ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
CMS

PGE
CEZ Polska
ENERGA





MATERIAŁY PROBLEMOWE

Tydzień prawdy o opłacalności polskiego offshore
23.02.2021r. 12:00

www.cire.pl | Obserwuj nas na facebook.com/energetyka
Ministerstwo klimatu i środowiska rozpoczęło konsultacje projektów ustalających maksymalną cenę energii z morskich farm wiatrowych, czyli tzw. cenę referencyjną. Inwestorzy chcą, aby rząd ją podniósł. Przekonują o - ich zdaniem - błędnych założeniach projektu kluczowego rozporządzenia, które może pokazać ile firmy wiatrowe mogą w przyszłości zarobić na offshore - pisze Bartłomiej Sawicki.

W ubiegłym tygodniu ministerstwo klimatu i środowiska przygotowało projekt rozporządzenia, które umożliwi wytwórcom realizującym projekty morskich farm wiatrowych (MFW) o łącznej mocy zainstalowanej do 5,9 GW ubieganie się o tzw. prawo do pokrycia ujemnego salda w pierwszej fazie systemu wsparcia dla offshore. Przy ustalaniu ceny maksymalnej wzięto pod uwagę zakres upoważnienia ustawowego, zgodnie z którym ustalając cenę należy uwzględnić:

- koszty operacyjne oraz dodatkowe koszty inwestycyjne ponoszone w okresie eksploatacji, w którym wytwórca korzysta z prawa do pokrycia ujemnego salda;
- koszty inwestycyjne ponoszone w okresie przygotowania projektu i budowy morskiej farmy wiatrowej wraz z niezbędną infrastrukturą techniczną oraz zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, a także koszty całkowitej likwidacji morskiej farmy wiatrowej wraz z zespołem urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, po zakończeniu jej eksploatacji;
- uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przygotowania, budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej.

Określenie wysokości ceny maksymalnej jest niezbędne do uruchomienia pierwszej fazy systemu wsparcia, a co za tym idzie dla terminowego rozwoju morskich farm wiatrowych w Polsce. Informacje dotyczące ceny maksymalnej są bowiem ważnym sygnałem dla inwestorów pozwalającym określić, czy dany projekt inwestycyjny ma szansę na partycypację w systemie wsparcia, a tym samym na realizację.

Analizy instytucji jak Międzynarodowa Agencja ds. Energii (IRENA) czy U.S. NREL wskazują, że w wyniku szybkiego rozwoju technologii cena produkcji energii z MFW kontynuowane będą spadki kosztów tej technologii w najbliższej dekadzie. Z modelu przygotowanego przez Biuro Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej i Polskie Sieci Elektroenergetyczne wynika, że przyjmując uzgodnione założenia cena referencyjna dla morskich farm wiatrowych powinna wynosić 301,5 zł/MWh (ok. 70 euro/MWh). To forma wsparcia i gwarancji dla właścicieli farm, którzy będą mieli pewność pokrycia niezbędnych kosztów inwestycji. Mając na uwadze powyższe, w projekcie rozporządzenia resort proponuje, aby cena maksymalna za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci w złotych za 1 MWh, będąca podstawą rozliczenia prawa do pokrycia ujemnego salda wynosiła właśnie 301,5 zł/MWh tj. ok. 70 euro/MWh.

Na rozwiniętych rynkach europejskich wartość wsparcia w przypadku aukcji wynosi średnio ok. 50 euro. Chodzi głównie jednak o rynki, gdzie to operator buduje przyłącza i odpowiada za budowę infrastruktury odpowiedzialną za wyprowadzenie mocy z morskich farm. W Polsce to spółki będą odpowiadać za budowę przyłączy, a koszt budowy stanowi nawet 30 procent kosztów inwestycji. Budowa 1 GW mocy może więc kosztować 12-14 mld zł. Wielkość wsparcia zaoferowana przez resort w projekcie może budzi obawy inwestorów, bo może nie pokryć kosztów inwestycji i nie wiadomo czy wówczas da szansę zarobić na tych projektach.

Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej (PSEW) przekonuje, że jednym z kluczowych elementów powinno być zagwarantowanie wsparcia poprzez pokrycie niezbędnych kosztów planowanych inwestycji. - Wyznaczona w rozporządzeniu cena referencyjna tego nie gwarantuje. Już teraz jej poziom w niewielkim stopniu odbiega od poziomu cen energii elektrycznej na rynku spot. Przy prognozowanej na kolejne lata rosnącej presji na ceny energii pod wpływem drożejących uprawnień do emisji CO2, cena uzyskiwana przez inwestorów mogłaby być niższa od rynkowej. Utrudni to inwestorom stawiającym pierwsze projekty rozmowy z instytucjami finansowymi - powiedział prezes PSEW Janusz Gajowiecki. Spółki, które są bezpośrednio zaangażowane w proces uzyskania wsparcia do czasu konsultacji, które mają zakończyć się w tym tygodniu, na tę chwilę nie zabierają głosu. Z nieoficjalnych informacji wynika jednak, że uważają tę cenę za niską. Zdaniem części spółek ta cena powinna wynosić jednak minimum 10 euro więcej. Wiceminister klimatu i środowiska i pełnomocnik rządu ds. OZE Ireneusz Zyska starał się tonować emocje w minionym tygodniu. - Pułap 301,5 zł/MWh nie oznacza, że cena zaproponowana w projekcie tego rozporządzenia jest ustalona na poziomie ostatecznym - mówił. Dodał jednak, że nie można traktować ceny maksymalnej życzeniowo, a ona sama wynika z analizy matematyczno-finansowej, którą przygotowano w ramach zespołu powołanego przez resort.

Jak czytamy w BiznesAlert: koncern PKN Orlen razem z Northland Power jest właścicielem spółki Baltic Power, która planuje realizację projektu morskiej farmy wiatrowej do 1,2 GW. Jarosław Dybowski, dyrektor Wykonawczy ds. Energetyki PKN Orlen podkreślił, że branża offshore wind w Polsce jest na wczesnym etapie dojrzałości. - W Polsce morską energetykę wiatrową rozwijamy praktycznie od zera. Powstanie farm na morzu wymaga całej niezbędnej infrastruktury i dobrze działającego łańcucha dostaw i m.in. ten właśnie aspekt powinna uwzględniać cena referencyjna - podkreślił.

Z analiz Orlenu wynika, że cena maksymalna podana w rozporządzeniu jest ceną średnią, a nie ceną maksymalną. Zdaniem dyrektora Dybowskiego jest ona zdecydowanie za niska, a sposób jej wyliczania wymaga korekty. Dodał, że przed decyzją URE musi jeszcze uzyskać akceptację Komisji Europejskiej, co stanowi kolejny mechanizm zabezpieczenia przed zbyt wysokim i nieuzasadnionym wsparciem projektów. Wszystkie polskie spółki mają już partnerów zagranicznych, dlatego też można domniemywać, że opinie spółek polskich, te oficjalnie i nieoficjalne, to także stanowisko firm zagranicznych.

Do obliczenia ceny maksymalnej, na podstawie dostępnych danych przyjęto następujące parametry techniczne oraz wskaźniki dla referencyjnej morskiej farmy wiatrowej:

odległość od brzegu -45 km;
głębokość - 40 m;
współczynnik wykorzystania mocy - 45,7 procent;
średnia moc morskiej farmy wiatrowej - 1000 MW;
prędkość wiatru (wpływa na produktywność projektu) - 9,46 m/s na wysokości 100 m;
rok uruchomienia morskiej farmy wiatrowej - 2026;
techniczny czas życia i okres amortyzacji - 25 lat;
kurs euro NBP - średnia z ostatnich 5 lat od 2021 (zniwelowanie efektu COVID-19) - 4,31 euro/zł;
kurs dolara NBP - średnia z ostatnich 5 lat od 2021 (zniwelowanie efektu COVID-19) - 3,81 dol/zł.- inflacja; 2,7 procent roku/roku CPI - Cel inflacyjny NBP 2022;
koszty bilansowania - o wartości zero.

Spółki mówią jednak o potrzebie korekty sposobu wyliczania ceny referencyjnej. Chodzi o zbyt wysoką ocenę sprawności morskich farm wiatrowych, ocenioną przez resort klimatu i środowiska na poziomie 45 procent. Zdaniem ekspertów branży to założenie modelowe, które nie uwzględnia czynników geograficznych oraz rozlokowania farm wiatrowych obok siebie, co także może wpływać na efektywną pracę wiatraków. Przyjęto także w uzasadnieniu, że wartość euro względem złotego będzie przez najbliższe lata na tym samym poziomie, co wiąże się z ryzykiem walutowym. Wątpliwości budzą także tzw. koszty bilansowania, które w przypadku offshore wyliczono "zero" nie podając jednak uzasadnienia. Większość spółek publicznie jednak nie wypowiada się na temat sposobu wyliczenia ceny referencyjnej wyczekując na ruch ministerstwa oraz innych podmiotów w czasie konsultacji.

Pojawia się więc pytanie, czy przedłużające się prace nad rozporządzeniem mogą przeszkodzić spółkom złożyć wniosek o wsparcie do końca marca do prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Wydaje się, że nie. Spółki już wcześniej na etapie prac nad ustawą i jej uchwalania przygotowywały się na wypełnienie potrzebnych dokumentów. Ten tydzień jednak może powiedzieć więcej o tym, czy i ile będą mogły zarabiać pierwsze morskie farmy wiatrowe. Firmy mogą przedstawić ewentualne uwagi do projektu w terminie siedmiu dni od dnia udostępnienia projektu, od czyli 16 lutego.

Czytaj również:
BiznesAlert

Dodaj nowy Komentarze ( 8 )

WIĘCEJ NA TEN TEMAT W SERWISACH TEMATYCZNYCH

KOMENTARZE ( 8 )


Autor: a kuku 23.02.2021r. 16:22
Za 300 zł/MWh to my mamy prąd z węgla. De facto za marżę 100 zł ponad koszty paliwa. Gdzie jest korzyść ze stosowania dojrzałej, nie wymagającej wsparcia technologii wiatraków, technologii rozwijanej z powodzeniem od 20 lat i powszechnie opisywanej, jako zdolnej do rozwoju na warunkach komercyjnych ? Jeśli 100 zł/MWh wystarcza do pokrycia kosztów stałych "wielkoskalowego molocha węglowego" to dlaczego wiatrak chce trzy razy więcej ?
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: xyz 23.02.2021r. 22:38
bo tutaj "wiatrak" musi sobie pociągnąć sam kable po dnie morza? Bo "wiatrak" elektryczny do w dojrzałości dziecko w porównaniu do "molocha węglowego" a może dlatego, że na węgiel nikt nie przerzuca kosztów społecznych i gospodarczych? tylko ciągle PGG drenuje pieniądze z kasy społeczeństwa?
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: zgryźliwy 24.02.2021r. 14:32
A widzisz, elektrownie sterowalne budowano w miejscach największego zapotrzebowania na energię. Elektrownie wiatrowe buduje się w miejscach pozyskania wiatru. Dlatego wbrew sloganowi "OZE bez strat przesyłu" wiatr powoduje konieczność ciągnięcia kabli, jak sam podałeś i wymusza przesyły od Bałtyku po Austrię. Wiatrak dalej wychodzi za tanio, bo nie wliczamy mu kosztów utrzymania węgla, w tym 30-dniowego zapasu magazynowego i technologii sterowalnej. A co do kosztów społecznych - jeszcze się nie zdarzyło, by budowa wiatraka doprowadziła do poprawy jakości powietrza, bo budowa wiatraka nie uderza w podstawy smogu. Z tego pkt. widzenia budowa wiatraka jest tylko niepotrzebnym obciążeniem społecznym.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: antymonopol 25.02.2021r. 12:45
A jaka jest korzyść z dopłacania przez podatników do bankrutów górniczych z najdroższym węglem na świecie jeszcze przez 30 lat mimo patologii związkowej według zasady zyski nasze straty wasze?
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: u-238 25.02.2021r. 23:47
dyskutantów tutaj pogodzic może tylko atom
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: Socyal 26.02.2021r. 10:57
Sprawa jest w zasadzie bardzo prosta. Trzeba zabudować takie źródła sterowalne, które pokryją ok 110% mocy w szczycie. Muszą być dość dynamiczne (ruch od zera do 100%). A resztę można sobie produkować z czego się chce. Problem polega jednak na tym, że aby zbudować te źródła to trzeba mnóstwo forsy. Na utrzymanie ich w gotowości trzeba kolejne mnóstwo forsy (przy nikłej produkcji). Gdzieś tam mogą być magazynki energii (bo nie ma technologii magazynowania w znacznej i sezonowej skali). Ich prawie nie należy brać pod uwagę w bilansie dopóki one nie powstaną w poważnej skali technicznej. A czy szczyt pokryje się elektrowniami atomowymi tak ze 30 GW na dziś (o ile mają odpowiednią dynamikę i można ją wygasić) czy dziwadłami wodorowymi czy czymkolwiek innym to w zasadzie ma znaczenie wtórne. Będzie wielokrotnie drożej niż dziś bo cuda w świecie się zdarzają, ale o cudach w technice czy ekonomii nie słyszałem. Jest jeszcze jedna opcja, którą ćwiczą niektóre stany w USA (np regularnie Kalifornia) czyli niski standard dostawy, wyłączenia itp. Też jest wbrew pozorom możliwa bo zgodna z nowoczesnymi trendami ograniczania nadmiernych potrzeb ludzkich. Moja babcia żyła bez prądu, to i nowe nowoczesne pokolenia też będą musiały. Tu się nie ma o co kłócić, tu trzeba pogodzić się z faktami. Lepiej i taniej to już było, nadchodzi gorzej i drożej. I jest to bardzo nowoczesne myślenie. Socjalistyczne.
PS
Jeszcze jest do rozwiązania problem ciepła. Ale tu też nowoczesne myślenie jest wskazane, gęsi nie należy zabijać na mięso tylko trzeba skubać na pierze. Przyda się. Moja babcia to robiła będąc bardzo nowoczesną osobą to i niech młode pokolenie się nauczy ekologicznego życia.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: ErgoSum 26.02.2021r. 10:20
Jest oczywiste, że ten kto nie ma "kasy" idzie po środki publiczne. W UK od 1999r ustalono w kontrakcie różnicowym, cenę referencyjną 92 GBP/MWh. Pomimo b. wysokiej ceny znacznie przekraczającej rynek SPOT, MFW nadal są niekonkurencyjne, a ilość uszkodzeń, wyłączeń awaryjnych lub zatrzymań z powodu obladzania śmigieł na Morzu Płn. spowodowały, że tylko koszty operacyjne przekraczały stale cenę referencyjną, prowadząc wprost do działalności ze stratą. Analizy IRENA mają tak wiele uproszczeń i pominięć kosztów realistycznych, że LCOE tam wyliczane- jest co najmniej grubym przybliżeniem z błędem nawet 50%.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: JPi 01.03.2021r. 16:00
Coś Ci się pokręciło. 92.5 GBP to cena energii z atomówki Hinkley Point C. Ceny z wiatru ostatnio (rok 2019) były na poziomie 41 GBP.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 8 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
TGE
Savangard
Audax
Enotec
Gazterm
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Innsoft



cire
©2002-2021
mobilne cire
IT BCE