Dänemark stützt Windkraft mit Milliarden

Als Dänemark im Dezember 2024 drei neue Offshore-Windflächen ausschrieb, gab kein Unternehmen ein Angebot ab. Die Bedingungen waren aus Entwicklersicht zu hart: Milliardeninvestitionen in Nordsee und Kattegat, aber Stromverkauf zu künftigen Marktpreisen und damit volle Erlösunsicherheit über Jahrzehnte. Eineinhalb Jahre später hat der schwedische Staatskonzern Vattenfall zwei dieser Flächen gewonnen. Zusammen sollen sie mindestens 1,8 Gigawatt Leistung bringen, der Strom soll bis Ende 2032 fließen (KEFM, Windtech International). Dänemark hat keine risikofreudigeren Investoren gefunden. Der Staat übernimmt nun einen größeren Teil des Preisrisikos.

Was der Staat absichert

Das gescheiterte Modell zwang die Entwickler, den Strom zu Marktpreisen zu verkaufen und damit die Schwankungen am Großhandelsmarkt vollständig zu tragen. Offshore-Windparks kosten in der Errichtung Milliarden, haben danach aber vergleichsweise niedrige Betriebskosten. Entscheidend sind deshalb zwei Größen: welchen Preis Strom in 20 oder 30 Jahren erzielt und zu welchen Zinsen Banken die Bauphase finanzieren (IEA, IRENA). Ohne verlässliche Erlöse geben Kreditgeber für solche Projekte eben kein Geld frei.

Die dänische Antwort ist ein zweiseitiger Differenzvertrag. Der Staat legt einen Ausübungspreis fest, also einen garantierten Preis je Megawattstunde. Liegt der Marktpreis darunter, zahlt der Staat dem Betreiber die Differenz. Liegt er darüber, führt der Betreiber den Mehrerlös an den Staat ab (Low Carbon Contracts Company). Für den Entwickler entsteht damit ein kalkulierbarer Einnahmestrom, gegen den Banken Kredite vergeben können. Für den Staat entstehen Windparks, die unter reinen Marktbedingungen nicht gebaut worden wären.

Vattenfall erhielt den Zuschlag für Nordsøen Midt zu 504 dänischen Kronen je Megawattstunde und für Hesselø zu 542 DKK/MWh, jeweils über 20 Jahre (KEFM, Baird Maritime). Der Wettbewerb kam zurück: Für Nordsøen Midt gingen zwei Gebote ein, für Hesselø fünf (Ocean Energy Resources, BT).

Steuerzahler, Entwickler, Banken

Die öffentliche Unterstützung ist zusammen auf 37,6 Mrd. Kronen gedeckelt (Politiken, Danish Energy Agency via Ritzau). Das ist eine Obergrenze, keine feststehende Rechnung. Die Steuerzahler zahlen nur, wenn die Großhandelspreise während der Vertragslaufzeit unter den Ausübungspreis fallen. Bleiben sie darüber, zahlt Vattenfall an den Staat zurück. Bleiben sie jahrelang niedrig, wächst die Differenzzahlung bis zu dieser Grenze.

Die unmittelbaren Gewinner sind Vattenfall und seine Kreditgeber. Eine stabile Erlösuntergrenze über 20 Jahre macht aus einer spekulativen Wette ein finanzierbares Infrastrukturprojekt. In Schweden wurde der Zuschlag entsprechend als wirtschaftlicher Erfolg behandelt, nicht als politischer Streit über staatliche Risikoverlagerung (DN). Dänische Verbraucher profitieren erst dann, wenn die Parks tatsächlich ans Netz gehen und genug zusätzlichen Strom liefern, um Großhandelspreise zu drücken oder teurere Reservekapazitäten zu ersetzen.

Genau dieser Netzanschluss ist aber nicht selbstverständlich. In Dänemark haben sich Anschlussanfragen von zusammen 60 Gigawatt aufgestaut, viele davon spekulativ. Der Netzbetreiber Energinet hat deshalb neue Übertragungsvereinbarungen eingefroren (To Brief). Windräder ohne Netzanschluss liefern keinen Strom.

Das Muster ist europäisch. In Großbritannien blieb die fünfte Runde der Differenzverträge für Offshore-Wind ohne Zuschlag; die sechste Runde funktionierte, nachdem die Regierung die Ausübungspreise angehoben hatte (UK AR5, AR6). Die Niederlande schrieben Projekte als „subventionsfrei“ aus, doch der Staat bereitete die Flächen vor, und der Netzbetreiber TenneT baute Offshore-Plattformen und Kabel auf öffentliche Kosten (TenneT). In Europa gilt mittlerweile: Wenn der Staat mehr Preisrisiko trägt, geben Entwickler wieder Gebote ab. Offen bleibt, wie viel öffentliches Geld dafür nötig ist und welchen Gegenwert es schafft.

Die Turbinenentscheidung steht noch aus

Vattenfall hat für keines der beiden Projekte einen Turbinenlieferanten genannt (Voice of Renewables). Diese Wahl ist industriepolitisch heikel. Chinesische Onshore-Turbinen sind auf Exportmärkten nach einer von Reuters zitierten Rystad-Schätzung 20 bis 40 Prozent günstiger als westliche Konkurrenzprodukte (Folha/Reuters). EU-Recht verbietet chinesische Ausrüstung nicht. Der Net-Zero Industry Act erlaubt Regierungen aber, Versorgungssicherheit und heimische Industriekapazitäten stärker zu gewichten als den niedrigsten Preis (NZIA).

Dänemark hat Offshore-Wind wieder finanzierbar gemacht, indem der Staat das Preisrisiko absichert. Ob dieses öffentliche Geld zugleich europäische Industriekapazitäten stärkt oder an den günstigsten globalen Anbieter weitergereicht wird, ist die nächste Entscheidung. Sie betrifft nicht nur Dänemark.