6,78 Milliarden Euro für Nordsee-Flächen: Zwei Offshore-Projekte vor ungewisser Zukunft

Für zwei der größten geplanten Offshore-Windparks Deutschlands wurden 2023 Gebote im Wert von rund 6,78 Milliarden Euro abgegeben. Drei Jahre später mehren sich die Hinweise, dass die Entwicklung von Oceanbeat East und Oceanbeat West weitgehend zum Stillstand gekommen ist. Eine endgültige Absage gibt es bislang nicht – doch der Fall stellt das deutsche Ausschreibungsmodell für Offshore-Windenergie auf eine harte Probe.

Berlin, 22. September 2026. Die Zahlen waren außergewöhnlich: 12,6 Milliarden Euro erreichten die Gebote, als die Bundesnetzagentur im Sommer 2023 mehrere Flächen für Offshore-Windenergie in Nord- und Ostsee versteigerte. Allein BP sicherte sich zwei Gebiete in der Nordsee. Der Gebotswert: zusammen rund 6,78 Milliarden Euro.

Die Auktion galt als Ausdruck eines enormen Interesses am Ausbau der Windenergie auf See. Heute ist die Lage eine andere. Bei den auf den beiden Flächen geplanten Offshore-Windparks Oceanbeat East und Oceanbeat West gibt es erhebliche Zweifel daran, ob sie wie vorgesehen gebaut werden.

Nach gemeinsamen Recherchen von NDR, WDR und Süddeutscher Zeitung sprechen mehrere Hinweise dafür, dass die Entwicklung weitgehend zum Stillstand gekommen ist. Ein endgültiges Aus ist damit allerdings nicht belegt. Das inzwischen verantwortliche Gemeinschaftsunternehmen JERA Nex bp erklärt, verschiedene Optionen zu prüfen. Eine Entscheidung gegen den Bau sei noch nicht gefallen.

Offshore-Windenergie: 6,78 Milliarden Euro für zwei Nordsee-Flächen

Die Dimension der beiden Projekte ist beträchtlich. Oceanbeat East und Oceanbeat West sind mit einer potenziellen Leistung von jeweils rund 2,1 Gigawatt vorgesehen. Zusammen könnten die Offshore-Windparks damit etwa 4,2 Gigawatt erreichen.

Die Rechte an den dafür vorgesehenen Flächen hatte sich BP 2023 in der Auktion der Bundesnetzagentur gesichert. Für N-11.1 belief sich das erfolgreiche Gebot auf 3,66 Milliarden Euro, für N-12.2 auf 3,12 Milliarden Euro.

Die häufig genannte Summe von rund 6,8 Milliarden Euro muss dabei präzise eingeordnet werden. Sie bezeichnet den Wert der erfolgreichen Gebote für die Offshore-Flächen. Es handelt sich nicht um bereits investierte Baukosten und ebenso wenig um den Wert zweier fertig errichteter Windparks.

Inzwischen liegen die Projekte nicht mehr allein bei BP. Der Energiekonzern bündelte seine Offshore-Aktivitäten mit dem japanischen Unternehmen JERA. Seit August 2025 werden sie von JERA Nex bp geführt, einem Gemeinschaftsunternehmen, an dem beide Partner jeweils 50 Prozent halten.

Hinweise auf weitgehenden Entwicklungsstopp

Was aus den beiden deutschen Großprojekten wird, ist derzeit offen. Nach Recherchen von NDR, WDR und Süddeutscher Zeitung berichten ehemalige Mitarbeiter, das operative Personal sei Ende Juli 2026 entlassen oder freigestellt worden. Auch wichtige Bestellungen und Verträge für Fundamente, Windturbinen und Errichtungsschiffe seien demnach noch nicht gesichert.

Hinzu kommen Aussagen aus der Politik. Der Grünen-Bundestagsabgeordnete Michael Kellner erklärte gegenüber dem Rechercheverbund, aus dem Unternehmen gehört zu haben, dass die Projekte nicht mehr umgesetzt werden sollten. Weitere Abgeordnete berichteten von ähnlichen Gesprächen. Als Gründe seien unter anderem höhere Kosten und Verzögerungen beim Netzausbau genannt worden.

Die offizielle Position des Unternehmens fällt vorsichtiger aus. JERA Nex bp hat bislang keine endgültige Entscheidung gegen Oceanbeat East und Oceanbeat West bestätigt. Verschiedene Optionen würden geprüft. Auch beim Übertragungsnetzbetreiber Tennet liegt nach dessen Angaben keine formelle Absage vor.

Damit verläuft eine wichtige Trennlinie zwischen dem tatsächlichen Stand der Projektentwicklung und einer formellen Aufgabe: Die Hinweise auf einen weitgehenden Stillstand sind erheblich. Dass die beiden Offshore-Windparks endgültig gestrichen sind, lässt sich daraus bislang nicht ableiten.

Milliardenschwere Netzanbindung läuft weiter

Die Unsicherheit betrifft längst nicht nur die Projektgesellschaft. Offshore-Windenergie benötigt eine aufwendige Infrastruktur, um den auf See produzierten Strom an Land und anschließend zu den Verbrauchszentren zu transportieren. Planung und Bau solcher Anschlüsse laufen über Jahre.

Tennet arbeitet nach der Recherche von NDR, WDR und Süddeutscher Zeitung an den vorgesehenen Netzanschlüssen weiter. Für die entsprechenden Anbindungen wird eine Größenordnung von 20 bis 30 Milliarden Euro genannt.

Auch hier ist eine saubere Abgrenzung wichtig. Diese Summe ist weder mit den 6,78 Milliarden Euro Gebotswert gleichzusetzen noch lässt sie sich als bereits entstandener finanzieller Schaden verbuchen. Sie verdeutlicht jedoch, welche Infrastruktur parallel zu den eigentlichen Offshore-Windparks geplant werden muss – und weshalb Unsicherheit über deren Realisierung weit über die Projektgesellschaft hinausreicht.

Tennet fordert deshalb frühere verbindliche Nachweise dafür, dass bezuschlagte Offshore-Projekte tatsächlich umgesetzt werden.

Eine Rückgabe der Offshore-Flächen ist nicht einfach möglich

Für JERA Nex bp gibt es zugleich keinen unkomplizierten Weg, die Projekte abzugeben. Eine freiwillige Rückgabe der betroffenen Offshore-Flächen ist nach der derzeitigen Rechtslage nicht ohne Weiteres vorgesehen.

Sollten die Windparks tatsächlich nicht gebaut werden, könnte der Staat die Projektrechte nach dem gegenwärtigen Stand erst zu einem späteren Zeitpunkt entziehen. Danach wäre eine erneute Ausschreibung möglich. Für den Ausbau der Offshore-Windenergie könnte das zusätzliche Verzögerungen bedeuten.

Der Fall steht dabei nicht isoliert. Schon im Frühjahr 2026 hatten Recherchen von NDR und Süddeutscher Zeitung Zweifel an weiteren Projekten geweckt, die aus den besonders hochpreisigen deutschen Offshore-Auktionen hervorgegangen waren. Auch TotalEnergies suchte demnach nach Möglichkeiten, ersteigerte Flächen zurückzugeben.

Wie deutlich sich die Marktstimmung verändert hat, zeigte sich bereits 2025. Für zwei damals ausgeschriebene Offshore-Flächen erhielt die Bundesnetzagentur kein einziges Gebot. Die für 2026 vorgesehenen Ausschreibungen wurden inzwischen auf 2027 verschoben.

Bundesregierung baut das Offshore-System um

Die Probleme haben inzwischen die Gesetzgebung erreicht. Anfang September 2026 beschloss die Bundesregierung Gesetzentwürfe, mit denen das System für Offshore-Windenergie verändert werden soll.

Das Bundeswirtschaftsministerium räumt dabei ein grundsätzliches Problem der bisherigen Konstruktion ein: Das Ausschreibungsverfahren habe risikobehaftete Gebote ermöglicht, ohne ausreichend sicherzustellen, dass erfolgreiche Bieter die entsprechenden Windparks später tatsächlich errichten.

Vorgesehen sind unter anderem Differenzverträge und eine Verlängerung der regulären Betriebsdauer von 25 auf 35 Jahre. Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für künftige Offshore-Projekte sollen damit neu justiert werden.

Genau darin liegt die größere Bedeutung des Falls Oceanbeat. Die Frage reicht über zwei einzelne Windparks hinaus. Das deutsche Offshore-Modell muss Investoren zu möglichst wirtschaftlichen Angeboten bewegen und zugleich sicherstellen, dass ein Zuschlag am Ende tatsächlich zu zusätzlichen Windkraftanlagen auf See führt.

Deutschlands Offshore-Ausbau geht dennoch weiter

Von einem generellen Stillstand der Offshore-Windenergie kann keine Rede sein. Erst am 17. September 2026 wurde der Windpark He Dreiht von EnBW offiziell eingeweiht. Mit 960 Megawatt ist er derzeit der größte deutsche Offshore-Windpark. Rund 2,4 Milliarden Euro wurden in das ohne staatliche Förderung realisierte Projekt investiert.

Gleichzeitig bleiben die politischen Ausbauziele hoch. Deutschland strebt mindestens 30 Gigawatt Offshore-Leistung bis 2030 und mindestens 70 Gigawatt bis 2045 an. Vor diesem Hintergrund haben Projekte in der Größenordnung von Oceanbeat East und Oceanbeat West erhebliches Gewicht.

Mit ihren zusammen rund 4,2 Gigawatt potenzieller Leistung gehören sie zu den Großvorhaben, die für die weitere Entwicklung der Offshore-Windenergie eine relevante Rolle spielen können. Verzögerungen oder ein möglicher Ausfall solcher Projekte lassen sich deshalb nicht allein als unternehmerische Einzelentscheidung betrachten.

Die Rekordauktion von 2023 wird zum Belastungstest

Vor drei Jahren dominierte eine Zahl die Schlagzeilen: 12,6 Milliarden Euro. So hoch war der Gesamtwert der erfolgreichen Gebote bei der Offshore-Auktion 2023. Dass Unternehmen bereit waren, Milliarden für die Rechte an Flächen zu bieten und dabei ohne klassische staatliche Förderung auszukommen, schien zunächst die Attraktivität des deutschen Offshore-Marktes zu unterstreichen.

Inzwischen rückt eine andere Frage in den Vordergrund. Nicht die Höhe eines Gebots entscheidet über den Erfolg der Energiewende, sondern ob aus dem Zuschlag Jahre später tatsächlich ein Windpark wird.

Bei Oceanbeat East und Oceanbeat West ist genau das derzeit ungeklärt. Auf der einen Seite stehen ein Gebotswert von 6,78 Milliarden Euro, eine geplante Leistung von rund 4,2 Gigawatt und weitreichende Planungen für die Netzanbindung. Auf der anderen Seite stehen Berichte über einen weitgehenden Entwicklungsstopp und ein Unternehmen, das seine Optionen prüft.

Solange JERA Nex bp keine endgültige Entscheidung verkündet und keine formelle Absage vorliegt, lässt sich das Scheitern der beiden Offshore-Windparks nicht feststellen. Schon jetzt zeigt der Fall jedoch eine Schwachstelle des bisherigen Systems: Ein milliardenschwerer Zuschlag allein garantiert noch nicht, dass auf der betreffenden Fläche tatsächlich Strom erzeugt wird. Genau diese Lücke soll das reformierte Ausschreibungsmodell künftig schließen.