Deutschland setzt große Hoffnungen auf Strom aus Nord- und Ostsee. Doch viele Projekte kämpfen mit steigenden Kosten und unsicheren Rahmenbedingungen. Energieexperte Dominik Hübler erläutert, welche Reformen jetzt notwendig sind – ein Gespräch zum Internationalen Tag des Windes am 15. Juni.

Deutschland verfügt nur über begrenzte Wasserkraftpotenziale, hat sich von der Kernenergie verabschiedet und stößt beim Ausbau der Onshore-Windkraft auf Flächenkonflikte. Offshore-Anlagen können hingegen gleichmäßig große Mengen sauberen Stroms liefern. Deshalb wird ein dekarbonisiertes Stromsystem in Deutschland wesentlich mehr Offshore-Leistung benötigen als die heutigen rund zehn Gigawatt. Ob am Ende die von der Bundesregierung gesetzte Zielmarke von 70 Gigawatt bis 2045 tatsächlich erreicht wird, ist weniger entscheidend als die Tatsache, dass der Ausbau der Offshore-Windkraft unverzichtbar ist.

Der größte Vorteil der Offshore-Windkraft sind die deutlich höheren Erträge. Gute Offshore-Anlagen erreichen rund 4.000 Volllaststunden pro Jahr und damit etwa doppelt so viel wie Windräder an Land. Zudem weht auf See der Wind stärker und gleichmäßiger. Dadurch wird der Strom über den Tag und das Jahr hinweg verlässlicher erzeugt. Der Vorteil gegenüber der Photovoltaik besteht darin, dass Offshore-Windkraft nicht auf Sonnenlicht angewiesen ist und daher auch nachts sowie in den Wintermonaten einen bedeutenden Beitrag zur Stromversorgung leisten kann.

Nein. Eine Steigerung von heute 10 auf 30 Gigawatt Offshore-Windkraft bis 2030 ist nicht mehr erreichbar. Lange Zeit ging die Fachwelt davon aus, dass dieses Ziel eher knapp verfehlt wird. Inzwischen zeichnet sich ein anderes Bild ab. Ein Grund sind die Flächenausschreibungen von knapp 17 Gigawatt der Jahre 2023 und 2024, bei denen oft Unternehmen mit außergewöhnlich hohen Geboten den Zuschlag erhielten. Nun kämpfen viele dieser Projekte mit Wirtschaftlichkeitsproblemen. Etwa zehn Gigawatt wackeln. Es ist fraglich, ob sie in der geplanten Form umgesetzt werden können. Lassen sich diese Probleme nicht lösen, drohen weitere Verzögerungen. Dann könnte die installierte Offshore-Leistung 2030 deutlich unter den angestrebten 30 Gigawatt liegen – möglicherweise eher bei 15 Gigawatt.

Zum einen sind nach den Rekordzuschlägen die Kosten für Anlagen, Bau und Finanzierung deutlich gestiegen. Gleichzeitig haben sich die Erwartungen an die künftigen Strompreise eingetrübt, weil die Nachfrage nach grünem Strom voraussichtlich langsamer wachsen wird als angenommen. Dadurch sind die wirtschaftlichen Aussichten vieler Projekte schlechter geworden.

Verstärkt wird das Problem durch die Gestaltung der Ausschreibungen. Die Strafzahlungen für Unternehmen, die ein Projekt später doch nicht umsetzen, sind im Verhältnis zu den gesamten Investitionskosten gering. Deshalb konnten Bieter sehr hohe Gebote abgeben, obwohl sich die Projekte oft nur dann rechnen, wenn sich die Marktbedingungen günstig entwickeln. Das hat der Chef des Energiekonzerns Total, der zu den erfolgreichen Bietern gehörte, auch öffentlich bestätigt.

Die Kombination aus hohen Eintrittszahlungen, gestiegenen Kosten und unsichereren Erlösen bringt viele Projekte der Ausschreibungsrunden 2023 und 2024 unter Druck. Die Politik steht deshalb vor der Aufgabe, mit der Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes ein Ausschreibungsdesign zu entwickeln, das Investitionen ermöglicht und zugleich einen verlässlichen Ausbau der Offshore-Windkraft sicherstellt.

Die Erfahrungen in Ländern wie Großbritannien, Polen, Irland und zuletzt auch Dänemark zeigen, dass das Interesse an Offshore-Windprojekten ungebrochen ist. Entscheidend sind jedoch die richtigen Rahmenbedingungen. Interessant ist, dass alle diese Länder auf Differenzverträge setzen. Sie garantieren Windkraftbetreibern einen festen Strompreis. Liegt der Marktpreis darunter, gleicht der Staat die Differenz aus. Liegt er darüber, müssen die Betreiber die Mehreinnahmen zurückzahlen. Deutschland könnte also sein Windenergie-auf-See-Gesetz entsprechend anpassen und so wieder für mehr Wettbewerb bei Ausschreibungen sorgen.

Unsere Analysen zeigen, dass Differenzverträge allein noch keine Garantie dafür sind, dass Offshore-Windparks, die den Zuschlag erhalten haben, am Ende auch tatsächlich gebaut werden. Heute beträgt der Vorlauf zwischen Ausschreibung und endgültiger Investitionsentscheidung drei bis fünf Jahre. In dieser Zeit können die Kosten für Stahl, Spezialschiffe und andere wichtige Komponenten erheblich steigen.

Deshalb halte ich es für wichtig, mehr Planungs- und Vorarbeiten vor die Ausschreibung zu verlagern und die Zeit zwischen Zuschlag und endgültiger Investitionsentscheidung deutlich zu verkürzen. Unsere Modellrechnungen zeigen, dass sich das Risiko von Projektabbrüchen dadurch deutlich verkleinern ließe, weil die Unternehmen ihre Kosten verlässlicher kalkulieren könnten.

Eine weitere Möglichkeit wäre, die Vergütung teilweise an die Entwicklung wichtiger Kosten zu koppeln. Eine solche Indexierung ist jedoch komplex, weil sich die tatsächlichen Kosten eines Offshore-Windparks nur schwer durch die vorhandenen Preisindizes abbilden lassen. Deshalb sehen wir in einer Verkürzung der Vorlaufzeiten den deutlich wirksameren Ansatz.

Die Verzögerungen beim Netzausbau verringern die Planungssicherheit. Das ist ein Problem. Offshore-Projekte, Stromabnehmer und Hersteller müssen möglichst früh wissen, wann ein Windpark ans Netz geht. Wenn sich Termine um mehrere Jahre verschieben können, erschwert das Investitionsentscheidungen und Vertragsabschlüsse.

Aber man sollte die Auswirkungen auch nicht dramatisieren. Das eigentliche Problem ist aus meiner Sicht weniger die Verzögerung selbst als die fehlende Verlässlichkeit. Davon sind nicht nur die Projektentwickler betroffen, sondern auch die Netzbetreiber. Sie müssen ihre Investitionen ebenfalls planen und stehen vor Problemen, wenn ein erwarteter Windpark später oder gar nicht gebaut wird.

Die Unsicherheit betrifft die gesamte Wertschöpfungskette. Seit Jahren wird davor gewarnt, dass die Produktionskapazitäten für den geplanten Offshore-Ausbau bis 2030 nicht ausreichen könnten. Wenn Projekte nun verschoben oder gar nicht realisiert werden, mag das den Engpass kurzfristig entschärfen. Für die Investitionssicherheit ist das jedoch ein schlechtes Signal. Hersteller und Zulieferer müssen darauf vertrauen können, dass angekündigte und vergebene Projekte tatsächlich umgesetzt werden. Deshalb sollte die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes vor allem darauf abzielen, Realisierungsrisiken zu verringern und geplante Projekte verlässlich umzusetzen.

Auch andere Länder haben Rückschläge erlebt. In den Niederlanden, Dänemark und Großbritannien sind Ausschreibungen gescheitert. Der Unterschied ist, dass sie ihre Systeme anschließend angepasst haben oder gerade anpassen. Die Entwicklung geht dabei fast überall in Richtung Differenzverträge. Für Deutschland ist das eine wichtige Lehre. Wenn Ausschreibungen nicht funktionieren, muss das Design nachgebessert werden. Außerdem arbeiten viele Länder in der Nordsee inzwischen enger zusammen. Auch Deutschland sollte prüfen, wie sich Flächen und Infrastruktur grenzüberschreitend besser nutzen lassen. Das könnte helfen, den steigenden Strombedarf zu decken und den Druck auf die ohnehin stark beanspruchte deutsche Nordsee zu verringern.

Windschatteneffekte werden in Deutschland zunehmend zu einem Thema, weil die Offshore-Windparks in einigen Gebieten sehr dicht beieinanderstehen. Aus meiner Sicht gibt es drei Ansätze: Erstens sollte geprüft werden, wie sich Flächen in Nachbarländern stärker einbeziehen lassen. Zweitens braucht es eine engere grenzüberschreitende Planung, damit etwa Auswirkungen niederländischer Windparks auf deutsche Anlagen berücksichtigt werden. Und drittens könnte man Anreize schaffen, neue Parks so zu gestalten, dass sie bestehende Anlagen möglichst wenig beeinträchtigen. Bislang tragen die Betreiber bestehender Windparks das Risiko solcher Ertragseinbußen oft allein.

Geben Sie der Branche genügend Zeit, neue Regelungen auf die Umsetzbarkeit in der Praxis zu prüfen, bevor Sie sie beschließen. Und achten Sie bei der Weiterentwicklung des Windenergie-auf-See-Gesetzes vor allem darauf, dass die Projekte auch mit hoher Wahrscheinlichkeit realisiert werden.