Startuje aukcja dla morskich farm wiatrowych. Jak będą przebiegać?

Punktualnie o godzinie 8 ruszy aukcja dla morskich farm wiatrowych, która zdecyduje o losie drugiego rzutu morskich farm wiatrowych, mających powstać po 2030 r. Uczestnicy aukcji będą rywalizować między sobą i wygra ten projekt, który zaproponuje najniższą cenę. Do aukcji swoje projekty zgłoszą PGE, Orlen oraz Polenergia z Equinorem.

Z tego artykułu się dowiesz:

• Na jakich zasadach odbędzie się nadchodząca aukcja dla morskich farm wiatrowych?
• Kto przystąpi do rywalizacji o kontrakty w ramach nadchodzącej aukcji i jakie projekty są rozważane?
• Jakie zmiany w prawie wpłynęły na możliwość zgłoszenia dodatkowej mocy w drugiej fazie aukcji morskich farm wiatrowych?

Pierwsza faza rozwoju morskich farm wiatrowych pozwoli, aby do końca lat 20. powstało blisko 6 GW mocy w wietrze. Powstaną one na bazie przyznanego publicznego wsparcia i kontraktów różnicowych. W efekcie uzyskania tzw. kontraktu różnicowego energia z projektów, które powstaną do końca tej dekady będzie kosztować 319,60 zł/MWh, a po waloryzacji odpowiada to ok. 435 zł/MWh. W grze jednak są kolejne projekty, które mają pozwolić na utrzymanie rozwoju polskiego przemysłu morskich farm wiatrowych, który rozpędza się na etapie pierwszej fazy. W odróżnieniu od pierwszej fazy powstaną one w oparciu o konkurencyjny mechanizm, jakim są aukcje Cena energii z tych instalacji będzie jednak wyższa.

Czytaj więcej

Nowa Energia

Offshore: transformacja i zysk dla przemysłu

Najbliższe lata będą kluczowe dla zmiany polskiego miksu energetycznego, w którym pojawi się prąd...

Pierwsza aukcja dla morskich farm wiatrowych organizowana przez Urząd Regulacji Energetyki odbędzie się 17 grudnia 2025 r. w formie elektronicznej za pośrednictwem Internetowej Platformy Aukcyjnej. Sesja aukcji rozpocznie się o godzinie 8:00 i potrwa do godziny 18:00.

Jak będzie wyglądać aukcja i cena energii? 

Zgodnie z ubiegłorocznym rozporządzeniem, ceny maksymalne na aukcjach OZE dla morskich farm wiatrowych będą zróżnicowane i będą zależeć od konkretnych obszarów oddalonych od brzegu, wyznaczonych przez Urząd Regulacji Energetyki. Cena maksymalna nie jest ceną, po której prąd będzie sprzedawany. To cena maksymalna, od której aukcja się rozpoczyna. Dzięki mechanizmowi aukcyjnemu cena będzie niższa niż maksymalna. W przypadku II fazy budowy farm, maksymalna cena za prąd z morskich wiatraków, zaproponowana przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska w 2024 roku wynosiła 471,83 zł/MWh, a w 2025 roku URE wyznaczył ceny dla poszczególnych obszarów w przedziale od 485,71 zł/MWh do 512,32 zł/MWh. Od tych cen zaczyna się licytacja w dół, a to, jakie ceny ukształtują się ostatecznie w wyniku rozstrzygnięcia aukcji, poznamy po 17 grudnia. Ten, kto zaproponuje najniższą cenę, wygra aukcję.  –  Wygrywają oferty inwestorów z najniższą ceną energii. Cena maksymalna to jest tylko pułap, którego nie można przekroczyć, ale aukcja jest z ceną malejącą i wszyscy są w jednym koszyku. Ci, którzy złożą najniższe ceny, tę aukcję wygrają – jedna oferta musi odpaść – mówił nam na początku grudnia Janusz Bil, prezes Orlen Neptun, spółki z Grupy Orlen, która stanie w szranki ze swoim projektem Baltic East. – Jestem przekonany, że trzy projekty pozwolą na realną rywalizację o przyznanie kontraktu różnicowego. Rywalizujemy ceną i ten, kto zaproponuje najniższą – wygra. Jeden projekt musi odpaść, zatem konkurencja będzie realna, dzięki czemu będzie chroniony także interes odbiorców energii elektrycznej – zapewniał Bil. 

Czytaj więcej

Transformacja

Jesteśmy gotowi do grudniowej aukcji i kolejnych inwestycji

Offshore to fundament transformacji energetycznej Polski – przekonuje Grzegorz Kotte, dyrektor De...

Po rozstrzygnięciu aukcji zostanie zawarty kontrakt różnicowy z wygranymi. Inwestor będzie więc sprzedawał energię po cenie, którą wygrał aukcję. Jeśli cena energii na giełdzie spadnie poniżej ustalonej w aukcji stawki, państwo dopłaca deweloperowi różnicę, zapewniając mu stabilność finansową. Natomiast gdy cena rynkowa przekroczy poziom kontraktu, to deweloper zwraca tę nadwyżkę państwu. W ten sposób obie strony są chronione – inwestor zyskuje pewność, a państwo kontroluje koszty. 

Kto stanie do rywalizacji? 

Do rywalizacji przystąpi wspominany projekt Orlenu – Baltic East. Będzie on zlokalizowany na wysokości Łeby, a koszt realizacji inwestycji w projekt o mocy 1 GW szacowany jest na ok. 20 mld zł. Kolejny projekt należy do PGE Baltica z Grupy PGE. Mowa o farmie Baltica 1 o mocy zainstalowanej wynoszącej ok. 0,9 GW. W przypadku wygrania kontraktu różnicowego w tegorocznej aukcji, zostanie oddana do eksploatacji do końca 2032 r. Baltica 1 zlokalizowana będzie ok. 80 km na północ od polskiego wybrzeża Morza Bałtyckiego w rejonie Ławicy Środkowej na wysokości Władysławowa.

Jednak to projekt Polenergii i norweskiego partnera firmy Equinor będzie tym, który – jeśli wygra – zaoferuje do dyspozycji największą moc, bo projekt Bałtyk 1 będzie dysponował mocą 1560 MW. Zresztą to ten projekt jako pierwszy złożył wniosek o prekwalifikacje URE. Bałtyk 1 znajduje się na Ławicy Środkowej i leży nieco dalej od lądu, co wpływa na koszty inwestycji.  –  Jednak należy wspomnieć, że charakteryzuje się on lepszym współczynnikiem wykorzystania mocy. Biorąc pod uwagę obecne kryteria wyznaczone w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska, cena maksymalna w aukcji dla naszego projektu będzie wynosić 512,32 zł/MWh. W efekcie aukcji, ze względu na jej konkurencyjny charakter, cena może być niższa – tłumaczył nam we wrześniu Michał Jerzy Kołodziejczyk, prezes Equinor Polska.

Czy poza tymi trzema projektami rękawicę podniesie ktoś jeszcze? Nie jest to wykluczone, bowiem zgodnie z zapisami przyjętej niedawno nowelizacji ustawy offshore wprowadzono zmiany. Zgodnie z obecną treścią ustawy projekty, które dostały już wsparcie w ramach pierwszej nieaukcyjnej fazy rozwoju morskiej energetyki wiatrowej, będą miały możliwość zgłoszenia dodatkowej mocy do aukcji w ramach drugiej fazy. Dla niektórych z tych projektów moc wskazana w decyzji lokalizacyjnej i wydanych warunkach przyłączenia może być wyższa niż moc, dla której przyznano wsparcie w ramach pierwszej fazy. Zaproponowano rozwiązanie, które umożliwi budowę dodatkowej mocy na danym obszarze i zgłoszenie jej do aukcji. Limit tej dodatkowej mocy dla wszystkich obszarów to 200 MW. W ramach pierwszej fazy projekty realizują w partnerstwach PGE, Orlen, Polenergia, a także samodzielnie RWE oraz Ocean Winds. 

Podpisana przez prezydenta Nawrockiego ustawa zakłada także możliwość przeprowadzenia w 2026 r. aukcji interwencyjnej, gdyby planowana na 2025 r. pierwsza aukcja dla morskich farm wiatrowych nie powiodła się lub gdyby jej nie rozstrzygnięto. Kolejne aukcje miałyby odbyć się w 2027 r., 2029 r. oraz w 2031 r. 

Co oznaczałoby dla polskiego rynku, gdyby jednak aukcja zakończyłaby się bez rozstrzygnięcia lub w teorii gdyby w ogóle się nie odbyła? Jak mówił nam w grudniu Grzegorz Kotte, dyrektor Departamentu Morskich Farm Wiatrowych w Polenergii, dla całego rynku oznaczałoby to ryzyko zahamowania rozwoju offshore w Polsce.  – Odpływ inwestorów, spiętrzenie zamówień, ograniczona dostępność wykonawców, wzrost kosztów i opóźnienia – to nie są teoretyczne zagrożenia, tylko realne skutki, które już widzieliśmy na dojrzałych rynkach Europy Zachodniej. Dodatkowo od 2026 r. wchodzą w życie nowe przepisy aukcyjne z kryteriami pozacenowymi, które – jak pokazuje doświadczenie Niemiec, Francji czy Wielkiej Brytanii – mogą prowadzić do wzrostu kosztów, a nie ich obniżenia   – podkreślał Kotte.

Wyniki tegorocznej aukcji poznamy najwcześniej 18 lub 19 grudnia, kiedy URE opublikuje wyniki.