Deweloperzy morskich wiatraków będą mogli wycofać się z inwestycji, ale zapłacą kary
Niemieckie Ministerstwo Gospodarki i Energii chce umożliwić jednorazowe wycofanie obszarów przeznaczonych pod morskie farmy wiatrowe przyznanych w aukcjach z lat 2023–2024. Firmy, które się na to zdecydują, musiałyby zapłacić kary i zostałyby wykluczone z kolejnych aukcji.
O planach resortu poinformował niemiecki portal Energate, powołując się na źródła w ministerstwie. Możliwość wycofania się z inwestycji ma dotyczyć obszarów, które nie zostały wcześniej centralnie zbadane przez państwo, o łącznej mocy 9,5 GW. Dotychczasowi właściciele musieliby w całości zapłacić kary umowne właściwemu operatorowi sieci przesyłowej.
Przed ponownym rozdysponowaniem rząd chce przeanalizować i zoptymalizować wybrane obszary, a następnie wprowadzić je na rynek w drodze specjalnych aukcji. Skoordynowane aukcje mają zapewnić ciągłość rozwoju sektora i zapobiec ponownemu przeciążeniu łańcuchów dostaw. Szczegóły mogą się jeszcze zmienić w trakcie prac parlamentarnych nad nowelizacją ustawy o morskiej energetyce wiatrowej (niem. Windenergie-auf-See-Gesetz, WindSeeG).
Dlaczego projekty tracą rentowność?
Od rozstrzygnięcia aukcji do uruchomienia morskiej farmy wiatrowej mija zwykle od pięciu do siedmiu lat. W tym czasie mogą wzrosnąć koszty, przyłączenie do sieci może się opóźnić, a oczekiwane przychody mogą się zmienić. Wszystko to obniża rentowność projektów. Dochodzą do tego wyższe koszty finansowania, mniejszy popyt przemysłu na energię elektryczną, rosnąca liczba godzin z ujemnymi cenami oraz trudności w zawieraniu długoterminowych umów sprzedaży energii (PPA).
Ministerstwo wskazuje też na zbyt duże zagęszczenie mocy w niektórych obszarach. W położonej bliżej brzegu strefie 3 oczekiwana liczba godzin pracy z pełną mocą spada w części lokalizacji znacznie poniżej 3 tys. rocznie. Dla porównania w strefach 4 i 5, położonych dalej od brzegu, resort uważa za osiągalne średnio 3,6 tys. godzin, a w niektórych lokalizacjach – blisko 4 tys.
Minister gospodarki i energii Katherina Reiche (CDU) uzasadniła zmianę wadami dotychczasowego systemu aukcyjnego. Jak wskazała, w latach 2023–2024 przyznano obszary o łącznej mocy ok. 16 GW, nie uwzględniając w wystarczającym stopniu ryzyka ekonomicznego i technicznego. W efekcie zwycięzcy aukcji nie podjęli dotąd decyzji inwestycyjnych. Według stowarzyszenia branżowego BWO (Bundesverband Windenergie Offshore) chodzi o inwestycje i zamówienia o wartości do 50 mld euro. Jednocześnie przemysłowi brakuje zamówień na ok. 6 GW. Wynika to z tego, że w jednej z rund aukcyjnych w 2025 r. nie złożono żadnej oferty, a aukcje zaplanowane na 2026 r. przesunięto na 2027 r.
Reiche podkreśliła, że wyjście z projektów nie może być zbyt łatwe. Jeśli okaże się, że niektóre z nich nie są już wykonalne ekonomicznie, rząd chce umożliwić uporządkowane i ponowne przydzielenie obszarów, ale bez zwalniania firm z zobowiązań finansowych. Priorytetem pozostaje jednak realizacja projektów, które już wygrały aukcje. Ponowny przetarg oznacza bowiem dodatkowe opóźnienia i zagraża wpływom przeznaczonym na obniżenie opłaty offshore wind (niem. Offshore-Netzumlage), doliczanej do rachunków za energię.
Reakcja branży
Na możliwość ponownego przydzielenia obszarów naciska m.in. TotalEnergies, który nie zamierza realizować co najmniej jednego projektu na Morzu Północnym. Rzecznik koncernu nie chciał komentować najnowszych zapowiedzi ministerstwa.
Jera Nex BP, wspólne przedsięwzięcie BP i japońskiej Jery, pozytywnie oceniła zaangażowanie rządu w poszukiwanie rozwiązania dla istniejących lokalizacji i zapowiedziała dalszą współpracę w tej sprawie. Według informacji Energate spółka uważa swoje projekty na niemieckich wodach Morza Północnego za zagrożone z powodu opóźnionych i wciąż niepewnych przyłączeń do sieci. Prace nad nimi są obecnie wstrzymane, a spółka, jak sama przekazała, analizuje wszystkie opcje.
Zapowiedzi ministerstwa z zadowoleniem przyjął również EnBW, który w 2024 r. wygrał aukcję na obszar N-12.3 o mocy 1 GW. Koncern chce, by planowane warunki dla przyszłych projektów, w tym 35-letni okres eksploatacji i kontrakty różnicowe, można było zastosować także do istniejących, jeszcze niezrealizowanych projektów. Ponowny przydział obszaru połączony z ponowną aukcją EnBW uważa co do zasady za możliwy, ale udział w takim przetargu powinien być dobrowolny. Spółka sprzeciwia się wykluczaniu dotychczasowych właścicieli projektów z nowych aukcji. Popiera natomiast ograniczenie liczby zwycięstw przypadających na jednego oferenta. Za najważniejsze uznaje terminową realizację projektów, które już wygrały aukcje.
Możliwość ponownego rozdysponowania obszarów popiera także Federalne Zrzeszenie Gospodarki Energetycznej i Wodnej (BDEW). Chce ono, by mechanizm uregulować już w trwającej nowelizacji WindSeeG. Firmy, które zrezygnują z rozwijania farm na dotychczas przydzielonych obszarach odpowiednio wcześnie i bezpłatnie przekażą państwu wyniki badań, mogłyby odzyskać część lub całość zabezpieczenia. Dotychczasowi deweloperzy byliby jednak wykluczeni z ponownych aukcji, a jeden oferent mógłby wygrać najwyżej jeden obszar rocznie.
Marcin Karwowski
marcin.karwowski@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
Obserwuj nas w Google News
