Przy rozwoju wiatraków na Bałtyku jest miejsce dla lokalnych firm

Udział polskich firm przy budowie i obsłudze naszego pierwszego projektu morskiej farmy wiatrowej na Bałtyku oceniamy na 20–30 proc. – mówi Agata Staniewska-Bolesta, dyrektorka zarządzająca offshore w Ørsted Polska.

Czy kryzys w budowie morskich farm wiatrowych jest już za nami?

Konsekwencje kryzysu energetycznego zostaną z nami już na stałe w przypadku projektów, które były rozwijane w czasie kryzysu pandemicznego i wojny w Ukrainie. Morskie farmy wiatrowe to duże, kapitałochłonne inwestycje. Znaczącą część nakładów finansowych inwestorzy ponoszą na początku, kiedy kontraktuje się usługi oraz komponenty potrzebne do budowy morskich farm wiatrowych. Jeśli zatem w tym okresie pojawią się wysokie ceny, otoczenie będzie ekstremalnie trudne (a taki był okres pandemii i agresji Rosji na Ukrainę), stopy procentowe w strefie euro są nadal wysokie, będzie to miało kosztowe przełożenie na cały cykl działalności takiej farmy. Co więcej, w branży dostawców mieliśmy do czynienia z przestojami w produkcji, które były między innymi konsekwencją wysokich cen energii i surowców. W efekcie wiele projektów morskich farm wiatrowych jest opóźnionych o rok, dwa lata względem pierwotnego harmonogramu. Widać to m.in. także w Polsce. Część inwestorów starała się odkładać decyzje kontraktowe na późniejszy okres, aby przeczekać wysokie ceny.

Tak też było z waszymi projektami z PGE – Baltica 2 i Baltica 3?

W przypadku farmy wiatrowej Baltica 2 o mocy 1,5 GW znaleźliśmy drogę, aby dokończyć rozpoczęte w lutym 2022 r. zakupy, a tym samym utrzymać rentowność i harmonogram projektu. Jeśli chodzi o projekt Baltica 3, kontraktacje przesunęliśmy na późniejszy okres. Projekt Baltica 2 będzie gotowy w 2027 r., a Baltica 3 – najpóźniej do 2030 r. W obu projektach z PGE Ørsted ma po 50 proc. udziałów.

Jesteśmy po ostrej fazie kryzysu energetycznego. Jak wygląda wasza kondycja finansowa?

Po trudnych doświadczeniach z rynku amerykańskiego wyciągnęliśmy wnioski i zrobiliśmy przegląd naszego portfolio. Skupiliśmy się na priorytetyzacji rynków i projektów, które przynoszą odpowiednią wartość nam, rządom oraz społeczeństwu. Rachunek inwestycji musi być dodatni, by transformacja energetyczna miała sens dla gospodarek i kolejnych pokoleń. Offshore to inwestycje na lata, muszą być opłacalne dla całego łańcucha wartości. Wciąż jesteśmy w procesie transformacji, ale już widzimy, że nasze decyzje przynoszą rezultaty. W połowie sierpnia opublikowaliśmy wyniki finansowe za I półrocze 2024 r. Poprawiliśmy nasz zysk operacyjny o 25 proc. w porównaniu z I połową 2023 r., osiągając łącznie 12,8 mld duńskich koron. Nasz biznes morskich farm wiatrowych odnotował wzrost o 35 proc. w porównaniu z I połową ubiegłego roku. Rok 2024 to dla nas czas realizacji. Budujemy największą farmę na świecie – Hornsea 3, największą morską farmę w Niemczech i na Tajwanie oraz pierwszą instalację w Nowym Jorku. W Polsce wchodzimy w czas podejmowania finalnych decyzji inwestycyjnych.

Cena maksymalna dla pierwszych projektów morskich farm wiatrowych wynosi 319 zł za MWh. Taką kwotę deweloperzy mogą uzyskać maksymalnie za wyprodukowaną energię z morskich farm wiatrowych. Jest ona indeksowana o inflację. Czy ona pokrywa wszystkie ryzyka?

Musi, ale powiedzmy sobie szczerze, że ta cena nie skompensowała nam ekstremalnych wzrostów cen, których doświadczaliśmy.

Pojawiają się oceny, że cena maksymalna na bazie kontraktu różnicowego dla projektów pierwszej fazy jest zbyt wysoka, a będziemy za to płacić my wszyscy w wyższych rachunkach za prąd…

Nie zgodzę się z tą opinią. Kontrakt różnicowy jest rozwiązaniem sprawiedliwym i przewidywalnym zarazem. Kiedy cena energii na giełdzie jest powyżej ceny kontraktu, to my oddajemy różnicę między ceną kontraktu a tą rynkową. Jeśli cena jest poniżej minimalnej, to wówczas państwo nam dopłaca. Ta przewidywalność kontraktu jest niezwykle ważna dla inwestora pod kątem zaciągania zobowiązań bankowych, które patrzą na przewidywalną stopę zwrotu, i zarazem dla państwa, które przy zmiennych cenach na rynku może dzięki temu mechanizmowi lepiej planować transformację energetyczną. A wysokość tej ceny jest określana przez rząd najczęściej w drodze dialogu z sektorem.

Ørsted zapowiedział przegląd projektów i rezygnację z tych, które mają najmniejszą stopę zwrotu przy obecnych kosztach. Przegląd się zakończył?

Przegląd naszych projektów trwa. Odstąpienie od części projektów daje nam środki na inne inwestycje, które mają większy potencjał zysku. Chcę podkreślić, że zostajemy na rynkach strategicznych, a Polska takim rynkiem bez wątpienia jest. To szósty pod względem wielkości rynek energetyczny w Europie, z dużym potencjałem i możliwościami transformacji energetycznej. Mamy rozpędzony projekt Baltica 2, a do końca tego roku podejmiemy finalną decyzję inwestycyjną. Nasz zespół w Polsce to ponad 800 osób. Mamy ulokowane w Polsce zatrudniające 150 osób centrum inżynieryjne do obsługi morskich farm wiatrowych, które obsługuje z Warszawy również inne projekty w naszym portfelu.

Jak będzie podejmowana końcowa decyzja inwestycyjna dla projektu Baltica 2?

Każdy z inwestorów podejmie taką decyzję samodzielnie, ale w tym samym czasie. My będziemy realizować projekt z kapitału własnego, i to są decyzje naszego zarządu. Podjęcie wspólnej decyzji mamy uzgodnione w naszym projekcie finansowym z PGE.

Na jakim etapie jest wasz drugi wspólny projekt z PGE, a więc Baltica 3?

Przez wspominane na początku problemy z kosztami projekt Baltica 3 o mocy 1 GW jest obecnie na etapie modyfikacji założeń i procesów przetargowych. Rozdzieliliśmy procedury przetargowe od projektu Baltica 2 i dokonujemy przeglądu zmian technicznych dla tego projektu, aby uzyskać lepsze parametry techniczne i „uzysk” z tej lokalizacji, dostarczając jak najefektywniej energię elektryczną odbiorcy końcowemu. W konsekwencji finalna decyzja inwestycyjna dla tego projektu zapadnie później.

Jak Ørsted ocenia przygotowania polskich firm do świadczenia usług na potrzeby budowy komponentów dla morskich farm wiatrowych?

My już korzystamy z usług polskich dostawców przy innych projektach poza Polską – jak dostawy konstrukcji stalowych, kabli. Te kompetencje są w niektórych obszarach i się rozwijają. Nie możemy się ograniczać w ocenie udziału polskich firm na dostawy najważniejszych komponentów jak turbiny. Tam przewagę mają duzi międzynarodowi gracze, którzy są na rynku od lat, mają dostęp do kapitału i mogą się wykazać doświadczeniem. Jednak zagraniczne firmy, aby zrealizować te kontrakty, muszą zaangażować szereg poddostawców – i tu jest ogromna szansa dla polskich firm. Współpraca z nami lub z każdym innym deweloperem zagranicznym w Polsce to możliwość wpisania do swojej historii działalności tej kooperacji, a to może zaowocować wyjściem takiej firmy za granicę. Realizujemy współpracę z polskimi firmami zgodnie z planem łańcucha dostaw raportowanym do URE. Przykładem jest współpraca z konsorcjum GE i Polimeksu przy budowie stacji transformatorowej oraz z Telefoniką Kable przy dostawie kabli.

Jak duży może być udział polskich firm w budowie projektów Baltica 2?

Patrząc na cały projekt i każdą fazę rozwoju łącznie, to udział ten powinien wynieść między 20 a 30 proc. W naszej ocenie to istotny udział jak na pierwszy projekt. Dla przykładu obecnie udział brytyjskim firm w rozwoju farm wiatrowych w Wielkiej Brytanii wynosi około 50 proc., a offshore jest tam obecny od wielu lat. W Polsce największy udział polskich firm będzie widoczny w fazie operacyjnej, serwisowej (O&M). Ta faza stanowi 25 proc. wartości projektu. Zakładamy, że udział polskich firm wyniesienie na tym etapie nawet 80 proc. Chciałabym także podkreślić, że zgodnie z treścią porozumienia sektorowego offshore do łańcucha dostaw będą liczone także zagraniczne firmy, które mają oddziały w Polsce, ale tylko pod warunkiem, że będą one miały swój realny wkład w realizację zamówień na potrzeby naszych projektów. Sektor offshore w rozmowach z Ministerstwem Klimatu i Środowiska zwracał uwagę na potrzebę wprowadzenia odpowiednich zmian ustaw w tym zakresie. Do krajowego łańcucha dostaw nie będą liczone firmy, które mają np. niewielkie przedstawicielstwo w Polsce. Do tego łańcucha nie będziemy liczyć np. turbin wiatrowych.

Ørsted ma także udziały w jeszcze jednym projekcie, który będzie rozwijany razem z PGE w ramach drugiej fazy. Ten projekt będzie startował w aukcjach offshore. Jak oceniacie przygotowanie do tych aukcji? Pierwsze mają ruszyć już w przyszłym roku…

Widzimy dużą determinację rządu. Jednocześnie pozwolenia lokalizacyjne dla projektów offshore, które będę uczestniczyć w aukcji, zostały wydane dopiero w 2023 r., czyli później, niż zakładano, co daje dużo mniej czasu inwestorom na przygotowanie. Dotyczy to również naszego projektu z PGE.

W ramach drugiej fazy rozwoju kolejnych projektów morskich farm wiatrowych koncesje otrzymały tylko polskie firmy, takie jak PGE i Orlen. Firmy te będą zapewne szukać partnerów wśród zagranicznych graczy. Kiedy te rozmowy powinny się rozpocząć, biorąc pod uwagę zbliżające się aukcje?

Te rozmowy powinny rozpocząć się niebawem. Trwają one zwykle od kilku miesięcy do nawet roku. Aby być przygotowanym do kolejnych aukcji, trzeba rozpoczynać je już teraz.

Jak Ørsted ocenia cenę maksymalną projektów drugiej fazy rzędu blisko 472 zł za MWh?

Ta cena nie odzwierciedla w pełni sytuacji rynkowej. Składowe, które posłużyły do wyliczenia tej ceny, są już nieaktualne. Wartości projektów w tym roku są wyższe od tych z ubiegłego, na bazie których została wyliczona proponowana cena maksymalna. Cena może wydawać się atrakcyjna, zwłaszcza jeśli porównamy ją z ceną dla pierwszych projektów. Jednak to złudne przekonanie, ponieważ musimy pamiętać o rosnących kosztach oraz innej specyfice projektów drugiej fazy. Cześć z nich jest dwukrotnie dalej oddalona od lądu niż projekty pierwszej fazy. Koszty realizacji zatem będą znacznie większe. Trzeba też mieć na uwadze, że projekty w drugiej fazie będą w dużej mierze finansowane w formule project finance. Oznacza to, że poziom wsparcia będą oceniały banki, zanim udzielą finansowania tym projektom – bo muszą mieć pewność, że odzyskają pożyczony kapitał. Stąd konieczność ceny, która będzie realnie odzwierciedlała sytuację rynkową, mając również na uwadze procesy finansowe. Jesteśmy na etapie konsultacji publicznych. Zobaczmy, jaki będzie ich efekt. Jeśli cena i kryteria uczestniczenia nie będą atrakcyjne, to aukcji nie będzie, bo nie zgłosi się odpowiednia liczba projektów. Aby one ruszyły, potrzebujemy minimum trzech projektów.

Jak oceniacie dotychczasową współpracę z PGE? Czymś się wyróżnia na tle waszych dotychczasowych partnerów? Pojawiły się ryzyka, których gdzie indziej nie było?

PGE to największy producent energii elektrycznej w Polsce, posiadający bogate doświadczenie w krajowym sektorze energetycznym. Cieszymy się, że realizując wspólnie projekty o strategicznym znaczeniu dla polskiej gospodarki, możemy wnieść do tego partnerstwa nasze 30-letnie doświadczenie w morskiej energetyce wiatrowej. Jako firma, która zbudowała 33 farmy wiatrowe u wybrzeży trzech kontynentów, mamy wypracowane świetne relacje i wiemy, jak zarządzać ryzykiem w tych trudnych czasach. To jest know-how, który świetnie uzupełnia silną pozycję naszego partnera na polskim rynku. Myślę, że każde partnerstwo to pewnego rodzaju wyzwanie, ponieważ dochodzi do spotkania dwóch firm o różnych kulturach organizacyjnych i stylach zarządzania. Z drugiej strony takie partnerstwa to ogromna szansa na uczenie się od siebie nawzajem i czerpanie tego, co najlepsze. Jestem przekonana, że oba zespoły pracujące dla projektu Baltica 2 i 3 zarówno u nas, jak i w PGE są świadome, że ich praca ma głęboki sens.