WindSeeG-Novelle : Die Branche braucht vier entscheidende Korrekturen

Mit dem Kabinettsbeschluss zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes hat die Bundesregierung wichtige Weichen gestellt. Zweiseitige Contracts for Difference sollen künftig Offshore-Windprojekte absichern, die Regellaufzeit der Parks wird von 25 auf 35 Jahre steigen. Im parlamentarischen Verfahren geht es nun darum, daraus einen Investitionsrahmen zu machen, der Finanzierungskosten senkt und Projekte verlässlich in die Umsetzung bringt.

Korrektur 1: Der größte Hebel liegt bei der Indexierung der CfDs. Offshore-Windparks werden Jahre vor ihrer Inbetriebnahme ausgeschrieben. Zwischen Gebot, finaler Investitionsentscheidung und Inbetriebnahme verändern sich Zinsen, Rohstoffpreise sowie die Kosten für Turbinen, Kabel, Fundamente und Installation. Diese Risiken fließen in die Kalkulation der Bieter ein und erhöhen die Gebote.

Frontier Economics hat diesen Effekt im Auftrag des BWO quantifiziert. Eine geeignete Indexierung kann die Kapitalkosten deutlich reduzieren. Für die neun Gigawatt Offshore-Windleistung, die von 2027 bis 2030 ausgeschrieben werden sollen, ergibt sich über die Betriebszeit ein Einsparpotenzial von mehr als vier Milliarden Euro. Die Berechnung ist illustrativ und hängt von der konkreten Ausgestaltung ab. Die Größenordnung zeigt aber, welches Kostensenkungspotenzial in einer besseren Risikoverteilung liegt.

Prüfauftrag muss in verbindliche Regelung münden

Die Bundesregierung hat das Thema erkannt und im Gesetzentwurf einen Prüfauftrag zur Indexierung in der Planungs- und Bauphase aufgenommen. Aus dem Prüfauftrag muss eine verbindliche Regelung werden. Vergleichbare Modelle werden in den meisten europäischen Märkten bereits genutzt. Dass Deutschland endlich nachzieht, ist ein Signal an internationale Investoren. Das Fehlen der Indexierung war ein Hindernis, das jetzt beseitigt wird.

Korrektur 2: Auch beim Auktionsdesign besteht Nachbesserungsbedarf. Der Regierungsentwurf hält am Zweistufenmodell fest. Zunächst wird geprüft, ob ein Projekt vollständig marktlich und mit einer zusätzlichen Zahlung für die Fläche realisiert werden kann. Erst danach kommt ein CfD zum Einsatz. So bleibt die Risikobereitschaft einzelner Akteure weiter im System. Das verlängert die Unsicherheiten für die gesamte Wertschöpfungskette unnötig. Nicht umsonst gilt in allen wichtigen Offshore-Wind-Märkten in Europa CfD-only. Das Zweistufenmodell wäre ein riskanter deutscher Sonderweg.

Für die Realisierung eines Offshore-Windparks ist entscheidend, ob das Projekt über mehrere Jahre finanzierbar bleibt und eine finale Investitionsentscheidung erreicht. Deutschland sollte die kommenden Flächen deshalb ebenfalls in einem CfD-only-Modell ausschreiben. Die Bieter konkurrieren um den niedrigsten notwendigen Absicherungspreis. Das verbessert die Finanzierbarkeit und erhöht die Wahrscheinlichkeit, dass aus Zuschlägen Investitionen und Bauaufträge entstehen.

Korrektur 3: Wettbewerb braucht außerdem eine breitere Verteilung der Zuschläge. Wenn ein Unternehmen in einer Auktion mehrere große Flächen erhält, hängen mehrere Gigawatt Ausbauleistung, Netzanschlüsse und Lieferkettenaufträge von einem Portfolio ab. Der BWO schlägt deshalb ein Bid-Limit vor: pro Bieter und Auktion grundsätzlich nur ein Zuschlag. Flächenzuschnitte von rund einem Gigawatt können zusätzlich dazu beitragen, mehr Unternehmen im Wettbewerb zu halten und Realisierungsrisiken breiter zu verteilen.

Korrektur 4: Eine weitere Aufgabe betrifft die bereits vergebenen Flächen. Für Projekte aus den Ausschreibungsjahren 2023 bis 2025 steht die finale Investitionsentscheidung noch aus. Die 16 Gigawatt ohne FID entsprechen etwa dem Anderthalbfachen der heute in Deutschland installierten Offshore-Windleistung. Dahinter steht ein Projekt- und Beschaffungsvolumen von bis zu 50 Milliarden Euro.

Aus Zuschlägen müssen Investitionen werden

Für Hersteller, Häfen, Installationsunternehmen und maritime Dienstleister ist entscheidend, wann aus einem Zuschlag ein investierbares Projekt und daraus ein konkreter Auftrag wird. Produktionskapazitäten, Schiffe und Hafeninfrastruktur müssen Jahre im Voraus geplant werden. Deshalb braucht es für diese Projekte eine einmalige, freiwillige und klar konditionierte Rückgabeoption. Zurückgegebene Flächen sollten unter dem neuen Ausschreibungsdesign zügig erneut vergeben werden. Der bisherige Zuschlagsinhaber sollte an der Neuausschreibung derselben Fläche nicht teilnehmen können.

Im parlamentarischen Verfahren liegen damit vier konkrete Hebel auf dem Tisch: eine Indexierung, ein CfD-only-Modell, ein Bid-Limit und eine geordnete Rückgabeoption. Zusammen können sie Finanzierungskosten reduzieren, Wettbewerb verbreitern und früher Klarheit über die Realisierung von Projekten schaffen.

Für Deutschland geht es um große Mengen klimafreundlichen und wettbewerbsfähigen Stroms, um industrielle Wertschöpfung und um die Resilienz Europas. Das WindSeeG sollte dafür einen Rahmen schaffen, in dem Projekte investierbar werden, Lieferketten planen können und Ausschreibungen zu gebauten Offshore-Windparks führen.

Stefan Thimm ist seit 2020 Geschäftsführer des Bundesverband Windenergie Offshore.