Prawo dla morskich farm wiatrowych powinno ujrzeć światło dzienne w perspektywie kilku tygodni. Ramy prawne są gotowe w 90 procentach. Ministerstwo energii rozmawia także z Komisją Europejską o notyfikacji systemu wsparcia offshore w Polsce. Te i inne tematy pojawiły się na Konferencji Offshore 2019 zorganizowanej przez Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej pod patronatem BiznesAlert.pl.
Potencjał offshore w Polsce: Od 3 do prawie 7 GW do 2030 roku
Zdaniem Mariusza Witońskiego, prezesa Polskiego Towarzystwa Morskiej Energetyki Wiatrowej, który zaprezentował potencjał energetyki wiatrowej na morzy, władze przy tworzeniu regulacji powinny uwzględniać dynamikę rynku. – Wolumeny, a więc 5 GW do 2030 i 10 GW do 2040 roku w mocy zainstalowanej są obiecujące, ale potencjał jest jeszcze większy. Mamy nadzieje, że będziemy w stanie zaproponować stymulującą wizję rozwoju offshore wind. Z zainteresowaniem obserwujemy przyjęcie „brytyjskiej kalki” łańcucha dostaw, co pozwoli odnieść korzyści przedsiębiorcom. Oni potrzebują argumentów do przygotowania zakładów do certyfikacji, by uczestniczyć w zamówieniach rynku – powiedział Witoński.
Dodał, że kolejny element to plan zagospodarowania obszarów morskich. Jego zdaniem, obecnie wskazane obszary morza do rozwoju offshore, wydają się ograniczyć jednak ten rozwój. Przyjęte założenia rewizji planu zagospodarowania morza nie napawają optymizmem, zwłaszcza w Europie, dynamicznie zmieniającej się pod względem technologii. – Stoimy w obliczu skoku technologicznego i pojawiają się nowe turbiny i pływające konstrukcje farm wiatrowych. Liczymy, że plan zagospodarowania obszarów morskich będzie adresować wyzwania, wskazując bufor na dodatkowe lokalizacje i będzie umożliwiał rewidowanie ustaleń częściej niż raz na 10 lat – wskazał. Dodał, że w najbliższych miesiącach mają zapaść decyzje PGE i PKN Orlen o wyborze partnera strategicznego, co może zdynamizować proces rozwoju sektora poprzez wniesienie wiedzy i doświadczeń. Dodał, że zgodnie z obliczeniami PTMEW, potencjał rozwoju offshore w Polsce sięga od 3,1 GW (w scenariuszu niskim) do 6,8 GW (w scenariuszu optymalnym do 2030 roku). Jak wynika z tej samej analizy, udział polskich firm w zamówieniach krajowych w latach 2020–2030 może sięgnąć od 47,6 mld zł do 71, 4 mld zł. Procentowo daje to udział local conentu na poziomie odpowiednio od 50 procent do 75 procent.
Pytany o to, czy konieczny jest pełnomocnik rządu ds. offshore, powiedział, że „jakaś” rola koordynacji wydaje się wskazana. Jego zdaniem, warto rozpatrzyć przyjęcie na poziomie rządu planu/dokumentu rozwoju offshore, a prace nad nim miałby koordynować pełnomocnik, podobnie jak jest w przypadku pełnomocnika, który koordynuje prace m.in. nad budową Baltic Pipe.
Czy koordynator przyspieszy rozwój offshore w Polsce? (RELACJA)
Ustawa offshore czy nowela OZE?
Piotr Czopek, dyrektor departamentu OZE w Ministerstwie Energii, powiedział, że w ustawie, nad którą pracuje resort, będzie określony system wsparcia. – W najbliższym czasie będziemy gotowi, aby ustawę i system pokazać. Chcemy współpracować i to robimy razem z branżą. Otwarta formuła współpracy ma wyeliminować kwestie nie do przejścia. Może się wydawać, że prace trwają długo. Jest to jednak intensywny czas. W ciągu 2 miesięcy będziemy mieli zarys tego dokumentu. Jest na to duża szansa. W 90 procentach przepisów mamy już jasność, a pozostałe 10 procent będą dopinane w najbliższym czasie i kolejno pójdziemy ścieżką legislacyjną. Za 1 -1,5 miesiąca możemy zobaczyć pierwszy efekt – powiedział. Dodał, że ministerstwo energii prowadzi także rozmowy z Komisją Europejską dotyczące systemu wsparcia, zidentyfikowanych obszarów wrażliwych i zapisów jakie mają być zaproponowane – System wsparcia musi być notyfikowany przez Komisję. Ale dzięki rozpoczęciu tego procesu jednocześnie z pracami nad ustawą, to płynnie możemy uzyskać akceptację – powiedział.
Sawicki: Specustawa dla offshore może przełamać niemoc na Bałtyku
Pytany o prace nad regulacjami dotyczącymi offshore powiedział, że niezależnie o tego czy to będzie rozdział noweli OZE, czy osobna ustawa, to treść będzie ta sama. – Tak jak powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski zakres regulacji ma być ten sam, a pytanie dotyczą technikaliów formalno- prawnych i podejścia do procedowania. My przygotowujemy się do przyjęcia odrębnej regulacji, ale jeśli zostanie podjęta decyzja, aby przejść na projekt regulacji dotyczący nowelizacji, to wówczas będzie to tylko kwestia zmiany nazwy. Jeśli będzie decyzja, aby przyspieszyć ten proces poprzez nowelizację to jak najbardziej jesteśmy gotowi na zmianę, a dla nas to tylko zmiana „layoutu” – dodał.
Tchórzewski: Losy ustawy offshore wciąż są nieznane. Nowelizacja zajmie mniej czasu
Pytany o powołanie pełnomocnika rządu ds. offshore dodał, że należy spojrzeć na rolę dotychczasowych pełnomocników, czy jego rola się sprawdziła i czy skala była porównywalna do sektora offshore. – Moim zdaniem taki pełnomocnik nie jest wymagany. Są poziomy rządowe jak Komitet Stały Rady Ministrów gdzie różnice zdań między ministerstwami są rozstrzygane w sposób efektywny – powiedział.
Łańcuch dostaw rodem z Wielkiej Brytanii?
Michał Jerzy Kołodziejczyk, Manager Business Development, New Energy Solutions w Equinor, wspomniał o realizacji projektów offshore w Wielkiej Brytanii, gdzie norweska firma ma największe doświadczenia. Wskazał na jasno nakreślony przez władze system wsparcia i rozwoju sektora. Jego zdaniem polski łańcuch dostaw dla offshore wind powinien być jasnym sygnałem co do konkretnych celów, a najlepiej żeby liczby co do mocy i dat były zapisane w dokumentach oraz zostały podparte dedykowaną ustawą, co pomoże im dostosować się do potrzeb. – W Europie część krajów ma dedykowaną ustawę, a inne nie. Dobrze odbieramy chęć uporządkowania sektora, ale pojawiają się pytania i obawy o usztywnienie rynku, jak 10-letni okres rewizji planu rozwoju obszarów morskich – powiedział. W jego ocenie sztywne regulacje łańcucha dostaw we Francji, nie pozwoliły na szybki rozwój sektora, a odblokowały go dopiero rozwiązania zaczerpnięte z Wielkiej Brytanii. Dodał, że na Wyspach inwestor może przedstawić plany łańcucha dostaw. Zapisy na wzór brytyjski mógłby uwzględniać przedstawienie krajowego łańcucha dostaw, ale jeśli chodzi o Polskę, warto pamiętać, że nie powinny to być twarde regulacje, wymogi i poziomy. Witoński dodał, że regulator brytyjski nie wymaga obligatoryjnie przedstawienia łańcucha dostaw przez deweloperów.
Equinor wierzy w hub offshore w Polsce. Proponuje kontrakt różnicowy
– Co prawda konsultacje dokumentu rejestru platform na potrzeby offshore nie były szeroko prowadzone, ale były jednak miały miejsce – zauważył Paweł Mawduk z Polskiego Rejestru Statków, zajmującego się certyfikacją oraz nadzorem nad projektowaniem, budową i eksploatacją platform offshore oraz certyfikacją komponentów morskich elektrowni wiatrowych. – Dokument może wydawać się niedoskonały, ale zachęcamy do pracy i do dalszych rozmów. Czy ten dokument zostanie uregulowany prawnie? Tego nie wiemy. Mamy pełną dowolność na rynku – dodał Mawduk.
Michał Jerzy Kołodziejczyk wskazał, że proces certyfikacji instalacji platform różni się w zależności od krajów w Unii Europejskiej. W Danii czy w Niemczech taki rejestr jest, ale już w Wielkiej Brytanii go nie ma. – Wskazany w dokumencie rejestr nie jest dla nas jasny i nie wróży przewidywalności dla branży – powiedział Kołodziejczyk. Obaj paneliści zgodzili się jednak, że należy nadal prowadzić dialog.
Czas na rozbudowę portów
Podczas drugiego panelu toczyły się dyskusje o infrastrukturze, przygotowaniu zaplecza produkcyjnego (łańcucha dostaw) oraz portów. Lucjan Gajewski z firmy MEWO świadczącej usługi pomiaru morza i badania obszarów morskich dla branży offshore, dodał, że podejście portów do statków badawczych dla rozwoju offshore jest zróżnicowane. Przykładowo w wielkich portach, jak w gdańskim porcie, „lubiane” są projekty długofalowe, a takimi niekoniecznie są statki pod projekty offshore.
Z kolei mniejsze porty, takie jak Władysławowo, Ustka, Darłowo czy Łeba, będą nadawać się pod świadczenie usług offshore, ale wymagają rozbudowy i pogłębienia oraz odmulenia dna. To dlatego, że po sztormie do portów w Łebie czy Władysławowie nie można wypłynąć. – Port Ustka ma plany rozbudowy, która potrwa przez pięć lat. Należy jednak pamiętać, że to ma być port rybacki, a to może uniemożliwić jego rozwój dla offshore przez kolejne pięć lat. Natomiast w porcie w Darłowie jest problem z niskim poziomem zanurzenia statków serwisowych – wskazał. Jeśli porty nie zmodernizują swojego zaplecza, to wówczas do świadczenia podobnych usług mogą być wykorzystywane platformy na morzu, gdzie załogi obsługujące farmy będą się zmieniać.
– Podczas złej pogody na morzu żaden z portów nie chce nas przyjąć, dlatego też korzystamy z portów na Bornholmie czy Sassnitz na niemieckim wybrzeżu. Co więcej, te porty mówią, że mogą wybudować w Polsce morskie farmy wiatrowe – powiedział Gajewski.
Prezes zarządu GSG Towers Wojciech Peret powiedział, że jego spółka obecnie koncentruje się na budowie wież na potrzeby energetyki wiatrowej. – Naszą ambicją jest dostarczać więcej komponentów. Chcemy mieć własny produkt, który możemy oferować inwestorom. Potrzebujemy jednak kapitału, wiedzy i doświadczenia. Bez wsparcia struktur rządowych, właścicielskich, prawa, może być ciężko, aby te plany zrealizować – powiedział.
Prezes zarządu Siemens Gamesa Paweł Przybylski przypominał o zawartej niedawno umowie z GSG Towers na budowę wież dla lądowej farmy wiatrowej Barwice. Dodał, że firma jest zainteresowania współpracą z GSG Towers także przy offshore, należy jednak pamiętać, że to są innej klasy wieże, niż te pod offshore, o innej specyfikacji, większe, cięższe. Dodał, że firma przeprowadziła audyt polskich portów w tym roku. – W porcie instalacyjnym dla offshore przetwarzane są komponenty, półprodukty, potrzebny jest duży plac do składowania turbin, wież. Statek instalacyjny musi przycumować blisko nadbrzeża. Więc musi być odpowiednie dno, które wytrzyma nacisk statku. Nabrzeża są wyposażone w dodatkowe fundamenty gdzie łączy się elementy wież. To bardzo ciężkie elementy. Liczy się czas, bo dziennie są ponoszone duże koszty. W portami prowadzimy już dialog. Wiedzą one już o potrzebach takich firm, jak nasza. Toczą się dyskusje także dotyczące wynajmu. Może warto rozważyć wybudowanie jednego, docelowego portu instalacyjnego, a nie trzech. Pamiętajmy, że rozbudowa portu trwa lata – powiedział Przybylski. Pytany o małe porty ocenił, że jest jeszcze za wcześnie na wskazanie, których z nich zostałby wybrany.
Przybylski: Branża OZE w Polsce czeka na ustawę dla offshore (ROZMOWA)
Zdaniem Beaty Szymanowskiej, kierownika działu badań i rozwoju technologii zarządu morskiego Portu Gdynia, port jest przygotowany w ok. 85–90 procentach. Do końca 2020 roku zostaną ukończone inwestycje, takie jak pogłębienie toru podejściowego do 17 metrów i akwenów wewnętrznych do 16 metrów. Długość nabrzeża jest odpowiednia dla branży offshore. – Z Siemensem Gamesa i GE rozmawialiśmy o specyfikacji i rozbudowie nabrzeża węgierskiego na potrzeby offshore i będzie ono gotowe do 2023 roku – przyznała Szymanowska.
Terminal kontenerowy czy offshore’owy?
Michał Śmigielski, Prezes Morskiej Agencji Gdynia moderujący panel powiedział, że terminalne kontenerowe, ze względu na takie potężne konstrukcje do przeładunku mogą być wykorzystywane do załadunku konstrukcji wież dla offshore.
Potwierdził to Wojciech Szymulewicz, prezes zarządu BCT-Bałtycki Terminal Kontenerowy. Jego zdaniem obsługa morskich farm wiatrowych wpisuje się w strategie rozwoju terminalu. – Projekty offshore wiążą się z obawami utraconych korzyści, z prowadzonej działalności podstawowej, którą jest przeładunek kontenerów. Ten biznes w Polsce rośnie z roku na rok, średnio o kilkanaście procent. Wolnego miejsca w terminalach przeładunkowych może być mało dla obsługi jeszcze morskich farm wiatrowych. Pojawiają się więc pytania do portów o udostępnienie nowych terenów portowych dla rozwoju farm.
Członek zarządu Gdynia Container Terminal Jan Jarmakowski uważa, że problemem są rosnące gabaryty instalacji farm. Co więcej jest mało miejsca, aby zajmować się czymś więcej, niż tylko przeładunkiem kontenerów. – To jest więc pytanie do portu w Gdyni. Brak odstępu do powierzchni składowanych dla obsługi farm wiatrowych jest problematyczny. Potrzeba ok. 15 hektarów do składowania elementów wież wiatrowych. Na moim terminalu tego miejsca nie ma. Gdynia ma projekt budowy portu zewnętrznego, ale jego zakończenie to dopiero 2027 rok – wskazał.
Dyrektor Handlowy DCT Gdańsk Dominik Landa powiedział, że plan rozwoju terminalu nie jest dedykowany bezpośrednio offshore. – Do 2023 roku zakładamy, że będzie gotowy kolejny terminal i tu pojawia się dylemat, czy ma być gotowy na kontenery czy na offshore. Musimy patrzeć na wymagania i biznesplan. Pamiętamy, że pod offshore port byłby wykorzystywany przez 10 miesięcy, a nie cały rok. Musimy rozważyć czy możemy wykorzystać terminal do obsługi kontenerów, jak i morskich farm wiatrowych. Będziemy rozmawiać z branżą offshore – powiedział.
Sawicki: Rozwiązania dla offshore z ziemi duńskiej do Polski? Tylko częściowo
Finansowanie offshore, czyli dzielenie się ryzykiem
W czasie trzeciego panelu konferencji odbyły się dyskusje o finansowaniu i ubezpieczeniach w branży offshore.
Jörg Warnatz, Senior Manager Financing, EnBW przypomniał o olbrzymiej skali projektów offshore. W związku z tą skalą należy poszukiwać podmiotów, które podzielą się w zakresie finansowania ryzykiem. Współpraca jest bardzo ważna. – Musimy przed podjęciem inwestycji przyjrzeć się ryzykom i temu, co może nam zaoferować partner. Patrzymy także na nowe ścieżki finansowania. Wszystkie strategiczne możliwości rozwoju finansowania są na stole. Wybrany model zależeć będzie też o systemu wsparcia, by minimalizować ryzyka – wskazał. Jego zdaniem kluczowa jest także dobrze przeprowadzona procedura due dillegence przed wejściem w dany projekt. Konieczne są także konsultacje społeczne takich projektów jak offshore czy generalnie energetycznych.
Balazs Bodoni, European Project Finance Manager, Northland Power, kanadyjskiego podmiotu, który przygląda się rozwoju offshore w Polsce, podkreślił, że w zakresie finansowania offshore w Polsce nie ma jeszcze jednego rozwiązania. Jedne firmy są w stanie same podjąć ryzyko, ale część firm – patrząc na ryzyka – będzie chciała podzielić się ryzykiem. Na finansowanie i kredytowanie wpływa także doświadczenie partnera. – Banki czują się bardziej komfortowo, jeśli na pokładzie jest doświadczony partner – podkreślił.
Anna Chmielewska z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju powiedziała, że EBOiR jest w stanie efektywnie finansować budowę offshore, także długoterminowo. Podkreśliła, że we wstępnej fazie inwestycji i starania się o finansowania bardzo ważne jest posiadanie zgód środowiskowych i transparentne procesy konsultacyjne. – Wiele projektów offshore będzie realizować projekty w formie joint venture, dlatego też finansujący będą chcieli spojrzeć na zapisy umowy czy nie ma tam ryzyk i impasu decyzyjnego – przypomniała potencjalnym inwestorom.
Vincent Metzler z Europejskiego Banku Inwestycyjnego powiedział, że bank wspiera finansowo budowę 8 GW w morskich farmach wiatrowych w Wielkiej Brytanii czy w Belgii. – Jednym z naszych celów jest to, aby inwestycje w nowe moce wytwórcze były coraz bardziej zielone. Patrząc na wielkość projektu, offshore to olbrzymie wyzwanie. To długa podróż, do której potrzebna jest strategia, aby sprostać wyzwaniom – powiedział. Dodał, że kiedy ruszało finansowanie takich projektów, tylko trzy lub cztery banki w Europie były gotowe na finansowanie ze względu na skalę.
Prezes zarządu Ambiens Michał Kaczerowski został zapytany o kwestie środowiskowe i społeczne. Powiedział, że środowisko jest kluczowym elementem finansowania takich projektów jak offshore. – Możemy korzystać z cennych doświadczeń zagranicznych. Warto spojrzeć szerszej na uwarunkowania projektu – dodał.
Zdaniem Jakuba Dąbrowskiego z kancelarii prawniczej Linklaters, banki przychylnie patrzą na inwestycję, której udziałowcem jest doświadczony partner lub doradzają w niej znane firmy czy doradca techniczny. – Warto zaplanować miejsce w projekcie na pozyskanie finansowania w przyszłości i jednocześnie rozmawiać z branżą, jak je zaplanować i rozwijać – przyznał.
Projekt Manager EnBW Karolina Pietrzak powiedziała, że dla dewelopera ważny jest potencjał i popyt. – Regulacje są potrzebne, tak aby w przyszłości projekt był finansowany. Na początku danej inwestycji patrzmy jakie będzie wsparcie i kto wyprowadzi nam przyłącze. Jeśli chcemy być częścią nowego rynku, musimy tam być zanim będą regulacje. Rynek polski jest dla nas jednym z najważniejszych – dodała.
Członek Zarządu Howden Polska Dominik Stachiewicz zauważył, że Polska nie ma obecnie żadnego doświadczenia przy ubezpieczeniu tego typu inwestycji. Firmy będą musiały się więc posiłkować swoim oddziałami w Europie lub partnerami zewnętrznymi. – Ryzyko związane z ubezpieczeniem takich projektów wiąże się z: solą, korozją, morzem jako obszarem inwestycyjnym, wyzwaniami logistycznymi i niesprawdzonymi technologiami – wymienił Stachiewicz.
Opracowanie Bartłomiej Sawicki
Ustawa offshore czy nowela OZE? Ministerstwo energii waży racje (RELACJA)
