Netvertraging zet Duitse windparken vast

In de Duitse Noordzee en Oostzee draait inmiddels 10,8 gigawatt aan windvermogen op zee, verdeeld over 1.764 turbines. Dat is genoeg om jaarlijks ongeveer 8,7 miljoen huishoudens van stroom te voorzien (Zeit, Focus). Toch is voor toekomstige projecten nog maar circa 2,6 GW aan financiering rond, bleef een veiling in 2025 zonder bieders en dreigt tot 16 GW aan projecten, goed voor ongeveer € 50 miljard, vast te lopen door vertraging bij netaansluitingen (FAZ, BalticWind). De techniek werkt. Het probleem zit in de rekensom achter de volgende bouwgolf.

De Duitse wet voor windenergie op zee mikt op 30 GW in 2030 en 70 GW in 2045 (WindSeeG). Met 10,8 GW is Duitsland ruim een derde onderweg. In de sector wordt er inmiddels rekening mee gehouden dat de grens van 30 GW pas rond 2032 wordt gehaald. Vier knelpunten verklaren waarom.

Waarom de volgende bouwgolf niet van de grond komt

Geld is duurder geworden. Een windpark op zee vraagt vrijwel alle investeringen vooraf en verdient die daarna over twintig tot dertig jaar terug. Toen de ECB haar depositorente vanuit negatief terrein verhoogde naar een piek van 4% in 2023, liepen de financieringskosten hard op (ECB). De rente is sindsdien wel gedaald, maar ligt nog altijd ver boven het niveau van de jaren waarin de meeste bestaande parken werden gefinancierd.

Materiaal en schepen zijn fors duurder. EnBW, een grote Duitse energieproducent, zegt dat de kosten voor turbines, stalen funderingen, kabels en gespecialiseerde schepen in vijf jaar tijd met 30% tot 40% zijn gestegen (FAZ). De Europese Rekenkamer waarschuwde daarnaast voor grondstoffenrisico's in de toeleveringsketens van de energietransitie (ECA).

Veilingen hebben ontwikkelaars te ver uitgeknepen. In recente Duitse rondes moesten ontwikkelaars de overheid betalen voor het recht om te bouwen: zogenoemde negatieve biedingen. Dat leek slim zolang kapitaal goedkoop was en kosten beheersbaar bleven. Toen die voorwaarden verdwenen, bleef de veiling van 2025 zonder gegadigden.

Het elektriciteitsnet houdt het tempo niet bij. Tweeëntwintig voltooide turbines met samen 323 MW vermogen staan stil omdat de zeekabels naar de kust nog niet klaar zijn (Zeit). TotalEnergies heeft volgens berichtgeving concessies die sinds 2023 zijn gewonnen opnieuw tegen het licht gehouden vanwege netvertragingen (The Equilibrium). De flessenhals stopt overigens niet bij de Duitse grens. Nederland leunt op TenneT, dezelfde netbeheerder die een groot deel van de Duitse offshoreaansluitingen verzorgt, en Nederlandse ramingen gaan voor nieuwe hoogspanningsverbindingen uit van 8 tot 12 jaar doorlooptijd (consultancy.nl, Energy Global).

De prijsparadox van wind op zee

Lage groothandelsprijzen maken het financieringsgat groter. Wanneer wind- en zonneproductie pieken, zakken Duitse stroomprijzen geregeld onder nul omdat het net het overschot niet kan verwerken (Energy Charts). Een windpark verdient dus het minst op de momenten dat het het meest produceert.

Daar zit de centrale spanning van deze technologie. Wind op zee drukt de stroomprijs zodra de turbines draaien, en dat is gunstig voor verbruikers. Maar ontwikkelaars hebben voorspelbare inkomsten nodig om de miljarden te kunnen lenen die de bouw vergt. Goedkope stroom komt pas bij huishoudens terecht nadat iemand eerst heeft betaald voor het net en voor de inkomenszekerheid die bouwen financierbaar maakt.

Frankrijk biedt een mogelijk model. De Europese Commissie keurde een Franse steunregeling goed van maximaal € 63 miljard voor offshorewindprojecten, opgezet als tweezijdige contracts for difference over 25 jaar (BalticWind). Zakt de marktprijs onder een afgesproken bodem, dan vult de staat de inkomsten van de ontwikkelaar aan. Stijgt de prijs boven een plafond, dan betaalt de ontwikkelaar geld terug. Zo worden inkomsten minder grillig en dalen de financieringskosten. De Duitse branchevereniging BWO pleit inmiddels voor hetzelfde systeem.

Duitsland geeft nu al jaarlijks enkele miljarden euro's uit aan redispatch: vergoedingen aan centrales om hun productie aan te passen omdat het net stroom niet kan brengen naar waar die nodig is. De Bondsdag keurde onlangs een netuitbreidingsplan goed van ongeveer € 44,65 miljard om noordelijke windstroom naar het zuiden te krijgen (Bundestag). Die kosten belanden via nettarieven op de stroomrekening.

Voor ontwikkelaars is het risico het meest direct: zij zitten op toegekende locaties die onder de huidige voorwaarden niet winstgevend te bouwen zijn. De bredere rekening komt bij huishoudens, die de netuitbouw via hun energierekening financieren, en bij belastingbetalers, die opnieuw betalen als vastgelopen kavels opnieuw moeten worden geveild. De grens van 10 GW laat zien dat wind op zee kan leveren. Maar het Duitse veilingmodel zonder subsidie, ontworpen voor een tijd waarin lenen bijna gratis was, levert geen bieders meer op nu dat niet meer zo is. Voor de volgende 20 GW zijn kabels nodig vóór de veiling en gegarandeerde minimumprijzen vóór de bouw.