A Alemanha está preparando uma mudança substancial no formato de seus leilões de energia eólica offshore a partir de 2027 , após o leilão de 2,5 GW para as áreas N-10.1 e N-10.2 não ter recebido propostas em 2025. O novo esquema mantém o compromisso de atingir pelo menos 70 GW offshore até 2045 e incorpora contratos bilaterais por diferença (CfDs) como instrumento de hedge.
O principal obstáculo reside em quando esses CfDs podem ser utilizados . A proposta de reforma da Lei de Energia Eólica no Mar ( WindSeeG ) estabelece um procedimento em duas etapas: primeiro, será verificado se algum desenvolvedor está disposto a operar o ativo sem financiamento público e, caso essa etapa permaneça indefinida, uma segunda fase, respaldada pelo contrato por diferença, será habilitada.
A fórmula representa uma mudança em relação ao modelo de exposição comercial alemão, embora mantenha essa alternativa como primeira opção . A Aegir Insights caracterizou o novo instrumento como um mecanismo de apoio que beneficia o mercado offshore alemão, mas não como o método padrão para o desenvolvimento de projetos.
Para Matthias Janssen, Diretor Executivo da Frontier Economics , uma das principais mudanças pode ser resumida de forma direta: “ Os CfDs estão chegando ” , observou o executivo ao analisar a proposta.
A Janssen, contudo, alertou que a estrutura concebida por Berlim difere da alternativa anteriormente proposta pela Frontier Economics. A consultoria recomendou um CfD baseado na produção como mecanismo padrão, com a opção de rescisão ou de criação de contratos privados de compra de energia até a decisão final de investimento.
O executivo reconheceu que o instrumento proposto é baseado na produção, e não na capacidade, em consonância com o que ele definiu como “ um modelo simples e viável ” . A principal diferença reside no fato de que essa cobertura só entraria em vigor após a verificação de que nenhum participante concorda em desenvolver o parque sob condições comerciais.
A Associação Alemã de Energia Eólica Offshore (BWO) concordou com essa avaliação. A organização apoiou a introdução de contratos bilaterais por diferença (CFDs), embora tenha questionado se eles deveriam se tornar uma solução de último recurso, uma vez descartada a possibilidade de as empresas assumirem integralmente o risco de mercado.
“Com o CfD, a proposta dá um passo importante na direção certa. Agora é crucial que as garantias estejam disponíveis de forma confiável desde o início e não entrem em vigor apenas quando ninguém estiver disposto a assumir todo o risco de mercado”, disse Stefan Thimm , CEO da BWO.
O financiamento é o que sustenta essa posição. "Os parques eólicos offshore são projetos multimilionários com longos prazos de execução", comentou o executivo sobre uma tecnologia em que as decisões atuais comprometem o capital por longos períodos de desenvolvimento e operação.
Nesse contexto, a BWO argumentou que a estrutura de adjudicação deveria permitir a gestão das incertezas financeiras, em vez de transferi-las integralmente para os promotores. "A concepção dos concursos deve tornar os riscos gerenciáveis, e não recompensar aqueles que estão dispostos a assumir os maiores riscos", afirmou Thimm.
De 2000 a 4800 MW por ano e licenças com validade de 35 anos.
A reforma propõe que a Alemanha lance licitações para geração de energia eólica offshore entre 2000 e 4800 MW anualmente a partir de 2027 , dando maior flexibilidade ao Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) para definir os volumes específicos com base no planejamento do sistema.
O objetivo a longo prazo permanece inalterado. A Alemanha pretende atingir 30 GW até 2030, 40 GW até 2035 e pelo menos 70 GW até 2045. Para alcançar esta última meta, a própria proposta estima que, a partir de 2035, será necessário adicionar, em média, pouco menos de 3.000 MW por ano .
O volume licitado para cada superfície será, em regra geral, entre 500 e 2400 MW , enquanto o Governo introduz maior flexibilidade para sincronizar a capacidade de geração offshore com as conexões responsáveis pelo transporte dessa eletricidade para terra.
Essa equação é relevante porque, segundo a documentação oficial, as novas conexões offshore exigem investimentos estimados entre 5 e 10 bilhões de euros em infraestrutura . Portanto, uma das prioridades regulatórias é aumentar a taxa de utilização dessas conexões e conter os custos sistêmicos repassados aos consumidores de eletricidade.
Entre as soluções propostas está a instalação de uma capacidade de geração superior em até 20% em relação à capacidade de conexão , definida especificamente para cada local. Assim, uma conexão de 2 GW poderia estar associada a uma capacidade de geração maior quando estudos técnicos e econômicos o justificarem.
A Frontier Economics, no entanto, considerou que o ótimo econômico provavelmente estará bem abaixo desse máximo. A Janssen indicou que as análises preparadas para BWO e BDEW apontam para uma faixa de “cerca de 5% a 10%, dependendo dos locais”.
A versão preliminar oficial também reconhece que os cálculos disponíveis sugerem níveis de sobreinstalação claramente abaixo de 20% em um cenário padrão . Além disso, considera a redução da densidade de potência e a reformulação de certas áreas para limitar os efeitos de esteira e aumentar as horas de operação equivalentes.
Este fator é especialmente relevante para as áreas N-10.1 e N-10.2 , que juntas totalizam 2,5 GW e não receberam propostas em agosto de 2025. Ambos os locais estão novamente planejados para 2027 e estão localizados em uma área densamente urbanizada do Mar do Norte, onde as perdas causadas pelas esteiras de parques eólicos vizinhos podem afetar a produção e a rentabilidade.
Outra mudança destinada a melhorar a viabilidade econômica dos projetos envolve a extensão da duração padrão das licenças para novos parques eólicos offshore de 25 para 35 anos . Essa extensão permite que o investimento inicial seja distribuído ao longo de um período operacional mais longo e melhora a utilização econômica dos ativos.
O novo CFD e o teto para ofertas
No modelo idealizado pela Alemanha, a primeira etapa do leilão determinará se existem construtoras capazes de construir sem apoio. Quando vários participantes aceitarem essas condições, o processo avançará por meio de rodadas dinâmicas, nas quais os pagamentos que as empresas estiverem dispostas a fazer pelo contrato aumentarão.
Caso nenhum participante aceite essa modalidade, a segunda etapa terá início , na qual a competição ocorrerá por meio de uma Chamada para Diferença bilateral com rodadas decrescentes destinadas a determinar o nível de suporte necessário para cada desenvolvedor.
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Para áreas que não foram previamente analisadas centralmente, a proposta estabelece um valor máximo de 9,487 cêntimos de euro/kWh . Para locais com dados já coletados centralmente, o limite proposto é de 9,6715 cêntimos de euro/kWh .
A Bundesnetzagentur terá margem de manobra para ajustar esses valores. O órgão regulador poderá modificar o limite máximo em até 10%, de acordo com as condições econômicas, e, adicionalmente, ajustar o valor aplicável a uma área específica em até 35% quando sua produção projetada diferir significativamente do cenário de referência.
O CfD estará vinculado à geração do projeto por meio de um prêmio de mercado e um mecanismo de recuperação de receita quando o valor de mercado exceder o nível alocado. O modelo combina proteção contra preços baixos com recuperação de receita quando o preço ultrapassar o nível reconhecido para o projeto .
A Janssen identificou outra questão importante para a viabilidade financeira: a proposta não inclui a indexação do preço de exercício . A Frontier Economics havia proposto ajustes faseados e diferenciados para absorver variações substanciais nos custos de financiamento e nos principais insumos durante o desenvolvimento.
Esse fator é significativo devido aos longos prazos entre a adjudicação e o início das operações. O próprio governo reconhece que, se um leilão realizado em 2027 resultasse na adjudicação de um Contrato por Diferença (CfD), as instalações correspondentes não estariam operacionais antes de 2032 .
O governo alemão também estima que, sob diversas previsões do mercado de eletricidade e assumindo alocações no valor máximo, os custos médios de apoio poderiam variar aproximadamente entre -0,07 e 1,23 cêntimos de euro/kWh em termos reais . Um resultado negativo significaria receita líquida do mecanismo de recuperação.
O problema que a reforma não resolve.
Além das futuras licitações, as concessões outorgadas entre 2023 e 2025 parecem ser uma das principais deficiências do projeto . Alguns desses ativos foram concedidos sob um cenário de custos e financiamento diferente, mas ainda não existe um mecanismo específico para a devolução voluntária dos direitos e a realização de uma nova licitação para os terrenos.
A Janssen resumiu a situação observando que “a proposta olha para o futuro, mas não resolve o problema imediato das alocações anteriores”. O executivo alertou que a manutenção de alocações potencialmente inviáveis poderia manter ocupadas tanto as escassas terras offshore quanto a capacidade de conexão à rede elétrica por anos.
A BWO propôs um mecanismo extraordinário para permitir a devolução de certos projetos que ainda não haviam chegado a uma decisão final de investimento. A fórmula exigiria que o licitante vencedor renunciasse aos pagamentos já efetuados, ficasse impedido de licitar novamente para a mesma área e disponibilizasse os estudos preliminares .
“Nossa proposta não é um passe livre para as empresas. Aquelas que retirarem sua proposta perderão os pagamentos já efetuados, ficarão impedidas de participar de novas licitações e deverão disponibilizar os resultados de seus estudos preliminares”, explicou Thimm.
Esse mecanismo permitiria que os locais comprometidos fossem liberados rapidamente, para que um novo investidor pudesse tentar concretizá-los sob uma estrutura econômica atualizada.
“Quando projetos multimilionários permanecem em suspenso durante anos e acabam por nunca ser construídos, perdemos um tempo valioso. Um encerramento ordenado, com um novo concurso rápido, é preferível a um fracasso desastroso após anos”, alertou o CEO da BWO.
O projeto de lei mantém, no entanto, que não haverá devolução unilateral dos contratos , pois considera o caráter obrigatório dos resultados do leilão necessário para garantir horizontes estáveis de planejamento e desenvolvimento.
Hidrogênio offshore, resiliência e cibersegurança
A emenda WindSeeG também incorpora disposições para promover projetos híbridos que combinam geração de energia eólica, distribuição de eletricidade e produção de hidrogênio offshore .
O objetivo é viabilizar instalações conectadas por cabo elétrico e uma futura infraestrutura de hidrogênio, com a possibilidade de testar a eletrólise marinha em condições reais e avançar rumo a uma maior integração do setor.
O próprio Ministério reconhece que a eletrólise offshore ainda não é economicamente viável em larga escala , em parte devido ao seu estágio inicial de desenvolvimento. A proposta, portanto, concentra-se na criação de um quadro regulatório para testes piloto e demonstrações em maior escala.
A Janssen considerou que o progresso ainda é limitado e observou que "não existe um caminho claro para conexões híbridas escaláveis de eletricidade e hidrogênio" no texto atualmente proposto.
Novos critérios relacionados à Lei Europeia da Indústria Líquida Zero também serão introduzidos, especialmente para instalações pré-selecionadas centralmente. Os regulamentos incorporam requisitos de resiliência industrial, sustentabilidade, origem dos componentes e cibersegurança para fortalecer as cadeias de suprimentos europeias e reduzir as dependências críticas.
Em matéria digital, os licitantes vencedores terão de cumprir requisitos específicos em matéria de segurança de dados, certificações de fornecedores e controlo operacional de ativos , enquanto certos componentes estarão sujeitos a critérios de origem destinados a limitar concentrações excessivas provenientes de países terceiros.
Com a consulta setorial encerrada em 17 de agosto , o projeto deve agora prosseguir com seu percurso político e regulatório antes das licitações previstas para 2027, incluindo os trâmites governamentais e parlamentares e a autorização europeia em matéria de auxílio estatal.
Dessa forma, a Alemanha tenta recuperar o interesse em investimentos offshore sem abandonar completamente a exposição ao mercado , por meio de um modelo em que a alternativa comercial mantém a prioridade e o CfD só surge quando essa via não consegue atrair investidores.
A discussão sobre o cumprimento da meta de 70 GW até 2045 está, portanto, intimamente ligada à distribuição do risco financeiro. A eficácia da reforma dependerá de as novas condições não só atraírem propostas em 2027, como também permitirem que esses projetos cheguem à decisão final de investimento e à fase subsequente de construção.