Zbyt optymistyczne założenia, nieaktualne ceny, brak ujęcia inflacji, ryzyka walutowego, niewłaściwie oszacowane koszty bilansowania: to część uwag do projektu rozporządzenia o cenie maksymalnej energii z offshore, która ma odpowiedzieć na pytanie czy i ile będzie można zarobić na wiatrakach na morzu. Warto zebrać uwagi złożone do projektu w jedną całość – pisze redaktor BiznesAlert.pl Bartłomiej Sawicki.
Grzech pierwszy: Cena referencyjna to nie cena maksymalna
Enea podkreśla w uwagach do projektu rozporządzenia, że przy opracowaniu rozliczenia prawa do pokrycia ujemnego salda, brany jest pod uwagę projekt referencyjny. Są w nim wielokrotnie używane wartości średnie (np. średnia produktywność, moc, odległość od brzegu itp.). – Przyjęcie takiej metodologii powoduje, że wyznaczona cena faktycznie jest ceną średnią, referencyjną a nie ceną maksymalną – zaznacza Enea, która jeszcze nie ma udziałów w projektach offshore. W podobnym tonie wypowiada się ministerstwo aktywów państwowych, które także bierze udział w uzgodnieniach projektu rozporządzenia. Podobnie wypowiada się Polska Grupa Energetyczna (PGE). Zdaniem PGE cena maksymalna nie powinna się odnosić do referencyjnego projektu, a do projektu o najmniej korzystnych warunkach (najwyższym kosztach produkcji energii), który mógłby być realizowany w ramach pierwszej fazy systemu wsparcia.
Zdaniem PGE, Polenergii oraz PKN Orlen, przyjęcie wartości referencyjnych oznacza, że już na etapie określania ceny maksymalnej podejmowania jest decyzja o tym, że część projektów nie zostanie zrealizowanych. W przypadku, gdy rzeczywiste parametry poszczególnych projektów odbiegałyby na ich niekorzyść względem założeń przyjętych przez zespół, faktyczne LCOE projektów przekraczać może proponowaną cenę maksymalną. – Efektem tej sytuacji będzie zaniechanie inwestycji w farmę wiatrową lub wstrzymanie jej realizacji do czasu przeprowadzenia aukcji ze względu na trudną do zaakceptowania przez inwestora stopę zwrotu – zaznacza Orlen. Cena maksymalna ok. 70 euro (przy kursie EU/PLN 4,31) opublikowana w rozporządzeniu jest obecnie niemal równa cenie rynkowej energii elektrycznej BASE. – Oznacza to, w praktyce, że przy utrzymaniu lub dalszym wzroście ceny energii (głownie w skutek wzrostu ceny CO2) zaproponowana cena w praktyce nie generuje cenowego efektu zachęty dla inwestorów – podkreśla płocki koncern.
Grzech drugi: Ceny z 2020 roku
PGE, Polenergia oraz Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej przypominają, że wartość ceny referencyjnej z projektu wyrażona jest w cenach stałych z 2020. Jednak rozporządzenie będzie obowiązywało od 2021 roku. Cena maksymalna ustalana w rozporządzeniu powinna zatem uwzględnić spodziewaną inflację do roku 2022/2023. Wówczas można spodziewać się terminu drugiej decyzji prezesa URE w sprawie wsparcia.
Grzech trzeci: koszty inwestycji są zaniżone
PGE podkreśla, że wartości nakładów inwestycyjnych przedstawione w uzasadnieniu do projektu rozporządzenia są zaniżone. Wartości te przyjęte w uzasadnieniu do rozporządzenia wynoszą 2,64-2,48 mln euro/MW w przypadku projektów rozpoczynających produkcję w latach 2026-2028. Tymczasem nakłady inwestycyjne szacowane przez ekspertów (np. EY – Analiza ekonomiczna w zakresie morskiej energetyki wiatrowej (MEW) – Analiza i wyniki dla LCOE i kontraktów różnicowych) są o ok. 20 procent wyższe w przypadku projektów morskich farm wiatrowych o najmniej korzystnych warunkach zlokalizowanych w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej.
Co więcej, Polenergia zaznacza, że projektodawca skalkulował cenę maksymalną dla projektów o mocy zainstalowanej wynoszącej 1000 MW, podczas gdy te, którym przysługuje możliwość ubiegania się o wsparcie w pierwszej fazie, to w większości instalacje o mocy poniżej wskazanego poziomu. – Tymczasem koszt jednostkowy (na MW) inwestycji w zakresie instalacji o mniejszej mocy jest znacząco wyższy, zwłaszcza w sytuacji, w której inwestorzy realizują również inwestycję w zakresie urządzeń służących do wyprowadzeni a mocy – tłumaczy Polenergia.
Orlen zwraca także uwagę na ryzyko spiętrzenia popytu na prace budowalne, sprzęt fachowców, a tym samym sprawi, że finalnie nakłady inwestycyjne będą wyższe od przyjmowanych dzisiaj wartości średnich, pochodzących z inwestycji w innych częściach Europy. Każdy wzrost o jeden punkt procentowy nakładów inwestycyjnych skutkować będzie zwiększeniem LCOE o ok. 2,5 zł/MWh.
Grzech czwarty: Zbyt niskie koszty bilansowania
Polska Grupa Energetyczna podkreśla, że w cenie określonej w rozporządzeniu należy uwzględnić koszt bilansowania zgodny ze stawkami obowiązującymi na rynku. Ministerstwo klimatu i środowiska oszacowało te koszty na poziomie „zero”. Tymczasem według raportu EY z ósmego listopada 2019 roku pt. „Analiza ekonomiczna w zakresie morskiej energetyki wiatrowej – analiza i wyniki dla LCOE i kontraktów różnicowych”, koszty bilansowania morskich farm wiatrowych to ponad 12 zł/MWh. Ta wartość zdaniem PGE jest adekwatna. Przykładowo koszty bilansowania lądowych farm wiatrowych w Polsce przekraczają 4 zł/MWh. W krajach zachodnioeuropejskich koszty bilansowania farm wiatrowych wahają się w przedziałach od 1,3-2,5 euro/MWh. Podobne uwagi składały Polenergia oraz PKN Orlen. – Wytwórca zobowiązany będzie albo do samodzielnego bilansowania, ponosząc wówczas koszty odchyleń od grafików na rynku bilansującym, jak również koszty stałe związane z obsługą MFW (wynagrodzenie, systemy IT, koszty administracyjne, opłaty giełdowe, koszty zabezpieczeń, inne) – argumentuje Polenergia.
Grzech piąty: Wskaźnik mocy jest zbyt optymistyczny
W projekcie rozporządzenia wyznaczony został współczynnik wykorzystania mocy, który pokrywa pełne 100 000 godzin ekwiwalentnych w ciągu 25 lat, czyli 45,7 procent. Zdaniem PGE taki współczynnik jest oderwany od uwarunkowań wiatrowych w polskich obszarach morskich, dostępnej technologii turbin, oraz planowanych przez inwestorów stosunkowo wysokich gęstości ich posadowienia.- Im bowiem więcej elektrowni wiatrowych przypada na jednostkę powierzchni, tym niższy współczynnik wykorzystania mocy. Wysoka gęstość posadowienia morskich farm wiatrowych jest zaś konieczna do realizacji celów Polityki Energetycznej Państwa – tłumaczy PGE. Zdaniem spółki szczegółowe analizy produktywności projektów offshore rozwijanych przez nią wskazują, że poziom współczynnika wykorzystania mocy 45,7 procent jest nieosiągalny.
Podobnie uważa Polenergia. – Jest to wskaźnik znacznie wyższy od zakładanego przez wytwórców i przyjmowanego w oparciu o najbardziej aktualne dane prognostyczne i projektowe – uważa spółka.
Orlen myśli podobnie. – Warto wskazać, że inwestor nie ma wpływu na poziom wietrzności na danym terenie, a jedynie może dokonywać optymalizacji poprzez rozmiar oraz rozmieszczenie turbin wiatrowych. Każdy obniżenie o 1 pkt procentowy wskaźnika wykorzystania mocy zainstalowanej skutkowało będzie zwiększeniem LCOE o ok. 7,0 zł/MWh – wylicza.
Na to samo ryzyko wskazuje także ministerstwo aktywów państwowych. – Istnienie realnych zagrożeń, iż osiągany współczynnik wykorzystania mocy przez MFW może być niższy o 2 procent – 3 procent od przyjętego na poziomie 45,7 procent, przy czym każdy 1 procent odchylenia wskaźnika w dół oznacza wzrost LCOE o 6 – 7 PLN/MWh – czytamy w uzasadnieniu MAP.
Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej ocenia zaś, że współczynnik netto (czyli uwzględniający efekt cienia i innych strat) wykorzystania mocy na potrzeby wyliczenia ceny maksymalnej powinien zostać ustalony na poziomie 42 procent i jej zdaniem zmiana ta powoduje wzrost ceny maksymalnej o 29 zł/MWh (6,73 euro/MWh).
Grzech szósty: Ryzyko kursowe
W projekcie rozporządzenia zostały przyjęte założenia o utrzymaniu się średniego kursu 4,31 zł/euro w ciągu najbliższych pięciu lat. PGE podkreśla z tego powodu, że ten projekt nie uwzględnia ryzyka kursowego, które jest znaczne ze względu na horyzont czasowy realizacji projektów oraz istotną część nakładów ponoszonych w euro. Enea zwraca uwagę na ten sam problem. Orlen podkreśla, że ryzyko kursowe to kolejny wskaźnik, na który inwestor nie ma wpływu, bo podlega on fluktuacjom, a decyduje o wartości ceny maksymalnej. W toku analizy wrażliwości należałoby zatem przyjąć obecny kurs walutowy, w szczególności na potrzeby wyznaczenia zakładanego wyjściowego poziomu nakładów inwestycyjnych oraz operacyjnych w złotych.
Wreszcie dochodzi do tego inflacja, na którą wskazują Orlen i PSEW. – Do analizy wrażliwości z należałoby przyjąć ciągły cel inflacyjny NBP wynoszący 2,5 procent w miejsce prognozy krótkoterminowej – podkreśla Orlen.
MAP podkreśla, że kurs euro/PLN będzie w przyszłości istotnie różny od 4,31 euro/zł przyjętego w projekcie rozporządzenia, przy czym aktualnie stosowany jest już kurs 4,45 euro/zł, czyli o 3,24 procent wyższy od tego z dokumentu.
Grzech siódmy: Pozwolenia na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp
PGE, Polenergia, PKN Orlen i PSEW przypominają, że opłata PSzW (pozwolenia na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp) ma wynosić jeden procent wartości inwestycji, zgodnie z ustawą o obszarach morskich. Należy jednak mieć na uwadze, że ze względu na czas wydania PSzW w odniesieniu do projektów realizowanych w ramach pierwszej fazy systemu wsparcia (2012 rok), a także zakładany czas realizacji i eksploatacji projektów, konieczne będzie przedłużenie PSzW, wiążące się z koniecznością poniesienia opłaty z tego tytułu po raz drugi. Wszystkie PSzW posiadane przez inwestorów pierwszej fazy zostały uzyskane w latach 2012-2013, z okresem ważności wynoszącym obecnie 35 lat. – Zważywszy na planowane daty pierwszego wytworzenia energii po uzyskaniu wsparcia, okres ważności PSzW upłynie przed zakończeniem 25-letniego okresu wsparcia. Uwzględniając obecny stan prawny, inwestorzy nie mają podstaw do przyjęcia 25- letniego okresu eksploatacji projektu, gdyż zgodnie z treścią PSZW wygasają one ok. 2047-2048 roku, co powinno znaleźć odzwierciedlenie w modelu finansowym i oczekiwanym poziomie wsparcia – argumentuje PKN Orlen.
Czas rozpocząć targi
Ile więc podmioty biorące udział w konsultacji chciałby uzyskać wsparcia? Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej stawia poprzeczkę najwyżej. Proponuje ustalenie ceny maksymalnej energii z morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci w złotych za 1 MWh, będąca podstawą rozliczenia prawa do pokrycia ujemnego salda, na poziomie 372,17 zł/MWh. Polska Grupa Energetyczna proponuje zaś 80 euro/MWh, czyli około 360 zł/MWh. Orlen proponuje kwotę wyższą o 50 zł względem zaproponowanej, a więc 351,5/MWh. Na podstawie złożonych uwag można dojść do wniosku, że do podobniej kwoty przychylałaby się także Polenergia, choć nie postuluje tego wprost w dokumentach. Ministerstwo aktywów państwowych proponuje zaś kwotę 325,62 zł/MWh. Ministerstwo klimatu i środowiska odpowiedzialne za projekt rozpoczęło negocjacje od kwoty 301,5 MWh. Strony muszą jak najszybciej dojść do porozumienia ponieważ do końca marca należy złożyć wnioski do URE o udzielenie wsparcia na rzecz morskich farm wiatrowych w Polsce.
Spółki energetyczne proponują wyższą cenę energii z offshore
