WindSeeG-Novelle: Warum Stadtwerke Offshore-Wind als Beschaffungs- und Risikoakte führen sollten

Die Antwort zuerst: Offshore-Politik gehört in die Beschaffungsbeobachtung

Stadtwerke sollten die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes auch dann verfolgen, wenn sie weder Offshore-Flächen entwickeln noch unmittelbar an Ausschreibungen teilnehmen. Die Regeln beeinflussen, welche Erzeugungsmengen mit welcher Wahrscheinlichkeit entstehen, welche Akteure Projekte tragen, wie Kosten- und Erlösrisiken verteilt werden und wann Strommengen für langfristige Beschaffungsmodelle verfügbar sein können. Aus einer weit entfernten Gesetzesdebatte wird damit eine Frage für Portfolio, Risikomanagement und Kundenkalkulation.

Anlässlich der Anhörung im Wirtschaftsausschuss des Bundestages am 2. November 2026 hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft seine Position zur WindSeeG-Novelle veröffentlicht. Der Verband begrüßt die Beibehaltung der Ausbauziele, fordert aber verlässlichere Investitionsbedingungen und mehr Kosteneffizienz. Zu seinen Vorschlägen gehören ein einstufiges Ausschreibungsverfahren mit zweiseitigen, indexierten Differenzverträgen, Regeln für die geordnete Rückgabe nicht realisierbarer Flächen und eine stärkere grenzüberschreitende Kooperation. Das sind Forderungen eines Interessenverbandes, kein verabschiedeter Rechtsstand. Für Stadtwerke sind sie trotzdem ein nützlicher Anlass, die Wirkungskette zwischen Ausschreibungsregel, realisiertem Projekt und eigener Beschaffung sichtbar zu machen.

Ausschreibungsdesign bestimmt mehr als den Zuschlag

Eine Offshore-Ausschreibung verteilt zunächst das Recht, eine Fläche zu entwickeln. Ihre Bedingungen reichen jedoch bis in Finanzierung, Lieferkette und spätere Vermarktung hinein. Hohe Unsicherheit kann Risikoaufschläge vergrößern. Ein sehr aggressives Gebot kann zwar im Wettbewerb erfolgreich sein, muss aber unter späteren Kosten-, Zins- und Erlösbedingungen tragfähig bleiben. Entscheidend für den Strommarkt ist deshalb nicht nur, wer einen Zuschlag erhält, sondern ob das Projekt finanziert, gebaut, angeschlossen und dauerhaft betrieben wird.

Der BDEW spricht sich für die direkte Vergabe zweiseitiger, indexierter Differenzverträge aus. Vereinfacht beschrieben gleicht ein zweiseitiger Differenzvertrag die Differenz zwischen einem vereinbarten Referenzwert und einem Marktwert in beide Richtungen aus: Liegt der Marktwert darunter, kann eine Ausgleichszahlung anfallen; liegt er darüber, kann eine Rückzahlung vorgesehen sein. Die konkrete Ausgestaltung ist entscheidend. Eine Indexierung soll Kostenentwicklungen berücksichtigen und nach Position des Verbandes Risikoaufschläge senken. Der BDEW kritisiert das im Regierungsentwurf vorgesehene zweistufige Verfahren, weil es weiterhin Anreize für riskante Gebote setzen und die Akteursvielfalt verringern könne.

Für Stadtwerke folgt daraus keine pauschale Empfehlung für oder gegen ein Fördermodell. Relevant ist die Szenariofrage: Wie verändern unterschiedliche Ausschreibungsmodelle die Wahrscheinlichkeit, den Zeitplan und die Vermarktungsform künftiger Erzeugung? Diese Frage gehört getrennt von der politischen Bewertung in die Beschaffungsakte.

Realisierung ist eine eigene Risikokategorie

Zwischen politischem Ausbauziel und tatsächlich gelieferter Kilowattstunde liegen Flächenentwicklung, Genehmigungen, Finanzierung, Turbinen- und Kabelverfügbarkeit, Hafenlogistik, Installation sowie Netzanbindung. Fällt ein Projekt aus oder verschiebt es sich, entstehen die erwarteten Strommengen später oder gar nicht. Das kann für einen kommunalen Versorger relevant werden, wenn langfristige Portfolioannahmen, Herkunftsstrategien oder Lieferverträge auf einem bestimmten Inbetriebnahmedatum beruhen.

Der BDEW sieht im Gesetzentwurf eine offene Frage bei der frühzeitigen Rückgabe und Neuausschreibung von Flächen, wenn Projekte nicht realisiert werden können. Diese Kritik sollte als Verbandsposition dokumentiert werden. Der betriebliche Klärpunkt dahinter ist allgemeiner: Welche Ersatzannahme gilt, wenn erwartete Erzeugung ausfällt? Eine belastbare Beschaffungsakte führt deshalb neben dem Zielszenario mindestens ein Verzögerungs- und ein Ausfallszenario. Sie benennt Auslöser, Beobachtungsquellen und die zuständige Entscheidungsebene.

Ein solches Szenario darf nicht so tun, als ließe sich der Inbetriebnahmezeitpunkt einer einzelnen Anlage aus öffentlichen Meldungen sicher prognostizieren. Es sollte vielmehr Bandbreiten abbilden. Dazu gehören ein frühester plausibler Lieferbeginn, ein belastbarer Planungskorridor und ein Stressfall. Die Annahmen müssen datiert und bei neuen Gesetzes-, Zuschlags- oder Netzanbindungsständen aktualisiert werden.

Netzanbindung und Betriebsdauer verändern die Zeitachse

Der BDEW unterstützt eine Verlängerung der Betriebszeit auf 35 Jahre und weist zugleich auf notwendigen Anpassungsbedarf bei den regulatorischen Bedingungen für Offshore-Netzanbindungen hin. Auch hier gilt: Die Forderung beschreibt keinen finalen Rechtsstand. Sie macht aber sichtbar, dass Erzeugungsanlage und Netzanschluss als gemeinsame Lieferkette betrachtet werden müssen. Eine fertige Anlage ohne rechtzeitig verfügbare Übertragungskapazität liefert dem Beschaffungsportfolio nicht die erwarteten Mengen.

Eine längere Betriebsdauer kann die Kosten auf mehr Produktionsjahre verteilen und die langfristige Verfügbarkeit verändern. Für Stadtwerke ist daraus jedoch kein fester Preisvorteil ableitbar. Marktwerte, technische Verfügbarkeit, Vermarktungsverträge, Finanzierung und Regulierung wirken zusammen. Die Beschaffungsakte sollte daher keine einzelne Gesetzesänderung direkt in einen Tarif- oder Preisclaim übersetzen. Sie dokumentiert stattdessen, welche Parameter sich ändern könnten und welche davon für das eigene Portfolio tatsächlich messbar sind.

Grenzüberschreitende Projekte erweitern die Rollenlandschaft

Der BDEW fordert ein Unterziel von zehn Gigawatt für grenzüberschreitende Kooperationsprojekte innerhalb des Ausbauziels von 70 Gigawatt bis 2045. Außerdem sollen Kriterien für die Anrechnung solcher Projekte auf die Ausbauziele geregelt werden. Diese Zahlen stammen aus der Verbandsposition. Ihre mögliche Umsetzung ist Gegenstand des Gesetzgebungsverfahrens.

Für Stadtwerke weist die Forderung auf einen weiteren Prüfbereich hin: Grenzüberschreitende Projekte können mehrere Marktgebiete, Netzbetreiber, Förderrahmen und Vermarktungswege verbinden. Dadurch kann sich ändern, welchem Markt Erzeugung bilanziell und wirtschaftlich zugeordnet wird und welche Gegenparteien langfristige Liefermodelle anbieten. Wer künftige Offshore-Mengen in einer Strategie berücksichtigt, sollte deshalb Projektname, Anschlusskonzept, Marktgebiet und vertragliche Lieferbeziehung auseinanderhalten. Ein geografischer Standort allein beantwortet noch nicht, wo und unter welchen Bedingungen die Energie vermarktet wird.

Was in eine Beschaffungs- und Risikoakte gehört

Eine praxistaugliche Akte beginnt mit wenigen, klar getrennten Ebenen. Erstens hält sie den Rechts- und Verfahrensstand fest: Entwurf, Anhörung, mögliche Änderungsanträge, Beschluss und beihilferechtliche Schritte dürfen nicht vermischt werden. Zweitens erfasst sie die öffentlich belegbaren Projekt- und Netzanbindungsmeilensteine. Drittens übersetzt sie diese Beobachtungen in Bandbreiten für Mengen und Zeitpunkte. Viertens dokumentiert sie, welche eigene Portfolioentscheidung davon abhängt.

Sinnvolle Felder sind Quelle und Abrufdatum, Status des Gesetzgebungsverfahrens, Ausbau- oder Flächenbezug, erwarteter Anschlusskorridor, mögliche Vermarktungsform, Gegenparteirisiko, Preis- und Indexierungslogik, Stressannahme sowie nächster Prüftermin. Jede Aussage erhält eine Herkunft: gesetzlicher Stand, Position eines Verbandes, Projektmeldung oder interne Annahme. So bleibt sichtbar, was belegt ist und was lediglich als Szenario dient.

Für ein kommunales Unternehmen genügt oft eine kompakte Version. Sie sollte aber fachbereichsübergreifend anschlussfähig sein. Beschaffung bewertet Mengen und Verträge, Controlling modelliert Bandbreiten, Recht prüft den jeweils geltenden Rahmen, Risikomanagement betrachtet Gegenparteien und Konzentrationen, Kommunikation verhindert voreilige Versprechen. Diese Rollen müssen nicht gleichzeitig über jedes Detail entscheiden. Sie benötigen denselben dokumentierten Stand.

Drei Fragen für die nächste Portfoliorunde

Die erste Frage lautet: Welche Annahmen im Beschaffungsportfolio hängen überhaupt von neuem Offshore-Zubau ab? Ohne diese Zuordnung bleibt die politische Beobachtung folgenlos. Die zweite Frage lautet: Welche Verzögerung würde eine operative Reaktion auslösen? Ein definierter Schwellenwert ist hilfreicher als eine allgemeine Sorge. Die dritte Frage lautet: Welche Aussage darf nach außen gegeben werden? Ausbauziele, Verbandsforderungen und erwartete Liefermengen sind unterschiedliche Kategorien und sollten in Kundenkommunikation oder Gremienunterlagen eindeutig bezeichnet werden.

Die WindSeeG-Novelle ist noch kein fertiger Beschaffungsparameter. Sie ist ein aktuelles Signal dafür, dass Projektfinanzierung, Ausschreibungslogik, Netzanbindung und Stromvermarktung gemeinsam betrachtet werden müssen. Stadtwerke gewinnen daraus keine sichere Preisprognose. Sie gewinnen einen Anlass, langfristige Mengenannahmen prüfbar zu machen und ihre Reaktion auf Verzögerungen vorzubereiten.