Deutschland betreibt das größte Onshore-Ausschreibungsprogramm im Ostseeraum, und für Projektierer in Polen, Dänemark und dem Baltikum ist es der klarste verfügbare Indikator dafür, wohin sich die Onshore-Ökonomie bewegt. Die Botschaft der jüngsten Runden ist unbequem: Zuschläge waren nie schwerer zu bekommen — und nie weniger wert.

In der Gebotsrunde zum 1. Mai 2026 schrieb die Bundesnetzagentur 2.495 MW aus und erhielt 628 Gebote über insgesamt 6.409 MW; die Runde war rund 2,6-fach überzeichnet. Zuschläge gingen an 270 Gebote mit zusammen 2.499 MW, zu Preisen zwischen 4,44 und 5,19 Cent je Kilowattstunde. Der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert lag bei 5,06 ct/kWh gegenüber 5,54 ct/kWh in der Februarrunde und damit auf dem niedrigsten Stand seit Einführung des aktuellen Gebotsverfahrens.

Wer gewonnen hat — und was das aussagt

Die Zuschlagsliste liest sich wie eine Karte der nordeuropäischen Projektierungsbranche. Alterric, das Gemeinschaftsunternehmen der Aloys Wobben Stiftung und der EWE, erhielt für alle sechs eingereichten Projekte Zuschläge über 242 MW in fünf Bundesländern, darunter ein Projekt in Durmersheim in Baden-Württemberg, einem der schwierigeren Genehmigungsstandorte Deutschlands. Zwei der sechs sind Repowering-Vorhaben. Das Bremer Unternehmen wpd sicherte sich 156,9 MW nach rund 300 MW in der Vorrunde. Qualitas Energy gewann 113,2 MW in drei Projekten mit 16 Anlagen in Rheinland-Pfalz und Niedersachsen. Kunden der Husumer Einkaufsgemeinschaft Routing Energy erhielten 90,1 MW für 13 Anlagen, der dänische Projektierer Eurowind Energy drei Windparks mit zusammen 70 MW aus zehn 7-MW-Anlagen.

Zusammengenommen zeichnen die Ergebnisse einen Markt, der Größe und Beschaffungsdisziplin belohnt. Alterric betreibt mehr als 2.500 MW bei einer Pipeline von über 11.000 MW. wpd baut allein in Deutschland über 1 GW. Eurowind unterhält sechs deutsche Standorte mit rund 120 Beschäftigten und 284 MW im Bau. Das gesamte Geschäftsmodell von Routing Energy besteht darin, Bestellungen mehrerer Projektierer zu bündeln und Rahmenverträge für Anlagen zu sichern. In einer 2,6-fach überzeichneten Runde gewannen vor allem jene, die Lieferung und Kosten bereits vor Öffnung der Ausschreibung festgezurrt hatten.

Die Lücke zwischen Zuschlag und Windpark

Die folgenreichere Geschichte beginnt nach dem Zuschlag. Eurowind Energy verweist auf eine wachsende Lücke zwischen genehmigten und tatsächlich gebauten Projekten: Zuschlagswerte um 5 ct/kWh, hohe Pachtkosten und steigende Baukosten führen dazu, dass immer mehr genehmigte deutsche Projekte unrealisiert bleiben. Das Unternehmen hat eine Kapitalpartnerschaft mit Blackstone geschlossen, um Zukäufe und Bau zu finanzieren, und sucht nach eigenen Angaben gezielt nach steckengebliebenen Projekten für Repowering — ein Geschäftsmodell, das nur existiert, weil andere ihre Zuschläge nicht in Anlagen umsetzen.

Alterric-Chef Frank May formuliert dasselbe aus der Gewinnerperspektive: Stabile Investitionsbedingungen und gesicherte Netzanschlüsse seien nötig, damit die Branche weiter Ausschreibungen gewinnen könne. Ein Zuschlag ist eine Erlösobergrenze, keine Baugarantie.

Die Marge, die niemand einpreist

Ein Teil dieses Drucks taucht in keiner Ausschreibungsstatistik auf: nächtliche Schallgrenzwerte. Dezibel Engineering, ein auf Schalloptimierung von Windparks spezialisiertes Unternehmen, argumentiert, dass nächtliche Leistungsdrosselungen die Projektökonomie gerade deshalb überproportional belasten, weil die Windgeschwindigkeiten nachts in der Regel höher sind. Eine Drosselung in diesen Stunden kostet mehr Ertrag, als ihre Stundenzahl vermuten lässt.

Das Unternehmen legte ein Rechenbeispiel im Rahmen des EEG 2023 vor: Eine 6-MW-Anlage an einem Standort mit 55% des Referenzertrags erzielt nach Korrekturfaktor eine effektive Vergütung von 7,95 ct/kWh gegenüber einem Zuschlagswert von 5,6 ct/kWh. Bei rund 2.200 Volllaststunden unter nächtlicher Drosselung erzeugt das Projekt etwa 13.200 MWh im Jahr und gut eine Million Euro Erlös — unterhalb der Wirtschaftlichkeitsschwelle. Der Wegfall technisch nicht erforderlicher Drosselungen über eine Genehmigungsänderung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz könnte den Jahresertrag um rund 11% steigern und dasselbe Projekt in die Gewinnzone bringen. Nach eigenen Angaben hat Dezibel so über 82 Millionen kWh zusätzlichen Jahresertrag in 29 Windparks freigesetzt.

Es geht nicht um die konkrete Zahl. Es geht darum, dass vorsichtige Annahmen, die in der Entwicklungsphase in eine Genehmigung geschrieben wurden, häufig über die gesamte Lebensdauer der Anlage unverändert bleiben — und bei 5 ct/kWh fehlt der Spielraum, sie mitzutragen.

Was die Ostseemärkte daraus mitnehmen sollten

Die deutschen Ausschreibungen sind mit den polnischen oder litauischen nicht unmittelbar vergleichbar: Volumina, Korrekturfaktoren und Netzsituation unterscheiden sich. Drei Muster lassen sich dennoch übertragen.

Erstens ist Überzeichnung für sich genommen kein Gesundheitszeichen. Eine 2,6-fach überzeichnete Runde erzeugt einen niedrigen Zuschlagswert und eine Gruppe von Gewinnern mit sehr wenig Puffer für Kostensteigerungen. Zweitens hat sich der Wettbewerbsvorteil stromaufwärts verlagert — in die Anlagenbeschaffung, die Netzanschlusssicherheit und die Qualität der Genehmigung, nicht in die Gebotstaktik. Drittens entscheidet über den tatsächlichen Zubau zunehmend, was zwischen Zuschlag und erstem Fundament passiert: Pachtkosten, Baukosteninflation, Anschlusswarteschlangen und Betriebsauflagen, die Jahre zuvor in eine Genehmigung geschrieben wurden.

Für Regulierer im Ostseeraum, die Onshore-Auktionsregeln entwerfen oder überarbeiten, legt die deutsche Erfahrung nahe, dass die nützliche Frage weniger lautet, wie man mehr Gebote anzieht, sondern wie viele bezuschlagte Megawatt zu drehenden Anlagen werden. Für Projektierer ist die praktische Lehre der Gewinner unspektakulär: zuerst Lieferkette und Netzanschluss sichern — und die Annahmen in alten Genehmigungen prüfen, bevor ein Projekt als unwirtschaftlich abgeschrieben wird.