Wie Deutschland die Ökonomie der Offshore-Windenergie neu ordnet

Deutschland hat sich das größte Offshore-Windziel Europas gesetzt — mindestens 70 Gigawatt bis 2045 —, doch die schwierigere Frage lautet längst nicht mehr, wie viel gebaut wird. Sie lautet, wie es finanziert wird. Drei Reformen laufen in Berlin gleichzeitig: ein neues Auktionsdesign auf Basis von Differenzverträgen, eine Neuordnung der Netzentgelte und der Vorstoß, Offshore-Wind grenzüberschreitend zu planen. Zusammen ordnen sie leise die Ökonomie neu, die darüber entscheidet, ob deutsche Offshore-Projekte überhaupt finanziert werden.

Der Auktions-Neustart

Auslöser war ein Scheitern. Die deutsche Offshore-Auktion 2025 verlief erfolglos, Flächen fanden keine Abnehmer, und die Runden 2026 wurden ausgesetzt — angesichts der Unsicherheit, ob bezuschlagte Projekte tatsächlich gebaut würden. Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) argumentiert, das zugrunde liegende Design sei das Problem, und fordert eine klare Lösung: ein indexiertes, zweiseitiges Differenzvertragsmodell (CfD). Ein zweiseitiger CfD begrenzt Übergewinne bei hohen Strompreisen und garantiert einen Boden bei niedrigen Preisen, was die Finanzierungskosten senkt und die Wahrscheinlichkeit erhöht, dass Projekte in den Bau gehen.

Diese Sicht hat politisches Gewicht gewonnen. Eine Entschließung des Bundesrates — eingebracht von Nordrhein-Westfalen, Schleswig-Holstein und Niedersachsen — griff große Teile der Branchenargumente auf und forderte die Bundesregierung auf, eine Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes so vorzulegen, dass ein neues Design für Ausschreibungen ab 2027 gilt. Die Entschließung unterstützte zudem einen Mechanismus zur freiwilligen Rückgabe und raschen Neuausschreibung von Flächen, die zwischen 2023 und 2025 vergeben wurden und nicht mehr darstellbar erscheinen, damit Seegebiete und knappe Netzanbindungskapazitäten nicht über Jahre blockiert bleiben.

Wer für das Netz zahlt

Die zweite Reform ist weniger sichtbar, aber ebenso folgenreich: die Frage, wie Netzkosten berechnet werden. Die Bundesnetzagentur entwirft ein neues allgemeines Stromnetzentgeltsystem, bekannt als AgNes, dessen frühes Konzept bestehende Offshore-Windparks und bereits ausgeschriebene Projekte von einer geplanten Kapazitätsumlage ausnehmen würde. Eine Studie für den BWO durch die Beratung Neon Neue Energieökonomik lieferte das strukturelle Argument gegen Erzeugernetzentgelte für Offshore-Wind: Anders als bei anderen Kraftwerken werden Offshore-Standorte, Netzanbindungen und Anschlusskapazitäten zentral vom Staat geplant und zugewiesen. Es gibt keine Standortentscheidung, die ein Entgelt beeinflussen könnte — die Umlage steuert also nichts, sie würde nur die Kosten erhöhen.

Und diese Kosten verschwinden nicht. Höhere Entgelte würden die Gebotspreise in künftigen CfD-Ausschreibungen anheben, und da der Bund diese Verträge absichert, flösse das Geld in den öffentlichen Haushalt zurück. Mit anderen Worten: Eine als Effizienzinstrument verkaufte Umlage würde als indirekte Netzfinanzierung über öffentliche Ausgaben wirken. Die Bereitschaft des Regulierers, Offshore-Wind auszunehmen und auf dynamische Erzeugerentgelte zu verzichten, ist das, was die Branche sehen wollte — der BWO dringt jedoch weiter auf eine dauerhafte, formale Ausnahme statt einer vorläufigen.

Der grenzüberschreitende Hebel

Der dritte Strang stellt das Ziel selbst neu. Eine Untersuchung von Fraunhofer IWES, gemeinsam mit dem Verband BDEW beauftragt, ergab, dass die direkte Anbindung von Offshore-Windparks in den ausschließlichen Wirtschaftszonen Dänemarks und Schwedens an das deutsche Netz — sogenannte Radialanbindungen — den Ertrag des „deutschen” Offshore-Portfolios um bis zu 13 Prozent steigern und zugleich die Kosten um bis zu 11 Prozent je Megawattstunde senken könnte. Die Logik ist räumlich: Werden Turbinen aus der überfüllten Deutschen Bucht verteilt, sinken Abschattungseffekte, steigen die Volllaststunden und die Versorgung wird in windschwachen Phasen stabiler. In den modellierten Szenarien könnten bis zu 20 der 70 Gigawatt in Nachbargewässern stehen und dennoch auf das nationale Ziel angerechnet werden.

Dieses Denken wird bereits Politik. Beim Nordsee-Gipfel in Hamburg vereinbarten Anrainerregierungen, Übertragungsnetzbetreiber und Industrie einen Offshore-Wind-Investitionspakt, der zwischen 2031 und 2040 jährlich 15 Gigawatt ausschreiben soll, davon mindestens 10 Gigawatt über indexierte zweiseitige CfDs. BWO und WindEurope unterzeichneten zudem eine Offshore-Wind-Industrieerklärung, die einen europäischen Ausbau auf 300 Gigawatt stützt und die Branche verpflichtet, die realen Stromgestehungskosten von Offshore bis 2040 gegenüber dem Niveau von 2025 um 30 Prozent zu senken.

Warum die Ostsee hinschauen sollte

Nichts davon bleibt auf die Nordsee beschränkt. Grenzüberschreitende Radialanbindungen weisen direkt auf die Ostsee, wo Deutschland Gewässer — und zunehmend Netze — mit Dänemark, Schweden, Polen und der weiteren Region teilt. Eine gesonderte Kartierung der Sicherheitskooperation im Ostseeraum, auf Initiative des polnischen Außenministeriums mit dem Ostseerat erstellt, erinnert daran, dass Energie und Sicherheit sich heute in einem Meer voller Kabel, Pipelines und Windparks überlagern. Die Finanzarchitektur, auf die sich Deutschland festlegt, wird prägen, wie ein gemeinsamer Offshore-Markt in der Ostsee aussehen kann.

Der entscheidende Punkt ist die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes. Verankert sie ein zweiseitiges CfD-Design, sichert die Netzentgelt-Ausnahme und öffnet die Tür für die Anrechnung grenzüberschreitender Kapazitäten, hat Deutschland eine Serie gescheiterter Auktionen in einen investitionsfähigeren Rahmen verwandelt — und seinen Ostsee-Nachbarn eine studierenswerte Vorlage geliefert.