Am 11. August hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie die Verbändeanhörung zum Referentenentwurf der WindSeeG-Novelle 2026 eröffnet. Die Frist für Stellungnahmen endet am 17. August um 10 Uhr. Sieben Tage also für ein Gesetz, dessen Wirkung bis weit in die 2040er Jahre reicht.
Wir werden in letzter Zeit häufiger gefragt, warum sich ein Datenunternehmen aus Konstanz mit Offshore-Wasserstoff beschäftigt. Deshalb hier drei Antworten, die zusammengehören.
Warum wir uns in Wasserstoff engagieren
Wir bauen keine Elektrolyseure und wir verlegen keine Pipelines. Unsere Arbeit setzt eine Ebene darunter an, bei der Frage, wie Daten aus Erzeugung, Umwandlung, Transport und Abnahme zusammenkommen.
Offshore-Wasserstoff ist technisch anspruchsvoll, aber er ist vor allem ein Systemproblem. Ein Windpark, ein Elektrolyseur, eine Pipeline und ein industrieller Abnehmer gehören unterschiedlichen Unternehmen, unterliegen unterschiedlichen Regulierungen und erzeugen Daten in unterschiedlichen Formaten. Damit daraus ein funktionierendes System wird, müssen diese Daten über Betreibergrenzen hinweg verlässlich zusammengeführt werden. Nicht als Vision, sondern als Betriebsrealität mit Verfügbarkeitsanforderungen, Nachweispflichten und Prüfbarkeit.
Genau dort liegt unser Beitrag. Deshalb sind wir Teil des AquaVentus-Netzwerks, in dem Unternehmen aus Erzeugung, Infrastruktur und Industrie an der Umsetzung arbeiten. Wir lernen dort mindestens so viel, wie wir einbringen, und das ist ein guter Grund dabei zu sein.
Warum das WindSeeG für Wasserstoff so relevant ist
Der Entwurf trägt den Titel Gesetz zur Optimierung und Absicherung des Ausbaus der Windenergie auf See und enthält mehrere Punkte, die den Rahmen für die kommenden Jahre neu setzen.
Das Ausbauziel von mindestens 70 Gigawatt bis 2045 bleibt bestehen. Vorgesehen sind jährliche Ausschreibungen zwischen 2.000 und 4.800 Megawatt. Erstmals sollen zweiseitige Differenzverträge (CfD) als Absicherungsinstrument zur Verfügung stehen, allerdings in einem zweistufigen Modell, bei dem der CfD erst greift, wenn sich kein Unternehmen findet, das die Fläche ohne Absicherung realisiert. Die reguläre Betriebsdauer neuer Windparks soll von 25 auf 35 Jahre steigen. Und es sollen Möglichkeiten für grenzüberschreitende Kooperationsprojekte geschaffen werden.
Für Wasserstoff ist ein anderer Punkt zentral: Der Entwurf zielt darauf, kombinierte Strom- und Wasserstoffinfrastrukturen zu ermöglichen und die integrierte Planung im Flächenentwicklungsplan zu verankern. Das klingt technisch, entscheidet aber darüber, ob Elektrolyse, Wasserstofftransport und Stromnetz gemeinsam geplant werden können oder weiterhin nacheinander. Auf der Pilotfläche SEN-1 in der Nordsee soll Windenergie vorrangig als Wasserstoff an Land gebracht werden. Ob daraus ein tragfähiger Pfad wird, hängt daran, was das Gesetz ausdrücklich zulässt.
Dazu kommt die Zeitachse. Die Offshore-Ausschreibung 2026 ist ausgesetzt und auf 2027 verschoben. Bei AquaDuctus, der ersten geplanten Wasserstoffpipeline in der deutschen Nordsee, laufen seit Juli geotechnische Untersuchungen vor Norderney. Baubeginn frühestens 2028, Inbetriebnahme der ersten Phase Anfang der 2030er Jahre, Vollausbau als Zieldatum 2035. Was in diesen Wochen im Gesetzestext landet, wirkt also auf Anlagen, die in zehn Jahren Wasserstoff transportieren sollen.
Warum wir im Wasserstoff europäisch denken müssen
Die Nordsee ist ein zusammenhängender Raum, die Regulierung ist es nicht. Eine Pipeline endet nicht an der Grenze der ausschließlichen Wirtschaftszone, ein Regelwerk schon.
Der Entwurf greift das an zwei Stellen auf, bei den grenzüberschreitenden Kooperationsprojekten und bei der Möglichkeit von Wasserstoff-Transitleitungen. Beides ist die Anerkennung einer schlichten Tatsache: Deutschland, die Niederlande, Dänemark, Norwegen und das Vereinigte Königreich planen an denselben Molekülen, aber jeweils nach eigenem Recht, mit eigenen Genehmigungslogiken und eigenen Nachweisanforderungen für grünen Wasserstoff.
Aus unserer Perspektive zeigt sich das sehr konkret. Wenn ein Molekül auf deutschem Gebiet erzeugt, über eine Leitung mit niederländischer Beteiligung transportiert und in Belgien verbraucht wird, dann müssen Herkunftsnachweise, Messwerte und Bilanzierungsdaten über Systemgrenzen hinweg zusammenpassen. Nicht ungefähr, sondern in einer Form, die einer Prüfung standhält. Wo Definitionen auseinanderlaufen, entstehen keine technischen Probleme, sondern Transaktionskosten. Und die zahlt am Ende der Markt.
Fazit
Deshalb halte ich es für richtig, die WindSeeG-Novelle nicht nur als deutsche Ausbaufrage zu lesen. Sie ist auch ein Beitrag dazu, wie anschlussfähig der deutsche Rahmen an das europäische Umfeld ist. Die Stellungnahmen gehen am 17. August 2026 final ein. Ich bin gespannt, wie die Branche den Entwurf bewertet und wie sich das weitere parlamentarische Verfahren entwickelt.
Glossar: Offshore-Wind und Wasserstoff
WindSeeG
Das Windenergie-auf-See-Gesetz vom 13. Oktober 2016 regelt die Flächenplanung, Voruntersuchung, Ausschreibung und Netzanbindung von Offshore-Windparks in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone und im Küstenmeer. Es legt außerdem die Ausbauziele fest, derzeit mindestens 70 Gigawatt bis 2045.
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie hat am 11. August 2026 den Referentenentwurf einer Novelle zur Verbändeanhörung gestellt. Der Entwurf sieht unter anderem jährliche Ausschreibungen zwischen 2.000 und 4.800 Megawatt, zweiseitige Differenzverträge und eine Verlängerung der Regellaufzeit von 25 auf 35 Jahre vor.
Häufig verwechselt mit: dem EEG, das die Förderung von Onshore-Wind und Photovoltaik regelt, und dem NABEG, das den Übertragungsnetzausbau an Land betrifft.
Rechtsgrundlage: WindSeeG, BGBl. I 2016 S. 2310
Flächenentwicklungsplan (FEP)
Der FEP wird vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie aufgestellt und legt fest, welche Flächen in welchem Jahr mit welcher Kapazität ausgeschrieben werden, wie sie ans Netz angebunden werden und in welcher zeitlichen Reihenfolge das geschieht. Er ist damit das Bindeglied zwischen der Raumordnung auf See und den konkreten Ausschreibungen der Bundesnetzagentur.
Aktuell gilt der FEP 2025. Ein erklärtes Ziel der laufenden Reformdiskussion ist es, die Planung von Strom- und Wasserstoffinfrastruktur im FEP 2026 zusammenzuführen.
Häufig verwechselt mit: dem Raumordnungsplan für die AWZ. Der Raumordnungsplan legt fest, welche Nutzungen wo grundsätzlich zulässig sind. Der FEP konkretisiert innerhalb dieses Rahmens die Flächen und den Zeitplan für die Energiegewinnung.
Zuständig: BSH
Ausschließliche Wirtschaftszone (AWZ)
Der Meeresbereich seewärts des Küstenmeers, das bei 12 Seemeilen endet, bis maximal 200 Seemeilen ab der Basislinie. Die AWZ ist kein Staatsgebiet. Der Küstenstaat hat dort souveräne Rechte zur Erforschung und Nutzung natürlicher Ressourcen einschließlich der Energiegewinnung, aber keine volle Gebietshoheit.
Für Offshore-Projekte hat das praktische Folgen: Es gilt nicht das allgemeine Baurecht, sondern ein eigenes Genehmigungsregime, und andere Staaten dürfen unter bestimmten Bedingungen Kabel und Rohrleitungen durch die AWZ verlegen. Für grenzüberschreitende Wasserstoffleitungen ist genau das relevant.
Häufig verwechselt mit: Küstenmeer und Hoheitsgewässern. Beides liegt landwärts der AWZ und ist Staatsgebiet.
Rechtsgrundlage: UN-Seerechtsübereinkommen, Art. 55 ff. und Art. 79
Offshore-Netzanbindungssystem (ONAS)
Die Verbindung eines Offshore-Windparks mit dem Übertragungsnetz an Land, bestehend aus Konverterplattform, Seekabel und Landkabel bis zum Netzverknüpfungspunkt. Errichtet und betrieben wird es nicht vom Windparkbetreiber, sondern vom zuständigen Übertragungsnetzbetreiber. Die Kosten werden über die Netzentgelte refinanziert.
Der Ausbaustand der Netzanbindung ist der begrenzende Faktor für den Ausbaupfad. Ein Windpark ohne zugeordnetes und terminiertes Anbindungssystem ist nicht realisierbar, unabhängig davon, wie attraktiv die Fläche ist.
Häufig verwechselt mit: der parkinternen Verkabelung zwischen den Windenergieanlagen, die zum Windpark gehört und vom Betreiber verantwortet wird.
Offshore-Elektrolyse
Die Erzeugung von Wasserstoff auf See, entweder auf einer eigenen Plattform oder direkt an der Windenergieanlage. Der Wasserstoff wird per Rohrleitung an Land transportiert, nicht als Strom per Seekabel.
Der wirtschaftliche Kern des Konzepts liegt im Transport: Eine Rohrleitung kann bei gleicher Trassenbreite deutlich mehr Energie befördern als ein Seekabel, und sie ist im Bau in der Regel günstiger. Offen sind vor allem Fragen der Wasseraufbereitung, der Wartung unter Offshore-Bedingungen und der Skalierung auf industrielle Kapazitäten.
Häufig verwechselt mit: onshore betriebener Elektrolyse, die mit Offshore-Windstrom gespeist wird. Das ist ein anderer Anlagen- und Regulierungsfall, auch wenn das Ergebnis dasselbe Molekül ist.