Nemški veter čaka na omrežje

Nemčija ima v Severnem in Baltskem morju že 10,8 gigavata vetrnih elektrarn na morju, razporejenih na 1.764 turbinah. To po ocenah zadošča za letno oskrbo približno 8,7 milijona gospodinjstev (Zeit, Focus). Toda za prihodnje projekte ima zaprto finančno konstrukcijo le okoli 2,6 gigavata zmogljivosti, dražba leta 2025 ni pritegnila nobenega ponudnika, zaradi zamud pri omrežju pa naj bi obstalo do 16 gigavatov projektov v vrednosti približno 50 mrd. evrov (FAZ, BalticWind). Tehnologija deluje. Zataknilo se je pri ekonomiki naslednjega investicijskega vala.

Nemški zakon o vetrni energiji na morju določa cilj 30 gigavatov do leta 2030 in 70 gigavatov do leta 2045 (WindSeeG). Pri 10,8 gigavata je država približno na tretjini poti. V panogi zdaj pričakujejo, da cilja za leto 2030 ne bo dosegla pred približno letom 2032. Razlogi so štirje.

Zakaj naslednjega vala ni mogoče zgraditi

Denar se je podražil. Vetrna elektrarna na morju zahteva skoraj vse izdatke na začetku, prihodke pa ustvarja šele v naslednjih 20 do 30 letih. Ko je Evropska centralna banka, ki določa denarno politiko v euroobmočju, depozitno obrestno mero iz negativnega območja dvignila do vrha pri 4 odstotkih leta 2023, so se stroški zadolževanja močno povečali (ECB). Obrestne mere so se odtlej znižale, vendar ostajajo precej nad obdobjem poceni denarja, v katerem se je financirala večina obstoječih projektov.

Oprema se je podražila. Nemški energetski koncern EnBW navaja, da so se stroški turbin, jeklenih temeljev, kablov in specializiranih plovil v petih letih zvišali za 30 do 40 odstotkov (FAZ). Evropsko računsko sodišče je ločeno opozorilo tudi na tveganja pri surovinah v celotni dobavni verigi zelenega prehoda (ECA).

Dražbe so razvijalcem odvzele preveč prostora. V zadnjih nemških krogih so morali razvijalci državi plačati za pravico do gradnje, kar pomeni tako imenovane negativne ponudbe. Model je deloval prepričljivo, dokler so bili stroški nizki. Ko so se podražili kapital, oprema in izvedba, pa na dražbi leta 2025 ni bilo več ponudnikov.

Omrežja ne sledijo gradnji. Dvaindvajset dokončanih turbin s skupno 323 megavati zmogljivosti stoji, ker podmorski kabli za povezavo z obalo še niso pripravljeni (Zeit). TotalEnergies naj bi zaradi zamud pri omrežju znova pregledoval koncesije, pridobljene od leta 2023 (The Equilibrium). Ozko grlo presega nemške meje: Nizozemska je odvisna od družbe TenneT, istega operaterja, ki upravlja velik del nemškega prenosa elektrike z morja, nizozemske ocene pa kažejo, da dobava novih visokonapetostnih vodov traja od 8 do 12 let (consultancy.nl, Energy Global).

Cenovni paradoks vetrne energije na morju

Nizke veleprodajne cene elektrike še povečujejo finančno vrzel. Ko je proizvodnja iz vetra in sonca visoka, nemške cene elektrike redno zdrsnejo pod ničlo, ker omrežje presežkov ne more sprejeti ali prenesti tja, kjer je poraba (Energy Charts). Vetrna elektrarna zato najmanj zasluži prav takrat, ko največ proizvaja.

Tu je osrednje protislovje tehnologije. Vetrna energija na morju znižuje cene elektrike, kadar obratuje, kar koristi odjemalcem. Razvijalci pa za zadolževanje v višini več milijard evrov potrebujejo predvidljive prihodke. Poceni elektrika pride do gospodinjstev šele, ko nekdo prej plača omrežje in prihodkovno jamstvo, zaradi katerega je gradnja sploh financirana.

Francija ponuja en možen odgovor. Evropska komisija je odobrila francosko podporno shemo za projekte vetrnih elektrarn na morju v vrednosti do 63 mrd. evrov, zasnovano kot 25-letne dvosmerne pogodbe na razliko (BalticWind). Če tržna cena pade pod dogovorjeno mejo, država razvijalcu doplača razliko; če se dvigne nad zgornjo mejo, razvijalec denar vrne. Tak mehanizem zmanjša nihanje prihodkov in poceni financiranje. Nemško združenje za vetrno energijo na morju BWO zdaj lobira za podoben model.

Nemčija že zdaj vsako leto porabi več milijard evrov za redispečiranje, torej za plačila elektrarnam, da prilagodijo proizvodnjo, ker omrežje elektrike ne more prenesti tja, kjer jo potrebujejo. Bundestag je nedavno potrdil načrt širitve omrežja v vrednosti približno 44,65 mrd. evrov, s katerim naj bi severnonemško vetrno energijo pripeljali proti jugu države (Bundestag). Ti stroški se prek omrežnin prenesejo na račune za elektriko.

Najbolj neposredno tveganje nosijo razvijalci, ki imajo dodeljene lokacije, a jih v sedanjih pogojih ne morejo donosno zgraditi. Širši račun plačujejo gospodinjstva, ker financirajo širitev omrežja prek položnic, in davkoplačevalci, če bo treba zastale lokacije znova dati na dražbo. Mejnik 10 gigavatov kaže, da vetrne elektrarne na morju proizvajajo elektriko v velikem obsegu. Nemški model dražb brez subvencij, zasnovan v času skoraj brezplačnega zadolževanja, pa v novih razmerah ne prinaša več ponudnikov. Naslednjih 20 gigavatov bo potrebovalo kable pred dražbami in zagotovljene najnižje prihodke pred začetkom gradnje.