Koniec boomu na inwestycje offshore’owe. Co dalej z polskimi projektami?

Z racji bardzo dobrych warunków w zakresie wietrzności oraz relatywnie niskich głębokości, umożliwiających optymalizację kosztów fundamentowania, polska wyłączna strefa ekonomiczna na Morzu Bałtyckim jawi się jako idealne miejsce do inwestycji w farmy wiatrowe offshore. Jak wielokrotnie informowaliśmy na łamach “Rynku Infrastruktury”, w drugiej połowie obecnej dekady inwestycje te staną się fundamentem polskiej transformacji energetycznej, zapewniając znacznie większą moc zainstalowaną niż pierwsza elektrownia jądrowa, której budowa powinna zostać zakończona w drugiej połowie kolejnej dekady. Swoje projekty inwestycyjne w tym zakresie rozpoczęły już Orlen wraz z kanadyjskim Northland Power oraz PGE Polska Grupa Energetyczna wraz z duńskim Ørstedem. Zaawansowane przygotowania realizują Polenergia wraz z norweskim Equinorem, a także niemiecki koncern RWE.

Wiele wskazuje jednak na to, że entuzjazm inwestycyjny w obszarze projektów offshore’owych może przygasnąć. Choć perspektywy dla sektora pozostają bardzo korzystne, choćby z racji konieczności wyłączenia kolejnych bloków konwencjonalnych opalanych węglem brunatnym i kamiennym, na horyzoncie widać również coraz więcej zagrożeń, które wpłynęły już na wyhamowanie dynamiki rozwoju inwestycji w farmy wiatrowe na morzu w innych państwach członkowskich Unii Europejskiej, które są znacznie bardziej zaawansowane w tym zakresie. Najbardziej problematyczny jest bardzo duży wzrost kosztów realizacji inwestycji, przekładający się na znacznie wyższe ceny energii elektrycznej niż w przypadku elektrowni wiatrowych na lądzie.

Jak wskazywał niedawno w wywiadzie dla “Rzeczpospolitej” Grzegorz Onichimowski, prezes zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych, w ostatnich aukcjach w ramach mechanizmu wsparcia odnawialnych źródeł energii inwestorzy oczekiwali ok. 180 zł za MWh w przypadku projektów onshore. Z kolei w ramach tzw. drugiej fazy wsparcia inwestycji offshore energia elektryczna z farm wiatrowych na morzu ma kosztować 479-512 zł za MWh przy jednoczesnym wydłużeniu okresu wsparcia w porównaniu z inwestycjami onshore. Tym samym pomimo niewątpliwych zalet farm wiatrowych offshore, wśród których należy wymienić choćby większą stabilność i przewidywalność, nie wydają się one optymalne w kontekście zapewnienia konkurencyjności kosztowej polskim przedsiębiorstwom, która w ostatnich latach została poważnie nadszarpnięta w wyniku skokowego wzrostu cen prądu.

Co więcej, w ramach tzw. drugiej fazy wsparcia offshore zdecydowana większość koncesji znajduje się w dużo większej odległości od linii brzegowej niż miało to miejsce w przypadku projektów, którym przyznano wsparcie w pierwszej fazie. Tym samym siłą rzeczy nakłady inwestycyjne w ich przypadku byłyby znacznie wyższe, choćby z racji konieczności budowy dłuższych połączeń z lądem, czy większych odległości pokonywanych przez statki instalacyjne, a następnie – w fazie eksploatacji – przez jednostki serwisowe. Na wszystkie projekty offshore’owe ma natomiast wpływ wzrost kosztów pracy i cen komponentów, a także stali, wykorzystywanej do produkcji wież. W efekcie w Danii i Szwecji, które były w tym obszarze pionierami, obserwuje się wyraźne wyhamowanie inwestycji w energię wiatrową na morzu.

Dość powiedzieć, że w ostatniej aukcji na inwestycje offshore’owe zorganizowanej przez duńską administrację rządową nie wpłynęła żadna oferta. Z drugiej strony trudno porównywać duński i szwedzki rynek energii elektrycznej z polskim. Danię i Szwecję charakteryzuje bowiem bardzo wysoki udział energii wiatrowej w produkcji energii elektrycznej ogółem przy jednoczesnej nadprodukcji, która powoduje presję na spadek cen i konieczność eksportu nadwyżek. Tymczasem w Polsce udział OZE w miksie energetycznym pozostaje jednym z najniższych w Unii Europejskiej, ceny prądu pozostają bardzo wysokie, zaś z racji zbliżającej się perspektywy wyłączenia szeregu bloków konwencjonalnych coraz poważniejsze jest ryzyko powstania niedoboru produkcji energii elektrycznej w kraju.

Wydaje się zatem, że w przypadku Polski zagrożenia, które spowodowały gwałtowne wyhamowanie rozwoju produkcji energii elektrycznej z wiatru na morzu, pozostają znacznie niższe niż w innych krajach, dlatego inwestycje w tym obszarze wciąż są perspektywiczne. Nie oznacza to, że nie istnieją żadne inne ryzyka. Wśród nich należy wymienić choćby opóźnienia w realizacji inwestycji w sieć przesyłową i dystrybucyjną, czy słabszą niż oczekiwana dynamikę rozwoju elektromobilności i gospodarki wodorowej. Szansą może być natomiast zmiana modelu konsumpcji energii elektrycznej w oparciu na elastyczne ceny, uwarunkowane porą roku, tygodnia, a nawet dnia.