HAMBURG – EnBW hat den Offshore-Windpark He Dreiht in Betrieb genommen, der rund 110 Kilometer von Helgoland entfernt liegt. Mehr als zwei Drittel der 64 Turbinen speisten bereits Strom ein, die volle Kapazität soll erstmals im Oktober erreicht werden. Der Park liefert annähernd 960 Megawatt und wurde mit 2,4 Milliarden Euro Investitionen umgesetzt. Ohne staatliche Subventionen soll das Projekt über Power Purchase Agreements mehrere Großkunden versorgen.
EnBW hat in Hamburg den Offshore-Windpark He Dreiht als größten deutschen Seewindpark im Betrieb gefeiert. Der Standort liegt rund 110 Kilometer von Helgoland entfernt und wurde nach Angaben des Unternehmens bereits länger im Teilbetrieb gefahren. In der aktuellen Phase speist mehr als zwei Drittel der 64 Anlagen bislang Strom ein, während EnBW die vollständige Leistung erstmals für Oktober erwartet. Damit rückt ein Projekt mit einer Gesamtkapazität von annähernd einem Gigawatt in den Fokus der Energiebranche, nicht nur wegen der schieren Größe, sondern auch weil es zeigt, wie stark sich Offshore-Wind mittlerweile als industriell planbare Infrastruktur positioniert.
Technisch basiert He Dreiht auf 64 Windkraftanlagen des dänischen Herstellers Vestas, die zusammen auf eine Leistung von 960 Megawatt kommen. Für die Netzintegration und den Betrieb bedeutet das: Der Übergang vom Teilbetrieb zur Vollauslastung wirkt sich unmittelbar auf Lastprofile, Prognosemodelle und die Abstimmung mit dem Übertragungsnetz aus. Auch wenn der Windpark zunächst nur schrittweise mehr Turbinen hochfährt, ist die Steuerung bereits relevant, weil Offshore-Standorte über lange Zeiträume verteilt Strom erzeugen und dabei Wetterabhängigkeit eine zentrale Rolle spielt. Genau diese Kopplung aus Offshore-Erzeugung und betrieblichen Prozessen entscheidet am Ende darüber, ob ein Projekt in der Vermarktung die erwarteten Zahlungsströme auslösen kann.
Ein weiterer Hebel liegt im Vermarktungsmodell. EnBW nennt Power Purchase Agreements mit verschiedenen Abnehmern, darunter Evonik, Google (Alphabet C), Telekom, der Flughafenbetreiber Fraport, Bosch, Salzgitter, Stahl-Holding-Saar, die Deutsche Bahn sowie die DHL Group. Solche langfristigen Lieferverträge sind in der Praxis vor allem deshalb entscheidend, weil sie die Preisschwankungen am Strommarkt abfedern können, wenn die Preisbildung stärker volatil ausfällt als in der ursprünglichen Planung. Für Unternehmen heißt das: Sie bekommen planbarer Energiebezug, während der Windparkbetreiber zugleich Investitionsrisiken besser kalkulieren kann. Dass ausgerechnet Großabnehmer aus Industrie und digitaler Wirtschaft genannt werden, passt in einen Trend, bei dem Strombezug zunehmend strategisch und weniger rein tagesmarkt-getrieben erfolgt.
Investitionsseitig hat EnBW für He Dreiht rund 2,4 Milliarden Euro veranschlagt. Laut Angaben des Unternehmens flossen dabei keine staatlichen Subventionen in das Projekt, und auch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) habe dies bestätigt. Diese Konstellation ist interessant, weil sie die Rolle regulatorischer und finanzierungsseitiger Rahmenbedingungen sichtbar macht: Selbst wenn Subventionen nicht geflossen sind, bleibt die Genehmigungs- und Planungsrealität im maritimen Umfeld komplex. Dazu zählen unter anderem Fragen rund um Aufbau, Betrieb und maritimes Umfeld, die bei Offshore-Anlagen nicht nur technische, sondern auch logistische Anforderungen nach sich ziehen. Gleichzeitig verdeutlicht die Aufteilung der Beteiligungen, wie breit die Kapitalbasis solcher Infrastrukturprojekte inzwischen aufgestellt ist: EnBW hält über eine Projektgesellschaft 50,1 Prozent, der Rest liegt bei einem Konsortium mit Allianz Global Investors (Deutschland), AIP Management (Dänemark) und der norwegischen Zentralbank.
Mit Blick auf die regionale Bedeutung liefert die Politik zusätzlich eine Einordnung. Hamburgs Bürgermeister Peter Tschentscher betonte, Evonik habe sich den größten Anteil gesichert, gefolgt von Google und Telekom, und bezeichnete Hamburg als „Windenergiehauptstadt“. Seine Begründung: Von Hamburg aus würden zwei Drittel der deutschen Windparks gesteuert. Dass parallel auch das nationale Ökosystem adressiert wird, zeigt der Besuch von Bundesumweltminister Carsten Schneider in Hamburg, der das „enorme wirtschaftliche Potential“ der Offshore-Windentwicklung für die Küstenregionen und den Wirtschaftsstandort Deutschland hervorhob. Der Geschäftsführer des Bundesverbands Windenergie Offshore, Stefan Thimm, ordnete He Dreiht als großen Sprung für die Offshore-Windenergie ein. Solche Aussagen sind zwar politisch geerdet, im Kern aber wirtschaftlich plausibel: Wenn ein Projekt wie He Dreiht nicht nur genehmigt, sondern in den Vollbetrieb geführt wird, steigt die Wahrscheinlichkeit, dass Logistik, Wartung, Qualifizierung und Zulieferketten einen stabileren Takt bekommen.
Wie lange He Dreiht Deutschlands größter Offshore-Windpark bleibt, hängt von der nächsten Ausbaustufe ab. Nach Bewertung des BSH soll er voraussichtlich bis zur Einsatzbereitschaft des Windparks Nordlicht 1 des schwedischen Energiekonzerns Vattenfall an der Spitze stehen. Nordlicht 1 ist für 2028 geplant und soll mit 980 Megawatt eine leicht höhere Leistung erreichen. Gleichzeitig wird der Ausbau in der Branche aber weiter politisch und wirtschaftlich „gerungen“, wie es in den Verlautbarungen heißt: Stamatelopoulos verwies auf Kostensteigerungen in Lieferketten und auf die Regulatorik, die neue Offshore-Projekte erschwere. Als Reaktion hat das Kabinett Anfang September eine Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes beschlossen, um die Wettbewerbsfähigkeit zu stützen. Vorgesehen ist unter bestimmten Voraussetzungen der Einsatz sogenannter Differenzverträge, die gegen Strompreisschwankungen absichern sollen. In der Praxis zielt das auf einen Kernkonflikt: Der Strompreis kann in einzelnen Marktphasen die Projektkalkulation belasten, obwohl Windverfügbarkeit und technische Performance planbar sind. Differenzverträge sollen damit die Finanzierung stabilisieren, ohne dass der Ausbau ausschließlich von kurzfristigen Marktspitzen abhängt.
Für den Markt bedeutet He Dreiht damit mehr als nur eine weitere Anlage in der Nordsee. Die Kombination aus klarer technischer Dimensionierung (64 Turbinen, 960 Megawatt), bereits erreichten Einspeisequoten und einem Vertragsmix über Power Purchase Agreements macht das Projekt zu einem Referenzpunkt für spätere Ausschreibungen und Finanzierungsrunden. Zudem zeigt die investierte Summe von 2,4 Milliarden Euro und der Hinweis auf fehlende staatliche Subventionen, wie stark zunehmend private und institutionelle Beteiligungsmodelle in den Vordergrund rücken. Damit entsteht auch für Technologie- und Dienstleistungsanbieter ein konkreter Hebel: Wer in Wartung, Netzanschluss, Prognose, Betriebsführung oder maritimer Logistik entlang der Projektphasen arbeitet, kann sich auf wiederkehrende Muster einstellen, statt jedes Mal bei Null zu starten. Mit der für den Oktober geplanten Vollkapazität wird sich außerdem zeigen, wie gut die bisherigen Teilbetriebs-Erfahrungen in die Volllastphase übertragen werden, etwa hinsichtlich verfügbarer Produktionszeit und operativer Abläufe in der Seewind-Realität.
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