Offshore-Wind in der Nordsee: Mehr Strom – aber wer bezahlt die Netze?

Du bezahlst Strom nicht nur für die Energie selbst, sondern auch für das Netz, das sie zu dir bringt. Auf der Rechnung stehen dafür Posten wie Netzentgelte und Umlagen. Bei Offshore-Wind ist das Netz ein eigener Kraftakt: Kilometerlange Kabel durch die Nordsee, Konvertertechnik auf Plattformen und eine Anbindung, die große Leistungen in kurzer Zeit an Land übertragen muss.

Die Herausforderung: Windparks entstehen oft weit draußen. Der Strom muss aber zuverlässig in Regionen gelangen, in denen Industrie, Haushalte und perspektivisch auch E-Mobilität mehr Strom nachfragen. Gleichzeitig sollen Ausbau und Kosten transparent sein, damit Akzeptanz nicht an einer schwer verständlichen Rechnung scheitert.

In Deutschland sind zentrale Aufgaben und Zuständigkeiten gesetzlich geregelt. Nach § 17d Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) liegt die Verpflichtung für Planung, Bau und Betrieb von Offshore-Anbindungsleitungen bei den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), unter Aufsicht der Bundesnetzagentur. Das beantwortet aber noch nicht die entscheidende Frage für dich als Verbraucher: Über welche Mechanismen werden diese Kosten wieder eingesammelt, und wie stark kann sich das auf den Preis pro Kilowattstunde auswirken?

Damit du die Debatte einordnen kannst, trennen wir im Folgenden Technik, Planung und Finanzierung. Du bekommst konkrete, belegte Zahlen zur Offshore-Netzumlage 2025, einen verständlichen Blick auf die Rollen der Akteure und einen Ausblick darauf, warum manche Studien ein „vermaschtes Offshore-Netz“ attraktiv finden, es aber trotzdem nicht automatisch kommt.

Auf dem Papier klingt Offshore-Wind simpel: Windräder drehen sich, Strom wird erzeugt, fertig. In der Praxis ist der schwierigste Teil oft das „Dazwischen“: der Transport von sehr großen Leistungen über große Distanzen. Dafür braucht es Offshore Grid Connection Systems (OGCS) mit Seekabeln und Konvertertechnik. Das ist nicht dasselbe wie ein normales Kabel an Land, sondern ein industrielles Großprojekt mit langen Genehmigungs- und Bauketten.

Ein wichtiger Orientierungsrahmen in Deutschland ist der Flächenentwicklungsplan (Site Development Plan) des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH). Der Site Development Plan 2025 beschreibt technische Standards, die den Ausbau vereinheitlichen sollen. Für neue Anbindungen ist demnach Gleichstrom-Übertragung (HVDC) als Standard vorgesehen. Als Referenzgröße nennt der Plan 2.000 MW pro OGCS, eine Übertragungsspannung von 525 kV für die HGÜ-Korridore und eine 132 kV-Wechselstromschnittstelle im Windparkbereich zur Anbindung an die Konverterplattform.

Sinngemäß nach § 17d EnWG: Die ÜNB sind verpflichtet, Offshore-Windparks über Anbindungsleitungen mit dem Übertragungsnetz zu verbinden; die Bundesnetzagentur überwacht die Umsetzung.

Warum treibt das die Kosten? Weil es nicht nur um Kabelmeter geht. Konverterplattformen sind Hightech-Anlagen, die Wechselstrom aus dem Windpark in Gleichstrom für den Transport umwandeln (und an Land wieder zurück). Dazu kommen anspruchsvolle Bauzeiten auf See, spezielle Installationsschiffe, Schutzmaßnahmen für Kabeltrassen sowie Vorgaben zu Umwelt- und Sicherheitsaspekten, die der Plan ebenfalls behandelt. Jede zusätzliche Einschränkung kann Routen verlängern oder Baufenster verkürzen und damit indirekt teurer machen.

Die zentrale Brücke zwischen Offshore-Ausbau und deinem Strompreis ist in Deutschland die Offshore-Netzumlage (auf Netztransparenz auch als „Offshore grid levy“ bezeichnet). Sie wird von den ÜNB veröffentlicht und basiert auf einer Kosten- und Mengenprognose. Die Logik dahinter ist für Nicht-Experten gut greifbar: Es werden bestimmte offshorebezogene Kosten in einem Jahr erwartet, und diese Summe wird auf eine definierte Stromverbrauchsmenge verteilt. Daraus entsteht ein Betrag pro Kilowattstunde, der über die Lieferkette bis zur Endkundenrechnung weitergegeben wird.

Für 2025 weist das Portal Netztransparenz für nicht-privilegierten Letztverbrauch einen Umlagesatz von 0,816 ct/kWh aus. Im dazugehörigen Konzept zur Ermittlung der ON-Umlage 2025 werden die Rechengrößen detailliert aufgeschlüsselt. Dort findet sich unter anderem eine ausgewiesene Summe der Kosten von 2.907.667.511 € sowie eine Verbrauchsbasis (nicht-privilegierter Letztverbrauch) von 313.692.880.812 kWh. Aus diesen Größen ergibt sich der veröffentlichte Satz.

Was bedeutet das im Alltag? Das TSO-Material enthält auch ein einfaches Rechenprinzip, das man auf einen Haushalt übertragen kann. Wenn du 3.500 kWh pro Jahr verbrauchst, entspricht eine Umlage von 0,816 ct/kWh rechnerisch rund 28,56 € pro Jahr allein für diesen Baustein. Das ist kein vollständiger Strompreis und auch nicht „die Offshore-Kosten“ insgesamt, sondern nur ein klar definierter Umlageposten, der offshorebezogene Kosten refinanzieren soll.

Wichtig ist dabei die Perspektive: Die großen Ausgaben fallen oft Jahre vor der vollen Nutzung an, weil Kabel, Plattformen und Netzknoten gebaut und getestet werden müssen. Eine Umlage ist deshalb nicht nur ein „Bezahlen für Strom“, sondern ein Instrument, um Infrastrukturkosten zeitlich zu verteilen. Gleichzeitig bleibt sie politisch sensibel, weil viele Menschen Umlagen als schwer durchschaubar empfinden, insbesondere wenn parallel andere Netzkosten steigen.

Ein zweiter Punkt ist die Unterscheidung zwischen Offshore-spezifischen Mechanismen und allgemeinen Netzentgelten für das Übertragungs- und Verteilnetz an Land. Aus Sicht der Regulierung sind das unterschiedliche Kostenkörbe mit unterschiedlichen Regeln. Für die Debatte „wer bezahlt“ ist deshalb entscheidend, über welchen Korb gesprochen wird: über die Offshore-Anbindung (Umlage) oder über den breiteren Netzausbau an Land (Netzentgelte).

„Wer bezahlt die Netze?“ ist im Offshore-Kontext eigentlich eine Frage nach Risikoverteilung. Denn bezahlt wird am Ende fast immer aus dem Stromsystem heraus, aber die Zwischenstationen bestimmen, wer welche Unsicherheit trägt. Der Gesetzgeber setzt Rahmen, die Bundesnetzagentur beaufsichtigt, die ÜNB bauen und betreiben, Windparkbetreiber liefern Strom. Dazwischen liegen technische Risiken (funktioniert die Anbindung pünktlich?), wirtschaftliche Risiken (werden Projekte teurer?) und Systemrisiken (passt der Ausbau an Land rechtzeitig?).

Die klare Zuständigkeitslinie ist: Nach § 17d EnWG sind die ÜNB für Offshore-Anbindungsleitungen verantwortlich. Das entlastet Windparkbetreiber von Teilen der Infrastrukturaufgabe, kann aber die Finanzierung stärker in den regulierten Netzbereich verschieben. In der Praxis bedeutet das: ÜNB finanzieren Investitionen typischerweise vor, und die Refinanzierung erfolgt über regulierte Mechanismen wie Netzentgelte und spezifische Umlagen. Die Bundesnetzagentur spielt dabei eine zentrale Rolle, weil sie den Regulierungsrahmen überwacht und die Logik der Kostenweitergabe im System mitprägt.

Für Verbraucherinnen und Verbraucher ist die entscheidende Folge: Kosten werden nicht wie in einem normalen Produktkauf „eins zu eins“ einem Projekt zugeordnet. Stattdessen werden sie auf große Verbrauchsmengen verteilt. Das senkt die Belastung pro Kilowattstunde, kann aber zu Diskussionen führen, wenn einzelne Gruppen anders behandelt werden. In den Dokumenten zur Offshore-Netzumlage wird explizit mit einer Verbrauchsbasis für nicht-privilegierten Letztverbrauch gerechnet, was zeigt, dass die Verteilung nicht für alle gleich ist. Welche Anteile welche Gruppen tragen, hängt von den jeweils geltenden Privilegierungs- und Abgrenzungsregeln ab.

Aus Sicht der Windparkbetreiber ist die Verfügbarkeit der Anbindung ein Kernpunkt. Eine verspätete oder eingeschränkte Anbindung kann Einnahmen mindern, auch wenn der Park technisch fertig wäre. Umgekehrt bedeutet ein sehr schneller Netzbau, dass Kosten anfallen, bevor die Auslastung hoch ist. Solche Timing-Probleme sind typisch für Infrastruktur und erklären, warum der Streit um „wer bezahlt“ oft zugleich ein Streit um „wann“ ist.

Hinzu kommt die europäische Dimension: Die Nordsee wird in vielen Szenarien als Energiehub gedacht. Studien mit offenen Energiesystemmodellen, etwa auf Basis von PyPSA, argumentieren, dass eine stärkere Vernetzung auf See die Gesamtkosten des Energiesystems senken kann. Die im arXiv veröffentlichte Analyse nennt für bestimmte Szenarien Einsparungen von 1,7 bis 2,6 Mrd. € pro Jahr durch ein Offshore-Grid. Diese Quelle ist von 2023 und damit älter als zwei Jahre. Außerdem sind solche Werte stark szenarioabhängig und keine Garantie für einen konkreten Umlageeffekt.

Der Site Development Plan 2025 setzt stark auf Standardisierung. Wenn neue Anbindungen nach vergleichbaren technischen Eckdaten geplant werden (etwa 2.000 MW, 525 kV, VSC-HGÜ), kann das Beschaffung und Betrieb vereinfachen. Standardisierung ist aber kein Automatismus für sinkende Kosten, weil Offshore-Bau stark von Lieferketten, Materialpreisen und Verfügbarkeit von Spezialschiffen abhängt. Sie hilft eher dabei, Risiken zu reduzieren: weniger Sonderlösungen, weniger Schnittstellenchaos, klarere Anforderungen.

Parallel dazu steht die große strategische Frage: Bleibt es bei überwiegend „Punkt-zu-Punkt“-Anbindungen (Windpark → Konverter → Land), oder entsteht langfristig ein vermaschtes Offshore-Netz, das mehrere Windparks und möglicherweise auch Länder koppelt? Ein vermaschtes Netz kann Redundanz schaffen: Wenn eine Verbindung ausfällt, könnte Strom theoretisch über eine andere Route abfließen. Es kann außerdem Engpässe besser ausgleichen und Offshore-Erzeugung flexibler verteilen. Die Kehrseite ist höhere Komplexität, vor allem bei Schutz- und Steuerungstechnik in Multi-Terminal-HGÜ-Systemen.

Die Planungslage zeigt, dass Geschwindigkeit und Umsetzbarkeit zunächst Priorität haben. Der offizielle Plan ist technisch detailliert und zielt auf realisierbare Standards, statt das System sofort maximal zu vernetzen. Das ist aus Systemsicht nachvollziehbar: Je komplexer eine Architektur, desto höher die Anforderungen an Interoperabilität, Instandhaltung und Störfallkonzepte. In frühen Ausbaustufen kann es deshalb rational sein, „lieber zuverlässig zu liefern“ als „optimiert zu vernetzen“.

Für die Kostenfrage bedeutet das: In der kurzfristigen Debatte dominiert, wie die bestehenden Mechanismen (Umlagen und Netzentgelte) die Ausbauwelle abbilden. In der langfristigen Debatte geht es um Systemeffizienz: Wenn ein Offshore-Grid tatsächlich systemweit Kosten senkt, stellt sich die nächste Verteilungsfrage. Denn selbst wenn der Gesamtnutzen groß ist, muss politisch entschieden werden, wer die Investitionen vorfinanziert und wer von den Einsparungen profitiert.

Ein weiterer Hebel ist Transparenz. Netztransparenz veröffentlicht die Offshore-Netzumlage samt Rechenkonzept und Zahlen. Das ist eine gute Grundlage, um Diskussionen zu versachlichen. Gleichzeitig bleibt für viele Menschen schwer verständlich, was ein Satz in ct/kWh konkret bedeutet und welche Kosten genau dahinterliegen. Je besser diese Brücke gelingt, desto eher wird Offshore-Wind als Infrastrukturprojekt akzeptiert, nicht als unübersichtlicher Preistreiber.

Offshore-Wind kann sehr viel Strom liefern, aber das „unsichtbare“ Netz ist der entscheidende Engpass und Kostentreiber. Technische Standards aus dem Site Development Plan 2025 zeigen, wie anspruchsvoll diese Infrastruktur ist: HGÜ-Anbindungen, große Standardleistungen und komplexe Schnittstellen zwischen Windpark und Übertragungsnetz. Wer das baut, ist in Deutschland im Grundsatz geklärt, weil die ÜNB nach § 17d EnWG die Verantwortung für Offshore-Anbindungsleitungen tragen.

Die Finanzierung läuft jedoch nicht über einen einzelnen „Netzanschlussvertrag“ auf deiner Rechnung, sondern über Systemmechanismen. Für 2025 ist das besonders greifbar: Die Offshore-Netzumlage beträgt 0,816 ct/kWh für nicht-privilegierten Letztverbrauch. Auf einen typischen Haushaltsverbrauch umgerechnet sind das rund 28,56 € pro Jahr als einzelner Baustein. Die eigentliche politische Spannung bleibt damit bestehen: Infrastruktur wird gemeinschaftlich finanziert, und die Verteilungsregeln entscheiden, wie fair das empfunden wird.

Langfristig wird die Debatte zusätzlich davon geprägt, ob stärker vernetzte Offshore-Strukturen den Gesamtaufwand senken können. Studien deuten das für bestimmte Szenarien an, weisen aber zugleich auf starke Abhängigkeiten von Annahmen hin. Für dich als Leser lohnt sich deshalb vor allem ein Blick auf die offiziellen Planungs- und Umlagedokumente: Dort steht, was konkret gebaut werden soll und wie die Rechnung im System ankommt.