Analysebericht zu Größe, Anteil und Trends des Offshore-Windkraftmarktes nach Produkt (Monopile, Schwerkraft, Jacket), nach Anwendungen (verteilte Windkraft, zentralisierte Windkraft), nach Endverbrauch, nach Region und Segmentprognosen – 2035

Gelegenheit

"„Aufstrebende Offshore-Märkte bieten große Chancen für neue Projektpipelines.“"

Schwellenländer bieten eine große Wachstumschance, da die Offshore-Entwicklung über China, das Vereinigte Königreich, Deutschland, die Niederlande und Nordeuropa hinaus expandiert. Japan, Südkorea, Taiwan, die Philippinen, Australien, Indien, Brasilien und andere Küstenmärkte schaffen Leasingrahmen oder evaluieren kommerzielle Projekte. Die globale Offshore-Kapazität muss deutlich erhöht werden, um den langfristigen Energiewendeszenarien gerecht zu werden. Auf internationalen Pfaden wird bis 2030 eine Kapazität von etwa 500 GW und bis 2050 eine viel größere Kapazität diskutiert. Selbst das Erreichen eines Bruchteils dieser Ziele würde jährliche Installationen erfordern, die um ein Vielfaches höher sind als die etwa 8 GW, die im Jahr 2024 hinzukommen. Der asiatisch-pazifische Raum ist besonders attraktiv, da die Region einen starken Küstenstrombedarf mit großen inländischen Schiffbau- und Stahlindustrien verbindet. Indien bietet durch seine lange Küste und den wachsenden Bedarf an erneuerbaren Energien zusätzliches Potenzial. Suzlon Energy und Tata Power sind innerhalb der belieferten Unternehmenslandschaft positioniert, um von einer breiteren indischen Offshore-Entwicklung zu profitieren, wenn Großprojekte voranschreiten. Auktionen in Schwellenländern können auch die Lokalisierung von Fundamenten, Türmen, Kabeln, Umspannwerken und Serviceschiffen unterstützen.

Herausforderung

"„Netzanbindung und Engpässe in der Offshore-Lieferkette bleiben große Herausforderungen bei der Umsetzung.“"

Die größte Herausforderung besteht darin, den Bau von Windparks mit Häfen, Schiffen, Produktion, Übertragung und der Netzverfügbarkeit an Land zu koordinieren. Ein 1-GW-Offshore-Projekt kann mehr als 60 große Turbinen, Dutzende Fundamente, Hunderte Kilometer Array-Kabel, Exportkabel, Offshore-Umspannwerke und umfangreiche Onshore-Netzwerk-Upgrades erfordern. Wenn sich eine kritische Komponente um sechs Monate verzögert, müssen möglicherweise auch Installationsschiffe und Vertragsteams neu geplant werden. Netzwarteschlangen werden besonders wichtig, da große Windparks erst dann den vollen kommerziellen Betrieb aufnehmen können, wenn die Exportinfrastruktur fertiggestellt ist. Aufgrund von Umweltprüfungen, Genehmigungen, Kabelführung und Anforderungen an Onshore-Umspannwerke kann es bei Offshore-Übertragungsprojekten von der Planung bis zum Betrieb 5 bis 10 Jahre dauern. Größere Turbinen erhöhen den Druck in der Lieferkette weiter, da nur eine begrenzte Anzahl von Häfen Rotorblätter mit einer Länge von mehr als 100 Metern und Gondeln mit einem Gewicht von Hunderten von Tonnen abfertigen kann. Projektentwickler reservieren Schiffe zunehmend mehrere Jahre im Voraus und treffen langfristige Vereinbarungen mit Fundament- und Kabelherstellern, um das Terminrisiko zu reduzieren.

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Segmentierungsanalyse

Nach Typen

Monopiles:Schätzungen zufolge machen Monopiles etwa 67 % des Offshore-Windkraftmarkts aus und bleiben der führende Fundamenttyp, da sie eine relativ einfache Herstellung und Installation für Turbinen mit festem Boden in flachen und mittleren Wassertiefen ermöglichen. Ein Monopile besteht im Wesentlichen aus einer großen Stahlrohrkonstruktion, die in den Meeresboden gerammt oder gebohrt und entweder direkt oder über einen Übergangsabschnitt mit dem Turbinenturm verbunden ist. Frühere Projekte verwendeten Durchmesser unter 6 Metern, während aktuelle Großturbinenentwicklungen Strukturen mit einem Durchmesser von über 10 Metern und einem Gewicht von mehr als 1.000 Tonnen erfordern können. Das 315-MW-Windanker-Projekt von Iberdrola verwendet 21 Monopile-Fundamente für 15-MW-Turbinen und zeigt, wie höhere Turbinenleistungen die Anzahl der Fundamente reduzieren. Monopile-Anbieter erhöhen die Stahlblechdicke, die Schweißautomatisierung, die Walzkapazität und die Durchmessergrenzen der Produktionslinie, um Maschinen mit 15 MW und mehr zu unterstützen. Es wird erwartet, dass das Segment bis 2035 dominant bleiben wird, da viele geplante europäische und asiatische Festbodenprojekte in Wassertiefen unter etwa 50 Metern liegen.

Schwerkraft:Es wird geschätzt, dass Schwerkraftfundamente etwa 12 % der Marktnachfrage ausmachen und große Stahlbeton- oder Hybridfundamente verwenden, die hauptsächlich auf struktureller Masse und nicht auf tiefer Pfahldurchdringung basieren. Diese Systeme können dort attraktiv sein, wo die Geologie des Meeresbodens das Rammen von Pfählen erschwert oder wo Projekte darauf abzielen, den Unterwasserlärm beim Rammen von Pfählen zu reduzieren. Schwerkraftkonstruktionen können mehrere tausend Tonnen wiegen und erfordern vor der Installation eine Vorbereitung des Meeresbodens. Ihre breite Basis verteilt die Turbinenlasten auf eine größere Fläche und kann erhebliche Turm- und Rotormassen tragen. Schwere Bauwerke stellen jedoch anspruchsvolle Transport- und Hafenanforderungen dar. Ein Projekt, bei dem 50 Schwerkraftfundamente zum Einsatz kommen, erfordert möglicherweise mehrere Hektar große Gusswerften und Tiefwasserkaianlagen, um die Strukturen ins Meer zu versetzen. Die Technologie kann im Vergleich zu Ganzstahlfundamenten auch die Stahlbelastung reduzieren, was bei steigenden Stahlpreisen attraktiv werden kann. Es wird erwartet, dass Schwerkraftfundamente bis 2035 ein spezialisiertes, aber relevantes Segment bleiben.

Jacke:Schätzungen zufolge machen Jacket-Fundamente etwa 21 % des Marktes aus und werden häufig dort eingesetzt, wo Wassertiefe, Bodenbeschaffenheit und Turbinenlast Monopiles ungünstiger machen. Bei Jacket-Strukturen werden in der Regel drei oder vier Stahlbeine verwendet, die durch Verstrebungen verbunden sind, wodurch die Last auf mehrere Befestigungspunkte am Meeresboden verteilt wird. Diese Konfiguration kann je nach Projektbedingungen für Wassertiefen von etwa 35 Metern bis über 60 Metern geeignet sein. Jacken verwenden weniger konzentrierte Stahlmasse als große Monopiles, umfassen jedoch mehr einzelne Strukturelemente und Schweißnähte, was die Komplexität der Herstellung erhöht. Sie sind besonders relevant für große Turbinen, die weiter vor der Küste installiert sind, wo die Wellenbelastung stärker ist. Die offene Rahmenstruktur reduziert die hydrodynamische Belastung im Vergleich zu großen Vollzylindern. Es wird erwartet, dass die Nachfrage nach Windjacken weiterhin wichtig bleibt, da Projekte in tiefere Gewässer mit festem Grund vordringen und Entwickler Strukturen für Turbinen im Bereich von 12 MW bis 18 MW optimieren.

Nach Anwendungen

Dezentrale Windkraft:Es wird geschätzt, dass die dezentrale Windenergie etwa 6 % der Nachfrage auf dem Offshore-Windkraftmarkt ausmacht. Dazu gehören kleinere Offshore- oder Nearshore-Anlagen, die eher für den örtlichen Strombedarf, Inseln, Industrieanlagen, Häfen oder Mikronetze als für große zentralisierte Versorgungsnetze konzipiert sind. Offshore-Windenergie eignet sich natürlich für zentralisierte Projekte, da die Kosten für Turbinen, Schiffe, Kabel und Fundamente größere Entwicklungen begünstigen. Kleinere Konfigurationen können jedoch relevant sein, wenn isolierte Netze stark von importierten Brennstoffen abhängig sind. Ein verteiltes Offshore-System mit drei Turbinen mit einer Leistung von 15 MW könnte eine installierte Leistung von etwa 45 MW bereitstellen, was ausreicht, um den Verbrauch fossiler Brennstoffe auf einem kleinen Inselsystem erheblich zu reduzieren. Verteilte Anwendungen können auch Wind mit Batteriespeicher und lokaler Wasserstoffproduktion kombinieren. Das Segment bleibt kleiner, da die Genehmigungs- und Installationskosten pro Megawatt im Allgemeinen höher sind als bei Entwicklungen mit mehreren hundert Megawatt.

Zentralisierte Windkraft:Es wird geschätzt, dass die zentralisierte Windenergie etwa 94 % der Marktnachfrage ausmacht und die Offshore-Entwicklung dominiert, da große Projekte Skaleneffekte bei Turbinen, Fundamenten, Exportkabeln, Schiffen, Umspannwerken und Betrieben mit sich bringen. Kommerzielle Offshore-Parks haben zunehmend mehr als 500 MW, während mehrere aktuelle Projekte zwischen etwa 1 GW und mehr als 2 GW liegen. Das East Anglia THREE-Projekt von Iberdrola verfügt über eine Kapazität von etwa 1,4 GW und wird voraussichtlich Strom liefern, der dem Bedarf von mehr als 2,4 Millionen Menschen entspricht. Große zentralisierte Projekte sammeln Strom typischerweise über 66-kV-Kabel oder ähnliche Array-Kabel, bevor sie den Strom mit einer viel höheren Übertragungsspannung an Land exportieren. Projekte über 1 GW nutzen zunehmend HGÜ-Systeme, wenn Offshore-Entfernung und Übertragungsanforderungen die zusätzliche Konverterinfrastruktur rechtfertigen. Es wird erwartet, dass die zentralisierte Windenergie auch im Jahr 2035 die vorherrschende Anwendung bleiben wird, da die nationalen Energiesysteme eine Erweiterung der erneuerbaren Kapazitäten im Gigawatt-Maßstab erfordern.

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Regionaler Ausblick

Nordamerika

Auf Nordamerika entfallen schätzungsweise etwa 8 % der weltweiten Marktnachfrage, wobei die USA die wichtigste kommerzielle Chance darstellen. Die Offshore-Windenergieentwicklung und -betriebspipeline in den USA erreichte im Jahr 2024 etwa 80,5 GW, was einer Steigerung von etwa 53 % gegenüber der vorherigen Bewertung entspricht. South Fork Wind erreichte im März 2024 mit 132 MW den vollen kommerziellen Betrieb und demonstrierte damit den Fortschritt von der Entwicklung im Pilotmaßstab bis hin zum Einsatz im Versorgungsmaßstab. Mehrere größere Atlantic-Projekte befanden sich im Bau- oder fortgeschrittenen Planungsstadium. Während der jüngsten Expansionsphase wurden mehr als 2 Milliarden US-Dollar in Häfen, Schiffe, Fertigung, Personalentwicklung und die damit verbundene Infrastruktur investiert.

Die kurzfristigen Marktbedingungen in den USA bleiben herausfordernd, da politische Änderungen, Zulassungsunsicherheit, Finanzierungskosten und Projektstornierungen das Entwicklungsvertrauen beeinträchtigt haben. Die globalen Offshore-Aussichten wurden teilweise aufgrund der schwächeren Sichtbarkeit der US-Politik reduziert. Dennoch bleiben die langfristigen technischen Ressourcen erheblich, insbesondere entlang der Nordost- und Mittelatlantikküste. NextEra Energy und National Grid bieten relevante regionale Strom- und Netzerfahrung innerhalb der belieferten Unternehmensgruppe. Monopiles sind nach wie vor die vorherrschende kurzfristige Gründungsoption für Festbodenprojekte im Atlantik. Die Offshore-Entwicklung könnte wieder an Dynamik gewinnen, wenn staatliche Beschaffungsprogramme, Übertragungsinvestitionen und Projektökonomie bis in die 2030er Jahre aufeinander abgestimmt werden.

Asien-Pazifik

Der asiatisch-pazifische Raum macht schätzungsweise etwa 48 % des Offshore-Windkraftmarktes aus und bleibt das führende regionale Segment. China steht seit sieben Jahren in Folge weltweit an erster Stelle bei neuen Offshore-Windinstallationen und baut die Produktionskapazitäten für Turbinen, Fundamente, Türme, Kabel und Installationsschiffe weiter aus. China, Taiwan, Japan und Südkorea machen gemeinsam einen großen Teil der regionalen Entwicklung aus. Goldwind bringt eine bedeutende chinesische Technologiepräsenz innerhalb der belieferten Unternehmensgruppe ein, während Mitsubishi Electric an Energiesystemen und Elektrotechnik zur Unterstützung der Offshore-Infrastruktur beteiligt ist. Der asiatisch-pazifische Raum profitiert von starken inländischen Lieferketten für Stahl, Schiffbau, Häfen und Elektrogeräte, die den Einsatz im Gigawatt-Maßstab unterstützen können.

Das regionale Wachstum wird voraussichtlich etwa 20,8 % pro Jahr betragen, da neuere Märkte Leasingrahmen einführen. Japan und Südkorea verstärken ihre Offshore-Auktionsaktivitäten, um die Stromerzeugung zu diversifizieren und die Abhängigkeit von importierten Brennstoffen zu verringern. Taiwan entwickelt weiterhin Festbodenprojekte in der Taiwanstraße, während Indien großes Offshore-Potenzial entlang der westlichen und südlichen Küstenregionen evaluiert. Es wird erwartet, dass der jährliche regionale Zubau bis 2030 erheblich zunehmen wird, wenn die Turbinengrößen 15 MW überschreiten. Auch der asiatisch-pazifische Raum verfügt über großes Potenzial für den künftigen Einsatz in tieferen Gewässern, obwohl Monopiles und Jacket-Fundamente während der aktuellen Expansionsphase mit festem Boden weiterhin vorherrschend sind. Es wird erwartet, dass die Region bis 2035 ihre Führungsposition behält, da der Produktionsumfang und die politische Unterstützung die Offshore-Entwicklung stärken.

Europa

Auf Europa entfallen schätzungsweise etwa 39 % der weltweiten Nachfrage auf dem Offshore-Windenergiemarkt und es bleibt das ausgereifteste regionale Ökosystem für die Entwicklung großer Projekte, die Finanzierung, die Netzintegration und die Offshore-Lieferketten. Das Vereinigte Königreich, Deutschland, die Niederlande, Dänemark, Frankreich, Belgien, Polen und die aufstrebenden baltischen Märkte stellen wichtige Entwicklungszentren dar. Iberdrola, National Grid und Siemens Energy bieten eine starke europäische Vertretung innerhalb der belieferten Unternehmenslandschaft. Das Vereinigte Königreich unterhält eine der weltweit größten betriebsbereiten Offshore-Flotten und entwickelt weitere Multi-Gigawatt-Projekte in der Nordsee. Auch Deutschland und Frankreich haben im Jahr 2024 Großprojekte abgeschlossen.

Der Turbinenumfang und die Übertragungstechnologie machen in Europa rasante Fortschritte. Siemens Gamesa stellt Offshore-Turbinenplattformen mit bis zu etwa 15 MW bereit, während Hornsea 3 fast 200 große Offshore-Turbinen umfasst und voraussichtlich mehr als 3 Millionen Haushalte mit Strom versorgen wird. Iberdrola baut das rund 315 MW Windanker-Projekt mit 21 Turbinen mit einer Leistung von 15 MW und 21 Monopile-Fundamenten, während East Anglia THREE mithilfe der HGÜ-Exporttechnologie eine Kapazität von rund 1,4 GW bereitstellt. Die europäische Entwicklung wird zunehmend durch Offshore-Cluster statt durch isolierte Projekte organisiert. Diese Hubs können über 1 GW verfügen und Häfen, Kabelwege, Service-Infrastruktur und Übertragungsverbindungen gemeinsam nutzen. Es wird erwartet, dass Europa bis 2035 einen erheblichen globalen Anteil behalten wird.

Naher Osten und Afrika

Es wird geschätzt, dass der Nahe Osten und Afrika etwa 2 % der weltweiten Marktnachfrage ausmachen und weiterhin eine aufstrebende Offshore-Windregion sind. Die Offshore-Ressourcenentwicklung ist in der gesamten Region deutlich weniger ausgereift als Solar- oder Onshore-Windenergie, aber ausgewählte Märkte wie Südafrika, Marokko, Ägypten und die Golfstaaten prüfen Möglichkeiten für erneuerbare Küstenenergie. Große Stromnetze priorisieren derzeit Solar-, Gas- und Onshore-Windenergie, da die Installationskosten niedriger sind. Offshore-Windenergie kann jedoch relevant werden, wenn der Strombedarf steigt und geeignetes Land immer knapper wird.

Die langfristigen regionalen Chancen sind dort am größten, wo Offshore-Windenergie industrielle Wasserstoff-, Entsalzungs-, Küstenproduktions- und exportorientierte Energieprojekte unterstützen kann. Ein einzelner 1-GW-Offshore-Windpark, der mit einem Kapazitätsfaktor von 45 % betrieben wird, kann jährlich etwa 3,9 TWh Strom erzeugen und stellt damit eine wesentliche Energiequelle für industrielle Prozesse dar. Hafeninfrastruktur und Spezialschiffe bleiben große Hindernisse, da die Region noch nicht über die gleiche Offshore-Windkraft-Lieferkette wie Europa oder Asien verfügt. Es wird erwartet, dass die Entwicklung vor 2030 bescheiden bleibt, könnte sich aber bis 2035 beschleunigen, da globale Turbinen- und Fundamenttechnologien stärker standardisiert werden.

Liste der Top-Offshore-Windkraftunternehmen

• Iberdrola (Spanien)
• Suzlon Energy (Indien)
• Tata Power (Indien)
• NextEra Energy (USA)
• National Grid (Großbritannien)
• Siemens Energy (Deutschland)
• Mitsubishi Electric (Japan)
• Goldwind (China)

Marktanteil der Top-2-Unternehmen

Siemens Energy (Deutschland):Es wird geschätzt, dass Siemens Energy durch das Offshore-Turbinenportfolio von Siemens Gamesa und die Übertragungskapazitäten der Gruppe etwa 22 % des adressierbaren Marktes für Offshore-Technologie und -Infrastruktur unter den belieferten Unternehmen ausmacht. Siemens Gamesa verfügt über eine weltweit installierte Windkraftbasis von etwa 150 GW, darunter etwa 31 GW Offshore-Kapazität, während seine neueste kommerzielle Offshore-Plattform etwa 15 MW erreicht. Der SG 15-236 verwendet einen 236-Meter-Rotor und etwa 115-Meter-Blätter. Siemens Energy liefert auch Offshore-Netzausrüstung, einschließlich SF6-freier Schaltanlagen, die in großen Nordseeprojekten eingesetzt werden. Seine Position in der Turbinenerzeugungs- und Übertragungstechnologie ist von strategischer Bedeutung, da zentralisierte Offshore-Parks mit mehr als 1 GW zunehmend eine integrierte Hochspannungsinfrastruktur benötigen.

Iberdrola (Spanien):Schätzungen zufolge macht Iberdrola etwa 18 % des adressierbaren Entwicklungssegments unter den börsennotierten Unternehmen aus, unterstützt durch ein großes europäisches Offshore-Portfolio und mehrere im Bau befindliche Projekte. Das Unternehmen entwickelt das 315-MW-Windanker-Projekt mit 21 Turbinen mit einer Leistung von 15 MW und hat die Installation von 21 Monopiles Ende 2025 abgeschlossen. Windanker ist Teil eines baltischen Offshore-Hubs mit einer Gesamtkapazität von mehr als 1,1 GW. Iberdrola baut außerdem East Anglia THREE im Vereinigten Königreich mit einer Kapazität von etwa 1,4 GW und HGÜ-Übertragung. Das Unternehmen nutzt zunehmend Partnerschaften, um das Projektrisiko zu teilen, darunter eine 49-prozentige Minderheitsbeteiligung an Windanker und eine 50-prozentige Partnerschaft in East Anglia THREE. Diese Strukturen stärken die Kapitalflexibilität und bewahren gleichzeitig das Engagement in großen zentralisierten Offshore-Projekten.

Investitionsanalyse

Investitionen im Offshore-Windkraftmarkt richten sich zunehmend auf die Turbinenfertigung, Monopile-Fabriken, Jacket-Fertigung, Hochspannungs-Exportsysteme, Installationsschiffe, Hafenmodernisierungen, Offshore-Umspannwerke und langfristige Betriebsinfrastruktur. Die weltweit im Bau befindlichen Offshore-Projekte erreichten im Jahr 2024 ein Volumen von etwa 48 GW, während etwa 56 GW neue Kapazität durch staatliche Auktionen vergeben wurden, was einen erheblichen künftigen Kapitalbedarf zeigt. Die Skalierung von Turbinen treibt Investitionen in der gesamten Lieferkette voran, da eine 15-MW-Turbine Rotorblätter mit einer Länge von etwa 115 Metern und Fundamente von mehr als 1.000 Tonnen erfordern kann. Häfen müssen daher größere Kräne, tiefere Liegeplätze, stärkere Kais und deutlich größere Komponentenlagerflächen unterstützen. Außerdem werden spezielle Installationsschiffe modernisiert, um Gondeln und Türme mehrere hundert Meter über den Meeresspiegel zu heben. Die Übertragung stellt eine weitere wichtige Investitionskategorie dar, da Projekte im Gigawatt-Maßstab Offshore-Umspannwerke und Kabel erfordern, die mit immer höherer Spannung betrieben werden. Es wird erwartet, dass zentralisierte Windenergie, die etwa 94 % der Marktnachfrage ausmacht, bis 2035 den Großteil des Infrastrukturkapitals anziehen wird.

Strategische Projektpartnerschaften werden immer wichtiger, da Offshore-Entwicklungen mehrere Jahre vor dem kommerziellen Betrieb erhebliches Kapital erfordern. Die Windanker-Partnerschaft von Iberdrola übertrug eine Projektbeteiligung von 49 %, während der Entwickler 51 % behielt, und die East Anglia THREE-Struktur nutzt eine 50 %-Partnerschaft. Diese Vereinbarungen ermöglichen es Entwicklern, Kapital zu recyceln und gleichzeitig das betriebliche Risiko aufrechtzuerhalten. Die Finanzierung hängt zunehmend von langfristigen Stromverträgen ab, da stabile Cashflows das Risiko während der Bauphase reduzieren. Investitionen in die Lieferkette verlagern sich auch in Richtung lokaler Fertigungsanforderungen, die in staatliche Auktionen eingebettet sind. Die USA haben während der jüngsten Expansion mehr als 2 Milliarden US-Dollar in Häfen, Schiffe, Arbeitskräfte und Fertigung gesteckt, während europäische Unternehmen weiterhin in Fundamente und Kabelkapazitäten investieren. Es wird prognostiziert, dass die jährlichen Offshore-Installationen bis 2030 auf etwa 34 GW ansteigen werden, mehr als das Vierfache der 8 GW, die im Jahr 2024 hinzugefügt wurden, was bedeutet, dass zusätzliche Investitionen in Fertigung und Schiffe erforderlich sein werden, bevor der Einsatz das prognostizierte Niveau erreichen kann.

Entwicklung neuer Produkte

Die Entwicklung neuer Produkte konzentriert sich auf größere Offshore-Turbinen, stärkere Fundamente, digitale Betriebssysteme und emissionsärmere elektrische Geräte. Die aktuelle Offshore-Turbine SG 15-236 von Siemens Gamesa bietet eine Nennleistung von etwa 15 MW, einen Rotor von 236 Metern und eine überstrichene Fläche von nahezu 44.000 Quadratmetern. Ein Windpark mit einer Leistung von 1,5 GW kann daher die Zielkapazität mit etwa 100 Turbinen erreichen, statt mit mehr als 180 Einheiten bei einer Leistung von 8 MW. Größere Maschinen reduzieren die Gesamtmenge an Fundamenten und Array-Kabeln, belasten jedoch jede Struktur stärker. Die Monopile-Entwicklung geht folglich in Richtung größerer Durchmesser, dickerer Stahlplatten, automatisiertem Schweißen und verbessertem Ermüdungsdesign. Fundamenthersteller passen ihre Anlagen an, um Stahlplatten mit einer Dicke von mehreren Zentimetern zu Strukturen mit einem Durchmesser von mehr als 10 Metern zu walzen. Die Jacket-Entwicklung schreitet auch für tiefere Gewässer voran, wo große Monopiles technisch oder wirtschaftlich weniger attraktiv werden.

Elektrische Systeme entwickeln sich gleichzeitig weiter. Bei großen Projekten werden zunehmend Offshore-HGÜ-Konverterplattformen eingesetzt, die mehr als 1 GW über weite Strecken mit geringeren Verlusten als herkömmliche Wechselstromsysteme übertragen können. Die Konverterplattform East Anglia THREE von Iberdrola wiegt etwa 10.700 Tonnen und unterstützt ein Projekt mit einer Kapazität von etwa 1,4 GW. Darüber hinaus baut Siemens Energy die SF6-freie Offshore-Schaltanlagentechnologie weiter aus. Bis 2025 werden mehr als 2.000 Einheiten für Offshore-Anwendungen produziert. Die digitale Produktentwicklung umfasst Vibrationssensoren auf Turbinenebene, Rotorblattüberwachung, Nachlaufoptimierung und Ferninspektion mithilfe von Drohnen. Vorhersagesysteme können Getriebe-, Lager- oder Rotorblattprobleme vor einem Ausfall erkennen und so ungeplante Schiffsmobilisierungen reduzieren. Bis 2035 soll sich die Produktinnovation auf mindestens vier Ziele konzentrieren: höhere Turbinenleistung, kürzere Installationszeit, höhere Zuverlässigkeit und geringere Auswirkungen auf die Umwelt über den gesamten Lebenszyklus.

Fünf aktuelle Entwicklungen

• Juni 2024:Der weltweite Offshore-Bau beschleunigte sich, da die Entwickler eine im Bau befindliche Pipeline mit einer Leistung von etwa 48 GW voranbrachten, während sich die Turbinenkonstruktionen zunehmend in Richtung der 14-MW- bis 15-MW-Klasse bewegten.
• April 2025:Iberdrola hat die endgültige Baugenehmigung für das 315-MW-Offshore-Projekt Windanker erhalten und treibt den Bau eines 21-Turbinen-Projekts voran, das im Jahr 2026 in Betrieb gehen soll.
• Juni 2025:Die weltweit in Betrieb befindliche Offshore-Windkapazität erreichte etwa 83 GW, während rund 56 GW durch Auktionen vergeben wurden und der jährliche Zubau bis 2030 voraussichtlich erheblich zunehmen wird.
• Dezember 2025:Iberdrola hat die Installation aller 21 Monopile-Fundamente beim Windanker-Projekt abgeschlossen und damit seinen Ostsee-Offshore-Hub auf eine Gesamtkapazität von mehr als 1,1 GW ausgebaut.
• Mai 2026:Zulieferer von Offshore-Turbinen und -Netzen setzten die Skalierung von 15-MW-Plattformen, Hochspannungsübertragungsgeräten und der Fertigung großer Fundamente fort, während Multi-Gigawatt-Projekte in der Nordsee und im Baltikum immer tiefer in die Bauphase vordrangen.

Berichterstattung melden

Der Offshore-Windenergie-Marktbericht bewertet die Branchenbedingungen von 2026 bis 2035 in Bezug auf Fundamenttyp, Anwendung, regionale Entwicklung, Wettbewerbspositionierung, Investitionen, Technologie, Turbinengröße, Übertragung und Neubauprojekt. Die Produktsegmentierung umfasst Monopiles, Gravity und Jacket, was geschätzten Anteilen von etwa 67 %, 12 % bzw. 21 % entspricht. Die Anwendungsanalyse umfasst verteilte Windenergie und zentralisierte Windenergie, die etwa 6 % bzw. 94 % der Nachfrage ausmachen. Bei der Bewertung werden Fundamente mit festem Boden, Offshore-Umspannwerke, HGÜ-Übertragung, Array-Kabel, Projektauktionen, Hafeninfrastruktur, Schiffe, digitale Wartung, Turbinenskalierung und Fertigungsanforderungen untersucht. Die derzeit weltweit in Betrieb befindliche Offshore-Kapazität beträgt etwa 83 GW, wobei etwa 48 GW im Bau sind und etwa 56 GW durch Auktionen im letzten großen jährlichen Entwicklungszyklus vergeben werden. Moderne Turbinenplattformen erreichen rund 15 MW mit Rotordurchmessern von etwa 236 Metern.

Die regionale Abdeckung umfasst den asiatisch-pazifischen Raum, Europa, Nordamerika, den Nahen Osten und Afrika sowie Lateinamerika, wobei der asiatisch-pazifische Raum schätzungsweise etwa 48 % der aktuellen Nachfrage ausmacht und jährlich um etwa 20,8 % wächst. Die Wettbewerbsberichterstattung konzentriert sich auf Iberdrola, Suzlon Energy, Tata Power, NextEra Energy, National Grid, Siemens Energy, Mitsubishi Electric und Goldwind. Der Bericht bewertet zentralisierte Versorgungsprojekte, verteilte Anwendungen, Turbinenherstellung, Fundamentherstellung, Netzverbindungen, Partnerschaften, Lieferkettenentwicklung, Projektfinanzierung und langfristige Operationen. Zu den aktuellen Branchenindikatoren zählen etwa 8 GW neue Offshore-Kapazität, die im Jahr 2024 angeschlossen wird, eine weltweit installierte Kapazität von über 83 GW, prognostizierte jährliche Zuwächse von 34 GW bis 2030 und einzelne Offshore-Turbinen mit einer Nennleistung von etwa 15 MW. Der angegebene Wachstumskurs von 18,4 % wird neben größeren Turbinen, der Entwicklung tieferer Gewässer, dem Ausbau der Übertragungsnetze, regionalen Energiesicherheitsstrategien und der wachsenden Nachfrage nach großflächiger erneuerbarer Energie bis 2035 bewertet.