WindSeeG-Novelle : Frischer Wind oder laues Lüftchen?

Um Ausschreibungen wieder erfolgreich durchzuführen und die Realisierung von Offshore-Windenergieprojekten sicherzustellen, müssen Risiken minimiert und die Wirtschaftlichkeit der Umsetzung in den Fokus genommen werden. Darin ist sich die Branche einig. Entsprechend hoffnungsvoll hat die Branche auf die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes gewartet, die am 26. August 2026 im Kabinett beschlossen werden soll.

Der Handlungsbedarf ist angesichts der gescheiterten Auktionen hoch. Aber bringt die Novelle tatsächlich frischen Wind, oder doch nur ein laues Lüftchen? Tatsächlich setzt der Gesetzentwurf wichtige und richtige Signale, allen voran mit der Einführung zweiseitiger Contracts for Difference (CfDs). Sie geben Entwicklern grundsätzlich mehr Sicherheit über künftige Erlöse und ermöglichen gleichzeitig der öffentlichen Hand, Rückzahlungen zu erhalten, wenn die Marktpreise hoch sind. Andere europäische Offshore-Märkte arbeiten seit Jahren erfolgreich mit solchen Modellen.

Wichtig ist zudem, dass am Ziel von 70 Gigawatt Offshore-Leistung bis 2045 festgehalten wird. Dies ist gerade in der aktuellen Debatte ein wichtiges politisches Zeichen. Denn angesichts zunehmender geopolitischer Spannungen, enormer Risiken bei der Versorgung mit fossilen Energieträgern und nicht zuletzt Rekordhitzewellen in ganz Europa kann es sich Deutschland nicht leisten, auf eine sichere, bezahlbare und saubere Energiequelle zu verzichten, die darüber hinaus noch zahlreiche Jobs bei Herstellern, Betreibern und Servicedienstleistern schafft.

So weit, so zielführend. Trotzdem bleiben einige zentrale Punkte, bei denen nachgebessert werden muss. Zum einen wird das enorme Kostensteigerungsrisiko für die Entwickler zwischen dem Auktionstermin und der sogenannten Finalen Investitionsentscheidung (FID) nicht adressiert. Ein anderer entscheidender Faktor ist das sogenannte Zwei-Stufen-Modell, für das sich die Bundesregierung entschieden hat, die ein zentrales Problem des alten Auktionsdesigns beibehält: den Anreiz für spekulative Gebote.

Zweistufiges Auktionsmodell birgt Risiken

Das geplante Auktionsmodell sieht zwei Stufen vor. Auf der ersten Stufe soll zunächst abgefragt werden, ob Bieter die Projekte rein marktbasiert und möglichst mit einer zusätzlichen Zahlung an den Staat realisieren wollen – de facto das bisherige Modell. Erst wenn hierfür keine Gebote eingehen, kommt die zweite Stufe mit CfDs zum Zug.

Dieses Verfahren schafft problematische Anreize. Während ein zweiseitiger CfD zu sehr klar prognostizierbaren Einnahmen führt, verleitet die erste Stufe zur Spekulation auf hohe Strompreiserlöse. Genau hier liegt aber das Problem. Die vergangenen Jahre haben gezeigt, wohin ein System führen kann, das sehr offensive Gebote begünstigt. Ob sich diese Projekte unter den später tatsächlich herrschenden Marktbedingungen realisieren lassen, zeigt sich erst Jahre nach dem Zuschlag. Für die Erreichung der Ausbauziele ist das ein erhebliches Risiko. Es braucht kein spekulatives Auktionsdesign, das besonders optimistische Annahmen belohnt, sondern eines, das realisierbare Projekte hervorbringt.

Ein wettbewerbliches CfD-Verfahren mit robusten Höchstwerten ist der deutlich zielführendere Weg. Wettbewerb zwischen Entwicklern findet auch in der Konstellation statt, nur eben mit Fokus auf die tatsächliche Realisierung des Projekts. Darüber hinaus würde der Staat im Gegensatz zu heute auch noch von Phasen mit höheren Strompreisen profitieren.

Projektabbruchrisiken durch schnellere Investitionsentscheidungen verhindern

Der zweite Punkt wird in der Diskussion über das Auktionsdesign häufig unterschätzt: das Timing, oder besser der Zeitraum zwischen Gebot und finaler Investitionsentscheidung.

Wer heute ein Offshore-Projekt kalkuliert, muss Annahmen über Kosten treffen, die erst Jahre später tatsächlich anfallen. Denn die Finalisierung der Verträge mit den Lieferanten und den industriellen Stromkunden werden im deutschen System erst Jahre nach der Auktion getroffen – wenn die Baugenehmigungen vom BSH ausgestellt sind und der Netzanschlusstermin verbindlich ist.

Was dieser Zeitabstand in der Praxis bedeutet, haben wir in der Branche in den vergangenen Jahren erlebt: Zinsen steigen, Rohstoffe werden teurer, Lieferketten geraten unter Druck und Komponentenpreise entwickeln sich anders als zu erwarten. Ein von Iberdrola beauftragtes Gutachten von NERA Economic Consulting kommt zu dem Ergebnis, dass Projektkosten im fünfjährigen Zeitraum zwischen Gebotsabgabe und Investitionsentscheidung um 40 Prozent und mehr steigen können.

Ein Entwickler steht vor der Herausforderung, dieses Risiko zu berücksichtigen. Entweder kalkuliert er einen entsprechenden Puffer ein – dann wird sein Gebot teurer. Oder er macht es nicht und geht das Risiko ein, dass das Projekt Jahre später zu eng kalkuliert wurde. In dem Fall drohen der Projektabbruch und eine enorme Verzögerung beim Offshore-Ausbau.

Deshalb sollte der Zeitraum zwischen Zuschlag und Investitionsentscheidung so weit wie möglich verkürzt und durch eine Indexierung der CfD-Konditionen flankiert werden. Nur so können Risiken aus dem System genommen werden, die niemand sinnvoll steuern kann. Das NERA-Gutachten belegt, dass eine Verkürzung des Zeitabstandes zur FID von fünf Jahren auf sechs Monate das Abbruchrisiko von rund 36 Prozent auf nur noch ein Prozent verringern kann.

Nur wenn es durch die Novellierung gelingt, die Projektrisiken wieder handhabbar zu machen und die Wirtschaftlichkeit der Projekte zu gewährleisten, können wieder Investoren für die kapitalintensiven Großprojekte gewonnen werden. Denn die Projekte konkurrieren um Investitionsmittel auf der ganzen Welt. Deutschland war bislang für Investoren wegen verlässlicher Rahmenbedingungen und des gut eingespielten Ökosystems aus Windpark-Entwicklern, Netzbetreibern und Lieferkette attraktiv.

Dies änderte sich durch das 2023 eingeführte Auktionssystem drastisch, das spekulative Gebote belohnte und den gestiegenen Risiken nicht hinreichend Rechnung trug. Die Novelle hat nun das Potenzial, vieles besser zu machen als bisher, wenn sie konsequent zu Ende gedacht wird: mit einem reinen CfD-Verfahren und weniger Risiken zwischen Auktion und Investitionsentscheidung.

Am Ende ist die entscheidende Zahl nicht die Zahl der erfolgreichen Gebote. Es sind die Offshore-Windparks, die tatsächlich ans Netz gehen. Sie werden der Transformation zur kohlenstoffarmen Wirtschaft und der unabhängigen Energieversorgung in Deutschland in den kommenden Jahren den nötigen Rückenwind geben. Aber nur, wenn jetzt die richtigen Segel gesetzt werden.

Felipe Montero ist seit 2023 CEO der Iberdrola Deutschland GmbH.