neue energie: Sie investieren in die Standorte Magdeburg und Aurich und schaffen dabei neue Stellen – mitten in einer Zeit, in der viele über Produktionsverlagerung reden. Was macht den Standort Deutschland für einen Hersteller wie Enercon trotz höherer Kosten attraktiv?
Benjamin Seifert: Wir investieren insgesamt knapp 60 Mio. in die Produktionsstandorte Aurich und Magdeburg. Für Enercon sind das vor allem strategische Vorteile wie Know-how, Innovationskraft, Stabilität und Marktnähe. Die Investition in Magdeburg ist daher nicht nur ein Produktionsprojekt, sondern ein bewusstes Bekenntnis zu einem leistungsfähigen Industriestandort im Zentrum der europäischen Energiewende.
Die Investitionen in Magdeburg stehen im Zusammenhang mit dem Ramp-up unseres neuen Windturbinen-Typs E-175 EP5 E2. Für die Generatoren wird in Rothensee eine neue Produktionslinie eingerichtet – mit modernster Fertigungstechnologie und Teilautomatisierung.
Parallel dazu richten wir am Standort Aurich eine zusätzliche Fertigungslinie für die Maschinenhäuser der E-175 EP5 E2 ein. Diese Maßnahmen dienen dem Ziel, bei der Markteinführung des neuen Anlagentyps die Stückzahl zu steigern und termingerechte Auslieferungen für unsere Kunden sicherzustellen.
ne: Innovationskraft und Marktnähe als Standortargumente, das klingt überzeugend. Gleichzeitig drängen chinesische Hersteller mit enormer Produktionskapazität auf den europäischen Markt. Ist Europa als Produktionsstandort langfristig konkurrenzfähig – oder braucht es zwingend politische Schutzinstrumente?
Seifert: Europa ist als Produktionsstandort grundsätzlich konkurrenzfähig, wenn es seine Stärken konsequent nutzt: Technologische Innovation, Qualität, integrierte Lieferketten und die Nähe zum Markt.
Ohne politische Unterstützung wird es jedoch schwer, gegen systemseitig gestützte Konkurrenz zu bestehen. Europas Windindustrie ist wettbewerbsfähig, wenn man die enormen Vorteile einer resilienten heimischen WEA-Produktion in der Gesamtrechnung berücksichtigt. Dazu sollen gezielte industriepolitische Instrumente dienen, wie der Net-Zero Industry Act und der Industrial Accelerator Act. Sie sollen mit nicht-preislichen Ausschreibungskriterien den Rahmen für fairen Wettbewerb und industrielle Souveränität setzen, was wir natürlich begrüßen. Die Umsetzung dieses Rahmens liegt allerdings bei den einzelnen EU-Mitgliedsstaaten. Wichtig aus Herstellersicht ist daher eine möglichst harmonisierte, diskriminierungsfreie Umsetzung der Ausschreibungskriterien. Sonst wird das Ziel von mehr europäischer Wertschöpfung nicht erreicht.
ne: Sie betonen, wie wichtig eine harmonisierte Umsetzung der Ausschreibungskriterien ist. Ende 2026 läuft die EU-Beihilfegenehmigung für das EEG aus. Was muss das neue Regime aus Herstellersicht unbedingt leisten, damit Ihre Kunden weiter investieren und der industrielle Ramp-up europäischer Hersteller nicht gefährdet wird?
Seifert: Damit Investitionen weiterlaufen, brauchen wir vor allem Planungssicherheit und einen ambitionierten wie auch verlässlichen Ausbaupfad. Bei der erfreulich gewachsenen Menge an genehmigten Projekten brauchen wir dringend ein höheres Volumen in den Ausschreibungen – sinnvoll wären eher 15 GW pro Jahr statt zehn. Des Weiteren wirtschaftlich tragfähige Rahmenbedingungen, d.h. vor allem ein schlankes und praktikables Ausschreibungsdesign, das Inflations- und Kostenentwicklungen berücksichtigt. Die geplanten Resilienz-Ausschreibungen werden erhebliche Auswirkungen auf die Lieferketten und den Herstellungsprozess von Windturbinen mit sich bringen. Diese müssen leistbar und operationalisierbar sein, damit sie nicht einzelne Technologien diskriminieren und den Wettbewerb verzerren. Sonst gefährden sie am Ende nicht nur den Ausbaupfad, sondern auch den industriellen Ramp-up der europäischen Hersteller, die sich alle darauf vorbereitet haben, den wachsenden Windenergie-Markt mit den erforderlichen Stückzahlen zu beliefern.
Und nicht zuletzt müssen die zahlreichen vorliegenden Optionen für mehr Einspeise-Flexibilisierung umsetzbar sein und klare Priorität beim Netzanschluss bekommen. Nur so kann die Windenergie ihren Teil der Verantwortung in Sachen Netz- und Systemdienlichkeit leisten. Hierzu zählen insbes. Batteriespeicher im Windpark, SektorenkopplungDie Nutzung von Strom in anderen Energie-Sektoren wie Wärme und Verkehr, z.B. durch E-Autos und Wärmepumpen.Die Nutzung von Strom in anderen Energie-Sektoren wie Wärme und Verkehr, z.B. durch E-Autos und Wärmepumpen. und Industrie-Direktversorgung. Diese Lösungen vor dem Netzverknüpfungspunkt müssen regulatorisch ermöglicht und wirtschaftlich attraktiv werden, damit die Netze entlastet und Systemkosten gesenkt werden können. Dann würde auch der viel diskutierte Redispatch-Vorbehalt obsolet, der mit Investitions- und Finanzierungsunsicherheiten in großen Teilen Deutschlands zum Ausbau-Stopp führen würde.
Kurzum, damit die Hersteller weiter in europäische Wertschöpfung investieren können, brauchen unsere Kunden – die Projektierer und Betreiber von Onshore Windenergie – Planbarkeit, Wirtschaftlichkeit und Geschwindigkeit im Ausbau – und ein Marktdesign, das mehr als nur den niedrigsten Preis begünstigt.
ne: Sie fordern mehr Volumen in den Ausschreibungen und gleichzeitig mehr Flexibilität beim Netzanschluss. Das Thema Netzanschluss zieht sich ja wie ein roter Faden durch die aktuelle Branchendebatte. Die Genehmigungsdauer hat sich inzwischen halbiert, aber der Netzanschluss ist zum neuen Flaschenhals geworden. Wie viele Ihrer Projekte sind fertig gebaut, aber warten noch auf den Netzanschluss? Sind direkte PPAs oder die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten eine realistische Brücke?
Seifert: Aktuell sprechen wir von ca. 25 bis 30 Prozent unserer Projekte, die fertiggestellt sind, aber auf den Netzanschluss warten. Wir sehen hier zum Teil Wartezeiten von 6 bis 18 Monate, was erhebliche Auswirkungen auf die Projektfinanzierung hat.
Zu Ihrer zweiten Frage: PPASteht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik.Steht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik. haben den Vorteil, dass die Erlöse nach der Inbetriebnahme besser geplant werden können und zum Teil auch eine höhere Wirtschaftlichkeit aufweisen, die längere Wartezeiten abfedern kann. Sie lösen aber das eigentliche Problem nicht: Auch bei einem PPASteht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik.Steht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik. brauchen wir physisch Zugang zum Netz. In der Kombination mit Speicherlösungen können PPASteht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik.Steht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik. jedoch zusätzlich helfen, Flexibilität anzureizen, sobald der Anschluss steht.
Auch die Überbauung, aktuell einer der realistischeren Ansätze, ist ein wichtiger Baustein. Allein genommen wird auch sie das strukturelle Netzproblem nicht lösen. PPASteht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik.Steht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik. und Überbauung helfen kurzfristig, mittel- bis langfristig bleibt jedoch entscheidend, dass der Netzausbau und die Anschlussprozesse selbst deutlich beschleunigt werden.
ne: Mittel- bis langfristig muss der Netzausbau also deutlich schneller werden. Ein weiterer Ansatz, der schnell Wirkung entfalten könnte, ist Repowering. Der Madrid Call to Action, bei dem auch Enercon zu den Unterzeichnern gehört, fordert das Repowering alter Windparks als einen der schnellsten Hebel. Wie groß ist dieses Geschäftsfeld heute für Enercon, und was müsste die Politik konkret tun, damit das Potenzial wirklich gehoben wird?
Seifert: Repowering ist bereits heute ein zentrales, klar wachsendes Geschäftsfeld mit sehr kurzen Realisierungszeiten und hoher Flächeneffizienz und macht inzwischen einen relevanten Anteil unseres Neugeschäfts in Europa aus. In Kernmärkten wie Deutschland liegt der Anteil je nach Region und Jahr bereits im Bereich von rund einem Drittel. Wir haben eine sehr gute Bestandsbasis an Anlagen aus den 1990er/2000er Jahren.
Damit es jedoch zum „schnellsten Hebel“ im Sinne des Madrid Call wird, braucht es vor allem Verlässlichkeit, Priorisierung im Netz und echte Verfahrensvereinfachung. Dann ließe sich ein erheblicher Teil zusätzlicher Windleistung in wenigen Jahren realisieren – an akzeptierten Standorten, häufig mit reduzierter Anlagenzahl und deutlich schneller als über neue Standorte.