Die Herausforderung schlechthin für Offshore-Windenergie ist es, Kosten zu senken: Unterseekabel und Fundamente haben bis vor kurzem die Offshore-Windnutzung zu einer teuren Alternative gemacht.

Aufgrund von neuen Fundamentierungstechnologien in Verbindung mit Megawatt-Anlagen steht man heute bereits an einem Punkt, wo Offshore-Windenergie im Vergleich zu Anlagen an Land durchaus konkurrenzfähig wird, zumindest im Flachwasserbereich bei Tiefen bis zu 15 m (50 ft.).

Da Offshore-Winde normalerweise um 50 Prozent mehr Energie enthalten als die Winde von vergleichbaren, nahen Standorten im Flachland, kann die Nutzung von Offshore-Energie recht attraktiv sein, siehe die Seite über Windbedingungen an Offshore-Standorten.

Zwei dänische Elektrizitätsgesellschaften und drei technische Unternehmen haben in den Jahren 1996-1997 eine bahnbrechende Studie über das Design und die Kosten von Fundamenten für Offshore-Windkraftanlagen erstellt. Der Bericht schließt, daß für große Offshore-Windparks Stahl wirtschaftlich wesentlich günstiger ist als Beton.

Es sieht so aus, als würden alle neuen Technologien bis in eine Tiefe von mindestens 15 m wirtschaftlich sein, und möglicherweise sogar noch darüber hinaus. Jedenfalls sind die Grenzkosten beim Vordringen in tiefere Gewässer weit geringer als bisher angenommen.

Mit diesen Überlegungen sind die Kosten für Fundamente und Netzanbindung bei 1.5 MW-Anlagen um nur 10 bis 20 Prozent höher als die entsprechenden Kosten für die 450-500 KW-Anlagen in den Offshore-Windparks bei Vindeby und Tunø Knob in Dänemark.

Entgegen der vorherrschenden Meinung ist Korrosion nicht das Hauptproblem bei Stahlkonstruktionen im offenen Meer. Die Erfahrung mit Ölplattformen hat gezeigt, daß diese mit Hilfe von kathodischem (elektrischem) Korrosionsschutz entsprechend geschützt werden können.

Die Oberflächenbehandlung (Lack) von Offshore-Anlagen wird routinemäßig mit einer höheren Schutzkategorie erfolgen als für Windkraftanlagen an Land.

Die Fundamente für Ölplattformen sind normalerweise für eine Lebensdauer von 50 Jahren ausgelegt. Das entspricht auch der Lebensdauer, die der oben erwähnten Studie zugrunde liegt.

Die in der Studie betrachtete Windkraftanlage ist ein moderner 1.5 MW-Luvläufer mit drei Rotorblättern, einer Nabenhöhe von rund 55 m (180 ft.) und einem Rotordurchmesser von ungefähr 64 m (210 ft.).

Die Nabenhöhe dieser Referenzanlage ist niedrig im Vergleich zu einer typischen Anlage dieser Größe an Land. In Norddeutschland beträgt die typische Nabenhöhe einer 1.5 MW-Anlage zwischen 60 und 80 m (200 bis 260 ft.). Wegen der sehr glatten Oberfläche des Wassers (geringe Rauhigkeit ) ist es wirtschaftlich, einen niedrigeren Turm einzusetzen. Sie können diese Überlegungen nachvollziehen, indem Sie den Leistungs-Calculator heranziehen, der bereits über ein eingebautes Beispiel mit einer 1.5 MW-Offshore-Anlage verfügt.