Belgium energiasszigetre építi szélaukcióját

Belgium új tengeri szélerőmű-kapacitás árverésére készül a Princess Elisabeth-zónában, a termelés indulását nagyjából 2031-re célozva. Első ránézésre ez nemzeti ügy: egy kormány, egy tengeri terület, egy új szélerőmű-csomag. A lényeg mégsem csak a turbinákban van, hanem az alattuk épülő infrastruktúrában: egy mesterséges energiaszigetben és olyan exportkábelekben, amelyek a szomszédos országokhoz is kapcsolódhatnak. Ezért a belga tender valójában azt teszteli, működhet-e az Északi-tenger közös megújulóenergia-medenceként (FPS Economy Belgium).

A közvetlen nyertesek nem a háztartások lesznek. Először azok a fejlesztők járnak jól, amelyek bankok számára is finanszírozható szerződéseket szereznek; azok a kikötők és mérnöki cégek, amelyeknél kevés a szabad telepítési kapacitás; valamint azok a hálózatüzemeltetők, amelyek szabályozott megtérülés mellett építhetik az infrastruktúrát. A fogyasztók csak akkor nyernek, ha a fosszilis energiától való kisebb függés idővel ténylegesen mérsékli a költségeket. Ez nem automatikus: a hálózati díjak és az állami támogatási kifizetések végül szintén a villanyszámlákon jelennek meg, az elosztás pedig olyan döntésektől függ, amelyeket Belgium még nem hozott meg.

Egy sziget, amelyet nem egyetlen országnak kábeleznek be

A Princess Elisabeth Islandet a belga átviteli rendszerirányító, az Elia építi a tengeren: a sziget az új szélerőműparkok áramát gyűjti majd össze, és nagyfeszültségű összeköttetéseket is kiszolgál más országok felé (Elia). Ez már nem a régi logika, amelyben egy szélerőműparkot egyetlen parthoz kötnek. A sziget annak a határon átnyúló hálózatnak a csomópontja lehet, amelyről Belgium, Németország, Dánia és Hollandia a 2023-as ostendei csúcson állapodott meg: a kormányok több országot összekötő kábelek koordinálását vállalták (North Sea Summit Declaration).

Az Európai Bizottság tengeri megújulókról szóló stratégiája szerint a tengeri szélenergia gazdasági logikája éppen ebben van: a beruházás akkor térül meg, ha a határon átnyúló kábelek és a piaci szabályok oda engedik áramlani az áramot, ahol kereslet van rá (EUR-Lex). Az összekapcsolt villamosenergia-piacon az áram összehangolt aukciókon keresztül az olcsóbb térségekből a drágábbak felé mozog. A belga tengeri szél így nemcsak Belgiumban, hanem Hollandiában és Németországban is lefelé nyomhatja az árakat, miközben máshová helyezi át a hálózati szűk keresztmetszeteket.

Belgium ugyanabba a megvalósítási időablakba érkezik, mint a dán-német Energiø Bornholm projekt, amely tengeri szélerőműveket köt majd össze mindkét ország alállomásaival; a nagyobb építési munkák 2027-28 körül indulhatnak (Bornholm.dk). Ez azt jelenti, hogy ugyanazokért a kábelekért, átalakító platformokért és telepítő hajókért versenyeznek majd.

A valódi kockázat a szerződésben van

Európának már van friss és drága tapasztalata arról, mennyibe kerül, ha rosszul tervezik meg a tendert. A Hollandia és Németország által nagyjából 2019 és 2025 között kipróbált támogatás nélküli modell megbicsaklott, amikor a magasabb kamatok és építési költségek miatt a projektek finanszírozhatatlanná váltak. Az országok ezért visszatérnek a különbözeti szerződésekhez, vagyis a CfD-khez: az állam garantál egy minimális árat minden megtermelt áramegységre. Ha a piaci ár ez alá, az úgynevezett lehívási ár alá esik, az állam fizeti a különbözetet. Ha a piaci ár magasabb, a fejlesztő fizet vissza (European Commission).

A költségvetési kitettség nagy lehet. Az Európai Bizottság a múlt héten hagyott jóvá egy francia tengeri szélerőmű-támogatási programot, amely 11,1 GW kapacitást fed le, és elméleti felső határa 25 év alatt 63 milliárd EUR (Commission européenne, Connaissance des Énergies). Ez a plafon kisebb tényleges kifizetést jelent, ha a nagykereskedelmi árak tartósan magasak maradnak, de megmutatja, mekkora költségvetési mozgásteret köthetnek le ezek a vállalások.

A német energiaipari szövetség, a BDEW inflációhoz kötött CfD-ket akar, mert szerinte a fix áras ajánlatok a fejlesztőkre tolják az aukció után jelentkező költségnövekedés kockázatát (Energie & Management). Belgium ugyanezzel a döntéssel szembesül. Ha az állam inflációhoz indexálja a lehívási árat, több költségkockázatot vállal át. Ha fixen hagyja, a fejlesztők vagy eleve magasabb árat kérnek, vagy nem indulnak el.

A régióban közben a hálózat a legszűkebb keresztmetszet. A Bizottság hálózati cselekvési terve arra figyelmeztet, hogy az átviteli hálózatokat gyorsabban kell bővíteni, ha el akarják bírni a megújulók terjedését és a villamosítást (European Commission). Hálózati kapacitás nélkül a tengeri szélerőmű-kapacitás csak kihasználatlan acél a tengerben.

A kisebb gázfüggés nem jelent automatikusan alacsonyabb számlát

A gáz- és szénfüggés csökkentése a stratégiai nyereség. A háztartási villanyszámlákon azonban ez csak több köztes tételen keresztül jelenhet meg: a Princess Elisabeth Island és a hozzá tartozó kábelek hálózati díjain, a CfD-kifizetéseket finanszírozó terheken, valamint azon kiegyenlítési költségeken keresztül, amelyek akkor keletkeznek, amikor a széltermelés ingadozik. Mindegyik politikai döntés kérdése, és mindegyik másképp érinti az ipari fogyasztókat, a kisvállalkozásokat és a háztartásokat.

Belgium tenderkiírása még nem nyilvános: nem tudni, milyen lehívási árakat, indexálási feltételeket, hálózati késés esetére szóló felelősségi szabályokat és negatív nagykereskedelmi árakra vonatkozó előírásokat tartalmaz majd. Belgium tehát nem egyszerűen turbinákat vásárol. Azt dönti el, ki viselje egy olyan határon átnyúló villamosenergia-rendszer pénzügyi kockázatát, amelyben a hálózat még csak próbálja utolérni a termelést.