Deutschlands Offshore-Windauktion 2025 ist zu einem zentralen Belastungspunkt im Rahmen der Energiewende geworden. Die Ausschreibung für neue Offshore-Kapazitäten endete ohne ein einziges Gebot trotz des erklärten Ziels, die Offshore-Erzeugung massiv auszubauen, um die Klimaziele für 2030 und 2035 zu erreichen. Die ausbleibende Teilnahme hat die Debatte darüber verschärft, ob das derzeitige Nullsubventions und Negativgebotsmodell noch mit den heutigen Finanzierungsbedingungen und den wirtschaftlichen Realitäten des Offshore-Sektors vereinbar ist.
Das Scheitern fällt in eine Phase straffer Geldpolitik, steigender Ausrüstungskosten und eingeschränkter Lieferketten. Entwickler sehen sich mit höheren Investitionsausgaben, teurerer Finanzierung und zunehmend unsicheren langfristigen Erlösannahmen konfrontiert. Vor diesem Hintergrund wird Deutschlands Offshore-Windauktion 2025 vielfach als Hinweis gedeutet, dass der politische Rahmen nicht mehr mit den makroökonomischen Risiken im Einklang steht.
Das Ergebnis lenkt zudem den Blick auf die Frage, ob Deutschland den Übergang zu erlösstabilisierenden Mechanismen wie Contracts for Difference (CfDs) beschleunigen sollte. Die Diskussion hat sich vom grundsätzlichen Interesse zu einer dringlichen politischen Notwendigkeit gewandelt.
Strukturelle Gründe für das Scheitern der Offshore-Auktion
Das deutsche Offshore-Regime beruht bislang auf einem Modell, das Entwickler zu aggressivem Wettbewerb über Null-Subventions- oder Negativgebote ermutigt, bei denen für die Nutzungsrechte gezahlt wird. Während dieses Modell früher niedrige Verbraucherpreise erzielte, hat sich das Finanzierungsumfeld 2025 grundlegend verändert. Höhere Zinsen erhöhen das Risiko für Projekte, die weitgehend dem Marktpreis ausgesetzt sind.
Entwickler kamen zu dem Schluss, dass Marktrisiko, Preisunsicherheit und fehlende Absicherungsinstrumente die Auktion wirtschaftlich unattraktiv machten. Branchenvertreter betonten, dass das Risiko „die Aufnahmefähigkeit der Entwickler übersteigt“. Ohne verlässliche Cashflows vergeben Banken Kredite nur zu höheren Risikoaufschlägen, was die Finanzierung zusätzlich erschwert.
Kosteninflation, Finanzierungsdruck und Projekttragfähigkeit
Kosteninflation hat die Offshore-Windökonomie in ganz Europa verändert. Turbinenhersteller erhöhen Preise aufgrund belasteter Lieferketten, gestiegener Materialkosten und schon lange bestehender Margenprobleme. Auch Installationsschiffe, Logistik und qualifizierte Fachkräfte sind teurer geworden.
In Deutschland kommen strenge Umweltgenehmigungen und langsame Netzanschlussplanung hinzu. Diese Unsicherheiten erhöhen das Risiko von Verzögerungen und Kostenüberschreitungen. In Kombination mit hohen Zinsen kann selbst eine leichte Abwärtskorrektur der zukünftigen Strompreise Projekte untragfähig machen. Die Nichtteilnahme der Entwickler war daher eine logische Reaktion auf eine ungünstige Risiko-Ertrags-Konstellation.
Marktvolatilität und Cannibalisierungseffekte
Der ehrgeizige Offshore-Ausbau verschärft das Problem der Cannibalisierung, also sinkender Marktpreise bei gleichzeitiger hoher Einspeisung erneuerbarer Energien. Mit dem parallelen Ausbau in Nordseeanrainerstaaten steigt das Risiko korrelierter Erzeugung.
Absicherungsinstrumente wie langfristige PPAs bieten nur begrenzt Schutz. Unternehmen fordern häufig Abschläge gegenüber erwarteten Marktpreisen. Viele Projekte wären ohne garantierte Mindesterlöse einem Risiko ausgesetzt, das mit großvolumigen Offshore-Investitionen kaum vereinbar ist.
Kritik der Stakeholder und Forderungen nach einer Reform
Branchenverbände reagierten ungewöhnlich geschlossen. Sie kritisieren, dass das Auktionsdesign staatliche Einnahmen durch Flächengebühren über effektiven Ausbau stellt. Hohe Vorabkosten entziehen Kapital, das für Bau, Netzanschluss und Betrieb nötig wäre.
Entwickler betonen, dass „unkontrollierbare Risiken“ nicht allein der Privatwirtschaft aufgebürdet werden können. Der Auktionsflop hat die Forderungen nach einem Modell befeuert, das Wettbewerb mit stabilen Erlösen verbindet. CfDs werden zunehmend als Stabilisationsinstrument verstanden, nicht als Subvention.
Politische Reaktionen und begrenzte Anpassungen
Die Bundesregierung erkannte das Signal an. Diskutiert werden kleinere Anpassungen: überarbeitete Volumen, striktere Qualifikationen und beschleunigte Genehmigungen. Doch sie beheben nicht das Grundproblem der unzureichenden Erlösstabilität.
Die Debatte über CfDs gewinnt an Tempo, stößt aber auf Bedenken hinsichtlich Staatsausgaben und EU-Beihilferecht. Ob inkrementelle Korrekturen reichen oder ein grundlegender Systemwechsel nötig wird, sollen kommende Gesetzgebungsrunden entscheiden.
Warum CfDs im Zentrum der Debatte stehen
CfDs sichern Erlöse über einen garantierten Strike Price. Liegt der Marktpreis darunter, zahlt der Staat die Differenz; liegt er darüber, zahlt der Projektierer zurück. Dieser Mechanismus schafft Kreditsicherheit und senkt Finanzierungskosten.
Länder wie Großbritannien zeigen, dass CfDs Offshore-Wind-Ausbau beschleunigen und Investitionen fördern. Deutschland hat hingegen lange marktgetriebene Modelle bevorzugt – doch der Auktionsflop zwingt zur Neubewertung.
CfD-Design für deutsche Marktbedingungen
Ein deutsches CfD-System müsste Besonderheiten des Strommarktes, der Industrienachfrage und des europäischen Netzes berücksichtigen. Die Strike-Price-Setzung müsste Cannibalisierung, CO₂-Preise und Elektrifizierungstrends einbeziehen.
Transparente Regeln, klare Indexierungen und zuverlässige Entschädigungen bei Curtailment wären entscheidend. Zu starre Vorgaben könnten Investoren abschrecken, zu flexible Unsicherheit schaffen.
Bedeutung für Energiewende und Investorenvertrauen
Der Auktionsfehler hat weitreichende Folgen. Offshore-Wind ist essenziell für Kohleausstieg, Wasserstoffproduktion und Netzstabilität. Verzögerungen gefährden langfristige Klimapfade.
Ebenso kritisch: Investorensignale. Ein gescheiterter Großtender lässt Zweifel an regulatorischer Kohärenz entstehen. Kapital könnte in planbarere Märkte wie die Niederlande oder das Vereinigte Königreich abwandern.
Deutschland steht somit vor einer Grundsatzentscheidung: Beibehaltung eines risikoreichen marktnahen Modells oder Umstellung auf stabilisierte Erlösmechanismen. Der Ausgang wird die Zukunft der Offshore-Windkraft in Europa maßgeblich prägen.
