Bremerhaven galt lange Zeit als Dorado der deutschen Offshore-Industrie: Forschung, Fertigung, Logistik – alles dicht am Wasser. Mitte der 2000er Jahre kamen Hersteller und Zulieferer in Scharen, die Stadt plante sogar einen Schwerlasthafen speziell für die Branche. Doch der Traum endete jäh: 2014 kürzte der französische Konzern Areva am Standort Bremerhaven Stellen wegen Projektverzögerungen; Fundamenthersteller Weserwind rutschte in die Insolvenz; Senvion baute ab 2017 massiv Personal ab und schloss 2019 die Niederlassung. Auch Adwen stellte den Betrieb weitgehend ein. Die einst rund 4000 Offshore-Arbeitsplätze in der Region zerbröselten nahezu komplett. Gründe für den Niedergang: Missmanagement, fehlende Terminalkapazitäten – und die Abwanderung der Großserienhersteller nach Cuxhaven und ins dänische Esbjerg.
Heute arbeitet die Stadt an einem Neubeginn unter anderen Vorzeichen. Der Bremer Senat hat im Juli 2025 die nächste Planungsstufe für den Energy Port Bremerhaven beschlossen. Im südlichen Fischereihafen soll auf mehr als 250 Hektar ein Industrie- und Logistikstandort entstehen – für Produktion, Lagerung und Umschlag von Offshore-Großkomponenten und perspektivisch auch für klimaneutrale Energieträger wie grünen Wasserstoff. Geschätzte Kosten: rund 600 Millionen Euro. Parallel bündeln BLG Logistics und Eurogate unter der Marke Eco Power Port ihre Schwerlast- und Windkompetenz auf bestehenden Flächen, um kurzfristig Abfertigung, Vormontage und Seriendurchsatz zu erhöhen. Das Ziel: wieder systemrelevant für den Ausbau der Offshore-Windenergie zu werden. Kann das kühne Manöver gelingen?
Das ökonomische Versprechen
In den vergangenen fünf Jahren bis Ende 2024 hat die Branche in Europa solide Geschäfte gemacht: Kapazitäten wurden zügig zugebaut, Lieferketten professionalisiert, Finanzierungs- und Vergabemodelle ausdifferenziert. Doch dann traten die Bruchstellen zutage: gestiegene Kapitalkosten, schlecht ausgebaute Netze und überlastete Häfen, hitzige Materialmärkte – und in den USA ein politischer Kurswechsel, der seither Projekte ausbremst, Firmen zu Kapitalerhöhungen zwingt und die globale Wertschöpfung gefährdet. Und dennoch: Weltweit summierte sich die installierte Offshore-Leistung Ende 2024 auf rund 83 Gigawatt (GW) – ein Rekordstand, der die Größenordnung des Marktes verdeutlicht.
Offshore-Wind liefert viele Volllaststunden, planbare Erträge und – bei verlässlichem Regelwerk – wettbewerbsfähige Kosten. Das Geschäftsmodell ist simpel: Hohe Anfangsinvestitionen werden über lange Laufzeiten (20–30 Jahre) amortisiert. Entscheidend ist deshalb weniger der letzte Prozentpunkt beim Turbinenpreis als die kalkulierbare Finanzierung. Wenn die gewichteten Kapitalkosten steigen, verschiebt sich der Business Case deutlich – je teurer das Projekt, desto sichtbarer der Effekt. 2024 blieben die globalen Stromgestehungskosten für Offshore tendenziell stabil; der Kostendruck kam eher über Zinsen, Wechselkurse, Logistik und Versicherung zustande.
Ein zweiter Hebel ist das Vergabedesign. Differenzverträge (Contracts for Difference; CfDSteht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.Steht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.) reduzieren Preis- und Marktrisiken und machen die Projekte finanzierbar. Werden Preisobergrenzen zu niedrig angesetzt oder Risiken einseitig auf Projektträger verschoben, kippt die Rechnung. Andersherum gilt: Realistische Ausübungspreise, ausreichend lange Vertragslaufzeiten und klare Indexierungsregeln aktivieren Wettbewerb, bringen Gebote und sichern Kontinuität.
Die widrigen Bedingungen
Wer Offshore-Windparks baut, bindet Kapital über viele Jahre – und ist auf eine Vielzahl spezialisierter Akteure angewiesen. In der frühen Phase dominieren Flächenentwicklung, Genehmigungen, Messkampagnen und Netzanschlussverträge. Es folgen Losvergaben für Turbinen, Fundamente, Seekabel, Umspannplattformen, Transport- und Installationsschiffe. Jede Verzögerung verschiebt teure Ressourcenblöcke: Ein nicht rechtzeitig verfügbares Installationsschiff verteuert den Einsatzplan, ein verspäteter Netzanschluss produziert Opportunitätskosten. Und auch Häfen können zur versteckten Kostenfalle werden: Sie brauchen tiefe Becken, große Vorfertigungsflächen und Kräne mit hoher Traglast.
Dabei ist die Branche technisch über fast jeden Zweifel erhaben: Turbinen mit 12 Megawatt (MW) oder mehr sind mittlerweile Standard, Projektkonzepte kombinieren feste Fundamente mit wachsenden Floating-Anteilen. Die Skalierung bringt freilich neue Herausforderungen mit sich. Rotorblätter werden länger, Türme schwerer, Fundamente komplexer – die Anforderungen an Fertigung, Transport und Montage steigen. Kein Wunder, dass die europäischen Kernmärkte bisweilen an die Grenzen ihrer Infrastrukturfähigkeiten geraten. Seekabel und Offshore-Plattformen sind knapp, geeignete Installationsschiffe Monate im Voraus ausgebucht, und der Ausbau der Netzanbindungen hinkt hinterher.
Dazu kommt ein nicht unwesentliches Detail: das Auktionsdesign. In Dänemark zeigte sich Ende 2024, wie das sogenannte Uncapped Negative Bidding, also die Abgabe unbegrenzter Negativgebote, Investoren abschrecken kann. Eine große Ausschreibungsrunde floppte komplett. Großbritannien justierte als Lehre daraus für 2025 mit höheren Ausübungspreisen und längeren Vertragslaufzeiten nach – die Bieter kehrten zurück. Das zeigt: Märkte reagieren auf Parameter, nicht auf Appelle. Hierzulande führte die dänische Schlappe indes nicht zum unmittelbaren Umsteuern: Die jüngste deutsche Offshore-Ausschreibung in diesem Sommer über 2,5 GW erhielt kein einziges Gebot. Das hat nur zum Teil mit mangelndem Interesse der Investoren zu tun. Wenn Preisobergrenzen nicht halten, Risiken nicht fair verteilt sind oder der Netzanschlusskalender wackelt, bleiben die Bieter eben weg.
Hinzu kommt für viele Betreiber in Kontinentaleuropa: Wer Offshore-Korridore und grenzüberschreitende Netze plant, braucht abgestimmte Zeitpläne von Übertragungsnetzbetreibern, Hafenbehörden und Projektentwicklern. Ohne Synchronisierung entstehen Leerlaufzeiten, Baustellenstaus und Mehrkosten – volkswirtschaftlich ebenso ungut wie unternehmensseitig. Bereits seit Jahren warnt der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) davor, den Unternehmen zu viele Unwägbarkeiten aufzubürden. Mittlerweile spricht BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm von einem „Scheitern mit Ansage“. In der jetzigen Konstellation müssten Projektentwickler „nicht von ihnen beeinflussbare Risiken tragen – ohne jegliche Absicherung“.
Hohe Risiken beim Offshore-Wind sieht auch Kerstin Andreae. Für die Chefin des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) gehören gestiegene Projekt- und Kapitalkosten wegen geopolitischer Spannungen sowie Engpässe bei Lieferketten zu den Ursachen. Dazu kämen immer schwieriger zu prognostizierende Preis- und Mengenrisiken im Strommarkt. Was fehlt, um den Akteuren Mut zum Risiko zu geben, ist ein Instrument, das in vielen anderen Märkten gut funktioniert: die bereits erwähnten Contracts for Difference.
Die Wirkungsweise der Differenzverträge ist simpel: Bleibt der Erlös unter einer festgelegten Höhe, erhalten Betreiber vom Staat einen finanziellen Ausgleich. Wird jedoch am Markt mehr für den Strom eingenommen als der garantierte Preis, muss der Mehrerlös abgeführt werden. EU-weit sollen CfDSteht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.Steht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben. für die Offshore-Windbranche spätestens 2027 kommen; eine deutsche Gesetzesnovelle, die das Instrument berücksichtigt, ist zurzeit in Arbeit. Bis dahin bleibt die Schere zwischen Zinsniveau, Lieferkettenpreisen und Ausschreibungsparametern geöffnet. Ironie der Geschichte: Während die Offshore-Windenergie um Contracts for Difference kämpft, weil das ihre Marktrisiken deutlich senken würde, tut sich der Onshore-Bereich schwer mit dem CfDSteht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.Steht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.-Modell. Denn hier erhalten Betreiber bei Mindererlösen ohnehin einen Ausgleich, dürfen eventuelle Mehrerlöse aber behalten.
Parallel verschieben technische Probleme die Ertragskurve der Offshore-Windparks. Wo Anlagengruppen dicht stehen, mindert Verschattung die Volllaststunden. Für die zwei deutschen Nordsee-Cluster, deren Ausschreibung scheiterte, hatte das Fraunhofer IWES nur 2700 bis knapp 3000 Stunden ermittelt, obwohl in der Region 3300 bis 4500 Stunden üblich sind. Bei höheren Kapitalkosten geben solche Differenzen den Ausschlag.
Die Situation der Anlagenbauer
Auch die wirtschaftliche Lage der großen Anlagenbauer bestimmt, wie schnell der Offshore-Ausbau gelingen kann. Vestas war 2024 operativ gut in der Spur: 17,3 Milliarden Euro Umsatz und 4,3 Prozent EBIT-Marge klingen gesund, dazu ein Rekord-Auftragsbestand von 68,4 Milliarden Euro und eine prognostizierte Marge von vier bis sieben Prozent. Das Geschäft wird von großen Offshore-Paketen getragen – etwa dem 1,1-GW-Auftrag für Inch Cape in Schottland. Das stärkt die Rolle als Taktgeber in Europa – mit direkten Effekten auf Service, Häfen und Schiffskapazitäten. 2025/26 soll der Typ V236 mit 15 MW Nennleistung zur Referenzmaschine in Europa werden; in Deutschland dient der Windpark He Dreiht (960 MW) als prestigeträchtige Erstinstallation, in Polen markiert Baltic Power (1,2 GW) den Markteintritt in der 15-MW-Klasse.
Siemens Gamesa bleibt derweil im europäischen Markt ein Problemfall: Trotz 11,1 Prozent Umsatzwachstum 2024 belasteten Nacharbeiten und Qualitätskosten das Ergebnis; ausgewiesen wurde ein Minus vor Sondereffekten in Höhe von 1,78 Milliarden Euro. Für 2025 rechnet die Mutterfirma Siemens Energy weiterhin mit einem negativen Ergebnis der Windsparte (Richtgröße: minus 1,3 Milliarden Euro), während sich die übrigen Konzernsparten stabilisieren. Operativ laufen Korrekturprogramme; Onshore-Verkäufe wurden wieder aufgenommen, und im Offshore-Geschäft sichern Großaufträge – etwa East Anglia 2 in Großbritannien und Formosa 4 in Taiwan – die Auslastung. Die Zahlen zeigen: Ohne robustes Auktionsdesign und planbare Netzanbindungen bleibt die Kapitalbindung hoch und die Marge fragil. Gleichwohl gilt Siemens Gamesa trotz der aktuellen Probleme als prägende Offshore-Marke in Europa. Aushängeschilder sind eine 15-MW-Plattform mit Direktantrieb und Projekte wie Sofia (1,4 GW) in Großbritannien und Gennaker (knapp 1 GW) in Deutschland.
Die Tücken der Logistik
Dass es besser laufen kann, zeigt das Beispiel Esbjerg: Die dänische Stadt hat die Fahrrinne des Hafens auf 12,8 Meter vertieft, damit sie für Schwerlasttransporte geeignet ist. Für Hafenchef Dennis Jul Pedersen ein „Durchbruch, der die Umschlagkapazität vervielfacht“ habe. Seither boomt die Offshore-Windkraftlogistik in Esbjerg. Auch Großbritannien zieht an dieser wichtigen Stellschraube: Der britische Crown Estate stellte in diesem Jahr umgerechnet knapp 480 Millionen Euro für den Ausbau der Hafeninfrastruktur bereit, um die Net-Zero-Ziele des Landes mithilfe von Offshore-Windparks in der Nordsee erreichen zu können.
Für die Montage auf See bleiben die WTIVs allerdings ein großer Engpass. Schon Ende 2023 scheiterte der Bau von Ørsteds Windparks Ocean Wind 1 und 2 (Kapazität: 2,2 GW) daran, dass die Buchung der nötigen Schiffe „sich um mehrere Jahre verzögern wird“, wie CEO Mads Nipper seinerzeit durchblicken ließ. Die Lehre aus alledem ist schlicht – und unbequem: Infrastruktur, Ressourcen, Transport-, Verlade- und Installationskapazitäten entscheiden mit, ob der Offshore-Projektbestand realisiert wird. Wer Häfen, Schiffe und Kabel nicht mitdenkt, verpasst nicht nur Termine, sondern riskiert letztlich die Profitabilität. „Ohne die passende Logistik“, so Esbjergs Hafenchef Pedersen, „bleibt bei der Offshore-Windenergie jedes Vorhaben ein Plan auf dem Papier.“
