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28. November 2025
Veröffentlichungsreihe – 101 von 100 Insights
Offshore Wind in Deutschland: Von der Marktprämie zu Contracts for Difference?
- Briefing
Die Offshore-Windenergie spielt eine zentrale Rolle in der deutschen Energiewende und ist entscheidend für das Erreichen der Klimaziele sowie die Sicherung einer nachhaltigen Energieversorgung. Seit Inkrafttreten des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) am 1. Januar 2017 wurde das zuvor dezentral organisierte Genehmigungsverfahren für Offshore-Windenergieanlagen, das nach dem Prinzip „first come, first served“ ausgestaltet war, grundlegend reformiert und in einen zentralisierten Ausschreibungsprozess überführt, für den die Bundesnetzagentur (BNetzA) zuständig ist. Die seitdem erfolgten Reformen sollten nicht nur die Effizienz steigern, sondern auch die Transparenz und Fairness im Wettbewerb verbessern. Doch die Praxis zeigt: Strategien wie Null-Cent-Gebote und die daraus resultierende Marktunsicherheit stellen neue Herausforderungen dar. Der vorliegende Beitrag beleuchtet die Struktur und Dynamik des aktuellen Ausschreibungssystems, analysiert die Auswirkungen auf Investitionen und diskutiert mögliche Reformansätze – insbesondere die Einführung von symmetrischen Contracts for Difference (CfD) als potenzielles Zukunftsmodell für die Offshore-Windenergie in Deutschland.
Struktur des zentralen Ausschreibungsverfahrens
Die für die Kalenderjahre 2025 und 2026 gemäß § 2a Abs. 1 Nr. 2 WindSeeG festgelegten jährlichen Ausschreibungsvolumina für Offshore-Windenergieprojekte in einer Größenordnung von bis zu 9.000 Megawatt verteilen sich jeweils zur Hälfte auf Flächen, die zuvor einer Tauglichkeitsprüfung durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) unterzogen wurden (sog. zentral voruntersuchte Flächen). Die übrigen Anteile entfallen auf Meeresgebiete, die einer solchen Voruntersuchung entbehren. Für beide Kategorien gelten unterschiedliche Ausschreibungsverfahren, insbesondere Auswahlverfahren.
Kriterienbasiertes Vergabeverfahren bei nicht zentral voruntersuchten Flächen
Bei dem Zuschlagsverfahren für nicht zentral voruntersuchte Flächen überprüft die BNetzA eine Reihe von ökonomischen, gesellschaftlichen und ökologischen Auswahlkriterien. Maßgeblich für die Bewertung sind hierbei der Anteil erneuerbarer Energien und grüner Wasserstoffe im Herstellungsprozess, die prognostizierte Energielieferung, die Schallbelastung, die Meeresbodenversiegelung durch die Anlagen sowie die zur Schaffung von Ausbildungsplätzen. Von zentraler Bedeutung ist, mit einer Gewichtung von 60 %, der Gebotswert, also der niedrigste staatlich garantierte Preis, für die Einspeisung der erzeugten Elektrizität in das Energienetz.
Wettbewerbsverzerrung des Zuschlagsverfahrens durch Null-Cent-Strategien
Bei den bereits zentral voruntersuchten Flächen kommt es bei den Zuschlagskriterien nach § 20 Abs. 1 WindSeeG ausschließlich auf den niedrigsten Gebotswert an. Dies führte in der Vergangenheit mitunter dazu, dass Gebotswerte zum Preis von Null Cent pro Kilowattstunde abgegeben wurden, um sich im Verfahren durchzusetzen.
Das dynamische Gebotsverfahren – ein Ansatz zur Marktstabilisierung?
Als Reaktion auf die Null-Cent-Strategie wurde mit der Novellierung des WindSeeG vom 20. Juli 2022 das dynamische Gebotsverfahren gemäß § 21 WindSeeG eingeführt. Dieses sieht vor, dass bei mehreren Geboten von Null Cent pro Kilowattstunde für die Investoren in der „zweiten Gebotskomponente“ kurzfristige Gebotsrunden stattfinden, bei denen sie steigende Geldbeträge für einen Zuschlag bieten können. Die daraus erzielten Einnahmen sollen für gemeinwohlorientierte Zwecke, insbesondere die Stromkostensenkung, verwendet werden.
Fortbestehender Wegfall staatlicher Offshore-Windenergie-Subventionen
Problematisch bleibt, dass die Marktprämie bei Geboten von Null Cent pro Kilowattstunde völlig entfällt, da sie nach § 20 Abs. 2 WindSeeG in Verbindung mit § 23 Abs. 1 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) die Differenz zwischen dem Gebotswert der ersten Gebotsrunde und dem Marktwert der Energie bemisst. Der Sinn und Zweck der Marktprämie besteht gerade darin, Marktschwankungen auszugleichen und erneuerbare Energien wettbewerbsfähig zu machen. Investoren, die der Null Cent-Strategie folgen, setzen hingegen ausschließlich auf steigende Energiepreise und nicht auf staatliche Förderung.
Rückläufiges Investitionsinteresses hemmt Ausbau der Offshore-Windenergie
Erschwerend wirkte, dass einzelne Angaben, gerade im Auswahlverfahren von nicht zentral voruntersuchten Flächen, wie beispielsweise der Stromzusammensetzung im Herstellungsprozess, schwer zu ermitteln sind. Dies reduzierte die Investitionssicherheit. Die Lage verschärfte sich weiter, als in diesem Jahr bei der August Ausschreibungen von Meeresbodenflächen für die Offshore-Windenergieerzeugung in Höhe von insgesamt 2.500 MW kein einziges Gebot abgegeben wurde.
Reformvorschläge der Verbände: Symmetrische CfD als Alternative?
Als Antwort auf die Investitionszurückhaltung fordern Windenergieverbände zunehmend die Einführung zweiseitiger Differenzverträge „Contracts for Difference“ (CfD), ähnlich dem Modell aus dem Vereinigten Königreich, anstelle der bisherigen Marktprämie.
Auch dieses Modell basiert auf einem zentralen Ausschreibungsverfahren, bei dem Investoren, ähnlich wie bei dem Gebotsverfahren, einen sogenannten „Strike Price“ angeben, der die niedrigste staatlich garantierte Vergütung für die erzeugte Energie festlegt. Charakteristisch für das Modell ist, dass der Strike Price sowohl als positive als auch als negative Marktprämie wirkt: Liegt der Marktpreis über dem Strike Price, müssen die Investoren die Differenz an den Staat zahlen, sodass Null-Cent-Gebote faktisch ausgeschlossen sind, da die Betreiber ihre Einnahmen komplett abführen müssten.
Innerhalb der konkreten Ausgestaltung der CfD eröffnen sich unterschiedliche Gestaltungsoptionen. Bei Modellen, welche die Förderung auf Grundlage der tatsächlich eingespeisten Strommengen bemessen (sog. „as-produced models“) lässt sich eine Differenzierung zwischen einem festen Gebotswert, wie im Vereinigten Königreich und flexibleren Ansätzen mit einem definierten Gebotskorridor vornehmen.
Wettbewerbsstärkung für die deutsche Offshore Wind-Branche
Durch das System der symmetrischen CfD prognostiziert der Bundesverband der Windparkbetreiber Offshore e.V. (BWO) eine Senkung der Stromgestehungskosten um bis zu 30 % im Vergleich zur bestehenden Regelung. Erfahrungen aus europäischen Nachbarländern wie unter anderem dem Vereinigten Königreich, Spanien, Italien und Frankreich, die bereits symmetrische CfD-Systeme etabliert haben, sprechen für dieses Instrument.
Zukunftsperspektiven für den nationalen Offshore-Windenergie-Sektor
Die gegenwärtige Gebotszurückhaltung ist nicht ausschließlich auf das Ausschreibungssystem zurückzuführen sind, sondern auch mit den spezifischen Risikoprofilen der jeweiligen Ausschreibungsflächen verknüpft. Wir verweisen auf unseren Beitrag: Offshore Windenergie in Deutschland – Aktuelle Herausforderungen. Unabhängig davon ist eine langfristige Unterstützung wichtig, um die Offshore-Windenergieindustrie nachhaltig zu fördern. Die von u.a. den Verbänden BWO, BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) vorgeschlagene Lösung über symmetrische CfD stößt politisch auf breite Zustimmung. Zuspruch erhalten CfD-Systeme auch seitens der Bundesministerin für Wirtschaft und Energie, Katharina Reiche, die eine Reform der Offshore-Windenergieförderung mittels Einführung von CfD nach dem britischen Modell fordert. Auch auf supranationaler Ebene hat das CfD-Modell in einem Reformvorschlag sowohl durch den EU-Kommissar für Energie (Dan Jørgensen) als auch durch eine weit überwiegende Mehrheit des Europäischen Parlaments deutlichen Zuspruch erfahren
In dieser Serie
Offshore Windenergie in Deutschland – Aktuelle Herausforderungen
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