Offshore‑Wind auf den Philippinen: Auktion, Kosten und Lieferketten

Die Philippinen haben 2025 eine feste Auktion für Offshore‑Wind gestartet, die innerhalb weniger Jahre erste Anlagen ans Netz bringen soll. Für viele Beteiligte geht es nicht nur um Strom, sondern um die Frage, wie Häfen, Kabel und Zulieferer schnell skaliert werden können. In der Praxis bedeutet das: Entscheidungen über Technologie (feste Fundamente oder später schwimmende Systeme), Investitionsmodelle und Port‑Upgrades entscheiden darüber, ob Strom zu marktgängigen Preisen geliefert werden kann. Gleichzeitig eröffnet die Entwicklung neue Handelsbeziehungen in der asiatisch‑pazifischen Region und berührt europäische Lieferketten, weil Komponenten, Know‑how und Finanzierungen grenzüberschreitend verhandelt werden.

Dieser Beitrag führt in die technischen Grundlagen ein, betrachtet konkrete Abläufe bei Projektumsetzung, wägt Chancen und Risiken ab und skizziert mögliche Entwicklungspfade. Leserinnen und Leser erhalten Werkzeuge, um die politischen und wirtschaftlichen Aussagen hinter Schlagzeilen besser einzuordnen.

Offshore‑Windanlagen erzeugen Strom mit großen Turbinen auf See. Für den Beginn der Entwicklung auf den Philippinen hat die Regierung fixe, bewährte Fundamente gewählt: sogenannte feste Fundamente wie Monopiles oder Jacket‑Strukturen, die sich für flachere Bereiche mit Wassertiefen bis etwa 60 m eignen. Diese Technik ist global am weitesten verbreitet und damit am leichtesten zu finanzieren. Schwimmende Systeme, die in tieferen Gewässern stehen, bleiben eine Option für spätere Runden.

Die einschlägigen Studien schätzen das technische Potenzial der Gewässer der Philippinen auf insgesamt rund 178 GW. Diese Zahl stammt aus einer Analyse, die teilweise älter ist als zwei Jahre; sie bleibt jedoch nützlich, um das Größenverhältnis zu verstehen: Nur ein kleiner Teil dieses Potenzials ist kurzfristig für feste Fundamente geeignet. Für die aktuelle Auktion hat die Behörde ein Volumen von circa 3,3 GW vorgesehen, um Projekte bis 2028–2030 in Betrieb zu bringen.

Bankabilität hängt an drei Pfeilern: verlässliche Standorte, Anschlussplanung und wetterfeste Konstruktionen.

Wichtig ist die Abfolge: Erst müssten Hafen‑ und Logistikpunkte ausgebaut werden, dann die Kabelanbindung geplant und schließlich die Anlagen installiert. Jedes dieser Elemente beeinflusst die Kosten und den Zeitpunkt, ab dem Strom geliefert wird.

Eine kurze Tabelle zeigt zentrale Unterschiede zwischen festen und schwimmenden Lösungen:

Ein Offshore‑Projekt beginnt lange vor dem ersten Fundament. Oft stehen zuerst Erkundungen, Umweltprüfungen und die Abstimmung mit der Meeresraumplanung. Für Investoren ist entscheidend, dass das ausgeschriebene Gebiet wirklich für die geplante Technik nutzbar ist und dass ein Anschluss an das Festlandnetz durch einen System‑Impact‑Study (SIS) abgesichert ist. Fehlt die Anschlussgarantie, steigen die politischen und finanziellen Risiken deutlich.

Auf Ebene Logistik bringen Häfen die größten praktischen Herausforderungen. Turbinen, Türme und Monopiles sind riesig; sie brauchen Ausbauflächen, Schwerlader und geeignete Kraninfrastruktur. Die vorgeschlagenen Standorte wie Currimao oder Batangas müssen oft erst zu Offshore‑Wind‑Hubs ausgebaut werden. Solche Investitionen können durch regionale Entwicklungsbanken oder Public‑Private‑Partnerships unterstützt werden.

Für Betreiber ist zusätzlich wichtig, wie Sturmschutz und typhoon‑resistente Konstruktionen bemessen werden. Die Philippinen liegen in einer Region mit starken Wirbelstürmen; deshalb fordern Planer Verstärkungen bei Fundamenten, Zusatzaussteuerungen der Turbinen und robuste Kabeltrassen. Diese Maßnahmen erhöhen die Anfangskosten, reduzieren aber das Risiko teurer Ausfälle später.

Beispiel aus der Praxis: Ein Projektkonsortium plant zunächst Hafenaufstockung und Vorfertigung von Turmsektionen lokal, um Transportkosten zu reduzieren. Parallel wird ein Abschnitt des Netzanschlusses zeitlich vorgezogen, damit die fertigen Anlagen nicht monatelang auf die Einbindung warten.

Chancen liegen in mehreren Bereichen: Energieversorgung, Wirtschaftswachstum, und eine diversifizierte Lieferkette. Lokale Schifffahrts‑ und Stahlindustrie könnten profitieren, wenn Fertigungskapazitäten für Turmsektionen, Monopiles oder Zubehör aufgebaut werden. Für Europa bedeutet das: Neue Partner und mögliche Wettbewerbsvorteile, etwa wenn Zulieferer Standorte in Südostasien aufbauen und so Produktionskosten und Transportwege verändern.

Risiken entstehen vor allem durch mangelnde Infrastruktur und naturalgeografische Bedingungen. Ohne abgestimmte Netzplanung und befriedigende Hafeninfrastruktur drohen Projektverzögerungen und höhere Preise. Außerdem können Ergebnis der Meeresraumplanung (MSP) bisher ausgewiesene Flächen verändern. Solche regulatorischen Unsicherheiten reduzieren die Bankfähigkeit einzelner Vorhaben.

Ein weiteres Spannungsfeld ist die Tariffrage: Anfangsprojekte brauchen oft ergänzende Finanzierungsinstrumente wie Garantiemechanismen oder Preisgarantien (ähnlich Contracts for Difference), damit Investoren die technischen und wetterbedingten Risiken tragen. Hohe Anfangstarife sind politisch sensibel, weil sie Verbraucherpreise beeinflussen.

Schließlich bleibt die Frage der Technologie‑Priorisierung: Feste Fundamente treiben schnelle Erfolge und Bankbarkeit, schwimmende Systeme öffnen tiefe Flächen, benötigen aber Forschung, Pilotprojekte und höhere Anfangsinvestitionen. Eine gestaffelte Strategie reduziert die Gesamtgefahr: zuerst bankfähige, feste Projekte; später skalierende Pilotprojekte für schwimmende Systeme.

In einem plausiblen Szenario führen klare Auktionen, abgestimmte Hafeninvestitionen und ein Mechanismus zur Tarifstabilisierung dazu, dass in den Jahren 2028–2030 mehrere hundert bis einige tausend Megawatt ans Netz gehen. Damit wächst eine lokale Zulieferkette, die mittelfristig auch Exporte nach anderen Ländern in Südostasien ermöglichen kann. Die Diversifikation reduziert zugleich Abhängigkeiten in den globalen Lieferketten, von denen europäische Industrieakteure profitieren können.

Ein alternatives Szenario mit Verzögerungen in Netzanschluss und MXP‑Freigaben (Meeresraumplanung) führt zu höheren Kosten und möglicherweise zu Rückzügen einzelner Investoren. Das würde den Markt kleiner und riskanter machen und die Tarifproblematik verschärfen. Entscheidend ist deshalb, wie staatliche Stellen, multilaterale Entwicklungsbanken und private Investoren Risiken teilen.

Für Europa und andere Märkte sind die wichtigsten Entscheidungspunkte: Unterstützung beim Hafen‑ und Netzaufbau, Transfer von technischen Standards für typhoon‑resistente Konstruktionen und Kooperationen in Ausbildung und Fertigung. Solche Partnerschaften reduzieren Kosten und steigern die Chance, dass Projekte planmäßig realisiert werden.

Die erste große Auktion für Offshore‑Wind auf den Philippinen ist ein möglicher Wendepunkt: technisch machbar, aber wirtschaftlich nur mit klaren Rahmenbedingungen. Feste Fundamente ermöglichen einen pragmatischen Start, weil sie bereits erprobt und leichter zu finanzieren sind. Entscheidend für Erfolg oder Misserfolg sind der Ausbau von Häfen, eine verlässliche Netzanschlussplanung und Mechanismen zur Abmilderung von Wetter‑ und Marktpreisrisiken. Gelingt das, entsteht in Südostasien ein wichtiger Produktions‑ und Know‑how‑Standort, der auch europäische Lieferketten beeinflusst. Bleiben diese Voraussetzungen aus, drohen Verzögerungen und teurere Strompreise.