I december 2024 stod staten tilbage med en chokerende oplevelse – Nul bud på de tre første projektområder i Nordsøen i historiens største havvindemølleprojekt, nu løfter et konsulenthus en flig af, hvad der var årsagen til, at det ikke lykkedes.
Læs også: Ingen bud på Danmarks største udbud af havvindmøller: Hvad gik galt?
En ny rapport udarbejdet af Boston Consulting Group (BCG) for Energistyrelsen angiver, at det var en kombination af statens økonomiske krav, ugunstige markedsvilkår og den forsinkede brintinfrastruktur, der fik potentielle investorer (tilbudsgivere) til at trække sig.
Man kan desuden læse sig frem til, at det var, at staten havde adgang til informationer, (var blevet advaret) der pegede på, at udbudsmodellen som Danmark anvendte var for risikabel for investorerne.
- Stigende renter og højere anlægsomkostninger var kendt af alle i branchen.
- Forsinkelsen af brintrøret og den svage PtX-efterspørgsel var også kendte problemer.
- Internationale erfaringer viste, at konkurrenceprægede udbud skulle justeres i takt med markedsudviklingen – men Danmark fastholdt sin model.
Staten ville have mere end markedet kunne bære
En af de mest markante forskelle på det danske udbud og konkurrerende havvindprojekter i andre lande var statens krav om en høj årlig koncessionsbetaling i 30 år.
I modsætning til Tyskland og Storbritannien, hvor udviklerne får en garanteret mindstepris på el (Contracts for Difference, CfD) eller en anden form for økonomisk sikkerhed, skulle danske udviklere betale for retten til at opføre parkerne og samtidig bære hele prisrisikoen.
Denne model var for ambitiøs, påpeger BCG:
“Koncessionsbetalingen og elpriseksponeringen påvirkede omsætningsforventningerne betydeligt. Prisrisikoen på det danske marked var ikke attraktiv for udviklerne, givet øvrige projektforudsætninger”, konkluderer rapporten.
I praksis betød det, at udviklerne skulle tage en markant økonomisk risiko uden en sikker indtægt fra staten. Ifølge BCG reducerede dette projektets rentabilitet med op til 1,7 procentpoint på IRR (intern rente), hvilket gjorde business casen markant dårligere.
Stigende renter og investorernes øgede afkastkrav
Men statens krav var kun én del af problemet. Udbuddet kom på et tidspunkt, hvor markedsforholdene for havvind var væsentligt forværret siden 2022, hvilket var kendt af alle i branchen:
- Anlægsudgifterne (CAPEX) steg med 40-45 % fra 2022 til 2024, primært på grund af dyrere vindturbiner, fundamenter og kabler.
- Driftsudgifterne (OPEX) steg med 25 % grundet inflation og højere lønomkostninger.
- Renterne var steget markant, hvilket øgede finansieringsomkostningerne og tvang udviklerne til at hæve deres afkastkrav.
I 2022 havde investorer accepteret et afkastkrav på 6-8 %, men i december 2024 var dette tal steget til 8-10 %. Ifølge BCG var det forventede afkast på de danske projekter dog faldet til kun 4,0 %, hvilket gjorde investeringerne økonomisk uinteressante.
“Ved budafgivelsestidspunktet var det forventede afkast reduceret så kraftigt, at investeringen ikke længere var interessant for udviklerne”, konkluderer rapporten.
Den økonomiske “kløft” mellem investorernes forventede afkast og realiteten i de danske havvindprojekter var så stor, at det ville kræve op mod 9 mia. kr. i nutidsværdi for at lukke gabet.
Brintinfrastrukturen blev forsinket – og fjernede en vigtig indtægtskilde
For at gøre ondt værre havde flere udviklere planlagt at integrere Power-to-X (PtX) løsninger, hvor en del af elektriciteten skulle bruges til at producere grøn brint til eksport via brintrør til Tyskland.
Men brintinfrastrukturen blev forsinket – og usikkerheden steg.
“Brintproduktion blev tidligere set som en attraktiv del af business casen, men forsinkelsen af den jyske brintbackbone og usikkerheden om efterspørgslen i Tyskland gjorde det for risikabelt”, skriver BCG.
Nogle udviklere havde regnet med en positiv IRR-effekt på op til 2,3 procentpoint ved at inkludere brintproduktion, men da udsigterne til et brintmarked blev skubbet længere ud i fremtiden, blev potentialet ikke regnet med i udviklernes vurdering.
Denne usikkerhed bidrog yderligere til beslutningen om ikke at byde.
Hvad kan Danmark lære af fejlen?
Danmarks havvindudbud fejlede, fordi staten krævede for meget, og markedet var for svagt til at bære det.
BCG-rapporten foreslår ikke direkte en ny model, men den identificerer de væsentligste problemer ved den nuværende model og peger på alternative løsninger baseret på erfaringer fra andre lande.
For at sikre tilbud i fremtidige runder bør Danmark se mod Tyskland og Storbritannien og overveje:
✅ at indføre en form for CfD-model, hvor staten sikrer en minimumspris på el, så udviklere ikke tager hele prisrisikoen.
✅ at lette de økonomiske byrder, f.eks. ved at reducere koncessionsbetalingen eller give bedre vilkår for nettilslutning.
✅ at give udviklerne mere fleksibilitet i tidsplaner og bodskrav, så risikoen ved at deltage i udbuddet mindskes.
✅ at fremskynde brintinfrastrukturen, så PtX bliver en reel mulighed for havvindprojekter.
Energistyrelsen har annonceret, at de vil revurdere udbudsmodellen efter den fejlslagne runde, men spørgsmålet er, om Danmark kan nå at justere kursen, før investorerne vender sig mod mere attraktive markeder.
