Marktgröße und Marktanteil der Offshore-Windenergie in Deutschland
Marktübersicht
| Studienzeitraum | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Prognosedatenzeitraum | 2026 - 2031 |
| Marktgröße im Basisjahr (2025) | 10.25 Gigawatt |
| Marktvolumen (2026) | 12.41 Gigawatt |
| Marktvolumen (2031) | 32.27 Gigawatt |
| Wachstumsrate (2026 - 2031) | 21.06% CAGR |
| Marktkonzentration | Mittel |
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0. | |
Analyse des Marktes für Offshore-Windenergie in Deutschland von Mordor Intelligence
Die Marktgröße der Offshore-Windenergie in Deutschland wird im Jahr 2026 auf 12,41 Gigawatt geschätzt, ausgehend vom Wert von 10,25 Gigawatt im Jahr 2025, mit Prognosen für 2031, die 32,27 Gigawatt zeigen, was einem Wachstum von 21,06 % CAGR über 2026-2031 entspricht.
Das Kapazitätswachstum steht im Einklang mit dem nationalen Ziel von 30 GW bis 2030, steigenden Strom-Abnahmeverträgen von Unternehmen sowie einem stetigen Rückgang der nivellierten Stromgestehungskosten, da Turbinen mit mehr als 14 MW zur Norm werden. Eine engere Zusammenarbeit zwischen Bundes- und Landesbehörden beschleunigt Genehmigungsverfahren, während Pilotprojekte, die Offshore-Windenergie mit Elektrolyseuren verbinden, auf einen Wandel hin zu integrierten Energiesystemen hindeuten. Engpässe in der Lieferkette bei Schwerlastschiffen begrenzen nach wie vor das Ausbawtempo, doch digitale Zwillings-Wartungstools senken ungeplante Ausfallzeiten und steigern die Projekterträge. Insgesamt positionieren diese Treiber den deutschen Markt für Offshore-Windenergie für ein nachhaltiges zweistelliges Wachstum im Laufe des Jahrzehnts.
Wichtigste Erkenntnisse des Berichts
- Nach Fundamenttyp erfassten Festgründungsstrukturen im Jahr 2025 einen Marktanteil von 84,68 % am deutschen Markt für Offshore-Windenergie, während schwimmende Fundamente bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 25,41 % wachsen werden.
- Nach Turbinenkapazität hielten Einheiten mit einer Kapazität von über 6 MW im Jahr 2025 einen Anteil von 74,12 % an der Marktgröße der deutschen Offshore-Windenergie und werden voraussichtlich zwischen 2026 und 2031 mit einer CAGR von 22,15 % wachsen.
- Nach Anwendung entfielen im Jahr 2025 68,92 % der Marktgröße der deutschen Offshore-Windenergie auf Projekte im Versorgungsmaßstab, während Gemeinschaftsprojekte bis 2031 mit einer CAGR von 28,31 % voranschreiten.
Hinweis: Die Marktgrößen- und Prognosezahlen in diesem Bericht werden mithilfe des proprietären Schätzrahmens von Mordor Intelligence erstellt und mit den neuesten verfügbaren Daten und Erkenntnissen bis 2026 aktualisiert.
Markttrends und Erkenntnisse zur Offshore-Windenergie in Deutschland
Auswirkungsanalyse der Treiber*
| Treiber | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Auswirkung |
|---|---|---|---|
| Beschleunigtes Ziel von 40 GW bis 2034 | +4.2% | National, Erweiterungszonen in der Nordsee und Ostsee | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Sinkende nivellierte Stromgestehungskosten durch Turbinen mit 14-15 MW | +3.8% | National, frühe Einführung an Flachwasser-Standorten in der Nordsee | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Boom bei Unternehmens-Stromabnahmeverträgen | +4.1% | National, Schwerpunkte energieintensiver Industrien in west- und süddeutschen Bundesländern | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Pilotausschreibungen für Offshore-Wind-zu-Wasserstoff | +2.9% | Nordseepilotgebiete nahe Helgoland | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Ausbauzeitplan des Bundesseegüterplans Nordsee-Ostsee | +3.5% | National, koordinierte Meeresbodenplanung | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Digitale Zwillings-Betrieb-und-Wartungsplattformen | +2.3% | National, alle betrieblichen und geplanten Anlagen | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Beschleunigtes nationales Ziel von 30 GW bis 2030
Das Bundesziel, das gegenüber der früheren Zusage verdoppelt wurde, verpflichtet zu jährlichen Zubaukapazitäten von nahezu 3,1 GW - weit oberhalb des Tempos von unter 300 MW, das im Jahr 2023 verzeichnet wurde. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie hat genaue Baugebiete ausgewiesen, die es Entwicklern ermöglichen, Ausrüstungsbestellungen und Kapitalausgaben mit mehr Planungssicherheit zu tätigen.(1)Kelly MacGregor, "Drei-Gigawatt-Jahresproduktion erforderlich, um das Ziel für 2030 zu erreichen", OilPrice, oilprice.com Schnellere Genehmigungsverfahren und Ausschreibungsklarheit treiben eine Warteschlange an Multi-Gigawatt-Projekten voran, die den deutschen Markt für Offshore-Windenergie auf seinem steilen Wachstumskurs halten werden. Unternehmen setzen sich für schnellere Netzanbindungen ein, damit neue Kapazitäten die Nachfragezentren im Süden versorgen können. Die Erreichung des Ziels festigt Deutschlands Position als zweitgrößter Offshore-Windmarkt Europas, nur hinter dem Vereinigten Königreich.
Sinkende nivellierte Stromgestehungskosten durch Turbinen mit mehr als 14 MW
Die rasche Einführung von Turbinen mit 14-15 MW steigert den Ertrag je Fundament und verkürzt Arraykabetrassen. Siemens Gamesas SG 14-222 DD liefert 25 % mehr Jahresenergie als sein Vorgänger mit 11 MW.(2)Siemens Gamesa, "SG 14-222 DD Fact Sheet", siemensgamesa.com Das Fraunhofer ISE beziffert die nivellierten Stromgestehungskosten für 2024 auf 5,5-10,3 €ct/kWh, womit Offshore-Windenergie mit gasbetriebener Stromerzeugung in Deutschland gleichzieht. Entwickler bevorzugen größere Rotoren, da weniger Einheiten Krantage und Schiffscharter reduzieren - zwei der kostspieligsten Posten in einem Baubudget. Der Trend schützt die Margen, da Gebote ohne Subventionen im deutschen Markt für Offshore-Windenergie immer häufiger werden.
Ausbauzeitplan des Bund-Länder-Flächenentwicklungsplans 2023 für die Nordsee und Ostsee
Der Plan koordiniert Meeresbodenleasing, Umweltprüfungen und Netzanschlussstudien unter einem einzigen Zeitplan und ersetzt bisherige uneinheitliche Regelungen. Einheitliche Datensätze zu Windgeschwindigkeiten und Meeresbodengegebenheiten ersparen Entwicklern kostspielige Untersuchungen. Die Transparenz der Projektpipeline gibt auch Tier-2-Zulieferern die Zuversicht, ihre Fabrikkapazitäten auszubauen. Die daraus resultierenden Effizienzgewinne sollen den deutschen Markt für Offshore-Windenergie beflügeln, indem bislang blockierte Projekte erschlossen und Vorlaufzeiten für neue Gebiete verkürzt werden.
Boom bei Unternehmens-Stromabnahmeverträgen in der deutschen Schwerindustrie
BASF, Covestro und Amazon haben jahrzehntelange Stromabnahmeverträge unterzeichnet, die es Projekten ermöglichen, Fremdkapital zu Marktkonditionen zu sichern. Diese Verträge sichern energieintensive Unternehmen gegen Strompreisrisiken ab und verschaffen Windparkbetreibern gleichzeitig feste Einnahmen. Der reifende Markt für Stromabnahmeverträge verringert die Abhängigkeit von staatlichen Subventionen und entfacht einen sich selbst verstärkenden Kreislauf aus Nachfrage und Neubauten im deutschen Markt für Offshore-Windenergie.
Auswirkungsanalyse der Hemmnisse*
| Hemmnis | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Auswirkung |
|---|---|---|---|
| Netzanschluss-Warteschlange und Onshore-Engpässe | -3.7% | Schleswig-Holstein und Niedersachsen | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Langwieriges maritimes Umweltgenehmigungsverfahren | -2.1% | Schutzgebiete in der Ostsee | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Knappheit an Schwerlastschiffen und Monopfahl-Schmiedekapazitäten | -2.8% | Nordsee- und Ostsee-Lieferkette | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Hohes Zinsumfeld | -3.4% | National, alle Projektfinanzierungsstrukturen | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Netzanschluss-Warteschlange und Onshore-Übertragungsengpässe
TenneT TSO GmbH hat im Jahr 2024 aufgrund von Kabelüberlastung 9 % der Nordseeproduktion gedrosselt. Die Bundesnetzagentur prognostiziert, dass bis 2045 500.000 km neue Leitungen sowie Transformatoren benötigt werden. Verzögerungen erhöhen die Finanzierungskosten und beeinträchtigen die Kapazitätsfaktoren, was den deutschen Markt für Offshore-Windenergie in einer entscheidenden Ausbauphasebremst.
Knappheit an Schwerlastschiffen und Monopfahl-Schmiedekapazitäten
Nur eine Handvoll europäischer Werften schmiedet XXL-Monopfähle, und Schwerlastschiffe, die 3.000-Tonnen-Jackets heben können, sind bis Ende 2027 nahezu vollständig ausgebucht.(3)DEME Group, "Marktausblick für Schwerlastschiffe", deme-group.com Der Wettbewerb um knappe Ressourcen birgt das Risiko von Verzögerungen bei Projektzeitplänen und höheren EPC-Preisen, was die Einstiegshürden für kleinere Entwickler im deutschen Markt für Offshore-Windenergie erhöht.
*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 Fundamenttyp: Schwimmende Technologie gewinnt trotz Dominanz von Festgründungen
Festgründungsstrukturen repräsentierten im Jahr 2025 84,68 % des deutschen Marktes für Offshore-Windenergie, angetrieben durch Flachwassergebiete nahe Borkum und Sylt, wo die Monopfahl-Kosten im Durchschnitt 1,9-2,1 Millionen EUR je MW betragen. RWEs Reservierung von 300 Monopfählen bei Steelwind sichert die Kapazität bis 2027, signalisiert jedoch Knappheit, da europäische Werke zu 85 % ausgelastet sind. Engpässe in der Versorgung und Stahlpreisanstiege könnten die Einführung schwimmender Fundamente beschleunigen, wenn die Fertigungsvorlaufzeiten zwei Jahre übersteigen.
Schwimmende Fundamente hielten im Jahr 2025 einen Anteil von 15,32 % und werden bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 25,41 % wachsen, unterstützt durch Ostseestandorte jenseits der 50-Meter-Tiefenlinie und die Nordsee westlich von Helgoland. Obwohl die Kapitalkosten bei 2,8-3,4 Millionen EUR je MW verbleiben, entfallen bei schwimmenden Technologien kostspielige Meeresbodenausbaggerungen, und die erschließbare Meeresbodenfläche in deutschen Gewässern wird um 40 % erweitert. Bevorstehende Ausschreibungen im Arkona-Becken umfassen drei schwimmend-spezifische Gebiete mit insgesamt 1,2 GW, die voraussichtlich nach 2030 über BalWin 5 angeschlossen werden. Da die Turbinenleistungen steigen, könnten die höheren Nennkapazitäten schwimmender Plattformen anfängliche Kostenaufschläge ausgleichen und die Dynamik im deutschen Markt für Offshore-Windenergie aufrechterhalten.
Nach Turbinenkapazität: Plattformen über 6 MW konsolidieren sich
Turbinen über 6 MW erfassten im Jahr 2025 74,12 % der deutschen Marktgröße für Offshore-Windenergie und werden bis 2031 mit einer CAGR von 22,15 % zulegen. Projekte wie Vattenfall's Nordlicht-Cluster nutzen 107 Vestas-Einheiten mit 15 MW, die jeweils jährlich 80 GWh liefern, und erzielen einen Kapazitätsfaktor von 56 % unter Nordsee-Bedingungen. Die Direktantriebstechnologie reduziert die Wartungskosten auf 18 EUR je MWh, verglichen mit 26 EUR je MWh für getriebebasierte Turbinen mit 6-8 MW.
Das Segment 3-6 MW fiel im Jahr 2025 auf 18,42 %, und seit 2019 wurden keine neuen Aufträge unter 3 MW angekündigt, womit diese Klasse faktisch überholt ist. Die Fabrikkapazität in Cuxhaven und Nakskov erreicht 2,7 GW pro Jahr, doch die steigende Nachfrage könnte das Angebot bis 2027 möglicherweise ausschöpfen, was die Notwendigkeit weiterer Investitionen unterstreicht. Überarbeitungen der IEC-Norm 61400-3-1 unterstützen nun Rotoren mit bis zu 250 Metern Durchmesser, was Designs der nächsten Generation mit 18 MW ermöglicht und den deutschen Markt für Offshore-Windenergie auf seinem Technologie-Upgrade-Pfad hält.
Nach Anwendung: Gemeinschaftseigentum nimmt stark zu
Projekte im Versorgungsmaßstab machten im Jahr 2025 68,92 % der installierten Kapazität aus, angeführt von Ørsteds Borkum Riffgrund 3 (913 MW) und EnBWs He Dreiht (960 MW). Skaleneffekte halten die Gesamtinvestitionskosten bei 2,9-3,2 Millionen EUR je MW, doch steigende Netzentgelte verengen die Margen. Integrierte Versorgungsunternehmen gewinnen weiterhin die größten Pachtflächen, doch Gemeinschaftseigentumsmodelle verbreiten sich unter überarbeiteten Bundesvorschriften, die Ausschreibungsprämien für lokale Eigenkapitalbeteiligung gewähren.
Gemeinschaftsprojekte hielten im Jahr 2025 einen Anteil von 22,20 % und werden voraussichtlich mit einer CAGR von 28,31 % wachsen, gestützt durch Trianels 400-MW-Borkum-Genossenschaft und BayWa r.e.s Schönberg-Park, der 25 % des Eigenkapitals für Anwohner reserviert hat. Privatkapital senkt den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkostensatz des Projekts um 40 Basispunkte und verbessert die gesellschaftliche Akzeptanz - ein entscheidender Faktor bei Genehmigungsverfahren. Direkte Anschlüsse für Gewerbe und Industrie, die im Jahr 2025 einen Anteil von 8,88 % ausmachten, nutzen dedizierte Turbinengruppen innerhalb von Versorgungsprojekten, die es Abnehmern ermöglichen, langfristige Grünstromlieferungen zu sichern. Gemeinsam diversifizieren diese Modelle die Einnahmeströme und stärken die Resilienz der deutschen Offshore-Windenergie-Branche.
Geografische Analyse
Die Nordsee bleibt das Kraftzentrum des deutschen Marktes für Offshore-Windenergie, liefert nahezu drei Viertel der installierten Kapazität und profitiert von günstigen Windgeschwindigkeiten, die die Kapazitätsfaktoren auf über 50 % treiben. Die kürzlich abgeschlossene Fertigstellung von Borkum Riffgrund 3 und der Baubeginn von He Dreiht veranschaulichen, wie etablierte Hafenlogistik, tiefere Wasserstandorte für größere Turbinen und bestehende TenneT TSO GmbH-Netzknoten das Ausführungsrisiko mindern.
Die Ostsee-Perspektiven, obwohl in absoluten Zahlen kleiner, skalieren rasch. Die Marktgröße des deutschen Marktes für Offshore-Windenergie, die mit Ostseeprojekten verbunden ist, wird zwischen 2025 und 2031 voraussichtlich auf das Dreifache steigen, da Baltic Eagle und Arcadis Ost 1 Folgezonen näher am Industriegürtel Hamburgs erschließen. Umweltverträglichkeitsprüfungen zeigen eine geringere Empfindlichkeit für Meeressäuger, was Genehmigungsverfahren verkürzt. Das Ostsee-Netz ermöglicht zudem kürzere Onshore-Verstärkungen und senkt indirekte Kosten.
Interkonnektorambitionen verleihen dem Ganzen eine grenzüberschreitende Dimension. Entwürfe sehen Kabelkorridore vor, die Nordsee-Cluster mit dänischen und niederländischen Netzen verbinden, während Ostseepläne direkt in polnische und schwedische Leitungen einspeisen. Dieses entstehende Netz wird das Einspeisemanagement unterstützen und die Einnahmen im deutschen Markt für Offshore-Windenergie unter höheren Szenarien erneuerbarer Energiedurchdringung stabilisieren.
Regulatorisches Umfeld
Der Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland wird primär durch das Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) geregelt, das die Regeln für die Standortentwicklung, Ausschreibungen und die Netzanschlussplanung festlegt. Ab Oktober 2025 wurden mit Änderungen Teile des Rahmens an die Anforderungen der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie angepasst und die Priorität des öffentlichen Interesses für Offshore-Windenergie und die damit verbundene Netzanbindung gestärkt, was schnellere Planungs- und Genehmigungswege unterstützt.
Auf operativer Ebene bleibt das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) die zentrale Behörde für die maritime Raumplanung, den Zeitplan des Flächenentwicklungsplans und Projektgenehmigungen in deutschen Gewässern. Entscheidungen auf Projektebene prägen den Fortschritt weiterhin, darunter die im März 2026 an RWE erteilte BSH-Planungsgenehmigung für den Offshore-Windpark Nordseecluster B, die zeigt, wie regulatorische Genehmigungen mehrphasige Cluster-Pipelines in ausführbare Bauzeitpläne umsetzen.
Wettbewerbslandschaft
Der Markt weist ein mäßig konzentriertes Profil auf, das von fünf Hauptentwicklern - Ørsted, RWE, Vattenfall, EnBW und E.ON - verankert wird, die zusammen einen Anteil von rund 60 % der betrieblichen Anlagen halten. Ørsted nutzt seine serielle Projekterfahrung und frühzeitige Investitionen in digitale Zwillings-Analysen, die die Verfügbarkeit steigern. RWE setzt auf nationales Markenvertrauen und unternehmensübergreifende Absicherung zur Sicherung von Stromabnahmeverträgen mit deutschen Schwerherstellern.
Die Turbinenherstellung ist im Wesentlichen ein Zweikampf zwischen Siemens Gamesa und Vestas, wobei jeder multi-farm-Rahmenverträge abschließt, die Ausschreibungen zugunsten von verbündeten Entwicklern beeinflussen. Siemens Energys Schritt im Jahr 2023, die vollständige Kontrolle über Siemens Gamesa zu übernehmen, deutet auf eine engere vertikale Integration hin, die die Kosten für Gondeln und Serviceverträge senken könnte. Neueinsteiger - hauptsächlich Öl-und-Gas-Konzerne - müssen entweder bei Kapazitätsauktionen überbieten oder mit erfahrenen Versorgungsunternehmen zusammenarbeiten, um im deutschen Markt für Offshore-Windenergie Fuß zu fassen.
Engpässe in der Lieferkette bleiben ein entscheidender Wettbewerbshebel. Unternehmen, die Schwerlaststschiff-Zeitfenster oder Monopfahl-Schmiedekapazitäten reservieren, genießen Planungssicherheit. Entwickler, die die Logistik nicht garantieren können, werden mit Finanzierungsaufschlägen belastet. Folglich verschiebt sich die Marktmacht zu Akteuren, die in der Lage sind, frühzeitig End-to-End-Versorgungsvereinbarungen zu sichern, was das Konsolidierungsmuster innerhalb der deutschen Offshore-Windenergie-Branche verstärkt.
Marktführer der deutschen Offshore-Windenergie-Branche
Ørsted A/S
RWE AG
Vattenfall AB
EnBW Energie Baden-Württemberg AG
Siemens Gamesa Renewable Energy S.A.
- *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert
Marktchancen und Zukunftsaussichten
Kurzfristiges Potenzial konzentriert sich auf die Beschleunigung des Ausbaus im Hinblick auf die nationalen Ausbauziele (30 GW bis 2030, 40 GW bis 2035 und 70 GW bis 2045), während gleichzeitig Netzanschlussreibung reduziert und Genehmigungszyklen verkürzt werden. Ein sichtbares Chancenfeld sind industrielle Abnahme- und Bankability-Strukturen: Bereits abgeschlossene Corporate-PPAs von Unternehmen wie BASF, Covestro und Amazon bieten langfristige Erlösrahmen, die subventionsfreie Ausschreibungen ergänzen und große, mehrphasige Vorhaben unterstützen.
Auch die Tiefe der Lieferkette und die grenzüberschreitende Koordination erscheinen umsetzbar. Im März 2026 gründeten Deutschland und Norwegen eine Offshore-Wind-Arbeitsgruppe, um Geschäftsmöglichkeiten zu identifizieren, regulatorische Hürden anzugehen und die Integration der Lieferkette zu fördern, wodurch eine Plattform für Beschaffungskooperationen bei Fundamenten, Installationskapazitäten und Dienstleistungen entsteht. Wirtschaftliche Fußabdruckindikatoren unterstreichen die Größenordnung, wobei die Bruttowertschöpfung der Branche für 2025 mit 14,6 Milliarden EUR angegeben wird, was Investitionsfälle für Häfen, Fertigung und O&M-Kapazitäten im Zusammenhang mit der Projektpipeline in Nord- und Ostsee unterstützt.
Aktuelle Branchenentwicklungen
- Juli 2026: Vattenfall gibt den Baubeginn des Offshore-Wind-Clusters Nordlicht mit der ersten Monopile-Installation für Nordlicht I (1,6 GW) in der deutschen Nordsee bekannt. Der Start erweitert den großflächigen Ausbau in der Region und ermöglicht den Fortschritt weiterer Projekte mit PPAs in Aussicht. Dies steht im Einklang mit den deutschen Zielen für 2030, indem die Projektentwicklung und die Netzintegrationsbereitschaft beschleunigt werden.
- Juni 2026: RWE AG berichtet über Nordseecluster A: erste Turbine im 660-MW-Offshore-Windpark in der deutschen Nordsee installiert. Der Meilenstein unterstützt den Fortschritt beim Wachstum auf Clusterebene und stärkt die Sichtbarkeit für Kapazitätserweiterungen im Multi-GW-Bereich. Er senkt außerdem das Ausführungsrisiko und verbessert den Durchsatz für nachfolgende Clusterentwicklungen.
- April 2026: RWE AG bestätigt Nordseecluster A: zwei Offshore-Umspannwerke erfolgreich installiert. Die Installationen verbessern die Bereitschaft zur Netzanbindung und unterstützen frühere CPPAs. Dies stärkt die Projektbereitschaft für eine zeitgerechte Netzanbindung und Marktintegration.
Rahmen der Forschungsmethodik und Umfang des Berichts
Marktdefinition und Abdeckung
Für diesen Bericht definieren wir den Markt als die Entwicklung und den Betrieb von Offshore-Windenergie innerhalb Deutschlands, gemessen an der netzangeschlossenen installierten Offshore-Windkapazität und der Projektpipeline, die sich in in Betrieb genommene Gigawatt umwandelt.
Ausschlüsse des Geltungsbereichs: Wir schließen Onshore-Wind, Hinter-dem-Zähler-Erzeugung und breitere erneuerbare Dienstleistungen aus, die nicht mit dem Ausbau und Betrieb der deutschen Offshore-Windkapazität verbunden sind.
Übersicht der Segmentierung
- Nach Fundamenttyp
- Festgründung
- Schwimmend
- Nach Turbinenkapazität
- Bis zu 3 MW
- 3 bis 6 MW
- Über 6 MW
- Nach Anwendung
- Versorgungsmaßstab
- Gewerbe und Industrie
- Gemeinschaftsprojekte
- Nach Komponente (Qualitative Analyse)
- Gondel/Turbine
- Rotorblatt
- Turm
- Generator und Getriebe
- Gleichgewicht des Systems
- Sonstiges (Installation, Schiffe, Betrieb und Wartung)
Datenquellen, Marktdimensionierung und Validierung
Sekundärforschung
Die Sekundärforschung wurde verwendet, um die Ausgangsdatenbank deutscher Offshore-Windanlagen, politischer Ziele und des Netzanschlusskontexts aufzubauen und dann zu prüfen, ob die modellierte Kapazitätskurve mit öffentlichen Aufzeichnungen übereinstimmt. Wir haben Fakten von offiziellen Energie- und Seefahrtsbehörden bezogen und diese über mehrere Publikationen hinweg abgeglichen, damit eine einzelne Aktualisierung die Endzahlen nicht übermäßig verändert.
Zu den öffentlichen Quellen, die zur Verankerung des Modells beitrugen, zählten Veröffentlichungen der Bundesenergiestatistik, Publikationen des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie sowie Aktualisierungen von Netz- und Übertragungsnetzbetreibern. Wir nutzten außerdem Statistiken von Branchenverbänden für jährliche Inbetriebnahmen und Zusammenfassungen des installierten Bestands und bezogen uns auf begutachtete Energiestudien, um realistische Kapazitätsfaktorbereiche zu gewährleisten. Wo erforderlich, prüften unsere Analysten Unternehmensunterlagen und Investorenpräsentationen auf Hinweise zu Projektzeitplänen und Eigentumsverhältnissen. Bei Unklarheiten nutzten wir kostenpflichtige Abonnements für Unternehmensfinanzdaten und -informationen, Nachrichten und Finanzdaten, Patentdatenbanken sowie globale Verträge und Ausschreibungen, um Vergabedaten und Baumeilensteine zu bestätigen. Diese Sekundärforschungsquellen sind lediglich beispielhaft, und viele weitere Dokumente wurden zur Datenerfassung, Validierung und Klärung geprüft.
Primärinterviews und Umfragen
Die Primärforschung konzentrierte sich darauf, zu überprüfen, was in der deutschen Offshore-Windenergie tatsächlich gebaut und angeschlossen wird und wo Projekte tendenziell in Verzug geraten. Öffentliche Zeitpläne ändern sich oft nach Genehmigungen und Ausschreibungsgewinnen, daher fragten wir nach realistischen Zeitrahmen, typischer Projektgröße und Inbetriebnahmemustern. Wir befragten Entwickler, Meeresbauunternehmen, wichtige Ausrüstungslieferanten und netzbezogene Experten und nutzten deren Angaben, um Annahmen zu korrigieren und die vollständige Projektliste erneut zu prüfen.
Verteilung der Befragten der Primärforschung im Feld
| Unternehmenstyp | Position der Befragten | Region |
|---|---|---|
| Top-Tier: 28% | CXOs: 16% | |
| Mid-Tier: 50% | Funktions-/Bereichsleiter: 27% | |
| Kleinere Akteure: 22% | Manager: 57% |
Marktdimensionierung & Prognose
Die Dimensionierung wurde mittels einer Kombination aus Top-down- und Bottom-up-Ansatz erstellt, wobei nationale Ziele, Seegebietsplanung und Netzanschlussbereitschaft genutzt wurden, um den realistischen jährlichen Offshore-Kapazitätsausbau zu rekonstruieren, der dann zu installierten GW pro Jahr summiert wird. Um dies fundiert zu halten, wurden selektive Bottom-up-Prüfungen durch projektweise Zusammenfassungen für bekannte Windparks und kurzfristige Phasen ergänzt, und die Gesamtwerte wurden angepasst, wenn die beiden Sichtweisen nicht übereinstimmten.
Zu den wichtigsten Eingaben des Modells zählten die bereits in Betrieb befindliche installierte Offshore-Kapazität, angekündigte und vergebene Ausschreibungskapazitäten, typische Turbinenleistungen und erwartete Windparkgrößen, Vorlaufzeiten für Netzanschluss und Inbetriebnahme sowie beobachtete jährliche Offshore-Erzeugungssignale, die helfen, die Vollständigkeit der Inbetriebnahme zu bestätigen. Fehlten Projektdetails, füllten wir die Lücke anhand in Interviews vereinbarter Bandbreiten (einschließlich typischer Verzögerungsspannen je Entwicklungsstadium) und überprüften anschließend das Ergebnis erneut, damit eine einzelne Annahme die Kurve nicht verzerrt.
Für die Prognose wurde eine Szenarioanalyse rund um den Zeitpunkt der Inbetriebnahme und die Umwandlung von Vergabe zu Bau angewendet, da sich die Pipeline mit Genehmigungen und Netzverfügbarkeit verschieben kann. Das gewählte Szenario ist jenes, das am besten mit dem Expertenkonsens und dem historischen Takt deutscher Offshore-Anschlüsse übereinstimmt, während es weiterhin die genannten mittelfristigen Kapazitätsziele verfolgt.
Datenvalidierung & Aktualisierungszyklus
Die Validierung erfolgte durch schrittweise Prüfungen, die den modellierten Pfad der installierten Kapazität mit unabhängigen Signalen wie offiziellen Momentaufnahmen des installierten Bestands, jährlichen Inbetriebnahmeankündigungen und Fortschrittsnotizen zum Netzanschluss vergleichen. Trat ein Ausreißer auf, verfolgten wir ihn zurück zur Projektliste, dem Ausschreibungszeitpunkt oder der angenommenen Bauzeit, und wir kontaktierten Quellen erneut, wenn die Abweichung wesentlich war.
Vor der Freigabe durchläuft das Modell eine Überprüfung durch mehrere Analysten, sodass Berechnungslogik, Einheitenkonsistenz und Jahr-zu-Jahr-Sprünge hinterfragt und korrigiert werden. Die Berichte werden jährlich aktualisiert, mit Zwischenaktualisierungen bei größeren Ausschreibungen, politischen Änderungen oder bedeutenden Netzentscheidungen. Kurz vor der Auslieferung führt ein Analyst einen erneuten Durchgang der wichtigsten Eingaben durch, damit Kunden die aktuellste Sichtweise erhalten.
Vergleich der Marktgröße für Offshore-Windenergie in Deutschland von Mordor Intelligence mit anderen veröffentlichten Schätzungen
Veröffentlichte Schätzungen für die deutsche Offshore-Windenergie stimmen nicht immer überein, hauptsächlich weil manche Quellen in Gigawatt sprechen, während andere die Aktivität mithilfe eigener Preis- und Zeitannahmen in USD umrechnen. Unterschiede zeigen sich auch, wenn eine Zahl nur installierte Anlagen widerspiegelt, eine andere jedoch geplante oder vergebene Kapazität aus der Pipeline einbezieht.
Die Tabelle zeigt eine Streuung, die größtenteils durch Einheitenumrechnung und Jahresausrichtung bedingt ist, und im Rahmen des Geltungsbereichs von Mordor Intelligence wird die Dimensionierung an der installierten Offshore-Kapazität (GW) und dem Inbetriebnahmezeitplan verankert, anstatt Turbinen-, Fundament- und Installationsausgaben als Marktwert in USD zu behandeln.
Benchmark-Vergleich
| Quelle | Marktgröße | Lücken in der Forschungsmethodik |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 12,41 Milliarden USD (2026) | |
| Branchenverband A | 9,20 Milliarden USD (2024) | Verwendet eine Momentaufnahme des installierten Bestands zum Jahresende 2024, was nicht dem gleichen Zeitpunkt wie ein Prognosejahr entspricht und die spätere Umwandlung der Pipeline in Betriebskapazität nicht widerspiegelt. |
| Energieforschungsgruppe B | 30,00 Milliarden USD (2030) | Verankert die Gesamtsumme an einem zielorientierten Kapazitätsniveau für 2030 und behandelt geplante Netzanschlüsse oder vergebene Kapazität möglicherweise als realisiert, was die installierte Kapazität vorziehen kann. |
Betrachtet man die drei Werte, lässt sich der Großteil der Streuung dadurch erklären, ob der Herausgeber installierte Kapazität oder eine zielähnliche Zahl angibt und ob das gewählte Jahr eine Momentaufnahme oder ein zukünftiger Zeitpunkt ist. Indem wir das Modell an öffentliche Inbetriebnahmesignale binden und Zeitannahmen anschließend durch Interviews überprüfen, halten wir die Endzahl nachvollziehbar zu wiederholbaren Eingaben.
Im Bericht beantwortete Schlüsselfragen
Wie groß ist die Offshore-Windkapazität in Deutschland heute?
Die installierte Kapazität erreichte im Jahr 2026 12,41 GW und liegt auf Kurs, bis 2031 32,27 GW zu erreichen.
Wie hoch ist die erwartete Wachstumsrate bis 2031?
Es wird prognostiziert, dass die Kapazität zwischen 2026 und 2031 mit einer CAGR von 21,06 % wächst.
Welche Fundamenttechnologie gewinnt an Boden?
Schwimmende Fundamente werden voraussichtlich mit einer CAGR von 25,41 % wachsen, da tiefere Ostseestandorte zur Ausschreibung kommen.
Warum sind Unternehmens-Stromabnahmeverträge wichtig?
Industrielle Stromabnahmeverträge sichern Preise unter 0,08 EUR je kWh, reduzieren Finanzierungsaufschläge um rund 120 Basispunkte und sichern bis zu 4,2 GW Kapazität ab.
Welche Herausforderungen könnten den Ausbau verlangsamen?
Netzanschluss-Warteschlangen, Verzögerungen bei der Onshore-Übertragung und hohe Zinssätze senken die prognostizierte CAGR gemeinsam um bis zu 3,7 Prozentpunkte.
Wer sind die führenden Entwickler?
Ørsted, RWE, Vattenfall und EnBW halten gemeinsam rund 70 % der Betriebskapazität, sehen sich jedoch wachsendem Wettbewerb von Shell, BP, TotalEnergies und Equinor ausgesetzt.
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