excerpt: Hohe Auktionserlöse können den Offshore-Ausbau verteuern, bevor ein einziges Windrad steht. Was im Staatshaushalt zunächst wie ein Erfolg aussieht, wird in der Projektentwicklung zum Risiko: Entwicklungsrechte werden zur teuren Wette auf künftige Stromerlöse, Finanzierungskosten, Netzanschlüsse und stabile Marktbedingungen. Wenn Projektierer nach dem Zuschlag versuchen, diese Risiken durch langsamere Ausbaupfade oder günstigere Planungsbedingungen abzusichern, zeigt sich der Konstruktionsfehler. Nicht der einzelne Betreiber ist dann der eigentliche Maßstab, sondern das Auktionsdesign selbst. Es kann aus Ausbauzielen finanzielle Bremsklötze machen.
Offshore-Wind: Wenn hohe Gebote später zum Bremsfaktor werden
12,6 Milliarden Euro erzielte die Bundesnetzagentur im Sommer 2023 für vier Offshore-Windflächen in der Nordsee. Erfolgreiche Bieter waren unter anderem Gesellschaften von BP und TotalEnergies. Die Flächen stehen für rund sieben Gigawatt geplante Leistung. Aus Sicht des Staates sah das Verfahren zunächst wie ein Erfolg aus: hohe Nachfrage, hohe Erlöse, große Projekte.
Zwei Jahre später wirkt derselbe Vorgang anders. Für die Flächen N-10.1 und N-10.2 gingen zum Gebotstermin im August 2025 keine Gebote ein. Gleichzeitig kommt aus dem Umfeld von BP und TotalEnergies der Vorschlag, den weiteren Offshore-Ausbau in der deutschen Nordsee deutlich zu strecken. Nach diesem Modell würden 70 Gigawatt erst 2057 erreicht. Der geltende Flächenentwicklungsplan zielt auf 2041, das Windenergie-auf-See-Gesetz verlangt mindestens 70 Gigawatt bis 2045.
Die einfache Erklärung lautet, Ölkonzerne wollten Windkraft ausbremsen. Sie ist politisch verständlich, aber analytisch zu grob. BP und TotalEnergies haben sich mit sehr hohen Geboten Zugang zu Offshore-Flächen gesichert. Diese Gebote sind keine gebauten Windräder, sondern Eintrittskosten für Entwicklungsrechte. Sie müssen später über Stromerlöse, Vermarktung, Finanzierung und Projektbetrieb wieder verdient werden. Wenn Zinsen steigen, Baukosten zunehmen, Lieferketten unsicher bleiben und Netzanschlüsse nicht verlässlich planbar sind, verändert sich die Kalkulation solcher Projekte erheblich.
Die Konzerne handeln damit nicht außerhalb der Regeln. Sie nutzen die Regeln, die der Staat gesetzt hat. Genau dort liegt das Problem. Deutschland hat Teile seines Offshore-Ausbaus über Auktionen organisiert, die kurzfristig hohe öffentliche Einnahmen erzeugen, aber erhebliche Risiken auf die Projektierer verlagern. Wer in einem solchen Verfahren gewinnt, hat nicht automatisch ein robustes Kraftwerksprojekt in der Hand, sondern eine teure Option auf ein Projekt, dessen Wirtschaftlichkeit von vielen späteren Bedingungen abhängt.
Diese Konstruktion schafft einen Anreiz, nach dem Zuschlag über die Bedingungen neu zu verhandeln. Hohe Gebote erhöhen den Druck, die eigenen Flächen gegen spätere Ertragsverluste abzusichern. Dazu gehören Abschattungseffekte durch benachbarte Windparks. Windparks stehen nicht isoliert im Raum. Sie verändern das Windfeld, in dem andere Anlagen arbeiten. Wenn Parks zu dicht beieinanderliegen oder so geplant werden, dass sie im dominierenden Windfeld ungünstig zueinander stehen, sinkt der Ertrag einzelner Projekte. Dieser Wake-Effekt ist technisch real. Er war aber kein nachträglich überraschend aufgetretenes Phänomen, sondern ein bekanntes Planungs- und Kalkulationsrisiko.
Damit verschiebt sich der Konflikt. Es geht weniger um die Frage, ob Abschattung in der Flächenplanung berücksichtigt werden muss. Das muss sie. Der Streit beginnt dort, wo daraus eine nachträgliche Anpassung des gesamten Ausbaupfads zugunsten bereits bezuschlagter Projekte wird. Wenn einzelne Flächen durch eine langsamere Entwicklung der Nachbarschaft höhere Erträge erzielen, kann das für die Betreiber rational sein. Für das Energiesystem kann es trotzdem falsch sein. Problematisch ist nicht, dass Unternehmen ihre Projekte optimieren. Problematisch wird es, wenn diese Optimierung zur Grundlage öffentlicher Ausbauplanung wird.
Die von Unternehmen aus dem Umfeld von BP und TotalEnergies beauftragte Fraunhofer-IWES-Modellierung argumentiert mit Effizienzgewinnen. Nach der öffentlich berichteten Darstellung steigen die Erträge in bestimmten Fokusflächen um 2 bis 10 Prozent. Zu diesen Fokusflächen gehören auch Projekte der Auftraggeber. Zugleich würde die Stromproduktion der deutschen Nordsee zeitweise deutlich niedriger ausfallen, demnach um bis zu ein Drittel. Das ist kein nebensächlicher Zielkonflikt. Ein Plan kann die Wirtschaftlichkeit einzelner Parks verbessern und gleichzeitig die Gesamtmenge an erneuerbarem Strom reduzieren.
Effizienz ist in diesem Zusammenhang kein neutraler Maßstab. Sie hängt davon ab, welche Zielgröße optimiert wird. Aus Sicht eines Projektportfolios kann ein verlangsamter Ausbau sinnvoll erscheinen, wenn dadurch die Volllaststunden bestehender oder früher bezuschlagter Parks steigen. Aus Sicht der öffentlichen Energieplanung zählt eine andere Größe: die rechtzeitige Bereitstellung großer Strommengen aus erneuerbaren Quellen, abgestimmt mit Netzen, Industriebedarf und Versorgungssicherheit.
Der Zeitpunkt verstärkt die Wirkung. Der Flächenentwicklungsplan ist überfällig, das Windenergie-auf-See-Gesetz wird politisch überarbeitet, und im Wirtschaftsministerium wird ohnehin über eine langsamere Ausbaukurve gesprochen. Eine technisch formulierte Studie kann in dieser Lage mehr sein als ein Fachbeitrag. Sie liefert Argumente für eine Verschiebung des Ausbaupfads und verändert damit die Verhandlungsposition derjenigen, die bereits teure Rechte erworben haben.
Auch der Hinweis auf Netzengpässe trägt nur begrenzt. Verzögerungen beim Netzausbau sind real und müssen in der Planung berücksichtigt werden. Daraus folgt aber nicht automatisch, Offshore-Kapazitäten über Jahrzehnte später auszuschreiben. Wenn Netzrückstände regelmäßig zum Argument werden, Erzeugungsziele nach unten oder nach hinten zu verschieben, passt sich die Transformation an ihre Engpässe an, statt diese Engpässe politisch und industriell zu beseitigen. Das reduziert kurzfristig Druck, macht langfristig aber die gesetzlichen Ausbauziele weniger verbindlich.
Der Auktionsmechanismus hat damit eine doppelte Wirkung. Er bringt Kapital und große Akteure in den Markt, darunter Unternehmen mit Erfahrung in komplexen Offshore-Projekten. Gleichzeitig erhöht er die Eintrittskosten so stark, dass spätere Risiken politisch zurückgespielt werden. BP nannte für seine beiden deutschen Offshore-Flächen Zahlungsverpflichtungen von rund 6,8 Milliarden Euro. TotalEnergies kam für zwei Flächen auf rund 5,8 Milliarden Euro. Das sind erhebliche Summen, aber sie stehen zunächst für Rechte und Verpflichtungen, nicht für bereits errichtete Anlagen.
Diese Unterscheidung ist zentral. Wer sagt, die Unternehmen hätten Milliarden in Windkraft investiert, vermischt Entwicklungsrechte mit realem Ausbau. Wer sagt, sie wollten Windkraft grundsätzlich verhindern, übersieht ihre eigenen Projektinteressen. Präziser ist: BP und TotalEnergies haben sehr teure Positionen im deutschen Offshore-Markt erworben und versuchen nun, die Bedingungen so zu verändern, dass diese Positionen wirtschaftlich tragfähig bleiben. Das kann den Ausbau verlangsamen, auch wenn es nicht als Anti-Wind-Strategie gemeint sein muss.
Für die Klimaziele ist die Wirkung maßgeblich, nicht die Absicht. Offshore-Wind soll in Deutschland eine größere Rolle spielen, weil er vergleichsweise stetig Strom liefert, besonders im Winter und bei wachsendem industriellem Bedarf. Wenn Projekte später kommen, müssen andere Teile des Energiesystems mehr leisten: Wind an Land, Photovoltaik, Netze, Speicher, flexible Nachfrage oder fossile Reservekapazitäten. Jede Verzögerung verschiebt Kosten und Risiken an andere Stellen.
Die politische Lehre daraus betrifft weniger BP oder TotalEnergies als das Design der Ausschreibungen. Ein Staat, der hohe Auktionserlöse maximiert, darf sich später nicht wundern, wenn die Gewinner ihre Risiken absichern wollen. Wer die Wirkung verstehen will, muss die Regel betrachten, die sie erzeugt. Hohe Gebote sehen im Haushaltsmoment attraktiv aus. In der Projektentwicklung können sie zu einem Bremsfaktor werden, wenn sie nur unter sehr günstigen Marktbedingungen tragfähig sind.
Abschattungseffekte gehören in die Flächenplanung. Netzanschlüsse müssen realistisch terminiert werden. Bau- und Finanzierungsrisiken lassen sich nicht ignorieren. Daraus folgt aber keine Pflicht, gesetzliche Ausbauziele an den Renditebedingungen einzelner Portfolios auszurichten. Wenn hohe Gebote später nur funktionieren, weil konkurrierende oder benachbarte Projekte verschoben werden, wird privates Kalkulationsrisiko in öffentliche Planung übersetzt.
Offshore-Wind ist keine beliebige Anlageklasse, sondern Teil der künftigen Energieversorgung. Der Staat kann private Investitionen nutzen, aber er darf den Zweck der Planung nicht umdrehen. Maßstab muss die rechtzeitige Bereitstellung erneuerbarer Strommengen bleiben, nicht die nachträgliche Stabilisierung der teuersten Gebote.