Biznesplan dla elektrowni wiatrowych na Batyku. Co oznacza dla cen pradu

Do 2040 r. ma być już 11 GW mocy wiatraków na Bałtyku i mają one odpowiadać — czytamy na stronach rządowych. Dla porównania obecnie na lądzie mamy w Polsce 9,8 GW, które w tym roku dały 14,5 proc. energii elektrycznej. — W Krajowym Planie w dziedzinie Energii i Klimatu szacujemy, że do 2040 r. dzięki odejściu od węgla jako Polska Społeczeństwo powinno wiedzieć, że transformacja przyniesie mu coś dobrego — powiedziała niedawno minister klimatu i środowiska Paulina Hennig-Kloska w wywiadzie dla "Gazety Wyborczej". — Polski offshore wind będzie jednym z najważniejszych nowych źródeł energii elektrycznej w nadchodzących dekadach — dodała. Niedawno w czytaliśmy nawet, że ceny prądu mogą być . Wiele kosztów stałych (łącze do lądu) rozłoży się wtedy na więcej wiatraków. Nie chodzi tu jednak niestety o ceny niższe o połowę od obecnych, ale od tych, które mogłyby być, gdyby całości inwestycji nie zrealizowano. Skoro jednak zgodnie ze słowami minister Hennig-Kloski koszty produkcji energii spadną o 30 proc. do 2040 r., to można byłoby oczekiwać, że i rachunki za prąd też będą niższe dla odbiorców niż obecnie. Z takim wnioskiem kłóci się jednak inna informacja z resortu klimatu. Nie taniej, a drożej? Ministerstwo . Trzeba w tym miejscu zaznaczyć, że Oznacza to że proponowana bałtyckim farmom wiatrowym . W połowie listopada . Daje on ministrowi możliwość ustalania w drodze rozporządzenia (trzy kategorie obszarów, czyli trzy ceny maksymalne), przeznaczonych pod budowę morskich farm wiatrowych. Ceny będą uwzględniać "ich warunki geofizyczne lub oddalenie od brzegu". Innymi słowy, farmy zbudowane w trudniejszych warunkach mogą dostać możliwość zgłoszenia na aukcji wyższej ceny niż 512 zł za MWh. Wszystko zależeć będzie od oceny sytuacji przez ministra. Po co w ogóle ustala się cenę maksymalną? W wyjaśnieniach do nowelizacji ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej na morskich farmach wiatrowych napisano, że chodzi o konieczność uniknięcia nadmiernego obciążenia odbiorców końcowych, czyli żebyśmy nie mieli jeszcze drożej. Już podwyżka ceny maksymalnej do ponad 512 zł za MWh to wynik nacisku inwestorów, którzy uznali, że . Tymczasem nawet ta nowa cena nie będzie satysfakcjonować wszystkich inwestorów. PGE w uwagach do projektu rozporządzenia Ministerstwa Klimatu zasugerowała, że "uwzględniając parametry techniczne i wskaźniki referencyjne określone w treści uzasadnienia rozporządzenia oraz stosując poprawny metodologicznie model finansowy do wyznaczenia ceny maksymalnej [...] otrzymujemy wynikowo cenę dla roku planowanej aukcji 2025 ". Innymi słowy, największy producent energii w Polsce i największy inwestor w obszarze energetyki wiatrowej na Bałtyku uznał, że cena 512,32 zł jest za niska i żeby inwestycja się "spinała", to . Skoro dzięki morskim wiatrakom miało być taniej, to dlaczego będzie drożej niż obecnie? Owszem, w kosztach działania morskich wiatraków nie będzie opłat za emisję CO2 i kosztu surowców (węgla), będzie za to jednak wysoki koszt finansowania inwestycji. Budowa wiatrowych farm morskich wymaga gigantycznych nakładów inwestycyjnych a finansowana będzie w modelu project finance, a więc z kapitału oraz długu, który w znacznej mierze trzeba spłacać z dochodów generowanych przez te farmy. Ile kosztuje wiatrak na morzu? Wydaje się, że grupa PGE ma powody, by domagać się wyższych stawek maksymalnych. Oszacowany przez państwowy koncern koszt inwestycji w farmy wiatrowe o mocy 7 GW ma wynieść aż 180 mld zł, W przypadku prywatnej (moc 1440 MW, koszt 24 mld zł), a państwowego (moc 1140, kosz 20,5 mld zł). W projekcie Baltica 2 PGE pisze o odległości 40 km od brzegu, a ministerstwo na swoich stronach o odległości "nie mniejszej niż 22 km". Zatem jak widać, dla wszystkich projektów bałtyckich odległość farmy od nabrzeża może mieć duży wpływ na koszty konkretnego projektu. Morska energetyka wiatrowa to najdroższa forma inwestycji w OZE. Jeśli nawet przyjąć parametry Polenergii i Orlenu, czyli 17-18 mln zł za 1 MW, to . Tak wynika z informacji, które pojawiły się od września b.r. z Tauronu i Enei. Jeśli przyjąć średnią 10 mln zł za MW na lądzie, to A ile da więcej energii? Jak sprawdziliśmy w danych ENTSO-E, w Niemczech, Danii i Belgii wiatraki morskie dawały w 2023 r. Przeciętny wiatrak morski potrafi wyprodukować nawet 3,5-3,7 GWh energii na megawat mocy rocznie, czyli pracować efektywnie przez 3500-3700 godzin rocznie, tj. przez około 150 dni w roku. Tak wysokie parametry osiągają instalacje w Holandii i w Danii. , a w tym roku według naszych szacunków może to spaść do 2,4 GWh ( ). W naszych warunkach (różnica między 3,7 GWh a 2,4 GWh). Ponad miesiąc temu wysłaliśmy pytania do Orlenu, PGE i Polenergii, jakie ceny maksymalne założyli w swoich biznesplanach, które mają gwarantować pokrycie kosztów inwestycji oraz jak się odnoszą do perspektyw zysków planowanych inwestycji. Do chwili publikacji tego artykułu żadna ze spółek nie podała konkretów. Ile lat na zwrot inwestycji? Przy cenie maksymalnej na poziomie 512 zł za MWh i nawet 3700 godzin rocznie na pełnych obrotach inwestycja wygeneruje przychód na poziomie 1,9 mln zł, czyli wydatkiem 17 mln zł inwestor osiągnie przychód w wysokości nawet 11 proc. Teoretycznie to niecałe 14 lat oczekiwania na zwrot inwestycji. Tyle że przecież przychód z wiatraka, czyli przychód ze sprzedanego prądu to jeszcze nie zysk inwestora. Trzeba odjąć koszty operacyjne (serwis, ubezpieczenia, szkolenia, logistyka, wypłaty odszkodowań, bezpieczeństwo itp.) oraz podatki, opłaty, no i oczywiście co bardzo ważne — koszt kapitału. Od pożyczonych pieniędzy trzeba przecież płacić odsetki. W ten sposób czas na zwrot z inwestycji się wydłuża. — Można przyjmując, że mówi Business Insider Polska Małgorzata Żmijewska-Kukiełka, menadżer ds. komunikacji w Polskim Stowarzyszeniu Energetyki Wiatrowej. Stąd też przy kosztach inwestycji, jakie planuje PGE (180 mld zł za 7 GW mocy) i cenie maksymalnej 512 zł za MWh może być trudno osiągnąć znaczący zwrot z kapitału. Nic więc dziwnego, że spółka oczekuje wyższych cen. Cena maksymalna dla morskich wiatraków Cena maksymalna oznacza, że wiatraki morskie będą mogły zgłaszać taki poziom oczekiwanego wynagrodzenia na specjalnych, corocznych aukcjach wsparcia dla energetyki morskiej. Pierwsza może odbyć się już w czwartym kwartale 2025 r. Jak to wszystko będzie rozliczane w Polsce? "Obowiązywać będzie dwustronny kontrakt różnicowy – gdy wytwórca osiągnie na rynku wyższą cenę, wpłaca różnicę między nią a ceną ustaloną w aukcji do budżetu zarządcy rozliczeń. W przypadku, gdy cena jest niższa — zarządca wypłaca różnicę wytwórcy ze zgromadzonych środków" — tłumaczy Business Insiderowi PSEW. Aukcje offshore (druga faza systemu wsparcia), w trakcie których może zostać przyznane prawo do tzw. pokrycia ujemnego salda, i mają umożliwić powstanie odpowiednio: 4 GW, 4 GW, 2 GW i 2 GW mocy zainstalowanej, gwarantując inwestorom określone ceny. W pierwszej fazie systemu wsparcia dla offshore to prezes URE przyznawał prawo do pokrycia ujemnego salda poszczególnym projektom, ale dla mocy nie większej niż 5,9 GW. W sumie regulator przyznał wsparcie siedmiu projektom, z ceną ustaloną na poziomie 319,6 zł za MW. Dodatkowy koszt W Polsce instalacja wiatraków morskich będzie się wiązała jednak z jeszcze jednym, wielkim wydatkiem, który pojawi się na naszych rachunkach za prąd w postaci opłat za przesył. Polskie Sieci Elektroenergetyczne w październiku poinformowały, że Duża część nakładów przypadać będzie na linie, które obsługiwać będą energetykę na Bałtyku. Dotąd najważniejsze linie powstawały przy elektrowniach na Śląsku czy Bełchatowie, dlatego teraz jest tam łatwiej stawiać obecnie nowe moce OZE.