Spis treści
Po trwających dwa lata pracach nad ustawą o offshore czeka nas ostra końcówka czyli ucieranie kluczowego rozporządzenia. Znajdzie się w nim maksymalna cena za energię wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci. To kluczowy parametr dla inwestorów, bo określi opłacalność wartych w sumie kilkadziesiąt mld zł inwestycji. Cena maksymalna z projektu rozporządzenia opublikowanego we wtorek ma wynieść ma wynieść 301,5 zł/MW czyli ok. 70 euro. To kilkanaście zł więcej niż cena energii sprzedawanej w kontraktach terminowych już na przyszły rok, prąd z morskich wiatraków powinien trafić do sieci w 2025 r.
Znaleźć właściwą cenę
Po opublikowaniu projektu rozporządzenia wśród inwestorów zapanowała konsternacja. Wprawdzie spodziewano się, że urzędnicy będą się starać „dusić” cenę maksymalną, ale nie aż tak. – Ustalona na poziomie 301,5 zł/MWh cena referencyjna dla morskich farm wiatrowych jest wymagająca i może zagrozić realizacji celów strategicznych wyznaczonych w polityce energetycznej Polski – głosi komunikat Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej.
Nad projektem rozporządzenia pracował zespół złożony m.in z przedstawicieli resortu klimatu i środowiska, finansów, aktywów państwowych, PSE i Urzędu Regulacji Energetyki. Wzięto pod uwagę kluczowe wskaźniki- m.in. koszt kapitału, produktywność farm wiatrowych i kurs euro (większość kosztów inwestorzy poniosą w tej właśnie walucie).
Nasi rozmówcy uważają, że urzędnicy przyjęli kilka błędnych lub bardzo ryzykownych założeń. Projekt zakłada, że średnio przez najbliższe pięć lat utrzyma się średni kurs 4,31 zł za euro, bo gdy COVID-19 przestanie być groźny, złotówka odbije. – Bardzo optymistyczne założenie, szkoda tylko, że NBP nie zagwarantuje, że sprzeda nam euro po tej cenie – mówi z przekąsem menedżer jednej ze spółek energetycznych.
Zobacz także: Brakuje drewna do budowy wiatraków
Druga istotna pretensja dotyczy przyjętej w rozporządzeniu produktywności wiatraków. W uzasadnieniu czytamy, że farmy wiatrowe będą pracować średnio 4 tys. godzin rocznie, co daje sprawność na poziomie 45,7 proc. Nasi rozmówcy zwracają uwagę, że nie uwzględnia to tzw. efektu cienia- jeśli blisko siebie powstanie kilka ogromnych farm, to „zabierają” sobie nawzajem wiatr. W efekcie sprawność wynosi już nie 45 proc. ale raczej 41-42 proc.
Trzeci zarzut to koszty bilansowania. Resort ocenił je na zero zł, nie podając żadnego uzasadnienia dlaczego tak uznał. W przypadku farm wiatrowych na lądzie koszty bilansowania handlowego są uwzględnione są w kontraktach między farmami wiatrowymi a spółkami obrotu, ale nie są duże. Zwykle wynoszą kilka zł na MWh.
Jak porównać Polskę z Holandią?
Oczywiście, w Europie, na dojrzałych rynkach jak brytyjski, holenderski, niemiecki, ceny mocno spadają, a inwestorzy nie potrzebują już nawet wsparcia. W ubiegłym roku na rynku europejskim przeprowadzono tylko jedną aukcję w morskiej energetyce. W Holandii rozstrzygnięto aukcję na 759 MW bez ceny gwarantowanej, ale to holenderski operator systemu przesyłowego odpowiada za wyprowadzenie energii elektrycznej: budowę kabla i podstacji morskiej do eksportu energii elektrycznej. Projekt jest Hollandse Kust Noord połączy kilka technologii, w tym pływającą farmę słoneczną i produkcję wodoru za pomocą elektrolizerów.
Podobnie w Niemczech w 2017 r. i 2018 r. w aukcjach offshore pojawiły się oferty na realizację projektów bez ceny gwarantowanej. Tam także koszt przyłącza ponosi operator sieci przesyłowej. Najwyższa cena w aukcji w 2018 r. wynosiła ponad 98 euro za MWh.
Zobacz także: Nowela ustawy o OZE: zmiany definicji i obostrzeń
W Wielkiej Brytanii koszt przyłącza leży po stronie inwestora. We wrześniu 2019 r. w aukcji rozdysponowano wsparcie dla 5,5 GW nowych mocy w farmach offshore. Średnia zaproponowana cena wyniosła 40,63 funta za MWh. Dwa lata wcześniej było to 57,5 funta za MWh, a w 2015 roku – aż 117,14 funta za MWh.
Tylko na ile zachodnie warunki można przełożyć na Polskę? – Z naszych analiz wynika, że cena maksymalna podana w rozporządzeniu jest zdecydowanie za niska – mówi w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy ds. energetyki w PKN Orlen. – Trudno porównywać koszty w Polsce z takimi krajami jak Wielka Brytania czy Niemcy, bo tego typu inwestycji w Polsce po prostu nie było, inwestorzy muszą też ponieść koszty przyłączenia farm. Za granicą jest już w pełni konkurencyjny rynek, w Polsce trzeba zbudować całą infrastrukturę potrzebną do budowy farm, co powoduje że zupełnie inne są ryzyka. Przy tej cenie inwestycja traci ekonomię, a przecież i my, i PGE mamy zagranicznych partnerów, to są komercyjne projekty – przekonuje Dybowski.
W takim razie inwestorzy zmniejszą po prostu liczbę wiatraków żeby ograniczyć koszty i w ten sposób wyjść na swoje? Menedżer Orlenu jest sceptyczny. – Zmniejszanie liczby wiatraków na danym obszarze nie ma sensu, bo koszty przyłącza zostają takie same, opłaty koncesyjne też płacimy za cały obszar.
URE dzwoni dwa razy
Trzeba pamiętać, że to owe 301,5 zł to górna granica stawki za energię z morskiej farmy wiatrowej. Inwestorzy zaproponują we wnioskach do Urzędu Regulacji Energetyki swoje ceny. Po otrzymaniu decyzji URE muszą uzyskać też zgodę Komisji Europejskiej. A ta weźmie każdy składnik ceny pod lupę. W toku weryfikacji poziomu wsparcia dla poszczególnych projektów zarówno przez prezesa URE jak i przez Komisję, cena ta może być jedynie obniżana i ustalana indywidualnie dla każdego projektu. Przy czym URE może obniżyć cenę także później, gdy okaże się, że koszty inwestorów były niższe niż zakładane.
-Zespół międzyresortowy miał trudne zadanie przy wyznaczeniu ceny, bo takiej inwestycji do tej pory w Polsce nie było. Ale przecież w rozporządzeniu jest cena maksymalna, ustawa daje URE bardzo duże możliwości kontrolowania kosztów, kwoty dopłat dla poszczególnych inwestorów mogą się różnić – wyjaśnia Dybowski.
—
– Zgodnie z jej zapisami cena referencyjna wyznaczana dla projektów w pierwszej fazie rozwoju rynku miała pozwalać na realizację wszystkich projektów zaplanowanych do tej fazy, tj. projektów o łącznej mocy 5,9 GW. Tymczasem projekt, mimo iż ma wyznaczać cenę maksymalną, mówi o cenie średniej. W praktyce stawia to pod znakiem zapytania realizację całości zaplanowanych mocy z fazy pierwszej, a co za tym idzie realizację celu wskazanego zarówno w ustawie jak i Polityce Energetycznej Polski do 2040 roku – podkreśla Janusz Gajowiecki, prezes PSEW.
W opinii PSEW część parametrów przyjętych do ustalenia poziomu ceny maksymalnej jest zbyt konserwatywna i niedostosowana do uwarunkowań krajowego rynku morskich farm wiatrowych, który jest w początkowej fazie rozwoju.
Ryzyko inwestorów, ryzyko rządu
Dla dostawców i wykonawców im niższa cena – tym mniejsze zyski. Oznacza, że inwestorzy będą oszczędzali na kosztach, co odczują dostawcy turbin, wież, fundamentów, wykonawcy. Będzie to więc miało wpływ na cały łańcuch dostaw. Jeden z menedżerów zaangażowanych w projekt porównuje dążenie urzędników do zbicia ceny z niedawną historią budowy autostrad. – GDDKiA też dusiła ceny, ale w rezultacie mieliśmy spektakularne bankructwa firm budujących autostrady. Teraz rząd chce wykreować cały przemysł związany z offshore. Ale jeśli zdusi za bardzo cenę, to inwestorzy będą ograniczać ryzyko – zamiast szukać polskich dostawców, będą zawierać umowy ze sprawdzonymi już kontrahentami – przewiduje nasz rozmówca.
Ryzyka budowy morskich farm wiatrowych w Polsce i na Zachodzie są nieporównywalne. Pierwsi inwestorzy przecierają szlaki na morzu i biorą na siebie większe koszty – badań, pozwoleń, zbudowania sieci dostawców i wykonawców. Pod znakiem zapytania jest na przykład, w jakim stopniu zaangażują się w inwestycje offshorowe i stworzą odpowiednią infrastrukturę polskie porty.
Zobacz także: Ministerstwo Klimatu chce 301,5 zł/MWh jako cenę maksymalną z offshore
Komisja Europejska ocenia, że cena energii z offshore na polskim Bałtyku będzie spadać i osiągnie poziom 55 euro w 2030 r.
– Nie wierzę, że w toku konsultacji kwota 301,50 zł się utrzyma, myślę, że będzie musiała wzrosnąć – mówi Jarosław Dybowski. Pytanie o ile? Procedura ucierania rozporządzenia zupełnie przypomina targowanie się na arabskim bazarze, gdzie obie strony na początku podają nierealne ceny, a potem zabierają się do negocjacji.
Przypuśćmy, że rząd zgodzi się z argumentami inwestorów i podniesie cenę np. do 320 zł. Nie będzie miał jednak gwarancji, że to wystarczy, bo póki co nie wie co jest w papierach. Gdyby zagraniczni partnerzy polskich państwowych spółek czyli duński Orsted i kanadyjski Northland Power,) uznali, że ryzyko jest za duże i wycofali się z projektu, to rząd poniósłby olbrzymią porażkę, nie tylko prestiżową.
Inwestorzy mają przewagę nad rządem, wiedzą więcej o tym ile może kosztować inwestycja, mają doświadczenie ( przynajmniej Orsted, Northland i Equinor), korzystają z najlepszych międzynarodowych konsultantów. Ale na etapie ucierania rozporządzenia nie mają wielu argumentów żeby przekonać polskich urzędników, że nie będą nadmiernie śrubować ceny żeby osiągnąć nieuzasadnione zyski, które obciążą polskich odbiorców. Nawet gdyby pokazali wszystko to, co później przekażą do URE, to i tak na konsultacje projektu rozporządzenia jest tydzień.
Bruksela nie ma jeszcze ustawy
Tymczasem na rozwój morskiej energetyki wiatrowej w w pierwszej fazie zostało coraz mniej czasu. Kontrakty z ceną dla każdego projektu powinny być zatwierdzone przez URE do końca marca. Potem powinny trafić do akceptacji Komisji Europejskiej, która powinna w międzyczasie zatwierdzić polską ustawę o offshore. Ale – jak poinformował nas UOKiK- ustawa wciąż nie trafiła do formalnej notyfikacji Komisji Europejskiej i nie wiadomo kiedy tam się znajdzie.
Wprawdzie projekt był długo konsultowany z urzędnikami Komisji, ale Bruksela będzie też potrzebować czasu na formalną notyfikację. Zresztą także URE powinno mieć więcej niż miesiąc na analizę mających pewnie po kilkaset stron wniosków inwestorów ze szczegółowo przedstawianymi kosztami.
Jeśli kontraktów z ceną gwarantowaną dla inwestorów nie uda się przyznać do końca czerwca, to całą zabawę trzeba będzie zaczynać od początku. Od lipca wchodzi w życie zmiana unijnej dyrektywy o OZE, która wprowadza obowiązek organizowania aukcji na wsparcie dla offshore.
Rząd zafundował nam legislacyjny thriller. Ciśnie się pod pióro pytanie dlaczego nie zorganizowano całej procedury na wzór zachodni, gdzie państwo wystawia po prostu na aukcję konkretny obszar morza, o który rywalizują inwestorzy.
U nas cały proces z uzyskiwaniem pozwoleń na konkretne obszary przez inwestorów, a później uzyskiwaniem przez nich wsparcia jest nieporównanie bardziej skomplikowany i mniej przejrzysty.
Zobacz także: Dofinansowanie do fotowoltaiki w programie Czyste Powietrze zyskuje na popularności
