Danmark sætter 37,6 milliarder kroner bag havvind

I december 2024 fik Danmarks første tre nye havvindområder ikke et eneste bud. Udviklerne så på vilkårene: byg i Nordsøen, sælg strømmen til den pris markedet nu engang vil betale, og bær risikoen selv i årtier. De takkede nej.

Halvandet år senere har svenske statsejede Vattenfall vundet kontrakterne på to af områderne, med en samlet minimumskapacitet på 1,8 gigawatt og forventet strømproduktion inden udgangen af 2032 (KEFM, Windtech International). Forskellen er ikke, at udviklerne pludselig blev modigere. Danmark ændrede, hvem der bærer prisrisikoen.

Hvad staten har påtaget sig

Den model, der faldt til jorden, krævede, at udviklerne solgte strømmen til markedspris og selv bar hele risikoen for udsving på elmarkedet. Havvind kræver store investeringer, før den første kilowatt-time er produceret, men har lave driftsomkostninger bagefter. Derfor afhænger økonomien af to ting: hvad strømmen kan sælges for om 20 eller 30 år, og hvilken rente långiverne kræver for at finansiere byggeriet (IEA, IRENA).

Uden nogen sikkerhed for indtægterne ville bankerne ikke stille byggelån til rådighed. Projekterne var reelt døde, før de kom i gang.

Danmarks løsning blev en såkaldt tosidet differencekontrakt. Staten fastsætter en garanteret afregningspris pr. megawatt-time strøm. Falder markedsprisen under den pris, betaler staten forskellen til udvikleren. Stiger markedsprisen over den, betaler udvikleren overskuddet tilbage til staten (Low Carbon Contracts Company).

For udvikleren giver det en stabil indtægt, som banker kan låne ud imod. For staten giver det havvindmølleparker, som markedet ellers ikke ville bygge på de oprindelige vilkår.

Vattenfall vandt Nordsøen Midt med en afregningspris på 504 kr. pr. megawatt-time og Hesselø med 542 kr. pr. megawatt-time, begge på 20-årige kontrakter (KEFM, Baird Maritime). Konkurrencen vendte tilbage: Nordsøen Midt fik to bud, Hesselø fem (Ocean Energy Resources, BT).

Skatteydere, udvikler og banker

Den samlede offentlige støtte er begrænset til 37,6 mia. kr. (Politiken, Energistyrelsen via Ritzau). Det er et loft, ikke en regning. Skatteyderne betaler kun, hvis engrosprisen på el ligger under kontraktprisen i løbet af de 20 år. Ligger priserne over, betaler Vattenfall tilbage til staten. Ligger de lavt i længere tid, vokser forskellen op mod støtte-loftet.

De umiddelbare vindere er Vattenfall og selskabets långivere. En stabil indtægtsbund over 20 år gør et risikabelt projekt til den type forudsigelig forretning, banker kan finansiere. I Sverige blev tildelingen da også omtalt som en kommerciel sejr for Vattenfall snarere end som en politisk diskussion om statens risiko (DN).

Danske forbrugere får først gevinsten, hvis parkerne faktisk bliver koblet til nettet og tilfører nok strøm til at presse engrospriserne ned eller mindske behovet for dyrere reservekapacitet.

Den del er ikke givet. Danmarks kø for nettilslutning er vokset til 60 GW i ansøgninger, hvor en stor del er spekulative projekter, og det har fået Energinet til at sætte nye transmissionsaftaler på pause (To Brief). Vindmøller uden netadgang producerer ingen strøm til forbrugerne. De pynter mest i Excel-ark.

Mønstret kendes fra resten af Europa. Storbritanniens femte runde med differencekontrakter gav ingen nye havvindprojekter; sjette runde lykkedes, efter at regeringen hævede afregningspriserne (UK AR5, AR6). Nederlandene har gennemført udbud markedsført som »subsidiefrie«, men staten har forberedt områderne, mens netoperatøren TenneT har bygget offshore-platforme og kabler for offentlige midler (TenneT).

Når staten tager mere af prisrisikoen, byder udviklerne. Det afgørende spørgsmål er, hvor mange offentlige penge der skal til, og hvad de køber.

Turbinevalget, Danmark endnu ikke har truffet

Vattenfall har endnu ikke valgt turbineleverandør til de to projekter (Voice of Renewables). Det valg rummer en reel konflikt. Kinesiske landvindmøller er 20-40 % billigere på eksportmarkederne, ifølge et Rystad-skøn citeret af Reuters (Folha/Reuters). EU-regler forbyder ikke kinesisk udstyr, men Net-Zero Industry Act giver myndigheder mulighed for at vægte forsyningssikkerhed og lokal industriel kapacitet, ikke kun den laveste pris (NZIA).

Danmark har gjort havvind finansierbar igen ved at lægge staten under prisrisikoen. Næste spørgsmål er, om de offentlige penge også skal bygge europæisk industrikapacitet, eller om de ender hos den billigste globale leverandør. Det valg træffes ikke af Danmark alene.