Grupa Kapitałowa PGE złożyła uwagi do projektu rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie maksymalnej ceny za energię elektryczną wytworzoną w morskich farmach wiatrowych i wprowadzoną do sieci, jaka może być wskazana przez wytwórców w ofertach złożonych w aukcji. W ocenie PGE cena 471,83 zł/MWh nie stanowi wystarczającej zachęty do realizacji inwestycji w MFW i nie zagwarantuje terminowej realizacji inwestycji w morskie farmy wiatrowe.
PGE wyjaśnia w uwagach, że propozycja ceny maksymalnej nie stanowi zachęty dla wytwórców do wzięcia udziału w aukcji zaplanowanej na 2025 rok ze względu na częściowo błędnie określone lub już nieaktualne założenia do jej ustalenia, a w efekcie określenie ceny na zbyt niskim poziomie, nieodzwierciedlającym aktualnych warunków realizacji inwestycji w morskie farmy wiatrowe.
– Naszym zdaniem cena nie stanowi wystarczającej zachęty do realizacji inwestycji w MFW i nie zagwarantuje terminowej realizacji inwestycji w MFW, która jest celem nie tylko rządu, ale przede wszystkim wytwórcy. Inwestycje w MFW charakteryzują się napiętym harmonogramem przy ogromnej wrażliwości na zachwiania w łańcuchu dostaw. Jednocześnie, zobowiązania państw członkowskich wynikające z unijnej polityki energetyczno – klimatycznej, a także trendy globalne powodują ponadprzeciętny popyt na dostawy i usługi w obszarze technologii odnawialnych. W przypadku ceny, która nie daje elastyczności w zakresie kontraktowania ani realnych możliwości utrzymania zasobów (w tym kapitału ludzkiego), nie sposób mówić o możliwości terminowej realizacji inwestycji w MFW – czytamy.
Tu PGE wyjaśnia, że w latach 2021-2024 zidentyfikowano na rozwijanych przez inwestora projektach MFW I fazy znaczny wzrost nakładów inwestycyjnych, wyższy niż skumulowana inflacja w tym okresie, co znajduje potwierdzenie w raportach i analizach publikowanych przez uznane instytucje branżowe.
„Wzrost kosztów produkcji energii z MFW jest zjawiskiem globalnym i wynika z niedostatecznej podaży komponentów i usług, wzrostu kosztów surowców i robocizny oraz kosztu kapitału. W konsekwencji, projekty I fazy są realizowane na granicy opłacalności bądź są wstrzymane i podlegają przedłużającej się rekonfiguracji technicznej i innym procesom optymalizacyjnym’.
Przykład z Wielkiej Brytanii
PGE powołuje się na przykład z Wielkiej Brytanii. Ten dojrzały rynek pokazał kluczową rolę poziom zakontraktowanych przychodów do skali wydatków (nakładów i kosztów operacyjnych). W wyniku zaproponowanej przez rząd zbyt niskiej ceny maksymalnej, żaden z inwestorów nie przystąpił do aukcji w 2023 r. By zmitygować ryzyko luki inwestycyjnej, jeszcze tego samego roku cena dla aukcji 2024 roku została podniesiona z poziomu 44 £/MWh w cenach 2012 roku do 74 £/MWh w cenach 2012 roku, czyli do poziomu około 100 £/MWh w cenach bieżących.
– Nie stać nas na powtórkę scenariusza z Wielkiej Brytanii i podejmowanie próby wdrożenia rozwiązań nie gwarantujących możliwości pokrycia przez inwestorów wydatków związanych z realizacją II fazy inwestycji w morskie farmy wiatrowe na Morzu Bałtyckim. Groziłoby to opóźnieniem realizacji kolejnych projektów na Bałtyku o 3-4 lata, co z jednej strony istotnie zahamowałoby tempo dekarbonizacji naszej gospodarki, a z drugiej spowodowałby lukę inwestycyjną i wykluczenie Polski z globalnych łańcuchów dostaw. Rynek MFW ma charakter globalny. Kapitał i inne zasoby (organizacyjne, produkcyjne) są inwestowane na rynkach, które zapewniają najlepszą relację IRR/WACC. Oznacza to, że polski system wsparcia MFW musi pozostawać atrakcyjny względem systemów w innych jurysdykcjach – wyjaśnia PGE.
Odpowiednia cena i realizowane inwestycje mają zapewnić powstanie odpornego łańcucha dostaw polskich firm i dostawców. Stworzenie odpornego europejskiego łańcucha dostaw MEW jest jednym z kluczowych wyzwań polityki przemysłowej Unii Europejskiej.
Cena maksymalna
PGE wskazuje w uwagach, że uwzględniając wszystkie parametry techniczne i wskaźniki referencyjne określone w treści uzasadnienia oraz stosując poprawny metodologicznie model finansowy do wyznaczenia ceny „strike price” w oparciu o metodologię LCOE, otrzymuje się wynikowo cenę dla roku planowanej aukcji 2025 na poziomie ok. 570 PLN`25/MWh. W ujęciu roku 2021 wynosi ok. 410 PLN`21/MWh (z zastosowaniem skumulowanego wskaźnika polskiej inflacji). Natomiast wskazana w projekcie rozporządzenia cena dla roku 2025 w kwocie 471,83 PLN`25/MWh w ujęciu roku 2021 wynosi ok. 340 PLN`21/MWh.
– Tym samym w ocenie GK PGE nie zapewnia wykonalności ekonomicznej i finansowej projektów II fazy. To oznacza, że wskazana w projekcie rozporządzeniu cena dla aukcji 2025 (dla projektów II fazy), jest wyższa o zaledwie ok. 6% w odniesieniu do ceny obowiązującej dla projektów I fazy wsparcia, tj.: 319,60 PLN`21/MWh – czytamy.
PGE w uwagach wnosi o poprawne metodologicznie wyznaczenie ceny w oparciu o wskazane w uzasadnieniu parametry techniczne i wskaźniki referencyjne, uwzględniając konieczne korekty wynikające z uwag wskazanych poniżej, co pozwoli na uzyskanie adekwatnej ceny maksymalnej dla aukcji 2025 warunkującej realizację projektów II fazy.
Wskazana w rozporządzeniu wysokość ceny maksymalnej nie uwzględnia w kalkulacji okresów występowania ujemnych cen energii elektrycznej na rynku spot w planowanym okresie eksploatacji morskich farm wiatrowych. W ocenie PGE konieczne jest uwzględnienie w kalkulacji ceny występowania okresów z cenami ujemnymi na poziomie [200-300 h/rok] w planowanym okresie wsparcia 2032-2057, celem odwzorowania zmian zachodzących w miksie energetycznym Polski i wzrostu udziału mocy zainstalowanej źródeł niesterowalnych OZE.
Dalej inwestor wyjaśnia, że w zakresie parametrów technicznych uwzględnionych w kalkulacji ceny zgodnie z treścią uzasadnienia, nie określono istotnego parametru długości infrastruktury przyłączeniowej z podziałem na odcinek lądowy i morski, a jedynie określono pośredni parametr – odległości akwenu od brzegu. Inwestor wnioskuje o uzupełnienie w zakresie parametrów technicznych oraz wskaźników dla referencyjnej morskiej farmy wiatrowej uwzględnionych w kalkulacji ceny długości odcinka infrastruktury przyłączeniowej z podziałem na odcinek lądowy i morski.
Przejęta do kalkulacji ceny wartość współczynnika wykorzystania mocy referencyjnej MFW, tj.: 45,7%, nie uwzględnia lub uwzględnia na niewłaściwym poziomie strat aerodynamicznych wynikających z lokalizacji MFW realizowanych na sąsiednich akwenach (tzw. „external wake effect”), prawdopodobnie realizowanych w przyszłości (tzw. „future wake effect”), a także skumulowanego efektu blokady (tzw. „blockage effects”) – zjawisk rozpoznanych i zbadanych dla MFW. Wyniki przeprowadzonych analiz, na podstawie rzeczywistych pomiarów wietrzności z okresu 2 lat, zgodnie z międzynarodowymi standardami branżowymi i wytycznymi doradców technicznych wskazują jednoznacznie, iż nieuwzględnienie efektów w wynikach analiz produktywności MFW zlokalizowanych w polskiej część WSE zawyża współczynnik wykorzystania mocy o ok. 3,4%-6.2%. W ocenie PGE potrzebne jest przyjęcie do kalkulacji ceny poziomu współczynnika wykorzystania mocy nieprzekraczającego wartości 44,1%.
Zaproponowany w ramach kalkulacji ceny poziom kosztów bilansowania wynoszący 2 PLN/MWh odbiega od rzeczywistych kosztów bilansowania źródeł odnawialnych w Polsce oraz od symulowanych kosztów bilansowania morskich farm wiatrowych w Europie. Inwestor szacuje ostrożnościowo, że koszty bilansowania dla MFW będą na poziomie nie niższym niż średni koszt w ujęciu realnym 2025 roku – ok. 12 PLN`25/MWh.
Ponadto inwestor wnioskuje o nieuwzględniane efektu wpływu krzywej uczenia na założenia CAPEX i OPEX uwzględnione w kalkulacji ceny oraz ujęcie w kalkulacji ceny wartości CAPEX korespondujących z Raportem NREL z roku 2024.
Czytamy, że w opisie metodyki kalkulacji ceny nie przedstawiono w treści uzasadnienia rozkładu w czasie (profilu) wydatków związanych z przygotowaniem (DEVEX) i realizacją (CAPEX) inwestycji. PGE wnioskuje o wskazanie założeń celem potwierdzenia właściwego odwzorowania profilu.
Szczegółowa treść uwag złożonych przez GK PGE 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.
