Tīkla kavēšanās iesaldē Vācijas vēju

Vācijas Ziemeļjūrā un Baltijas jūrā pašlaik darbojas 10,8 gigavati atkrastes vēja jaudas — 1 764 turbīnas, kas gadā var saražot elektroenerģiju aptuveni 8,7 miljoniem mājsaimniecību (Zeit, Focus). Taču nākamais būvniecības vilnis ir iestrēdzis. Finansējums nodrošināts tikai aptuveni 2,6 GW nākotnes projektu, 2025. gada izsolē nepieteicās neviens pretendents, un tīkla kavēšanās dēļ varētu būt iesaldēti līdz 16 GW projektu aptuveni 50 mljrd. € vērtībā (FAZ, BalticWind). Problēma nav turbīnās. Problēma ir tajā, ka jaunu parku ekonomika vairs nesakrīt.

Vācijas Atkrastes vēja enerģijas likums paredz 30 GW līdz 2030. gadam un 70 GW līdz 2045. gadam (WindSeeG). Pie 10,8 GW valsts ir sasniegusi aptuveni trešdaļu no 2030. gada mērķa. Nozare rēķinās, ka šī robeža reāli varētu tikt sasniegta tikai ap 2032. gadu. Kavēšanos veido četri faktori.

Kāpēc nākamo vilni nevar uzbūvēt

Nauda kļuva dārga. Atkrastes vēja parks gandrīz visas izmaksas sedz sākumā, bet ieņēmumus gūst nākamo 20 līdz 30 gadu laikā. Kad ECB — Eiropas Centrālā banka, kas nosaka eirozonas procentlikmju virzienu — 2023. gadā pacēla noguldījumu iespējas procentlikmi no negatīva līmeņa līdz 4 % maksimumam, aizņemšanās izmaksas strauji pieauga (ECB). Likmes kopš tā laika ir kritušās, taču tās joprojām ir daudz augstākas nekā lētās naudas periodā, kad tika finansēta lielākā daļa esošo parku.

Iekārtu izmaksas pieauga. Vācijas lielais energouzņēmums EnBW norāda, ka piecu gadu laikā turbīnu, tērauda pamatu, kabeļu un specializēto kuģu izmaksas kāpušas par 30 % līdz 40 % (FAZ). Eiropas Revīzijas palāta atsevišķi brīdinājusi arī par izejvielu riskiem zaļās pārkārtošanās piegādes ķēdēs (ECA).

Izsoles pārāk stipri nospieda attīstītājus. Pēdējās Vācijas izsolēs attīstītājiem bija jāmaksā valstij par tiesībām būvēt. Tie ir tā dēvētie negatīvie piedāvājumi. Modelis izskatījās izdevīgs, kamēr kapitāls bija lēts un izmaksas zemākas. Kad izmaksas pieauga, 2025. gada izsole palika bez pretendentiem.

Tīkls netiek līdzi. Divdesmit divas jau pabeigtas turbīnas ar 323 MW jaudu stāv dīkstāvē, jo zemūdens kabeļi, kam tās jāsavieno ar krastu, vēl nav gatavi (Zeit). Kā tiekot ziņots, TotalEnergies tīkla kavēšanās dēļ pārskatot kopš 2023. gada iegūtās koncesijas (The Equilibrium). Šaurā vieta nav tikai Vācijā. Nīderlande ir atkarīga no TenneT — tā paša operatora, kas nodrošina lielu daļu Vācijas atkrastes pārvades. Nīderlandes aplēses rāda, ka jaunu augstsprieguma līniju izbūvei vajadzīgi 8 līdz 12 gadi (consultancy.nl, Energy Global).

Atkrastes vēja cenu paradokss

Zemas vairumtirdzniecības cenas finansēšanas plaisu padziļina. Kad vēja un saules ražošana sasniedz maksimumu, Vācijas elektroenerģijas cenas regulāri kļūst negatīvas, jo tīkls nespēj uzņemt pārpalikumu (Energy Charts). Vēja parks vismazāk nopelna brīdī, kad ražo visvairāk.

Te ir atkrastes vēja pamatpretruna. Kad tas darbojas, tas samazina elektroenerģijas cenas, un no tā iegūst patērētāji. Taču attīstītājiem jāspēj paredzēt ieņēmumus, lai aizņemtos miljardus būvniecībai. Lēta elektrība nonāk līdz mājsaimniecībām tikai tad, ja kāds vispirms samaksā par tīklu un ieņēmumu garantiju, bez kuras jauni parki netiek uzbūvēti.

Francija piedāvā vienu risinājumu. Eiropas Komisija apstiprināja Francijas atbalsta shēmu atkrastes vēja projektiem līdz 63 mljrd. € apmērā, balstītu uz divvirzienu cenas starpības līgumiem uz 25 gadiem (BalticWind). Ja tirgus cena krīt zem norunātā sliekšņa, valsts piemaksā attīstītājam; ja cena paceļas virs noteikta griestu līmeņa, attīstītājs naudu atmaksā. Tas samazina ieņēmumu svārstības un pazemina aizņemšanās izmaksas. Vācijas Atkrastes vēja enerģijas asociācija BWO lobē tādu pašu modeli.

Vācija jau tagad ik gadu tērē vairākus miljardus eiro redispečēšanai — maksājumiem elektrostacijām, lai tās mainītu ražošanu, jo tīkls nespēj pārvietot elektroenerģiju tur, kur tā vajadzīga. Bundestāgs nesen apstiprināja tīkla paplašināšanas plānu aptuveni 44,65 mljrd. € vērtībā, lai ziemeļu vēja elektrību nogādātu uz dienvidiem (Bundestag). Šīs izmaksas caur tīkla tarifiem nonāk elektrības rēķinos.

Tiešākais risks pašlaik gulstas uz attīstītājiem: viņiem ir piešķirtas teritorijas, kuras nav iespējams izdevīgi apbūvēt. Plašākas izmaksas sedz mājsaimniecības, kas caur rēķiniem finansē tīkla izbūvi, un nodokļu maksātāji, kuri maksās vēlreiz, ja iestrēgušās teritorijas būs jāizsola no jauna. 10 GW robeža pierāda, ka tehnoloģija strādā. Taču Vācijas bezsubsīdiju izsoļu modelis, kas tika veidots gandrīz bezmaksas aizņemšanās laikā, vairs nerada pretendentus. Nākamajiem 20 GW vajadzīgi kabeļi pirms izsolēm un garantētas minimālās cenas pirms būvniecības sākuma.