Warunki transformacji energetycznej

Od publikacji naszego tekstu „Czas na energię z bałtyckiego wiatru” na temat morskich farm wiatrowych („Rzeczpospolita”, 13.05.2020 r.) odbyło się w Polsce wiele dyskusji i powiło wiele obietnic (np. porozumienie sektorowe zainicjowane poprzez Ministerstwo Klimatu i Środowiska), ale bez większych efektów, jeżeli chodzi o wkład krajowy i budowę lokalnego łańcucha dostaw. Zamiast planowanego wstępnie kilkudziesięcioprocentowego udziału ok. 200 polskich firm możemy mówić o zaledwie kilku punktach procentowych zebranych głównie dzięki kilku przetargom wygranym przez myślenicką Telefonikę Kable.

Rozważane inwestycje w stworzenie krajowej produkcji turbin, gondoli, fundamentów czy portów instalacyjnych lub serwisowych to zbyt daleka przyszłość, by naprawdę konkurować z europejskimi i chińskimi dostawcami w przetargach międzynarodowych. Niestety, nadal z punktu widzenia krajowego bezpieczeństwa technologicznego widać brak krajowych przepisów zapewniających jakość i niezawodność przyszłej energetycznej infrastruktury na Bałtyku.

Popandemiczny skok kosztów budowy farm

Poprzedni rząd postawił sobie za cel budowę do 2040 r. morskiej energetyki wiatrowej o mocy 11 GW. Niestety, w efekcie popandemicznych problemów wynikających z zerwania łańcucha dostaw wzrosły ceny turbin wiatrowych, a w konsekwencji koszty realizacji projektów. Zamiast oczekiwanego spadku cen związanego z postępem technologicznym widzimy coś przeciwnego, co na świecie skłoniło inwestorów do wstrzymania niektórych przygotowanych już inwestycji.

Może to powinno skłonić naszych sponsorów projektów morskich farm wiatrowych (głównie kontrolowane przez państwo Orlen i PGE) do analizy tej sytuacji i skupienia się na kwestiach regulacyjnych, organizacyjnych i dotyczących bezpieczeństwa technologicznego, które w ostatnich latach leżały odłogiem?

Nie możemy pozostawić kwestii technicznej jakości przyszłych farm wyłącznie zachodnim deweloperom. Przy braku wymagań z polskiej strony nie można wykluczyć, że będą się kierowali głównie kosztorysem i harmonogramem, żeby było taniej i szybciej. A to może oznaczać brak należytej uwagi dla jakości i niezawodności powstającej infrastruktury morskich farm wiatrowych.

W Europie Zachodniej projektowanie, produkcja, transport, instalacja i eksploatacja instalacji elektrycznych są regulowane przez krajowe normy, zalecenia i instrukcje dla deweloperów, producentów i podwykonawców. W Polsce powinniśmy podążać podobną drogą, by można było obiektywnie ocenić budżet inwestycyjny, czyli to, co jest najbardziej istotne dla inwestorów i producentów energii, jak również ma wpływ na ceny energii dla konsumentów i przemysłu. Cena energii nie może być za wysoka, bo polskie firmy przestaną być konkurencyjne.

Poza działającym od lat TÜV Rheinland Polska z Zabrza (właściciel jest podmiotem zagranicznym) brak u nas możliwości zapewnienia wkładu krajowego w niezależną akredytację lub certyfikację, a nawet ocenę rozwiązań proponowanych przez zagranicznych deweloperów. To kuriozalna sytuacja, jeśli pamięta się, że w Polsce w przypadku nawet najmniejszych projektów farm wiatrowych na lądzie krajowe przepisy, zalecenia i instrukcje (np. SEP, PTPiREE lub spółek energetycznych) dokładnie ustalają zasady kontroli jakości technologicznych rozwiązań. W przypadku morskich farm takich rozwiązań brak. Żadnej inicjatywy stworzenia przepisów, instrukcji czy zaleceń nie podjęły dotychczas ani Ministerstwo Klimatu i Środowiska, ani porozumienie sektorowe. Jak wobec tego mają być oceniane z punku widzenia naszych interesów proponowane poprzez zachodnich partnerów rozwiązania techniczne?

Kosztowna awaryjność

Według międzynarodowych ubezpieczycieli (np. GCube) istotna jest jakość tzw. kabli eksportowych i międzyturbinowych, a także dotkliwość i częstotliwość awarii fundamentów turbin. Ubezpieczyciele potwierdzają, że średni koszt roszczeń ubezpieczeniowych dotyczących instalacji morskich farm wiatrowych wzrósł w ciągu dziewięciu lat siedmiokrotnie. Obowiązuje zasada: wraz ze wzrostem mocy turbiny rosną koszty napraw, a także wysokość odszkodowań: według GCube o 1 mln dol. za każdy megawat dodatkowej mocy. Także ryzyko szkód majątkowych w trakcie budowy rośnie wraz z wielkością instalacji.

Międzynarodowe doświadczenia morskiej energetyki wiatrowej z ostatnich 20 lat pokazały, jak bardzo złożony i ryzykowny – również technologicznie – jest proces instalacji takich farm. Według ekspertów i firm ubezpieczeniowych wysoka częstotliwość i dotkliwość rejestrowanych do tej pory na świecie awarii wynika głównie z braku zapewnienia jakości przy projektowaniu, budowie i eksploatacji farm. Z pewnością będzie też dotyczyć instalacji na Bałtyku.

Powody problemów z morskimi farmami wiatrowymi to:

W USA rozwój morskiej energetyki wiatrowej także jest jeszcze w powijakach. Ale tam organizacje, takie jak American Clean Power (ACP), już na wstępie przygotowały szczegółowe instrukcje i zalecenia dotyczące jakości technologicznej przyszłych farm.

Rozważany wstępny zakres inwestycji Orlenu i PGE to ok. 70 mld zł. Patrząc z perspektywy interesariuszy, takich jak inwestorzy, deweloperzy, ubezpieczyciele, operatorzy, jak również odbiorcy energii, stworzenie polskiego systemu oceny rozważanych rozwiązań znacznie zmniejszyłoby ryzyko wszystkich siedmiu planowanych projektów o łącznej mocy 5,9 GW i kolejnych. Zwiększyłoby to zaufanie co do jakości i bezpieczeństwa technologicznego projektów.

Korzyści tego podejścia byłyby dwojakie: nie tylko zapewnienie na początek optymalnego CAPEX-u [kosztów kapitałowych – red.], ale również stworzenia bazy dla zrównoważonego OPEX-u [kosztów operacyjnych – red.] i wzrostu krajowego wkładu. Nie jest za późno na zajęcie się tym – chodzi o to, by farmy wiatrowe nie tylko były na Bałtyku, ale też w niezawodny sposób produkowały energię, inwestorzy osiągali oczekiwane zwroty, a budżet państwa nie łupił kieszeni Polaków nieakceptowalnie wysokimi mechanizmami wsparcia.

Więcej rynku

Liczymy na rynkowe podejście do realizacji projektów morskich farm wiatrowych w Polsce, by kapitał prywatny mógł się w pełni zaangażować. Proponowany mechanizm systemów aukcyjnych na podstawie kontraktu różnicowego „wypychał” banki zagraniczne z finansowania tych projektów. Stało się to po tym, jak BGK w 2023 r. ograniczył dostęp do złotego bankom zagranicznym na rynku międzybankowym (była to ukryta interwencja walutowa). Zostały one odcięte tym samym od rynku niezbędnego do udzielania kredytów w złotych na wiatraki na lądzie (kontrakty różnicowe na lądzie są zawierane w złotych, na offshore’ach w euro, z indeksacją – nie wiedzieć czemu – na podstawie inflacji w Polsce). Wobec konserwatywnego podejścia lokalnych banków w Polsce powstał problem dostępu do finansowania wiatraków i jego kosztów. A droższe finansowanie to w efekcie droższy prąd.