Promocja energii z morskich farm wiatrowych. Szerokie poparcie dla offshore

Sejm uchwalił nowelizację ustawy promującej wytwarzanie energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Za przyjęciem zmian głosowało 418 posłów, przeciw było 21, nikt nie wstrzymał się od głosu. Rządowy projekt ma wzmocnić bezpieczeństwo energetyczne, uporządkować proces inwestycyjny i ograniczyć ryzyko niekontrolowanego wzrostu cen energii z Bałtyku, tworząc bardziej przewidywalne ramy dla pierwszych aukcji zakupowych.

Aukcyjny „bezpiecznik” na wypadek fiaska

Jednym z kluczowych elementów noweli jest wprowadzenie możliwości przeprowadzenia aukcji interwencyjnej w 2026 r.. Mechanizm uruchomi się, jeśli planowana na 2025 r. pierwsza aukcja dla morskich farm wiatrowych nie dojdzie do skutku z powodu braku wystarczającej liczby zaświadczeń o dopuszczeniu do aukcji albo nie zostanie rozstrzygnięta, bo złożono mniej niż trzy ważne oferty. Taki „bezpiecznik” ma osłabić wpływ czynników losowych na harmonogram rozwoju offshore i utrzymać tempo inwestycji.

Nowelizacja otwiera drogę do zgłoszenia dodatkowej mocy przez projekty, które już uzyskały wsparcie w I (nieaukcyjnej) fazie rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. W wielu przypadkach moc wynikająca z decyzji lokalizacyjnych i warunków przyłączenia jest wyższa od tej objętej historycznym wsparciem. Ustawa pozwala dobudować brakującą część i wystartować z nią w aukcji, przy czym całkowity limit „nadmocy” dla wszystkich obszarów wynosi 200 MW.

Wspólne wyprowadzenie mocy i korekty lokalizacji

Aby obniżyć koszty infrastruktury przyłączeniowej, nowe przepisy dopuszczają współdzielenie elementów wyprowadzenia mocy – w tym morskiej stacji elektroenergetycznej – przez więcej niż jedną MFW, o ile zapewnione są systemy pomiarowe pozwalające przypisać produkcję do konkretnej farmy. Technicznym ułatwieniem jest też możliwość skorygowania położenia fundamentu turbiny lub morskiej stacji transformatorowej o nie więcej niż 50 metrów, co urealnia montaż w trudnych warunkach morskich bez konieczności przewlekłych zmian formalnych.

Nowela porządkuje sposób rozliczania ujemnego salda: dopuszcza stosowanie ceny maksymalnej wyrażonej w całości lub części w euro – zarówno w projektach I fazy wsparcia, jak i w fazie aukcyjnej. Jednocześnie modyfikuje zasady waloryzacji wsparcia: zamiast automatycznej indeksacji wskaźnikiem inflacji z poprzedniego roku wprowadza ograniczenie do średniookresowego celu inflacyjnego RPP. Jeśli inflacja przewyższy cel, waloryzacja nastąpi tylko do jego poziomu. To rozwiązanie ma stabilizować koszty systemu i zmniejszać ryzyko cenowe dla odbiorców.

Precyzyjniejsze zasady konkurencji

W trakcie prac sejmowych przyjęto poprawkę Polski 2050, zgodnie z którą wytwórca energii z offshore może w aukcji złożyć ofertę wyłącznie dla jednej morskiej farmy wiatrowej zlokalizowanej w granicach tego samego obszaru. Z kolei trzy poprawki zgłoszone przez PiS nie uzyskały poparcia izby. Uporządkowanie reguł ma sprzyjać transparentnej, rzeczywistej konkurencji i ograniczać ryzyko taktycznego „pakietowania” ofert.

Nowelizacja przewiduje również przygotowanie przez ministra klimatu mapy potencjału dla poszczególnych rodzajów OZE. W obrębie terenów o potwierdzonym potencjale będzie można wskazywać obszary przyspieszonego rozwoju – pod warunkiem, że obowiązuje tam miejscowy plan zagospodarowania dopuszczający budowę instalacji OZE. Zamyka to pewne luki planistyczne i przyspiesza procesy w miejscach, gdzie rozwój jest najbardziej efektywny.

Reakcja rynku: więcej pewności dla inwestorów

Pakiet zmian ma trzy praktyczne cele. Po pierwsze, stabilność – poprzez utrzymanie ciągłości procesu aukcyjnego i ograniczenie szoków regulacyjnych. Po drugie, koszt – dzięki wspólnemu wyprowadzaniu mocy, limitowi waloryzacji i klarownym zasadom rozliczeń, co powinno sprzyjać niższym ofertom. Po trzecie, tempo – bo większa przewidywalność i elastyczność techniczna (korekty fundamentów) skracają dystans między decyzją inwestycyjną a budową.

Zmiany wpisują się w oczekiwania branży, która potrzebuje stabilnych ram na czas pierwszych aukcji i masowego rozruchu inwestycji na Bałtyku. Dopuszczenie dodatkowych 200 MW w istniejących obszarach może poprawić bankowalność części projektów, a mechanizmy waloryzacyjne i kursowe (EUR) pomagają ograniczyć ryzyka finansowe przy długoterminowych kontraktach.