Długo wyczekiwane rozporządzenie zostało opublikowane 14 stycznia w Dzienniku Ustaw. Jego wydanie poprzedziła nowelizacja ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Nowela była niezbędna, aby można było inaczej skonstruować zasady dla systemu wsparcia.

Rozporządzenie podpisane przez ministerkę klimatu i środowiska Paulinę Hennig-Kloskę zakłada, że będą trzy ceny maksymalne (strike price) dla projektów, które będą starać się o tzw. pokrycie ujemnego salda (model znany z kontraktów różnicowych, CfD). Ceny maksymalne wyniosą:

• 485,71 zł/MWh – dla obszarów wskazanych w załączniku nr 1 do ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych oraz dla obszarów 14.E.1, 14.E.2, 14.E.3, 14.E.4, 45.E.1, 46.E.1 wskazanych w załączniku nr 2 do ustawy;
• 499,33 zł/MWh – dla obszarów 43.E.1, 44.E.1 wskazanych w załączniku nr 2 do ustawy;
• 512,32 zł/MWh – dla obszarów 53.E.1, 60.E.1, 60.E.2, 60.E.3, 60.E.4 wskazanych w załączniku nr 2 do ustawy.

Wysokość strike price uzależniona jest m.in. od odległości planowanej morskiej farmy wiatrowej od brzegu czy warunków na Bałtyku w miejscu, gdzie zostanie zlokalizowana. O uwzględnienie tej specyfiki apelowała kilka miesięcy temu branża wiatrowa, na czele z Polskim Stowarzyszeniem Energetyki Wiatrowej. Tylko oczekiwania co do ceny maksymalnej były o wiele wyższe. Postulowano, aby wynosiła ona od 550 do 600 zł za MWh.

Przeczytaj też: 20 proc. energii elektrycznej w Europie zapewniają wiatraki

Poniższa mapa prezentuje położenie i numery poszczególnych lokalizacji z tzw. II fazy rozwoju offshore wind.

Cena maksymalna, referencyjna i aukcje. Tym będzie żyć offshore wind

Publikacja rozporządzenia otwiera przed offshore wind (morska energetyka wiatrowa) nowe perspektywy. Dotąd czekano – od sierpnia 2024 r. – na rozstrzygnięcie w sprawie cen maksymalnych. Prace dłużyły się, choćby dlatego, że propozycje resortu klimatu niespecjalnie przypadały do gustu Ministerstwu Finansów i Ministerstwu Aktywów Państwowych. MAP, a także MF, wyrażały opinię, że mogłoby dojść do „nadwsparcia” projektów. Jak widać, MKiŚ poszło i tak swoją drogą.

Koszty systemu wsparcia – jak już pisaliśmy – będą ogromne. MKiŚ samo oszacowało je na około 144,2 mld euro, czyli ponad 600 miliardów złotych. To dlatego nie ustają debaty, czy polski program dla offshore wind na Bałtyku nie jest przeskalowany.

Przeczytaj też: Donald Trump kontra wiatraki. Po raz kolejny

Co dalej? Spółki, które mają zabezpieczone lokalizacje pod elektrownie na morzu, wiedzą, jaka jest najwyższa możliwa cena, jaką można zgłosić podczas aukcji. W 2025 roku odbędzie się pierwsza z nich. Wygra oferent, który zaoferuje najniższą cenę. Kolejne aukcje będą odbywać się co dwa lata, do roku 2031 włącznie.

W aukcjach będzie ustalana z kolei cena referencyjna, znana choćby z kontraktów różnicowych. Jeżeli cena energii elektrycznej na rynku będzie wyższa od ceny referencyjnej, to wytwórca energii oddaje różnicę drugiej stronie. W odwrotnej sytuacji to druga strona dopłaca wytwórcy, wyrównując cenę do tej ustalonej.

Schemat rozliczeniowy zabezpiecza interesy obydwu stron. Wytwórca przez długie lata wie, jakie będzie mieć szacunkowe wpływy. Odbiorca wie natomiast, że nawet jeśli dojdzie do nagłego wzrostu cen energii elektrycznej, to ma pewność, że nie odczuje tego tak dotkliwie.

Fot. David Dixon / Walney Offshore Windfarm / Wikimedia Commons