Holenderski wiatr wraca po dopłaty

Holandia podniosła maksymalny budżet wsparcia dla dwóch kolejnych przetargów na farmy wiatrowe na Morzu Północnym do 9,456 mld EUR, wobec wcześniejszych 7,896 mld EUR (RVO, Rijksoverheid). Nie jest to czek ratunkowy wypisany konkretnym inwestorom. To górny pułap publicznych pieniędzy dla listopadowych aukcji Gamma-A i Gamma-B. Zwycięskie oferty mogą zejść wyraźnie poniżej maksimum, które wynosi około 0,117 EUR za kilowatogodzinę (RVO) — ceny wyższej od niedawnych średnich hurtowych, ale ustawionej raczej tak, by projekt znów dało się sfinansować, niż by zapewnić inwestorom komfortową rentę.

Kierunek jest jednak jasny. Państwo holenderskie wraca z publicznym wsparciem operacyjnym do morskiej energetyki wiatrowej, bo model, w którym deweloperzy budowali farmy bez dopłat do produkcji energii, przestał działać.

Dlaczego poprzedni model się załamał

Dwa lata temu dwa konsorcja wygrały prawo budowy 4 gigawatów mocy wiatrowych w rejonie IJmuiden Ver na Morzu Północnym bez subsydiów państwowych. To mniej więcej połowa mocy offshore, które Holandia chce dołożyć w tej dekadzie. Projekt Alpha przypadł Noordzeker, czyli SSE Renewables i APG inwestującemu w imieniu holenderskiego funduszu emerytalnego ABP. Projekt Beta wygrało Zeevonk, konsorcjum Vattenfallu i Copenhagen Infrastructure Partners (Blackridge Research, NOS). Oba przedsięwzięcia utknęły dziś przed finalną decyzją inwestycyjną, czyli momentem, w którym właściciele i banki nieodwracalnie angażują kapitał.

Rachunek pogorszył się po obu stronach. Koszty wzrosły: holenderskie przepisy odnotowują, że w 2025 r. budowa morskich farm wiatrowych była o 40% droższa niż w 2020 r., głównie przez inflację, wyższe stopy procentowe i napięte łańcuchy dostaw (Staatsblad). Jednocześnie spadły oczekiwania przychodowe, bo słabszy popyt przemysłowy na energię elektryczną obniża prognozowane ceny sprzedaży prądu (NOS).

W offshore najwięcej pieniędzy wydaje się na początku. Turbiny, fundamenty, kable i instalacja wymagają ogromnego kapitału zanim popłynie pierwsza kilowatogodzina. Dlatego nawet umiarkowany wzrost kosztu długu potrafi przesunąć projekt z kategorii „bankowalny” do kategorii, której kredytodawcy nie chcą finansować (IRENA).

Holenderski rząd robi więc dwie rzeczy naraz. Negocjuje z ABP i Vattenfallem w sprawie opóźnionych projektów Alpha i Beta, a jednocześnie przywraca dopłaty w następnej rundzie. Aukcje Gamma mają działać w mechanizmie, w którym państwo płaci deweloperom, gdy ceny energii spadają poniżej ustalonego poziomu. Jeśli rynek zawiedzie, część różnicy pokryją podatnicy.

Dania i Niemcy pokazują ten sam wzór

Holandia nie jest wyjątkiem. W Danii wcześniejsza aukcja offshore nie przyciągnęła żadnej oferty. Kopenhaga przeprojektowała przetarg, wprowadzając dwustronne kontrakty różnicowe, czyli CfD: państwo dopłaca, gdy ceny są niskie, ale odzyskuje pieniądze, gdy ceny rynkowe rosną ponad ustalony próg. Vattenfall złożył ofertę i wygrał, przy łącznym limicie wsparcia na poziomie 37,6 mld koron duńskich (KEFM, Energistyrelsen).

Francja uzyskała zgodę KE na program wsparcia morskiej energetyki wiatrowej wart 63 mld EUR, obejmujący do 11,1 GW mocy (European Commission, ESG Today). Niemiecki przypadek jest jeszcze ostrzejszy: aukcja offshore na 2,5 GW nie przyniosła ani jednej oferty, a branża naciska na Berlin, by również przeszedł na kontrakty różnicowe (IWR). Wielka Brytania przeszła podobną drogę. Piąta runda CfD nie przyniosła rozstrzygnięć dla offshore, a deweloperzy wrócili dopiero po zmianie warunków w szóstej rundzie (UK Gov AR5, UK Gov AR6).

Kto płaci za stabilniejszy wiatr

Najwięcej zyskują deweloperzy i ich kredytodawcy. Stabilniejszy przychód oznacza niższe ryzyko, a niższe ryzyko pozwala taniej finansować projekty. Koszt trafia do podatników i odbiorców energii, choć techniczna ścieżka różni się w zależności od kraju.

W Niemczech gospodarstwa domowe i firmy już płacą opłatę offshore za sieci przesyłowe w wysokości 0,941 ct/kWh (Netztransparenz). Sama rozbudowa niemieckich sieci offshore do 2045 r. ma kosztować 153-171 mld EUR, a te wydatki bezpośrednio zasilają podobne narzuty na rachunkach (Netzentwicklungsplan). W Belgii firmy chemiczne z Antwerpii szacują, że inwestycje w sieci morskie oznaczają dla nich 80-100 mln EUR dodatkowych taryf przesyłowych (Made in).

Holenderska organizacja odbiorców przemysłowych VEMW zwraca uwagę na problem, który wykracza poza Holandię: dopłacanie producentom energii przy pominięciu odbiorców może jedynie przesunąć ryzyko w inne miejsce. To przemysłowi nabywcy, gotowi podpisywać długoterminowe umowy zakupu energii, dają bankom pewność, że projekt będzie miał przychody (VEMW). Bez takiego popytu koszt publiczny rośnie i zostaje w systemie na dłużej.

Określenie „morski wiatr bez wsparcia państwa” od początku było półprawdą. Planowanie sieci, badania dna morskiego i przyłącza kablowe finansowano publicznie już wcześniej. Zmieniło się to, że rządy biorą teraz na bilanse publiczne także ryzyko przychodów. Europa nie rezygnuje z offshore. Przesuwa większą część ceny na podatników i płacących rachunki wtedy, gdy sam rynek nie dowozi inwestycji.