România se pregătește de eoliene în largul mării când costul proiectelor crește iar dezvoltatorii mari încep să renunțe la ele pentru că nu mai sunt profitabile. Se va scumpi energia sau vor crește subvențiile?
:format(jpg):quality(80)/https://www.economica.net/wp-content/uploads/2022/11/eolian-766x420.jpg)
Datorită vitezei ridicate a vântului și a apelor puțin adânci, zona din Marea Nordului din largul coastei de est a Angliei este una dintre cele mai atractive din lume pentru dezvoltatorii de parcuri eoliene, notează Financial Times, care aduce aminte că dezvoltatorul suedez Vattenfall a petrecut ani de zile făcând planuri pentru aproape 140 de turbine pe o suprafață de 725 km pătrați, fiecare dintre ele având o înălțime de până la 350 de metri și un diametru al palelor de până la 300 de metri.
Luna trecută, a oprit proiectul, arată publicația. Costurile în creștere ale tuturor elementelor, de la turbine la forță de muncă și finanțare, au făcut ca el să devină neviabil, având în vedere prețul scăzut blocat prin contract pentru energia electrică ce urmează a fi livrată, a anunțat compania.
„Este important să investim numai atunci când cerințele noastre de rentabilitate sunt îndeplinite”, a declarat Anna Borg, directorul executiv al Vattenfall. „Cu Norfolk Boreas (parcul eolian offshore oprit), nu mai este cazul”.
Anunțul Vattenfall nu numai că evidențiază provocările de pe cea de-a doua piață eoliană offshore ca mărime din lume, dar reflectă și problemele mai largi ale sectorului, pe măsură ce trendul de lungă durată al scăderii costurilor se inversează. Așadar ritmul de creștere al sectorului se va diminua, punând punând presiune asupra guvernelor pentru a reacționa.
„Dezvoltatorii de energie eoliană offshore nu vor investi dacă economia proiectelor nu funcționează”, a avertizat Rebecca Williams, șefa departamentului de energie eoliană offshore din cadrul grupului comercial Global Wind Energy Council.
E nevoie de 2.000.000 MW în eoliene offshore
Energia eoliană offshore a crescut rapid în ultimul deceniu, contribuind la “înverzire” pe piețe precum cea din Marea Britanie, unde furnizează aproximativ acum 11% din energia electrică a țării. La nivel mondial, acestea contribuie însă cu doar 0,8% la cererea de energie electrică. În total, în prezent există 64 GW de energie eoliană offshore instalată în întreaga lume, în creștere de la aproximativ 5 GW în 2012.
Acest număr va trebui să crească pentru a îndeplini obiectivele privind energia curată. Pentru a atinge obiectivele „net zero” și pentru a limita încălzirea globală, atât Agenția Internațională pentru Energie (IEA), cât și Agenția Internațională pentru Energie Regenerabile (IRENA) estimează că, până în 2050, capacitatea eoliană offshore va trebui să depășească 2.000 GW.
La începuturile sale, în anii 2010, industria a fost caracterizată de scăderea costurilor, pe măsură ce tehnologia se maturiza într-o epocă a finanțării ieftine. Potrivit IRENA, o scădere de 60% a costului energiei pentru energia eoliană offshore între 2010 și 2021 a ajutat-o să concureze cu combustibilii fosili și i-a asigurat sprijin politic, deoarece guvernele încearcă să mențină costurile scăzute.
Însă turbulențele geopolitice din ultimii ani au schimbat dinamica, punând presiune asupra lanțurilor de aprovizionare și crescând costurile de finanțare și de producție a turbinelor. Dezvoltările de parcuri eoliene sunt deosebit de vulnerabile la creșterea ratelor dobânzilor din cauza investițiilor inițiale ridicate.
Vattenfall estimează că, în acest an, costul construcției parcurilor eoliene offshore a crescut cu 40%.
Costurile în creștere au surprins proprietarii de proiecte, printre care Vattenfall, Shell și Iberdrola, care au fost deja de acord să vândă energie electrică la prețuri fixe scăzute.
Vattenfall a convenit în iulie anul trecut să vândă energie electrică de la Norfolk Boreas la un preț fix de 37,35 de lire sterline pe MWh (prețurile din 2012). Prețul contractului este indexat în funcție de inflație, ceea ce face ca el să fie azi de 45 de lire sterline pe MWh, cu mult sub prețul angro actual, de aproximativ 78 de lire sterline. Pe măsură ce costurile au început să crească, Vattenfall a făcut presiuni puternice asupra Guvernului pentru a obține scutiri de taxe sau alte forme de sprijin care să o ajute să facă față costurilor în creștere – dar nu a fost ascultată. Compania nu se confruntă cu penalități financiare pentru renunțarea la contract, dar nu va putea să liciteze imediat pentru un alt contract pentru acel proiect.
Dintre cele cinci proiecte convenite pentru a fi construite în iulie 2022, doar un proiect eolian din estul Angliei, dezvoltat de Scottish Power (cotrolat de Ibredrola) și EDPR și proiectul Moray West al Engie au primit undă verde pentru a se lua a decizii finale de investiții. Dar ambele proiecte erau relativ avansate în iulie 2022, când costurile au început să crească.
În SUA, dezvoltatorul Avangrid, o filială a gigantului energetic spaniol Iberdrola, a fost de acord în iulie să plătească aproape 50 de milioane de dolari pentru a ieși dintr-un contract de furnizare de energie care urma să asigure dezvoltarea unui proiect planificat de 1,2 GW în Massachusetts, dând vina pe creșterea costurilor pentru faptul că afacerea nu mai este fezabilă. De asemenea, a amânat un al doilea proiect în Connecticut, în condițiile în care încearcă să obțină condiții mai bune din partea autorităților.
În iunie, un joint-venture al Shell, EDP Renewables și Engie a solicitat, de asemenea, rezilierea contractelor de vânzare de energie care acoperă un alt proiect planificat de 1,2 GW în Massachusetts, invocând „costurile neprevăzute ale lanțului de aprovizionare și de finanțare care afectează întreaga industrie eoliană offshore”.
Samantha Woodworth, analist senior la Wood Mackenzie, care se ocupă de industria eoliană din SUA, a declarat că mulți dintre proprietarii de proiecte caută să renegocieze contractele de vânzare de energie. „Aceasta nu este chiar imaginea roz pe care și-o imagina toată lumea acum câteva luni”, a spus ea.
Ignacio Galán, directorul general al Iberdrola, a declarat luna trecută că este „optimist” că proiectele din Massachusetts și Connecticut vor continua, dar în condiții diferite.
Proiectul eolian al Shell din Massachusetts se află în negocieri iar compania a spus că „rămâne pe drumul cel bun” pentru a produce energie electrică până la sfârșitul deceniului.
Desigur, entuziasmul încă există. Luna trecută, divizia de producție a furnizorului britanic de energie Octopus Energy a anunțat că intenționează să investească 20 de miliarde de dolari în acest sector până în 2030. Zoisa North-Bond, șefa diviziei de producție, a declarat că există „o oportunitate extraordinară în domeniul eolian offshore … puterea sa de a furniza clienților electroni verzi mai ieftini în următorul deceniu va fi fenomenală”. Borg de la Vattenfall a declarat că afacerea sa eoliană offshore este, în general, „foarte valoroasă și profitabilă”, în ciuda provocărilor de la Norfolk Boreas, și că intenționează să rămână una dintre „companiile de top în domeniul eolian offshore din Europa în prezent”.
FT notează însă că rentabilitatea fieărui proiect depinde de schemele de sprijin din partea statelor, de taxele plătite, pentru închirierea fundului mării de exemplu, și de acordurile de vânzare de energie pe termen lung.
Dezvoltatorii au avertizat că unele dintre rundele mai noi de licitații pentru construirea de parcuri eoliene offshore sau pentru acordarea de subvenții pentru proiecte nu reflectă încă realitatea costurilor crescute, ceea ce înseamnă că proiectele ar avea probleme în noile condiții.
În Marea Britanie, industria a scris Guvernului că următoarea rundă de contracte de subvenții nu este suficient de generoasă, având în vedere creșterea costurilor. Subvențiile și neconcordanța dintre ele și costuri au afectat o licitație din Taiwan, unde Orsted a declarat în octombrie anul trecut că nu va participa la cea mai recentă fază a de proiecte eoliene offshore. În martie, compania de utilități Rhode Island Energy a anulat o licitație după ce a primit o singură ofertă din partea Orsted și a partenerului său Eversource Energy, pe care a considerat-o prea scumpă.
Un alt model de licitație este cel în care ofertanții concurează în funcție de disponibilitatea lor de a plăti pentru dreptul de a construi parcuri eoliene, mai degrabă decât de a primi subvenții. Aceasa ar putea, de asemenea, să ridice bariere pentru dezvoltatorii care nu pot concura cu sumele mari oferite de unii dintre noii intrați în sectorul energiei eoliene, în acest caz giganții petrolieri.
Luna trecută, Germania a obținut angajamentul din partea BP și a Total de a plăti 12,6 miliarde de euro pentru a construi și exploata 7 GW de noi capacități eoliene în Marea Nordului și în Marea Baltică. Această formulă a atras dezvoltatorii care doresc să încheie un contract de achiziție de energie pe termen lung cu un cumpărător corporativ la prețul pieței, în loc să obțină un preț mai mic în cadrul unei scheme de sprijin. Șeful BP, Bernard Looney, a declarat săptămâna aceasta pentru The Times că ar putea încerca să construiască două noi parcuri eoliene offshore de mari dimensiuni în Marea Irlandei fără subvenții, folosind energia produsă de parcurile sale pentru propriile operațiuni.
Ofertele germane au fost salutate ca un semn de entuziasm pentru acest sector și reprezintă un impuls pentru veniturile Berlinului, însă criticii se tem că acestea vor elimina o parte dintre dezvoltatorii tradiționali de centrale eoliene offshore și vor duce la creșterea viitoare a prețului energiei electrice produse.
Prețurile plătite vor „crește, fără îndoială, prețul energiei electrice”, a avertizat Stefan Thimm, directorul general al asociației germane BWO pentru energia eoliană offshore, adăugând că „se pune o presiune suplimentară asupra lanțului valoric într-un moment în care trebuie făcute investiții majore”.
Producătorii de turbine eoliene s-au luptat cu marje extrem de mici în timp ce au încercat să satisfacă cererea din partea dezvoltatorilor, menținând în același timp costurile la un nivel scăzut. Luni, Siemens Energy a înregistrat cheltuieli în valoare de 2,2 miliarde de euro din cauza problemelor de la divizia sa de turbine eoliene Siemens Gamesa. Cele mai noi turbine eoliene onshore ale companiei au probleme tehnice, în timp ce activitatea sa eoliană offshore se confruntă, de asemenea, cu „creșterea costurilor produselor și cu provocări legate de accelerarea producției”.
Mads Nipper, directorul executiv al Orsted, cel mai mare dezvoltator de centrale eoliene offshore din lume, a scris pe Twitter că decizia Vattenfall de a opri Norfolk Boreas a fost „curajoasă” și că speră că va determina „guvernele să realizeze că ambițiile eoliene offshore se vor materializa doar cu un cadru de licitație sănătoase și prețuri realiste”. În iunie, în cadrul unui interviu acordat Financial Times, Nipper a salutat o licitație din Irlanda care a asigurat o capacitate de 3 GW de noi capacități eoliene offshore la un preț mediu de 86 de euro pe MWh, mai mic decât se aștepta, dar totuși mai mare decât unele dintre prețurile din Regatul Unit.
Prețurile pentru acordurile de achiziție de energie pe termen lung au crescut, de asemenea, la nivel global, a adăugat el. „Există o conștientizare a faptului că ceva trebuie să cedeze”, a spus el. Între timp, dorința dezvoltatorilor de a ieși din proiectele neprofitabile este un semn de disciplină pe măsură ce industria se maturizează – dar ar putea încetini ritmul implementării proiectelor.
„Dorim să susținem apăsat mesajul: crearea de valoare financiară este în centrul industriei noastre”, a adăugat Nipper. „Pentru noi, acest lucru înseamnă că, dacă nu putem ajunge la o plusvaloare satisfăcătoare, suntem pregătiți să ne retragem.”
România abia face primii pași
Ministerul Energiei de la București a publicat luna trecută proiectul de lege privind dezvoltarea capacităților eoliene de la Marea Neagră. Scopul legii este de se ajunge la 3.0000 MW instalați în Marea Neagră, care să beneficieze de schema de sprijin prin contracte de diferență (CfD).
Capacitățile eoliene vor fi instalate doar acolo unde autoritățile române vor stabili acest lucru, după ce va fi realizat un un plan spațial eolian offshore, care va conține, pe lângă datele tehnice, și cerințe de mediu. În maximum doi ani se vor stabili toate perimetrele offshore care vor fi scoase la licitație în vederea explorării și, ulterior, construirii de centrale electrice eoliene offshore. Statul va primi redevențe de la dezvoltatori, atât pentru utilizarea fundului mării, cît și pentru exploatarea turbinelor amplasate acolo, după debutul producției.
Mecanismul CfD, de fapt o subvenție este, în teorie, un instrument care stabilizează prețul energiei care va fi produse, deci investitorul are certitudinea profitului. Beneficiarii schemei vor putea să își comercializeze producția de energie conform acordurilor lor comerciale.
Când prețul de referință al energiei electrice este sub ceea ce se numește prețul de exercitare, ei vor primi o plată suplimentară pentru diferență. În cazul în care prețul de referință este mai mare decât prețul de exercitare, beneficiarul plătește diferența contrapărții CfD. Pentru România, cel mai probabil rețurile de referință vor fi o medie a prețurilor spot, din ce știm acum, dar lucrurile se vor putea schimba.
Ce se va întâmpla dacă situațiile surprinse în analiza FT se vor repeta atunci când va demara efectiv povestea eolianeului offshore din România? Dacă proiectele se vor scumpi, iar dezvoltatorii au antamat deja contractele de vânzare a energiei viitoare, vor fi de acord cumpărătorii cu o creștere a prețului, va fi de acord statul să se revizuiască în sus prețurile de exercitare sau vor plăti toți consumatorii mai mult în baza mecanismului CfD? Dacă nu va fi niciuna dintre ele, vor duce dezvoltatorii la bun sfârșit proiectele sau vor renunța, așa cum am văzut că se întâmplă acum?
Citește și: