Die Offshore-Windkraft galt als Königsdisziplin der Energiewende — zuverlässiger als Onshore-Wind, ertragsstärker als Solar und fern von Bürgerprotesten. Doch 2025 offenbarte Risse im Fundament: Eine Ausschreibung über 2,5 Gigawatt blieb erstmals ohne ein einziges Gebot. Was ist los auf hoher See?
Die leere Auktion
Im August 2025 schrieb die Bundesnetzagentur 2,5 Gigawatt Offshore-Windkapazität auf staatlich voruntersuchten Flächen in der Nordsee aus. Das Ergebnis: null Gebote. Zum ersten Mal seit Einführung des Ausschreibungssystems erhielt keine einzige Fläche einen Zuschlag.
Dabei waren die Bedingungen auf dem Papier attraktiv: Die Flächen waren bereits geologisch untersucht, die Netzanschlüsse zugesagt, die Genehmigungsrisiken minimiert. Trotzdem wollte kein Projektierer zugreifen. Die Gründe sind vielschichtig — und sie betreffen die gesamte europäische Offshore-Branche.
Warum Investoren zögern
Explodierende Baukosten
Die Kosten für Offshore-Windparks sind seit 2020 um 30 bis 50 Prozent gestiegen. Stahl, Kupfer und Spezialkomponenten wie Fundamente und Seekabel haben sich massiv verteuert. Die Inflation in der maritimen Bauindustrie liegt deutlich über dem allgemeinen Preisindex.
Ein Offshore-Windpark der 1-Gigawatt-Klasse kostet heute 4 bis 5 Milliarden Euro — vor fünf Jahren waren es noch 2,5 bis 3,5 Milliarden. Diese Kostensteigerungen lassen sich mit den bestehenden Vergütungsmodellen nicht auffangen.
Lieferkettenengpässe
Die Zahl der verfügbaren Errichterschiffe — spezialisierte Schiffe, die Turbinen auf hoher See montieren — ist begrenzt. Aktuell gibt es weltweit weniger als 10 Schiffe, die Turbinen der neuesten Generation (15+ MW) installieren können. Die Auftragsbücher sind auf Jahre ausgebucht, die Charterraten haben sich verdreifacht.
Steigende Zinsen
Offshore-Windparks sind kapitalintensive Infrastrukturprojekte mit langen Amortisationszeiten. Die Zinswende der EZB hat die Finanzierungskosten erheblich verteuert. Ein Prozentpunkt höhere Zinsen verteuert ein 4-Milliarden-Euro-Projekt über die Laufzeit um mehrere hundert Millionen Euro.
Vergütungsrisiko
Deutschland setzt bei Offshore-Wind zunehmend auf Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD), bei denen der Betreiber einen Mindestpreis garantiert bekommt — aber auch Überschüsse an den Staat abführen muss. In einem Markt mit steigenden Kosten und unsicherer Preisentwicklung empfinden Investoren dieses Modell als zu riskant.
Die Ausbauziele: Ambition trifft Realität
Deutschland hat sich ehrgeizige Ziele gesetzt:
| Jahr | Installierte Offshore-Kapazität (Ziel) | Aktueller Stand |
|---|---|---|
| 2025 | 11 GW | ca. 9 GW |
| 2030 | 30 GW | — |
| 2035 | 40 GW | — |
| 2045 | 70 GW | — |
Um das 30-GW-Ziel bis 2030 zu erreichen, müssten jährlich 4 bis 5 Gigawatt zugebaut werden. Tatsächlich lag der Zubau 2025 bei rund 1,5 Gigawatt. Die Lücke wird von Jahr zu Jahr größer.
Was andere Länder anders machen
Großbritannien
Das UK hat nach ähnlichen Problemen (gescheiterte Auktion im September 2023) die CfD-Vergütung deutlich angehoben — um 66 Prozent auf 73 Pfund pro Megawattstunde. Die Folgeauktion war wieder überzeichnet. Pragmatismus statt Ideologie.
Niederlande
Die Niederlande kombinieren Offshore-Wind mit grüner Wasserstoffproduktion auf See. Das Projekt „Hollandse Kust Zuid" produziert ab 2026 Wasserstoff direkt auf der Plattform und transportiert ihn per Pipeline an Land — ein zusätzlicher Erlösstrom, der die Wirtschaftlichkeit verbessert.
Dänemark
Dänemark setzt auf staatliche Beteiligung: Die Regierung übernimmt einen Teil des Investitionsrisikos und beteiligt sich an den Erlösen. Dieses Modell senkt die Kapitalkosten und zieht Investoren an.
Die technische Seite: Größer, leistungsstärker, komplexer
Die neueste Turbinengeneration erreicht Leistungen von 15 bis 18 Megawatt pro Turbine — vor zehn Jahren waren es noch 3 bis 5 MW. Die Rotordurchmesser überschreiten 250 Meter, die Nabenhöhen liegen bei 150 Metern über dem Meeresspiegel.
Diese Dimensionen bringen technische Herausforderungen:
- Fundamente: Monopiles mit 10 Metern Durchmesser und 1.500 Tonnen Gewicht erfordern spezialisierte Fertigungsstätten und Transportlogistik
- Netzanschluss: Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) über Hunderte Kilometer ist technisch anspruchsvoll und teuer
- Wartung: Die Erreichbarkeit auf See ist wetterabhängig. An durchschnittlich 100 Tagen pro Jahr ist die See zu rau für Wartungsarbeiten
Was muss passieren?
Experten fordern ein Maßnahmenpaket:
- Vergütung anheben: Die CfD-Strike-Preise müssen die realen Kosten widerspiegeln — nicht die Kosten von 2020
- Lieferketten stärken: Investitionen in europäische Hafeninfrastruktur, Errichterschiffe und Komponentenfertigung
- Genehmigungen beschleunigen: Parallele statt sequenzielle Genehmigungsverfahren
- Risikoverteilung überdenken: Staatliche Absicherung gegen unvorhersehbare Kostensteigerungen (Inflation-Indexierung)
- Sektorenkopplung fördern: Offshore-Wasserstoffproduktion als zusätzlichen Erlösstrom ermöglichen
„Offshore-Windkraft ist nicht zu teuer geworden — die Rahmenbedingungen sind zu unattraktiv geworden. Das ist ein Unterschied, den die Politik verstehen muss."
— Stefan Thimm, Bundesverband Windenergie Offshore
Fazit: Ein Weckruf, keine Katastrophe
Die Probleme der Offshore-Windkraft sind ernst, aber lösbar. Sie sind kein Zeichen dafür, dass die Technologie gescheitert ist — sondern dass der regulatorische Rahmen nicht mit den Marktbedingungen Schritt gehalten hat. Großbritannien hat gezeigt, dass pragmatische Anpassungen schnell wirken. Deutschland muss diesem Beispiel folgen, wenn es seine Klimaziele im Stromsektor nicht gefährden will. Die See ist rau — aber das war sie schon immer.
Quellen: Bundesnetzagentur, BWE Offshore, WindEurope, Bloomberg NEF, UK Department for Energy Security. Stand: Februar 2026.
