Walka o wyższą cenę maksymalną dla offshore trwa. Kuszące dla rządu argumenty

Energetyka wiatrowa na morzu przyczyni się do obniżenia cen energii elektrycznej na rynku – wynika z najnowszej analizy Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW). Spółki energetyczne prywatne jak i państwowe apelują o podwyższenie ceny maksymalnej w ramach aukcji morskich farm wiatrowych w 2025 r.

Eksperci PSEW wyliczyli, że jeśli do miksu energetycznego wprowadzimy 18 GW z morskiej energetyki, to obniżymy cenę energii o ok. 50 proc. w porównaniu do ceny, którą będzie można uzyskać przy wprowadzeniu 5,9 GW w ramach projektów pierwszej fazy, które są obecnie realizowane.

Poza kwestią ceny, zachętą dla rządu, aby ten zwiększył atrakcyjność inwestycji w nowe projekty offshore jest potencjalna duża moc w wietrze na morzu jaka może pojawić się w kolejnych latach, a co z kolei pozwoli z jednej strony na spadek emisji Co2 przy produkcji energii elektrycznej, a z drugiej zwiększyć moc dyspozycyjną do produkcji energii elektrycznej. 

Jakie są korzyści z projektów morskich farm wiatrowych?

Jak wyliczyli eksperci z PSEW w analizie „Offshore – to się opłaca”, w scenariuszu przewidującym rozwój MEW do poziomu 5,9 GW, koszt zakupu energii elektrycznej przez odbiorców końcowych w latach 2026 do 2040 wyniesie 1033,3 mld zł, a w przypadku scenariusza włączenia do 2040 r. 18 GW z MEW koszt ten wyniesie 841,9 mld zł – poziom oszczędności jest więc olbrzymi i wynosi ponad 190 mld zł.

Z tej samej analizy PSEW wynika, że w szacowanym okresie od 2025 roku przy wysokości wsparcia na poziomie między 550 – 600 zł/MWh, oszczędności w zakresie kosztów zakupu energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przy 18 GW mocy zainstalowanej offshore mogą wynieść od 60-70 mld w stosunku do kosztów szacowanych dla systemu z 5,9 GW offshore.

Potencjał energetyczny polskiej części Morza Bałtyckiego uznawany jest za jeden z największych w Europie, sięgający nawet 33 GW. Ok. 30 proc. potencjału Morza Bałtyckiego w zakresie morskich farm wiatrowych zidentyfikowano na terenie polskich obszarów morskich. Jego wykorzystanie pozwoliłoby na zaspokojenie niemal 60 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną Polski.

- Polski projekt morskich farm wiatrowych wart około 40 mld zł to największa inwestycja w powojennej Polsce. Przyniesie ona 178 mld złotych wartości dodanej dla polskiej gospodarki, spadek emisji CO2, czy ponad 100 tysięcy nowych miejsc pracy. MFW obejmuje 400 firm zarówno już aktywnych w globalnym łańcuchu dostaw, jak również aspirujących do włączenia się na bazie doświadczeń z pokrewnych branż – podkreśla Janusz Gajowiecki, prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej.

Wyższa cena maksymalna pozwoli uniknąć luki inwestycyjnej

Jednak - jak sygnalizuje branża - do wykorzystania potencjału morskich farm wiatrowych potrzebne są działania usprawniające ich powstawanie.

Po pierwsze chodzi o uproszczenie pozyskiwania pozwoleń czy rewizja Planu Zagospodarowania Obszarów Morskich (PZPPOM) to tylko niektóre z koniecznych działań dla offshore.

- Orlen posiadając koncesje na budowę 5 morskich farm wiatrowych o mocy ok. 5,2 GW odegra w nadchodzących latach jedną z kluczowych ról w procesie transformacji energetycznej kraju. Jesteśmy do tego przygotowani, a co najważniejsze mamy w tym sektorze już doświadczenie. Projekty offshore wind realizowane przez Orlen Neptun będą stanowiły jeden z filarów rozwoju nowoczesnej energetyki koncernu. Kluczową obecnie datą dla sektora jest zaplanowana na rok 2025 aukcja mocy. Krótkie ramy czasowe, które wynikają z opóźnienia procesu wydawania PSzW dla nowych projektów są jednak obok permittingu, stabilnej regulacji czy dostępności łańcuchów dostaw po prostu kolejnym wyzwaniem, na które sektor przy wsparciu regulatora musi odpowiedzieć - wskazuje Janusz Bil, prezes spółki Orlen Neptun.

PGE Baltica zwraca uwagę na wzmocnienie krajowego łańcucha dostaw - Kluczowe jest, żeby beneficjentami były nasze krajowe przedsiębiorstwa, które mają ogromny potencjał do tego, aby być istotnym graczem w globalnym łańcuchu dostaw dla lądowej oraz morskiej energetyki wiatrowej. Wspólną ambicją inwestorów w Polsce jest osiągnięcie jak najwyższego wskaźnika udziału polskich firm w projektach offshore wind. Bierzemy przy tym pod uwagę cały cykl życia projektu. Jak pokazuje najbardziej dojrzały w Europie rynek brytyjski, najwięcej local content’u pojawia się w 30-letniej fazie eksploatacyjnej. Nadal jest więc ogromna przestrzeń do udziału polskich przedsiębiorstw w pierwszych projektach – powiedział Bartosz Fedurek, prezes PGE Baltica.

Wskazuje on na konieczność podwyższenie ceny maksymalnej za energię elektryczną z projektów offshore. – Odpowiedniej wysokości wsparcie umożliwiające realizację przyszłych projektów offshore wind jest gwarancją ciągłości i przewidywalności inwestycji. To przekłada się na odpowiednie warunki do rozwoju i wykorzystania local content – dodał prezes PGE Baltica.

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.

Jak działa kontrakt różnicowy już po wygranej aukcji? Jeśli rynkowa cena energii będzie wyższa niż ta ujęta w wygranej aukcji, to wówczas dana spółka zwraca nadwyżkę. Jeśli jednak cena rynkowa będzie poniżej ceny z wygranej aukcji wówczas inwestorowi dopłaca państwo. Mechanizm ten może więc mieć wpływ na ceny energii i to m.in. od wysokości tej ceny maksymalnej będzie zależeć wysokość wygranych aukcji. Z drugiej jednak strony zbyt niska cena będzie zniechęcała inwestorów i brakiem realizacji nowych źródeł wytwórczych. Rząd oraz rynek stoją więc przed niełatwą decyzją, aby wyważyć z jednej strony akceptowalność społeczną dla kupowanej energii, a z drugiej opłacalność po stronie inwestora. – Z jednej strony mamy cenę energii na rynku hurtowym i jej relację do ceny maksymalnej, ale z drugiej strony bilans mocy, a więc sytuacja kiedy tej energii by nie było. Myślę, że odbiorcy byliby skłoni zapłacić np. 600 zł za MWh niż płacić koszty w sytuacji, kiedy zabrakłoby mocy. Zawsze trzeba patrzeć na inny scenariusz, a więc braki mocy – mówi Janusz Bil prezes, Orlen Neptun.