Morskie projekty PGE i Ørsted przetrwały kryzys energetyczny. Kluczowy koniec roku

W tym roku Polska Grupa Energetyczna i duńska firma Ørsted chcą podjąć finalną decyzję inwestycyjną dla projektu Baltica 2 o mocy 1,5 GW. Zgoda na realizację jednej z największych farm wiatrowych w Europie ma zapaść w IV kw. tego roku, jak tylko PGE zamknie finansowanie swojej części projektu.

Farma wiatrowa Baltica 2, która ma oddawać prąd do sieci już pod koniec 2027 r., może kosztować ok. 30 mld zł. PGE będzie realizować projekt w formie project finance. To jeden ze sposobów finansowania inwestycji wymagających dużych nakładów, przekraczających możliwości jednego przedsiębiorstwa lub udzielania kredytu przez bank.

W ciągu ostatnich tygodni oraz miesięcy najwięcej uwagi wokół rozwoju projektów pierwszej fazy morskich farm wiatrowych koncentrowano na współpracy Polskiej Grupy Energetycznej (poprzez spółkę zależną PGE Baltica) i duńskiego Ørsted.

Zaglądamy za kulisy obecnie dwóch najbardziej zaawansowanych projektów tych firm, które łączy partnerstwo po 50 proc. udziałów przy projektach Baltica 2 i Baltica 3. Łączna moc obu projektów to 2,5 GW, a powierzchnia wynosi 320 km kw. To więcej niż takie aglomeracje dla np. Gdańsk (262 km kw.). Oba projekty będą składać się z 209 turbin wiatrowych i 7 podstacji transformatorowych. 

Niełatwa współpraca

Inwestorzy, a więc PGE i Ørsted dzielą się po połowie nakładami inwestycyjnymi. Między inwestorami w ostatnich miesiącach nie panowała dobra atmosfera. Wynikało to z faktu, że PGE przesuwała termin podjęcia finalnej decyzji inwestycyjnej, a co było konsekwencją wciąż nie zamkniętego porozumienia z konsorcjum banków ws. finansowania projektu. Ten proces po stronie PGE przeciągał się, ale miało to być spowodowane czynnikami obiektywnymi jak zmiana zarządu w Grupie PGE i spółce celowej PGE Baltica oraz skomplikowaniem samej inwestycji. Dodatkowo banki pytają o stopę zwrotu inwestycji, zwłaszcza patrząc na rosnące koszty inwestycyjne projektów OZE po kryzysie energetycznym. Tłumaczenie sposobu kontraktacji komponentów, wydatkowania środków oraz modelu przychodu opartego na tzw. cenie maksymalnej trwa i zabiera wiele czasu, ale rozmowy mają być na ukończeniu. PGE zaprzeczało także, że proces ten zabiera tak długo czasu, bo banki czekają na decyzję dotyczącą wydzielenia elektrowni węglowych z całej Grupy PGE. – Ten temat nie jest przeszkodą w naszych rozmowach z bankami, które wiedzą na co zostaną przeznaczone środki czyli na zeroemisyjne źródła energii – słyszymy od PGE jeszcze na ostatnim sierpniowym spotkaniu dotyczącym łańcucha dostaw.

Wydłużające się rozmowy miały kilka miesięcy temu zaniepokoić Ørsted, który swoją część sfinansuje z kapitału własnego, niemniej czekanie jeszcze dłużej z decyzją inwestycyjną mogłoby zaszkodzić harmonogramowi realizacji inwestycji i znów podwyższyć koszty inwestycji. Strony miały jednak sobie wyjaśnić nieporozumienia oraz znaleźć możliwości, które skrócą długie rozmowy i procedury bankowe po stronie PGE. Wygląda na to, że spółkom się to udało i wraz z zakończeniem rozmów z bankami zostanie podjęta do końca roku finalna decyzja inwestycyjna.

Skąd przypłyną komponenty dla projektu Baltica 2

Instalacja pierwszych fundamentów dla projektu Baltica 2 może rozpocząć się na początku 2026 roku. Nadal nierozstrzygnięta jest kwestia, skąd komponenty dla tej farmy będą przypływać na teren budowy. PGE i Ørsted zakładają że będzie to terminal instalacyjny w Gdańsku, pod warunkiem, że inwestor terminala zdąży z z budową obiektu , a więc do końca 2025 r. Same terminy jednak wskazują już, że jeśli instalacja fundamentów ma rozpocząć się w 2026 r., to dowóz fundamentów z Gdańska wydaje się wręcz niemożliwy. Tu alternatywą jest duński port Rønne na wyspie Bornholm. Możliwa jest jednak nadal instalacja pozostałych elementów z Gdańska, w późniejszej fazie budowy farm. Oznacza, to że część komponentów będzie instalowana z zagranicznych portów. Można zatem wyobrazić sobie instalację fundamentów z jednego z zagranicznych portów, a turbin wiatrowych (a więc najbardziej kapitałochłonnej części projektu farm wiatrowych) już z Gdańska. Turbiny wiatrowe mogą bowiem być już instalowane w 2027 r.

Baltica 3 wychodzi z opóźnień 

Przed spółkami teraz także przejście do kolejnej fazy rozwoju drugiego projektu, a więc Baltica 3. Ta faza to pozyskiwanie dostawców komponentów oraz usług potrzebnych przy realizacji tego projektu mocy ok. 1 GW. Finalna decyzja inwestycyjna mogłaby zostać podjęta w 2027 r. Projekt ten został dotknięty wzrostem kosztów realizacji w efekcie pandemii, zerwanych łańcuchów dostaw wojny na Ukrainie, a to wszystko przełożyło się na wzrost kosztów nawet o 50 proc. Projekt może dostarczyć energię w 2030 r. Złapał on opóźnienie, co wynika z faktu, że proces kontraktacji trafił na szczyt kryzysu energetycznego, gdzie koszty nakładów inwestycyjnych były bardzo wysokie. W przypadku takich projektów jak Baltica 2, ale i projektu Orlenu Baltic Power udało się zakontraktować elementy po cenach sprzed szczytu kryzysu energetycznego. Szansą na spadek cen w przyszłości dla kolejnych projektów morskich farm wiatrowych będzie rozwój łańcucha dostaw i zwiększenia konkurencji wśród dostawców.

Branża chce zmian w aukcjach offshore

Przed PGE, ale i innymi uczestnikami projektu jak Polenergia czy Orlen są aukcje morskich fam wiatrowych na 2025 r. dla kolejnych projektów offshore, mniej zaawansowanych w rozwoju niż te, o których była mowa wcześniej. PGE jako 100 proc. właściciel, może w tej aukcji przedstawić projekt Baltica 1, Polenergia razem z norweskim Equinorem Bałtyk I. Do rywalizacji kolejne projekty szykuje Orlen.

Tu pojawia się jednak duży problem, a więc cena maksymalna, jaką firmy mogą otrzymać za wprowadzenie energii elektrycznej z tych farm do sieci. Czy istnieje mechanizm ceny maksymalnej? Kiedy cena energii na giełdzie jest powyżej ceny kontraktu, to właściciel farmy wiatrowej oddaje różnicę między ceną kontraktu a tą rynkową. Jeśli ta cena jest poniżej ustalonej, to wówczas Państwo dopłaca inwestorowi.

Część projektów może nie wystartować w aukcji, która miałaby się odbyć w połowie przyszłego roku. W tym wypadku „do tanga trzeba trojga", aby aukcja mogła się odbyć. Warunki, które proponuje resort mogą nie zachęcić do składania ofert. 

Ministerstwo Klimatu i Środowiska zaproponowało w tzw. rozporządzeniu cenowym wymagające warunki techniczne oraz zbyt niską – zdaniem inwestorów cenę – w wysokości 472 zł MW. Ma ona bazować na raportach z 2023 r. Od tamtego czasu jednak ceny znacznie się zmieniły i ponownie wzrosły. Zdaniem branży, cena powinna wynieść ponad 500 zł za MWh, wskaźnik wykorzystania moc elektrowni wiatrowy z 47 proc. powinien zostać obniżony, a odległość od miejsca wyprowadzenia sieci na ląd zwiększona z obecnych 80 km. Im większa odległość od ląd, tym wyższe nakłady inwestycyjne, które powinny być ujęte w zaproponowanej cenie maksymalnej. Jeśli odległość jest większa to i cena maksymalna powinna być wyższa. Branża odsyła do aukcji offshore z rynku brytyjskiego, gdzie ceny dla niektórych projektów przekraczały 500 zł za MWh po przeliczeniu z funtów na polską walutę. Wielka Brytania to znacznie bardziej rozwinięty rynek dostawców, gdzie koszty inwestycji można dzięki temu zoptymalizować, a mimo to nawet tam cena maksymalna była wyższa niż w Polsce. 

Branża obawia się, że zaproponowana cena wykluczy część projektów z mechanizmu aukcji offshore, które mają odbyć się w przyszłym roku, z powodu uwarunkowań lokalizacyjnych. – Branża morskiej energetyki wiatrowej od pewnego czasu zmaga się ze wzrostem CAPEX-u i OPEX-u, dlatego przyjęte założenia odbiegają od realiów rynkowych. Ponadto założone na poziomie 2 zł/MWh koszty bilansowania są za niskie. Jest to poziom nierealny a przez to nieakceptowalny. My już w 2022 r., podczas konsultacji rozporządzenia ws. I fazy rozwoju Offshore w Polsce, wskazywaliśmy kwotę 12 zł/MWh. W czerwcu 2024 doszło do reformy rynku bilansującego, co zwiększyło koszty bilansowania do 20 zł/MWh. To pokazuje z jakim wzrostem kosztów się zmagamy – komentuje Janusz Gajowiecki, prezes PSEW.