Windkraft wird teurer: Rohstoffe, Lieferketten und die wahren Kosten der Energiewende

34 US-Dollar pro Megawattstunde. Das sind die globalen durchschnittlichen Stromgestehungskosten (LCOE) fur Onshore-Windkraft im Jahr 2024 — ein Ruckgang von 70 Prozent seit 2010, aber mit einem Anstieg von 3 Prozent gegenuber dem Vorjahr ¹. Fur Offshore-Wind liegt die LCOE bei 79 USD/MWh — ebenfalls 4 Prozent hoher als 2023 ¹. Die Erzahlung der Windkraft als stetig billiger werdende Energiequelle bekommt Risse. Nicht weil die Technologie scheitert — sondern weil die physischen Grundlagen teurer werden.

Stahl, Kupfer, Seltene Erden, Glasfaser, Beton: Eine einzelne Offshore-Windturbine der 15-Megawatt-Klasse wiegt uber 1.000 Tonnen und erfordert Materialien aus mindestens vier Kontinenten. Wenn die Rohstoffpreise steigen, die Lieferketten unter Druck geraten und Chinas Exportkontrollen fur Seltene Erden den Zugang zu Permanentmagneten gefahrden, schlagt das direkt auf die Investitionskosten pro installiertem Megawatt durch. Die Energiewende ist kein Software-Update — sie ist ein Infrastrukturprojekt, und Infrastruktur hat Materialkosten.

Materialintensitat: Warum Windkraft physisch teuer ist

Der grosste Einzelposten ist Stahl. Turm, Fundament, Gondel und interne Strukturen einer Offshore-Turbine bestehen zu rund 90 Prozent aus Stahl ². Europaische Stahlpreise lagen Ende 2022 rund 160 Prozent hoher als Anfang 2019; in den USA sogar 270 Prozent. Chinesische Stahlpreise blieben im selben Zeitraum nahezu unverandert — ein Preisunterschied, der europaische Windkraftprojekte strukturell gegenuber asiatischen Wettbewerbern verteuert ².

Kupfer — unverzichtbar fur Generatoren, Verkabelung und Netzanbindung — hat sich seit 2020 um 60 bis 80 Prozent verteuert. Eine Offshore-Windturbine benotigt pro installiertem Megawatt rund 3 bis 5 Tonnen Kupfer. Bei einem LME-Kupferpreis von uber 9.000 USD pro Tonne sind das allein 27.000 bis 45.000 USD Kupferkosten pro Megawatt.

Der kritischste Engpass liegt bei den Seltenen Erden. Neodym und Dysprosium sind die Grundlage fur die Permanentmagnete in den Generatoren moderner Windturbinen. China kontrolliert rund 60 Prozent des globalen Bergbaus und uber 90 Prozent der Raffination von Seltenen Erden ³. Die Exportkontrollen, die Peking im April 2025 fur sieben schwere Seltene-Erden-Elemente verhangt hat, trafen die europaische Windindustrie direkt: Ohne Permanentmagnete kein Direct-Drive-Generator, ohne Generator keine Turbine. Einzelne Fabriken mussten ihre Auslastung drosseln ⁴. Zwar wurden die scharfsten Kontrollen im November 2025 befristet suspendiert, aber die Lizenzpflichten bleiben — und Peking kann jederzeit erneut eskalieren.

LCOE-Entwicklung: Die Kostensenkungskurve flacht ab

Die IRENA-Zahlen fur 2024 bestatigen den Trend: Die Ara der linearen Kostensenkung ist vorbei ¹.

Onshore-Wind erreichte 2024 eine globale durchschnittliche LCOE von 34 USD/MWh (0,034 USD/kWh) — 70 Prozent unter dem Niveau von 2010 und 53 Prozent unter fossilen Kraftwerken. Aber der Jahrevergleich zeigt eine Stagnation: +3 Prozent gegenuber 2023. Die Installationskosten liegen bei 1.041 USD/kW — stabil, aber nicht mehr sinkend.

Offshore-Wind bei 79 USD/MWh (0,079 USD/kWh) — 62 Prozent unter 2010, aber +4 Prozent gegenuber 2023. Die Installationskosten von 2.852 USD/kW reflektieren weiterhin hohe Kosten fur Fundamente, Spezialschiffe und Netzanbindung. IRENA prognostiziert, dass die Installationskosten in den nachsten funf Jahren auf rund 2.316 USD/kW fur Offshore und 861 USD/kW fur Onshore sinken sollen — eine Verbesserung, die stabile Rohstoffpreise und entspannte Lieferketten voraussetzt ¹.

Deutschlands Windkraft: Rekordzubau, aber weit unter Ziel

Deutschland hat 2025 einen Onshore-Windkraft-Zubau von 4,5 Gigawatt erreicht und damit die installierte Leistung auf rund 68 GW erhoht ⁵. Offshore kamen nur 0,29 GW hinzu — die Gesamtkapazitat liegt bei 9,7 GW zum Jahresstart 2026 ⁶.

Das politische Ziel: 115 GW onshore und 30 GW offshore bis 2030. Das erfordert beim Onshore-Ausbau fast eine Verdoppelung des jahrlichen Tempos — von 4,5 auf uber 9 GW. Beim Offshore-Ausbau musste die Kapazitat von 9,7 auf 30 GW verdreifacht werden. Branchenvertreter schatzen, dass realistisch rund 20 GW offshore bis Ende des Jahrzehnts erreichbar sind ⁶.

Fur Anleger entsteht daraus eine differenzierte Investitionsthese: Windkraft-Zulieferer mit vertikaler Integration und gesichertem Rohstoffzugang — etwa durch eigene Recycling-Kapazitaten fur Seltene Erden — sind besser positioniert als reine Projektentwickler, die steigende Materialkosten eins zu eins in ihre Kalkulationen ubernehmen mussen.

Zuliefererketten unter Druck

Der europaische Windkraft-Ausbau wird nicht durch fehlende Nachfrage gebremst, sondern durch physische Kapazitatsengpasse. Spezialinstallationsschiffe — die Krane, die 15-Megawatt-Turbinen auf See montieren — sind auf Jahre ausgebucht. Neue Schiffe zu bauen dauert drei bis funf Jahre und kostet mehrere hundert Millionen Euro pro Einheit.

Europa installierte 2024 insgesamt 15 GW neue Windkapazitat — eine Steigerung gegenuber den Vorjahren, aber noch immer unter dem Tempo, das fur die EU-Ausbauziele bis 2030 erforderlich ware ⁷. Die Lucke zwischen politischem Ambitionsniveau und industrieller Lieferfahigkeit wachst.

Das ist keine regulatorische Frage, sondern eine industrielle — und sie wird in Werften, Stahlwerken und Seltene-Erden-Raffinerien entschieden, nicht in Parlamenten.

Daten & Evidenz

Haufig gestellte Fragen

Wird Windkraft wieder billiger?
IRENA prognostiziert sinkende Installationskosten in den nachsten funf Jahren — auf 861 USD/kW fur Onshore und 2.316 USD/kW fur Offshore. Diese Prognose setzt stabile Rohstoffpreise und entspannte Lieferketten voraus. Die kurzfristigen LCOE-Anstiege (+3-4% im Jahr 2024) zeigen, dass die Kostensenkung nicht mehr linear verlauft.

Warum sind Seltene Erden so wichtig fur Windkraft?
Neodym und Dysprosium werden fur Permanentmagnete in Direct-Drive-Generatoren benotigt. China kontrolliert 91 Prozent der Raffination. Die Exportkontrollen seit April 2025 haben die europaische Lieferkette direkt getroffen — trotz der befristeten Suspension im November 2025 bleibt das Risiko bestehen.

Erreicht Deutschland die Ausbauziele bis 2030?
Bei Onshore (Ziel: 115 GW) musste der jahrliche Zubau von 4,5 auf 9+ GW verdoppelt werden. Bei Offshore (Ziel: 30 GW) musste die Kapazitat von 9,7 GW verdreifacht werden. Branchenexperten halten 20 GW offshore fur realistischer.

Kernaussagen

• LCOE fur Wind steigt leicht: Onshore +3%, Offshore +4% im Jahr 2024 — die Ara der linearen Kostensenkung ist vorbei.
• Rohstoffkosten setzen einen physischen Boden: Stahl (+160% in Europa seit 2019), Kupfer (+60-80% seit 2020), Seltene Erden abhangig von Chinas Exportpolitik.
• Deutschland hat 2025 einen Onshore-Zubau von 4,5 GW erreicht — das 115-GW-Ziel fur 2030 erfordert eine Verdoppelung des Tempos.
• Zuliefererketten-Engpasse bei Offshore-Fundamenten und Installationsschiffen begrenzen die Ausbaugeschwindigkeit unabhangig von politischem Willen.

Quellen

Alle Analysen zu Energiemarkten, Windkraft und Rohstoffen finden Sie im Energiewende & Rohstoffe Silo.