Die Energiebranche drängt auf eine zügige und pragmatische Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG). In einem Positionspapier des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) werden zentrale Forderungen erhoben: Kooperationsprojekte mit anderen Ländern sollen auf die deutschen Ausbauziele für Offshore-Wind angerechnet werden, die Windturbinen auf den ausgeschriebenen Flächen weniger dicht stehen und das Vergütungssystem dynamisch an die Verbraucherpreisentwicklung angepasst werden.
Offshore-Windkraft in der Krise
Die Offshore-Windkraft in Deutschland steckt in einer schwierigen Phase. Im vergangenen Jahr war das Interesse an Ausschreibungen für Offshore-Windflächen in der Nord- und Ostsee stark gesunken. Hauptgrund: Die Flächen sind aus Sicht der Branche nicht attraktiv, die geplante Bebauungsdichte zu hoch. Potenzielle Betreiber befürchten sogenannte Abschattungseffekte: Wenn Windräder zu dicht beieinanderstehen und sich mehrere Windparks auf kleiner Fläche drängen, mindert das die Stromausbeute und drückt auf die Rentabilität.
BDEW-Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae sagte dem Handelsblatt: „Offshore-Windenergie ist ein Riese unter den erneuerbaren Energien. Ihr Potenzial zu heben, ist eine gewichtige und europäische Aufgabe.“ Sie verwies auf das vergangene Jahr: Schon an der Juni-Ausschreibung 2025 habe es weniger Interesse gegeben, doch in der August-Ausschreibung blieben die Gebote ganz aus. „Das ist ein klares Warnsignal. Die Politik muss dringend handeln und das WindSee-Gesetz reformieren. Für den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie braucht es verlässliche und investitionsfreundliche Rahmenbedingungen.“
Zeitdruck und politische Planungen
Projekte müssten in den Ausschreibungen 2027 wieder wirtschaftlich darstellbar sein, so Andreae. „Das noch rechtzeitig umzusetzen, ist anspruchsvoll. Die Reform des WindSee-Gesetzes muss zügig auf den Weg gebracht werden, dafür braucht es einen Referentenentwurf und einen Kabinettsbeschluss noch im Sommer.“ Das zuständige Bundeswirtschaftsministerium arbeitet bereits an der Novelle. Aus dem Ministerium heißt es, aktuell liefen „fachliche und rechtliche Prüfungen, unter anderem zu weiteren Fragen des Investitionsrahmens und einer optimierten Flächenkulisse“.
Nach den aktuellen Plänen sollen in der deutschen Nord- und Ostsee bis 2030 Offshore-Windparks mit einer Leistung von 30 Gigawatt (GW) installiert sein, bis 2035 dann 40 GW und bis 2045 schließlich 70 GW. Derzeit sind 9,7 GW installiert. Zum Vergleich: 30 GW entsprechen der Leistung von 30 großen Kohlekraftwerksblöcken, deren Stromausbeute jedoch wesentlich höher ist, da sie nahezu durchgehend Strom produzieren – 8760 Stunden im Jahr. Windräder auf See erreichen dagegen jährlich maximal 4000 Volllaststunden.
Kooperationsprojekte und Doppelzählung vermeiden
Die vom BDEW geforderte Anrechnung von Kooperationsprojekten mit anderen Ländern auf das deutsche Ziel wird auch von den Unternehmen propagiert. Durch Kooperationen würde sich der Druck verringern, die knapp bemessenen Flächen im deutschen Teil der Nord- und Ostsee intensiv zu nutzen. Als besonders interessanter Kandidat gilt Dänemark, das über ein enormes Flächenpotenzial weit über den eigenen Bedarf hinaus verfügt. Im Positionspapier heißt es, es sei wichtig, dass es zu keiner Doppelzählung der Windparkleistung auf die Ziele beider Staaten komme. „Dies sollte in der Gesetzesbegründung zum WindSeeG erläutert werden.“
Vergütungssystem: Indexierte Differenzverträge gefordert
Mit Blick auf die Anpassung des Vergütungssystems warnt der BDEW vor „deutschen Sonderwegen“. Bislang finanzieren sich Offshore-Windparks in Deutschland entweder allein über den Stromverkauf am Markt oder sind über ein Förderregime gegen zu niedrige Erlöse abgesichert. Künftig sollen voraussichtlich zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) eingeführt werden, die international weit verbreitet sind. Diese garantieren den Betreibern einen festen Preis, der in einer Auktion ermittelt wird. Liegt der Marktpreis darunter, gleicht der Staat die Differenz aus, liegt er darüber, schöpft er die Mehrerlöse ab.
Allein mit einem Umstieg auf CfDs ist es nach Überzeugung des BDEW nicht getan. Der Verband fordert eine „einfache Indexierung der CfDs mindestens anhand des europäischen Verbraucherpreisindexes“ und empfiehlt, dem „erfolgreichen britischen Modell“ zu folgen. Hintergrund ist die Sorge, dass Deutschland sich für komplexe Lösungen entscheidet, die Investoren abschrecken könnten. Benedikt Scheel, Geschäftsführer der Erneuerbaren-Sparte von Equinor Deutschland, betont: „Unsicherheiten bei Strompreisen, Investitionshöhe, Inflation und Finanzierungskosten zwingen Unternehmen bei ihren Geboten zu hohen Risikoprämien.“ In letzter Konsequenz könne das dazu führen, dass Projekte nach einem Zuschlag nicht umgesetzt werden. Indexierte zweiseitige Differenzverträge böten Planbarkeit und Sicherheit, ermöglichten günstigere Finanzierungen und senkten die Kosten.
