Ausschreibungsdesign : WindSeeG: Bleibt Deutschland ein führender Standort für Offshore-Wind?

Der Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland steht an einem Wendepunkt. Steigender Strombedarf, ambitionierte Klimaziele, der Wunsch nach mehr Energieautarkie und wachsender internationaler Wettbewerb erhöhen den Druck. Zudem befindet sich die Offshore-Windindustrie in einer schwierigen Phase.

In mehreren europäischen Kernmärkten sind Offshore‑Ausschreibungen zuletzt gescheitert oder hinter den Erwartungen zurückgeblieben: In Deutschland und Dänemark blieb die Beteiligung zeitweise vollständig aus, während auch in Ländern wie den Niederlanden Ausschreibungen mangels Interesses verschoben oder angepasst werden mussten.

Die Gründe dafür sind vielfältig, wobei insbesondere stark gestiegene Investitionskosten (Capex) sowie unsichere Strompreisprognosen eine zentrale Rolle spielen. Sie machen Ausschreibungs- und Marktdesigns erforderlich, die die Risiken für Projektentwickler reduzieren.

Mit dem angekündigten Gesetzentwurf rückt nun eine grundlegende Frage in den Fokus: Wie sollte bestenfalls das künftige Ausschreibungsdesign für Windanlagen auf See ausgestaltet sein?

Viele europäische Nachbarländer wie Dänemark, die Niederlande und das Vereinigte Königreich haben bereits reagiert und ihre Auktionsdesigns an die neuen Marktrealitäten angepasst. Für Deutschland geht es nun darum, im internationalen Wettbewerb nicht zurückzufallen. Wer den Ausbau der Offshore-Windenergie vorantreiben will, muss Rahmenbedingungen schaffen, die Investitionen nicht nur ermöglichen, sondern gezielt nach Deutschland lenken.

Indexierte zweiseitige CfDs senken Finanzierungskosten

Vor diesem Hintergrund werden weitläufig zweiseitige und indexierte Differenzverträge als Standard angesehen. Deren richtige Ausgestaltung ist nun entscheidend. Ihr Prinzip ist symmetrisch: Liegt der Marktpreis unter dem Referenzpreis, gleicht der Staat die Differenz aus – liegt er darüber, fließen Einnahmen zurück. Gerade die jüngste Vergangenheit mit teils sehr hohen Strompreisen hat gezeigt, dass diese Rückflüsse erheblich sein können. CfDs sind damit kein einseitiges Förderinstrument, sondern können den Haushalt auch entlasten.

Der zentrale Vorteil liegt in der Reduktion von Risiken und der höheren Realisierungswahrscheinlichkeit. Offshore-Wind-Projekte sind kapitalintensiv und auf Jahrzehnte ausgelegt. Unsicherheiten bei Strompreisen, Capex-Kosten, Inflation und Finanzierungskosten zwingen Unternehmen, hohe Risikoprämien in ihre Gebote einzupreisen – oder können dazu führen, dass Projekte nach Zuschlag nicht umgesetzt werden, wenn sich Kosten- und Erlöserwartungen negativ entwickeln.

Indexierte CfDs setzen genau hier an: Sie verringern Risiken, schaffen Planbarkeit, senken Kapitalkosten und ermöglichen niedrigere Gebote. Für den Staat bedeutet das nicht zwangsläufig höhere, sondern häufig geringere Kosten, da der Wettbewerb effizienter wirkt.

Die Indexierung ist in diesem Kontext entscheidend. Sie bildet reale Kostenentwicklungen ab und verhindert, dass das Inflationsrisiko pauschal und vorsorglich eingepreist wird. Ohne Indexierung würden Gebote systematisch höher ausfallen. Mit Indexierung sinken die Risikozuschläge – ein direkter Vorteil auch für den Staat.

„CfD-only“ und kein „Zweistufenmodell“

Die Bundesregierung hat in den vergangenen Monaten ein zweistufiges Ausschreibungsmodell angedeutet: Zunächst sollen Projekte in einer sogenannten Merchant‑Runde antreten – also ohne staatliche Absicherung und mit Vermarktung des Stroms über den freien Markt beziehungsweise Power Purchase Agreements (PPAs). Erst anschließend könnte eine abgesicherte CfD‑Runde folgen. Dieses Konzept stößt jedoch auf Kritik, da solche nicht abgesicherten Gebote unter den aktuellen Marktbedingungen für viele Anbieter wirtschaftlich kaum tragfähig sind.

Zugleich entsteht strategische Unsicherheit: Bieter müssten mehrere Millionen Euro in die Vorbereitung von Geboten investieren, ohne zu wissen, ob eine CfD-Runde folgt – und riskieren, dass ihre Vorleistungen ins Leere laufen. Diese Unsicherheit kann den Wettbewerb deutlich schwächen.

Ein klar strukturiertes „CfD-only“-Modell schafft dagegen Planbarkeit, stärkt die Beteiligung und erhöht die Wahrscheinlichkeit, dass Projekte tatsächlich realisiert werden.

1 GW Projekte erhöhen Realisierungswahrscheinlichkeit

Projektgrößen von rund einem Gigawatt haben sich als sinnvoller Maßstab etabliert: groß genug für eine effiziente Umsetzung und zugleich attraktiv für Investoren. Werden Flächen zu groß dimensioniert, steigen die Hürden für eine breite Beteiligung – mit dem Risiko einer stärkeren Marktkonzentration.

Ein „One site per Bidder“-Ansatz kann hier gezielt gegensteuern. „One site per Bidder“ bedeutet, dass jeder Bieter in einer Offshore‑Ausschreibung höchstens eine Fläche beziehungsweise ein Projekt gewinnen kann, um Wettbewerb zu sichern und Marktkonzentration zu vermeiden.

Er sorgt also dafür, dass der Wettbewerb verbreitert wird, er erleichtert den Marktzugang einer höheren Anzahl von Akteuren und erhöht damit die Realisierungschancen. Dies reduziert das Ausfallrisiko für den Staat, falls ein großer Entwickler mit mehreren Zuschlägen Projekte später doch nicht umsetzt.

Wenn überhaupt – dann realistische Höchstwerte ansetzen

Zu niedrig angesetzte Höchstwerte im CfD setzen ein falsches Signal an den Markt – und genau darüber wird derzeit auch in Deutschland intensiv diskutiert. Sie erhöhen das Risiko, dass sich Bieter zurückhalten oder Projekte nicht realisiert werden.

Gerade bei steigenden Kosten und Unsicherheiten braucht es belastbare Investitionsbedingungen. Nur realistische Höchstwerte sichern Wettbewerb und ziehen Kapital nach Deutschland.

Netzanbindung, Overplanting und Parkdesigns ausbalancieren

Auch bei der Netzanbindung besteht Anpassungsbedarf. Risiken werden weiterhin zu stark auf Parkbetreiber verlagert. Gerade bei Verzögerungen fehlen transparente und verlässliche Regelungen. Ein frühzeitig gesicherter Netzanbindungszeitpunkt und eine ausgewogene Risikoverteilung sind daher zentral.

Beim Overplanting braucht es Augenmaß. Zusätzliche Kapazitäten sollten projektspezifisch und nicht pauschal vorgegeben werden. Betreiber optimieren ihre Parks bereits eigenständig – entscheidend ist das volkswirtschaftliche Optimum.

Gleichzeitig muss stärker auf die Wirtschaftlichkeit der Projekte geachtet werden. Flächendesigns sollten so ausgestaltet sein, dass sie hohe Volllaststunden ermöglichen und Projekte dauerhaft tragfähig bleiben.

Wenn Deutschland an seinem Ausbauziel von 70 Gigawatt festhalten will, werden nationale Flächen allein kaum ausreichen. Zusätzliche Potenziale – etwa in Zusammenarbeit mit Dänemark – sollten daher konsequent erschlossen werden. Der Offshore-Wind-Summit in Hamburg hat dafür wichtige Impulse gesetzt. Jetzt kommt es darauf an, diese zügig in konkrete regulatorische Ansätze zu überführen.

Gerade im internationalen Wettbewerb sollte die Bundesregierung diese Punkte konsequent berücksichtigen. Denn am Ende ist entscheidend, ob Projekte tatsächlich realisiert werden. Dafür braucht es jetzt schnell einen klaren, verlässlichen und investitionsfreundlichen Rahmen, der zum aktuellen Marktumfeld passt. Um die Durchführung von erfolgreichen Gebotsrunden ab 2027 zu gewährleisten, ist Eile geboten.