Do morskiego wiatru możemy dopłacić miliardy

Zakończona aukcja na kolejne morskie farmy wiatrowe wywołała dyskusję o cenie prądu z tych instalacji. Zdaniem części ekspertów jest ona za wysoka i możemy dopłać do wiatraków na morzu. Prąd z lądowych jest o wiele tańszy.

Pierwsze morskie farmy wiatrowe powstają już na Bałtyku. Budowane są w ramach tzw. fazy przedaukcyjnej. Do końca lat 20. ich moc sięgnie 5,9 GW. Cena prądu z tych instalacji nie budzi kontrowersji. Jednak energia z drugiej fazy rozwoju wiatraków będzie droższa, co pokazała ostatnia aukcja offshore. 

W drugiej fazie budowy farm zorganizowano 17 grudnia aukcję na prawa do wsparcia ich działania. Kontrakty dostały spółki Orlenu, PGE oraz Polenergii i Equinora. Odpadł jeden projekt należący do PGE. Powstać mają instalacje o łącznej mocy 3,4 GW.

Najniższą cenę – 476,88 zł/MWh wylicytowała położona w pobliżu Choczewa morska farma wiatrowa spółki Orlen Neptun pod nazwą Baltic East, o mocy 900 MW. Jest najbliżej lądu i dzięki mniejszym kosztom mogła uzyskać niższą cenę.

Wyższą – 489 zł/MWh, uzyskał projekt PGE zwany PGE Baltica 9 z Ławicy Słupskiej, o mocy 985 MW. Jako ostatnia, z najwyższą ceną 492,32 zł/MWh, wsparcie otrzymała farma Polenergii i Equinora zwana MFW Bałtyk 1 (Ławica Środkowa, na północny-zachód od Ławicy Słupskiej). Wygrała z projektem PGE, Balticą 1.

– Wygrana aukcja daje zielone światło dla możliwości realizacji naszego największego projektu morskiej energetyki wiatrowej. Polenergia jako pierwsza była gotowa do aukcji, co pokazuje naszą determinację, a efektywność kosztowa i sprawność operacyjna pozwoliła ją wygrać. To ogromny wzrost wartości dla spółki oraz jej akcjonariuszy – komentuje Dominika Kulczyk, przewodnicząca Rady Nadzorczej Polenergii.

PGE wystawiło do aukcji zwycięski projekt (Baltica 9). Spółka nabyła aktywa od firm Carmagnola i RWE Offshore Wind Poland. Baltica 9 przejmie decyzję środowiskową dla części obszaru, gdzie znajduje się ten projekt. PGE także kupuje od RWE spółkę RWE Offshore Wind Poland mającą projekt FEW Baltic II, z kontraktem różnicowym z pierwszej fazy. Będzie miał moc 350 MW, a znajduje się przy Baltica 9. Wspólnie będzie to 1,3 GW.

– Decyzja środowiskowa dla tego akwenu skróciła ścieżkę projektową Baltica 9 o około cztery lata – komentuje dla „Rzeczpospolitej” Bartosz Fedurek,  prezes PGE Baltica.

W ramach zdobytych tzw. kontraktów różnicowych inwestorzy będą sprzedawali energię po cenach, jakie zaoferowali w aukcjach. Jeśli cena prądu na giełdzie spadnie poniżej tej stawki, państwo dopłaci im różnicę. Gdy cena rynkowa będzie wyższa, inwestor będzie zwracał nadwyżkę państwu.

Foto: Tomasz Sitarski

Szansa na niższą cenę

Jak mówi nam Maciej Mierzwiński, prezes firmy doradczej CEE Energy Group, dzięki aukcji rynek otrzymuje czytelny sygnał, że ambicja budowy 18 MW mocy na morzu jest aktualna, pomimo proponowanych korekt w Krajowym Planie na Rzecz Energii i Klimatu. Mierzwiński uważa, że krajowy łańcuch dostaw może się rozwijać, tym bardziej, że dzięki działaniom Ministerstwa Aktywów Państwowych rosną szanse na większy udział polskich firm w realizacji drugiej fazy offshore, a nawet w dokończeniu pierwszej. 

Ceny aukcyjne poniżej 500 zł/MWh pokazują, że deweloperzy zoptymalizowali koszty. Spółki ich jednak nie podają. Bazując na informacjach firm z pierwszej fazy możemy szacować koszt 1 GW na ponad 20 mld zł. Mierzwiński uważa, że koszty budowy i eksploatacji będą prawdopodobnie spadać, bo krajowi inwestorzy szybko powiększają kompetencje zakupowe, zarządcze, planistyczne. – W niektórych pakietach zakupowych mogą wykorzystywać niższe obłożenie dostawców, którzy czekają na powtórzenie aukcji w krajach Europy Zachodniej. Może więc okazać się, że w długim terminie będzie taniej – wskazuje Mierzwiński.

Prezes PGE Baltica też widzi szansę na obniżenie kosztów. – W 2026 r. chcielibyśmy wznowić kontraktację dla naszego projektu Baltica 3 (w ramach pierwszej fazy – red.) – mówi. Chce wykorzystać to, że w sektorze offshore trwa korekta.

Jeśli nie na lądzie, to na morzu

Patrząc na wcześniejsze rozmowy o cenach maksymalnych, od których rozpoczynały się aukcje, finalne stawki wydają się dla firm minimum, jakie mogły zaakceptować nie ryzykując strat. – Pierwotnie spółki proponowały, aby ceny maksymalne były wyraźnie wyższe niż 500 zł/MWh. Dzięki mechanizmowi aukcji udało się zbić cenę poniżej 500 zł – mówi Andrzej Kędzierski, analityk BM Pekao.

Trzeba jednak pamiętać, że inne technologie są tańsze. – Lądowa energetyka wiatrowa jest dzisiaj najbardziej konkurencyjna i jest znacznie tańsza niż morskie farmy wiatrowe. Wedle naszych szacunków koszt megawatogodziny z wiatru na lądzie to obecnie 340 zł, wliczając nakłady inwestycyjne, koszt kapitału, koszty operacyjne i koszty profilu pracy takiej instalacji. Nieco drożej wypada fotowoltaika (440 zł), głównie przez wysokie koszty profilu. Wiatr na morzu z drugiej fazy to koszt ekonomiczny ok. 530 zł za MWh. To jedna z najdroższych technologii – mówi Kędzierski.  Atutem morskiej energetyki są lepsze warunki wietrzne, co poprawia ich efektywność. – Nadal jednak ten parametr nie jest wyższy wprost proporcjonalnie do nakładów inwestycyjnych, które uzasadniałyby inwestycje – mówi.

Farmy drugiej fazy będą gotowe do pracy w 2033 r. – Biorąc pod uwagę wzrost inflacyjny o 2,5 proc. rocznie to koszt może wynieść ok. 590 zł/MWh. Wedle naszych prognoz, cena (giełdowa – red.) energii na 2033 r. może wynieść 390 zł/MWh. Oznaczałoby to, że w ramach kontraktu różnicowego podatnik może dopłacać ok. 200 zł/MWh – szacuje Kędzierski. Jego zdaniem może to przełożyć się na wzrost tzw. opłaty OZE, która jest częścią naszych rachunków za prąd. Do projektów offshorowych Polacy być może będą dopłacać kilka miliardów złotych rocznie. – Dla porównania cena dla projektów pierwszej fazy po waloryzacji na 2025 r. wynosi ok. 443 zł/MWh – wskazuje analityk.

Podobnego zdania jest Piotr Maciołek, analityk rynku energii. – Zakładam, że ceny na giełdowym rynku spotowym, kiedy farmy wiatrowe drugiej fazy zaczną działać, będą niższe, aniżeli ceny w aukcjach. Oznacza to, że budżet może dopłacić 100–150 zł/MWh i do projektów drugiej fazy możemy dopłacać każdego roku ok. 2 mld zł. Ale alternatywy nie ma za dobrej, zwłaszcza że rozwój tańszego wiatru na lądzie nadal jest znacząco ograniczony – mówi (pisowska ustawa odległościowa, blokująca od 2016 r. rozwój wiatraków na lądzie, została za nowej koalicji tylko w części zliberalizowana – red.).

Warto jednak podkreślić, że wysokie koszty przyłączenia farm wiatrowych offshore do sieci ponoszą inwestorzy, co także przekłada się na cenę. W innych krajach te koszty bierze na siebie operator sieci.

Prezes PGE Baltica Bartosz Fedurek: – Nie chodzi o to, żeby wygrać aukcję i krótkoterminowo chwalić się niską ceną, lecz by faktycznie zrealizować inwestycję i dać pewność systemowi elektroenergetycznemu oraz krajowemu łańcuchowi dostaw. Cieszy nas, że aukcja zakończyła się wyraźnie poniżej psychologicznego poziomu 500 zł/MWh, mimo że w latach 2022–2024 koszty technologii offshore istotnie rosły na świecie – wskazuje. – Zaproponowaliśmy najbardziej racjonalny poziom kosztów – podkreśla.