Niederlande stützen Offshore-Wind wieder

Die Niederlande galten lange als Beispiel dafür, dass Offshore-Windparks auch ohne laufende staatliche Förderung entstehen können. Dieses Modell trägt nun nicht mehr. Die Regierung in Den Haag hat den maximalen Förderrahmen für zwei neue Ausschreibungen in der Nordsee auf 9,456 Mrd. EUR erhöht, nach zuvor 7,896 Mrd. EUR (RVO, Rijksoverheid).

Das ist kein Rettungsscheck, sondern eine Obergrenze für die Ausschreibungsrunden Gamma-A und Gamma-B, die im November beginnen sollen. Die erfolgreichen Gebote könnten deutlich unter dem Höchstwert von rund 0,117 EUR je Kilowattstunde liegen (RVO). Dieser Preis liegt über den jüngsten Großhandelsdurchschnitten, soll aber vor allem Finanzierung wieder ermöglichen. Die Richtung ist gleichwohl klar: Der niederländische Staat nimmt wieder öffentliches Geld in die Hand, weil das bisherige Modell, bei dem Entwickler ohne Betriebszuschüsse bauten, nicht mehr funktioniert.

Warum das alte Modell nicht mehr trägt

Vor zwei Jahren erhielten zwei Konsortien den Zuschlag für den Bau von 4 Gigawatt Offshore-Windleistung bei IJmuiden Ver in der Nordsee, ohne staatliche Subventionen. Das entspricht etwa der Hälfte der Offshore-Kapazität, die die Niederlande in diesem Jahrzehnt zusätzlich errichten wollen. Noordzeker, ein Konsortium aus SSE Renewables und APG, das für den niederländischen Pensionsfonds ABP investiert, übernahm das Alpha-Gebiet. Zeevonk, bestehend aus Vattenfall und Copenhagen Infrastructure Partners, erhielt Beta (Blackridge Research, NOS).

Beide Projekte stehen nun vor der entscheidenden Hürde: der finalen Investitionsentscheidung. Erst dann binden Eigentümer und Banken Kapital unwiderruflich. Genau an diesem Punkt zeigt sich, wie stark sich die Kalkulation verschoben hat.

Auf der Kostenseite sind die Projekte teurer geworden. Nach niederländischem Recht lagen die Baukosten für Offshore-Windkraft 2025 40 Prozent über dem Niveau von 2020, getrieben durch Inflation, höhere Zinsen und angespannte Lieferketten (Staatsblad). Auf der Erlösseite haben sich die Erwartungen verschlechtert, weil eine schwächere industrielle Stromnachfrage niedrigere Verkaufspreise erwarten lässt (NOS).

Für Offshore-Windparks ist diese Kombination besonders empfindlich. Der größte Teil der Lebenszykluskosten fällt zu Beginn an, lange bevor Strom verkauft wird. Schon moderate Zinserhöhungen können deshalb aus einem tragfähigen Projekt ein Vorhaben machen, das Banken nicht mehr finanzieren wollen (IRENA).

Das niederländische Kabinett verfolgt nun zwei Linien zugleich: Es verhandelt mit ABP und Vattenfall über die stockenden Alpha- und Beta-Projekte und führt für die nächste Runde wieder Fördermechanismen ein. Bei den Gamma-Ausschreibungen soll der Staat einspringen, wenn die Strompreise unter ein festgelegtes Niveau fallen. Bleiben die Erlöse hinter den Erwartungen zurück, tragen Steuerzahler einen Teil der Differenz.

Dänemark und Deutschland zeigen dasselbe Muster

Die Niederlande sind kein Sonderfall. In Dänemark blieb eine frühere Offshore-Auktion vollständig ohne Gebote. Kopenhagen überarbeitete daraufhin das Ausschreibungsdesign und führte zweiseitige Differenzverträge ein. Dabei zahlt der Staat, wenn die Strompreise niedrig sind, schöpft aber Erlöse ab, wenn sie über dem vereinbarten Niveau liegen. Vattenfall gab daraufhin ein Gebot ab und erhielt den Zuschlag, bei einer Förderobergrenze von 37,6 Mrd. DKK (KEFM, Energistyrelsen).

Auch Frankreich erhielt von der Europäischen Kommission die Genehmigung für ein Offshore-Förderprogramm über 63 Mrd. EUR, das bis zu 11,1 Gigawatt Leistung abdecken soll (European Commission, ESG Today).

In Deutschland ist das Signal noch deutlicher. Eine Ausschreibung über 2,5 Gigawatt Offshore-Leistung blieb ohne jedes Gebot. Die Branche drängt Berlin seither, ebenfalls Differenzverträge einzuführen (IWR). Großbritannien hat denselben Zyklus bereits durchlaufen: In der fünften CfD-Runde gingen keine Offshore-Projekte zum Zug, erst nach geänderten Konditionen kehrten die Entwickler in der sechsten Runde zurück (UK Gov AR5, UK Gov AR6).

Wer für verlässlichere Winderlöse zahlt

Die unmittelbaren Gewinner sind Projektentwickler und ihre Kreditgeber. Stetigere Erlöse senken das Finanzierungsrisiko und damit die Kapitalkosten. Die Kosten landen bei Steuerzahlern und Stromkunden, auch wenn der Weg je nach Land unterschiedlich ist.

In Deutschland zahlen Haushalte und Unternehmen bereits eine Offshore-Netzumlage von 0,941 Cent je Kilowattstunde (Netztransparenz). Allein der Ausbau der deutschen Offshore-Netze wird bis 2045 auf 153 bis 171 Mrd. EUR veranschlagt; diese Kosten fließen direkt in Umlagen und Netzentgelte ein (Netzentwicklungsplan). In Belgien beziffern Chemieunternehmen aus Antwerpen zusätzliche Übertragungstarife im Zusammenhang mit Offshore-Netzinvestitionen auf 80 bis 100 Mio. EUR (Made in).

Der niederländische Industrieverband VEMW weist auf ein Problem hin, das über die Landesgrenzen hinausreicht: Wer nur die Produzenten subventioniert und die Abnehmerseite ausblendet, verlagert das Risiko eher, als es zu lösen. Langfristige Stromabnahmeverträge mit industriellen Kunden sind ja gerade der Grund, aus dem Banken solche Projekte überhaupt als finanzierbar ansehen (VEMW). Fehlt diese Nachfrage, steigen die öffentlichen Kosten und bleiben dauerhaft hoch.

Die Rede von „subventionsfreier“ Offshore-Windkraft war ohnehin nur begrenzt zutreffend. Netzplanung, Meeresbodenuntersuchungen und Kabelanschlüsse waren von Anfang an öffentliche Vorleistungen. Neu ist, dass Regierungen nun auch das Erlösrisiko stärker auf ihre Bilanzen nehmen. Europa gibt die Offshore-Windkraft nicht auf. Es verteilt ihre Kosten nur offener auf Steuerzahler und Stromkunden.