Το γερμανικό αιολικό μπλοκάρει στο δίκτυο

10,8 γιγαβάτ υπεράκτιας αιολικής ισχύος λειτουργούν πλέον στη Βόρεια και τη Βαλτική Θάλασσα, σε 1.764 ανεμογεννήτριες, με ετήσια παραγωγή που επαρκεί περίπου για 8,7 εκατομμύρια νοικοκυριά στη Γερμανία (Zeit, Focus). Η συνέχεια, όμως, έχει κολλήσει: μόλις περίπου 2,6 γιγαβάτ νέων έργων έχουν εξασφαλίσει χρηματοδότηση, ο διαγωνισμός του 2025 δεν προσέλκυσε κανέναν υποψήφιο, ενώ έργα έως 16 γιγαβάτ, αξίας περίπου 50 δισ. ευρώ, κινδυνεύουν να μείνουν παγωμένα λόγω καθυστερήσεων στα δίκτυα (FAZ, BalticWind). Η τεχνολογία λειτουργεί. Αυτό που μπλοκάρει είναι η οικονομική εξίσωση της επόμενης φάσης.

Ο γερμανικός νόμος για την υπεράκτια αιολική ενέργεια προβλέπει 30 γιγαβάτ έως το 2030 και 70 γιγαβάτ έως το 2045 (WindSeeG). Με τα σημερινά 10,8 γιγαβάτ, η Γερμανία έχει καλύψει περίπου το ένα τρίτο της διαδρομής. Ο κλάδος, όμως, εκτιμά ότι ο στόχος του 2030 δεν θα επιτευχθεί πριν από το 2032. Τέσσερις λόγοι εξηγούν την απόσταση ανάμεσα στον σχεδιασμό και την πραγματικότητα.

Γιατί δεν χτίζεται το επόμενο κύμα

Το χρήμα έγινε ακριβό. Ένα υπεράκτιο αιολικό πάρκο πληρώνεται σχεδόν ολόκληρο στην αρχή και στη συνέχεια αποδίδει έσοδα επί 20 έως 30 χρόνια. Όταν η ΕΚΤ, η Ευρωπαϊκή Κεντρική Τράπεζα που καθορίζει τα επιτόκια της ευρωζώνης, αύξησε το επιτόκιο καταθέσεων από αρνητικά επίπεδα έως την κορύφωση του 4% το 2023, το κόστος δανεισμού ανέβηκε απότομα (ECB). Τα επιτόκια έχουν έκτοτε υποχωρήσει, αλλά παραμένουν πολύ υψηλότερα από την εποχή του φθηνού χρήματος, όταν χρηματοδοτήθηκαν τα περισσότερα από τα σημερινά πάρκα.

Ο εξοπλισμός ακρίβυνε. Η EnBW, ένας από τους μεγάλους γερμανικούς ενεργειακούς ομίλους, αναφέρει ότι το κόστος για ανεμογεννήτριες, χαλύβδινες βάσεις, καλώδια και εξειδικευμένα πλοία αυξήθηκε κατά 30% έως 40% μέσα σε πέντε χρόνια (FAZ). Το Ευρωπαϊκό Ελεγκτικό Συνέδριο έχει επισημάνει χωριστά τους κινδύνους που δημιουργεί η εξάρτηση από πρώτες ύλες σε όλη την αλυσίδα της πράσινης μετάβασης (ECA).

Οι διαγωνισμοί πίεσαν υπερβολικά τους επενδυτές. Στους πρόσφατους γερμανικούς γύρους, οι εταιρείες έπρεπε να πληρώσουν το Δημόσιο για να αποκτήσουν το δικαίωμα κατασκευής, μέσω των λεγόμενων αρνητικών προσφορών. Το μοντέλο φαινόταν έξυπνο όσο το κόστος ήταν χαμηλό. Όταν ανέβηκαν τα επιτόκια και ο εξοπλισμός, ο διαγωνισμός του 2025 έμεινε χωρίς ενδιαφερόμενους.

Τα δίκτυα δεν ακολουθούν. Είκοσι δύο ολοκληρωμένες ανεμογεννήτριες, συνολικής ισχύος 323 μεγαβάτ, μένουν αδρανείς επειδή τα υποθαλάσσια καλώδια που θα τις συνδέσουν με την ακτή δεν είναι έτοιμα (Zeit). Η TotalEnergies φέρεται να έχει επανεξετάσει παραχωρήσεις που κέρδισε από το 2023 και μετά, λόγω καθυστερήσεων στο δίκτυο (The Equilibrium). Το πρόβλημα δεν σταματά στα γερμανικά σύνορα: η Ολλανδία εξαρτάται από την TenneT, τον ίδιο διαχειριστή που βρίσκεται πίσω από μεγάλο μέρος των γερμανικών υπεράκτιων διασυνδέσεων, ενώ ολλανδικές εκτιμήσεις ανεβάζουν τον χρόνο παράδοσης νέων γραμμών υψηλής τάσης στα 8 έως 12 χρόνια (consultancy.nl, Energy Global).

Το παράδοξο της τιμής στην υπεράκτια αιολική ενέργεια

Οι χαμηλές τιμές χονδρικής κάνουν το χρηματοδοτικό κενό ακόμη μεγαλύτερο. Όταν η παραγωγή από αιολικά και φωτοβολταϊκά κορυφώνεται, οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας στη Γερμανία πέφτουν συχνά κάτω από το μηδέν, επειδή το δίκτυο δεν μπορεί να απορροφήσει το πλεόνασμα (Energy Charts). Ένα αιολικό πάρκο κερδίζει λιγότερα ακριβώς όταν παράγει περισσότερο.

Εδώ βρίσκεται η βασική ένταση της τεχνολογίας. Η υπεράκτια αιολική ενέργεια μειώνει τις τιμές όταν λειτουργεί, κάτι που ωφελεί τους καταναλωτές. Οι επενδυτές, όμως, χρειάζονται προβλέψιμα έσοδα για να δανειστούν τα δισεκατομμύρια που απαιτεί η κατασκευή. Το φθηνό ρεύμα φτάνει στα νοικοκυριά μόνο εφόσον προηγουμένως κάποιος πληρώσει το δίκτυο και την εγγύηση εσόδων που καθιστά το έργο χρηματοδοτήσιμο.

Η Γαλλία προσφέρει ένα πιθανό μοντέλο. Η Ευρωπαϊκή Επιτροπή ενέκρινε γαλλικό σχήμα στήριξης έως 63 δισ. ευρώ για υπεράκτια αιολικά έργα, με διμερείς συμβάσεις επί διαφοράς διάρκειας 25 ετών (BalticWind). Αν η τιμή της αγοράς πέσει κάτω από ένα συμφωνημένο κατώφλι, το κράτος καλύπτει τη διαφορά προς τον επενδυτή. Αν ανέβει πάνω από ένα όριο, ο επενδυτής επιστρέφει χρήματα. Έτσι περιορίζεται η μεταβλητότητα των εσόδων και μειώνεται το κόστος δανεισμού. Η γερμανική ένωση υπεράκτιας αιολικής ενέργειας BWO πιέζει για αντίστοιχο σύστημα.

Η Γερμανία ήδη δαπανά αρκετά δισεκατομμύρια ευρώ τον χρόνο για redispatch, δηλαδή πληρωμές προς μονάδες παραγωγής ώστε να αυξομειώνουν την παραγωγή τους όταν το δίκτυο δεν μπορεί να μεταφέρει το ρεύμα εκεί όπου χρειάζεται. Η Bundestag ενέκρινε πρόσφατα σχέδιο επέκτασης του δικτύου, ύψους περίπου 44,65 δισ. ευρώ, ώστε η αιολική παραγωγή του βορρά να μεταφέρεται προς τον νότο (Bundestag). Το κόστος αυτό περνά στους λογαριασμούς ρεύματος μέσω των χρεώσεων δικτύου.

Τον πιο άμεσο κίνδυνο τον σηκώνουν οι επενδυτές, που κρατούν παραχωρημένες θαλάσσιες περιοχές χωρίς να μπορούν να τις αξιοποιήσουν με κέρδος. Το ευρύτερο κόστος, όμως, πέφτει στα νοικοκυριά, τα οποία χρηματοδοτούν την επέκταση του δικτύου μέσω των λογαριασμών, και στους φορολογουμένους, που θα πληρώσουν ξανά αν οι μπλοκαρισμένες εκτάσεις χρειαστεί να επαναδημοπρατηθούν. Το ορόσημο των 10 γιγαβάτ αποδεικνύει ότι η τεχνολογία αποδίδει. Το γερμανικό μοντέλο διαγωνισμών χωρίς επιδότηση, σχεδιασμένο για μια εποχή σχεδόν μηδενικού κόστους δανεισμού, δεν παράγει πλέον προσφορές. Τα επόμενα 20 γιγαβάτ χρειάζονται πρώτα καλώδια και μετά διαγωνισμούς, καθώς και εγγυημένες ελάχιστες τιμές πριν ξεκινήσει η κατασκευή.