Projekt Baltica 9, realizowany wspólnie z FEW Baltic II jako przedsięwzięcie Baltica 9+ o mocy około 1,3 GW, wzmacnia pozycję Grupy PGE jako kluczowego gracza na polskim rynku morskiej energetyki wiatrowej. O znaczeniu aukcji, efektach skali na Ławicy Słupskiej, konsekwencjach dla łańcucha dostaw oraz największych wyzwaniach stojących przed inwestycją opowiada Bartosz Fedurek, prezes zarządu PGE Baltica.

Krzysztof Bulski: Jaką rolę w długofalowej strategii Grupy PGE odgrywa projekt Baltica 9 i w jaki sposób uzupełnia on dotychczasowy portfel inwestycji PGE na Bałtyku?

Bartosz Fedurek: Baltica 9 jest ważnym i dobrze przemyślanym uzupełnieniem naszego portfela inwestycyjnego. W pierwszej kolejności koncentrujemy się na projektach położonych najbliżej brzegu, charakteryzujących się najniższymi kosztami zagospodarowania i największą odpornością infrastruktury. To one pozwolą nam oferować energię z morza po najbardziej konkurencyjnych cenach. 

Baltica 9 o mocy 0,975 GW, zlokalizowana jest w zachodniej części Ławicy Słupskiej. Będzie realizowana wraz z sąsiednim projektem FEW Baltic II o mocy 0,35 GW z I fazy, w związku z którym podpisaliśmy z RWE warunkową umowę zakupu, jako przedsięwzięcie Baltica 9+ o łącznej mocy ok. 1,3 GW. 

Dla przypomnienia, w aukcji obowiązywały trzy „strefy” cenowe: Wschodnia Ławica Słupska z ceną maksymalną 485,71 zł/MWh, Zachodnia Ławica Słupska z ceną maksymalną 499,33 zł/MWh i Ławica Środkowa z ceną maksymalną 512,32 zł/MWh. Projekt Baltica 9 zakontraktowaliśmy po cenie 489 zł/MWh, a biorąc pod uwagę, że FEW Baltic II jest projektem z I fazy, z maksymalną ceną na poziomie około 443 zł/MWh, szacowana średnia cena dla Baltica 9+ to około 477 zł/MWh (ceny w wartościach z roku 2025).

Jednocześnie nasze dwa kluczowe projekty z I fazy, czyli Baltica 2 (1,5 GW) i Baltica 3 (1 GW) również leżą na Ławicy Słupskiej. W ten sposób zbudowaliśmy spójny portfel inwestycji. Łącznie ponad 3,8 GW mocy z zabezpieczoną stroną przychodową, w ramach obszaru, który zapewnia nam największe synergie – szczególnie w obszarze eksploatacji i utrzymania (O&M), z wykorzystaniem zaplecza, które budujemy w Ustce. 

To dziś najlepszy i najbardziej efektywny zestaw projektów, jaki mogliśmy stworzyć na bazie posiadanych przez PGE pozwoleń lokalizacyjnych. Realizacja tych projektów w zasadzie wypełni aspiracje strategiczne Grupy PGE w technologii offshore w perspektywie do 2035. 

Aukcja dla Baltica 9 jest postrzegana jako sygnał stabilności polskiego rynku offshore. Jak Twoim zdaniem ten sukces wpłynie na łańcuch dostaw (local content) oraz na zaufanie międzynarodowych inwestorów do Polski?

Wygrana Baltica 9 to bardzo dobra informacja dla polskiego łańcucha dostaw. Warunkiem jego rozwoju jest stabilny, pewny i konsekwentnie realizowany portfel projektów w kraju, a właśnie taki portfel dziś współtworzymy. Projekt Baltica 9, a w zasadzie 9+, to inwestycja o solidnych fundamentach ekonomicznych, a co za tym idzie wysokiej przewidywalności i pewności realizacyjnej. W 2026 roku rozpoczniemy procesy kontraktacji kluczowych komponentów technologicznych i usług dla fazy budowlanej. Nasz cel jest jasny – chcemy jak największą część tych kontraktów podpisać z polskimi firmami.  Jeżeli chodzi o zaufanie zagranicznych inwestorów do Polski, to sukces grudniowej aukcji, stanowi tylko kolejne potwierdzenie, że nasz kraj jest dzisiaj jednym z najlepszych rynków offshore wind nie tylko w Europie, ale i na świecie. Fundamentem atrakcyjności jest stabilność regulacyjna.  

Harmonogram zakładający oddanie farmy do 2032 roku jest ambitny. Jakie są dziś największe wyzwania, technologiczne lub regulacyjne, które stoją na drodze do terminowej realizacji tej inwestycji?

Polskie przepisy przewidują, że wytwórca, który wygra aukcję ma 7 lat na dokończenie fazy przygotowawczej, wybudowanie infrastruktury na morzu i lądzie oraz uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii. Biorąc pod uwagę skalę i kompleksowość inwestycji offshore jest to harmonogram ambitny, ale wykonalny. Głównym wyzwaniem będzie efektywna kontraktacja kluczowych komponentów technologicznych i usług. Efektywna, czyli taka która umożliwi domknięcie modelu finansowania i terminowe podjęcie finalnej decyzji inwestycyjnej (FID), czyli rozpoczęcie fazy budowy. Musimy pamiętać, że globalny rynek offshore znajduje się obecnie w fazie korekty i urealnienia po okresie nadmiernego, gorącego wzrostu. Wierzymy, że te procesy będą sprzyjać projektom rozwijanym w Polsce, ale z drugiej strony nie są w pełni przewidywalne. To naturalnie niesie pewien poziom ryzyka. Dlatego cały proces inwestycyjny będzie wymagał świetnego rozumienia sytuacji rynkowej zarówno po stronie PGE Baltica, jako inwestora, jak i po stronie łańcucha dostaw – tak aby finalnie przedsięwzięcie mogło zostać zrealizowane w zakładanym terminie i zakończyło się sukcesem dla wszystkich jego uczestników.

Przejęcie od RWE projektu FEW2 było szeroko komentowane. Jak decyzja o samodzielnej realizacji projektu wpłynie na dynamikę prac i elastyczność działań PGE w tej lokalizacji?

Przypomnę raz jeszcze, że FEW Baltic II  będzie realizowany wraz z Baltica 9 w ramach szerszego przedsięwzięcia Baltica 9+ o mocy ok. 1,3 GW. Wykorzystamy w ten sposób efekt skali i naturalne synergie fazy budowlanej i operacyjnej obydwu akwenów. Warto zauważyć, że FEW Baltic II  przez pewien czas pozostawał w stanie „hibernacji”, bez klarownej perspektywy dalszej realizacji. Włączenie go do naszego portfela i powiązanie z Baltica 9 zasadniczo poprawiło jego sytuację i wykonalność ekonomiczną. To daje nam większą swobodę działania w tej lokalizacji oraz większą pewność, że oba projekty zostaną zrealizowane z korzyścią dla systemu, inwestorów i polskiego łańcucha.

Dziękuję za rozmowę.