• Strategiczny zwrot w portfelu PGE pozwolił na gwałtowne przyspieszenie inwestycji Baltica 9+ dzięki przejęciu od RWE wyników badań wietrzności i gotowej decyzji środowiskowej. Pozwoliło to ominąć wieloletnią fazę organicznego rozwoju "od zera" - mówi WNP Bartosz Fedurek.
• Jak dodaje prezes PGE Baltica, firma konsekwentnie stawia na model partnerstwa strategicznego 50/50, uznając go za optymalny pod kątem wiarygodności finansowej i podziału ryzyka. Doświadczenia z projektu Baltica 2, realizowanego z Ørsted, mają posłużyć do stworzenia nowej struktury.
• Z deklaracji Bartosza Fedurka wynika, że PGE Baltica dąży do tego, aby local content w kolejnych projektach morskich farm wiatrowych rósł, do nawet 45 proc.

Czy prąd z morskich farm wiatrowych rzeczywiście jest tak drogi? Kiedy do ceny za MWh dołoży się koszty bilansowania – nie jest już tak pięknie.

- Wiem, do czego nawiązuje ta argumentacja i od dawna podkreślamy: trzeba mówić o pełnych kosztach systemowych dla każdego źródła, które trafi do systemu.

Patrzenie wyłącznie na miernik LCOE, czyli średni, zdyskontowany koszt produkcji energii w całym cyklu życia elektrowni, jest słusznie krytykowane za zbyt wąskie podejście.

Czyli: nie jest aż tak różowo, jak chcieliby wszyscy w offshore wind.

- LCOE patrzy na uśredniony współczynnik wykorzystania mocy danego źródła w ciągu roku. Dopiero wskaźnik taki jak VALCOE, który wprowadziła Międzynarodowa Agencja Energetyczna i który uwzględnia specyficzny profil pracy danej technologii w systemie energetycznym, lepiej odzwierciedla koszty i korzyści systemowe danej technologii.

W porównaniu do onshore czy PV offshore potrzebuje mniej backupu w źródłach sterowalnych, przez co koszt integracji offshore jest najniższy. Warto odnotować, że offshore pracuje najefektywniej w okresie zimowym, czyli wtedy, kiedy system najbardziej potrzebuje mocy i energii. W zimie farmy na morzu potrafią pracować z wykorzystaniem mocy nawet 60–80 proc.

Ważne jest, żeby krytycznie czytać analizy kosztów systemowych pojawiające się w przestrzeni medialnej. Nie możemy na przykład wszystkich kosztów rozbudowy KSE (Krajowy System Elektroenergetyczny - przyp. red.) na Pomorzu alokować na koszty produkcji energii offshore. Przecież z tych sieci będzie korzystała elektrownia jądrowa, źródła onshore czy magazyny. Inwestycje sieciowe poprawią bezpieczeństwo energetyczne całej Polski Północnej, która dotychczas była bardzo słabo zintegrowana systemowo z resztą kraju.

Offshore "wykręci" wystarczająco energii, żeby rzeczywiście było to odczuwalne, nie tylko w dostępnej mocy, ale i na rachunkach?

- Projekty offshore mają tak dużą skalę, że bez wątpienia w sposób widoczny obniżą ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym. Czy odczujemy to od razu także na naszych rachunkach? Uważam, że tak, ale najlepiej, jak pierwsza elektrownia wiatrowa w naszej części Bałtyku przepracuje chociaż rok – a to już bardzo bliska perspektywa – wtedy wszyscy zobaczymy wpływ offshore w praktyce.

W skrócie: morze jest droższe, niż byśmy oczekiwali, ale się opłaca

- Pracowałem w przeszłości z różnymi technologiami – od bloków węglowych, przez gazówki, po onshore i fotowoltaikę. Dzisiaj z pełnym przekonaniem widzę wartość dodaną offshore wind dla Polski. Zarówno systemową, jak i z perspektywy szerszej gospodarki.

Port w Ustce będzie centrum operacyjnym dla farmy Baltica 2 Fot: Materiały prasowe / PGE Baltica Przejęcie od RWE przyspieszyło inwestycję PGE o 4 lata

Mamy do czynienia z urealnieniem oczekiwań na globalnym rynku offshore?

- Tak. Obserwujemy korektę urealniającą globalny pipeline projektów. Nieudane aukcje np. w Niemczech czy Danii, czy też bariery tworzone przez administrację USA uwolniły zasoby dla innych rynków. To duża szansa dla polskich projektów. Dialog z dostawcami kluczowych komponentów jest dziś łatwiejszy niż jeszcze rok temu. Polska to z ich perspektywy stabilna i atrakcyjna lokalizacja.

Wiara w offshore przełożyła się na to, że zgłosiliście aż dwa projekty na ostatnią aukcję?

- Raczej dążenie do tego, żeby zaoferować offshore po jak najniższej cenie w aktualnych realiach rynkowych. Jeśli chodzi o Baltikę 9 – to projekt, dla którego PGE uzyskała pozwolenie lokalizacyjne w 2023 r. Gdybyśmy rozwijali go w sposób organiczny – czyli od zera wykonywali badania środowiskowe, raport oddziaływania i procedurę transgraniczną – to decyzję środowiskową uzyskalibyśmy około 2029 r. Tak wynikało z naszych harmonogramów.

Pojawiła się jednak okazja, by przyspieszyć Baltikę 9, a to najbardziej efektywny projekt z naszego portfela tzw. drugiej fazy. Tą okazją była możliwość przejęcia wszystkich polskich aktywów offshore od RWE.

W ten sposób przejęliście nie tylko niemiecki projekt na Bałtyku, ale i wszystko, co dotąd dla niego opracowano.

- Poprzez niedawno sfinalizowaną transakcję przejęcia uzyskaliśmy wyniki badań wietrzności oraz dane meteorologiczno-oceanograficzne, a także decyzję środowiskową dla obszaru Baltica 9. To pozwoliło nam przygotować projekt do aukcji aż 4 lata szybciej.

W pakiecie przejęliśmy też korytarze wyprowadzenia mocy oraz spółkę FEW Baltic II z kontraktem różnicowym z I fazy. Na bazie połączonych obszarów planujemy zbudować morską farmę wiatrową o łącznej mocy 1,3 GW, której nadaliśmy nazwę Baltica 9+.

Poniżej granicy 500 zł za MWh

W czym lepsza jest Baltika 9 od Baltiki 1? Nie wchodząc w szczegóły: aukcja wyglądałaby inaczej przy 3, a nie 4 projektach, ale coś sprawiło, że postawiliście właśnie na ten.

- W offshore odległość od brzegu ma zasadnicze znaczenie. Baltica 9 leży o kilkadziesiąt kilometrów bliżej niż Baltica 1. To niższe koszty logistyki morskiej, nakłady inwestycyjne oraz koszty eksploatacji, a także ograniczenie podatności na zdarzenia o charakterze awaryjnym i zagrożenia hybrydowe.

Wygranie aukcji to tylko kolejny etap drogi do uruchomienia projektu. Jesteście zadowoleni z ceny w kontrakcie?

- Tak, jesteśmy zadowoleni. Wygraliśmy z całkiem atrakcyjnym poziomem ceny, czyli 489 zł/MWh – to jest poniżej ceny maksymalnej dla tego obszaru i poniżej psychologicznej granicy 500 zł/MWh. Pomogła, tak jak już mówiłem, lokalizacja Baltica 9+, ale również skala tego projektu – moc o około 40 proc. większa niż w przypadku Baltica 1. W offshore wind skala ma znaczenie.

Co planujecie na ten rok dla Baltiki 9+?

- Najważniejszy będzie wybór partnera, ustalenie zasad współpracy i uruchomienie przetargów na komponenty o najdłuższych terminach dostaw, czyli tzw. long lead items. Będziemy również doprecyzowywać koncepcję techniczną m.in. w zakresie wyprowadzenia mocy. To wszystko powinno nastąpić jeszcze w tym roku.

W poszukiwaniu kooperacji

Wybór partnera to jedno, ale czy są w ogóle chętni na partnerstwa? Sytuacja w offshore wind się poprawiła, ale jest daleka od idealnej. Szukacie partnera czy sami się zgłaszają?

- Strategia PGE zakłada, że projekty offshore będziemy realizowali z doświadczonymi partnerami. W przypadku projektu Baltica 9 wykonaliśmy pogłębioną analizę różnych modeli realizacyjnych, porównując model realizacji z doświadczonym partnerem branżowym z modelem realizacji samodzielnej ze wsparciem doradcy strategicznego (tzw. Owner’s Engineer).

Porównanie tych modeli wskazało nam dosyć wyraźnie, że na tym etapie zaawansowania i wiedzy, jaką dysponujemy dzisiaj w grupie PGE, modelem optymalnym jest w dalszym ciągu model z doświadczonym partnerem branżowym. Taki partner poprawia wiarygodność projektu, co jest ważne m.in. z perspektywy instytucji finansujących.

Inwestycje offshore wind z uwagi na ich skalę, poziom złożoności i możliwość podziału ryzyka realizowane są dominująco w modelu partnerstw na całym świecie. Nowe partnerstwo będziemy chcieli ukształtować wykorzystując lekcje z partnerstwa na projekcie Baltica 2. Szczególny nacisk położymy na "dowiezienie" ambitnych celów v obszarze local content.

Do niedawna Duńczycy wydawali się niemal uszyci pod kolejne projekty z PGE.

- Szukamy partnera z doświadczeniem, ale również z silną pozycją finansową. Korekta na globalnym rynku offshore wind w latach 2022–2024 pokazała, że nawet rynkowych gigantów nie omijają problemy. Szukając partnerów, przyglądamy się nie tylko ich doświadczeniu, ale też kondycji finansowej.

Co chcielibyście w takim razie poprawić w relacji z potencjalnym partnerem?

- Ørsted w partnerstwie z PGE na projekcie Baltica 2 ma specjalizację w offshore, podczas kiedy naszą specjalizacją jest część onshore. W nowym projekcie chcemy to bardziej równomiernie ułożyć i wspólnie, jednym zespołem pracować nad pełnym zakresem – na lądzie i morzu. Jeżeli chodzi o strukturę kapitałową, myślimy o 50/50. To standard rynkowy w tego typu projektach i przy finansowaniu w ramach project finance, które planujemy zastosować.

Jak offshore widzą banki? A może ostygły nastroje na inwestowanie w duże, "zielone" przedsięwzięcia?

- Zainteresowanie banków jest duże. Polski kontrakt CfD jest solidny, więc o finansowanie dłużne dla Baltiki 9 w formule project finance jestem spokojny. Partner strategiczny dodatkowo wzmacnia wiarygodność inwestycji w oparciu o referencje z poprzednich projektów. To pozwoli uzyskać kredyt, który nie obciąży bilansu PGE i wskaźników kredytowych naszej grupy.

To do LST w Choczewie trafiać będzie energia elektryczna wyprodukowana przez morską farmę wiatrową Baltica 2. Po dotarciu z morskiej farmy do brzegu prąd o napięciu 275 kV zostanie 6-kilometrową ławą kablową przesłany do lądowej stacji transformatorowej. Tam zostanie zmieniony na 400 kV, a następnie przekazany do krajowej sieci poprzez pobliską stację PSE Choczewo. Fot: Materiały prasowe / PGE Baltica Rok 2027 kluczowy dla Baltiki 2

A Baltica 2, jedna z największych morskich farm w Europie? Na jakim etapie jest ten projekt?

- Skończyliśmy przewierty HDD pod kable na lądzie i przygotowanie korytarzy na dnie morskim pod kable wewnętrzne, czyli te łączące turbiny. W maju rozpoczniemy kampanię instalowania monopali. Fundamenty turbin będą instalowane z Bornholmu. W tym roku planujemy też układanie kabli eksportowych i instalację morskich stacji transformatorowych. Pracujemy również intensywnie w Choczewie na budowie lądowej stacji transformatorowej.

Instalacja przebiegnie zgodnie z planem?

- Tak, projekt Baltica 2 realizujemy zgodnie z planem. W 2027 r. czeka nas – PGE i Ørsted – kampania instalacji turbin. Będzie ona prowadzona z wykorzystaniem terminala T5 w Gdańsku, którego budowa powinna zostać sfinalizowana jeszcze w tym roku. Podobnie jak budowa naszej bazy operacyjno-serwisowej w Ustce. Pierwszy prąd z Baltiki 2 powinien popłynąć zgodnie z dotychczasowymi deklaracjami, czyli w I połowie 2027 r.

Krajowy udział w fazie operacyjnej

W takim razie, idąc za modą na local content: ile uda się go osiągnąć w tym i kolejnych projektach? Może jakaś firma "urosła" właśnie dzięki wam?

- Jest kilka takich przykładów. Geofizyka Toruń wcześniej pracowała dla branży oil&gas, a między innymi dzięki naszym zleceniom mogła wyspecjalizować się w badaniach dla offshore wind. Grupa Przemysłowa Baltic zaczęła produkować klatki anodowe i tzw. boat landingi, a ma ambicje dalszego poszerzania swoich kompetencji.

Nowe inwestycje portowe, napędzane przez powstające morskie farmy wiatrowe, realizowane są przez polskie firmy budowlane, które mają możliwość realizacji zupełnie nowych inwestycji hydrotechnicznych – terminali instalacyjnych i baz operacyjno-serwisowych.

Co do samego udziału krajowych firm: w PGE Baltica dążymy do osiągnięcia minimum 45 proc. w II fazie. Mamy bardzo dobrze przeanalizowany polski łańcuch dostaw. Nasz zespół ds. local content zmapował potencjał polskich firm i skalę ich możliwego zaangażowania, ale też bariery i ograniczenia. Pod tym względem te i inne nasze działania wpisują się w rekomendowane przez rząd dobre praktyki w obszarze local content.

Trudno uwierzyć w tak wysoki odsetek local contentu, brzmi to jak – co najmniej – kreatywna księgowość.

- Nie, to kwestia perspektywy. Trzeba pamiętać, że local content oblicza się w całym cyklu życia projektu. W offshore wind wydatki rozkładają się mniej więcej tak: około 5 proc. to faza przygotowawcza (DEVEX), około 45–55 proc. to faza budowy (CAPEX) i około 45–55 proc. to faza eksploatacji i utrzymania (OPEX). Nawet jeśli w fazie CAPEX-owej nie uda się jeszcze osiągnąć tych min. 45 proc., to przed nami będzie trwająca ok. 35 lat faza operacyjna i tam możemy rozwinąć skrzydła.

Znaczy się: da się więcej, ale nie tam, gdzie jest to najbardziej efektowne i widoczne gołym okiem.

- To jasne, że wszyscy chcieliby zobaczyć szybki i spektakularny efekt – czyli jak najwięcej local content już w fazie CAPEX. My podkreślamy, że należy pamiętać także o OPEX i w nowych projektach chcemy na tym polu odegrać bardziej aktywną rolę niż w projektach I fazy.

Już na początku planowania nowych inwestycji kierujemy się myśleniem o local content. Dla nas to nie tylko wskaźnik procentowy – to sposób przygotowania projektów, architektury kontraktowania oraz relacji z partnerami i dostawcami.

Podkreślamy również, że udział local content nie zależy wyłącznie od podejścia samego inwestora – konieczna jest również proaktywna postawa firm z łańcucha dostaw. W I fazie polskie firmy walczyły o kontrakty z międzynarodowymi graczami, operującymi na wielu rynkach, zarządzającymi rozbudowanymi portfelami aktywów oraz optymalizującymi koszty dzięki efektowi skali.

Konkurowanie z nimi to prawdziwe wyzwanie, a polskie konsorcja często nie odpadały wcale przez warunki techniczne, ale przez warunki komercyjne. Dziś jednak rynek i kompetencje polskich dostawców są już inne.

Za późno dano im impuls do inwestycji, a może one zbyt późno zorientowały się, że warto spróbować sił w offshore wind?

- Rozwój morskiej energetyki wiatrowej w Polsce to historia zaledwie ostatnich kilku lat, a zagraniczni gracze funkcjonują w tym obszarze od 20 lat lub dłużej. Bez wsparcia państwa trudno zasypać tak znaczną „lukę” strategiczną, przy czym równolegle istotną rolę odgrywają działania samych firm – w szczególności budowa skali i potencjału poprzez konsorcja i partnerstwa.

Taka współpraca między wykonawcami zwiększa szanse na sukces w przetargach. To kierunek, który aktywnie promujemy wśród polskich dostawców. A to tylko jedno z wielu działań, które na bieżąco realizuje PGE Baltica jako animator rozwoju local content w projektach morskiej energetyki wiatrowej.