Netzstau blockiert deutschen Offshore-Wind

In Nord- und Ostsee drehen sich inzwischen Offshore-Windräder mit einer Leistung von 10,8 Gigawatt, verteilt auf 1.764 Anlagen. Rechnerisch reicht das für den Jahresstromverbrauch von etwa 8,7 Mio. Haushalten (Zeit, Focus). Technisch ist Offshore-Wind damit längst kein Versprechen mehr. Das Problem liegt bei der nächsten Ausbaustufe.

Nur für rund 2,6 Gigawatt künftiger Projekte ist die Finanzierung gesichert. Eine Ausschreibung im Jahr 2025 blieb ohne Gebote, und Projekte mit bis zu 16 Gigawatt Leistung und einem Investitionsvolumen von rund 50 Mrd. EUR könnten wegen verzögerter Netzanschlüsse festhängen (FAZ, BalticWind). Die Anlagen funktionieren. Stocken tut das Geschäftsmodell für die nächste Welle.

Das Windenergie-auf-See-Gesetz sieht 30 Gigawatt bis 2030 und 70 Gigawatt bis 2045 vor (WindSeeG). Mit 10,8 Gigawatt hat Deutschland gut ein Drittel der 2030-Marke erreicht. In der Branche gilt inzwischen als wahrscheinlich, dass dieses Ziel erst um 2032 erreicht wird. Vier Faktoren erklären, warum.

Warum die nächste Welle nicht gebaut wird

Kapital ist teurer geworden. Ein Offshore-Windpark verursacht den Großteil seiner Kosten vor der ersten Kilowattstunde: Turbinen, Fundamente, Kabel, Schiffe, Planung, Genehmigung. Die Erlöse kommen anschließend über 20 bis 30 Jahre. Als die EZB ihren Einlagensatz aus dem negativen Bereich bis auf 4 Prozent im Jahr 2023 anhob, verteuerten sich solche Projekte unmittelbar (EZB). Die Zinsen sind seither gefallen, liegen aber deutlich über dem Niveau der Nullzinsjahre, in denen viele bestehende Parks finanziert wurden.

Die Ausrüstung ist teurer geworden. Der Energieversorger EnBW beziffert den Kostenanstieg für Turbinen, Stahlfundamente, Kabel und Spezialschiffe über fünf Jahre auf 30 bis 40 Prozent (FAZ). Der Europäische Rechnungshof weist zudem auf Rohstoffrisiken entlang der Lieferketten für die Energiewende hin (ECA). Für kapitalintensive Projekte ist das doppelt belastend: Die Baukosten steigen, während die Finanzierungskosten ebenfalls höher liegen.

Die Ausschreibungen haben die Entwickler überfordert. Deutschland setzte zuletzt auf sogenannte negative Gebote. Projektentwickler zahlten also Geld an den Staat, um eine Fläche bebauen zu dürfen. In der Phase billigen Kapitals sah das nach einem haushaltsschonenden Modell aus. Nachdem Zinsen und Kosten gestiegen waren, wurde daraus ein Risikoaufschlag, den viele Entwickler nicht mehr tragen wollten. Die Ausschreibung 2025 fand deshalb keinen Abnehmer.

Die Netze kommen nicht hinterher. 22 fertiggestellte Turbinen mit 323 Megawatt Leistung stehen still, weil die Seekabel zum Festland noch fehlen (Zeit). Aus Branchenkreisen heißt es, TotalEnergies habe wegen Netzverzögerungen Konzessionen überprüft, die das Unternehmen seit 2023 gewonnen habe (The Equilibrium). Der Engpass ist nicht nur deutsch. Auch die Niederlande hängen bei Teilen ihrer Offshore-Anbindung an TenneT, denselben Netzbetreiber, der für große Teile der deutschen Offshore-Übertragung zuständig ist. Niederländische Schätzungen gehen bei neuen Hochspannungsleitungen von 8 bis 12 Jahren Umsetzungszeit aus (consultancy.nl, Energy Global).

Das Preisparadox der Offshore-Windkraft

Niedrige Großhandelspreise verschärfen das Finanzierungsproblem. Wenn Wind- und Solarstrom gleichzeitig stark einspeisen, fallen die deutschen Strompreise regelmäßig unter null, weil das Netz den Überschuss nicht aufnehmen oder nicht schnell genug weitertransportieren kann (Energy Charts). Ein Windpark verdient also gerade dann wenig, wenn er besonders viel produziert.

Darin liegt die zentrale Spannung der Technologie. Offshore-Wind senkt bei hoher Einspeisung den Strompreis, was Verbraucher entlastet. Entwickler brauchen aber planbare Erlöse, damit Banken Milliardenkredite für Bau und Anschluss vergeben. Billiger Strom kommt beim Haushalt eben nur an, wenn vorher jemand das Netz und ein Mindestmaß an Erlössicherheit finanziert.

Frankreich wählt dafür einen anderen Weg. Die Europäische Kommission hat ein französisches Fördermodell von bis zu 63 Mrd. EUR für Offshore-Windprojekte genehmigt, aufgebaut als zweiseitige Differenzverträge über 25 Jahre (BalticWind). Fällt der Marktpreis unter einen vereinbarten Mindestwert, zahlt der Staat zu. Steigt er über eine Obergrenze, fließt Geld vom Entwickler zurück. Das begrenzt Erlösschwankungen und senkt Finanzierungskosten. Der Bundesverband der Windparkbetreiber Offshore wirbt für ein ähnliches Modell in Deutschland.

Deutschland gibt schon heute jährlich mehrere Milliarden Euro für Redispatch aus, also für Eingriffe, bei denen Kraftwerke ihre Einspeisung anpassen, weil das Netz den Strom nicht dorthin transportieren kann, wo er gebraucht wird. Der Bundestag hat jüngst einen Netzausbauplan von rund 44,65 Mrd. EUR beschlossen, um Windstrom aus dem Norden stärker in den Süden zu bringen (Bundestag). Diese Kosten landen über Netzentgelte auf der Stromrechnung.

Das unmittelbare Risiko tragen die Entwickler, die Flächen halten, aber unter den aktuellen Bedingungen nicht wirtschaftlich bauen können. Die breiteren Kosten tragen Haushalte und Steuerzahler: Haushalte über höhere Netzentgelte, Steuerzahler womöglich dann, wenn blockierte Flächen neu ausgeschrieben oder mit zusätzlichen Garantien versehen werden müssen. Die 10-Gigawatt-Marke zeigt, dass die Technologie liefert. Das deutsche Nullsubventionsmodell stammt aber aus einer Zeit nahezu kostenlosen Kapitals. Unter heutigen Bedingungen erzeugt es keine Gebote mehr. Für die nächsten 20 Gigawatt braucht Deutschland erst belastbare Netzanschlüsse und dann Erlösmodelle, die Banken wieder finanzieren können.