Offshore-Windkraft: Branchenverband fordert radikalen Schnitt

Projektentwickler haben Milliarden gezahlt, um sich den Zugriff auf Flächen für Offshore-Windparks zu sichern. Nun aber ist die Realisierung fraglich. Die Branche wirbt für einen radikalen Schnitt. Klaus Stratmann 20.05.2026 - 11:11 Uhr Artikel anhören

Windpark in der Nordsee: Stillstand beim Ausbau der Offshore-Windkraft befürchtet. Foto: Sina Schuldt/dpa

Berlin. Insgesamt 16,6 Milliarden Euro war es Projektentwicklern in den Jahren 2023 bis 2025 wert, um den Zuschlag für Windparkflächen in Nord- und Ostsee zu bekommen. Allein bei der Versteigerung von Flächen im Sommer 2023 waren die erfolgreichen Bieter bereit, 12,6 Milliarden Euro zu zahlen. Zu diesen Bietern zählten Total Energies und BP. Doch inzwischen wächst in der Branche die Sorge, dass einige der erfolgreichen Bieter von damals heute kein Interesse mehr daran haben, die Projekte auch tatsächlich umzusetzen.

Befürchtet wird ein Stillstand bei der Projektentwicklung – mit Risiken für die gesamte Offshore-Windkraft-Lieferkette. Nach Angaben des Bundesverbands Windenergie Offshore (BWO) ist ein Projekt- und Beschaffungsvolumen von bis zu 50 Milliarden Euro in Gefahr.

Für 16 Gigawatt (GW) von insgesamt 17,8 GW, die 2023, 2024 und 2025 einen Zuschlag bei den Auktionen bekamen, fordert der BWO daher einen radikalen Schnitt: Die Bieter sollen die Flächen zurückgeben dürfen.

Im Dialog mit den Beteiligten

Ob die Unternehmen von dieser Möglichkeit Gebrauch machen wollen, ist offen. Total Energies teilte auf Anfrage mit, man arbeite weiter an der Entwicklung der Offshore-Flächen. Bei Jera Nex BP hieß es, es sei allgemein bekannt, dass die Projekte mit Herausforderungen verbunden seien, von denen viele außerhalb des Einflussbereichs von Jera Nex BP lägen. Man stehe im Dialog mit den Beteiligten, darunter auch der deutschen Regierung. Jera Nex BP ist das Offshore‑Windkraft‑Joint‑Venture von BP und Jera. Jera ist ein japanischer Energiekonzern.

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Schon früh hatte es Warnungen gegeben, milliardenschwere Gebote in Milliardenhöhe für den Zuschlag machten die Projekte unrentabel. Denn die Kosten für die Ersteigerung der Flächen müssen durch den Verkauf des Stroms wieder hereingeholt werden. Eine gesetzlich garantierte Einspeisevergütung gibt es in den jetzt zur Debatte stehenden Fällen nicht.

Besonders im Fokus stehen die Auktionen in den Jahren 2023 und 2024, bei denen die Gebote der Projektentwickler exorbitant hoch waren. Damit sind die Realisierungsaussichten besonders gering. Brancheninsider sagen, dagegen seien die Zuschläge des Jahres 2025 wahrscheinlich wirtschaftlich noch verkraftbar.

Die Rahmenbedingungen haben sich deutlich verschlechtert. Irina LuckeBundesverband Windenergie Offshore

Seit Abschluss der Flächenversteigerung sind die Probleme eher noch größer geworden. Die BWO-Vorstandsvorsitzende Irina Lucke sagte dem Handelsblatt, die Bieter seien von einer ganz anderen Situation ausgegangen. „Die Rahmenbedingungen haben sich deutlich verschlechtert. Das betrifft die Zeitpläne für die Netzanschlüsse, die sich erheblich verzögert haben, aber auch Finanzierungsbedingungen und die Preise der Lieferanten.“

Die vom BWO vorgeschlagene Rückgabemöglichkeit soll an Bedingungen geknüpft sein. Die Bieter, die die Möglichkeit erhalten, Projekte zurückzugeben, sollen zehn Prozent ihrer Kosten selbst tragen. Diese zehn Prozent wurden bereits kurz nach dem Zuschlag fällig.

Der BWO schlägt vor, dass der Bund auf 90 Prozent der Zuschlagsgebühr verzichtet. Dieses Geld ist noch nicht geflossen, es muss ratenweise im Verlauf von 20 Jahren gezahlt werden. Die Unternehmen müssen für die Beträge aber Sicherheiten in Form von Bankbürgschaften hinterlegen.

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Bieter, die Flächen zurückgeben, sollen nicht erneut auf diese Flächen bieten dürfen. Die Flächen sollen zügig erneut vergeben werden, gegebenenfalls per Sonderausschreibung.

Eine Stellungnahme des Bundeswirtschaftsministeriums zu den Vorschlägen lag zunächst nicht vor.

Die Branche hat gute Argumente dafür, die Projekte nicht einfach scheitern zu lassen. Im Extremfall könnten die Bieter den Fortgang des Ausbaus der Offshore-Windkraft sogar blockieren, indem sie die Fläche ungenutzt lassen.

Bleiben Netzanbindungssysteme ungenutzt?

Parallel geht der Ausbau der Stromnetze im Meer und der dazugehörigen Konverterstationen weiter. Die Konverterstationen sammeln den von mehreren Windparks produzierten Wechselstrom ein, wandeln ihn in Gleichstrom um und leiten ihn zur Küste weiter. Das Risiko, dass Milliarden in Netzanbindungssysteme investiert werden, diese aber über Jahre ungenutzt bleiben, ist groß.

Die Folgen von Verzögerungen wären gravierend. Sollte sich das Offshore-Wind-Ausbauziel für 2030 nicht erreichen lassen, würde das die Energiewende insgesamt belasten. Denn die Stromerzeugung auf hoher See spielt in den Plänen der Politik in Deutschland eine Schlüsselrolle. Der Strom vom Meer soll helfen, Industrie und Verkehr zu elektrifizieren und so das Klima zu schützen. Zugleich könnte der Offshore-Strom einen Beitrag leisten, die Abhängigkeit von Gas- und Ölimporten zu verringern.

Verladung von Komponenten für Windkraftanlagen: Effizientere Ausschreibungen für Projekte gefordert. Foto: Paul-Langrock.de Agentur Zenit +

Nach aktueller Planung sollen bis 2030 in der deutschen Nord- und Ostsee Windräder mit 30 GW Leistung installiert sein, 2035 sollen es 40 GW und 2045 dann 70 GW sein. Aktuell sind es 10,5 GW. Zur Einordnung: 70 GW entsprechen der Leistung von 70 großen Kohlekraftwerken.

Unternehmen aus der Branche fordern, die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG), die aktuell vom Bundeswirtschaftsministerium erarbeitet wird, zu nutzen, um effizientere Ausschreibungen festzuschreiben. So soll das Risiko des Scheiterns von Projekten reduziert werden.

Viele Unwägbarkeiten

Felipe Montero, Geschäftsführer von Iberdrola Deutschland, empfiehlt, den gesamten Prozess zu verkürzen: „Nach geltender Rechtslage vergehen von der Versteigerung der Fläche bis zur Inbetriebnahme eines Windparks acht Jahre. Allein von der Versteigerung bis zur finalen Investitionsentscheidung sind es fünf Jahre“, sagte Montero dem Handelsblatt. Diese Zeitspanne sei viel zu lang. „Die Unwägbarkeiten sind nur schwer kalkulierbar. Das erhöht die Risiken und treibt die Kosten“, sagte Montero. Sein Unternehmen betreibt mit „Wikinger“ und „Baltic Eagle“ zwei Offshore-Windparks in der Ostsee.

Montero sagte, es sei niemandem damit gedient, wenn ein Drittel der Projekte abgebrochen werde. „Am Ende sollte der Bieter gewinnen, der am effizientesten ist. Nicht derjenige, der den größten finanziellen Spielraum hat, um lange Wartezeiten zu überbrücken“, sagte er.

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Montero bezieht sich auf ein Gutachten des Beratungsunternehmens Nera, das Iberdrola in Auftrag gegeben hat. Das Gutachten kommt zu dem Ergebnis, dass die langen Fristen zwischen Gebotsabgabe und finaler Investitionsentscheidung im deutschen Offshore-Wind-Ausschreibungsdesign erhebliche Kostenunsicherheit erzeugen und dadurch entweder überhöhte Gebote provozieren oder ein erhöhtes Abbruchrisiko begünstigen. Eine stärkere staatliche Vorentwicklung von Flächen mit deutlich verkürztem Abstand zwischen Gebot und finaler Investitionsentscheidung kann laut Modellierung von Nera die Höhe von Geboten spürbar senken und zugleich die Abbruchwahrscheinlichkeit reduzieren.

BWO-Chefin Lucke teilt die Einschätzung, dass eine Beschleunigung der Prozesse erforderlich ist: „Alles, was den Prozess von der Auktionierung bis zur finalen Investitionsentscheidung verkürzt und prognostizierbarer macht, ist hilfreich. Das bringt den Ausbau der Offshore-Windkraft voran, davon würden alle profitieren“, sagte sie.

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