Przyszłe morskie parki wiatrowe, planowane na następną dekadę, zamierzają wykorzystywać polski statek przeznaczony do instalacji kabli wyprowadzających energię na brzeg. — Wymagamy solidnego dostawcy i realizatora usług — zaznacza Janusz Bil, dyrektor generalny firmy Orlen Neptun.
Sektor publiczny i duże przedsiębiorstwa podejmują kolejne intensywne starania w celu realizacji koncepcji local content, czyli większego zaangażowania krajowych podmiotów w strategicznych inwestycjach — tym razem w obszarze morskiej energetyki wiatrowej. Dnia 20 maja, za obecności ministra aktywów państwowych Wojciecha Balczuna, zawarto listy intencyjne pomiędzy Agencją Rozwoju Przemysłu (ARP), Grupą TFK zajmującą się produkcją kabli, a także PGE Baltica i Orlen Neptun — dwoma inwestorami z sektora offshore. Dokumenty te dotyczą współpracy w obszarze instalacji i utrzymania podmorskich kabli przy użyciu specjalistycznego statku — kablowca.
Dalszy ciąg artykułu pod materiałem wideo Orlen zwiększa udział local content. Szuka Partnerów Energii Jutra
Czytaj też: Środki finansowe dla firm górniczych. Prezydent złożył podpis
Optymalizacja poziomu local content
Kablowiec, będący jednostką typu Cable Laying Vessel, będzie wspólnym przedsięwzięciem ARP i Grupy TFK, natomiast deweloperzy offshore mają plan wykorzystywać go przy swoich morskich parkach wiatrowych. Zgodnie z zaprezentowanymi założeniami, okręt powinien być gotowy w drugiej połowie 2029 roku. Za jego konstrukcję będzie odpowiedzialna dedykowana spółka powołana przez ARP i Grupę TFK, która powierzy wykonawstwo wybranej przez siebie stoczni.
Podczas ogłoszenia rozpoczęcia współpracy, minister Balczun zaakcentował umacnianie lokalnych sieci dostaw, powstawanie nowych stanowisk pracy i zwiększanie udziału rodzimego kapitału w najważniejszych przedsięwzięciach transformacji energetycznej.
“Taki schemat kooperacji zoptymalizuje poziom local content w drugiej fazie rozbudowy sektora, a jednocześnie utrwali pozycję polskich przedsiębiorstw w globalnym segmencie wysoce wyspecjalizowanych jednostek świadczących usługi dla offshore” — dodał Daniel Ryczek, pełniący obowiązki prezesa ARP, cytowany w opublikowanym komunikacie.
Prezes Orlen Neptun: potrzebujemy rzetelnego dostawcy
Druga faza, o której wspomniał Daniel Ryczek, to tak zwana druga faza rozwoju offshore, obejmująca inicjatywy, które będą wdrażane po roku 2030. Jednym z nich jest Baltic East — morska elektrownia wiatrowa firmy Orlen Neptun o prognozowanej mocy zainstalowanej 900 MW.
Prezes Orlen Neptun, Janusz Bil, w rozmowie z Business Insider Polska zaznacza, że Baltic East “aktualnie wkracza w etap zaawansowanego przygotowania”.
— To jedna z trzech inicjatyw, które zwyciężyły w aukcji o wsparcie w ramach kontraktu różnicowego, zorganizowanej przez prezesa URE (pozostałe to Baltica 9 PGE Baltica oraz Bałtyk 1 Polenergii i Equinora — przyp. red.). Rozpoczęcie budowy farmy jest planowane orientacyjnie na rok 2030 — mówi prezes.
Czytaj też: Firma Dominiki Kulczyk umacnia swoją pozycję na morzu. Energia elektryczna z pierwszych wiatraków popłynie za dwa lata
Jak dodaje, kable służące do transferu energii to jeden z zasadniczych elementów dla wszelkich inwestycji w obszarze offshore.
— W związku z tym potrzebujemy wiarygodnego dostawcy i wykonawcy usług instalacyjnych, realizowanych właśnie przy użyciu statku instalacyjnego — Janusz Bil nawiązuje do podpisanego 20 maja listu intencyjnego.
Ostateczna decyzja inwestycyjna na początku 2029 r.
— Jako deweloper prowadzimy transparentne procesy zakupowe, wspieramy local content i wychodzimy z założenia, że polskie przedsiębiorstwa będą miały istotny udział w projekcie Baltic East — uzupełnia prezes Orlen Neptun.
Jednocześnie przypomina, że projekt posiada już kluczowe pozwolenia administracyjne, w tym decyzję lokalizacyjną, wstępne warunki podłączenia do sieci przesyłowej oraz, wymaganą przed uczestnictwem w aukcji, decyzję o oddziaływaniu na środowisko (tzw. decyzję środowiskową).
— Następnym istotnym krokiem dla projektu będzie finalna decyzja inwestycyjna. Oczekujemy, że zostanie ona podjęta na początku 2029 roku. W dalszej kolejności pozyskamy i zagwarantujemy finansowanie, a budowa farmy, rozpoczęta około roku 2030, powinna zakończyć się w roku 2032 — precyzuje.
Terminal funkcjonuje
W czerwcu minionego roku Orlen Neptun wspólnie z Zarządem Morskich Portów Szczecin i Świnoujście uruchomił w tym drugim mieście terminal instalacyjny dla morskich parków wiatrowych. Relacjonowaliśmy to wydarzenie w tym artykule.
— Aktualnie w terminalu w Świnoujściu są montowane, a następnie transportowane platformy serwisowe dla projektu Baltica 2, rozwijanego w ramach pierwszej fazy rozwoju offshore przez PGE Baltica i Ørsted — relacjonuje Janusz Bil.
— Przechowujemy tam również łopaty morskich turbin wiatrowych wykorzystywanych w różnorodnych europejskich projektach. Dodatkowo, jeszcze w tym roku z terminala zostaną zainicjowane prace instalacyjne dla fundamentów farmy BC Wind, realizowanej przez Ocean Winds — dodaje szef spółki offshore’owej Orlenu.
“Inwestor musi znać ekonomikę projektu”
Posiadacze pozostałych projektów z tzw. drugiej fazy rozwoju offshore w Polsce również nie podjęli ostatecznej decyzji inwestycyjnej. Mimo że zarówno Orlen Neptun, jak i PGE Baltica oraz Polenergia z Equinorem w grudniowej aukcji otrzymały 25-letnie wsparcie (w związku z czym będą miały zapewnione przychody ze sprzedaży energii na wylicytowanym poziomie), farmy wciąż nie uzyskały ostatecznej aprobaty od inwestorów.
— Ostateczne decyzje inwestycyjne są podejmowane po spełnieniu wielu warunków i osiągnięciu kluczowych etapów w projekcie. Oznacza to między innymi wymóg zagwarantowania prawa do lokalizacji i kompletności procesu administracyjnego (w tym zapewnienie możliwości przyłączenia), stabilnego modelu przychodowego (CfD), a także zamknięcie modelu finansowego i zapewnienie gotowości technicznej projektu — tłumaczy dr Oliwia Mróz-Malik, menedżer ds. morskiej energetyki wiatrowej w Polskim Stowarzyszeniu Energetyki Wiatrowej (PSEW).
Według ekspertki, przed podjęciem FID (ang. Final Investment Decision — przyp. red.) deweloperzy offshore muszą mieć uzgodnioną strukturę finansowania, ustalone zabezpieczenia oraz zawarte umowy kredytowe.
— Należy zabezpieczyć kluczowe kontrakty, w tym te na dostawę i instalację turbin, stacji elektroenergetycznych oraz fundamentów i kabli. Inwestor po prostu musi być świadomy ekonomiki i struktury całego projektu, aby móc ocenić, czy zapewni on satysfakcjonującą stopę zwrotu, przewidywalność CAPEX/OPEX, możliwość realizacji harmonogramu oraz redukcję ryzyka. Wiedza o tym, ile wyniesie koszt poszczególnych elementów farmy — a także całej związanej z nimi logistyki, w tym wykorzystywanie statków i portów, jest do tego nieodzowna — dodaje dr Mróz-Malik. Inwestorzy muszą jednocześnie przeprowadzić ostateczną analizę potencjalnych ryzyk, w tym nie tylko związanych z realizacją, ale również regulacyjnych.
“Im więcej projektów, tym niższa cena energii”
Specjalistka z PSEW wyraża optymizm co do perspektyw projektów drugiej fazy na uzyskanie ostatecznych decyzji inwestycyjnych.
— Ze strony inwestorów widać znaczne zaangażowanie, co udowodniła chociażby ubiegłoroczna aukcja. Ponadto, warto podkreślić, że Polska oferuje branży atrakcyjny system wsparcia, co w Europie obecnie nie jest oczywiste; w niektórych krajach to inwestorzy muszą wnosić opłaty za uzyskanie zgody na budowę farmy. Polski rynek i polskie projekty są atrakcyjne również dla zagranicznych podmiotów, zainteresowanych współpracą partnerską. Pozwala to z dużym prawdopodobieństwem przypuszczać, że projekty drugiej fazy zostaną zrealizowane i w przyszłej dekadzie faktycznie rozpoczną pracę na rzecz Krajowego Systemu Elektroenergetycznego — stwierdza.
Dr Mróz-Malik wyraża również optymizm w odniesieniu do pozostałych, obecnie niepewnych projektów offshore w Polsce, takich jak farma Baltica 1, która nie otrzymała wsparcia w aukcji, oraz przechodząca proces rekonfiguracji Baltica 3 (oba należące do PGE Baltica, z czego druga rozwijana z Ørsted).
— Mamy zatwierdzony stabilny harmonogram aukcji w kolejnych latach, a zagraniczne firmy są zainteresowane uczestnictwem w naszych projektach. Jako PSEW opowiadamy się także za wyznaczeniem kolejnych lokalizacji dla rozwoju offshore wind w planowanej aktualizacji PZPPOM. Im więcej projektów uczestniczących w aukcjach, tym większa konkurencyjność tych postępowań, a co za tym idzie, niższe ceny energii — podsumowuje.
Dziękujemy, że przeczytałaś/eś nasz artykuł do końca. Bądź na bieżąco! Obserwuj nas w Google.