Offshore-Wind in tiefem Wasser: Wann er sich rechnet

Offshore-Wind wird meist dort gebaut, wo die See vergleichsweise flach ist, die Windverhältnisse gut sind und Kabel sowie Wartung noch beherrschbar bleiben. Genau diese Kombination wird in vielen Märkten knapper. Der nun voll betriebene Windpark Huaneng Shandong Peninsula North vor China steht deshalb exemplarisch für eine Grundfrage der Branche: Wie lange lassen sich klassische feste Fundamente wirtschaftlich weiter in größere Tiefen und weiter hinaus aufs Meer schieben, bevor schwimmende Anlagen sinnvoller werden?

Die Antwort ist für Projektentwickler, Netzbetreiber, Zulieferer und Investoren praktisch relevant. Von ihr hängen Stromgestehungskosten, Schiffskapazitäten, Hafeninfrastruktur und Netzplanung ab. Der entscheidende Punkt: Tiefe allein entscheidet nicht. Erst das Zusammenspiel aus Wassertiefe, Distanz zur Küste, Baugrund, Wetterfenstern und Serviceaufwand zeigt, ob ein Projekt noch zu einem festen Fundament passt oder bereits in die Logik von Floating-Offshore kippt.

Je tiefer ein Offshore-Standort liegt, desto aufwendiger werden Substrukturen und Installation. Bei festen Fundamenten bedeutet das meist mehr Stahl, komplexere Lastannahmen und schwerere Hebe- und Montagearbeiten. Gleichzeitig nimmt mit größerer Entfernung zur Küste fast immer auch der Aufwand für Exportkabel, Umspanntechnik, Logistik und Wartung zu. Wer weiter draußen baut, kauft also nicht nur mehr Wind, sondern auch längere Wege, engere Wetterfenster und höhere Anforderungen an Spezialschiffe.

Modellierungen des US-Forschungsinstituts NREL zeigen diese Logik klar: Wassertiefe und Distanz zu Hafen und Netzanschlusspunkt sind eigenständige Kostentreiber. Hinzu kommen Betriebskosten über die gesamte Laufzeit. Wenn Service-Teams länger unterwegs sind, Seezustände Einsätze verzögern oder Bauteile schwerer erreichbar sind, steigt der Aufwand für Verfügbarkeit und Reparaturen. Das US-Energieministerium verweist in seiner O&M-Roadmap zudem darauf, dass Hafenanbindung, Servicelogistik und Zustandsüberwachung den Unterschied zwischen beherrschbaren und ausufernden Betriebskosten machen können.

Eine scharfe wirtschaftliche Tiefengrenze gibt es nicht. In der Praxis hängt viel davon ab, welche Bauweise gemeint ist. Monopiles, also einzelne große Stahlrohre, sind vor allem in flacheren bis mittleren Wassertiefen stark. In der Fachliteratur werden sie oft bis etwa 30 bis 40 Meter als typischer Einsatzbereich beschrieben, auch wenn Ausnahmen möglich sind. Jackets, also gitterartige Tragstrukturen mit mehreren Pfählen, reichen tiefer und können Standorte erschließen, die für Monopiles unattraktiv oder technisch zu anspruchsvoll werden.

Für die Grobplanung gilt dennoch ein verbreiteter Richtwert: NREL arbeitet in seinen Kostenmodellen mit etwa 60 Metern Wassertiefe als Schwelle, ab der schwimmende Unterbauten tendenziell wirtschaftlicher werden als feste. Das ist kein Naturgesetz, sondern ein technoökonomischer Näherungswert. Er kann sich mit Turbinengröße, Stahlpreisen, Baugrund, lokalen Häfen und verfügbaren Installationsschiffen verschieben. Genau deshalb sind Grenzbereiche so heikel: Ein Projekt in 50 bis 60 Metern Tiefe kann mit Jacket-Fundamenten noch plausibel sein, aber schon klar höhere Komplexität und ein anderes Risikoprofil haben als ein klassischer Flachwasserpark.

Zu den Grenzen fester Fundamente gehören nicht nur Kosten, sondern auch technische Belastungen. Forschung zu Auskolkung am Meeresboden, Ermüdung durch zyklische Lasten und Korrosion zeigt, dass Wartungs- und Lebensdauerrisiken mit anspruchsvolleren Standorten nicht kleiner werden. Je schlechter ein Standort erreichbar ist, desto teurer werden Inspektion, Schutzmaßnahmen und ungeplante Eingriffe.

Der Windpark vor der Shandong-Halbinsel ist kein Beweis dafür, dass Tiefwasser-Offshore plötzlich billig geworden wäre. Er zeigt etwas Anderes: Feste Offshore-Fundamente können heute auch dort noch eingesetzt werden, wo die Branche früher deutlich vorsichtiger war. Nach übereinstimmenden Fach- und Nachrichtenquellen umfasst das Projekt 504 Megawatt, 42 Anlagen zu je 12 Megawatt, einen Standort in rund 52 bis 56 Metern Wassertiefe und eine Entfernung von etwa 70 Kilometern zur Küste. Verwendet wurden Jacket-Fundamente, nicht Monopiles.

Gerade das ist die eigentliche Lehre. China demonstriert hier weniger einen radikalen Technologiesprung als die konsequente Ausdehnung der festen Offshore-Bauweise bis an die Tiefengrenze, bei der Floating zunehmend naheliegt. Ob sich das konkrete Projekt wirtschaftlich besonders gut rechnet, lässt sich von außen nur begrenzt beurteilen. Belastbare öffentliche Angaben zu Investitionskosten, Finanzierung und Erlösen liegen dafür nicht in ausreichender Tiefe vor. Für die Einordnung reicht der Fall trotzdem: Er markiert, wie weit klassische Bauweisen heute technisch und industriell getrieben werden können, wenn Marktgröße, Lieferkette und politische Priorität zusammenkommen.

Tiefwasser-Offshore lohnt sich vor allem dort, wo drei Bedingungen zusammenkommen: gute Windressourcen, knappe oder ungünstige Flachwasserflächen und ein Markt, der die höhere Komplexität tragen kann. Das spricht eher für Atlantikküsten mit steilerem Meeresboden, etwa vor Portugal, Spanien, Norwegen, Teilen Großbritanniens sowie für Japan, Südkorea und langfristig die US-Westküste. Dort ist der Schritt zu Floating oft keine Option unter vielen, sondern die eigentliche Ausbauperspektive.

Deutschland gehört nur begrenzt in diese Gruppe. Nord- und Ostsee bieten für den heimischen Ausbau weiterhin vor allem Standorte, die mit festen Fundamenten erschlossen werden. Relevanter ist Tiefwasser-Offshore hier indirekt: über die europäische Lieferkette, den Wettbewerb um Spezialschiffe, den Ausbau von Häfen, die Nachfrage nach Kabeln, Umspanntechnik und Fundamenten sowie über die Frage, welche Teile der Industrie beim Übergang zu Floating mitwachsen. Für Europa insgesamt ist das Thema größer als für Deutschland allein, weil die Atlantikmärkte und angrenzende Lieferketten sehr viel stärker davon abhängen, wie schnell tiefe Standorte wirtschaftlich erschließbar werden.

Für Stromkunden und Abnehmer in der Industrie heißt das vor allem: Tiefere Offshore-Projekte erweitern das Flächenangebot, aber sie senken die Kosten nicht automatisch. Höhere Windgeschwindigkeiten und größere Turbinen können Mehrkosten teilweise ausgleichen. Wenn Wassertiefe, Entfernung und Serviceaufwand zu stark steigen, bleibt Strom aus tiefen Offshore-Lagen aber zunächst eher teurer als aus guten Flachwasserstandorten.

Offshore-Wind in tiefem Wasser rechnet sich nicht ab einer festen Meterzahl und auch nicht allein wegen eines spektakulären Einzelprojekts. Wirtschaftlich wird er dort, wo bessere Windressourcen, Flächenknappheit und industrielle Skalierung die höheren Bau-, Netz- und Betriebskosten ausreichend kompensieren. Für feste Fundamente liegt der kritische Bereich heute grob dort, wo Monopiles an Grenzen stoßen und Jackets zwar noch funktionieren, aber deutlich mehr Aufwand verlangen. Jenseits davon gewinnt Floating an Plausibilität. Der chinesische Tiefwasserpark ist deshalb vor allem ein Signal über die Verschiebung dieser Grenze, nicht über ihr Verschwinden.