Die Debatte um die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes wird noch immer als technologische klimapolitische Detailfrage geführt. Tatsächlich entscheidet ein kleines Detail darüber, wie hoch Strompreise und Netzentgelte in Deutschland künftig ausfallen, erläutert Robert Seehawer, Geschäftsführer von AquaVentus, im Fachbeitrag für ContextCrew Neue Energie. Denn: Kombinierte Anschlusskonzepte sind kein Nice-to-have der Wasserstoffwirtschaft, sondern der zentrale Hebel, um die Kosten der Energiewende zu begrenzen. „Alle anderen Nordseeanrainer ermöglichen dadurch kombinierte Systemdienlichkeit und profitieren von geringeren Kosten. In der Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes können wir endlich nachziehen – und ganz nebenbei die Selbstbedienungslogik der ÜNB begrenzen.“
Von Robert Seehawer, AquaVentus
Je stärker Deutschland auf großflächige Elektrifizierung setzt, desto drängender wird eine andere Frage: Wie lässt sich die erzeugte Energie über große Distanzen und in hohen Volumina kosteneffizient ins System integrieren, ohne Netze zu überdimensionieren und Strompreise weiter zu belasten? Genau an diesem Punkt entscheiden kombinierte Anschlusskonzepte über Erfolg oder Scheitern der nächsten Ausbaustufe.
Kombinierte Anschlusskonzepte ermöglichen, Offshore-Windenergie flexibel entweder als Strom oder nach einer Offshore-Elektrolyse als Wasserstoff an Land zu bringen. Sie verbinden elektrische Seekabel mit Wasserstoffpipelines und erlauben es, flexibel auf Preissignale, Netzengpässe und Systembedarfe zu reagieren. Sie sind damit weit mehr als ein technisches Detail, sondern ein zentrales Instrument für Sektorenkopplung, für Kostensenkung im Netzausbau und für stabile Energiepreise.
Wasserstoff als strategisches Asset: Geringe Netzkosten und mehr Unabhängigkeit
Eine gemeinsame Studie von Frontier Economics und AquaVentus aus dem November 2025 zeigt, wie groß die wirtschaftlichen Potenziale sind. Untersucht wurde, wie sich Offshore-Windparks, Stromanbindungen, Wasserstoffpipelines und Offshore-Elektrolyse sinnvoll kombinieren lassen. Das Ergebnis ist eindeutig: In allen modellierten Szenarien senkt Offshore-Sektorenkopplung die Gesamtsystemkosten um bis zu 1,7 Milliarden Euro pro Jahr. Diese Einsparungen entstehen vor allem dadurch, dass weniger elektrische Übertragungskapazität benötigt wird und teure Abregelungen vermieden werden.
Abbildung 1: Übersicht über Infrastrukturkonfigurationen
Die Erklärung dafür ist recht simpel, denn Offshore-Stromkabel gehören zu den teuersten Infrastrukturen der Energiewende und sind dennoch nur begrenzt ausgelastet. Kombinierte Anschlüsse erhöhen ihre Nutzung deutlich, weil sie Spitzenlasten abfangen und Überschüsse alternativ als Wasserstoff abtransportieren. Gleichzeitig ersetzt eine Wasserstoffpipeline mehrere Gigawatt an elektrischer Übertragungskapazität – insbesondere in den weit entfernten Zonen 4 und 5 der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone in der Nordsee, wo der Netzausbau besonders kostenintensiv ist, aber sehr viel Wind herrscht.
Noch wichtiger ist der systemische Effekt. Sektorenkopplung macht Offshore-Wind erstmals markt- und systemdienlich steuerbar. Bei hohen Strompreisen wird Strom eingespeist, bei niedrigen oder negativen Preisen wird Wasserstoff produziert. Diese Flexibilität erhöht nicht nur die Erlöse der Betreiber, sondern senkt auch die Gesamtkosten des Energiesystems. Die aktuelle Bundesregierung und allen voran Ministerin Reiche dürften sich darüber freuen, denn die Reduzierung der Kosten ist ein zentrales Ziel ihrer energiepolitischen Strategie. Bei kühler Rechnung wird Wasserstoff also vom Kostenfaktor zum wirtschaftlichen Speichermedium.
WindSeeG-Novelle für europäische Harmonisierung
Die notwendige Flexibilität bei der Einspeisung ist jedoch nach geltendem Recht in Deutschland nicht planbar, aber in allen anderen Nordseeanrainern gelebte Praxis. Das Windenergie-auf-See-Gesetz erlaubt bislang faktisch nur rein elektrische Anschlusskonzepte. Die anstehende Novelle entscheidet deshalb nicht über ein Detail, sondern über die Grundlogik des Offshore-Ausbaus. Wird sie verzögert oder verwässert, zementiert Deutschland ein teures, unflexibles Stromsystem. Wird sie konsequent genutzt, öffnet sie den Weg für ein integriertes Offshore-Energiesystem, das Kosten senkt, Sektoren koppelt und Energiepreise stabilisiert.
Die deutsche Offshore-Energiepolitik steht somit in dieser Legislaturperiode und im Jahr 2026 an einem Scheideweg und beeinflusst deutlich die Netzplanung: Mit dem aktuellen Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom 2037/2045 haben die Übertragungsnetzbetreiber ÜNB eine Planung vor, die den Ausbau der Offshore-Windenergie zwar fortschreibt, ihn aber zugleich in einem überholten, rein strombasierten Systemdenken bis in die Mitte der 2040er-Jahre festschreibt. Damit droht ausgerechnet dort ein strategischer Fehler, wo Deutschland eigentlich seine industrie- und sicherheitspolitischen Stärken ausspielen und Innovation zulassen müsste.
Denn die entscheidende Frage lautet nicht mehr, wie viel Offshore-Windleistung Deutschland installiert, sondern wie diese Energie systemisch genutzt wird. Die anstehende Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes (geplant für 2026) entscheidet darüber, ob Offshore-Wind und Offshore-Wasserstoffproduktion gemeinsam geplant werden können – oder ob Milliardeninvestitionen in Netzinfrastruktur zementiert werden, die Flexibilität, Innovation und Kosteneffizienz verhindern.
Abbildung 2: Jährliche Kosten für die Integration von Offshore-Energie in verschiedenen Konfigurationen im Jahr 2045 (70-GW-Szenario)
Der Netzentwicklungsplan als politisches Nadelöhr
Der Netzentwicklungsplan Strom (NEP) ist kein technisches Nebenprodukt, sondern eines der zentralen Steuerungsinstrumente der Energiewende. Er legt fest, welche Infrastruktur in den kommenden Jahrzehnten gebaut wird, welche Technologien als planungsrelevant gelten und welche Geschäftsmodelle überhaupt eine Chance erhalten. Was im NEP nicht modelliert wird, findet faktisch nicht statt.
Genau hier liegt das Problem des aktuellen NEP-Entwurfs 2037/2045. Die Planungen der Übertragungsnetzbetreiber orientieren sich nahezu ausschließlich an einem elektrifizierten Energiesystem, in dem Offshore-Windparks ihren Strom vollständig an Land einspeisen müssen und sogar völlig unabhängig davon, ob dieser Strom gerade benötigt wird oder nicht. Freiheitsgrade für alternative Nutzungspfade, insbesondere für Offshore-Elektrolyse und Wasserstofftransport, fehlen nahezu vollständig.
Damit benachteiligt der NEP-Entwurf nicht nur einzelne Projekte, sondern die gesamte Offshore-Branche. Windparkbetreiber, Projektentwickler, Infrastrukturanbieter und die Wasserstoffwirtschaft werden auf ein Geschäftsmodell festgelegt, das weder systemisch effizient noch volkswirtschaftlich optimal ist. Innovationen werden nicht gefördert, sondern planerisch ausgeschlossen. Die ÜNB profitieren auf Kosten eines fragmentierten Energiesystems, der umlagefinanzierten Netzkosten sowie der Stromrechnungen von Industrie und Verbrauchern.
Reine Elektrifizierung ist kein resilientes System
Ein Energiesystem, das langfristig klimaneutral, resilient und bezahlbar sein soll, kann nicht allein auf Elektrifizierung setzen. Deutschland wird auch in einem klimaneutralen Zielsystem erhebliche Mengen molekularer Energieträger benötigen – für Grundstoffindustrien, Hochtemperaturprozesse, Chemie, Stahl, Schifffahrt und Teile des Verkehrs. Diese Nachfrage verschwindet nicht, sie verlagert sich lediglich.
Die entscheidende Frage lautet daher nicht, ob Wasserstoff benötigt wird, sondern wo und wie er erzeugt wird. Offshore-Wasserstoffproduktion bietet hier einen systemischen Vorteil, der im NEP bislang ausgeblendet wird. Durch die direkte Umwandlung von Windstrom in Wasserstoff auf See lassen sich Netzengpässe vermeiden, Abregelungen reduzieren und teure Onshore-Netzausbauten begrenzen. Energie wird dort flexibilisiert, wo sie entsteht.
Der aktuelle NEP-Entwurf verhindert diese Entwicklung. Offshore-Wasserstoffmengen tauchen in den Szenarien nicht auf, zentrale Infrastrukturvorhaben wie die Offshore-Pipeline AquaDuctus werden nicht systematisch berücksichtigt – trotz ihres Status als europäisch priorisierte Projekte. Die Folge sind Planungen, die volkswirtschaftlich ineffiziente Investitionen begünstigen und die Netzentgelte weiter steigen lassen.
Abbildung 3: Installierte Kapazitäten und Infrastrukturnutzung
Wenn Netzlogik zum Geschäftsmodell wird
Die strukturelle Schieflage des NEP ist kein Zufall. Die Übertragungsnetzbetreiber planen ein System, das ihrem bestehenden Geschäftsmodell entspricht: mehr Stromleitungen, mehr Netzinfrastruktur, höhere Kapitalbindung, mehr Rendite in Euro. Kombinierte Anschlusskonzepte, bei denen Offshore-Windparks flexibel zwischen Stromeinspeisung und Wasserstoffproduktion wechseln können, reduzieren genau diesen Bedarf und damit auch die Renditebasis der Netze.
Wird der NEP in seiner jetzigen Form bestätigt, macht sich die Netzplanung zum Gegenspieler der Offshore-Energie. Anstatt Freiheitsgrade für technologische Entwicklung und Kostensenkung zu eröffnen, werden diese planerisch ausgeschlossen. Für Offshore-Windparkentwickler bedeutet das den Verlust eines zweiten Einnahmestandbeins, für Technologieanbieter den Verlust internationaler Wettbewerbsfähigkeit, für die Volkswirtschaft steigende Kosten.
Die WindSeeG-Novelle als Schlüssel
An diesem Punkt kommt dann wieder WindSeeG-Novelle ins Spiel. Sie ist keine Detailkorrektur, sondern der rechtliche Schlüssel für ein integriertes Offshore-Energiesystem. Nur wenn das Gesetz kombinierte Anschlusskonzepte ausdrücklich ermöglicht, können Offshore-Elektrolyse, Wasserstofftransport und Stromnetze gemeinsam geplant werden. Ohne diese Grundlage, die übrigens auch im Koalitionsvertrag vereinbart ist, bleibt auch der nächste Netzentwicklungsplan blind für Offshore-Wasserstoff.
Die zeitliche Dimension ist dabei entscheidend. Die derzeit laufende Konsultation zum NEP 2037/2045 und der kommende Szenariorahmen für den NEP definieren, welche Optionen in den nächsten Planungszyklus aufgenommen werden. Wird die WindSeeG-Novelle hier nicht rechtzeitig verankert, verschiebt sich der Hochlauf der Offshore-Wasserstoffwirtschaft um Jahre und die Systemkosten steigen immer weiter.
Verantwortung der Bundesnetzagentur
Die Bundesnetzagentur steht damit in einer zentralen Verantwortung. Sie ist nicht nur Prüfinstanz, sondern Hüterin der energiepolitischen Zielsetzungen der Bundesregierung und der europäischen Vorgaben zur integrierten Netzplanung. Ein NEP, der systematisch Sektorenkopplung ausblendet, widerspricht diesen Zielen.
Erforderlich sind klare Korrekturen: Freiheitsgrade in der Netzplanung für kombinierte Anschlüsse, die systematische Berücksichtigung von Offshore-Elektrolyse und Wasserstofftransport sowie eine gemeinsame Bewertung von Strom- und Wasserstoffnetzen. Nur so lassen sich Versorgungssicherheit, Kosteneffizienz und industrielle Wertschöpfung zusammendenken.
Gestalten oder zementieren
Die WindSeeG-Novelle entscheidet darüber, ob Deutschland ein integriertes Offshore-Energiesystem aufbaut oder ob es ein überdimensioniertes Stromnetz plant, das Flexibilität verhindert und Abhängigkeiten verfestigt. Die Technologie ist vorhanden, die Studien liegen vor, der Bedarf der Industrie ist real. Was fehlt, ist der politische Mut in der Umsetzung, das Planungssystem zu öffnen. Die Frage ist nicht, ob sich Offshore-Wasserstoff durchsetzt. Die Frage ist, ob Deutschland ihn gestaltet oder später teuer importiert.