Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) hat den Referentenentwurf eines „Dritten Gesetzes zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und anderer Vorschriften“ (WindSeeG-E) vorgelegt, der das Ausschreibungsdesign für Offshore-Windenergie grundlegend reformiert. Kernstück ist ein zweistufiges Zuschlagsverfahren, das der marktlichen Realisierung Vorrang einräumt und einen CfD-basierten Absicherungsmechanismus subsidiär vorsieht.
Kontext und Ziele
Offshore-Windenergie soll als Eckpfeiler einer klimaneutralen Stromversorgung gestärkt werden. Der Entwurf will dafür einen verlässlichen Investitionsrahmen schaffen, der Marktintegration mit angemessener Absicherung verbindet. Zudem sollen die Erzeugung und der Ausbau der Netzanbindung enger synchronisiert werden, um Systemkosten zu senken und Überkapazitäten zu vermeiden. Durch die Umsetzung des Net-Zero Industry Act (NZIA) sollen außerdem einseitige Lieferkettenabhängigkeiten abgebaut und die nationale Resilienz gestärkt werden.
Die Reform des Ausschreibungsdesigns für Offshore-Windenergie war angesichts gestiegener Investitionskosten und zuletzt erfolgloser Ausschreibungen im Jahr 2025 erforderlich geworden. Die Bundesregierung hält gleichwohl am Ziel von mindestens 70 GW installierter Offshore-Windleistung bis 2045 fest, wofür ab 2035 jährlich durchschnittlich ca. 3.000 MW in Betrieb gehen müssen. Hier setzt der Entwurf an und stellt die Einführung eines CfD-basierten Absicherungsmechanismus, eingebettet in ein reformiertes Ausschreibungsdesign, ins Zentrum.
Kernelemente des WindSeeG-Entwurfs
Die wesentlichen Regelungsinhalte des Entwurfs im Überblick:
- Verstetigung des Ausschreibungspfads (§ 2a Abs. 1 Nr. 3 WindSeeG-E): Ab 2027 soll ein jährlicher Ausschreibungskorridor von 2.000 MW bis 4.800 MW gelten. Damit soll ab dem Inbetriebnahmejahr 2032 ein stetiger Ausbaupfad und damit mehr Planbarkeit für Projektierer, Hersteller, Betreiber und Zulieferer gewährleistet und dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) zugleich Flexibilität bei der Festlegung der Ausschreibungsmengen eingeräumt werden.
- Vereinheitlichtes Ausschreibungsdesign mit zweistufigem Zuschlagsverfahren (§§ 20-23, §§ 53-54c WindSeeG-E): Das Ausschreibungsdesign soll für zentral und nicht zentral voruntersuchte Flächen als zweistufiges Zuschlagsverfahren vereinheitlicht werden, um Komplexität und Bürokratie zu reduzieren. In der ersten Stufe soll geprüft werden, ob ein Bieter die Fläche rein marktlich ohne Förderung realisieren will. Bei mehreren interessierten Bietern erfolgt die Auswahl in einem dynamischen Gebotsverfahren anhand der Zahlungsbereitschaft. Nur wenn kein Bieter ohne Absicherung bietet, greift die zweite Stufe mit einem Absicherungsmechanismus in Form eines zweiseitigen Differenzvertrags, also eines Contract for Difference (CfD). In dieser zweiten Stufe erhält grundsätzlich der Bieter mit dem geringsten anzulegenden Wert den Zuschlag.
In den letzten Jahren wurden die Offshore-Flächen in Deutschland ohne Förderung vergeben und insbesondere für die nicht-voruntersuchten Flächen wurden hohe Zahlungsgebote im dynamischen Gebotsverfahren abgegeben. In den Ausschreibungen unter dem neuen Ausschreibungsdesign wird es spannend zu sehen sein, ob die Offshore-Flächen in ein Förderregime fallen oder wirtschaftlich weiterhin ohne Förderung vergeben werden. - Einführung zweiseitiger Differenzverträge (CfD) (§ 24 Abs. 1 Nr. 2, § 55 Abs. 1 Nr. 2 WindSeeG-E): Der Absicherungsmechanismus soll auf der zweiten Stufe als zweiseitiger Differenzvertrag ausgestaltet werden. Im WindSeeG-E wird dies über den Anspruch auf Marktprämie nach § 19 EEG und die Verpflichtung zur Zahlung eines Refinanzierungsbeitrags nach § 21d EEG umgesetzt. Liegt der Marktwert unter dem anzulegenden Wert, erhält der Betreiber eine Förderung über die Marktprämie. Liegt der Marktwert über dem anzulegenden Wert, werden Erlöse oberhalb des Gebots über den Refinanzierungsbeitrag abgeschöpft.
- Begrenzte Ausstiegsoptionen aus dem CfD (§ 24 Abs. 1 Nr. 2, § 55 Abs. 1 Nr. 2 WindSeeG-E iVm. § 21e EEG): Ein Wechsel aus dem CfD und damit aus der Abschöpfung soll grundsätzlich nicht möglich sein, um zu verhindern, dass Betreiber zunächst die Förderung in Anspruch nehmen und später die Abschöpfung umgehen. Allerdings besteht die begrenzte Option nach § 21e EEG, in den ersten zehn Jahren einmalig aus dem CfD in die sonstige Direktvermarktung bzw. PPA-Vermarktung zu wechseln.
- Umsetzung des Net-Zero Industry Act (§ 15a, § 51, § 51a, § 54a, § 83a, § 100 WindSeeG-E): Der Entwurf setzt Vorgaben des Net-Zero Industry Act zu Resilienz, Cybersicherheit und Nachhaltigkeit um. Cybersicherheit und Resilienz sind zwingende Präqualifikationskriterien; Resilienz in Bezug auf Dauermagnete und Nachhaltigkeit können Bieter zusätzlich freiwillig als Bewertungskriterien zusagen und erhalten dafür einen Multiplikationsfaktor, der auf der ersten Stufe des Ausschreibungsdesigns den zu zahlenden Beitrag senkt und auf der zweiten Stufe den anzulegenden Wert im CfD erhöht. Diese Kriterien gelten für zentral voruntersuchte Flächen und ersetzen die bisherigen qualitativen Kriterien. Cybersicherheit gilt als Präqualifikationskriterium für alle Flächen. Bei Nichterfüllung der Präqualifikationskriterien ist der Zuschlag zu widerrufen; bei freiwillig zugesagten Bewertungskriterien fällt eine Pönale i.H.v. 10 % der Sicherheitsleistung je Kriterium an.
- Längere Betriebsdauer (§ 69 Abs. 7, § 102 Abs. 8 WindSeeG-E): Neue Offshore-Windenergieanlagen und sonstige Energiegewinnungsanlagen sollen zukünftig grundsätzlich für 35 Jahre statt für 25 Jahre zugelassen werden; in Ausnahmefällen aufgrund der Netzanbindung oder einer Nachnutzung auch kürzer. Für neue Anlagen mit 35-jähriger Zulassung soll eine nachträgliche Verlängerung nur noch einmalig um höchstens fünf Jahre möglich sein. Dies soll technisch-wirtschaftlich optimierte Investitionen ermöglichen und die Wirtschaftlichkeit neuer Projekte verbessern. Für bereits bezuschlagte Projekte erfolgt keine pauschale gesetzliche Anhebung von 25 auf 35 Jahre; es besteht eine einmalige Verlängerungsmöglichkeit um höchstens 10 Jahre.
- Höchstwerte und Sicherheiten (§§ 18f., § 52f. WindSeeG-E): Für nicht zentral voruntersuchte Flächen wird ein Höchstwert, als Obergrenze für den anzulegenden Wert auf der zweiten Stufe des Ausschreibungsdesigns, von 9,487 ct/kWh vorgesehen. Für zentral voruntersuchte Flächen soll der Höchstwert 9,6715 ct/kWh betragen. Zudem soll die Bundesnetzagentur (BNetzA) die Höchstwerte unter bestimmten Bedingungen anpassen können, insbesondere bei erheblichen Abweichungen des prognostizierten Stromertrags. Zugleich werden die Sicherheitsleistungen erhöht: für nicht zentral voruntersuchte Flächen von EUR 100/kWh auf EUR 200/kWh und für zentral voruntersuchte Flächen von EUR 200/kWh auf EUR 250/kWh. Eine einseitige Rückgabe von Zuschlägen ist weiterhin nicht vorgesehen.
- Netzanbindung, Überbauung und Verfahrenseffizienz (§ 24 Abs. 1, § 55 Abs. 1, § 2a Abs. 2, § 4, § 5 Abs. 1, § 91a WindSeeG-E): Zudem flexibilisiert der Entwurf die Netzanbindung; die installierte Leistung muss künftig nicht mehr zwingend der Netzanbindungskapazität entsprechen. Der Flächenentwicklungsplan kann vielmehr eine abweichende, flächenspezifische Netzanbindungskapazität vorsehen. Dadurch wird eine Überbauung, also die Installation einer höheren Erzeugungsleistung als die Netzanschlusskapazität, möglich. Einzelne Flächen dürfen hierfür künftig ein Ausschreibungsvolumen von 500 bis 2.400 MW umfassen. Auch werden internationale Offshore-Anbindungsleitungen in die Planungssystematik einbezogen. Flankierend sollen Umweltuntersuchungen grundsätzlich durch das BSH koordiniert werden.
- Wettbewerbsfähigkeit und Innovation (§§ 69 Abs. 3, Abs. 7 WindSeeG-E): Der Entwurf ermöglicht begrenzte kombinierte Anlagekonzepte aus Offshore-Windstrom und Elektrolyse. Sonstige Energiegewinnungsanlagen, wie Elektrolyseure, können zugelassen werden, wenn ihre installierte Erzeugungskapazität nicht mehr als 2,5 % der zugewiesenen Netzanbindungskapazität beträgt und es sich um eine Pilotenergiegewinnungsanlage auf See handelt. Ziel ist die Erprobung von Offshore-Wasserstofferzeugung unter realen Bedingungen, ohne Offshore-Flächen allgemein für Wasserstofferzeugung zu öffnen.
Einordnung und Handlungsempfehlungen
Der Referentenentwurf stellt das Ausschreibungsdesign für Offshore-Windenergie um: An die Stelle des bisherigen Systems tritt ein zweistufiges Verfahren, das der marktlichen Realisierung Vorrang einräumt und den CfD als Absicherungsmechanismus nur subsidiär vorsieht. Für Projektierer bedeutet dies eine Neukalibrierung der Erlös- und Finanzierungsmodelle, insbesondere durch den CfD, der Erlösrisiken nach unten absichert, aber Erlöschancen nach oben abschöpft.
Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) bewertet den Entwurf als grundsätzlich richtigen Reformansatz und begrüßt die Einführung von CfDs als „Schritt in die richtige Richtung“, der langfristig Planungssicherheit geben könnte. Positiv bewertet der Verband auch das Festhalten am 70-GW-Ausbauziel bis 2045 und die Verlängerung der Betriebsdauer auf 35 Jahre. Gleichwohl sieht der BWO erheblichen Nachholbedarf: Der CfD dürfe nicht bloße Rückfalloption sein, sondern müsse von Anfang an verlässlich zur Verfügung stehen. Zudem vermissen der Verband und weitere Branchenvertreter einen Indexierungsmechanismus zur Kopplung an Zins-, Rohstoff- und Komponentenpreisentwicklungen sowie einen Rückgabemechanismus für Altzuschläge aus den Jahren 2023-2025.
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