Niedawno pisałam, że ustalenie czy i jak mamy w Polsce wspierać morskie farmy wiatrowe, nie będzie proste. Niestety czarne scenariusze są coraz bardziej realne. Inwestorzy patrzą na całą sprawę z coraz większym zaniepokojeniem.

Przeczytaj też: PGE, Tauron i Enea razem wejdą w wiatr na morzu

Od samego początku jasne było, że w sprawie wysokości wsparcia nie obędzie się bez przeciągania liny. Ministerstwo Klimatu 16 lutego przedstawiło projekt rozporządzenia, zgodnie z którym inwestorzy mogą liczyć na gwarantowaną cenę sprzedaży energii z morskich wiatraków w wysokości 301,5 zł za megawatogodzinę. W branży zawrzało. Zaproponowana stawka jest nieco wyższa od obecnych cen energii, jednak ze względu na to, że morskie wiatraki jeszcze nigdy nie były w Polsce budowane, a ryzyko regulacyjne pozostaje duże, inwestorzy liczyli na wyższy poziom wsparcia szacowany na około 340 zł/MWh, czyli ok. 80 euro/MWh.

Stawka ma zagwarantować wyrówanie, jeśli właścicielom morskich wiatraków nie uda się uplasować energii na rynku po określonej cenie. To ważne zarówno jeśli chodzi o oczekiwaną stopę zwrotu z inwestycji, jak i pozyskanie finansowania. Banki preferują projekty, w których z góry wiadomo, ile pieniędzy będzie można zarobić.

Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej w stanowisku przesłanym do MKiŚ w ramach konsultacji zasugerowało, by cenę maksymalną podnieść nawet do 372,17 zł/MWh. Organizacja w punktach wskazała, które założenia przyjmowane przez rządowy zespół odbiegają od oczekiwań rynku (chodzi zarówno o ryzyko zmian kursowych, jak i np. dane makro, opodatkowanie infrastruktury). Kolejnym ważnym punktem, na który uwagę zwraca PSEW, są koszty bilansowania. Rząd przyjmuje, że będą one zerowe. PSEW szacuje natomiast, że wyniosą od 4 do 12 zł/MWh. Kwota wydaje się niewielka, jednak to istotny element rozliczenia kosztów inwestycji i eksploatacji wiatraków. Tych kilka procent przesądzi w 25-letniej perspektywie o tym, czy cały projekt będzie się opłacać.

Czym jest koszt bilansowania? W największym uproszczeniu to koszt wynikający z faktu, że mimo coraz dokładniejszych prognoz, ludzie nadal nie są w stanie ze stuprocentową dokładnością przewidzieć, ile energii w danej godzinie wyprodukują OZE (czyli wiatraki czy farmy słoneczne). Mimo tego, że prognozy wiatru i słońca cały czas są doskonalone, pogoda jednak nadal potrafi zaskoczyć. W efekcie powstają rozbieżności między tym, ile energii producenci energii zadeklarowali się dostarczyć, a tym, ile faktycznie mogą przesłać w danych warunkach atmosferycznych. System energetyczny tymczasem nie znosi niespodzianek. Jeśli faktyczna produkcja rozmija się z planem na dany dzień, potrzebne jest bilansowanie systemu (żeby zapewnić stabilne dostawy). W tym celu działa rynek bilansujący. Sprzedawcy kupują na nim energię w razie niedoboru lub sprzedają nadwyżki, gdy np. powieje mocniej od oczekiwań. Wiąże się to jednak z określonymi kosztami.

Tymczasem pełnomocnik rządu do spraw infrastruktury krytycznej, Piotr Naimski, w stanowisku przesłanym do resortu klimatu wkazuje, że jego zdaniem morskie wiatraki nie powinny w ogóle dostawać wsparcia z tytułu kosztów bilansowania. "Potencjalne ryzyko rynkowe (lub też potencjalne korzyści) związane z grą rynkową wytwórcy, ograniczone gwarancją pokrycia ujemnego salda, powinno zostać po stronie wytwórcy i nie być rekompensowane przez odbiorców końcowych" – czytam w stanowisku, jakie Piotr Naimski przesłał w ramach konsultacji.

Z jego pisma wynika, że jeśli nawet sprzedawca energii ponosi koszty transakcji na rynku bilansującym, to może je sobie zrekompensować w bieżących transakcjach na rynku hurtowym, wobec czego w dłuższym horyzoncie koszt bilansowania morskiej farmy wiatrowej jest neutralny i pomijalny. Rynkowa praktyka wskazuje jednak, że jest zupełnie inaczej. Transakcje na rynku bilansującym są zawierane z częstotliwością godzinową. Charakterystyczna cecha tego rynku jest taka, że ceny na nim rosną, gdy produkcja farm wiatrowych jest niższa od oczekiwań, a spadają, gdy turbiny kręcą się mocniej niż prognozowano. W efekcie sprzedawcy energii z OZE częściej dokupują energię częściej gdy jest droższa, a sprzedają po niższych cenach, gdy dochodzi do nadprodukcji. W efekcie firmy ponoszą realne i dalekie od zera koszty. Czy jednak branży wiatrowej uda się przekazać tę wiedzę politykom – trudno już dziś powiedzieć.

Drugim problemem jest to, że cała dyskusja odbywa się w ostatniej chwili. Zgodnie z ustawą promującą inwestycje w morskich farmach wiatrowych, inwestorzy muszą wystąpić o wsparcie najpóźniej do 31 marca. Tymczasem polemika, jakiej jesteśmy świadkami, opóźnia wydanie rozporządzenia w sprawie cen. Bez niego firmy nie mogą nawet wypełnić niezbędnych wniosków o wsparcie. A przypomnę, chodzi o inwestycje liczone w miliardach złotych. Niejeden raz słyszeliśmy ze strony polityków, że morska energetyka wiatrowa ma się stać kołem zamachowym polskiej gospodarki.

Zostały niespełna cztery tygodnie, w których inwestorzy szykujący projekty offshore wind o mocy 5,9 GW muszą złożyć do URE wnioski o wsparcie. Nieoficjalnie słyszę, że jeśli do połowy marca uda się rozstrzygnąć sprawę rozporządzenia cenowego, tych formalności jeszcze da się dopełnić. Jeśli ten termin nie zostanie dotrzymany, flagowe projekty wiatrowe na Bałtyku mogą stanąć pod znakiem zapytania.

Przeczytaj też: Zostań udziałowcem farmy fotowoltaicznej

Czy skończy się na kompromisie? Takie podejście zasugerowało Ministerstwo Aktywów Państwowych, które zaproponowało, by maksymalna stawka, o którą inwestorzy będą mogli występować do Urzędu Regulacji Energetyki, wynosiła 325,62 zł/MWh.

Jedno jest pewne - żaden z krajów UE, które są dzisiaj liderami morskiej energetyki wiatrowej, nie zaczynał bez systemu wsparcia dla inwestorów. Jeśli i w Polsce nie zapadną szybkie decyzje w tej sprawie, sprawa opóźni się o kolejne lata. Tymczasem wśród firm liczących na rozwój branży offshore są też krajowe spółki energetyczne. Do ubiegania się w marcu o 25-letnie kontrakty kwalifikują się projekty rozwijane przez: PGE i Ørsted, Orlen i Northland Power, Polenergię i Equinora, a także BTI/RWE i Ocean Winds (alians Engie i EDPR).