Niemcy wyznaczyły sobie największy w Europie cel dla morskiej energetyki wiatrowej — co najmniej 70 gigawatów do 2045 roku — ale trudniejsze pytanie nie dotyczy już tego, ile zbudować. Chodzi o to, jak za to zapłacić. Przez Berlin przechodzą jednocześnie trzy reformy: nowy model aukcji oparty na kontraktach różnicowych, przebudowa opłat sieciowych oraz dążenie do transgranicznego planowania morskich farm. Razem po cichu przemodelowują ekonomię, która decyduje o tym, czy niemieckie projekty offshore w ogóle uzyskają finansowanie.

Reset aukcji

Impulsem była porażka. Niemiecka aukcja offshore z 2025 roku zawiodła, obszary nie znalazły chętnych, a rundy z 2026 roku zawieszono wobec niepewności, czy przyznane projekty rzeczywiście powstaną. Niemiecki związek morskiej energetyki wiatrowej (BWO) przekonuje, że problemem jest sam model, i proponuje jedno rozwiązanie: indeksowany, dwustronny kontrakt różnicowy (CfD). Dwustronny CfD ogranicza nadmiarowe przychody, gdy ceny energii są wysokie, i gwarantuje próg dochodów, gdy są niskie, co obniża koszty finansowania i zwiększa szansę, że projekty wejdą w fazę budowy.

To stanowisko zyskało polityczną wagę. Uchwała Bundesratu — zgłoszona przez Nadrenię Północną-Westfalię, Szlezwik-Holsztyn i Dolną Saksonię — przejęła znaczną część argumentacji branży, wzywając rząd federalny do przedłożenia nowelizacji ustawy o morskiej energetyce wiatrowej (Windenergie-auf-See-Gesetz) tak, by nowy model objął aukcje od 2027 roku. Uchwała poparła też mechanizm dobrowolnego zwrotu i szybkiego ponownego wystawienia na aukcję obszarów przyznanych w latach 2023–2025, które przestały być rentowne, aby dno morskie i ograniczone moce przyłączeniowe nie pozostawały latami zablokowane.

Kto płaci za sieć

Druga reforma jest mniej widoczna, ale równie istotna: to sposób naliczania kosztów sieciowych. Niemiecka Federalna Agencja Sieci (Bundesnetzagentur) projektuje nowy powszechny system taryf sieciowych, znany jako AgNes, a jego wstępna koncepcja zwalniałaby istniejące morskie farmy wiatrowe i projekty już rozstrzygnięte w aukcjach z planowanej opłaty mocowej. Analiza przygotowana dla BWO przez firmę Neon Neue Energieökonomik przedstawiła strukturalny argument przeciw opłatom sieciowym dla wytwórców w offshore: w odróżnieniu od innych elektrowni, lokalizacje morskie, przyłącza i moce przyłączeniowe są planowane i przydzielane centralnie przez państwo. Nie ma decyzji lokalizacyjnej, na którą opłata mogłaby wpłynąć, więc taryfa niczego nie steruje — po prostu podniosłaby koszty.

A te koszty nie znikają. Wyższe opłaty podniosłyby ceny ofert w przyszłych aukcjach CfD, a ponieważ rząd federalny gwarantuje te kontrakty, pieniądze wróciłyby do budżetu publicznego. Innymi słowy, opłata przedstawiana jako narzędzie efektywności działałaby jak pośrednie finansowanie sieci ze środków publicznych. Gotowość regulatora do zwolnienia offshore i wstrzymania się z dynamicznymi opłatami dla wytwórców to sygnał, na który branża czekała — choć BWO wciąż zabiega o trwałe, formalne zwolnienie, a nie prowizoryczne.

Dźwignia transgraniczna

Trzeci wątek przeformułowuje sam cel. Badania Fraunhofer IWES, zlecone wspólnie ze związkiem BDEW, wykazały, że bezpośrednie przyłączenie morskich farm w wyłącznych strefach ekonomicznych Danii i Szwecji do niemieckiej sieci — tzw. przyłącza radialne — mogłoby podnieść uzysk „niemieckiego” portfela offshore nawet o 13 procent, obniżając zarazem koszty nawet o 11 procent na megawatogodzinę. Logika jest przestrzenna: rozproszenie turbin poza zatłoczoną Zatoką Niemiecką zmniejsza efekt zacieniania, podnosi liczbę godzin pełnego obciążenia i stabilizuje dostawy w okresach słabego wiatru. W modelowanych scenariuszach do 20 z 70 gigawatów mogłoby stanąć na wodach sąsiadów, a mimo to liczyć się do niemieckiego celu krajowego.

To myślenie staje się już polityką. Podczas szczytu Morza Północnego w Hamburgu rządy państw nadbrzeżnych, operatorzy przesyłowi i branża uzgodnili pakt inwestycyjny dla offshore, przewidujący aukcje na 15 gigawatów rocznie w latach 2031–2040, z czego co najmniej 10 gigawatów w indeksowanych, dwustronnych CfD. BWO i WindEurope podpisały też deklarację przemysłu offshore, popierając europejski cel 300 gigawatów i zobowiązując sektor do obniżenia realnych kosztów produkcji energii z offshore o 30 procent do 2040 roku względem poziomu z 2025 roku.

Dlaczego Bałtyk powinien się przyglądać

Nic z tego nie ogranicza się do Morza Północnego. Transgraniczne przyłącza radialne wskazują wprost na Bałtyk, gdzie Niemcy dzielą wody — i coraz częściej sieci — z Danią, Szwecją, Polską i całym regionem. Odrębne opracowanie mapujące współpracę w zakresie bezpieczeństwa na Morzu Bałtyckim, przygotowane z inicjatywy polskiego MSZ wraz z Radą Państw Morza Bałtyckiego, przypomina, że energetyka i bezpieczeństwo nakładają się dziś na siebie na morzu gęsto usianym kablami, rurociągami i farmami wiatrowymi. Architektura finansowa, na jaką zdecydują się Niemcy, ukształtuje to, jak może wyglądać wspólny bałtycki rynek offshore.

Elementem, który warto śledzić, jest nowelizacja ustawy o morskiej energetyce wiatrowej. Jeśli wprowadzi dwustronny model CfD, utrwali zwolnienie z opłat sieciowych i otworzy drogę do liczenia mocy transgranicznych, Niemcy zamienią serię nieudanych aukcji w ramy bardziej przyjazne inwestycjom — i dadzą bałtyckim sąsiadom wzorzec wart analizy.