Weltpremiere in der Nordsee: Halbzeit bei Deutschlands größtem Offshore-Windpark
Bergfest bei Deutschlands größtem Offshore-Windpark: 32 der 64 geplanten Anlagen stehen. Die Windräder mit 15 MW Leistung sind eine technologische Weltpremiere. Was macht sie so besonders?
Bau des Offshore-Windparks "He Dreiht". Mitte 2026 sollen alle Windräder funktionsfähig sein.
Foto: www.otzipka.de/Rolf Otzipka
Beim Offshore-Windpark He Dreiht ist Halbzeit: 32 der 64 Anlagen sind errichtet, wie Betreiber EnBW heute (22. 1. 2026) mitteilte.
Der Windpark liegt etwa 85 km nordwestlich von Borkum und 110 km westlich von Helgoland. Laut dem süddeutschen Energieversorger ist er nicht nur für Deutschland, sondern für die gesamte Offshore-Branche eine neue Referenz. Warum eigentlich?
Inhaltsverzeichnis
Wie ein Offshore-Windpark in Betrieb geht
Ende November hatte die erste Windkraftanlage des Offshore-Windparks He Dreiht ihre erste Kilowattstunde Strom erzeugt; inzwischen sind 32 der 64 Anlagen errichtet. Für die Bauarbeiten transportiert das Installationsschiff „Wind Orca“ die Komponenten für jeweils drei Windkraftanlagen vom Hafen Esbjerg in Dänemark zum Windpark und setzt sie auf die bereits im Meeresboden installierten Fundamente.
Bis Sommer 2026 soll He Dreiht – niederdeutsch für „Er dreht“ – vollständig in Betrieb sein. Der Windpark würde dann eine Leistung von 960 MW erbringen, ungefähr so viel wie ein Atomkraftwerk und genug für den Strombedarf von rund 1,1 Mio. Haushalten. Damit wäre He Dreiht Deutschlands leistungsstärkster Offshore-Windpark.
„He Dreiht ist unser bislang größtes Offshore-Projekt – und das komplett ohne staatliche Förderung“, betonte Peter Heydecker, Vorstand Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur bei EnBW. „Mit jedem neuen Meilenstein kommen wir der nachhaltigen Energiezukunft ein Stück näher.“
Anlieferung der Rotorblätter und Masten. Die Vestas-Module werden in He Dreiht erstmals kommerziell genutzt.
Foto: www.otzipka.de/Rolf Otzipka
Welche Technik kommt zum Einsatz?
He Dreiht nutzt 15-MW-Windräder des dänischen Herstellers Vestas. Das Modell V236-15.0 werde hier erstmals kommerziell genutzt, erklärt Nils de Baar, Präsident von Vestas Northern & Central Europe. „Ihre Effizienz und Leistung ermöglichen eine deutliche Steigerung des Energieertrags pro Anlage.“
Ein einzelnes Windrad erreicht eine Nabenhöhe von 142 m, der Rotor hat einen Durchmesser von 236 m. Mit einer Umdrehung überstreichen die Rotorblätter dadurch eine Fläche von knapp 44.000 m² – das entspricht ungefähr sechs Fußballfeldern. Laut EnBW reicht eine einzige dieser Umdrehungen aus, um vier Haushalte einen ganzen Tag lang mit Strom zu versorgen.
Der Windpark ist über das System BorWin5 an eine Konverterplattform von TenneT angeschlossen. Dort wird der Wechselstrom in Gleichstrom umgewandelt und über zwei Hochspannungskabel ans Festland transportiert.
Warum der Park eine Weiterentwicklung bedeutet
Zum Vergleich: Laut dem Beratungsbüro deutsche Windguard besitzen Offshore-Anlagen in deutschen Gewässern heute einen durchschnittlichen Rotordurchmesser von 136 m und eine Nabenhöhe von 96 m. Dabei erreichen sie eine durchschnittliche Leistung von 5,6 MW, also nur etwas mehr als ein Drittel des neuen Vestas-Windrads. Die Anlagen im 2011 in Betrieb genommenen EnBW-Windpark Baltic 1 leisteten sogar nur 2,3 MW pro Anlage.
| Ø Bestand (2025) | He Dreiht (2026) | |
| Leistung pro Anlage | 5,6 MW | 15 MW |
| Rotordurchmesser | 136 m | 236 m |
| Nabenhöhe | 96 m | 142 m |
Bau einer He-Dreiht-Anlage bei Nacht.
Foto: www.otzipka.de/Rolf Otzipka
2,4 Mrd. € ohne Förderung
Eine weitere Besonderheit des Windparks: EnBW trägt die Investitionskosten von 2,4 Mrd. € ohne staatliche Förderung. EnBW hatte sich in der ersten deutschen Offshore-Ausschreibung im Jahr 2017 den Zuschlag gesichert. Das Gebot: 0 Cent Förderung pro Kilowattstunde. 49,9 % der Anteile an dem Park hält ein Konsortium aus Allianz Capital Partners, der dänischen Pensionskasse AIP und dem norwegischen Staatsfonds.
Im August 2024 hatte EnBW die Fundamente für alle 64 Anlagen installiert, die Errichtung der Turbinen begann im April 2025. Der Energieversorger mit Sitz in Stuttgart plant, baut und betreibt schon seit über 15 Jahren Offshore-Windparks. In der Ostsee betreibt der Konzern Baltic 1 und Baltic 2, in der Nordsee die Windparks Hohe See und Albatros.
FAQ: Offshore-Windparks in Deutschland
Wie viele Offshore-Windparks gibt es in Deutschland?
Am 30. Juni 2025 waren laut Deutsche Windguard 31 Offshore-Windparks mit insgesamt 1639 Anlagen und 9,2 GW Leistung in Betrieb. 7,4 GW davon befinden sich in der Nordsee, 1,8 GW in der Ostsee. Darüber hinaus sind 91 weitere Anlagen errichtet, aber noch nicht am Netz.
Wie wichtig ist Offshore-Windstrom eigentlich?
Der Anteil der Offshore-Windenergie an der deutschen Stromerzeugung lag im ersten Halbjahr 2025 bei 5,2 %.
Welche Projekte sind noch im Bau?
Laut Deutsche WindGuard befinden sich aktuell zwei Windparks im Bau: He Dreiht und Borkum Riffgrund 3 (Ørsted, 959 MW). Sechs Projekte haben eine finale Investitionsentscheidung erhalten, und elf weitere sind zumindest bezuschlagt oder haben einen Netzanbindungsanspruch.
Gibt es ein offizielles Ausbauziel?
Ja. Das Windenergie-auf-See-Gesetz sieht drei Ausbauziele vor: mindestens 30 GW bis 2030, 40 GW bis 2035 und 70 GW bis 2045. In der Offshore-Vereinbarung von 2022 haben Bund und Küstenländer das Ziel für 2035 sogar auf 50 GW erhöht. Deutsche WindGuard schätzt, dass das 30-GW-Ziel voraussichtlich erst 2032 erreicht wird. Für die höheren Ziele seien weitere Flächenfestlegungen nötig.
Was war der erste Windpark?
Deutschlands erster Offshore-Windpark war „Alpha Ventus“. Er ging im April 2010 ans Netz und hatte eine Kapazität von 60 MW. Inzwischen hat er das Ende seiner technischen Lebensdauer erreicht: Im Mai 2025 begannen die Betreiber mit der Erarbeitung eines Rückbaukonzepts.
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