Als sich Ende Januar 2026 die Regierungschefs der Nordseeanrainer – Deutschland, Dänemark, die Niederlande, Belgien, Frankreich, Irland, Norwegen und das Vereinigte Königreich – zum Nordseegipfel in Hamburg trafen, war die Botschaft eindeutig: Die Nordsee soll zum „grünen Kraftwerk Europas“ werden. Mehr Offshore-Windparks, mehr Netzanbindungen, mehr Investitionen, mehr Tempo. Deutschland, vertreten durch Bundeskanzler Friedrich Merz und Bundeswirtschaftsministerin Reiche, präsentierte sich besonders ambitioniert: „Deutschland will die Offshore-Windkraft wieder zu einem zentralen Pfeiler der Energieversorgung machen“, lautete die Ansage.

Doch hinter der Inszenierung eines energiepolitischen Aufbruchs steht eine Realität, die mit diesen Versprechen nur wenig gemein hat. Die Offshore-Industrie steckt in der schwersten Krise ihrer Geschichte: Projekte werden verschoben oder gestrichen, Auktionen scheitern, Hersteller schreiben Milliarden ab, und die Kosten sind explodiert. Gleichzeitig bleibt die tatsächliche Stromproduktion weit hinter den Erwartungen zurück – trotz stetig wachsender installierter Leistung. Politisch mag die Nordsee als Zukunftsversprechen dienen, wirtschaftlich und physikalisch ist sie längst zum Problemfall geworden.

Diese Diskrepanz zwischen politischer Rhetorik und realer Entwicklung ist der Ausgangspunkt dieses Artikels. Wer verstehen will, warum die Offshore-Windkraft trotz großer Ankündigungen kaum vorankommt, muss tiefer blicken: auf ökonomische Risiken, physikalische Grenzen, strukturelle Engpässe – und auf ein Fördersystem, das die Branche in eine Sackgasse geführt hat.

Ausbauziele und Realität: Die Lücke wird größer, nicht kleiner

Deutschland hat sich mit dem Windenergie-auf-See-Gesetz ambitionierte, planwirtschaftliche Ziele gesetzt: 30 Gigawatt Offshore-Leistung bis 2030, 40 Gigawatt bis 2035 und 70 Gigawatt bis 2045. Doch der tatsächliche Ausbau bleibt weit hinter diesen Vorgaben zurück. Ende 2025 waren rund 9,7 Gigawatt installiert – ein moderater Zuwachs, aber meilenweit vom gesetzlich vorgegebenen Pfad entfernt. Selbst unter optimistischen Annahmen wäre das 2030-Ziel erst 2032 erreichbar.

Werbung

Zwar weisen die Flächenentwicklungspläne theoretisch genügend Potenzial aus, doch Netzausbau, Genehmigungen, Lieferketten, Realisierungszeiten und vor allem die massiv gestiegenen Kosten bremsen den Fortschritt. Die Folge: Die Lücke zwischen politischen Zielen und realem Ausbau wird nicht kleiner, sondern größer.

Lesen Sie auch:

Analyse

Gipfel vor dem Gipfel: Wie eine europäische Schuldenunion vorangetrieben wird

In Antwerpen trafen sich Vertreter der europäischen Wirtschaft mit den Spitzen der EU-Politik. Das Treffen machte vor allem eines deutlich: Im Grundsatz herrscht Einigkeit. Ein großes Schuldenpaket soll die europäische Wirtschaft wieder auf das Wachstumsgleis bringen.

Thomas Kolbe • 8

Autobauer

BMW ruft weltweit Hunderttausende Fahrzeuge zurück – 28.582 in Deutschland betroffen

Wegen möglicher Brandgefahr ruft BMW weltweit Fahrzeuge mehrerer Baureihen zurück. In Deutschland sind 28.582 Autos betroffen. Das Branchenmedium kfz-betrieb berichtet von 575.000 Fahrzeugen weltweit.

Redaktion • 16

Projektabbrüche, Verzögerungen und gescheiterte Auktionen

Die vergangenen zwölf bis 18 Monate waren geprägt von Rückschlägen, wie sie die Branche in diesem Ausmaß noch nicht erlebt hat. In den USA wurden mehrere Großprojekte gestrichen, darunter Ørsteds Ocean Wind 1 und 2. Entwickler kündigten Stromabnahmeverträge im Umfang von 5,5 Gigawatt, weil die ursprünglich kalkulierten Preise die realen Kosten nicht mehr deckten.

Auch in Europa herrscht Unsicherheit. In Großbritannien scheiterte 2023 die zentrale Offshore-Auktion vollständig, weil der staatlich festgelegte Strike Price weit unter den tatsächlichen Projektkosten lag. Erst nachdem die Regierung die garantierten Preise 2024 und 2025 deutlich anhob, gab es wieder Gebote – allerdings zu erheblich höheren Subventionskosten und mit deutlich weniger Wettbewerb als in früheren Jahren. Auch in Norwegen, Schweden und Irland wurden Projekte verschoben oder neu bewertet, weil steigende Kosten, Lieferkettenprobleme und unklare Förderbedingungen die Wirtschaftlichkeit untergraben.

Deutschland verzeichnet zwar keine formalen Stornierungen, aber deutliche Verzögerungen: Herstellerkrisen, fehlende Installationsschiffe, Engpässe bei Seekabeln und überlastete Häfen bremsen den Ausbau. Der Verlauf der Ausschreibungen seit 2023 spiegelt diese Entwicklung wider. 2023 und 2024 wurden zwar noch Flächen attraktiv vergeben – mit Null-Cent-Geboten kombiniert mit Standortprämien. Doch 2025 zeigte sich erstmals offen, dass das System an seine Grenzen stößt: Mehrere Runden verliefen schleppend, einzelne Flächen fanden keine Bieter oder mussten verschoben werden. Die Ursachen sind dieselben wie international – explodierende Kosten, angeschlagene Hersteller, fehlende Installationskapazitäten und eine Finanzierung, die ohne staatliche Absicherung kaum noch darstellbar ist.

Explodierende Kosten: Der Kern der Krise

Die Offshore-Kosten sind seit 2021 weltweit um 30 bis 50 Prozent gestiegen – der zentrale Treiber für Projektabbrüche, gescheiterte Auktionen und die finanzielle Schieflage vieler Hersteller. Stahl ist rund 50 Prozent teurer geworden, Kupfer markiert seit Mitte 2024 immer neue Rekordhochs, und seltene Erden wie Neodym und Dysprosium haben sich preislich verdoppelt oder verdreifacht. Offshore-Turbinen bestehen zu 80 bis 90 Prozent aus Stahl, und für Generatoren wie auch für Seekabel werden große Mengen Kupfer benötigt. Die Preissteigerungen schlagen daher unmittelbar auf die Projektkosten durch.

Hinzu kommen strukturelle Engpässe entlang der Lieferkette: Turbinenhersteller arbeiten an der Kapazitätsgrenze, Installationsschiffe sind knapp und teuer, Seekabelhersteller sind über Jahre ausgebucht, und viele Häfen sind für die neuen XXL-Turbinen nicht ausgelegt. Der Zinsanstieg seit 2022 hat die Finanzierung zusätzlich verteuert. Siemens Gamesa musste Milliarden abschreiben – Qualitätsmängel, Garantiefälle und alte Festpreisverträge belasteten die Bilanz. Auch große Entwickler wie Ørsted, BP und Equinor nahmen erhebliche Wertberichtigungen vor. Insgesamt hat die globale Offshore-Windindustrie 2023 und 2024 laut BloombergNEF mehr als 30 Milliarden US-Dollar abgeschrieben – ein Ausdruck der tiefen wirtschaftlichen Krise der Branche.

BP hat daraufhin seine Ambitionen im gesamten Bereich der erneuerbaren Energien deutlich reduziert. Das Unternehmen betont in Analystencalls, dass viele Renewables-Projekte – einschließlich Offshore-Wind – derzeit nicht die erforderlichen Renditen liefern und man sich deshalb stärker auf profitablere Geschäftsbereiche wie Öl, Gas, LNG und Biofuels konzentriert.

Die Krise der Anbieter spiegelt sich auch an der Börse wider. Der Aktienkurs von Ørsted – über viele Jahre der weltweit führende Offshore-Windentwickler – ist seit seinem Höchststand im Januar 2021 um mehr als 80 Prozent eingebrochen. Projektabbrüche, Milliardenabschreibungen, Kostenexplosionen und Unsicherheit über künftige Auktionen haben das Unternehmen schwer getroffen. Auch andere Hersteller und Entwickler haben massiv an Wert verloren. Eine Branche, die lange als sicherer Hafen der Energiewende galt, ist heute ein Hochrisikosektor.

Offshore liefert auch energetisch weniger als versprochen

Die wirtschaftliche Krise ist nur die eine Seite. Die zweite, oft übersehene energetische Realität ist noch ernüchternder: Selbst dort, wo Offshore-Windparks gebaut werden, liefern sie deutlich weniger Strom als erwartet. Die Daten zeigen ein klares Muster: Während die installierte Leistung seit Jahren kontinuierlich steigt, stagniert die Einspeisung seit 2020 – und der Kapazitätsfaktor, also das Verhältnis von erzeugtem Strom zur installierten Leistung, sinkt spürbar.

Mehr Offshore-Kapazität führt also nicht automatisch zu mehr nutzbarem Strom. Im Gegenteil: Die Diskrepanz zwischen theoretischem Ausbau und realer Stromproduktion wächst. Das Versprechen, Offshore-Wind könne durch schiere Größe zur tragenden Säule der Stromerzeugung werden, hat sich bislang nicht erfüllt.

Warum die Offshore-Stromerträge trotz Ausbau stagnieren

Der Physiker Sigismund Kobe, emeritierter Professor der Technischen Universität Dresden, liefert die physikalischen und systemischen Erklärungen für dieses Paradox. Ein zentraler Punkt ist der sogenannte Cluster-Wake-Effekt: Windparks nehmen sich gegenseitig den Wind weg. Je dichter die Felder bebaut werden, desto stärker wirken aerodynamische Abschattungseffekte. Vordere Anlagen erzeugen Wirbelschleppen, die nachgelagerte Turbinen schwächen – ganze Parkcluster verlieren spürbar an Leistung. Dieser Effekt wurde und wird in der politischen Planung unterschätzt.

Hinzu kommen systemische Engpässe: Netzüberlastungen zwischen Nordsee und Süden führen zu Abregelungen, Redispatch-Maßnahmen drosseln die Einspeisung, und bei negativen Strompreisen werden Anlagen abgeschaltet, obwohl Wind vorhanden wäre. Die Offshore-Parks könnten also mehr liefern – das System kann es schlicht nicht aufnehmen.

Kobe zeigt zudem, dass Dunkelflauten kein Randphänomen sind, sondern ein strukturelles Problem. In den ersten elf Monaten des Jahres 2025 gab es rund 500 Stunden, in denen Wind und Solar zusammen weniger als zehn Prozent des Bedarfs deckten. Winterflauten dauern oft mehrere Tage, Sommerflauten treten fast jede Nacht auf. Selbst große Offshore-Parks können diese systemischen Lücken nicht schließen. Hinzu kommt: Die besten Standorte sind längst belegt. Neue Parks entstehen weiter draußen, mit schlechteren Windprofilen, längeren Kabelwegen und höheren Anforderungen an Wartung und Wetterfenster.

Warum Reiche jetzt ein neues Marktsystem ankündigt

Vor diesem Hintergrund hat Bundeswirtschaftsministerin Reiche ein neues Marktdesign für Offshore-Windprojekte angekündigt – basierend auf Contracts for Difference (CfD). Dahinter steht der Versuch, die strukturellen Probleme der Branche durch höhere, staatlich garantierte Erlöse zu entschärfen. CfDs sichern den Betreibern einen festen Mindestpreis („Strike Price“) und gleichen die Differenz zum Marktpreis aus. Liegt der Marktpreis darunter – auch bei negativen Preisen –, zahlt der Staat die Differenz; liegt er darüber, fließen die Überschüsse zurück. Damit wird die Finanzierung großer Offshore-Projekte wieder möglich, doch der Preis ist klar: Die Ära der Null-Cent-Gebote ist vorbei.

Die Erfahrung aus Großbritannien zeigt, wohin die Entwicklung führt. Dort mussten die Strike Prices in den vergangenen Jahren immer weiter angehoben werden, um überhaupt noch Gebote zu erhalten. Die Folge: Die staatlichen Subventionen steigen, nicht sinken. Genau das wird auch in Deutschland passieren. 25 Jahre nach Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) wird die Förderung der Erneuerbaren nicht auslaufen, sondern weiter wachsen – weil große Offshore-Projekte ohne garantierte Mindestpreise nicht mehr finanzierbar sind.

Politische Versprechen treffen auf eine Branche im Ausnahmezustand

Die Diskrepanz zwischen politischer Rhetorik und wirtschaftlicher Realität war selten so groß wie heute. Während Kanzler Merz und Ministerin Reiche neue Subventionsversprechen formulieren, kämpft die Offshore-Industrie mit strukturellen Problemen: Kostenexplosionen, Lieferkettenkrisen, gescheiterte Auktionen, Projektabbrüche, Hersteller in finanzieller Schieflage und Ausbauziele, die ohne grundlegende Reformen unerreichbar bleiben. Ohne erhebliche staatliche Zuwendungen sind diese Probleme offenkundig nicht lösbar.

Am Ende steht eine ernüchternde Erkenntnis: Wenn Deutschland weiter auf Offshore-Windkraft setzt, wird dies nur mit dauerhaft steigenden Subventionen möglich sein. Eine eigenständige, durch den Markt getragene Offshore-Erzeugung rückt dagegen in immer weitere Ferne.

Und je stärker Europa auf diese Form der Stromerzeugung setzt, desto weiter entfernt es sich von global konkurrenzfähigen Standortbedingungen. 

Der Preis dafür wird hoch sein.

Teilen: Zu den Kommentaren (18)