W ocenie przedstawicieli Polenergii i Equinora, zmian wymaga rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 25 maja 2022 r. w sprawie szczegółowych wymagań dla elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz dla elementów stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu oraz rozporządzenie w sprawie ceny maksymalnej w aukcjach dla morskich farm wiatrowych. – Naszym zdaniem, jeśli powyższe zmiany nie zostaną wprowadzone, istnieje duże ryzyko wystąpienia tzw. zjawiska luki inwestycyjnej w morskiej energetyce wiatrowej, co może negatywnie wpłynąć nie tylko na tę branżę – wskazuje w uwagach do projektu rozporządzenia ds. ceny maksymalnej spółka MFW Bałtyk 1 S.A.
Inwestorzy informują, że MFW Bałtyk 1 jest najbardziej zaawansowanym projektem z tzw. II fazy rozwoju offshore wind w Polsce. W 2012 r. projekt uzyskał pozwolenie na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w obszarach morskich, a w 2021 r. umowę o przyłączenie do sieci przesyłowej dla maksymalnej mocy przyłączeniowej 1560 MW. Czytamy dalej, że projekt zakończył konsultacje transgraniczne w procesie pozyskiwania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla obszaru morskiej farmy wiatrowej oraz dla infrastruktury przyłączeniowej.
– Biorąc pod uwagę spodziewane terminy uzyskania tych decyzji na przełomie 2024 i 2025 roku, projekt przygotowuje się, aby przystąpić do aukcji dla morskich farm wiatrowych w 2025 roku. W tym kontekście należy zauważyć, że jako jedyni spośród projektów II fazy zakończyliśmy badania geologiczne dna morskiego i dysponujemy danymi umożliwiającymi zaprojektowanie morskiej farmy wiatrowej – informują.
Polenergia i Equinor informują, że projekt MFW Bałtyk 1 daje możliwość zastosowania technologii prądu stałego (HVDC) przy przesyłaniu energii z morskiej farmy wiatrowej na ląd. W tym celu inwestorzy złożyli wniosek o zmianę warunków przyłączenia do PSE – obecnie prowadzone jest w tym zakresie postępowanie.
Aby rozwój branży offshore wind podtrzymać, potrzeba – w ocenie inwestorów – dokonania techniczych poprawek do ustawy offshore oraz zmiany lub wydania innych krajowych regulacji. Tu wymieniają rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 25 maja 2022 r. w sprawie szczegółowych wymagań dla elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz dla elementów stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu (zmiany w zakresie HVDC) oraz rozporządzenia w sprawie ceny maksymalnej w aukcjach dla morskich farm wiatrowych.
– Naszym zdaniem, jeśli powyższe zmiany nie zostaną wprowadzone, istnieje duże ryzyko wystąpienia tzw. zjawiska luki inwestycyjnej w morskiej energetyce wiatrowej, co może negatywnie wpłynąć nie tylko na tę branżę, ale szerzej – całą gospodarkę Polski. Zwracamy przy tym uwagę, że rozwój morskiej energetyki wiatrowej to największy program inwestycyjny w powojennej historii naszego kraju. W przypadku zatrzymania lub opóźnienia tych inwestycji wystąpi także luka generacyjna w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym i ucierpi krajowy łańcuch dostaw towarów i usług, który budowany jest aktualnie z myślą zarówno o I jak i II fazie morskiej energetyki wiatrowej – wyjaśniają.
Cena maksymalna
Equinor i Polenergia wyjaśniają w uwagach, że cena maksymalna powinna być określona na takim poziomie, aby w aukcji mógł wziąć udział każdy projekt zlokalizowany w granicach obszarów wskazanych w załączniku nr 1 lub nr 2 ustawy. Tylko takie podejście ma zagwarantować spójność systemową projektowanego rozporządzenia z ustawą.
„Zdaniem spółki, skoro ustawodawca przewidział pewne konkretne obszary, w odniesieniu do których wytwórca energii elektrycznej może ubiegać się o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda w drodze aukcji, to cena określona w rozporządzeniu nie powinna tego prawa ograniczać”.
„Jak wynika z sygnałów rynkowych, spełnienie warunku (złożenia 3 ofert – przyp. red.) dla aukcji w 2025 r. jest zagrożone już z przyczyn innych niż wysokość ceny maksymalnej. Zmniejszenie liczby potencjalnych uczestników tej aukcji przez wyznaczenie ceny maksymalnej na zbyt niskim poziomie dodatkowo zwiększa prawdopodobieństwa fiaska aukcji w 2025 r., czyniąc je niemal pewnym.”
Zaproponowana cena maksymalna nie tylko znacząco zwiększa zatem ryzyko nieodbycia się aukcji w 2025 r., ale także urzeczywistnia ryzyko niezrealizowania wszystkich aktualnie rozwijanych w Polsce projektów morskich farm wiatrowych, w tym w szczególności najbardziej rozwiniętych projektów na Ławicy Środkowej – oceniają.
Inwestorzy powołują się na przykład z Wielkiej Brytanii, gdzie w 2023 r. odbyła się tzw. 5 runda alokacji (ang. Allocation Round), a cena referencyjna dla projektów morskich farm wiatrowych wynosiła 44 GBP/MWh w ujęciu roku 2012 (co przekłada się na ok. 51,3 GBP/MWh w ujęciu roku 2021, lub 60,5 GBP/MWh w ujęciu roku 2024. Cena wynosząca ok. 260 zł/MWh w ujęciu roku 2021 okazała się niewystarczająca, w związku z czym w Allocation Round 5 nie pojawiły się żadne oferty od inwestorów z branży morskich farm wiatrowych. Celem wyjścia z tej problematycznej sytuacji administracja publiczna Wielkiej Brytanii zwiększyła cenę referencyjną dla branży offshore w 6 rundzie alokacji (AR6) do 73 GBP/MWh w ujęciu roku 2012 – tj. o 66%. Tym samym, proponowana cena wsparcia dla morskich farm wiatrowych w Polsce jest o około 100 PLN’2021/MWh (28%) niższa niż ta wyznaczona w Wielkiej Brytanii, tj. na rynku charakteryzującym się dojrzałym łańcuchem dostaw oraz będącym europejskim liderem budowy i eksploatacji morskim farm wiatrowych – wyjaśniają inwestorzy.
Wątpliwości w sprawie wyliczeń
Ponadto inwestorzy wyrazili swoje wątpliwości co do metodyki rewaloryzacji zaproponowanej w projektowanym rozporządzeniu ceny maksymalnej wyrażonej w ujęciu roku 2021 na rok aukcji (2025) historyczną inflacją w strefie euro. Zastrzeżenia budzi krzywa uczenia i prognoza ewolucji nakładów inwestycyjnych, czy odległość referencyjnej farmy wskazanej na poziomie 80 km od brzegu. Argumentacja wskazana w uzasadnieniu do projekty, z której korzystają autorzy uzasadnienia do projektowanego rozporządzenia, nie uwzględnia faktu, że kable układane w obszarze morskim nie przebiegają w linii prostej do brzegu. W ocenie inwestorów, metodyka opisana w uzasadnieniu do projektowanego rozporządzenia w zakresie długości zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy stanowi nadmierne uproszczenie i tym samym prowadzi do niedoszacowania nakładów inwestycyjnych (o nawet 50%) w przypadku najbardziej oddalonych od brzegu akwenów.
Ponadto, wskazano na małe koszty bilansowania – 2 zł/MWh. W praktyce większość ofert bilansowania handlowego morskich farm wiatrowych w Polsce kształtuje się w zakresie od 20 do 30 PLN’2024/MWh.
Inwestorzy wskazują dalej, że wpływ ujemnych cen lub ograniczenia produkcji jest istotnym elementem założeń wykorzystywanych przez inwestorów i mających przełożenie na ogólną ekonomikę projektów. W oparciu o opracowania podmiotów zewnętrznych, skala tego zjawiska może osiągnąć nawet 5-10% w okresie życia projektu – tj. przekłada się na korektę współczynnika wykorzystania mocy o 2,3 do 4,6 punktów procentowych (spadek z 45,7% do 41,1 – 43,4%), co może skutkować wzrostem uśrednionych jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej (LCOE) nawet o ok. 60 zł/MWh. Efekt ten nie został odzwierciedlony w zakładanym współczynniku wykorzystania mocy.
Equinor i Polenergia zgadzają się z tezą zaprezentowaną w uzasadnieniu i ocenie skutków regulacji projektowanego rozporządzenia, zgodnie z którą budowa morskich farm wiatrowych wpłynie na występowanie zjawiska „wake effect”.
– Zwracamy jednak uwagę, że wpływ tego zjawiska nie został odzwierciedlony w poziomie współczynnika wykorzystania mocy, który pozostaje niezmieniony względem poziomu wskazanego w rozporządzeniu z 2021 roku (tj. 45,7%, zakładający maksymalne wykorzystanie dostępnego wolumenu wsparcia) – czytamy w uwagach.
Szczegółowa treść uwag złożonych przez MFW Bałtyk I S.A. znajduje się na stronach Rządowego Centrum Legislacyjnego.
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Rozpowszechnianie artykułu jest możliwe tylko za zgodą wydawcy BlueGreen Content Studio.
