Offshore-Wind: Warum die Kosten‑Story jetzt kippt

Die Strompreise haben in den vergangenen Jahren viele Faktoren: Gaspreise, CO2‑Kosten, Lieferketten und Zinsen. Offshore‑Wind galt lange als teuer, weil Anlagen, Installationen, Netzanbindung und Finanzierung hohe Vorlaufkosten erzeugen. Gleichwohl brachte die Auktionsepoche 2024/2025 überraschende Signale: Sehr niedrige Gebote in Teilen Europas und neue Technologien verringern die effektiven Kosten je Megawattstunde.

Für Verbraucher klingt das abstrakt. Praktisch heißt es: Wenn Offshore‑Wind‑Projekte zu günstigeren Stromkosten führen, sinkt der Druck auf Verbraucherstrompreise über die mittlere Frist. Für Entscheider ist wichtig zu verstehen, welche Treiber nachhaltig sind — denn manche Effekte sind einmalig, andere können dauerhaft die Kostenbasis verschieben.

Vier Mechanismen haben in den Jahren bis 2025 die Preisrichtung für Offshore‑Wind verändert: Turbinengrößen, Serienfertigung, Finanzierungskosten (WACC) und Auktionsdesign. Größere Turbinen mit Nennleistungen jenseits von 14–15 MW liefern mehr Energie pro installierter Einheit und senken so die Anlagenkosten pro MWh.

Serienfertigung und lokalisierte Zulieferketten reduzieren CAPEX‑Aufschläge. Parallel dazu sehen wir in manchen Märkten eine Abnahme der risikobedingten Renditeaufschläge — wenn Investoren mehr Vertrauen in klare Regelwerke und stabile Auktionsergebnisse haben, sinkt der Diskontsatz. Eine Reduktion des WACC um 1 Prozentpunkt kann die LCOE (levelized cost of electricity) spürbar senken; je nach CAPEX‑Anteil sind hier Verschiebungen um einige zehn Prozent möglich.

Entscheidender Unterschied: Auktionsergebnisse spiegeln Marktbedingungen und Vertragsdetails wider; LCOE‑Modelle zeigen technische und finanzielle Mittelfrist‑Annahmen.

Ein weiterer Treiber ist das Auktionsdesign: CfD‑ähnliche Verträge (Contracts for Difference) mit Indexierung auf Inflation und längeren Laufzeiten senken das Einkommensrisiko für Entwickler. Andererseits erzeugen negative Bids (wo Entwickler Zahlungen an den Staat leisten) kurzfristig sehr niedrige Preise, drücken aber Risiken in die Projektfinanzierung und Lieferkette.

Wenn man die Kennzahlen vergleichbar macht, hilft eine kleine Tabelle, die Mechanismen zu überblicken:

Wichtig ist: Offizielle LCOE‑Aggregationen (z. B. IRENA, IEA) können kurzfristig ansteigen, wenn Inputpreise und Finanzierung strörenden Einfluss haben. Zugleich können Auktionsergebnisse in einzelnen Ländern sehr niedrig erscheinen, weil sie staatliche oder projektbezogene Besonderheiten (Netzanschlussregeln, Einmalzahlungen, Indexierung) enthalten. Ein direktes Eins‑zu‑Eins‑Vergleich ist ohne Harmonisierung der Annahmen irreführend.

Ob niedrigere Offshore‑Kosten bei dir ankommen, hängt von der Marktstruktur: In liberalisierten Strommärkten wirken sich günstigere Erzeugungskosten über den Großhandelsmarkt aus; in Regionen mit starken Netzentgelten oder Umlagen weniger. Für Unternehmen, die direkt Strom einkaufen (PPA, Power Purchase Agreements), werden Offshore‑Projekte attraktiver, wenn sie stabile CfD‑ähnliche Erlösmechanismen bieten.

Ein praktisches Beispiel: Ein industrieller Stromkunde, der heute einen Teil seines Bedarfs durch langfristige PPA aus Offshore‑Wind decken kann, profitiert von niedrigen Strike‑Preisen und Preissicherheit. Für Haushalte ist der Effekt indirekter: Stabilere Großhandelspreise dämpfen die Volatilität der Verbrauchertarife, sobald Netzentgelte und Steuern dies zulassen.

Die Lieferkette bleibt ein Schlüssel: Wenn Häfen, Monopiles‑Fertigung und Installationstugflotten ausgebaut werden, sinken Verzögerungen und Ausrüstungskosten — das macht Ausschreibungen nachhaltiger planbar. Umgekehrt führen Engpässe bei Installationsschiffen oder Verzögerungen im Netzausbau zu zusätzlichen Kapitalkosten, die günstige Auktionsergebnisse wieder relativieren.

In Teilen Europas waren 2024/2025 Auktionsresultate extrem niedrig; das ist für Verbraucher attraktiv, aber nur solide, wenn die Vertragsmodalitäten nicht später zusätzliche Kosten verschieben. Deshalb ist Transparenzerforderlich: Auktionsergebnisse sollten immer mit Informationen zu Netzanschluss, Indexierung und Einmalzahlungen veröffentlicht werden.

Die Chancen liegen auf der Hand: Mehr Offshore‑Kapazität zu tragbaren Preisen erhöht die Erzeugungsbasis aus erneuerbaren Quellen und reduziert die Notwendigkeit fossiler Reservekapazitäten. Außerdem schaffen standardisierte, gut finanzierbare Projekte Planungssicherheit für Netzbetreiber.

Risiken sind aber tiefgreifend: Negative Bids verschieben das Risiko auf Entwickler und Zulieferer. Wenn Projekte unter hohem Margendruck stehen, wächst das Ausfallrisiko; die Folge können Verzögerungen, Nachforderungen oder höhere Kosten für den Steuerzahler sein. Ebenfalls relevant sind geopolitische und materielle Risiken: Stahl‑ und Elektronikpreise sowie Transportkosten können sich wieder nach oben bewegen und damit die Kostenbasis ändern.

Regulatorisch verlangt die Entwicklung klare Rahmen: Vergütungsmodelle, Netzzugangsregeln und Standards für Risikoteilung müssen so gestaltet sein, dass günstige Preise nicht zu einer langfristigen Schwächung der Lieferkette führen. Parallel sind technische Standards für größere Turbinen, Herstellerskalierung und Hafenausbau notwendig.

Kurz gesagt: Die Kosten‑Story kippt derzeit in Richtung Attraktivität, bleibt aber fragil, solange Finanzierung, Lieferkette und Regulierung nicht konsistent mit dem Ausbautempo mithalten.

Für Politik und Behörden heißt das: Klarheit schaffen. Auktionstermine, Preisbasis (nominal vs. Basisjahr), Übernahme von Netzanschlusskosten und Vergütungsdauer schaffen Vertrauen — und senken damit WACC. Investoren sollten Auktionsergebnisse streng kontextualisieren und Sensitivitäten für WACC‑ und CAPEX‑Schocks modellieren.

Netzplaner müssen Häfen, Kran‑ und Installationskapazitäten sowie HVDC‑Korridore frühzeitig koordinieren. Förderprogramme für lokale Fertigung und Hafeninfrastruktur können Produktionskosten senken und Arbeitsplätze schaffen, wodurch die wirtschaftliche Bilanz von Offshore‑Projekten stabiler wird.

Für Projektentwickler gilt: Hybriddesigns (Wind + Batteriespeicher) werden attraktiver, weil sie Ertragsrisiken abmildern und zusätzliche Systemdienstleistungen liefern können. Solche Optionen sollten bereits in Ausschreibungsunterlagen bedacht werden; gleichzeitig sind angemessene Vergütungsmechanismen nötig, damit Anbieter die Investitionen tragen können.

Internen Kontext und weiterführende Analysen zu erneuerbaren Energiemärkten bietet die Redaktion, zum Beispiel im Beitrag zur Rolle von Gas im Strommix und in der Kategorie Erneuerbare Energien auf TechZeitGeist: Warum Gasstrom trotz Wind und Solar steigt und die Übersichtsseite Erneuerbare Energien.

Offshore‑Wind rückt wieder in eine Kostenposition, die für Strommärkte interessant ist — angetrieben durch größere Turbinen, verbesserte Fertigung, marktgerechte Auktionen und in einigen Ländern niedrigere Finanzierungskosten. Gleichzeitig bleiben Risiken in Lieferkette, Hafeninfrastruktur und im Auktionsdesign, die den Effekt abschwächen können. Entscheidend ist, Auktionsergebnisse methodisch zu lesen: Nur mit harmonisierten Annahmen zu WACC, CAPEX und Netzbedingungen lassen sich LCOE‑Vergleiche sinnvoll nutzen. Wer das versteht, kann Offshore‑Wind als Instrument zur Stabilisierung von Erzeugungskosten und zur Unterstützung der Energiewende einsetzen.