Kapitału na zielone inwestycje, w tym rozwój morskich farm wiatrowych (offshore wind), jest więcej niż potencjalnych projektów do realizacji. Dlatego na polską strefę Bałtyku, gdzie do 2040 roku stanie ponad 10 GW, patrzą dziś największe koncerny sektora i instytucje finansowe.

Wśród nich jest brytyjsko-holenderski Shell, koncern energetyczny działający na rynku ropy, gazu i produktów chemicznych, ale z rosnącym udziałem odnawialnych źródeł energii (OZE) w portfelu.

– Na rynkach dojrzałych, w sprzyjających warunkach regulacyjnych, inwestycje w infrastrukturę OZE mogą przynosić stabilny i stały dochód. Dlatego coraz więcej banków i funduszy na świecie dostrzega w nich atrakcyjny cel inwestycyjny – tłumaczy Tomasz Woźniak, zajmujący się rozwijaniem m.in. energetyki wiatrowej w Shell International Exploration & Production. Shell działa na rynku energetyki wiatrowej od ponad 15 lat. W 2018 r. zaangażował się w rozwój projektów farm morskich u wybrzeży USA (4 GW) i Holandii (0,8 GW).

Na świecie łączna wartość inwestycji w morski wiatr – jak podaje Bloomberg New Energy Finance – sięgnęła w ub.r. 25,7 mld dol. (+14 proc. wobec 2017 r.). Cały zielony sektor przyciągnął ponad 332,1 mld dol. (-8 proc.). Prym na morzu dziś wiedzie Europa, na czele z W. Brytanią. Ale Stary Kontynent już czuje oddech Nowego Świata i azjatyckich tygrysów, takich jak Tajwan i Chiny. U wybrzeży Chin wkrótce staną wiatraki warte ponad 11 mld dol.

Stabilność prawa kluczem do sukcesu

W. Brytania też szykuje się do skoku, by do połowy stulecia zredukować emisję gazów cieplarnianych o co najmniej 80 proc. wobec 1990 r. Strategia na rzecz czystego wzrostu, która pochłonie ok. 2,5 mld funtów do 2021 r., ma skutkować znaczącym przyrostem mocy z OZE kosztem węgla. Obecne elektrownie na węgiel zostaną wyłączone do 2025 r.

Rozwój OZE napędzą głównie farmy na Morzu Północnym. Do kręcących się dziś ponad 1900 turbin w 37 elektrowniach wkrótce dołączą nowe.

– Wielka Brytania jest światowym liderem, jeśli chodzi o moce farm wiatrowych na morzu (z potencjałem prawie 8 GW) i rozwija ten sektor. W fazie budowy jest ok. 5 GW na morzu, a w planowanie są następne 4 GW. Celem jest osiągnięcie 30 GW do 2030 r. – mówi Lena Modzelewska z ambasady Wielkiej Brytanii.

Dziś źródła odnawialne różnego typu o łącznych mocach 42 GW pokrywają potrzeby Brytyjczyków w ponad 20 proc. W miksie dominuje gaz (ok. 40 proc.), a uzupełnieniem jest też atom (ok. 20 proc.).

– Polska może zyskać miano znaczącego gracza na światowym rynku MFW. Warunki przyłączenia mają już projekty o łącznej mocy prawie 7,1 GW. To prawie tyle, ile dzisiaj kręci się w W. Brytanii, a docelowo planujemy mieć 10 GW. To jest moc na skalę światową – mówi Bart Dujczyński, związany z FTI Consulting, a wcześniej członek zarządu Polenergii, gdzie pomagał w pozyskaniu Equinora jako partnera dla projektów offshore. – W kolejce po kapitał stoi więc wiele projektów. Trzeba im jak najszybciej zapewnić stabilność regulacyjną, gdyż wymagają tego banki finansujące i strategiczni partnerzy – postuluje Dujczyński.

Janusz Gajowiecki studzi hurraoptymizm. – Apetyt na Bałtyk jest spory i nadal rośnie, ale widać też mnóstwo ryzyk dla realizacji projektów i ich rentowności – twierdzi prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW). Jego zdaniem kluczowa dla inwestorów stabilność regulacji, w Polsce nabiera szczególnego znaczenia w kontekście drogi, jaką przeszły wiatraki na lądzie. Chodzi o regulacje spychające te elektrownie na skraj rentowności, m.in. dyskryminuące zapisy podatkowe czy ciągłe manipulowanie wysokością tzw. opłaty zastępczej, która wpływa na cenę zielonych certyfikatów – będących obok energii elektrycznej głównym źródłem przychodów instalacji OZE.

– W przypadku Bałtyku nie stać nas na zamieszanie legislacyjne podobne do tego, które zgotowali decydenci farmom lądowym. Bo wtedy ani firmy takie jak Shell, ani banki typu EBI czy EBOR nie spojrzą w kierunku polskiego morza – ostrzega Gajowiecki.

Szef PSEW za konieczność uważa poprawę prawa dla działających ok. 6 tys. MW z wiatraków lądowych. Bo inwestorzy zagraniczni przez ich pryzmat patrzą na rentowność bałtyckich farm. Wśród dobrych praktyk wymienia m.in. te stosowane przez Brytyjczyków podających wielkość kontraktacji z OZE na dwa lata do przodu, przy założeniu aukcji co roku do 2030 r.

Offshore paliwem wzrostu gospodarki

Od wyspiarzy powinniśmy się też uczyć dbania o własny przemysł. Działa u nas ok. 100 przedsiębiorstw już zarabiających na globalnym rozwoju offshore wind. Dostarczają komponentów turbin do projektów m.in. na Morzu Północnym. Dla farm bałtyckich już mogłyby zapewnić elementy warte połowę inwestycji, a w przyszłości – po rozszerzeniu skali biznesu – udział mógłby wzrosnąć do 90 proc. Rozwój polskich farm wiatrowych na morzu może wspomóc gospodarkę przyczyniając się do stworzenia wokół sektora ok. 77 tys. nowych miejsc pracy i dokładając 60 mld zł w podatkach do budżetu państwa.

Na razie dochody wielkich graczy wybierających się na Bałtyk pozostają w sferze wyobrażeń. Przynajmniej do czasu ustanowienia systemu wsparcia dla tej technologii, w tym podziału odpowiedzialności za przyłączenie farm do sieci krajowej. Tomasz Woźniak z Shell wskazuje na trend światowy: szybki przyrost zainstalowanych mocy, coraz większe parki i spadające koszty technologii – to główne trendy, które definiują dziś globalny sektor offshore. Inwestorzy mierzą się z mniejszymi ryzykami niż w przeszłości, co przekłada się na niższy koszt kapitału i niższe, ale wciąż atrakcyjne stopy zwrotu.

– Rządy państw europejskich, w tym brytyjski, proponując stabilne regulacje pozwoliły wyjść branży offshore wind poza sferę badań i rozwoju. Decydenci dostrzegli rolę energii wiatrowej, której koszt może być przewidywalny i niezależny od cen na rynkach surowców, co napędza gospodarkę i jednocześnie wspomaga poprawę jakości powietrza – tłumaczy przedstawiciel Shell.

– Rząd brytyjski zdawał sobie sprawę, że trzeba poszczególne sektory, m.in. metalowy czy elektroniczny, przygotować do udziału w takich inwestycjach – dodaje Rafał Janus, lider energetycznego zespołu firmy Arup, zajmującej się doradztwem technicznym i biznesowym dla różnych sektorów, w tym offshore wind.

Koniecznością wydaje się też przygotowanie społeczeństwa na nową technologię. Jak mówi Janusz Gajowiecki z PSEW, dziś mało kto w Polsce wie, czym jest offshore wind, co pokazały badania pracowni Indicator na zlecenie PSEW.

Milowym krokiem do rozpoczęcia debaty o transformacji gospodarki, w tym energetyki, było nakreślenie wizji rozwoju wiatraków morskich w projekcie polityki energetycznej Polski do 2040 r. (PEP 2040). Choć wcześniej wiele mówiło się o bałtyckim śnie, to jest to pierwszy dokument wprost wskazujący potencjał tej technologii. Trwają prace nad planem zagospodarowania morza, który dziś nie odpowiada ambicjom rządu i stał się przedmiotem krytyki wielu resortów.

Ustawa dla farm morskich – kiedy i jaka

Ustawę określającą system wsparcia i usuwającą bariery rozwoju offshore wind poseł Zbigniew Gryglas stojący na czele Parlamentarnego Zespołu ds. Morskiej Energetyki Wiatrowej obiecuje jesienią.

– Nie chcemy się spieszyć z przygotowywaniem rozwiązań legislacyjnych, by potem naprędce nie poprawiać przepisów – mówi z kolei Piotr Czopek, dyrektor Departamentu Energii Odnawialnej i Rozproszonej w Ministerstwie Energii. – Zależy nam na tym, by nasze rozwiązania dla morskiej energetyki wiatrowej były jak najbardziej optymalne, dlatego prowadzimy analizy i konsultacje z możliwie jak największym gronem potencjalnych interesariuszy. Chcemy mieć pewność, że miliardy na bałtyckie projekty zostaną wydane efektywnie zarówno z punktu widzenia inwestorów, jak i odbiorców energii.

Rząd zapewnia o stabilności szykowanych regulacji. Co nie znaczy, że będą one niezmienne. – Tworząc przepisy dla MFW, nie uda się przewidzieć wszystkich przyszłych skutków czy barier. Musimy też równoważyć interesy inwestorów dążących do wysokich stóp zwrotu i odbiorców energii, którzy chcą płacić jak najniższe rachunki – wyjaśnia Piotr Czopek.

Ekspert FTI Consulting jest przekonany, że poziom wsparcia dla MFW będzie akceptowalny dla polskiego odbiorcy bez względu na ostateczny kształt rozwiązania. Skorzystamy bowiem na znaczącym spadku kosztów produkcji energii z wiatru morskiego. – Ze względu na wieloletni horyzont tych inwestycji nie obędzie się jednak bez długoterminowego wsparcia czy to w postaci mechanizmu taryf gwarantowanych, czy aukcji z kontraktami różnicowymi. W dalszej przyszłości gwarancją dla kredytów inwestycyjnych dla morskich farm być może będą długoterminowe, korporacyjne umowy sprzedaży energii typu PPA między producentem i odbiorcą. Dziś ten trend jest już widoczny w przypadku farm wiatrowych na lądzie – mówi Dujczyński.

W kontekście systemu wsparcia dla MFW przedstawiciele resortu energii mówili dotąd najczęściej o kontraktach różnicowych. Wysokość pomocy dla pierwszych projektów byłaby jednak uzależniona od indywidualnych negocjacji, potem odbywałyby się regularne aukcje.

Łącznik z lądem, czyli podział kosztów i ryzyk

– Najbardziej zaawansowane projekty prawdopodobnie będą potrzebowały indywidualnego podejścia i oceny wsparcia przy udziale Komisji Europejskiej – wskazuje Arkadiusz Sekściński, p.o. prezesa PGE EO.

Pytany o nowy system wsparcia dla MFW Piotr Czopek nie chce na razie mówić o szczegółach. To dlatego, że trwają analizy i dyskusje w tym obszarze. ME rozmawia zarówno z potencjalnymi inwestorami, jak też organizacjami branżowymi i partnerami z innych państw UE, dla których morska energetyka wiatrowa już dziś jest ważnym źródłem energii.

– Mam tu na myśli doświadczenia brytyjskie i duńskie – precyzuje Piotr Czopek. Podkreśla, że warto korzystać z doświadczeń innych i uczyć się na ich błędach.

Wyzwaniem są głównie koszty przyłączenia farm do krajowego systemu. Ich udział w całej inwestycji – według różnych szacunków – może stanowić od ok. 25 proc. do ponad 30 proc., w zależności od oddalenia instalacji od brzegu.

Na czym polegają systemy w obu wymienionych krajach? Londyn zdecydował się na model, w którym początkowo to inwestor ponosi koszt budowy kabla łączącego farmę z siecią lądową. Następnie sprzedaje ten łącznik wybranemu w przetargu operatorowi morskiej sieci. Z kolei Kopenhaga poszła śladami Berlina, czyli to operator infrastruktury przesyłowej bierze na siebie całą odpowiedzialność i koszty budowy i przyłączenia morskich farm.

Jak będzie u nas? Polski operator systemu przesyłowego uzależnia to od wielkości docelowo instalowanego potencjału na Bałtyku. Jeśli będzie wystarczająco duży, to weźmie na siebie obowiązek budowy morskiej sieci. Ale inwestorzy w pierwsze projekty prawdopodobnie sami zbudują łącza.

– Dzięki zachętom finansowym i administracyjnym Brytyjczykom udało się zbudować bardzo efektywny model. Ale tamtejsze firmy zbierały latami doświadczenia na morzu w sektorze wydobycia ropy i gazu. Polska nie ma tak bogatej historii realizacji dużych inwestycji infrastrukturalnych na morzu. Możemy pochwalić się tylko funkcjonującym połączeniem energetycznym ze Szwecją i realizowanym rurociągiem Baltic Pipe. Także system energetyczny jest historycznie inaczej zorganizowany. Dlatego zasadne byłoby przyjęcie modelu hybrydowego – radzi Rafał Janus z firmy Arup.

Przypomina, że wykładniczy rozwój sektora offshore zapewne skłoni rząd brytyjski do wprowadzenia pewnych modyfikacji, np. w ramach wspierania platform pływających. Sam model OFTO (Offshore Transmission Owner) też ostatnio uległ modyfikacjom, co powinno zwiększyć konkurencje, a przez to obniżyć koszt budowy i utrzymania morskiej infrastruktury sieciowej.

Rejony bliskie wybrzeżom Wysp powoli się zapełniają, spychając farmy coraz dalej w morze. Te najdalsze są ponad 200 km od lądu, gdy pierwsze instalacje, oddalone o zaledwie 3 km, można było obserwować z brzegu. Konstrukcje też rosną do gigantycznych rozmiarów. Na Morzu Północnym standardem są dziś pojedyncze turbiny o mocy 8–9 MW, ale już projektuje się takie na 12 MW. Te giganty o wysokości warszawskiego Pałacu Kultury i Nauki w bardziej efektywny sposób wykorzystają wiatry na Morzu Północnym, gdzie średnia prędkość oscyluje wokół 11 m/s).

– Warunki na Bałtyku są konkurencyjne (ok. 9 m/s – red.) w porównaniu z tymi na Morzu Północnym. To oznacza niewyczerpany zasób czystej energii, czyli niezależność energetyczną i poprawę jakości środowiska dla milionów Polaków – mówi Woźniak z Shella.

Lekcje do odrobienia

Ci, którzy wybierają się na Bałtyk, podkreślają, że nie stać nas na eksperymentowanie. Dlatego chcą się oprzeć na wiedzy i doświadczeniu zagranicznych partnerów. Inwestora strategicznego – norweski koncern Equinor (dawniej Statoil) – wybrała już Polenergia. Partnerów szukają PGE i Orlen.

Polskie koncerny przyspieszają po publikacji PEP 2040. Wcześniej brak jasnych sygnałów o transformacji energetyki przez lata powstrzymywał je przed zrobieniem dużego kroku w stronę Bałtyku. Wystarczy przypomnieć, że pierwsze działania rozpoczęły się w 2011 r., a mimo to żaden z projektów nie ma jeszcze pozwolenia na budowę. Tylko 2,2 GW ma umowę przyłączeniową (projekty Polenergii na 1,2 GW i PGE na ponad 1 GW).

Polenergia jest o krok przed PGE, bo ma decyzje środowiskowe i partnera. Lider rynku wytwarzania powołał nową spółkę celową, PGE Baltica, która jest odpowiedzialna za rozwój MFW. To ona zajmuje się poszukiwaniem inwestora zagranicznego. Kluczowym kryterium jest nie tyle zasobny portfel, ile doświadczenie i know-how.

– Segment OZE zyskuje na znaczeniu. Nasze ambicje wyznacza strategia mówiąca o 25-proc. udziale grupy PGE w krajowej produkcji energii ze źródeł odnawialnych do 2030 r. Realizacja tego celu nie będzie możliwa bez morskich farm w portfelu – zauważa Sekściński. – Ważne są także działania na lądzie. Dzięki wygranej na ostatniej aukcji zwiększy się łączna moc zainstalowana farm wiatrowych PGE o 18 proc., do prawie 650 MW. Chcemy też więcej zainwestować w fotowoltaikę. Te działania umocnią pozycję koncernu jako największego producenta „zielonej" energii w Polsce – dodaje.

Energia z pierwszej farmy PGE Baltica popłynie do sieci w połowie przyszłej dekady. Rok później zacznie się jej komercyjna praca. – Dziś najważniejsze jest odrobienie pracy domowej. Mamy umowę przyłączeniową na 1 GW i wydane warunki przyłączeniowe dla kolejnych 1,5 GW (PGE ma tzw. pozwolenia lokalizacyjne łącznie dla 3,5 GW – red.). W końcówce 2017 r. złożyliśmy wnioski o decyzje środowiskowe. Od roku badamy wietrzność tych miejsc i – co pozytywne – jest ona stabilna i porównywalna z tą z Morza Północnego. Przygotowujemy się też do badania dna morskiego. Nasz projekt robót geologicznych został już zaakceptowany przez głównego geologa kraju. Gotowy jest też opis przedmiotu zamówienia. Wspierała nas w jego opracowaniu doświadczona firma z Irlandii – wylicza Sekściński.