Die Anhörung vom 2. November 2026 bringt noch keine Strompreisgarantie
Unternehmen können aus der geplanten Neuregelung derzeit weder einen sicheren Rückgang ihrer Stromkosten noch eine neue unmittelbar geltende Pflicht ableiten. Am 2. November 2026 befasste sich der Ausschuss für Wirtschaft und Energie des Deutschen Bundestages mit dem geplanten „Gesetz zur Optimierung und Absicherung des Ausbaus der Windenergie auf See“, Bundestagsdrucksache 21/8238. Die öffentliche Anhörung ist ein parlamentarischer Beratungsschritt. Sie ersetzt weder die weitere Beratung noch die abschließende Entscheidung über den Gesetzentwurf.
Der Anhörungsbericht beschreibt ein Gesetzesvorhaben, das das Ausbauziel von 70 Gigawatt bis 2045 beibehalten und die Vergabe von Offshore-Projekten neu ordnen soll. Für die Praxis ist die Abgrenzung entscheidend: Diese Angaben betreffen einen Gesetzentwurf, nicht geltendes oder endgültig beschlossenes Recht.
Für Unternehmen geht es deshalb zunächst nicht um eine sofortige Umstellung. Relevant ist vielmehr, ob langfristige Energiepreis-, Investitions- und Standortentscheidungen bereits mit einem schnelleren Offshore-Ausbau begründet werden. Mehr Erzeugungskapazität kann die Versorgungsperspektive verbessern, senkt aber nicht automatisch die Stromkosten eines einzelnen Betriebs. Dafür müssten Erzeugung, Netzanbindung, Beschaffung, Finanzierung und Kostenweitergabe tatsächlich zusammenwirken.
Der Gesetzentwurf setzt auf zweistufige Ausschreibungen und Differenzverträge
Nach dem Anhörungsbericht soll zunächst geprüft werden, ob ein Unternehmen einen Offshore-Windpark ohne staatliche Förderung errichtet. Erst wenn dies nicht gelingt, soll in einer zweiten Stufe über den Preis eines zweiseitigen Differenzvertrags, eines sogenannten Contract for Difference (CfD), geboten werden. Ein CfD gleicht die Differenz zwischen einem vereinbarten Referenzpreis und dem Marktpreis aus.
Liegt der Marktpreis unter dem vereinbarten Preis, erhält der Betreiber eine Ausgleichszahlung. Liegt er darüber, muss der darüber hinausgehende Erlös abgeführt werden. Für Betreiber kann dieser Mechanismus die Erlösplanung erleichtern. Für Stromabnehmer folgt daraus aber noch kein bestimmter Tarif.
Diese Aussage ist eine Schlussfolgerung aus dem Anhörungsbericht: Er weist keinen konkreten Unternehmenstarif und keinen individuell zugänglichen Entlastungsmechanismus aus. Ob ein CfD die Systemkosten senkt, stabilisiert oder teilweise verlagert, hängt von der endgültigen Ausgestaltung, den Ausschreibungsergebnissen, der Finanzierung und der Kostenweitergabe ab. Die Anhörung liefert dafür noch keine belastbare Preisprognose.
Ausbauziel, Laufzeit und Netzanschluss bleiben getrennte Planungsgrößen
Der Entwurf sieht nach dem Anhörungsbericht außerdem vor, die Regellaufzeit neuer Offshore-Windparks von 25 auf 35 Jahre zu erhöhen. Zudem sollen Netzanbindung und Bau der Windparks besser synchronisiert werden. Beides kann die Wirtschaftlichkeit und Infrastrukturplanung beeinflussen. Eine bereits verfügbare zusätzliche Strommenge entsteht dadurch jedoch nicht.
Die lange Zeit zwischen Zuschlag und Inbetriebnahme ist ein zentraler Streitpunkt. In der Anhörung wurde darauf hingewiesen, dass zwischen Auktion und tatsächlicher Inbetriebnahme meist fünf bis sieben Jahre liegen. In dieser Zeit können sich Kosten für Rohstoffe, Turbinen und Finanzierung verändern. Vertreter der Branche forderten deshalb unter anderem eine Indexierung, also die Anpassung des vereinbarten Werts an die Kostenentwicklung.
Auch die Realisierung bereits vergebener Flächen ist offen. Der Übertragungsnetzbetreiber stellte die Frage, wie sichergestellt werden soll, dass die zwischen 2023 und 2025 vergebenen 16 Gigawatt Offshore-Flächen tatsächlich realisiert werden. Gefordert wurden außerdem verbindliche Mechanismen für nicht realisierbare Projekte, eine Refinanzierung notwendiger Ersatz- und Reinvestitionen sowie ein verlässlicher Planungshorizont für grenzüberschreitende Flächen.
Ein Ausbauziel beschreibt damit zunächst eine politische Zielgröße. Es ist nicht gleichbedeutend mit realisierten Windparks, verfügbarer Netzkapazität oder einem bestimmten Beschaffungspreis. Wer Investitionen über viele Jahre plant, muss diese Zwischenschritte getrennt betrachten.
Ein Zahlenbeispiel zeigt, warum eine Energiepreisannahme allein nicht genügt
Das folgende Beispiel ist ausdrücklich eine hypothetische Planungsrechnung und kein realer Unternehmensfall. Angenommen wird eine zusätzliche Produktionslinie mit einem jährlichen Energiebedarf von 2.000 Megawattstunden (MWh). Für die Investitionsrechnung wird zunächst ein Arbeitspreis von 100 Euro je MWh unterstellt. Der jährliche Energieaufwand beträgt dann: 2.000 MWh × 100 Euro/MWh = 200.000 Euro.
Als Vergleichsszenario wird eine Preisabweichung von 20 Euro je MWh angenommen. Bei einem um 20 Euro höheren Preis steigen die jährlichen Energiekosten um 2.000 MWh × 20 Euro/MWh = 40.000 Euro. Der Energieaufwand läge in diesem Szenario bei 240.000 Euro pro Jahr. Diese 40.000 Euro sind keine Prognose der späteren Stromkosten, sondern zeigen nur, wie empfindlich die Rechnung auf eine frei gesetzte Planungsannahme reagiert.
Nun wird zusätzlich eine Verzögerung des Produktionsstarts um zwölf Monate betrachtet. Angenommen werden ein Kapitalbedarf von 1,2 Millionen Euro, jährliche Finanzierungskosten von 6 Prozent auf den noch gebundenen Betrag und ein erwarteter zusätzlicher operativer Deckungsbeitrag von 300.000 Euro pro vollem Betriebsjahr. Der Deckungsbeitrag ist hier die Differenz zwischen den erwarteten Erlösen und den laufenden, unmittelbar zurechenbaren Kosten; er ist nicht mit Gewinn oder Liquiditätszufluss gleichzusetzen.
| Planungsfall | Zeitpunkt des Produktionsstarts | Energieaufwand pro vollem Betriebsjahr | zusätzlicher Deckungsbeitrag im ersten Betriebsjahr | vereinfachte Folge für die Planung | |—|—:|—:|—:|—| | Basis | Monat 1 | 200.000 Euro | 300.000 Euro | Nutzen beginnt planmäßig | | Preisabweichung | Monat 1 | 240.000 Euro | 260.000 Euro, wenn die Mehrkosten vollständig den Deckungsbeitrag mindern | 40.000 Euro weniger jährlicher Beitrag | | Verzögerung | Monat 13 | 200.000 Euro ab Betriebsbeginn | 0 Euro im ersten Planjahr | zwölf Monate ohne erwarteten Betriebsbeitrag | | Verzögerung plus Preisabweichung | Monat 13 | 240.000 Euro ab Betriebsbeginn | 260.000 Euro ab dem ersten Betriebsjahr | späterer Nutzen und dauerhaft höhere laufende Kosten |
Die vereinfachte Rechnung macht zwei unterschiedliche Wirkungen sichtbar. Die Preisabweichung belastet den laufenden jährlichen Beitrag. Die zwölfmonatige Verzögerung verschiebt dagegen den Zeitpunkt, an dem der zusätzliche Beitrag überhaupt entsteht. Auf den angenommenen Kapitalbedarf von 1,2 Millionen Euro entfallen bei 6 Prozent rechnerisch 72.000 Euro Finanzierungskosten für ein volles Jahr, sofern der Betrag während der Verzögerung vollständig gebunden bleibt. Hinzu kommen mögliche Bereitstellungs-, Wartungs-, Personal- oder Vertragskosten; diese werden im Beispiel nicht angesetzt, weil dafür keine Annahmen vorliegen.
Die vereinfachte Amortisationsrechnung lautet im Basisszenario: 1,2 Millionen Euro Kapitalbedarf ÷ 300.000 Euro zusätzlicher jährlicher Deckungsbeitrag = vier Jahre. Im Preisabweichungsszenario ergibt sich: 1,2 Millionen Euro ÷ 260.000 Euro = rund 4,6 Jahre. Die Rundung auf eine Nachkommastelle ist kenntlich gemacht. Bei einer zwölfmonatigen Verzögerung verschiebt sich der Beginn der Rückflüsse um ein Jahr; die Finanzierungskosten können zugleich weiterlaufen. Eine belastbare Investitionsentscheidung darf deshalb nicht nur fragen, ob Offshore-Ausbau langfristig mehr Strom bereitstellt. Sie muss prüfen, wann der konkrete Betrieb den Nutzen tatsächlich erhält und welche Kosten bis dahin anfallen.
Die Rechnung ist bewusst begrenzt. Sie enthält keine Steuern, Abschreibungen, Restwerte, Preisänderungen innerhalb des Jahres, Netzentgelte, Leistungsentgelte, Wartungskosten oder Ausstiegsoptionen. Sie zeigt daher keine vollständige Wirtschaftlichkeit, sondern eine Methode zur Sensitivitätsprüfung. Der Schwellenwert für eine erneute Prüfung kann im Beispiel so definiert werden: Sobald der erwartete jährliche Deckungsbeitrag wegen Energie- oder anderer laufender Kosten unter 260.000 Euro fällt oder sich der Produktionsstart um mehr als zwölf Monate verschiebt, wird die Investitionsrechnung neu aufgestellt. Dieser Schwellenwert ist eine interne Planungsannahme, keine gesetzliche Grenze.
Für Unternehmen zählen Kapitalbedarf, Liquidität und Nutzungszeitpunkt gemeinsam
Ein mittelständischer Betrieb sollte bei einer energieintensiven Investition mindestens sechs Größen getrennt dokumentieren: den einmaligen Kapitalbedarf, die laufenden Energiekosten, die Finanzierungskosten, die Liquiditätswirkung, den erwarteten operativen Nutzen und den Abschreibungs- beziehungsweise Amortisationszeitraum.
Der Kapitalbedarf beschreibt zunächst, wie viel Geld für Anlage, Installation und Inbetriebnahme gebunden wird. Die laufenden Energiekosten hängen dagegen vom tatsächlichen Verbrauch, den vertraglichen Preisbestandteilen und dem Betriebsprofil ab. Finanzierungskosten entstehen auch dann, wenn die geplante Produktionsleistung wegen einer Verzögerung noch keinen Beitrag erwirtschaftet. Für die Liquidität ist deshalb der Zahlungszeitpunkt maßgeblich, nicht nur der rechnerische Gesamtnutzen.
Der erwartete Nutzen sollte getrennt vom politischen Ausbauziel beurteilt werden. Ein Unternehmen kann den Offshore-Ausbau als langfristige Rahmenannahme beobachten, darf daraus aber keinen festen späteren Strompreis ableiten. Für die Investitionsrechnung sind belastbare Beschaffungskonditionen, die Netzsituation am Standort und die eigene Verbrauchsstruktur entscheidender.
Steuerberater können in der Planung darauf achten, dass Energieannahmen, Abschreibungszeitraum, Finanzierung und operative Rückflüsse nicht in einer einzigen optimistischen Zahl zusammenlaufen. Die steuerliche Behandlung ist dabei nur ein Teil der Entscheidung. Entscheidend bleibt, ob die Investition auch bei späterem Produktionsstart und höherem laufendem Energieaufwand liquiditätsfähig bleibt.
Die Sachverständigen bewerten Förderung, Risiko und Standortwirkung unterschiedlich
Die Deutsche Industrie- und Handelskammer lehnt eine staatliche Förderung zur Finanzierung von Offshore-Anlagen ab. Aus dieser Perspektive funktioniert der Markt bereits, und das Ausbauziel sollte stärker an der tatsächlichen Stromnachfrage ausgerichtet werden. Die Befürchtung lautet, dass ein staatlich abgesichertes Modell zusätzliche Kosten erzeugen oder die Ausbauplanung von der Nachfrage entkoppeln könnte.
Vertreter der Offshore-Branche und der Energiewirtschaft bewerten die Risiken anders. Sie verweisen auf lange Projektlaufzeiten, gestiegene Rohstoff- und Finanzierungskosten und die Gefahr, dass Vorhaben unter veränderten Bedingungen nicht mehr wirtschaftlich sind. Ein CfD kann aus dieser Sicht die Erlösrisiken begrenzen und Investitionen finanzierbar machen. Die Forderung nach einer Indexierung richtet sich auf die Kostenlücke zwischen Zuschlag und Inbetriebnahme.
Die Netzbetreiberperspektive verschiebt den Schwerpunkt auf die tatsächliche Umsetzung: Entscheidend sei nicht allein, welche Flächen vergeben werden, sondern ob Windparks gebaut, angeschlossen und langfristig betrieben werden können. Die Gewerkschaftsseite hebt zusätzlich die industrie- und beschäftigungspolitische Bedeutung hervor. Nach dieser Position können entlang der Wertschöpfungskette von der Stahl- und Komponentenfertigung über Anlagen- und Schiffbau bis zu Installation, Betrieb und Wartung industrielle Arbeitsplätze entstehen. Dem steht die grundsätzliche Ablehnung des Offshore-Ausbaus durch einen weiteren Sachverständigen gegenüber.
Keine dieser Positionen beantwortet allein die Kostenfrage eines einzelnen Unternehmens. Ein staatlich abgesichertes Erlösmodell kann Investitionsrisiken mindern, muss aber transparent machen, wer diese Absicherung finanziert. Ein schneller Ausbau kann Versorgungsperspektiven stärken, verliert aber an Wirkung, wenn Netze, Flächen und Projekte nicht gemeinsam vorankommen.
Die geplante Neuregelung ist ein Planungsrahmen, kein Strompreisversprechen
Aus redaktioneller Sicht zeigt die Anhörung vor allem ein Umsetzungsproblem. Ausbauziele, Ausschreibungsregeln, Erlösabsicherung, Netzanschluss und Kostenverteilung müssen zusammenpassen. Fehlt diese Verbindung, wird die Unsicherheit nicht beseitigt, sondern in die Investitionsplanung von Unternehmen verlagert.
Ein CfD kann sinnvoll sein, wenn er wirtschaftlich tragfähige Projekte tatsächlich in Bau und Betrieb bringt. Er ist aber kein Beleg dafür, dass Strom für Unternehmen günstiger wird. Eine verlängerte Laufzeit kann die Refinanzierung erleichtern, ohne Verzögerungen beim Netzanschluss oder höhere Infrastrukturkosten zu lösen. Die Wirkung hängt jeweils von der konkreten Ausgestaltung und Umsetzung ab.
Für die meisten Unternehmen entsteht aus der Anhörung allein noch kein unmittelbarer gesetzlicher Anpassungsbedarf. Das ist eine redaktionelle Einordnung des derzeit bekannten Verfahrensstands, keine Aussage über die endgültige Wirkung des Gesetzes. Energieintensive Betriebe und Unternehmen mit langfristigen Investitionen sollten den Vorgang dennoch in ihre Planung aufnehmen, wenn sie künftige Stromkosten oder Versorgungssicherheit als zentrale Annahmen verwenden.
Die politische Debatte sollte deshalb nicht nur unter dem Gesichtspunkt eines höheren Ausbauziels beobachtet werden. Wichtiger sind die endgültigen Regeln für CfDs, eine mögliche Indexierung, Rückgabe und Neuvergabe von Flächen sowie die Zuordnung von Netz- und Finanzierungskosten.
Jetzt sind Szenarien sinnvoller als vorschnelle Investitionsentscheidungen
Kurzfristig reichen wenige priorisierte Schritte: Bestehende Energieverträge und Preisannahmen dokumentieren, den erwarteten zusätzlichen Energiebedarf zeitlich einordnen und Investitionsrechnungen um mindestens ein Verzögerungs- und ein Kostensteigerungsszenario ergänzen. Vor einer verbindlichen Investitionsentscheidung sollten die geltende Rechtslage, die konkrete Netzsituation, Beschaffungskonditionen und Finanzierung gemeinsam mit den zuständigen Energie- und Finanzverantwortlichen geprüft werden.
Für die Szenarien sollten Unternehmen mindestens drei Zeitpunkte festlegen: den planmäßigen Produktionsstart, einen um zwölf Monate verschobenen Start und einen weiteren Termin, der sich aus dem konkreten Projektverlauf ergibt. Zusätzlich sollten sie einen selbst gewählten Kosten-Schwellenwert dokumentieren, ab dem die Investitionsrechnung neu gerechnet wird. Im oben dargestellten Beispiel wären das ein jährlicher Deckungsbeitrag von weniger als 260.000 Euro oder eine Verzögerung von mehr als zwölf Monaten. Andere Projekte benötigen andere Schwellenwerte.
Steuerberater sollten gegenüber Mandanten klar zwischen geltendem Recht, geplantem Gesetz und offenen politischen Entscheidungen unterscheiden. Für Unternehmen ist diese Trennung nicht akademisch: Sie entscheidet darüber, ob eine Annahme als feste Planungsgrundlage, als Beobachtungsgröße oder nur als Risikoszenario behandelt werden darf.
Die öffentliche Anhörung zeigt damit weder eine sofortige Entlastung bei den Stromkosten noch einen Anlass für pauschales Abwarten. Belastbar ist derzeit vor allem die Erkenntnis, dass Ausbauziele allein keine betriebswirtschaftliche Sicherheit schaffen. Wer die weitere Gesetzgebung und ihre Praxisfolgen laufend einordnen möchte, kann den Newsletter abonnieren.
