Alemania prepara un cambio sustancial en el diseño de sus subastas de energía eólica marina desde 2027, después de que la licitación de 2,5 GW correspondiente a las áreas N-10.1 y N-10.2 no recibiera ofertas en 2025. El nuevo esquema mantiene la apuesta por alcanzar al menos 70 GW offshore en 2045 e incorpora contratos por diferencia bilaterales (CfD) como instrumento de cobertura.
El punto de mayor fricción está en cuándo podrán utilizarse esos CfD. El proyecto de reforma del Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) establece un procedimiento de dos etapas: primero se comprobará si algún desarrollador está dispuesto a ejecutar el activo sin cobertura pública y, si esa instancia queda desierta, se habilitará una segunda fase respaldada por el contrato por diferencia.
La fórmula supone un giro frente al esquema alemán de exposición merchant, aunque mantiene esa alternativa como primera opción. Aegir Insights caracterizó el nuevo instrumento como un respaldo que regresa al offshore alemán, pero no como modalidad predeterminada para desarrollar los proyectos.
Para Matthias Janssen, Executive Director de Frontier Economics, uno de los principales cambios pudo resumirse de forma directa: “Llegan los CfD”, señaló el ejecutivo al analizar la propuesta.
Janssen advirtió, sin embargo, que la estructura diseñada por Berlín difiere de la alternativa planteada previamente por Frontier Economics. La consultora recomendaba un CfD basado en producción como mecanismo predeterminado, con posibilidad de salida o carve-out para contratos privados de compraventa de energía hasta la decisión final de inversión.
El ejecutivo valoró que el instrumento propuesto sea production-based y no capacity-based, en línea con lo que definió como “un diseño simple y financiable”. La diferencia central está en que esa cobertura sólo entraría en funcionamiento después de comprobar que ningún participante acepta desarrollar el parque bajo condiciones merchant.
La Asociación Alemana de Energía Eólica Marina (BWO) coincidió con ese diagnóstico. La organización respaldó la incorporación de los contratos bilaterales por diferencia, aunque cuestionó que se conviertan en una solución de último recurso una vez descartada la posibilidad de que las compañías asuman íntegramente el riesgo de mercado.
“Con el CfD, el borrador da un paso importante en la dirección correcta. Ahora es crucial que las garantías estén disponibles de forma fiable desde el principio y no entren en juego únicamente cuando nadie esté dispuesto a asumir ya todo el riesgo de mercado”, sostuvo Stefan Thimm, director general de BWO.
La financiación aparece detrás de esa posición. “Los parques eólicos offshore son proyectos de miles de millones de euros con largos plazos de ejecución”, remarcó el directivo sobre una tecnología en la que las decisiones actuales comprometen capital durante largos períodos de desarrollo y operación.
En ese contexto, BWO planteó que el marco de adjudicación debe permitir administrar las incertidumbres financieras en lugar de transferirlas íntegramente hacia los promotores. “El diseño de las licitaciones debe hacer gestionables los riesgos, no premiar a quienes estén dispuestos a asumir los mayores riesgos”, manifestó Thimm.
De 2000 a 4800 MW por año y permisos de 35 años
La reforma propone que Alemania licite entre 2000 y 4800 MW offshore anuales desde 2027, otorgando mayor flexibilidad al Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) para definir los volúmenes concretos en función de la planificación del sistema.
El objetivo de largo plazo permanece intacto. Alemania busca llegar a 30 GW en 2030, 40 GW en 2035 y al menos 70 GW en 2045. Para alcanzar esta última referencia, el propio borrador calcula que desde 2035 deberán incorporarse, en promedio, algo menos de 3000 MW por año.
El volumen licitado por cada superficie se ubicará, como regla general, entre 500 y 2400 MW, mientras que el Gobierno introduce mayor flexibilidad para sincronizar la capacidad de generación offshore con las conexiones encargadas de transportar esa electricidad hacia tierra.
La ecuación resulta relevante porque las nuevas conexiones offshore requieren, según la documentación oficial, inversiones estimadas en torno a 5000 a 10000 millones de euros por infraestructura. Una de las prioridades regulatorias pasa, por lo tanto, por elevar su nivel de utilización y contener los costes sistémicos trasladados a los consumidores eléctricos.
Entre las soluciones previstas aparece una sobreinstalación de generación respecto de la capacidad de conexión de hasta el 20%, definida de manera específica para cada emplazamiento. Así, una conexión de 2 GW podría estar asociada a una potencia de generación superior cuando los estudios técnicos y económicos lo justifiquen.
Frontier Economics consideró, no obstante, que el óptimo económico probablemente se encuentre bastante por debajo de ese máximo. Janssen indicó que los análisis elaborados para BWO y BDEW apuntan a un rango de “alrededor de 5% a 10%, dependiendo de los emplazamientos”.
El borrador oficial también reconoce que los cálculos disponibles sugieren niveles de sobreinstalación claramente inferiores al 20% en un escenario estándar. Además, contempla reducir la densidad de potencia y rediseñar determinadas áreas para limitar efectos de estela y elevar las horas equivalentes de funcionamiento.
Este factor adquiere especial relevancia para las áreas N-10.1 y N-10.2, que suman 2,5 GW y no consiguieron ofertas en agosto de 2025. Ambos emplazamientos están previstos nuevamente para 2027 y se encuentran en una zona densamente desarrollada del Mar del Norte, donde las pérdidas provocadas por las estelas de parques vecinos pueden afectar la producción y la rentabilidad.
Otro cambio orientado a mejorar la economía de los proyectos consiste en ampliar de 25 a 35 años la duración estándar de las autorizaciones para nuevos parques offshore. La extensión permite distribuir la inversión inicial durante un período operativo mayor y mejorar el aprovechamiento económico de los activos.
El nuevo CfD y el techo de las ofertas
En el modelo previsto por Alemania, la primera etapa de la subasta determinará si existen desarrolladores capaces de construir sin apoyo. Cuando varios participantes acepten esas condiciones, el procedimiento avanzará mediante rondas dinámicas en las que aumentará el pago que las empresas están dispuestas a efectuar por la adjudicación.
Cuando ningún participante acepte esa modalidad, comenzará la segunda etapa, en la que se competirá mediante un CfD bilateral con rondas descendentes destinadas a determinar el nivel de respaldo requerido por cada desarrollador.
Seguir leyendo
Para las superficies no preinvestigadas centralmente, la propuesta establece un valor máximo de 9,487 céntimos de euro/kWh. En los emplazamientos que sí cuentan con estudios centralizados, el límite previsto asciende a 9,6715 céntimos de euro/kWh.
La Bundesnetzagentur dispondrá de margen para adaptar esos valores. El regulador podrá modificar el techo hasta un 10% de acuerdo con las condiciones económicas y, adicionalmente, ajustar hasta un 35% el valor aplicable a una superficie concreta cuando su producción prevista difiera significativamente del caso de referencia.
El CfD estará vinculado a la generación del proyecto mediante una prima de mercado y un mecanismo de recuperación de ingresos cuando el valor de mercado supere el nivel adjudicado. El diseño combina protección ante precios bajos con devolución de ingresos cuando la cotización excede el nivel reconocido al proyecto.
Janssen identificó otra cuestión pendiente para la bancabilidad: el borrador no contempla indexación del strike price. Frontier Economics había propuesto ajustes diferenciados por fases para absorber variaciones sustanciales en los costes de financiación y de los principales insumos durante el desarrollo.
Ese elemento cobra peso por los largos plazos entre la adjudicación y la entrada en operación. El propio Gobierno reconoce que si una subasta celebrada en 2027 terminara otorgando un CfD, las instalaciones correspondientes no entrarían en servicio antes de 2032.
El Ejecutivo alemán estima además que, bajo distintas previsiones del mercado eléctrico y suponiendo adjudicaciones al valor máximo, los costes medios del apoyo podrían oscilar aproximadamente entre -0,07 y 1,23 céntimos de euro/kWh en términos reales. Un resultado negativo supondría ingresos netos derivados del mecanismo de recuperación.
El problema que la reforma no resuelve
Más allá de las futuras licitaciones, las adjudicaciones realizadas entre 2023 y 2025 aparecen como uno de los principales vacíos del proyecto. Parte de esos activos fue concedida bajo un escenario diferente de costes y financiación, pero todavía no existe una vía específica para devolver voluntariamente los derechos y volver a ofertar las superficies.
Janssen sintetizó esta situación al señalar que “el borrador mira hacia adelante, pero no resuelve el problema inmediato de las adjudicaciones anteriores”. El ejecutivo advirtió que conservar adjudicaciones potencialmente inviables puede mantener ocupados durante años tanto terrenos offshore escasos como capacidad de conexión a red.
BWO había planteado un mecanismo extraordinario para permitir la devolución de determinados proyectos que todavía no alcanzaron su decisión final de inversión. La fórmula exigiría que el adjudicatario perdiera los pagos ya realizados, quedara excluido de volver a competir por la misma superficie y pusiera a disposición los estudios preliminares.
“Nuestra propuesta no es un pase libre para las empresas. Quienes retiren su oferta pierden los pagos ya realizados, quedan excluidos de volver a licitar y deben poner a disposición los resultados de sus estudios preliminares”, explicó Thimm.
Ese mecanismo permitiría liberar rápidamente los emplazamientos comprometidos para que un nuevo inversor intente materializarlos bajo un marco económico actualizado.
“Cuando proyectos de miles de millones de euros permanecen en el limbo durante años y finalmente no se construyen, perdemos un tiempo valioso. Un cierre ordenado con una rápida nueva licitación es mejor que un fracaso desordenado después de años”, advirtió el director general de BWO.
El borrador mantiene, en cambio, que no habrá una devolución unilateral de adjudicaciones, ya que considera necesaria la obligatoriedad de los resultados de las subastas para garantizar horizontes estables de planificación y desarrollo.
Hidrógeno offshore, resiliencia y ciberseguridad
La modificación del WindSeeG también incorpora disposiciones para avanzar en proyectos híbridos que combinen generación eólica, evacuación eléctrica y producción de hidrógeno offshore.
El objetivo pasa por habilitar instalaciones conectadas mediante cable eléctrico y una futura infraestructura de hidrógeno, con la posibilidad de probar la electrólisis marina en condiciones reales y avanzar hacia una mayor integración sectorial.
El propio Ministerio reconoce que la electrólisis offshore todavía no resulta económicamente viable a gran escala, entre otros motivos por su temprano grado de madurez. La propuesta se concentra por ello en generar un marco regulatorio para pruebas piloto y demostraciones de mayor tamaño.
Janssen consideró que el avance todavía resulta limitado y señaló que “no existe una ruta clara hacia conexiones mixtas de electricidad e hidrógeno que puedan escalar” en el texto actualmente planteado.
También entrarán nuevos criterios vinculados al Net-Zero Industry Act europeo, especialmente para los emplazamientos preinvestigados centralmente. La normativa incorpora requisitos de resiliencia industrial, sostenibilidad, origen de componentes y ciberseguridad para reforzar las cadenas de suministro europeas y reducir dependencias críticas.
En materia digital, los adjudicatarios deberán cumplir exigencias específicas sobre seguridad de datos, certificaciones de proveedores y control operativo de los activos, mientras que determinados componentes estarán sometidos a criterios de procedencia destinados a limitar concentraciones excesivas desde terceros países.
Con la consulta sectorial cerrada el 17 de agosto, el proyecto deberá continuar ahora su recorrido político y regulatorio antes de las licitaciones previstas para 2027, incluidas la tramitación gubernamental y parlamentaria y la autorización europea en materia de ayudas de Estado.
Alemania intenta así recuperar atractivo para la inversión offshore sin abandonar por completo la exposición al mercado, mediante un diseño en el que la alternativa merchant conserva prioridad y el CfD aparece sólo cuando esa vía no logra convocar desarrolladores.
La discusión sobre el cumplimiento de los 70 GW en 2045 queda, por lo tanto, estrechamente ligada a la distribución del riesgo financiero. La efectividad de la reforma dependerá de que las nuevas condiciones no sólo atraigan ofertas en 2027, sino que permitan llevar esos proyectos hasta la decisión final de inversión y su posterior construcción.