nie wystąpiła luka inwestycyjna, a zasoby organizacyjne i produkcyjne był wykorzystane.
– W innym przypadku to wszystko przeniesie się na inne rynki, gdzie będą wyższe stopy zwrotu – powiedział.
„Potrzebujemy akcji w 2025, aby w sposób niezachwiany i niezaburzony rozwijać morską energetyką wiatrową”.
„Uczmy się od rynków dojrzałych, ale nie popełniajmy ich błędów” – dodał Fedurek.
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Rozpowszechnianie artykułu jest możliwe tylko za zgodą wydawcy BlueGreen Content Studio.
