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Thema Wind und Wende

25. Apr. 17

Die Turbinen von Offshore-Windparks werden immer effizienter. Die Betreiber der Anlagen setzen auf weitere Effizienzsprünge.

Warum auf einmal so günstig?

Die Baukosten müssen sinken, die Anlagen effizienter werden und die Strompreise steigen: Nur dann rentiert sich Offshore-Wind ohne feste Vergütung, sagt Frank Peter vom Beratungsunternehmen Prognos.

Die erste Auktion von Offshore-Windparks in Deutschland ist mit einer großen Überraschung zu Ende gegangen: Die Energiekonzerne EnBW und Dong Energy versprechen, drei der vier Siegerprojekte der Ausschreibung ohne jede staatliche Förderung zu bauen: EnBW erhielt den Zuschlag für den Windpark He Dreiht mit einer Kapazität von 900 Megawatt, Dong Energy kann die Parks OWP West, Borkum Riffgrund West 2 und Gode Wind 3 mit zusammen 590 Megawatt bauen. Lediglich für Letzteren wird eine feste Einspeisevergütung von sechs Cent je Kilowattstunde fällig, die anderen Parks kommen ohne Förderung aus.

Zwar hatten Kenner der Branche einen Preisverfall vorhergesagt, mit einem völligen Verzicht auf die Einspeisevergütung für Strom aus Offshore-Wind hatten sie allerdings nicht gerechnet – auch Frank Peter vom Beratungsunternehmen Prognos nicht, der für das Bundeswirtschaftsministerium eine Studie über Windkraft-Ausschreibungen erarbeitet hat.

Energie-Winde hat mit Peter über das Auktionsergebnis und die Folgen für die Branche gesprochen.

Frank Peter ist ein exzellenter Kenner der Branche. Für das Bundeswirtschaftsministerium war er als Co-Autor an einer Studie über Auktionen von Offshore-Windparks im Ausland beteiligt.

Herr Peter, Sie sind ein Kenner der Offshore-Windbranche in Deutschland: Hat sie das Ergebnis der Auktion überrascht?
Frank Peter: Im Nachhinein, muss ich ehrlicherweise sagen, ist das Ergebnis gar nicht so unrealistisch. Man muss sich vor Augen halten, dass es bei der Versteigerung um eine Marktprämie ging. Der Betreiber erhält ja auch immer noch den Großhandelspreis für Strom. Wann immer ein Bieter die Idee hat, dass er mit seinen Kosten über die Laufzeit des Windparks von 25 bis 30 Jahren in die Nähe der Strommarkterträge kommt, ist die Null relativ naheliegend.

Hinter den Geboten stecken bestimmte Erwartungen an die Entwicklung von Kosten und Preisen. Halten Sie diese Annahmen für realistisch?
Peter: Aus unserer Sicht gibt es da schon zwei erhebliche Unsicherheitsfaktoren. Das eine sind die Strompreiserwartungen, das andere sind die Kosten und die Technikentwicklung. Dass beides so kommt, wie von den siegreichen Bietern unterstellt, ist für uns überhaupt nicht ausgemacht. Einerseits kann man zwar schon damit rechnen, dass die Strompreise wieder steigen, wenn die Politik es ernst meint mit dem Klimaschutz und etwa die Kohlekapazitäten reduziert und den EU-Emissionshandel weiter verschärft. Das ist eine vergleichsweise realistische Annahme.
Allerdings werden dann gleichzeitig noch mehr Ökostromanlagen installiert mit geringen Grenzkosten, wodurch der Wert des Stroms tendenziell wieder sinkt. Alles in allem ist es aus unserer Sicht auf der einen Seite schon ein ziemliches Wagnis, eine kühne Wette, auf derart steigende Strompreise zu setzen. Auf der anderen Seite war es aber auch ein geschickter Schachzug der Politik, die Rahmenbedingungen für die Realisierung der Windparks praktisch mitzudiktieren.

Und die Kostenseite?
Peter: Der wirkliche Kostenumschwung steht erst noch an. Realisiert sind die dafür notwendigen Kostensenkungen heute noch lange nicht. Um Turbinenleistungen von bis zu 15 Megawatt im Jahr 2024 zu erreichen, muss technisch noch einiges im Markt passieren. Wir wissen noch nicht, ob der Zuliefermarkt die Vorstellungen auch so abdecken kann. Nicht auszuschließen, dass wir in fünf Jahren mit gerümpfter Nase dastehen und sehen, dass die angenommenen Kostenentwicklungen in der kurzen Frist zu ambitioniert waren.

Seit dem Bau der ersten Windparks in Nord- und Ostsee sind die Installationskosten gewaltig gesunken. Die Branche profitiert dabei von den Erfahrungen, die sie in den ersten Jahren gesammelt hat; Bau- und Betriebsabläufe werden ständig verbessert.

Werden die Projekte am Ende überhaupt gebaut?
Peter: Wir sehen schon ein Risiko der Nichtrealisierung, wenn sich entweder die Ertragsseite oder die Kostenseite nicht entwickeln wie unterstellt. Die finalen Investitionsentscheidungen für diese Windparks, die in den Jahren 2024 beziehungsweise 2025 realisiert werden, fallen keinesfalls vor 2021 und 2022. Das muss man ganz deutlich dazu sagen. Die Strafzahlungen (Pönalen) bei Nichtrealisierung sind mit 100 Euro pro Kilowatt auch recht begrenzt. Im Falle von EnBW ist das letztlich ein zweistelliger Millionenbetrag. Das wäre faktisch eine einmalige Abschreibung, falls sich herausstellen sollte, dass das Projekt doch nicht wirtschaftlich darstellbar ist. Im Vergleich zum Bau eines unrentablen Windparks mit Kosten von mehr als 1,5 Milliarden Euro wäre diese Summe aber wohl das kleinere Übel.

Inwiefern spielen strategische Überlegungen der Bieter eine Rolle?
Peter: Die haben sicherlich etwas damit zu tun. Das war schon bei den ersten Ausschreibungen in den Niederlanden und Dänemark so. Es war klar, man muss aggressiv in diese Ausschreibung reingehen, um eine Projektpipeline aufzubauen oder aufrechtzuerhalten. Bei EnBW gehe ich davon aus, dass das auch ein zentraler Hintergrund ist. Wenn das jetzt gewonnene Projekt nicht realisiert werden würde, hätte EnBW keine Eisen mehr im Feuer.

Wo werden die Preise bei der nächsten Auktion in einem Jahr landen?
Peter: Ich habe früher gesagt, ich würde mich nicht wundern, wenn die Ergebnisse in der zweiten Runde höher liegen. Andererseits sehen wir natürlich noch eine große Zahl an Projekten im Portfolio rumschwirren, die aus strategischer Sicht auch realisiert werden wollen. Dementsprechend würde ich nicht erwarten, dass in der zweiten Runde substanziell etwa anderes herauskommt. Wir werden vermutlich noch einmal sehr günstige Gebote bekommen, weil sowohl Eon als auch Innogy oder Vattenfall ein großes Interesse haben, ihre Parks durchzubekommen um in Deutschland eine Projektpipeline aufrechtzuerhalten.

Die Turbinen von Offshore-Windparks werden immer effizienter. Die Betreiber der Anlagen setzen auf weitere Effizienzsprünge.

Muss im Lichte der Ergebnisse das Ausschreibungsdesign angepasst werden?
Peter:
Es stellt sich die Frage, wer eigentlich den Zuschlag bekommt, wenn wir in der zweiten Runde bei einem Ausschreibungsvolumen von 1.600 Megawatt auf einmal Gebote im Umfang von 2.000 Megawatt für null Cent haben. Die Bundesnetzagentur hat ja angegeben, dass der Preis das erste Kriterium ist, nach dem gestaffelt wird. Ich glaube, dafür gibt es heute noch keine wirkliche Idee, keinen wirklichen Mechanismus. Nur mit den Parkgrößen weiterzumachen ist aus meiner Sicht nicht zwingend zielführend. Ich nehme an, dass wir da bis zum nächsten Jahr sicherlich noch Ideen von der Bundesnetzagentur oder von der Politik brauchen, wie man die Gebote weiter differenziert. Ein Preis von null – mehr geht halt nicht. Strategisch negative Preise zu bieten macht keinen Sinn, so wie das Marktprämienkonstrukt ist. Insofern ist null da die Unterkante.

Was bedeutet die Null für die Zulieferer?
Peter: Die kommen stark unter Druck. Am Ende wird in den Markt hinein gefragt: Kannst du mir einen Windpark zu Kosten von XY bauen. Wir haben die Erwartung, dass bis 2020 eine Fertigungskapazität aufgebaut wird, die absehbar Anfang der 20er-Jahre durch europäische Projekte nicht mehr ausgelastet ist. Die Ausbauziele der Staaten nach 2021 schrumpfen, es gibt einen starken Wettbewerb um die Projekte. Natürlich besteht die Gefahr, dass es letztlich nicht mehr fünf oder sechs Turbinenhersteller gibt, sondern vielleicht nur noch zwei oder drei. In den Bereichen Fundamente und Installation ist das ähnlich. Wenn die Margen kleiner werden, werden Zulieferer womöglich auch weniger in die technische Entwicklung investieren. Die könnte dann stagnieren und somit auch die Kostenentwicklung. Potenziell könnten die Preise in den späten 20er-Jahren auch wieder steigen, wenn ungünstige Rohstoffkosten und Finanzmarktbedingungen hinzukommen.

Die Offshore-Windbranche und Politiker fordern angesichts des Preissturzes, die deutschen Ausbauziele zu erhöhen. Sie auch?
Peter: Es gibt Argumente dafür und dagegen. Dafür spricht, dass Windkraft an Land von der Bevölkerung zunehmend nicht mehr akzeptiert wird. Die Bundesländer tun sich folglich schwer, genügend Flächen auszuweisen. Wir haben aber auch in der deutschen See nicht unbegrenzt Flächen. Und Offshore-Wind hat auch immer etwas mit konzentrierter Erzeugung und Netzausbau zu tun. Je mehr Offshore-Wind, desto mehr Netze. Zumal die Kosten für die Netzanbindung derzeit eher steigen, während die Kosten für Offshore-Wind sinken. Da haben wir noch ungelöste regulatorische und technische Fragen.

Die Fragen stellte Steven Hanke.

Volker Kühn
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