Werften, Kräne, Montage- und Lagerhallen – die Hafenstadt Ulsan steht wie keine andere für den wirtschaftlichen Aufstieg Südkoreas seit den 1990er Jahren. Bis vor Kurzem dominierten dort Kohle, Gas und Kernkraft, doch das ändert sich gerade rasant. Binnen fünf Jahren will die Millionenstadt an der Ostküste ein Clean Energy Hub werden und damit Koreas zentraler Ort für alles, was mit erneuerbaren Energien zu tun hat. Geplant ist ein riesiges Verladeterminal für Windturbinen ebenso wie gigantische Elektrolyseanlagen für die Produktion von grünem Wasserstoff. Für Bürgermeister Kim Doo-gyeom ist klar: „Ulsan wird der Motor der koreanischen Energiewende.“
Um das ehrgeizige Ziel zu erreichen, hat Kim einige regulatorische Hebel in Bewegung gesetzt. Zugleich hat er mitgeholfen, den Weg für einen Offshore-Cluster vor der Küste frei zu machen. Fünf schwimmende Windparks sollen dort künftig mehr als sechs Gigawatt (GW) grünen Strom erzeugen. Die Betreiber haben sich den Netzanschluss beim staatlichen Stromkonzern Kepco gemeinsam gesichert.
Windindustrie in Südkorea: Ambitionierter Offshore-Ausbau
Der Windpark Gray Whale (1,5 GW) wird entwickelt von Bada Energy, Total Energies und SK Ecoplant. Ebenso groß ist der Windpark Haewoori, betrieben von Copenhagen Offshore Partners. Etwas kleiner sind die Windparks Bandibuli (0,75 GW) von Equinor und Korea Floating Wind (1,125 GW) von Ocean Winds und Geumyang Green Power angelegt. Am weitesten fortgeschritten ist das Projekt Munmubaram (1,125 GW), ein Floating-Windpark des schwedischen Entwicklers Hexicon. „Spätestens im März 2029 sollen die Turbinen ans Netz angeschlossen werden“, sagt Hexicon-CEO Marcus Flör, dessen Unternehmen mehr als ein Dutzend Windparks in Italien, Südafrika, Großbritannien und Schweden betreibt.
Was in Ulsan und andernorts in Südkorea den Aufbruch ins Zeitalter der erneuerbaren Energien einläuten soll, beginnt freilich mit einem Nadelöhr: dem Netz. Anders als beispielsweise die meisten europäischen Staaten kann das ostasiatische Land keine Stromspitzen über Nachbarländer ausgleichen. Wird zu viel Strom zur gleichen Zeit produziert, etwa weil Windkraftanlagen oder Solarparks unter Volllast laufen – wenn also nicht ausreichend Leitungs- oder Speicherkapazität vorhanden ist –, gerät das Netz schnell an seine Grenzen.
Net-Zero-Ziel 2050 weiterhin erreichbar
„Aufgrund der seit mehr als 70 Jahren geschlossenen Nordgrenze ist Südkorea eine Energieinsel. Daher ist es nicht trivial, Spannungsschwankungen im Netz ausgleichen zu müssen“, umreißt Jingkai Shi die Situation. Der Asien-Experte vom Thinktank Erneuerbare Energien Hamburg (EEHH) attestiert dem Land dennoch gute Chancen, das für 2050 gesteckte Net-Zero-Ziel zu erreichen, sofern der regulatorische Rahmen stimmt.
Wer in Südkorea grünen Strom erzeugt und anbietet, hat es meist mit zwei mächtigen Playern zu tun: dem staatlichen Versorger Kepco und der Korea Power Exchange (KPX), die den Großhandelsmarkt von Geboten bis zur Abrechnung organisiert. Inzwischen gibt es für Großkunden zwar auch direkte Beschaffungswege, sie erweisen sich aber oft als kompliziert. „Die bis vor Kurzem gültigen Regeln für Power Purchase Agreements, kurz PPAs, verursachten unnötige und hohe Zusatzkosten“, sagt IEEFA-Analystin Michelle Kim. „Das ging klar zulasten der Effizienz der erneuerbaren Energien.“ In Südkorea gab es PPAs grundsätzlich in zwei Varianten: sogenannte Third-Party-PPAs über Kepco und direkte PPAs über Stromanbieter als Zwischenhändler. „Beide Modelle waren unflexibel, teuer und im Volumen recht klein“, sagt Kim. Im vergangenen Jahr verzeichnete das Industrieministerium gerade einmal 1,3 GW an 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.-Verträgen aus der Industrie – gemessen am Bedarf kaum mehr als ein Testlauf.
Strom zwischenspeichern: Markt im Umbruch
Die Regierung will die Energiewende jetzt durch den Abbau bürokratischer Hindernisse und ein schlankeres Marktdesign beschleunigen. Im März 2025 ermöglichte eine Änderung des Elektrizitätsversorgungsgesetzes ein neues Marktmodell: Strom aus erneuerbaren Quellen darf seither von den Erzeugern zunächst zwischengespeichert und anschließend direkt an Kunden verkauft werden – am bisherigen Kepco-KPX-Duopol vorbei.
Das verändert die Marktlogik. Erneuerbare Energie (EE) muss nicht mehr in einen Pool eingespeist, sondern kann dezentral dort vermarktet werden, wo sie entsteht. Ein doppelter Hebel, der einen Ausweg aus der Abregelungsfalle bietet und grünen Strom für Unternehmen zu einer konkreten und günstigen Option macht. Im April 2025 lockerte das Industrieministerium die Spielregeln abermals: Direktlieferverträge sollen künftig nicht mehr an einer Mindestgröße scheitern, wenn weder Übertragungs- noch Verteilnetze genutzt werden. Damit will Seoul einen Markt schaffen, auf dem sich Erzeuger, Speicherbetreiber und Abnehmer dort zusammentun, wo der Strombedarf schnell wächst, etwa in der IT-Industrie, der Stahl- und Chemiebranche.
Kürzlich hat die Regierung ein Gesetz verabschiedet, das die Akzeptanz in der Gesellschaft für großflächige EE-Projekte verbessern soll. Zudem können Offshore-Genehmigungen neuerdings auch in Meeresgebieten erteilt werden, die zuvor aus konservatorischen Gründen für Windparks nicht nutzbar waren. „Genau diese Initiative braucht Südkorea derzeit“, urteilt IEEFA-Analystin Kim, „weil der Ausbau nicht nur an der Anzahl von Windrädern oder Solarparks gemessen wird, sondern genügend Leitungen, Umspannwerke und Speicher braucht – und die Zustimmung der Bevölkerung.“
Auch bei der Windenergie an Land muss Seoul dringend aufholen, wie das Energie- und Umweltministerium MCEE im Dezember einräumte. Vor allem wegen der „langwierigen Genehmigungsverfahren“ blieb der Ausbau jahrelang hinter den Plänen zurück: Pro Jahr werden zurzeit im Schnitt nur rund 0,1 GW zugebaut. Deshalb hat das Ministerium die sogenannte Onshore Wind Power Activation Strategy erarbeitet und gemeinsam mit anderen Ressorts, Behörden und einzelnen Regionen eine landesweit aufgestellte Task Force ins Leben gerufen. Ziel: Bis 2030 soll sich die Kapazität der Onshore-Windparks auf 6 GW verdreifachen, bis 2035 auf 12 GW steigen.
Ausgefeilte Wasserstoffstrategie in Südkorea
Doch selbst wenn die Netze leistungsfähiger, die Speicher größer und Genehmigungen schneller erteilt werden – noch stellt jede überschüssige Kilowattstunde das Land vor Probleme. An dieser Stelle setzt Koreas Wasserstoffstrategie an: Strom aus erneuerbaren Quellen wird zunehmend für die Produktion von grünem Wasserstoff eingesetzt, der als Energiespeicher, in der Chemie- und Stahlbranche oder als Treibstoff Verwendung findet.
Die Strategie scheint aufzugehen. In Incheon nutzen täglich mehr als 200 Wasserstoffbusse eine 2024 erbaute Flüssigwasserstoff-Tankstelle. Die Betankung dauere rund zehn Minuten, erzählt einer der Mitarbeiter. Der nachhaltige Treibstoff stammt aus einer Wasserstoffverflüssigungsanlage mit einer Kapazität von 30.000 Tonnen pro Jahr. Das reicht für rund 5.000 Busse.
Deutsche Firmen können Teil des Systemumbaus werden
So gilt das grüne Gas in Südkorea als potenziell erfolgreiches industriepolitisches Instrument, das vor allem einheimischen Firmen viele Investitionsanreize bietet: Der Mischkonzern Hyundai etwa hat Ende 2025 mit dem Bau einer Brennstoffzellenfabrik in Ulsan begonnen (Fertigstellung 2027); Samsung bietet neuerdings Elektrolyseure ab 100 Megawatt an. Die Auftragsbücher der spezialisierten Hersteller sind gut gefüllt.
„Für deutsche Firmen liegt die Chance in Südkorea nicht etwa darin, nur die Hardware zu liefern, sondern Teil des dortigen Systemumbaus zu werden“, sagt EEHH-Experte Jingkai Shi. Netze, Genehmigungen, Lieferketten und Betrieb müssten zusammen gedacht werden, dann öffne sich der Markt: etwa bei Floating-Offshore, bei Netztechnik und bei Wasserstoff. „Entscheidend sind starke lokale Partner“, so Shi, „und ein langer Atem – von der Planung bis zur Einspeisung.“