Wie schon im Vorjahr ist auch im vergangenen Kalenderjahr der Ausbau der deutschen Offshore-Windenergiekapazitäten mit dem Netzanschluss eines weiteren Windparks pünktlich erfolgt. Das bestätigten am Dienstag in Berlin die sechs wichtigsten Branchenorganisationen der deutschen Offshore-Windenergie-Wirtschaft bei der Vorstellung ihres jährlichen Zubauberichts. Das japanisch-belgische Projektierungsunternehmen Parkwind hatte am 5. Dezember den Ostsee-Windpark Arcadis Ost 1 vollständig in Betrieb genommen. Die Errichtung der letzten Turbine des aus 27 Vestas-Anlagen bestehenden Projektes in dem Windkraftfeld vor der Insel Rügen war schon Mitte November erfolgt. Danach hatte Parkwind nach und nach die Einspeisung der Anlagen eingeleitet und pünktlich noch Ende 2023 abgeschlossen.
Der neue deutsche Offshore-Windpark besteht aus Anlagen vom Typ V174-9.5 MW. Sie sind nun mit jeweils 9,5 Megawatt (MW) Nennleistung die bislang leistungsstärksten in Deutschlands Offshore-Windenergie-Turbinenbestand. Im Vorjahr war ebenfalls gemäß des Zeitplans für den deutschen Offshore-Windkraftausbau der Nordsee-Windpark Kaskasi mit 342 MW von RWE in Betrieb gegangen. Dieser besteht aus 38 Neun-MW-Anlagen des Herstellers Siemens Gamesa. Für 2024 sieht dieser Ausbauplan die Inbetriebnahme von Baltic Eagle in der Ostsee mit 476 MW und Gode Wind 3 in der Nordsee mit 242 MW vor. Während dafür Projektentwickler Iberdrola Renovables derzeit in der Ostsee 50 Anlagen ebenfalls vom Typ V174-9.5 mit konkret 9,52 MW Nennleistung installiert, baut der dänische Energieversorger Ørsted in der Nordsee einen Windpark bereits mit den ersten Elf-MW-Anlagen in deutscher See. Vor Norderney errichten die beauftragten Bautrupps hierfür 23 Anlagen vom Typ SG 11.0-200 DD mit – ebenfalls ein neuer Topwert für Deutschland – 200 Meter Rotordurchmesser. Iberdrola und Ørsted stellten hierfür 2023 bereits die Fundamente ins Wasser. Die Verbändestatistiker zählten nun Installationen von sogar schon 74 Unterwasserkonstruktionen zusätzlich zu der Windparkerrichtung von Arcadis Ost 1.
8.465 Megawatt sind nun am Netz, weitere 21.000 Megawatt sollen bis 2030 hinzukommen
Durch den Zubau des neuen Windparks 2023 sowie durch Leistungserhöhungen an einigen Anlagen im deutschen Offshore-Turbinenbestand nach Überholarbeiten an Altanlagen mit einem Kapazitätszugewinn von zusammen 72 MW betrug die Erzeugungskapazität der deutschen Offshore-Windparks Ende 2023 genau 8.465 MW.
Dies entspricht fast exakt dem Zubauplan, der von nun etwa 8,5 Gigawatt (GW) ausgeht und bis 2030 zu einer installierten Gesamtkapazität von 30 GW führen soll. Dieser Fahrplan ist das Ergebnis einer in Deutschland zwischen Netzbetreibern, Politik und beteiligten Windenergieunternehmen sowie Investoren abgestimmten Ausbauagenda. Sie sieht nach dem also nochmals mäßigen Zubaujahr 2024 für 2025 die Inbetriebnahme neuer Erzeugungskapazitäten von 1,8 Gigawatt (GW) vor, sowie für 2026 und 2027 zwei nochmals schwächere Ausbaujahre mit geplanten Kapazitäten von erst 300 und dann 658 MW. Ab 2028 bis 2030 müssen dann Jahr für Jahr erst knapp 3, dann mehr als 6 und schließlich sogar 9,5 GW neu ans Netz gehen.
Zeitplan bis 2030 könnte noch immer exakt aufgehen
Die Windenergieverbände verdeutlichten bei der Vorstellung ihres Berichts, dass der Zeitplan weiter realistisch sein könne. Zusätzlich zu den errichteten 8,5 GW, zu bereits im Bau befindlichen Projekten mit weiteren 1,6 GW und zu dem mit einer finalen Investitionsentscheidung schon nah an den nun vorgesehenen Baustart gebrachten 900-MW-Projekt He Dreiht in der Nordsee von EnBW hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) weitere Kapazitäten von 11,7 GW bereits bezuschlagt. Damit fehlen zum 2030-Ziel genau noch 8 GW, die die BNetzA 2024 exakt ausschreiben und bezuschlagen wird. Weil die Branche gewöhnlich mit fünfjährigen Planungs- und Realisierungszeiten rechnen muss, könnten diese Kapazitäten vielleicht schon 2029, spätestens aber 2030 ans Netz gehen.
Zuletzt tauchten in der Debatte um den Fahrplan allerdings zunehmend mehr Fragezeichen auf. Zu Wochenbeginn hatte das für die bau- und planungsrechtliche Organisation des Offshore-Windparkbaus zuständige Amt BSH gemeldet, dass sich der Bau von drei Netzanbindungssystemen um bis zu zwei Jahren verzögern könnte. Die Netzbetreiber hätten gemeldet, dass eine Verzögerung beim Bau dieser drei Nordsee-Umspannplattformen drohe, die den Windstrom mit Hochspannungsgleichstromübertragungs-Leitungen ins Stromnetz an Land übertragen müssen. Davon wären vier Windparkprojektflächen mit zusammen 7 GW betroffen, wobei drei davon mit einem geplanten Ausbauvolumen von zusammen 5,5 GW schon in den Ausschreibungen dieses Jahres den Zuschlag erhalten sollen und damit für das Ausbauzieljahr 2030 entscheidend wären. Dies hätte die Verschiebung eines Windparkprojektes von 2029 auf 2030 zur Folge, und es würde ein bis zwei dieser Windparks mit 1,5 bis 3,5 GW erst 2031 in Betrieb gehen lassen.
Lieferketten-Engpässe bei Konverterstationen, Turbinen und Häfen
Der Vorstandsvorsitzende des nordwestdeutschen Industriebündnisses WAB, Jens Assheuer, erklärte, die Warnung der Netzbetreiber und nun des BSH fuße auf Problemen in der Lieferkette für den Bau der Umspannplattformen und der Netzanbindung. Hier drohten aktuell Engpässe, nachdem durch europaweite Ausbaupläne für die Offshore-Windkraft weit mehr Bestellungen „in den Markt hineingegangen sind als ursprünglich vorgesehen“, sagte Assheuer. Grundsätzlich sei die vom BSH ausgegebene Warnung daher noch nicht kritisch zu sehen, weil nun fünf bis sechs Jahr vor der geplanten Errichtung dieser Netzanbindungen und der dazugehörigen Windparks noch genug Zeit sei, um eine notwendige Beschleunigung bei der Zulieferung wichtiger Komponenten und Bauwerke zu erreichen. Beispielsweise stehe auch die deutsche Werftindustrie mit hohen Ambitionen bereit, um Unteraufträge der Umspannstations-Hersteller anzunehmen. Zumindest im Stahlbau sei die Situation daher nicht grundsätzlich kritisch. Engpässe bei der Kabelproduktion oder bei Elektrotechnikzulieferungen sehe er ebenfalls nicht grundsätzlich als unüberwindbar an.
Dennoch geben die Offshore-Windenergie-Organisationen keine Entwarnung. Sie verwiesen darauf, dass nicht nur Engpässe in der Netzanbindungstechnik sondern ebenso Lieferkettenschwierigkeiten beim Turbinenbau oder auch logistische Engpässe den Zeitplan bedrohen könnten. Blieben 2024 wichtige anstehende politische Entscheidungen aus, um drohenden Engpässen vorzubeugen und aktuelle Engpässe zu beheben, werde dies den Fahrplan bis 2030 und auch für die weiteren Ausbauziele in Deutschland ernsthaft gefährden.
Zusätzliche Umschlagkapazitäten in Cuxhaven, aber auch in Bremerhaven vonnöten
Der Geschäftsführer der Energietechnik-Sparte Power Systems beim Anlagenbauverband VDMA, Dennis Rendschmidt, sagte mit Blick auf die Hafenkapazitäten in Deutschland, die logistische Situation für den bevorstehenden Ausbauboom ab 2028 sei mit einem bedrohlichen Wasserstand „bis zur Oberkante Unterlippe“ zu vergleichen. Der Hafen in Cuxhaven als einziger aktuell für den Massen-Umschlag sehr großer Windkraftkomponenten geeigneter Port in Deutschland sei heute ausgelastet.
Nichtdeutsche Häfen in den Niederlanden, Dänemark oder Polen könnten zwar einen Teil der Logistik übernehmen. Dies sehen die Offshore-Windkraft-Organisationen allerdings sowohl als nachteilig für den Wertschöpfungsstandort Deutschland an, als auch vor dem Hintergrund ebenfalls großer Meereswindkraftausbaupläne in den Nachbarländern als unsicheres Konzept. „Künftig werden auch die Häfen in Eemshaven, Esbjerg oder Stettin voll sein“, sagte Assheuer. Sollten die Nachbarländer zwei, drei zusätzliche Häfen bauen, würde das der deutschen Windkraftindustrie ebenfalls helfen. Aber um die bevorstehenden Ausbauvolumen zu bewältigen, müsse es beim Hafen in Cuxhaven wie geplant schnell zum Ausbau kommen. Außerdem sei auch grünes Licht für einen neuen Tiefwasserhafen in Bremerhaven erforderlich. Diese Entscheidung sei 2024 zu treffen.
Politik muss 2024 auch die Ausschreibungsregeln verbessern
Ebenfalls noch für 2024 fordern die Offshore-Windkraftvertreter eine Änderung des Ausschreibungssystems. Dieses hatte zuletzt den Wettbewerb aufgrund neuer, verschärfter, fast ausschließlich finanzieller Zuschlagskriterien stark zugespitzt. Zwei Ölkonzerne hatten so im Sommer 2023 das Zuschlagsvolumen von sieben GW der ersten Ausschreibung nicht staatlich voruntersuchter Flächen ganz alleine gewonnen, indem sie Zahlungen von 12,6 Milliarden Euro zusagten.
Die Windenergieorganisationen mahnen seither eine schnelle Reform an. Sie werben nun für ein höheres Gewicht qualitativer Ausschreibungskriterien – auch mit dem Argument, dass die Folge des rabiaten Preiswettbewerbs hohe Strompreise sein dürften, die die Investoren in den vorgesehenen langfristigen Stromabnahmeverträgen ihren Industriekunden dann abverlangen müssten. Außerdem drohe aus solchen Ausschreibungen ein neuer sehr hoher Preisdruck auf die Zulieferunternehmen, weil die Ölkonzerne mit der Marktmacht ihrer großen Projektvolumen ihre Kapitalkosten drücken müssten und könnten. Damit der Zeitplan einzuhalten sei, müsse die Reform schon für die Ausschreibungen dieses Jahres erfolgen, deutete WAB-Vorstandschef Assheuer an. „2024 muss das Jahr der Entscheidungen sein.“
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