W polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej powstaje obecnie 7 morskich farm wiatrowych o 5,9 GW łącznej mocy zainstalowanej. W sumie łączne nakłady na ich projektowanie i budowę można szacować na co najmniej 70-80 mld zł. Na razie inwestorzy skupieni są na pracach przygotowawczych, które mogą pochłonąć 2,6 mld zł. Jednocześnie w największych projektach rozpoczęto już kluczowy etap – wybór dostawcy turbin, które odpowiadają za ok. 40% nakładów.

Polska deklaruje osiągniecie co najmniej 23% udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. (w elektroenergetyce – co najmniej 32% netto, w ciepłownictwie i chłodnictwie – przyrost 1,1 pkt proc. r/r., w transporcie – 14%). Zgodnie z Polityką energetyczną Polski do 2040 r., transformacja energetyczna ma opierać się na trzech filarach: sprawiedliwej transformacji, zeroemisyjnym systemie energetycznym oraz dobrej jakości powietrza. Filar drugi ma być oparty w głównej mierze o morską energetykę wiatrową i energetykę jądrową, stabilizującą polski system elektroenergetyczny a także o energetykę lokalną i obywatelską.

Szczególną rolę w realizacji tego celu mają odegrać, ze względu na spodziewany rozwój technologiczny, morskie farmy wiatrowe, które mają powstać w wyłącznej strefie ekonomicznej Polski na Morzu Bałtyckim. Wartość CAPEX tego komponentu PEP 2040 szacowana jest na 140 mld zł, dlatego rozwój morskiej energetyki wiatrowej (MEW) jest strategiczną decyzją polskiego rządu dotyczącą rozwoju kluczowych kompetencji w tym zakresie, pozwalających na dalszy dynamiczny rozwój gospodarczy w Polsce. Zgodnie z PEP 2040 r., moc zainstalowana morska energetyki wiatrowej osiągnie: około 5,9 GW w 2030 r., i wzrośnie w ciągu kolejnej dekady o 5,1 GW, by osiągnąć ok. 11 GW mocy zainstalowanej w 2040 r.

Obecnie w fazie przygotowawczej znajduje się siedem projektów o łącznej  mocy 5,9 GW. Wszystkie projekty otrzymały – na podstawie decyzji administracyjnych prezesa Urzędu Regulacji Energetyki – prawo do pokrycia ujemnego salda w odniesieniu do energii elektrycznej, która zostanie wytworzona i wprowadzona do sieci. Cenę za 1 MWh w tzw. kontrakcie różnicowym wyznaczono na 319,6 zł. Udzielone wsparcie musi być jeszcze notyfikowane w Komisji Europejskiej (wniosek w tej sprawie, jako pierwsze złożyły Baltica-2 i Baltica-3 – uzupełnienie z 2 listopada 2021 r.).

Największy udział w portfelu projektów morskich farm wiatrowych, które mają powstać w ramach I etapu budowy MEW w Polsce, pod względem mocy zainstalowanej mają właśnie spółki Baltica-2 (budująca farmę o mocy 1 498 MW) i Baltica-3 (1 045 MW), czyli 42,4%. To joint ventures 50/50 PGE Polskiej Grupy Energetycznej, lidera polskiego rynku energetycznego i Ørsted Wind Power AS, spółki odpowiedzialnej za offshore w ramach duńskiego koncernu energetycznego Ørsted, także kontrolowanego przez państwo.

Drugie miejsce przypadło konsorcjum Polenergii, notowanej na warszawskiej giełdzie prywatnej zintegrowanej grupie energetycznej (kontrolowanej przez Dominikę Kulczyk) oraz norweskiej spółki Wind Power AS, należącej do Grupy Equinor (niegdyś Stadtoil, państwowego koncernu, prowadzącego działalność głównie w zakresie poszukiwania i produkcji ropy naftowej i gazu ziemnego, działającego w ponad 30 krajach), które rozwijają dwa bliźniacze projekty MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III o łącznej zainstalowanej mocy 1 440 MW. Obaj inwestorzy mają po 50% udziałów w obu j.v. Ich udział w I etapie wynosi 24,4%.

Trzecie miejsce z udziałem 20,3% ma projekt farmy wiatrowej o mocy do 1 200 MW realizowana przez spółkę celową Baltic Power, której udziałowcami są PKN Orlen (51%) i holenderska spółka NP. Baltic Wind BV – zależna od kanadyjskiego koncernu Northland Power Inc. (49%).

Kolejne dwa projekty farm, choć będą realizowane również przez doświadczonych inwestorów branżowych, są dużo mniejsze. Projekt C-WIND Polska Sp z. o.o., za który odpowiada Ocean Winds Offshore SL (joint venture pomiędzy hiszpańskim – a de facto portugalskim – EDP Renewables S.A. oraz francuskiego koncernu energetycznego ENGIE S.A.) będzie miał moc 369,5 MW. Z kolei Baltic Trade and Invest, którego 100-proc. udziałowcem jest holenderska spółka celowa RWE Renewables International Participations B.V., kontrolowana przez niemiecki koncern energetyczny RWE.

Informacje na temat projektów prezentujemy w tabeli na naszej podstronie https://cleanerenergy.pl/morska-energetyka-wiatrowa/, do której dane zebraliśmy na podstawie raportów „Plany łańcucha dostaw materiałów i usług”, które inwestorzy złożyli do URE, aby uzyskać wsparcie w postaci kontraktu różnicowego, komunikatów giełdowych spółek, informacji prasowych oraz publicznych wypowiedzi przedstawicieli spółek celowych, czy ich udziałowców. Dodatkowo, choć są informacje publiczne, chcąc dochować szczególnej staranności, poprosiliśmy o ich autoryzację i ew. uzupełnienie (zrobił to PKN ORLEN, czekamy na dane od pozostałych firm). Dane w tabeli będą aktualizowane na bieżąco, tak by nasi użytkownicy mieli jak najlepsze źródło informacji o powstających farmach w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej na Bałtyku.

Faza inwestycyjna projektów (projektowanie i budowa morskich farm wiatrowych) będzie realizowana w latach 2021–2030, i powinna rozpocząć się najpóźniej 1–2 lata przed datą uruchomienia. Morskie farmy wiatrowe będą oddawane do użytku sukcesywnie, najprawdopodobniej od 2026 r. Okres eksploatacji przewidziany w mechanizmie wsparcia dla tych farm wiatrowych to 25 lat. Faza eksploatacyjna będzie przypadać więc na lata 2026–2055.

Rząd zdecydował się na budowę morskich farm wiatrowych w naszej strefie przybrzeżnej Bałtyku, ze względu na ich spodziewany rozwój technologiczny, a więc co raz większą produktywność – wynoszącą od 40-60%, a dla naszych wód wartość współczynnika wykorzystania mocy szacowana jest na 45,6% (a więc na poziomie zbliżonym do nowoczesnych wysokosprawnych elektrowni cieplnych). Koszty inwestycji w farmy wiatrowe na morzu kształtują się na poziomie niższym niż jeszcze przed kilkoma laty. W 2015 roku CAPEX takich projektów wynosił średnio 4,5 mln euro/MW, by w 2018 r. przeciętnie było to około 2,5 mln euro/MW.

W uzasadnieniu do rozporządzenia w sprawie ceny maksymalnej za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci w złotych za 1 MWh, będącej podstawą rozliczenia prawa do pokrycia ujemnego salda Ministerstwo Klimatu i Środowiska oszacowało nakłady w przedziale 2,48-2,64 mln euro/MW, przy czym dla 2026 roku średni CAPEX oszacowano na poziomie 11,37 mln PLN/MW, dla 2027 roku na 11,01 mln zł/MW oraz na 10,68 mln zł/MW w 2028 r. W projekcie rozporządzenia, uwzględniając te nakłady, produktywność, itd., resort zaproponował 301,5 zł /MWh, czyli ok. 70 euro/MWh, jako cenę energii, proponowaną dla wsparcia w kontrakcie różnicowym. Według wyliczeń firmy konsultingowej EY, ostatecznie nakłady będą co najmniej 20% wyższe, co oznaczałoby przedział 2,98-3,17 mln euro/MW. Wyliczenia MKiŚ oprotestowali inwestorzy, uwagi zgłosiło też Ministerstwo Aktywów Państwowych (Skarb Państwa posiada kontrolne pakiety akcji w PGE oraz PKN ORLEN), które oczekiwało co najmniej 325,62 zł/MWh. Z kolei Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej proponowało nawet 372,17 zł/MWh. Ostatecznie MKiŚ, uwzględniając część postulatów zdecydowało się podnieść cenę o 6% do 319,6 zł/MWh.

PGE Polska Grupa Energetyczna szacuje nakłady inwestycyjne na dwa projekty na 30-40 mld zł, co daje dość duży przedział, bo 12-16 mln zł/MW mocy zainstalowanej elektrowni, które planuje postawić na Bałtyku. Szacunki Polenergii to 16,13-18,22 mld zł, czyli 11,2-12,7 mln zł/MW. Z kolei PKN ORLEN szacuje niezbędne nakłady na ok. 14 mld zł, co dawałoby 11,7 mln zł/MW. Pozostałe firmy nie ujawniły swoich spodziewanych nakładów –uwzględniając pierwotne szacunki MKiŚ (w tym przyjęty kurs wymiany 4,31 euro/zł z 5 lat, wobec średniego kursu euro w wysokości 4,54 zł w ciągu ostatniego roku), można je wyznaczyć na 4- 4,2 mld zł, dla projektu C-WIND Polska, i dla Baltic Trade and Invest na poziomie 3,7-4 mld zł. Te projekty, choć dużo mniejsze od liderów, też muszą ponieść koszty podłączenia do systemu elektroenergetycznego podmorskim kablem eksportowym, a następnie poprzez infrastrukturę podziemną do stacji elektroenergetycznej, które są na zbliżonym poziomie dla wszystkich. Wydatki Ocean Winds i RWE mogą być więc wyższe. W sumie więc łączne nakłady można szacować na co najmniej 68-80 mld zł, a uwzględniając margines EY, na: 81,4-96,5 mld zł.  

Na razie inwestorzy skupieni są na pracach przygotowawczych, które stanowią tylko część tych budżetów. Polenergia oraz Wind Power z grupy kapitałowej Equinor, czyli wspólnicy spółek projektowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III,  które będą budować dwie farmy o łącznej mocy 1,44 GW zatwierdzili w ostatnim czasie wartość budżetów obu projektów, obejmujących okres do podjęcia ostatecznej decyzji inwestycyjnej i rozpoczęcia budowy, na do 630 mln zł (data podjęcia decyzji została przesunięta nieznacznie z IIIQ2023 na 2024 r.). Wcześniejsze szacunki wydatków na prace przygotowawcze opiewały na 307-385 mln zł, a więc zostały zweryfikowane w górę o 63-105%. Jeśli więc uznać informacje Polenergii za rynkowy benchmark, wydatki przygotowawcze wszystkich inwestorów przy siedmiu projektach mogą wynieść 2,58 mld zł. Prace przygotowawcze to m.in.: badania geologiczne dna morskiego, pomiary wietrzności i analiza produktywności, studium meteorologiczno-oceanograficzne, które mają pomóc w przygotowaniu koncepcji technicznych, a następnie projektów farm oraz przyłączy.

Jednocześnie inwestorzy, którzy planują budowę farm rozpoczęli kluczowy etap – wybór dostawcy turbin, które odpowiadają za ok. 40% planowanych nakładów. Determinują też w znacznym stopniu rozwiązania techniczne zastosowane przy budowie elektrowni. Wybór jest ograniczony do kilku producentów turbin: duńskiego MHI Vestas, amerykańskiego General Electric, niemiecko-hiszpańskiego j.v. Siemens Gamesa, niemieckiego Nordeksu oraz chińskiego Goldwinu. Na razie tylko PKN Orlen zdecydował o wyborze partnera technologicznego – został nim amerykański koncern GE (firma ma Goleniowie pod Szczecinem jedną z kilkunastu fabryk łopat wirnikowych należących do duńskiego do LM Wind Power, przejętego w 2017 r). Wydaje się, że GE będzie także dostawcą turbin. Pozostali inwestorzy dają sobie czas na dokonanie wyboru do 2022 r. Podjęcie ostatecznej decyzji inwestycyjnej planowane jest przez właścicieli projektów na od 2023 r., do nawet asekuracyjnie na IQ2025.

Zainteresowanie budową morskich farm w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej nie maleje. 17 października br. PGE Polska Grupa Energetyczna, Enea oraz Tauron Polska Energia podadzą szczegóły porozumień dotyczących współpracy w zakresie morskiej energetyki wiatrowej. Wcześniej po powołaniu j.v. informowały ZE PAK, największa prywatna grupa energetyczna w Polsce oraz duński Ørsted. Także PKN ORLEN nie zamierza poprzestać na projekcie Baltic Power – chce się ubiegać o nowe koncesje na Bałtyku, także w litewskiej wyłącznej strefie ekonomicznej.

t.brzezinski@cleanerenergy.pl