Maksymalna cena za energię elektryczną wytworzoną w morskich farmach wiatrowych i wprowadzoną do sieci, jaka może być wskazana w ofertach złożonych w aukcji przez wytwórców, wynosi 471,83 zł/MWh – wynika z projektu rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska (MKiŚ).
Na stronach Rządowego Centrum Legislacji (RCL) pojawił się projekt rozporządzenia w sprawie maksymalnej ceny za energię elektryczną wytworzoną w morskich farmach wiatrowych i wprowadzoną do sieci, jaka może być wskazana w ofertach złożonych w aukcji przez wytwórców.
Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia. Stanowi realizację delegacji ustawowej zawartej w art. 31 ust. 11 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Określa cenę maksymalną za energię elektryczną wytworzoną w morskich farmach wiatrowych i wprowadzoną do sieci, w ramach II fazy systemu wsparcia. W uzasadnieniu czytamy, że w celu zapewnienia lepszej komunikatywności tytułu projektowanego rozporządzenia oraz wewnętrznej spójności aktu, w tytule oraz w § 1 zdecydowano się doprecyzować, że dotyczy ono ceny maksymalnej za energię elektryczną wytworzoną w morskich farmach wiatrowych i wprowadzoną do sieci, mimo że samo upoważnienie określa ten zakres w formie skróconej.
Autorzy projektu wskazują, że przy ustalaniu ceny maksymalnej kierowano się wytycznymi do upoważnienia ustawowego. Ustalając cenę uwzględniono koszty operacyjne oraz dodatkowe koszty inwestycyjne ponoszone w okresie eksploatacji, w którym wytwórca korzysta z prawa do pokrycia ujemnego salda. Wzięto też pod uwagę koszty inwestycyjne ponoszone w okresie przygotowania projektu i budowy morskiej farmy wiatrowej wraz z niezbędną infrastrukturą techniczną oraz zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, a także koszty całkowitej likwidacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, po zakończeniu jej eksploatacji. W analizie uwzględniono ponadto uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przygotowania, budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej.
Projektowane rozporządzenie umożliwi wytwórcom realizującym projekty morskich farm wiatrowych (MFW) ubieganie się o prawo do pokrycia tzw. ujemnego salda w II fazie systemu wsparcia dla morskich farm wiatrowych. Aukcje dla morskich farm wiatrowych zostaną przeprowadzone na zasadach podobnych do funkcjonujących już aukcji odnawialnych źródeł energii, w której każdy z wytwórców składać będzie jedną ofertę, niejawną dla pozostałych uczestników. Aukcje rozliczane będą według ceny z oferty („pay as bid”), a wygrywać będą oferty z najniższą ceną. Jednak cena złożona w ofercie nie może być wyższa od maksymalnej ceny ustalonej w rozporządzeniu. Tak skonstruowany mechanizm aukcyjny umożliwi minimalizację kosztów dla odbiorcy końcowego wynikających z wprowadzenia na rynek polski technologii farm wiatrowych na morzu i stanowi znaczącą zachętę do poszukiwania innowacyjnych rozwiązań technologicznych, umożliwiających obniżenie kosztów produkcji energii elektrycznej.
Pierwsze aukcje, w trakcie których może zostać przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda, zostały zaplanowane w latach 2025, 2027, 2029 oraz 2031 (odpowiednio po 4 GW, 4 GW, 2 GW, 2 GW), natomiast aukcje w kolejnych latach będą przeprowadzane w zależności od postępu rozwoju morskiej energetyki wiatrowej w Polsce.
Z uwagi na planowaną pierwszą aukcję w 2025 r., niezbędne jest wejście w życie rozporządzenia nie później niż w IV kwartale 2024 r – podkreśla resort.
Wydanie rozporządzenia stanowi kamień milowy B4L Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO).
Metodyka
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 ograniczający 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 i OVN przyłącza oraz OPEX.
Do obliczenia ceny maksymalnej, na podstawie dostępnych danych, przyjęto następujące parametry techniczne oraz wskaźniki dla referencyjnej morskiej farmy wiatrowej:
– odległość od brzegu – 80 km,
– głębokość – 36 m,
– współczynnik wykorzystania mocy – 45,7%,
– 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 NBP średnia z 2021 r. – 4,57 PLN/EUR,
– kurs dolara NBP średnia z 2021 r. – 3,86 PLN/USD,
– koszty bilansowania – 2 PLN/MWh.
Szczegółowe informacje na temat przyjętych parametrów i metodologii znajdziesz w uzasadnieniu do rozporządzenia.
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Rozpowszechnianie artykułu jest możliwe tylko za zgodą wydawcy BlueGreen Content Studio.
