Erstmals mehr als zehn Gigawatt Offshore-Windkraft installiert
Nord- und Ostsee werden immer relevanter für die Energieversorgung in Deutschland. Allein das, was im ersten Halbjahr an Offshore-Anlagen neu ans Netz angeschlossen wurde, entspricht etwa der Leistung eines modernen Atomreaktors: 1077 Megawatt aus 84 Windkraftanlagen. Damit überschreitet die installierte Offshore-Windleistung in Deutschland erstmals die Marke von zehn Gigawatt.
Ein großer Teil der neu angeschlossenen Anlagen gehört zu zwei Windparks der Energiekonzerne Ørsted und ENBW nordwestlich von Borkum, Riffgrund 3 und He Dreiht, sowie zum RWE-Projekt Nordseecluster A nördlich der Insel Juist. Weitere 22 Windräder mit einer Leistung von 323 Megawatt sind dort schon errichtet, aber noch nicht in Betrieb. Zudem seien die finalen Investitionsentscheidungen für weitere Projekte mit einer Leistung von insgesamt 2,6 Gigwatt getroffen worden, berichtet der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO).
Mit zehn Gigawatt ist jetzt etwa ein Drittel dessen erreicht, was von der Bundesregierung als Ausbauziel für das Jahr 2030 vorgesehen war. Schon vor zwei Jahren war klar, dass bis zu diesem Zeitpunkt nur 27 Gigawatt Offshore-Windleistung realisiert werden können. „Nach aktueller Planung“, so vermeldet der BWO jetzt, würden die 30 Gigawatt bis zum Jahr 2032 erreicht. Doch für Windprojekte über 17,5 Gigawatt liegt eine finale Investitionsentscheidung nicht vor. Das heißt: Einige Konzerne zögern noch, ihr Vorhaben zu verwirklichen, obwohl sie teilweise Windparkflächen mit Milliardengeboten ersteigert und seither viel Geld in die Vorplanungen investiert haben.
Turbinen, Kabel, Logistik – alles ist viel teurer geworden
„Die Situation im Offshore-Bereich hat sich dramatisch verschlechtert“, erklärt Georg Stamatelopoulos: „Windturbinen, Logistik, Kabel – alles ist teurer geworden. Im Fünf-Jahres-Vergleich liegt die Kostensteigerung bei 30 bis 40 Prozent, über 15 Jahre bei mehr als 50 Prozent. Rohstoffpreise für Stahl und Kupfer sind gestiegen, Personalkosten ebenso“, erläuterte der ENBW-Vorstandschef jüngst im Interview mit der F.A.Z. die veränderten Rahmenbedingungen. Die Preissteigerungen in Kombination mit den erheblichen Unsicherheiten über die künftig erzielbaren Erlöse für den Strom machen die frühere Kalkulation obsolet – und erschweren auch die Finanzierung.
Bis jetzt gibt es rechtlich noch keine Möglichkeit, die ersteigerten Flächen zurückzugeben. Doch die Branchenverbände wie BWO, Stiftung Offshore-Windenergie, der Maschinenbauverband VDMA und andere machen Druck, das Problem durch eine zügige Anpassung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) zu lösen. Niemandem könne daran gelegen sein, dass die Projekte gar nicht umgesetzt werden könnten, lautet das Argument. Vielfach wird an den „Fadenriss“ im vergangenen Jahrzehnt erinnert, als aufgrund geänderter Förderbedingungen vor allem die Zulieferer in Existenznöte gerieten, wodurch das Lieferanten-Netzwerk nachhaltig geschädigt wurde.
Die Rückgabe von Flächen soll den „Fadenriss“ verhindern
Damit es nicht wieder so weit kommt, soll die Bundesregierung nun Kriterien für eine Rückgabe definieren und einen Mechanismus schaffen, damit die betroffenen Flächen unverzüglich neu ausgeschrieben werden können, fordern die Verbände. Dabei sollen Konzerne von den hohen Zahlungen für die Gebote zum großen Teil entlastet werden, sodass sie auch bereit für eine schnelle Lösung seien, so die Idee. Im Gegenzug würden die rückgabewilligen Konzerne von einer Neuausschreibung unter neuen Bedingungen ausgeschlossen.
Mit ihrer Forderung zielen die Branchenorganisationen auf die in den Jahren 2023 bis 2025 ausgeschriebenen Windpark-Flächen, für die im ersten Jahr noch hohe Milliarden geboten wurden (siehe Tabelle). In den Jahren danach schrumpften die Gebote schnell. Im Jahr 2025 wurde gar kein Bieter gefunden. Dabei wurde in der Branche als weiteres Problem angegeben, dass die Ausbeute der Windparks durch Verschattung geringer wäre, was die Kalkulation noch weiter verschlechtere. Zudem stößt sich die Branche am Ausmaß des sogenannten Overplanting, das von der Bundesnetzagentur (BNetzA) gefordert wird. Das bedeutet, dass die Kapazität der Windkraftanlagen deutlich größer sein soll als die Kapazität der Netzanbindung, weil etwa durch Reparatur- und Wartungsarbeiten immer ein Teil der Windräder nicht in Betrieb ist.
Für das Jahr 2026 wurden die geplanten Ausschreibungen weiterer Windparkflächen von der BNetzA ausgesetzt. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) ist mit der Überarbeitung des Flächenzuschnitts befasst. Jetzt werden neue Ausschreibungen für das Jahr 2027 erwartet. Das längerfristige Ausbauziel – mindestens 70 Gigawatt Offshore-Wind bis zum Jahr 2045 – soll durch die Verschiebung der Ausschreibungen nicht in Gefahr sein, heißt es bei der Bundesnetzagentur.
Jetzt wird um die Frage gerungen, welches Design die Ausschreibungen für künftige Flächen haben müssten, damit Investoren wieder für die Realisierung dieses Teils der Energiewende gewonnen werden können. „Für künftige Vergaben braucht Deutschland ein indexiertes CfD-only-Modell, das Finanzierungskosten senkt, Projekte realisierbar macht und die Lieferkette stabilisiert“, fordert BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm.
Mit CfD sind sogenannte „Contracts for Difference“ (zweiseitige Differenzverträge) gemeint, die wie eine Art Versicherung für die Windparkbetreiber funktionieren. Dazu wird ein bestimmter Strompreis für eine feste Laufzeit vereinbart, der vom Staat garantiert wird, auch wenn der Börsenpreis tatsächlich darunter liegt. Dieser staatlichen Förderung steht die Pflicht der Betreiber gegenüber, bei höheren Strompreisen an der Börse die zusätzlichen Einnahmen an den Staat abzuführen. Eine Indexierung, wie von der Branche vorgeschlagen, könnte mit Blick auf die Inflation oder weitere Preise (etwa für Stahl) für die lang laufenden Projekte eine zusätzliche Stabilität bringen. Die dafür nötige Änderung am Windenergie-auf-See-Gesetz ist aktuell in der entscheidenden politischen Abstimmung.