Volgens topvrouw Anna Borg van het Zweedse staatsenergiebedrijf Vattenfall is de beschikbare ruimte voor offshore windparken in delen van de Duitse Noordzee beperkt. Dat creëert niet alleen planningsuitdagingen, maar ook operationele inefficiënties doordat windparken elkaar beïnvloeden via het zogenoemde wake-effect.

• Gebieden voor offshore wind in de Duitse Noordzee zijn beperkt
• Installaties hinderen elkaar door het wake-effect
• Twee gebieden konden in augustus 2025 niet worden geveild

De discussie over de aantrekkelijkheid van Duitse offshore gebieden speelt al langer. In augustus 2025 slaagde de Bundesnetzagentur er niet in om twee gebieden in de Noordzee succesvol te veilen. In januari werd bovendien bekend dat de federale regering een voor dit jaar geplande aanbesteding wil uitstellen. Dat wijst op terughoudendheid vanuit de markt en op spanningen tussen beleidsambities en economische realiteit.

Investment view

De meest opvallende uitspraak van Borg is dat sommige windparken elkaar letterlijk in de schaduw zetten. Dat onderstreept dat het niet alleen een vergunningsvraagstuk is, maar ook een fysiek rendementsprobleem. Tegelijk denken wij dat het directe effect op beursgenoteerde industriële afnemers beperkt is.

• Het wake-effect kan het rendement per turbine verlagen
• Uitgestelde veilingen wijzen op prijsonzekerheid en risicoperceptie
• Industriële afnamecontracten dempen commerciële risico’s

Het wake-effect betekent dat windturbines in elkaars luwte staan, waardoor de efficiëntie van latere installaties afneemt. Dat heeft directe implicaties voor opbrengstberekeningen en interne rendementsdoelstellingen. In een markt waar kapitaalkosten hoog zijn en balansdiscipline centraal staat, weegt elk procentpunt productieverlies zwaar mee in investeringsbeslissingen.

Dat Vattenfall afzag van eerdere gebieden om economische redenen is veelzeggend. Borg gaf expliciet aan dat een prijsafdekking door de federale overheid de beoordeling had kunnen veranderen. Dat impliceert dat zonder vorm van risicodeling het projectrendement onvoldoende aantrekkelijk werd geacht. In een omgeving van hogere rente en strengere kapitaalallocatie door energiebedrijven is dat logisch.

Voor industriële afnemers zoals BASF, Salzgitter en LyondellBasell blijft de impact echter beheersbaar. Deze bedrijven gebruiken langjarige stroomafnamecontracten om prijsonzekerheid te beperken en hun CO2 voetafdruk te verlagen. De fysieke beperkingen in de Noordzee veranderen op korte termijn weinig aan hun strategische verduurzamingsplannen.

Macro-economisch past dit in een bredere trend waarbij de energietransitie botst op fysieke en financiële grenzen. Netcapaciteit, ruimtegebruik en kapitaalkosten worden steeds belangrijkere factoren. De concurrentiepositie van energie-intensieve bedrijven hangt niet alleen af van de stroomprijs, maar ook van leveringszekerheid en regulatoire stabiliteit.

Onze visie is dat de structurele vraag naar offshore wind overeind blijft, maar dat selectiviteit toeneemt. Projecten zonder staatssteun of prijsafdekking moeten aantoonbaar robuuste rendementen bieden. Voor aan offshore gerelateerde aandelen betekent dit een omgeving waarin discipline en schaal bepalend zijn. Wij blijven neutraal tot licht positief op bedrijven met sterke balans en lange termijn afnamecontracten.

Achtergrond: Europese spreiding en geïntegreerde energiemarkt

Een analyse van het Fraunhofer-Instituut Iwes suggereert dat de bouw van Duitse windparken in Europese buurlanden de energietransitie goedkoper kan maken. Volgens de Bundesverband Windenergie Offshore kan dit miljarden euro’s aan kosten besparen.

• Bouw in Deense of Zweedse wateren kan ruimtedruk verlichten
• Europese interconnectie maakt grensoverschrijdende levering mogelijk
• Kostenoptimalisatie kan de businesscase versterken

Borg gaf aan dat het bouwen van windparken buiten Duitse wateren, specifiek gericht op de Duitse markt, onderzocht zou moeten worden. Tegelijk wees zij op het bestaande geïntegreerde Europese energiesysteem, waarin elektriciteit al vrij tussen landen stroomt. Dat maakt nationale grenzen minder relevant vanuit systeemperspectief.

De kernvraag is daarmee niet alleen waar turbines fysiek staan, maar hoe efficiënt het totale Europese energiesysteem functioneert. Met toenemende interconnectie kan productie op de meest rendabele locaties plaatsvinden, terwijl consumptie elders plaatsvindt. Dit kan de druk op de Duitse Noordzee verminderen en tegelijkertijd schaalvoordelen creëren.

Conclusie

De beperkte ruimte in de Duitse Noordzee en het wake-effect onderstrepen dat de energietransitie niet onbeperkt schaalbaar is zonder fysieke en economische beperkingen. Uitgestelde veilingen en terughoudendheid bij biedingen tonen aan dat rendement en risicodeling cruciaal zijn. Tegelijk blijven industriële afnamecontracten en Europese integratie stabiliserende factoren. Wij zien een markt die volwassen wordt, met meer nadruk op rendement, balanssterkte en strategische positionering. Voor kwaliteitsbedrijven in offshore wind en industriële afname blijven de vooruitzichten constructief, mits kapitaaldiscipline wordt gehandhaafd.

🔵 English version

Vattenfall: Limited offshore wind capacity in the German North Sea

According to CEO Anna Borg, available space for offshore wind farms in parts of the German North Sea is becoming constrained. This not only complicates planning but also creates operational inefficiencies due to the so called wake effect, where turbines interfere with each other’s wind flow.

• Offshore areas in the German North Sea are limited
• Wind farms are negatively affected by the wake effect
• Two areas failed to attract bids in August 2025

The debate about the attractiveness of German offshore zones has intensified. In August 2025, the federal network agency failed to auction two North Sea areas. In January, the federal government announced it would postpone a planned tender for this year. This reflects a gap between policy ambitions and economic feasibility.

Investment view

The most notable statement from Borg is that wind farms are effectively casting shadows on each other. This highlights that the issue is not merely regulatory, but fundamentally about project economics. In our view, the direct impact on listed industrial offtakers remains limited.

• The wake effect reduces turbine efficiency and output
• Postponed auctions signal pricing uncertainty and elevated risk perception
• Long term power purchase agreements mitigate commercial exposure

The wake effect directly impacts expected generation and internal rate of return calculations. In a higher interest rate environment with stricter capital allocation discipline, even marginal output reductions materially affect project viability.

Vattenfall’s decision to refrain from bidding on certain areas for economic reasons is telling. Borg indicated that a federal price hedge could have changed the investment assessment. This implies that, absent risk sharing mechanisms, projected returns did not meet internal thresholds. In today’s capital markets environment, that stance reflects rational capital discipline.

For industrial offtakers such as BASF, Salzgitter and LyondellBasell, the near term impact appears manageable. These companies rely on long term power purchase agreements to hedge energy costs and reduce carbon intensity. Physical constraints in the North Sea do not materially alter their strategic decarbonization trajectory in the short run.

From a macro perspective, this development illustrates the structural friction within the energy transition. Grid capacity, spatial limitations and rising capital costs increasingly shape project economics. Competitive positioning for energy intensive industries depends not only on price, but also on supply reliability and regulatory clarity.

We maintain a neutral to slightly constructive stance on offshore wind related equities with strong balance sheets and contracted revenues. Structural demand remains intact, but project selectivity and capital discipline are becoming decisive factors.

Background: European diversification and integrated power markets

An analysis by the Fraunhofer Institute Iwes suggests that building German wind projects in neighboring European waters could reduce overall transition costs. The German Offshore Wind Association estimates potential savings in the billions of euros.

• Danish and Swedish waters may alleviate spatial bottlenecks
• European interconnectors enable cross border power flows
• Cost optimization could enhance overall project economics

Borg indicated that constructing wind farms outside German waters, dedicated to the German market, warrants examination. At the same time, she emphasized the existence of an integrated European power market where electricity already flows across borders.

The key question is therefore not solely geographic placement, but system level efficiency. With increasing interconnection capacity, generation can be optimized where resource conditions are strongest, while demand is met elsewhere. This approach could ease spatial pressure in the German North Sea and unlock scale efficiencies.

Conclusion

Limited space in the German North Sea and the wake effect underline that the energy transition faces tangible physical and economic constraints. Failed auctions and bidding reluctance highlight the importance of return thresholds and risk sharing. However, long term offtake agreements and European market integration provide structural support. The sector is maturing, with greater emphasis on disciplined capital allocation, balance sheet strength and strategic positioning. For high quality offshore developers and industrial offtakers, the long term outlook remains constructive under a framework of prudent execution.