WindSeeG-Novelle bringt neues Ausschreibungsregime

Berlin (energate) - Der Entwurf zur Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes stellt die Ausschreibungen für Offshore-Windparks neu auf. Kern ist ein zweistufiges Zuschlagsverfahren. Zudem verschiebt der energate vorliegende Entwurf Ausschreibungsvolumina, erhöht Sicherheitszahlungen für die potenziellen Windparkbetreiber und führt neue Absicherungsmechanismen ein. Das Bundeswirtschaftsministerium hat die Verbändeanhörung gestartet. Die Frist zur Einreichung von Stellungnahmen endet am 17. August 2026, das Gesetz soll am 26. August im Bundeskabinett behandelt werden. Nach energate-Informationen ist der Entwurf innerhalb der Bundesregierung noch nicht abgestimmt. Im weiteren Verfahren können sich daher noch Änderungen ergeben.

Der BDEW mahnt Tempo an. Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae sagte, die Zeit für Reformen dränge, "die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes ist die Voraussetzung dafür, dass 2027 wieder Flächen ausgeschrieben werden können". Dass sich das Bundeskabinett in dieser Woche nicht wie geplant mit der Novelle befasse, sei "mindestens misslich". Laut Andreae werde damit der Zeitraum für die Bundestagsbefassung und die beihilferechtliche Genehmigung "noch knapper als bereits beim EEG". 

Zweistufiges Verfahren

Künftig soll die Bundesnetzagentur Zuschläge in einem zweistufigen Verfahren vergeben. In der ersten Stufe fragt sie ab, ob Bieter die jeweilige Fläche marktlich realisieren wollen. Diese Realisierung erfolgt ohne Anspruch auf Marktprämie. Das Verfahren läuft als dynamisches Gebotsverfahren mit steigenden Rundenpreisen. Kommt auf dieser Stufe kein Zuschlag zustande, folgt eine zweite Stufe. Dann greift eine Realisierung unter einem Absicherungsmechanismus. Auch diese zweite Stufe nutzt ein dynamisches Gebotsverfahren. Dort sieht der Entwurf absteigende Gebotsstufen beziehungsweise anzulegende Werte vor.

Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) kritisiert dieses Design. Der Verband hält es für riskant, zunächst eine Realisierung ohne Absicherung abzufragen und den CfD erst als Rückfalloption vorzusehen. BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm sagte, "ein System, in dem am Ende der risikoaffinste Bieter den Zuschlag bekommen kann, erhöht nicht die Realisierungssicherheit - es gefährdet sie".

Der BWO vermisst außerdem einen geeigneten Indexierungsmechanismus. Über eine Indexierung können Preise etwa an die Entwicklung von Zinsen-, Rohstoff- und Komponentenpreisen gekoppelt werden. Der Verband verweist auf lange Realisierungszeiträume zwischen Zuschlag, finaler Investitionsentscheidung und Bestellung wesentlicher Komponenten. "Wenn sich in dieser Zeit Kosten und Rahmenbedingungen massiv verändern, muss ein gutes Ausschreibungsdesign damit umgehen können", sagte Thimm. "Hier hätten wir erwartet, dass das Wirtschaftsministerium schneller aus den Erfahrungen der vergangenen Jahre lernt."

Ausbauziele bleiben bestehen

Nach der Nullrunde 2026 soll das jährliche Ausschreibungsvolumen ab 2027 laut Entwurf nicht mehr grundsätzlich 4.000 MW betragen. Stattdessen ist künftig ein Korridor von 2.000 bis 4.800 MW pro Jahr vorgesehen. Auch die Größe einzelner ausgeschriebener Flächen soll sich ändern. Der Anteil des Ausschreibungsvolumens je Fläche soll zwischen 500 und 2.400 MW liegen. Die Ausbauziele bleiben dagegen unverändert. Das WindSeeG soll weiterhin mindestens 30.000 MW Offshore-Windleistung bis 2030, 40.000 MW bis 2035 und 70.000 MW bis 2045 erreichen. Der BWO begrüßt den Erhalt des umstrittenen 70.000-MW-Ziels. Thimm erklärte, "wer heute Fabriken baut, Schiffe bestellt, Häfen erweitert oder Milliarden in Offshore-Windparks investiert, muss wissen, dass Deutschland diesen Markt langfristig will".

Der Entwurf sieht zudem vor, die Regellaufzeit neuer Offshore-Windparks von bislang 25 auf künftig 35 Jahre zu erhöhen. Auch das bewertet der BWO positiv. Die längere Betriebsdauer verbessere den Business Case neuer Projekte und ermögliche eine längere Nutzung der Investitionen in Anlagen und Infrastruktur.

Der Entwurf passt außerdem die wirtschaftlichen Eckpunkte der Ausschreibungen an. Für nicht zentral voruntersuchte Flächen gilt demnach künftig ein Höchstwert von 9,487 Cent/kWh. Für zentral voruntersuchte Flächen sind es 9,6715 Cent/kWh. Die Bundesnetzagentur kann diese Höchstwerte grundsätzlich um bis zu zehn Prozent anpassen. Für einzelne Flächen kann sie bei abweichendem prognostiziertem Stromertrag um bis zu 35 Prozent abweichen, wenn der Stromertrag schlechter als prognostiziert ausfällt.

Sicherheiten steigen

Auch die Sicherheitsleistungen steigen. Bei nicht zentral voruntersuchten Flächen soll die Sicherheit von 100 auf 200 Euro je Kilowatt installierter Leistung steigen. Für zentral voruntersuchte Flächen nennt der Entwurf 250 Euro je Kilowatt. Zuschläge auf der ersten Stufe lösen zudem Zahlungsverpflichtungen aus. Der Gesamtbetrag verteilt sich zu 90 Prozent auf die Stromkostensenkungskomponente sowie zu jeweils fünf Prozent auf Meeresnaturschutz- und Fischereikomponente.

"Härtere Sanktionen führen nicht automatisch zu mehr Verbindlichkeit. Ab einem bestimmten Punkt erhöhen sie vor allem das Investitionsrisiko und können Bieter abschrecken", sagte Stefan Thimm im Gespräch mit energate. Bei 2.000 MW Leistung gehe es je nach Sicherheit um 400 bis 500 Mio. Euro. "Das sind Größenordnungen, die den Kreis potenzieller Bieter einschränken können." Zuschläge müssten verbindlich sein, sagte Thimm. Entscheidend sei aber, warum Projekte scheiterten oder sich verzögerten. "Wenn die Ursachen bei Finanzierungskosten, Lieferketten, Netzanschluss oder anderen nicht beeinflussbaren Faktoren liegen, beseitigt eine höhere Pönale diese Probleme nicht. Sie macht nur die Folgen für den Investor teurer." Die Bundesregierung solle daher die Investitionsbedingungen verbessern.

Keine Rückgabeoption

Der Verband hatte sich im Vorfeld für einen einmaligen Rückgabemechanismus ausgesprochen. Thimm sagte dazu, der Vorschlag sei "kein Freifahrtschein für Unternehmen". Wer seinen Zuschlag zurückgibt, verliere "seine bereits geleisteten Zahlungen, darf bei der Wiederausschreibung nicht erneut antreten und muss seine Voruntersuchungsergebnisse zur Verfügung stellen". Im Gegenzug gebe es schnell Klarheit und ein neuer Investor erhalte die Chance, das Projekt tatsächlich zu realisieren.

Der Gesetzesentwurf sieht ein solches Instrument allerdings nicht vor. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) äußerte sich im Juni gegenüber energate zurückhaltend zur Forderung nach einer einfachen Rückgabe bereits vergebener Flächen. "Wer einmal für ein Projekt geboten hat, ist eine Verpflichtung eingegangen", sagte Reiche. Eine folgenlose Rückgabe sei daher nicht vorgesehen. Unter anderem drängt Total Energies derzeit auf eine Möglichkeit zur Rückgabe der Projektrechte, da das Unternehmen mindestens ein Vorhaben in der Nordsee nicht weiterverfolgen möchte.

Präqualifikationskriterium Resilienz

Neben dem neuen Ausschreibungsdesign enthält der Entwurf weitere Änderungen. Für zentral voruntersuchte Flächen kommt ein Präqualifikationskriterium Resilienz hinzu. Es ist mit Anforderungen an Herkunft und Lieferketten bestimmter Anlagen oder Bauteile verbunden. Internationale Offshore-Anbindungsleitungen werden stärker einbezogen. Das betrifft unter anderem das überragende öffentliche Interesse und Festlegungen im Flächenentwicklungsplan. Der Flächenentwicklungsplan erhält zudem zusätzliche Aufgaben. Er soll unter anderem die zugewiesene Netzanbindungskapazität für Flächen festlegen. Übertragungsnetzbetreiber sollen dafür erforderliche Informationen bereitstellen müssen. Außerdem führt der Entwurf ein neues Präqualifikationskriterium für Cyber- und Datensicherheit ein. /mh