Wiatraki na morzu podwyższą koszty prądu? Konieczny powrót do rynku

Inflacja stała się wyzwaniem dla budowniczych morskich farm. Pojawiają się pytania i wątpliwości czy podatnik zapłaci za nie więcej w rachunku za prąd. Te ryzyka są, ale mechanizmy w prawie mają temu zaradzić. Firmy apelują także o przywrócenie realnego rynku i handlu energią elektryczną w Polsce po okresie mrożenia.

Publikacja: 21.10.2023 10:00

Morska farma wiatrowa Anholt w Danii

Morska farma wiatrowa Anholt w Danii

Foto: Bartłomiej Sawicki

Jak tłumaczy branża po pandemii oraz agresji Rosji na Ukrainę, sektor morskiej energetyki wiatrowej mierzy się z wysoką inflacją (znacznie wyższą niż poziom określany przez GUS dla standardowego koszyka), brakiem dostępności bądź wzrostem kosztów surowców, deprecjacji złotego względem innych walut, w szczególności euro, w których zawierane są najczęściej kontrakty związane z realizacją inwestycji offshorowych, wzrostem kosztów finansowania

System wsparcia z ceną maksymalną i zmiany

System wsparcia dla morskich farm wiatrowych został podzielony na tzw. dwie fazy – pierwszą dedykowaną dla najbardziej zaawansowanych projektów, gdzie wsparcie zostało udzielone poprzez decyzję administracyjną oraz drugą dla pozostałych projektów, gdzie wsparcie udzielane będzie w drodze aukcji.

Czytaj więcej

Budimex wybuduje port instalacyjny Orlenu dla wiatraków na morzu

Aby zachęcić do inwestowania w nową technologię jaką są morskie farmy wiatrowe, rząd dla pierwszej grupy projektów (5,9 GW mocy zainstalowanej w tym źródle) stworzył system wsparcia morskich farm wiatrowych ma formę dwustronnego kontraktu różnicowego (CfD). Polega on na tym, że jeśli cena maksymalna wyznaczona dla morskich farm wiatrowych jest niższa niż cena rynkowa to Zarządca Rozliczeń (podmiot odpowiedzialny za przepływy finansowe w systemie) pokrywa wynikającą z tego różnicę, natomiast jeśli cena rynkowa jest wyższa, to inwestorzy zwracają różnicę do Zarządcy. W przypadku projektów fazy pierwszej administracyjnie określono jedynie maksymalną możliwą cenę wsparcia (319,6 zł/MWh), która dla każdego projektu indywidualnie jest weryfikowana przez Komisję Europejską.

W sytuacji rosnącej inflacji doszło do zmian w systemie wsparcia. Wprowadzone w grudniu 2022 r. zmiany w prawie miały na celu – zdaniem zainteresowanych firm – utrzymanie rentowności projektów pierwszej fazy, tak aby prowadzone projekty nie zostały zatrzymane. –Niekorzystne zmiany geopolityczne (pandemia, wojna w Ukrainie) spowodowały w 2022 r. wzrost kosztów surowców (głównie stal, miedź, aluminium), wzrost kosztów usług, a także osłabienie kursu złotego względem euro oraz dolara – podkreśla Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej.

Inwestorzy wystąpili z inicjatywą korekty systemu wsparcia, ponieważ parametry służące określeniu ceny maksymalnej odbiegły od tych przyjętych do wyznaczenia ceny maksymalnej. – Należy podkreślić, że najbardziej niekorzystnym z punktu widzenia odbiorców i polityki gospodarczej państwa, byłby stan, w którym wszystkie projekty offshore w I fazie wsparcia zostałyby zawieszone, ponieważ znacznie opóźniłoby to termin, w którym pierwsze dostawy istotnych wolumenów zielonej energii z morskich farm wiatrowych zasiliłyby krajowy system energetyczny. Dzięki zmianom regulacyjnym dokonanym w grudniu 2022 r. uniknięto tej niekorzystnej sytuacji, a ustalona cena maksymalna w danym roku nawet po tych zmianach, będzie znacząco niższa od kosztów wytwarzania energii w źródłach konwencjonalnych – podkreśla PSEW.

Czytaj więcej

Wiatraki na morzu mogą nie sprostać inflacji

Ryzyko przerzucenia inflacji na konsumenta

Firmy podpisują pierwsze umowy na dostawy elementów farm wiatrowych, ale wysoka inflacja i ograniczona podaż usług przy rosnącym popycie zwiększają koszty. Buforem finansowym dla spółek realizujących pierwsze projekty ma być waloryzacja systemu wsparcia o inflację oraz możliwość rozliczenia wsparcia w euro. Zdaniem części obserwatorów rynku wysoka inflacja (i możliwość przeliczenia tego wsparcia na euro) wynikające z niej większe wsparcie dla morskich farm to wyższe ceny energii z tego źródła, a to może oznaczać także wyższe ceny na Towarowej Giełdzie Energii i finalnie dla odbiorców końcowych.

Zapytaliśmy o ocenę takiego ryzyka zainteresowane firmy. W odpowiedzi na nasze pytania Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej, Equinor, Orlen, Ørsted, PGE, Polenergia, RWE i Ocean Winds podkreślają, że dla projektów pierwszej fazy wprowadzony został dodatkowy mechanizm zabezpieczający wystąpienie tzw. nadwsparcia, czyli tzw. mechanizm claw-back, którego celem jest zmiana ostatecznego poziomu wsparcia w przypadku zmiany parametrów rzeczowo-finansowych już po przyznaniu pomocy publicznej. – Odnosząc się do samej inflacji, należy zauważyć, że jej uwzględnienie w konstrukcji mechanizmu wsparcia jest czymś normalnym i odzwierciedla naturalne procesy zachodzące w gospodarce związane ze zmianą wartości pieniądza w czasie – podkreślają firmy. Dodają, że mechanizm ten jest powszechnie stosowany w systemach wsparcia opartych o tzw. dwustronny kontrakt różnicowy. W Polsce np. w systemie wsparcia dla lądowych instalacji odnawialnych źródeł energii funkcjonuje on od 2016 r.

Przyznają jednak, że w ostatnim okresie poziom inflacji jest największy od ponad 20 lat. – Należy jednak pamiętać, iż wzrost kosztów inwestycyjnych w offshore jest nawet większy niż wskaźnik CPI (średnioroczny wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem publikowany przez prezesa GUS), który jest stosowany do indeksacji ceny wsparcia offshore – czytamy w odpowiedzi na nasze pytania.

Czytaj więcej

Polska firma zmontuje wiatraki za granicą. Budowa portu w Polsce się ślimaczy

Przewalutowanie wsparcia na euro

Poza kwestią przerzucenia rosnącej inflacji na konsumenta, pojawiły się pytania o przeliczenie wsparcia na euro. Ma być ono indeksowane nie europejską inflacją tylko nadal polską. Kurs euro wobec polskiej waluty zaś w ostatnich miesiącach rośnie. Tu pojawiają się pytania, czy firmy nie przerzucą ryzyka kursowego na odbiorcę. Firmy starają się rozwiać te wątpliwości i mówią, że będzie wręcz odwrotnie. – Wprowadzenie rozliczania w euro na poziomie systemu wsparcia powinno skutkować obniżeniem kosztu dla odbiorców końcowych, a nie jego wzrostem – podkreślają. Tłumaczą one, że powinna być tak dlatego, że w formule finansowania projektowego, długoterminowe zabezpieczenie ryzyka kursowego – wymagane przez banki – byłoby kosztowne i zostałoby odzwierciedlone w indywidualnej cenie energii każdej z morskich farm wiatrowych.

– Państwo jest w stanie efektywniej zabezpieczyć ryzyko kursowe w długim terminie. Warto też podkreślić, że rozliczenie w euro jest fakultatywne. Inwestorzy, którzy zdecydują się z skorzystać z tego mechanizmu, będą otrzymywali niższy poziom wsparcia również w sytuacji wzmocnienia się złotego wobec euro – dodają.

Przyznają, że system rozliczeń kontraktów CfD w euro ma na celu ograniczenie ryzyka kursowego po stronie inwestora, z uwagi na fakt, iż nakłady i koszty stanowiące podstawę ustalenia ceny maksymalnej są w znacznej mierze ponoszone w walucie obcej. – Związanie poziomu wsparcia z kursem walutowym stanowi „urealnienie” ceny maksymalnej o zmiany kursu walutowego, którego celem będzie jedynie utrzymanie zaakceptowanej przez Komisję/Prezesa URE stopy zwrotu z inwestycji – tłumaczą w odpowiedzi skierowanej do naszej redakcji firmy.

Czytaj więcej

Ruszyła największa na świecie pływająca farma wiatrowa

Ryzyko "nadwsparcia"?

Zdaniem firm, funkcjonujący mechanizm wsparcia ma liczne zabezpieczenia, które uniemożliwiają osiągnięcie nadmiarowych zysków w ramach systemu wsparcia. Maksymalna cena, jaką może uzyskać projekt offshore w ramach pierwszej fazy wsparcia to 319,6 zł/MWh. – Obecne ceny na TGE są wyższe niż przewidziany poziom wsparcia dla offshore wind. W praktyce oznacza to, że gdyby energia z offshore wind płynęła do polskiego systemu już dzisiaj, to nawet po uwzględnieniu indeksacji o wskaźnik inflacji, inwestorzy zwracaliby różnicę do Zarządcy Rozliczeń – podkreślają firmy.

Nadmiarowe środki będą zbierane przez Zarządcę Rozliczeń (podmiot odpowiedzialny za przepływy finansowe w systemie) i wykorzystywane do finansowania systemu w sytuacji, gdyby doszło do odwrócenia trendu, tj. sytuacji, w której ceny energii na rynku będą niższe niż wysokość wsparcia.

Zdaniem naszych rozmówców z branży pojawienie się morskich farm wiatrowych w systemie energetycznym wpłynie na obniżenie ceny energii elektrycznej z uwagi na wzrost podaży energii i ustabilizowanie ostatecznego rachunku za energię elektryczną, nawet jeżeli system wsparcia dedykowany tym instalacjom spowoduje pewien wzrost opłaty OZE pobieranej przez operatorów systemowych.  –Musimy pamiętać, że ceny energii elektrycznej w ciągu ostatnich 5 lat istotnie wzrosły, a wycofywanie kolejnych wysłużonych jednostek wytwórczych opartych na węglu może wpłynąć na utrzymanie tego trendu. Cena za energię morskich farm wiatrowych jest dalece niższa niż obecne ceny energii. Pomimo waloryzacji wskaźnikiem inflacji konsumenckiej począwszy od 2022 r., nie jest pewne, czy ten poziom ceny umożliwi zwrot z inwestycji, zważywszy na liczne ryzyka inwestycyjne i operacyjne – mówi Tomasz Młodawski, radca prawny w kancelarii SK&S. Wskazuje on, że do naszego rachunku za prąd, już teraz doliczane są inne opłaty, jak np. opłata mocowa, która generuje dla odbiorców łączny koszt ok. 6 mld zł rocznie.  – Roczne koszty wsparcia morskich farm wiatrowych rozwijanych w I etapie będą znacznie niższe – dodaje Młodawski.

Czytaj więcej

Zagadkowy zespół zajmujący się wiatrakami na Bałtyku. Konkurencja wewnątrz rządu?

Zminimalizować rynkowe ryzyka

Pandemia oraz wojna na Ukrainie wywarły bardzo duży wpływ na łańcuchy dostaw materiałów i usług niezbędnych do inwestycji w morskie farmy wiatrowe i w konsekwencji istotny i niemożliwy do przewidzenia wzrost cen kluczowych komponentów. Efektem tego jest szereg decyzji części inwestorów w Polsce (m.in. RWE, PGE i Ørsted przy Baltica 3) i na świecie o przesunięciu harmonogramu projektów i ich rekonfiguracji w celu osiągnięcia minimalnej stopy zwrotu zaangażowanego kapitału.

Prognozy wskazują, że do 2030 r. morskie farmy wiatrowe w polskiej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego osiągną moc 5,9 GW. Do 2040 r.wartość ta może się potroić. Rodzi to wyzwania związane z technologią i infrastrukturą, ale wpływać będzie także na kształt rynku energetycznego. Rosnąca produkcja energii wiatrowej ma potencjalne przełożenie na ceny energii elektrycznej na Giełdzie Energii.

To przełożenie może być negatywne w sytuacji, w której  – w opinii firm  – mechanizm wsparcia nie będzie działać skutecznie. Aby rynek działał przejrzyście i bez zakłóceń konieczna jest płynność oraz stabilność rynku spot, a więc rynku, zakupu energii z dnia na dzień. Firmy apelują o największą transparentność procesu zakupu. - Kluczem jest wypracowanie odpowiednich ram regulacyjnych oraz angażowanie różnych graczy w procesy rynkowe. Powinniśmy dążyć do tego, aby największa możliwa liczba transakcji była widoczna na Giełdzie Energii. W tym kontekście widzimy duży potencjał w rozwoju rynku terminowego rozliczanego finansowo, co może korzystnie wpłynąć na obroty na rynku SPOT – tłumaczą nam zainteresowane podmioty.

Obecnie obroty energią na polskim rynku SPOT wynoszą 4-7 GW w godzinie (dla porównania w Skandynawii lub na rynku niemieckim jest to ok 40-60 GW). W świetle minimalizacji kosztów oraz transparentności cen, wolumeny energii handlowane na polskim rynku regulowanym powinny w kolejnych latach wzrosnąć, przekraczając dotychczasowe wartości wielokrotnie. –Zaangażowanie podmiotów w obrót giełdowy zależy w dużej mierze od stabilności i przewidywalności legislacyjnej oraz od zachęcania przede wszystkim największych spółek do handlu na giełdzie. Trzeba zwiększać płynność na rynku spot oraz kierunkować taki rozwój legislacji, aby na rynku spot było jak najwięcej graczy, zarówno po stronie sprzedażowej, jak i po stronie zakupowej – podkreślają firmy.

Jak tłumaczy branża po pandemii oraz agresji Rosji na Ukrainę, sektor morskiej energetyki wiatrowej mierzy się z wysoką inflacją (znacznie wyższą niż poziom określany przez GUS dla standardowego koszyka), brakiem dostępności bądź wzrostem kosztów surowców, deprecjacji złotego względem innych walut, w szczególności euro, w których zawierane są najczęściej kontrakty związane z realizacją inwestycji offshorowych, wzrostem kosztów finansowania

System wsparcia z ceną maksymalną i zmiany

Pozostało 96% artykułu
OZE
Dania da Ukrainie 420 mln euro na OZE i pomoc firmom
Materiał Promocyjny
Co czeka zarządców budynków w regulacjach elektromobilności?
OZE
Tauron oddaje do użytku kolejną farm wiatrową
OZE
Pierwszy kwartał stał pod znakiem spadku węgla i wzrostu OZE
OZE
Duże zmiany dla prosumentów. Jest projekt noweli ustawy OZE
OZE
Tauron buduje 360 MW w wietrze i słońcu