Spis treści
Chodzi o aukcje na tzw. drugą fazę offshore. O ile w pierwszej fazie cała piątka inwestorów dostała kontrakty różnicowe, o tyle w drugiej fazie będą rywalizować o kontrakty różnicowe w aukcjach. Aby aukcja się odbyła, do udziału w niej muszą zgłosić się co najmniej trzy podmioty. Rozporządzenie ws. ceny maksymalnej określa to, z jakiego pułapu zaczną się te aukcje. Projekt tego rozporządzenia (Numer z wykazu: 1180) został on przekazany do konsultacji w sierpniu.
Mechanizm jest teoretycznie prosty. Jeśli ceny hurtowe prądu spadną poniżej określonego pułapu, rząd dopłaci różnicę. Jeśli zaś będą wyższe – właściciele farm wiatrowych tę nadwyżkę zwrócą. Wprawdzie sam kontrakt zostanie wylicytowany w aukcjach, ale wiadomo, że więcej niż cena maksymalna inwestorzy nie dostaną, dlatego jej określenie jest tak ważne.
Rozporządzenie zakłada, że cena maksymalna dla projektów z tzw. drugiej fazy wsparcia będzie wynosić 471,83 zł/MWh, indeksowane o inflację. To znacznie więcej niż w pierwszej fazie, w której cena wynosiła 319,6 zł – również indeksowana o inflację.
Nad wypracowaniem ceny maksymalnej od kwietnia do czerwca pracował zespół powołany przez minister klimatu i już wtedy można było nieoficjalnie usłyszeć, że jego wyliczenia nie budzą optymizmu wśród inwestorów. Na sam projekt rozporządzenia wraz z uzasadnieniem trzeba było poczekać jeszcze kolejne dwa miesiące.
Przy ustalaniu ceny Ministerstwo Klimatu i Środowiska wzięło pod uwagę kilka głównych parametrów.
Tak więc resort ustalił odległość od brzegu na 80 km, głębokość morza na 36 m, moc farmy na poziomie 1 GW, średnią prędkość wiatru wynoszącą 9,46 m/s na wysokości 100 m, a rok uruchomienia referencyjnej farmy na 2032 r., czyli siedem lat po wygraniu pierwszej aukcji.
W wyliczeniach ceny ministerstwo przyjęło współczynnik wykorzystania mocy (capacity factor) na poziomie 45,7 proc.
Wskazało też na duże prawdopodobieństwo wystąpienia tzw. wake effect, czyli efektu cienia. Oznacza on zmniejszenie prędkości wiatru spowodowane wzajemnym oddziaływaniem turbin. Jednak tego parametru nie zdecydowano się uwzględniać w krzywej uczenia.
Kolejne parametry to techniczny czas życia i amortyzacji farmy (25 lat), koszt bilansowania (2 zł/MWh), a także kursy walut (euro 4,57 zł, dolar 3,86 zł). Założono też, że po 2025 r. inflacja zarówno w Polsce, jak i w strefie euro ustabilizuje się na poziomie 2,5 proc.
Jeśli chodzi o koszty operacyjne (OPEX) określono na 462 tys. zł na MW rocznie w pieniądzu z 2024 r. Z kolei całkowite nakłady inwestycyjne (CAPEX) określono na 18,679 mln zł na MW w pieniądzu z 2024 r. CAPEX zawiera 40 proc. opłat za pozwolenie na wznoszenie sztucznych wysp (PSZW). Nie zawiera natomiast opłaty za przyłączenie do sieci przesyłowej. Uzasadniony zwrot z kapitału określono na 10 proc. przed i 8,1 proc. po opodatkowaniu.
Zobacz też: Projekt rozporządzenia o cenie maksymalnej dla drugiej fazy offshore gotowy
Projekt w oparciu o nieaktualne dane
Cena zaproponowana przez resort, choć jest wyższa o kilkadziesiąt złotych niż wskazywały wcześniejsze przecieki z prac zespołu, to i tak spotkała się z jednoznacznie negatywną opinią firm, które chcą stawiać wiatraki na Bałtyku. Wyraz temu dały w uwagach zgłoszonych w konsultacjach, które w ostatnich dniach opublikował resort klimatu.
Argumenty ze strony deweloperów, jak i organizacji branżowych, w dużej mierze się pokrywają. Pokrótce omówmy więc najważniejsze z nich, zaczynając od podmiotów posiadających najwięcej projektów pod kątem rozwoju w ramach drugiej fazy, którymi są państwowe PGE i Orlen (choć z pewnością będą musiały poszukać sobie zagranicznych partnerów).
Orlen już na wstępie podkreśla, że udział w aukcjach jest kluczowy dla grupy i nie może ona dopuścić do „luki inwestycyjnej w programie budowy morskich farm wiatrowych, ponieważ wiązałoby się to z utratą całych zespołów projektowych, których odbudowanie wymagałoby dużych wysiłków, czasu i nakładów finansowych, które później ponieśliby odbiorcy energii elektrycznej”.
– Luka inwestycyjna opóźniłaby realizację dekarbonizacji polskiej gospodarki, zaplanowaną w dokumentach strategicznych, jak np. Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu oraz byłaby niekorzystna dla bilansów Krajowego Systemu Elektroenergetycznego – stwierdza koncern.
Orlen – podobnie jak inni inwestorzy – zwraca uwagę na to, że w uzasadnieniu do projektu CAPEX oraz OPEX zostały wyznaczone w oparciu o raport NREL (jednostka doradcza amerykańskiego Departamentu Energii) – Annual Technology Baseline 2023, a także zastosowano krzywą uczenia się, której zadaniem miało być uwzględnienie rozwoju technologii w czasie, a w efekcie spadek kosztów CAPEX i OPEX.
Opracowanie to pochodzi z lipca 2023 r. i bazuje na danych z lipca 2022 r. Tymczasem 19 lipca 2024 r., czyli już po zakończeniu prac ministerialnego zespołu, została wydana nowa wersja raportu NREL z aktualnymi danymi.
– W raporcie z 2024 r. wartości jednostkowego CAPEX (USD/kW) w latach 2022-2030 są większe od wartości z raportu z 2023 r. w poszczególnych latach o 55-91 proc. (przykładowo w roku 2024 różnica wynosi 88 proc., a w 2030 r. 55 proc.). Wartości referencyjne CAPEX przedstawione w aktualnym raporcie NREL diametralnie różnią się od wartości z raportu NREL z 2023 r., przez co założenia przyjęte w projekcie rozporządzenia nie są aktualne, tylko znacznie zaniżone – zaznacza Orlen.
– Co więcej, w aktualnym raporcie z 2024 r. wskazano, że krzywe uczenia się nie uwzględniają wpływu kosztów warunków makroekonomicznych, z jakimi borykają się wczesne MFW, dlatego zastosowano odpowiednią korektę CAPEX w górę uwzględniającą wpływ rosnących stóp procentowych, inflacji oraz zaburzeń w łańcuchu dostaw z powodu pandemii COVID-19 i wojny w Ukrainie – dodaje.
Koncern oraz reszta branży, która wzięła udział w konsultacjach, postuluje więc rezygnację z zastosowania krzywej uczenia, albo zmianę CAPEX zgodnie z najnowszym raportem NREL.
Ceny ujemne i koszty bilansowania
Orlen zwraca też uwagę na rosnącą liczbę godzin, w których ceny energii są ujemne i wytwórca dopłaca za wyprodukowaną energię elektryczną.
– Jest to zjawisko już powszechne w UE, pojawiające się szczególnie w okresach wiosenno-letnich. W Niemczech w 2023 r. zanotowano ponad 300 godzin z ujemnymi cenami na rynku energii, natomiast w 2024 r. do chwili obecnej 371 godzin. W Polsce pierwszy raz ujemne ceny zostały zanotowane w czerwcu 2023 r., natomiast w 2024 r. do chwili obecnej pojawiło się już 130 godzin z ujemnymi cenami, z czego 61proc. z nich miało miejsce w okresie wakacyjnym (w ciągu tylko 2,5 miesiąca) – wylicza grupa.
– System wsparcia MFW nie chroni wytwórców przed ujemnymi cenami tj. wsparcie w nich nie przysługuje. Uzasadnienie do projektu rozporządzenia nie wspomina o cenach ujemnych, stąd należy założyć, że nie uwzględniono ich negatywnego wpływu na rentowność projektów MFW, który będzie znaczący, biorąc pod uwagę trend wzrastający. Mając na uwadze powyższe postulujemy o uwzględnienie w modelu 5 proc. godzin z ujemnymi cenami w ciągu roku – dodaje.
Zobacz także: Ujemne ceny energii biją rekordy
Na brak ochrony koncern wskazuje również w kwestii kosztów bilansowania, które na potrzeby obliczenia ceny maksymalnej przyjęto na poziomie 2 zł/MWh – tak, jak zrobiono to w 2021 r. w ramach pierwszej fazy wsparcia rynku.
– Założenie to, które od początku było przez branżę podważane, całkowicie zdezaktualizowało się po reformie rynku bilansującego, która weszła w życie w czerwcu br. Doświadczenie GK Orlen wskazuje, że koszt bilansowania MFW składa się z części zmiennej oraz stałej. Składnik zmienny wynosi 2,5-5 proc. razy cena rynkowa energii elektrycznej na MWh, natomiast składnik stały to średniorocznie w okresie życia MFW ok. 10 zł/MWh. Mając na uwadze powyższe postulujemy o zmianę kosztów bilansowania z 2 zł/MWh do około 20 zł/MWh – wskazuje koncern.
Dla porównania PGE podaje, że średnie koszty bilansowania w ujęciu realnym 2025 r. powinny wynosić 12 zł/MWh.
Wiatr nie powieje tak mocno
Nieco inny postulaty energetyczne grupy mają również odnośnie współczynnika wykorzystania mocy. Orlen uważa, że w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego jest on zbliżony do 43 proc. przy wykorzystaniu turbin o mocy 15 MW.
– W projekcie przyjęto wartość współczynnika wykorzystania mocy na poziomie 45,7 proc. Parametr ten ma bardzo duży wpływ na cenę maksymalną. Pragniemy zwrócić uwagę, że przyjęta wartość stanowi odzwierciedlenie 100 000 godzin maksymalnej ustawowej wielkości wsparcia w okresie 25 lat i w praktyce może być nieosiągalna dla większości projektów. Jedną z głównych tego przyczyn jest występowanie zjawiska tzw. „wake effect”, które nie zostało uwzględnione w założonej wartości współczynnika wykorzystania mocy (mimo, że uzasadnienie projektu o nim wspomina) – podkreśla grupa.
Z kolei PGE ocenia, że capacity factor nie przekroczy 44,1 proc.
– Potwierdzeniem tego są wyniki analizy produktywności sporządzane dla MFW aktualnie realizowanych na obszarze Ławicy Słupskiej i Ławicy Środkowej, w tym przez niezależnego doradcę technicznego. Wyniki przeprowadzonych analiz, na podstawie rzeczywistych pomiarów wietrzności z okresu 2 lat, zgodnie z międzynarodowymi standardami branżowymi i wytycznymi doradców technicznych wskazują jednoznacznie, iż nie uwzględnienie w/w efektów w wynikach analiz produktywności MFW zlokalizowanych w polskiej część WSE zawyża współczynnik wykorzystania mocy o ok. 3,4-6,2 proc. – stwierdza PGE.
Cena do udziału w aukcji nie zachęca
PGE też w bardziej bezpośredni sposób niz Orlen oceniła cenę zaproponowaną przez resort klimatu, gdyż wprost napisała w uwagach, że „nie stanowi zachęty dla wytwórców do wzięcia udziału w aukcji zaplanowanej na 2025 rok ze względu na częściowo błędnie określone lub już nieaktualne założenia do jej ustalenia, a w efekcie określenie ceny na zbyt niskim poziomie, nieodzwierciedlającym aktualnych warunków realizacji inwestycji w morskie farmy wiatrowe”.
– Wskazana w projekcie rozporządzenia cena dla roku 2025 w kwocie 471,83 PLN`25/MWh w ujęciu roku 2021 wynosi ok. 340 PLN`21/MWh i tym samym w ocenie GK PGE nie zapewnia wykonalności ekonomicznej i finansowej projektów II fazy. To oznacza, że wskazana w projekcie rozporządzeniu cena dla aukcji 2025 (dla projektów II fazy), jest wyższa o zaledwie ok. 6 proc. w odniesieniu do ceny obowiązującej dla projektów I fazy wsparcia, tj.: 319,60 PLN`21/MWh – wylicza PGE.
– Inwestycje w MFW charakteryzują się napiętym harmonogramem przy ogromnej wrażliwości na zachwiania w łańcuchu dostaw. Jednocześnie, zobowiązania państw członkowskich wynikające z unijnej polityki energetyczno-klimatycznej, a także trendy globalne powodują ponadprzeciętny popyt na dostawy i usługi w obszarze technologii odnawialnych. W przypadku ceny, która nie daje elastyczności w zakresie kontraktowania, ani realnych możliwości utrzymania zasobów (w tym kapitału ludzkiego), nie sposób mówić o możliwości terminowej realizacji inwestycji w MFW – dodaje.
Zdaniem PGE, jeśli zostaną uwzględnione wszystkie parametry techniczne i wskaźniki referencyjne, a także zostanie zastosowany „poprawny metodologicznie model finansowy do wyznaczenia ceny +strike price+ w oparciu o metodologię LCOE, otrzymujemy wynikowo cenę dla roku planowanej aukcji 2025 na poziomie ok. 570 PLN/MWh”.
Nauka z brytyjskich doświadczeń
Częstym argumentem wskazywanych w konsultacjach – m.in. przez duet Equinor/Polenergia – jest także odwoływanie się do wydarzeń w Wielkiej Brytanii, która jest najbardziej rozwiniętym rynkiem morskiej energetyki wiatrowej w Europie.
W 2023 r. odbyła się tam tzw. piąta runda alokacji wsparcia dla projektów OZE, gdzie cena referencyjna dla MFW wynosiła 44 GBP/MWh w ujęciu roku 2012 (co przekłada się na ok. 51,3 GBP/MWh w ujęciu roku 2021, lub 60,5 GBP/MWh w ujęciu roku 2024). Przy tej cenie nie pojawiły się żadne oferty na morskie wiatraki.
– Celem wyjścia z tej problematycznej sytuacji administracja publiczna Wielkiej Brytanii zwiększyła cenę referencyjną dla branży offshore w 6 rundzie alokacji do 73 GBP/MWh w ujęciu roku 2012 – tj. o 66 proc. Jako że cena ta wyrażona jest w wartościach roku 2012, pomnożenie jej historycznym współczynnikiem inflacji w Wielkiej Brytanii pozwala oszacować maksymalny poziom wsparcia w ujęciu roku 2021 na poziomie ok. 430 PLN/MWh – opisują w uwagach Equinor i Polenergia.
– Dla porównania, cena proponowana w projektowanym rozporządzeniu to 471,83 PLN/MWh w ujęciu roku 2025 – tj. dla roku, w którym odbędzie się aukcja. Oznacza to, że poziom wsparcia w ujęciu roku 2021 wynosi ok. 330-335 PLN/MWh (w zależności od finalnego poziomu inflacji w roku 2024). Tym samym, proponowana cena wsparcia dla morskich farm wiatrowych w Polsce jest o około 100 PLN’2021/MWh (28 proc.) niższa niż ta wyznaczona w Wielkiej Brytanii, tj. na rynku charakteryzującym się dojrzałym łańcuchem dostaw oraz będącym europejskim liderem budowy i eksploatacji morskim farm wiatrowych – podkreślają.
Norwesko-polski duet – podobnie jak Orlen – zwraca też uwagę na ryzyko wystąpienia luki inwestycyjnej.
– Rozwój morskiej energetyki wiatrowej to największy program inwestycyjny w powojennej historii naszego kraju. W przypadku zatrzymania lub opóźnienia tych inwestycji wystąpi także luka generacyjna w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym i ucierpi krajowy łańcuch dostaw towarów i usług, który budowany jest aktualnie z myślą zarówno o I jak i II fazie morskiej energetyki wiatrowej – alarmują Equinor z Polenergią.
Kable nie takie proste, jak zmierzył resort
Najobszerniejsze uwagi złożyło – co nie dziwi – Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej, które zebrało chyba większość postulatów branży.
Wśród nich jest m.in. kwestia długości wyprowadzenia mocy, która została wytyczona przez resort w linii prostej, a nie po wyznaczonych trasach kablowych. Do aukcji będą przystępować projekty z trzech Ławic: Środkowej, Słupskiej oraz Odrzanej. Znajdują się one w różnych odległościach od brzegu – od ok. 22 do 90 km.
– Do obliczenia maksymalnej ceny przyjęto odległość 80 km jako referencyjną odległość morskiej farmy wiatrowej od brzegu. Przyjęcie tego założenia jest jednoznaczne z wykluczeniem projektów MFW położonych najdalej od brzegu z możliwości ubiegania się o wsparcie w drodze aukcji – zaznacza PSEW.
– Co więcej, jest to odległość przyjęta w linii prostej. W rzeczywistości, biorąc pod uwagę przebieg wytyczonych tras kablowych, odległości te mogą wynieść nawet ok. 120 km. Dodatkowo, przy poczynionych założeniach, nie jest brana pod uwagę długość lądowej części wyprowadzenia mocy. W zależności od punktu przyłączenia długość tej trasy może wynieść od ok. 5 km (Choczewo) do 18-20 km (Krzemienica) – dodaje.
Dzień po tym, jak resort klimatu opublikował uwagi złożone w konsultacjach, PSEW organizował konferencję, dotyczącą analizy „Offshore – to się opłaca”. Uczestniczyli w mniej również przedstawiciele Orlenu, PGE, Equinora oraz Polenergii. Wyliczając korzyści z rozwoju morskiej energetyki wiatrowej pośrednio zakomunikowano też, jakiej ceny w aukcji branża sobie by życzyła.
– Jak wynika z analizy PSEW, w szacowanym okresie od 2025 r. przy wysokości wsparcia na poziomie między 550-600 PLN/MWh, oszczędności w zakresie kosztów zakupu energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przy 18 GW mocy zainstalowanej offshore mogą wynieść od 60-70 mld zł w stosunku do kosztów szacowanych dla systemu z 5,9 GW offshore. Większa moc zainstalowana morskich farm wiatrowych oznacza znaczące oszczędności dla Polek i Polaków – zachęca PSEW.
Jeśli chodzi o same konsultacje, to z kręgów biznesowych spójne z ogólnym przekazem branży uwagi złożyli też dwaj inni deweloperzy – RWE i Ocean Winds, a także Konfederacja Lewiatan, Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej oraz Związek Pracodawców i Przedsiębiorców. Ponadto mocny głos poparcia dla MFW popłynął z Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii.
– Widzimy w morskiej energetyce wiatrowej szansę na obniżenie emisyjności polskiej gospodarki oraz na zmniejszenie kosztów energii dla przedsiębiorstw energochłonnych. Każdy oddawany do użytkowania 1 GW mocy z morskiej energetyki wiatrowej będzie zastępował w merit order najdroższe źródła energii, które obecnie ustalają cenę krańcową na rynku – uważa Izba.
– Apelujemy o ponowną weryfikację poziomu ceny maksymalnej za energię elektryczną oferowaną w pierwszej aukcji offshore. Weryfikacja ta powinna uwzględniać z jednej strony konieczność zapewnienia uczestnikom rynku dostępu do taniej energii i uniknięcie nadmiernego wsparcia dla wytwórców energii z offshore. Z drugiej strony cena ta powinna jednak zapewniać realny impuls inwestycyjny i zapewnić, że zainteresowanie aukcją będzie na tyle duże, żeby doszło do jej skutecznego przeprowadzenia – dodaje.
Aktywa i finanse też mają swoje postulaty
W ministerialnych uzgodnieniach kilka uwag do projektu wpłynęło też ze strony resortu aktywów państwowych, a także resortu finansów.
MAP – podobnie jak PGE i Orlen – zwraca uwagę na potrzebę zastosowania do wyliczeń ceny maksymalnej aktualnego raportu NREL – Annual Technology Baseline 2024. Ponadto zwrócił uwagę, że najnowsze projekcie inflacji zarówno Europejskiego Banku Centralnego, jak i Narodowego Banku Polskiego, są wyższe od wcześniej zakładanych.
MAP – wzorem Orlenu – wskazał też na koszty bezpieczeństwa MFW.
– Doświadczenia podmiotów nadzorowanych przez Ministerstwo Aktywów Państwowych, zdobyte podczas realizacji projektów I fazy rozwoju MFW pokazują, że bardzo ważnym elementem są koszty wynikające z potrzeb na rzecz obronności. O ile wymóg sporządzenia ekspertyz technicznych (…) nie stanowi problemu, to konieczność instalacji dodatkowych sprzętów z tego tytułu lub wymogów zawartych w decyzjach PSzW generuje dodatkowe istotne obciążenia finansowe dla przedsiębiorców. Koszty wynikające z tego tytułu szacuje się na poziomie co najmniej ok. 50-100 mln euro – podkreśla resort.
Krótki postulat, ale za to ciekawy, wystosowało Ministerstwo Finansów, które chciałoby poznać informacje o „skutkach dla gospodarki i sektora finansów publicznych, jakie przyniosłoby udzielenie wsparcia na maksymalnym dopuszczalnym projektem poziomie, w szczególności w zakresie cen energii i kosztów dla jej nabywców”.
– Zawarte w OSR stwierdzenie „Regulacja ma charakter wtórny wobec rozwiązań przyjętych w ustawie o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych” jest formalnie prawdziwe. Jednak upływ czasu i zmiana warunków, jaka nastąpiła od tworzenia OSR do ustawy skłaniają do podjęcia próby dokonania ponownego szacunku, także w kontekście prac prowadzonych nad aktualizacją KPEiK – czytamy w stanowisku resortu.
– Przewidziana w ówczesnej OSR skala wsparcia to, zależnie od wariantu, 22,5 i 34 mld euro w całym okresie wsparcia. Wskazać można np., że poziomy cen energii obecnie obserwowane na rynku według wspomnianej OSR do ustawy miały być osiągnięte dopiero około roku 2050. Wyraźny jest też wzrost ceny maksymalnej względem rozporządzenia dla projektów I fazy MFW – czytamy również.
Stop wiatrakom znowu nadaje
W konsultacjach wpłynęły też uwagi od dwóch podmiotów, które dla odmiany zaproponowaną przez resort klimatu cenę na poziomie 471,83 zł/MWh uważają za zbyt wysoką. Pierwszym z nich jest Zarządca Rozliczeń, czyli państwowa spółka rozliczająca różnego rodzaju mechanizmy wsparcia i rekompensaty. Jej zdaniem cena maksymalna powinna wynosić 428,06 zł/MWh.
– Cena wygranej oferty aukcyjnej podlega corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem z poprzedniego roku kalendarzowego. Do wyliczenia ceny maksymalnej zgodnie z projektem rozporządzenia założono, że sytuacja makroekonomiczna ustabilizuje się po 2025 r., w związku z czym inflacja będzie stała (2,5% r/r CPI). Kalkulacja uzasadnionego zwrotu z kapitału powinna zostać oczyszczona ze wskaźnika inflacji, który z uwagi na założoną waloryzacje ustawową jest neutralny – uważa Zarządca Rozliczeń.
– Maksymalna cena nie powinna przekraczać zwaloryzowanej ceny z I fazy realizacji budowy farm wiatrowych, gdzie ryzyko inwestycyjne i niepewność były większe – na 2024 r. to 428,06 zł/MWh. Należy wziąć pod uwagę możliwości i oczekiwania obciążenia odbiorców końcowych czy to poprzez cenę energii elektrycznej czy poprzez cenę energii elektrycznej i opłatę OZE. Przyjęta cena maksymalna z uwzględnieniem waloryzacji powinna korespondować z oczekiwanym obciążeniem cenami energii elektrycznej odbiorców końcowych i gospodarki w przyszłości – konkluduje ZR, którego prezesem jest wieloletni urzędnik resortu gospodarki Jan Bogolubow.
W konsultacjach uaktywniła się też fundacja Łyński Kamień, która prowadzi stronę stopwiatrakom.eu. O inicjatywie tej było głośno w trakcie pierwszej kadencji rządu PiS.
Łyński Kamień postuluje cenę… 1 zł/MWh. Uzasadnia to dojrzałością tej technologii, co powinno skutkować brakiem wsparcia. Jak czytamy w statucie fundacji, jej celem jest m.in. „zapobieganie dewastacji i wprowadzaniu niekorzystnych zmian w środowisku naturalnym oraz ochrona środowiska naturalnego, dziedzictwa przyrodniczego i walorów krajobrazowych Polski i Europy”.
Co zrobi rząd
Z naszych informacji wynika, że resort klimatu zdaje sobie sprawę z tego, że cenę maksymalną trzeba będzie skorygować – zwłaszcza, że niektóre wskaźniki, np. koszt bilansowania, rzeczywiście poszły mocno w górę.
Ale dla projektów morskich farm wiatrowych najważniejszy jest niski koszt kapitału. To właśnie bardzo niskie lub wręcz zerowe stopy procentowe były „paliwem” napędzającym bujny rozwój OZE przez ostatnie kilkanaście lat – mówił Reutersowi w zeszłym roku Mads Nipper, szef duńskiego potentata wiatrowego, firmy Ørstedt. Nad sektorem gromadzą się ciemne chmury, bo stopy procentowe rosły w ciągu ostatnich dwóch lat. – Paliwem dla OZE jest kapitał – tłumaczył Nipper.
Budowa morskich farm wiatrowych będzie kosztować dziesiątki miliardów złotych. Te pieniądze trzeba będzie pożyczyć – częściowo w kraju, ale większość za granicą. Polski rząd może zrobić bardzo niewiele, aby koszt kapitału obniżyć.
Do tego dochodzą porwane łańcuchy wartości. Cytowany przez „Financial Times” Renaud Saleur, były trader Soros Fund Management, obecnie w Anaconda Invest, nie ukrywa, że inwestuje mocno w spadki kursów Ørsted i producenta turbin Vestas. – Wcześniej zawarte kontrakty różnicowe będą przynosić ciężkie straty, dopóki rządy nie zorientują się, że muszą dać 80-100 za MWh, a nie 30-40 dolarów – tłumaczy Saleur.
Jak widać w polskich warunkach nawet 100 dolarów za MWh nie wystarczy.
Kto ile obiecał…
Cała sprawa ma jeszcze drugie dno, o którym praktycznie mało kto mówi. Organizowana przez poprzedni rząd w latach 2021-2023 procedura przyznawania inwestorom poszczególnych „działek” na morzu były bardzo skomplikowana, przyznawano punkty za dekarbonizację, które de facto premiowały krajowych czempionów – PGE i Orlen.
I to właśnie te spółki zdobyły wszystkie „działki”. Ale w procedurze duże znaczenie mogły mieć też punkty za zdolność finansowania inwestycji. W szczegółowym wzorze, który znajdował się w rozporządzeniu była m.in deklarowana wartość tej inwestycji. Teraz okazuje się, że ów obiecywany koszt, choć mógł zdecydować o tym, kto dostał przydział na „działkę”, w praktyce jest tylko zapisem na papierze.
Największym jednak paradoksem jest to, że resort klimatu nawet nie poznał deklarowanych wtedy przez spółki kosztów, które mogłyby urzędnikom dać większą wiedzę potrzebną do wyznaczenia ceny maksymalnej.
Czytaj również: Kto zbuduje morskie wiatraki? Będą „punkty za pochodzenie”
Ministerstwo Infrastruktury utrzymywało bowiem procedurę w tak absurdalnej tajemnicy, że nawet koledzy z rządu nie dowiedzieli się, jakie koszty obiecywały spółki – nie tylko PGE i Orlen, ale także inwestorzy zagraniczni, którzy z postępowania odpadli.
Tak niestety działa polska administracja.
Zobacz również: Gigawaty wiatraków wypłyną ze Świnoujścia, ale nie ten pierwszy
