Na stronach Rządowego Centrum Legislacji (RCL) pojawił się kolejny projekt rozporządzenia, w którym wyznaczona jest maksymalna cena za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci. Cena może zostać wskazana w ofertach złożonych przez wytwórców w aukcji zaplanowanej w 2025 r.
Chodzi o projekt z dnia 20 grudnia 2024 r. W dokumencie zaproponowano tym razem cenę maksymalną dla trzech obszarów, gdzie powstaną morskie farmy wiatrowe. Są to ceny:
- 485,71 zł/MWh – dla obszarów wskazanych w załączniku 1 do ustawy oraz dla obszarów 14.E.1, 14.E.2, 14.E.3, 14.E.4, 45.E.1, 46.E.1
- 499,33 zł/MWh – dla obszarów 43.E.1, 44.E.1
- 512,32 zł/MWh – dla obszarów 53.E.1, 60.E.1, 60.E.2, 60.E.3, 60.E.4.
To kolejna próba Ministerstwa Klimatu i Środowiska w określeniu ceny maksymalnej. W sierpniu Ministerstwo Klimatu i Środowiska przedstawiło projekt rozporządzenia wskazując jej wysokość na poziomie 471,83 zł/MWh. W wyniku konsultacji publicznych cena została następnie podniesiona do 512,32 zł. Wcześniej w grudniu br. zaproponowano stawki dla dwóch obszarów 479,10 zł/MWh i 512,32 zł/MWh.
Ministerstwo Aktywów Państwowych w piśmie z dnia 12 grudnia wskazało, że w jego opinii warto rozważyć podjęcie działań mających na celu podwyższenie proponowanych cen maksymalnych, przeniesienie projektów położonych w zachodniej części Ławicy Słupskiej, tj. obszarów 44.E.1 i 43.E.1 do § 1 pkt. 2 projektu rozporządzenia, oraz zmniejszenie wskaźnika wykorzystania mocy, przyjętego w projekcie rozporządzenia z grudnia 2024 r. na poziomie 44,7% dla obszarów wymienionych w § 1 pkt 1 projektu rozporządzenia.
Metodyka
Aby odzwierciedlić polskie warunki rozwoju morskich farm wiatrowych powyższe wskaźniki techniczne i ekonomiczne ustandaryzowano, stosując parametry techniczne lokalizacji referencyjnej – informuje MKiŚ. Do wyliczenia ceny maksymalnej wykorzystano metodykę, według której na koszt energii elektrycznej (LCOE) wytwarzanej w morskich farmach wiatrowych ma wpływ pięć czynników:
- prędkość wiatru – wpływa na liczbę godzin pracy z pełną mocą w ciągu roku (współczynnik wykorzystania mocy, ang. capacity factor, CF);
- odległość od brzegu – wpływa na długość kabla eksportowego oraz koszty instalacji i eksploatacji urządzeń uzależnione od długości transportu z portu instalacyjnego na teren morskiej farmy wiatrowej oraz liczby roboczogodzin spędzanych na morzu przez brygady eksploatacyjne i serwisowe; im mniejsza odległość tym niższe koszty kapitałowe budowy, ang. Overnight Cost (OVN), przyłącza i samej farmy, oraz koszty eksploatacji, ang. Operational Expenditures (OPEX);
- głębokość akwenu – wpływa na typ i rodzaj konstrukcji fundamentów. Im mniejsza głębokość tym niższy koszt fundamentów oraz OVN samej farmy;
- rozwój technologii – wpływa na wzrost mocy jednostkowych ograniczając zużycie materiałów przy tej samej mocy zainstalowanej MFW i straty zacienienia wiatrowego wynikające z rozmieszczenia pojedynczych turbin; rozwój technologii wpływa również na zwiększenie efektywności globalnych łańcuchów dostaw; im dojrzalsza technologia tym niższy koszt OVN farmy, OVN przyłącza oraz OPEX; wzrasta również współczynnik wykorzystania mocy, a wraz z nim ilość produkowanej energii;
- koszty pracy – wpływają na koszt projektowania, instalacji urządzeń oraz ich eksploatacji; im niższy średni koszt roboczogodziny tym niższy spodziewany OVN farmy, OVN przyłącza oraz OPEX.
Do obliczenia ceny maksymalnej, na podstawie dostępnych danych, przyjęto następujące parametry techniczne oraz wskaźniki dla referencyjnej morskiej farmy wiatrowej spójne dla wszystkich obszarów wskazanych w Załączniku nr 1 i Załączniku nr 2 do ustawy:
– głębokość – 36 m,
– współczynnik wykorzystania mocy – 43,7%,
– średnia moc morskiej farmy wiatrowej – 1000 MW,
– prędkość wiatru (wpływa na produktywność projektu) – 9,46 m/s na wysokości 100 m,
– rok uruchomienia referencyjnej morskiej farmy wiatrowej – 2032 (rozpoczęcie eksploatacji MFW 7 lat po wygraniu pierwszej aukcji),
– techniczny czas życia i okres amortyzacji – 25 lat,
– kurs euro – 4,34 PLN/EUR,
– kurs dolara NBP średnia z 2022 r. – 4,46 PLN/USD,
– koszty bilansowania – 17 PLN/MWh (opracowany na podstawie wprowadzonych w czerwcu 2024 r. zmian w funkcjonowaniu rynku bilansującego, koszty bilansowania uwzględniają przychody ze świadczenia usług bilansujących).
Szczegółowa metodyka jest opisana na stronach RCL.
Model wsparcia
Przedmiotowe rozporządzenie określa cenę maksymalną za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci, w ramach II fazy systemu wsparcia. Model wsparcia przewidziany w ustawie opiera się na wypróbowanej w polskich realiach gospodarczych koncepcji tzw. dwustronnego kontraktu różnicowego. Jest ona stosowana w przypadku obecnie funkcjonującego systemu wparcia dla odnawialnych źródeł energii.
Wytwórcy energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, którzy zostaną dopuszczeni do systemu wsparcia, uzyskają prawo do pokrycia ujemnego salda. W praktyce oznacza to pokrycie różnicy pomiędzy rynkową ceną energii, a ceną umożliwiającą wytwórcom pokrycie kosztów wytwarzania energii elektrycznej na morzu. Maksymalna ilość energii podlegająca wsparciu dla każdego z projektów wyznaczana będzie jako iloczyn planowanej mocy zainstalowanej morskiej farmy wiatrowej i 100 000 godzin. Takie rozwiązanie pozwala na optymalne rozłożenie wsparcia w czasie, w którym będzie ono udzielane, czyli przez maksymalnie 25 lat. System wsparcia w ww. kształcie został zatwierdzony przez Komisję Europejską w decyzji State Aid SA.55940 (2021/N) – Poland Offshore Wind scheme z 20 maja 2021 r.
