16 Gigawatt ungenutzte Offshore-Flächen bremsen Deutschlands Windkraft-Ausbau

EnBW hat den nach eigenen Angaben größten deutschen Offshore-Windpark offiziell in Betrieb genommen. Die Anlage "He Dreiht" umfasst 64 Turbinen mit einer Einzelleistung von jeweils 15 Megawatt, was eine installierte Gesamtkapazität von 960 Megawatt ergibt. Der Windpark befindet sich 85 Kilometer nordwestlich von Borkum und 110 Kilometer westlich von Helgoland. Der Betrieb erfolgt ohne staatliche Förderung, der gesamte Strom ist bereits langfristig veräußert.

Die Inbetriebnahme erfolgt zu einem Zeitpunkt, in dem die heimische Offshore-Branche nach Einschätzung von Verbandsvertretern in einer Schieflage steckt und eine Stagnation droht. Zwar hat Deutschland im laufenden Jahr die Schwelle von mehr als 10 Gigawatt installierter Offshore-Kapazität überschritten. Gleichzeitig liegen jedoch 16 Gigawatt bereits vergebene Flächen in Nord- und Ostsee ungenutzt brach. Auf der Wind Energy in Hamburg, dem globalen Branchentreff, der alle zwei Jahre stattfindet, ist genau dies der dominierende Streitpunkt.

EnBW-Chef Georg Stamatelopoulos erklärte zur Eröffnung: "Wir brauchen mehr solche Projekte, die bezahlbaren, sicheren und sauberen Strom liefern." Parallel dazu nahm der dänische Konzern Ørsted den Windpark Borkum Riffgrund 3 in Betrieb, ebenfalls ohne Subventionen. Dieser verfügt über 83 Turbinen mit je 11 Megawatt Leistung, was insgesamt 913 Megawatt ergibt.

Die Fakten im Einzelnen

Beide Projekte, He Dreiht und Borkum Riffgrund 3, haben eine gemeinsame Historie: Sie erhielten ihre Zuschläge bereits 2017. EnBW setzte sich damals mit einem Null-Cent-Gebot durch, also vollständig ohne Förderung. Der Weg bis zur Fertigstellung von He Dreiht war von Hindernissen geprägt. Unter anderem brach ein 115 Meter langes Rotorblatt einer Vestas-Turbine ab.

Die jüngste Offshore-Versteigerung der Bundesnetzagentur im Jahr 2025 brachte kein einziges Gebot hervor. Bundesregierung und Netzbehörde hatten auf Ausschreibungen verzichtet, weil das Auktionsverfahren überarbeitet werden soll. Anfang September einigten sich die Beteiligten auf ein novelliertes Wind-auf-See-Gesetz. Es sieht vor, zunächst die Förderfreiheit zu prüfen und nur dann zweiseitige Differenzverträge einzusetzen. Diese Verträge benötigen eine EU-beihilferechtliche Genehmigung. Vorgesehen sind jährliche Ausschreibungen in einem Rahmen von 2 bis 4,8 Gigawatt. Die Standardlaufzeit von Windparks soll von 25 auf 35 Jahre verlängert werden.

Als Vorbild dient Großbritannien, das auf zweiseitige Differenzverträge setzt und damit eine erfolgreiche Auktion erzielte. Ziel ist es, den Betreibern verlässliche und planbare Erlöse zu ermöglichen. Ein erster Durchgang des Wind-auf-See-Gesetzes im Bundestag ist bislang jedoch nicht angesetzt. Zur Messe entsendet die Regierung Staatssekretär Rouenhoff.

Ein zentrales Problem bleibt die Projektpipeline. 2023 ersteigerten Total Energies und BP Flächen für 12,6 Milliarden Euro. Mittlerweile konzentrieren sich die Ölkonzerne wieder verstärkt auf das Ölgeschäft, da Erneuerbare aus ihrer Sicht weniger profitabel erscheinen. Total Energies beabsichtigt, eine 2024 ersteigerte Nordsee-Fläche zurückzugeben. Aus der Branche kommt die Forderung, die verlängerte Laufzeit von 35 Jahren auch für bereits geförderte Parks zu gewähren.

Das Ausmaß des Problems reicht über Deutschland hinaus. Laut Siemens Gamesa sind europaweit mehr als 45 Gigawatt betroffen. Ørsted-Chef Rasmus Errboe, zugleich Vorsitzender von Wind Europe, sagte: "Diese Projekte müssen zurückgegeben werden, damit wir Planungssicherheit bekommen und die Lieferkette in Gang bringen." Vestas-Chef Henrik Andersen formulierte auf der Messe deutlicher: "Wir können nicht weiterhin zu diesen Konferenzen kommen und nicht über den tatsächlichen Ausbau sprechen, denn er findet nicht statt, Leute. Er findet nicht statt."

Rückblick: Bisherige Entwicklung

Bereits am 28.01.2026 berichtete aktien.news, dass Deutschland sein 30-GW-Ziel bis 2030 voraussichtlich verfehlen wird. Einer Analyse der Deutschen WindGuard aus Varel zufolge würden bis 2030 schätzungsweise nur rund 20 Gigawatt Offshore-Kapazität am Netz sein. Ende 2025 waren in deutschen Gewässern 1.680 Windräder mit einer Gesamtleistung von etwa 9,7 GW installiert. Die Verbände rechnen damit, dass das Regierungsziel frühestens 2032 erreicht wird.

Am 16.01.2026 vermeldete aktien.news, dass ein US-Bundesrichter dem norwegischen Energiekonzern Equinor die Fortsetzung des Offshore-Windparks Empire Wind vor der Küste New Yorks gestattete. Die Trump-Regierung hatte das Projekt im Dezember gemeinsam mit vier weiteren Offshore-Windvorhaben gestoppt.

Am 21.01.2026 berichtete aktien.news über den geplanten Multiterminal-Hub des Übertragungsnetzbetreibers Tennet in Heide an der Westküste Schleswig-Holsteins. Auf 50 Hektar Fläche nahe des ehemaligen Northvolt-Geländes soll eine Art gigantische Steckdose für Ökostrom entstehen, in die Kabel von Offshore-Windparks der Nordsee münden.

Am 16.09.2026 meldete aktien.news, dass Ørsted-Chef Rasmus Errboe ein Vorgehen Europas gegen chinesische Windkraftanlagenhersteller fordert, die von unfairen staatlichen Subventionen profitieren, sich aber nicht von globalen Lieferketten abschotten will.

Bedeutung für Anleger

Für Privatanleger stellt sich die Kernfrage, ob die 16 Gigawatt brachliegender Flächen tatsächlich realisiert werden. Solange dies ausbleibt, fehlt der Lieferkette die nötige Auftragsbasis, und Überkapazitäten drohen. Betroffen sind davon Hersteller wie Vestas, Siemens Gamesa und Nordex sowie Zulieferer wie Flender, aber auch die Projektentwickler EnBW, Ørsted, RWE und Vattenfall.

Interessant ist die Rolle der großen Ölkonzerne. Total Energies und BP hatten 2023 für 12,6 Milliarden Euro Flächen ersteigert, fokussieren sich nun aber wieder stärker auf das Ölgeschäft. Wenn solche Akteure ihre Flächen zurückgeben, verändert das die Erwartungen an künftige Auktionserlöse und damit die Einnahmenseite des Staates.

Ein zweiter Punkt ist die Bezahlbarkeit. Laut BASF ist die Energieindustrie der einzige Sektor, der Preisgarantien fordert. Vestas weist darauf hin, dass die EU-Importabhängigkeit bei Energie seit dem Ukrainekrieg gestiegen ist. Der Weg dorthin ist umstritten — ob Förderfreiheit, Differenzverträge oder verlängerte Laufzeiten den Ausschlag geben.