Offshore-Windenergie: Wie der Bau auf hoher See beschleunigt wird

Stolze 236 Meter misst der Rotordurchmesser der Windräder, die EnBW jetzt weit draußen vor den ostfriesischen Inseln installiert hat. Mit jeder Drehung durchstreichen die Flügel eine Fläche von sechs Fußballfeldern. Der Windpark hat eine Leistung von 960 Megawatt – so viel wie ein großes Kohlekraftwerk. Das macht ihn zum leistungsstärksten Windpark Deutschlands . Finanziert von der LBBW gehen die Anlagen im Spätsommer 2026 in Betrieb.

Ein Signal dafür, dass die heimische Offshore-Windenergie im Aufwind ist? Das lässt sich aus dem EnBW-Projekt leider nicht folgern. Die Branche tut sich derzeit schwer, neue Offshore-Windparks auf den Weg zu bringen. Gestiegene Kosten, regulatorische Hürden und Engpässe in den Lieferketten bremsen die Unternehmen aus. Im August 2025 musste die Bundesnetzagentur gar eine Offshore-Ausschreibung ergebnislos beenden, weil kein einziges Gebot einging.

Der Bundesverband Windenergie erwartet deshalb, dass 2030 nur rund 20 Gigawatt Offshore-Leistung installiert sein werden – weit weniger als das gesetzliche Ausbauziel von 30 Gigawatt. Und das Ziel für 2035 von 40 Gigawatt wird nach Ansicht des Branchenverbandes nur erreicht werden, wenn sämtliche geplanten Windparks auch tatsächlich gebaut werden.

Mehr Investitionssicherheit für Projektierer und Zulieferer

Das Bundeswirtschaftsministerium hat daher jetzt eine Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) vorgelegt, die die Flaute bei der Offshore-Windenergie beenden soll. Der Bundestag soll nach der Verabschiedung im Kabinett im Herbst über den Gesetzesentwurf entscheiden. Er könnte dann Anfang 2027 in Kraft treten.

Mit der Novelle lässt das Ministerium die Ausbauziele im Gesetz unverändert, gibt der Bundesnetzagentur aber mehr Flexibilität bei den Ausschreibungen. So kann die Behörde die ausgeschriebenen Leistungsvolumina erhöhen, wenn sich abzeichnet, dass der Ausbau zu langsam verläuft.

Am wichtigsten für die Offshore-Projektierer ist aber die Reform der Fördersystematik. Bislang sind die Ausschreibungen so gestaltet, dass die Unternehmen recht weit ins Risiko gehen müssen, um einen Zuschlag zu erhalten. Mit der Einführung von zweiseitigen „Contracts for Difference“ (CfD) ändert sich das – das Modell gibt Projektierern und Betreibern mehr Erlössicherheit. Das senkt die Investitionsrisiken erheblich. Für die Projektierer wird es damit einfacher, einen Finanzierungspartner zu finden. Zudem fallen die Kapitalkosten geringer aus. Allerdings greift die CfD-Absicherung erst dann, wenn kein Unternehmen bereit ist, ein Projekt zu den bislang geltenden Förderbedingungen zu realisieren.

Mehr Investitionssicherheit will das Bundeswirtschaftsministerium auch mit der Verlängerung der Regellaufzeit schaffen: Statt 25 Jahre sollen die Windräder künftig 35 Jahre lang laufen dürfen. Dies trägt der technischen Weiterentwicklung der Anlagen Rechnung.

Offshore-Windenergie mit Erzeugung von Wasserstoff koppeln

Auch die Hersteller von Turbinen, Fundamenten, Seekabeln und anderen Komponenten sowie Stahlbau- und Logistikunternehmen profitieren davon, dass Offshore-Projekte mit der Novelle berechenbarer werden. Mit einer verlässlicheren Nachfrage nach ihren Produkten und Leistungen sinkt das Investitionsrisiko, wenn sie etwa neue Fertigungsstätten bauen, Anlagen und Maschinen anschaffen oder ihre Belegschaft ausbauen. Das soll Engpässe in den Lieferketten auflösen.

Darüber hinaus kommt der heimischen Zuliefererindustrie zugute, dass bei den Ausschreibungen neben den Angebotspreisen künftig auch Faktoren wie Resilienz, Cybersicherheit und Nachhaltigkeit als Bewertungskriterien herangezogen werden sollen. Europäische Unternehmen bekommen so einen Vorteil gegenüber der Konkurrenz aus China. Die Bundesregierung setzt damit die Vorgaben des Net-Zero Industry Act der EU um.

Eine weitere wichtige Neuerung: Mit der Novelle wird es künftig einfacher, als Ergänzung zu Offshore-Windparks vor Ort auch Elektrolyseure zu installieren. Sie erzeugen mit dem Windstrom grünen Wasserstoff, der dann durch Pipelines an Land gebracht wird. Die Rohre werden rechtlich den Stromtrassen durch das Meer gleichgestellt. Das erleichtert deren Genehmigung. Deutschland hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2030 insgesamt zehn Gigawatt Elektrolyseleistung zu installieren. Die geplanten Erleichterungen für Offshore-Anlagen helfen, den Rückstand im kommenden Jahrzehnt aufzuholen.

Anlagen liefern über lange Zeiträume verlässlich viel Strom

Offshore-Windenergie hat zentrale Bedeutung für die Energiewende: Weil der Wind auf hoher See deutlich stärker und gleichmäßiger weht als an Land, erreichen die Anlagen weit öfter ihre maximale Leistung. Sie können deshalb verlässlich über längere Zeiträume viel Strom liefern. So tragen sie dazu bei, die Volatilität von Windrädern an Land und Photovoltaik-Anlagen auszugleichen.

Dazu kommt, dass es immer schwieriger wird, für den Ausbau der Onshore-Windenergie im dicht besiedelten Deutschland Flächen zu finden. Nord- und Ostsee bieten dagegen ausreichend Platz, um große Windparks zu errichten. Die Anlagen können dort deutlich höher und damit leistungsstärker ausfallen als an Land, weil es keine Anwohnerinteressen zu berücksichtigen gilt und Rotorblätter sowie Turmsegmente per Schiff transportiert werden können.

Allerdings bringt die Offshore-Technologie einige Nachteile mit sich. So sind der Bau und die Wartung von Anlagen auf hoher See aufwändiger und teurer als an Land. Auch die Netzintegration ist eine Herausforderung: Der Windstrom muss über Konverterplattformen und Seekabel an Land gebracht und von dort über weite Strecken zu den Verbrauchszentren, insbesondere im Süden Deutschlands, transportiert werden.