Otoczenie rynkowe

Wojna w Ukrainie przyniosła kolejny po pandemii koronawirusa szok na rynkach energetycznych i pokazała, 
że Europa zbyt długo tkwiła w zbyt silnym uzależnieniu od paliw kopalnych i Rosji.

Obserwowana przez ostatnie trzy lata zmienność cen gazu ziemnego, węgla kamiennego, oleju napędowego i w konsekwencji energii elektrycznej zwiększa poziom niepewności, utrudnia podejmowanie decyzji inwestycyjnych i ogranicza wzrost gospodarczy.

Aby rozwiązać ten problem, Unia Europejska w krótkim terminie stara się ograniczyć zależność od rosyjskich surowców, a w długim uniezależnić się od importu paliw kopalnych w ogóle, poprzez postawienie na źródła odnawialne. W ten trend wpisuje się również zaktualizowana strategia Grupy ORLEN, w której znacząco zwiększamy ambicje OZE, ale nie zapominamy też o przejściowych źródłach, tak by móc zapewniać bezpieczeństwo oferując stabilne dostawy energii. Również na poziomie Unii Europejskiej, na skutek kryzysu energetycznego oraz wojny transformacja energetyczna przyspieszyła, zamiast zwolnić. 

Osiągnięcia Unii Europejskiej w 2022 roku.

Unia Europejska poczyniła istotne postępy w zakresie szeregu kluczowych wskaźników energetycznych.

Jak zauważył dyrektor wykonawczy IEA Fatih Birol¹, ważne jest, aby docenić europejskie rządy za sposób, w jaki zareagowały na ten duży i złożony kryzys energetyczny. Środki interwencji publicznej – takie jak programy wsparcia dla odnawialnych źródeł energii, dotacje i preferencyjne kredyty na modernizację mieszkań i instalacje pomp ciepła, a także kampanie zachęcające do zmiany zachowań – odegrały rolę w ograniczeniu popytu na gaz.

¹ https://www.iea.org/commentaries/where-things-stand-in-the-global-energy-crisis-one-year-on

Szybkie dostosowanie do niższego eksportu rosyjskiego gazu i wyższych cen było również możliwe dzięki dziesięcioleciom reform i inicjatyw politycznych, które umożliwiły dużym odbiorcom obniżenie zużycia, zastąpienie importu i skorzystanie z alternatywnych dostaw w ramach dobrze rozplanowanej europejskiej sieci gazowej. Pomimo tego postępu, Europa z pewnością nie wyszła jeszcze na prostą. Patrząc na nadchodzący rok, sytuacja wydaje się delikatna zarówno dla ropy, jak i gazu – zwłaszcza w Europie. Nadal istnieje wiele niewiadomych, które mogą mieć duży wpływ na sytuację.

W wyniku kryzysu surowcowego i wojny zmienia się nasza perspektywa na rozwój rynku energii w Europie – wzrost roli OZE i atomu.

W 2022 roku wydobycie ropy naftowej na świecie wyniosło 99,9 mln b/d wobec 95,3 mln b/d w 2021 roku. Wzrost produkcji był z jednej strony efektem konfliktu zbrojnego w Ukrainie (potrzeba zastąpienia surowca z Rosji), a z drugiej strony efektem wysokich marż i powrotu/zwiększeniu przerobu ropy naftowej w wielu rafineriach na świecie. Wysoki poziom cracków skłaniał wiele zakładów do maksymalizacji produkcji. Jednocześnie uwarunkowania rynkowe zachęcały wielu producentów do zwiększania wydobycia surowca w trakcie całego 2022 roku, przy czym sytuacja w poszczególnych państwach była zróżnicowana i w wielu przypadkach poziom produkcji nie był równoznaczny ze zdolnościami wydobywczymi. Podjęta w październiku 2022 roku przez państwa OPEC+ decyzja o zmniejszeniu produkcji od listopada 2022 roku do końca 2023 roku łącznie o 2 mln b/d (największy spadek produkcji od pandemii COVID-19) była podyktowana słabymi odczytami danych makroekonomicznych oraz spodziewaną recesją gospodarki światowej (niski poziom wzrostu PKB m.in. w Chinach w efekcie polityki „zero-COVID”).

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych OPEC

Na kształtującą się w trakcie 2022 roku sytuację energetyczną wpływ miało wiele czynników, z czego niewątpliwie najważniejszą z nich była wojna w Ukrainie. To właśnie wojna rosyjsko-ukraińska sprawiła, że państwa członkowskie IEA dwukrotnie dokonały w 2022 roku uwolnienia zapasów ropy naftowej i paliw, aby ograniczyć szok ataku Rosji na Ukrainę oraz zapewnić dostępność surowca w trudnym, nieprzewidywalnym czasie. Ostatecznie państwa IEA, w tym dodatkowo jeszcze USA z SPR, uwolniły łącznie 240 mln baryłek ropy naftowej i paliw w okresie od maja 2022 roku do października 2022 roku (łącznie ok. 1 mln b/d surowca), co również wpłynęło na dostępność surowca na rynkach międzynarodowych oraz poziom produkcji.

W pierwszej połowie 2022 roku zauważalny był wzrost cen na rynku ropy, zarówno benchmarku Brent, jak i WTI. Tuż po wybuch wojny na Ukrainie ceny ropy naftowej urosły do poziomu 120 USD/bbl i pozostawały powyżej 100 USD/bbl do września. Było to spowodowane przede wszystkim sytuacją geopolityczną w Europie. Przez cały II kwartał ropa naftowa utrzymywała się na bardzo wysokim poziomie, głównie przez rozważania krajów zachodnich o embargu na rosyjska ropę naftową, które później weszło w życie, oraz przez utrzymywanie limitów wydobycia poprzez grupę OPEC+.

W drugiej połowie roku natomiast widoczny był stopniowy spadek cen surowca, który zakończył 2022 rok na poziomie około 80 USD/bbl. Spadek cen spowodowany był głównie przez obawy o globalną gospodarkę – szybki wzrost inflacji w głównych gospodarkach światowych oraz prognozowane spadki PKB budziły niepewność wśród inwestorów. Wzrost ceny dolara także spowodował mniejsze zainteresowanie zakupami ropy naftowej w 2022 roku.

Cena ropy Brent i WTI, kontrakt month ahead w latach 2021 i 2022.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ICE oraz NYMEX; ang. month ahead – kontrakt z datą wykonania w następnym miesiącu.

Do głównych czynników kształtujących poziom zapotrzebowania na ropę naftową i gaz ziemny można zaliczyć:

• wojnę rosyjsko-ukraińską – zbrojna agresja Rosji na Ukrainę, która została potępiona przez większość społeczności międzynarodowej, skutkowała nałożeniem na agresora licznych sankcji oraz ograniczaniem jakiejkolwiek współpracy gospodarczo-politycznej. Uwzględniając wcześniejsze znaczenie Rosji dla rynków energetycznych, trwający proces dywersyfikacji źródeł oraz kierunków dostaw wpływał na notowania większości nośników energii. Ten proces będzie kontynuowany w kolejnych latach, a wpływ takich działań będzie zapewne odzwierciedlony w notowaniach surowców i paliw;

• sytuację gospodarczą na świecie – wysokie ceny nośników energii oddziałują na funkcjonowanie gospodarek poszczególnych państw jako całości, co przekłada się m.in. na wzrost inflacji. W 2022 roku wzrost gospodarczy był zdecydowanie niższy niż w 2021 roku, a zgodnie z prognozami Międzynarodowego Forum Walutowego (IMF) w 2023 roku sytuacja może ulec dalszemu pogorszeniu i to pomimo zakończenia przez Chiny realizacji polityki „zero-COVID”, co skutkować będzie zwiększonym zapotrzebowaniem na paliwa. Potencjalna recesja gospodarki światowej wpłynęłaby na poziom konsumpcji surowców energetycznych;

• proces transformacji energetycznej, a więc działania na rzecz ochrony klimatu – wiele państw podejmuje wysiłki na rzecz zmniejszenia emisji szkodliwych substancji do atmosfery, co jest wyrażane wprowadzaniem różnego rodzaju regulacji ograniczających wykorzystywanie paliw kopalnych. Ten trend ulegnie przyspieszeniu, przy czym uwzględniając sytuację geopolityczną w Europie, w pierwszej kolejności obecnie w debacie publicznej wybrzmiewa element bezpieczeństwa energetycznego, a dopiero w drugiej kolejności potrzeby ochrony środowiska naturalnego;
• postęp techniczny – oprócz zastosowania nowych, alternatywnych paliw wprowadzane są innowacje mające na celu zmniejszenie zużycia paliw przez tradycyjne napędy, np. w zakresie podniesienia wydajności silników samochodowych, obniżenia masy pojazdów użytkowych, odzyskiwania mocy w trakcie hamowania czy też bardziej aerodynamicznych kształtów pojazdów. Postęp techniczny wpływa także na koszty i efektywność takich rozwiązań.

Globalny popyt na rynku ropy.

Globalna podaż na rynku ropy.

Bilans popytu i podaży na rynku ropy.

Średnia cena gazu w Europie w 2022 roku była wyższa o 141% w porównaniu ze średnią ceną z 2021 roku (na podstawie cen odnotowanych na TTF, THE, NBP i TGE)¹ – wzrosła z poziomu z 46,8 EUR/MWh w 2021 roku do 112,8 EUR/MWh. Największe zmiany cen odnotowano w Holandii (TTF) i Niemczech (THE) – średnio o 162% r/r. Najmniej wzrosła średnia cena w Wielkiej Brytanii (o ok. 82%).

Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego na wybranych hubach europejskich.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ICE (ang. Intercontinental Exchange).

¹ TTF - ang. Title Transfer Facility – hub / obszar cenowy w Holandii; THE - ang. Trading Hub Europe – hub / obszar cenowy w Niemczech; NBP - ang. National Balancing Point – hub / obszar cenowy w Wielkiej Brytanii; TGE - Towarowa Giełda Energii.

Rok 2022 przyniósł ze sobą bezprecedensowe wydarzenia na globalnych rynkach surowców energetycznych. W efekcie agresji zbrojnej Rosji na Ukrainę ceny większości węglowodorów na globalnych rynkach istotnie wzrosły, osiągając w marcu średnią cenę na poziomie 128,9 EUR/MWh. Trwająca wojna przezwyciężyła naturalne mechanizmy kształtowania cen, obserwowane były gwałtowne wahania ich poziomu, na co wpływ miały przede wszystkim oświadczenia polityczne, spekulacje oraz sankcje.

Okres od kwietnia do września to drastyczne ograniczenie podaży z Rosji. W dniu 27 kwietnia Gazprom całkowicie wstrzymał dostawy gazu do Polski i Bułgarii. Oficjalnym powodem decyzji był brak zgody obu importerów na płatność za surowiec w rublach. We wrześniu najpierw z powodu ogłoszonej przez Gazprom awarii, a następnie po eksplozji rurociągów, przesył gazu z Rosji poprzez Nord Stream 1 i 2 został całkowicie  wstrzymany. Dodatkowo wsparciem dla wzrostów cen w okresie letnim były intensywnie prowadzone prace planowe na złożach norweskich ograniczające dostawy surowca do Europy. W efekcie w okresie lipiec–sierpień ceny osiągnęły niespotykanie wysokie poziomy – średnio 201,9 EUR/MWh, przy czym dobowo ceny maksymalne przekroczyły 310 EUR/MWh w dniach 25–29 sierpnia – zarówno w Holandii, jak i w Niemczech. 

Łącznie zanotowano spadek przepływów z kierunku wschodniego o 60% r/r. Gaz rosyjski został zastąpiony wzrostem dostaw LNG, które to zwiększyły się w 2022 roku o ponad 70% w porównaniu z 2021 rokiem.

Ostatni kwartał roku to dynamiczne zmiany ceny: od głębokich spadków w październiku i listopadzie do dużych wzrostów w grudniu, wynikających głównie z warunków pogodowych: najpierw okresu ciepłego, a następnie ataku mrozu pod koniec roku. Ceny surowca wspierane były również decyzjami unijnymi. Nałożony obowiązkowy poziom zatłoczenia magazynów na 1 listopada w wysokości 80% pojemności wpływał na intensyfikację zakupów surowca i w efekcie wpływał na wzrost cen.

Główne kierunki importu gazu do Europy.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z agencji Thomson Reuters.

Całkowity wolumen gazu ziemnego importowanego do Europy wyniósł 3 756 TWh, z czego 43% dostaw (1 598 TWh) dostarczono w postaci LNG. Wolumen importu gazociągami z Rosji (dane z wyłączeniem Turcji) w 2022 roku spadł o 60% (z poziomu 1 347 TWh w 2021 roku). Drugim największym dostawcą gazu w Europie była Norwegia – 1 256 TWh gazu, co odpowiadało 33% dostaw. Import z Afryki Północnej pozostał na zbliżonym poziomie r/r i wyniósł 376 TWh (10% dostaw).

W 2022 roku globalny handel LNG wzrósł o 6% w porównaniu z 2021 rokiem, osiągając wolumen ponad 6121 TWh dostarczonego gazu po regazyfikacji.

Wzrost względem 2021 roku o 349 TWh był spowodowany bardzo dynamicznym wzrostem cen gazu po minimach notowanych jeszcze w 2020 roku. Największy wolumetrycznie przyrost eksportu w latach 2021–2022 odnotowano ponownie w Stanach Zjednoczonych – o 107 TWh, natomiast największe zwiększenie importu procentowo i wartościowo nastąpiło w Europie – o 761 TWh (wzrost o 62%) w porównaniu z 2021 rokiem, co wiązało się z koniecznością zapewnienia alternatywnych dostaw gazu dla Europy wobec ograniczenia dostaw z Rosji. Równocześnie bardzo istotnie spadło zapotrzebowanie na LNG w pozostałych regionach świata. Głównym czynnikiem spadku popytu był tam wzrost ceny gazu skroplonego, co ograniczyło import w regionach dysponujących alternatywnymi źródłami energii.

Popyt i podaż LNG w latach 2021 i 2022 w TWh m³ gazu po regazyfikacji.

Trwający na europejskim rynku gazu kryzys cenowy, stymulowany rosyjską agresją na Ukrainę rozpoczętą 24 lutego 2022 roku oraz polityką Gazpromu, spowodował mocny spadek krajowego popytu na gaz. Konsumpcja gazu wysokometanowego sieciowego w Polsce w 2022 roku (bez uwzględnienia paliwa gazowego przesłanego na rynku OTC² i TGE) wyniosła ok. 170,4 TWh. W porównaniu z 2021 rokiem odnotowano spadek wolumenu o 35,9 TWh, czyli o 17,4% r/r.

Spadek konsumpcji gazu w 2022 roku dotknął przede wszystkim odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej (-31% r/r), w tym w szczególności segment elektrowni i elektrociepłowni, segment chemiczny, petrochemiczny oraz hutnictwo. Kryzys energetyczny miał wpływ również na konsumpcję gazu przez odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, która spadła w 2022 roku o 12,8%. Dodatkowym czynnikiem, który przyczynił się do ograniczenia konsumpcji r/r, była odnotowana wyższa o 1,50C średnia temperatura powietrza w I i IV kwartale 2022 roku względem analogicznego okresu 2021 roku.

² ang. over-the-counter

System przesyłowy i aktualne oraz planowane transgraniczne punkty wejścia do systemu przesyłowego.

Źródło: GAZ-SYSTEM oraz European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG).

Projekt Baltic Pipe to strategiczny projekt infrastrukturalny, dzięki któremu powstał nowy korytarz dostaw gazu ziemnego na rynek europejski. Umożliwia on przesyłanie gazu bezpośrednio ze złóż zlokalizowanych w Norwegii na rynki w Danii i w Polsce.

W 2022 roku odnotowano spadek wolumenu importowanego paliwa gazowego do Polski, który wyniósł 175,4 TWh (spadek o 8% r/r), przy czym dostawy z kierunku wschodniego spadły o 58%, natomiast dostawy z UE wzrosły o 48% w porównaniu z 2021 rokiem. Z kierunku wschodniego w 2022 roku dostarczono jedynie 27% surowca.

Przepływy gazu na krajowych punktach wejścia/wyjścia.

W 2022 roku wolumen LNG odebranego w terminalu LNG w Świnoujściu istotnie wzrósł względem poziomu z 2021 roku. 

W 2022 roku PGNiG/ORLEN odebrał 18 ładunków LNG w ramach kontraktów długoterminowych z Qatargas. Wolumen importu LNG z Kataru wyniósł ok. 1,65 mln ton, czyli ok. 25,2 TWh gazu ziemnego po regazyfikacji. Ponadto, w 2022 roku PGNiG/ORLEN zakupił 35 dostaw spot o wolumenie 2,37 mln ton, tj. ok. 36,3 TWh gazu ziemnego po regazyfikacji. Ładunki te pochodziły z: USA, Nigerii, Trynidadu i Tobago oraz Egiptu. Dostawy realizowano we współpracy z biurem handlowym LNG w Londynie (PST). W 2022 roku PGNiG/ORLEN odebrał także ładunki LNG na podstawie kontraktu długoterminowego z Cheniere Marketing International oraz średnioterminowego z firmą Centrica.

W czerwcu 2022 roku Rada Unii Europejskiej przyjęła rozporządzenie przewidujące konieczność 80-procentowego napełnienia podziemnych magazynów gazu przed 1 listopada 2022 roku w każdym kraju wspólnoty oraz 85-procentowego napełnienia na poziomie całej wspólnoty. W kolejnych latach cel dla każdego kraju wynosi 90%. Poziom napełnienia magazynów gazu 1 listopada 2022 roku w Polsce wyniósł 99%, natomiast na poziomie całej Unii Europejskiej: 95%.

W 2022 roku średni dobowy pobór gazu z polskich podziemnych magazynów gazu (PMG) w okresie wytłaczania (styczeń–marzec, październik– grudzień) wyniósł 41 GWh/dobę, czyli o 53 GWh/dobę mniej niż w poprzednim roku. Średnie zatłaczanie gazu do magazynów w Polsce w sezonie letnim w 2022 roku (kwiecień–wrzesień) wyniosło 68 GWh/dobę, tj. o 45 GWh/dobę mniej niż w 2021 roku.

Na koniec 2022 roku poziom napełnienia magazynów w Polsce wyniósł 97% i był o 12 p.p. wyższy od poziomu odnotowanego na koniec 2021 roku. Na innych rynkach europejskich również zaobserwowano zdecydowane zwiększenie stanu magazynów – w Niemczech stan zapełnienia wyniósł 90% w porównaniu z 50% na koniec 2021 roku, w Holandii 77%, o 41 p.p. więcej r/r, a w Austrii 87% wobec 35% rok wcześniej.

Stan napełnienia magazynów w Polsce w latach 2021 i 2022.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych operatorów.

Struktura kontraktów na TGE w latach 2021 i 2022.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.

ORLEN jest liderem rynku gazu w obrocie giełdowym na TGE. Zgodnie z informacjami opublikowanymi przez giełdę, całkowity wolumen obrotu gazem w 2022 roku wyniósł 141,6 TWh, z czego 118,9 TWh stanowił obrót na rynku kontraktów terminowych towarowych (RTT). Oznacza to, że około 84% transakcji na gaz zawieranych w 2022 roku stanowiły kontrakty: roczne, sezonowe (lato, zima), kwartalne, miesięczne oraz tygodniowe.

Wolumen obrotu gazem ziemnym w 2022 roku spadł w stosunku do rekordowego w 2021 roku o 21,7%. W 2022 roku obroty na rynku spot wyniosły 18 TWh na Rynku Dnia Następnego oraz 4,7 TWh na Rynku Dnia Bieżącego gazu, co oznacza spadek względem 2021 roku odpowiednio o 17,5% i 30,5%. Wolumen na RTT gazu spadł o 21,9% r/r.

Wolumen obrotu na kontraktach terminowych towarowych (RTT) na TGE w latach 2021 i 2022 (TWh).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.

W 2022 roku ceny gazu ziemnego w Europie zanotowały bardzo silny wzrost w stosunku do cen notowanych na amerykańskim Henry Hub, na którym również obserwowaliśmy znaczący wzrost, jednak nie tak wysoki. Średnia cena gazu ziemnego na holenderskim hubie TTF wyniosła w tym czasie 132,1 EUR/MWh – wzrost o ponad 180% w porównaniu z 2021 rokiem. Porównując te same okresy, notowania gazu ziemnego na Henry Hub wzrosły o 10,43 EUR/MWh do poziomu średnio 21,18 EUR/MWh. Średnia cena surowca w Stanach Zjednoczonych wzrosła więc w tym czasie o 97%. Tym samym, w minionym roku spread między tymi dwoma obszarami handlu zwiększył się o ponad 204%, tj. o 74,5 EUR/MWh, i wyniósł w 2022 roku średnio 110,92 EUR/MWh. Największy spread cenowy odnotowano w sierpniu – 206,37 EUR/MWh.

Średnie miesięczne fronth month gazu ziemnego na hubach Henry Hub i TTF w latach 2021 i 2022.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych NYMEX oraz ICE. Notowania kontraktu ang. front month – kontrakt z datą wykonania w następnym miesiącu.

W 2022 roku średnia spotowa (RDNiBg) cena gazu w Polsce wyniosła 125,72 EUR/MWh, 76,94 EUR/MWh więcej niż w 2021 roku. Ceny gazu były silnie skorelowane z cenami gazu w Niemczech i szerzej, na rynkach europejskich. Średni spread pomiędzy spotowymi cenami (dla produktu Day Ahead) na TGE oraz na THE w 2022 roku wyniósł 4,45 EUR/MWh i wzrósł o 1,97 EUR/MWh (79%) r/r. Zanotowany wzrost spreadu pomiędzy średnimi cenami zamknięcia na rynkach w Polsce i w Niemczech nie był rezultatem zmian sytuacji fundamentalnej (np. wzrostu kosztów przesyłu), a wynikał z gwałtownych zmian cen jakie występowały na rynku gazu na przestrzeni całego minionego roku, w szczególności po wybuchu wojny na Ukrainie. Zmiany te, połączone z wcześniejszą godziną zamknięcia giełdy TGE względem giełd zachodnich powodowały, że ceny zamknięcia w Polsce „nie nadążały” za wahaniami cen. Cena notowana na TGE „wyrównywała się” w rezultacie z cenami notowanymi na hubach zachodnioeuropejskich dopiero następnego dnia, w momencie otwarcia rynku.

Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego w Polsce i w Niemczech w latach 2021 i 2022.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX.

Cena gazu ziemnego spot na giełdzie TGE, TTF i THE w latach 2021 i 2022.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX.

Obszar energetyki ulega szybkim zmianom technologicznym i zaktualizowana strategia jest tego odzwierciedleniem. Wojna w Ukrainie wzmocniła znaczenie inwestycji w odnawialne źródła energii, pozwalające na zwiększenie niezależności energetycznej. To niejedyna zaleta tych farm wiatrowych czy fotowoltaicznych: znacząca redukcja kosztów pozwoliła źródłom odnawialnym stać się konkurencyjnymi cenowo względem źródeł konwencjonalnych bez jakichkolwiek subsydiów czy dopłat, nawet przed znaczącym wzrostem cen surowców energetycznych takich jak węgiel czy gaz ziemny. W przypadku wiatraków na lądzie (spadek średniego globalnego LCOE o 68% z 0,102 $/kWh do 0,033 $/kWh pomiędzy latami 2010 a 2021), na morzu (spadek o 60% w tym samym okresie z 0,188 $/kWh do 0,075 $/kWh). W przypadku dużych instalacji fotowoltaicznych mamy do czynienia z jeszcze bardziej znaczącym zmniejszeniem kosztów – wyniosło ono 88% (0,417 $/kWh do 0,048 $/kWh). Według danych BloombergNEF energia słoneczna lub energia pozyskiwana z wiatru na lądzie jest najtańszym źródłem prądu w krajach odpowiadających za 96% jego generacji.

Morskie farmy wiatrowe na świecie

Morska energetyka wiatrowa (MEW) to technologia wytwarzania energii, która bardzo silnie rozwinęła się w ostatniej dekadzie i postrzegana jest jako jedno z wiodących źródeł energii odnawialnej w przyszłości. W dużej mierze jest to zasługą zerowej emisji CO₂, postępu technologicznego oraz obniżenia kosztów produkcji energii elektrycznej. Pierwsze komercyjne morskie farmy wiatrowe o dużej mocy zaczęły powstawać około 2010 roku i od tamtej pory branża notuje ciągły, dynamiczny rozwój. Objawia się on głównie poprzez postęp technologiczny w zakresie rozwoju morskich turbin wiatrowych o coraz większych mocach jednostkowy (wzrost mocy od około 3,6 MW do 15 MW turbin oferowanych przez liderów rynku), i co za tym – większych fundamentach instalowanych na większych głębokościach. Skutkiem tego rozwoju jest wzrost zapotrzebowanie na coraz większe komponenty, statki instalacyjne itp. czy przestrzeń portów, które są je w stanie przyjąć. Z początkiem 2021 roku morskie farmy wiatrowe na świecie miały w sumie 35 GW mocy zainstalowanej, z czego około 28 GW w Europie. Liderami rynku europejskiego są Wielka Brytania (około 12,7 GW), Niemcy (7,7 GW), Holandia (3 GW), Belgia (2,3 MW), Dania (2,3 GW). Należy jednak mieć na uwadze, że rozwijane są już kolejne projekty i spodziewane jest, że na koniec 2030 roku moc zainstalowana wszystkich morskich farm wiatrowych może przekroczyć 270 GW. Oprócz dalszego rozwoju w wymienionych krajach, branża będzie rozwijać się również na nowych rynkach, w tym w USA, Francji, Tajwanie oraz Polsce. Liderami rynku z największą liczbą wybudowanych farm z pewnością pozostaną kraje europejskie (Wielka Brytania i Niemcy), a z nowych graczy USA, które obecnie rozwija wiele nowych projektów i mocno inwestuje w rozwój własnego łańcucha dostaw.

W planie PZPOM zostały określone strefy, w których będą powstawały morskie farmy wiatrowe, a które będą miały pierwszeństwo przed innymi działalnościami w danej części Morza Bałtyckiego. Wyżej wymienione strefy mają sprzyjające warunki do rozwoju Morskiej Energetyki Wiatrowej (szacunkowa średnia roczna prędkość wiatru na wysokości piasty: 9-10 m/s, znikome pływy, niskie zasolenie i łączna wielkość około 2500 km²).

Od grudnia 2021 roku istnieje możliwość składania wniosków o uzyskanie kolejnych pozwoleń na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń (PSZW). Wnioski obejmują 11 obszarów określonych w PZPOM. Zostaną one ocenione na podstawie kryteriów oceny zawartych w rozporządzeniu Ministra Infrastruktury z dnia 27 listopada 2021 roku w sprawie oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygający.

Uzyskana ocena będzie stanowiła podstawę do wydania, na podstawie ustawy o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej, pozwolenia PSZW umożliwiającego przygotowywanie kolejnych projektów morskich farm wiatrowych w Polsce. Spółki należące do Grupy ORLEN złożyły wnioski o pozwolenia PSZW na wszystkie 11 obszarów.

Obecnie rozwijane są projekty, które już wcześniej uzyskały pozwolenia na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń (PSZW). Są to projekty:

• Bałtyk I (Polenergia/Equinor),
• Bałtyk II (Polenergia/Equinor),
• Bałtyk III (Polenergia/Equinor),
• Baltic II (RWE),
• B-Wind (EDPR/Engie), 
• C-Wind (EDPR/Engie),
• Baltic Power (Baltic Power z Grupy ORLEN/Northland),
• Baltica 1 ( PGE),
• Baltica 2 (PGE),
• i Baltica 3 (PGE).

W lutym 2021 roku weszła w życie ustawa o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Wyznacza ona ramy prawne realizacji inwestycji w morskie farm wiatrowych w polskiej części Morza Bałtyckiego. Nowe przepisy przewidują, że w pierwszej fazie systemu wsparcia na rzecz morskich farm o łącznej mocy zainstalowanej 5,9 GW, pomoc przyznana będzie w drodze decyzji administracyjnej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Kolejne projekty będą brały udział w aukcjach zorganizowanych na zasadach konkurencyjnych. Pierwsza odbędzie się w 2025 roku, a druga w 2027 roku (każda po 2,5 GW).