Eolienele offshore olandeze revin la subvenții

Olanda a ridicat plafonul maxim al subvențiilor pentru două viitoare licitații eoliene din Marea Nordului la 9,456 mld. euro, de la 7,896 mld. euro (RVO, Rijksoverheid). Suma nu este un cec de salvare, ci limita până la care statul poate merge în rundele Gamma-A și Gamma-B, programate să înceapă în noiembrie. Ofertele câștigătoare ar putea fi mult sub plafonul de aproximativ 0,117 euro/kWh (RVO), un nivel peste mediile recente de pe piața angro, dar gândit mai degrabă să refacă bancabilitatea proiectelor decât să ofere randamente confortabile. Direcția este însă clară: statul olandez readuce banii publici în eolianul offshore, după ce modelul în care dezvoltatorii construiau fără subvenții de operare nu mai funcționează.

De ce s-a blocat vechiul model

Acum doi ani, două consorții au câștigat dreptul să construiască 4 GW de capacitate eoliană la IJmuiden Ver, în Marea Nordului, fără subvenții de stat. Este aproximativ jumătate din capacitatea offshore pe care Olanda vrea să o adauge în acest deceniu. Noordzeker, format din SSE Renewables și APG, care investește pentru fondul olandez de pensii ABP, a preluat perimetrul Alpha. Zeevonk, consorțiul Vattenfall-Copenhagen Infrastructure Partners, a preluat Beta (Blackridge Research, NOS). Ambele ezită acum să ia decizia finală de investiție, momentul în care proprietarii și creditorii angajează capitalul fără cale ușoară de întoarcere.

Economia proiectelor s-a deteriorat din ambele direcții. Costurile au crescut: legislația olandeză consemnează că, în 2025, costurile de construcție pentru eolianul offshore erau cu 40 % peste nivelul din 2020, pe fondul inflației, al dobânzilor mai mari și al lanțurilor de aprovizionare tensionate (Staatsblad). Veniturile așteptate au scăzut: cererea mai slabă de electricitate din industrie înseamnă că dezvoltatorii se așteaptă să vândă energia la prețuri mai mici (NOS). Parcurile eoliene offshore cer investiții mari înainte să producă primul kilowatt-oră, iar cea mai mare parte a costului pe durata de viață este plătită la început. De aceea, chiar și creșteri moderate ale dobânzilor pot transforma un proiect viabil într-unul pe care băncile nu mai vor să îl finanțeze (IRENA).

Guvernul olandez acționează astfel pe două fronturi: negociază cu ABP și Vattenfall pentru proiectele Alpha și Beta, deja întârziate, și redeschide mecanismul de subvenționare pentru următoarea rundă. Licitațiile Gamma vor folosi o schemă prin care statul plătește dezvoltatorii atunci când prețul electricității scade sub un nivel stabilit. Dacă piața livrează prețuri prea mici, contribuabilii acoperă o parte din diferență.

Danemarca și Germania arată aceeași problemă

Olanda nu este un caz izolat. O licitație offshore organizată anterior de Danemarca nu a atras nicio ofertă. Copenhaga a refăcut mecanismul prin contracte pentru diferență bidirecționale, prin care statul plătește când prețurile sunt mici, dar recuperează bani când prețurile sunt mari. Vattenfall a depus ofertă și a câștigat, cu un plafon total de sprijin de 37,6 mld. coroane daneze (KEFM, Energistyrelsen). Franța a primit aprobarea Comisiei Europene pentru o schemă de sprijin de 63 mld. euro destinată eolianului offshore, care acoperă până la 11,1 GW (European Commission, ESG Today). În Germania, situația este mai dură: o licitație offshore de 2,5 GW nu a primit nicio ofertă, iar industria cere Berlinului să adopte contracte pentru diferență (IWR). Regatul Unit a trecut prin același ciclu: a cincea rundă de contracte pentru diferență nu a adus niciun proiect offshore, iar dezvoltatorii au revenit abia după modificarea condițiilor în runda a șasea (UK Gov AR5, UK Gov AR6).

Cine plătește pentru venituri mai stabile

Câștigătorii direcți sunt dezvoltatorii și creditorii lor, care primesc venituri mai previzibile și, prin urmare, finanțare mai ieftină. Costul ajunge la contribuabili și la consumatorii de electricitate, chiar dacă traseul diferă de la o țară la alta. În Germania, gospodăriile și companiile plătesc deja o suprataxă pentru rețeaua offshore de 0,941 cenți/kWh (Netztransparenz), iar extinderea rețelei offshore germane este estimată la 153-171 mld. euro până în 2045, costuri care intră direct în aceste tarife (Netzentwicklungsplan). În Belgia, companiile chimice din Anvers spun că vor suporta 80-100 mil. euro în tarife suplimentare de transport, legate de investițiile în rețeaua offshore (Made in).

Asociația olandeză a marilor consumatori industriali, VEMW, ridică o problemă valabilă și dincolo de Olanda: subvenționarea producătorilor de energie eoliană, fără soluții pentru cumpărători, riscă să mute problema, nu să o rezolve. Cumpărătorii industriali dispuși să semneze contracte pe termen lung sunt tocmai cei care îi conving pe creditori că proiectele pot fi finanțate (VEMW). Fără această cerere, costul public crește și rămâne în sistem.

Eticheta de eolian „fără sprijin de stat” a fost mereu incompletă. Planificarea rețelei, studiile pentru fundul mării și conexiunile prin cabluri au fost costuri publice încă de la început. Schimbarea este că guvernele preiau acum și riscul de venituri în bilanțurile publice. Europa nu renunță la eolianul offshore. Îi transferă însă o parte mai mare din cost către contribuabili și plătitorii de facturi atunci când piața nu livrează.