04.09.2026, 10:25 Uhr

WindSeeG-Novelle: Bundesregierung will Offshore-Ausschreibungen, Netznutzung und Laufzeiten neu regeln

Berlin - Die Bundesregierung stellt die Rahmenbedingungen für den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland neu auf. Das Bundeskabinett hat den Gesetzentwurf zur Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) am 02.09.2026 beschlossen. Die Versteigerung der Offshore-Windflächen könnte damit auch in Zukunft Milliarden-Einnahmen zur Senkung der Netzkosten sowie für Meeresnaturschutz und Fischerei bringen.

Die gesetzlichen Offshore-Ausbauziele bleiben unverändert. Der Weg dorthin wird allerdings neu strukturiert: Ausschreibungen, Netznutzung und Betriebsdauer der Windparks werden angepasst. Gleichzeitig soll ein verstetigter Ausbau von durchschnittlich rund 3 GW pro Jahr der Offshore-Windindustrie mehr Planungssicherheit für Investitionen in Produktionskapazitäten, Häfen und Lieferketten geben. Ein Kritikpunkt ist das geplante Ausschreibungsregime.

Offshore-Ausschreibungen zwischen Milliarden-Geboten und ausbleibenden Investoren

Das bisherige WindSeeG unterscheidet bei den Ausschreibungen zwischen sogenannten zentral voruntersuchten Offshore-Windflächen, bei denen das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) die Voruntersuchung staatlich organisiert, und nicht zentral voruntersuchten Flächen.

Bei nicht voruntersuchten Flächen gaben die Bieter zunächst Gebote über die benötigte Vergütung ab. Erst wenn mehrere Unternehmen 0 Cent/kWh angegeben haben, folgte eine Versteigerung im sogenannten dynamischen Gebotsverfahren, bei dem die konkurrierenden Unternehmen für den Zuschlag zahlen. Bei voruntersuchten Flächen erfolgt die Vergabe dagegen bislang anhand eines Punktesystems aus finanziellen und qualitativen Kriterien.

Vor allem die Versteigerungen der nicht voruntersuchten Flächen haben erhebliche Einnahmen gebracht. In den Auktionsrunden 2023 erzielte die Bundesnetzagentur für vier Offshore-Flächen mit zusammen 7 GW Gebotszahlungen von insgesamt 12,6 Mrd. Euro. 2024 kamen bei zwei Flächen mit zusammen 2,5 GW weitere rund 3,0 Mrd. Euro hinzu. Damit summierten sich die Gebotszahlungen aus diesen Verfahren innerhalb von zwei Jahren auf rund 15,6 Mrd. Euro.

Der mit Abstand größte Teil der Gebotszahlungen dient über die sogenannte Stromkostensenkungskomponente zur Senkung der über die Offshore-Netzumlage finanzierten Kosten. Weitere Einnahmen fließen zweckgebunden unter anderem in Meeresnaturschutz und Fischerei sowie teilweise in eine Transformationskomponente.

Im Jahr 2025 drehte sich das Bild. Bei der Ausschreibung von zwei Offshore-Flächen aus der Kategorie "voruntersucht" mit einer Gesamtleistung von 2,5 GW ging bei der Bundesnetzagentur kein einziges Gebot ein.

Neues Ausschreibungsmodell - Versteigerung steht künftig gleich am Anfang

Mit der Novelle wird das Ausschreibungsmodell für Offshore-Windflächen neu geordnet. Künftig soll zunächst ein preislich ungedeckeltes dynamisches Gebotsverfahren durchgeführt werden, bei dem die Investoren um den Zuschlag konkurrieren. Die Bundesregierung geht zunächst davon aus, dass Investoren für den Zuschlag einer Offshore-Windfläche zahlen.

Erst wenn in dieser ersten Stufe kein Zuschlag zustande kommt, folgt eine zweite Ausschreibung mit Differenzverträgen (Contracts for Difference, CfD). Bei Differenzverträgen verändert sich die ökonomische Logik. Dem Betreiber wird ein bestimmtes Erlösniveau für den erzeugten Strom abgesichert. Liegen die Markterlöse darunter, erfolgt ein Ausgleich, liegen sie darüber, werden entsprechende Mehrerlöse abgeschöpft. Die Absicherung kann das Erlösrisiko und damit die Finanzierungskosten der kapitalintensiven Offshore-Projekte reduzieren.

Genau an dieser Zweistufigkeit setzt die Kritik der Offshore-Windindustrie an. Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) fordert, Differenzverträge direkt zum Standard der Ausschreibungen zu machen. In der Auktion muss der erfolgreiche Bieter nicht nur für die Fläche zahlen, sondern trägt weiterhin Markt-, Finanzierungs- und Vermarktungsrisiken. Der Verband sieht darin ein Risiko für die tatsächliche Realisierung der Projekte. Auch der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) kritisiert das vollständige Vermarktungsrisiko für die Betreiber, wenn erst in der zweiten Stufe ein CfD greift.

Nach Einschätzung des BWO kann das zweistufige Modell zudem die Akteursvielfalt beeinträchtigen. Unternehmen müssten sich auf unterschiedliche Vermarktungs- und Finanzierungspfade vorbereiten, was Aufwand und Kosten der Teilnahme an den Auktionen erhöhe und Bieter abschrecken könne. Positiv bewertet der Verband, dass die Ausschreibungsflächen künftig in der Regel auf 1.000 bis 1.200 MW begrenzt werden sollen. Kleinere Flächen könnten Wettbewerb und Akteursvielfalt stärken.

70-GW-Ziel bleibt - Ausbau soll auf durchschnittlich 3 GW pro Jahr verstetigt werden

An den gesetzlichen Ausbauzielen für die Offshore-Windenergie hält die Bundesregierung fest. Bis 2030 sollen mindestens 30 GW, bis 2035 mindestens 40 GW und bis 2045 mindestens 70 GW Offshore-Windleistung installiert sein.

Der weitere Ausbau soll allerdings mit durchschnittlich 3 GW pro Jahr gleichmäßiger erfolgen. Das soll helfen, teure Überkapazitäten zu vermeiden und zugleich verlässlichere Rahmenbedingungen für Investitionen der Offshore-Industrie zu schaffen. Das Bundeswirtschaftsministerium verweist dabei unter anderem auf die maritime Wirtschaft, Stahl- und Metallverarbeitung, Kabelindustrie, Hafenlogistik sowie Betrieb und Wartung.

Offshore-Netzanschlüsse können künftig um bis zu 20 Prozent überbaut werden

Ein weiterer Schwerpunkt der Novelle ist die bessere Nutzung der Offshore-Netzinfrastruktur. Netzanschlüsse sollen künftig um bis zu 20 Prozent der Leistung überbaut werden können. Die installierte Leistung der angeschlossenen Windenergieanlagen kann damit höher sein als die Kapazität des Netzanschlusses.

Hintergrund ist, dass Offshore-Windparks ihre installierte Nennleistung nicht dauerhaft erreichen. Zusätzliche Erzeugungsleistung kann deshalb dazu beitragen, die vorhandenen Netzanschlüsse über das Jahr stärker auszulasten und die spezifischen Systemkosten zu reduzieren.

Gleichzeitig sollen Abschattungseffekte zwischen Offshore-Windparks verringert werden. Durch eine angepasste Flächenplanung soll der Energieertrag auf den verfügbaren Offshore-Flächen erhöht werden.

Offshore-Windparks können künftig 35 statt 25 Jahre betrieben werden

Auch die Regellaufzeit der Offshore-Windparks wird verlängert. Statt bislang 25 Jahren sollen die Anlagen künftig regulär 35 Jahre betrieben werden können. Windparks und Netzinfrastruktur können so länger genutzt und die Investitionskosten über einen größeren Zeitraum verteilt werden.

Zusätzlich führt die Novelle neue Kriterien zur Stärkung der Widerstandsfähigkeit der Lieferketten ein. Damit setzt Deutschland Vorgaben des europäischen Net-Zero Industry Act (NZIA) für die Offshore-Windenergie um. Ziel ist unter anderem, einseitige Abhängigkeiten von Drittstaaten zu begrenzen und die europäische Offshore-Industrie zu stärken.

Mit der WindSeeG-Novelle hält die Bundesregierung an den langfristigen Offshore-Ausbauzielen fest, verändert aber wesentliche wirtschaftliche und technische Rahmenbedingungen. Ein zentraler Streitpunkt im weiteren Gesetzgebungsverfahren dürfte das zweistufige Ausschreibungsmodell bleiben: Während die Bundesregierung zunächst auf Einnahmen aus der Flächenvergabe und die Übernahme des Marktrisikos durch die Investoren setzt, fordert die Offshore-Branche eine direkte Absicherung der Projekte über Differenzverträge.

Quelle: IWR Online