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Waterkant Energy GmbH
Waterekke Energy GmbH & Co. KG
c/o Luxcara ▪ Poststraße 15 ▪ 20354 Hamburg
Ihr Ansprechpartner:
Holger Matthiesen
Geschäftsführer
Waterkant Energy GmbH
Waterekke Energy GmbH & Co. KG
E: hm@luxcara.com
Hamburg, 14. Januar 2026
Konsultation für den 1. Netzentwicklungsplan (NEP) Entwurf 2037/2045 (2025)
Betreff: Stellungnahme von Waterkant Energy GmbH und Waterekke Energy GmbH & Co. KG (Luxcara Gruppe)
Sehr geehrte Damen und Herren,
wir nehmen Bezug auf die laufende Konsultation zum 1. Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) Strom 2037 mit Ausblick 2045 (Version 2025) und nehmen zum veröffentlichten Dokument vom 10.12.2025 Stellung.
Unsere Projektgesellschaften Waterkant Energy GmbH und Waterekke Energy GmbH & Co. KG haben in den Jahren 2023 und 2024 im Rahmen der Ausschreibungen der Bundesnetzagentur Zuschläge für die Entwicklung von Offshore-Projekten auf den Flächen N-6.7 und N-9.3 in der Nordsee erhalten. Beide Projekte werden vom Hamburger Unternehmen Luxcara entwickelt und für den Bau vorbereitet. Auf diesen Flächen sind Offshore-Projekte mit einer installierten Leistung von insgesamt etwa 1,8 GW geplant. Damit können rund 1,8 Millionen deutsche Haushalte mit Strom versorgt werden. Unsere Projekte sind daher von zentraler Bedeutung für das Erreichen der deutschen Klimaziele, für die Sicherstellung einer nachhaltigen Energieversorgung und tragen auch zum Erhalt der wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit in Deutschland und Europa bei.
Im Folgenden führen wir unsere Überlegungen zum NEP gern im Detail aus.
1. Offshore-Optimierungsmaßnahmen
Zur Optimierung des Offshore-Ausbaus wurden insbesondere folgende Maßnahmen hinsichtlich ihrer Anwendung von den ÜNBs im NEP geprüft:
1. Neuzuschnitt der Flächen für Offshore-Windenergie und Reduktion der Bebauungs- bzw. Leistungsdichte, um Abschattungseffekte zu verringern und somit den Energieertrag pro Windenergieanlage (WEA) zu steigern.
2. Verbindliche Überbauung der OWP-Leistung im Verhältnis zur Übertragungsleistung des Offshore-Netzanschlusssystemen (ONAS), um den jährlichen Energieertrag zu steigern und so die Kosteneffizienz der ONAS zu erhöhen.
3. Prüfung technischer Reserven innerhalb der ONAS zur Steigerung der Übertragungsleistung, um mehr Energie aus Offshore-Wind in das Übertragungsnetz zu integrieren.
Grundsätzlich begrüßen wir die Optimierungsmaßnahmen 1 (Verringerung der Abschattungseffekte und Steigerung der Volllaststunden) und 3 (Steigerung der Übertragungsleistung der ONAS). Optimierungsmaßnahme 2 (Verbindliche Überbauung) lehnen wir jedoch ab.
Aus unserer Sicht ist es entscheidend, dass Potenziale zur Stromnetzkostenoptimierung nicht einseitig zu Lasten der Projektentwickler realisiert werden. Eine einseitige Netzkostenoptimierung darf nicht der alleinige Fokus einer kosteneffizienten Ausbauplanung sein. Projektentwickler agieren bereits heute im Rahmen des wirtschaftlich Sinnvollen und technisch Möglichen. Der Planungsgrundsatz 7.11.1 a) des FEP (S. 35) erlaubt bislang eine freiwillige, betriebswirtschaftlich optimierte Überbauung (Overplanting) durch die OWP-Betreiber. Das Maß einer flächenspezifisch optimalen Überbauung sollte daher weiterhin den Projektentwicklern überlassen bleiben, diese notwendige Flexibilität gilt es zu erhalten. Starre Überbauungsvorhaben würden ein zusätzliches Investitionshemmnis für die Offshore-Windenergie darstellen und die Projektrisiken weiter erhöhen. Insbesondere eine Spitzenkappung würde zusätzlich die ohnehin schon bestehenden Investitionsrisiken und Finanzierungskosten der Projekte weiter verschärfen. Im Zusammenspiel mit einer Anpassung des Auktionsdesign ist davon auszugehen, dass sich diese zusätzlichen Kosten in höheren PPA- oder CfD-Preisen widerspiegeln würden. Diese Effekte sowie die daraus resultierenden höheren Strompreise sind im Rahmen einer volkswirtschaftlichen Gesamtbetrachtung zwingend zu berücksichtigen.
Eine nachhaltige Kostenoptimierung der Offshore-Windenergie kann vielmehr durch die Reduzierung von Abschattungseffekten sowie die Maximierung der Volllaststunden auf den bezuschlagten und ausschreibenden Flächen erreicht werden. Vor diesem Hintergrund halten wir eine zeitliche Anpassung der Ausbauziele für Offshore-Wind in Deutschland für nachvollziehbar.
Wir haben den Energiewende-Monitoring-Bericht des BMWE im September 2025 ausdrücklich begrüßt und halten auch eine Anpassung der Offshore-Wind-Ausbauziele im WindSeeG für nötig, um die Lieferkette zu entlasten. Mehrere Studien1 kommen zu dem Ergebnis, dass in Deutschland bis 2045 insgesamt nur ca. 50 GW Offshore-Windleistung sowohl technisch als auch wirtschaftlich realistisch und sinnvoll errichtet werden können.
Aus diesem Grund schlagen wir die folgenden neuen Ausbauziele in §1 WindSeeG vor:
• 30 Gigawatt bis zum Jahr 2035
• 40 Gigawatt bis zum Jahr 2040
• 50 Gigawatt bis zum Jahr 2045
In seinen Szenarien sollte der NEP diese neuen Ausbauziele berücksichtigen. Vor allem sollte das ONAS NOR-6-4 nicht entwickelt werden, da die Fläche N-6.8 zu wenige Volllaststunden hätte und aufgrund massiver externer Abschattungseffekte alle Nachbarflächen im Cluster N-6 und N-9 beeinträchtigt würde.
2. Optimierungsmaßnahmen für alle Flächen
Der NEP-Erstentwurf bezieht sich nur auf Optimierungsmaßnahmen für die Zonen 4 und 5. Es ist jedoch wichtig, darauf hinzuweisen, dass Optimierungsmaßnahmen wie die Reduzierung der Abschattungseffekte und die Steigerung der Volllaststunden für alle bezuschlagten und ausschreibenden Flächen, auch in den Zonen 2 und 3, im Rahmen der FEP-Weiterentwicklung geprüft werden sollten.
3. Verlängerung der ONAS-Betriebszeiten
Wir begrüßen ausdrücklich, dass im Zusammenhang mit den vorherigen Laufzeitverlängerungen auf 30 bzw. 35 Jahre für die Flächen N-10.1 und N-10.2 grundsätzlich eine längere Grundlaufzeit der ONAS vorgesehen ist. Dies wurde von BSH am 5. Dezember 2025 in einem Entwurf zur Änderung des Flächenentwicklungsplans 2025 angekündigt. Da BalWin4 (NOR-9-3) sowohl die Fläche N-10.2 als N9.3 ans Netz anschließen soll, gehen wir davon aus, dass diese Laufzeitverlängerung auf 30 Jahre auch dem Projekt Waterekke zugutekommen wird, wobei eine Verlängerung auf 35 Jahre weiterhin wünschenswert bleibt.
Die Verlängerung der ONAS-Betriebszeiten von 25 um mindestens zehn Jahre steigert die betriebswirtschaftliche und die volkswirtschaftliche Kosteneffizienz des OWP-Ausbaus erheblich. Denn ein längerer Betrieb der bereits bestehenden Anlagen- und Netzinfrastruktur senkt die Kosten für Anlagenbetreiber und Netzanbindung deutlich. Deswegen regen wir an, ONAS von Beginn an für Laufzeiten von 35 Jahren auszuschreiben und zu genehmigen.
4. Netzausbau an Land
Die angenommene Vorteile eines stärker ausgelasteten ONAS werden zudem möglicherweise nicht in dem gewünschten Ausmaß realisiert, solange landseitige Netzengpässe bestehen. Viele Offshore-Windparks müssen derzeit aufgrund von Redispatch abgeregelt werden, da der Netzausbau an Land zwar beschleunigt, aber noch hinter den gesetzlichen Zielmarken zurückbleibt. Wir empfehlen daher, den Fokus auf die Beseitigung landseitiger Netzengpässe zu legen, um die Netzkosten zu reduzieren und das volle Potenzial der ONAS nutzen zu können. Darüber hinaus sollten die Einspareffekte durch ONAS-Optimierung nicht überschätzt werden, solange die landseitige Infrastruktur nicht entsprechend angepasst wird.
5. Ausbauziele in TWh statt in GW
Wir begrüßen eine stärkere Flächenausweisung, die sich am real erzielbaren Energieertrag (TWh) orientiert, statt allein auf die Nennleistung (GW) abzustellen.
Für Rückfragen oder einen weiterführenden Austausch stehen wir Ihnen jederzeit gerne zur Verfügung.
Mit freundlichen Grüßen,
Holger Matthiesen
Geschäftsführer, Waterkant Energy GmbH und Waterekke Energy GmbH & Co. KG (Luxcara Gruppe)
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20354 Hamburg
T: +49 (0)40 / 6056 410
E: waterkant@luxcara.com
E: waterekke@luxcara.com
W: www.luxcara.com
Waterkant Energy GmbH ▪ Sitz der Gesellschaft: Hamburg, Amtsgericht Hamburg ▪ HRB 179276 ▪ USt-IdNr.: DE36384323
Waterekke Energy GmbH & Co. KG ▪ Sitz der Gesellschaft: Hamburg, Amtsgericht Hamburg ▪ HRA 132197 ▪ USt ID: DE450504291
Persönlich haftende Gesellschafterin: Waterekke General Partner GmbH ▪ Sitz der Gesellschaft: Hamburg, Amtsgericht Hamburg ▪ HRB 190601
Geschäftsführer: Roman Roßkothen & Holger Matthiesen
Waterekke Energy GmbH & Co. KG
c/o Luxcara ▪ Poststraße 15 ▪ 20354 Hamburg
Ihr Ansprechpartner:
Holger Matthiesen
Geschäftsführer
Waterkant Energy GmbH
Waterekke Energy GmbH & Co. KG
E: hm@luxcara.com
Hamburg, 14. Januar 2026
Konsultation für den 1. Netzentwicklungsplan (NEP) Entwurf 2037/2045 (2025)
Betreff: Stellungnahme von Waterkant Energy GmbH und Waterekke Energy GmbH & Co. KG (Luxcara Gruppe)
Sehr geehrte Damen und Herren,
wir nehmen Bezug auf die laufende Konsultation zum 1. Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) Strom 2037 mit Ausblick 2045 (Version 2025) und nehmen zum veröffentlichten Dokument vom 10.12.2025 Stellung.
Unsere Projektgesellschaften Waterkant Energy GmbH und Waterekke Energy GmbH & Co. KG haben in den Jahren 2023 und 2024 im Rahmen der Ausschreibungen der Bundesnetzagentur Zuschläge für die Entwicklung von Offshore-Projekten auf den Flächen N-6.7 und N-9.3 in der Nordsee erhalten. Beide Projekte werden vom Hamburger Unternehmen Luxcara entwickelt und für den Bau vorbereitet. Auf diesen Flächen sind Offshore-Projekte mit einer installierten Leistung von insgesamt etwa 1,8 GW geplant. Damit können rund 1,8 Millionen deutsche Haushalte mit Strom versorgt werden. Unsere Projekte sind daher von zentraler Bedeutung für das Erreichen der deutschen Klimaziele, für die Sicherstellung einer nachhaltigen Energieversorgung und tragen auch zum Erhalt der wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit in Deutschland und Europa bei.
Im Folgenden führen wir unsere Überlegungen zum NEP gern im Detail aus.
1. Offshore-Optimierungsmaßnahmen
Zur Optimierung des Offshore-Ausbaus wurden insbesondere folgende Maßnahmen hinsichtlich ihrer Anwendung von den ÜNBs im NEP geprüft:
1. Neuzuschnitt der Flächen für Offshore-Windenergie und Reduktion der Bebauungs- bzw. Leistungsdichte, um Abschattungseffekte zu verringern und somit den Energieertrag pro Windenergieanlage (WEA) zu steigern.
2. Verbindliche Überbauung der OWP-Leistung im Verhältnis zur Übertragungsleistung des Offshore-Netzanschlusssystemen (ONAS), um den jährlichen Energieertrag zu steigern und so die Kosteneffizienz der ONAS zu erhöhen.
3. Prüfung technischer Reserven innerhalb der ONAS zur Steigerung der Übertragungsleistung, um mehr Energie aus Offshore-Wind in das Übertragungsnetz zu integrieren.
Grundsätzlich begrüßen wir die Optimierungsmaßnahmen 1 (Verringerung der Abschattungseffekte und Steigerung der Volllaststunden) und 3 (Steigerung der Übertragungsleistung der ONAS). Optimierungsmaßnahme 2 (Verbindliche Überbauung) lehnen wir jedoch ab.
Aus unserer Sicht ist es entscheidend, dass Potenziale zur Stromnetzkostenoptimierung nicht einseitig zu Lasten der Projektentwickler realisiert werden. Eine einseitige Netzkostenoptimierung darf nicht der alleinige Fokus einer kosteneffizienten Ausbauplanung sein. Projektentwickler agieren bereits heute im Rahmen des wirtschaftlich Sinnvollen und technisch Möglichen. Der Planungsgrundsatz 7.11.1 a) des FEP (S. 35) erlaubt bislang eine freiwillige, betriebswirtschaftlich optimierte Überbauung (Overplanting) durch die OWP-Betreiber. Das Maß einer flächenspezifisch optimalen Überbauung sollte daher weiterhin den Projektentwicklern überlassen bleiben, diese notwendige Flexibilität gilt es zu erhalten. Starre Überbauungsvorhaben würden ein zusätzliches Investitionshemmnis für die Offshore-Windenergie darstellen und die Projektrisiken weiter erhöhen. Insbesondere eine Spitzenkappung würde zusätzlich die ohnehin schon bestehenden Investitionsrisiken und Finanzierungskosten der Projekte weiter verschärfen. Im Zusammenspiel mit einer Anpassung des Auktionsdesign ist davon auszugehen, dass sich diese zusätzlichen Kosten in höheren PPA- oder CfD-Preisen widerspiegeln würden. Diese Effekte sowie die daraus resultierenden höheren Strompreise sind im Rahmen einer volkswirtschaftlichen Gesamtbetrachtung zwingend zu berücksichtigen.
Eine nachhaltige Kostenoptimierung der Offshore-Windenergie kann vielmehr durch die Reduzierung von Abschattungseffekten sowie die Maximierung der Volllaststunden auf den bezuschlagten und ausschreibenden Flächen erreicht werden. Vor diesem Hintergrund halten wir eine zeitliche Anpassung der Ausbauziele für Offshore-Wind in Deutschland für nachvollziehbar.
Wir haben den Energiewende-Monitoring-Bericht des BMWE im September 2025 ausdrücklich begrüßt und halten auch eine Anpassung der Offshore-Wind-Ausbauziele im WindSeeG für nötig, um die Lieferkette zu entlasten. Mehrere Studien1 kommen zu dem Ergebnis, dass in Deutschland bis 2045 insgesamt nur ca. 50 GW Offshore-Windleistung sowohl technisch als auch wirtschaftlich realistisch und sinnvoll errichtet werden können.
Aus diesem Grund schlagen wir die folgenden neuen Ausbauziele in §1 WindSeeG vor:
• 30 Gigawatt bis zum Jahr 2035
• 40 Gigawatt bis zum Jahr 2040
• 50 Gigawatt bis zum Jahr 2045
In seinen Szenarien sollte der NEP diese neuen Ausbauziele berücksichtigen. Vor allem sollte das ONAS NOR-6-4 nicht entwickelt werden, da die Fläche N-6.8 zu wenige Volllaststunden hätte und aufgrund massiver externer Abschattungseffekte alle Nachbarflächen im Cluster N-6 und N-9 beeinträchtigt würde.
2. Optimierungsmaßnahmen für alle Flächen
Der NEP-Erstentwurf bezieht sich nur auf Optimierungsmaßnahmen für die Zonen 4 und 5. Es ist jedoch wichtig, darauf hinzuweisen, dass Optimierungsmaßnahmen wie die Reduzierung der Abschattungseffekte und die Steigerung der Volllaststunden für alle bezuschlagten und ausschreibenden Flächen, auch in den Zonen 2 und 3, im Rahmen der FEP-Weiterentwicklung geprüft werden sollten.
3. Verlängerung der ONAS-Betriebszeiten
Wir begrüßen ausdrücklich, dass im Zusammenhang mit den vorherigen Laufzeitverlängerungen auf 30 bzw. 35 Jahre für die Flächen N-10.1 und N-10.2 grundsätzlich eine längere Grundlaufzeit der ONAS vorgesehen ist. Dies wurde von BSH am 5. Dezember 2025 in einem Entwurf zur Änderung des Flächenentwicklungsplans 2025 angekündigt. Da BalWin4 (NOR-9-3) sowohl die Fläche N-10.2 als N9.3 ans Netz anschließen soll, gehen wir davon aus, dass diese Laufzeitverlängerung auf 30 Jahre auch dem Projekt Waterekke zugutekommen wird, wobei eine Verlängerung auf 35 Jahre weiterhin wünschenswert bleibt.
Die Verlängerung der ONAS-Betriebszeiten von 25 um mindestens zehn Jahre steigert die betriebswirtschaftliche und die volkswirtschaftliche Kosteneffizienz des OWP-Ausbaus erheblich. Denn ein längerer Betrieb der bereits bestehenden Anlagen- und Netzinfrastruktur senkt die Kosten für Anlagenbetreiber und Netzanbindung deutlich. Deswegen regen wir an, ONAS von Beginn an für Laufzeiten von 35 Jahren auszuschreiben und zu genehmigen.
4. Netzausbau an Land
Die angenommene Vorteile eines stärker ausgelasteten ONAS werden zudem möglicherweise nicht in dem gewünschten Ausmaß realisiert, solange landseitige Netzengpässe bestehen. Viele Offshore-Windparks müssen derzeit aufgrund von Redispatch abgeregelt werden, da der Netzausbau an Land zwar beschleunigt, aber noch hinter den gesetzlichen Zielmarken zurückbleibt. Wir empfehlen daher, den Fokus auf die Beseitigung landseitiger Netzengpässe zu legen, um die Netzkosten zu reduzieren und das volle Potenzial der ONAS nutzen zu können. Darüber hinaus sollten die Einspareffekte durch ONAS-Optimierung nicht überschätzt werden, solange die landseitige Infrastruktur nicht entsprechend angepasst wird.
5. Ausbauziele in TWh statt in GW
Wir begrüßen eine stärkere Flächenausweisung, die sich am real erzielbaren Energieertrag (TWh) orientiert, statt allein auf die Nennleistung (GW) abzustellen.
Für Rückfragen oder einen weiterführenden Austausch stehen wir Ihnen jederzeit gerne zur Verfügung.
Mit freundlichen Grüßen,
Holger Matthiesen
Geschäftsführer, Waterkant Energy GmbH und Waterekke Energy GmbH & Co. KG (Luxcara Gruppe)
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20354 Hamburg
T: +49 (0)40 / 6056 410
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W: www.luxcara.com
Waterkant Energy GmbH ▪ Sitz der Gesellschaft: Hamburg, Amtsgericht Hamburg ▪ HRB 179276 ▪ USt-IdNr.: DE36384323
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Persönlich haftende Gesellschafterin: Waterekke General Partner GmbH ▪ Sitz der Gesellschaft: Hamburg, Amtsgericht Hamburg ▪ HRB 190601
Geschäftsführer: Roman Roßkothen & Holger Matthiesen