Hálózati késések fékezik a német szelet

Németország északi- és balti-tengeri szélerőműparkjaiban ma már 10,8 gigawatt beépített kapacitás működik 1 764 turbinával, ami éves szinten nagyjából 8,7 millió háztartás áramigényének felel meg (Zeit, Focus). A következő hullám viszont már nem a technológián akad el. A jövőbeli projektek közül csak körülbelül 2,6 GW rendelkezik lezárt finanszírozással, egy 2025-ös aukción egyetlen ajánlattevő sem jelent meg, és akár 16 GW, nagyjából 50 milliárd EUR értékű kapacitás is befagyhat a hálózati késések miatt (FAZ, BalticWind). A turbinák termelnek. A következő beruházási kör üzleti modellje viszont megbicsaklott.

A német tengeri szélerőmű-törvény 2030-ra 30 GW, 2045-re pedig 70 GW tengeri kapacitást ír elő (WindSeeG). A mostani 10,8 GW ennek nagyjából az egyharmada. Az ágazat arra számít, hogy a 2030-as cél inkább csak 2032 körül teljesülhet. Ennek négy oka van.

Miért nem épül meg a következő hullám?

Megdrágult a pénz. Egy tengeri szélerőműpark költségeinek döntő részét az elején kell kifizetni, a bevétel viszont 20-30 év alatt folyik be. Amikor az EKB, vagyis az eurózóna kamatpolitikáját meghatározó Európai Központi Bank 2023-ban a negatív tartományból 4 százalékos csúcsra emelte a betéti kamatot, a hitelfelvétel költsége is megugrott (ECB). A kamatok azóta csökkentek, de még mindig jóval magasabbak annál a pénzbőséges időszaknál, amelyben a ma működő parkok többségét finanszírozták.

Megugrottak a berendezések árai. Az EnBW, az egyik nagy német energiavállalat szerint öt év alatt 30-40 százalékkal drágultak a turbinák, az acélalapok, a kábelek és a speciális hajók (FAZ). Az Európai Számvevőszék külön is figyelmeztetett arra, hogy a zöld átállás ellátási láncait nyersanyagkockázatok terhelik (ECA).

Az aukciók túl sok terhet tettek a fejlesztőkre. A legutóbbi német fordulókban a fejlesztőknek fizetniük kellett az államnak azért, hogy egyáltalán jogot kapjanak az építésre. Ezeket nevezik negatív ajánlatoknak. Ez addig tűnt ügyes konstrukciónak, amíg a költségek nem szálltak el. A 2025-ös körben már nem is akadt jelentkező.

A hálózat nem tart lépést. Huszonkét elkészült turbina, összesen 323 MW kapacitással, azért áll kihasználatlanul, mert a parttal összekötő tengeralatti kábelek még nem készültek el (Zeit). A hírek szerint a TotalEnergies a 2023 óta elnyert koncesszióit is felülvizsgálta a hálózati késések miatt (The Equilibrium). A szűk keresztmetszet nem áll meg a német határnál: Hollandia is a TenneT-re támaszkodik, vagyis ugyanarra az üzemeltetőre, amely Németország tengeri átviteli hálózatának jelentős részéért felel. Holland becslések szerint egy új nagyfeszültségű vezeték kiépítése 8-12 évig tarthat (consultancy.nl, Energy Global).

A tengeri széláram árparadoxona

Az alacsony nagykereskedelmi áramárak tovább rontják a finanszírozhatóságot. Amikor egyszerre sok szél- és napenergia kerül a rendszerbe, Németországban rendszeresen negatívba fordul az áram ára, mert a hálózat nem tudja elnyelni a többletet (Energy Charts). A szélerőmű éppen akkor keres a legkevesebbet, amikor a legtöbbet termel.

Ez a technológia fő feszültsége. A tengeri szélenergia működés közben lefelé nyomja az áramárakat, ami a fogyasztóknak kedvez. A fejlesztőknek viszont kiszámítható bevétel kell ahhoz, hogy fel tudják venni az építéshez szükséges milliárdos hiteleket. Az olcsó áram csak akkor jut el a háztartásokhoz, ha előbb valaki kifizeti a hálózatot és azt a bevételi garanciát, amely mellett a beruházás egyáltalán elindul.

Franciaország már választ adott erre. Az Európai Bizottság legfeljebb 63 milliárd EUR értékű francia támogatási rendszert hagyott jóvá tengeri szélerőműprojektekre, 25 évre szóló kétirányú különbözeti szerződésekkel, vagyis CfD-kkel (BalticWind). Ha a piaci ár egy előre rögzített szint alá esik, az állam kipótolja a fejlesztő bevételét; ha az ár egy felső küszöb fölé megy, a fejlesztő fizet vissza. Ez mérsékli a bevételi kilengéseket, és olcsóbbá teszi a hitelfelvételt. A német tengeri szélenergia-szövetség, a BWO ugyanezt a modellt szorgalmazza.

Németország már most is évente több milliárd eurót költ redispatchre, vagyis arra, hogy erőművek termelését módosítsák, mert a hálózat nem tudja oda vinni az áramot, ahol szükség lenne rá. A Bundestag nemrég nagyjából 44,65 milliárd EUR értékű hálózatfejlesztési tervet fogadott el, hogy az északi széláramot délre lehessen szállítani (Bundestag). Ezek a költségek a hálózati díjakon keresztül az áramfogyasztók számláin jelennek meg.

A legközvetlenebb kockázatot a fejlesztők viselik: olyan területeket nyertek el, amelyeket a jelenlegi feltételek mellett nem tudnak nyereségesen beépíteni. A szélesebb költséget a háztartások és az adófizetők állják. Előbbiek a számláikon keresztül finanszírozzák a hálózatbővítést, utóbbiak pedig akkor fizetnek újra, ha a beragadt területeket ismét aukcióra kell vinni. A 10 GW-os mérföldkő azt mutatja, hogy a technológia működik. A német támogatás nélküli aukciós modell viszont akkor született, amikor a hitel szinte ingyen volt. Most, hogy már nem az, nem hoz ajánlattevőket. A következő 20 GW-hoz előbb kábelek kellenek, az építés előtt pedig garantált minimumárak.