Offshore-Wind: Zieht sich BP aus der Nordsee zurück?

Offshore-Wind: BP stoppt laut NDR zwei Nordsee-Windparks

Markus Seyfferth

Autor Dr. Web

23. September 2026

3 Min. Lesezeit

Beim Ausbau der Offshore-Windkraft in der Nordsee wackeln zwei Großprojekte: BP hat laut Recherchen von NDR, WDR und SZ die Arbeit an Oceanbeat East und West faktisch eingestellt. Das Gemeinschaftsunternehmen Jera Nex BP bestreitet, dass gegen den Bau entschieden ist. Geplant waren zusammen vier Gigawatt Leistung.

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Bei der Bootstour zu den Offshore-Windparks während der Messe Husum Wind fehlte Ende August ausgerechnet Jera Nex BP. Wenige Tage später erhielt der Grünen-Bundestagsabgeordnete Alaa Alhamwi nach eigener Schilderung eine mögliche Erklärung: Das Unternehmen wolle nicht mehr bauen und habe mit dem Bund vergeblich über eine Rückgabe der Flächen verhandelt.

Das Wichtigste in Kürze

Laut NDR, WDR und SZ liegen beide Parks seit dem Frühjahr 2026 auf Eis.
Jera Nex BP erklärt, eine Entscheidung gegen den Bau sei nicht gefallen.
Vom Gebot über 6,8 Milliarden Euro sind erst zehn Prozent bezahlt.

Was berichten NDR, WDR und SZ über BPs Nordsee-Parks?

Ein Windrad im Eisblock mit einem Preisschild, auf dem „10 %“ steht — Windpark-Projekt Jera Nex BP: Seit Frühjahr 2026 Stillstand, Hamburger Team entlassen, keine Bestellungen für Fundamente oder Turbinen erfolgt

Laut den Recherchen herrscht seit dem Frühjahr 2026 praktisch Stillstand.^[1] Das operative Hamburger Team wurde nach Aussage ehemaliger Beschäftigter bis Ende Juli entlassen oder freigestellt. Bestellt ist demnach nichts, weder Fundamente noch Turbinen oder Errichterschiffe. Für den Betriebsstart 2032 müssten diese Aufträge laut Branchenexperten längst laufen.^[2]

Jera Nex BP widerspricht: Gegen den Bau sei nichts entschieden, man prüfe Optionen und habe die Zeitpläne an den verzögerten Netzausbau angepasst.

Warum zieht BP Geld aus der Windkraft ab?

Seit Februar 2025 plant BP umgerechnet rund 8,7 Milliarden Euro jährlich für Öl und Gas ein.^[3] Für die Energiewende bleiben 1,3 bis 1,7 Milliarden Euro. Erneuerbare will der Konzern nur noch kapitalschonend betreiben. Bis 2027 peilt BP eine Kapitalrendite von über 16 Prozent an. Investitionen in saubere Energien warfen laut Internationaler Energieagentur zwischen 2010 und 2022 im Schnitt 6 Prozent ab, weit unter BPs Zielmarke.^[4]

Im August 2025 bot für zwei deutsche Flächen erstmals niemand. Der Energieverband BDEW führt die Flaute auf gestiegene Projekt- und Kapitalkosten durch Lieferengpässe zurück, dazu auf schwer kalkulierbare Strompreise.^[5] Dicht gestellte Parks nehmen sich zudem gegenseitig den Wind.

Ørsted stoppte 2025 aus ähnlichen Gründen das britische Projekt Hornsea 4,^[6] Shell stieg aus zwei schottischen Projekten aus. Selbst TotalEnergies, im Juni 2025 noch Gewinner einer deutschen Auktion,^[7] bot laut NDR und SZ unterlegenen Bietern Projektrechte über 7,5 Gigawatt an. Der Konzern erklärte, die Flächen weiter entwickeln zu wollen. RWE prüft dagegen mit Masdar aus Abu Dhabi ein Gebot für die Auktion 2027.

Das Auktionsdesign von 2023 macht aus BPs Zuschlag eine Option: zehn Prozent vorab, der Rest erst ab Inbetriebnahme. Geht die Rechnung nicht auf, zahlen die Stromkunden über die Netzumlage, solange der Bund keine Rückgaberegel mit echtem Preis schreibt.
— Michael Dobler, Herausgeber Dr. Web

Was bedeutet ein Aus für Ihre Stromkosten?

So verteilt sich das Gebot von 2023

0,7 Mrd. €

bereits bezahlt, zehn Prozent von fast 6,8 Milliarden Euro

6 Mrd. €

fällig erst ab Inbetriebnahme, verplant für den Netzausbau

Vom Rekordgebot zur Hängepartie

Sommer 2023
BP erhält den Zuschlag für Oceanbeat East und West mit zusammen vier Gigawatt.
Februar 2025
BP kürzt die geplanten Investitionen in die Energiewende um mehr als 4,3 Milliarden Euro im Jahr.
Sommer 2025
BP lagert das Offshore-Geschäft in das Gemeinschaftsunternehmen Jera Nex BP aus.
August 2025
Für zwei deutsche Flächen gibt erstmals niemand ein Gebot ab.
Frühjahr 2026
Laut NDR, WDR und SZ ruhen die Arbeiten, Jera Nex BP widerspricht.
Herbst 2027
Frühestens dann kann der Bund die Projektrechte entziehen.
2032
Die beiden Parks sollten ans Netz gehen.

Die Offshore-Netzumlage steigt seit 2023

20230,591

20240,656

20250,816

20260,941

Angaben in Cent je Kilowattstunde. Bleibt die Restzahlung aus, dürfte die Umlage weiter steigen.

Fehlen die Oceanbeat-Parks, die Deutschlands Offshore-Leistung von gut 10 Gigawatt um 40 Prozent erhöhen sollten, drohen laut Brancheninsidern jährlich 2,2 Milliarden Euro höhere Stromkosten.^[1] Auch dem Netzausbau fehlt dann Geld. Rund sechs Milliarden Euro der Gebotssumme sind dafür verplant. Tennet baut die Anschlüsse für geschätzt 20 bis 30 Milliarden Euro trotzdem weiter.

Die Offshore-Netzumlage stieg zwischen 2023 und 2026 von 0,591 auf 0,941 Cent je Kilowattstunde.^[8] Bleibt die Zahlung aus, dürfte die Umlage weiter klettern. Eine Rückgabe der Flächen sieht das Gesetz nicht vor, entziehen kann der Bund die Rechte frühestens im Herbst 2027. Der Kabinettsentwurf zur WindSeeG-Novelle bringt Differenzverträge,^[9] aber keine Rückgaberegel.

Für Unternehmen mit hohem Stromverbrauch heißt das: Preisprognosen, die auf einen zügigen Offshore-Ausbau setzen, verlieren an Belastbarkeit. Langfristige Lieferverträge mit laufenden Parks sichern Preise ab, wie Bosch und Salzgitter bei He Dreiht zeigen. Die Umlage für 2027 steht Ende Oktober fest und gehört in jede Budgetplanung.