Offshore-Wind 2026: Meilenstein und Marktflucht

Am 13. Januar 2026 erhielt Vattenfall die finale Genehmigung für Nordlicht I und II, zusammen 1,6 Gigawatt Offshore-Windleistung in der deutschen Nordsee. Drei Monate später bat TotalEnergies die deutschen Behörden, aus Offshore-Lizenzen für 7,5 Gigawatt aussteigen zu dürfen, die der Konzern erst 2023 ersteigert hatte. Der deutsche Offshore-Windmarkt ist in einem einzigen Quartal beides gleichzeitig geworden: Vorzeigemodell und Risikozone.

Vattenfall baut: Was Nordlicht I und II leisten sollen

Das Nordlicht-Cluster besteht aus zwei Feldern in der deutschen Nordsee. Nordlicht I umfasst laut Vattenfall-Pressemitteilung vom Januar 2026 eine installierte Kapazität von 980 Megawatt, Nordlicht II kommt auf 620 Megawatt. Zusammen ergibt das 1,6 Gigawatt, genug für rund 1,8 Millionen Haushalte im Dauerbetrieb. Die Bundesbehörde für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) hatte am 13. Januar die rechtskräftige Genehmigung erteilt, das letzte formelle Hindernis vor dem Baubeginn.

Die Zeitplanung: Installation der Monopile-Fundamente für Nordlicht I beginnt im dritten Quartal 2026. Vollständiger Betrieb ist für 2028 geplant, Nordlicht II folgt rund ein Jahr später. Zum Vergleich: Hollandse Kust Zuid in den Niederlanden gilt mit 1,5 Gigawatt als eines der größten Offshore-Einzelprojekte der Welt, das britische Dogger Bank wird nach Fertigstellung mit 3,6 Gigawatt das weltgrößte sein. Nordlicht I und II zusammen würden nach ihrer Inbetriebnahme zu den größten Offshore-Projekten weltweit zählen.

Der Hintergrund: Deutschland hatte Ende Februar 2026 die Marke von 10 Gigawatt bei installierter Offshore-Windleistung überschritten. Die Windparks He Dreiht und Borkum Riffgrund 3, deren letzte Turbinen im Februar ans Netz gingen, brachten das Land über die symbolische Schwelle. Für 2030 plant die Bundesregierung ein Ausbauziel von 30 Gigawatt Offshore-Kapazität. Aus heutiger Sicht erscheint das unrealistisch.

Warum TotalEnergies und BP den deutschen Markt meiden

TotalEnergies hatte 2023 bei deutschen Offshore-Ausschreibungen Lizenzen für 7,5 Gigawatt ersteigert. Das entspricht dem Dreifachen dessen, was Vattenfall mit Nordlicht genehmigt bekommt. Der Gesamtwert der ersteigerungspflichtigen Lizenzen lag nach Branchenberechnungen bei annähernd sechs Milliarden Euro. Jetzt will TotalEnergies nicht zahlen. Der Konzern bat deutsche Behörden darum, die Lizenzen an unterlegene Bieter aus den ursprünglichen Auktionen weitergeben zu dürfen. Als Grund nennt er Netzanschlussverzögerungen, gestiegene Konstruktionskosten und sich verschlechterte wirtschaftliche Bedingungen.

BP schließt seine deutschen Büros in Berlin und Hamburg. Auch BP war an deutschen Offshore-Projekten beteiligt. Die Muster ähneln sich: hohe Vorlaufkosten, unklare Netzanschluss-Zeitpläne, kein verlässliches Absicherungsinstrument für Marktpreisrisiken. Im August 2025 hatte eine Auktionsrunde für 2,5 Gigawatt Offshore-Kapazität keinen einzigen Bieter gefunden. Deutschland musste die Ausschreibungen auf 2027 verschieben. Auch das ist ein Rekord, aber kein guter.

Das Strukturversagen der deutschen Ausschreibungen

Der Kernunterschied zu anderen europäischen Märkten ist das Abrechnungsmodell. Großbritannien, die Niederlande und Frankreich nutzen sogenannte zweiteilige Differenzverträge (Two-sided Contracts for Difference, CfD): Liegt der Strommarktpreis über dem vereinbarten Festpreis, zahlt der Entwickler die Differenz an den Staat zurück. Liegt er darunter, schießt der Staat zu. Das nimmt dem Entwickler das Preisrisiko beider Richtungen. Deutschland hat dieses Modell bisher nicht eingeführt. Fällt der Strompreis unter den Kostendeckungspunkt, trägt der Entwickler den Verlust allein.

Das zweite Problem ist der Netzanschluss. Die BSH koordiniert Genehmigungen, die Netzanbindung liegt bei Übertragungsnetzbetreibern wie TenneT und 50Hertz. Deren Kapazitäten hängen dem Ausbautempo hinterher. Wer eine Lizenz ersteigert, weiß oft nicht wann er tatsächlich ans Netz kommt. Schätzungen aus der Branche beziffern das gefährdete Investitionsvolumen aus den Ausschreibungen der Jahre 2023 bis 2025 auf rund 50 Milliarden Euro. Entwickler haben für Genehmigungen über 16 Milliarden Euro geboten, aber erst rund zehn Prozent davon tatsächlich bezahlt, ein Zeichen für weitverbreitete Unsicherheit über Projektdurchführbarkeit.

BP und TotalEnergies sind keine Einzelfälle. Die Branche signalisiert damit, dass der deutsche Markt im europäischen Vergleich ein erhöhtes Risikoprofil hat. Investoren weichen auf Märkte mit besseren Absicherungsinstrumenten aus. Das hat unmittelbare Konsequenzen für die 2030-Ziele.

Ob Deutschlands Ausbauplan noch zu retten ist

Von den heute installierten 10 Gigawatt auf 30 Gigawatt bis 2030 zu kommen erfordert laut Stiftung Offshore-Windenergie in den verbleibenden vier Jahren jährlich rund 5 Gigawatt Zubau. Der tatsächliche Zubau 2026 wird auf rund 1,9 Gigawatt geschätzt. Selbst wenn die Nordlicht-Projekte pünktlich fertig werden, bleibt eine erhebliche Lücke zwischen Plan und Realität.

Die Bundesregierung arbeitet an einer Überarbeitung des Ausschreibungsdesigns. Die 2027er-Auktionsrunde soll ein verbessertes Modell enthalten. Ob das CfD-Prinzip übernommen wird, ist noch offen. Gleichzeitig muss die Netzanbindungsplanung beschleunigt werden, sonst wechseln die nächste Generation von Bietern ebenfalls das Land.

Vattenfall kann trotzdem bauen, weil Nordlicht eine andere Ausgangslage hat: Das Projekt wurde unter älteren Genehmigungsbedingungen aufgesetzt, hat eine gesicherte Netzanbindung und war in den Finanzierungsmodellen von einem anderen Marktumfeld ausgegangen. Es ist die Ausnahme, nicht die Regel. Wenn TotalEnergies' Rückzug ohne strukturelle Reformen bleibt, dürfte er nicht der letzte sein.