Deutschlands größter Offshore-Windpark nimmt Gestalt an: Vattenfall schließt Fundamentbau für Nordlicht I vorzeitig ab

Berlin - Vattenfall hat beim Bau des Offshore-Windparks Nordlicht I in der deutschen Nordsee die Installation aller 68 Fundamente vorzeitig abgeschlossen. Mit einer installierten Turbinenleistung von 1.020 MW soll Nordlicht I nach derzeitigem Stand Deutschlands größter Offshore-Windpark werden.

Der Baufortschritt beim Offshore-Windpark Nordlicht I fällt in eine Phase wachsender Unsicherheit über die weitere Offshore-Entwicklung in Deutschland. Nach einer Branchenprognose wird das gesetzliche Ausbauziel von 30 GW voraussichtlich erst 2032 statt 2030 erreicht. Zugleich steht die wirtschaftliche Realisierbarkeit bereits bezuschlagter Projekte zunehmend im Mittelpunkt der Diskussion über die künftigen Investitionsbedingungen.

Nordlicht I: Fundamentbau abgeschlossen - Fertigung weiterer Komponenten läuft

Nachdem Ende September der letzte Monopile im Meeresboden verankert worden war, sind inzwischen auch sämtliche Transition Pieces montiert. Damit ist eine zentrale Bauphase auf See abgeschlossen. Die Monopiles stammen von EEW Special Pipe Constructions, die Transition Pieces von CS WIND Offshore. Für Transport und Installation war das belgische Unternehmen DEME verantwortlich.

Parallel laufen die Arbeiten an den weiteren Komponenten. Vestas fertigt bereits Turmsegmente, von denen erste Einheiten nach Esbjerg in Dänemark geliefert wurden. Auch die Kabelproduktion bei TKF hat begonnen. Die Fertigung der Rotorblätter und Gondeln soll in den kommenden Monaten anlaufen.

Der Offshore-Windpark Nordlicht I entsteht rund 85 Kilometer nördlich von Borkum. Vorgesehen sind 68 Turbinen des Typs Vestas V236-15.0 MW mit jeweils 15 MW Leistung. Ihre gemeinsame Nennleistung beträgt 1.020 MW, während die Netzanschlusskapazität bei 980 MW liegt. Die Überdimensionierung um 40 MW soll die Netzanbindung besser auslasten. Der derzeit größte deutsche Offshore-Windpark He Dreiht von EnBW kommt mit 64 Anlagen desselben Typs auf 960 MW installierte Leistung und 900 MW Netzanschlusskapazität.

Für Nordlicht II sind weitere 44 Turbinen mit einer installierten Gesamtleistung von 660 MW und einer Netzanschlusskapazität von 630 MW vorgesehen. Zusammen erreicht das Cluster damit 1.680 MW Turbinenleistung beziehungsweise 1.610 MW Netzanschlusskapazität. Für Nordlicht I fiel die endgültige Investitionsentscheidung im März 2025, für Nordlicht II im Januar 2026. Der erste Strom soll ab 2028 fließen; die vollständige Inbetriebnahme des Clusters ist für 2029 vorgesehen. Vattenfall rechnet mit einer Jahreserzeugung von rund 6 TWh.

Offshore-Ausbau: 30-GW-Ziel voraussichtlich erst 2032 erreichbar

Ende September 2026 waren nach einer IWR-Auswertung des Marktstammdatenregisters der Bundesnetzagentur 1.815 Offshore-Windenergieanlagen mit 11.598,7 MW in Deutschland in Betrieb. In den ersten neun Monaten gingen 137 Anlagen mit 1.865,3 MW neu ans Netz. Bis zum gesetzlichen Ziel von mindestens 30 GW im Jahr 2030 fehlen damit noch rund 18,4 GW.

Nach der gemeinsamen Halbjahresbilanz der Offshore-Branchenverbände wird die 30-GW-Marke voraussichtlich erst 2032 erreicht. Entscheidend ist dabei nicht allein, wie viele Flächen ausgeschrieben werden, sondern ob bezuschlagte Projekte wirtschaftlich umgesetzt werden können.

Bei einer Bundestagsanhörung zur geplanten Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes am 2. November 2026 verwiesen die Übertragungsnetzbetreiber TenneT, 50Hertz und Amprion auf Unsicherheiten bei der Realisierung von rund 16 GW Offshore-Leistung aus den Vergaben der Jahre 2023 bis 2025. Sie forderten Regelungen, die eine zügige Rückgabe nicht realisierbarer Projekte ermöglichen.

WindSeeG-Reform: Neues Ausschreibungsmodell und unterschiedliche Positionen

Die Bundesregierung will mit der WindSeeG-Novelle das Ausschreibungsmodell ändern. Zunächst soll geprüft werden, ob sich Offshore-Flächen ohne staatliche Erlösabsicherung erfolgreich vergeben lassen. Bleibt diese Ausschreibungsstufe erfolglos, sollen zweiseitige Differenzverträge (CfD) zum Einsatz kommen. Diese sichern Betreibern einen vereinbarten Referenzerlös: Liegen die maßgeblichen Markterlöse darunter, erhalten sie Ausgleichszahlungen; liegen sie darüber, müssen sie die Differenz zurückzahlen. Zudem soll die reguläre Betriebsdauer neuer Offshore-Windparks von 25 auf 35 Jahre steigen.

Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) und der Bundesrat lehnen das zweistufige Ausschreibungsmodell ab und befürworten Differenzverträge (CfD) als Standard. Der BWO fordert zudem eine Indexierung der Differenzverträge, um Kostensteigerungen zu berücksichtigen. Auch der Bundesrat fordert eine einmalige freiwillige Rückgabemöglichkeit für bereits bezuschlagte Flächen unter strengen Bedingungen und gegen finanzielle Sanktionen.

Der als Sachverständiger geladene Professor Karl-Martin Ehrhart vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT) lehnt dagegen ein ausschließliches CfD-Modell ab und befürwortet Wahlmöglichkeiten zwischen staatlicher Erlösabsicherung und marktbasierten Ausschreibungen.

Für den weiteren Offshore-Ausbau wird damit entscheidend sein, ob die geplante Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes nicht nur neue Investitionen ermöglicht, sondern auch zur Realisierung bereits bezuschlagter Projekte beiträgt.

Quelle: IWR Online

© IWR, 2026

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