Dania dopłaci do morskiego wiatru

W grudniu 2024 r. trzy pierwsze duńskie obszary pod morskie farmy wiatrowe nie przyciągnęły ani jednej oferty. Deweloperzy policzyli warunki: budowa na Morzu Północnym, sprzedaż energii po cenie rynkowej i pełne ryzyko tego, ile prąd będzie wart za kilkanaście lub kilkadziesiąt lat. Po tych kalkulacjach wycofali się z przetargu. Osiemnaście miesięcy później państwowy szwedzki Vattenfall wygrał kontrakty na dwa z tych obszarów, o łącznej minimalnej mocy 1,8 GW, z planowanym uruchomieniem do końca 2032 r. (KEFM, Windtech International). Nie pojawili się odważniejsi inwestorzy. Dania zmieniła podział ryzyka cenowego.

Co państwo wzięło na siebie

Pierwszy model zakładał, że deweloperzy będą sprzedawać energię po cenach hurtowych, biorąc na siebie pełne wahania rynku przez dekady. W morskiej energetyce wiatrowej największy koszt pojawia się na początku: projekt, turbiny, fundamenty, kable, instalacja. Późniejsza produkcja jest relatywnie tania, więc opłacalność zależy głównie od dwóch zmiennych: przyszłej ceny energii i kosztu finansowania długu (IEA, IRENA). Bez przewidywalnych przychodów banki nie udzielają kredytu na budowę. Projekty były więc niewykonalne już na starcie.

Dania zastosowała dwustronny kontrakt różnicowy. Państwo ustala cenę wykonania, czyli gwarantowaną stawkę za megawatogodzinę. Gdy cena rynkowa spada poniżej tego poziomu, budżet dopłaca inwestorowi różnicę. Gdy cena rynkowa rośnie powyżej tej stawki, inwestor oddaje nadwyżkę państwu (Low Carbon Contracts Company). Deweloper dostaje przychód, który można pokazać bankom jako zabezpieczenie. Państwo dostaje farmy wiatrowe.

Vattenfall wygrał Nordsøen Midt przy cenie 504 koron duńskich za MWh, a Hesselø przy 542 DKK/MWh. Oba kontrakty zawarto na 20 lat (KEFM, Baird Maritime). Konkurencja wróciła: w przypadku Nordsøen Midt wpłynęły dwie oferty, w przypadku Hesselø pięć (Ocean Energy Resources, BT).

Podatnicy, inwestor, banki

Łączne wsparcie publiczne ograniczono limitem 37,6 mld koron (Politiken, Danish Energy Agency via Ritzau). To górny pułap, nie rachunek wystawiony z góry. Podatnicy płacą tylko wtedy, gdy hurtowe ceny energii przez okres obowiązywania kontraktu spadną poniżej ceny wykonania. Jeśli pozostaną wyżej, to Vattenfall będzie oddawał państwu nadwyżkę. Jeśli przez lata utrzymają się nisko, różnica będzie narastać aż do limitu.

Bezpośrednimi beneficjentami są Vattenfall i jego kredytodawcy. Stabilna, 20-letnia podłoga przychodowa zmienia ryzykowny projekt infrastrukturalny w aktywo, które bank może sfinansować. W Szwecji informację potraktowano jako sukces biznesowy Vattenfalla, a nie spór polityczny o przeniesienie ryzyka na państwo (DN). Duńscy odbiorcy skorzystają dopiero wtedy, gdy farmy zostaną podłączone do sieci i zwiększą podaż na tyle, by obniżyć ceny hurtowe albo ograniczyć potrzebę korzystania z droższych źródeł rezerwowych.

To podłączenie nie jest formalnością. Kolejka projektów czekających na przyłączenie do duńskiej sieci urosła do 60 GW spekulacyjnych wniosków, przez co operator Energinet zamroził nowe umowy przesyłowe (To Brief). Turbiny bez dostępu do sieci nie produkują energii dla rynku.

Ten mechanizm widać w całej Europie. W Wielkiej Brytanii piąta runda kontraktów różnicowych nie przyniosła żadnego projektu morskiej energetyki wiatrowej; szósta zakończyła się powodzeniem dopiero po podniesieniu cen wykonania przez rząd (UK AR5, AR6). Holandia organizowała przetargi przedstawiane jako „bezsubsydyjne”, ale państwo przygotowywało lokalizacje, a operator TenneT budował morskie platformy i kable na koszt publiczny (TenneT). Wniosek jest prosty: gdy państwo przejmuje większą część ryzyka cenowego, deweloperzy wracają do stołu. Spór dotyczy tego, ile publicznych pieniędzy trzeba wyłożyć i co dokładnie się za nie kupuje.

Wybór turbiny, którego Dania jeszcze nie dokonała

Vattenfall nie wskazał jeszcze dostawcy turbin dla żadnego z projektów (Voice of Renewables). Ta decyzja będzie politycznie i przemysłowo istotna. Według szacunków Rystad cytowanych przez Reutersa chińskie turbiny lądowe są na rynkach eksportowych o 20-40% tańsze (Folha/Reuters). Prawo UE nie zakazuje chińskiego sprzętu, ale akt o przemyśle neutralnym emisyjnie pozwala rządom brać pod uwagę bezpieczeństwo dostaw i lokalne zdolności przemysłowe, a nie tylko najniższą cenę (NZIA).

Dania ponownie uczyniła morską energetykę wiatrową finansowalną, stawiając państwo za ryzykiem cenowym. Kolejna decyzja pokaże, czy publiczne pieniądze będą jednocześnie budować europejski przemysł, czy popłyną do najtańszego dostawcy na globalnym rynku. To wybór, którego Kopenhaga nie podejmie już w politycznej próżni.