Marktgröße und Marktanteil für schwimmende Offshore-Windenergie
Marktübersicht
| Studienzeitraum | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Marktvolumen (2026) | 0.54 Gigawatt |
| Marktvolumen (2031) | 4.13 Gigawatt |
| Wachstumsrate (2026 - 2031) | 50.08% CAGR |
| Schnellstwachsender Markt | Asien-Pazifik |
| Größter Markt | Europa |
| Marktkonzentration | Niedrig |
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0. | |
Marktanalyse für schwimmende Offshore-Windenergie von Mordor Intelligence
Die Marktgröße des Marktes für schwimmende Offshore-Windenergie in Bezug auf die installierte Basis wird voraussichtlich von 0,4 Gigawatt im Jahr 2025 und 0,54 Gigawatt im Jahr 2026 auf 4,13 Gigawatt bis 2031 anwachsen und zwischen 2026 und 2031 eine CAGR von 50,08 % verzeichnen.
Dieses Wachstum resultiert aus dem Übergang in Tiefwasserzonen, die rund 80 % des globalen Offshore-Windpotenzials beherbergen, sowie aus der kontinuierlichen Vergrößerung der Turbinen, die die Stromgestehungskosten senkt. Übergangstiefen von 30–60 m dominieren weiterhin die Installationen, doch Standorte in Tiefen jenseits von 60 m gewinnen an Fahrt, da Regulierungsbehörden Pachtflächen vor der Küste Kaliforniens, Japans und Südkoreas freigeben. Halbuntertauchbare Plattformen behalten die Führungsposition, da sie sich für die modulare Fertigung eignen, während Spar-Boje-Konzepte rasch voranschreiten, da asiatische Werften stahlintensive Rümpfe für Taifunbedingungen perfektionieren. Reformen der Differenzverträge (CfDs) im Vereinigten Königreich und in Frankreich erhöhen die Finanzierbarkeit, und nationale Wasserstoff-Roadmaps stärken die Erlössicherheit, indem sie Stromverkäufe mit der Abnahme von grünem Wasserstoff verknüpfen. Gleichzeitig belasten Engpässe bei Installationsschiffen und Zuverlässigkeitsprobleme bei dynamischen Kabeln die kurzfristigen Zeitpläne und Margen.
Wesentliche Erkenntnisse des Berichts
- Nach Wassertiefe entfielen 54,1 % des Marktanteils im Jahr 2025 auf Übergangstiefen; Tiefwasserzonen über 60 m werden bis 2031 eine CAGR von 58,2 % verzeichnen.
- Nach Plattformtyp hielten halbuntertauchbare Plattformen im Jahr 2025 einen Marktanteil von 55,8 % am Markt für schwimmende Offshore-Windenergie, während Spar-Boje-Designs mit einer CAGR von 55,3 % bis 2031 voranschreiten.
- Nach Turbinenklasse entfielen im Jahr 2025 52,9 % des Marktes für schwimmende Offshore-Windenergie auf Maschinen mit 5–10 MW; Einheiten über 15 MW entwickeln sich mit einer CAGR von 56,1 % bis 2031.
- Nach Anwendungsphase dominierten vorkommerzielle Pilotprojekte im Jahr 2025 mit 65,3 % der Kapazität, während kommerzielle Versorgungsanlagen auf eine CAGR von 61,5 % bis 2031 zusteuern.
- Nach Geografie hielt Europa im Jahr 2025 53,6 % der Kapazität; Asien-Pazifik ist die am schnellsten wachsende Region mit einer CAGR von 53,3 % bis 2031.
Hinweis: Die Marktgröße und Prognosezahlen in diesem Bericht werden mithilfe des proprietären Schätzungsrahmens von Mordor Intelligence erstellt und mit den neuesten verfügbaren Daten und Erkenntnissen vom Januar 2026 aktualisiert.
Globale Trends und Erkenntnisse zum Markt für schwimmende Offshore-Windenergie
Analyse der Auswirkungen von Treibern*
| Treiber | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Auswirkung |
|---|---|---|---|
| Wachsende Pachtvergaben in Tiefwasserzonen der USA und des Asien-Pazifik-Raums | 8.5% | Nordamerika (Kalifornien, Oregon, Golf von Mexiko), Asien-Pazifik (Japan, Südkorea, Taiwan, China) | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Schnelle Turbinenvergrößerung auf die 15–20-MW-Klasse zur Senkung der Stromgestehungskosten | 9.2% | Global, mit früher Einführung in Europa (Vereinigtes Königreich, Norwegen) und Asien-Pazifik (China, Japan) | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Umrüstung von Öl- und Gasplattformen zur Erschließung der Lieferkette im Golf von Mexiko | 6.8% | Nordamerika (Golf von Mexiko), mit Ausstrahlungseffekten auf Brasilien und Westafrika | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Reform der EU- und UK-Differenzverträge zur Steigerung der Finanzierbarkeit | 7.5% | Europa (Vereinigtes Königreich, Frankreich, Spanien, Italien, nordische Länder) | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Nationale Wasserstoff-Roadmaps schaffen Nachfrage nach gemeinsamer Standortnutzung | 5.3% | Europa (Deutschland, Niederlande, Norwegen), Asien-Pazifik (Japan, Südkorea, Australien) | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Ausbau von Kabel- und Installationsschiffen in Asien verkürzt Installationszeitpläne | 4.9% | Asien-Pazifik-Kernregion (China, Japan, Südkorea), mit Ausstrahlungseffekten auf Südostasien | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Wachsende Pachtvergaben in Tiefwasserzonen der USA und des Asien-Pazifik-Raums
Die Vergabe von Pachtflächen über 4,6 GW vor der Küste Kaliforniens und Oregons durch das Büro für Meeresenergiebewirtschaftung im Jahr 2024 lenkte Investitionen in Verankerungssysteme, die Tiefen von 1.200 m und seismischen Belastungen standhalten können. Das japanische Ministerium für Wirtschaft, Handel und Industrie folgte mit 1,8 GW an Flächen der zweiten Ausschreibungsrunde, die taifunresistentes Design und 40 % lokale Wertschöpfungsanteile vorschreiben.[1]Ministerium für Wirtschaft, Handel und Industrie, „Ergebnisse der zweiten Offshore-Wind-Ausschreibungsrunde”, meti.go.jp Südkoreas 8. Stromversorgungsplan setzt ein schwimmendes Ziel von 6 GW für 2030 und lenkt Kapital nach Ulsan und Jeju, wo Tiefen von 150 m Monopfähle ausschließen. Taiwans Zuteilung für 2026 reserviert 3 GW für schwimmende Projekte und schafft Anreize für Pilotprojekte mit Spanntauwerk. Pachtvergaben reduzieren das Genehmigungsrisiko, doch Kaliforniens Netzanschluss-Warteschlange reicht bis 2029 aufgrund von Engpässen rund um die Umspannwerke Moss Landing und Diablo Canyon.
Schnelle Turbinenvergrößerung auf die 15–20-MW-Klasse zur Senkung der Stromgestehungskosten
Die Serienproduktion von Siemens Gamesas 15-MW-Turbine SG 14-236 DD und Vestas' V236-15 MW begann im Jahr 2025; beide senken die Fundamentkosten für 1-GW-Projekte um nahezu die Hälfte und reduzieren die Gleichgewichtskosten der Anlage um 180 Millionen USD. GE Vernova's 14-MW-Variante der Haliade-X, optimiert für windschwache Regionen, erweitert die nutzbaren Pachtflächen im Bundesstaat New York. MingYang und Goldwind erreichten 16-MW-Prototypen und validierten zweiteilige Rotorblätter, Schienentransport und verlängerte Wartungsintervalle. Die Investitionskosten pro installiertem Megawatt entwickeln sich von 4,2 Millionen USD im Jahr 2024 in Richtung 3,1 Millionen USD bis 2028.
Umrüstung von Öl- und Gasplattformen zur Erschließung der Lieferkette im Golf von Mexiko
Shells Stilllegungsplan für Vito nutzt eine Spanntauwerk-Struktur für 200 MW schwimmende Turbinen 150 km südlich von Louisiana und nutzt vorhandene Exportkabel und Mannschaftsunterkünfte, um die Kosten für Neubauprojekte um 35 % zu senken. TotalEnergies und Aker Solutions prüfen 12 halbuntertauchbare Bohrinseln für Windumrüstungen und aktivieren stillgelegte Fertigungswerften in Brownsville und Corpus Christi. Das US-Energieministerium stellte 50 Millionen USD bereit, um die Interoperabilität von Verankerungssystemen zu demonstrieren, mit dem Ziel, untätige Rohrverlegeschiffe zu chartern und Schiffsengpässe zu entschärfen.
Reform der EU- und UK-Differenzverträge zur Steigerung der Finanzierbarkeit
Die sechste Zuteilungsrunde im Vereinigten Königreich führte inflationsindexierte Ausübungspreise von 176 GBP/MWh ein, die die Schuldendienstdeckungsquoten senken und Pensionsfonds ansprechen. Die französische Energieregulierungsbehörde CRE vergab 15-jährige Differenzverträge zu 120 EUR/MWh für den Windpark Golfe du Lion mit Boni für lokale Wertschöpfung. Spanien verlängerte die Vertragslaufzeiten auf 25 Jahre und gleicht niedrigere Tarife mit längeren Cashflows aus. Italien führte einen zweiseitigen Tarif ein, der Entwickler schützt, wenn die Marktpreise fallen, während Equinor eine 25-jährige Unternehmensabnahme für Hywind Tampen mit Norsk Hydro sicherte.
Analyse der Auswirkungen von Hemmnissen*
| Hemmnis | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Auswirkung |
|---|---|---|---|
| Mangel an WTIV- und FIV-Schiffen treibt Tagessätze auf über 450.000 USD | -3.8% | Global, akut in Asien-Pazifik und Nordamerika | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Ausfälle von Hochspannungs-Dynamikkabeln in Pilotprojekten mit 50–100 m Tiefe | -2.9% | Europa (Nordsee, Keltische See), Asien-Pazifik (Japan, Taiwan) | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Beschränkungen durch den Endangered Species Act in Kalifornien für Nordpazifik-Glattwale verlangsamen BOEM-Genehmigungen | -1.6% | Nordamerika (Kalifornien, Oregon) | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Volatilität der Spotstahlpreise (> 950 USD/t) stört Schwimmkörperwerften | -3.2% | Global, mit akuten Auswirkungen in Asien-Pazifik und Europa | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Mangel an WTIV- und FIV-Schiffen treibt Tagessätze auf über 450.000 USD
Im Jahr 2025 können nur 23 Windturbineninstallationsschiffe (WTIVs) 15-MW-Maschinen handhaben, doch 47 GW an Projekten benötigen Hebearbeiten bis 2028. Da die Auslastung 95 % übersteigt, stiegen die Charterpreise auf 485.000 USD pro Tag, was Kaliforniens Windpark Morro Bay um zwei Jahre verzögerte und die Schiffskosten eines 500-MW-Projekts auf 87 Millionen USD trieb.[2]Büro für Meeresenergiebewirtschaftung, „Offshore-Wind-Pachtflächen Kalifornien: Überprüfung nach dem Endangered Species Act”, boem.gov Werften bauen 14 neue WTIVs zur Auslieferung in den Jahren 2026–27, doch eine Entspannung der Versorgungslage vor 2027 bleibt begrenzt.
Ausfälle von Hochspannungs-Dynamikkabeln in Pilotprojekten mit 50–100 m Tiefe
Schottlands Windpark Kincardine erlitt 2024 einen sechsmonatigen Ausfall, nachdem Verletzungen des Biegeradius 66-kV-Kabel bei 12-m-Wellenereignissen beschädigten. Überarbeitete IEC-61400-3-2-Normen schreiben nun engere Ermüdungsmargen vor, und Versicherer verlangen Redundanz sowie Dehnungsüberwachung. Prysmians schraubenförmig gepanzertes Kabel, das 2025 auf den Markt kam, erfüllt diese Kriterien, kostet jedoch 2,8 Millionen EUR pro km und erhöht die Kosten eines 1-GW-Projekts um 90 Millionen USD.
*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.
Segmentanalyse
Nach Wassertiefe: Tiefwasserzonen definieren die Pachtflächenwirtschaftlichkeit neu
Übergangstiefen von 30–60 m machten im Jahr 2025 54,1 % der weltweiten Installationen aus, hauptsächlich rund um die Nordsee, wo hybride Schwerkraftanker die Verankerungskosten senken. Tiefwasserstandorte jenseits von 60 m sind auf dem Weg zu einer CAGR von 58,2 % und erschließen das enorme technische Potenzial vor Kalifornien, Japan und Norwegen. Die Marktgröße für schwimmende Offshore-Windenergie im Tiefwassersegment wird bis 2031 voraussichtlich 2.900 MW erreichen. Das Gebiet Morro Bay in Kalifornien verdeutlicht die Wirtschaftlichkeit: Saugveranker für 1.000-m-Tiefen erhöhen die Investitionskosten auf 4,1 Millionen USD pro MW, doch der Zugang zu 25 GW Windressourcen gleicht diesen Aufpreis aus. Japans Goto-Pachtflächen und Südkoreas Ulsan-Standorte bestätigen eine ähnliche tiefengetriebene Wirtschaftlichkeit.
Flachwasserstandorte unter 30 m verzeichneten nur Demonstrationsaktivitäten. Mehrere europäische Pilotprojekte nutzten ruhige Gewässer, um das Plattformverhalten zu testen, bevor sie auf rauere Bedingungen skalierten. Unterdessen stützt sich die Tiefwasserakzeptanz auf Verankerungsinnovationen wie Vryhofs STEVMANTA-Saugveranker, der die Ankeranzahl von vier auf drei reduziert und die Installationszeit um 25 % verkürzt.
Nach schwimmendem Plattformtyp: Halbuntertauchbare Plattformen dominieren, Spar-Bojen auf dem Vormarsch
Halbuntertauchbare Plattformen trugen 2025 55,8 % der Kapazität bei, dank modularer Fertigung und Kompatibilität mit 15–20-MW-Turbinen. Principle Powers WindFloat-Plattform kann mit nur 4 m Tiefgang von Kais ausgeschleppt und dann vor Ort ballastiert werden.[3]Principle Power, „WindFloat Atlantic Leistungsupdate 2025”, principlepower.com Spar-Bojen verzeichnen den schnellsten Anstieg mit einer CAGR von 55,3 %, da asiatische Werften großvolumiges Stahlwalzformen einsetzen und bemerkenswerte Nickstabilität in Taifunseen demonstrieren. Der Marktanteil von Spar-Bojen im Markt für schwimmende Offshore-Windenergie wird sich daher bis 2031 deutlich ausweiten.
Spanntauwerk-Plattformen halten einen Nischenanteil von 12 % und kommen dort zum Einsatz, wo fester Meeresbodentonstein vertikale Verankerungen ermöglicht, die das Heben minimieren. Hybride Bargen-Konzepte wie BW Ideols Dämpfungsbecken oder Hexicons TwinWind-Duo zielen darauf ab, Ankerkosten durch gemeinsame Verankerungen zu senken, befinden sich jedoch noch im Pilotmaßstab.
Nach Turbinenkapazität: Gigawatt-Maschinen gestalten die Wirtschaftlichkeit neu
Turbinen mit 5–10 MW machten 2025 noch 52,9 % der Installationen aus, doch die Serienproduktion von 15–16-MW-Einheiten kippt die Wirtschaftlichkeit entscheidend. Die Marktgröße für schwimmende Offshore-Windenergie bei Maschinen über 15 MW wird voraussichtlich mit einer CAGR von 56,1 % wachsen, unterstützt durch Siemens Gamesas SG 14-236 DD und Vestas' V236-15,0-MW-Produkte. Ein 1-GW-Windpark benötigt nun 63 statt 125 Turbinen, was Kabelstrecken um 40 % verkürzt. Goldwinds direktangetriebener 16-MW-Rotor reduziert die Getriebeboxenwartung und verlängert die Wartungsintervalle auf 18 Monate.
Kleinere Turbinen bleiben für ältere Pilotprojekte und taifunbeschränkte Regionen konfiguriert. Doosans 8-MW-Plattform bedient weiterhin südkoreanische Demonstrationsprojekte, doch die angekündigte 12-MW-Variante zeigt die Konvergenz hin zu globalen Größennormen.
Nach Anwendungsphase: Pilotprojekte weichen Versorgungsanlagen im großen Maßstab
Pilotprojekte belegten 2025 65,3 % der installierten Kapazität, nahezu vollständig durch Demonstrationsförderungen oder Übergangstarife finanziert. Versorgungsanlagen im großen Maßstab sichern nun Finanzierungen, da Differenzvertragsreformen die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten auf 6,2 % senken und Versicherer Prämien von 1,8 % der Installationskosten anbieten. Die Marktgröße für schwimmende Offshore-Windenergie bei Versorgungsprojekten im großen Maßstab wird voraussichtlich 2028 die Pilotkapazität übertreffen.
Hybride Wind-zu-Wasserstoff-Projekte machen bereits 8 % der Installationen aus. Deutschlands AquaVentus und Japans Fukushima-Forward-Pilotprojekte bestätigen, dass die Kombination von Wind mit Elektrolyseuren die Eigenkapitalrenditen um 150 Basispunkte steigert, obwohl Elektrolyseur-Investitionskosten von 800 USD/kW die Skalierbarkeit noch belasten.
Geografische Analyse
Europa hielt 2025 53,6 % der Installationen, unterstützt durch die ScotWind-Pachtflächen des Vereinigten Königreichs, Frankreichs Golfe-du-Lion-Ausschreibung und Norwegens Dekarbonisierungsprogramme für Ölplattformen. Die Marktgröße für schwimmende Offshore-Windenergie in Europa wird bis 2031 voraussichtlich 2.000 MW überschreiten. Die Politik des Vereinigten Königreichs schreibt 25 % lokale Wertschöpfung vor, was Hafenausbauten in Aberdeen und Inverness anregt und die Fertigung halbuntertauchbarer Plattformen aufrechterhält.[4]Crown Estate Scotland, „Ergebnisse der ScotWind-Pachtflächenrunde”, crownestatescotland.com Frankreichs 15-jährige Differenzverträge zu 120 EUR/MWh und Bargeninstallationen im Mittelmeer bieten planbare Einnahmen und regionale Werftarbeit. Spanien, Italien und nordische Nationen folgen mit kleineren, aber schnell voranschreitenden Zuteilungen, die Aquakultur oder Entsalzung als Mitnutzung einbeziehen.
Asien-Pazifik zeigt die stärkste Wachstumsdynamik mit einer CAGR von 53,3 %. Chinas Provinzen Guangdong und Fujian streben 5 GW im Rahmen des 14. Fünfjahresplans an und setzen MingYang- und Goldwind-16-MW-Turbinen ein. Japans 1,8-GW-Pachtflächen der zweiten Runde umfassen obligatorische Grünammoniak-Synthese, während Südkoreas Ulsan Hydrogen City 500 MW Wind mit 200 MW PEM-Elektrolyseuren verbindet. Taiwans Runde 2026 reserviert 3 GW für schwimmende Projekte mit 60 % lokalem Wertschöpfungsanteil, um inländische Kabel- und Verankerungslieferanten zu entwickeln.
Nordamerika sicherte sich 4,6 GW Pachtflächen vor Kalifornien und Oregon, doch Konsultationen nach dem Endangered Species Act für den Nordpazifik-Glattwal verlängern die Genehmigungsverfahren um 18 Monate. Entwickler finanzieren nun passive akustische Überwachung und saisonale Arbeitsbeschränkungen, was die erste Stromerzeugung auf 2030 verschiebt. Unterdessen nutzen Plattformumrüstungen im Golf von Mexiko stillgelegte Bohrinseln und etablierte Unterwasserinfrastruktur, um die Investitionskosten um 35 % zu senken. Südamerika sowie der Nahe Osten und Afrika befinden sich noch in einem frühen Stadium. Petrobras untersucht eine 150-MW-Umrüstung vor Rio de Janeiro, und die Vereinigten Arabischen Emirate prüfen 200 MW nahe Abu Dhabi für den Export von grünem Wasserstoff.
Regulatorisches Umfeld
Die regulatorische Unterstützung für schwimmende Offshore-Windkraft spiegelt sich zunehmend in Genehmigungsreformen, Aktualisierungen der Auktionsregeln und Umweltschutzmaßnahmen wider, die sich auf die Finanzierbarkeit und die Zeitpläne auswirken. In den Vereinigten Staaten aktualisierte das Innenministerium im Mai 2024 (über BOEM) die föderalen Vorschriften für erneuerbare Energien, einschließlich Änderungen wie der Abschaffung bestimmter Anforderungen an meteorologische Bojen und der Einführung eines öffentlichen Zeitplans für die Vergabe von Flächen für erneuerbare Energien (Renewable Energy Leasing Schedule). Projektgenehmigungen laufen weiterhin über den Weg des National Environmental Policy Act (NEPA), einschließlich Umweltverträglichkeitsprüfungen und Entscheidungsprotokollen (Records of Decision).
Im Vereinigten Königreich wurden im Rahmen der Contracts-for-Difference-Politik durch die Contracts for Difference (Sustainable Industry Rewards) Regulations 2024 nicht preisbezogene Anforderungen integriert, die die Supply Chain Plans für die Zuteilungsrunden 7-9 durch Sustainable Industry Rewards ersetzten. Im Jahr 2026 verschärfte das Vereinigte Königreich den Rahmen für die Umweltgenehmigung von Offshore-Windkraft durch die Conservation of Habitats and Species (Offshore Wind) (Amendment etc.) Regulations 2026, die am 21. Mai 2026 in Kraft traten und eine klarere Grundlage für Ausgleichsmaßnahmen bei festgestellten nachteiligen Auswirkungen bieten. Getrennt davon trat die Outer Dowsing Offshore Wind Farm Order 2026 im März 2026 in Kraft, was den fortgesetzten Einsatz von Instrumenten der Entwicklungsgenehmigung zur Weiterführung von Großprojekten widerspiegelt. Außerhalb Europas und der Vereinigten Staaten entstehen auch in aufstrebenden atlantischen Provinzen neue Rahmenwerke: Nova Scotia erteilte im Oktober 2025 dem Powering the Offshore Act (Bill 149) die königliche Zustimmung, um eine gesetzliche Struktur für erneuerbare Offshore-Energie zu schaffen.
Wertschöpfungskettenanalyse
Die Wertschöpfungskette der schwimmenden Offshore-Windkraft reicht von der Standortidentifikation und Flächenvergabe über die Projektentwicklung und Genehmigung bis hin zu Engineering und Beschaffung von Turbinen, Schwimmkörpern, Verankerungen, Ankern, dynamischen Kabeln und Umspannwerken. Sie umfasst auch die Fertigung und Montage, die oft über mehrere Werften und Häfen verteilt ist, gefolgt vom Abschleppen und der Offshore-Anbindung, der Inbetriebnahme sowie dem langfristigen Betrieb und der Instandhaltung (O&M), unterstützt durch spezialisierte Meereslogistik. Die industrielle Tätigkeit konzentriert sich zunehmend auf die modulare Fertigung von Unterblöcken und die Integration am Kai, um große Schwimmkörper und Turbinen der 15-MW-Klasse zu bewältigen, wobei Häfen eine zentrale Durchsatzbeschränkung darstellen, da Fahrwassertiefe, Lagerfläche und Kaitragfähigkeit die praktikablen Montagestrategien bestimmen.
Engpässe konzentrieren sich auf Installation und Meereslogistik. Der Markt leidet unter einem Mangel an Schwerlast- und Offshore-Bauschiffen, die Ausrüstung von 14-15 MW+ und spezialisierte Aufgaben für schwimmende Windkraft bewältigen können, während Vorlaufzeiten für den Hafenausbau von 4-10 Jahren zu zeitlichen Diskrepanzen mit dem kommerziellen Ausbau führen können. Jüngste Branchenbewegungen zeigen auch, dass sich die Wertschöpfungskettenbildung auf neue Regionen ausdehnt, mit mehr operativer Erfahrung: Kansai Electric Power Co., Inc. gab im Januar 2026 die kommerzielle Inbetriebnahme des Goto-Schwimmwindparks bekannt (Japans erster kommerzieller schwimmender Offshore-Windpark, 16,8 MW), und Simply Blue Group und Archirodon gründeten im April 2026 das Gemeinschaftsunternehmen ArcoBlue, um schwimmende Offshore-Windkraft in Griechenland zu entwickeln. Diese Schritte deuten auf einen häufigeren Einsatz von Entwickler-EPC-Partnerschaften hin, um Zugang zu Genehmigungen, Meeresbau und lokalen Zulieferernetzwerken zu erhalten.
Wettbewerbslandschaft
Der Sektor weist eine moderate Konzentration auf. Die fünf größten Turbinenhersteller – Siemens Gamesa, Vestas, GE Vernova, MingYang und Goldwind – liefern 68 % des Gondel-Angebots, während Plattform-Schutzrechtsinhaber wie Principle Power, BW Ideol, Aker Solutions und Hexicon Designs lizenzieren, die regionale Werften fertigen. Entwickler mit Öl-und-Gas-Hintergrund wie Equinor, TotalEnergies, Shell und Ørsted nutzen ihr Unterwassertechnik-Know-how, um Margen zu verteidigen. Aufstrebende chinesische Akteure senken Kosten durch vertikale Integration und üben Preisdruck auf europäische Originalausrüstungshersteller aus.
Der Technologiewettbewerb konzentriert sich auf Verankerungen und dynamische Kabel. Vryhofs STEVMANTA-Saugveranker reduziert die Ankeranzahl und senkt die Gleichgewichtskosten eines 1-GW-Windparks um 40 Millionen USD. Prysmians schraubenförmig gepanzertes 66-kV-Kabel mindert Ermüdung, erhöht jedoch die Investitionskosten. Strategische Deals im Jahr 2025 umfassen Equinors und RWEs Verpflichtung von 9,2 Milliarden USD für 3 GW in Morro Bay sowie Ocean Winds' Partnerschaft im Wert von 4,5 Milliarden USD mit Copenhagen Infrastructure Partners für 2,5 GW in Schottland, wobei jeweils indexierte Tarife und Darlehen der Europäischen Investitionsbank zur Finanzierungsschließung genutzt werden.
Patentanmeldungen unter WIPO IPC F03D13/25 stiegen 2024 um 42 %, angeführt von Equinors gemeinsamen Verankerungsmustern und Hexicons Doppelturbinen-Barge, was auf einen sich intensivierenden Schutzrechtswettbewerb hindeutet. Lieferkettenknappheiten bestehen fort, insbesondere bei der Verfügbarkeit von WTIVs und Schwerlastkränen, doch 14 derzeit in koreanischen und chinesischen Werften im Bau befindliche Einheiten sollen zwischen 2026 und 2027 in Betrieb gehen und Engpässe lindern.
Marktführer im Bereich schwimmende Offshore-Windenergie
General Electric Company
Vestas Wind Systems A/S
Siemens Gamesa Renewable Energy, S.A
BW Ideol AS
Equinor ASA
- *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert
Marktchancen und Zukunftsaussichten
Im Jahr 2026 erweitern kommerzielle Erfolgsnachweise das adressierbare Chancenpotenzial über Pilotprojekte hinaus, insbesondere dort, wo Regierungen Auktionen oder Ausschreibungen mit klareren Genehmigungs- und Netzplanungsrahmen kombinieren. Japan fügte mit dem 16,8-MW-Goto-Projekt, das im Januar 2026 in den kommerziellen Betrieb ging, einen operativen Referenzpunkt hinzu. Frankreich trieb ebenfalls seinen operativen Hochlauf voran: Ocean Winds begann im Mai 2026 mit der Stromerzeugung beim 30-MW-Schwimmprojekt EFGL und erreichte im Juli 2026 die volle Leistung. Diese Meilensteine stärken die Argumente für wiederholbare EPC- und O&M-Pakete, einschließlich dynamischer Kabel, Verankerungen, Abschlepplogistik und Meeresoperationen, und unterstützen stärker standardisierte Vertrags- und Versicherungsansätze für Arrays, die in Wassertiefen von 50-100 m vorstoßen, wo Materialermüdung und Zuverlässigkeit weiterhin zentrale Themen bleiben.
Ein zweiter Chancenbereich ist die Abstimmung von Politik und Infrastruktur rund um eine gemeinsame Meeresbeckenplanung und explizite Ausweisung von Zonen für tiefere Gewässer. Im Januar 2026 startete der North Sea Summit einen Joint Offshore Wind Investment Pact, der sich auf koordinierte Rahmenwerke und Netzinfrastruktur konzentriert. Die Niederlande veröffentlichten im Januar 2026 ebenfalls einen Entwicklungsrahmen, der schwimmende Windzonen umfasst, und starteten gleichzeitig nach einer Budgetumverteilung eine Ausschreibung für Offshore-Windsubventionen über 1 GW. Auf dem Weg der Technologie- und Kostensenkung veröffentlichte das National Offshore Wind Research & Development Consortium (NOWRDC) im Februar 2026 die Roadmap 5.0, die Installationsinnovationen und die Senkung der Stromgestehungskosten (LCOE) priorisiert. Dies schafft Freiraum für Zulieferer, die Installationsabläufe risikoärmer gestalten, die Überwachung dynamischer Kabel und die Ermüdungsleistung verbessern und die Industrialisierung im Hafenbereich für große schwimmende Unterstrukturen ausbauen können.
Aktuelle Branchenentwicklungen
- Juli 2026: Ocean Winds erreichte die volle Leistung beim 30-MW-Schwimmwindprojekt Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion (EFGL) in Frankreich. Der Übergang von der ersten Stromerzeugung zur vollen Leistung stärkt die Finanzierbarkeit für nachfolgende Schwimmprojekte, indem Inbetriebnahme, Betrieb und Netzintegrationsleistung im kommerziellen Pilotmaßstab nachgewiesen werden.
- November 2025: The Crown Estate wählte Ocean Winds für die Direktvergabe eines dritten schwimmenden Offshore-Windstandorts in der Keltischen See mit einer Kapazität von 1.500 MW aus. Die Vergabe erweitert die Projektpipeline von Ocean Winds und stärkt die Keltische See als zentrales Becken für Investitionen in die Lieferkette wie Hafenertüchtigungen, Kapazitäten für die Schwimmkörpermontage sowie die Verankerungs- und Kabelbereitschaft.
- Dezember 2024: Ocean Winds und Banque des Territoires erhielten im Rahmen der AO6-Ausschreibung den Zuschlag für das 250-MW-Projekt Eoliennes Flottantes d'Occitanie im französischen Mittelmeer. Der Zuschlag fügte einen weiteren Entwicklungspfad im Utility-Maßstab in einem Markt mit vertragsgestützter Beschaffung hinzu und unterstützte frühere Lieferantenverpflichtungen bei Schwimmkörpern, dynamischen Kabeln und der Planung von Meeresinstallationen.
Rahmen der Forschungsmethodik und Umfang des Berichts
Marktdefinition und Abdeckung
Dieser Markt wird definiert als schwimmende Offshore-Windkraftprojekte, bei denen Windturbinen auf schwimmenden Plattformen montiert und an das Netz angeschlossen werden, wobei die Marktgröße hauptsächlich anhand der in Betrieb genommenen oder installierten Kapazität in MW oder GW erfasst wird.
Ausschlüsse aus dem Umfang: Bodenfest verankerte Offshore-Windkraft, küstennahe Anlagen und nicht ans Netz angeschlossene Demonstrationseinheiten sind von der Größenbestimmung ausgeschlossen.
Übersicht der Segmentierung
- Nach Wassertiefe
- Flachwasser (bis zu 30 m)
- Übergangstiefe (30 bis 60 m)
- Tiefwasser (über 60 m)
- Nach schwimmendem Plattformtyp
- Halbuntertauchbar
- Spar-Boje
- Spanntauwerk-Plattform
- Barge und Hybridkonzepte
- Nach Turbinenkapazität
- Bis zu 5 MW
- 5 bis 10 MW
- 11 bis 15 MW
- Über 15 MW
- Nach Anwendungsphase
- Vorkommerzieller Pilot
- Kommerzielle Versorgungsskala
- Hybrides Wind-zu-X (Wasserstoff, Entsalzung)
- Nach Geografie
- Nordamerika
- Vereinigte Staaten
- Übriges Nordamerika
- Europa
- Frankreich
- Vereinigtes Königreich
- Spanien
- Nordische Länder
- Italien
- Übriges Europa
- Asien-Pazifik
- China
- Japan
- Südkorea
- Übriger Asien-Pazifik-Raum
- Südamerika
- Brasilien
- Argentinien
- Übriges Südamerika
- Naher Osten und Afrika
- Vereinigte Arabische Emirate
- Saudi-Arabien
- Südafrika
- Übriger Naher Osten und Afrika
- Nordamerika
Datenquellen, Marktgrößenbestimmung und Validierung
Schreibtischrecherche
Die Schreibtischrecherche wurde genutzt, um die Faktenbasis für die Projektpipeline der schwimmenden Offshore-Windkraft festzulegen und das Modell an realen Energie- und Genehmigungssignalen auszurichten. Wir beziehen uns in der Regel auf öffentliche Quellen wie die Internationale Energieagentur (IEA), IRENA, den Global Wind Energy Council (GWEC) sowie nationale Energieregulierungsbehörden und Netzbetreiber, die Kapazitäts- und Anschlussaktualisierungen veröffentlichen. Für Europa und die Vereinigten Staaten helfen Planungs- und Pachtdaten von Offshore-Energiebehörden sowie Genehmigungstracker und Ankündigungen von Hafenbehörden zu bestätigen, was von der Phase vor der endgültigen Investitionsentscheidung (Pre-FID) zum Bau übergehen kann.
Wir prüfen auch Unternehmensjahresberichte, Investorenpräsentationen, Pressemitteilungen und Projektseiten von Entwicklern, um Inbetriebnahmezeitpläne, angestrebte Turbinenleistungen und Plattformauswahlen zu verifizieren, wenn diese Details offengelegt werden. Patentdatenbanken werden selektiv geprüft, um Plattform- und Verankerungskonzepte zu verstehen, die Kosten und Einführungstempo beeinflussen können, und eine Datenbank auf Ebene von Import-Export-Sendungen kann genutzt werden, um große Komponentenströme zu erfassen, wo relevant. Die hier aufgeführten Quellen sind lediglich illustrativ, und viele weitere öffentliche Dokumente wurden ebenfalls zur Datenerhebung, Validierung und Klärung während der Analyse verwendet.
Primärinterviews und Umfragen
Die Primärforschung wurde durch Experteninterviews und strukturierte Umfragen mit Entwicklern, EPC- und Meeresbauunternehmen, Teilnehmern des Turbinen- und Plattform-Ökosystems sowie Beratern durchgeführt, die Genehmigungen und Netzanschlüsse für Offshore-Windkraft verfolgen. Da es sich um einen globalen Markt handelt, haben wir sichergestellt, dass die Ansichten der Befragten die wichtigsten Nachfragezentren und frühen Anwenderregionen abdecken, und diese Eingaben genutzt, um Lücken bei Projektzeitplänen, erreichbaren Kapazitätsfaktoren und Kostenannahmen zu schließen, die in öffentlichen Quellen nicht durchgängig sichtbar sind.
Verteilung der Befragten der Primärforschung im Feld
| Unternehmenstyp | Position der Befragten | Region |
|---|---|---|
| Top-Tier: 31 % | CXOs: 15 % | APAC: 45 % |
| Mid-Tier: 54 % | Funktions-/Bereichsleiter: 25 % | EMEA: 35 % |
| Kleinere Akteure: 15 % | Manager: 60 % | Amerika: 20 % |
Marktgrößenbestimmung und Prognose
Die Größenbestimmung beginnt mit einem Top-down-Ansatz, bei dem offizielle Kapazitätsreihen, Netzanschlusspläne und die Projektpipeline nach Phase genutzt werden, um zu rekonstruieren, wie viel schwimmende Kapazität in jedem Jahr realistisch in Betrieb genommen werden kann. Sobald diese Mengen festgelegt sind, werden sie mittels selektiver Bottom-up-Prüfungen stresstestet, wie beispielsweise stichprobenartiger projektbasierter Kapazitätszusammenfassungen, typischer Turbinenleistung multipliziert mit erwarteten Einheitenzahlen und Querprüfungen zur Bereitschaft von Plattformfertigung und Installation.
Zu den wichtigsten Eingaben des Modells gehören Wassertiefenschwellen, die Projekte zu schwimmenden Lösungen drängen, Pacht- und Genehmigungsmeilensteine, geplante Inbetriebnahmetermine, Turbinenleistungen in MW, erwartete Kapazitätsfaktoren und das Tempo der Hafen- und Schiffsbereitschaft, das die jährlichen Installationen begrenzen kann. Wo öffentliche Daten für einzelne Projekte fehlen, werden Annahmen anhand vergleichbarer Projekte im selben Becken gefüllt und anschließend in Folgegesprächen erneut überprüft, sodass sich Lücken nicht über die Jahre kumulieren.
Die Prognose erfolgt mittels Szenarioanalyse, unterstützt durch Expertenmeinungen, wobei Basis-, konservative und beschleunigte Fälle rund um Genehmigungsgeschwindigkeit, Netzausbau und Kostensenkungserwartungen erstellt werden. Die endgültige Prognose wird dann auf den Basisfall zurückgeführt, nachdem die Treiber mit dem abgestimmt wurden, was die Lieferkette leisten kann und was Entwickler als umsetzbare Zeitpläne angeben.
Datenvalidierung und Aktualisierungszyklus
Die Ergebnisse werden durch mehrere Prüfungen validiert, die nach Diskrepanzen zwischen modellierter Inbetriebnahme und unabhängigen Signalen wie angekündigter Netzanschlusskapazität, Vergaberunden und veröffentlichten nationalen Zielen suchen. Große Abweichungen werden markiert, von einem zweiten Analysten überprüft und anschließend durch erneuten Kontakt mit relevanten Interviewpartnern nachverfolgt, wenn eine Annahme zu Zeitplan oder Umfang die Lücke zu verursachen scheint.
Der Bericht wird jährlich aktualisiert, und Zwischenaktualisierungen erfolgen bei wesentlichen Ereignissen wie großen Auktionsergebnissen, Projektabsagen oder sprunghaften Veränderungen der Installationskapazität. Vor der Auslieferung wird ein abschließender Durchgang durchgeführt, damit die veröffentlichten Tabellen und Annahmen die neuesten öffentlichen Veröffentlichungen und alle bestätigten Primärrückmeldungen widerspiegeln.
Vergleich der Marktgröße für schwimmende Offshore-Windkraft von Mordor Intelligence mit anderen veröffentlichten Schätzungen
Verschiedene Publikationen können sehr unterschiedliche Marktgrößen zeigen, da sie nicht immer dasselbe messen, selbst wenn der Marktname identisch aussieht. Häufige Gründe sind, ob die Zahl in Kapazität oder in Umsatz angegeben wird, welche Projektphasen gezählt werden und wie schnell sich Kosten oder Preise im Prognosezeitraum voraussichtlich ändern.
Bodenfest verankerte Offshore-Windkraft liegt außerhalb des Untersuchungsbereichs von Mordor Intelligence für diese Studie, und dieser Ausschluss erklärt oft, warum einige umsatzbasierte Schätzungen selbst für dasselbe Jahr viel größer erscheinen. Ein weiterer Treiber ist, dass einige Quellen ein aggressives Ausbauszenario ausweisen, indem sie angekündigte Projekte zählen, ohne nach Genehmigungsreife, Realismus des Netzanschlusses und Hafen- und Schiffsbeschränkungen zu filtern, was kurzfristige Werte nach oben treiben kann.
Benchmark-Vergleich
| Quelle | Marktgröße | Lücken in der Forschungsmethodik |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 0,54 Mrd. USD (2026) | |
| Globaler Branchenverlag A | 0,37 Mrd. USD (2024) | Verwendet einen Umsatzrahmen mit einem anderen Basisjahr und gewichtet frühe Demonstrationsaktivitäten möglicherweise stärker, was kapazitätsbasierte Vergleiche unterschätzen kann, wenn Projekte noch nicht in Betrieb genommen wurden. |
| Branchenforschungseinrichtung B | 1,50 Mrd. USD (2024) | Erfasst eine breitere Wertschöpfungskette und einen breiteren Komponentenumfang mit einer Umsatzzuordnung, die mehr vorgelagerte Bereiche und Dienstleistungspools umfassen kann, wobei der Aufschlag stark von den angenommenen Durchschnittspreisen (ASP) und Kostenkurven für frühe Projekte abhängt. |
Die Tabelle zeigt, dass die Streuung hauptsächlich auf die Einheitenwahl und die erfassten Teile der Wertschöpfungskette zurückzuführen ist, nicht auf Rechenfehler. Indem wir das Modell an die Inbetriebnahmerealität und einen klaren Filter für die Projektreife koppeln, erhalten wir eine Größe, die sich leichter mit Netzanschlusssignalen und kurzfristigen Ausbaubeschränkungen in Einklang bringen lässt.
Im Bericht beantwortete Schlüsselfragen
Welche installierte Kapazität wird für schwimmende Offshore-Windenergie bis 2031 prognostiziert?
Die installierte Kapazität wird bis 2031 voraussichtlich 4.130,80 MW erreichen, angetrieben durch eine CAGR von 50,08 %.
Wie wirken sich Tiefwasserstandorte auf die Projektwirtschaftlichkeit aus?
Tiefen jenseits von 60 m erschließen größere Windressourcen, erhöhen jedoch die Verankerungskosten und treiben die Investitionskosten auf rund 4,1 Millionen USD/MW, ermöglichen jedoch höhere Kapazitätsfaktoren.
Welche Turbinenleistungsklasse setzt heute den Maßstab für kommerzielle Windparks?
Serienmäßig produzierte 15–16-MW-Maschinen dominieren nun neue Verträge, da sie die Anzahl der Fundamente und die Gleichgewichtskosten der Anlage senken.
Warum werden halbuntertauchbare Plattformen weiterhin bevorzugt?
Sie ermöglichen modulare Werftfertigung, Ausschleppen mit geringem Tiefgang und Kompatibilität mit Turbinen bis zu 20 MW, was die Installationskosten wettbewerbsfähig hält.
Welche politischen Reformen haben die Finanzierbarkeit verbessert?
Inflationsindexierte Differenzverträge im Vereinigten Königreich und 15-jährige Festtarife in Frankreich senken die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten auf rund 6,2 %.
Wie beeinflusst die gemeinsame Standortnutzung mit Wasserstoff die Renditen?
Die Kombination von schwimmender Windenergie mit Offshore-Elektrolyseuren fügt einen zweiten Einnahmestrom hinzu, der die Eigenkapitalrenditen um etwa 150 Basispunkte steigern kann.
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