Мрежата блокира германския вятър

10,8 гигавата офшорни вятърни мощности вече работят в германските части на Северно и Балтийско море: 1 764 турбини, достатъчни да покрият годишното потребление на около 8,7 млн. домакинства (Zeit, Focus). Следващата вълна обаче е далеч по-несигурна. Само около 2,6 гигавата бъдещи проекти имат осигурено финансиране, търг през 2025 г. остана без нито една оферта, а до 16 гигавата проекти на стойност приблизително 50 млрд. евро може да бъдат замразени заради забавяне на електропреносната мрежа (FAZ, BalticWind). Турбините работят. Проблемът е в икономиката на новото строителство.

Германският закон за офшорната вятърна енергия предвижда 30 гигавата до 2030 г. и 70 гигавата до 2045 г. (WindSeeG). При 10,8 гигавата страната е изминала около една трета от пътя към първата цел. В сектора вече очакват прагът за 2030 г. да бъде достигнат най-рано около 2032 г. Причините са четири.

Защо следващата вълна не може да бъде построена

Парите поскъпнаха. Офшорният вятърен парк изисква почти целият капитал да бъде вложен предварително, а приходите идват постепенно в рамките на 20-30 години. Когато ЕЦБ, централната банка на еврозоната, повиши депозитната си лихва от отрицателни стойности до връх от 4 % през 2023 г., цената на заемите скочи (ECB). Оттогава лихвите се понижиха, но остават далеч над периода на евтини пари, в който бяха финансирани повечето съществуващи паркове.

Оборудването поскъпна. Германската енергийна компания ЕнБВ посочва, че за пет години разходите за турбини, стоманени фундаменти, кабели и специализирани кораби са нараснали с 30-40 % (FAZ). Европейската сметна палата отделно предупреди за рискове при суровините по веригите на зеления преход (ECA).

Търговете притиснаха инвеститорите прекалено силно. В последните германски процедури строителите трябваше да плащат на държавата за правото да изградят проекта. Това са т.нар. отрицателни оферти. Моделът изглеждаше изгоден за бюджета, докато разходите не се повишиха и търгът през 2025 г. не остана без кандидати.

Мрежата изостава. Двадесет и две готови турбини с общ капацитет 323 мегавата стоят неизползвани, защото подводните кабели към сушата още не са готови (Zeit). Според The Equilibrium ТоталЕнержис е преглеждала концесии, спечелени след 2023 г., именно заради забавянията в мрежовото свързване (The Equilibrium). Тесното място вече е трансгранично: Нидерландия също зависи от ТенеТ, оператора зад голяма част от германската офшорна преносна инфраструктура, а нидерландски оценки поставят изграждането на нови високоволтови линии в диапазон от 8 до 12 години (consultancy.nl, Energy Global).

Ценовият парадокс на офшорния вятър

Ниските борсови цени задълбочават проблема с финансирането. Когато производството от вятър и слънце е високо, цените на електроенергията в Германия редовно падат под нулата, защото мрежата не може да поеме излишъка (Energy Charts). Така вятърният парк печели най-малко точно когато произвежда най-много.

Това е основното напрежение в технологията. Офшорният вятър сваля цената на електроенергията, когато работи, което е добре за потребителите. Но инвеститорите имат нужда от предвидими приходи, за да заемат милиардите, необходими за строителството. Евтиният ток стига до домакинствата само ако преди това някой плати за мрежата и за приходната гаранция, която прави проекта финансиран.

Франция предлага един възможен отговор. Европейската комисия одобри френска схема за подкрепа на офшорни вятърни проекти на стойност до 63 млрд. евро, изградена като двустранни договори за разлика за срок от 25 години (BalticWind). При този модел, ако пазарната цена падне под договорен праг, държавата доплаща на инвеститора; ако цената се качи над таван, инвеститорът връща средства. Така колебанията в приходите намаляват, а с тях и цената на финансирането. Германската офшорна асоциация БВО настоява за подобен модел.

Германия вече харчи по няколко милиарда евро годишно за т.нар. редиспечинг: плащания към електроцентрали да променят производството си, когато мрежата не може да пренесе тока до мястото, където е нужен. Бундестагът наскоро одобри план за разширяване на мрежата за около 44,65 млрд. евро, който трябва да пренесе северния вятърен ток на юг (Bundestag). Тези разходи влизат в сметките за ток чрез мрежовите такси.

Най-прекият риск е за инвеститорите: те държат спечелени терени, които не могат да изградят рентабилно. По-широката цена пада върху домакинствата, които финансират мрежовото разширяване през сметките си, и върху данъкоплатците, ако блокираните проекти трябва да бъдат обявявани отново на търг. Прагът от 10 гигавата показва, че технологията работи. Германският модел на търгове без субсидии, замислен за време на почти безплатно финансиране, вече не привлича кандидати. Следващите 20 гигавата ще изискват първо готови кабели и после минимално гарантирани цени, преди строителството да започне.