Viele Marktteilnehmer weisen Projekte bereits in frühen Entwicklungsphasen als Teil ihrer Projektpipeline aus. Als Projektpipeline werden dabei sämtliche Vorhaben bezeichnet, an denen ein Unternehmen arbeitet – vom frühen Flächensicherungsstadium bis zur baureifen Anlage. Diese Praxis ist grundsätzlich nachvollziehbar, erschwert jedoch die Einordnung, welcher Anteil der Projekte tatsächlich kurzfristig realisierbar ist. Branchendaten zeigen weiterhin erhebliche Unterschiede zwischen genehmigten, bezuschlagten und letztlich realisierten Kapazitäten (1, 2). Bezuschlagt bedeutet, dass ein Projekt in einer EEG-Ausschreibung einen Förderanspruch erhalten hat. Realisiert ist ein Projekt erst dann, wenn die Anlage tatsächlich errichtet und in Betrieb genommen wurde.
Ein Grund für diese Diskrepanz liegt in der ökonomischen Logik der Projektentwicklung. Aus Unternehmenssicht besitzen auch frühe Projektstadien einen wirtschaftlichen Wert. Projekte können weiterentwickelt, gemeinsam mit Partnern strukturiert oder veräußert werden. Auch vertragliche Modelle, bei denen ein Teil des Kaufpreises erst bei späteren Entwicklungserfolgen fällig wird, spielen dabei eine Rolle. Deshalb ist nicht allein die Zahl der realisierten Projekte relevant, sondern auch die Qualität und der Reifegrad der Pipeline (1, 2).
Solche früh gesicherten Projektbestände führen zugleich zu einer langfristigen Bindung von Flächen. Der Wettbewerb um geeignete Standorte ist dabei ein prägender Faktor des Marktes: In einem fragmentierten Umfeld werden Flächen häufig frühzeitig gesichert, um Entwicklungsmöglichkeiten offen zu halten. Für einzelne Unternehmen schafft diese Strategie wertvolle Optionen. Aus Sicht des Gesamtsystems kann sie jedoch dazu führen, dass Flächen über längere Zeit reserviert bleiben, ohne dass zeitnah Klarheit über ihre tatsächliche Realisierbarkeit entsteht. Verschärft wird dies dadurch, dass zwischen theoretisch verfügbaren und tatsächlich nutzbaren Flächen erhebliche Unterschiede bestehen (3, 4). Nach Anwendung realer Restriktionen wie Artenschutzanforderungen, Siedlungsabständen oder militärischen Belangen schrumpft das tatsächlich verfügbare Potenzial deutlich – auch weil im Rahmen der Flächenausweisung noch nicht alle relevanten Restriktionen in ihrer Gesamtheit in die Bewertung der Flächeneignung einfließen. In der Projektpraxis erhöht dies das Risiko, dass Vorhaben im weiteren Verlauf angepasst oder aufgegeben werden müssen. Es entsteht ein Spannungsfeld zwischen unternehmerischer Planungssicherheit und einer möglichst effizienten Nutzung knapper Flächenressourcen (3, 4).
Die aktuellen Marktdaten verändern jedoch die Einordnung dieser entwicklungsseitigen Perspektive. Während in der Vergangenheit häufig ein Mangel an genehmigten Projekten als zentrales Hindernis für den Ausbau der Windenergie galt, zeigt sich inzwischen ein anderes Bild. Das Jahr 2025 markierte mit mehr als 20 GW neu genehmigter Leistung einen historischen Höchststand (1, 5). Auch die Inbetriebnahmen stiegen deutlich an. Gleichzeitig zeigt der Vergleich mit den gesetzlichen Ausbauzielen, dass höhere Genehmigungszahlen allein nicht ausreichen: Um das Ziel von 115 GW Onshore-Windleistung bis 2030 zu erreichen, müsste der jährliche Zubau deutlich über dem Niveau von 2025 liegen (5). Die Differenz zwischen genehmigten, bezuschlagten und tatsächlich realisierten Projekten bleibt somit bestehen. Vieles spricht deshalb dafür, dass sich der zentrale Engpass zunehmend von der Projektentwicklung zur Umsetzung verlagert (1, 2, 5).
Zunehmend rücken regulatorische und infrastrukturelle Aspekte in den Vordergrund. Zwar konnten Genehmigungsverfahren in den vergangenen Jahren beschleunigt werden, gleichzeitig verschiebt sich der Flaschenhals zunehmend in Richtung Netzanschluss und Netzintegration (1, 5, 6). Eine aktuelle AFRY-Studie zu Verteilnetz-Warteschlangen zeigt für Deutschland erhebliche Rückstände bei Anschlussbegehren – technologieübergreifend sowohl bei erneuerbaren Erzeugungsanlagen als auch bei Batteriespeichern. Dies deutet darauf hin, dass nicht mehr allein Genehmigungen, sondern zunehmend auch Netzkapazitäten und Anschlussprozesse die Geschwindigkeit des Ausbaus begrenzen (5, 6).
Auch die Dynamik der Ausschreibungen hat sich zuletzt deutlich verändert. Nach Jahren teilweise unterzeichneter Ausschreibungen hat sich das Bild seit 2025 spürbar gedreht (2, 7). Ausschreibungen für Windenergie an Land sind inzwischen wieder deutlich überzeichnet, also mehr Gebote eingereicht werden als Leistung ausgeschrieben wurde (7). Langfristige Auswertungen zeigen jedoch weiterhin, dass weder jedes ausgeschriebene Volumen vollständig bezuschlagt noch jedes bezuschlagte Projekt innerhalb der vorgesehenen Fristen realisiert wird. Eine erfolgreiche Teilnahme an Ausschreibungen ist deshalb noch keine Garantie für die spätere Umsetzung (2).
Ein bedeutender Teil der Projektpipelines entfällt zudem auf Repowering-Vorhaben. Modernere und leistungsstärkere Anlagen am bestehenden Standort können die Stromerzeugung häufig deutlich erhöhen, ohne zusätzliche Flächen erschließen zu müssen. Der Anteil des Repowerings am Gesamtzubau hat in den vergangenen Jahren eine wichtige Rolle gespielt, schwankte jedoch zuletzt. Im Jahr 2025 lag er bei knapp 30 Prozent der neu installierten Leistung und damit unter dem Vorjahreswert. Doch auch beim Repowering entscheidet der Netzanschluss über die Realisierung: Modernisierte Standorte unterliegen denselben regulatorischen Anforderungen und denselben Engpässen bei der Netzintegration wie Neuanlagen (1, 6).
Besonders deutlich zeigt sich die zunehmende Bedeutung der Netzinfrastruktur im Offshore-Bereich. Dort kommt es inzwischen teilweise zu einer zeitlichen Entkopplung zwischen Baufortschritt und tatsächlicher Inbetriebnahme. Im ersten Halbjahr 2025 wurde keine zusätzliche Offshore-Leistung erstmals ans Netz angeschlossen, obwohl einzelne Projekte physisch weiter vorangeschritten waren. Das verdeutlicht, wie stark die Inbetriebnahme inzwischen vom rechtzeitigen Ausbau der Netzanbindung abhängt. Denn nicht nur die Windenergieanlagen selbst müssen errichtet werden, sondern auch die zugehörigen Netzanschlusssysteme auf See und an Land müssen rechtzeitig verfügbar sein (8).
Für investierende Firmen und Kreditgeber dürfte deshalb künftig stärker die Qualität einer Pipeline in den Vordergrund rücken. Entscheidend ist nicht allein, wie viele Projekte ein Unternehmen ausweist, sondern in welchem Entwicklungsstadium sich diese befinden – von der frühen Flächensicherung über die Genehmigung bis hin zur baureifen oder bereits im Bau befindlichen Anlage. Fragen zum Genehmigungsstatus, zum Netzanschluss, zur Finanzierung und zum Baufortschritt gewinnen dadurch an Bedeutung. Branchenberichte liefern hierfür zunehmend detaillierte Informationen, auch wenn eine einheitliche, marktweite Systematik zur Bewertung der Umsetzungsreife bislang nicht erkennbar ist (1, 2, 6).
Aus dieser Entwicklung lassen sich aus unserer Sicht drei Ansatzpunkte ableiten. Erstens könnte mehr Transparenz über Projektreife und Realisierungswahrscheinlichkeiten die Vergleichbarkeit von Projektpipelines verbessern. Zweitens bleiben schnelle und gut koordinierte Genehmigungs-, Netzanschluss- und Netzausbauprozesse zentrale Voraussetzungen für die Erreichung der Ausbauziele. Drittens könnte ein stärkerer Fokus auf tatsächlich umsetzungsnahe Kapazitäten die Diskussion über den Ausbaustand stärker an realen Fortschritten ausrichten als an der reinen Größe von Projektportfolios. Entsprechende Standards könnten entweder innerhalb der Branche entwickelt oder regulatorisch angestoßen werden.
Insgesamt spricht vieles dafür, dass der Engpass heute weniger in der Anzahl entwickelter Projekte als in der Umsetzungsfähigkeit des Systems liegt. Gemeint ist damit die Fähigkeit, genehmigte Vorhaben tatsächlich zu bauen, ans Netz anzuschließen und in Betrieb zu nehmen. Die Fortschritte bei Genehmigungen und Ausschreibungen sind deutlich sichtbar, gleichzeitig bleiben Netzanschlüsse, Infrastruktur und Realisierungsgeschwindigkeit die entscheidenden Begrenzungsfaktoren (6, 8). Solange diese Herausforderungen bestehen, wird die Differenz zwischen Projektpipeline und tatsächlich realisiertem Ausbau ein wesentliches Merkmal des Windenergiemarktes bleiben.
Autorin: Isa Böttcher
QUELLEN:
(1) Fachagentur Wind und Solar (2026). Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland im Jahr 2025. Verfügbar unter: href=“https://www.fachagentur-wind-solar.de/veroeffentlichungen/wind-und-solar-monitor/ausschreibungen-wind (abgerufen am 28.06.2026)
(3) Fraunhofer IEE (2022). Flächenpotenziale für die Windenergie an Land. (abgerufen am 28.06.2026)
(4) Umweltbundesamt / Guidehouse (2023). Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land. (abgerufen am 28.06.2026)
(5) Bundesnetzagentur (2026). Ausbau Erneuerbarer Energien 2025. Verfügbar unter: (abgerufen am 28.06.2026)
(6) AFRY / Beyond Fossil Fuels (2026). Grid expectations: The distribution backlog stalling Europe’s energy transition. Verfügbar unter: https://beyondfossilfuels.org/wp-content/uploads/2026/05/AFRY_BFF_Grid-expectations-The-distribution-backlog-stalling-Europes-energy-transition-report.pdf (abgerufen am 28.06.2026)
(7) Bundesnetzagentur (2026). Überzeichnung bei der Ausschreibung für Wind an Land zum 1. Februar 2026. Verfügbar unter: https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260331_EE_AusschreibungWind.html (abgerufen am 28.06.2026)
(8) Deutsche WindGuard / Branchenverbände (2025). Status des Offshore-Windenergieausbaus in Deutschland – Erstes Halbjahr 2025. Verfügbar unter: https://www.wind-energie.de/fileadmin/redaktion/dokumente/publikationen-oeffentlich/themen/06-zahlen-und-fakten/2025_Status_des_Offshore-Windenergieausbaus_Erstes_Halbjahr.pdf (abgerufen am 28.06.2026)
