Võrguviivitused külmutavad Saksa meretuule

Saksamaa Põhja- ja Läänemeres töötab nüüd 10,8 gigavatti meretuulevõimsust: 1764 turbiini, mis suudavad aastas katta ligikaudu 8,7 miljoni majapidamise elektrivajaduse (Zeit, Focus). Järgmise lainega on pilt palju nõrgem. Rahastus on kindlalt olemas vaid umbes 2,6 GW projektidel, 2025. aasta oksjonile ei tulnud ühtegi pakkujat ning võrguühenduste venimise tõttu võib seista kuni 16 GW jagu arendusi, mille väärtuseks hinnatakse ligikaudu 50 mld € (FAZ, BalticWind). Probleem pole turbiinide töökindluses, vaid selles, kas uute parkide ehitamine tasub praegustel tingimustel ära.

Saksamaa meretuuleseadus seab eesmärgiks 30 GW aastaks 2030 ja 70 GW aastaks 2045 (WindSeeG). Praeguse 10,8 GW juures on riik 2030. aasta eesmärgist umbes kolmandiku kaugusel. Tööstuse hinnangul jõuab Saksamaa 30 GW tasemeni pigem 2032. aasta paiku. Viivitust selgitavad neli tegurit.

Miks järgmine arenduslaine ei käivitu

Raha kallines. Meretuulepark nõuab suure osa kuludest enne tootmise algust, tulu tuleb aga 20–30 aasta jooksul. Kui EKP tõstis euroala hoiuseintressi negatiivselt tasemelt 2023. aastal 4% tippu, kallines projektirahastus järsult (EKP). Intressid on hiljem langenud, kuid jäävad selgelt kõrgemale ajast, mil suur osa praegustest parkidest rahastati odava laenurahaga.

Seadmed läksid kallimaks. Saksamaa energiakontserni EnBW sõnul on turbiinide, terasvundamentide, kaablite ja erilaevade hind viie aastaga tõusnud 30–40% (FAZ). Euroopa Kontrollikoda on eraldi hoiatanud tooraine riskide eest kogu rohepöörde tarneahelas (ECA).

Oksjonid surusid arendajatele liiga suure riski. Viimastes Saksamaa voorudes pidid arendajad maksma riigile õiguse eest park ehitada. Neid nimetatakse negatiivseteks pakkumisteks. Odava raha ajal võis mudel näida riigile kasulik, kuid kulude tõustes kadus arendajate huvi. 2025. aasta voor jäi pakkujateta.

Võrk ei jõua järele. 22 valmis turbiini koguvõimsusega 323 MW seisavad, sest merest kaldale viivad kaablid pole valmis (Zeit). Teatatakse, et TotalEnergies on võrguviivituste tõttu üle vaadanud alates 2023. aastast võidetud kontsessioonid (The Equilibrium). Kitsaskoht ei piirdu Saksamaaga. Ka Holland sõltub TenneTist, samast võrguettevõtjast, kelle kanda on suur osa Saksamaa meretuule ülekandest. Hollandi hinnangutes kestab uute kõrgepingeliinide valmimine 8–12 aastat (consultancy.nl, Energy Global).

Meretuule hinna paradoks

Madal hulgihind süvendab rahastusprobleemi. Kui tuule- ja päikeseenergia toodang on tipus, langeb Saksamaa elektrihind regulaarselt alla nulli, sest võrk ei suuda ülejääki ära kanda (Energy Charts). Tuulepark teenib kõige vähem siis, kui ta toodab kõige rohkem.

See on meretuule keskne vastuolu. Tootmise ajal alandab meretuul elektrihinda ja tarbijad võidavad. Arendaja vajab aga miljarditesse ulatuva ehituse rahastamiseks etteaimatavat tuluvoogu. Odav elekter jõuab tarbijani ainult siis, kui keegi maksab enne kinni võrgu ja tulugarantii, mis teeb pargi ehitamise pankadele rahastatavaks.

Prantsusmaa pakub ühe võimaliku mudeli. Euroopa Komisjon kiitis heaks kuni 63 mld € suuruse Prantsuse toetusskeemi meretuuleprojektidele. See põhineb 25-aastastel kahepoolsetel hinnavahelepingutel ehk CfD-del (BalticWind). Kui turuhind langeb kokkulepitud alampiirist madalamale, maksab riik arendajale vahe kinni. Kui hind tõuseb üle ülempiiri, maksab arendaja osa tulust tagasi. Selline mudel vähendab tulukõikumist ja laenukulusid. Saksamaa meretuuleühendus BWO soovib sama lahendust.

Saksamaa kulutab juba praegu igal aastal mitu miljardit eurot redispetšile ehk elektrijaamade tootmise ümberkorraldamisele olukorras, kus võrk ei suuda elektrit vajalikku kohta viia. Bundestag kiitis hiljuti heaks ligikaudu 44,65 mld € suuruse võrgu laiendamise kava, et viia põhja tuuleelekter lõunasse (Bundestag). Need kulud jõuavad elektriarvetele võrgutasude kaudu.

Kõige otsesem risk on arendajatel: nende käes on alad, mida praeguste hindade ja võrguviivituste juures ei saa kasumlikult ehitada. Laiem kulu langeb majapidamistele, kes maksavad võrgu välja elektriarvete kaudu, ja maksumaksjatele, kui seisma jäänud alad tuleb uuesti oksjonile panna. 10 GW piir näitab, et tehnoloogia töötab. Saksamaa subsiidiumita oksjonimudel, mis loodi peaaegu tasuta laenuraha ajaks, ei too praeguses intressikeskkonnas enam pakkujaid. Järgmise 20 GW jaoks on vaja valmis kaableid enne oksjoneid ja miinimumhinda enne ehitusotsust.