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Mittwoch, 13. Dezember 2017

Windkraft

„Unerwartet niedrige Preise“

Von Ralf Köpke | 6. April 2017 | Ausgabe 14

Der Offshore-Branche sind die deutschen Ausbauziele zu zaghaft. Die Kosten sinken deutlich, die Erträge sind gut.

w - Offshore BU
Foto: Krisztian Bocsi/Bloomberg via Getty Images

Es brummt im Bremerhavener „Offshore Wind Port“, der Ausbau der deutschen Seewindparks läuft zügig.

Seit geraumer Zeit geht es ziemlich emsig in Bremerhaven zu: Die beiden dort ansässigen Windschmieden Adwen und Senvion lassen gleich mehrere Dutzend ihrer voluminösen Offshore-Gondeln verschiffen. Insgesamt 70 Adwen-Anlagen sind für das Projekt Wikinger in der Ostsee bestimmt, den ersten deutschen Hochseewindpark des spanischen Energiekonzerns Iberdrola. Bei Senvion haben Northland Power (85 %) aus Kanada und die RWE-Tochter Innogy (15 %) 54 Windkraftwerke für ihr erstes gemeinsames Vorhaben Nordsee One bestellt, das Ende letzter Woche den ersten Strom lieferte.

Ausbaukurve bei deutschen Offshore-Windparks zeigt steil nach oben

Wikinger und Nordsee One sind zwei von insgesamt vier Offshore-Windparks, die in diesem Jahr wohl komplett in deutschen Gewässern in Betrieb gehen werden. Dank dieses Quartetts erhöht sich die deutsche Gesamtkapazität auf See bis zum Jahresende auf über 5350 MW. Die Offshore-Windenergie hat sich im deutschen Strommix nach einer längeren Anlaufphase etabliert, entsprechend ist auch die Verschiffung der Windturbinen in Bremerhaven längst Routine.

Alles andere als Routine war hingegen das Prozedere, dem sich die meisten Investoren und potenzielle Betreiber ab Anfang Februar stellen mussten: Die Bundesnetzagentur hatte erstmals zur Teilnahme an einer Ausschreibungsrunde für künftige Hochseewindparks aufgefordert. Die wichtigste Vorgabe: 10 Cent/kWh sind der zugelassene Höchstpreis. 2017 und 2018 geht es um je 1550 MW Windleistung auf See, so wie es die im vergangenen Sommer beschlossene Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) vorsieht.

Als einer der letzten Anrainerstaaten von Nord- und Ostsee hat Deutschland damit Abschied von einer Festpreisvergütung genommen, wie sie bislang im EEG üblich war. Das Motiv für diesen Systemwechsel ist eindeutig: Die Kosten für die Stromerzeugung auf See müssen runter. Alle Offshore-Windmühlen, die bis Ende 2019 in Betrieb gehen, erhalten nach einer früheren EEG-Reform immerhin gut 19 Cent/kWh für acht Jahre.

Maßstäbe haben 2016 zwei Auktionen in Dänemark und in den Niederlanden gesetzt. Dort bekamen Gebote mit weniger als 5 Cent/kWh (Kriegers Flak 3) und 5,4 Cent/kWh (Borssele 3+4) den Zuschlag. Andreas Schröter, Windexperte beim Beratungs- und Zertifizierungsunternehmen DNV GL, spricht noch heute von „unerwartet niedrigen Preise, die aber zeigen, dass die Offshore-Windindustrie schneller erwachsen geworden ist, als es viele erwartet haben“.

Es sei aber vermessen, Ähnliches bei den ersten Auktionen in Deutschland zu erwarten, so Schröter: „Von den Wassertiefen und der Entfernung zur Küste sowie der Tatsache, dass die Betreiber das parkinterne Umspannwerk mitfinanzieren müssen, sind die hiesigen Projekte nicht vergleichbar mit den Vorhaben in den Niederlanden und Dänemark.“ Deshalb prognostiziert er, dass bei der noch laufenden ersten Ausschreibungsrunde Gebote „in der „Größenordnung von 8 Cent/kWh die Nase vorn haben werden“.

Andreas Wellbrock, Geschäftsführer des Industrie-Netzwerks WAB e. V., geht von noch größeren Vergütungsabschlägen im Vergleich zum heutigen Niveau aus: „Das Rennen wird ein Gebot zwischen 6 Cent/kWh und 8 Cent/kWh machen.“

Hintergrund seiner Prognose: Im Jahr 2021 kann laut EEG nur ein neuer Offshore-Windpark mit maximal 500 MW in der Ostsee gebaut werden. Angesichts der geringeren Entfernung zur Küste dürften auch die Kosten deutlich unter denen vergleichbarer Projekte in der Nordsee liegen.

Um Kosten zu drücken, setzt die Branche vor allem auf immer leistungsstärkere Windturbinen. Gerade sieben Jahre liegt der Start des deutschen Testfelds Alpha Ventus zurück, bei dem zwölf 5-MW-Anlagen an den Start gingen – damals weltweit die größten Meereswindkraftwerke.

Vor wenigen Wochen haben es die Ingenieure von MHI Vestas geschafft, die Generatorleistung ihrer V164 von derzeit 8,4 MW auf 9 MW Leistung zu erhöhen. Der Sprung über die symbolträchtige 10-MW-Marke ist nicht mehr allzu fern. In Branchenkreisen kursiert das Gerücht, einer der Hersteller werde die europäische Offshore-Windkonferenz Anfang Juni in London nutzen, um Pläne für eine „10+x“-MW-Maschine zu präsentieren.

Auch bei Service und Wartung sehen Experten einigen Spielraum, um die Kosten zu senken. Was Irina Lucke, Geschäftsführerin der EWE Offshore Service & Solutions GmbH, zu spüren bekommt: „Die Kostenoptimierung treibt uns stark an“, sagte sie vor Kurzem auf einer Energiekonferenz. Derzeit werde bei einem Offshore-Windpark mit Betriebskosten von 3 Cent/kWh bis 4,5 Cent/kWh kalkuliert. „Mittelfristig müssen wir angesichts der sinkenden Vergütungen bei den Ausschreibungen auf 2,5 Cent/kWh kommen“, betonte sie – nicht zuletzt, weil bei einem Hochseewindpark etwa 35 % bis 40 % der Betriebskosten auf den Bereich Service und Wartung entfallen.

Die Offshore-Windbranche hierzulande hofft inständig, dass nach der Bundestagswahl im September der Ausbaudeckel von 15 000 MW bis zum Jahr 2030 wieder auf die Tagesordnung kommt. Die gesunkenen Kosten machten eine Erhöhung des Ausbauziels notwendig, lautet ihr Credo.

Für Dong Energy, mit mehr als 3000 MW Offshorewind-Nennleistung weltweit die Nummer eins, läuft der Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland noch „zu zaghaft“. Dass hierzulande nur für einen jährlichen Zubau zwischen 700 MW und 800 MW diskutiert werde, sei „fern der Zukunft“, beklagte Martin Neubert, der die Deutschland-Dependance des dänischen Energiekonzerns leitet, vor Kurzem gegenüber der dpa. „Die Industrie hat bewiesen, dass sie weit mehr als 2000 MW im Jahr leisten kann“, verwies Neubert auf die deutsche Ausbaubilanz des Jahres 2015. Und Vergütungshöhen von 5 Cent/kWh waren damals noch nicht Realität.

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