Sieć blokuje niemiecki wiatr

Na Morzu Północnym i Bałtyku pracuje dziś 10,8 GW niemieckich morskich farm wiatrowych: 1 764 turbiny, które w skali roku mogą zasilić około 8,7 mln gospodarstw domowych (Zeit, Focus). Problem nie polega więc na tym, że technologia nie działa. Działa. Zatrzymał się model finansowania kolejnej fali inwestycji.

Tylko około 2,6 GW przyszłych projektów ma dziś zapewnione finansowanie, aukcja z 2025 r. nie przyciągnęła ani jednego oferenta, a projekty o łącznej mocy do 16 GW i wartości około 50 mld EUR mogą utknąć przez opóźnienia w rozbudowie sieci (FAZ, BalticWind).

Niemiecka ustawa o morskiej energetyce wiatrowej zakłada 30 GW do 2030 r. i 70 GW do 2045 r. (WindSeeG). Przy obecnych 10,8 GW Niemcy są mniej więcej w jednej trzeciej drogi do pierwszego celu. Branża zakłada jednak, że poziom 30 GW uda się osiągnąć dopiero około 2032 r. Opóźnienie ma cztery źródła.

Dlaczego kolejna fala inwestycji nie rusza

Kapitał stał się drogi. Morska farma wiatrowa wymaga ogromnych nakładów na początku, a potem spłaca się przez 20-30 lat. Gdy EBC, czyli bank centralny strefy euro, podniósł stopę depozytową z poziomów ujemnych do szczytowych 4% w 2023 r., koszt długu gwałtownie wzrósł (ECB). Stopy później spadły, ale finansowanie pozostaje znacznie droższe niż w epoce taniego pieniądza, w której domykano budżety wielu istniejących farm.

Podrożał sprzęt. EnBW, jeden z dużych niemieckich koncernów energetycznych, szacuje, że w ciągu pięciu lat koszty turbin, stalowych fundamentów, kabli i specjalistycznych jednostek instalacyjnych wzrosły o 30-40% (FAZ). Europejski Trybunał Obrachunkowy osobno wskazywał ryzyka surowcowe w całym łańcuchu dostaw zielonej transformacji (ECA).

Aukcje zbyt mocno docisnęły inwestorów. W ostatnich niemieckich rundach deweloperzy płacili państwu za prawo budowy. To tzw. oferty ujemne: zamiast otrzymywać wsparcie, inwestor deklaruje wpłatę do budżetu w zamian za koncesję. Przy niskich stopach taki mechanizm mógł wyglądać jak sukces polityki przemysłowej. Po wzroście kosztów w 2025 r. nie znalazł chętnych.

Sieci nie nadążają. Dwadzieścia dwie gotowe turbiny o mocy 323 MW stoją bezczynnie, bo podmorskie kable łączące je z lądem nie są gotowe (Zeit). Według doniesień TotalEnergies analizował koncesje wygrane od 2023 r. właśnie z powodu opóźnień sieciowych (The Equilibrium). Wąskie gardło ma też wymiar transgraniczny: Holandia zależy od TenneT, tego samego operatora odpowiedzialnego za dużą część niemieckiej infrastruktury przesyłowej offshore, a holenderskie szacunki mówią o 8-12 latach potrzebnych na oddanie nowych linii wysokiego napięcia (consultancy.nl, Energy Global).

Paradoks ceny morskiego wiatru

Niskie ceny hurtowe dodatkowo pogłębiają lukę finansową. Gdy produkcja z wiatru i słońca jest wysoka, ceny energii w Niemczech regularnie spadają poniżej zera, bo sieć nie jest w stanie przyjąć nadwyżki (Energy Charts). Farma wiatrowa zarabia wtedy najmniej dokładnie w momencie, gdy produkuje najwięcej.

To główne napięcie tej technologii. Morski wiatr obniża ceny energii, gdy pracuje, co jest korzystne dla odbiorców. Inwestor potrzebuje jednak przewidywalnych przychodów, aby pożyczyć miliardy na budowę. Tania energia trafia do gospodarstw domowych dopiero wtedy, gdy ktoś wcześniej sfinansuje sieć i gwarancję przychodów, bez których projekt nie ruszy.

Francja wybrała taki mechanizm. Komisja Europejska zatwierdziła francuski system wsparcia dla morskiej energetyki wiatrowej o wartości do 63 mld EUR, oparty na dwustronnych kontraktach różnicowych na 25 lat (BalticWind). Gdy cena rynkowa spada poniżej ustalonego poziomu, państwo dopłaca inwestorowi. Gdy rośnie powyżej pułapu, inwestor oddaje nadwyżkę. Taki model ogranicza wahania przychodów i obniża koszt finansowania. Niemieckie stowarzyszenie branżowe BWO zabiega o podobne rozwiązanie.

Niemcy już dziś wydają kilka miliardów euro rocznie na redispatch, czyli płatności dla elektrowni za zmianę produkcji wtedy, gdy sieć nie jest w stanie przesłać energii tam, gdzie jest potrzebna. Bundestag zatwierdził niedawno plan rozbudowy sieci wart około 44,65 mld EUR, który ma przesyłać energię z północnych farm wiatrowych na południe kraju (Bundestag). Rachunek trafi do odbiorców w opłatach sieciowych.

Najbardziej bezpośrednie ryzyko ponoszą deweloperzy: mają przyznane lokalizacje, których nie potrafią dziś zbudować z zyskiem. Szerszy koszt spadnie na gospodarstwa domowe finansujące rozbudowę sieci oraz na podatników, jeżeli zablokowane projekty trzeba będzie ponownie wystawiać na aukcje.

Próg 10 GW pokazuje, że morska energetyka wiatrowa w Niemczech jest dojrzała technicznie. Zawiódł model aukcji bez subsydiów, zaprojektowany w świecie niemal darmowego kapitału. Kolejne 20 GW będzie wymagało najpierw kabli, a dopiero potem aukcji, oraz minimalnych gwarancji ceny, zanim inwestorzy podpiszą umowy budowlane.