83 Windräder standen längst: Warum Borkum Riffgrund 3 erst jetzt voll startet

83 Windräder standen bereits Anfang 2025 in der Nordsee. Trotzdem dauerte es bis Ende August 2026, ehe Borkum Riffgrund 3 vollständig in den kommerziellen Betrieb gehen konnte. Der Grund lag nicht bei den Turbinen allein: Erst verzögerte sich die Netzanbindung, später bremsten weitere Netzausfälle, Abregelungen und schlechtes Wetter die Inbetriebnahme. Nun liefert einer der größten deutschen Offshore-Windparks regulär Strom.

Vollständige kommerzielle Inbetriebnahme

Rund 53 km vor Borkum und 72 km vor der niedersächsischen Küste drehen sich 83 Windenergieanlagen mit jeweils 11 MW Leistung. Zusammen kommen sie auf 913 MW installierte Leistung. Der Windpark erstreckt sich über eine Fläche von rund 75 km² und gehört zu gleichen Teilen Ørsted und Nuveen Infrastructure.

Am 31. August 2026 meldete Ørsted nun die vollständige kommerzielle Inbetriebnahme. Damit ist Borkum Riffgrund 3 der sechste Offshore-Windpark des Unternehmens in Deutschland und einer der leistungsstärksten derzeit vollständig betriebenen Windparks in deutschen Gewässern.

Die Windräder standen schon Anfang 2025

Dass die Meldung erst jetzt kommt, ist bemerkenswert. Die erste Turbine wurde bereits im Juni 2024 installiert. Im Januar 2025 stand auch die letzte der 83 Anlagen. Der eigentliche Bau des Windparks war damit weitgehend abgeschlossen.

Der Strom konnte trotzdem nicht wie vorgesehen abtransportiert werden. Ørsted berichtete Anfang 2025, dass sich die Fertigstellung der Netzanbindung durch den deutschen Übertragungsnetzbetreiber verzögert hatte. Als Grund für Verzögerungen beim Offshore-Übertragungssystem DolWin5 nennt das Unternehmen unter anderem Folgen der Corona-Pandemie am Fertigungsstandort der Konverterplattform in Singapur. Ørsted erhielt dafür Entschädigungszahlungen, die nach Angaben des Unternehmens allerdings nicht alle zusätzlichen Kosten abdeckten.

Der ursprüngliche Termin rutschte dadurch von Ende 2025 auf das erste Quartal 2026. Am 3. Dezember 2025 speiste Borkum Riffgrund 3 schließlich erstmals Strom ins deutsche Übertragungsnetz ein. Zu diesem Zeitpunkt plante Ørsted noch, alle Anlagen innerhalb weniger Monate vollständig in Betrieb zu nehmen.  Auch dieser Zeitplan hielt nicht.

Netzausfälle verzögerten die Inbetriebnahme erneut

Im ersten Quartal 2026 hatten rund 80 % der Turbinen bereits erstmals Strom erzeugt. Die vollständige Inbetriebnahme zog sich dennoch länger hin als geplant.

Ørsted nennt dafür vor allem ungünstiges Wetter auf See sowie wiederholte ungeplante Ausfälle und Abregelungen im Übertragungsnetz. Deshalb verschob das Unternehmen den Termin noch einmal – auf das dritte Quartal 2026. Seit dem 31. August ist Borkum Riffgrund 3 nun vollständig im kommerziellen Betrieb.

Das Projekt zeigt, wie stark der Offshore-Ausbau von einer funktionierenden Netzanbindung abhängt. Denn obwohl die letzte Turbine bereits Anfang 2025 montiert war, vergingen bis zum vollständigen Betrieb mehr als anderthalb Jahre.

913 MW auf See, 900 MW Richtung Festland

Rechnerisch kommen die 83 Windenergieanlagen auf 913 MW: Jede Turbine leistet 11 MW. Die Netzanbindung DolWin5 von TenneT ist allerdings nur für 900 MW ausgelegt.

Das ist kein Planungsfehler. Die 913 MW bezeichnen die maximale Leistung aller Turbinen zusammen. Wie viel davon tatsächlich Richtung Festland übertragen werden kann, bestimmt die Netzanbindung. Bei Borkum Riffgrund 3 liegt diese Grenze bei 900 MW.

Die Differenz beträgt damit lediglich 13 MW. Interessanter als dieser kleine Leistungsunterschied ist jedoch, wie der Strom überhaupt ins Netz gelangt. Denn Borkum Riffgrund 3 kommt ohne eine eigene Offshore-Umspannplattform aus.

Warum Borkum Riffgrund 3 ohne eigene Umspannplattform auskommt

Große Offshore-Windparks besitzen normalerweise eine eigene Umspannplattform. Dort wird der Strom der einzelnen Windenergieanlagen gebündelt und für den Weitertransport vorbereitet.

Borkum Riffgrund 3 geht einen anderen Weg. Die Turbinen sind über 66-kV-Kabel direkt mit der TenneT-Konverterplattform DolWin epsilon verbunden. Dort wird der erzeugte Drehstrom in Gleichstrom umgewandelt und anschließend per Hochspannungs-Gleichstromübertragung Richtung Festland geschickt.

Eine zusätzliche Umspannplattform im Windpark ist dadurch nicht nötig. Auch die sonst erforderlichen 155-kV-Verbindungen zwischen Windpark- und Konverterplattform entfallen. TenneT zufolge reduziert das die Zahl der Offshore-Komponenten und kann die Kosten senken.

Das Konzept kommt inzwischen auch bei anderen großen Nordseeprojekten zum Einsatz. Die neue HGÜ-Verbindung BorWin6 setzt ebenfalls auf einen solchen Direktanschluss. Mehr zur Technik hat ingenieur.de im Beitrag über die 5461 t schwere BorWin6-Plattform beschrieben.

Rotor mit 200 m Durchmesser

Zum Einsatz kommen Windenergieanlagen des Typs SG 11-200 DD von Siemens Gamesa. Jede Turbine leistet 11 MW.

Die Zahlen zeigen, welche Größenordnung Offshore-Windräder inzwischen erreicht haben:

• Rotordurchmesser: 200 m
• Rotorblattlänge: 97 m
• überstrichene Rotorfläche: 31.400 m²
• Leistung: 11 MW
• Antrieb: Direct Drive

Beim Direktantrieb entfällt das schnell laufende Hauptgetriebe herkömmlicher Getriebekonzepte. Siemens Gamesa verweist darauf, dass dadurch die Zahl verschleißanfälliger Bauteile sinkt und sich die Wartung vereinfachen lässt.

Mit 11 MW sind die Anlagen allerdings längst nicht mehr die größten Offshore-Turbinen in deutschen Gewässern. Beim ebenfalls in der Nordsee entstehenden Offshore-Windpark He Dreiht installiert EnBW 64 Anlagen mit jeweils 15 MW. Zusammen erreichen sie 960 MW.

Amazon, BASF und Google sichern sich große Teile der Erzeugung

Auch wirtschaftlich unterscheidet sich Borkum Riffgrund 3 von vielen älteren deutschen Offshore-Windparks. Ørsted hat langfristige Stromabnahmeverträge, sogenannte Corporate Power Purchase Agreements (CPPA), über eine zugeordnete Erzeugungskapazität von insgesamt 786 MW abgeschlossen.

Die Verteilung:

Die Stromabnahmeverträge laufen zwischen zehn und 25 Jahren. Amazon, Covestro und REWE haben sich jeweils für zehn Jahre gebunden, Google für zwölf Jahre und BASF sogar für 25 Jahre. Insgesamt sind damit rund 86 % der installierten Turbinenleistung langfristig vermarktet.

Die MW-Angaben bedeuten allerdings nicht, dass etwa jederzeit 350 MW direkt zu Amazon fließen. Sie stehen für die jeweils vertraglich zugeordnete Erzeugungskapazität. Der Strom selbst wird über das öffentliche Netz eingespeist und den Unternehmen bilanziell zugerechnet.

Für Ørsted sorgen die langfristigen Verträge für besser planbare Einnahmen. Die Abnehmer wiederum sichern sich über viele Jahre einen Teil ihres Strombezugs zu vergleichsweise gut kalkulierbaren Konditionen.

Amazon hat bereits weitere große Verträge über erneuerbare Energien abgeschlossen. ingenieur.de hat die Strategie des Unternehmens im Beitrag „Stromspeicher und E-Trucks: So will Amazon grüner werden“ näher betrachtet.

Zuschlag mit 0 ct/kWh

Borkum Riffgrund 3 unterscheidet sich wirtschaftlich deutlich von älteren Offshore-Windparks. Für die drei ursprünglichen Projekte Borkum Riffgrund West 1, Borkum Riffgrund West 2 und Northern Energy OWP West erhielt Ørsted 2017 und 2018 Zuschläge zu 0 ct/kWh. 2019 wurden sie zu Borkum Riffgrund 3 zusammengeführt.

Das bedeutet: Ørsted erhält für den erzeugten Strom keine garantierte EEG-Marktprämie. Die Einnahmen müssen stattdessen vor allem über den Stromverkauf und langfristige Abnahmeverträge erwirtschaftet werden.

Ganz ohne Förderung?

So einfach ist es nicht. Die häufig verwendete Aussage, Borkum Riffgrund 3 komme vollständig ohne Subventionen aus, greift zu kurz. Denn die Netzanbindung gehört nicht zum eigentlichen Windpark. Sie wird von TenneT als regulierte Netzinfrastruktur gebaut und betrieben.

Treffender ist deshalb: Borkum Riffgrund 3 kommt bei der Stromerzeugung ohne EEG-Marktprämie aus.

Projektkosten von rund 2,5 Mrd. €

Wie viel Borkum Riffgrund 3 am Ende tatsächlich kostet, nennt Ørsted bislang nicht. Eine Größenordnung liefert aber die Europäische Investitionsbank: Sie veranschlagt die voraussichtlichen Gesamtkosten auf rund 2,49 Mrd. €. Für das Projekt ist zudem eine EIB-Finanzierung von bis zu 800 Mio. € vorgesehen.

Ein großer Teil der Wertschöpfung bleibt in Europa. Turbinen und Fundamente wurden in Deutschland und Dänemark gefertigt, Kabel kamen aus Deutschland und Frankreich. Für Installation und Bau waren außerdem Schiffe aus den Niederlanden und Belgien im Einsatz. Nach Angaben von Ørsted waren rund 100 deutsche Unternehmen an dem Projekt beteiligt.

Offshore-Wind in Deutschland wächst über 10 GW

Borkum Riffgrund 3 geht in einer Phase ans Netz, in der die Offshore-Windleistung Deutschlands deutlich wächst. Zum 30. Juni 2026 waren in Nord- und Ostsee bereits 1764 Offshore-Windenergieanlagen mit zusammen rund 10,8 GW installiert. Allein im ersten Halbjahr kamen 84 Anlagen mit 1.077 MW hinzu.

Mehr zu den aktuellen Ausbauzahlen und den Schwierigkeiten beim Erreichen der politischen Ziele steht im ingenieur.de-Beitrag „Windkraft wächst kräftig, doch Deutschland verfehlt sein Ausbauziel“.

Borkum Riffgrund 3 zeigt dabei auch, wo der Ausbau ins Stocken geraten kann. Alle 83 Turbinen standen bereits im Januar 2025. Die erste Einspeisung folgte erst Anfang Dezember, der vollständige kommerzielle Betrieb Ende August 2026.

Quellen

• Ørsted, 31.08.2026:Borkum Riffgrund 3 nimmt kommerziellen Betrieb auf
• Ørsted:Technische Projektseite zu Borkum Riffgrund 3
• Ørsted, Q1 2026:Zwischenbericht mit Angaben zu Netzausfällen, Abregelungen und Verzögerungen
• TenneT:DolWin5 – 900-MW-Netzanbindung und 66-kV-Direktanschluss
• Bundesnetzagentur:Ergebnisse der Offshore-Ausschreibung 2017 sowie Ergebnisse der Offshore-Ausschreibung 2018
• Europäische Investitionsbank:Borkum Riffgrund 3 – Projektkosten und vorgesehene Finanzierung
• Siemens Gamesa:Technische Daten der SG 11-200 DD