TotalEnergies żąda od Berlina €800 million

Trzy lata temu TotalEnergies i BP zaoferowały 12,6 mld EUR za prawo budowy morskich farm wiatrowych na Morzu Północnym i Bałtyku, nie żądając od państwa ani euro dopłat. Dla polityków był to wygodny dowód, że odnawialne źródła energii dorosły do rynku. W maju 2026 r. obraz jest odwrotny: obie firmy chcą odzyskać pieniądze, a model, który miał zastąpić subsydia, załamał się już w czterech państwach.

TotalEnergies wpłacił około 800 mln EUR depozytów i gwarancji i domaga się, by Berlin odebrał przyznane lokalizacje. BP, działający przez joint venture Jera Nex BP, naciska w podobnym kierunku. Argument jest prosty: projekty przestały się spinać finansowo. Niemiecki rząd odmawia, twierdząc, że obowiązujące prawo nie pozwala oddać raz przyznanych koncesji. Pierwszy termin naliczenia kar przypada na jesień 2027 r..

Jak rozjechały się rachunki

Między 2019 a 2023 r. rządy północnej Europy uznały, że morska energetyka wiatrowa nie potrzebuje już wsparcia państwa. Holandia przyznała projekt Hollandse Kust Zuid bez dopłat. Niemcy poszły dalej, wprowadzając tzw. negative bidding, czyli aukcje, w których to firmy płacą państwu za prawo budowy. Wpływy na poziomie 12,6 mld EUR były szczytem tej wiary. Wystarczyły trzy lata, by rachunek przestał działać.

EBC, czyli bank centralny ustalający stopy procentowe dla strefy euro, podniósł główną stopę z 0% do 4% między lipcem 2022 r. a wrześniem 2023 r. Dla morskich farm wiatrowych to zmiana zasad gry, bo jest to jedna z najbardziej kapitałochłonnych form energetyki. Turbiny, fundamenty i kable podmorskie trzeba sfinansować na początku, natomiast przychody napływają przez około 25 lat. Przy tanim kredycie marża była niewielka, ale dodatnia. Po wzroście kosztu finansowania o kilka punktów procentowych wiele projektów zaczęło generować straty w całym cyklu życia.

Do tego doszły ceny budowy i komponentów, które wzrosły o 30-50% wobec poziomów z 2021 r., oraz koszt finansowania europejskich projektów wyższy o 3-4 pkt proc. (KPMG/OFATE). Projekt policzony według założeń z 2021 r. mógł więc stracić całą zakładaną rentowność.

Nie nadążyła także sieć. W Niemczech czas oczekiwania na komponenty do przesyłu energii z morza sięga już sześciu lat. W Holandii 60% projektów rozbudowy TenneT ma średnio 2,5 roku opóźnienia. Farma bez przyłącza staje się aktywem uwięzionym: wymaga utrzymania, ale nie przynosi przychodów. Koncerny energetyczne równolegle przesuwają kapitał w stronę ropy i gazu, gdzie zwrot jest szybszy, więc zobowiązania wiatrowe wyglądają w bilansach coraz gorzej.

Kto zapłaci za odwrót

Pierwsi tracą niemieccy odbiorcy energii. Rząd przeznaczył 90% wpływów z aukcji na ograniczanie opłat sieciowych i cen prądu, co miało łagodzić rachunki gospodarstw domowych po kryzysie energetycznym z 2022 r. Jeżeli TotalEnergies dopnie zwrot, z tej puli zniknie ponad 7 mld EUR.

Dłuższy koszt to opóźnienie transformacji. Firmy, powołując się na zamówione przez siebie opracowanie Fraunhofera, chcą przesunąć niemiecki cel 70 GW mocy offshore o 16 lat, z 2041 na 2057 r.. Podobny wzór widać poza Niemcami. Holandia nie osiągnie celu 21 GW na 2031 r.. Duńska aukcja z grudnia 2024 r. nie przyciągnęła żadnej kwalifikującej się oferty. Brytyjska Allocation Round 5 w 2023 r. zakończyła się bez ani jednej oferty na morską energetykę wiatrową.

Rządy dochodzą teraz do tego samego rozwiązania: kontraktów różnicowych, czyli mechanizmu, w którym państwo gwarantuje minimalną cenę energii przez 20 lat. Gdy cena rynkowa spada poniżej ustalonego poziomu, budżet dopłaca różnicę. Niemcy przebudowują aukcje pod kontrakty różnicowe od 2027 r.. Dania uzyskała zgodę UE na 5 mld EUR pomocy publicznej dla nowego systemu. Wielka Brytania po porażce z 2023 r. podniosła cenę gwarantowaną i w Allocation Round 7 przyznała 8,4 GW mocy.

Branżowa organizacja uznała już negative bidding za „martwy”. Wsparcie państwa wróciło po trzyletnim eksperymencie z modelem bez dopłat. Nierozstrzygnięte pozostaje pytanie, które aukcje „bez subsydiów” miały zamknąć: ile publicznych pieniędzy powinno trafiać do prywatnych koncernów energetycznych, na jakich warunkach i czy dekadę straconą na szukanie tańszej odpowiedzi da się jeszcze nadrobić.