Wiatraki budowane bez wsparcia? To hazard

W Niemczech mają powstać pierwsze morskie farmy wiatrowe bez jakiegokolwiek wsparcia. Problem w tym, że biznesplany inwestorów opierają się na turbinach, które dziś nie są jeszcze nawet w fazie testowej.

-Energia jest zbyt ważna, aby narażać ją na spekulacje; musimy zmodyfikować system aukcyjny tak, aby uniemożliwiał spekulację na całej cenie odbioru energii, a jedynie na jakiejś jej części – grzmiał Hans-Dieter Kettwig, dyrektor niemieckiego producenta wiatraków Enercon podczas sesji otwierającej konferencje Wind Europe 2017 w Amsterdamie.

Kettwig odnosił się do kwietniowych aukcji na farmy wiatrowe przy niemieckim wybrzeżu, które wygrały oferty niezakładające żadnego wsparcia do MWh. Chodzi o mające zacząć oddawać prąd do sieci w połowie lat 20.: 900 megawatowy park He Dreiht należący do niemieckiego koncernu energetycznego EnBW oraz 240 megawatowe OWP West i Borkum Riffgrund West, którymi zarządza duński Ørsted (do niedawna ta firma nazywała się DONG). Firmy zdecydowały się na złożenie rynkowych ofert uznając, że do 2024 r. na rynku będą dostępne 13-15-MW turbiny, ceny energii wzrosną, a koszty konstrukcji i przesyłu prądu z morza na ląd dodatkowo spadną.

– To także kwestia skali. He Dreiht to największy pojedynczy projekt biorący udział w niemieckich aukcjach, a także zlokalizowany w bliskiej okolicy innej naszej morskiej farmy wiatrowej Hohe See – tłumaczył podczas swojego wystąpienia na konferencji WindEurope Michael Liesner, reprezentujący spółkę EnBW.

Argumenty wytaczane przez spółkę nie trafiają do przedstawicieli innych firm z branży. – To jest czysty hazard, przecież takich turbin, jak oni założyli w tym projekcie nie ma nawet w fazie testowej! – bulwersuje się w prywatnej rozmowie jeden z pracowników Enerconu. – Jeśli aukcjami będzie rządzić spekulacja zabraknie nam energii – dodaje.

Ktokolwiek widział, ktokolwiek wie

Turbin o mocy 13-15 MW faktycznie na rynku nie ma, a to czy pojawią się po 2020 r. pozostaje pod znakiem zapytania . Pierwszego dnia konferencji Wind Europe odbył się półtora godzinny panel dyskusyjny zatutułowany „Offshorowe turbiny wiatrowe powyżej 14 MW w 2023 r.: czy jesteśmy wstanie je dostarczyć?”.

– Udało nam się zwiększyć moc z  8 MW do 9,5 MW w zaledwie trzy lata – chwalił się w swojej prezentacji Henrik Beak Jørgensen z duńskiej spółki MHI Vestas.

Miał to być argument za tym, że dostawcy technologii będą gotowi zaspokoić zapotrzebowanie na tak duże turbiny wiatrowe. Nikt jednak nie może zagwarantować, że takie jednostki, o ile w ogóle zostaną wyprodukowane, w 2023 r. będą gotowe do oddawania energii do istniejącej sieci. Głównym problemem przy konstruowaniu większych turbin jest waga łopat wiatraków, która względem ich wielkości przyrasta w sposób wykładniczy. Inżynierom udało się znaleźć metody na zmniejszenie stopnia wychylenia tej funkcji, niemniej nadal nie ma ekonomicznych sposobów na obniżenie wagi wielkich łopat wiatraków o mocy przekraczającej 10 MW. Do listy problemów dochodzi transport – ogromnym wyzwaniem logistycznym jest przewiezienie 250 metrowego elementu nawet na odległość kilku kilometrów.

Dlaczego do osiągnięcia swoich celów firmy energetyczne potrzebują większych turbin?– Zwiększenie średnicy wiatraka o 10 proc. oznacza 10-proc. wzrost rocznej produkcji energii – tłumaczył John Korsgaard z duńsko-amerykańskiej spółki LM Wind Power. – Z punktu widzenia technicznego nie ma limitów wielkości produkowanych turbin. Rzecz rozbija się o opłacalność – dodawał.

Przetrwają najsilniejsi

Kwietniowa oferta EnBW i DONGa (obecnie Ørsted) spędza sen z powiek przedstawicieli branży wiatrowej. Nic dziwnego – presja cenowa i wynikająca z niej presja technologiczna zawsze była w tym biznesie ogromna. Wystarczy wspomnieć turbiny Siemensa o mocy 7 MW, które zastąpiono ośmiomegawatowymi zanim jakakolwiek o mocy 7 MW została sprzedana.

– Średnie wydatki w europejskim przemyśle na badania i rozwój wynoszą ok. 2 proc. przychodów, w przemyśle wiatrowym to jest 4,1 proc. – chwalił branżę  Giles Dickson, szef  europejskiego zrzeszenia branży wiatrowej WindEurope.

Konkurencja jest ogromna, dlatego dochodzi do konsolidacji i wycofywania się firm z tego segmentu. Emanacją pierwszego przypadku jest fuzją części Siemensa i hiszpańskiej Gamesy; przykładem drugiego wyjście z sektora morskich farm wiatrowych niemieckiego Bilfingera. Jednak zdaniem przedstawicieli branży prawdziwy wyścig dopiero się zaczyna. Taki pogląd wyraził m.in. w sierpniowym wywiadzie dla „Offshore Wind Industry” Bent Christensen, zarządzający projektami offshorowych w Siemens Gamesa. To oznacza, że rynek będzie podlegał jeszcze większej presji i zapewne dojdzie do kolejnych przejęć.

Jak dużo na jedną kartę?

– Też zauważam ryzyko, że zbyt niska cena spowoduje brak opłacalności dostarczania energii, a w konsekwencji jej niedobór albo problemy finansowe spółek – słyszymy od jednego z menedżerów niemieckiego oddziału Vattenfalla. – Ta presja cenowa się nie zmieni i wątpię, aby ktoś w tej kwestii interweniował. Osobiście jednak uważam, że rząd powinien wprowadzić jakiś mechanizm, który uniemożliwiałby składanie aż tak ryzykownych ofert – podsumowuje.

Teoretycznie za niewywiązanie się ze złożonej oferty grożą kary umowne. Ale niemiecki rząd nie chciał odstraszać firm ich wysokością, są więc relatywnie niewielkie. Firmom, które licytowały tak ostro w wiatrowych aukcjach grozi więc raczej utrata reputacji niż realne straty finansowe.

Obawy o ciągłość dostaw energii są obecnie przesadzone. Podniesiony cel Niemiec na 2020 r. to niespełna 8 GW mocy w morskich elektrowniach wiatrowych, co w porównaniu z 204 GW wszystkich mocy zainstalowanych nie daje nawet 5 proc. Niemniej filozofia wprowadzenia elementu dużego ryzyka do energetyki może okazać się  kosztowna. Jeśli bowiem 900 MW He Dreiht i łącznie blisko 500 MW w farmach zarządzanych przez Ørsted wypadnie, będzie to ogromna porażka całej branży.