Przy rozwoju morskich farm wiatrowych na Bałtyku jest miejsce dla lokalnych firm

Czy kryzys w budowie morskich farm wiatrowych jest już za nami?

Konsekwencje kryzysu energetycznego zostaną z nami już na stałe w przypadku projektów, które były rozwijane w czasie kryzysu pandemicznego i wojny w Ukrainie. Morskie farmy wiatrowe to duże, kapitałochłonne inwestycje. Znaczącą część nakładów finansowych inwestorzy ponoszą na początku, kiedy kontraktuje się usługi oraz komponenty potrzebne do budowy morskich farm wiatrowych. Jeśli zatem w tym okresie pojawią się wysokie ceny, otoczenie będzie ekstremalnie trudne (a taki był okres pandemii i agresji Rosji na Ukrainę), stopy procentowe w strefie euro są nadal wysokie, będzie to miało kosztowe przełożenie na cały cykl działalności takiej farmy. Po drugie, w branży dostawców mieliśmy do czynienia z przestojami w produkcji, które były między innymi konsekwencją wysokich cen energii i surowców. W efekcie wiele projektów morskich farm wiatrowych jest opóźnionych o rok, dwa lata względem pierwotnego harmonogramu. Widać to m.in. także w Polsce. Część inwestorów starała się odkładać decyzje kontraktowe na późniejszy okres, aby przeczekać wysokie ceny.

Tak też było z waszymi projektami z PGE – Baltica 2 i Baltica 3?

W przypadku farmy wiatrowej Baltica 2 o mocy 1,5 GW znaleźliśmy drogę, aby dokończyć rozpoczęty w lutym 2022 roku proces zakupowy, a tym samym utrzymać rentowność i harmonogram projektu. Jeśli chodzi o projekt Baltica 3, kontraktacje przesunęliśmy na późniejszy okres. Projekt Baltica 2 będzie gotowy w 2027 r., a Baltica 3 najpóźniej do 2030 r. W obu projektach z PGE Ørsted ma po 50 proc. udziałów.

Jesteśmy po ostrej fazie kryzysu energetycznego. Jak wygląda wasza kondycja finansowa?

Po trudnych doświadczeniach z rynku amerykańskiego wyciągnęliśmy wnioski i zrobiliśmy przegląd naszego portfolio. Skupiliśmy się na priorytetyzacji rynków i projektów, które przynoszą odpowiednią wartość nam, rządom oraz społeczeństwu. Rachunek inwestycji musi być dodatni, by transformacja energetyczna miała sens dla gospodarek i kolejnych pokoleń. Offshore to inwestycje na lata, muszą być opłacalne dla całego łańcucha wartości. Wciąż jesteśmy w procesie transformacji, ale już widzimy, że nasze decyzje przynoszą rezultaty. W połowie sierpnia opublikowaliśmy wyniki finansowe za pierwsze półrocze 2024 r. Poprawiliśmy nasz zysk operacyjny o 25 proc. w porównaniu z pierwszą połową 2023 r., osiągając łącznie 12,8 mld duńskich koron. Nasz biznes morskich farm wiatrowych odnotował wzrost o 35 proc. w porównaniu z pierwszą połową ubiegłego roku. Rok 2024 to dla nas czas realizacji. Budujemy największą farmę na świecie – Hornsea 3, największą morską farmę w Niemczech i na Tajwanie oraz pierwszą instalację w Nowym Jorku. W Polsce wchodzimy w czas podejmowania finalnych decyzji inwestycyjnych.

Cena maksymalna dla pierwszych projektów morskich farm wiatrowych wynosi 319 zł za MWh. Taką kwotę deweloperzy mogą uzyskać maksymalnie za wyprodukowaną energię z morskich farm wiatrowych. Jest ona indeksowana o inflację. Czy ona pokrywa wszystkie ryzyka?

Musi, ale powiedzmy sobie szczerze, że ta cena nie skompensowała nam ekstremalnych wzrostów, które doświadczaliśmy.

Pojawiają się oceny, że cena maksymalna na bazie kontraktu różnicowego dla projektów pierwszej fazy jest zbyt wysoka, a będziemy za to płacić my wszyscy w wyższych rachunkach za prąd…

Nie zgodzę się z tą opinią. Kontrakt różnicowy jest rozwiązaniem sprawiedliwym i przewidywalnym zarazem. Kiedy cena energii na giełdzie jest powyżej ceny kontraktu, to my oddajemy różnicę między ceną kontraktu a tą rynkową. Jeśli cena jest poniżej minimalnej, to wówczas państwo nam dopłaca. Ta przewidywalność kontraktu jest niezwykle ważna dla inwestora pod kątem zaciągania zobowiązań bankowych, które patrzą na przewidywalną stopę zwrotu, i zarazem dla państwa, które przy zmiennych cenach na rynku może dzięki temu mechanizmowi lepiej planować transformację energetyczną. A wysokość tej ceny jest określana przez rząd najczęściej w drodze dialogu z sektorem.

Ørsted zapowiedział przegląd projektów i rezygnację z tych, które mają najmniejszą stopę zwrotu przy obecnych kosztach. Ten proces się zakończył?

Przegląd naszych projektów trwa. Odstąpienie od części projektów daje nam środki na inne inwestycje, które mają większy potencjał zysku. Chcę podkreślić, że zostajemy na rynkach strategicznych, a Polska takim rynkiem bez wątpienia jest. To szósty pod względem wielkości rynek energetyczny w Europie, z dużym potencjałem i możliwościami transformacji energetycznej. Mamy rozpędzony projekt Baltica 2, a do końca tego roku podejmiemy finalną decyzję inwestycyjną. Nasz zespół w Polsce to ponad 800 osób. Mamy ulokowane w Polsce zatrudniające 150 osób centrum inżynieryjne do obsługi morskich farm wiatrowych, które obsługuje z Warszawy również inne projekty w naszym portfelu.

Jak będzie podejmowana finalna decyzja inwestycyjna dla projektu Baltica 2?

Każdy z inwestorów podejmie taką decyzję samodzielnie, ale w tym samym czasie. My będziemy realizować projekt z kapitału własnego, i to są decyzje naszego zarządu. Podjęcie wspólnej decyzji mamy uzgodnione w naszym projekcie finansowym z PGE.

Na jakim etapie jest wasz drugi wspólny projekt z PGE, a więc Baltica 3?

Przez wspominane na początku problemy z kosztami projekt Baltica 3 o mocy 1 GW jest obecnie na etapie modyfikacji założeń i procesów przetargowych. Rozdzieliliśmy procedury przetargowe od projektu Baltica 2 i dokonujemy przeglądu zmian technicznych dla tego projektu, aby uzyskać lepsze paramenty techniczne i „uzysk” z tej lokalizacji, dostarczając jak najefektywniej energię elektryczną odbiorcy końcowemu. W konsekwencji finalna decyzja inwestycyjna dla tego projektu zapadnie później.

Z jakiego portu będzie korzystać razem z PGE przy budowie projektu Baltica 2? Jest szansa dla Gdańska?

Dla nas strategia portowa nakierowana jest przede wszystkim na sprawne zarządzanie projektem. Bardzo liczymy na nasz port serwisowy w Ustce, gdzie także pewne elementy i usługi przy procesie budowy będą rozwijane. Co do portu instalacyjnego jesteśmy nakierowani, aby był to port w Polsce, ale finalizujemy jeszcze decyzje w tym zakresie. Z naszej perspektywy najważniejszymi czynnikami decydującymi o wyborze tego portu jest gwarancja wykonania usługi w porcie na czas. Docelowo polskie porty chcemy wykorzystać w maksymalny sposób.

Jak Ørsted ocenia przygotowania polskich firm do świadczenia usług na potrzeby tworzenia komponentów przy budowie morskich farm wiatrowych?

My już korzystamy z usług polskich dostawców przy innych projektach poza Polską – jak dostawy konstrukcji stalowych, kabli. Te kompetencje są w niektórych obszarach i się rozwijają. Nie możemy ograniczać się w ocenie udziału polskich firm na dostawy najważniejszych komponentów jak turbiny. Tam przewagę mają duzi międzynarodowi gracze, którzy są na rynku od lat, mają dostęp do kapitału i mogą wykazać się doświadczeniem. Jednak zagraniczne firmy, aby zrealizować te kontrakty, muszą zaangażować szereg poddostawców – i tu jest ogromna szansa dla polskich firm. Współpraca z nami lub z każdym innym deweloperem zagranicznym w Polsce to możliwość wpisania do swojej historii działalności tej kooperacji, a to może zaowocować wyjściem takiej firmy za granicę. Realizujemy współpracę z polskimi firmami zgodnie z planem łańcucha dostaw raportowanym do URE. Przykładem jest współpraca z konsorcjum GE i Polimeksu przy budowie stacji transformatorowej oraz z Telefoniką Kable przy dostawie kabli.

Jak duży może być udział polskich firm w budowie projektów Baltica 2?

Patrząc na cały projekt i każdą fazę rozwoju łącznie, to udział ten powinien wynieść między 20 a 30 proc. W naszej ocenie to istotny udział jak na pierwszy projekt. Dla przykładu obecnie udział brytyjskim firm w rozwoju farm wiatrowych w Wielkiej Brytanii wynosi około 50 proc., a offshore jest tam obecny od wielu lat. W Polsce największy udział polskich firm będzie widoczny w fazie operacyjnej, serwisowej (O&M). Ta faza stanowi 25 proc. wartości projektu. Zakładamy, że udział polskich firm wyniesienie na tym etapie nawet 80 proc. Chciałabym także podkreślić, że zgodnie z treścią porozumienia sektorowego offshore do łańcucha dostaw będą liczone także zagraniczne firmy, które mają oddziały w Polsce, ale tylko pod warunkiem, że będą one miały swój realny wkład w realizację zamówień na potrzeby naszych projektów. Sektor offshore w rozmowach z Ministerstwem Klimatu i Środowiska zwracał uwagę na potrzebę wprowadzenia odpowiednich zmian przepisów ustawowych w tym zakresie. Do krajowego łańcucha dostaw nie będą liczone firmy, które mają np. niewielkie przedstawicielstwo w Polsce. Do tego łańcucha nie będziemy liczyć np. turbin wiatrowych.