Die Windenergiekonferenz Windforce in Bremerhaven vom Mittwoch und Donnerstag in der vorletzten Märzwoche war nach Ansicht ihrer Veranstalter auch eine Plattform für klare Forderungen an die Bundesregierung: Durch „vielleicht zukünftig verbesserte Rahmenbedingungen“ sei die Windenergie auf See mehr denn je als „tragende Säule der Energiewende“ in Deutschland wahrzunehmen, sagte Jens Assheuer – der Vorstandsvorsitzende des Offshore-Windkraft-Industrienetzwerks WAB, die Veranstalterin der Windforce ist. Deutschland habe das Potenzial weiterhin eine führende Rolle im Offshore-Windkraftausbau in Europa zu spielen, sagte Assheuer mit Verweis auf die hinter den Plänen Großbritanniens weitreichendsten Offshore-Ausbauziele auf dem Kontinent. Sie sehen bis 2030 einen Zubau von weiteren 20 Gigawatt (GW) auf dann 30 GW bis 2030, mindestens 40 oder gar 50 GW bis 2035 sowie 70 GW bis 2045 vor.
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Dafür benötige es nun allerdings mehrere entscheidende Weichenstellungen, deutete Assheuer in seiner Eröffnungsansprache am Mittwoch an, zu denen die Politik aus Berlin bislang noch keine Klarheit herstellte. So müsse Deutschland einen realistischen Weg zu diesen Zielen finden, sagte der WAB-Führende – mit Blick sowohl auf die wohl zumindest bis 2030 nicht mehr erreichbaren Zubauvolumen, als auch auf die in der deutschen äußeren Seezone sehr dicht geplanten Windturbinenerrichtungen, die solch großen Erzeugungskapazitäten die Effizienz der Windstromerzeugung aufgrund von zu viel Windschatten zwischen den Parks opfert. Insbesondere müsse die Bundesregierung aber nun schnell noch eine kleinere Offshore-Windkraft-Ausschreibung für 2026 zusagen. Diese galt noch zu Ende 2025 als zugesagt und soll die im vorigen August gescheiterte Ausschreibung von 2,5 GW auf zwei Windparkentwicklungsflächen nachholen.
Entscheidend dafür werde sein, sagte Assheuer, dass die Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) wie zuletzt von der Bundesregierung verspätet zugesagt noch 2026 erfolge, aber eine Ausschreibung mit einer eigenen geänderten Wettbewerbsregel noch vor der Novellierung stattfinde. Die Reform des WindSeeG steht an, weil die vorherigen Ausschreibungen mit sogenannten Negativgeboten zuletzt an komplett ausbleibenden Geboten von Investoren oder Projektierern scheiterten, die für das Entwicklungsrecht eines Windparks anders als noch 2023 und 2024 kein Kapital mehr ohne gesicherte Mindestvergütung einsetzen wollen und auch zu keinen Zahlungen für dieses Entwicklungsrecht mehr bereit sind. Die Novelle wird ein von der Europäischen Union (EU) für alle EU-Mitgliedsstaaten vorgegebenes Differenzvertragssystem (CFD) einführen, das die Projektierenden in den Ausschreibungen zur Abgabe von Vergütungsforderungen auf Basis realistischer Projekt-Kostenschätzungen zwingt. Die im künftigen CFD-System bezuschlagten Projekte erhalten dann einen ausgleichenden Zuschuss auf im freien Stromhandel erzielte Preise, die tiefer als der gebotene CFD-Preis sind. Sind die Stromhandelspreise aber höher, müssen sie alle Einnahmen oberhalb des bezuschlagten CFD-Preises abgeben.
Für die Ausschreibung von 2,5 GW brauche es nicht notwendig eine fertige Novellierung des WindSeeG und die Einführung des CFD: „Es gibt auch andere Instrumente für eine sinnvolle 2026er Ausschreibung“, sagte Assheuer. Zugleich müssten künftige Entwicklungsflächen so ausgelegt sein, dass sie mehr Energie aus den Windparkentwicklungszonen gewinnen lassen und wieder Volllaststunden von mindestens 4.000 im Jahr ermöglichen – also rechnerisch fast zur Hälfte der 8.760 Jahresstunden auf Volllast erntende Windturbinen. Und um im Wettbewerb mit internationalen Herstellern aus Asien auch eine weiterhin europäische Wertschöpfung garantieren zu können, solle die Politik nicht mehr die hiesige Werften überfordernden Zwei-Gigawatt-Umspannplattformen in oder an den Offshore-Windparks verlangen, sondern nur noch Ein-Gigawatt-Plattformen.
Die Windforce zeigte gleichwohl die große Bandbreite der Blickwinkel auf die zuletzt unter stockenden Auftragseingängen leidende Branche beziehungsweise auf unterschiedliche Perspektiven in der Branche selbst. So versprach der per Video zugeschaltete Maritime Koordinator der Bundesregierung, Christoph Ploss aus dem Bundeswirtschaftsministerium, das Reformjahr 2026 als entscheidendes Jahr für die Neuausrichtung der Offshore-Windkraftbranche politisch zu gestalten. Um für die Branche Planungs- und Investitionssicherheit zu schaffen, werde die Regierung nicht nur noch in diesem Jahr die WindSeeG-Novelle durchsetzen, sondern durch Umsetzung des europäischen NZIA-Gesetzes für die Besserwertung höherer europäischer Wertschöpfungsanteile bei den Projektzuschlägen die Unabhängigkeit und Resilienz der Offshore-Windstromerzeugung stärken. Die Widerstandsfähigkeit der Lieferkette für Windkrafttechnik gegen Schwierigkeiten bei Komponenten-Zulieferungen von außerhalb Europas muss gemäß NZIA beispielsweise durch eine Verteilung von Aufträgen auf mehrere Zulieferer und durch geringe nicht zu hohe Anteile einzelner nichteuropäischer Länder an einzelnen Komponenten. Auch der Ausbau der Häfen als „zentrale Grundlage“ für den Offshore-Windenergie-Ausbau sei eines der zahlreichen Themen der Offshore-Windkraft, für das die Bundesregierung die notwendigen Schritte noch in diesem Jahr angehen müsse.
Der niedersächsische Ministerpräsident Olaf Lies wiederum warnte, Deutschland dürfe auch bei Offshore-Windkraft nun nicht den Weg einschlagen, der Energie teuer mache, „sondern am Ende bezahlbar und verlässlich“. Auch werde die Energietechnik produzierende Industrie in Deutschland künftig mit der Produktion auch von Zwei-Gigawatt-Umspannplattformen durchaus zurechtkommen können. Sorge mache ihm allerdings die Einführung des CFD-Ausschreibungssystems schon zu einem Zeitpunkt, an dem es nur für 3 von 16 GW bereits in Ausschreibungen bezuschlagten künftigen Offshore-Windparkkapazitäten bereits finale Investitionsentscheidungen (FID) gebe. Bei mutmaßlich künftig besseren Bedingungen durch die CFD-Ausschreibungen könnten tatsächlich Windparkentwickler es als nicht mehr wirtschaftlich ansehen, ihren Grünstrom auf dem freien Strommarkt in Konkurrenz zu den besser geförderten CFD-Windpark-Strommengen zu vermarkten.
Tatsächlich deutete Stefan Kansy als Director Business bei der deutschen Erneuerbare-Energien-Abteilung des französischen Öl- und Energiekonzerns Total, Total Energies Renewables Deutschland GmbH, es an, dass die FID nicht gesichert sind: Total hatte 2023 zusammen mit BP in einer Ausschreibungsrunde mit vier Projektgebieten für 7 GW Nennleistung 12,6 Milliarden Euro als Gebote eingesetzt, davon 5,8 Milliarden Euro alleine Total. Nun hätten sich gleich mehrere Bedingungen unvorhersehbar verschlechtert: Die bevorstehende Einrichtung eines Seeübungsgebietes des Militärs, die den Netzausbau aufgrund fälliger Umverlegungen von Netzanschlusskabeln verzögere, die Einführung eines Industriestrompreises mit einer Absicherung eines Fünf-Cent-Zieltiefpreises, die den sogenannten PPA als langfristige Stromlieferverträge zwischen Industrieunternehmen und Offshore-Windparks die Attraktivität nehme – und die relative Wettbewerbsungleichheit mit künftig CFD-geförderten Projekten auf dem Strommarkt.
Total Energies Renewables Deutschland fordere daher eine Opt-In-Lösung, deutete Kansy an: Die Regierung müsse den Bietern der Jahre 2023 bis 2025 mit Zuschlägen aus Negativgebotsausschreibungen ein sogenanntes Opt-In erlauben, freiwillig in die CFD-Vergütung zu wechseln und nur die schon vorab fällige erste Zehn-Prozent-Zahlung aus dem Milliardengebot als Verlust abschreiben zu müssen. Denkbar seien drei unterschiedliche Regelungen. Eine könne gemäß einer früheren Regelung im ersten Übergangsgesetz zur Einführung der Ausschreibungen erfolgen: Damals waren schon ausgeschriebene Projekte neu in die Ausschreibung nach den neuen Regeln gelangt. Bieten durfte jedes Unternehmen dafür. Wer das günstigste Gebot abgegeben hatte erhielt den Zuschlag. Doch die Eigentümer der schon vorher erfolgten ersten Zuschläge für die Flächen hatten ein Ersteintrittsrecht: Sie durften den zweiten Zuschlag zum neuen Zuschlagspreis auf Wunsch für sich in Anspruch nehmen und dann die Flächen wieder zur Projektierung übernehmen.
Allerdings gab es auf dem Podium seitens anderer dort vertretener Unternehmen zu der von Kany für Total vertretenen Opt-In-Lösung vorerst auch Widerspruch.
