Synergien vor der Küste senken Ausbaukosten

09.01.2026 | Veröffentlicht in Ausgabe 01-2026

© Foto: Frontier Economics

Übersicht über die zwei verschiedenen Offshore-Ausbauszenarien

Offshore-Wind und Offshore-Elektrolyse begünstigen sich gegenseitig. Welche Rahmenbedingungen es dazu braucht, zeigt eine Studie.

Geht man von einer großflächigen Elektrifizierung der Lebens- und Arbeitsbereiche aus, um die Klimaziele Deutschlands und der Europäischen Union zu schaffen, stellt sich vor allem die Frage nach der Kosteneffizienz für die Übertragung des Stroms über weite Distanzen und in großen Mengen.

Wie man die Kosten der Offshore-Anbindung senken kann und gleichzeitig die erzeugte Energie optimal nutzt, hat sich Frontier Economics im Auftrag von Aqua Ventus in einer Studie angeschaut, die im November 2025 erschienen ist. Unter dem Titel „Effiziente Integration von Offshore-Windenergie durch Offshore-Wasserstoffproduktion“ werden in der Studie die notwendigen Rahmenbedingungen untersucht, um einen möglichst wirtschaftlichen Offshore-Ausbau zu ermöglichen – gerade dieser Punkt ist im Kontext der anstehenden Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes relevant.

Um das Ergebnis vorwegzunehmen: Der Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur und die Produktion von Wasserstoff durch Offshore-Elektrolyse senken die Gesamtkosten in jedem errechneten Modell um bis zu 1,7 Milliarden Euro jährlich und tragen zur heimischen Wasserstoffproduktion bei.

Modelle und Grundannahmen

In der Studie wird untersucht, wie sich Stromanbindungen, Wasserstoffpipelines und eine Offshore-Wasserstoffproduktion sinnvoll kombinieren lassen. Mit dieser echten Offshore-Sektorenkopplung wird bisher der vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie verfolgte Ansatz einer rein elektrischen Überbauung weiterentwickelt und gezeigt, wie sich die Gesamtkosten der Offshore-Windintegration deutlich reduzieren lassen.

Heute basiert die deutsche Offshore-Planung im Wesentlichen auf der Annahme, dass jeder Windpark vollständig über Stromkabel angebunden wird. Nur im Ein-Gigawatt-Pilotgebiet Sen-1 sollen erstmals Pipelinekonzepte für Offshore-Wasserstoff getestet werden. Gleichzeitig steigen die erwarteten Kosten für den Offshore-Netzausbau erheblich: Der aktuelle Netzentwicklungsplan kalkuliert bis 2045 rund 158 Milliarden Euro für die Offshore-Anbindungen. Dazu kommen in jedem Fall noch die zusätzlichen hohen Investitionen im landseitigen Übertragungsnetz.

Aufbau der Studie anhand von Szenarien

Im Zentrum der Analyse steht die Frage, welche Infrastrukturkonfiguration das Offshore-Energiepotenzial Deutschlands am effizientesten nutzt. Dafür werden zwei Ausbaupfade für Offshore-Wind bis 2045 betrachtet, ein Szenario mit 70 Gigawatt entsprechend dem gesetzlichen Ziel sowie ein konservativeres 55-Gigawatt-Szenario, in dem durch geringere Kapazitätsdichte der Windparks höhere Volllaststunden für Offshore-Wind erreicht werden.

Für beide Ausbauszenarien werden drei verschiedene Infrastrukturkonfigurationen betrachtet:

Die Konfiguration „Baseline“ orientiert sich an der aktuellen Planung. Hier werden Windparks in voller Kapazität elektrisch angebunden, und die Wasserstoffproduktion findet ausschließlich an Land statt.

Dazu wurde mit „Overplanting“ eine Konfiguration einer rein elektrischen Überbauung betrachtet, bei der mehr Erzeugungsleistung installiert wird, als die Kabel transportieren können. Die Elektrolyse bleibt auch hier an Land.

Schließlich die Konfiguration „Offshore-Sektorenkopplung“ als dritte Alternative, in der ebenfalls mehr Erzeugungsleistung geplant wird, aber ein Teil des Stroms direkt offshore in Wasserstoff umgewandelt und über eine Pipeline transportiert wird. Die elektrische Anbindung bleibt bestehen und wird durch eine Wasserstoffleitung ergänzt.

Kernergebnisse zeigen Einsparungen

Die Analyse zeigt deutlich, dass die Offshore-Sektorenkopplung die wirtschaftlichste Form der Nutzung von Offshore-Windenergie ist, da sie Kosten durch den Einsatz von Wasserstoffpipelines statt Stromkabeln erheblich reduziert. Zudem erhöht Offshore-Sektorenkopplung die Auslastung der teuren Stromkabel und verringert die Kosten der Abregelung (Curtailment).

In den Zonen 4 und 5 der deutschen Nordsee lassen sich mit Sektorenkopplung jährliche Einsparungen von bis zu 1,7 Milliarden Euro erzielen. Doch der Einsatz von Offshore-Elektrolyse und Pipelineanbindung steigert dieses Einsparpotenzial deutlich: 1,66 Milliarden Euro jährlich im 70-Gigawatt-Szenario und 478 Millionen Euro bei 55 Gigawatt.

Die geringeren Systemkosten resultieren vor allem daraus, dass weniger Übertragungskapazität über Seekabel benötigt wird. Durch die Möglichkeit, Energie alternativ als Wasserstoff an Land zu transportieren, kann bei Offshore-Sektorenkopplung die Kabelkapazität im Vergleich zum rein elektrischen Overplanting sogar noch weiter reduziert werden.

Die Flexibilität, entweder Strom oder Wasserstoff zu transportieren, erhöht die Auslastung der Offshore-Stromübertragungsinfrastruktur. Zudem reduziert die Offshore-Sektorenkopplung auch die Abregelung im Vergleich zum rein elektrischen Overplanting. Dies wiederum erhöht die Gesamtmenge der im System verfügbaren Energie, indem Strom- und Wasserstoffproduktion kombiniert werden.

Weiterhin ermöglicht die bidirektionale Nutzung der Offshore-Netzanbindungen einen systemdienlichen Betrieb von Offshore-Elektrolyse. In Zeiten hoher Strompreise wird der Strom vorrangig an Land transportiert, wodurch der Wert der Stromerzeugung maximiert wird. Bei niedrigen oder negativen Strompreisen kann die Energie für Offshore-Elektrolyse genutzt werden, wodurch der Wert der Offshore-Sektorenkopplung für das Energiesystem erhöht wird.

Politisches Learning: Flexibilität ermöglicht Ertragssteigerung

Um angemessen auf die hohen Kosten des Übertragungsnetzausbaus zu reagieren, brauchen Anlagenbetreiber also mehr Flexibilität in der Nutzung der Windenergie und vor allem bei der Wahl des Energieträgers. Das allein senkt schon die Kosten für die Energietransport-Infrastruktur.

Mithilfe kombinierter Anschlusskonzepte auf hoher See bekommen Betreiber von Anlagen die Grundlage, auf Preissignale des Marktes einzugehen. Dies ermöglicht weitere Einnahmequellen für die Betreiber. Weiterhin stimmt die Nutzung von Preissignalen überein mit der Schlüsselmaßnahme aus den Ableitungen des Monitoringberichts vom September 2025 – Erneuerbare Energien markt- und systemdienlich fördern.

Der Gesetzgeber hat in der Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes die Gelegenheit, Flexibilität zu erhöhen, Kosten zu verringern und einen Beitrag zu den Klimazielen zu leisten.