Koncern energetyczny Orlen w uwagach złożonych do projektu rozporządzenia w sprawie ceny maksymalnej poinformował, że obecnie przygotowuje do aukcji pięć obszarów, dla których zdobył prawomocne pozwolenia PSZW. Koncern podkreśla, że możliwość startu w tych aukcjach jest kluczowa dla GK ORLEN pod kątem realizacji strategii rozwoju wielkoskalowej energetyki. Zaproponowana cena maksymalna w projekcie rozporządzenia nie uwzględnia tych dodatkowych kosztów, a które inwestor będzie musiał ponieść i uwzględnić w swoim modelu. – Koszty wynikające z potrzeb obronności GK ORLEN szacuje na ok. 50-100 mln euro – informuje koncern.
Na stronach RCL pojawiły się zbiór uwag spółek Orlen S.A, Energa MFW 1 sp. z o.o., Energa MFW 2 sp. z o.o., Orlen Neptun III sp. z o.o., Orlen Neptun IV sp. z o.o. oraz Orlen Neptun VIII sp. z o.o. Inwestor informuje, że obecnie Orlen realizuje projekt MFW Baltic Power, a kolejne obszary z pozwoleniami PSZW (obszary 46.E.1, 14.E.1, 14.E.2, 14.E.3, 14.E.4) są przygotowywane do startu w aukcjach offshore zaplanowanych od roku 2025.
– Możliwość startu w tych aukcjach jest kluczowa dla GK Orlen pod kątem realizacji własnej strategii wielkoskalowej energetyki. GK Orlen nie może dopuścić do luki inwestycyjnej w programie budowy morskich farm wiatrowych, ponieważ wiązałoby się to z utratą całych zespołów projektowych, których odbudowanie wymagałoby dużych wysiłków, czasu i nakładów finansowych, które później ponieśliby odbiorcy energii elektrycznej – wyjaśnia inwestor.
W ocenie inwestora luka inwestycyjna opóźniłaby realizację dekarbonizacji polskiej gospodarki, zaplanowaną w dokumentach strategicznych, jak np. Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu oraz byłaby niekorzystna dla bilansów Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE).
Uwagi Orlenu do metodologii
Wskazane w uzasadnieniu do projektu rozporządzenia koszty inwestycyjne (CAPEX) oraz operacyjne (OPEX) zostały wyznaczone w oparciu o raport NREL Annual Technology Baseline 2023, a także zastosowano krzywą uczenia się, której zadaniem miało być uwzględnienie rozwoju technologii w czasie, a w efekcie spadek kosztów CAPEX i OPEX. W ocenie Orlenu wartości referencyjne CAPEX przedstawione w aktualnym raporcie NREL diametralnie różnią się od wartości z raportu NREL z 2023 r., przez co założenia przyjęte w projekcie rozporządzenia nie są aktualne, tylko znacznie zaniżone.
– Mając na uwadze powyższe, postulujemy o rezygnację z zastosowania krzywej uczenia albo zmianę CAPEX zgodnie z raportem NREL z 19 lipca 2024 r – czytamy.
Wraz z rozwojem sektora OZE rośnie liczba godzin, w której ceny energii są ujemne (wytwórca dopłaca za wyprodukowaną energię elektryczną)i jest to zjawisko już powszechne w UE, pojawiające się szczególnie w okresach wiosenno-letnich. Orlen postuluje o uwzględnienie w modelu 5% godzin z ujemnymi cenami w ciągu roku.
Do obliczenia ceny maksymalnej przyjęto koszty bilansowania na poziomie 2 zł/MWh, czyli koszt założony podczas wyznaczenia ceny maksymalnej dla tzw. I fazy offshore w 2021 r. Orlen wniósł także o zmianę kosztów bilansowania z 2 zł/MWh do około 20 zł/MWh.
– Zaproponowana cena maksymalna w projekcie rozporządzenia nie uwzględnia tych dodatkowych kosztów, a które inwestor będzie musiał ponieść i uwzględnić w swoim modelu – wskazuje inwestor.
Orlen wyraża przekonanie, że morskie farmy otrzymają status infrastruktury krytycznej dla bezpieczeństwa energetycznego państwa, a w konsekwencji jej właściciele będą obarczeni obowiązkiem zapewnienia ochrony oraz obrony farmy (wskazują na to przepisy procedowanego obecnie projektu ustawy o zmianie ustawy o zarządzaniu kryzysowym oraz niektórych innych ustaw (UC47).
– Koszty wynikające z potrzeb obronności GK Orlen szacuje na ok. 50-100 mln euro – informuje koncern.
Orlen zauważa, że o ile cena administracyjna była jedynym narzędziem przed przeciwdziałaniem nadwsparciu, to w przypadku ceny maksymalnej na aukcje istnieją inne mechanizmy, które wymuszają konkurencję. Takimi mechanizmami jest brak rozstrzygnięcia aukcji w przypadku startu mniej niż 3 trzech oferentów, ale przede wszystkim takim mechanizmem, jest „mechanizm 90% w wyniku którego jeden z oferentów zawsze musi przegrać aukcję”. Zatem w przypadku określania ceny maksymalnej na aukcję, administracja powinna przede wszystkim wyznaczyć cenę, które pozwoli na przygotowanie co najmniej 3 projektów do aukcji, a kwestia ustalenia ceny finalnej będzie wynikiem gry konkurencyjnej już na samej aukcji, pomiędzy oferentami – czytamy.
W projekcie przyjęto wartość współczynnika wykorzystania mocy na poziomie 45,7%. GK Orlen odnosząc się do niego wyjaśnia, że współczynnik wykorzystania mocy MFW w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego jest zbliżony do 43% przy wykorzystaniu turbin o mocy 15 W.
Ponadto inwestor wnosi o wskazanie w raporcie z konsultacji publicznych założeń dotyczących rozkładu ponoszenia nakładów inwestycyjnych.
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Rozpowszechnianie artykułu jest możliwe tylko za zgodą wydawcy BlueGreen Content Studio.
