Belgiens Energieinsel trägt Windauktion 2031

Belgien bereitet die nächste Auktion für Offshore-Windparks in der Princess-Elisabeth-Zone vor; der Strom soll um 2031 verfügbar sein. Auf den ersten Blick ist das ein nationales Vorhaben: ein Staat, ein Meeresgebiet, neue Turbinen. Tatsächlich hängt darunter aber eine Infrastruktur, die über Belgien hinausweist. Die künstliche Energieinsel mit Exportkabeln in Nachbarländer wird zum Test, ob die Nordsee als gemeinsamer Stromraum für erneuerbare Energien funktionieren kann (FPS Economy Belgium).

Die unmittelbaren Gewinner sind nicht die Haushalte. Zuerst profitieren Projektentwickler, die Verträge bekommen, mit denen Banken eine Finanzierung für tragfähig halten. Dazu kommen Häfen, Ingenieurfirmen mit knappen Installationskapazitäten und Netzbetreiber, die regulierte Infrastruktur errichten. Verbraucher gewinnen nur dann, wenn die geringere Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen später tatsächlich die Kosten senkt. Das ist keineswegs automatisch. Netzentgelte und staatliche Stützungszahlungen landen ebenfalls auf der Stromrechnung; wie die Lasten verteilt werden, hängt von Entscheidungen ab, die Belgien noch nicht getroffen hat.

Eine Insel für mehr als ein Land

Die Princess-Elisabeth-Insel, die der belgische Übertragungsnetzbetreiber Elia vor der Küste baut, soll Strom aus neuen Windparks sammeln und Hochspannungsverbindungen in andere Länder ermöglichen (Elia). Sie ist damit ein Knoten in jenem grenzüberschreitenden Netz, zu dem sich die Nordseeanrainer beim Ostende-Gipfel 2023 bekannt haben. Belgien, Deutschland, Dänemark und die Niederlande vereinbarten dort, Kabelverbindungen gemeinsam zu planen, statt jeweils nur einen Windpark mit einer nationalen Küste zu verbinden (North Sea Summit Declaration).

Die Offshore-Strategie der Europäischen Kommission beschreibt die ökonomische Logik dahinter: Offshore-Wind rechnet sich besser, wenn grenzüberschreitende Leitungen und Marktregeln den Strom dorthin fließen lassen, wo Nachfrage besteht (EUR-Lex). In einem gekoppelten Strommarkt wandert Elektrizität über koordinierte Auktionen aus günstigeren in teurere Gebiete. Belgischer Offshore-Strom kann so die Preise in den Niederlanden und Deutschland drücken, zugleich aber neue Engpässe im Netz verschieben.

Belgien fällt zeitlich in dasselbe Ausbaufenster wie das dänisch-deutsche Projekt Energiø Bornholm, das Offshore-Wind mit Umspannwerken in beiden Ländern verbinden soll; größere Bauarbeiten sind dort für etwa 2027 bis 2028 vorgesehen (Bornholm.dk). Damit konkurrieren mehrere Projekte um dieselben Kabel, Konverterplattformen und Installationsschiffe.

Das Vertragsmodell trägt das eigentliche Risiko

Europa hat gerade teuer gelernt, wie folgenreich ein falsches Auktionsdesign sein kann. Das Nullsubventionsmodell, das die Niederlande und Deutschland ungefähr zwischen 2019 und 2025 erprobten, brach unter höheren Zinsen und gestiegenen Baukosten faktisch zusammen, weil Projekte nicht mehr finanzierbar waren. Viele Staaten kehren deshalb zu Differenzverträgen zurück. Dabei garantiert der Staat einen Mindestpreis je erzeugter Stromeinheit. Liegt der Marktpreis unter diesem Ausübungspreis, zahlt der Staat die Differenz; liegt er darüber, zahlt der Betreiber zurück (Europäische Kommission).

Die öffentliche Haftung kann erheblich sein. Die Kommission genehmigte vergangene Woche ein französisches Förderprogramm für Offshore-Wind über 11,1 GW mit einer theoretischen Obergrenze von 63 Mrd. EUR über 25 Jahre (Commission européenne, Connaissance des Énergies). Diese Obergrenze schrumpft, wenn die Großhandelspreise hoch bleiben. Sie zeigt aber, wie viel fiskalischen Spielraum solche Zusagen binden können.

Der deutsche Branchenverband BDEW fordert inflationsindexierte Differenzverträge, weil Festpreisgebote die Entwickler den Kostensteigerungen nach dem Auktionstag aussetzten (Energie & Management). Belgien steht vor derselben Wahl: Wird der Ausübungspreis an die Inflation gekoppelt, übernimmt der Staat mehr Kostenrisiko. Bleibt er fix, verlangen Entwickler wohl einen höheren Preis von Beginn an oder bieten gar nicht erst.

Der engste Flaschenhals ist in der ganzen Region das Netz. Der Netzaktionplan der Kommission warnt, dass die Übertragungsnetze schneller ausgebaut werden müssen, wenn sie erneuerbare Energien und Elektrifizierung aufnehmen sollen (Europäische Kommission). Offshore-Kapazität ohne Netzkapazität ist am Ende Stahl im Meer, der nicht voll genutzt werden kann.

Weniger Brennstoffabhängigkeit heißt nicht automatisch niedrigere Rechnungen

Die geringere Abhängigkeit von Gas und Kohle ist der strukturelle Gewinn. Bei den Haushalten kommt er aber nur über eine Kette von Kostenpositionen an, die Belgien noch definieren muss: Netzentgelte für die Princess-Elisabeth-Insel und ihre Kabel, Umlagen zur Finanzierung möglicher Differenzzahlungen sowie Ausgleichskosten, wenn die Windproduktion stark schwankt. Jede dieser Positionen ist eine politische Entscheidung. Und jede trifft Industrie, Mittelstand und Haushalte unterschiedlich.

Das belgische Regelwerk für die Auktion ist noch nicht veröffentlicht. Offen sind der Ausübungspreis, die Indexierung, die Haftung bei verspätetem Netzanschluss und die Regeln für Zeiten negativer Großhandelspreise. Belgien kauft also nicht nur Turbinen. Es verteilt Finanzrisiken in einem grenzüberschreitenden Stromsystem, dessen Netz mit dem Ausbau noch nicht Schritt hält.