Ekonomika, finansowanie i ryzyka regulacyjne morskich farm wiatrowych w Polsce – lekcje z fazy I i wyzwania fazy II
Offshore wind jako inwestycja kapitałochłonna
Morskie farmy wiatrowe należą do najbardziej kapitałochłonnych przedsięwzięć infrastrukturalnych realizowanych obecnie w Europie. Skala pojedynczego projektu liczona jest w miliardach euro, a czas realizacji obejmuje wiele lat – od fazy dewelopmentu, przez budowę, aż po wieloletnią eksploatację. Z tego względu kluczowe znaczenie ma struktura finansowania oraz zdolność projektu do generowania stabilnych i przewidywalnych przychodów.
W polskich realiach zdecydowana większość inwestorów korzysta z finansowania dłużnego w formule project finance, dostarczanego przez konsorcja instytucji finansowych. Podstawowym zabezpieczeniem takich kredytów jest stabilność przepływów pieniężnych wynikająca z kontraktów różnicowych.
Mechanizm CfD a bankowalność projektów
Dwustronny kontrakt różnicowy stanowi fundament bankowalności morskich farm wiatrowych. Mechanizm ten nie gwarantuje ceny sprzedaży energii, lecz zapewnia wyrównanie pomiędzy ceną rynkową a ustaloną ceną referencyjną, która pozwala na pokrycie kosztów wytwarzania energii offshore.
Niezrozumienie tej różnicy w debacie publicznej prowadzi często do błędnych wniosków. Cena maksymalna w aukcjach offshore nie jest ceną rynkową energii, lecz elementem systemu wsparcia, który w długim okresie może prowadzić do obniżenia cen energii dla odbiorców końcowych, wraz ze wzrostem udziału taniej energii wiatrowej w miksie energetycznym.
Waloryzacja i ryzyko kursowe
Doświadczenia pierwszej fazy offshore wind pokazały, że brak mechanizmów waloryzacyjnych w systemie wsparcia stanowi istotne ryzyko inwestycyjne. Gwałtowny wzrost kosztów komponentów oraz osłabienie złotego wobec euro doprowadziły do sytuacji, w której pierwotnie ustalone ceny referencyjne przestały odzwierciedlać realne koszty projektów.
Nowelizacja ustawy offshore w 2022 roku, wprowadzająca coroczną waloryzację ceny maksymalnej oraz możliwość częściowych rozliczeń w euro, była próbą ograniczenia tego ryzyka. Jednak nawet te mechanizmy nie eliminują w pełni niepewności związanej z długoterminową stabilnością kosztów i kursów walutowych.
Wyzwania infrastrukturalne i sieciowe
Jednym z kluczowych czynników ryzyka dla projektów offshore wind w Polsce jest infrastruktura przyłączeniowa. Budowa farm w coraz większej odległości od brzegu wiąże się z koniecznością realizacji kosztownych połączeń kablowych zarówno na morzu, jak i na lądzie. Ograniczenia w sieci elektroenergetycznej oraz ryzyko występowania ujemnych cen energii stanowią dodatkowe wyzwanie dla modeli finansowych.
Branża zwraca uwagę, że nieuwzględnienie tych czynników w kalkulacjach cen referencyjnych może prowadzić do sytuacji, w której projekty II fazy offshore wind okażą się finansowo niewykonalne, mimo formalnego systemu wsparcia.
Aukcje fazy II – kluczowy moment dla rynku
Planowana na 2025 rok pierwsza aukcja dla projektów II fazy offshore wind stanowi punkt zwrotny dla całego sektora. Od poziomu ceny referencyjnej zależeć będzie, czy inwestorzy zdecydują się na dalszy rozwój projektów, czy też nastąpi przerwanie ciągłości inwestycyjnej.
Początkowa propozycja ceny maksymalnej na poziomie 471,83 zł/MWh spotkała się z ostrą krytyką branży, która wskazywała na nieuwzględnienie wzrostu kosztów inwestycyjnych, ryzyk sieciowych oraz nowych obowiązków w zakresie bezpieczeństwa infrastruktury morskiej. Zapowiedź podniesienia ceny do 512,32 zł/MWh była krokiem w stronę kompromisu, jednak część uczestników rynku wskazuje, że poziom 550–600 zł/MWh lepiej odpowiadałby aktualnym benchmarkom kosztowym.
Ryzyko przerwania ciągłości inwestycyjnej
Niezrealizowanie lub niepowodzenie pierwszej aukcji offshore wind w Polsce mogłoby mieć poważne konsekwencje nie tylko dla sektora energetycznego, lecz także dla krajowego przemysłu. Brak ciągłości inwestycyjnej osłabiłby rozwój lokalnego łańcucha dostaw, ograniczył transfer technologii i zniechęcił inwestorów do lokowania kapitału w Polsce.
Z perspektywy makroekonomicznej oznaczałoby to utratę szansy na wykorzystanie offshore wind jako motoru rozwoju gospodarczego i reindustrializacji w modelu niskoemisyjnym.
Rola KPO i ograniczenia czasowe
Fundusz Morskiej Energetyki Wiatrowej, utworzony w ramach Krajowego Planu Odbudowy, dysponuje budżetem 5 mld euro i ma na celu wsparcie finansowe wybranych projektów offshore wind. Jednak moment uruchomienia tych środków budzi wątpliwości co do ich realnej skuteczności.
Pojawienie się finansowania na późnym etapie montażu finansowego projektów ogranicza możliwości jego wykorzystania, szczególnie w przypadku projektów II fazy. W dłuższej perspektywie większe znaczenie mogą mieć instrumenty wspierające rozwój łańcucha dostaw, takie jak gwarancje czy mechanizmy pre-feed.
Offshore wind a bezpieczeństwo państwa
Nowym elementem ryzyka inwestycyjnego są rosnące wymagania w zakresie ochrony infrastruktury krytycznej na morzu. Oczekiwania związane z fizycznym zabezpieczeniem farm wiatrowych oraz integracją elementów systemu bezpieczeństwa państwa generują dodatkowe koszty, które nie były pierwotnie uwzględniane w modelach finansowych.
Uwzględnienie tych aspektów w systemie wsparcia oraz kontraktach realizacyjnych staje się niezbędne dla zachowania wykonalności ekonomicznej projektów.
Offshore wind jako długofalowa inwestycja strategiczna
Morska energetyka wiatrowa w Polsce nie powinna być postrzegana wyłącznie przez pryzmat kosztów wsparcia publicznego. W długim okresie rozwój tej technologii może prowadzić do obniżenia cen energii, zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego oraz wzmocnienia krajowego przemysłu.
Warunkiem sukcesu jest jednak spójna polityka regulacyjna, stabilny system wsparcia oraz świadome zarządzanie ryzykami ekonomicznymi i infrastrukturalnymi. Doświadczenia fazy I offshore wind stanowią cenną lekcję, która – jeśli zostanie właściwie wykorzystana – może przesądzić o powodzeniu kolejnych etapów rozwoju morskiej energetyki wiatrowej w Polsce.