Wer zuerst kommt

Aufgetürmt: 48 Siemens-Turbinen sind in einer Wassertiefe von vier bis acht Metern errichtet worden.

Die ersten deutschen Offshore-Projekte rücken näher. Zugleich kündigen sich Verzögerungen im Netzausbau und Engpässe bei Turbinen, Kabeln und Schiffen an. Viele Planer werden sich von ihren aktuellen Zeitplänen verabschieden müssen.

Text: Ingo Arzt und Nicole Weinhold, Foto: Jens Meier

 

Auf einer Fachtagung zu Windenergie in diesem Herbst. Selbst in der Schlange zum Kaffee-Ausschank wird gefachsimpelt. „Offshore macht nur Probleme“, murrt plötzlich ein Mittfünfziger in Jeans und Anorak. Sein Hintermann nickt: „Was soll das überhaupt mit den Anlagen im Meer? Das ist doch viel zu teuer.“ Ein Referent hatte zuvor ein paar Zahlen zum Besten gegeben, die das Publikum nachdenklich stimmten: 2,65 Millionen Euro würde das Megawatt (MW) Windkraft in deutschen Meeren derzeit kosten, rund 33 Prozent mehr als aktuelle britische Offshore-Projekte, fast doppelt so viel wie deutsche Onshore-Windkraft.

Während sich vor der britischen Küste bereits über 300 MW Windkraft tummeln und gerade Mühlen mit 557 MW aufgebaut werden, drehen in Deutschland nur die Flügel zweier einsamer Turbinen – einen Steinwurf vor der Küste. Woran das deutsche Offshore-Geschäft krankt, ist lange bekannt: Die Maschinen müssen weit außerhalb der sensiblen Küstenregion, bis zu 100 Kilometer vom Ufer entfernt, in Wassertiefen von 20 bis mehr als 40 Metern errichtet werden. Das treibt alle Kosten in die Höhe.

Trotz dieser erschwerten Bedingungen rückt der erste deutsche Offshore-Windpark in greifbare Nähe: Auf Norderney schlagen die Bagger ihre Schaufeln in den Sand, damit dort Kabel für den Anschluss der Meeres-Windturbinen verlegt werden können. Gleichzeitig wird in den Hallen der Repower Systems AG und der Multibrid Entwicklungsgesellschaft an neuen Fünf-MW-Turbinen geschraubt. Mitte November hat Eon Netz 70 Kilometer 110-kV-Seekabel geordert, die im Sommer zwischen Norderney und dem Umspannwerk Hage Nord an der Küste verlegt werden. Die Vorbereitungen für Alpha Ventus, das 60-MW-Testfeld, 45 Kilometer vor der Insel Borkum, laufen auf Hochtouren.

Das geschäftige Treiben wird von Berlin aus kräftig unterstützt: Das Bundesumweltministerium wartet ungeduldig auf die ersten deutschen Offshore-Turbinen. Trotz Mehrkosten räumt die Politik der Meereswindkraft einen höheren Stellenwert ein als der Windkraft an Land. Der Referentenentwurf zur Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) lässt daran keinen Zweifel: Für Offshore soll die Vergütung kräftig steigen, an Land wird sie dagegen weiter sinken.

Um der Meereswindkraft auf die Beine zu helfen, hat die Bundesregierung den Betreibern des Testfelds – Eon, Vattenfall und EWE – mit 50 Millionen Euro unter die Arme gegriffen. Aus demselben Grund hat sie Ende 2006 per Gesetz die Netzbetreiber zum Ausbau aller bis Ende 2011 erforderlichen Seetrassen verpflichtet (neue energie 12/2006). Daher will sie auch die EEG-Vergütung von derzeit neun Cent pro Kilowattstunde anheben – wahrscheinlich auf 14 Cent.

Die Maßnahmen zeigen erste Wirkung: Im nächsten Herbst soll der Aufbau des Testfeldes beginnen. 2009 könnte der 60-MWWindpark bereits vollständig am Netz sein. Was dann geschieht, ist weit weniger klar. Sicher ist nur, dass die meisten Planer bis Ende 2011 mit dem Bau beginnen wollen, um in den Genuss des kostenlosen Netzanschlusses auf dem Meer zu kommen (siehe Tabelle Seite 46 im Heft). Tatsächlich wird von den 16 genehmigten und weiteren 24 beantragten Nordsee-Projekten, den drei bewilligten und vier in der Genehmigungsphase befindlichen Ostsee-Projekten bis dahin nur ein Bruchteil realisiert werden können.

 

Netbetreiber rechnen mit 2.900 MW bis 2012

Das zeigen etwa die von den Netzbetreibern beauftragten Gutachten (neue energie 9 und 11/2007). Eine positive Einschätzung erhielten demnach die Ostsee-Projekte der Bremer WPD AG, Baltic 1 und Kriegers Flak, die nach Unternehmensangaben 2009 und 2010 gebaut werden sollen (siehe Seite 72). Ebenfalls dabei: das Eon-Projekt Arkona-Becken Südost und der schwimmende Windpark Ventotec Ost 2. Laut Vattenfall Transmission werden für die vier Projekte mit zusammen 1.300 MW Leistung rund 700 Kilometer Kabel verlegt. Eon Netz erwartet von den Offshore-Planern, dass sie 30 Monate vor Baubeginn wesentliche Unterlagen wie Baugenehmigung, Finanz- und Bauplan vorlegen können. Darüber hinaus liegt dem Netzbetreiber seit Ende Oktober eine Studie des Deutschen Windenergie-Instituts (Dewi) und des Bremer Energie Instituts (BEI) für die Nordsee vor. Die Autoren kommen darin zu dem Schluss, dass im Idealfall bis zum Jahr 2011 zehn Projekte mit rund 660 Windrädern und 3.100 MW Leistung realisiert werden. Der Bundesverband WindEnergie geht dagegen von deutlich weniger Leistung aus. Auch Joëlle Bouillon, stellvertretende Pressesprecherin der Eon Netz, schränkt ein: „Wegen erwarteter Engpässe bei der Lieferung von Windenergieanlagen, parkinternen Kabeln und Seekabeln halten wir 1.600 MW bis Ende 2011 für realistischer.“ Die Annahme begründet Eon Netz mit Erfahrungen aus den ersten Netzanschlussprojekten: Seitens der Projektentwickler seien dem Unternehmen erhebliche Schwierigkeiten bei der Beschaffung wesentlicher Komponenten sowie bei der Preisentwicklung bekannt.

Die Windparks in Nord- und Ostsee zusammen genommen würden nach Ansicht der Netzbetreiber also auf eine Leistung von 2.900 MW kommen. Zählt man die Leistung aller bis 2011 geplanten Parks zusammen, sind das aber – in Abhängigkeit der Anlagengrößen – 3.600 bis 6.100 MW (siehe Tabelle im Heft).

Anders als das Vattenfall-Gutachten gibt die Bedarfsanalyse des Dewi keine konkreten Hinweise darauf, welche Projekte das Rennen machen. Begründung: Die Bauzeitpläne der Windparkplaner seien derzeit noch zu vage. Eon Netz hat für den Trassenbau vier Windpark-Cluster definiert. Die Vorbereitungen für den Anschluss des ersten Clusters, Borkum 1, laufen bereits. Dort wird neben fünf weiteren Projekten auch Alpha Ventus angeschlossen. Das zweite Cluster, Borkum 2, liegt rund 50 Kilometer weiter vom Festland entfernt. Dieser Planungszone gehört der Windpark Bard Offshore 1 mit 400 MW Leistung in der ersten Ausbaustufe an. Experten schätzen, dass dieser Park als nächstes Nordsee-Projekt nach dem Testfeld umgesetzt werden könnte. Bard Engineering selbst spricht vom Baubeginn im Frühjahr 2009. Die Baugenehmigung liegt vor, Kabelgenehmigungen stehen allerdings noch aus. Carolin Abromeit, Juristin für Genehmigungsverfahren im Bereich Offshore des Bundesamtes für Seeschifffahrt in Hamburg spricht jedoch von einem guten Kontakt zum Unternehmen: „Wir führen regelmäßig Gespräche mit Bard.“

Eon Netz hat bereits ABB mit dem Bau der Hochspannungs-Gleichstromleitung vom Umspannwerk Diele bei Papenburg über Norderney bis Borkum 2 beauftragt. Außerdem sollen laut Bouillon bis Ende 2011 die Cluster 3 und 4, Helgoland und Sylt, jeweils mindestens einen Anschluss erhalten.

 

Zeitverzug durch neue Trassenplanungen

Forcieren Eon Netz und Vattenfall Europe Transmission, Töchter der Energieversorger, die zusammen mit RWE und Energie Baden-Württemberg den deutschen Strommarkt beherrschen, jetzt den Netzausbau im Meer? Diese Frage lässt sich nicht so einfach beantworten. Schließlich wird die Offshore-Windkraft mit dazu beitragen, dass alte Atommeiler und neue Kohlekraftwerke überflüssig werden. In ihrer aktuellen Studie „Entwicklung der Energieversorgung in Norddeutschland“ schreiben BEI und Arrhenius, der im Jahr 2020 bereitgestellte Strom aus Windkraft entspreche rund zwei Dritteln des Stromverbrauchs im Norden (neue energie 9/2007). „Norddeutschland muss sich zu einer Region entwickeln, die große Strommengen in andere Regionen oder Nachbarländer exportieren wird“, heißt es dort.

Damit fiele ein Hauptargument für die geforderte Laufzeitverlängerung von Atomkraftwerken weg: die Angst vor einer Versorgungslücke. Welchen Wert die Extra-Jahre für die Energieversorger hätten, beweisen etwa die abgeschalteten Pannenmeiler Krümmel und Brunsbüttel: Der täglich entgangene Gewinn liegt pro Kraftwerk bei etwa einer Million Euro. Der Ausstieg aus dem Ausstieg wäre also ein prima Geschäft. Sollte sich die Atomausstiegspartei SPD mit den Bundestagswahlen im Herbst 2009 aus der Regierungskoalition verabschieden, stünden die Chancen dafür gut. Wenn sich also der Offshore- Ausbau verzögert, hätte das womöglich Milliardeneinnahmen aus abgeschriebenen Kraftwerken für die Energieversorger zur Folge. Ist das nur ein Szenario misstrauischer Pessimisten? Ubbo de Witt hat da bereits so seine Erfahrungen gemacht. Der Geschäftsführer der Oldenburger Projekt GmbH spricht von einer einjährigen Verzögerung bei seinem Offshore-Windpark Sandbank 24 durch Eon Netz. „Die Planungen für die Büsum-Trasse waren bereits sehr weit vorangeschritten, als Eon Netz zum 17. Dezember 2006 die Anweisung gab, ab sofort keine weiteren Planungsaktivitäten zu verfolgen“, so de Witt. Der Netzbetreiber habe die bisherigen Trassenplanungen verändert und einen Anschlusspunkt im Stadtgebiet Brunsbüttel favorisiert. Obwohl de Witt und nach seiner Aussage auch andere beteiligte Trassenplaner wie Eon Energy Projects, Geo und Meerwind dort bereits eine Absage kassiert hatten. Insbesondere ein Grundstückseigner, die Bayer AG, verweigere eine Querung des Firmengeländes. Eon Netz habe diese Vorgespräche schlicht ignoriert, sei nun aber bei der Verhandlung mit Bayer ebenfalls stecken geblieben.

Wolfgang Paulsen, Geschäftsführer des Windparks Butendiek, sieht die Veränderungen in der Trassenplanung ebenfalls kritisch: „Ich befürchte, dass es zu zeitlichen Verzögerungen bei unserem Projekt kommt, falls der von uns geplante Netzanschlusspunkt Jardelund von Eon Netz aufgegeben wird und nun alles über Brunsbüttel zusammengefasst werden soll.“ Seine Sorge teilt Tilman Schwencke, Leiter des neuen Hauptstadtbüros des irischen Butendiek-Gesellschafters Airtricity. „Das geplante Wechselstromkabel über Jardelund könnte schneller gebaut werden als das Gleichstromkabel über Brunsbüttel.“ Letzteres sei zudem die teurere Variante. Dabei sind die Netzbetreiber durch die Bundesnetzagentur genötigt, die Offshore-Kabelplanung möglichst preisgünstig umzusetzen. Es sprechen also Zeit und Kosten für die Wechselstromtrasse nach Jardelund.

De Witt wirft dem Netzbetreiber vor, sich hinter den Forderungen der Bundesnetzagentur zu verstecken. So würde die Korrespondenz erst mit mehrmonatiger Verspätung an die Planer weitergegeben oder komplett verschwiegen. Die Netzagentur habe nun in Erwägung gezogen, dass statt des zuvor geplanten Erdkabels eine Freileitung die wirtschaftlichere Variante sei. Das könnte aber, angesichts der Widerstände vor Ort, langjährige Verzögerungen nach sich ziehen.

Die durchs Infrastruktur-Planungsbeschleunigungsgesetz forcierte Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern gestaltet sich offenkundig in vielerlei Hinsicht problematisch. Ubbo de Witt befürchtet sogar, dass Eon Netz und Vattenfall Transmission nach Belieben Projektplaner am ausgestreckten Arm verhungern lassen. „Unsere Banken wollen sehen, dass der Netzanschluss kommt, bevor sie das Projekt finanzieren. Bevor er den Netzanschluss legt, will der Netzbetreiber aber alle Festbestellungen sehen, die bei einer Projektfinanzierung naturgemäß erst nach dem Abschluss aller Finanzierungsvertragswerke erfolgen“, beschreibt er das klassische Henne-Ei-Dilemma vieler Planer.

Tilman Schwencke geht davon aus, dass dieses Problem auch aus der Angst vor Risiken hervorgehen könnte: „Jeder fängt bei Null an, alle wollen Sicherheit - dieser Kreis muss durchbrochen werden.“ De Witt unterstellt dagegen Absicht: „So können die Energieversorger die Konkurrenz der mittelständischen Planer aus dem Geschäft drängen.“

 

Konzerne haben bislang keine Turbinen bestellt

Andreas Brockmöller steht wie Ubbo de Witt für mittelständische Strukturen im Offshore-Geschäft. Doch im Gegensatz zu dem Oldenburger sieht der Geschäftsführer der BEC Energie Consult die Ausgangssituation für kleine Planungsfirmen durch die Steckdose auf dem Meer verbessert. Zuvor hätten ausschließlich große Parks und damit auch große Unternehmen eine Chance gehabt, weil sich die teure Verkabelung für kleine Projekte nicht rechnete. „Dieser Wettbewerbsnachteil ist nun abgeschwächt“, betont er.

Strategisch habe die so genannte Steckdose auf dem Meer die Offshore-Branche geschwächt, meint dagegen Ralf Bischof. „Noch nicht einmal an Land erfolgt der unverzügliche Netzausbau, den das EEG fordert. Es besteht ein ständiges Schwarzer-Peter-Spiel zwischen Netzbetreibern, Genehmigungsbehörden, Bundesnetzagentur, Gesetzgeber und Bürgerinitiativen. Mit dem Beschleunigungsgesetz aber ausgerechnet die Rolle der Energiekonzerne beim Anschluss von konkurrierenden Kraftwerkskapazitäten zu stärken, haben wir von Anfang an kritisch gesehen.“ ärgert sich der Geschäftsführer des Bundesverband WindEnergie (BWE).

Trotz positiver Bewertung des Beschleunigungsgesetzes überwiegt auch bei Andreas Brockmöller das Misstrauen gegenüber den großen Energiekonzernen. Auch er hat einschlägige Erfahrungen gemacht. In den hellen Büros seiner Firma BEC Energie Consult in Berlin-Dahlem herrscht geschäftige Betriebsamkeit. 30 bis 40 Projekte habe man gerade in Arbeit, so Brockmöller. Darunter Onshore-Windkraft in Frankreich und Polen, Biogas und Photovoltaik in Deutschland und eben auch Offshore-Windkraft in Deutschland. Vor drei Jahren verkaufte Brockmöller die Mehrheit am geplanten Offshore-Projekt Arkona-Becken Südost an Eon Energy Projects. „Das war damals unser Tafelsilber“, erinnert sich Brockmöller. In einem notariellen Vertrag sei vereinbart gewesen, dass er als Geschäftsführer und Projektleiter in der Arkona-Becken-Entwicklungs-GmbH bis zum Baubeschluss agiere.

Doch Eon entschied sich für einen neuen Projektleiter aus den eigenen Reihen. Seither streitet sich Brockmöller mit dem Energiekonzern vor Gericht (neue energie 6/2006). „Sieben Prozesse laufen noch“, sagt er. Der Unternehmer wirft dem Konzern Verzögerungstaktik vor. „Vor drei Jahren haben wir eine fertige Trassenplanung über das Umspannwerk Lubmin vorgelegt“, so der Planer. Eon habe diese jedoch verworfen und eine neue Trassenroute ausgearbeitet. Die streife allerdings ein Natur- und ein Landschaftsschutzgebiet. Von Eon heißt es, man wolle sich zu den Vorwürfen nicht äußern, zumal die Geschichte drei Jahre zurück liege und sich durch das Beschleunigungsgesetz die Voraussetzungen dahingehend geändert hätten, dass Vattenfall Europe Transmission nun für die Trassenlegung zuständig sei.

„Uns wurde damals gesagt, die neue Trasse sei 100.000 Euro billiger“, berichtet Brockmöller. Er hält die Begründung für einen Vorwand, zumal die Einsparungen im Vergleich zu den gesamten Projektkosten minimal seien. Vielmehr befürchtet er, dass Eon es nicht wirklich ernst meint mit dem Offshore-Geschäft: „Bisher haben die außerhalb des Testfelds noch nicht viel gemacht.“ Der Essener Energiekonzern habe weder beschlossen, das Projekt Arkona-Becken tatsächlich zu bauen, noch gebe es Ausschreibungen für Turbinen. „Ich kann nur allen Offshore-Planern davon abraten, mit Eon zusammenzuarbeiten“, stellt er fest.

Thorsten Schneiders kann das Misstrauen gegenüber seinem Unternehmen nicht verstehen. „Wir haben Investitionen von sechs Milliarden Euro bis 2010 im Bereich erneuerbare Energien angekündigt und die Tochter-Firma Renewables gegründet. Das sind doch eindeutige Signale“, sagt der Referent für Energiepolitik der Eon Energie AG (neue energie 9/2007). Neben Alpha Ventus und Arkona-Becken hat Eon derzeit die Rechte an den Offshore-Projekten Delta Nordsee und Amrumbank West mit jeweils 80 Anlagen der Fünf-MW-Klasse sowie an dem Windpark Sky 2000 mit 180 MW. Die Planungen erscheinen vage: „Wir haben noch keine Entscheidung darüber getroffen, welches Projekt wir nach Alpha Ventus als nächstes umsetzen“, sagt Schneiders. Bis auf die Testfeld-Anlagen seien keine weiteren Mühlen geordert worden. Ähnlich verhält es sich mit dem zweiten großen Energieversorger im deutschen Offshore-Geschäft. Vattenfall wolle zunächst sehen, wie sich die Fünf-Megawatt-Anlagen im Testfeld bewähren, sagt Katharina Bloemer. Die Sprecherin der Vattenfall New Energy geht aber von Überschneidungen aus, zumal mit dem Bau des Vattenfall-Projekts Dan Tysk nach ihren Angaben bis spätestens 2011 begonnen werden soll. Ansonsten ist der schwedische Energiekonzern in Deutschland noch mit 20 Prozent an Borkum Riffgrund beteiligt. Man sei an weiteren Projekten interessiert, so Bloemer.

 

Tücken bei der Finanzierung

Langfristig, daran lassen Eon und Vattenfall keine Zweifel, ist das Offshore-Geschäft hochinteressant für sie – entsprechen die großen Parks auf dem Meer doch am ehesten ihren bisherigen Kraftwerksstrukturen. In mancherlei Hinsicht haben sie es beim Gang aufs Meer leichter als ihre mittelständischen Wettbewerber. So verfügen sowohl Eon als auch Vattenfall bereits über Offshore-Erfahrung im Ausland. Derzeit baut Vattenfall mit Siemens vor der schwedischen Küste den Windpark Lillgrund mit 48 Siemens-Turbinen der 2,3-MW-Klasse auf. Der britische Park Scroby Sands von Eon ist mit seinen 60 MW seit 2004 am Netz. Von den dort gesammelten Erfahrungen dürften auch die deutschen Projektmanager profitieren. Eon-Mann Schneiders bestätigt das, räumt jedoch ein: „Die Herausforderungen sind in Deutschland noch ganz andere.“

Erfahrungen sind möglicherweise nur der kleinste Vorteil, den Großkonzerne gegenüber kleineren Planern haben. Viel wesentlicher ist wohl die finanzielle Seite. Vattenfall-Sprecherin Bloemer berichtet, für die zwölf Anlagen von Alpha Ventus würden die Energieversorger und das Bundesumweltministerium 180 Millionen Euro investieren. „Das sind Summen, die kein mittelständisches Unternehmen stemmen könnte.“

Das Modell Bürgerwindpark, das durch die Beteiligung von Anwohnern bei der Onshore-Windkraft für Akzeptanz gesorgt hat, ist angesichts der Kostensteigerungen und Projektverzögerungen in der Tat immer schwieriger zu realisieren. So musste sich der einzige Offshore-Bürgerwindpark Butendiek den irischen Projektentwickler Airtricity als Gesellschafter ins Boot holen. Allerdings können sich die 8.400 Butendiek-Gesellschafter sobald der Offshore-Park in Betrieb ist, zu 50 Prozent wieder einkaufen. „Ich sehe wegen der hohen Risiken der Offshore-Windkraft die Notwendigkeit angepasster Finanzierungen für kleine Projektentwickler und Bürgerwindparks“, beschreibt Butendiek-Geschäftsführer Wolfgang Paulsen seine Erfahrungen.

„Investitionen von 500 Millionen Euro und mehr – da kann der Mittelstand nicht mithalten“, bestätigt Jörg Kuhbier, Vorsitzender des Offshore Forums Windkraft und ehemaliger Hamburger Umweltsenator. Auch deshalb sei die Anhebung der Vergütung im Rahmen der EEG-Novelle auf rund 14 Cent wichtig. „Dadurch bekommen auch unabhängige Investoren und Planer wieder eine Chance.“

Gleichwohl lauern bei der Finanzierung noch diverse Fallstricke: Wer mit neuen Fünf-MW-Anlagen bauen will, könnte Schwierigkeiten bekommen. Eine Projektfinanzierung verlangt im Allgemeinen gesicherte Erfahrungswerte, das heißt: bewährte Technologien. Prototypen können nur unter speziellen Rahmenbedingungen von einer Bank finanziert werden. Derzeit offen ist auch die Frage nach der Erstattung von Planungskosten, die bei Offshore-Planern angefallen sind, bevor das Beschleunigungsgesetz in Kraft trat. Die Netzagentur geht offenbar davon aus, dass diese Rechnung erst mit Anschluss der Turbinen ans Netz beglichen wird – also erst in Jahren. Für die Kalkulation eines mittelständischen Planers ist das unakzeptabel.

Es gibt dennoch einige Akteure, die eine unabhängige Finanzierung in Angriff nehmen – wie etwa die Bremer WPD (siehe Seite 72) oder die gleichfalls in der Hansestadt ansässige Energiekontor AG. „Wir haben für das Projekt Nordergründe einen Mandatierungsvertrag mit der niederländischen NIBC Bank. Das heißt, wir setzen momentan auf eine Projektfinanzierung“, stellt Unternehmenssprecherin Susanne Liesen fest. Ein Teil solle als Beteiligungsmöglichkeit für Kommanditisten angeboten werden.

 

Nach zwölf Jahren nur noch 3,5 Cent

Wie diese Modelle beschaffen sind, dürfte auch andere Planer interessieren. BWE-Präsident Hermann Albers zufolge enthält der Referentenentwurf des EEG nämlich einen entscheidenden Schwachpunkt: Nach zwölf Jahren soll die hohe Anfangsvergütung auf 3,5 Cent reduziert werden. Bisher waren 6,19 Cent als zweite Vergütungsstufe vorgesehen. „Entsprechend werden die Banken eine zehnjährige Projektfinanzierung anbieten“, schätzt Albers. Refinanziert sich das Projekt nicht in dieser Zeit, müsste deutlich mehr Eigenkapital eingebracht werden. Mittelständler wären dann gezwungen, ihre Projekte ganz oder zum Teil zu verkaufen. Diese Finanzierungsstruktur spiele den großen Unternehmen in die Hände. „Bei der derzeitigen Diskussion um die Zerschlagung des Energiemonopols stellt sich die Frage: Ist das wirklich so gewollt?“ wundert sich Albers.

Fest steht: Beim Verfolgen der Klimaschutzziele sollte sich die Bundesregierung nicht einseitig auf die Offshore-Windkraft konzentrieren. Denn neben den bereits eingetretenen Verzögerungen beim Netzausbau zeichnen sich Lieferengpässe bei Turbinen, Schiffen und Kabeln ab. Bisher sind lediglich die Maschinen für das Testfeld geordert worden. Energiekontor und WPD wollen vor Silvester bestellen. „Die Vertragsverhandlungen mit wesentlichen Lieferanten laufen. Wir hoffen, dass wir erste Vereinbarungen bis Ende des Jahres treffen können“, sagt Liesen. Das Unternehmen plant den Windpark Nordergründe in 2009 zu errichten.

Zu optimistisch? „Wer jetzt noch keine Anlage bestellt hat, schafft es nicht bis 2011“, sagt Helmut Klug von der deutschen Repräsentanz von der Garrad Hassan Deutschland GmbH in Oldenburg. Der Wettbewerb um Windkraftanlagen beschränke sich nicht auf das internationale Offshore-Geschäft, sondern werde vor allem vom florierenden Onshore-Markt bestimmt. „Viele Hersteller werden sich überlegen, ob sie ihre Anlagen nicht lieber risikoarm an Land installieren.“

 

Engpässe bei Turbinen und Logistik

Wie hart der Konkurrenzdruck ist, zeigt eine aktuelle Studie, die das Wirtschaftsprüfungsunternehmen KPMG im Auftrag des Wirtschaftsverbandes Windkraftwerke im Oktober 2007 vorgelegt hat. Im Hinblick auf das Minimalziel der Bundesregierung bis zum Jahr 2011 kommt die Studie zu dem niederschmetternden Ergebnis: „Insgesamt zeigt sich, dass die Realisation von 1.500 MW Offshore-Leistung in Deutschland auf Basis der derzeitigen und auch auf Basis der diskutierten Einspeisevergütung kaum erwartet werden kann.“

Deutsche Projektentwickler könnten im Konkurrenzkampf um Turbinen schlecht weg kommen, wenn sie nicht schnell bestellen. Nach der Studie stellen alle Anlagenbauer in Europa bis zum Jahr 2011 gerade einmal so viele Offshore-Turbinen her, wie vor der Küste Großbritanniens bis dahin geplant sind: maximal 6.171 MW an Maschinen von mehr als drei Megawatt Leistung. „Kleinere Anlagen kommen für die meisten deutschen Gewässer wegen der höheren Kosten nicht in Frage“, sagt Karsten Schulze, Direktor Energie bei KPMG.

Neben Großbritannien gelten nach der Studie auch Frankreich und Spanien gegenüber Deutschland als attraktivere Märkte, obwohl die Windparkbetreiber dort die Netzanschlusskosten selbst tragen müssen und trotz der geplanten Vergütungserhöhung in Deutschland. Konkurrenz droht vor allem aus Großbritannien, da in Frankreich nur zwei Parks geplant sind und Spanien noch am Anfang seiner Offshore-Überlegungen steht. Zählt man allerdings alle zur Genehmigung eingereichten Offshore-Vorhaben in Europa zusammen, wie in der KPMG-Studie geschehen, müsste im Jahr 2011 bereits knapp 16.800 MW Windstrom im Wasser stehen. Das ist die dreifache Leistung der nach aktuellem Stand verfügbaren Maschinen. „Jeden Monat ohne bestellte Turbinen sinkt die Wahrscheinlichkeit, vor 2011 noch Anlagen, Kabel oder Konstruktionsschiffe zu bekommen“, sagt Jan Rispens, Geschäftsführer der Windenergie-Agentur Bremerhaven/Bremen (WAB). Er deutet damit ein weiteres Problem an: Nur wenige Konstruktionsschiffe sind für größere Tiefen ausgelegt und die werden zurzeit von der finanzstarken Öl- und Gasindustrie weggebucht (siehe Seite 51).

 

Siemens verdreifacht Kapazität

Aber bereits der Flaschenhals verfügbarer Anlagen wird für Verwerfungen sorgen. Lediglich eine Handvoll Hersteller bietet derzeit Maschinen an. Der größte deutsche Hersteller, die Enercon GmbH, lehnt Offshore konsequent ab. Jetzt hat Bard einen Nearshore-Standort des Auricher Unternehmens vor Wilhelmshaven übernommen. Bard und Multibrid bauen nur Anlagen fürs Meer. Bei allen anderen – etwa Vestas, Siemens oder Repower – treten Onshore- und Offshore-Planer in Wettstreit um die Mühlen. Große Volumina können zurzeit nur Siemens und Vestas liefern. Ein Lichtblick: Siemens-Vorstandschef Peter Löscher hat angekündigt, die Produktion von Windkraftanlagen bei Siemens Power Generation in den kommenden Jahren von in diesem Jahr 1.500 MW auf 4.500 MW zu verdreifachen. Im Jahr 2011 soll die Zielmarke erreicht sein, so ein Unternehmenssprecher. 2008 werden voraussichtlich Maschinen mit einer Gesamtleistung von zirka 2.000 MW die Produktionshallen im dänischen Brande verlassen. Siemens produziert am Anschlag, die Zulieferer können Getriebe und Wälzlager schlichtweg nicht schneller fertigen.

Die 3,6-MW-Turbine ist ebenso wie die 2,3-MW-Anlage für den Einsatz auf dem Meer erprobt. Nach den Plänen von Siemens Wind Power soll rund ein Fünftel der künftigen Kapazität auf dem Meer installiert werden, der Löwenanteil fließt also in den wesentlich größeren und risikoärmeren Onshore-Markt. „Wir werden weiterhin einen Großteil unserer 2,3-MW-Maschinen für den amerikanischen Onshore-Markt liefern“, sagt ein Sprecher. Der Löwenanteil der Offshore-Maschinen ist ebenfalls bereits fest verbucht – für britische Projekte: 2008 sind das Lynn und Inner Dousing an der Ostküste Englands mit 54 Anlagen, 2009 gehen 25 Anlagen an die Projekte Gunfleet Sands und Rhyl Flats, 140 Turbinen sind für den Windpark Greater Gabbard bis zum Jahr 2010 vorbestellt. Wer jetzt bestellt, wird sich gedulden müssen: Die Lieferung dauert zum Teil länger als zwei Jahre.

Die Fünf-MW-Anlage von Repower ist zwar für den Einsatz auf See konzipiert, doch auch hier geraten deutsche Projektierer potenziell ins Hintertreffen: „Die Nachfrage kommt momentan aus England. Die Projekte sind weiter als in Deutschland und die Rahmenbedingungen gesichert“, sagt Martin Skiba, Bereichsleiter des Geschäftsfeldes Offshore. Trotzdem hält er den heimischen Markt für extrem wichtig, weil sonst langfristig Industrie- und Servicebetriebe abwandern könnten. Derzeit konkurrieren mehrere Parteien um die Kapazität Repowers, sagt Skiba. Wer im Jahr 2010 größere Stückzahlen will, müsse bald Verträge abschließen. Momentan seien außer für das Testfeld Alpha Ventus noch keine unterschrieben, sagt er. Hierzulande wird die 5M bislang nur an Land installiert, etwa in Brunsbüttel.

Beim Ausbau der Produktionskapazitäten sind Repower ebenso Grenzen gesetzt: „Die Bereitschaft von so manchen Zulieferern, Teile für Offshore-Anlagen zu liefern, ist verbesserungswürdig“, moniert Offshore-Mann Skiba. Dem sei geschuldet, dass die jährliche Kapazität bis einschließlich 2009 kaum 100 Megawatt überschreiten werde – erst danach gehe er von einem Anstieg auf 400 bis 500 MW pro Jahr aus. Ende 2008 soll zudem der erste Prototyp der 6M mit sechs Megawatt Leistung aufgestellt werden.

Vestas macht zwar keine Angaben zu seinen Kapazitäten, allerdings stimmen die Gerüchte über einen Offshore-Ausstieg des dänischen Weltmarktführers nicht. „Kein Zweifel, wir wollen Offshore“, sagt der Präsident von Vestas-Offshore, Anders Søe-Jensen. Seit Mitte 2007 haben sich die Dänen ein Moratorium auferlegt und wollen ihre V90 mit drei Megawatt Leistung und andere Anlagen vorerst nicht mehr für Projekte auf See verkaufen. In den Parks Kentish Flats nahe der Themse-Mündung und Barrow an der britischen Westküste mussten britischen Medien zufolge die Getriebe der V90-Anlagen wegen Schäden ausgewechselt werden. Auf einem Teststand im dänischen Århus wird die V90 mit drei MW derzeit mit dynamischen Belastungen auf Getriebe und den Rest der Anlage systematisch dem Stress eines gesamten Lebens einer Windmühle auf See unterzogen. Die Ursachen für die Ausfälle kenne man dadurch detailliert, sagt Søe-Jensen. Die Tests sollen bis Frühjahr 2008 abgeschlossen sein, dann will Vestas wieder Aufträge für Offshore annehmen. Für das Geschäftsfeld seien eigens Produktionskapazitäten freigehalten worden, sagt Søe-Jensen. Gerüchte über die Entwicklung einer Fünf-MW-Anlage kommentiert er nicht.

Gänzlich aus dem risikoreichen Geschäft auf dem Meer verabschiedet hat sich die Tochter des amerikanischen Energieriesen General Electric, GE Wind. Zwar drehen seit 2003 sieben 3,6-MW-Anlagen zehn Kilometer vor der Küste des irischen Arklow, Onshore sei aber das sicherere Geschäft, sagt ein Sprecher der Firma. Details über die Gründe für den Rückzug will er nicht nennen. Die Firma produziert in Salzbergen bis auf weiteres nur die 2,5-MW-Anlage – zu verwenden ausschließlich an Land. Allerdings beobachte man den Offshore-Markt und könne jederzeit wieder einsteigen, heißt es aus dem Unternehmen.

 

Multibrid ausgebucht

Der Anlagenbauer Multibrid ist ausverkauft, bevor die Serienproduktion der Fünf-MW-Anlage M5000 überhaupt beginnt. Zunächst wird die gesamte Kapazität für die eigenen Projekte der Gesellschafter Areva und Prokon Nord verwendet. „Die Kapazität reicht aus, um die beauftragten Projekte mit der M5000 zu beliefern“, sagt Ingo de Buhr, Geschäftsführer bei Prokon Nord. Ansonsten müsse man ab Anzahlung für einen typischen Park mit 80 Anlagen derzeit mindestens drei Jahre auf die Lieferung warten, sagt de Buhr. Bis zum Jahr 2011 soll die Fertigungskapazität linear ansteigen und dann jährlich zirka 100 Anlagen erreichen. Bis 2010 gehen 160 Windmühlen an die firmeneigenen Projekte Borkum-West II und MEG Offshore II, beide nahe der Nordseeinsel Borkum. Zudem werden ab nächstem Jahr 21 M5000 im französischen Park Côte d’Albâtre im Ärmelkanal errichtet. Bard liefert, wie auch Multibrid, zunächst an die eigenen Projekte. Im dritten Quartal 2009 sollen sich die ersten Anlagen im Meer drehen. Ende 2010 soll der Windpark „Bard Offshore 1“ in der Ostsee komplett aufgebaut und am Netz sein. Die Fünf-MW-Anlagen kommen aus dem Werk in Emden. 20 Stück sollen 2008, 40 in 2009 und 60 in 2010 gebaut werden. Das sind 40 Maschinen mehr als der unmittelbare Eigenbedarf. „Wenn der Preis stimmt, werden wir auch Anlagen verkaufen“, kommentiert Ross. Die ersten Anfragen lägen vor.

Die Aufforderung zur Angebotsabgabe des Newcomers kann aber nicht darüber hinwegtäuschen, dass die Pläne der deutschen Offshore-Planer und die Kapazitäten auf dem Anlagenmarkt weit auseinanderklaffen. Knappheit beherrscht auch die Märkte für Kabel und Schiffe. Hinzu kommen die Verzögerungen bei der Trassenplanung durch Netzbetreiber und Bundesnetzagentur. BWE-Präsident Hermann Albers bleibt, was die deutsche Windkraft auf dem Meer betrifft, skeptisch: „Vor 2011 werden wir bis auf das Testfeld keine nennenswerten Offshore-Installationen haben.“