Nätkö stoppar tysk havsvind

10,8 gigawatt havsbaserad vindkraft produceras nu från 1 764 turbiner i Tysklands delar av Nordsjön och Östersjön, tillräckligt för att på årsbasis försörja omkring 8,7 miljoner hushåll (Zeit, Focus). Men bara omkring 2,6 gigawatt i kommande projekt har säkrad finansiering, en auktion 2025 blev helt utan budgivare och upp till 16 gigawatt projekt, värda runt 50 miljarder euro, riskerar att fastna på grund av förseningar i elnäten (FAZ, BalticWind). Turbinerna fungerar. Det som inte längre går ihop är kalkylen för nästa utbyggnadsvåg.

Tysklands lag om havsbaserad vindkraft sätter målet till 30 gigawatt 2030 och 70 gigawatt 2045 (WindSeeG). Med 10,8 gigawatt är landet drygt en tredjedel på väg. Branschen räknar nu med att 2030-målet snarare nås omkring 2032. Fyra hinder förklarar förseningen.

Varför nästa utbyggnadsvåg inte kommer i gång

Pengarna har blivit dyrare. En havsbaserad vindpark kräver nästan hela investeringen i början och ger sedan intäkter under 20 till 30 år. När ECB, Europeiska centralbanken som sätter räntan för euroländerna, höjde inlåningsräntan från negativ nivå till som mest 4 procent 2023 steg lånekostnaderna snabbt (ECB). Räntorna har därefter sänkts, men de ligger fortfarande långt över nivån under den period då många av dagens parker finansierades.

Utrustningen har blivit dyrare. EnBW, ett av Tysklands stora energibolag, uppger att kostnaderna för turbiner, stålfundament, kablar och specialfartyg har stigit med 30 till 40 procent på fem år (FAZ). Europeiska revisionsrätten har samtidigt pekat på råvarurisker i leveranskedjorna för den gröna omställningen (ECA).

Auktionerna pressade utvecklarna för hårt. I flera tyska upphandlingar har bolagen behövt betala staten för rätten att bygga, så kallade negativa bud. Modellen såg effektiv ut så länge kapitalkostnaderna var låga. När kostnaderna steg blev den betydligt svårare att bära, och 2025 års omgång lockade inga bud alls.

Elnäten hinner inte med. Tjugotvå färdigbyggda turbiner med 323 megawatt kapacitet står stilla eftersom sjökablarna som ska ansluta dem till land inte är klara (Zeit). TotalEnergies uppges ha gått igenom koncessioner som bolaget vunnit sedan 2023 med hänvisning till nätförseningar (The Equilibrium). Flaskhalsen stannar inte vid den tyska gränsen. Nederländerna är beroende av TenneT, samma operatör som ansvarar för stora delar av Tysklands havsbaserade överföring, och nederländska bedömningar anger 8 till 12 år för att få nya högspänningsledningar på plats (consultancy.nl, Energy Global).

Havsvindens prisparadox

Låga grossistpriser gör finansieringsgapet större. När vind- och solproduktionen är hög faller tyska elpriser regelbundet under noll, eftersom nätet inte kan ta emot överskottet (Energy Charts). En vindpark tjänar alltså minst när den producerar som mest.

Det är havsvindens grundproblem. När parkerna går pressar de ned elpriset, vilket gynnar konsumenterna. Men utvecklarna behöver förutsägbara intäkter för att kunna låna de miljarder som krävs för att bygga. Billig el når hushållen först när någon har betalat för både nätet och den intäktssäkring som gör investeringen möjlig.

Frankrike erbjuder en modell. EU-kommissionen har godkänt ett franskt stödsystem på upp till 63 miljarder euro för havsbaserad vindkraft, utformat som tvåsidiga differenskontrakt, CfD, över 25 år (BalticWind). Om marknadspriset faller under en avtalad nivå fyller staten på intäkten. Om priset stiger över ett tak betalar utvecklaren tillbaka. Det minskar intäktsrisken och sänker lånekostnaden. Den tyska branschorganisationen BWO driver på för samma modell.

Tyskland lägger redan flera miljarder euro per år på redispatch, det vill säga ersättningar till kraftverk för att ändra produktionen när elnätet inte kan föra elen dit den behövs. Förbundsdagen har nyligen godkänt en nätutbyggnadsplan på omkring 44,65 miljarder euro för att föra vindkraft från norr till söder (Bundestag). Kostnaderna hamnar på elräkningarna genom nätavgifter.

Den mest akuta risken ligger hos utvecklarna, som sitter på tilldelade områden som de inte kan bygga lönsamt. Den bredare kostnaden hamnar hos hushållen, som betalar nätutbyggnaden via elräkningen, och hos skattebetalarna, som får betala igen om stoppade områden måste auktioneras ut på nytt. Milstolpen 10 gigawatt visar att tekniken levererar. Tysklands modell med auktioner utan subventioner byggde på en tid då lånade pengar nästan var gratis. I dagens ränteläge ger den inte längre budgivare. Nästa 20 gigawatt kräver kablar före auktionerna och garanterade lägsta intäkter före byggstart.