W tym samych duchu wypowiedział się Michał Jerzy Kołodziejczyk, prezes Equinor Polska. - Niezbędne jest, aby inwestycje te przebiegały zgodnie z przyjętym harmonogramem i równomiernie w czasie, aby uniknąć luki generacyjnej, co może nastąpić w sytuacji pilnej konieczności odstawienia dużych bloków węglowych i braku odpowiednich działań ułatwiających inwestycje w OZE.
Wskazuje, że rozwój tego sektora i uniknięcie luki inwestycyjnej zależy od warunków realizacji inwestycji w Polsce. Wskazuje on na podwyższenie ceny maksymalnej. - Przykład Wielkiej Brytanii, gdzie w jednej z aukcji nie złożono żadnej oferty dla morskich farm wiatrowych, pokazuje jak ważne jest przygotowanie przez administrację takich założeń, które umożliwiają przeprowadzenie konkurencyjnej aukcji i zapewniają ekonomiczne podstawy do realizacji projektów. Kolejna aukcja w Wielkiej Brytanii odbyła się dopiero po urealnieniu założeń w zakresie ceny maksymalnej i przybliżyła kraj do osiągnięcia celu strategicznego w zakresie mocy zainstalowanej w offshore wind i dekarbonizacji gospodarki – podkreśla Michał Jerzy Kołodziejczyk. Podkreśla on, że cena maksymalna nie powinna dyskryminować i wykluczać już na starcie część projektów. Do aukcji potrzebne są co najmniej 3 projekty. Obecnie - zdaniem firm - takiej pewności nie ma. Dodaje on, że rosnące koszty przekładają się spadek rentowności projektów.
Z kolei prezes Polenergii Jerzy Zań podkreśla, że niezwykle ważne jest jednak, aby projekty rozwijane w drugiej fazie morskiej energetyki wiatrowej powstawały bezpośrednio po projektach fazy pierwszej. - Ciągłość inwestycyjna pozwoli nam płynnie przejść pomiędzy dwiema fazami rozwoju sektora offshore wind w Polsce i uniknąć luki inwestycyjnej. Realizacja projektów bezpośrednio po sobie skróci proces inwestycyjny, ułatwi go i obniży jego koszty – mówił Jerzy Zań.
Dlaczego projekty drożeją?
Dlaczego zdaniem spółek cena maksymalna powinna wzrosnąć? Wyliczają one, że w efekcie pandemii, wojny na Ukrainie zerwały się łańcuchy dostaw, wzrosły koszty. - Rok 2022 r. był kluczowy dla wzrostu nakładów. Kryzys energetyczny przełożył się na wzrost cen. Wiele firm podejmowało decyzje o realizacji inwestycji w tym samym czasie, a liczba producentów, dostawców jest ograniczona. W konsekwencji cena wzrosła. Potrzebujemy rozbudować łańcuch dostaw, w szczególności tu w Polsce. Bez tego ceny takich projektów nie spadną - dodaje prezes Fedurek. Póki co jednak koszty są wysokie dlatego też firmy potrzebują wyższej ceny maksymalnej.
Do wyznaczenia propozycji ceny maksymalnej na poziomie 472,83 zł za MWh Ministerstwo Klimatu i Środowiska wykorzystało raport NREL Annual Technology Baseline 2023. Jednak jest już dostępny, zaktualizowany raport z tego roku. W przedmiotowym raporcie z 2024 r. wartości nakładów inwestycyjnych w latach 2022-2030 są większe od wartości z raportu z 2023 r. w poszczególnych latach o wartości rzędu 55-91 proc. (przykładowo w roku 2025 różnica wynosi 89 proc.).
Jak będzie działać system wsparcia dla kolejnych projektów offshore?
Kosztem po stornie konsumentów jest cena uzyskana na tzw. aukcjach offshore, bo to ona będzie wyznaczać koszt energii z morskich farm wiatrowych dla kolejnych projektów, a w konsekwencji m.in. także finalny koszt energii na naszym rachunku. Pierwsza aukcjach offshore ma odbyć się w połowie przyszłego roku. Konieczne jest jednak ustalenie wcześniej tzw. cenie maksymalnej. Mechanizm ceny maksymalnej jest konieczny dla inwestora, aby ten wiedział w jakich warunkach cenowych może uczestniczyć w tychże aukcjach. Ostateczna cena za energię w ramach aukcji jest jednak niższa niż cena maksymalna. Jej ustalenie jest zatem kluczowe, dla określenia liczby projektów, które mogą konkurować w tym przedziale cenowym. Zbyt niski poziom cenowy może oznaczać, że niektóre projekty nie staną do aukcji. Jeśli tych projektów nie będzie minimum trzy aukcje się nie odbędą. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zaproponowało w projekcie rozporządzenia cenowego wartość rzędu 471,83 zł za MWh. Spółki jednak określają, że cena maksymalna, poniżej której mogą zacząć konkurować w ramach aukcji to przedział 500 – 600 zł. – Cena maksymalna nie jest oznacza, że taka cena będzie na aukcji offshore. Przykładem jest Wielka Brytania, gdzie cena maksymalna wyniosła 73 funty za MWh, wedle cen z 2012 r., a uzyskane ostatecznie wygrały projekty morskich farm wiatrowych, które mogły zaoferować dostawy energii po cenie w przedziale 55 - 59 funtów za MWh – mówi prezes PGE Baltica, Bartosz Fedurek. PGE jako jedyna firma zasugerowała ile ta cena mogłaby wynosić. - Uwzględniając wszystkie parametry techniczne i wskaźniki referencyjne określone w treści uzasadnienia rozporządzenia o cenie maksymalnej oraz stosując poprawny metodologicznie model finansowy do wyznaczenia ceny maksymalnej (…) otrzymujemy wynikowo cenę dla roku planowanej aukcji 2025 na poziomie ok. 570 zł/MWh - podała PGE w uwagach do projektu rozporządzenia MKiŚ.