- In Deutschland waren zum 30.06.2026 insgesamt 31 Offshore-Windparks mit 1.764 Anlagen und 10,8 GW Leistung in Betrieb.
- Offshore-Windkraftanlagen erreichen mit durchschnittlich 3.193 Volllaststunden pro Jahr fast die doppelte Stromausbeute vergleichbarer Anlagen an Land.
- Die gesetzlichen Ausbauziele liegen bei 30 GW bis 2030, 40 GW bis 2035 und 70 GW bis 2045. Nach aktuellen Branchenschätzungen wird das 30-GW-Ziel jedoch erst 2032 erreicht.
- Offshore-Windparks sind technisch anspruchsvolle Großprojekte: Allein die Bauphase auf See dauert bei großen Projekten meist ein bis zwei Jahre, hinzu kommen mehrjährige Planungs- und Genehmigungsverfahren.
- Neue Turbinen werden immer leistungsstärker: Die im ersten Halbjahr 2026 neu installierten Offshore-Anlagen erreichten durchschnittlich 12,8 MW Leistung und einen Rotordurchmesser von 213 Metern.
Was ist ein Offshore-Windpark?
Der Begriff „offshore“ kommt aus dem Englischen und bedeutet wörtlich übersetzt „vor der Küste“. Offshore-Windparks sind Ansammlungen von Windkraftanlagen, die in flachen Abschnitten entlang der Küste gebaut werden und dort Strom aus Windkraft erzeugen. Das offene Meer ist dafür ideal: Durch die starken und beständigen Winde erzeugen Offshore-Windkraftanlagen laut der Stiftung Offshore Windenergie mit durchschnittlich fast 3.196 Volllaststunden pro Jahr fast doppelt so viel Strom wie vergleichbare Windkraftanlagen an Land.
Wie unterscheiden sich Offshore- und Onshore-Windkraftanlagen?
|
Aspekt
|
Onshore-Windenergie
|
Offshore-Windenergie
|
|---|---|---|
|
Aspekt
Standort
|
Onshore-Windenergie
an Land
|
Offshore-Windenergie
auf See
|
|
Aspekt
Stromertrag
|
Onshore-Windenergie
ca. 1.700-1.800 Volllaststunden.
Die bundesweiten Durchschnittswerte liegen bei 1.765 Volllaststunden/Jahr. |
Offshore-Windenergie
ca. 3.200-3.300 Volllaststunden.
Die bundesweiten Durchschnittswerte liegen bei 3.193 Volllaststunden/Jahr. |
|
Aspekt
Kosten
|
Onshore-Windenergie
Die Stromgestehungskosten liegen bei 4,3-9,2 ct/kWh.
|
Offshore-Windenergie
Offshore-Anlagen haben höhere Stromgestehungskosten: sie liegen zwischen 5,5-10,3 ct/kWh.
|
|
Aspekt
Bau und Wartung
|
Onshore-Windenergie
Bau, Wartung und Reparaturen sind vergleichsweise einfacher als Offshore.
|
Offshore-Windenergie
Installation, Wartung und Reparaturen sind technisch aufwendiger und stärker von Wetter- und Seebedingungen abhängig.
|
|
Aspekt
Auswirkungen auf Mensch und Umwelt
|
Onshore-Windenergie
Windkraftanlagen an Land müssen hinsichtlich der Belange von Mensch und Umwelt geprüft werden. Dafür sind umfangreiche Gutachten erforderlich.
|
Offshore-Windenergie
Im Unterschied zu Anlagen an Land stehen bei Genehmigungen die Auswirkungen auf marine Ökosysteme im Fokus sowie die Auswirkungen auf Schifffahrt und Fischerei.
|
Quelle: energy-Charts (2026), Fraunhofer ISE (2024), Stand: 21.09.2026
Wie funktioniert ein Offshore-Windpark?
Auf See wird Wind zu Strom – nur in deutlich größerem Maßstab als an Land. Der Wind trifft auf die Rotorblätter, setzt sie in Bewegung und überträgt diese Drehbewegung über die Nabe in die Gondel. Dort wandelt ein Generator die mechanische Energie in elektrischen Strom um.
Wie ist eine Offshore-Windkraftanlage aufgebaut?
Das Fundament sorgt für eine sichere Verankerung des Windrads im Meeresboden. Welches Fundament verwendet wird, hängt von Wassertiefe, Meeresboden, Wellen, Strömung und Anlagengröße ab: Meistens werden dafür Monopiles genutzt – große Stahlrohre, die tief in den Meeresboden eingebracht werden. Für Meerestiefen ab 20 Metern und bei höherer Anlagenleistung (> 5 MW) nutzt man Jacket-Fundamente, eine räumliche Stahlfachwerk-Konstruktion. Moderne Monopiles für Offshore-Windparks haben je nach Wassertiefe, Bodenverhältnissen und Anlagengröße häufig Durchmesser von etwa acht bis zwölf Metern. Sie sind meist rund 80 bis 120 Meter lang und wiegen bei großen Projekten etwa 1.200 bis 2.500 Tonnen; Anlagen der neuesten Generation können mehr als 3.000 Tonnen erreichen.
Das sogenannte Transition Piece verbindet Fundament und Turm. Auf dem Turm befindet sich die Gondel mit den Rotorblättern. Sie sind über die Rotornabe mit dem Maschinenhaus verbunden, in dem sich der Generator befindet. Damit Offshore-Windkraftanlagen optimal funktionieren können, sind geeignete Rotorblätter mit einem hohen aerodynamischen Wirkungsgrad wichtig. Sie bestehen heute meist aus glasfaserverstärktem Kunststoff, was sie leicht und trotzdem stabil macht.
Aufbau einer Offshore-Windkraftanlage
Quelle: EnBW, Deutsche WindGuard (Stand: 30.06.2026)
Wie kommt Offshore-Windstrom an Land?
Für den Stromtransport an Land gibt es zwei Systeme: Wechselstrom (AC) oder Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ/DC). Welche Technik eingesetzt wird, hängt vor allem von Entfernung, Leistung und Netzanschlusspunkt ab. Der Unterschied der beiden Systeme liegt vor allem in der Übertragungstechnik:
- Bei einem AC-Netzanschluss bleibt der Strom Wechselstrom. Er wird auf der Umspannplattform des Offshore-Windparks gesammelt, hochtransformiert und anschließend direkt zum Umspannwerk an Land transportiert. Konverterplattformen werden dafür nicht benötigt.
- Bei einem DC-Netzanschluss wird der Wechselstrom dagegen auf einer zentralen Konverterplattform auf See in Gleichstrom umgewandelt, über Seekabel an Land transportiert und dort wieder in Wechselstrom zurückverwandelt.
Laut Netzentwicklungsplan kommt Gleichstrom vor allem in der Nordsee zum Einsatz, wo Windparks häufig weiter vom Festland entfernt liegen; in der Ostsee wird wegen kürzerer Entfernungen bislang überwiegend Wechselstrom genutzt.
He Dreiht: So kommt der Strom vom Meer an Land
Wie werden Offshore-Windparks gebaut und betrieben?
Bevor es mit dem Bau losgeht, erfolgen Standort- und Baugrunduntersuchungen. Dabei werden Meeresboden, Windverhältnisse, mögliche Kabeltrassen und oder bestehende Leitungen untersucht. Ist die Planung abgeschlossen, folgt die Offshore-Bauphase in mehreren Schritten: Zuerst werden die Fundamente im Meeresboden verankert, meist als Monopiles oder Jacket-Konstruktionen. Danach werden Transition Pieces, parkinterne Verkabelung und gegebenenfalls eine Umspannplattform installiert. Erst zum Schluss kommen Türme, Gondeln und Rotorblätter hinzu. Häufig laufen einzelne Arbeiten parallel, um die Zeit auf See zu verkürzen.
Wie lange der Bau dauert, hängt stark von Größe, Standort und Netzanschluss ab. Größere Offshore-Projekte haben von den ersten Fundamentarbeiten bis zur vollständigen Inbetriebnahme rund ein bis zwei Jahre Bauzeit auf See – zusätzlich zu den mehrjährigen Planungs- und Genehmigungsphasen.
Wartung eines Offshore-Windpark
Ein Offshore-Windpark ist teils extremen Bedingungen ausgesetzt. Rotorblätter, Generatoren, Umrichter, Fundamente, Kabel und Umspanntechnik werden deshalb regelmäßig überprüft und bei Bedarf repariert. Ist eine Störung nicht von Land aus zu beheben, müssen Wartungsteams das vor Ort übernehmen. Ob Techniker*innen per Schiff oder Hubschrauber ausrücken können, hängt dann von Wind, Wellen und geeigneten Wetterfenstern ab.
Moderne Condition-Monitoring-Systeme überwachen deshalb wichtige Komponenten rund um die Uhr. So lassen sich Auffälligkeiten früher erkennen, Einsätze besser planen und Stillstandzeiten reduzieren.
Wo steht der größte Offshore-Windpark Deutschlands?
Deutschlands größter Offshore-Windpark He Dreiht steht in der Nordsee, rund 85 Kilometer nordwestlich von Borkum und 110 Kilometer westlich von Helgoland. Mit seinen 64 Windkraftanlagen erreicht der Park eine Gesamtleistung von bis zu 960 MW. Damit kann er rechnerisch pro Jahr etwa 1,1 Millionen Haushalte mit Strom versorgen.
Offshore-Windenergie in Deutschland: Wo stehen wir aktuell?
Laut Bundesverband WindEnergie (BWE) waren Stand 30.06.2026 in deutschen Gewässern 31 Offshore-Windparks mit insgesamt 1.764 Windkraftanlagen vollständig in Betrieb. Zusammen haben sie eine installierte Leistung von 10,8 Gigawatt (GW). 84 Offshore-Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 1.077 Megawatt (MW) wurden im ersten Halbjahr neu ans Netz angeschlossen.
Damit wächst die Offshore-Windenergie in Deutschland zwar wieder, aber langsamer, als es die gesetzlichen Ausbauziele erfordern. Eine aktuelle Branchenerhebungen des BWE geht davon aus, dass das Ziel von 30 GW erst zwei Jahre später, also 2032, erreicht wird. Ein Grund dafür sind Verschiebungen bei geplanten Flächen, Inbetriebnahmen und Offshore-Netzanbindungen. Hinzu kommen Unsicherheiten im Ausschreibungssystem. Bei einer Offshore-Ausschreibung im August 2025 gingen erstmals keine Gebote ein. Die Branche sieht deshalb Reformbedarf.
WindSeeG: Wie sehen die Rahmenbedingungen für Offshore-Windparks künftig aus?
Das Windenergie-auf-See-Gesetz wird derzeit überarbeitet. Zwar hat das Bundeskabinett Anfang September 2026 den Gesetzentwurf beschlossen, endgültig verabschiedet ist er aber noch nicht. Das heißt im laufenden Gesetzgebungsverfahren kann es noch zu Änderungen kommen. Diese Punkte nennt die Bundesregierung als zentrale Bausteine der Reform:
- Im Kern soll die Reform Offshore-Windprojekte planbarer und finanzierbarer machen.
- Die Ausbauziele bleiben bestehen: mindestens 30 Gigawatt bis 2030, 40 Gigawatt bis 2035 und 70 Gigawatt bis 2045.
- Neu ist, dass Ausschreibungen stärker auf Kosteneffizienz und Realisierbarkeit ausgerichtet werden sollen. In einem zweistufigen Ausschreibungssystem sollen zunächst förderfreie Projekte zum Zug kommen (Vorrangregelung). In der zweiten Stufe sind zweiseitige Differenzverträge, sogenannte Contracts for Difference (CfD) vorgesehen: Sie garantieren Betreibern einen Mindestpreis für den erzeugten Strom, schöpfen bei hohen Marktpreisen aber auch Mehreinnahmen ab.
- Außerdem soll die reguläre Betriebsdauer neuer Offshore-Windparks von 25 auf 35 Jahre steigen; Netzanbindungen sollen besser ausgelastet und grenzüberschreitende Offshore-Kooperationen erleichtert werden.
Die Branche blickt grundsätzlich positiv, aber nicht unkritisch auf die Novelle. Der Bundesverband Windenergie Offshore begrüßt die Einführung von Differenzverträgen und das Festhalten am 70-Gigawatt-Ziel, fordert aber, dass das CfD-Modell zum Standard künftiger Ausschreibungen wird. Auch EnBW-Erzeugungsvorstand Peter Heydecker äußerte sich dazu kürzlich auf LinkedIn. Aus Sicht der EnBW bestehe mit Blick auf einen dauerhaft stabilen Investitionsrahmen und ein auch im europäischen Vergleich für Investoren attraktives Ausschreibungsdesign „Nachholbedarf“.
Wichtig, so der BDEW sei eine zügige Umsetzung der Reform bis Ende 2026, damit ab 2027 wieder verlässlich Flächen ausgeschrieben werden könnten. Der Hintergrund: Nach ausbleibenden Geboten in einzelnen Ausschreibungen gilt der bisherige Rahmen vielen Marktakteuren als nicht mehr ausreichend, um die milliardenschweren Offshore-Projekte sicher zur Umsetzung zu bringen.
Wodurch werden Offshore-Windprojekte heute finanziert?
Bei Offshore-Windparks handelt es sich um Milliardenprojekte. Sie werden in der Regel aus einer Kombination von Eigenkapital und langfristigem Fremdkapital finanziert. Das Eigenkapital stellen Projektentwickler und häufig weitere Investoren bereit, für den Fremdkapitalanteil kommen beispielsweise Förder- oder Investitionsbanken infrage.
Projekte, die ohne staatliche Förderung realisiert werden, vermarkten ihren Strom am Markt und können einen Teil ihrer Erlöse über sogenannte Power Purchase Agreements (PPAs) absichern. Dabei verpflichtet sich ein Abnehmer, über mehrere Jahre festgelegte Strommengen zu den vereinbarten Konditionen zu beziehen. Das sorgt für kalkulierbare Einnahmen und kann damit die Finanzierbarkeit eines Projekts verbessern.
Wie dieses Zusammenspiel funktioniert, zeigt EnBW He Dreiht: Der Windpark erhielt 2017 mit einem Null-Cent-Gebot den Zuschlag und kommt ohne staatliche Förderung aus. Ein großer Teil der Stromproduktion ist über langfristige PPAs mit Unternehmenskunden abgesichert.
Welche Auswirkungen haben Offshore-Windparks auf die Meeresumwelt?
Offshore-Windparks verändern marine Lebensräume – wie stark, hängt von Standort, Bauweise und Betriebsphase ab. Deshalb werden mögliche Auswirkungen in Deutschland nicht erst nach der Genehmigung betrachtet, sondern bereits vor dem Bau und auch danach noch systematisch untersucht. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) gibt dafür mit dem Standarduntersuchungskonzept einen fachlichen Rahmen vor: Erfasst werden unter anderem bodenlebende Lebensgemeinschaften (fachlich: Benthos), Fische, Zug- und Rastvögel sowie Meeressäuger.
Das Umweltmonitoring begleitet Offshore-Projekte über mehrere Projektphasen hinweg: es erfasst unter anderem die Klicklaute von Schweinswalen mittels akustischer Messgeräte. Vögel werden per Schiff, Flugzeug oder digital überwacht. Proben und Unterwasseraufnahmen zeigen, wie sich Meeresboden, Fische und Benthos entwickeln. Pro Offshore-Windpark fallen dafür Kosten von bis zu zwei Millionen Euro pro Jahr an.
Schallschutz unter dem Meer
Die Installation der Fundamente gehört zu den ökologisch sensibelsten Phasen beim Bau eines Offshore-Windparks. Werden zum Beispiel Monopiles in den Meeresboden gerammt, entstehen starke Schallimpulse unter Wasser. Da insbesondere Schweinswale Schall zur Orientierung nutzen, können sie dadurch in der Kommunikation oder bei der Nahrungssuche beeinträchtigt werden.
Für Rammarbeiten gelten deshalb verbindliche Lärmschutzwerte: In 750 Metern Entfernung zur Rammstelle darf der Schallereignispegel einen Wert von 160 Dezibel und einen Spitzenschalldruckpegel von 190 Dezibel nicht überschreiten. Zusätzlich dazu sieht das deutsche Schallschutzkonzept weitere Maßnahmen vor, um Belastungen in besonders sensiblen Gebieten und Zeiträumen sowie durch gleichzeitig stattfindende Rammarbeiten zu begrenzen.
Eine verbreitete Schutzmaßnahme ist der Blasenschleier: Dabei werden Schläuche auf dem Meeresboden um die Baustelle verlegt, aus denen Druckluft austritt. Die aufsteigenden Luftblasen bilden eine Barriere, durch die die Schallausbreitung im Wasser reduziert wird. Je nach Projekt werden mehrere Schallschutztechniken miteinander kombiniert. Beim Bau des Offshore-Windparks EnBW He Dreiht wurde ein solches mehrstufiges Schallschutzsystem genutzt – der Rammschall konnte damit um bis zu 24 Dezibel verringert werden.
Sind Offshore-Windparks für die Biodiversität gut oder schlecht?
Offshore-Windparks sind weder pauschal gut noch pauschal schlecht. Sie können sowohl neue Lebensräume schaffen als auch bestehende Lebensräume verändern oder beeinträchtigen.
So bilden Fundamente und Steinschüttungen zum Beispiel neue feste Oberflächen in Gebieten, die in der Natur oft von Sand und anderem Weichboden geprägt sind. Muscheln, Krebse und andere Organismen können diese Strukturen besiedeln. An den Fundamenten hat das BSH eine Zunahme von Biomasse und Artenzahl des Aufwuchses beobachtet, den sogenannten „Riffeffekt“. Aber auch Fische können von einem größeren Nahrungsangebot profitieren. Zusätzlich wirkt sich positiv aus, dass die Fischerei innerhalb von Windparkflächen weitgehend untersagt ist. Gebiete wie diese können sich deshalb für bestimmte Arten zu einem Rückzugsort entwickeln.
Der Effekt ist jedoch nicht für alle Arten positiv: Das Bundesamt für Naturschutz weist beispielsweise darauf hin, dass einige Seevogelarten Offshore-Windparks meiden. Dadurch können Rast- und Nahrungsgebiete verloren gehen. Auch Veränderungen des Meeresbodens, Unterwasserkabel und die Ansiedlung standortfremder Hartsubstrat-Gemeinschaften können bestehende Ökosysteme beeinflussen.
Welche technologischen Innovationen prägen die Offshore-Windenergie?
Offshore-Windparks werden leistungsstärker, größer und zunehmend digital. Im Mittelpunkt der technischen Entwicklung stehen derzeit vor allem leistungsstärkere Turbinen sowie digitale Lösungen für Überwachung, Inspektion und Wartung.
Offshore-Turbinen erreichen die 15-MW-Klasse
Eine zentrale Entwicklung sind die immer leistungsstärker werdenden Windenergieanlagen. Laut einem Bericht von WindGuard erreichten die im ersten Halbjahr 2026 in Deutschland neu in Betrieb genommenen Offshore-Anlagen im Durchschnitt 12,8 MW Leistung und 213 Meter Rotordurchmesser. Größere Turbinen können mehr Leistung bereitstellen und senken die Kosten pro erzeugter Megawattstunde. Deshalb arbeiten Hersteller wie z.B. Siemens oder der chinesische Staatskonzern Dongfang Electric (DEC) bereits an Turbinen mit mehr als 20 MW Leistung. Gleichzeitig steigen aber damit auch die Anforderungen an Fundamente, Installationsschiffe, Häfen, Produktion und Lieferketten.
EnBW Offshore-Windparks im Vergleich
Zunehmende Digitalisierung von Wartung und Betrieb
In der Betriebsführung und Instandhaltung werden zunehmend Sensoren und Condition- Monitoring- Systeme genutzt. Mithilfe von Datenanalysen und Verfahren des maschinellen Lernens können Auffälligkeiten an den Anlagen frühzeitig erkannt und Wartungsmaßnahmen gezielter geplant werden, sodass sich Ausfälle und Schäden reduzieren lassen. Durch Drohnen und automatisierte Inspektionssysteme können Rotorblätter fotografisch erfasst und – perspektivisch - sogar Material zu den Offshore-Anlagen transportiert werden. Das kann Inspektionen beschleunigen und den Einsatz von Personal auf See reduzieren.
Fortschritte wie diese ersetzen die klassische Wartung allerdings nicht: Untersuchungen von WindEurope zeigen, dass neue Technologien wie Drohnen, Robotik, neue Wartungsschiffe und kranlose Reparaturverfahren die bisherigen Wartungs- und Instandhaltungsmethoden vielmehr ergänzen.