Port offshore w Gdyni odpływa w czasie. Czy uda się nadgonić czas? (RELACJA)

31 sierpnia 2021, 09:00 Energetyka
PSEW 2021. Fot. Bartłomiej Sawicki
PSEW 2021. Fot. Bartłomiej Sawicki

Goście pierwszego dnia konferencji PSEW 2021 w Serocku podczas panelu poświęconego morskiej energetyki wiatrowej nie pozostawią złudzeń – pierwsze projekty morskich farm wiatrowych w zakresie turbin wiatrowych, a więc „serc” farm wiatrowych, nie będą składowane w Gdyni. – Nasze projekty są zbyt duże, aby pomieść tam tak dużą liczbę turbin. Szansę mają mniejsze projekty – mówili. Wskazywali jednak, że inne elementy pierwszych projektów farm takie jak fundamenty będą mogły być tam składowane.


Nowela ustawy offshore na horyzoncie

Zbigniew Gryglas, wiceminister aktywów państwowych, pełnomocnik ministra ds. offshore podkreślił wagę realizacji budowy terminalu instalacyjnego offshore. – Myślimy o terminalu instalacyjnymi. On musi powstać w Polsce. Rząd w specjalnej uchwale postawił na Gdynię – dokładnie w terminalu zewnętrznym, bo musi on obsłużyć kilka projektów, a więc tyle ile będzie realizowanych w ramach pierwszej fazie. Na ten cel przeznaczyliśmy 437 mln euro wraz z infrastrukturą dla portów serwisowych. Obiekt powstanie jednak na czas – wskazał. Dodał, że może dojść do spiętrzenia prac, co może się przełożyć na opóźnienie niektórych projektów, co pozwoli rozładować napięty harmonogram realizacji w polskich portach i wydłużyć ich realizację w czasie.

Michał Kołodziejczyk z firmy Equnior został zapytany o zakres możliwych zmian legislacyjnych. Podkreślił, że już teraz uproszczenia zawarte w procesie pozwoleń idą w dobrą stronę. – Prawie wszyscy deweloperzy mówią o oddaniu do użytku obiektów farm w latach 2026 -2028, a więc ten okres wydłuża się. Czas więc działać już teraz w zakresie rozporządzeń. Warto czerpać z wzorców zagranicznych jak w zakresie rozporządzenia dot. wyprowadzenia mocy. Inaczej może to zwiększyć koszty inwestycyjne – powiedział. Zwrócił uwagę także na zrównanie czasu trwania koncesji z kontraktem różnicowym. – Ważność koncesji offshore upływa za 23 lata licząc od teraz, a kontrakty dot. wsparcia będą miały 25 lat. Warto na to wrócić do procesu legislacyjnego – dodał.

Holdger Mathiansen z RWE, jednego z deweloperów powiedział, że o ile w zakresie pierwszej fazy projektów wiemy bardzo dużo to wiele musimy wyklarować w kwestii nowych koncesji. – To jest bardzo ważne dla całej branży i całego procesu rozwoju, aby uchwycić cały proces długofalowych inwestycji. Może to skutkować niepewnością inwestycyjną w drugiej fazie – powiedział. Zgodził się z tą tezą Jarosław Broda, prezes Baltic Power, spółki z PKN Orlen. – Pierwsza faza pokazała, że współpraca polskich z zagranicznymi inwestorami wygląda dobrze. Możliwości te będą także w drugiej fazie projektów – powiedział. Dodał jednak, że wyzwaniem może być wydanie wszystkich pozwoleń i decyzji od momentu przyznania koncesji co planowane jest na ten rok, a aukcjami OZE zaplanowanymi na 2025 rok. – Wówczas musimy zdążyć ze wszystkimi zezwoleniami – wskazał.

Katarzyna Szwed–Lipińska z Urzędu Regulacji Energetyki wskazała, że kluczowe będzie sprawne wykonanie ram legislacyjnych. – Przepisy dla projektów pierwszej fazy przeszły sprawnie, bo pozwalała na to ustawa – powiedziała Lipińska. Zwróciła jednak uwagę na kwestie rozliczenia wolumenu energii elektrycznej i tzw. ujemnego salda. – Są tu pewne wątpliwości i warto rozważyć korekty – dodała. Kamila Tarnacka, prowadząca panel podkreśliła, że ministerstwo klimatu i środowiska planuje dużą nowelizację ustawy offshore, dostosowującą ją do zmian w dyrektywie RED II.

Port offshore we mgle

Monika Morawiecka, prezes PGE Baltica została zapytana o port instalacyjny offshore. Powiedziała, że przyjęta uchwała pokazuje, iż ten temat wszedł na wysoką agendę rządową. – Port instalacyjny to swego rodzaju magnes dla local contentu. Bez portu będzie to trudne, ale nie niemożliwe. Nie wyobrażamy sobie, aby port w Polsce nie był naszym portem instalacyjnym. Gdyby port instalacyjny w porcie zewnętrznym powstał na czas to spełniłby nasze oczekiwania i mógłby jednocześnie obsłużyć dwa projekty farm. Patrząc na ryzyka harmonogramu, jak budowanie falochronów, pogłębienie torów podejściowych to jest to duże wyzwanie. Oceniamy jednak sceptycznie możliwość budowy tego projektu portu na czas względem harmonogramu naszych projektów farm wiatrowych Baltica 3 i 2 – powiedziała.

Wskazała, że jeśli harmonogramy „rozjadą się” z planami spółki to „nic się nie stanie” patrząc na cały proces budowy kilkunastu GW w offshore. Powiedziała, że tylko na projekt Balticia 3 i 2 potrzebnych będzie 150-170 turbin wiatrowych. – Taka liczba dla portu tymczasowego, jeszcze przed powstaniem portem instalacyjnym w porcie zewnętrznym, to może być to wyzwanie. Nasze projekty są duże o mocy 2,5 GW. Możliwe będzie składowanie turbin ale dla mniejszych projektów, nie taki jak nasz – powiedziała. Wskazała, jednak, że ten port tymczasowy w Gdyni dla niektórych innych elementów będzie możliwy do wykorzystania.

Wtórował temu prezes Broda wskazując na możliwe rozwiązania łączone, rozproszone, hybrydowe. Przyznał, że projekt Orlenu i Northland Power będzie potrzebował 70 -80 turbin. – Mogę sobie wyobrazić nie realizowanie naszego projektu z Polski, jeśli nie będzie polskiego portu. Musimy z wyprzedzeniem kontraktować zamówienie, a do tego potrzebna jest wiedza co i kiedy powstanie. Nie możemy czekać z logistyką, tym bardziej, że alternatyw na Bałtyku nie ma wiele. Jeśli nie będzie portu nie będzie projektów – przyznał wprost. Wskazał, że jeśli zobaczymy na początku roku przyszłego roku, to jest szansa na obsługę części projektów morskich farm wiatrowych. Mathiansen zaznaczył, że potrzebujemy punktu startu, harmonogramu, zdaniem niemieckiej spółki jest to nadal jest możliwe. Warto jednak wskazać, że projekt RWE jest znacznie mniejszy i jest o mocy 400 MW. Projekty PGE to moc 2,5 GW, Orlen to 1,2 GW.

Michał Kołodzejczyk z Equniora, który rozwija projekty z Polenergią podkreślił, że patrząc na wszystkie projekty pierwszej fazy to mowa o 400-500 turbin, które będą instalowane przez port w Gdyni. – Pojawia się ryzyko tzw. „wąskiego gardła”. Pojawią się wątpliwości czy uda się taką liczbę przetworzyć – powiedział.

Mariusz Witoński, prezes Polskiego Towarzystwa Morskiej Energetyki Wiatrowej podkreślił, że aby obsłużyć pierwsze projekty morskich farm wiatrowych z Gdyni to patrząc na harmonogramy, plan te może się nie udać – Skupmy się więc teraz na projektach fazy drugiej, które będą wymagać więcej niż jednego portu instalacyjnego dla offshore. Projekty będą kierować się na obszary koncesyjne na zachodzie, warto więc pomyśleć o terminalu na zachodnim wybrzeżu. W zakresie pierwszych projektów musimy zadowolić się „protezą” i wykorzystać ten potencjał w Gdańsku i w Gdyni, który mamy lub będziemy mieć – powiedział.

Dodał, że należy także podjąć inwestycje w portach serwisowych, które i tak muszą pozostać w kraju. Wskazał, że nie ujęto w planie takich portów Władysławowa, które jego zdaniem jest najlepiej przygotowane do pełnienia usług serwisowych.

Katarzyna Szwed Lipińska podkreśliła, że w przedłożonych planach łańcucha dostaw udział krajowego łańcucha dostaw widać i były on wyraźnie zarysowane. – Czas jednak zweryfikuje ten plany. Udział ten był podzielony i zależał od elementów morskiej farm wiatrowych – powiedziała.

Deweloperzy morskich farm wiatrowych, którzy gościli na panelu zapowiedzieli, że są gotowi do podpisania umowy sektorowej offshore wind, co zostało zaplanowane na 15 września tego roku.

Bartłomiej Sawicki