„Das erstmalige Ausbleiben von Geboten in einer Offshore-Wind-Ausschreibungsrunde sowie das bereits stark gesunkene Interesse an der Juni-Ausschreibung 2025 zeigen, dass die Risiken für Offshore-Windpark-Entwickler in den letzten Jahren erheblich zugenommen haben. Gründe dafür sind unter anderem gestiegene Projekt- und Kapitalkosten in Folge von geopolitischen Spannungen und Lieferkettenengpässen sowie zunehmend schwer prognostizierbaren Preis- und Mengenrisiken im Strommarkt. Zudem führt die bisher geplante hohe Bebauungsdichte dazu, dass die Volllaststunden auf den nun ausgeschriebenen Flächen durch Verschattungseffekte signifikant reduziert werden.
Diese Herausforderungen erfordern dringend eine umfassende Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) sowie des weiteren offshore-relevanten Rechtsrahmens. Nur so kann angemessen auf zentrale wirtschaftliche, technologische, systemische und europäische Entwicklungen reagiert werden. Mit unserem im Juli 2025 veröffentlichten BDEW-Positionspapier haben wir konkrete Vorschläge vorgelegt, wie Investitionssicherheit, Kosteneffizienz, Akteursvielfalt und Realisierungswahrscheinlichkeit gestärkt werden können. So können die notwendigen Investitionen in Offshore-Windparks, Offshore-Netzanbindungssysteme, Häfen und Lieferketten auch künftig verlässlich erfolgen, die Ausbauziele erreicht und die Arbeitsplätze in der Branche weiter ausgebaut werden.“
Aus Sicht des BDEW wird das in den letzten Jahren bestehende, rein marktbasierte Ausbau-Modell auf Basis von Power Purchase Agreements (PPAs) aufgrund der aktuellen Risiken nicht mehr ausreichen, um die Ausbauziele für Offshore-Wind in den kommenden Jahren vollständig zu erreichen und gleichzeitig die Investitionssicherheit und Akteursvielfalt zu erhalten. Der BDEW fordert daher, den Investitionsrahmen und das Ausschreibungsdesign auf zweiseitige Contracts for Difference (CfDs) umzustellen – ohne dabei aber die Möglichkeit der PPA-Finanzierung gänzlich auszuschließen.
Auch sollten die zunehmenden Abschattungseffekte zwischen und innerhalb von Offshore-Windparks aufgrund der dichten Bebauung in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) im Rahmen der WindSeeG-Reform unbedingt adressiert werden.
Daher spricht sich der BDEW unter anderem für die Reduktion der Leistungsdichte in der deutschen AWZ auf unter 10 MW/km² aus, um die Abschattungseffekte in und zwischen Windparks zu reduzieren und hohe Volllaststunden zu erhalten. Zudem sollten bei der Flächenausweisung die tatsächlich erzielbaren standortspezifischen Energieerträger stärker gewichtet werden als die reine Nennleistung sowie ein Wechsel auf kostenoptimierte Ertragsziele im WindSeeG geprüft werden. Der BDEW hat diese und weitere wichtige Optimierungsmaßnahmen für den Offshore-Wind-Ausbau im Januar 2025 vorgeschlagen.
Hintergrund:
Das Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme erwartet in seiner Ad-Hoc Analyse für den Flächenentwicklungsplan 2025 (Vollmer & Dörenkämper 2025) für die Flächen N-10.1 und N-10.2 mit einer durchschnittlichen Leistungsdichte von 13,8 MW/km2 einen jährlichen Gesamtenergieertrag von circa 6,78 bis 7,46 TWh bei Volllaststunden von circa 2.722 bis 2.984 pro Jahr, je nach Ausbauszenario und Modellierung. In vielen bestehenden Offshore-Windparks und anderen, freier gelegenen Flächen, die weniger durch Verschattung betroffen sind, können circa 3.300 bis 4.500 Volllaststunden und somit eine hohe Kosteneffizienz der Anlagen erreicht werden.
