Offshore: jaki będzie model przyłączenia morskich farm wiatrowych na Bałtyku?

Dla możliwości rozwoju MFW na pierwszy plan wysuwa się, obok systemu wsparcia, kwestia finansowania i budowy przyłączy. Szacuje się, że koszty realizacji i eksploatacji przyłącza offshore wynoszą pomiędzy 17-34 proc. budżetu projektu, w zależności oczywiście od odległości instalacji od brzegu i istniejącej sieci. Kwestia tego, kto ponosi koszty przyłącza i ryzyko jego budowy, będzie więc decydować o ekonomice przedsięwzięć, o skali i szybkości rozwoju tej branży w Polsce – dla portalu gramwzielone.pl piszą dr Karol Lasocki i Piotr Michajłow z kancelarii K&L Gates.

Warto dla celów poglądowych spojrzeć na trzy modele realizacji morskiego przyłącza MFW. W pierwszym z nich – nazwijmy go szwedzkim – nakłady na ten cel ponoszone są w całości przez inwestora MFW. Odpowiedzialny jest on też za budowę i późniejszą eksploatację przyłącza. Ta konstrukcja zmniejsza ryzyko po stronie inwestora, który kontroluje postępy budowy oraz jej cenę. Jednak koszt przyłącza powiększa koszt całego projektu. Co za tym idzie, wyższy jest koszt budowy i eksploatacji 1 MW. Obecne polskie regulacje dotyczące przyłączenia, tworzone jeszcze dla energetyki onshore, odpowiadają rozwiązaniom szwedzkim.

Drugi model zakłada rozkład odpowiedzialności za przyłącze. Inwestor buduje, za swoje środki, morskie przyłącze MFW, jednak następnie, w procedurze przetargowej, wyłaniany jest niezależny podmiot trzeci (niezależny zarówno od „lądowego” operatora systemu przesyłowego, jak i od inwestora MFW), który nabywa ten odcinek i odpowiada za jego późniejszą eksploatację. Strumień przychodów operatora przyłącza zabezpieczony jest poprzez opłaty uiszczane na jego rzecz przez „lądowego” operatora systemu przesyłowego (OSP). Operator następnie przerzuca koszty na inwestorów MFW. Model ten funkcjonuje obecnie w Wielkiej Brytanii, i wynika on z dość rygorystycznego rozumienia reguł unbundlingu.

Zobacz też: PGNiG kupuje udziały w złożu gaz na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

W ramach trzeciego modelu – niemieckiego – o którym szerzej napiszemy dalej, koszty przyłącza i jego eksploatacji pokrywa OSP. Operator odpowiedzialny jest również za terminową budowę. W ten sposób spada koszt 1 MW po stronie inwestora.

W kontekście zapowiadanych prac nad polską specustawą dotyczącą energetyki wiatrowej offshore, temat przyłączenia do sieci powinien zostać uwzględniony przez ustawodawcę. W tym kontekście warto pamiętać, że istnieje kilka grup projektów MFW:

1. projekty, w stosunku do których uzyskano ostateczną decyzję lokalizacyjną – tj. pozwolenie na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich (PSZW) oraz uzyskano warunki przyłączenia do sieci/zawarto umowę o przyłączenie do sieci – PGE EO, Polenergia;

2. projekty, w stosunku do których uzyskano ostateczne PSZW, ale nie uzyskano warunków przyłączenia do sieci – np. Orlen, Baltic Trade and Invest;

3. projekty, w stosunku do których PSZW może zostać wydane dopiero po przyjęciu planu zagospodarowania przestrzennego morskich wód wewnętrznych, morza terytorialnego i wyłącznej strefy ekonomicznej (wnioski w toku oraz te, które dopiero będą składane).

Zobacz też: Rosyjski wiceminister energii: możliwa budowa gazociągu Nord Stream 3.

Zasadą państwa prawa jest to, że reguły nie powinny być zmieniane w trakcie gry. Dlatego też, w stosunku do projektów, które uzyskały już ostateczne PSZW (grupa nr 1 i 2), ustawodawca powinien pozostać przy dotychczasowym modelu, w którym odpowiedzialność za budowę przyłącza morskiego jest po stronie inwestora. Okoliczność ta powinna jednak zostać skompensowana w systemie wsparcia, ponieważ koszty przyłącza istotnie zwiększają koszt całego przedsięwzięcia. Zmiana zasad wymagałaby uzgodnienia z inwestorami, którzy dysponują opłaconymi PSZW.

Wobec pozostałych projektów (grupa nr 3) zasadne jest rozważenie trzeciego modelu, w którym to PSE S.A. zrealizowałoby potrzebne odcinki morskich sieci przesyłowych, jako elementu większej sieci europejskiej, tzw. Baltic Grid. Dzięki temu można byłoby też ograniczyć potrzebne wsparcie bezpośrednie dla MFW z grupy nr 3, a w przyszłości być może od niego odejść w stosunku do kolejnych przedsięwzięć, biorąc pod uwagę trend spadkowy kosztów technologii offshore. Przyczynkiem do dalszej dyskusji mogą być tutaj rozwiązania niemieckie.

W odróżnieniu od polskiego Prawa energetycznego, niemieckie przepisy ustanawiają szczególny reżim prawny dla planowania rozwoju morskich sieci przesyłowych dedykowanych odbiorowi energii elektrycznej z MFW. Operatorzy systemów przesyłowych są zobowiązani do planowania, budowy i eksploatacji tych przyłączy, o ile są one zawarte w planie rozwoju sieci. W niemieckim systemie to OSP ponosi koszt budowy przyłącza, a także późniejszej jego eksploatacji, włączając w to niezbędne roboty inżynieryjne, naprawy, koszty z tytułu umów serwisowych, należne daniny publiczne itp.

Przy zastosowaniu takiej konstrukcji, inwestor MFW ma ograniczoną kontrolę nad harmonogramem realizacji przyłącza. Naraża go to na ryzyko, że oddanie instalacji do eksploatacji opóźni się z uwagi na ryzyka istniejące po stronie operatora – czas trwania planowania i wykonania inwestycji, w tym stosowane procedury zamówień publicznych. Nie jest to ryzyko teoretyczne – takie sytuacje miały miejsce w Niemczech.

Zobacz też: Sztuczna inteligencja na pełnym morzu. Innowacje Stena Line.

Niemiecki ustawodawca wyszedł więc naprzeciw obawom inwestorów w tym zakresie. Przepisy przewidują, że jeżeli przyłącze MFW nie zostanie zrealizowane do terminu wskazanego w odpowiednim planie rozwoju, inwestor może domagać się rekompensaty od OSP. Co do zasady, rekompensata wynosi 90 proc. kwoty wsparcia, którą inwestor uzyskałby, gdyby instalacja została przyłączona w terminie. Prawo do rekompensaty powstaje również w razie przerwy w odbiorze energii z farmy trwającej dłużej niż 10 dni, niezależnie od tego, czy odpowiada za nią operator.

Koszty operatorów związane z przyłączaniem do sieci MWF od 1 stycznia 2019 r., w tym koszty związane z wypłatą rekompensat, zostaną przeniesione na użytkowników niemieckiego systemu elektroenergetycznego poprzez wprowadzenie dedykowanej opłaty offshore, tj. składnika rachunku za energię elektryczną, pobieranej przez OSD od odbiorców końcowych, a następnie płatnej na rzecz OSP. Odbiorcy energochłonni i przedsiębiorstwa kolejowe będą z niej zwolnione na podobnych zasadach, jak z dopłat do rachunków przeznaczonych na finansowanie systemu wsparcia dla OZE.

Powyższy model przyłączania do sieci MFW jest bez wątpienia wyrazem determinacji w realizacji Energiewende i wiary w potencjał MFW. Rozważając zastosowanie go w Polsce, należy zwrócić uwagę na istotne argumenty, które mogłyby za nim przemawiać: istniejące ograniczenia co do lokowania instalacji na Bałtyku rzutujące na długość przyłącza, potencjał ilościowy rozwoju MFW w polskiej części morza, a także wykorzystanie morskich sieci przesyłowych do stworzenia połączeń z systemami elektroenergetycznymi państw regionu, czyli wpisanie w koncepcję Baltic Grid.

dr Karol Lasocki, Piotr Michajłow – kancelaria K&L Gates

Źródło: gramwzielone.pl

Morskie farmy wiatrowe – więcej wiadomości na ten temat znajdziesz tutaj.