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Enerige & Management > Windkraft Offshore - Bundesregierung plant  40.000 MW Offshorewind bis 2040
Bild: Björn Braun 200% / Fotolia
WINDKRAFT OFFSHORE:
Bundesregierung plant 40.000 MW Offshorewind bis 2040
Trotz dieses neuen Ausbauziels findet der lang ersehnte Entwurf für die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes nicht nur Beifall in der heimischen Offshore-Windbranche.
 
Mehr als ein halbes Jahr nach Veröffentlichung des Klimaschutzprogramms hat das Bundeswirtschaftsministerium den Entwurf für die Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes vorgelegt. Wie im vergangenen Oktober angekündigt, sieht der Gesetzentwurf mit 20.000 MW ein neues Ausbauziel für die Offshore-Windenergie bis 2030 vor. Das wäre ein Plus von 5.000 MW im Vergleich zum im Jahr 2013 festgelegten Ausbaudeckel von 15.000 MW.

Die Zeit solcher Obergrenzen scheint für die Windnutzung in deutschen Gewässern vorbei zu: Denn der Gesetzentwurf sieht als „Langfristziel“ bis zum Jahr 2040 eine Kapazität von 40.000 MW vor. Das bedeutet, dass es in der nächsten Dekade zu einem jährlichen Zubau von 2.000 MW kommen soll. Dieses Volumen hatten mehrere Offshore-Windenergieverbände zuletzt wiederholt gefordert, um die heimische Offshore-Windindustrie wieder zu stärken und ihr eine Perspektive zu geben. Was auch stellvertretend den Beifall von Energie Baden-Württemberg, einer der größeren Betreiber auf See hierzulande, findet: „Unserer Forderung nach langfristigen Ausbauzielen wurde Rechnung getragen. Die Branche erhält so endlich die dringend benötigte Planungssicherheit“, heißt es auf E&M-Anfrage.

Auch Andreas Wagner, Geschäftsführer der Stiftung Offshore-Windenergie, zählt das neue, 2040er Ausbauziel „eindeutig zu den positiven Seiten“ des Gesetzentwurfes. Frei nach dem Motto „Wo Licht, ist auch Schatten“ beklagt der langjährige Windenexperte aber, dass das Bundeswirtschaftsministerium eine Förderung neuer Windparks auf See nach dem britischen Contract-for-Difference-Modell (CfD) abgelehnt. Mehrere Offshorewind-Gruppen hatten sich in den zurückliegenden Wochen für diese sogenannten Differenzverträge stark gemacht. „Dadurch würde das Finanzierungsrisiko der potenziellen Betreiber bei ihren milliardenschweren Investitionen kleiner“, so Wagner. Für ihn widerspricht es "allen bisherigen demokratischen Gepflogenheiten", dass Verbänden und auch den Bundesländern weniger als 48 Stunden Zeit für ihre Stellungnahmen zum Gesetzentwurf eingeräumt worden ist.

Beim CfD-Modell, für das sich nach Großbritannien mittlerweile auch Frankreich und Dänemark entschieden haben, gewinnt wie gehabt immer der Investor, der bei einer Auktion den niedrigsten Preis geboten hat. Der entscheidende Unterschied: Steigt der Strompreis an der Börse über den Gebotspreis, kassiert der Staat die Mehreinnahmen. Hierzulande würden diese Gelder dem EEG-Konto gutgeschrieben. Beim bisherigen Fördersystem fließen diese „Mehreinnahmen“ auf das Konto der Betreiber. Bei der CfD-Fördervariante wären zudem Null-Cent-Gebote faktisch ausgeschlossen. „Unter dem Strich käme es auch zu niedrigeren Strompreisen, da die Risikoaufschläge der Banken entfallen würden“, erklärt ergänzend Stefan Thimm, Geschäftsführer des Bundesverbandes der Windparkbetreiber Offshore (BWO), „gerade für den wirtschaftlichen Aufschwung in der Post-Corona-Zeit wäre das ein wichtiges Signal.“

Das Bundeswirtschaftsministerium geht aber für die nächsten Auktionsrunden von Null-Cent-Geboten aus. Denn nach der bestehenden Rechtslage entspricht der Höchstwert bei kommenden Ausschreibungen immer dem niedrigsten Gebotswert der letzten Auktion. Und der lag bei genau 0 Cent. Um zu einer „Differenzierung“ bei demnächst mehreren vorliegenden Null-Cent-Geboten und vor allem zu einem Zuschlag zu kommen, soll es laut Gesetzentwurf eine zweite Gebotskomponente geben. Bei diesem sogenannten dynamischen Gebotsverfahren sollen diese Bieter „ihre Zahlungsbereitschaft zum Ausdruck zu bringen“, sprich Geld für den finalen Zuschlag bezahlen.

Für Julia Verlinden ist das der falsche Ansatz: „Gerade aktuell sehen wir, wie wenig kalkulierbar die Entwicklung des Strompreises an der Börse ist. Die Finanzierung über Differenzverträge ist eindeutig die bessere Variante“, teilte die energiepolitische Sprecherin der grünen Bundestagsfraktion mit. Nach ihrer Einschätzung würden mit Differenzverträgen geplante Offshore-Windparks eine hohe Planungssicherheit erhalten und so die Risikokosten minimiert werden: „Das bedeutet am Ende kostengünstigen Strom vom Meer und sichere Ausbaupfade.“ Anderer Auffassung ist dagegen die EnBW: „Die vorgesehene Lösung stellt unserer Ansicht nach eine gute wettbewerbsfähige Marktregelung dar“, heißt es am Firmensitz.

Beim Stadtwerke-Netzwerk Trianel, das dieser Tage den letzten unter dem „alten“ EEG-Regime geförderten Offshore-Windpark „Borkum 2“ ans Netz bringt, sind die Verantwortlichen mit dem Festhalten an den 0-Cent-Geboten wenig glücklich: „Nach unserer Einschätzung werden es Kommunalversorger damit wesentlich schwerer haben, in die Offshore-Windenergie zu investieren.“

Und noch eine Regelung im Gesetzentwurf findet wenig Beifall in der Aachener Unternehmenszentrale: Trianel hatte auf eine Härtefallklausel gehofft, mit der Einnahmeausfälle, die durch Verzögerungen beim Bau des jüngsten Offshore-Windprojektes entstanden waren, kompensiert werden sollten. Diese Verzögerungen waren allein der Insolvenz von Senvion, dem Windturbinen-Lieferanten von „Borkum 2“ geschuldet. „Eine solche Härtefallregelung gibt es jetzt in der Tat, die aber nicht rückwirkend gilt, sondern nur für künftige Vorhaben“, zeigt sich Trianel konsterniert.
 

 
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Mittwoch, 27.05.2020, 15:56 Uhr