Mało kto wie, ale jedna z największych farm wiatrowych w Europie o mocy 1,5 GW powstaje nad polskim Bałtykiem. Na jakim etapie budowy jest projekt Baltica 2 realizowany przez duński Ørsted oraz Polską Grupę Energetyczną?
Wspólnie z PGE koordynujemy szereg działań, prac i już od półtora roku jesteśmy w fazie budowy, bo finalna decyzja inwestycyjna zapadła w styczniu 2025 r. PGE odpowiada za prace na lądzie przy budowie stacji wyprowadzającej energię z morza na ląd i sieć kabli na lądzie, a my jako Ørsted za prace na morzu. 1 maja rozpoczęliśmy kampanię instalacyjną na Bałtyku, a już pod koniec sierpnia zgodnie z planem zakończyliśmy instalację wszystkich fundamentów – monopali. Jest ich w sumie 111, z czego 107 jest przeznaczonych pod turbiny i 4 pod morskie stacje elektroenergetyczne. Chociaż fundamenty mogą wydawać się prostymi komponentami, ich montaż jest złożonym przedsięwzięciem, głównie ze względu na ich rozmiary i kwestie logistyczne. Każdy z monopali jest wykonany pod konkretną, daną lokalizację. Jeden fundament waży 1900 ton, średnica to między 7,5 a 10 metrów, a jego długość to 100 metrów. Tutaj niezwykle wartościowe było doświadczenie Ørsted z realizacji morskich farm wiatrowych na świecie. Dodatkowo, zabezpieczenie dwóch jednostek instalacyjnych zapewniło projektowi większą elastyczność.
Gdzie wyprodukowano monopale?
Monopale zostały wyprodukowane w zakładach EEW i Steelwind w Niemczech, natomiast dodatkowe konstrukcje stalowe dla fundamentów (secondary steel) w 75 proc. powstały w Polsce. Zostały one dostarczone przez Grupę Przemysłową Baltic z zakładów w Gdańsku oraz firmę Smulders z zakładów w Żarach. Branża stalowa w Polsce już teraz odgrywa kluczową rolę w rozwoju sektora offshore. Polskie firmy mają w tym obszarze mocne kompetencje, dlatego trzeba je wykorzystywać i wzmacniać.
Czytaj więcej
Polska pozostała odporna na kryzysy energetyczne ostatnich lat wywołane wstrząsami geopolitycznymi – wojną w Ukrainie i na Bliskim Wschodzie. Rozbu...
Po instalacji fundamentów, co czeka teraz projekt na placu budowy?
Przygotowujemy się do kolejnych etapów. W tym roku planujemy rozpocząć instalację kabli eksportowych (wyprowadzających prąd na ląd) i stacji transformatorowych na morzu. W przyszłym roku zaplanowana jest instalacja kabli wewnętrznych (między wiatrakami a morską stacją elektroenergetyczną). Pierwszy prąd z Baltica 2 popłynie w pierwszej połowie przyszłego roku, a sama farma będzie w pełni gotowa z końcem 2027 r.
Kilka lat temu obawiano się, że polskie porty nie dadzą rady obsłużyć budowy pierwszych farm wiatrowych. Jak to wygląda w praktyce?
Oczywiście, pierwsze projekty korzystają z pomocy portów zagranicznych, ale w kluczowych komponentach projekt Baltic Power, a także nasza Baltica 2 skorzystały lub skorzystają z pomocy portów instalacyjnych odpowiednio w Świnoujściu i w Gdańsku. Jako Baltica 2 będziemy instalować nasze turbiny z nowego portu instalacyjnego T5 w Gdańsku. Port ma być gotowy do końca roku. Zdecydowaliśmy się na ten port, mimo że na początku istniało pewne ryzyko terminowej realizacji tej inwestycji. Uważamy, że była to słuszna decyzja, która zamotywała inwestora portu do inwestycji w nowy terminal, a my dołożyliśmy naszą dużą cegiełkę do rozwoju polskiego łańcucha dostaw. Budowa T5 jest realizowana zgodnie z założonym harmonogramem i planujemy, że już na początku przyszłego roku będziemy mogli rozpocząć instalację turbin właśnie z Gdańska.
A jest przestrzeń na ewentualne opóźnienia?
Instalacja poszczególnych elementów na farmie wiatrowej jest zaplanowana co do dnia. Inwestorzy nie mogą pozwolić sobie na opóźnienia, ponieważ powoduje to ogromne ryzyka dla projektu. W związku z tym naturalną strategią jest przygotowanie również planu B.
I który port będzie tym alternatywnym?
Żaden, ponieważ to ryzyko, o którym mówiłam, się zdematerializowało. Terminal T5 w Gdańsku jest już na ukończeniu.
Jesteśmy na etapie wojny hybrydowej. Czy w czasie stawiania monopali odnotowaliście zakłócenia sygnału GPS?
Tak i jest to duże wyzwanie zarówno dla nas, jak i dla innych projektów. My wyciągnęliśmy wnioski z pierwszego projektu offshore Baltic Power i skorzystaliśmy z rozwiązań, które pomogły skutecznie obejść zagłuszenia sygnałów. Te działania zawsze były ryzykiem, ale skala zjawiska niestety jest coraz większa.
Czy cena energii z pierwszych projektów morskich farm wiatrowych, w tym także waszego projektu, będzie konkurencyjna?
Tak, warto pamiętać, że nasz dzisiejszy miks jest oparty na starych elektrowniach, których żywot dobiega końca, i nowe inwestycje w energetykę muszą tę lukę wypełnić. Pytanie, czego nam potrzeba i jak najlepiej dobrać do tych potrzeb technologie wytwarzania. Z pewnością ważne jest zmniejszanie skali importu paliw kopalnych, biorąc pod uwagę burzliwą geopolitykę, oraz stworzenie takiego miksu energetycznego, który będzie stabilnie produkował efektywnie kosztowo energię w najbliższych dekadach. Produkcja energii z wiatraków na morzu wpisuje się w te założenia. Będziemy produkować energię w Polsce niezależną od zewnętrznych szoków cenowych.
Dzisiejszy miks jest oparty na starych elektrowniach, których żywot dobiega końca, i nowe inwestycje w energetykę muszą tę lukę wypełnić
Jednak jeszcze kilka lat temu przekonywano nas, że koszty budowy morskich farm wiatrowych będą spadać, a wraz z nimi cena prądu…
Aby miarodajnie ocenić koszty, musimy patrzeć w perspektywie dekad, a nie dwóch czy trzech lat. W latach 2015–2020 koszty wytworzenia energii z morskich farm wiatrowych spadły o 70 proc. To był okres bardzo niskich stóp procentowych w strefie euro, a do tego offshore był postrzegany jako nowa technologia, w którą łańcuch dostaw chciał wchodzić, a więc oferował atrakcyjne ceny w kontraktach. To pozwoliło nam intensywnie obniżyć koszt wytworzenia energii z offshore w tak krótkim czasie. Jednak później nastąpiła pandemia oraz wojna w Ukrainie, co zupełnie zmieniło sytuację makroekonomiczną. Nagle ze stóp procentowych w strefie euro na poziomie niemal 0 proc. skaczemy do 4 proc., co ma duży wpływ na nasze inwestycje. Ta sytuacja dotyka też łańcuch dostaw. W efekcie w okresie 2020–2025 obserwowaliśmy wyraźny wzrost kosztów wytworzenia energii nie tylko z offshore. Mamy więc za sobą bardzo burzliwy czas, jeśli chodzi o stronę kosztową. Ale z drugiej strony to był okres weryfikacji dla tej technologii i w Europie ta weryfikacja jest pozytywna. Widzimy, że rządy chcą morskiej energetyki wiatrowej w miksie energetycznym, bo jest to nie tylko element transformacji energetycznej, ale również kwestia niezależności energetycznej i bezpieczeństwa. Jeśli chodzi o cenę dzisiaj, to jesteśmy w fazie, gdzie jest ona ciągle dość wysoka, ale jako branża widzimy drogę, aby ją obniżać w najbliższej dekadzie. Jest to możliwe, jeśli będzie przewidywalność regulacyjna i mechanizmy stabilizujące stronę przychodową. Tu trzeba także pamiętać, że morskie wiatraki nigdy nie będą konkurencją cenową dla lądowych farm wiatrowych czy PV, lecz ich uzupełnieniem. Cena z morskiego wiatru zawsze będzie wyższa niż z lądowego.
Ale w przeciwieństwie do lądowego wiatru tzw. ukryte koszty OZE, a więc koszty bilansowania, koszty profilu, są mniejsze w przypadku wiatru na morzu, gdzie produkcja jest efektywniejsza.
I to jest przewaga offshore, o której rzadko się mówi. Wykorzystanie mocy z morskich farm wiatrowych na morzu jest bliskie do elektrowni gazowych i sięga 40 proc., co czyni offshore może w pewnych wypadkach mniej konkurencyjnym cenowo, ale bardziej stabilnym źródłem energii niż OZE na lądzie. Dlatego też powtarzam, my nie możemy koncentrować się na jednej technologii, tylko konsekwentnie budować odpowiedni dla Polski miks energetyczny na kolejne dekady. Tylko takie holistyczne podejście pozwoli nam na odpowiednie dyskusje o korzyściach i ryzykach poszczególnych technologii.
Jeśli mówimy o cenie, to czy możemy podać, ile obecnie wynosi koszt energii z projektu Baltica 2 po uwzględnieniu waloryzacji o inflację?
W 2021 r. otrzymaliśmy kontrakt różnicowy o wartości 319,6 zł za MWh waloryzowany o wartość inflacji. W rezultacie wartość tego kontraktu w 2026 r. to 445 zł za megawatogodzinę, co w porównaniu z megawatogodziną energii wyprodukowanej w technologiach konwencjonalnych, które to kształtują cenę energii na rynku, jest kwotą konkurencyjną.
Ile wynosi udział polskich firm w budowie farmy Baltica 2?
Najbardziej miarodajne jest moim zdaniem pokazywanie local contentu na przestrzeni całego cyklu życia morskiej farmy wiatrowej. Skupianie się wyłącznie na fazie budowlanej i liczenie local contentu przez ilość podpisanych kontraktów jest dużym uproszczeniem, bo my praktycznie przecieramy szlaki, wyznaczmy sposoby postępowania i wszyscy nawzajem się uczymy. Jako Ørsted dokładamy ważną cegiełkę na rzecz transferu wiedzy do Polski. Dobrym przykładem są nasze przygotowania do fazy operacyjnej, która rozpocznie się po oddaniu farmy do użytku, czyli z końcem 2027 r. Już dziś zatrudniamy kilkanaście osób z okolicy Ustki, które docelowo będą pracować przy obsłudze projektu Baltica 2. Obecnie poznają specyfikę tej pracy na naszych istniejących projektach w Niemczech, aby zdobyć niezbędną wiedzę i praktyczne doświadczenie. Szkolenia trwają około dwóch lat i jest to okres potrzebny, aby przekazać niezbędną wiedzę do operowania projektami offshore w Polsce i na innych rynkach. Natomiast jeśli mówimy o konkretnych liczbach, udział polskich dostawców w całym życiu projektu od fazy przygotowań, budowy, po fazę operacyjną wyniesie ok. 20 proc. To bardzo dużo, bo np. w Wielkiej Brytanii, która jest obecnie drugim co do wielkości rynkiem offshore na świecie, ten udział na początku rozwoju tej technologii nie przekraczał 10 proc. Na tym tle trzeba docenić te 20 proc. To dobra baza do zwiększania udziału polskich firm w inwestycjach offshore.
PGE i Ørsted realizują także drugi projekt Baltica 3 o mocy 1 GW. Na jakim jest on etapie?
W efekcie wyzwań makroekonomicznych na świecie, o których już wspomniałam, musieliśmy zatrzymać ten projekt i rozpocząć rekonfigurację, która obejmuje m.in. zmiany technologiczne, uzyskanie nowych pozwoleń czy przegląd strategii zakupowych, aby poprawić ekonomikę projektu. Ten proces ciągle trwa.
Czy jesienią możemy więc spodziewać się jakichś decyzji w sprawie projektu?
Jest jeszcze za wcześnie na ogłaszanie takich informacji. Zarówno PGE, jak i Ørsted są spółkami giełdowymi, dlatego to nasi inwestorzy muszą w pierwszej kolejności zapoznać się z decyzją i jej uzasadnieniem. Pracujemy i optymalizujemy ten projekt wspólnie z naszym partnerem. Jesteśmy w dobrych i zaawansowanych rozmowach. Jak tylko zakończymy ten proces, będziemy o tym informować.
Czy jeśli projekt Baltica 3 przejdzie w fazę realizacji po ogłoszeniu ew. finalnej decyzji inwestycyjnej udział local contentu może wzrosnąć powyżej 20 proc.?
Tak, jest na to duża szansa, choć znów jest za wcześnie na deklaracje, w jakich obszarach może ten wzrost nastąpić. Polskie firmy szybko się uczą i jest determinacja, aby ten local content rósł.
