Hinweis: Das Beitragsbild wurde mit künstlicher Intelligenz erzeugt.
Die deutsche Offshore-Windkraft liefert Rekordleistungen und wächst weiter. Doch hinter den Erfolgsmeldungen häufen sich strukturelle Probleme. Kosten steigen, Netzanschlüsse verzögern sich, und die Erlöse aus Auktionen reichen kaum noch aus, um rentable Projekte zu finanzieren. Das gefährdet die politisch gesetzten Ausbauziele.
He Dreiht: Größter Windpark, hohe Investition
EnBW hat den Offshore-Windpark „He Dreiht“ in der Nordsee in Betrieb genommen. Der Karlsruher Energiekonzern errichtete 64 Vestas-Anlagen mit einer installierten Leistung von knapp einem Gigawatt. Die Investitionssumme liegt bei rund 2,4 Milliarden Euro. „He Dreiht“ gilt damit als größter Offshore-Windpark Deutschlands.
Das Projekt zeigt, was technisch möglich ist. Es zeigt aber auch, was solche Vorhaben kosten. 2,4 Milliarden Euro für einen einzigen Windpark: Das ist eine Größenordnung, die nur wenige Unternehmen stemmen können. Und die Kosten für neue Projekte liegen tendenziell noch höher.
Kostenstruktur verändert sich grundlegend
Stahl, Kabel, Spezialschiffe und Fachkräfte für die Offshore-Installation sind teurer geworden. Die Lieferketten haben sich nach 2021 nicht vollständig entspannt. Gleichzeitig sind die technischen Anforderungen gestiegen. Moderne Anlagen werden in größeren Wassertiefen und weiter von der Küste entfernt installiert. Das erhöht den Aufwand für Bau, Betrieb und Wartung.
Die Folge: Die Gestehungskosten, also die tatsächlichen Kosten pro produzierter Kilowattstunde, klettern. Projektierer können diese Kosten nicht mehr ohne Weiteres durch höhere Gebote in Auktionen auffangen, ohne die Wirtschaftlichkeit zu riskieren.
Auktionssystem unter Druck
In Deutschland vergibt die Bundesnetzagentur Offshore-Flächen über ein Auktionsverfahren. Bieter zahlen zum Teil erhebliche Summen für die Flächenrechte, bevor auch nur eine Anlage steht. Diese Vorabkosten belasten die Projektrechnung zusätzlich. Aus der Branche kommt Kritik, dass das Auktionsdesign die Wirtschaftlichkeit der Projekte gefährde.
Hinzu kommt: Verzögerte Netzanschlüsse durch den Übertragungsnetzbetreiber bedeuten, dass fertige Windparks ihren Strom nicht einspeisen können. Jeder Monat ohne Einspeisung ist ein Monat ohne Erlös bei laufenden Finanzierungskosten. Diese Risiken kalkulieren Investoren mit ein und verlangen entsprechende Risikoaufschläge.
Industrielle Basis wächst, aber ungleichmäßig
Auf der anderen Seite entsteht eine leistungsfähige industrielle Infrastruktur. In Cuxhaven hat sich ein Cluster von Unternehmen aus der Offshore-Branche gebildet. Das Deutsche Offshore Industrie Zentrum (DOIZ) bündelt dort Produktion, Logistik und Dienstleistungen. Investitionen in diesen Standort stärken die regionale Lieferkette.
Rostock plant seinen Hafen langfristig als Offshore-Drehscheibe. Der Ausbau des Warnemünder Werftbeckens soll maritime Industrie und Arbeitsplätze in der Region sichern. Der Planungshorizont reicht bis 2050. Das ist eine sinnvolle Perspektive, hilft aber wenig beim Schließen der Kostenlücke in laufenden Projekten.
Was das für Industrie und Einkauf bedeutet
Für Unternehmen, die langfristige Stromlieferverträge, sogenannte Power Purchase Agreements (PPAs), mit Offshore-Windprojekten abschließen wollen, verändert sich die Verhandlungslage. Projektierer können Strom nicht mehr zu den Konditionen der Vorjahre anbieten. Wer günstige Langfristverträge abschließen wollte, hat das Fenster verpasst oder muss deutlich mehr zahlen.
Für Zulieferer und Dienstleister im Offshore-Segment bleibt die Nachfrage hoch. Spezialkabelwerke, Fundamenthersteller, Serviceanbieter und Logistikunternehmen profitieren vom weiterlaufenden Ausbau. Allerdings verlängern sich Projektzeiträume durch Genehmigungsstau und Netzprobleme, was die Kapazitätsplanung erschwert.
Fazit
Die Offshore-Windkraft in Deutschland baut weiter aus. Projekte wie „He Dreiht“ belegen die technische Reife. Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen verschlechtern sich jedoch. Steigende Kosten, ein belastendes Auktionssystem und unzuverlässige Netzanschlüsse erhöhen das Investitionsrisiko. Ob die politischen Ausbauziele unter diesen Bedingungen erreichbar bleiben, ist offen. Für Industriebetriebe, die Planungssicherheit beim Strombezug brauchen, ist das ein handfestes Problem.
