TotalEnergies cere €800 million de la Berlin

În urmă cu trei ani, TotalEnergies și BP au licitat 12,6 mld. euro pentru perimetre eoliene offshore în Marea Nordului și Marea Baltică, fără să ceară subvenții. Pentru politicieni, a fost dovada că energia regenerabilă putea merge mai departe fără sprijin de stat. În mai 2026, ambele companii vor banii înapoi. Modelul care trebuia să facă subvențiile inutile s-a blocat, în forme diferite, în patru țări.

TotalEnergies a plătit aproximativ 800 mil. euro în depozite și garanții și vrea să returneze perimetrele statului german. BP, prin societatea mixtă Jera Nex BP, cere un tratament similar. Argumentul comun este că proiectele nu mai sunt viabile financiar. Berlinul refuză: guvernul spune că legislația actuală nu permite returnarea concesiunilor deja atribuite, iar primul termen pentru penalități vine în toamna lui 2027.

Cum s-a rupt calculul economic

Între 2019 și 2023, mai multe guverne din nordul Europei au ajuns la concluzia că eolianul offshore nu mai are nevoie de sprijin public. Țările de Jos au atribuit proiectul Hollandse Kust Zuid cu subvenție zero. Germania a mers mai departe, cu „licitații negative”, în care companiile plătesc statul pentru dreptul de a construi. Cele 12,6 mld. euro obținute de Berlin au fost vârful acestei încrederi. A durat aproximativ trei ani.

BCE, Banca Centrală Europeană, care stabilește dobânzile pentru zona euro, a ridicat rata-cheie de la 0 % la 4 % între iulie 2022 și septembrie 2023. Eolianul offshore este una dintre cele mai intensive forme de energie din punct de vedere al capitalului: turbinele, fundațiile și cablurile submarine trebuie plătite în mare parte la început, în timp ce veniturile vin treptat, pe parcursul a 25 de ani. Când finanțarea era ieftină, proiectele puteau livra o marjă mică. Cu dobânzi mai mari cu câteva puncte procentuale, multe ajung să piardă bani pe întreaga durată de viață.

Costurile de construcție și componentele au crescut cu 30-50 % față de nivelurile din 2021, iar costul finanțării proiectelor europene a urcat cu 3-4 puncte procentuale, potrivit KPMG/OFATE. Un proiect desenat pe ipotezele din 2021 își poate pierde integral marja de profit.

Nici rețeaua electrică nu a ținut pasul. În Germania, termenele de livrare pentru componentele de transport offshore ajung acum la șase ani. În Țările de Jos, 60 % dintre proiectele de extindere ale TenneT au întârzieri medii de 2,5 ani. Un parc eolian fără conexiune la rețea devine un activ blocat: costă bani să fie întreținut, dar nu produce venituri. Între timp, marile companii energetice își redirecționează capitalul către petrol și gaze, unde randamentele vin mai repede, ceea ce face ca angajamentele eoliene să arate și mai prost în bilanțuri.

Cine plătește retragerea

Primii pierd consumatorii germani de electricitate. Guvernul rezervase 90 % din veniturile licitațiilor pentru plafonarea tarifelor de rețea și a prețurilor la energie, o măsură menită să țină facturile mai jos pentru gospodăriile încă afectate de criza energetică din 2022. Dacă cererea TotalEnergies de rambursare are succes, peste 7 mld. euro dispar din acel fond.

Costul mai lung este întârzierea. Invocând propriul studiu comandat de la Fraunhofer, companiile vor ca ținta Germaniei de 70 GW capacitate eoliană offshore să fie împinsă cu 16 ani, din 2041 în 2057. Același tipar apare și în alte părți. Țările de Jos vor rata ținta de 21 GW pentru 2031. Licitația Danemarcei din decembrie 2024 nu a primit nicio ofertă eligibilă. În Marea Britanie, runda Allocation Round 5 din 2023 nu a atras nicio ofertă pentru eolian offshore.

Guvernele converg acum spre aceeași soluție: contracte pentru diferență, sau CfD, prin care statul garantează un preț minim al electricității pe 20 de ani. Dacă prețul de piață scade sub acel prag, guvernul acoperă diferența. Germania își redesenează licitațiile în jurul CfD-urilor pentru 2027. Danemarca a obținut 5 mld. euro în ajutor de stat aprobat de UE pentru o nouă schemă CfD. Marea Britanie a majorat prețul garantat după eșecul din 2023 și a ajuns la 8,4 GW atribuiți în Allocation Round 7.

Propriul grup de lobby al industriei a declarat „moarte” licitațiile negative. Sprijinul de stat revine după un experiment de trei ani în care guvernele au încercat să se descurce fără el. Problema pe care energia „fără subvenții” trebuia să o rezolve rămâne deschisă: câți bani publici ar trebui să ajungă la companii private din energie, în ce condiții și dacă anii pierduți în căutarea unei variante mai ieftine mai pot fi recuperați.