TotalEnergies fordert €800 Millionen von Berlin

Vor drei Jahren galt die Auktion als Beleg dafür, dass Offshore-Windkraft in Deutschland ohne staatliche Förderung auskommen könne. TotalEnergies und BP boten damals 12,6 Mrd. EUR für Windflächen in Nord- und Ostsee, ohne einen Cent Subventionen zu verlangen. Die Politik sah darin den Durchbruch eines marktbasierten Ausbaumodells. Im Mai 2026 ist von dieser Gewissheit wenig übrig: Beide Konzerne wollen aus den Projekten heraus, und das Modell ist inzwischen in vier Ländern unter Druck geraten.

TotalEnergies hat nach Medienberichten rund 800 Mio. EUR an Anzahlungen und Garantien geleistet und will die Flächen an den Bund zurückgeben. BP verfolgt über sein Gemeinschaftsunternehmen Jera Nex BP ein ähnliches Ziel. Beide Unternehmen machen geltend, die Projekte seien wirtschaftlich nicht mehr tragfähig. Berlin lehnt das ab: Nach Auffassung der Bundesregierung erlaubt das geltende Recht keine Rückgabe bereits zugeschlagener Konzessionen; die erste Frist für Vertragsstrafen läuft im Herbst 2027.

Wie die Rechnung kippte

Zwischen 2019 und 2023 setzten mehrere Regierungen in Nordeuropa darauf, dass Offshore-Windkraft ohne staatliche Absicherung auskomme. Die Niederlande vergaben das Projekt Hollandse Kust Zuid ohne Subventionen. Deutschland ging noch weiter und ließ negative Gebote zu: Unternehmen zahlten dem Staat Geld für das Recht, Windparks bauen zu dürfen. Die 12,6 Mrd. EUR Auktionserlös markierten den Höhepunkt dieses Vertrauens. Es hielt etwa drei Jahre.

Dann änderte sich die Zinswelt. Die EZB erhöhte ihren Leitzins zwischen Juli 2022 und September 2023 von 0 auf 4 Prozent. Offshore-Wind gehört zu den kapitalintensivsten Formen der Energieerzeugung: Turbinen, Fundamente und Seekabel müssen am Anfang finanziert werden, während die Erlöse erst über rund 25 Jahre zufließen. Bei billigem Geld reichte das für knappe Renditen. Bei mehreren Prozentpunkten höheren Finanzierungskosten können Projekte über ihre gesamte Laufzeit ins Minus rutschen. Bau- und Komponentenkosten lagen 30 bis 50 Prozent über dem Niveau von 2021, die Finanzierungskosten europäischer Projekte stiegen um 3 bis 4 Prozentpunkte (KPMG/OFATE). Was unter Annahmen von 2021 noch rentabel aussah, konnte damit seine Marge vollständig verlieren.

Hinzu kam der Netzausbau. In Deutschland betragen die Lieferzeiten für Offshore-Übertragungskomponenten inzwischen bis zu sechs Jahre. In den Niederlanden liegen 60 Prozent der Ausbauprojekte von TenneT im Schnitt 2,5 Jahre hinter dem Zeitplan. Ein Windpark ohne Netzanschluss ist ein gebundenes Vermögen ohne Ertrag: Er verursacht Kosten, kann aber keinen Strom verkaufen. Für die Energiekonzerne verschärft sich die Rechnung zusätzlich, weil Öl- und Gasprojekte schneller Kapital zurückbringen und in den Bilanzen damit attraktiver wirken.

Wer den Rückzug bezahlt

Zunächst trifft der Konflikt die Stromkunden in Deutschland. Die Bundesregierung hatte 90 Prozent der Auktionserlöse dafür vorgesehen, Netzentgelte und Strompreise zu dämpfen. Das sollte Haushalte entlasten, die die Energiekrise von 2022 noch immer in ihren Rechnungen spüren. Sollte TotalEnergies mit seiner Rückforderung durchkommen, fehlten in diesem Topf mehr als 7 Mrd. EUR.

Der größere Schaden wäre wohl die Verzögerung. Unter Verweis auf eine von ihnen beauftragte Fraunhofer-Studie wollen die Unternehmen Deutschlands Offshore-Ziel von 70 Gigawatt um 16 Jahre verschieben, von 2041 auf 2057. Das Muster zeigt sich auch anderswo. Die Niederlande werden ihr Ziel von 21 Gigawatt bis 2031 verfehlen. Dänemarks Auktion im Dezember 2024 erhielt kein qualifizierendes Gebot. In Großbritannien gingen in der Allocation Round 5 im Jahr 2023 überhaupt keine Gebote für Offshore-Wind ein.

Die Regierungen steuern nun auf dieselbe Korrektur zu: Differenzverträge, im Markt als Contracts for Difference oder CfDs bekannt. Der Staat garantiert dabei über 20 Jahre einen Mindestpreis für Strom. Fällt der Marktpreis darunter, gleicht die öffentliche Hand die Differenz aus. Deutschland stellt seine Auktionen für 2027 auf ein CfD-Modell um. Dänemark erhielt 5 Mrd. EUR an EU-genehmigten Staatshilfen für ein neues CfD-System. Großbritannien erhöhte nach dem Fehlschlag von 2023 den garantierten Preis und vergab in der Allocation Round 7 insgesamt 8,4 Gigawatt Offshore-Leistung.

Der Branchenverband selbst hat negative Gebote inzwischen für „tot“ erklärt. Staatliche Absicherung ist zurück, nachdem der Versuch ohne sie nur wenige Jahre getragen hat. Offen bleibt damit die eigentliche Verteilungsfrage: Wie viel öffentliches Geld soll unter welchen Bedingungen an private Energiekonzerne fließen, und lässt sich die Zeit, die mit der Suche nach der billigeren Lösung verloren ging, überhaupt noch aufholen?