Polski program energetyki morskiej wchodzi w fazę realizacji z ogromnym rozmachem, ale i z równie potężnym bagażem optymizmu.
Przyznane w ostatnich aukcjach wsparcie dla projektów o łącznej mocy 3435 MW, zakładające wyprodukowanie 330 TWh energii w ciągu 25 lat, opiera się na fundamencie, który w starciu z twardą fizyką i doświadczeniem z Morza Północnego może okazać się zwykłym „teatrem statystycznym”.
Mit 44-procentowej wydajności
Głównym punktem zapalnym jest przyjęty średni współczynnik wykorzystania mocy (Capacity Factor – CF) na poziomie blisko 44% w skali całego ćwierćwiecza. Analiza założeń projektowych wskazuje, że wzięto pod uwagę niemal wyłącznie wietrzności Bałtyku, całkowicie ignorując trzy kluczowe czynniki obniżające produkcję:
- Efekt cienia (Wake Effect): Turbiny nie pracują w izolacji. W wielkoskalowych farmach dochodzi do „kradzieży wiatru” – turbiny zabierają energię kinetyczną mas powietrza, pozostawiając te w głębi farmy z mniejszym potencjałem. Straty z tego tytułu mogą sięgać od kilku do nawet kilkunastu procent w zależności od ułożenia turbin w farmie.
- Zabrudzenia i erozja krawędzi natarcia: Sól morska, pyły i uderzenia deszczu w ekstremalnych warunkach offshore prowadzą do mikrouszkodzeń łopat. Nawet niewielka zmiana profilu aerodynamicznego drastycznie obniża sprawność turbiny.
- Nieuchronna degradacja: Jak wykazują badania prof. Gordona Hughesa nad farmami w Wielkiej Brytanii i Danii, wydajność turbin offshore spada systematycznie z upływem czasu. Agresywne środowisko morskie przyspiesza zmęczenie materiału, co sprawia, że CF w 15-tym czy 20-tym roku eksploatacji jest cieniem tego z pierwszych dwóch lat.
25 lat życia w skrajnych warunkach
Drugim krytycznym czynnikiem jest założenie 25-letniego okresu eksploatacji. Realistyczne dane z funkcjonujących od lat instalacji wskazują, że maksymalny czas życia ekonomicznego to 20 lat. Po dekadzie koszty operacyjne i utrzymania (O&M) rosną skokowo.
Kalkulacja kosztów błędu: Ile zapłacimy za ten optymizm?
Zwycięskie oferty na przeprowadzonej aukcji mieszczą się w przedziale od 476,88 do 492,32 zł/MWh. Aukcja wyłoniła 3 farmy wiatrowe o łącznej mocy 3,435 GW, dla których założono całkowitą produkcję energii elektrycznej na poziomie 330 TWh. Przyjmując średnią cenę 485 zł/MWh, daje to łączną kwotę 160 miliardów PLN zysku ze sprzedaży w okresie całego życia farm wiatrowych.
Jeśli fizyka zweryfikuje te plany, a farmy będą pracować krócej i mniej wydajnie, cena za jednostkę energii musi drastycznie wzrosnąć, aby pokryć ten sam koszt inwestycji.
Scenariusz optymistyczy:
- Czas życia: 20 lat (zamiast 25).
- Realny CF: 39,5% (spadek o 10% względem założeń).
- Produkcja całkowita: ok. 237,6 TWh.
- Wymagana cena: 673 zł/MWh
- Wzrost ceny: +38%
Scenariusz realistyczny (ale wciąż optymistyczny):
- Czas życia: 20 lat.
- Realny CF: 37,3% (spadek o 15% względem założeń).
- Produkcja całkowita: ok. 224,4 TWh.
- Wymagana cena: 713 zł/MWh
- Wzrost ceny: +46,5%
Z powyższych wyliczeń wynika jasno: jeśli polski offshore nie dowiezie zakładanej produkcji, a dane historyczne z innych krajów sugerują, że nie dowiezie to cena prądu potrzebna do sfinansowania tych inwestycji wzrośnie o niemal połowę.
Opieranie strategii energetycznej państwa na nierealistycznym CF na poziomie 44% i 25-letnim okresie życia jest ryzykowne nie tylko dla budżetu, ale i dla bezpieczeństwa energetycznego. Płacimy dziś za obietnice, które mogą nie wytrzymać pierwszej dekady starcia z Bałtykiem.