Rețeaua blochează eolienele germane

10,8 gigawați de capacitate eoliană offshore funcționează acum în Marea Nordului și Marea Baltică, prin 1.764 de turbine, suficient pentru consumul anual a circa 8,7 milioane de gospodării (Zeit, Focus). Dar doar aproximativ 2,6 GW din proiectele viitoare au finanțarea asigurată, o licitație din 2025 nu a atras niciun ofertant, iar până la 16 GW, cu o valoare estimată la circa 50 mld. euro, ar putea rămâne blocați din cauza întârzierilor în rețea (FAZ, BalticWind). Tehnologia livrează. Ceea ce nu mai funcționează este calculul economic al următorului val de investiții.

Legea germană privind energia eoliană offshore fixează ținte de 30 GW până în 2030 și 70 GW până în 2045 (WindSeeG). La 10,8 GW, Germania a parcurs aproximativ o treime din drum. Industria estimează însă că pragul pentru 2030 nu va fi atins înainte de 2032. Patru blocaje explică decalajul.

De ce următorul val nu se mai construiește

Banii s-au scumpit. Un parc eolian offshore cere aproape toată investiția la început, apoi își recuperează costurile pe 20-30 de ani. Când BCE, Banca Centrală Europeană, care stabilește dobânzile pentru zona euro, a majorat rata la depozite de la niveluri negative până la un vârf de 4 % în 2023, costul finanțării a crescut brusc (ECB). Dobânzile au coborât între timp, dar rămân mult peste perioada banilor ieftini în care au fost finanțate cele mai multe parcuri existente.

Echipamentele s-au scumpit. EnBW, una dintre marile companii germane de utilități, spune că prețurile au urcat cu 30-40 % în cinci ani pentru turbine, fundații din oțel, cabluri și nave specializate (FAZ). Curtea de Conturi Europeană a semnalat separat riscurile legate de materiile prime în lanțurile de aprovizionare ale tranziției verzi (ECA).

Licitațiile au apăsat prea tare pe dezvoltatori. În rundele recente din Germania, dezvoltatorii au trebuit să plătească statului pentru dreptul de a construi, prin așa-numitele oferte negative. Modelul părea eficient cât timp costurile erau scăzute. După creșterea dobânzilor și a prețurilor la echipamente, licitația din 2025 nu a mai atras participanți.

Rețelele nu țin pasul. Douăzeci și două de turbine finalizate, cu o capacitate de 323 MW, stau nefolosite pentru că nu sunt gata cablurile submarine care trebuie să le lege de țărm (Zeit). TotalEnergies ar fi reevaluat concesiunile câștigate din 2023 încoace din cauza întârzierilor de rețea (The Equilibrium). Blocajul depășește granițele Germaniei: Țările de Jos depind de TenneT, același operator aflat în spatele unei părți importante a transmisiei offshore germane, iar estimările olandeze indică termene de 8-12 ani pentru livrarea unor noi linii de înaltă tensiune (consultancy.nl, Energy Global).

Paradoxul prețului la energia eoliană offshore

Prețurile angro mici adâncesc problema finanțării. Când producția eoliană și solară atinge vârfuri, prețurile la electricitate în Germania coboară frecvent sub zero, pentru că rețeaua nu poate absorbi surplusul (Energy Charts). Un parc eolian câștigă cel mai puțin tocmai atunci când produce cel mai mult.

Aici se află tensiunea centrală a tehnologiei. Energia eoliană offshore reduce prețurile când produce, ceea ce avantajează consumatorii. Dezvoltatorii au însă nevoie de venituri previzibile pentru a împrumuta miliardele necesare construcției. Electricitatea ieftină ajunge la gospodării doar dacă cineva plătește mai întâi rețeaua și garanția de venit care face investiția bancabilă.

Franța oferă o variantă de răspuns. Comisia Europeană a aprobat o schemă franceză de sprijin de până la 63 mld. euro pentru proiecte eoliene offshore, structurată ca diferențe pentru contracte pe 25 de ani, în variantă bidirecțională (BalticWind). Dacă prețul de piață scade sub un prag convenit, statul compensează dezvoltatorul; dacă urcă peste un plafon, dezvoltatorul returnează bani. Mecanismul reduce volatilitatea veniturilor și costul finanțării. Asociația germană a industriei eoliene offshore, BWO, face lobby pentru același model.

Germania cheltuiește deja câteva miliarde de euro pe an pentru redispecerizare, adică pentru plata centralelor astfel încât să-și ajusteze producția atunci când rețeaua nu poate transporta electricitatea acolo unde este cerută. Bundestagul a aprobat recent un plan de extindere a rețelei de aproximativ 44,65 mld. euro, destinat transportului energiei eoliene din nord spre sud (Bundestag). Costurile ajung în facturile la electricitate prin tarifele de rețea.

Riscul imediat este la dezvoltatori: dețin amplasamente câștigate la licitație, dar nu le pot construi profitabil. Costul mai larg cade pe gospodării, care finanțează extinderea rețelei prin facturi, și pe contribuabili, care vor plăti din nou dacă proiectele blocate trebuie scoase iar la licitație. Pragul de 10 GW arată că tehnologia funcționează. Modelul german al licitațiilor fără subvenții, construit pentru o perioadă în care finanțarea era aproape gratuită, nu mai produce ofertanți. Următorii 20 GW au nevoie de cabluri înainte de licitații și de prețuri minime garantate înainte de începerea construcției.