Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat bekanntgegeben, dass in der diesjährigen August-Ausschreibung für Windenergieanlagen auf See Gebote für die zentral voruntersuchten Flächen N-10.1 und N-10.2 ausgeblieben sind. Es handelt sich Flächen mit Ausschreibungsvolumina von 2.000 MW und 500 MW und geplanten Inbetriebnahmen in den Jahren 2031 und 2030. Die Offshore-Windenergie-Ausschreibung basierte auf einem verdeckten Auktionsverfahren mit quantitativen und qualitativen Bewertungskriterien, aber ohne die Möglichkeit auf EEG-Förderung. Laut der Bekanntgabe der BNetzA will die Behörde die Flächen N-10.1 und N-10.2 nun nach den Vorgaben der Ausschreibungen für nicht zentral voruntersuchte Flächen zum Gebotstermin 1. Juni 2026 erneut ausschreiben.

„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“, sagt Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. „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 führe die bisher geplante hohe Bebauungsdichte dazu, dass Verschattungseffekte die Volllaststunden auf den nun ausgeschriebenen Flächen signifikant reduziert.

Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes gefordert

Diese Herausforderungen erfordern laut BDEW eine Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) sowie des weiteren offshore-relevanten Rechtsrahmens. „Mit unserem im Juli 2025 veröffentlichten BDEW-Positionspapier haben wir konkrete Vorschläge vorgelegt, wie Investitionssicherheit, Kosteneffizienz, Akteursvielfalt und Realisierungswahrscheinlichkeit gestärkt werden können“, so Andreae. „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.“

Aus Sicht des BDEW reicht das in den letzten Jahren bestehende, rein marktbasierte Ausbau-Modell auf Basis von Power Purchase Agreements (PPA) aufgrund der aktuellen Risiken nicht mehr aus, 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.

Offshore-Windenergie-Ausschreibung sollte Abschattungseffekte berücksichtigen

Auch sollte der Bund die zunehmenden Abschattungseffekte zwischen und innerhalb von Offshore-Windparks aufgrund der dichten Bebauung in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) im Rahmen einer WindSeeG-Reform berücksichtigen. Daher spricht sich der BDEW 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 sollte man bei der Flächenausweisung die tatsächlich erzielbaren standortspezifischen Energieerträge stärker gewichten als die reine Nennleistung und einen Wechsel auf kostenoptimierte Ertragsziele im WindSeeG prüfen.

Das Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme erwartet in seiner Ad-Hoc Analyse für den Flächenentwicklungsplan 2025 für die Flächen N-10.1 und N-10.2 mit einer durchschnittlichen Leistungsdichte von 13,8 MW/km2 einen jährlichen Gesamtenergieertrag von 6,78 bis 7,46 TWh bei Volllaststunden von 2.722 bis 2.984 pro Jahr. In vielen bestehenden Offshore-Windparks, die weniger durch Verschattung betroffen sind, sind 3.300 bis 4.500 Volllaststunden und somit eine hohe Kosteneffizienz der Anlagen erreichbar.

Quelle: BDEW | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH