Offshore-Windkraft: Warum Flächenauktionen in Deutschland bis 2027 warten

Wenn du Stromtarife vergleichst oder über Wärmepumpe, E-Auto oder ein Balkonkraftwerk nachdenkst, wirkt Offshore-Wind weit weg. Trotzdem entscheidet sich ein Teil deiner künftigen Stromkosten genau dort: auf See, Jahre bevor ein Windrad Strom liefert. Denn bevor gebaut wird, werden Flächen vergeben – und damit auch Erwartungen über Lieferketten, Finanzierung und Netzanschluss.

Eine typische Situation: Lea (fiktiv), Projektmanagerin bei einem Energieunternehmen, sitzt 2026 an einer Roadmap für die 2030er-Jahre. Sie muss abschätzen, wann zusätzliche Windstrommengen realistisch ins Netz kommen, welche Power-Purchase-Agreements (PPAs) plausibel sind und welche Risiken in die Kalkulation müssen. Dann liest sie, dass die Bundesregierung die für 2026 vorgesehenen Offshore-Ausschreibungen aussetzt und auf 2027 verschieben will.

Das ist kein „Warten wir mal ab“-Moment, sondern ein klassischer Trade-off: schneller Flächenwettbewerb versus realistische Umsetzbarkeit. Wenn Flächen zu früh versteigert werden, aber Netzanbindung und Infrastruktur nicht rechtzeitig stehen, entsteht ein Projektstau, der am Ende teurer werden kann. Wenn man zu lange wartet, steigt Unsicherheit – und die Industrie verliert Planbarkeit.

Im Folgenden zerlegen wir diesen Trade-off in Mechanismen, Anreize und harte Constraints. Wichtig: Der genaue Termin für 2027 soll laut Regierung im Flächenentwicklungsplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) festgelegt werden; viele Details hängen also an nachgelagerten Planungs- und Gesetzgebungsschritten.

Eine Auktion soll Wettbewerb erzeugen – aber wenn die Rahmenbedingungen nicht passen, kann selbst eine große Fläche „unverkäuflich“ werden.

Bei Offshore-Wind entscheidet die Flächenvergabe darüber, wer später einen Windpark plant und baut. Das klingt nach einem simplen Schritt am Anfang, ist aber in Wahrheit der Moment, in dem mehrere Risiken zusammenkommen: Strompreisrisiko, Kostenrisiko, Lieferkettenrisiko und vor allem das Risiko, ob der Windpark rechtzeitig ans Stromnetz angebunden werden kann.

Ein greifbares Signal dafür lieferte die Ausschreibung für die Flächen N-10.1 und N-10.2: Berichten zufolge gingen zum Gebotstermin 01.08.2025 keine Angebote ein. In Summe waren diese Flächen mit rund 2,5 Gigawatt (2.000 Megawatt und 500 Megawatt) ausgeschrieben. Der Vorgang ist in mehreren Branchen- und Medienberichten dokumentiert und wurde von Verbänden als Warnsignal eingeordnet.

Vor diesem Hintergrund wurde im Januar 2026 in der Bundesregierung öffentlich erläutert, dass die für 2026 vorgesehenen Ausschreibungen ausgesetzt und auf 2027 verschoben werden sollen. Als Begründung wurden unter anderem Verzögerungen bei zentraler Netzinfrastruktur genannt, insbesondere bei Konverterplattformen, die Offshore-Strom ins Übertragungsnetz bringen.

Sinngemäß: Die Verschiebung soll vermeiden, dass Flächen ausgeschrieben werden, obwohl zentrale Netzanbindungs-Komponenten nicht rechtzeitig verfügbar sind – und soll stattdessen Zeit für eine bessere Abstimmung von Flächen- und Netzplanung schaffen.

Ein Modell hilft: Stell dir das Offshore-System wie eine zweispurige Baustelle vor. Spur A ist der Windpark (Planung, Turbinen, Fundamente). Spur B ist die Netzanbindung (Offshore-Netzanbindungssysteme inklusive Konverterplattformen, Kabel, landseitige Anbindung). Eine Auktion schaltet Spur A scharf – aber wenn Spur B hinterherhinkt, entsteht ein Rückstau. Die Verschiebung auf 2027 ist, systemisch betrachtet, ein Versuch, diesen Rückstau nicht weiter zu vergrößern.

Lea merkt in ihrem Alltag genau das: Eine Flächenvergabe ist für sie erst dann „real“, wenn sie den Netzpfad als belastbaren Zeitplan in die Wirtschaftlichkeitsrechnung eintragen kann. Das bedeutet für dich: Wenn du 2026 bis 2027 Nachrichten über Offshore-Flächen liest, frage immer zuerst, ob Netzanschluss-Termine und Auktionsregeln zusammenpassen.

Mehr Windräder zu planen ist leicht – den Strom verlässlich in die Steckdose zu bringen ist der harte Teil.

Warum werden ausgerechnet Konverterplattformen zum Nadelöhr? Offshore-Windparks speisen ihren Strom nicht einfach „ins nächste Kabel“ ein. Große Parks brauchen eine Netzanbindung, die den Strom über See- und Landkabel in das Übertragungsnetz bringt. Ein zentraler Baustein sind Konverterplattformen, die (je nach System) die Umwandlung und Einspeisung ermöglichen. Wenn solche Komponenten verspätet kommen, kann ein fertiger Windpark trotzdem nicht wirtschaftlich starten.

In der Regierungskommunikation Ende Januar 2026 wurde die Verzögerung dieser Netzinfrastruktur als Grund für die Verschiebung der Ausschreibungen genannt. Das ist ein wichtiger Punkt, weil er die Richtung der Risikoverteilung beschreibt: Es geht nicht nur um „zu wenig Wettbewerb“, sondern um die Frage, ob der Staat Flächen versteigert, obwohl ein zentraler Teil des Liefer- und Bauplans noch unsicher ist.

Hier wirkt eine systemische Feedback-Schleife: Wenn Netztermine unsicher sind, steigen Finanzierungsrisiken. Höhere Risiken erhöhen Kapitalkosten. Höhere Kapitalkosten senken die Bereitschaft zu bieten – vor allem in Auktionsdesigns, in denen Entwickler wesentliche Markt- und Preisrisiken selbst tragen. Das Ergebnis kann wie 2025 aussehen: ein formal verfügbarer Standort, der praktisch keinen Bieter findet.

Parallel läuft die Regulierung weiter. Der Gesetzentwurf mit der Bundestags-Drucksache 21/1491 (veröffentlicht 2025) enthält Änderungen am Windenergie-auf-See-Gesetz. Unter anderem werden dort neue Kategorien wie „Beschleunigungsflächen“ und Verfahrensschritte wie Überprüfungsverfahren beschrieben. Außerdem werden Fristen zur Vollständigkeitsprüfung von Anträgen (im Entwurf: 30 bzw. 45 Tage) genannt. Solche Regeln können Verfahren schneller machen – sie ersetzen aber keine physischen Kapazitäten in Fertigung, Häfen und Installation.

Lea erlebt diesen Unterschied als täglichen Entscheidungsdruck: Ein schnellerer Paragraf hilft nur, wenn das kritische Teil (Plattform, Kabel, Schiffe, Hafenzeitfenster) real verfügbar ist. Das bedeutet für dich: Wenn politische Debatten über „Beschleunigung“ laufen, trenne im Kopf zwischen Verfahrenszeit (Genehmigung, Planung) und Bauzeit (Lieferkette, Installation). Beides muss zusammenpassen, sonst verpufft der Effekt.

Der größte Fehler ist nicht, zu langsam zu sein – sondern Risiken so zu verteilen, dass am Ende niemand mehr bietet.

Eine Verschiebung auf 2027 klingt nach „ein Jahr später“. In der Praxis kann sie aber mehrere Jahre Vor- und Nachlauf beeinflussen, weil Offshore-Projekte lange Liefer- und Bauzyklen haben. Der BWO begrüßte die angekündigte Verschiebung und verknüpfte sie mit der Forderung nach einem veränderten Auktionsdesign, etwa über zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference). Dahinter steckt ein sehr konkretes Problem: Wenn Entwickler sowohl Bau- als auch Preisrisiko tragen müssen und zugleich Netzanbindungstermine unsicher sind, wird die Kalkulation schnell unattraktiv.

Für die Energiewende ist das ein heikler Balanceakt. Einerseits kann eine Verschiebung verhindern, dass Auktionen formal stattfinden, aber praktisch ins Leere laufen. Andererseits kann sie die Erwartungshaltung in der Wertschöpfungskette dämpfen: Hersteller, Häfen und Dienstleister planen Kapazitäten über Jahre. Weniger planbare Ausschreibungstermine können dazu führen, dass Investitionen in Kapazität langsamer passieren – was später wiederum Installations- und Lieferengpässe verstärkt.

Auch der Flächenentwicklungsplan des BSH spielt hier hinein: Er ist der Taktgeber dafür, welche Flächen wann zur Verfügung stehen und mit welchen Inbetriebnahme-Zielen sie verknüpft sind. Der Entwurf zur Änderung des FEP 2025 benennt N-10.1 (2.000 MW) und N-10.2 (500 MW) und ordnet sie Inbetriebnahmeplanungen um 2030/2031 zu. Das zeigt, wie weit vorab diese Entscheidungen getroffen werden – und warum Verschiebungen auf der Auktionsseite lange Schatten werfen.

Lea nutzt deshalb eine Art „Frühwarnsystem“. Wenn du selbst beruflich oder politisch mit dem Thema zu tun hast, helfen diese Red Flags als schnelle Plausibilitätsprüfung:

• Unklare oder wechselnde Termine für Konverterplattformen und Netzanbindungssysteme.
• Auktionsregeln, die wesentliche Risiken (Preis, Mengen, Verzögerungen) einseitig auf Entwickler verschieben.
• Signale, dass eine Ausschreibung schon einmal ohne Gebote blieb (wie bei N-10.1/N-10.2 2025).
• Große Zielzahlen in Gigawatt, aber wenig Details zur Umsetzung (Hafen, Schiffe, Lieferketten).
• Rechtsänderungen im Entwurfsstadium, bei denen unklar ist, wann sie tatsächlich gelten.

Das bedeutet für dich: Eine Verschiebung ist nicht automatisch „schlecht“ oder „gut“. Sie ist ein Hinweis darauf, dass das System gerade versucht, sich selbst zu stabilisieren – und dass der Engpass eher im Netz- und Umsetzungsrisiko liegt als in der Flächenverfügbarkeit allein.

Zwischen „nichts tun“ und „sofort versteigern“ gibt es sinnvolle Zwischenschritte – wenn man sie sauber designt.

Wenn die Flächenauktionen erst 2027 wieder anlaufen sollen, stellt sich eine praktische Frage: Was sollte in der Zwischenzeit passieren, damit 2027 nicht nur ein neues Datum ist, sondern ein belastbarer Neustart? Die Quellen deuten auf zwei Hebel: (1) bessere Synchronisierung von Flächen- und Netzplanung (insbesondere Konverterplattformen), (2) Reformen am Auktionsdesign, damit Bieter Risiken akzeptieren können, ohne dass der Wettbewerb kollabiert.

Offshore-Wind ist ein Kooperationssystem mit harten Abhängigkeiten. Behörden setzen den Rahmen (Gesetz, Flächenplan), Netzbetreiber liefern die Netzanbindung, Entwickler bauen Parks, Finanzierer bewerten Risiko, Hersteller und Häfen liefern Kapazität. Wenn ein Akteur zeitlich aus dem Takt gerät, beeinflusst das Verhalten der anderen. Eine Verschiebung ist deshalb nicht nur eine administrative Entscheidung, sondern ein Signal an alle Rollen, wie Risiko und Timing bewertet werden.

Für die Zeit bis 2027 lässt sich das in einen einfachen Entscheidungspfad übersetzen:

Beobachten: Wenn du Informationen sammelst (z. B. in Verwaltung, Journalismus, Forschung oder als Stakeholder), fokussiere auf harte Meilensteine: Was ist zum Netzanschluss wirklich verbindlich, und was ist nur Planung? In der politischen Debatte ist wichtig, ob und wann geplante Änderungen am WindSeeG aus Entwürfen in geltendes Recht übergehen.

Testen: Für Institutionen und Marktakteure kann es sinnvoll sein, Auktionsdesigns im Kleinen zu prüfen, bevor große Flächenpakete wieder in den Wettbewerb gehen. Der BWO bringt als Richtung zweiseitige Differenzverträge ins Spiel; das wäre ein Instrument, das Preisrisiken anders verteilt. Ob und wie das politisch umgesetzt wird, ist offen – aber der Testgedanke ist zentral: Risikoallokation muss zur realen Unsicherheit passen.

Einführen: Für 2027 wird entscheidend sein, ob Flächenvergabe und Netzanbindung als integrierter Zeitplan kommuniziert werden. Erst wenn diese Kopplung glaubwürdig ist, werden Bieter wieder mit realistischen Preisen und Zeitplänen kalkulieren können.

Leas Turning Point hier: Sie merkt, dass ein „gutes“ Auktionsjahr nicht das mit der höchsten Schlagzeile ist, sondern das mit der kleinsten Lücke zwischen Zuschlag und realer Inbetriebnahme. Das bedeutet für dich: Beurteile die Verschiebung nicht nur nach dem Kalender, sondern danach, ob sie die Lücke zwischen Plan und Umsetzung kleiner macht.

Die Verschiebung neuer Offshore-Wind-Ausschreibungen auf 2027 ist vor allem ein Signal über Engpässe und Risikoverteilung. Aus den verfügbaren Quellen lassen sich zwei zentrale Gründe herauslesen: erstens die Unsicherheit bei zentraler Netzinfrastruktur wie Konverterplattformen, zweitens der Kontext einer Ausschreibung, die 2025 bei den Flächen N-10.1 und N-10.2 ohne Gebote blieb. In dieser Lage kann eine Pause helfen, damit Ausschreibungen nicht nur formal stattfinden, sondern auch realistische Projekte hervorbringen. Gleichzeitig wächst die Verantwortung, die Zeit bis 2027 zu nutzen: für einen nachvollziehbaren, gekoppelten Zeitplan aus Flächenentwicklungsplan und Netzanschluss sowie für Regeln, die Wettbewerb ermöglichen, ohne Risiken zu verschleiern.

Für dich als Leser heißt das: Achte in der Debatte weniger auf Schlagworte wie „Beschleunigung“ und mehr auf konkrete Schnittstellen – wann ist welche Netzanbindung fertig, welche Rechtsänderung gilt ab wann, und welche Risiken tragen die Bieter tatsächlich. Dort entscheidet sich, ob Offshore-Wind als verlässliche Stromquelle in den 2030ern ankommt oder ob die Verzögerungen nur weiterwandern.