Niemcy prowadzą największy w regionie Morza Bałtyckiego program aukcji dla wiatru na lądzie, a dla deweloperów z Polski, Danii i państw bałtyckich stał się on najczytelniejszym dostępnym wskaźnikiem tego, dokąd zmierza ekonomika projektów lądowych. Wniosek z ostatnich rund jest niewygodny: nigdy nie było trudniej wygrać moc w aukcji i nigdy nie była ona warta tak niewiele.

W rundzie z 1 maja 2026 roku Federalna Agencja Sieci zaoferowała 2495 MW i otrzymała 628 ofert na łącznie 6409 MW — aukcja została przekontraktowana około 2,6-krotnie. Wsparcie przyznano 270 ofertom o łącznej mocy 2499 MW, po cenach od 4,44 do 5,19 centa za kilowatogodzinę. Średnia ważona wolumenem cena wyniosła 5,06 ct/kWh wobec 5,54 ct/kWh w rundzie lutowej i był to najniższy poziom od wprowadzenia obecnej procedury.

Kto wygrał i co z tego wynika

Lista zwycięzców czyta się jak mapa północnoeuropejskiej branży deweloperskiej. Alterric, spółka joint venture fundacji Aloys Wobben Stiftung i EWE, wygrała wszystkie sześć zgłoszonych projektów o łącznej mocy 242 MW w pięciu krajach związkowych, w tym projekt w Durmersheim w Badenii-Wirtembergii, jednym z trudniejszych miejsc do uzyskania pozwolenia w Niemczech. Dwa z sześciu to projekty repoweringowe. Bremeńskie wpd zdobyło 156,9 MW wobec około 300 MW w poprzedniej rundzie. Qualitas Energy wygrało 113,2 MW w trzech projektach obejmujących 16 turbin w Nadrenii-Palatynacie i Dolnej Saksonii. Klienci grupy zakupowej Routing Energy z Husum uzyskali 90,1 MW na 13 turbinach, a duński deweloper Eurowind Energy trzy farmy o łącznej mocy 70 MW, złożone z dziesięciu maszyn po 7 MW.

Czytane razem, wyniki opisują rynek, który premiuje skalę i dyscyplinę zakupową. Alterric eksploatuje ponad 2500 MW i ma portfel projektów powyżej 11 000 MW. wpd buduje w samych Niemczech ponad 1 GW. Eurowind prowadzi sześć niemieckich biur i zatrudnia około 120 osób, mając 284 MW w budowie. Cała propozycja Routing Energy polega na łączeniu zamówień wielu deweloperów, by uzyskać umowy ramowe na turbiny. W rundzie przekontraktowanej 2,6-krotnie wygrywali przede wszystkim ci, którzy zabezpieczyli dostawy i koszty jeszcze przed otwarciem aukcji.

Przepaść między wygraną a farmą wiatrową

Ważniejsza historia zaczyna się po rozstrzygnięciu. Eurowind Energy wskazuje na rosnącą lukę między projektami z pozwoleniem a projektami zbudowanymi: ceny rozliczeniowe w okolicach 5 ct/kWh w połączeniu z wysokimi kosztami dzierżawy gruntów i rosnącymi kosztami budowy sprawiły, że coraz więcej niemieckich projektów z pozwoleniem pozostaje niezrealizowanych. Spółka zawarła partnerstwo kapitałowe z Blackstone, by finansować przejęcia i budowę, i deklaruje, że aktywnie szuka zatrzymanych projektów do repoweringu — model biznesowy istniejący tylko dlatego, że inni deweloperzy nie potrafią przekuć wygranej w budowę.

Prezes Alterric Frank May mówi to samo z pozycji zwycięzcy: sektor potrzebuje stabilnych warunków inwestycyjnych i zabezpieczonych przyłączy, żeby dalej wygrywać aukcje. Wygrana w aukcji to pułap przychodu, a nie gwarancja budowy.

Marża, której nikt nie wycenia

Jednym z elementów tego ścisku, niewidocznym w statystykach aukcyjnych, są nocne limity hałasu. Dezibel Engineering, firma zajmująca się optymalizacją akustyczną farm wiatrowych, argumentuje, że ograniczenia pracy wprowadzane po to, by zmieścić się w nocnych normach hałasu, są niedocenianym obciążeniem dla ekonomiki projektu właśnie dlatego, że prędkości wiatru są nocą zwykle wyższe. Nocne ograniczenie kosztuje więc nieproporcjonalnie więcej produkcji, niż wynikałoby z liczby godzin.

Firma przedstawiła przykład obliczeniowy w ramach niemieckiego systemu EEG 2023: turbina 6 MW na lokalizacji ocenionej na 55% plonu referencyjnego uzyskuje efektywną taryfę 7,95 ct/kWh po zastosowaniu współczynnika korygującego, wobec ceny aukcyjnej 5,6 ct/kWh. Przy około 2200 godzinach pracy z pełną mocą i nocnym ograniczeniu projekt wytwarza około 13 200 MWh rocznie i nieco ponad milion euro przychodu, czyli poniżej progu rentowności. Zniesienie ograniczeń, które nie są technicznie konieczne, przez zmianę pozwolenia w trybie federalnej ustawy o ochronie przed imisjami, mogłoby podnieść roczną produkcję o około 11% i wprowadzić ten sam projekt na plus. Dezibel podaje, że odblokował w ten sposób ponad 82 mln kWh dodatkowej produkcji rocznej w 29 farmach.

Nie chodzi o konkretną liczbę. Chodzi o to, że ostrożne założenia wpisane do pozwolenia na etapie rozwoju projektu często przetrwają nietknięte przez cały okres życia aktywa, a przy 5 ct/kWh nie ma już zapasu, żeby je udźwignąć.

Co powinny z tego wyciągnąć rynki bałtyckie

Niemieckich aukcji nie da się wprost porównywać z polskimi czy litewskimi: różnią się wolumeny, współczynniki korygujące i sytuacja sieciowa. Ale trzy wzorce są przenośne.

Po pierwsze, samo przekontraktowanie nie jest oznaką zdrowia rynku. Runda z ofertami 2,6 razy przekraczającymi wolumen daje niską cenę rozliczeniową i grupę zwycięzców z minimalnym marginesem na wzrost kosztów. Po drugie, przewaga konkurencyjna przesunęła się w górę łańcucha — do zakupu turbin, pewności przyłączenia i jakości pozwolenia — a nie do taktyki składania ofert. Po trzecie, tym, co realnie ogranicza przyrost mocy lądowej, jest coraz częściej to, co dzieje się między rozstrzygnięciem aukcji a pierwszym fundamentem: koszty gruntu, inflacja budowlana, kolejki przyłączeniowe i ograniczenia eksploatacyjne zapisane w pozwoleniu lata wcześniej.

Dla bałtyckich regulatorów projektujących lub zmieniających zasady aukcji lądowych doświadczenie niemieckie sugeruje, że użyteczne pytanie brzmi nie tyle jak przyciągnąć więcej ofert, ile ile przyznanych megawatów zamienia się w pracujące turbiny. Dla deweloperów praktyczna lekcja od zwycięzców jest mało efektowna: najpierw zabezpiecz łańcuch dostaw i przyłącze, a zanim uznasz projekt za nierentowny, sprawdź założenia ukryte w starym pozwoleniu.