„Die Briten machen es sehr geschickt“

Von Volker Kühn

Herr Hübler, in Berlin laufen die Koalitionsgespräche. Was hat die Offshore-Wind-Industrie zu erwarten?
Dominik Hübler: Was am Ende im Koalitionsvertrag stehen wird und wie das mit Leben gefüllt wird, unterliegt natürlich der Verhandlungsdynamik. In die öffentlich gewordenen ersten Entwürfe des Energiekapitels lässt sich vieles hereininterpretieren. Es ist aber davon auszugehen, dass unter dem Kostengesichtspunkt alles auf den Prüfstand kommt. Gerade in der Union gehen einige davon aus, dass es mit weniger Offshore-Windparks günstiger wird.

Andreas Jung, der Chefverhandler der CDU in der Energie-Arbeitsgruppe, hatte einen „Effizienzcheck“ angekündigt.
Hübler: Richtig, und ein solcher Check ist durchaus berechtigt. Denn so wie der Offshore-Wind-Ausbau aktuell geplant ist, mit sehr vielen Windrädern auf engem Raum, kämen einige der geplanten Projekte nur auf sehr geringe Stromerträge, weil ihnen benachbarte Parks den Wind nehmen würden. Das würde ihre Kosten in die Höhe treiben oder die Projekte sogar so unattraktiv machen, dass sie gar nicht erst gebaut würden, weil sie auf zu wenige Volllaststunden kämen.

Der Wert gibt die Auslastung der Windräder an. Wie viele Volllaststunden braucht ein Park, um für den Betreiber wirtschaftlich zu sein?
Hübler: Ich kann Ihnen keine konkrete Zahl nennen, aber klar ist, dass die Investoren nicht gerade Schlange stehen würden, um für eine Fläche zu bieten, auf der ihre Anlagen auf einen Load Factor von 25 oder 30 Prozent kämen. Im Einzelfall könnten die Betreiber ihre Kosten über eine niedrigere Gebotskomponente vielleicht noch ausgleichen, aber die Folgen eines sehr engmaschigen und ineffizienten Ausbaus gingen über die Betreiber selbst hinaus.

Dominik Hübler ist Director der internationalen Energieberatungsagentur Nera Economic Consulting in Berlin. Unter anderem analysiert er die Verfahren, nach denen weltweit Offshore-Windparks ausgeschrieben werden, und berät die Branche. Der gebürtige Hannoveraner hat Wirtschaftswissenschaften in Oxford und Cambridge studiert. Foto: privat

Was meinen Sie?
Hübler: Zum einen könnte es juristisch heikel werden: Muss die Betreibergesellschaft eines Windparks entschädigt werden, wenn ihr ein anderer Park vor die Nase gesetzt wird, mit dessen Bau sie noch nicht rechnen konnte, als sie für ihr Projekt geboten und es gebaut hat? Aus Großbritannien sind solche Rechtsstreitigkeiten um „Winddiebstahl“ mitsamt Gutachterschlachten bereits bekannt. Und zum anderen treibt ein ineffizienter Ausbau die Kosten für die Allgemeinheit in die Höhe. Es wird für die Verbraucher in Industrie und Privathaushalten schlicht teurer, wenn Strommengen fehlen, weil die Parks gar nicht erst zustande kommen oder weniger produzieren und damit die Börsenpreise steigen.

Also wäre es tatsächlich besser, die Ausbauziele herunterzuschrauben?
Hübler: Das habe ich nicht gesagt. Aber aus ökonomischer Sicht ist es vernünftig, die Rahmenbedingungen so zu gestalten, dass die Projekte auf möglichst viele Volllaststunden kommen. Ein Mittel dazu wäre eine andere zeitliche Staffelung des Ausbaus: Man würde anfangs nicht direkt benachbarte Flächen bebauen, sondern zuerst mit größerem Abstand zueinander gelegene, sodass die Parks möglichst lange Zeit freien Zugang zum Wind haben. Ein anderer Weg, der derzeit in der Branche diskutiert wird, wäre, auf Flächen in den Niederlanden und Dänemark auszuweichen.

Wie könnte das konkret aussehen?
Hübler: Beide Länder haben einen im Vergleich zur Größe ihrer Seegebiete geringeren Strombedarf als Deutschland, weil ihre Industrie und ihre Bevölkerung kleiner sind. Die Niederlande und Dänemark müssen ihre Offshore-Windparks deshalb nicht so eng planen und könnten Flächen für deutsche Projekte anbieten. Die Parks dort würden per Kabel ans deutsche Stromnetz angeschlossen. Die Entfernungen wären kürzer und die Kabel folglich günstiger, als wenn man die weit draußen liegenden Flächen im deutschen Entenschnabel bebaut. Zu einem späteren Zeitpunkt wären neben einer Kabelanbindung vielleicht auch Energieinseln oder Wasserstoffpipelines denkbar, um die Energie abzutransportieren.

Und was hätten die Dänen und Niederländer davon?
Hübler: Natürlich müsste es eine Entschädigung gegeben. Wie die aussähe, wäre Verhandlungssache. Wenn man zum Beispiel bei einem Ausschreibungssystem mit einer Gebotskomponente bliebe, könnte ein Teil davon als Pacht an die Gastgeber fließen.

Diese Gebotskomponente ist in der Branche stark umstritten. Sie selbst haben mal von einem „Blutbad“ mit Blick auf die hohen Summen gesprochen, die bei der Versteigerung von Offshore-Wind-Flächen in Deutschland gezahlt wurden. Gäbe es bessere Wege?
Hübler: Was besser ist, hängt natürlich von der Perspektive ab. Aus staatlicher Sicht kann es durchaus attraktiv sein, Milliarden mit den Auktionen zu erlösen, die man dann für andere Zwecke investieren kann – sei es die Senkung der Netzentgelte oder Artfremdes wie die Subvention von Agrardiesel. Aber eine solche Entscheidung kommt halt nicht ohne „Nebenkosten“ ...

Es zeichnet sich ab, dass die Gebotssummen nicht mehr so üppig fließen – oder auch gar nicht, wie zuletzt bei einer gefloppten Versteigerung in Dänemark. Was könnten Alternativen dazu sein?
Hübler: Es gibt ja seit Jahren die Diskussion um Contracts for Difference (CfD), bei denen die Betreiber einen bestimmten Mindestpreis für den Strom aus ihren Windparks bekommen. Fällt der Börsenpreis darunter, zahlt der Staat die Differenz, steigt er darüber, gehen die Mehrerlöse an den Staat. Die Union hatte in der letzten Großen Koalition zwar kein gesteigertes Interesse daran, allerdings geht zum Beispiel die Diskussion in den Niederlanden und insbesondere in Dänemark nach dem Flop vom vergangenen Jahr in diese Richtung.

Könnte sich Deutschland etwas von den Auktionsdesigns im Ausland abschauen? Welche Modelle sind aus Ihrer Sicht besonders interessant?
Hübler: Um das zu beantworten, muss man erst mal klären, was man mit den Auktionen erreichen will. Geht es darum, potenziell viel Geld zu erlösen? Dann ist die Gebotskomponente attraktiv. Geht es darum, dafür zu sorgen, dass der Ausbau kostengünstig ist und auch wirklich wie geplant stattfindet? Dann hat das deutsche Modell Schwächen. Bislang ersteigern die Bieter in Deutschland eher eine Option auf den Bau eines Parks, als dass sie sich dazu verpflichten. Sie müssen nämlich nur zehn Prozent der Summe gleich zu Anfang auf den Tisch legen, der Rest wird erst während des Betriebs fällig. Wenn sich die Rahmenbedingungen verändern, weil zum Beispiel die Baukosten steigen, könnten sie deshalb geneigt sein, das Projekt auf Eis zu legen, zumal die dann fälligen Strafzahlungen im Vergleich zu den enormen Projektkosten relativ gering sind. Davon betroffen wären allerdings nicht nur die staatlichen Ausbauziele, sondern auch die Lieferkette, die mit Blick auf diesen Ausbau ihre Kapazitäten erweitert. Dieses Risiko mindern beispielsweise die Briten sehr geschickt.

Nämlich wie?
Hübler: In Großbritannien müssen die Gebotswerte weitgehend vor der finalen Investitionsentscheidung bezahlt werden. Wird dann doch nicht gebaut, ist das Geld versenkt. Das führt natürlich insgesamt dazu, dass weniger bezahlt wird, weil die Investoren diesen Faktor einpreisen, erhöht aber die Realisierungswahrscheinlichkeit. Spannend ist aber auch, wie die Briten die lokale Wertschöpfung stärken. Dazu gibt es den Clean Industry Bonus, eine Auktion vor der eigentlichen Auktion. Die potenziellen Investoren können dabei eine finanzielle Förderung gewinnen, wenn sie für möglichst kurze, CO₂-arme Lieferketten sorgen. Das Geld, das sie dabei gewinnen, können sie anschließend in der Auktion um die Windparkfläche einsetzen. Dieses Modell sollte man sich in Brüssel und Berlin aus meiner Sicht gut anschauen, weil es hilft, Kostennachteile einer lokalen Wertschöpfung gegenüber außereuropäischen Anbietern auszugleichen und so die Resilienz zu stärken.

Gibt es neben dem britischen Modell noch weitere, die einen Blick wert wären?
Hübler: Ich würde mir auch ansehen, was die Niederlande machen. Dort ist zwar das Risiko, dass Investoren am Ende nicht bauen, noch größer als bei uns, weil dort zuletzt der gesamte Gebotsbetrag erst nach begonnenem Bau fällig wurde. Aber dafür sind die Niederländer sehr gut darin, Innovationen zu fördern, indem sie beispielsweise ökologische Faktoren berücksichtigen oder die Frage, wie gut ein Windpark ins Stromsystem integriert wird. Zwar gibt es auch in Deutschland qualitative Kriterien wie etwa die Ausbildungsquote eines Investors. Aber in der Ausschreibung spielen sie de facto keine Rolle. Am Ende zählt hier bislang nur der Preis.