Zadnje dni je bil v medijih odmeven primer zaprtja in demotaže nekoč največjega solarnega polja v Nemčiji Solarfeld Erlasee na Bavarskem: 11,4‑megavatni park iz let 2005–2006 po izteku 20-letne visoke odkupne tarife postopoma razstavljajo, ker prodaja po bistveno nižji tržni ceni pri njegovi zastareli tehnologiji ne pokrije nadaljnjega obratovanja in obnove. Pri opuščanju obstoječih vetrnih gre predvsem za konec 20–25-letne življenjske dobe. Med povsem odstranjenimi morskimi polji je nekaj pionirskih projektov, med njimi Vindeby, Yttre Stengrund, Utgrunden, Lely, Blyth in demonstracijski Beatrice.Še izrazitejši pojav je odpovedovanje ali zamikanje novih vetrnih projektov, ker so se po letu 2021 podražili kapital, turbine, dobavne verige in priključevanje na omrežje, medtem ko so bile zagotovljene odkupne cene določene prej. Danski Ørsted je maja 2025 ustavil 2,4‑GW britanski projekt Hornsea 4 ter priznal 3,5–4,5 milijarde danskih kron stroškov odpovedi. Vattenfall je že leta 2023 ustavil 1,4‑GW Norfolk Boreas zaradi približno 40‑odstotnega povečanja stroškov, čeprav je projekt pozneje prodal RWE, ki ga razvija naprej; začasno je ustavil tudi 640‑MW švedski Kriegers Flak. Danski razpis za prve tri parke s skupno močjo 3 GW decembra 2024 ni prejel niti ene ponudbe. Skupaj je bilo tako v nekaj letih odpovedanih, zaustavljenih ali vrnjenih v ponovno razpisovanje več kot 6 GW velikih evropskih projektov. Glavni razlog je izguba ekonomske vzdržnosti brez dovolj visokih subvencij ali pogodbeno zagotovljenih cen.

No, zapiranje obstoječih in odpovedovanje novih sončnih in vetrnih projektov odpira vpašanje, kako učinkoviti so dejansko bili ti projekti. Glavna obljuba teh projektov je – ob nizki ogljični intenzivnosti – bila znižanje cen električne energije zaradi nizke enotne cene tehnologije (LCOE). Na tej osnovi so bili ti projekti deležni visokih subvencij, kar je seveda – ob naraščanju ostalih sistemskih stroškov teh tehnologij (omrežnina, regulacija, nadomestne kapacitete itd.) – vodilo k sistematičnemu povečevanju cen električne energije nasploh. Priišlo je do zakonitosti, da višji delež elektrije iz sonca in vetra vodi k višjim cenam elektrike za odjemalce. Spodnje slike to dokazujejo.

Med letoma 2000 in 2025 se je proizvodni miks Nemčije, Danske in Irske temeljito spremenil. Delež električne energije iz sonca in vetra se je v Nemčiji povečal z 1,6 % na 45,1 %, na Danskem z 11,8 % na 71,1 %, na Irskem pa z 1,1 % na 42,7 %. Hkrati se je delež premoga v Nemčiji zmanjšal z 52,1 % na 20,6 %, na Danskem s 46,5 % na 2,7 % in na Irskem z 28,9 % na zgolj 0,5 %. Šlo je torej za skoraj popolno preoblikovanje elektroenergetskega sistema, v katerem so vremensko odvisni viri nadomestili velik del nekdanje stabilne proizvodnje iz fosilnih goriv.

Slika 1: Delež elektrike iz sonca in vetra in cena elektrike za gospodinjstva, Nemčija, 2000-2025

Vzporedno s tem so se občutno zvišale tudi končne cene električne energije za gospodinjstva. V Nemčiji se je nominalna cena med letoma 2000 in 2025 povečala z 0,153 na 0,385 EUR/kWh, na Danskem z 0,196 na 0,340 EUR/kWh, na Irskem pa z 0,089 na 0,364 EUR/kWh. Dolgoročna korelacija med deležem sonca in vetra ter ravnjo cen je zato visoka: 0,95 v Nemčiji, 0,78 na Danskem in 0,94 na Irskem. Ta vzorec r kaže, da širjenje sončne in vetrne proizvodnje v teh državah ni prineslo pričakovanega znižanja končnih cen za gospodinjstva.

Slika 2: Delež elektrike iz sonca in vetra in cena elektrike za gospodinjstva, Irska, 2000-2025

Razlog je v razliki med nizkimi proizvodnimi stroški posamezne sončne ali vetrne elektrarne in stroški elektroenergetskega sistema kot celote. Ker je proizvodnja odvisna od vremena, časa dneva in letnega časa, mora sistem zagotavljati dodatne rezerve, izravnavo, shranjevanje energije, prilagajanje porabe, rezervne elektrarne ter močnejša prenosna in distribucijska omrežja. Pri presežkih nastajajo tudi stroški omejevanja proizvodnje oziroma negativne cene, ob pomanjkanju vetra in sonca pa je treba aktivirati dražje nadomestne zmogljivosti. IEA zato ugotavlja, da višje stopnje vključevanja spremenljivih obnovljivih virov zahtevajo vse zahtevnejše spremembe načrtovanja, upravljanja in financiranja elektroenergetskega sistema.

Ti sistemski stroški se v končno ceno praviloma ne prenašajo prek veleprodajne cene same proizvedene energije, ampak prek višjih omrežnin, dajatev, stroškov regulacije, plačil za rezervne zmogljivosti in podpornih shem. Zato lahko sonce in veter v urah visoke proizvodnje močno znižata ali celo potisneta veleprodajno ceno pod ničlo, povprečni račun gospodinjstva pa kljub temu narašča. Posebej pomembna je ugotovitev, da je povezava med deležem sonca in vetra ter cenami skoraj nična v državah, kjer hidroelektrarne in jedrske elektrarne zagotavljajo vsaj 40 % proizvodnje (glej spodnjo sliko). Ti viri namreč omogočajo stabilnejšo osnovo sistema ter zmanjšujejo potrebo po fosilnih rezervah, shranjevanju in dodatnih prilagoditvah.

Slika 3: Korelacija med deležem elektrike iz sonca in vetra in cenami elektrike, države z visokim deležem hidro in jedrske energije (> 40%), 2025

Nasprotno pa je v državah, kjer je delež bolj stanovitnih nizkoogljičnih virov (hidro in jedrske elektrarne) skromen (denimo pod 40 %), opazna močna korelacija med ceno elektrike in deležem energije iz sonca in vetra, saj slednje nimajo stabilne in cenovno ugodne osnove za uravnavanje neskladja med proizvodnjo in porabo električne energije.

Slika 4: Korelacija med deležem elektrike iz sonca in vetra in cenami elektrike, države z nizkim deležem hidro in jedrske energije (< 40%), 2025

Kratkoročna dinamika cen je sicer precej bolj nestabilna od trenda proizvodnega miksa. Danska je denimo leta 2022 zaradi velikega porasta cene plina doživela skok cene na 0,522 EUR/kWh, ki mu je leta 2023 po padcu cene plina sledil padec na 0,368 EUR/kWh, čeprav se je delež sonca in vetra še naprej povečeval. Zaradi tega – navkljub močni 90-odstotni korelaciji trendov deleža sončne in vetrne energije in cene gospodinjskega odjema v posameznih državah – skupna regresija letnih sprememb (oscilacij) cen na spremembe deležev sonca in vetra pojasni le manjši del letnih cenovnih nihanj. Kratkoročne premike (odmike od trenda) namreč večinoma povzročajo cene plina in emisijskih kuponov, marginalno oblikovanje veleprodajnih cen, davčni ukrepi, subvencije ter časovni zamiki pri prenosu veleprodajnih in sistemskih stroškov v maloprodajne tarife.

Podatki tako podpirajo tezo, da vključevanje sonca in vetra dolgoročno povečuje sistemske stroške in s tem ustvarja pritisk na končne cene električne energije, seveda pa to ni edini dejavnik ali neposredni vzrok vsakega letnega zvišanja cen. Natančnejši sklep bi zahteval razčlenitev računov na strošek energije, omrežnino, davke, podporne sheme in plačila za zagotavljanje zmogljivosti.

Kljub temu je osnovni vzorec jasen: stroška energetskega prehoda ni mogoče presojati samo na podlagi nizkih proizvodnih stroškov sončnih panelov in vetrnic, ampak na podlagi celotnega stroška zanesljive oskrbe z električno energijo v sistemu, ki mora delovati tudi takrat, ko ni dovolj sonca ali vetra.

________

Vir podatkov: Eurostat