Zukunft von Offshore-Wind

Grundlage für unsere zukünftige Energieversorgung

Für die Zukunft der Energie ist Offshore-Windstrom unverzichtbar. Deshalb ist der Schlüssel zum Energiesystem der Zukunft der entschlossene und umfassende Ausbau von Offshore-Windenergie. Warum? Darum:

1. Offshore-Wind stärkt die Versorgungssicherheit.
Der Wind auf hoher See weht stark und zuverlässig. Deshalb besitzt Offshore-Windkraft neben Solarenergie von allen erneuerbaren Energien das größte Erzeugungspotenzial und benötigt wenige Reservekapazitäten. Eine Windkraftanlage vor der Küste ist mit rund 4.500 Volllaststunden im Jahr fast doppelt so ertragreich wie eine an Land. Das macht Offshore-Windenergie nahezu grundlastfähig und damit zu einem wichtigen Baustein für die deutsche Netzstabilität und Versorgungssicherheit.

2. Der Ausbau senkt die Kosten der Energiewende.
Je mehr Windparks entstehen, desto größer der Skaleneffekt und desto geringer die Systemkosten. Zwischen 2012 und 2016 sind die Kosten für den Bau und Betrieb von Offshore-Windparks bereits um 60 Prozent gesunken. Damit ist Offshore-Windkraft sehr viel günstiger als Windkraft an Land.

3. Der Ausbau nutzt das enorme Wertschöpfungspotenzial der Branche
Die Offshore-Windenergie-Branche ist in kürzester Zeit ihren Kinderschuhen entwachsen. Sie schafft bundesweit Arbeitsplätze, steigert die Produktivität auch im Binnenland und bietet attraktive Investitionschancen. Das Know-how der Offshore-Windkraft-Branche ist außerdem ein vielversprechendes Exportgut für den internationalen Markt. Mehr zum Thema Wertschöpfung durch Windkraft finden Sie hier.

 

Offshore-Wind Potenzial in Europa

Quelle: BVG Associates für WindEurope. Unleashing Europe's offshore wind potential. Juni 2017.

...und das Potenzial ist riesig!

Ein Großteil des Energiebedarfs in Europa könnte durch Offshore-Windenergie gedeckt werden. Eine Studie aus dem Jahr 2017 kommt zu dem Ergebnis, dass bis zu 80 Prozent der benötigten Energie im Jahr 2030 aus Windkraftanlagen vor Europas Küsten generiert werden könnte. Das wäre die doppelte Menge an Terawattstunden, die Kohlekraftwerke im Jahr 2016 produziert haben. Eine große Chance, die es zu nutzen gilt, indem man das volle Potenzial der natürlichen Ressource Wind ausschöpft, unser Energiesystem verändert und den Wirtschaftsstandort Deutschland stärkt.

Ausschreibung von Offshore-Windparks
Nach bisherigem System wurden in den Jahren 2017 und 2018 erstmals Ausbauflächen für Offshore-Windparks nach einem Auktionssystem ausgeschrieben. Der Bund legte dafür die Stromerzeugungskapazität der einzelnen Flächen fest. In einer Auktion konnten potentielle Errichter und Betreiber der Windparks angeben, wie viel Geld sie pro gelieferter Kilowattstunde Strom mindestens haben wollten, damit sie bereit wären, den Park zu errichten. Derjenige, der den niedrigsten Preis bot, erhielt den Zuschlag. Sollte in der Betriebsphase des Parks der Strompreis an der Börse unter den in der Auktion garantierten Preis fallen, zahlen die Stromverbraucher dem Betreiber über die EEG-Umlage die Differenz. Als Ergebnis der Auktionen wurde erstmals auf Projekte mit Null-Cent geboten. Darunter das Projekt Borkum Riffgrund 3 von Ørsted. Offshore-Wind ohne EEG-Umlage: Ein Meilenstein für die Branche.

Die damaligen – auch für die Industrie – überraschenden Null-Cent-Gebote brachten aber eine zukünftige Hürde mit sich. Laut Gesetz gibt das niedrigste Gebot der letzten Auktion von 2018 den maximal zulässigen Höchstwert für die nächste vor. Bei der für 2021 vorgesehenen Auktion hätten damit alle Teilnehmer null Cent bieten müssen. Womit sich die Frage gestellt hätte, wem man dann den Zuschlag erteilt. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ist nun auf der Suche nach einem neuen System.

Ein neues Modell für die Branche: Differenzverträge vs. Zweite Gebotskomponente
Die Industrie und Ørsted plädieren für ein Modell mit sogenannten Differenzverträgen oder Contract for Difference (CfD). Nach diesem Modell werden Windparks in den Gewässern des Offshore-Weltmarktführers Großbritannien ausgeschrieben, wo sich das Modell bewährt hat. Wie zuletzt in Deutschland nennen potenzielle Windparkbetreiber dabei einen Preis je Kilowattstunde gelieferter Energie, zu dem sie bereit sind, den Windpark zu bauen. Wer den niedrigsten Preis aufruft, gewinnt. Der Unterschied im CfD-Modell: Steigt der Preis an der Börse über den Gebotspreis, erhält der Staat die Mehreinnahmen. Im bisherigen System gehen sie aufs Konto der Betreiber. Null-Cent-Gebote sind faktisch ausgeschlossen, weil der Betreiber seine Einnahmen komplett abführen müsste. Auch Dänemark und Frankreich setzen auf CfD.

Der derzeitigen Entwurf des Windenergie-auf-See-Gesetzes sieht für Deutschland allerdings einen Sonderweg vor. Entgegen dem europäischen Trend, das Differenzvertragssystem einzuführen, sieht der Gesetzesentwurf ein neues Ausschreibungskriterium vor: Ein Gebotsverfahren für das eine zweite Gebotskomponente vorgesehen ist, für den Fall, dass Bieter Null-Cent-Gebote abgeben. In solch einem Fall sollen nur diejenigen Bieter in der zweiten Gebotsrunde zum Zuge kommen, die sich zur Zahlung bereiterklären. Diese Zahlung muss der erfolgreiche Bieter in Form eines Offshore-Netzausbaubeitrags an den anbindungspflichtigen Übertragungsnetzbetreiber abführen

Martin Neubert, Vorstandsmitglied bei Ørsted und verantwortlich für den Bereich Offshore-Wind, dazu: "Das hätte fatale Auswirkungen. Damit wird nicht nur eine künftige europäische Integration zunehmend erschwert. Mit dieser zweiten Gebotskomponente werden die Stromgestehungskosten unnötig steigen, ebenso die Investitionsrisiken. Damit wird die Realisierungswahrscheinlichkeit von Projekten sinken und der notwendige Ausbau der Offshore-Windkraft gefährdet. Der Investitionsstandort Deutschland wird geschwächt."