Der Offshore-Windkraftausbau in Deutschland hat Ende 2025 die in Nord- und Ostsee installierte Erzeugungskapazität auf rund 9,75 Gigawatt (GW) angehoben. Das besagt die Auswertung des nationalen Zubaugeschehens durch Deutsche Windguard. Das Unternehmen hat wie in den Vorjahren im Auftrag von sechs Offshore-Windenergie-Organisationen die Bilanz zum „Status des Offshore-Windenergieausbaus in Deutschland“ geschrieben.
Die Deutsche Windguard berücksichtigt 518 Megawatt (MW) neu angeschlossener Nennleistung, wo projektentwickelnde Unternehmen diese als 2025 mit dem Einspeisen startende Erzeugungskapazitäten ins Marktstammdatenregister eingetragen haben. Die neu scharf gestellte Erzeugungskapazität verteilt sich auf zwei Nordseewindfelder – durch die Inbetriebnahmen der ersten 28 Siemens-Anlagen mit jeweils 11,55 MW im Windpark Borkum Riffgrund 3 und der ersten 13 Vestasturbinen mit 15 MW im Windpark He Dreiht. Wobei die 83 Windenergieanlagen von Borkum Riffgrund 3 mit 959 MW von Energiekonzern Ørsted aus Dänemark und dem von Frankfurt aus geführten Europageschäft der Infrastrukturinvestmentplattform Nuveen schon 2024 komplett fertig installiert waren. Doch die um ein Jahr verspätete Errichtung der Umspannplattform für diesen Windpark ließ Netzanschlüsse der Turbinen erst ab Anfang Dezember 2025 zu.
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Bis Ende Dezember waren gemäß dem Register der Bundesnetzagentur (BNetzA) 28 Anlagen mit zusammen 323 MW in Borkum Riffgrund 3 Betrieb. Die Monteure des Turbinenzulieferers Siemens Energy werden die weiteren 55 schon fertig errichteten Anlagen in den kommenden Wochen nach und nach in Betrieb nehmen. Im Baugebiet des künftigen 960-MW-Windparks He Dreiht von EnBW standen zum Jahreswechsel offenbar weitere 19 fertig installierte Windenergieanlagen bereit für den Netzanschluss. Außerdem sind mehr als 30 Fundamente zusätzlich in den Seeboden dieses Standorts eingetrieben – säulenförmige eingerammte Monopiles mit 9,2 Meter Durchmesser und 70 Meter Länge. Das EnBW-Projekt hat sich ebenfalls verspätet, es hätte schon Ende 2025 komplett mit der Stromeinspeisung starten sollen.
Zusätzlich erfolgten die kompletten Monopile-Gründungen im zweiteiligen Nordsee-Windpark Nordseecluster A von RWE mit 44 Gründungspfählen und im Ostseefeld Windanker von Iberdrola mit 21 Fundamenten. Windanker, woran Iberdola zu einem 49-Prozent-Anteil auch den japanischen Konzern Kansai beteiligt, erhielt bis zu 84 Meter lange Monopiles, auf denen das spanisch-japanische Konsortium 15-MW-Anlagen des Siemens-Typs SG 14-236 noch in diesem Jahr installieren will. RWE wiederum will Nordseecluster A noch ab 2026 mit Vestas-Turbinen V236-15 MW bestücken und den kommerziellen Betrieb der damit zur Verfügung stehenden 660 MW allerdings 2027 starten. An Nordseecluster A ist RWE zu 51 Prozent und der Fonds Norges Bank Investment Management zu 49 Prozent beteiligt.
2032 erst wird Deutschland die zwei Jahre vorher vorgesehene 30-Gigawatt-Marke erreichen
Dabei kommt der Offshore-Windkraft-Ausbau nicht so schnell voran, wie es das Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) vorsieht. Von Ende 2030 an sollten 30 GW Erzeugungskapazität zur Verfügung stehen. Doch es dürften dann erst rund 20 GW sein. Folgt danach der Zubau noch wie aktuell erwartet, wird die Meereswindkraftbranche zwei Jahre später die noch fehlenden 10 GW errichtet haben.
Die für 2040 gemäß WindSeeG vorgesehenen 40 GW wären hingegen zu schaffen. Während die aktuell in Bau befindlichen 2,4 GW in den Bauzonen von Nordseecluster A, Windanker sowie He Dreiht und Borkum Riffgrund 3 nun gesichert zustande kommen, sind für weitere 2,6 GW schon die Investitionsentscheidungen getroffen. Dazu gehören die Windparkvorhaben Nordlicht 1 und 2 von Vattenfall mit zusammen fast 1,7 GW aus 112 V236-15 MW sowie Nordseecluster B mit 900 MW. Zusätzlich müssten fürs Erreichen des 2040-Zieles die 17,5 GW fertig werden, die schon bezuschlagt oder wie das spezielle küstennahe Ostsee-Windfeld Gennacker mit einem Netzanbindungsanspruch versehen und bisher noch nicht im Bau sind. Die dazu noch vorgesehenen Ausschreibungen der nächsten Jahre würden zusätzlich 11 GW bereitstellen – was ausreichen könnte, zumal das scharf gepeilt einen Puffer von gut 2,7 GW enthält.
Zufrieden sein dürften Politik und Wirtschaft mit Blick auf 2040 dadurch allerdings noch nicht. Denn eine Vereinbarung von 2022 der Bundesregierung mit den sechs nördlichen Bundesländern und den drei zuständigen Übertragungsnetzbetreibern sieht bis Ende nächsten Jahrzehnts einen gewünschten, wenngleich gesetzlich nicht abgesicherten Ausbau schon auf 50 GW vor. Dazu fehlen Stand heute weitere 6,8 GW, für die seitens der Politik noch Festlegungen erfolgen müssten.
Neues Ausschreibungssystem und Hafenausbau werden entscheiden
Falls die Netzanschlüsse der nächsten Windparkvorhaben nun wirklich wie geplant vorankommen und beispielsweise Lieferengpässe von Umspannstationen nicht wiederkehren, sollten Anfang 2032 geplante 22 GW Anschlusskapazität in Nord- und Ostsee zusätzlich zur Verfügung stehen. Weitere 10 GW wären Anfang 2035 aufgebaut und würden absichern, dass zumindest die im Gesetz vorgesehenen 40 GW bis Ende kommenden Jahrzehnts pünktlich anzuknüpfen sind. Das sehen der am 10. Dezember frischveröffentlichte Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber für einen Netzentwicklungsplan (NEP) Strom 2037/2045 sowie ein Entwurf zur Änderung des Flächenentwicklungsplans (FEP) 2025 der Seeflächennutzungsbehörde BSH vor.
Doch die Politik muss noch viel klären, ehe es funktioniert, wie die Offshore-Windenergie-Organisationen anhand der Netzbetreiberdaten des NEP 2037/2045 verdeutlichen: So rechnet der Entwurf des NEP 2037/2045 mit der Überbauung der Netzanschlüsse: Damit weniger Windflächen ausreichen und mehr Raum zwischen den Windparks bleibt, diese sich weniger verschatten und auch ihre Netzanschlüsse besser auslasten, plädieren die Übertragungsnetzbetreiber für eine Überbauung der Stromexportleitungen an Land. Die Windparks sollen etwas mehr Nennleistung anschließen, als die Anschlüsse übertragen können. Bei sehr viel Wind müssten sie etwas Kapazität abregeln und weniger Strom als möglich erzeugen – können dafür bei mittlerem Wind volle Netzleistung liefern und machten die Netzanschlüsse für alle kosteneffizienter. Daraus leitet der NEP-Entwurf vier Szenarien ab, die bis Anfang 2040 enweder gerade so die volle Aufnahmeleistung für 50 GW Offshore-Windkraft erlauben – oder verschiedene höhere Anschlusskapazitäten.
Ob und welche Überbauung die Politik den Windenergieunternehmen verordnet, ist langfristig noch genauso wenig geklärt wie die dringende Reform des Wettbewerbssystem. So hatte die Ausschreibung im August 2025 für zwei staatlich voruntersuchte Seeflächen mit 2.000 und 500 MW, die mit zusätzlichen qualitativen Kriterien die Zuschläge nicht alleine anhand der höchsten Zahlungsgebote der projektierenden Unternehmen entscheiden sollte, keine Gebote erzielt. Die Windparkunternehmen hatten aufgrund wachsender Material- und Logistikkosten sowie zugleich einer dichten vorgesehenen Bebauung von 13,7 MW pro Quadratkilometer bei einer Verschattung durch eng stehende Nachbarwindparks eine Auslastung von nur 2.700 bis knapp 3.000 Volllaststunden zu erwarten, wie das Windenergieinstitut Fraunhofer IWES errechnet hatte.
Zum Vergleich: Offshore-Windparks in der Nordsee ohne nennenswerte Windverschattung und mit geringerer Leistungsdichte im Park kommen in der Regel auf ein wesentlich besseres Auslastungsniveau von rechnerisch 4.000 und mehr Volllaststunden. Sie würden, wenn sich der geerntete Wind auf konstanten Vollbetrieb hätte konzentrieren können statt wechselhaft aufzufrischen und abzuflauen, knapp die Hälfte der 8.760 Jahresstunden mit ihrer vollen Turbinenleistung Strom produzieren.
Der Reformbedarf reicht über die Neuzuschnitte der Windparkzonen und mögliche Überbauungen freilich hinaus: Die Branchenverbände erneuerten ihre schon im vergangenen Jahr aufgestellte Forderung, die im Juni 2026 zur Wiederholung angesetzte Ausschreibung auf 2027 zu verschieben. Dann könne und solle die Bundesregierung eine für 2027 geplante Reform der Ausschreibungen vorziehen, um den Wettbewerb wieder attraktiv werden zu lassen. Die Bundesregierung hatte 2025 schon durch eine Gesetzesänderung erlaubt, dass die Mindestmenge der jährlichen Ausschreibung 2026 nur 2,5 GW betragen darf statt ursprünglich mindestens 3 GW. Daraufhin konnte das BSH die Wiederholungsauktion auf 2026 verschieben und zugleich vier andere schon vorgesehene Flächenausschreibungen über 3,5 GW auf 2027 ziehen, 2028 sollten dann 3 GW und 2029 noch 2 GW folgen.
Berlin verschiebt Ausschreibungen auf 2027, um sie vorher attraktiver zu machen
Am Mittwoch sagte das Bundeskabinett zu, die Ausschreibung entsprechend diesem Anliegen auf 2026 verschieben zu wollen.
Die Europäische Union (EU) schreibt vor, dass die EU-Länder ab 2027 in den Offshore-Ausschreibungen sogenannte Differenzverträge oder Contracts for Difference (CFD) ausloben müssen. Diese schöpfen Übergewinne der Windparkbetreiber ab, zwingen diese aber auch dazu, in den Ausschreibungen nicht künstlich zu unterbieten sondern realistische Kosten zu berücksichtigen und rentable Preise zu verlangen. Der Staat bezahlt den mit CFD-Verträgen gesicherten Projekten immer so viel Zuschuss auf den im freien kurzfristigen Stromhandel erzielten Preis, dass er die Differenz zum bezuschlagten Preis aufstockt. Bringt der Handel höhere Preise, müssen Betreibende die Überschüsse abführen.
Auch der Ausbau der Häfen sei eine wichtige Bedingung, damit der benötigte Offshore-Windkraft-Ausbau in Deutschland erfolge, mahnen die Verbände. „Dafür braucht es eine deutlich stärkere finanzielle Beteiligung des Bundes. Das Infrastruktur-Sondervermögen eröffnet die Chance, diese Verantwortung konsequent wahrzunehmen“, schrieben diese in ihrer Mitteilung zu ihrem Statusbericht. Ihre Forderung spielt so auf die 2025 per Grundgesetzänderung zugelassene Kreditermächtigung für die Bundesregierung an, die begrenzt Staatsschulden für wichtige Infrastrukturmaßnahmen aufnehmen darf.
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