Offshore-Windkraft erklärt: Anlagen, Fundamente, Kosten und Ertrag

Kein Teil der Windbranche ist so schnell von der Nische zum Kraftwerksmaßstab gewachsen wie Offshore. Der erste Offshore-Windpark, Vindeby in Dänemark (1991), bestand aus elf Anlagen mit je 450 kW. Die Maschinen, die heute in Europa und China errichtet werden, haben 14–16 MW und Rotoren mit über 230 m Durchmesser, einzelne Projekte übersteigen 1 GW. Dieser Ratgeber erklärt, warum Projektierer den Aufpreis für den Bau auf See zahlen, wie sich die Technik von Windkraft an Land unterscheidet, wie Ertrag und Kosten aussehen und wo die echten Engpässe liegen.

Warum der Wind auf See besser ist

Die Leistung im Wind wächst mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. Ein kleiner Zugewinn an Geschwindigkeit bringt also viel mehr Energie. Offenes Wasser ist extrem glatt: Die Rauigkeitslänge liegt bei ruhiger See um 0,0002 m, bei Ackerland bei 0,03–0,1 m und bei Wald bei 0,5 m oder mehr. Mit weniger Reibung ist der Wind schon nah an der Oberfläche schnell und ändert sich mit der Höhe weniger. Auch die Turbulenz ist geringer, was die Ermüdungslasten an Rotorblättern und Antriebsstrang senkt.

Leistungsdichte des Windes: P/A = ½ × ρ × v³ ρ ≈ 1.225 kg/m³ (Meereshöhe, 15 °C) v = 7 m/s → ½ × 1.225 × 343 ≈ 210 W/m² v = 10 m/s → ½ × 1.225 × 1000 ≈ 613 W/m²

Ein Standort mit 10 m/s mittlerer Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe bietet also etwa dreimal so viel Leistung pro Quadratmeter Rotorfläche wie ein Standort mit 7 m/s. Gute Standorte in der Nordsee liegen bei 9–11 m/s, viele Standorte an Land in Europa im Mittel bei 6–8 m/s. Unser Rechner für die Windgeschwindigkeit in der Höhe zeigt, wie sich die mittlere Geschwindigkeit mit Höhe und Gelände ändert. Das Windangebot erkundest du auf der Energie-Weltkarte oder per Klick auf einen Punkt im Energy Explorer.

Der Lohn ist ein viel höherer Kapazitätsfaktor, also der Anteil ihres theoretischen Maximums, den eine Anlage über ein Jahr tatsächlich liefert (siehe Was der Kapazitätsfaktor bedeutet).

Technologie	Typischer Kapazitätsfaktor	Hinweise
Wind an Land, älterer Bestand	20–30 %	Kleinere Rotoren, niedrigere Naben
Wind an Land, neue Projekte	30–45 %	Große Rotoren im Verhältnis zur Generatorleistung
Offshore, fest gegründet	40–55 %	Nordseeprojekte oft über 45 %
Offshore, schwimmend (erste Parks)	45–55 %	Hywind Scotland erreichte in den ersten Jahren einige der höchsten Werte im Vereinigten Königreich

Die Bereiche sind Richtwerte aus dem Offshore Wind Outlook 2019 der IEA, den IRENA-Kostenberichten und der Annual Technology Baseline des NREL. Das Wetter verschiebt einzelne Jahre um mehrere Prozentpunkte.

Die Technik: Anlagen, Fundamente und Kabel

Anlagen

Offshore-Anlagen haben dieselbe Bauart wie an Land, drei Rotorblätter, luvseitiger Rotor, horizontale Achse, nur größer. Installation und Fundament sind pro Standort hohe Fixkosten. Weniger, dafür größere Anlagen bedeuten also weniger Fundamente, weniger Kabelstrecken und weniger Schiffseinsätze. 2020 veröffentlichten NREL und IEA Wind Task 37 eine öffentliche 15-MW-Referenzanlage mit 240 m Rotor und 150 m Nabenhöhe, typisch für die Maschinen, die Mitte der 2020er-Jahre in Betrieb gehen.

Was sie von Anlagen an Land unterscheidet:

Direktantrieb oder Generatoren mit mittlerer Drehzahl sind verbreitet, weil jedes Getriebeteil, das ausfallen kann, weit von der Küste entfernt ist.
Korrosionsschutz: abgedichtete, entfeuchtete Gondeln und Türme, Meeresbeschichtungen und kathodischer Korrosionsschutz an den Fundamenten.
Keine Transportgrenze: Rotorblätter mit über 100 m Länge wären auf der Straße kaum zu bewegen, lassen sich aber direkt aus Fabriken am Kai verschiffen.

Fundamente

Fundament	Typische Wassertiefe	Funktionsweise
Monopile	bis ~40–60 m	Einzelnes Stahlrohr, bei den größten Anlagen 8–11 m Durchmesser, in den Meeresboden gerammt oder gebohrt
Jacket	~30–60 m	Stahlfachwerk mit drei oder vier Beinen, mit Pfählen verankert
Schwerkraftfundament	flacher, fester Meeresboden	Schwerer Betonsockel, der durch sein Eigengewicht hält
Schwimmender Spar	100 m+	Tiefer, ballastierter Zylinder, sehr stabil, braucht aber auch am Kai tiefes Wasser
Halbtaucher	~50 m+	Drei oder vier Säulen, im Hafen montiert und hinausgeschleppt
Tension-Leg-Plattform	~50 m+	Schwimmkörper, der von straff gespannten Seilen nach unten gezogen wird, kleine Grundfläche

Fundamente und Installation machen oft ein Viertel oder mehr der Investitionskosten eines Projekts aus. Monopiles dominieren heute die installierte Leistung, weil sie sich einfach in großen Stückzahlen fertigen lassen.

Elektrisches System

Jede Anlage speist in ein Parkkabel (bei neueren Projekten meist 66 kV statt früher 33 kV), das die Anlagen mit einem Offshore-Umspannwerk verbindet. Dort wird die Spannung für das Exportkabel an Land auf 132–275 kV hochgesetzt. Ab etwa 80–100 km ist Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) günstiger als Wechselstrom, weil Wechselstromkabel hohe kapazitive Ladeströme ziehen, die Übertragungskapazität kosten. HGÜ braucht allerdings große, teure Konverterplattformen auf See. Wechselstrom oder Gleichstrom ist deshalb eine der zentralen Planungsentscheidungen jedes Projekts.

Kabel verursachen einen überproportionalen Anteil der Ertragsausfälle. Ein Fehler am Exportkabel kann einen ganzen Park für Wochen vom Netz nehmen, bis ein Reparaturschiff vor Ort ist. Neuere Projekte verlegen deshalb zunehmend zwei Exportkabel oder verbinden Umspannwerke miteinander.

Rechenbeispiel: Jahresertrag eines Offshore-Windparks mit 1 GW

Nimm ein fiktives Nordseeprojekt: 67 Anlagen mit je 15 MW (1.005 MW) und eine langjährige mittlere Windgeschwindigkeit von 10 m/s in Nabenhöhe.

Bruttoenergie: Aus Weibull-Windverteilung und Leistungskennlinie ergibt sich für eine 15-MW-Maschine an einem Standort mit 10 m/s ein Brutto-Kapazitätsfaktor von etwa 55–60 %.
Nachlaufverluste: Anlagen weiter hinten stehen in langsamerer, turbulenterer Luft. Große Parks verlieren meist 8–15 % durch Nachlauf, benachbarte Parks fügen „externe“ Nachläufe hinzu.
Verfügbarkeit: Die Wellenhöhe begrenzt, wann Techniker die Anlagen erreichen. Offshore sind 93–97 % Verfügbarkeit üblich, an Land 97–99 %.
Elektrische Verluste: Park- und Exportkabel plus Transformatoren verlieren 2–4 %.

Netto-CF ≈ 0.58 (brutto) × (1 − 0.11 Nachlauf) × 0.95 Verfügbarkeit × (1 − 0.03 elektrisch) Netto-CF ≈ 0.58 × 0.89 × 0.95 × 0.97 ≈ 0.476 Jahresenergie ≈ 1,005 MW × 8,760 h × 0.476 ≈ 4.19 TWh

Zur Einordnung: Rund 4,2 TWh im Jahr entsprechen etwa dem jährlichen Stromverbrauch Zyperns oder rund der Hälfte Estlands (vergleiche in unseren Länderprofilen). Ersetzt der Park Gaskraftwerksstrom mit rund 350–400 g CO₂/kWh, vermeidet er etwa 1,5–1,7 Millionen Tonnen CO₂ pro Jahr. Diese Rechnung kannst du für jedes Netz mit dem CO₂-Rechner für Strom wiederholen. Für eine einzelne Anlage an deinem Standort nutzt der Windkraftrechner dieselbe Methode mit Weibull-Verteilung und Leistungskennlinie.

Was Offshore-Windkraft kostet

Am fairsten vergleicht man über die Stromgestehungskosten (LCOE): Lebenszeitkosten geteilt durch Lebenszeiterzeugung (siehe Stromgestehungskosten erklärt). Bei Offshore-Wind dominiert das Kapital:

Kostenblock	Ungefährer Anteil an den Lebenszeitkosten	Treiber
Anlagen	30–40 %	Stahl- und Seltenerdpreise, Margen der Anlagenhersteller
Fundamente und Installation	20–30 %	Wassertiefe, Boden, Tagesraten der Schiffe
Elektrik (Parkkabel, Umspannwerk, Export)	10–20 %	Entfernung zur Küste, Wechselstrom oder HGÜ; teils vom Netzbetreiber bezahlt
Betrieb und Wartung	20–30 %	Entfernung, Wetterfenster, Crew-Transfer- oder Service-Operation-Schiffe
Entwicklung, Finanzierung, Rückbau	Rest	Zinsen, Dauer der Genehmigung

Die Anteile schwanken je nach Projekt und Land stark. Es sind Richtwerte aus veröffentlichten Kostenaufschlüsselungen (NREL ATB, IRENA).

Zwei Punkte zählen, wenn du Schlagzeilenpreise liest:

Auktionspreise sind keine Stromgestehungskosten. Zuschlagspreise bei Differenzverträgen (CfD) bündeln Inflationsindexierung, Netzregelungen und Risikoaufschläge, die sich von Land zu Land unterscheiden. Das Vereinigte Königreich und Deutschland behandeln Übertragungsanlagen unterschiedlich, derselbe Park kann auf dem Papier also billiger oder teurer aussehen.
Die Kosten sind nach 2021 gestiegen. IRENA verzeichnete in den 2010er-Jahren einen langen Rückgang der Offshore-LCOE. Dann trieben 2022–2024 höhere Zinsen, Stahlpreise und Engpässe in den Lieferketten die Kosten wieder nach oben, und mehrere Projektierer stornierten oder verhandelten Verträge in den USA und im Vereinigten Königreich neu. Offshore-Wind ist so kapitalintensiv, dass ein paar Prozentpunkte bei den Kapitalkosten die LCOE stark bewegen. Probier es im LCOE-Rechner aus: Bei einem kapitalintensiven Projekt hebt ein Diskontsatz von 8 % statt 5 % die LCOE meist um rund ein Viertel.

Schwimmende Windkraft kostet wegen der kleinen Stückzahlen noch deutlich mehr als fest gegründete. Die ATB des NREL sagt große Kostensenkungen voraus, sobald Parks auf Hunderte MW wachsen, das sind aber Prognosen, keine beobachteten Preise.

Stärken und Grenzen

Stärken

Hohe Kapazitätsfaktoren und gleichmäßigere Erzeugung als Wind an Land oder Solar.
In Nordeuropa liegt die Erzeugungsspitze im Winter, zusammen mit Strombedarf und Heizlast, was Offshore-Wind zu einem guten Partner für Solar macht.
Große einzelne Standorte nah an den Verbrauchszentren an der Küste, mit wenig Konkurrenz um Fläche.
Großer Nutzen für Industrie und Hafenwirtschaft. Der IEA-Ausblick von 2019 bezifferte das technische Potenzial küstennaher Offshore-Windkraft auf ein Vielfaches des weltweiten Strombedarfs.

Grenzen

Schwankungen bleiben ein Thema. Mehrtägige Flauten über der gesamten Nordsee kommen vor. Offshore-Wind braucht deshalb wie jede schwankende Quelle Reservekapazität, Netzverbindungen, Speicher oder flexible Nachfrage. Wie Netzbetreiber das ausgleichen, erklärt unser Ratgeber zum Stromnetz.
Netzanschluss. Wer Gigawatt an Land bringt, braucht oft neue Übertragungsleitungen an Land, deren Genehmigung länger dauern kann als die des Windparks selbst.
Lieferkette. Nur eine Handvoll Schiffe kann die größten Anlagen installieren, und Hafenflächen für die Montage sind knapp.
Andere Nutzer des Meeres. Schifffahrtsrouten, Fischgründe, militärische Zonen und Radar begrenzen, wo Parks entstehen können.
Abhängigkeit von den Kapitalkosten, wie oben beschrieben.

Wo Offshore-Windkraft gebaut wird

Bis Anfang der 2020er-Jahre konzentrierte sich die installierte Offshore-Leistung auf China, das Vereinigte Königreich, Deutschland, die Niederlande und Dänemark, und der Global Offshore Wind Report des GWEC zeigt China in mehreren der letzten Jahre mit dem größten Anteil am Zubau. Taiwan, Südkorea, Japan, Vietnam, die US-Ostküste, Polen und die baltischen Staaten bauen ihre ersten großen Projekte. Die Geografie entscheidet viel: Flache, windige Kontinentalschelfe gewinnen. Die Nordsee hat große Flächen mit weniger als 50 m Tiefe und mittleren Winden um 10 m/s, nahezu ideal für feste Fundamente. Die US-Westküste und Japans Pazifikküste fallen schnell in tiefes Wasser ab und sind auf schwimmende Technik angewiesen.

Wie viel Strom jedes Land aus Wind bezieht, vergleichst du in den Ranglisten; in einem Länderprofil siehst du den Strommix im Zeitverlauf.

Das Wichtigste in Kürze

Offshore-Windkraft zahlt höhere Investitions- und Wartungskosten für stärkeren, gleichmäßigeren Wind: Netto-Kapazitätsfaktoren von 40–55 % gegenüber 25–45 % an Land.
Neue fest gegründete Projekte nutzen meist Anlagen mit 14–16 MW auf Monopile- oder Jacket-Fundamenten. Schwimmende Plattformen erschließen Küsten mit tiefem Wasser, bleiben aber teuer.
Nachlaufverluste, Verfügbarkeit und Zuverlässigkeit der Kabel entscheiden, wie viel vom Brutto-Windangebot im Netz ankommt.
Fast alle Kosten fallen am Anfang an. Für den Preis von Offshore-Strom zählen die Zinsen deshalb so viel wie die Anlagentechnik.

Rechner zu diesem Thema

Windrad: Ertrag & Amortisation Wähl Standort und Anlage: Wir laden ein ganzes Jahr stündlicher NASA-Winddaten in 50 m Höhe, rechnen sie auf deine Nabenhöhe hoch, korrigieren Luftdichte und Verluste und machen daraus kWh, Kapazitätsfaktor, Erlös und Amortisation. Windgeschwindigkeit in der Höhe Rechne eine gemessene Windgeschwindigkeit auf jede Höhe von 0 bis 200 m um, mit dem Hellmann-Potenzgesetz und dem logarithmischen Windprofil, und sieh, was die zusätzliche Höhe für die verfügbare Leistung bedeutet. LCOE-Rechner Investition, fixe und variable Betriebskosten, Brennstoff und Wärmeverbrauch, Kapazitätsfaktor, Lebensdauer, WACC, Bauzeit, Degradation und CO₂-Preis → die Stromgestehungskosten pro MWh, aufgeschlüsselt nach Posten und verglichen mit 11 Technologien. Strom kWh → CO₂ Rechnet jede Strommenge mit der aktuellen durchschnittlichen CO₂-Intensität der Stromnetze von über 210 Ländern in CO₂ um und zeigt, wie dieselbe kWh in saubereren und schmutzigeren Netzen abschneidet.

Häufige Fragen

Warum Windparks auf See bauen, wenn Land billiger ist?

Über offenem Wasser weht der Wind stärker und gleichmäßiger. Die Meeresoberfläche ist glatt, und es gibt keine Hügel, Bäume oder Gebäude, die die Luft bremsen. Die Kapazitätsfaktoren steigen von etwa 25–40 % an Land auf 40–55 % auf See, und auf See lassen sich weit größere Anlagen aufstellen, als Straßen und Genehmigungsregeln an Land erlauben. Offshore-Standorte können außerdem nah an Küstenstädten liegen, die kaum Platz für Windkraft an Land haben.

Wie viel Strom erzeugt eine Offshore-Windkraftanlage?

Eine moderne Offshore-Anlage mit 15 MW erzeugt bei einem Kapazitätsfaktor von 45–50 % rund 59.000–66.000 MWh im Jahr (15 MW × 8.760 h × 0,45–0,50). Bei einem typischen europäischen Haushalt mit 3.500–4.000 kWh deckt das den Jahresbedarf von etwa 15.000–18.000 Haushalten.

Was ist der Unterschied zwischen fest gegründeter und schwimmender Offshore-Windkraft?

Fest gegründete Anlagen stehen auf Monopiles, Jackets oder Schwerkraftfundamenten, die im Meeresboden verankert sind. Sie lohnen sich bis etwa 50–60 m Wassertiefe. Schwimmende Anlagen sitzen auf Auftriebskörpern (Spar, Halbtaucher oder Tension-Leg-Plattform), die von Ankerketten und Ankern gehalten werden. Das erschließt Küsten mit tiefem Wasser wie in Norwegen, Japan, Kalifornien und im Mittelmeer, schwimmende Projekte kosten derzeit aber deutlich mehr als fest gegründete.

Wie lange halten Offshore-Windkraftanlagen?

Die Auslegungslebensdauer liegt meist bei 25–30 Jahren, viele neuere Projekte sind für 30–35 Jahre genehmigt. Fundamente und Exportkabel können die Anlagen überdauern. Projektierer prüfen deshalb zunehmend, bestehende Standorte mit neuen Gondeln und Rotorblättern zu repowern.

Ist Offshore-Windkraft teurer als Windkraft an Land?

Pro MWh meist ja. Die Kostenberichte von IRENA zeigen, dass die Stromgestehungskosten der Offshore-Windkraft in den 2010er-Jahren stark gefallen sind, in den meisten Märkten liegen sie aber noch über denen an Land. Ein höherer Kapazitätsfaktor und die bessere Passung zum winterlichen Strombedarf Europas gleichen die höheren Investitions- und Wartungskosten teilweise aus.

Schadet Offshore-Windkraft dem Leben im Meer?

Die wichtigsten Folgen sind Unterwasserlärm beim Rammen der Pfähle (begrenzt durch Blasenschleier, langsames Hochfahren und saisonale Einschränkungen), Kollisionsrisiko für manche Seevögel und veränderte Lebensräume. Fundamente werden aber auch zu künstlichen Riffen, und Fischereiverbote in manchen Parks schaffen faktisch Schutzgebiete. Die Folgen hängen vom Standort ab und werden vor der Genehmigung in Umweltverträglichkeitsprüfungen bewertet.

Quellen & Literatur

Die Zahlen in diesem Ratgeber sind typische Bandbreiten aus den genannten Quellen. Deine eigenen Werte hängen von Standort, Preisen und Ausstattung ab. Für standortgenaue Schätzungen nutzt du am besten die verlinkten Rechner.