Deutschland startete 2026 mit einem stockenden Offshore-Windprogramm. Eine Auktion war 2025 gescheitert, die für 2026 geplanten Runden wurden ausgesetzt, und es bestand offener Zweifel, ob mehrere bereits bezuschlagte Projekte überhaupt gebaut würden. Was folgte, war weniger ein einzelner Durchbruch als eine Reihe von Korrekturen — beim Nordsee-Gipfel, in der Bundesnetzagentur, im Bundesrat und entlang einer Lieferkette, die zunehmend über die Ostsee verläuft.<\/p>\n
Die Diagnose des Bundesverbands Windenergie Offshore (BWO) war deutlich: Das Auktionsdesign selbst müsse sich ändern. Geschäftsführer Stefan Thimm verwies auf die gescheiterte Ausschreibung 2025 und die ausgesetzten Runden 2026 als Beleg dafür, dass das aktuelle Modell Investitionen abschreckt, und argumentierte, Deutschland brauche ein indexiertes, zweiseitiges Differenzvertrags-Modell (CfD), um die Finanzierungsbedingungen zu verbessern und die Realisierungswahrscheinlichkeit der Projekte zu erhöhen.<\/p>\n
Das deutlichste Signal kam vom Nordsee-Gipfel in Hamburg, wo die Regierungen der Nordsee-Anrainerstaaten, Übertragungsnetzbetreiber und die Industrie einen Offshore-Wind-Investitionspakt vereinbarten. Darin verpflichteten sich die Regierungen, zwischen 2031 und 2040 jährlich 15 GW Offshore-Leistung auszuschreiben, davon mindestens 10 GW pro Jahr über indexierte, bilaterale CfDs abgesichert — genau der Mechanismus, den die Branche gefordert hatte.<\/p>\n
Parallel unterzeichneten der BWO und WindEurope eine Offshore Wind Industry Declaration, die einen langfristigen europäischen Ausbaupfad von 300 GW unterstützt. Im Gegenzug für festere politische Zusagen sagte die Industrie zu, die Stromgestehungskosten von Offshore-Projekten real um 30 Prozent zu senken. „Die europäischen Länder rücken in der Nordsee näher zusammen und intensivieren ihre Zusammenarbeit“, sagte Hans Sohn, Leiter Politik und Kommunikation beim BWO, und bezeichnete verlässliche Mengen und stabile Ausschreibungen als Voraussetzung für Investitionen in Projekte, Häfen, Schiffe und Fachkräfte.<\/p>\n
Vertrauen hängt auch davon ab, die Spielregeln nicht rückwirkend zu ändern. Bei der Ausarbeitung ihres neuen Allgemeinen Netzentgeltsystems (AgNes) schlug die Bundesnetzagentur vor, bestehende Offshore-Windparks und bereits ausgeschriebene Projekte von einer geplanten Kapazitätsabgabe auszunehmen. Eine vom BWO bei der Beratung Neon beauftragte Studie argumentierte, dass Erzeugernetzentgelte die Standortwahl offshore ohnehin nicht steuern würden — Standorte, Netzanbindungen und Anschlusskapazitäten werden zentral staatlich geplant, es bleibt also keine Standortentscheidung, die sich beeinflussen ließe — während sie die Kosten erhöhen und über höhere, vom Bund abgesicherte CfD-Gebote die Rechnung lediglich verlagern würden.<\/p>\n
Thimm begrüßte die Haltung des Regulierers und merkte an, dieser habe seine Position gegenüber den ersten Überlegungen vom Februar „deutlich geschärft“, drängte zugleich aber auf eine förmliche, dauerhafte Ausnahme statt einer vorläufigen.<\/p>\n
Die Länderkammer, der Bundesrat, verabschiedete daraufhin eine Entschließung — eingebracht von Nordrhein-Westfalen, Schleswig-Holstein und Niedersachsen —, die weite Teile der BWO-Agenda aufgriff, vom CfD-basierten Auktionsdesign bis zur grenzüberschreitenden Zusammenarbeit. Sie forderte die Bundesregierung auf, vor der Sommerpause einen Entwurf zur Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes vorzulegen, damit ein neues Auktionsdesign für Ausschreibungen ab 2027 gelten kann.<\/p>\n
Die Entschließung unterstützte auch einen von der Branche geforderten Mechanismus: einen gesetzlich geregelten Weg für Entwickler, zwischen 2023 und 2025 vergebene Flächen, die nicht mehr tragfähig erscheinen, freiwillig zurückzugeben, um Meeresboden und Netzanschlusskapazität für eine rasche Neuausschreibung freizugeben, statt sie blockiert zu lassen. Zudem bekräftigte sie das gesetzliche Ziel von mindestens 70 GW Offshore-Windleistung bis 2045.<\/p>\n
Ein großer Teil der Kostenrechnung für dieses 70-GW-Ziel beruht inzwischen auf grenzüberschreitender Zusammenarbeit. Eine Fraunhofer-IWES-Studie für den BWO und den Energiewirtschaftsverband BDEW ergab, dass die direkte Anbindung von Offshore-Windparks in den ausschließlichen Wirtschaftszonen Dänemarks und Schwedens an das deutsche Netz — sogenannte Radialanbindungen — die Stromerträge um bis zu 13 Prozent steigern und zugleich die Systemkosten senken könnte, wobei bis zu 20 GW in Nachbargewässern entstünden, aber auf das deutsche Ziel angerechnet würden. Die räumliche Streuung verringert die Abschattungseffekte, die die Erträge mindern, wenn Turbinen in der Deutschen Bucht dicht gedrängt stehen.<\/p>\n
Die industrielle Dividende ist an der Ostseeküste bereits sichtbar. Dajin Offshore, Chinas größter privater Hersteller von Offshore-Windfundamenten, hat die polnische staatliche Werft Stocznia Szczecińska „Wulkan“ mit der Fertigung von mindestens 40 internen Plattformsätzen für Nordseecluster B beauftragt — dem bis zu 1,6 GW großen Projekt von RWE und Norges Bank Investment Management in der deutschen Nordsee, dessen kommerzieller Betrieb ab 2029 beginnen soll. Der Vertrag über 47 Millionen Zloty bindet rund 200 Menschen ein und zeigt, wie ein deutscher Ausbau Arbeit in Ostseehäfen und -werften zurückspeist.<\/p>\n
Der Neustart ist real, aber unvollendet. Seine Glaubwürdigkeit hängt nun von der Umsetzung ab: ob die Regierung die Empfehlungen des Bundesrates rechtzeitig für die Ausschreibungen 2027 in eine verabschiedete Novelle überführt und ob ein zweiseitiges CfD-Modell nach zwei gescheiterten Runden tatsächlich wieder Bieter anzieht. Hält es, wird Deutschlands Kurskorrektur zur Vorlage dafür, wie ein reifer Offshore-Markt nach einem Stolpern neu startet — und dabei immer enger mit seinen Ostsee-Nachbarn verflochten ist.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
Nach einer gescheiterten Auktion 2025 und ausgesetzten Runden 2026 setzt Deutschland seinen Offshore-Windmarkt neu auf \u2014 mit einem Nordsee-Investitionspakt, Schutz bestehender Projekte, einer Bundesrats-Reform und grenz\u00fcberschreitender Zusammenarbeit, die zunehmend \u00fcber die Ostsee verl\u00e4uft.<\/p>\n","protected":false},"author":8,"featured_media":47674,"comment_status":"","ping_status":"","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[2070,2068,2058],"tags":[],"class_list":["post-47679","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-deutschland","category-editors-choice-de","category-offshore-wind-aktuell"],"acf":[],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/47679","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/users\/8"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=47679"}],"version-history":[{"count":0,"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/47679\/revisions"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/media\/47674"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=47679"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=47679"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/balticwind.eu\/de\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=47679"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}