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- 70-Gigawatt-Ausbauziel für Offshore-Wind bis 2045 festgeschrieben
- Windpark-Betriebsdauer steigt von 25 auf 35 Jahre
- Cybersicherheit und Resilienz werden Pflichtkriterien bei Ausschreibungen
Hintergrund
Das Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) ist seit 2016 das zentrale Steuerungsinstrument für den Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland. Die geltende Fassung sieht Ausschreibungen von jährlich 4.000 Megawatt vor. Im Jahr 2025 blieben Ausschreibungen teilweise erfolglos, was die Bundesregierung auf gestiegene Investitionskosten und fehlende Planungssicherheit zurückführt. Für das Jahr 2026 hat das Bundeskabinett die Ausschreibung bereits per Beschluss vom 28. Januar 2026 ausgesetzt, weil Konverterplattformen für die Flächen N-10.1 und N-10.2 nicht rechtzeitig fertiggestellt wurden. Mit dem vorliegenden Entwurf (BT-Drs. 21/8238) soll das WindSeeG grundlegend modernisiert werden, um das Ausbauziel von 70 Gigawatt bis 2045 zu erreichen.
- 70 Gigawatt — Ausbauziel für Offshore-Windenergie bis 2045; ab 2035 müssen dafür jährlich knapp 3.000 MW in Betrieb gehen.
- 2.000–4.800 MW — neuer jährlicher Ausschreibungskorridor ab 2027, ersetzt den bisherigen starren Wert von 4.000 MW.
- 35 Jahre — neue Regelbetriebsdauer für Offshore-Windparks, bisher 25 Jahre.
- 9,487 Ct/kWh — festgelegter Höchstwert des anzulegenden Wertes für nicht zentral voruntersuchte Flächen, basierend auf 3.600 Vollaststunden und 2,8 Mrd. Euro Investitionskosten pro GW.
- 30,7 Mio. Euro — jährlicher Erfüllungsaufwand für die Wirtschaft, davon rund 34 Mio. Euro aus EU-Vorgaben des Net-Zero Industry Act (kompensiert durch Einsparungen beim Umweltmonitoring).
Im Detail
Die Windenergie auf See ist ein Eckpfeiler für eine klimaneutrale Stromversorgung sowie für die nationale Resilienz und Unabhängigkeit.
— Begründung BT-Drs. 21/8238, Abschnitt A. Problem und Ziel
Offshore-Windenergie ist für Deutschland ein zentraler Baustein der Energiewende — doch der Markt steckt in der Krise. Gestiegene Investitionskosten, gescheiterte Ausschreibungsrunden im Jahr 2025 und Verzögerungen bei Konverterplattformen haben die Bundesregierung veranlasst, das Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) grundlegend zu überarbeiten. Der am 28. September 2026 beim Bundestag eingereichte Gesetzentwurf (BT-Drs. 21/8238) soll die Rahmenbedingungen für Investoren verbessern, Stromkunden entlasten und gleichzeitig kritische Infrastruktur vor Cyberangriffen schützen.
Was gilt aktuell?
Nach geltendem WindSeeG sind ab 2027 jährlich grundsätzlich 4.000 Megawatt (MW) Offshore-Windleistung auszuschreiben. Gewinner erhalten einen Zuschlag und werden über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gefördert. Im Jahr 2026 fand keine Ausschreibung statt — das Bundeskabinett hatte dies per Beschluss vom 28. Januar 2026 ausgesetzt, weil Konverterplattformen für die Flächen N-10.1 und N-10.2 nicht rechtzeitig fertiggestellt wurden. Betriebsgenehmigungen werden bisher auf 25 Jahre befristet erteilt.
Offshore-Windenergie: Zwei-Stufen-Modell und flexibler Korridor
Das neue Ausschreibungsdesign ersetzt das bisherige Einheitsverfahren durch ein zweistufiges Modell. In der ersten Stufe prüfen Investoren, ob ein Projekt ohne staatliche Förderung marktlich realisierbar ist — etwa über Power Purchase Agreements (PPA). Nur wenn diese Stufe ergebnislos bleibt, greift ein zweiseitiger Differenzvertrag (Contract for Difference, CfD): Der Staat zahlt eine Marktprämie, wenn der Börsenstrompreis unter dem vereinbarten Referenzwert liegt; in Hochpreisphasen fließt der Überschuss über einen Refinanzierungsbeitrag an den Bundeshaushalt zurück. Der Höchstwert für nicht zentral voruntersuchte Flächen wird auf 9,487 Cent pro Kilowattstunde festgesetzt, für zentral voruntersuchte Flächen auf 9,6715 Ct/kWh.
Ab 2027 erhält das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) mehr Planungsflexibilität: Der jährliche Ausschreibungskorridor beträgt künftig 2.000 bis 4.800 Megawatt statt starrer 4.000 MW. Ziel ist es, ab 2035 jährlich durchschnittlich knapp 3.000 MW in Betrieb zu bringen, um das Gesamtziel von 70 Gigawatt bis 2045 zu erreichen. Grenzüberschreitende Kooperationsprojekte mit EU-Partnern können auf das Ausbauziel angerechnet werden.
Kosteneffizienz durch längere Laufzeiten und optimierte Netze
Eine der weitreichendsten Einzelmaßnahmen ist die Verlängerung der Regelbetriebsdauer neuer Offshore-Windparks von 25 auf 35 Jahre. Längere Laufzeiten verbessern die Wirtschaftlichkeit und ermöglichen technisch-wirtschaftlich optimale Investitionen nach aktuellem Stand der Technik. Für bereits bezuschlagte Projekte gilt diese Regelung nicht automatisch.
Darüber hinaus sollen die Netzanbindungskosten gesenkt werden. Offshore-Anbindungsleitungen kosten pro Stück 5 bis 10 Milliarden Euro — diese Kosten werden über die Offshore-Netzumlage auf alle Stromkunden umgelegt. Das Gesetz schafft die Grundlage dafür, bestehende 2-GW-Anbindungssysteme zu überbauen, also mehr Windleistung anzuschließen als die Nennkapazität der Leitung. Das 2-K-Temperaturkriterium für Kabel wird gestrichen, um Übertragungsleistungssteigerungen auf 2,1 bis 2,2 GW zu ermöglichen. Zentralisiertes Umweltmonitoring durch das BSH soll Vorhabenträgern nach Schätzung des Ressorts jährlich rund 7,8 Millionen Euro an Untersuchungskosten ersparen.
Cybersicherheit als Pflichtkriterium
Erstmals verpflichtend für alle Offshore-Wind-Ausschreibungen wird ein umfassendes Cybersicherheitskriterium (§ 15a WindSeeG-E). Bieter müssen erklären, dass IT-Produkte und -Dienstleistungen nur von zertifizierten Anbietern bezogen werden und die operative Kontrolle über die Anlage ausschließlich bei im Europäischen Wirtschaftsraum ansässigen Unternehmen liegt. Datenspeicherung und -verarbeitung müssen innerhalb des EWR erfolgen — eine Anforderung, die laut dem Nationalen Normenkontrollrat (NKR) über die EU-Vorgaben des Net-Zero Industry Act hinausgeht (sogenanntes Gold-Plating). Das BSH kann Betreibern die weitere Betriebsführung untersagen, wenn Eigenerklärungen zur Cybersicherheit unrichtig oder unvollständig abgegeben wurden.
EU-Resilienzkriterien und Lieferkettensicherung
Das Gesetz setzt Artikel 26 der EU-Verordnung (EU) 2024/1735 (Net-Zero Industry Act, NZIA) um. Für Ausschreibungen zentral voruntersuchter Flächen gelten künftig Resilienz- und Nachhaltigkeitskriterien als Zugangs- beziehungsweise Bewertungskriterien. Bieter, die sich zur Einhaltung verpflichten, erhalten in der ersten Ausschreibungsstufe einen Multiplikationsfaktor von 0,925 (ein Kriterium) beziehungsweise 0,85 (beide Kriterien), was ihre Zahlungsverpflichtung reduziert. Windkraftanlagen dürfen nicht vollständig aus einem Drittstaat stammen, wenn die EU-Kommission eine kritische Lieferabhängigkeit von mehr als 50 Prozent festgestellt hat. Für Dauermagneten gelten als Bewertungskriterium analoge Schwellenwerte. Diese Maßnahmen zielen darauf ab, einseitige Abhängigkeiten von chinesischen Lieferketten abzubauen.
Wie hat sich die Offshore-Windenergie entwickelt?
Das WindSeeG existiert seit 2016 und wurde seitdem mehrfach novelliert. Waren anfänglich Ausschreibungsmengen von wenigen hundert Megawatt jährlich vorgesehen, stieg das Ambitionsniveau kontinuierlich. Mit dem Zweiten WindSeeG-Änderungsgesetz 2022 wurde das 70-GW-Ziel für 2045 gesetzlich verankert. Seitdem zeigen steigende Stahlpreise, höhere Zinsen und Verzögerungen im Netzausbau, dass der ursprünglich geplante lineare Ausbaupfad schwer einzuhalten ist — der vorliegende Entwurf reagiert darauf mit mehr Flexibilität. Auch der Finanzrahmen des Offshore-Ausbaus ist ein energiepolitisch relevantes Thema im laufenden Haushaltskontext.
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Unmittelbar betroffen sind Investoren und Projektentwickler im Offshore-Windsektor, die unter dem neuen Ausschreibungsdesign bieten. Mittelbar betroffen sind alle Stromkunden in Deutschland: Die Offshore-Netzumlage nach § 17f EnWG, über die Milliarden-Investitionen in Seekabel umgelegt werden, soll durch bessere Netzauslastung gesenkt werden. Zulieferer aus Nicht-EU-Staaten — insbesondere aus China — unterliegen neuen Resilienzanforderungen für Schlüsselkomponenten wie Dauermagneten und Antriebsstränge.
Der Gesetzentwurf ist am 28. September 2026 beim Deutschen Bundestag eingegangen. Er wurde dem Bundesrat bereits am 4. September 2026 als besonders eilbedürftig zugeleitet; die Stellungnahme des Bundesrates steht laut Übermittlungsschreiben von Bundeskanzler Friedrich Merz noch aus und wird nachgereicht. Der Bundestag muss den Entwurf in den Ausschüssen beraten und anschließend im Plenum abstimmen. Das Gesetz tritt laut Artikel 3 des Entwurfs am Tag nach der Verkündung in Kraft. Die Förderregelungen (Teil 3 des WindSeeG) dürfen erst nach beihilferechtlicher Genehmigung durch die EU-Kommission angewendet werden.
- Contract for Difference (CfD)
- Zweiseitiger Differenzvertrag: Der Staat zahlt dem Anlagenbetreiber eine Prämie, wenn der Marktpreis unter dem vereinbarten Referenzpreis liegt. Liegt der Marktpreis darüber, zahlt der Betreiber den Überschuss zurück (Refinanzierungsbeitrag).
- Flächenentwicklungsplan (FEP)
- Zentrales Planungsinstrument des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH). Er legt fest, welche Flächen in der Nordsee und Ostsee für Offshore-Windparks genutzt werden und wann Ausschreibungen stattfinden.
- Net-Zero Industry Act (NZIA)
- EU-Verordnung (EU) 2024/1735, die qualitative Kriterien für Ausschreibungen erneuerbarer Energien vorschreibt — darunter Resilienz, Cybersicherheit und Nachhaltigkeit — um europäische Wertschöpfungsketten zu stärken.
Was ändert sich beim Ausschreibungsverfahren?
Künftig gibt es ein Zwei-Stufen-Modell: Zuerst wird geprüft, ob ein Bieter das Projekt ohne staatliche Förderung realisiert (Stufe 1). Nur wenn das scheitert, greift ein geförderter Differenzvertrag (Stufe 2).
Was bedeutet der neue Ausschreibungskorridor ab 2027?
Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) kann ab 2027 jährlich zwischen 2.000 und 4.800 Megawatt ausschreiben, statt wie bisher starr 4.000 MW. Das ermöglicht flexible Planung und Überbauung der Netzanbindungen.
Warum werden Cybersicherheitsanforderungen eingeführt?
Offshore-Windanlagen gehören zur kritischen Infrastruktur. Das Gesetz schreibt vor, dass nur im Europäischen Wirtschaftsraum ansässige Unternehmen die operative Kontrolle über die Anlagen ausüben dürfen und alle IT-Komponenten zertifiziert sein müssen.
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