Cena maksymalna za prąd z morskich wiatraków będzie wyższa. Firmy nadal widzą ryzyka

Po konsultacji projektu rozporządzenia ministerstwo klimatu podniosło maksymalną cenę zakupu energii na aukcji z kolejnych morskich farm wiatrowych w ramach drugiej fazy rozwoju sektora z 471,83 do 512,32 zł za MWh. Dla potencjalnych uczestników projektu ta cena jednak nadal może oznaczać, że w przyszłorocznej aukcji rynku mocy nie wystartują.

Zdaniem minister klimatu i środowiska Pauliny Hennig-Kloski, nowa, zaproponowana cena w trakcie konsultacji projektu rozporządzenia uwzględnia stanowisko branży. - Pochyliliśmy się nad zmianą kosztów - mówi Hennig-Kloska.

Czym jest cena maksymalna za prąd z morskich wiatraków?

Minister pzyznała, że koszty w branży morskiej energetyki wiatrowej ostatnio dynamicznie się zmieniają, rosną zarówno koszty pracy, jak i surowców. - To jest urealnienie cen, w trakcie prac nad rozporządzeniem pojawiły się nowe modele wyceny kosztów, które uwzględniliśmy - zaznaczyła ministra.

Projekty drugiej fazy, a więc te, które mają powstać po 2030 r., będą potrzebować zagranicznych partnerów. - A żeby ich znaleźć, musimy proponować realne ceny - dodała Hennig-Kloska. W jej opinii, jest to już ostateczna wersja zapisów rozporządzenia, a kolejnym etapem będzie publikacja.

Czytaj więcej

OZE

Nowela wiatrakowa da więcej mocy, ale nieprędko

Opublikowany przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska projekt liberalizujący zapisy ustawy wiatrak...

Cena maksymalna w debacie publicznej jest często mylona z ceną energii z wiatraka na morzu. Kosztem po stronie konsumentów jest jednak 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. ceny 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.

Ucieranie stanowisk i ceny

Spółki jednak określają, że cena maksymalna, poniżej której mogą zacząć konkurować w ramach aukcji, to przedział 500–600 zł. – Cena maksymalna nie 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 ostatecznie wygrały projekty morskich farm, które mogły zaoferować dostawy energii po cenie 55–59 funtów za MWh – mówił we wrześniu prezes PGE Baltica Bartosz Fedurek.

PGE jako jedyna firma zasugerowała, ile ta cena mogłaby wynosić. – Uwzględniając parametry techniczne i wskaźniki referencyjne określone w treści uzasadnienia rozporządzenia 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.

Aukcje zagrożone?

Przypomnijmy, że opublikowanym w sierpniu projekcie "Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska 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" zaproponowano cenę 471,83 zł za MWh. Inwestorzy apelowali jednak, aby ministerstwo klimatu podwyższyło cenę, a do obliczenia ceny maksymalnej wzięło pod uwagę zdezaktualizowane parametry, a niektórych wydatków nie wzięło pod uwagę w ogóle. W efekcie część projektów II fazy offshore może w ogóle nie powstać. Nowa cena jednak nie rozwiewa wątpliwości. - Jest ona nadal za niska, a ryzyko, że przyszłorocznych aukcji jest nadal wysokie - słyszymy ze strony jednego z interesariuszy. Poza projektem PGE Baltica 1, wystartować może także Orlen, a także Polenergia z Equinorem. Jednak oba podmioty – podobnie jak PGE – wskazują, że cena bliżej 500 zł za MWh, a nie 600 zł nadal nie zmniejsza ryzyka.

– Przykładem, który wpływa na wyższą cenę (wyższą cenę maksymalną – red.), jest np. długość kabli podmorskich, które wyprowadzają energię na ląd. Dla projektów farm odległych od lądu muszą być one poprowadzone specjalnym korytarzem, co podwyższa koszty realizacji – mówił także we wrześniu Jerzy Zań, prezes Polenergii. To właśnie ta spółka może mieć największe problemy, aby zmieścić się w tym pułapie cenowym ze swoim projektem Bałtyk I realizowanym razem z Norwegami.

Aukcje II fazy rozwoju offshore, w trakcie których może zostać przyznane prawo do tzw. pokrycia ujemnego salda, zostały zaplanowane na lata 2025, 2027, 2029 oraz 2031 i mają umożliwić powstanie odpowiednio: 4 GW, 4 GW, 2 GW i 2 GW mocy zainstalowanej.

W I fazie budowy offshore to Prezes URE przyznawał prawo do pokrycia ujemnego salda poszczególnym projektom, ale dla mocy nie większej niż 5,9 GW. W sumie regulator przyznał wsparcie siedmiu projektom, z ceną ustaloną na 319,6 zł za MW.