Europejski offshore nie chce podzielić losów Ameryki

Morskiej energetyce wiatrowej w Europie pomogłoby zobowiązanie do oferowania 10 GW rocznie przez dziesięć lat w kontraktach różnicowych. Koszt systemu w Polsce: nawet 146 mld euro w ciągu kilku dekad.

„Potrzebne są szybkie i zdecydowane działania, aby uniknąć ryzyka, że branża (morskiej energetyki wiatrowej – red.) wpadnie w spiralę spadkową. Bez takich działań nawet uzgodnione projekty europejskie mogą zostać anulowane, co odzwierciedlałoby niepowodzenia obserwowane w Stanach Zjednoczonych” – wskazują eksperci koncernu energetycznego Ørsted w raporcie „Morska energetyka wiatrowa na rozdrożu”, który dziś został oficjalnie zaprezentowany.

Pod koniec 2023 r. spółka wycofała się z realizacji projektów na wschodnim wybrzeżu USA w związku z nieopłacalnością inwestycji wywołanej rosnącymi kosztami. Teraz apeluje o podjęcie wspólnego europejskiego zobowiązania, zgodnie z którym rządy zobowiązałyby się do „aukcji 10x10” – przez 10 lat, od 2031 do 2040 r., co roku kontrakty różnicowe (CfD) miałyby objąć co najmniej 10 GW mocy morskiej energetyki wiatrowej.

Kontrakty różnicowe zapewniają przewidywalność i niższy koszt kapitału dla offshore

Kontrakty różnicowe nie są regułą w Europie. A jak przekonuje Ørsted, zapewniają one większą stabilność i przewidywalność dla branży i gospodarstw domowych. W ramach CfD, spółka podczas licytacji oferuje cenę sprzedaży energii na następne lata. Aukcję wygrywa najlepsza oferta. Jeśli cena na rynku jest później wyższa, inwestor „oddaje” nadwyżkę. Jeśli cena rynkowa jest niższa – państwo dopłaca inwestorowi.

Według Ørsted gwarantowałoby to nie tylko pewność dla inwestora, ale też ułatwiało finansowanie inwestycji. W raporcie czytamy, że obniżyłoby to średni ważony koszt finansowania projektów (WACC) o 2 pkt proc.

– Kontrakty różnicowe, które obowiązują m.in. w Polsce, są jednym ze sposobów na zapewnienie inwestorom i łańcuchowi dostaw pewności. To pomaga zmobilizować kapitał, ponieważ inwestycja jest przewidywalna. Eliminuje też niepewność dla społeczeństwa, które wie, jak będą kształtowały się koszty energii z morskiej energetyki wiatrowej w najbliższych 20 czy 30 latach. To chroni konsumentów przed takimi wzrostami cen gazu czy ropy, jakie obserwowaliśmy w 2022 r., kiedy rządy musiały dopłacać do rachunków gospodarstw domowych – przekonuje w rozmowie z DGP Duncan Clark, dyrektor ds. rozwoju na Europę w Ørsted.

Koszty morskiej energetyki wiatrowej spadły, by potem wzrosnąć

Skąd wzięły się obecne problemy sektora? W dużej mierze ze wzrostu kosztów. Ørsted wskazuje, że koszt wytworzenia energii z wiatru na morzu w Europie Północnej w latach 2015–2020 spadł o ok. 70 proc., by do 2024 r. wzrosnąć o 50 proc. Jak tłumaczy Clark, koszty związane z morską energetyką wiatrową poszły w górę tak szybko, że w wielu krajach ramy regulacyjne nie były w stanie się do tego dostosować.

– Niepewność kaskadowo przenosi się na cały łańcuch dostaw, tym bardziej że wiele celów krajowych związanych z morską energetyką wiatrową dotyczy budowy w tym samym okresie. Szczyt popytu przewiduje się na lata 2029–2032. A dostawcy nie chcą inwestować w zakłady produkcyjne, żeby odpowiedzieć na szczytowy popyt, który będzie trwał cztery lata, a następnie ponownie zmniejszyć skalę działalności – mówi.

Rozmówca DGP przekonuje jednak, że offshore nadal jest konkurencyjny. – Oszczędności na zakupie paliw kopalnych związane z tym, że do europejskiego systemu wejdzie morska energetyka wiatrowa, są rzędu 70 mld euro do 2040 r. Przekłada się to na 30-proc. spadek cen elektryczności w Europie do 2040 r. – mówi.

Skąd więc potrzeba kontraktów różnicowych? - Morska energetyka wiatrowa to aktywa o bardzo długiej żywotności, a niepewność na rynku energii jest duża. Bez kontraktów różnicowych nie wiadomo więc, jaką cenę inwestor uzyska za aktywa, do zbudowania których dziś się zobowiąże – podkreśla Clark.

Pierwsza aukcja drugiej fazy offshore już w tym roku

W Polsce trwają prace nad przepisami dotyczącymi realizacji projektów tzw. drugiej fazy offshore. Pierwsza aukcja na 4 GW ma odbyć się już w tym roku. Od stycznia znamy maksymalne ceny za energię, którą będą mogli zaproponować inwestorzy. W zależności od obszaru inwestycji, będzie to od 485,71 zł do 512,32 zł/MWh.

Według oceny skutków regulacji do projektu rozporządzenia, szacunkowe koszty wsparcia (dla 17,9 GW mocy, czyli projektów obu faz) wyniosą ok. 145,66 mld euro. To może przełożyć się na wysokość opłaty OZE i podniesienie ceny energii elektrycznej średnio ok. 0,10 zł/kWh. Ministerstwo klimatu przewiduje jednak, że wsparcie „docelowo spowoduje spadek cen hurtowych energii, co przełoży się na spadek cen ponoszonych przez odbiorców końcowych w taryfach”. MKiŚ powołuje się na dane Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, według których ceny energii będą nawet o 50 proc. niższe niż gdyby projekty drugiej fazy nie zostały zrealizowane.

Niepewność co do przyszłych polskich projektów zasiał jednak pod koniec roku Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych, który w rozmowie z DGP powiedział: „W pewnym momencie będziemy musieli odpowiedzieć sobie na pytanie: jaki rozstrzał cenowy między energetyką wiatrową morską a lądową jest uzasadniony z punktu widzenia efektywności obu rodzajów źródeł”.

Ørsted jest zaangażowany w projekt pierwszej fazy – Baltica 2, który realizuje razem z PGE. Na początku roku spółki podjęły ostateczną decyzję inwestycyjną dotyczącą wartego ok. 30 mld zł projektu. – Zrealizowaliśmy już ponad 30 projektów morskich farm wiatrowych. Każdy był inny, a Balticę 2 wyróżnia realizacja w partnerstwie i sposób finansowania. We wspólnym przedsięwzięciu partnerzy mają po 50 proc. udziałów. PGE – finansuje swoją część inwestycji w formule project finance, zaś Ørsted finansuje projekt z kapitału własnego. Baltica 2 to największy projekt morskiej energetyki wiatrowej w Polsce, który dostarczy czystą energię dla ponad 2,5 mln gospodarstw domowych w kraju – przekonuje Duncan Clark. ©℗