excerpt: Hohe Offshore-Gebote wirken politisch wie verlässliche Einnahmen, bleiben aber wirtschaftlich nur Optionen auf künftige Projekte. Wenn die Kalkulation kippt, fehlt nicht nur ein Windpark, sondern auch ein Baustein für Entlastungen bei den Stromkosten.

Wenn Offshore-Zuschläge noch keine Windparks sind

7,5 Gigawatt Offshore-Leistung hängen an Flächen, für die TotalEnergies 2023 und 2024 zusammen fast acht Milliarden Euro geboten hat. Gebaut ist dort noch kein Windrad. Gezahlt wurden bislang rund 800 Millionen Euro. Dazu kommt eine Sicherheitsleistung von 750 Millionen Euro. Nun will der Konzern nach Recherchen von NDR und Süddeutscher Zeitung offenbar erreichen, dass er die Flächen zurückgeben kann und die Sicherheit zurückerhält.

TotalEnergies hat sehr hoch geboten, die Projekte rechnen sich unter heutigen Bedingungen offenbar schlechter, nun sucht der Konzern einen Weg aus den Zuschlägen. So kann man den Vorgang beschreiben. Erklärt ist er damit aber noch nicht. Denn der Staat hat in den Offshore-Auktionen nicht nur Flächen vergeben. Er hat Zahlungsversprechen erzeugt, die politisch bereits eine Funktion bekommen haben. 90 Prozent der Erlöse sollen zur Senkung der Netzentgelte eingesetzt werden. An den Geboten hängt deshalb nicht nur die Frage, wer einen Windpark baut. An ihnen hängt auch ein Teil der Finanzierung künftiger Entlastung bei den Stromkosten.

Damit wird aus einem Projektproblem schnell ein Systemproblem. Ein Offshore-Zuschlag ist kein gebauter Windpark. Er ist zunächst ein Anspruch auf eine Fläche und ein Versprechen, unter bestimmten Annahmen daraus ein Projekt zu machen. Wenn diese Annahmen nicht halten, entstehen die Kosten nicht nur beim Projektierer. Sie tauchen an anderer Stelle wieder auf: bei Netzbetreibern, Stromkunden, Haushaltsplanern und im Ausbaupfad selbst.

Die Auktionsregel setzt einen starken Anreiz. Wer eine knappe Offshore-Fläche erhält, bekommt Zugang zu einem künftigen Produktionsstandort mit hoher strategischer Bedeutung. Der Preis entsteht im Wettbewerb um diesen Zugang. Sehr hohe Gebote sichern zunächst eine Option auf ein Projekt. Ob dieses Projekt später wirtschaftlich tragfähig ist, entscheidet sich aber erst danach: bei Turbinenpreisen, Zinsen, Lieferketten, Strompreiserwartungen, Anschlusszeitpunkten und Finanzierungsbedingungen. Zwischen Zuschlag und Bau liegen Jahre. In dieser Zeit kann aus einem knappen Gut ein belastetes Projekt werden.

TotalEnergies verweist auf Verzögerungen beim Netzausbau und veränderte wirtschaftliche Rahmenbedingungen. Das lässt sich nicht einfach beiseiteschieben. Ein Offshore-Windpark ist kein isoliertes Kraftwerk. Er braucht einen rechtzeitig verfügbaren Netzanschluss, Hafen- und Installationskapazitäten, langfristige Lieferverträge, Finanzierung und gesicherte Erlöse. Wenn der Netzanschluss später kommt, verschiebt sich der Zeitpunkt, ab dem Einnahmen fließen. Die Kosten für Vorentwicklung, Finanzierung und Personal laufen aber weiter. Steigende Zinsen erhöhen zusätzlich den Kapitaldienst. Höhere Turbinenpreise und angespannte Lieferketten verändern die Investitionsrechnung.

Die technische Möglichkeit, Offshore-Strom zu erzeugen, löst das organisatorische Problem nicht. Zuständigkeiten sind verteilt. Der Projektierer entwickelt und baut den Windpark. Der Übertragungsnetzbetreiber stellt den Anschluss bereit. Der Staat setzt Auktionsregeln und Ausbaupfade. Die Bundesnetzagentur überwacht Verfahren und Fristen. Wenn ein Teil dieser Kette später liefert, trägt nicht automatisch derjenige die Kosten, der die Verzögerung verursacht. Der Projektierer kann versuchen, die Vertragslage politisch oder verbandlich zu verändern. Der Netzbetreiber kann auf Risiken hinweisen, aber die Projektentscheidung nicht ersetzen. Der Staat kann auf das Gesetz verweisen, hat zugleich aber Einnahmen eingeplant, die noch nicht vollständig geflossen sind.

Das Windenergie-auf-See-Gesetz sieht keine freie Rückgabe aus wirtschaftlichen Gründen vor. Nach Darstellung des Bundeswirtschaftsministeriums darf ein Zuschlag grundsätzlich nicht zurückgegeben werden. Vertragsstrafen greifen erst, wenn definierte Meilensteine verfehlt werden. Bei den Total-Flächen wäre das frühestens im Herbst 2027 relevant. Bis dahin liegt der Konflikt in einer Zwischenzone. Das Unternehmen kann die Projekte formal weiterhalten, politisch aber auf eine Lösung drängen. Der Staat kann auf bestehende Regeln verweisen, hat aber kein unmittelbares Sanktionsinstrument, solange die Meilensteine nicht gerissen sind.

Genau dort liegt der Anreiz, vor diesem Zeitpunkt eine Neuordnung zu erreichen. TotalEnergies möchte nach dem internen Papier offenbar die Sicherheitsleistung zurückerhalten und für Voruntersuchungen einen Ausgleich bekommen. Ein späterer Projektierer würde dann nicht nur eine Fläche übernehmen, sondern auch mit den Kosten und Erkenntnissen der bisherigen Entwicklung konfrontiert. Der Entwurf im Branchenverband geht dem Vernehmen nach in eine andere Richtung: Rückgabe ja, aber ohne erneute Teilnahme an derselben Fläche und ohne Verkauf der Voruntersuchungen an den Nachfolger. Diese Erkenntnisse sollen an die Bundesnetzagentur gehen. Damit würde ein Teil des privaten Optionswerts entzogen. Zugleich entstünde ein Verfahren, das im Gesetz derzeit nicht vorgesehen ist.

Die Reaktion der unterlegenen Bieter ist deshalb plausibel. Wer 2023 gegen Total verloren hat, muss heute nicht automatisch Interesse an den Flächen haben. Die damaligen Gebote haben einen Preisrahmen gesetzt, den andere Unternehmen schon damals nicht mitgehen wollten. Wenn sich seitdem Finanzierung, Lieferketten oder Netzanschlüsse verschlechtert haben, sinkt die Bereitschaft zusätzlich. Eine Übernahme zu Bedingungen, die Total entlasten, würde außerdem ein heikles Signal setzen: Sehr hohe Gebote könnten zunächst den Zuschlag sichern und später über Branchen- oder Staatsverhandlungen korrigiert werden. Für Wettbewerber wäre das kein attraktiver Präzedenzfall.

Die Kosten erscheinen nicht dort, wo sie entstehen. Wenn Total aussteigt, fehlen nicht nur potenzielle Erzeugungskapazitäten. Es fehlen auch Erlöse, die bereits zur Dämpfung der Netzentgelte vorgesehen waren. Bleiben die erwarteten Milliarden aus, muss entweder die Entlastung der Stromkunden geringer ausfallen, der Bundeshaushalt einspringen oder der Netzausbau an anderer Stelle finanziert werden. Die Kosten verschwinden nicht. Sie wechseln nur den Träger.

Für den Netzausbau ist der Vorgang besonders heikel. Netzbetreiber planen Leitungen und Anschlüsse auf Basis staatlicher Ausbauziele und konkreter Flächen. Wenn große Projekte mit 7,5 Gigawatt unsicher werden, verändert das die erwartete Auslastung künftiger Anschlüsse und die Reihenfolge von Investitionen. Ein Netzanschluss, der für einen bestimmten Windpark vorgesehen ist, lässt sich nicht beliebig auf einen anderen Ort oder Zeitpunkt verschieben. Verzögerungen auf der Erzeugungsseite können Investitionen entwerten oder Anschlussplanungen verkomplizieren. Verzögerungen auf der Netzseite können wiederum die Wirtschaftlichkeit des Windparks verschlechtern. Beide Seiten verstärken sich gegenseitig.

Energiepolitisch kratzt der Vorgang an einem Erfolgssignal der vergangenen Auktionen. Sie sollten zeigen, dass Offshore-Windparks ohne staatliche Förderung auskommen und sogar Einnahmen für den Staat erzeugen können. Hohe Gebote wurden deshalb als Erfolg gewertet. Wenn ein Teil dieser Gebote später nicht realisiert wird, stellt sich die Frage nach der Aussagekraft des Auktionspreises. Ein hoher Zuschlag ist kein gebauter Windpark. Er ist ein Versprechen unter Annahmen. Werden diese Annahmen zu optimistisch, kann der Zuschlag den Ausbau sogar verlangsamen, weil Flächen blockiert bleiben, bis rechtlich geklärt ist, ob und wie sie neu vergeben werden.

Falls sich Hinweise auf ähnliche Überlegungen bei BP bestätigen, würde sich die Lage weiter verschärfen. Dann ginge es nicht mehr um einen einzelnen Konzern, sondern um die Belastbarkeit der Vergaberegeln. Große Öl- und Energiekonzerne konnten bei den Auktionen hohe Summen bieten, weil sie über Kapital, Bilanzstärke und internationale Projektportfolios verfügen. Genau diese Unternehmen können Projekte aber auch stoppen, umschichten oder in Joint Ventures auslagern, wenn Renditeerwartungen anderswo günstiger erscheinen. Mittelständische oder spezialisierte Windentwickler haben weniger Spielraum für solche Gebote, sind aber oft stärker auf die Realisierung einzelner Projekte ausgerichtet.

Der Staat steht damit vor einer engen Abwägung. Hält er strikt am geltenden Verfahren fest, können Flächen bis zu den Meilensteinen blockiert bleiben. Öffnet er eine Rückgabemöglichkeit, entsteht ein Signal an künftige Bieter, dass Zuschläge nachverhandelbar werden können. Eine Lösung müsste deshalb vermeiden, den ursprünglichen Fehlanreiz zu belohnen. Rückgabe ohne vollständige Erstattung der Absicherung, Ausschluss von erneuten Geboten auf dieselbe Fläche und Übertragung der Voruntersuchungsdaten an die Bundesnetzagentur wären Instrumente, um die Fläche schneller wieder nutzbar zu machen, ohne die Auktion nachträglich in eine kostenlose Option zu verwandeln.

Der Vorgang ist deshalb kein Randstreit zwischen einem Konzern und dem Staat. Er testet, ob Auktion, Netzplanung und Stromkostenfinanzierung zusammenpassen. Wenn Offshore-Flächen über hohe Zahlungsversprechen vergeben werden und diese Erlöse zugleich zur Entlastung der Netzentgelte eingeplant sind, wird aus einem Projektabbruch ein Verteilungsproblem. Dann betrifft die Lücke nicht nur den Projektierer, sondern Netzbetreiber, Stromkunden, Haushaltsplaner und den Ausbaupfad selbst. Ein hoher Zuschlag ist noch kein Windpark. Er ist ein Versprechen unter Annahmen. Ein robustes Auktionsdesign muss damit rechnen, dass solche Annahmen scheitern können.