Avrupa’da 2,5 GW ihalesiz kaldı. Türkiye deniz üstü rüzgar ihalesi öncesi kritik uyarı

Almanya ve Danimarka’da gigavat ölçeğindeki offshore (deniz üstü) rüzgar ihalelerinin boş kalması, Türkiye’nin ilk offshore rüzgar ihalesi öncesinde yatırımcıyı sahaya indirecek model tartışmasını öne çıkarıyor.

Hızlı bakış

• Almanya ve Danimarka’da gigavat ölçeğindeki offshore rüzgar ihaleleri teklif alamayarak piyasa tasarımı tartışmasını büyüttü.
• Almanya’da sübvansiyonsuz ve negatif fiyat temelli model, yüksek maliyet ve bağlantı riskleriyle birlikte yatırımcı ilgisini zayıflattı.
• CfD benzeri gelir istikrarı mekanizmaları, offshore projelerde finansman yapılabilirlik açısından yeniden merkezî hale geldi.
• Almanya’nın 2026 ihale takvimini 2027’ye kaydırması, sorunun tek ihale değil hedef ritmi sorunu olduğunu gösterdi.
• Türkiye 2026 sonu ilk ihale hedefi, 2035 için 5 GW planı ve 75 GW teknik potansiyeliyle model tasarımında kritik bir eşikte bulunuyor.

Avrupa’nın iki büyük örneği, offshore rüzgarda asıl tartışmanın artık sadece kapasite hedefleri ya da teknik potansiyel olmadığını gösteriyor. Almanya’nın Ağustos 2025’teki ikinci açık deniz rüzgar ihalesinde 2,5 GW’lık iki saha için tek teklif gelmedi. Danimarka’da da Aralık 2024’te 3 GW’lık ihale benzer şekilde sonuçsuz kaldı. Bu iki örnek, yatırımcı ilgisinin otomatik olmadığını; yanlış risk paylaşımı, öngörülemeyen gelir yapısı ve agresif ihale kurgusunun en olgun pazarlarda bile ihaleyi kilitleyebildiğini ortaya koydu. Türkiye’nin 2026 sonuna doğru ilk offshore ihalesini açmayı hedeflediği bir dönemde bu tablo, sadece dış haber değeri taşıyan bir gelişme değil, doğrudan ders çıkarılması gereken bir referans niteliği taşıyor.

Almanya ve Danimarka’da ne oldu ve neden bu gelişmeler tekil bir ihale haberi olarak okunmamalı

Almanya’nın başarısız olan ikinci 2025 offshore ihalesi, Kuzey Denizi’ndeki N-10.1 ve N-10.2 sahalarını kapsıyordu. Toplam 2,5 GW kapasiteye rağmen tek teklif gelmemesi, sektörün sadece maliyet baskısından değil, ihale mimarisinden de rahatsız olduğunu gösterdi. Buradaki kritik nüans şu: Almanya’nın 2025’teki ilk offshore ihalesi tamamen çökmemişti; Haziran 2025’te 1 GW’lık N-9.4 sahası ihale edilmişti. Sorun, özellikle sübvansiyonsuz ve yatırımcının devlete ödeme teklif ettiği modelin uygulandığı ihalelerde keskinleşti.

Danimarka’da ise Aralık 2024’te North Sea I alanındaki toplam 3 GW’lık ihale teklif almadan kapandı. Ardından hükümet, Ocak 2025’te bu ihaleyi iptal ederek daha esnek ve sübvansiyon içeren yeni bir model üzerinde çalışacağını açıkladı. Bu nedenle Avrupa’daki son tablo, “offshore rüzgar zayıflıyor” cümlesinden çok daha spesifik bir yere işaret ediyor: yatırımcı, kapasiteye değil, çalışmayan piyasa tasarımına itiraz ediyor.

Negatif fiyat modeli neden baskı yarattı

Almanya’daki modelde yatırımcı, devletten destek almak yerine rekabette en yüksek kamu ödemesini teklif ediyor. Kağıt üstünde kamu için cazip görünen bu yaklaşım, yüksek faiz, ekipman maliyetlerindeki artış, şebeke bağlantısı belirsizlikleri ve uzun geliştirme süreleri ile birleştiğinde geliştiriciler açısından taşınması zor bir risk yığınına dönüşüyor. BWO ve WindEurope, başarısızlığın temel nedenleri arasında gelir istikrarı mekanizmasının yokluğunu, izin ve bağlantı belirsizliklerini ve artan sermaye maliyetini öne çıkarıyor. Sorun bu nedenle yalnızca “ilgi eksikliği” değil; riskin yatırımcı tarafına aşırı yüklenmesi.

CfD neden yeniden merkeze oturdu ve offshore projelerde neden belirleyici hale geldi

Bu tartışmanın merkezindeki kavramlardan biri CfD yani fark sözleşmesi. Avrupa’da son ihalelerin başarısız olması, bu tür gelir istikrarı mekanizmalarının offshore projelerde yeniden zorunlu hale geldiğini gösteriyor.

CfD nedir ve neden kritik hale geldi

CfD yani fark sözleşmesi, yatırımcıya belirli bir referans fiyat etrafında gelir öngörülebilirliği sağlayan bir mekanizmadır. Piyasa fiyatı bu seviyenin altına düşerse kamu farkı tamamlar; üzerine çıkarsa yatırımcı farkı geri öder. Bu yapı, özellikle yüksek sermaye gerektiren offshore rüzgar projelerinde finansman yapılabilirliği artırır ve yatırım kararını doğrudan etkiler.

Gelir öngörülebilirliği offshore rüzgarda neden kritik

Offshore rüzgar projeleri, karasal rüzgara göre çok daha büyük başlangıç yatırımı, daha uzun inşaat süresi ve daha karmaşık mühendislik gerektiriyor. Türbin tedariki, deniz üstü inşaat, kablolama, liman altyapısı, bakım ve hava koşullarına bağlı operasyonel riskler bir araya geldiğinde, yatırımcı sadece teknik potansiyele değil, nakit akışının istikrarına bakıyor. Gelir tabanı zayıf olan ya da piyasa oynaklığına fazla açık bırakılan model, sermaye maliyetini yükseltiyor; bu da ya daha pahalı finansman, ya daha yüksek getiri beklentisi, ya da doğrudan ihaleden uzak durma anlamına geliyor.

Avrupa’nın verdiği sinyal ne

Danimarka’nın başarısız ihalenin ardından sübvansiyon içeren yeni modele yönelmesi ve Almanya’da sektörün iki yönlü CfD çağrısını yükseltmesi, Avrupa’nın artık kapasite ilanının tek başına yeterli olmadığını kabul ettiğini gösteriyor. Mesele yalnızca yeni alan açmak değil; o alanı yatırım için bankalar, geliştiriciler ve tedarik zinciri açısından finanse edilebilir hale getirmek.

Almanya’daki gecikme yalnızca bir ihalenin değil hedef ritminin de bozulduğunu gösteriyor

Almanya’da konu “tek tur teklif gelmedi” seviyesinde kalmadı. Alman kabinesi 28 Ocak 2026’da yaptığı yasal değişiklikle 2026 için planlanan offshore ihalelerini 2027’ye kaydırdı. Bu adım, başarısız ihalenin tüm takvimi etkileyen bir kırılmaya dönüştüğünü ortaya koydu. Bir ihalenin boş kalması yalnızca o kapasitenin gecikmesi anlamına gelmiyor; sanayi planlaması, şebeke entegrasyonu, yatırım zinciri ve hedef yıllar birlikte sarsılıyor.

Bu veri, Almanya’nın resmi hedefleri ile daha da anlam kazanıyor. Ülkenin 2030 offshore hedefi 30 GW seviyesinde. Ancak 2025 sonu itibarıyla kurulu offshore kapasite yaklaşık 9,7 GW düzeyinde bulunuyor. Yani hedefe ulaşmak için 20 GW’tan fazla ilave kapasite gerekiyor. Böyle bir tabloda ihale takviminin bir yıl kayması, sadece teknik bir erteleme değil; hedef temposunu doğrudan bozan yapısal bir sorun anlamına geliyor. Bu nedenle Avrupa’daki tartışma artık “kaç GW ilan edildi” değil, “hangi model bu GW’ları gerçekten sahaya indirebilir” sorusuna dönmüş durumda.

Türkiye ilk offshore ihalesine giderken neden şimdi karar vermek zorunda

Türkiye’de ilk offshore rüzgar ihalelerinin 2026 sonuna doğru açılmasının hedeflendiği ifade ediliyor. Bu nedenle Avrupa’daki son kırılma, Türkiye için teorik bir tartışma değil; tasarım aşamasında masada olması gereken somut bir uyarı. Türkiye offshore’u yalnızca yeni bir kapasite alanı olarak değil, yeni bir piyasa tasarımı testi olarak görmek zorunda.

Türkiye’nin elinde yalnızca hedef değil hazırlık sinyali de var

TÜREB Başkanı İbrahim Erden, Türkiye’nin ilk offshore ihalelerini 2026 sonunda görmeyi umduklarını söylerken, ülkenin 2035 için 5 GW offshore hedefini de vurguladı. Mart 2026’da ETKB’nin Marmara Denizi’nde zemin araştırmaları için ihale başlatması da hazırlığın somut şekilde ilerlediğini gösteriyor. Türkiye’nin yaklaşık 75 GW seviyesinde hesaplanan teknik offshore rüzgar potansiyeli, bu pazarın yalnızca deneysel değil stratejik bir ölçek taşıdığını gösteriyor.

İlk soru: yatırımcı hangi riskleri fiyatlayacak

Türkiye’nin offshore (deniz üstü) ihalesinde yatırımcıya bırakılan riskler net ve sınırlı değilse, rekabet beklenen düzeyde oluşmayabilir. Belirsizlik yalnızca yatırım iştahını azaltmaz; teklif yapısını da bozar.

İkinci soru: gelir modeli yatırım kararını taşıyacak kadar güçlü mü

Türkiye ilk ihalede gelir modelini yatırımcıya fazla risk yükleyecek şekilde kurarsa, Avrupa’daki benzer sorunlarla karşılaşabilir. Bu nedenle odak yalnızca tahsis değil, finansman yapılabilirlik olmalı.

Üçüncü soru: ilk turda amaç en yüksek kamu geliri mi yoksa çalışan bir pazar mı

İlk ihale bir gelir maksimizasyonu aracı değil, pazar kurma aracıdır. Türkiye için asıl değer, ilk turu çalıştırabilmek olacaktır.

Bu dosya neden TÜREB, EPDK ve ETKB için tam zamanında bir uyarı niteliği taşıyor

Türkiye offshore rüzgarda henüz başlangıç aşamasında. Bu bir dezavantaj değil; doğru tasarım ile önemli bir avantaja dönüşebilir. Avrupa’daki son örnekler, yanlış piyasa tasarımının yatırım çekemediğini açık biçimde ortaya koyuyor.

TÜREB’in 2026 yılında WindEurope ile geliştirmeyi planladığı iş birlikleri, Avrupa’daki ihale modeli tartışmalarının Türkiye’deki karar alıcılara doğrudan aktarılabildiğini gösteriyor. Bu da mevcut uyarıların yalnızca teorik değil, pratik olarak izlenebilir olduğunu ortaya koyuyor.

Türkiye’nin ilk offshore ihalesi öncesinde tartışılması gereken soru artık kapasite ilanı değil, yatırımcıyı sahaya indirecek modelin nasıl kurulacağıdır. Avrupa’daki son gelişmeler, bu sorunun ertelenemeyeceğini net biçimde gösteriyor.

Okura soru

Sizce Türkiye ilk deniz üstü rüzgar ihalesinde kısa vadeli gelir maksimizasyonuna mı, yoksa yatırımcıyı gerçekten sahaya indirecek sürdürülebilir bir modele mi öncelik vermeli?

İlgili haberler

• Türkiye’nin ilk açık deniz rüzgar ihaleleri 2026 sonunda başlıyor, ilk türbinler 2030’da
• Türkiye deniz üstü rüzgarda ilk ihaleleri 2026 sonunda hedefliyor
• Türkiye denizüstü rüzgarda Marmara projeleriyle ilerliyor
• Denizde enerji yarışı büyüyor: Offshore rüzgar 100 GW sınırına geliyor
• TÜREB: Depolamalı portföy 32 bin MW, 2026 devreye alma yılı