Windparks auf See sollen sauberen Strom liefern – doch wie werden sie gebaut, bezahlt und an Land angeschlossen? Bei einer öffentlichen Bundestagsanhörung am 2. November 2026 prallten dazu unterschiedliche Vorstellungen aufeinander. Die Bundesregierung möchte die Vergabe neu regeln; Wirtschaftsverbände, Netzbetreiber, ein Ökonom und die IG Metall fordern teils gegensätzliche Änderungen.
Das Ergebnis: Die umstrittene Novelle ist ein Gesetzentwurf, keine bereits beschlossene neue Regel. Das geltende Ziel beträgt mindestens 70 Gigawatt bis 2045. Bei den Auktionen ist Differenzierung wichtig: Für zwei Flächen gab es im August 2025 kein Gebot, eine andere Fläche wurde im Juni 2025 vergeben; die 2026 vorgesehenen Ausschreibungen wurden verschoben. Ein Sachverständiger warnte vor Windparkfolgen für Klima und Niederschlag. Die von ihm angeführte Forschung beschreibt reale mögliche regionale Effekte, belegt aber keine pauschale bereits eingetretene Austrocknung.
Prüfstand: 3. November 2026. Wir haben die vollständige öffentliche Anhörung des Bundestags und die veröffentlichten Stellungnahmen anhand des automatischen Transkripts, der Ausschussunterlagen und weiterer Primärquellen ausgewertet. Die Aufzeichnung dauert 1:56:42 Stunden. Wir geben Positionen grundsätzlich sinngemäß wieder. Politische Forderungen und Szenarien sind als solche gekennzeichnet; automatische Untertitel können Namen und Zahlen falsch erfassen.
1. Was schon gilt – und was erst geplant ist
Der Bundestag überwies den Regierungsentwurf 21/8238 nach der ersten Lesung im Oktober an die Ausschüsse; am 2. November fand die Anhörung statt. Ein mitberatener Antrag der Linksfraktion schlägt öffentliche Strukturen für den Ausbau vor. Beides ist nicht gleichzusetzen: Der Antrag ist kein Gesetz und die Regierungsvorlage war zum Prüfstand weiterhin Gegenstand des Gesetzgebungsverfahrens.
Bereits das geltende Windenergie-auf-See-Gesetz, § 1 nennt mindestens 30 Gigawatt installierte und ans Netz angeschlossene Leistung bis 2030, 40 Gigawatt bis 2035 und 70 Gigawatt bis 2045. Gigawatt bezeichnet hier Leistung, nicht die über ein Jahr erzeugte Strommenge. Wetter, Verfügbarkeit und Netzkapazität entscheiden mit darüber, wie viele Kilowattstunden tatsächlich ankommen.
2. Kein Gebot – aber nicht bei jeder Ausschreibung 2025
Hinter der Novelle stehen Schwierigkeiten bei der Vergabe. Die Bundesnetzagentur meldete: Für die zentral voruntersuchten Flächen N-10.1 und N-10.2 lagen zum 1. August 2025 keine Gebote vor. Das belegt eine erfolglose konkrete Runde, nicht, dass im gesamten Jahr niemand auf Offshoreflächen bot.
Im Juni 2025 erhielt vielmehr die nicht zentral voruntersuchte Fläche N-9.4 mit einem Gigawatt einen Zuschlag der Bundesnetzagentur. Dort hatten zunächst mehrere Bieter ohne Förderbedarf geboten. Ein Zuschlag ist allerdings noch kein fertig gebauter Windpark.
Für 2026 vorgesehene Ausschreibungen wurden laut Netzagentur auf 2027 verschoben. „Es wurde nicht ausgeschrieben“ und „eine durchgeführte Ausschreibung hatte keine Gebote“ sind unterschiedliche Sachverhalte. Aus beiden folgt für sich genommen weder ein sicherer Erfolg noch ein sicheres Scheitern des 2045-Ziels.
3. 16 Gigawatt vergeben heißt nicht: 16 Gigawatt liefern Strom
Die TenneT-Vertreterin Tetiana Chuvilina erklärte für die Netzbetreiber, zwischen 2023 und 2025 seien Offshoreflächen über rund 16 Gigawatt vergeben worden; entscheidend sei ihre Realisierung. Die gemeinsame Stellungnahme von TenneT, 50Hertz und Amprion nennt dieselbe Größenordnung und warnt vor einem Auseinanderlaufen von geplanten Netzanschlüssen und Windparkprojekten. Der Monitoringbericht von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt nennt für 2023 rund 8,8, für 2024 acht und für 2025 ein Gigawatt bezuschlagte Leistung, zusammen 17,8 Gigawatt. Ein abweichender Bezugskreis wird in der Stellungnahme der Netzbetreiber nicht konkret aufgeschlüsselt. Andreas Mummert von der Stiftung Offshore-Windenergie sprach später ausdrücklich von rund 16 Gigawatt, für die noch keine endgültige Investitionsentscheidung gefallen sei – das ist ein engerer Bezug als alle Zuschläge.
Diese Zahl beschreibt Zuschläge beziehungsweise vorgesehene Projekte. Sie ist weder identisch mit bereits installierter Leistung noch ein Beleg, dass alle genannten Projekte scheitern. Zwischen Ausschreibung, Investitionsentscheidung, Netzanschluss und Inbetriebnahme liegen mehrere Schritte. Verzögerungen auf beiden Seiten können Kosten verursachen – ihre konkrete Höhe hängt vom jeweiligen Projekt ab.
4. Zwei Stufen und Differenzverträge: So funktioniert der Entwurf
Der Regierungsentwurf sieht zunächst eine marktliche Stufe ohne Förderung vor. Kommt dort kein förderfreies Projekt zum Zuge, soll eine zweite Stufe mit einem zweiseitigen Differenzvertrag folgen. Entscheidend sind die im Vertrag definierten Referenz- und Marktwerte: Liegt der maßgebliche Marktwert darunter, wird die Differenz nach den Regeln ausgeglichen; liegt er darüber, fließt grundsätzlich ein Ausgleich zurück. Einzelheiten und Ausnahmen legt die endgültige Regelung fest.
Ein einfaches Gedankenbeispiel: Bei einem Referenzwert von sieben und einem maßgeblichen Marktwert von sechs Cent je Kilowattstunde läge die Differenz bei einem Cent. Bei neun Cent wäre die Richtung umgekehrt. Daraus folgt keine Zusage, dass der Haushaltsstrompreis genau sieben Cent beträgt: Netzentgelte, Steuern, Beschaffung und andere Bestandteile gehören zu einer Stromrechnung dazu. Ob ein solcher Vertrag den Staat insgesamt belastet oder entlastet, hängt von späteren Erlösen und der konkreten Ausgestaltung ab.
5. Warum Expertinnen und Experten unterschiedliche Modelle fordern
Kerstin Andreae vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft lehnt das vorgesehene zweistufige Verfahren ab und plädiert für ein einstufiges Modell mit zweiseitigen Differenzverträgen. Dr. Niclas Wenz von der Deutschen Industrie- und Handelskammer lehnt dagegen eine staatliche Förderung der Offshoreanlagen ab; seine Organisation möchte stärker auf den Markt setzen und Ausbauziele an die Nachfrage koppeln. Beide Positionen und ihre Begründungen sind in den BDEW- und DIHK-Stellungnahmen nachlesbar.
Der Ökonom Prof. Dr. Karl-Martin Ehrhart vom Karlsruher Institut für Technologie betont in seiner Stellungnahme das Risiko zu optimistischer Angebote: Ein Unternehmen kann den Zuschlag erhalten und später feststellen, dass sich sein Projekt nicht rechnet. Er befürwortet einen Wettbewerb, der zwischen marktlicher Lösung und Absicherung wählen lässt. Dr. Melanie Frerichs von der IG Metall begrüßt die Investitionsabsicherung, verlangt aber mehr Gewicht für Beschäftigung und industrielle Wertschöpfung. Das sind nachvollziehbare Interessen und unterschiedliche wirtschaftliche Bewertungen; die Anhörung beweist nicht, welches Modell künftig das billigste sein wird.
6. Preisindexierung: Absicherung hat auch eine Kostenseite
Andreae und andere Branchenvertreter verlangen, dass vertragliche Werte auf Kosten- oder Preisänderungen reagieren können. Ihre Sorge: Zwischen Gebot und Bau liegen Jahre, in denen Komponenten, Finanzierung oder andere Kosten steigen können. Eine Indexierung könnte das Kalkulationsrisiko für Bieter verringern. Sie kann aber auch Kostenrisiken auf die andere Vertragsseite verschieben; wie stark, hängt von Index, Zeitpunkt und Vertragsregeln ab.
Die Behauptung, eine Indexierung spare zwangsläufig eine konkrete Milliardensumme, lässt sich aus der Forderung allein nicht ableiten. In der Aufzeichnung sind automatische Untertitel an einer Betragsangabe uneindeutig; ohne eindeutig zuordenbare Studie und Methodik übernehmen wir keine Zahl als gesicherte Ersparnis. Ein Modellvergleich braucht ein benanntes Gegenmodell und nachvollziehbare Annahmen.
7. 35 statt 25 Jahre – für welche Anlagen?
Für neue Offshorewindparks möchte die Regierung die Regellaufzeit der Zulassung von 25 auf 35 Jahre erhöhen. Der Entwurf sieht Ausnahmen vor, etwa wenn Netz- oder Planungsgründe entgegenstehen. Für bereits bezuschlagte Anlagen ist darin keine automatische pauschale Verlängerung vorgesehen; unter bestimmten Voraussetzungen kann ein Weiterbetrieb beantragt werden.
Eine längere Nutzung kann mehr Strom aus vorhandener Infrastruktur ermöglichen. Chuvilina wies zugleich darauf hin, dass alternde Leitungen und Plattformen unter Umständen Ersatzinvestitionen erfordern. Wer diese trägt und ob sich das im Einzelfall rechnet, ist Teil der umstrittenen Ausgestaltung – kein durch die Jahreszahl allein gelöstes Problem.
8. Bereits vergebene Flächen zurückgeben?
In der Anhörung forderten mehrere Beteiligte Möglichkeiten, wirtschaftlich nicht mehr tragfähige Projekte geordnet zurückzugeben und Flächen neu auszuschreiben. Mummert von der Stiftung Offshore-Windenergie und Frerichs von der IG Metall verbanden solche Überlegungen mit dem Ziel, blockierte Flächen wieder nutzbar zu machen. Der Regierungsentwurf sah eine einseitige Rückgabe nicht vor; das steht auch in der Zusammenfassung des Bundestags.
Hier stehen zwei Interessen nebeneinander: Eine jahrelang ungenutzte Fläche kann Netzkapazität blockieren. Zugleich kann eine unbedingte Rückgabe nachträglich Fehlanreize setzen und Erwartungen wecken, dass riskante Gebote folgenlos bleiben. Ob und unter welchen Kostenfolgen es am Ende eine Rückgabeoption geben wird, hängt vom weiteren Gesetzgebungsverfahren ab.
9. Windschatten und lokale Folgen sind reale Fragen
Fleischmann und weitere Sachverständige sprachen über Windschatten: Anlagen entnehmen dem Wind Energie, nachfolgende Anlagen können dadurch weniger Ertrag erzielen. Auch der Regierungsentwurf nennt eine geringere Leistungsdichte und einen anderen Flächenzuschnitt als mögliche Hebel. Das Problem ist daher nicht schon deshalb erfunden, weil es politisch unterschiedlich bewertet wird. Wie groß Verluste tatsächlich sind, hängt von Standorten, Abstand, Windrichtung und Anlagen ab.
Einzelne im Gespräch genannte Prognosen über künftige Volllaststunden sind modellabhängig. Man darf sie nicht ohne den zugrunde liegenden Ausbauzustand, die betrachtete Region und den Zeithorizont als Messwert heutiger Parks oder als sichere Vorhersage für alle Anlagen ausgeben.
10. Weniger Regen an der Küste? Was die Studie wirklich zeigt
Fleischmann verwies auf Forschung des Helmholtz-Zentrums Hereon und sprach von bis zu 15 Prozent weniger Niederschlag an Küsten. Die Arbeit von Akhtar und anderen aus dem Jahr 2026 modelliert tatsächlich mögliche Niederschlagsänderungen durch Offshorewindparks. Sie unterscheidet aber ausdrücklich Anlagenstände beziehungsweise Ausbauszenarien für 2023, 2030 und ein weitreichendes technisches Obergrenzen-Szenario nach 2050.
Für das sehr weit ausgebaute spätere Szenario zeigt das Modell in Teilen der Küstenregionen geringere Niederschläge und über den Windparks teils höhere. Für die Szenarien 2023 und 2030 beschreiben die Forschenden kleinere, vorwiegend auf See begrenzte Effekte. Die Arbeit beruht auf einem atmosphärischen Modell und bestimmten Anlagenannahmen; die Autorinnen und Autoren empfehlen weitere Modellvergleiche. Das ist ein ernstzunehmender Forschungsbefund über mögliche regionale Veränderungen, aber kein Nachweis, dass heutige Parks bereits überall 15 Prozent weniger Regen verursachen.
11. Globaler Klimawandel und lokaler Windparkeffekt sind nicht dieselbe Größe
Fleischmann stellte in den Raum, Windräder könnten die Bodentemperatur stärker erhöhen als Deutschland durch Klimaneutralität verhindere. In seiner schriftlichen Stellungnahme verweist er für einen Effekt von bis zu einem Grad auf Wang und Prinn (2010). Die Forschenden modellierten einen sehr weitreichenden globalen Ausbau, bei dem Windräder im Jahr 2100 mindestens zehn Prozent des weltweiten Energiebedarfs decken. Die modellierte Erwärmung um mehr als ein Grad bezieht sich auf Landflächen mit Anlagen; über den im Modell betrachteten Meeresanlagen ergab sich dagegen eine Abkühlung, deren Simulation die Autoren ausdrücklich als weiter prüfungsbedürftig beschreiben. Die Studie belegt also nicht, dass heutige Offshoreparks große Teile Deutschlands um ein Grad erwärmen.
Ein lokaler oder regionaler Temperatureffekt und eine globale Mitteltemperatur sind unterschiedliche Messgrößen. Sie lassen sich nicht unmittelbar so gegeneinander aufrechnen, als beträfen sie dieselbe Fläche und denselben Zeitraum.
Der Weltklimarat bewertet menschliche Treibhausgasemissionen als Haupttreiber der globalen Erwärmung seit der Industrialisierung; Aerosole beeinflussen das Klima ebenfalls. Daraus folgt nicht, dass regionale Effekte von Windparks ignoriert werden dürfen. Es folgt aber auch nicht, dass diese lokalen Effekte den globalen Klimanutzen der Emissionsminderung automatisch übersteigen.
Das Umweltbundesamt schätzte für 2024 die durch Windstrom in Deutschland netto vermiedenen Treibhausgasemissionen auf rund 105 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalente. Das ist eine modellierte Vermeidung gegenüber ersetzten Energieträgern, umfasst Wind an Land und auf See und ist keine direkte Messung eines einzelnen Windparks.
12. Deutschlands Anteil und ein Hundertstel Grad
Fleischmann schätzte, die Beseitigung deutscher Treibhausgasemissionen verringere die globale Temperatur nur um etwa ein Hundertstel Grad. Später verwies er auf Deutschlands Anteil an den weltweiten jährlichen Emissionen und einen angenommenen globalen Temperaturunterschied. Eine solche Schätzung hängt aber unter anderem vom Zeitraum, dem weltweiten Vergleichsszenario, den künftig vermiedenen und den historisch bereits ausgestoßenen Emissionen sowie der Klimareaktion ab. Aus einem Jahresanteil allein folgt kein eindeutig bestimmter Temperaturunterschied. Die genaue Zahl ist hier nicht unabhängig nachvollziehbar.
Ein nationaler Anteil an den weltweiten jährlichen Emissionen lässt sich nicht direkt als fester Anteil an der gesamten bisherigen Erwärmung lesen. Gleichzeitig gilt: Deutschlands Handeln allein entscheidet nicht über die gesamte globale Entwicklung. Beides gehört zu einer fairen Einordnung.
13. China und Lieferketten: große Konzentration, keine vollständige Abhängigkeit bewiesen
Fleischmann sagte, China liefere mehr als 90 Prozent der Solarmodule und Permanentmagnete für Windräder und Deutschland mache sich vollständig abhängig. Die Internationale Energieagentur beziffert Chinas Anteil an der weltweiten Produktion gesinterter Permanentmagnete für 2024 auf 94 Prozent; diese Magnete werden in mehreren Branchen verwendet. Sie sieht auch bei seltenen Erden für Windturbinen eine hohe Konzentration.
Für die Solarlieferkette nennt die IEA für 2024 rund 85 Prozent der weltweiten Produktionskapazität. Produktionskapazität, tatsächliche Produktion und deutsche Importe sind verschiedene Größen. Aus einem hohen Weltmarktanteil folgt außerdem nicht, dass jedes Windrad solche Magnete benötigt oder dass Deutschland bei seiner gesamten Energieversorgung vollständig von einem Land abhängig wäre. Das Lieferkettenrisiko ist dennoch real und sollte nicht kleingeredet werden.
14. Schutz vor Hitze hilft – eine absolute Garantie gibt es nicht
Fleischmann sagte, bei angepasstem Verhalten sterbe niemand an Hitze, abgesehen von bestimmten Erkrankten und unzureichender Versorgung. Maßnahmen zum Hitzeschutz senken Risiken und besonders gefährdete Menschen brauchen Unterstützung. Die pauschale Sicherheit folgt daraus aber nicht. Nach dem Gesundheitsportal des Bundes können auch gesunde Erwachsene bei Anstrengung und hohen Temperaturen einen Hitzschlag erleiden; er ist ein medizinischer Notfall. Hohe Risiken betreffen besonders ältere Menschen, Kinder und Personen mit Vorerkrankungen.
Fazit: Planung, Kosten und Risiken getrennt prüfen
Bei der Anhörung bestand breiter, aber keineswegs vollständiger Wunsch nach einem anderen Vergabedesign. Entscheidend ist, welche Parks tatsächlich gebaut werden und wie fair Risiken zwischen Unternehmen, Staat und Stromkunden verteilt sind. Die offene Novelle enthält dafür Vorschläge, noch keine abgeschlossene Entscheidung. Beim Streit über Umweltwirkungen gilt dasselbe Prinzip: relevante Forschung sorgfältig beachten, ihre Szenarien aber nicht in bereits gemessene oder universell gültige Folgen umdeuten.