Das Portal für Offshore-Windenergie

Thema Wind und Wende

11. Mai. 18

Verglichen mit der Nordsee gelten die Bedingungen in der Ostsee als schwieriger, unter anderem wegen des sandigeren Untergrunds. Einer der drei Windparks, die im deutschen Teil bereits ans Netz gegangen sind, ist das hier gezeigte Projekt Wikinger.

Die Null steht

Deutschland hat erneut Lizenzen für Offshore-Windparks versteigert. Energie-Winde erklärt, wer gewonnen hat, warum die Ostsee eine besondere Rolle spielt und was die Branche an kommenden Auktionen kritisiert.

Von Volker Kühn

Strom aus Offshore-Windparks wird billiger: Dieser in ganz Europa zu beobachtende Trend hat sich bei der jüngsten Ausschreibung in Deutschland bestätigt. Erneut haben zwei Bieter auf Subventionen für den Betrieb der Kraftwerke auf dem Meer verzichtet. Energie-Winde beantwortet die wichtigsten Fragen rund um die Auktion.

Offshore-Windpark Wikinger in der Ostsee: Das spanische Betreiberunternehmen Iberdrola will das 2017 in Betrieb gegangene Projekt erweitern – und kalkuliert dabei ohne einen staatlich garantierten Mindestpreis für den erzeugten Strom.

Welche Offshore-Windparks haben in der Auktion einen Zuschlag erhalten?
Die Bundesnetzagentur hatte Projekte mit einer Gesamtkapazität von 1610 Megawatt ausgeschrieben. Diese Menge wurde in der Auktion komplett ausgeschöpft. Sie verteilt sich auf sechs Windparks, von denen je drei in der Nordsee und in der Ostsee gebaut werden sollen. Die Sieger im Überblick:

  • Baltic Eagle: Das Projekt des spanischen Energieversorgers Iberdrola hat eine Kapazität von 476 Megawatt und ist knapp 30 Kilometer nordwestlich von Rügen in der Ostsee geplant.
  • Wikinger Süd: Mit zehn Megawatt ist die Erweiterung des schon bestehenden Windparks Wikinger in der Ostsee das kleinste Projekt, das einen Zuschlag erhielt. Betreiber ist ebenfalls Iberdrola.
  • Arcadis Ost 1: Das dritte Siegerprojekt in der Ostsee wurde von KNK Wind entwickelt. Dahinter stehen WV Energie (ein Zusammenschluss von mehr als 150 vorwiegend kommunalen Betrieben), die Stadtwerke Bad Vilbel, die Innsbrucker Kommunalbetriebe und der Windkraftanlagenbauer Nordex. Kurz nach der Ausschreibung gab KNK allerdings bekannt, den Windpark an das belgische Unternehmen Parkwind verkauft zu haben. Das Projekt 20 Kilometer nordöstlich von Rügen hat eine Kapazität von 247 Megawatt.
  • Borkum Riffgrund West 1: Der Windpark ist 40 Kilometer nordwestlich der Insel Borkum in der Nordsee geplant und gehört dem dänischen Energieversorger Ørsted (der dieses Internetportal finanziert). Das Projekt hat eine Leistungsfähigkeit von 420 Megawatt und schließt sich an den Windpark Borkum Riffgrund West 2 an, für den Ørsted 2017 einen Zuschlag erhielt.
  • Gode Wind 4: Nachdem Ørsted im vergangenen Jahr bereits Gode Wind 1 und 2 in Betrieb genommen und sich zudem die Baulizenz für Gode Wind 3 gesichert hat, komplettiert das Projekt diese Reihe von Nordsee-Windparks. Die Kapazität: knapp 132 Megawatt.
  • Kaskasi: Betreiber des Projekts vor der Hochseeinsel Helgoland ist die RWE-Abspaltung Innogy. Kaskasi soll bei Idealbedingungen 325 Megawatt Strom erzeugen.

Eine Liste aller bereits in Betrieb gegangenen deutschen Offshore-Windparks finden Sie hier.

Verglichen mit der Nordsee gelten die Bedingungen in der Ostsee als schwieriger, unter anderem wegen des sandigeren Untergrunds. Einer der drei Windparks, die im deutschen Teil bereits ans Netz gegangen sind, ist das hier gezeigte Projekt Wikinger.

2017 endete die Auktion mit einem überraschend deutlichen Preissturz. Wie sieht es diesmal aus?
Offshore-Strom wird tendenziell billiger diese Entwicklung hat sich in der aktuellen Ausschreibung fortgesetzt. Bei den Projekten Wikinger Süd und Borkum Riffgrund West 1 haben die Betreiber Iberdrola und Ørsted auf eine staatlich garantierte Mindestvergütung für den erzeugten Strom verzichtet. Auch in der ersten Ausschreibung gab es bereits solche Null-Cent-Gebote.

Das bedeutet: Die Betreiber kalkulieren damit, die Milliardenkosten für Bau und Betrieb dieser Windparks allein über die Einnahmen auf dem freien Markt zu refinanzieren also entweder über den Verkauf des Stroms zum jeweiligen Börsenpreis oder über sogenannte Power Purchase Agreements (PPA). Dabei schließen sie langfristige Lieferverträge zum Festpreis mit einzelnen Großabnehmern. Eine zusätzliche staatliche Subvention erhalten sie nicht.

Die EEG-Umlage, mit der die Allgemeinheit der Stromverbraucher die Energiewende finanziert, steigt dadurch also nicht.

Da sich die Standortbedingungen und damit die Bau- und Betriebskosten von Windpark zu Windpark unterscheiden, haben die Betreiber individuelle Kalkulationen angestellt Null-Cent-Gebote waren nicht in jedem Fall möglich. Im Mittelwert kommen die sechs jetzt genehmigten Windparks auf eine Einspeisevergütung von 4,66 Cent je Kilowattstunde. In der Auktion 2017 waren es nur 0,44 Cent.

Warum liegt die mittlere Einspeisevergütung diesmal höher als 2017?
Branchenvertreter erklären die Steigerung mit der sogenannten Ostseequote: Die Bundesnetzagentur hatte in den Auktionsbedingungen festgelegt, dass mindestens 500 Megawatt der ausgeschriebenen Kapazität von 1610 Megawatt in der Ostsee gebaut werden müssen.

Dort treibt unter anderem der schwierigere Untergrund die Baukosten in die Höhe. Zudem gingen weniger Gebote für die Ostsee ein, der Wettbewerbsdruck unter den Energieunternehmen war also niedriger.

Aus Sicht des Branchenverbands WAB ist das Auktionsergebnis dennoch klar positiv zu bewerten. „Die niedrigen Gebotspreise unterstreichen die steile Lernkurve der Branche“, erklärte die WAB-Vorstandsvorsitzende Irina Lucke gegenüber Energie-Winde. Ein Null-Cent-Gebot in der Ostsse, wie es Iberdrola im Projekt Wikinger Süd eingereicht hat, hatten Branchenkenner im Vorfeld für kaum möglich gehalten.

Um die Energie aus Offshore-Windparks aufnehmen zu können, müssen die Stromnetze an Land leistungsfähiger werden. In Deutschland stockt der Ausbau allerdings seit Jahren. Das Foto zeigt die Verlegung eines Kabels für den Eon-Windpark Robin Rigg in der Irischen See.

Warum hat die Bundesnetzagentur eine Ostseequote vorgeschrieben?
Von den 19 bislang in Betrieb genommenen deutschen Offshore-Windparks stehen 16 in der Nordsee und nur drei in der Ostsee. Bei optimalen Windbedingungen erzeugen diese knapp 1200 Windräder fast 5,4 Megawatt Strom. Der bei Weitem größte Teil davon flutet in die Stromnetze entlang der Nordseeküste die dadurch stärker belastet werden als die im Osten. Mit der Ostseequote will die Bundesnetzagentur eine gleichmäßigere Auslastung der Leitungen erreichen.

Wann sollen die Windparks ans Netz gehen?
Die Fertigstellung der Ostseewindparks ist in den Jahren 2021/22 geplant, die Nordseewindparks sollen 2024/25 Strom liefern.

Manche Kritiker befürchten, dass die Sieger der Auktion ihre Windparks womöglich gar nicht bauen eine berechtigte Sorge?
Der Zuschlag in der Auktion bedeutet nicht zwangsläufig, dass die Windparks tatsächlich errichtet werden. Dazu müssen die Bauherren noch eine sogenannte finale Investitionsentscheidung treffen. Sie beruht auf verschiedenen Faktoren, etwa auf dem technologischen Fortschritt in der Windenergie in der Zeit bis zum Baustart.

Um möglichst attraktive Gebote einreichen zu können, haben die Unternehmen mit leistungsstärkeren und günstigeren Komponenten geplant, als heute am Markt verfügbar sind. Sollte dieser Fortschritt wider Erwarten nicht erreicht werden, könnten sie theoretische gegen eine Vertragsstrafe vom Bau zurücktreten.

„Alle Betreiber haben sehr deutlich gemacht, dass sie die Windparks bauen wollen“ Irina Lucke vom Branchenverband WAB

Irina Lucke hält das allerdings für unwahrscheinlich. „Alle Betreiber haben bereits nach der ersten Auktion sehr deutlich gemacht, dass sie die Windparks bauen wollen“, sagt die Vorsitzende der WAB. „Betrachtet man die Entwicklung der noch jungen Industrie, ist eine rasante technische Weiterentwicklung sehr realistisch.“ Beispielsweise seien Turbinen mit einer Leistung von zwölf bis 15 Megawatt durchaus möglich.

Volker Malmen, Geschäftsführer von Ørsted in Deutschland, argumentiert ähnlich: „All dem liegt eine sehr konservative Berechnung zugrunde. Wir prüfen genau, welche Projekte alle Konditionen erfüllen, um subventionsfrei errichtet und betrieben werden zu können. Darunter fallen nicht viele Projekte.“

Wenn die Preise für Offshore-Strom immer weiter fallen, könnte Deutschland dann nicht noch mehr Baulizenzen für Windparks auf dem Meer versteigern?
Das ist eine zentrale Forderung der Branche. Bis 2030 will die Bundesregierung den Anteil erneuerbarer Energien am deutschen Strommix von heute knapp 40 Prozent auf 65 Prozent steigern. Dazu ist es aus Sicht der Industie nötig, den Ausbau der Offshore-Windenergie voranzutreiben. Statt wie geplant 15 Gigawatt seien dann 20 Gigawatt nötig.

Die Bundesregierung hat in ihrem Koalitionsvertrag zumindest erkennen lassen, dass sie eine zusätzliche Ausschreibung für Offshore-Windparks in einem nicht genannten Umfang erwägt.

Ist in den Leitungsnetzen der Nord- und Ostsee überhaupt noch Platz für weitere Offshore-Windparks?
Für einen Ausbau auf 15 oder 20 Gigawatt müssten die Netze deutlich erweitert werden sowohl auf See als auch an Land.

Die Stellungnahme der Bundesnetzangentur nach der jüngsten Ausschreibung geht allerdings in eine andere Richtung: Ein Bau zusätzlicher Anbindungsleitungen in der Nordsee sei nicht erforderlich, erklärte Jochen Homann, der Präsident der Behörde.

„Ein weiteres erfreuliches Ergebnis der zweiten Ausschreibung ist, dass die freien Kapazitäten auf mehreren vorgesehenen Anbindungsleitungen nun fast vollständig ausgenutzt werden, was unnötige Leerstandskosten vermeidet“, erklärte Homann zudem.

Bauschiff im Offshore-Windpark Sandbank: Das Kraftwerk in der Nordsee wurde von der Projekt GmbH entwickelt und dann an Vattenfall verkauft. Einen weiteren geplanten Windpark dagegen muss der Oldenburger Branchenpionier abschreiben: Er wurde nicht zur Auktion zugelassen.

Widerspruch kommt von der WAB-Vorsitzenden Irina Lucke: Allein an die bereits bestehenden Leitungen könnten zusätzliche Windräder mit einer Gesamtleistungen von gut 800 Megawatt angeschlossen werden.

„Diese freien Kapazitäten sollten so schnell wie möglich zusätzlich ausgeschrieben werden“, erklärte sie gegenüber Energie-Winde. Mittelfristig sei der Bau zusätzlicher Leitungen und Umspannstationen für Offshore-Windparks unerlässlich.

Bei Ørsted versteht man die Aussage von Behördenpräsident Homann so, dass zwar nach der diesjährigen Auktion tätsächlich keine zusätzlichen Konverterstationen auf See gebaut werden müssten. Das heiße allerdings nicht, dass Deutschland auch in Zukunft ohne zusätzliche Leitungen auskomme. „Diese werden ganz sicher notwendig“, sagte Geschäftsführer Volker Malmen.

Was ist mit den Windparks, die in der Ausschreibung keinen Zuschlag erhalten haben?
Um eine Baulizenz für einen Offshore-Windpark beantragen zu können, sind Vorinvestitionen in zweistelliger Millionenhöhe nötig, etwa für die aufwendige Untersuchung des Meeresgrunds. Nach dem Eintritt Deutschlands in die Offshore-Windkraft haben viele Unternehmen entsprechende Projekte vorangetrieben, darunter zahlreiche kleinere Gesellschaften und Branchenpioniere.

Viele dieser Projekte wurden allerdings gar nicht erst zu den Auktion in diesem und im vergangenen Jahr zugelassen, weil sie aus Sicht der Bundesnetzagentur noch nicht weit genug entwickelt waren. Die Unternehmen müssen ihre Investitionen abschreiben, eine Entschädidung erhalten sie nicht. In der Branche ist deshalb von einer „kalten Enteignung“ die Rede, gegen die sich einige Unternehmen nun juristisch wehren.

Daneben gibt es eine Reihe von Projekten, die zwar an den Auktionen teilnehmen durften, aber leer ausgingen. Deren Betreiber müssen ihre Rechte daran nun abtreten. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) und die Bundesnetzagentur übernehmen für diese Windparks quasi die Rolle des Projektierers und schreiben sie in den Auktionen ab 2021 aus. Die ursprünglichen Besitzer der Projekte genießen dann ein sogenanntes Eintrittsrecht, können also doch noch als Bauherren zum Zuge kommen.

Die nächsten Ausschreibung laufen nach dem sogenannten Zentralen Modell  was heißt das?
Offshore-Windparks, die im Zeitraum ab 2026 ans Netz gehen sollen, werden nach einem neuen Verfahren ausgeschrieben. Bei diesem Zentralen Modell legen das BSH und die Bundesnetzagentur gemeinsam die Flächen fest, auf denen gebaut werden soll. Von 2021 an sollen dafür im Schnitt pro Jahr 700 bis 900 Megawatt ausgeschrieben werden.

Zwar stößt das Modell in Teilen der Branche auf Zustimmung, weil es eine gewisse Planungssicherheit bietet. Allerdings gibt es auch Kritik: „Grundsätzlich glauben wir, dass ein erneuter Systemwechsel nicht notwendig wäre“, erklärte Ørsted-Geschäftsführer Malmen. „Schließlich haben wir in den letzten beiden Auktionen eine bemerkenswerte Kostendegression bewiesen.“

Er bringt ein ganz anderes Szenario ins Spiel. Dabei würden sich die Energieunternehmen nicht nur um den Bau der Windparks kümmern, sondern auch um den der Netzanbindung, für den bislang die Übertragungsnetzbetreiber zuständig sind.

„Der Vorteil wäre, dass alles aus einer Hand kommt. Das sorgt dafür, dass auch hier weitere Kosten eingespart werden können“, sagt Malmen. Die Ersparnis für Deutschlands Stromkunden wäre aus seiner Sicht immens.

Volker Kühn
Artikel speichern gespeichert

Artikel zur Merkliste hinzugefügt