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Donnerstag, 14. Dezember 2017

Offshorewindenergie

Windkraft auf See: Bauflaute in Sicht

Von Torsten Thomas | 29. November 2013 | Ausgabe 48

Ausverkauf oder Neustart - vor dieser Frage steht die deutsche Offshorewindindustrie. Gebetsmühlenartig hatten deren Vertreter verlässliche Rahmenbedingungen eingefordert. Dass die jetzt in Aussicht gestellte Beibehaltung der Förderkondition bis 2019 die Rettung bringt, ist fraglich. Auf dem europäischen Treffen der Branche wurden letzte Woche schnelle Entscheidungen gefordert.

Offshore-Windpark
Foto: Torsten Thomas

Für den einstigen Offshorepionier Bard ist nach dem ersten Windpark (im Bild) schon wieder Schluss. Mitte November wurde das operative Geschäft mangels Aufträgen eingestellt.

Mit Sorgenfalten blickt die europäische Offshorewindbranche auf ihr Geschäft und die mitunter hitzig geführten Debatten über die Kosten der Technologie. Entsprechend gedämpft war die Stimmung auf der Offshoreveranstaltung der EWEA (European Wind Energy Association) in der Bankenmetropole Frankfurt am Main in der letzten Woche.

Offshorewindkraft-Projekte in Europa

Der Verband hat als Zielmarke an Gesamtinstallationen 40 GW elektrischer Leistung in Europa bis 2020 ausgegeben, die umgerechnet Investitionen in Höhe von 132 Mrd. € bedeuten würden. Bis Ende Juni 2013 standen 1939 Anlagen mit 6 GW in europäischen Gewässern, weitere 7 GW sind in der Umsetzung.

"Den größten Teil der Investitionen haben bisher große Energieversorger ausgelöst, denen aber das Geld ausgeht", sagt Arnaud Bouillé von der Beratungsgesellschaft Ernst & Young. Darum müssten jetzt Versicherungen oder Fondsgesellschaften einsteigen. "Das größte Hemmnis sehen Investoren aber in den politischen Risiken", ergänzt Bouillé.

Das gilt vor allem für Großbritannien (UK) und Deutschland, die mit einem Marktpotenzial von 50 %, bzw. 25 % die Kernmärkte der Branche sind (siehe Kasten). Deren Treibstoff war bisher das erklärte Ziel der EU, bis 2020 einen Anteil erneuerbarer Energien von 20 % in allen Mitgliedsstaaten zu erreichen.

"Darum müssen jetzt durch eine stabile Politik verbindliche Ziele für 2030 definiert werden, die Investoren Sicherheit bieten", fordert Thomas Becker, CEO der EWEA. Stattdessen setzt Großbritannien wieder auf die Kernkraft und garantiert deren Betreibern über 35 Jahre eine Vergütung von 11 Cent kW/h.

Zudem tobt auf der Insel eine Diskussion über die Reform des Strommarktes und die Kappung der Preise für Strom aus Offshorewindmühlen. Dort sind europaweit die meisten Anlagen mit einer Leistung von aktuell 4,5 GW am Netz.

"Eine Entscheidung zu den Konditionen soll bis Ende Dezember getroffen werden. In jedem Fall wird es aber ab 2015 eine Bauflaute geben, weil die beiden ersten Offshore-Runden der englischen Regierung fast abgeschlossen sind und unklar ist, wann und unter welchen Bedingungen die Runde drei mit 32 GW beginnt", sagt Gordon Edge, politischer Direktor des englischen Branchenverbandes Renewable UK.

Angeschlagen in den Seilen hängt der deutsche Markt. Die von Bundesumweltminister Peter Altmaier ins Spiel gebrachte Strompreisbremse und verzögerte Netzanschlüsse hatten zu einem abrupten Stillstand der Investitionen geführt. Dadurch geraten Betriebe an den Küsten in eine wirtschaftliche Schieflage, weil seit über einem Jahr keine neuen Investitionen ausgelöst wurden.

Ein Beispiel ist die Bard-Gruppe, die in den EWEA-Statistiken für 2013 als Hersteller nach Siemens noch auf Rang zwei steht. Mitte letzter Woche hat der einstige Offshorepionier bekannt gegeben, das operative Geschäft komplett einzustellen, weil Aufträge fehlen. Damit bleiben von ehemals über 1000 Beschäftigen nur noch 300 Mitarbeiter übrig, die sich um die 80 Anlagen des ersten und letzten Offshorewindparks der Bard-Gruppe kümmern.

Entlang der Küsten stehen weitere Unternehmen wie Weserwind oder REpower vor leeren Auftragsbüchern. Areva Wind will nach einer Meldung von Radio Bremen 120 Leih- und Zeitarbeiter entlassen.

Ob die jüngsten Koalitionsentwürfe der Arbeitsgruppe Energie eine Trendumkehr bewirken, bleibt abzuwarten. Nachdem die Ausbauziele von 10 GW auf "realistische" 6,5 GW bis 2020 gekürzt wurden, soll das sogenannte Stauchungsmodell bis 2019 weiterlaufen. Dieses sichert Betreibern ursprünglich bis Ende 2017 zu, über acht Jahre eine erhöhte Anfangsvergütung zur schnelleren Zinstilgung in Anspruch zu nehmen. Sie erhalten so 19 Cent/kWh und nicht 15 Cent/kWh über zwölf Jahre.

"Wir brauchen keine Ziele bis 2030, sondern jetzt eine Entscheidung. Wenn nichts passiert und der Rahmen nicht stimmt, dann ist die Offshorewindbranche bald tot", betont Thorsten Herdan vom Verband VDMA Power Systems.

Georg Friedrichs, Chef der europäischen Offshoreabteilung von Vattenfall, fordert daher Nachbesserungen. Der Konzern baut gerade am Hochseewindpark DanTysk und hat mit Sandbank 24 ein weiteres Nordseeprojekt in der Schublade.

"15 Cent/kWh sind nicht auskömmlich. Außerdem brauchen wir eine Kompensation für zwei verlorene Jahre und eine Anpassung des Stauchungsmodells. Durch die Inflation und die Degression, die 2018 mit 7 % beginnt, hätten Betreiber sonst ein ordentliches Minus zu verkraften", sagt er. Dann wäre aber der Weg für neue Investitionen frei.

"Aktuell sind 3,2 GW im Bau. Weitere fertige Projekte ließen sich schnell realisieren, sodass zwischen 6 GW und 8 GW bis 2020 möglich sind", erläutert Friedrichs.

Fraglich ist nur, ob die deutsche Branche auf ihrem Heimatmarkt überhaupt so punkten kann, dass sie überlebt. Schaut man auf die 15 Offshorewindprojekte, die im Betrieb, im Bau oder fest geplant sind, dann ist die Übermacht von Siemens als Technologielieferant nicht zu übersehen. Die in Dänemark beheimatete Windenergiesparte des Konzerns ist Lieferant für acht Projekte mit 2,17 GW. Ein Großteil der Fundamente und Spezialschiffe kommt in dem internationalen Geschäft ebenfalls aus Dänemark, Norwegen, UK oder den Niederlanden.

Ein "local content", wie er auch in UK diskutiert wird, wäre für Herdan aber "Wahnsinn". "Die deutsche Branche muss sich dem Wettbewerb stellen", findet er. Bislang entscheiden sich viele Kunden und deren Banken überwiegend für die erprobten Anlagen von Siemens. Davon profitieren zwar deutsche Zulieferer und irgendwann die Mitarbeiter heimischer Servicestützpunkte. Die mit staatlichen Mitteln aufgepäppelten Häfen und Hersteller an der Küste aber oft nicht.

Norbert Giese, Vizechef der Offshoresparte von REpower, erklärt das etwas schmal damit, "dass Deutschland zwar in mechanischen Dingen sehr gut ist, aber keine Offshoretradition hat." Siemens selbst verdankt seinen Marktanteil von deutlich über 80 % zum Teil dem Großabnehmer Dong Energy. Der dänische Staatskonzern will sein Offshoreportfolio von aktuell 1,7 GW auf 6 GW aufbohren und Kostensenkungen von bis zu 40 % erreichen.

"Dank der Aufträge kann Siemens industrialisiert fertigen. Weitere Einsparungen lassen sich bei den Fundamenten und den Netzanschlüssen realisieren. So werden wir die Stromgestehungskosten noch vor 2020 auf 10 Cent/kWh drücken", erläutert Henrik Stiesdahl, Technikchef der von Siemens-Windsparte.

Die Strategie der Branche, mit immer größeren Anlagen die Kosten zu drücken, ist volkswirtschaftlich nicht aufgegangen. Während die Investitionen für die ersten Nearshoreprojekte noch zwischen 2500 €/kW und 2800 €/kW lagen, sind es aktuell 4000 €/kW bis 4500 €/kW.

Kostenreduzierungen fordert auch die Politik. Vertreter wie Melchior Wathelet, der belgische Umwelt-Staatssekretär, stellten in Frankfurt klar, das sinkende Ausgaben auch schmalere Förderkonditionen für Betreiber bedeuten, um die Stromkunden zu entlasten. "Wir müssen die richtige Balance finden", sagt Stiesdahl. TORSTEN THOMAS

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