19 Länder, 79 Gigawatt

31 Offshore-Windparks sind im vergangenen Jahr neu ans Netz gegangen, die mit Abstand meisten davon in China. Damit wächst die globale Kapazität auf knapp 79 Gigawatt. Die Animation zeigt alle seit 1991 gebauten Windparks im Zeitraffer.

Inhaltsverzeichnis

Von Volker Kühn

Die globale Offshore-Windenergie entwickelt sich weiterhin dynamisch. Allein 2024 sind 31 neue Windparks ans Netz gegangen, und rund 40 weitere befinden sich derzeit im Bau. Doch mindestens ebenso erstaunlich wie das rasante Tempo des weltweiten Ausbaus ist, wie sich dabei die Gewichte verschieben: von Europa nach Asien.

Von den 31 Windparks des vergangenen Jahres stehen 19 in China, drei in Taiwan und einer in Südkorea. Europa kommt nur auf sieben neue Parks, die USA auf einen.
Von den 78,5 Gigawatt der globalen Gesamtkapazität entfielen Ende 2024 auf China allein 37,2. Mit weitem Abstand folgten Großbritannien, Deutschland und die Niederlande.
Auch im Turbinengeschäft spielen chinesische Hersteller eine wachsende Rolle. Siemens Gamesa, Vestas und GE Vernova sehen sich starker Konkurrenz gegenüber. Für Aufsehen in der Branche sorgte zuletzt die Investmentgesellschaft Luxcara, einer der Sieger der jüngsten Offshore-Wind-Auktionen, die den chinesischen Turbinenlieferanten Mingyang für ihr Projekt Waterkant in der Nordsee engagiert hat.

Die starke Stellung Chinas betrachten nicht wenige Energiepolitiker und Branchenvertreter mit Sorge. Sie fürchten, dass fernöstliche Hersteller den Offshore-Wind-Markt wie zuvor in der Solarenergie aufrollen könnten, mit fatalen Folgen für die europäische Produktion. Entsprechend groß ist etwa der Widerstand gegen die Pläne von Mingyang zum Bau einer Turbinenfabrik in Schottland. Mingyang hat den Einstieg in den europäischen Markt bereits vollzogen und einen italienischen Offshore-Windpark mit chinesischen Turbinen bestückt.

Die EU will die Offshore-Windenergie stärken: mit dem Net Zero Industry Act

In Brüssel scheint man die Sorgen ernst zu nehmen. Im Rahmen des European Green Deal hat die EU eine ganze Reihe von Maßnahmen beschlossen, die den Ausbau der Offshore-Windenergie vorantreiben und die Lieferkette in Europa stärken sollen, etwa den Windkraft-Aktionsplan. Im Net Zero Industry Act (NZIA), der Antwort auf Amerikas Inflation Reduction Act, hat die EU-Kommission weitere Leitlinien abgesteckt.

Die Vorgaben zielen insbesondere auf das Auktionsdesign ab, also auf das Verfahren, nach dem die Mitgliedsstaaten den Bau von Windparks auf See ausschreiben. Bislang unterscheiden sich die Auktionen stark.

Offshore-Wind-Auktionen in Deutschland

Zweiteiliges Verfahren

Das Wind-auf-See-Gesetz (WindSeeG) unterscheidet bei der Versteigerung von Flächen für Offshore-Windparks zwischen bereits erkundeten und noch nicht untersuchten Flächen. Sie werden separat vergeben.

Nicht voruntersuchte Flächen

In Meeresgebieten, die noch nicht auf ihre Tauglichkeit für den Bau von Windparks untersucht wurden, nennen die Bieter zunächst einen Mindestpreis, zu dem sie ihren Strom verkaufen würden. Verzichten mehrere Bieter auf einen solchen Mindestpreis („Null-Cent-Gebote“), folgt ein „dynamisches Gebotsverfahren“: In festgelegten Preisstufen legen die Teilnehmer Geld auf den Tisch, bis nur noch einer übrig ist.

Voruntersuchte Flächen

Auch auf bereits vom Staat voruntersuchten Flächen geht es in erster Linie ums Geld: Die Bieter müssen eine Summe aufrufen, die sie für den Bau ihres Windparks zu zahlen bereit sind, oft ist von einem „Eintrittsgeld“ die Rede. Das Höchstgebot wird mit 60 Punkten bewertet. Weitere 35 Punkte entfallen daneben auf vier weitere Kriterien, in denen es um die Kapazität eines Parks geht, um umweltverträgliche Bauverfahren, den CO₂-Fußabdruck beim Bau und den Ausbildungsquotienten der Betreiber.

Um Europas Hersteller im Wettbewerb mit außereuropäischer Konkurrenz zu schützen, sollen die Mitgliedsstaaten sogenannte Local-Content-Kriterien in ihre Ausschreibungen aufnehmen. Bisher gibt in der Regel allein der Preis den Ausschlag, welcher Bieter beim Bau eines Parks zum Zuge kommt. Künftig sollen bis zu 30 Prozent des Ausschreibungsvolumens ausdrücklich nicht über den Preis, sondern über andere Kriterien vergeben werden. Wenn beispielsweise die Nachhaltigkeit eines Projekts über den CO₂-Fußabdruck beim Bau der Komponenten berücksichtigt wird, sind Anbieter aus Europa tendenziell im Vorteil. Denn deren Bauteile müssen nicht erst um die halbe Welt verschifft werden und werden in der Regel mit einem höheren Anteil sauberer Energie produziert.

Die Förderung wird vereinheitlicht: mit Contracts for Difference (CfD)

Die EU-Kommission plant zudem eine Harmonisierung der Auktionsdesigns unter den Mitgliedsstaaten und präferiert dazu sogenannte Contracts for Difference (CfD). Dabei erhalten Betreiber von Ökostromanlagen vom Staat eine Ausgleichszahlung („gleitende Marktprämie“), wenn der Strompreis an der Börse unter den Wert fällt, der ihnen beim Bau garantiert wurde. Steigt der Preis allerdings darüber, dürfen sie die Mehrerlöse nicht behalten, sondern müssen sie an den Staat abführen. Dadurch ist einerseits das Risiko der Betreiber begrenzt, andererseits aber auch ihr potenzieller Gewinn.

Das deutsche Fördermodell nach dem EEG 2023 ist nur noch bis Ende kommenden Jahres zulässig. Anschließend läuft die beihilferechtliche Genehmigung der EU aus. Den Vorgaben aus Brüssel zufolge muss Deutschland anschließend einen Rückzahlungsmechanismus („Clawback“) einführen, der eine zu hohe Förderung der Anlagenbetreiber verhindern soll. Wie dieser Mechanismus aussehen wird, hat die neue schwarz-rote Bundesregierung noch nicht entschieden.

Die Animation oben beruht auf Daten des World Forum Offshore Wind (WFO); gestaltet haben sie unsere Infografiker Andreas Mohrmann und Benedikt Grotjahn.