Offshore: Koszty polskich farm wiatrowych na morzu wreszcie ujawnione | Co do zasady

16 lutego 2021 r. Ministerstwo Klimatu i Środowiska przedstawiło do konsultacji publicznych projekt 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. Kwotę tą określono na poziomie 301,5 zł/MWh (approx. 67 EUR/MWh). Oznacza ona, że właśnie taka będzie maksymalna wysokość wsparcia przez państwo polskie farm wiatrowych budowanych na polskim obszarze Morza Bałtyckiego, która zostanie udzielona w ciągu najbliższych 4 miesięcy.

Z tej pierwszej tury wsparcia, udzielanej w formie indywidualnych decyzji prezesa URE, będą mogły skorzystać projekty o mocy łącznie nie przekraczającej 5,9 GW. W wyścigu o te pieniądze na prowadzenie wysunęły się państwowe spółki energetyczne, PGE we współpracy z duńskim Orsted i Orlen we współpracy z kanadyjskim Northland Power, prywatna Polenergia, wznosząca farmy wiatrowe na morzu razem z norweskim Equinor, Ocean Wind oraz niemiecka RWE.

Czynniki składające się na wynik 301,5 zł/MWh

Przy ustalaniu ceny maksymalnej wzięto pod uwagę koszty inwestycyjne farmy wraz z infrastrukturą techniczną i przyłączeniową, koszty operacyjne funkcjonowania farmy, dodatkowe koszty inwestycyjne ponoszone w okresie eksploatacji, koszty likwidacji farmy oraz uzasadniony zysk z inwestycji. W czynnikach kształtujących LCOE farm morskich uwzględniono przy tym takie czynniki jak:

• prędkość wiatru, która bezpośrednio wpływa na capacity factor farmy,
• odległość od brzegu, wpływająca na długość kabla łączącego farmę z siecią (interconnection to the grid) oraz czas, a przez to koszty instalacji, eksploatacji i serwisowania farmy,
• głębokość akwenu,
• rozwój technologii morskich farm wiatrowych,
• koszty pracowników na wszystkich etapach wznoszenia i eksploatacji farmy.

Dla potrzeb wyliczenia ceny maksymalnej przyjęto następujące założenia dla referencyjnej farmy:

• odległość od brzegu – 45 km,
• głębokość – 40 m,
• współczynnik wykorzystania mocy (Capacity Factor) – 45,7%,
• średnia moc morskiej farmy wiatrowej – 1000 MW,
• prędkość wiatru (wpływa na produktywność projektu) – 9,46 m/s na wysokości 100 m,
• rok uruchomienia morskiej farmy wiatrowej – 2026,
• techniczny czas życia i okres amortyzacji  – 25 lat,
• kurs euro NBP średnia z ostatnich 5 lat od 2021 (zniwelowanie efektu COVID-19) – 4,31 EUR/PLN,
• kurs dolara NBP średnia  z ostatnich 5 lat od 2021 (zniwelowanie efektu COVID-19) – 3,81 USD/PLN.
•  inflacja; 2,7% r/r CPI  – Cel inflacyjny NBP 2022,
• koszty bilansowania – o wartości zero.

Prognozowana moc turbin i local content

Przyjęto przy tym, że referencyjna farma będzie wznoszona na stałych fundamentach (fixed bottom) oraz będzie wykorzystywać turbiny o mocy 12 MW w okolicach 2027 rok i 15 MW w okolicach 2030 roku. Nie można przy tym wykluczyć instalacji tak dużych turbin na wcześniejszym etapie, gdyż już obecnie opracowane są turbiny o mocy 15 MW, zaś turbiny o mocy 12 GW dostępne są od kilku lat.

W ramach prac nad rozporządzeniem przyjęto również 35% udział polskich kosztów pracy w koszcie pracy w zakresie przyłącza, morskiej farmy wiatrowej oraz prac utrzymaniowo-remontowych. Należy nadmienić, że ze względu na ponad 2,5 razy niższe koszty pracy w Polsce niż w UE (10,7 EUR/MWh/h vs. 27,7 EUR/MWh/h), zwiększenie wykorzystania lokalnych łańcuchów produkcji może wydatnie wpłynąć na obniżenie kosztów inwestycji.

Prognoza dalszych spadków kosztów produkcji offshore na rynkach globalnych

W analizie rządowej przyjęto spadające koszty operacyjne i dodatkowe koszty inwestycyjne, od 0,302 PLN/MW/rok w 2026 do 0,279 PLN/MW/rok w 2028. Uwzględniono również koszty opłaty od wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych (składnik opłaty koncesyjnej) w wysokości 0,023 mln PLN/MW/rok, opłaty za pozwolenie na wznoszenie sztucznych wysp oraz koszty amortyzacji w metodzie liniowej. Spadek kosztów przyjęto również w odniesieniu do kosztów inwestycyjnych (z 11,37 mln PLN/MW w 2026 roku do 10,68 mln PLN/MW w 2028 roku) oraz kosztów likwidacji farmy (z 0,220 mln PLN/MW w 2026 roku do 0,204 mln PLN/MW w 2028 roku). Średni ważony koszt kapitału (WACC) przyjęto na poziomie 6,03% i odzwierciedla on istniejące ryzyka biznesowe oraz czynniki je mitygujące wynikające m. in. z polityki klimatycznej UE.

Krótki okres na finalne przyjęcie rozporządzenia.

Czas, który pozostał na przyjęcie przedmiotowego rozporządzenia jest bardzo ograniczony. Jedynie bowiem do 31 marca 2021 roku inwestorzy mogą zgłaszać wnioski o przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda. Wynika to z wejścia w życie na początku lipca 2021 r. obowiązku przyznawania wsparcia jedynie w formie aukcji, obowiązującego na obszarze całej UE. Najbliższe miesiące będą zatem bezspornie okresem bardzo wytężonej pracy nie tylko pracowników URE, ale przede wszystkim pracowników i doradców inwestorów.