WINDENERGIE AUF SEE · 18. OKTOBER 2026
Wie sich mit einem Offshore-Windpark Strom für eine Million Haushalte erzeugen lässt
In Nord- und Ostsee drehen sich Mitte 2026 knapp 1.800 Windräder mit zusammen 10,8 Gigawatt Leistung. Auf See kommen sie auf fast doppelt so viele Volllaststunden wie an Land. Trotzdem gab 2025 erstmals kein Investor ein Gebot für neue Flächen ab.
Ein Offshore-Windpark steht meist so weit draußen, dass ihn von der Küste aus niemand sieht. Die deutschen Projekte liegen im Mittel 73 Kilometer vor dem Festland, in rund 31 Metern Wassertiefe. Das hat die Deutsche WindGuard zur Jahresmitte 2026 erhoben. Dort weht der Wind stärker und gleichmäßiger als an Land. Dafür nehmen die Betreiber teure Fundamente, lange Seekabel und Konverterplattformen in Kauf.
Im September 2026 hat EnBW den Offshore-Windpark He Dreiht mit 960 Megawatt eingeweiht, kurz darauf feierten Ørsted und Nuveen Borkum Riffgrund 3 mit 913 Megawatt. Jeder der beiden Offshore-Windparks deckt rechnerisch den Jahresverbrauch von rund einer Million Haushalte. EnBW finanziert He Dreiht ohne EEG-Förderung, allein über langfristige Stromabnahmeverträge.
Bis 2045 sollen nach dem Windenergie-auf-See-Gesetz mindestens 70 Gigawatt auf See stehen, gut sechsmal so viel wie Mitte 2026. Ob Deutschland das schafft, hängt an der Technik, am Abstand der Parks zueinander und an der Frage, wer das Risiko trägt.
Inhalt
Woraus besteht ein Offshore-Windpark
Das sichtbare Herzstück ist die Turbine. Die im ersten Halbjahr 2026 neu angeschlossenen Anlagen leisten laut WindGuard im Mittel 12,8 Megawatt, bei 213 Metern Rotordurchmesser und 143 Metern Nabenhöhe. Der gesamte deutsche Bestand kommt im Schnitt auf 6,1 Megawatt. In He Dreiht drehen sich 64 Anlagen von Vestas mit je 15 Megawatt und 236 Metern Rotordurchmesser.
Unter Wasser trägt ein Fundament die Last. In Deutschland hat sich der Monopile durchgesetzt, ein einzelnes Stahlrohr, das Errichterschiffe tief in den Meeresboden rammen. Seit 2019 haben alle deutschen Projekte diesen Typ verwendet, und auch die geplanten Offshore-Windparks setzen nach WindGuard-Angaben darauf. Bei He Dreiht messen die Rohre laut EnBW neun Meter im Durchmesser und 70 Meter in der Länge.
Ältere Offshore-Windparks stehen teils auf Jackets, Gittertürmen aus Stahl mit mehreren Beinen. Wo der Meeresboden für jede feste Gründung zu tief liegt, schwimmt die Anlage. Equinor betreibt vor Norwegen mit Hywind Tampen elf schwimmende Turbinen mit zusammen 94,6 Megawatt in 260 bis 300 Metern Wassertiefe. Seit Sommer 2023 läuft der schwimmende Offshore-Windpark vollständig und versorgt Öl- und Gasplattformen. Schwimmende Windkraft steht damit im frühen industriellen Maßstab.
Innerhalb eines Offshore-Windparks verbinden Seekabel die Turbinen in Strängen. Klassisch laufen diese Stränge auf einer Umspannplattform zusammen, die die Spannung für den Weitertransport anhebt. Borkum Riffgrund 3 kommt ohne eigene Umspannplattform aus: Ørsted hat die Anlagen direkt an die Konverterplattform Dolwin epsilon von TenneT angeschlossen. Für Deutschland ist das nach Angaben von Ørsted eine Premiere.
Wie kommt der Strom vom Meer an Land
Für die lange Strecke zur Küste wandelt eine Konverterplattform den Wechselstrom in Gleichstrom um. Diese Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, kurz HGÜ, vermeidet die Blindströme, die Wechselstrom in langen Seekabeln erzeugt. An Land formt eine zweite Konverterstation den Strom zurück, bevor er ins Übertragungsnetz fließt. Die Netzanbindung eines Offshore-Windparks bauen und betreiben die Übertragungsnetzbetreiber, in der Nordsee vor allem TenneT.
Zur Jahresmitte 2026 liefen laut WindGuard 21 Netzanbindungssysteme mit zusammen 9,9 Gigawatt vollständig. Künftig soll ein einziges System zwei Gigawatt tragen. TenneT setzt dafür im 2-GW-Programm auf Gleichstromkabel mit 525 Kilovolt. Für 30 Gigawatt reichen dann nach TenneT-Rechnung 15 Anbindungen, weniger als halb so viele wie mit den bisherigen Systemen. Das erste deutsche System dieser Klasse, BalWin4, soll 2029 in Betrieb gehen.
Für Flächen weit draußen plant der Gasnetzbetreiber Gascade eine Alternative zum Kabel. Elektrolyseure auf See sollen Wasserstoff erzeugen, eine Pipeline bringt ihn nach Niedersachsen (mehr dazu: Aquaductus, die Wasserstoff-Pipeline in der Nordsee).
Wie viel mehr Strom sich auf See ernten lässt
Wer Volllaststunden angibt, rechnet die Jahreserzeugung auf die Stunden um, in denen eine Anlage mit voller Leistung liefe. Seit 2015 kamen Windräder auf See in Deutschland im Schnitt auf 3.278 Volllaststunden, an Land auf 1.770. Das entspricht einem Kapazitätsfaktor von 37,4 gegenüber 20,2 Prozent, wie der Wissenschaftliche Dienst des Bundestags im Oktober 2025 aus Daten des Fraunhofer ISE errechnet hat.
| Kennzahl | Onshore | Offshore |
|---|---|---|
| Volllaststunden pro Jahr, Mittel seit 2015 | 1.770 | 3.278 |
| Kapazitätsfaktor, Mittel seit 2015 | 20,2 % | 37,4 % |
| Anlagen in Betrieb, September 2025 | 30.122 | 1.637 |
| Installierte Leistung, September 2025 | 66.384 MW | 9.215 MW |
Quelle: Wissenschaftliche Dienste des Deutschen Bundestags, WD 5 - 3000 - 088/25 (Oktober 2025), nach Daten von Fraunhofer ISE und Bundesnetzagentur.
Hinter dem Mittelwert stehen große Unterschiede. Für 2024 weist das ISE einzelne Offshore-Windparks mit Kapazitätsfaktoren zwischen 10,7 und 43,7 Prozent aus. Für den weiteren Ausbau zählt vor allem der Nachlauf: Jeder Rotor bremst den Wind, dicht stehende Parks nehmen sich gegenseitig Energie weg.
Das Fraunhofer IWES hat im Februar 2025 durchgerechnet, was das für 70 Gigawatt in der deutschen Nordsee bedeutet. Drängen sich die Offshore-Windparks mit 9,2 Megawatt je Quadratkilometer auf die vorhandenen Flächen, sinken die Volllaststunden im Mittel auf 3.250. Gleichmäßig über die gesamte Nordsee verteilt, wären es 4.300 Stunden. Die Forscher empfehlen deshalb, eher die Flächen zu erweitern als die Leistungsdichte zu erhöhen.
Um Netzanbindungen zu sparen, erlaubt das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie auf den Flächen N-9.4 und N-9.5 erstmals 120 Prozent Parkleistung gegenüber der Anschlussleistung. Die Spitzen, die das Kabel nicht aufnimmt, regeln die Betreiber ab. An Land hat das Fraunhofer IEE dieselbe Überbauung für Umspannwerke mit Batteriespeichern durchgerechnet.
Im ersten Halbjahr 2026 erzeugten die deutschen Offshore-Windparks laut WindGuard 14,6 Terawattstunden Strom, das sind 6,3 Prozent der deutschen Stromerzeugung. Im Januar kamen 3,7 Terawattstunden zusammen, im Juni nur 1,5.
Wie weit ist der Offshore-Ausbau in Deutschland
Am 30. Juni 2026 waren in Deutschland 1.764 Offshore-Windenergieanlagen mit rund 10,8 Gigawatt am Netz. Im ersten Halbjahr 2026 kamen 84 Anlagen mit 1.077 Megawatt hinzu. Fast neun Gigawatt stehen in der Nordsee, 1,8 Gigawatt in der Ostsee. Vollständig in Betrieb sind 31 Offshore-Windparks.
Das Windenergie-auf-See-Gesetz verlangt mindestens 30 Gigawatt bis 2030, 40 Gigawatt bis 2035 und 70 Gigawatt bis 2045. Das Ziel für 2030 ist nach Einschätzung der WindGuard zeitlich nicht mehr zu erreichen. Die Branchenverbände rechnen nach aktueller Planung mit 30 Gigawatt bis 2032. Zur Jahresmitte 2026 verteilte sich die geplante Leistung von rund 41 Gigawatt auf diese Stufen.
| Entwicklungsstand am 30.06.2026 | Leistung |
|---|---|
| In Betrieb | 10,8 GW |
| In Bau | 1,3 GW |
| Finale Investitionsentscheidung getroffen | 2,6 GW |
| Bezuschlagt oder mit Netzanbindungsanspruch | 17,5 GW |
| Für Ausschreibungen vorgesehen, noch nicht vergeben | 9,0 GW |
| Summe der Planungen bis 2035 | rund 41 GW |
Quelle: Deutsche WindGuard, Status des Offshore-Windenergieausbaus in Deutschland, Erstes Halbjahr 2026 (Juli 2026).
Für den größten Block von 17,5 Gigawatt gibt es einen Zuschlag, aber noch keine Investitionsentscheidung. Wie unsicher dieser Teil ist, lässt sich an den beiden Oceanbeat-Flächen von Jera Nex BP mit zusammen vier Gigawatt ablesen, geplant für 2030 und 2033.
Wer bezahlt einen Offshore-Windpark
EnBW hat nach eigenen Angaben 2,4 Milliarden Euro in He Dreiht investiert. Den Strom kaufen Industrie- und Dienstleistungskunden über langfristige Verträge, darunter Evonik, Google, Bosch, Salzgitter und die Deutsche Bahn. Ørsted hat für Borkum Riffgrund 3 Abnahmeverträge mit Amazon, Google, BASF, Covestro und der REWE Group geschlossen.
Seit 2023 zahlen Entwickler in Deutschland für manche Flächen sogar für das Recht, auf einer Fläche einen Offshore-Windpark zu bauen. Im dynamischen Gebotsverfahren nahm die Bundesnetzagentur im Juli 2023 für vier Flächen mit sieben Gigawatt 12,6 Milliarden Euro ein. Zwei Nordseeflächen gingen an BP. Mit 90 Prozent der Erlöse senkt der Bund die Stromkosten, je fünf Prozent fließen in Meeresnaturschutz und nachhaltige Fischerei.
Am Strommarkt erzielte Offshore-Windstrom im ersten Halbjahr 2026 laut WindGuard einen mengengewichteten Marktwert von 8,80 Cent je Kilowattstunde. Im Jahr 2025 waren es 8,06 Cent.
Warum Investoren 2025 kein Gebot abgaben
Erstmals gingen zum Gebotstermin am 1. August 2025 für die Flächen N-10.1 und N-10.2 mit zusammen 2,5 Gigawatt keine Gebote bei der Bundesnetzagentur ein. Der Energieverband BDEW nannte gestiegene Projekt- und Kapitalkosten sowie schwer kalkulierbare Preis- und Mengenrisiken im Strommarkt als Gründe. Die dichte Bebauung der Flächen senke zudem die Volllaststunden durch Verschattung.
Anschließend legte die Bundesregierung eine Pause ein. Das BSH verschob Ende Januar 2026 alle für 2026 vorgesehenen Ausschreibungen für sechs Flächen auf das Jahr 2027. Auf das Ziel von 70 Gigawatt bis 2045 habe das keine Auswirkung, erklärt die Bundesnetzagentur.
Anfang September 2026 beschloss das Bundeskabinett einen Entwurf zur Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes. Er sieht Differenzverträge vor, die Betreibern einen Mindestpreis sichern und höhere Erlöse abschöpfen. Die Regellaufzeit eines Offshore-Windparks steigt von 25 auf 35 Jahre. Stand September 2026 muss der Bundestag den Entwurf noch beraten.
Der Bundesverband Erneuerbare Energie kritisiert, dass die Regierung die Differenzverträge nicht konsequent einführe. Betreiber trügen im geplanten zweistufigen Modell zunächst das volle Marktrisiko. Die Offshore-Verbände fordern indexierte, zweiseitige Differenzverträge und nennen das bisherige System negativer Gebote gescheitert.
Wie das BSH Schweinswale vor Rammschall schützt
Beim Bau eines Offshore-Windparks rammen Hydraulikhämmer die Monopiles in den Boden. Der Schall breitet sich unter Wasser weit aus und trifft vor allem den Schweinswal, der sich über sein Gehör orientiert. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie schreibt deshalb seit 2008 verbindliche Grenzwerte vor. In 750 Metern Abstand zur Rammstelle darf der Einzelereignispegel 160 Dezibel und der Spitzenpegel 190 Dezibel nicht überschreiten.
Um die Werte einzuhalten, legen Baufirmen Blasenschleier um die Rammstelle oder setzen Hydroschalldämpfer ein. Einzeln oder kombiniert senken solche Systeme den Pegel laut BSH um mehr als 20 Dezibel. Seit 2013 gilt zusätzlich ein Konzept des Bundesumweltministeriums, das die Lebensräume der Schweinswale in der Nordsee vor gleichzeitigen Rammarbeiten an mehreren Stellen schützen soll.
Im Betrieb verändert ein Offshore-Windpark die Strömung der Luft über dem Meer. Forschende des Helmholtz-Zentrums Hereon haben modelliert, wie ein sehr großer Ausbau die Niederschlagsverteilung an Nord- und Ostsee verschieben könnte.
QUELLEN
- EnBW: Einweihung Offshore-Windpark He Dreiht: Deutschlands größter Windpark auf See stärkt Versorgungssicherheit (Pressemitteilung), 17. September 2026.
- Ørsted: Ørsted and Nuveen inaugurate Borkum Riffgrund 3, one of Germany’s largest offshore wind farms (Pressemitteilung), 22. September 2026.
- BWO, BWE, VDMA Power Systems, WAB, WEN und Stiftung Offshore-Windenergie: Status Offshore-Windenergie 1. Halbjahr 2026 (Pressemitteilung), 21. Juli 2026.
- BDEW: Erstmals keine Gebote in einer Ausschreibung für Offshore-Wind (Pressemitteilung), 6. August 2025.
- Bundesverband Erneuerbare Energie: Ad hoc Statement zum Kabinettsentwurf zur Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes (Pressemitteilung), 2. September 2026.
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