Siemens va construi o staţie uriaşă de convertire HVDC în Marea Nordului pentru un parc eolian care nu există, dorindu-se revigorarea capacităţilor de producţie în Germania

Siemens e una din companiile germane cu cea mai mare experienţă în producţia de transformatoare, convertizoare şi multe alte echipamente electrice de scară mare, de o importanţă crucială într-o epocă în care energia regenerabilă impune schimbări enorme ale sistemelor energetice şi arhitecturi absolut noi. În cazul Germaniei, renunţarea la energia nucleară a impus o urgenţă şi mai mare de asigurare a golurilor de producţie rămase cu energie din alte surse. În ultimul an, am auzit foarte des producătorii auto germani plângându-se pe costurile mari la energie, care fac ca fabricile din Germania să nu mai fie la fel de competitive ca înainte, în perioada când Germania avea energie din surse nucleare din belşug şi gaz ieftin. Germania a mizat pe energia eoliană ca principal atribut de înlocuire a golului lăsat de centralele nucleare, dar deocamdată energia furnizată de parcurile eoliene e susceptibilă intermitenţei, şi variaţiilor mari de piaţă, care fac ca preţul mediul al electricităţii finale furnizate în Germania să fie mare. Asta face ca acum noile proiecte de construcţie a parurilor eoliene să fie adeseori întâlnite pe piaţă cu mai puţin entuziasm general. Se dau mult mai des întrebări despre care va fi preţul final al electricităţii furnizate, care va fi contribuţia la scăderea preţului energiei pentru industriei. Şi pentru că aproape toate proiectele eoliene mari costă miliarde în zilele noastre, se dau întrebări şi despre unde vor fi fabricate componentele pentru acele parcuri, de la turbine eoliene la staţii de convertire şi cabluri, pentru că aceste miliarde pot contribui enorm la PIB, acolo unde ajung să fie plasate comenzile. De curând, cei de la Siemens au anunţat că vor construi o staţie uriaşă de convertire HVDC în Marea Nordului şi o vor face pentru prima dată în Germania. Desigur, asta ne face intrigaţi să descoperim unde erau fabricate până acum aceste componente. Iar pe lângă asta, poate cea mai elocventă parte a stării actuale din Germania e faptul că parcul eolian pentru care va fi construită fabrica nu există încă.

Acum câteva luni, noi publicam un articol în care analizam ceea ce spunea şeful VW despre decizia companiei de a plasa noua familie de modele electrice compacte ID.Polo, ID.Cross şi alte modele derivate în Spania şi Portugalia, nu în Germania şi nici măcar nu în Europa de Est. Atunci şeful VW a spus clar — în zilele noastre salariile nu mai sunt factorul decisiv când se alege locul producţiei unei maşini, ci energia. Ea a devenit foarte scumpă, având o pondere mult mai mare decât salariile. Iar noi arătam cum o singură hidrocentrală construită în Portugalia şi inaugurată în 2024, ea fiind şi cea mai mare din Europa din ultimii 25 de ani, a contribuit enorm la capacităţile de stocare a energiei abundente din panouri fotovoltaice din peninsula iberică, evitând risipe uriaşe de energie în orele de supraproducţie şi contribuind la un preţ final la electricitate pentru industrie de cel puţin 3 ori mai mic decât în Germania. Deci, Spania şi Portugalia, operând într-un sistem energetic comun, au multă energie regenerabilă în sistemul lor, şi totuşi sunt extraordinar de performante, pentru că nu energia regenerabilă e problema, ci echilibrarea ei şi stocarea, astfel încât preţul mediu per kWh să fie unul competitiv în final. Iar când hidrocentralele sunt majoritare şi tot ele pot stoca eficient aproape tot ce produc fotovoltaicele, mixul final devine foarte competitiv, mai ales când există şi o bază de fundal, asigurată de centrale nucleare. Asta face ca acum Spania şi Portugalia să devină atât de atractive şi pentru producători ca VW, şi pentru cei chinezi, ca Chery sau Geely.

În Germania, însă, multe din parcurile eoliene construite anterior încă mai operează cu contracte EEG, care le garantează compensarea din buget a diferenţelor faţă de piaţă atunci când există supraproducţie la eoliene şi venituri mult mai mari decât media pieţei. Prin aceste contracte, spre exemplu, în 2024 parcurile eoliene din Germania care funcţionează pe acest principiu au furnizat 21,26 TWh de electricitate. Valoarea medie de vânzare pe bursă a electricităţii acestora a fost de 67,77 euro/MWh, ceea ce ar însemna cam 6,78 cenţi per kWh. Doar că acesta e preţul energiei cumpărate de distribuitori, după care urmează costurile de transport şi distribuţie, profituri şi taxe, iar energia la final ajunge mult mai scumpă. Ceea ce e mult mai curios de atât e că aceleaşi parcuri eoliene au încasat suplimentar 2,064 miliarde de euro în 2024. Raportat la 21,25 TWh livraţi, asta înseamnă încă 97 euro/MWh, pe lângă cei 67,77 euro/MWh primiţi în mediu la burse. Deci per total se ajunge la un cost de 165 euro/MWh, sau 16,5 cenţi per kWh.

Aceşti 97 euro/kWh au fost finanţaţi în 2024 din bugetul federal al Germaniei, renunţându-se la practica anterioară a includerii unei componente EEG în facturi. Dar finanţarea din buget nu înseamnă bani abstracţi, ci faptul că economia germană şi fiecare contribuabil suportă aceste costuri exorbitante, care fac energia eoliană în costurile ei totale atât de scumpă.

Ultimele licitaţii pentru parcuri eoliene din Germania, însă, au renunţat la această formulă şi sunt împinse spre o miză mult mai mare pe preţul pieţei, fără obligaţii la fel de mari din partea bugetului, deşi şi-n cazurile mai noi există garanţii de stat sau compensări generoase.

Marea problemă a energiei eoliene din Germania e volatilitatea preţului pe care-l poate încasa ea de pe piaţa regională. Atât Germania, cât şi Olanda, Danemarca şi Marea Britanie, au parcuri eoliene în aceeaşi Mare a Nordului, iar atunci când există vânt prolific, toate aceste parcuri eoliene încep a produce mult şi toate injectează electricitate în sistem, pe piaţă. Apare abundenţa de producţie şi imediat preţul de bursă scade. Respectiv, următorii MWh produşi de aceste parcuri pot fi vânduţi doar la preţuri mici pe piaţă, pentru că-n acel moment toate ţările din jur au abundenţă şi preţurile sunt mici. Când e lipsă de vânt, din nou, toate aceste ţări se confruntă brusc cu o scădere de producţie, iar când oferta scade, creşte preţul. Asta face ca producţia cea mai mare e turbinelor eoliene să coincidă cu momentele de preţuri mici pe piaţă, pentru că tocmai intermitenţa lor şi ponderea probabil prea mare în sistem, în lipsa energiei nucleare, e cauza acestor oscilaţii de preţ. Şi atunci aceste garanţii de stat trebuie să intervină la diferenţe uriaşe.

Ca să se mai tempereze această problemă, Germania a licitat şi parcuri eoliene fără preţ minim garantat şi fără compensări. Asta a făcut ca operatorii de parcuri eoliene să nu mai fie interesaţi să investească în parcurile noi, iar licitaţiile să rămână fără nicio ofertă. Marea întrebare ar fi, probabil, dacă un cost mediu de piaţă de 67 sau 80 euro/MWh ar acoperi costurile de facto în producţia unui parc eolian, cu tot cu amortizarea investiţiilor iniţiale. Dar e cât se poate de clar că în comparaţie cu încasări garantate de 165 euro/MWh sau mai mult, mizarea doar pe preţul de piaţă nu pare atractivă pentru aceştia. Aşa s-a ajuns şi la situaţia despre care vorbim azi, când un consorţiu format din cei de la Siemens şi cei de la NSORe au primit contractul de construcţie a unei staţii de convertire HVDC şi a 200 km de cablu subacvatic către ţărm pentru un parc eolian care încă nu există, deoarece n-a fost atribuit nimănui în lipsă de interes din partea investitorilor.

Această staţie de convertire e una elocventă pentru energia eoliană din Marea Nordului şi Germania, întrucât trebuia să marcheze un salt tehnologic major de la staţiile de 800-900 MW putere la cele de 2 GW putere. Nu va fi prima staţie de 2 GW din lume, acesta fiind un standard actual de vârf aplicat în tot mai multe proiecte noi. Dar e un salt faţă de parcurile eoliene existente în Germania, concentrând mult mai multă putere într-o singură staţie de convertire VSC modernă şi performantă. Staţia ar putea cumula energia de la două parcuri mari de 1 GW, convertind curentul alternativ de 132 kV primit de la turbine, în curent continuu de 525 kV şi trimiţându-l spre ţărm prin intermediul unui cablu subacvatic. Pe ţărm, curentul continuu e convertit din nou în curent alternativ şi e integrat în reţeaua electrică naţională. Iar conversia la curent continuu e necesară pentru reducerea pierderilor, or, 200 km de transmisie prin apă ar induce pierderi uriaşe la liniile de curent alternativ, în timp ce cele de curent continuu pot menţine pierderile la valori minime.

Ei bine, în acest caz Germania, prin operatorul 50Hertz, care comandă această staţie de convertire, a cerut revigorarea capacităţilor de producţie în Germania, iar Siemens Energy a confirmat că va construit platforma de convertire HVDC la şantierul naval Neptun Werft din Rostock-Warnemünde.

Siemens Energy va fabrica transformatoarele la Nurnberg, instalaţiile de comutaţie şi utilajele adiacente la fabrica sa din Berlin, iar integrarea echipamentelor electrice în construcţia uriaşă a staţiei de convertire, cu interconectarea lor, va avea loc la şantierul naval din Rostock-Warnemünde. Fundaţia metalică pe care va sta platforma, adică jacket-ul, va fi fabricată în Olanda, dar marea schimbare de paradigmă vine aici la producţia staţiei propriu-zise la un şantier naval din Germania.

Fireşte, ne putem întreba unde a produs Siemens Energy până acum asemenea staţii şi răspunsul mai diferă de la caz la caz, dar în cea mai mare parte a făcut-o în Spania, la un şantier din Cadiz, unde germanii au colaborat cu şantierul naval Dragados. Deci, tot UE, doar că, din nou, o ţară cu energie mai ieftină care poate asigura lucrări mari de metalurgie la preţ competitiv. Şi e oarecum o mică disonanţă, dacă ne gândim că Germania şi Siemens alegeau să construiască asemenea platforme într-o ţară cu energie mai ieftină, pentru a-şi construi soluţii proprii de energie mai scumpă.

Aşadar, de această dată Siemens va construi staţia complexă în Germania şi ea ar trebui să aducă pe ţărm energie mult mai ieftină, fără compensări de la bugetul federal. Doar că, aşa cum spuneam, acel parc eolian căruia îi era destinată această staţie, format din două loturi a câte 1 GW, nu a fost alocat încă nimănui şi niciun proiect aprobat nu există pentru el. Este deci, un soi de „autostradă” electrică dinspre nicăieri.

Şi poate n-am fi atât de sceptici faţă de inexistenţa unui parc alocat şi am spune în mod normal că probabil la următoarea licitaţie se va găsi şi ofertantul potrivit, care va construi acolo parcul, dacă după confirmarea celor de la Siemens despre fabricarea staţiei n-ar fi urmat şi un anunţ al autorităţii federale maritime din Germania, BSH, care stipula că aceste două loturi ar putea să nu mai fie deloc licitate nici în 2027, iar alocarea lor să fie amânată pe un termen nedeterminat. Acelaşi anunţ spunea că staţia de convertire şi cablul maritim de 200 km ar putea fi realocat la transportul energiei din alte surse, posibil mai îndepărtate.

Deci, deocamdată e foarte vag dacă va exista un parc eolian care să-şi trimită energia prin această staţie de convertire şi cablul său asociat, atât de strategică şi atât de importantă tehnologic. E rar ca Germania să se producă asemenea structuri industriale mari fără o finalitate clară. Dar exact asta se întâmplă aici, iar asta ne arată mai mult decât elocvent acea lipsă de entuziasm despre care vorbeam la început, care trece tot mai mult în scepticism.

Ajunsă în acest punct, Germania nu poate decât regreta decizia absolut neinspirată de a-şi distruge energetica nucleară. Însă, totodată, ajunsă în acest punct, devine tot mai clar că în formulele actuale, energia eoliană care vine să o substituie, are un cost uriaş, de 2-3 ori mai mare, direct sau indirect, iar aceste costuri, chiar dacă nu sunt în suportate în întregime de consumatori, afectează oricum bugetul şi economia ţării. E foarte probabil că problema nu e în costul propriu-zis al unei turbine eoliene şi în costul de facto al producţiei energiei eoliene, ci în multe etape de costuri umflate şi de schemele de compensări şi garantări foarte confortabile de până acum, care e posibil să fi distorsionat piaţa. Dar e posibil să fie şi doar costuri care devin în mod obiectiv tot mai mari pe întreg lanţul de furnizori, or, chiar de curând scriam câte tone de oţel sunt necesare doar pentru o singură fundaţie şi un tub monopil la o singură turbină eoliană.

Cert e că toate astea se transpun în competitivitatea finală a industriei şi când aceste costuri de energie scapă de sub control, industria se pomeneşte în situaţii imposibile şi pierde concurenţa cu industriile din alte ţări, unde costurile şi mecanismele sunt ţinute în control mult mai strict şi unde se urmăreşte mult mai atent păstrarea unui echilibru sănătos între energia din surse nucleare, hidrocentrale, fotovoltaice şi eoliene, alături de alte surse complementare.