fot: Krystian Krawczyk
Dla wszystkich aukcji cenę wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej określono na 364 zł za kW
fot: Krystian Krawczyk
Moc morskich farm wiatrowych rzędu 18 GW obniży cenę hurtową energii o 50 proc. w stosunku do scenariusza z 6 GW - wynika z zaprezentowanej we wtorek analizy Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej. Branża apeluje o terminową aukcję dla offshore w 2025 r.
Według PSEW, cena spadnie o 40 proc., jeśli moc morskich farm sięgnie 14 GW. Stowarzyszenie oszacowało też, że w scenariuszu 18 GW odbiorcy energii elektrycznej sumarycznie do 2040 r. zapłacą za nią o 60-70 mld zł mniej.
Tylko pełna realizacja ambitnego programu 18 GW może wpłynąć na trwałe obniżenie cen hurtowych. Jeśli zostaniemy przy 6 GW, ceny będą zasadniczo wyższe - ocenił prezes PSEW Janusz Gajowiecki. Dlatego, zarówno według niego, jak i inwestorów, zasadnicze znaczenie dla rozwoju offshore ma pomyślne przeprowadzenie planowanej na 2025 r. aukcji w ramach II fazy rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Wszystkie aukcje II fazy zakładają budowę 12 GW.
Aby aukcja mogła się odbyć, muszą znaleźć się w niej trzy spełniające określone warunki projekty. W ocenie inwestorów, są szanse, aby w aukcji wystartowały cztery podmioty. Ministerstwo klimatu zaproponowało dla tej aukcji cenę maksymalną na poziomie 471,83 zł za MWh. Aukcja ma charakter konkurencyjny, jeden z oferentów zawsze musi z niej odpaść. Dlatego oferty inwestorów są w takim mechanizmie niższe od ceny maksymalnej.
Inwestorzy przestrzegają jednak, że ministerstwo klimatu do obliczenia ceny maksymalnej wzięło pod uwagę zdezaktualizowane parametry, a niektórych wydatków nie wzięło pod uwagę w ogóle.
Jak zwracali uwagę prezes Orlen Neptun Janusz Bil, metodyka MKiŚ bazuje na amerykańskim modelu NREL z cenami z 2022 r., podczas gdy nowszy model NREL pokazuje już na 2023 r. 40 proc. wzrost nakładów inwestycyjnych. Dodatkowo, jak zauważył Bil, w warunkach obecności na Bałtyku agresywnego, prowadzącego wojnę państwa, niezbędne są wydatki na ochronę dużej ilości infrastruktury. Są to duże koszty, nie uwzględnione - w naszej ocenie - w cenie maksymalnej - powiedział.
Z kolei prezes PGE Baltica Bartosz Fedurek oceniał, że żyłowanie cen w aukcjach może skłaniać inwestorów do sięgania po rozwiązania tańsze, na przykład chińskie. A niekoniecznie nam o to chodzi w Polsce - ocenił. Fedurek podkreślał, że aukcja w 2025 r. jest potrzebna po to, aby na polskim rynku nie powstała luka inwestycyjna między projektami I i II fazy offshore. Aukcje powinny odbywać się regularne, aby nie kumulować popytu w określonych momentach, bo to prowadzi do wzrostu cen - dodał Janusz Bil.
Cena maksymalna powinna umożliwiać realizację także projektów droższych, które kosztują więcej z powodu większej odległości od brzegu, głębokości morza, długości kabli; cena maksymalna to inna cena niż ta wykonania danego projektu - zauważył prezes Equinor Polska Michał Kołodziejczyk. Parametry aukcji powinny być takie, żeby wszystkie projekty mogły się w nich zmieścić - dodał prezes Polenergii Jerzy Zań.
Janusz Gajowiecki przypomniał, że cena to niejedyny element aukcji, a dopuszczenie projektów warunkowane jest szeregiem kryteriów i parametrów. Gajowiecki podkreślił, że postulaty branży zostały zauważone w ministerstwie klimatu, które pracuje nad ostateczną wersją rozporządzenia o cenie maksymalnej na 2025 r. i nie chodzi jedynie o cenę maksymalną. Z deklaracji inwestorów wynikało natomiast, że widzieliby cenę maksymalną w przedziale 500-600 zł za MWh.
Aukcje II fazy rozwoju offshore, w trakcie których może zostać przyznane prawo do tzw. pokrycia ujemnego salda, zostały zaplanowane na lata 2025, 2027, 2029 oraz 2031 i mają umożliwić powstanie odpowiednio 4 GW, 4 GW, 2 GW i 2 GW mocy zainstalowanej.
