Niemcy weszły w 2026 rok z programem morskiej energetyki wiatrowej w zastoju. Aukcja z 2025 roku zakończyła się fiaskiem, rundy zaplanowane na 2026 rok zawieszono, a otwarcie mówiono o wątpliwościach, czy kilka już rozstrzygniętych projektów w ogóle powstanie. To, co nastąpiło później, nie było jednym przełomem, lecz serią korekt — na szczycie Morza Północnego, w federalnym regulatorze, w Bundesracie oraz w łańcuchu dostaw, który coraz częściej przebiega przez Bałtyk.

Diagnoza Niemieckiego Stowarzyszenia Morskiej Energetyki Wiatrowej (BWO) była jednoznaczna: trzeba zmienić sam model aukcji. Dyrektor zarządzający Stefan Thimm wskazywał na nieudany przetarg z 2025 roku i zawieszone rundy 2026 jako dowód, że obecny model zniechęca do inwestycji, i przekonywał, że Niemcy potrzebują indeksowanego, dwustronnego kontraktu różnicowego (CfD), aby poprawić warunki finansowania i zwiększyć szanse na faktyczną realizację projektów.

Pakt w Hamburgu

Najwyraźniejszy sygnał przyszedł ze szczytu Morza Północnego w Hamburgu, gdzie rządy państw nadbrzeżnych, operatorzy sieci przesyłowych i przemysł uzgodnili Pakt Inwestycyjny dla Morskiej Energetyki Wiatrowej. Rządy zobowiązały się w nim do rozpisywania aukcji na 15 GW mocy morskiej rocznie w latach 2031–2040, z czego co najmniej 10 GW rocznie ma być zabezpieczone przez indeksowane, dwustronne kontrakty CfD — mechanizm, o który zabiegał przemysł.

Równolegle BWO i WindEurope podpisały Deklarację Przemysłu Morskiej Energetyki Wiatrowej, popierającą długoterminową europejską rozbudowę do 300 GW. W zamian za twardsze zobowiązania polityczne przemysł zadeklarował obniżenie kosztów produkcji energii z projektów morskich o 30 procent w ujęciu realnym. „Kraje europejskie zbliżają się do siebie na Morzu Północnym i zacieśniają współpracę” — powiedział Hans Sohn, szef ds. polityki i komunikacji w BWO, wskazując przewidywalne wolumeny i stabilne aukcje jako warunek inwestycji w projekty, porty, statki i wykwalifikowaną kadrę.

Ochrona już poniesionych inwestycji

Zaufanie zależy również od tego, by nie zmieniać reguł gry wstecz. Przygotowując nowy system taryf sieciowych (AgNes), niemiecki regulator — Federalna Agencja Sieci (Bundesnetzagentur) — zaproponował wyłączenie istniejących farm morskich i projektów już rozstrzygniętych w aukcjach z planowanej opłaty mocowej. Analiza zamówiona przez BWO w firmie doradczej Neon dowodziła, że opłaty sieciowe dla wytwórców i tak nie wpłyną na lokalizację morskich farm — lokalizacje, przyłącza i moce przyłączeniowe są centralnie planowane przez państwo, więc nie ma już decyzji lokalizacyjnej, na którą można oddziaływać — a jednocześnie podniosłyby koszty i, poprzez wyższe oferty CfD gwarantowane z budżetu federalnego, po prostu przeniosłyby rachunek gdzie indziej.

Thimm z uznaniem odniósł się do stanowiska regulatora, zauważając, że „wyraźnie zaostrzył on swoją pozycję” od pierwotnych propozycji z lutego, jednocześnie naciskając na formalne, trwałe wyłączenie zamiast tymczasowego.

Ruch Bundesratu

Izba wyższa niemieckiego parlamentu, Bundesrat, przyjęła następnie uchwałę — zgłoszoną przez Nadrenię Północną-Westfalię, Szlezwik-Holsztyn i Dolną Saksonię — która podjęła znaczną część postulatów BWO, od aukcji opartych na CfD po współpracę transgraniczną. Wezwała rząd federalny do przedłożenia projektu nowelizacji ustawy o morskiej energetyce wiatrowej przed przerwą wakacyjną, tak aby nowy model aukcyjny mógł objąć przetargi od 2027 roku.

Uchwała poparła też mechanizm, o który zabiegał przemysł: uregulowaną prawnie ścieżkę dobrowolnego zwrotu przez deweloperów obszarów przyznanych w latach 2023–2025, które przestały być rentowne, aby uwolnić dno morskie i moce przyłączeniowe do szybkiej ponownej aukcji, zamiast pozostawiać je zablokowane. Potwierdziła również ustawowy cel co najmniej 70 GW mocy morskiej do 2045 roku.

Połączenie z Bałtykiem

Duża część rachunku kosztów dla celu 70 GW opiera się dziś na współpracy ponad granicami. Badanie Fraunhofer IWES na zlecenie BWO i stowarzyszenia branży energetycznej BDEW wykazało, że bezpośrednie przyłączenie farm morskich w duńskiej i szwedzkiej wyłącznej strefie ekonomicznej do niemieckiej sieci — tzw. połączenia promieniowe — mogłoby podnieść uzyski energii nawet o 13 procent, obniżając jednocześnie koszty systemowe, przy czym do 20 GW powstałoby na wodach sąsiadów, ale liczyłoby się do niemieckiego celu. Rozproszenie farm ogranicza efekt cienia aerodynamicznego, który obniża produkcję, gdy turbiny są stłoczone w Zatoce Niemieckiej.

Przemysłowa dywidenda jest już widoczna na wybrzeżu Bałtyku. Dajin Offshore, największy chiński prywatny producent fundamentów morskich turbin, zakontraktował polską, państwową Stocznię Szczecińską „Wulkan” do wykonania co najmniej 40 zestawów platform wewnętrznych dla Nordseecluster B — projektu RWE i Norges Bank Investment Management o mocy do 1,6 GW na niemieckim Morzu Północnym, którego eksploatacja ma się rozpocząć od 2029 roku. Kontrakt o wartości 47 mln złotych angażuje około 200 osób i pokazuje, jak niemiecka rozbudowa przekłada się na pracę w bałtyckich portach i stoczniach.

Co dalej

Reset jest realny, ale niedokończony. Jego wiarygodność zależy teraz od wykonania: czy rząd przekuje rekomendacje Bundesratu w uchwaloną nowelizację na czas przetargów w 2027 roku i czy dwustronny model CfD faktycznie przyciągnie oferentów po dwóch nieudanych rundach. Jeśli się utrzyma, niemiecka korekta kursu stanie się wzorem na to, jak dojrzały rynek morski rusza ponownie po potknięciu — coraz mocniej spleciony z bałtyckimi sąsiadami.