Ostateczna decyzja inwestycyjna duńskiego inwestora Ørsted w sprawie projektu morskiej farmy wiatrowej Hornsea 3 ujawnia skomplikowaną dynamikę przetargów, strategii cenowych i korzyści regulacyjnych pokazując, w jaki sposób wyższe poziom dotacji wpływa na sukces morskich projektów wiatrowych. Kluczową rolę w pokonywaniu wyzwań branżowych i wspieraniu rozwoju OZE ma polityka krajowa wobec projektów energetycznych, w tym morskich farm wiatrowych – przekonują analitycy Wood Mackenzie.
Pod koniec ubiegłego roku Ørsted podjął ostateczną decyzję inwestycyjną (FID) w sprawie budowy morskiej farmy wiatrowej Hornsea 3 o mocy 2,9 GW w Wielkiej Brytanii. Według ekspertów istnieje wiele czynników, które umożliwiły podjęcie FID. Po podpisaniu decyzji, kluczowym ryzykiem dla Ørsted jest uniknięcie znacznych opóźnień w realizacji inwestycji. Dostawcy duńskiego koncernu, w tym statków oraz producenci komponentów, nie osiągnęli w pełni zdolności operacyjnych, co może wpłynąć na terminowe zakończenie projektu. Mimo wszystko analitycy Wood Mackenzie szacują IRR (wewnętrzną stopę zwrotu) na poziomie 6,1% bez uwzględnienia dodatkowych korzyści. W tym przypadku scenariusz bazowy jest szacowany na podstawie wewnętrznej analizy kosztów, capów cenowych i systemów wsparcia. Według ekspertów szacunki są oparte o model, w którym 100% przychodów pochodziło z kontraktów różnicowych (CfD) przyznanych w czwartej rundzie licencyjnej.
25% mocy w aukcji w 2024 r.
Jak wskazują analitycy Wood Mackenzie, możliwe jest złożenie oferty 25% mocy Hornsea 3 w nadchodzącej szóstej aukcji offshore wind. Zgodnie z zasadami obowiązującymi w ramach czwartej aukcji, zwycięzcy muszą ograniczyć do maksymalnie 25% moc instalacji w ramach zakontraktowanej ceny (713 MW w przypadku Hornsea 3). Ørsted oświadczył, że wykorzysta ten mechanizm, aby zaoferować część mocy Hornsea 3 w tegorocznej aukcji, ponieważ strike price został określony na poziomie 73 funtów/MWh (w cenach z 2012 r.), co stanowi prawie dwukrotność przyznanej ceny w czwartej aukcji wynoszącej 37,35 funtów/MWh.
Eksperci zwracają uwagę, że ze względu na to, iż aukcja będzie miała charakter konkurencyjny, a rząd nie ujawnił wszystkich szczegółów postępowania, trudno jest przewidzieć, na jakim poziomie ukształtują się ceny. Przy czym Ørsted nie potrzebuje jednak wszystkich szczegółów, aby dokonać FID, ponieważ aukcja tegoroczna odbywa się na zasadzie pay-as-cleared dla tego samego roku dostawy. Oznacza to, że wszyscy zwycięscy oferenci nie otrzymują tyle, ile wylicytowali, ale najwyższą przyznaną cenę. Duńczycy mogą licytować zachowawczo, wiedząc, że uzyskają wyższą cenę rozliczeniową.
Według analityków Wood Mackenzie można założyć, że Ørsted będzie w stanie złożyć ofertę na niższym poziomie, ponieważ był w stanie zarezerwować kontrakty w łańcuchu dostaw przed złożeniem oferty w aukcji w 2022 r. Od tego czasu koszty wzrosły, a kontrakty duńskiego koncernu są bardziej konkurencyjne niż gdyby podpisali je dzisiaj. Co więcej, można również założyć, że ceny będą wyższe niż 44 funtów/MWh (ceny z 2012 r.), ponieważ w zeszłorocznej, piątej aukcji nie złożono żadnej oferty na morskie farmy wiatrowe. W opinii Wood Mackenzie, nadal nie wiadomo, czy którykolwiek z pozostałych 4,2 GW projektów przyznanych w czwartej aukcji wybierze podobną drogę jak Hornsea 3 i złoży w tegorocznej aukcji ofertę z 25% przyznanej mocy.
W tym kontekście analitycy wskazują, że gdyby inwestor zdecydował się na rezygnację z projektu MFW Hornsea 3, to nie mógłby złożyć oferty w tegorocznym przetargu, a dopiero w następnym. Przy czym, strike price nie został jeszcze określony. Co więcej, musiałby zrezygnować z dotychczas zawartych kontraktów w ramach łańcucha dostaw.
CFD z opóźnieniem
Według prognoz Wood Mackenzie, w latach 2026-2030 cena pozyskania energii z morskiej energetyki wiatrowej będzie średnio o 25% wyższa niż pierwotnie przyznany poziom strike price dla Hornsea 3. Ørsted mógłby odroczyć datę rozpoczęcia obowiązywania CfD o maksymalnie dwa lata, co poprawiłoby i wydłużyło okres handlowy projektu z 2026/2027 do 2028/2030. Do listopada 2023 r. nie było to możliwe, ale dzięki zmianom przepisów morskie farmy wiatrowe i inne odnawialne źródła energii zostały zwolnione z 45% podatku od przychodów powyżej 75 funtów/MWh, jeśli projekt nie uzyskał jeszcze FID. Jest to znacząca kwota, a nasze ceny godzinowe przekraczają ten próg o ponad 60% w latach 2026 i 2027.
Umowa PPA i optymalizacja kosztowa
Jak wskazują analitycy Wood Mackenzie, po wyczerpaniu 15-letniego CFD szansą na zapewnienie dodatkowych dochodów dla inwestycji mogą być umowy PPA zawarte na okres nie krótszy niż 5 lat.
Jednocześnie wskazują, że istnieje również przestrzeń do optymalizacji kosztowej inwestycji. W tym kontekście eksperci zwracają uwagę, że dzięki wykorzystaniu efektu synergii z pozostałymi projektami Hornsea, koszty operacyjne dla projektu Hornsea 3 mogą być o 25% niższe niż dla Hornsea 2. Może to również przynieść przyszłe korzyści synergii dla planowanego projektu Hornsea 4.
Sprzedaż aktywów z premią
Ørsted ma odpowiednie doświadczenie w zakresie sprzedaży innych projektów z premią. Projekt Hornsea 3 dałby w dużej mierze stały strumień przychodów przez 15 lat, co mogłoby uczynić go atrakcyjnym dla wielu nabywców, zwłaszcza gdy projekt jest na dość zaawansowanym etapie realizacji budowy, a ryzyko wykonania jest jeszcze bardziej ograniczone.
Potrzebne wsparcie państwa
FID podjęta przez Ørsted nie jest jedynym przykładem tego typu decyzji w odniesieniu do projektów morskich farm wiatrowych, pomimo wysokich stóp procentowych i eskalacji kosztów. W ubiegłym roku FID został podjęty dla projektów o łącznej, rekordowej mocy 14 GW. Hornsea 3 jest przykładem inwestycji, pokazującym jak wyższe poziomy dotacji są ważną dźwignią, którą decydenci mogą wykorzystać, aby pomóc w realizacji takich projektów.
Jak wskazuje Wood Mackenzie, przy ponad 40 GW projektów z przyznanym systemem wsparcia, ale bez FID i kolejnych 80 GW, które mają zostać przyznane w ciągu najbliższych dwóch lat, poziomy dotacji powinny zostać ponownie przeanalizowane, ponieważ jest to najbardziej wpływowa dźwignia, jaką mogą wykorzystać decydenci.
Ważne jest, aby nie mieć świadomości tylko co do mocy zakontraktowanej w ramach systemów wsparcia ale również wsparcia na dalszym etapie. Doprowadzenie do realizacji tych inwestycji ma kluczowe znaczenie dla sektora, ponieważ buduje pewność dla przedstawicieli łańcucha dostaw, której potrzebują do dostosowania swojej produkcji do potrzeb inwestorów.
Źródło: Wood Mackenzie
