Großbritanniens Windauktion erhielt null Gebote, also wurde die Preisobergrenze angehoben und die Runde neu angesetzt

Großbritannien vergibt die Förderung erneuerbarer Energien über jährliche Rückwärtsauktionen: Entwickler bieten den niedrigsten Preis, zu dem sie bauen würden, erhalten einen zweiseitigen Differenzvertrag (Contract for Difference) über 15 Jahre und konkurrieren, bis das Budget ausgeschöpft ist. Zwischen 2015 und 2023 senkte die Regierung in jeder einzelnen Runde das maximal zulässige Gebot für Offshore-Windkraft – von 140 £/MWh in der ersten Auktion auf 44 £/MWh in der Allokationsrunde 5 – und jagte dabei stolz die Kostenkurve nach unten.

Dann entwickelten sich die Kosten in die andere Richtung. Die Inflation und die Zinssätze nach der Pandemie erhöhten die Kosten in der Offshore-Wind-Lieferkette um 20–40 %, während die Obergrenze von 2023 bei 44 £ zu Preisen von 2012 blieb. Im September 2023 endete die Allokationsrunde 5 ohne ein einziges Gebot für Offshore-Windkraft – Solar-, Onshore-Wind- und Gezeitenprojekte boten weiterhin, doch die Vorzeigetechnologie des Sektors blieb draußen. Der Vorstandsvorsitzende von SSE sagte es unverblümt: Die Preise waren einfach zu niedrig angesetzt.

Die Antwort der Regierung, im November desselben Jahres angekündigt, bestand darin, die Preise neu festzusetzen statt zurückzuweichen: Die Obergrenze für Offshore-Windkraft wurde um 66 % auf 73 £/MWh angehoben, die für Floating-Wind um 52 % auf 176 £, und (unter der nächsten Regierung) das Budget um 500 Millionen £ auf einen Rekordwert von rund 1,56 Milliarden £ erhöht, darunter 1,1 Milliarden £ für Offshore-Windkraft. Im September 2024 vergab die Allokationsrunde 6 einen Rekord von 131 Projekten mit insgesamt fast 10 GW – darunter neun Offshore-Windparks, angeführt von Ørsteds 2,4-GW-Projekt Hornsea 4.

Eine Auktion funktioniert nur, wenn die Obergrenze einen Zuschlag ermöglicht

Das Ergebnis von null Geboten war die Auktion, die funktionierte, nicht die Auktion, die scheiterte: Die Bieter lehnten Verträge unter den Kosten ab, sodass der Staat vermied, sich an nicht baubare Projekte zu binden.

Ein gedeckelter Preis war die eigentliche Einschränkung – sobald er über die Kosten angehoben wurde, drückte der Wettbewerbsdruck innerhalb der Auktion die Zuschläge weiterhin unter die neue Obergrenze.

Der zweiseitige CfD schützte die Verbraucher: Wenn die Marktpreise über dem Strike-Preis liegen, zahlen die Erzeuger die Differenz zurück.

Die erneute Durchführung mit einer glaubwürdigen Obergrenze bewahrte den Allokationsmechanismus, der die Offshore-Windpreise ein Jahrzehnt lang gesenkt hatte, anstatt ihn durch diskretionäre Zuschüsse zu ersetzen.

Ein Mindestpreis ist eine Wette darauf, dass die Kosten weiter sinken; kalibrieren Sie neu, wenn sich die Inputkosten umkehren. Null Gebote sind ein lesbares, billiges Scheitern – Preis neu festsetzen und erneut durchführen, nicht die wettbewerbliche Allokation aufgeben.

Die reparierte Auktion wurde durch die nächste Runde bestätigt: Die Allokationsrunde 7, im Januar 2026 mit einem Budget von 1,79 Milliarden £ angekündigt, zog einen Rekord von 19 förderfähigen Projekten mit insgesamt 24 GW an und vergab 8,4 GW Offshore-Windkraft – die größte europäische Offshore-Auktion bisher – mit Strike-Preisen für feste Fundamente von 91,20 £/MWh in England und Wales und 89,49 £/MWh in Schottland, etwa 40 % unter den Kosten neuer Gaskraftwerke.