Spis treści
Maksymalna cena za energię elektryczną z morskich farm wiatrowych została wyznaczona w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska w marcu ubiegłego roku. Już wówczas pojawiły się głosy, że przyjęta stawka 319,6 zł za MWh jest bardzo niska. Teraz, gdy inwestorzy negocjują kontrakty z dostawcami turbin, problem ceny za energię z pierwszych farm wiatrowych na polskim morzu stał się palący. Wzrost cen surowców i duży popyt na morskie turbiny wiatrowe podnosi znacznie koszty inwestycji. Największym problemem jest jednak kurs walut i osłabienie złotego w stosunku do euro, w której to walucie najczęściej rozliczane są zamówienia. Do tego wzrosły stopy procentowe, a instytucje finansowe wymagają odpowiednich zabezpieczenia ryzyka. Z tego powodu ustawa o offshore wymaga pilnej nowelizacji i wpisania mechanizmów waloryzacji stawki – przekonuje branża. Nie będzie to jednak proste.
Długie uzgodnienia kontraktów różnicowych
Wszyscy zgadzają się co do tego, że samo rozporządzenie o cenie maksymalnej za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej nie może teraz zostać zmienione.
Czytaj także: Wojna bije w lądowe wiatraki a morskie topi ryzyko
– Nie jesteśmy w stanie zmienić poziomu wsparcia z rozporządzenia, ponieważ to wymagałoby ponownej notyfikacji w Komisji Europejskiej – powiedział Marcin Ścigan, dyrektor Departamentu Odnawialnych Źródeł Energii w MKiŚ. Jak wyjaśnił, zmiana ceny oznaczałaby dla inwestorów konieczność ponownego przejścia całego procesu wydawania decyzji o wsparciu, co mogłoby potrwać nawet dwa lata. – Zależy nam, by pierwsze farmy wiatrowe zostały oddane do użytku w 2026 roku – mówił Ścigan podczas debaty Związku Przedsiębiorców i Pracodawców.
W pierwszej fazie wsparcia pięciu inwestorów buduje 7 farm wiatrowych o łącznej mocy ok. 5,9 GW. Wszyscy dostali na podstawie art. 16 ustawy o offshore wstępne decyzje Urzędu Regulacji Energetyki w sprawie przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda dla energii elektrycznej. Z URE wnioski inwestorów powinny trafić do Komisji Europejskiej, która rozpatruje je w procesie prenotyfikacji, z czym nie wiążą się formalne terminy. Po ustaleniu z Komisją cen w kontrakcie różnicowym prezes URE wydaje już ostateczne decyzje na podstawie art. 18 ustawy.
Sam proces jest długotrwały. Teraz część decyzji nadal jest na etapie postępowania krajowego i jeszcze nie trafiła do Brukseli. PGE i Orsted, które realizują projekty Baltica 2 i Baltica 3 o łącznej mocy ok. 2,5 GW, w marcu poinformowały o przejściu postępowania krajowego i skierowaniu decyzji do Komisji Europejskiej. Liczą na ostateczną decyzję URE jesienią. Natomiast URE nie ujawnia, na jakim etapie są pozostałe decyzje wstępne. Wszystkie wnioski urząd rozpatruje zgodnie z datą ich wpłynięcia.
Ustawa o offshore z poprawkami czy nowelizacja ustawy o OZE?
Rozporządzenia nie można zmienić, natomiast da się zmienić ustawę. Branża zabiegała o to, by rewaloryzacja ceny w kontraktach różnicowych nastąpiła już od wstępnej decyzji URE z ubiegłego roku. Taki zapis uwzględnił opublikowany w lutym projekt nowelizacji ustawy o OZE (UD 99). Ale ponieważ wdraża on też część przepisów dyrektywy RED II, to spłynęło do niego ponad tysiąc uwag i prace nad tym projektem potrwają jeszcze miesiące. – Liczymy, że na przełomie sierpnia i września projekt zostanie ostatecznie przyjęty przez Radę Ministrów, a w czwartym kwartale będzie procedowany w Sejmie. Obecnie wydaje się to datą optymalną – ocenił Marcin Ścigan.
Inwestorom się spieszy, ponieważ już teraz muszą negocjować kontrakty i finansowanie, a ustalona w kontrakcie różnicowym na 25 lat cena za energię elektryczną z morskich farm wiatrowych jest kluczowa dla zyskowności inwestycji, na którą patrzą instytucje finansowe.
Czytaj także: Inwestujący w morskie wiatraki rozczarowani
– Rozważamy nad wprowadzeniem do projektu także nowych zapisów dotyczących offshore. Dodatkowe regulacje mogą być konieczne, by wyeliminować ryzyko ciążące na inwestorach. Myślimy też jednak równolegle o odrębnej nowelizacji ustawy offshore, która przejmie część zapisów z projektu o odnawialnych źródłach energii oraz uwzględni dodatkowe elementy, które pojawiły się w toku konsultacji – zapowiedział dyrektor Ścigan.
– Jeżeli pojawi się projekt nowelizacji tej ustawy, to w Parlamencie priorytetowo zaczniemy nad nim pracę – zapewnił z kolei Marek Suski, przewodniczący sejmowej Komisji do Spraw Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych.
Z kolei Katarzyna Szwed-Lipińska, dyrektor Departamentu Odnawialnych Źródeł Energii w URE z rezerwą odniosła się do zmian ingerujących teraz w mechanizm wsparcia farm wiatrowych na morzu. – Toczą się procesy notyfikacyjne. Wszelkie zmiany teraz mogłyby bardzo negatywnie rzutować na postępowania w toku – zaznaczyła podczas debaty ZPP.
Przejdźmy na euro
Nie wszystkie zmiany muszą wymagać zgody KE. Jedna z propozycji zakłada powiązanie poziomu wsparcia z kursem walutowym. Komisja w wydanej w maju 2021 roku decyzji potwierdzającej polski system wsparcia dla morskich farm wiatrowych odniosła się do ceny podanej w złotym i w euro. „Cena referencyjna dla projektów w pierwszym etapie będzie ustalana administracyjnie na podstawie ich kosztów, maksymalnie na poziomie 319,60 zł/MWh (71,82 euro/MWh)” – czytamy w komunikacie KE. Wówczas kurs przeliczenia wynosił 4,45 zł za euro. Teraz jest o około 10 proc. wyższy.
W ustawie o offshore można sprecyzować, że cena maksymalna z rozporządzenia jest wyrażana zarówno w polskiej walucie, jak i w euro. Wówczas inwestor mógłby we wniosku o aktualizację ceny z kontraktu różnicowego wskazać, jaka cześć ceny jest wyrażona w euro, a jaka w złotym. Jednocześnie taki mechanizm nie naruszałby zaakceptowanej przez Komisję stopy zwrotu z inwestycji.
Prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej Janusz Gajowiecki mówił podczas debaty ZPP o jeszcze jednym mechanizmie, tzw. clawback (wycofanie pomocy). Obecne zapisy ustawy o offshore przewidują aktualizację ceny wsparcia, gdy między ostateczną decyzją URE a decyzją inwestycyjną zmieniły się parametry rzeczowo-finansowe. W przypadku zwiększenia stopy zwrotu z inwestycji cena z kontraktu różnicowego musiałaby wówczas zostać pomniejszona. Branża chce, by mechanizm ten działał też w drugą stronę. To jednak oznaczałoby możliwość przekroczenia ceny maksymalnej, a więc wymagać będzie już notyfikacji Komisji Europejskiej.
Koszty rosną, a czas goni
Wojna na Ukrainie znacznie podwyższyła koszty realizacji inwestycji przez gigantyczny wzrost cen surowców i odpływ pracowników z Ukrainy. Ocenia się, że do budowy 6 GW mocy do 2030 r potrzeba będzie 1,1-1,2 mln ton stali i 30 tys. ton zwojów miedzianych. Nie tylko to uwiera inwestorów. Jak wskazał Jarosław Broda, członek zarządu Baltic Power, najbardziej ryzykowne w dzisiejszym otoczeniu rynkowym jest jednak ryzyko kursu walut, ponieważ znaczna część nakładów inwestycyjnych będzie ponoszona w euro. Banki udzielające finansowania będą oczekiwały zabezpieczenia tego ryzyka, a ten koszt nie został uwzględniony przy kalkulacji ceny maksymalnej. Dużym wyzwaniem jest również koszt kapitału, ponieważ przyjęta do wyznaczenia ceny maksymalnej stopa wolna od ryzyka wzrosła dwukrotnie.
Farma wiatrowa Baltic Power o mocy 1,2 GW ma zostać oddana do użytku w pierwszej połowie 2026 roku. Już teraz firma musi kontraktować dostawy i wpłacać zaliczki kluczowym wykonawcom. – Nie mamy czasu, musimy podejmować decyzje dziś – podkreślił Broda.
Warto przypomnieć, że w ramach drugiej fazy wsparcia morskiej energetyki wiatrowej pomoc będzie udzielana już w drodze aukcji, które będą organizowane od 2025 r.
