Die Offshore-Windpläne in Nord- und Ostsee geraten ins Wanken. 2023 noch hatten der französische Energiekonzern TotalEnergies und BP bei Auktionen der Bundesnetzagentur insgesamt 12,6 Milliarden Euro für Flächen geboten, auf denen bis 2030 große Windparks entstehen sollten. TotalEnergies legte später noch einmal knapp zwei Milliarden Euro für ein weiteres Projekt nach.

Doch jetzt stehen offenbar zumindest Teile dieser Vorhaben vor dem Aus. TotalEnergies will sich nach Berichten von NDR und Süddeutscher Zeitung von Flächen in deutschen Gewässern trennen und soll sogar Geld vom Staat zurückfordern. Als Gründe werden Verzögerungen beim Netzausbau und veränderte wirtschaftliche Rahmenbedingungen genannt.

Auch bei BP gibt es Zweifel, ob alle Projekte verwirklicht werden. In der Branche heißt es, die Konzerne hätten sich mit ihren Milliarden-Geboten verkalkuliert. Zwar weist TotalEnergies den Eindruck eines Ausstiegs vom Einstieg öffentlich zurück, bestätigt aber eine strategische Überprüfung wegen verzögerter Netzanschlüsse. BP und Jera Nex BP dementieren nicht klar, sondern sprechen von Herausforderungen und davon, verschiedene Optionen zu prüfen. Wäre auch zu peinlich für Manager zu gestehen, ein paar Milliarden in den Sand gesetzt zu haben, geschweige denn vor aller Öffentlichkeit das „Gelingen“ der hochgepriesenen Energiewende anzukratzen.

Bereits vor ein paar Wochen hat sich der baden-würtembergische Versorger EnBW aus zwei Offshore-Projekten in Großbritannien zurückgezogen: Mona und Morgan in der Irischen See, gemeinsam mit Jera Nex BP. EnBW begründet das mit fehlenden britischen Förderverträgen, gestiegenen Lieferkettenkosten, höheren Zinsen und Projektrisiken; dafür werden 1,2 Milliarden Euro abgeschrieben. TE berichtete ausführlich.

Baden-Württemberg:

Milliarden-Abschreibung bei der EnBW: Wer haftet für das Energie-Desaster?

In der deutschen Nordsee baut EnBW He Dreiht weiter. Diese Industrieanlagen liegen rund 90 Kilometer nordwestlich von Borkum und 110 Kilometer westlich von Helgoland in der Nordsee, sollen 64 Windräder und 960 MW Leistung haben und bis Sommer 2026 in Betrieb gehen. EnBW bezeichnet sie als eine der ersten förderfreien Offshore-Projekte und verweist auf langfristige Stromabnahmeverträge.

Doch immer deutlicher wird: Die deutschen Offshore-Windpläne geraten in stürmische See. Was vor drei Jahren noch als Triumph der Energiewende verkauft wurde, droht nun zum Beispiel für gigantische Fehlkalkulationen eines politisch getriebenen Großprojekts zu werden. 2023 hatte die Bundesnetzagentur unter großem Getöse vier gewaltige Offshore-Flächen in Nord- und Ostsee versteigert. Das Ergebnis wurde damals gefeiert: 12,6 Milliarden Euro sollten die erfolgreichen Bieter zahlen. Das Geld sollte nicht nur zeigen, wie attraktiv Offshore-Wind angeblich ist, sondern auch zur Senkung der Stromkosten, zum Meeresnaturschutz sowie zur Förderung der Fischerei verwendet werden.

Heute stellt sich die Frage, ob ein beträchtlicher Teil dieser Milliarden überhaupt jemals fließt. Die Welt spricht inzwischen von Offshore-Projekten im Wert von bis zu 50 Milliarden Euro, die zur Disposition stehen könnten; der Branchenverband BWO warnt vor blockierten Flächen von bis zu 16 Gigawatt.

2023 wurden vier Flächen mit zusammen 7.000 Megawatt versteigert: drei Nordsee-Flächen mit je 2.000 MW rund 120 Kilometer nordwestlich von Helgoland sowie eine Ostsee-Fläche mit 1.000 MW rund 25 Kilometer vor Rügen. Die Windparks sollten 2030 in Betrieb gehen.

TotalEnergies legte später noch einmal nach. 2024 bekam das Unternehmen über Offshore Wind One eine weitere Fläche in der Nordsee mit 1,5 GW Leistung. Diese Fläche liegt ebenfalls etwa 120 Kilometer nordwestlich von Helgoland. Der Preis: 1,9575 Milliarden Euro. TotalEnergies sprach damals selbst von einem 3,5-GW-Offshore-Windhub, der aus der neuen Fläche und der bereits gewonnenen 2-GW-Fläche entstehen sollte.

2025 kam noch eine weitere Fläche hinzu; der BWO bezifferte das deutsche Offshore-Entwicklungsportfolio von TotalEnergies danach auf 7,5 GW. Auffällig: Für diese letzte Fläche wurden nur noch 180 Millionen Euro geboten, ein deutlicher Absturz gegenüber den Milliardenauktionen der Jahre 2023 und 2024.

Jetzt scheint recht schnell nach diesem Goldrausch Ernüchterung eingekehrt zu sein. Richtig abgesagt wurde wohl noch nichts, nach einer dpa-Darstellung spricht TotalEnergies von „Behauptungen“ und erklärt, man arbeite weiter aktiv an den deutschen Offshore-Projekten. Gleichzeitig bestätigt der Konzern eine „strategische Überprüfung“ der seit 2023 erhaltenen Konzessionen, ausdrücklich unter Hinweis auf verspätete Netzanschlüsse. Jera Nex BP, das Gemeinschaftsunternehmen von Jera und BP, kommentierte die Berichte nicht im Detail, sondern will verschiedene Optionen prüfen.

Das ist kein klarer Rückzug vom Rückzug, sondern typisches Konzerngeschwafel in einer heiklen Lage: Man dementiert den endgültigen Ausstieg, hält aber sämtliche Auswege offen.

Der wirtschaftliche Grund liegt auf der Hand. Das Auktionsdesign beruhte auf sogenannten Null-Cent-Geboten. Die Unternehmen verzichteten also auf eine klassische EEG-Förderung und überboten sich anschließend mit Zahlungen an den Staat beziehungsweise die Netzbetreiber. Nicht der Staat zahlte Subventionen, sondern Investoren zahlten Milliarden für das Recht, bauen zu dürfen. Doch dies bedeutete ein weiteres gewaltiges Risiko in der Projektkalkulation. Die Unternehmen mussten darauf setzen, dass Baukosten, Zinsen, Lieferketten, Stromnachfrage und künftige Strompreise zu ihren Annahmen passen würden. Genau das ist jetzt nicht der Fall.

Der Bundesverband Windenergie Offshore e.V. BWO nennt inzwischen eine ganze Liste von Belastungen: höhere Kapitalkosten, geopolitisch gestörte Lieferketten, US-Zölle, chinesische Exportbeschränkungen, Folgen des Ukraine- und Iran-Krieges, Verzögerungen bei Netzanschlüssen und eine weniger stark wachsende Stromnachfrage als erwartet.

Hinzu kommt militärisch: In der Nordsee wurde ein Artillerieschießgebiet ausgewiesen; Netzanbindungen mussten offenbar umgeplant werden. Die Rahmenbedingungen seien nicht mehr jene, unter denen 2023 geboten wurde.

Einiges spreche jetzt dafür, so die Welt, dass sich die großen Windkraft-Investoren mit ihren Milliardengeboten schlicht verzockt hätten. Denn Zinsen, Lieferketten, geopolitische Risiken und Projektverzögerungen sind für Großprojekte dieser Art keine exotischen Überraschungen. Jeder vorsichtige Kaufmann kalkuliere Puffer ein. Die Auktionsergebnisse von 2023 wirkten aber wie sichere Gebote, günstig bleibt alles: billiges Kapital, funktionierende Lieferketten, steigende Stromnachfrage, hohe Abnahmepreise und pünktliche Netzanbindung.

Nach Darstellung des Bundeswirtschaftsministeriums können Zuschläge nach dem Windenergie-auf-See-Gesetz nicht einfach freiwillig zurückgegeben werden. Werden Fristen nicht eingehalten, kann die Bundesnetzagentur Zuschläge widerrufen; Vertragsstrafen sind möglich. Die Welt rechnet vor: Nach § 82 WindSeeG beträgt die Pönale 100 Euro pro Kilowatt installierter Leistung. Bei 7,5 GW wären das 750 Millionen Euro. Für einen Konzern kann selbst eine solche Strafe attraktiver sein als der Bau eines unwirtschaftlichen Milliardenprojekts.

Erzwingt der Staat die Realisierung, drohen die Projekte weiter zu blockieren oder in jahrelange Auseinandersetzungen zu geraten. Lässt er die Unternehmen heraus, werden die Gewinner einer Auktion nachträglich zum Nachteil der unterlegenen Bieter und letztlich möglicherweise auch des Steuerzahlers oder der Stromkunden entlastet. Der BWO fordert bereits einen Mechanismus für Nichtrealisierungsfälle und wirbt für indexierte Differenzverträge. Künftige Offshore-Projekte sollen weniger Marktrisiko tragen. Das soll der Steuerzahler tun.

Der Stand des Offshore-Ausbaus zeigt, wie groß die Ausbaulücke mittlerweile ist. Ende 2025 waren in Deutschland 1.680 Offshore-Windräder mit rund 9,74 GW Leistung in Betrieb. Das „gesetzliche Ziel“ aber lautet mindestens 30 GW bis 2030, mindestens 40 GW bis 2035 und mindestens 70 GW bis 2045. Die installierte Leistung müsste also bis 2030 grob verdreifacht und bis 2045 etwa versiebenfacht werden. So haben es die grünen Energiewender vorlaut aufgeschrieben.

Gleichzeitig ist 2025 bereits eine Offshore-Ausschreibung gescheitert: Für die Nordsee-Flächen N-10.1 und N-10.2 ging nicht ein einziges Gebot ein. Der Branchenverband sprach von einem Alarmsignal und forderte eine grundlegende Reform des Auktionsdesigns.

Das Goldfieber ist vorbei, Windrad isch over, schon gleich gar auf hoher See. Dort sind die Bedingungen extrem: Salzwasser und Elektrizität vertragen sich nicht besonders gut, stürmische See und kräftige Herbstorkane setzen den stählernen Konstruktionen zu und lassen die Standzeiten sinken.

Das gern erzählte Märchen von der Nordsee als „Kraftwerk Europas“ geht unter. Offshore-Windräder stehen nicht auf der grünen Wiese, sondern in einer der aggressivsten Betriebsumgebungen überhaupt. Salzwasser, Sturm, Wellenschlag, Feuchte, Blitzschlag und permanente Schwingungen greifen Rotorblätter, Gondeln, Fundamente, Kabel und Umspannplattformen an.

Die Anlagen sollen dafür ausgelegt sein, überprüft hat dies noch niemand. Auf hoher See wird jeder Defekt zum logistischen Problem: Bei schwerem Wetter kommt kein Wartungsschiff an die Anlage, bei hohen Wellen bleibt der Monteur im Hafen, und ein Schaden, der an Land rasch behoben wäre, kann offshore lange Stillstände und hohe Kosten verursachen.

Diese unschöne, aber voraussehbare Entwicklung hat natürlich auch erhebliche Auswirkungen auf das weitere milliardenteure Jahrhundertwerk: Das Projekt SuedLink, jene Hochspannungsgleichstrom-Leitung von Nord nach Süd, in die Welt gesetzt von Leuten, die glauben, Energie lasse sich genauso einfach und leicht quer über Land befördern, wie man einen Toaster zu Hause anschließt.

Strom solle aus dem angeblich windreichen Norden, insbesondere Offshore-Windstrom aus der Nordsee, in die industriellen Verbrauchszentren im Süden transportiert werden. Die Bundesnetzagentur beschreibt SuedLink ausdrücklich als Leitung, die Offshore-Windstrom aus der Nordsee in die dicht besiedelten Regionen Süddeutschlands entlang von Main und Neckar bringen soll. Das Projekt besteht aus zwei Gleichstromleitungen mit je 2 GW Kapazität, von Wilster und Brunsbüttel nach Bergrheinfeld und Großgartach.

Doch SuedLink wird mit jedem wackelnden Offshore-Projekt noch fragwürdiger. Die Leitung soll für rund zehn Milliarden Euro gebaut werden und eine Leistung von vier Gigawatt Windstrom vom Norden in den Süden bringen können. Doch wenn die Windparks in der Nordsee nicht im geplanten Umfang entstehen, fehlt ein Teil genau jener Strommengen, für die diese Trasse politisch begründet wurde.

Dazu kommt: Bei Windstille hilft auch die teuerste Stromautobahn nichts. Eine Leitung produziert keinen Strom. Sie transportiert nur, was irgendwo erzeugt wird. Und das ist auch auf der Nord- und Ostsee nicht besonders viel, wie ein Blick in die Windstatistik zeigt: Die deutschen Offshore-Windräder erreichten 2025 nach Fraunhofer-Zahlen nur 2.788 Volllaststunden. Das sind knapp 32 Prozent des Jahres. Im Durchschnitt der Jahre 2015 bis 2025 waren es 3.198 Stunden, also gut 36 Prozent. Die oft suggerierte Vorstellung eines nahezu grundlastfähigen Meereskraftwerks hält der Realität nicht stand. Selbst auf See liefern Windräder nicht die Hälfte des Jahres mit voller Leistung, sondern deutlich weniger. Der Wind weht eben zu vielen Jahreszeiten wie etwa im Hochsommer nicht besonders fleißig.

Weht kein Wind, bleibt auch die beste Gleichstromtrasse leer. Dann braucht der Süden gesicherte Leistung: Kraftwerke, Speicher, Importe oder Lastabschaltung. Jetzt haben wir noch nicht darüber geredet, was mit der bayerischen Industrie passiert, wenn die Stromlieferungen von Nord nach Süd ausfallen, weil die Leitung kaputt oder gestört ist. Ziemlich ernüchternd für Manager von Energiekonzernen, bei denen am Ende ein Gewinn stehen sollte. Im Unterschied zu Energiewende-Politikern, die einfach mehr Subventionen verpulvern, um ihre wahnsinnigen Vorhaben durchzusetzen.

Diese Offshore-Kalamitäten sind zugleich ein Realitätscheck für eine Energiepolitik, die installierte Leistung oft mit gesicherter Leistung verwechselt. 70 GW Offshore-Wind klingen wie 70 große Kraftwerke. Tatsächlich liefern Windräder nur dann, wenn Wind weht. Für den Süden Deutschlands bedeutet das: SuedLink kann eine Stromautobahn sein. Aber eine Autobahn ohne Fahrzeuge bewegt nichts. Und eine Stromleitung ohne Strom sichert keine Industrie, keine Haushalte und keine Versorgung.

Die Offshore-Idee dürfte insgesamt zu Ende sein. Übrig bleibt eine „grüne Hölle“, eine Sackgasse voll verbrannter Erde. Auch diese Offshore-Windkraft zeigt damit das Grundproblem der „Energiewende“ überhaupt: politisch gewollt, doch technisch, energetisch und wirtschaftlich Unsinn.