Síť brzdí německý vítr

Na moři v Severním a Baltském moři už dnes Německu běží 10,8 gigawattu offshore větrných elektráren. Celkem jde o 1 764 turbín, které za rok vyrobí elektřinu zhruba pro 8,7 milionu domácností (Zeit, Focus). Za tímto milníkem se ale skrývá méně pohodlná část příběhu: financování má jisté jen asi 2,6 GW budoucích projektů, aukce v roce 2025 nepřilákala žádného zájemce a kvůli zpoždění sítí může zůstat stát až 16 GW projektů v hodnotě kolem 50 mld. EUR (FAZ, BalticWind). Turbíny fungují. Zadrhává se ekonomika další výstavby.

Německý zákon o offshore větru počítá s 30 GW do roku 2030 a 70 GW do roku 2045 (WindSeeG). Při současných 10,8 GW je země zhruba na třetině první mety. Samotné odvětví ale očekává, že hranice 30 GW přijde nejdříve kolem roku 2032. Důvody jsou čtyři.

Proč další vlna výstavby vázne

Peníze zdražily. Offshore větrný park vyžaduje téměř všechny investice na začátku a výnosy přináší až během následujících 20 až 30 let. Když Evropská centrální banka, která určuje úrokové sazby v eurozóně, zvedla depozitní sazbu ze záporných hodnot až na vrchol 4 % v roce 2023, zdražilo i financování projektů (ECB). Sazby od té doby klesly, zůstávají ale výrazně výš než v éře levných peněz, v níž se financovala většina dnešních parků.

Technologie a materiál podražily. EnBW, jeden z velkých německých energetických podniků, uvádí, že náklady na turbíny, ocelové základy, kabely a specializované lodě za pět let vzrostly o 30 až 40 % (FAZ). Evropský účetní dvůr zvlášť upozornil na rizika u surovin v celém dodavatelském řetězci zelené transformace (ECA).

Aukce na developery příliš tlačily. V posledních německých kolech museli investoři platit státu za právo stavět. Tento model takzvaných záporných nabídek vypadal chytře ve chvíli, kdy se předpokládaly nízké finanční náklady a levnější výstavba. Jakmile obojí zdražilo, aukce z roku 2025 skončila bez zájemců.

Sítě nestačí tempu výstavby. Dvaadvacet hotových turbín o výkonu 323 MW stojí bez výroby, protože podmořské kabely, které je mají připojit k pevnině, nejsou připravené (Zeit). TotalEnergies podle dostupných informací prověřovala koncese získané od roku 2023 právě kvůli zpoždění sítí (The Equilibrium). Úzké místo přitom nekončí na německé hranici: Nizozemsko závisí na společnosti TenneT, tedy na stejném provozovateli, který stojí za velkou částí německého offshore přenosu, a nizozemské odhady počítají s dodací lhůtou nových vedení velmi vysokého napětí 8 až 12 let (consultancy.nl, Energy Global).

Cenový paradox offshore větru

Nízké velkoobchodní ceny problém s financováním ještě zvětšují. Když výroba z větru a solárů vrcholí, německé ceny elektřiny pravidelně padají pod nulu, protože síť nedokáže přebytek pojmout (Energy Charts). Větrný park tak vydělává nejméně právě ve chvíli, kdy vyrábí nejvíc.

V tom je hlavní napětí celé technologie. Offshore vítr při výrobě snižuje cenu elektřiny, což pomáhá odběratelům. Investoři ale potřebují předvídatelné příjmy, aby si mohli půjčit miliardy na stavbu. Levná elektřina se k domácnostem dostane až poté, co někdo zaplatí síť a garanci výnosů, bez níž se nové parky nepostaví.

Jednu možnou odpověď nabízí Francie. Evropská komise schválila francouzské podpůrné schéma až za 63 mld. EUR pro offshore větrné projekty, postavené na dvoustranných rozdílových smlouvách, známých jako CfD, na dobu 25 let (BalticWind). Pokud tržní cena klesne pod dohodnutou hranici, stát developerovi rozdíl doplatí. Pokud se dostane nad strop, developer část peněz vrací. Takový model omezuje výkyvy příjmů a snižuje cenu úvěrů. Německé offshore sdružení BWO nyní prosazuje stejný princip.

Německo už dnes každoročně platí několik miliard eur za redispečink, tedy za zásahy, při nichž se elektrárnám platí za změnu výroby, protože síť neumí dostat elektřinu tam, kde je potřeba. Spolkový sněm nedávno schválil plán rozšíření sítí za zhruba 44,65 mld. EUR, který má dostat větrnou elektřinu ze severu na jih země (Bundestag). Tyto náklady se nakonec promítají do účtů za elektřinu přes síťové poplatky.

Nejbližší riziko nesou developeři, kteří drží vysoutěžené lokality, ale za dnešních podmínek je nedokážou výhodně postavit. Širší účet dopadne na domácnosti, které financují rozvoj sítí přes účty za elektřinu, a na daňové poplatníky, pokud bude nutné zablokované lokality soutěžit znovu. Hranice 10 GW ukazuje, že technologie umí dodávat elektřinu ve velkém. Německý model aukcí bez dotací ale vznikl pro dobu téměř bezplatného kapitálu. Jakmile tato doba skončila, přestal vyrábět nabídky. Dalších 20 GW bude potřebovat nejdřív kabely a před zahájením výstavby také garantovanou minimální cenu.