Ministerstwa spierają się morskie farmy wiatrowe. Ile będzie nas kosztował prąd?

Ministerstwo Finansów jest za utrzymaniem dwóch cen maksymalnych na energię elektryczną z morskich farm wiatrowych na poziomie 479,10 zł/MWh i 512,32 zł/MWh - napisał resort w opinii do nowego projektu rozporządzenia Ministerstwa Klimatu i Środowiska, które chciało podwyższyć tę cenę. Swoje uwagi mają także spółki energetyczne.

W nowym projekcie rozporządzenia resort klimatu proponuje trzy ceny maksymalne na energię elektryczną z morskich farm wiatrowych: 485,71 zł/MWh, 499,33 zł/MWh i 512,32 zł/MWh, w zależności od obszarów, gdzie będą one ulokowane. To ceny maksymalne dla aukcji offshore, które mają odbyć się w 2025 r. Chodzi o projekty tzw. drugiej fazy, które powstaną po 2030 r. 

Inne resorty jednak sprzeciwiają się takiemu rozwiązaniu. Cena maksymalna to nie cena po jakiej będzie sprzedawany prąd, a cena wywoływacza w ramach aukcji. Projekt, który zaoferuje najkorzystniejszą cenowo propozycję (tj. najniższą) wygra aukcję. 

Wyższe ceny w aukcji mogą przełożyć się na wyższą cenę prądu

Poprzedni projekt zakładał dwie ceny maksymalne: 479,10 zł/MWh i 512,32 zł/MWh. – W ocenie Ministra Finansów (MF), przedłożona uprzednio, datowana na 5 grudnia 2024 roku, wersja rozporządzenia przewidująca – odpowiednio do strefy – cenę maksymalną w wysokości 479,10 zł/MWh i 512,32 zł/MWh, należycie wyważała uzasadniony interes potencjalnych inwestorów i gospodarki polskiej – pisze MF opiniując nowy projekt rozporządzenia.

– Podwyższenie ceny maksymalnej względem wspominanej poprzedniej wersji rozporządzenia, wobec prawdopodobnej niskiej presji konkurencyjnej na aukcjach, może mieć poprzez podwyższone ceny energii negatywny wpływ na sytuację polskiej gospodarki i finanse publiczne. W związku z powyższym Minister Finansów podtrzymuje opinię przekazaną w dniu 13 grudnia 2024 roku utrzymania poprzedniej wersji rozporządzenia z dwoma cenami na poziomie 479,10 zł/MWh i 512,32 zł/MWh – pisze w ramach konsultacji resort.

MAP broni wyższych cen

Ministerstwo Aktywów Państwowych także składa swoje uwagi w imieniu spółek, w których jako reprezentant Skarbu Państwa ma udział.  Resort chce, aby farmy Baltica 7 i Baltica 9 należące do PGE uzyskały maksymalną cenę wsparcia na poziomie 512,32 zł/MWh. W ramach kryterium odległości (do 80 km) od lądu te projekty łapią się na niższy pułap cenowy – poniżej 500 zł. Są one ulokowane bowiem bliżej lądu. - Niestety cena maksymalna dla obszarów 43.E.1, 44.E.1 na poziomie 499,33 zł/MWh powoduje, że powodzenie aukcji jest realnie zagrożone, ponieważ uniemożliwi inwestorom osiągnięcie satysfakcjonującego zwrotu na zainwestowanym kapitale, w tym pozyskanie partnera do realizacji tych projektów, uzyskanie dla nich finansowania, a w konsekwencji uniemożliwi podjęcie decyzji inwestycyjnej – pisze MAP. Resort zaznacza, że z przyczyn obiektywnych, projekty 43.E.1, 44.E.1 powinny mieć możliwość startu w aukcji z ceną maksymalną analogiczną jak dla obszarów 53.E.1, 60.E.1, 60.E.2, 60.E.3, 60.E.4, czyli na poziomie 512,32 zł/MWh. 

Orlen, którego projekty kwalifikują się także na niższą cenę maksymalną uważa jednak, że przedstawiona propozycja w projekcie rozporządzenia co do zasady jest propozycją optymalną, mając na uwadze położenie geograficzne obszarów. - Istnieją oczywiście jeszcze inne czynniki różnicujące, jak np. odległość od wejścia infrastruktury na ląd do stacji elektroenergetycznej na lądzie lub głębokość, lecz próba podziału obszarów na podstawie kolejnych zmiennych może doprowadzić do trudności w podziale obszarów na dane grupy i doprowadziłaby do wniosku, że cena maksymalna powinna zostać określona indywidualnie dla każdego obszaru, co w znacznym stopniu utrudniłoby cały proces określania ceny i cofało legislację do punktu wyjścia, czego GK Orlen nie popiera – czytamy w uwagach spółki.

Mimo to, zdaniem Orlenu, zaproponowana cena 479,10 zł/MWh z dużym prawdopodobieństwem może nie pozwolić na przystąpienie do aukcji i realizacji części projektów zaplanowanych w II fazie wsparcia, w tym ujętych w aktualizacji Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu. Zaproponowana cena również utrudni uzyskiwanie finansowania dłużnego projektów, a realizacja inwestycji o nakładach średnio rzędu ok. 20 mld zł na projekt, nie jest możliwa z kapitału własnego. Mając na uwadze istotność projektowanego rozporządzenia dla rozwoju strategicznego obszaru strategii GK Orlenu czyli morskich farm wiatrowych, informuje, że w trybie odrębnym, tak aby zapewnić bezpieczeństwo danych wysoce wrażliwych i stanowiących Tajemnicę Przedsiębiorstwa, GK Orlenu prześle wybrane dane z modelu finansowego, potwierdzające ww. uwagi i wnioski – dodaje Orlen.

W projekcie przyjęto wartość współczynnika wykorzystania mocy (NCF) dla obszarów GK Orlen (obszary 46.E.1, 14.E.1, 14.E.2, 14.E.3, 14.E.4) na poziomie 44,7 proc. Dla porównania ten współczynnik dla elektrowni gazowych czy atomowych wynosi ponad 90 proc. 

Parametr ten ma istotny wpływ na cenę maksymalną. Z kolei kluczowy wpływ na NCF mają lokalne warunki wietrzności, a także warunki zewnętrzne, tzn. posadowienie w sąsiedztwie innych morskich farm wiatrowych lub straty na wyprowadzeniu mocy. Orlen uważa jednak, że ten współczynnik może być zbyt wysoki. - W praktyce wartość 44,7 proc. nie będzie osiągalna dla większości projektów. Tezę tę potwierdza obecnie realizowany przez GK Orlen projekt Baltic Power (projekt pierwszej fazy – red.), który bezpośrednio sąsiaduje z obszarem 46.E.1 – tłumaczy spółka. 

Ochrona przed cenami ujemnymi 

Wraz z rozwojem sektora OZE rośnie liczba godzin, w których ceny energii są ujemne (wytwórca dopłaca za wyprodukowaną energię elektryczną) i jest to zjawisko już powszechne w UE, pojawiające się szczególnie w okresach wiosenno-letnich. W Niemczech w 2023 r. zanotowano 301 godzin z ujemnymi cenami na rynku energii, natomiast w 2024 r. (do chwili obecnej) 449 godzin. W Polsce pierwszy raz ujemne ceny zostały zanotowane w czerwcu 2023 r., natomiast w 2024 r. (do chwili obecnej) pojawiło się już 189 godzin. - System wsparcia MFW nie chroni wytwórców przed ujemnymi cenami, tj. wsparcie w tych godzinach nie przysługuje. Uzasadnienie do projektu rozporządzenia nie wspomina o cenach ujemnych, stąd należy założyć, że nie uwzględniono ich negatywnego wpływu na rentowność projektów MFW, który będzie znaczący, biorąc pod uwagę trend wzrastający. Mając na uwadze powyższe postulujemy o uwzględnienie w modelu 5 proc godzin z ujemnymi cenami w ciągu roku – dodaje Orlen.