Offshore-Wind: Eine ersteigerte Fläche liefert noch keinen Strom

Ein Zulieferer könnte Maschinen bestellen, Menschen einstellen und eine Werkhalle erweitern. Dafür braucht er allerdings mehr als die Aussicht, dass irgendwann ein Windpark entstehen soll. Er braucht einen belastbaren Auftrag.

Genau an dieser Verbindung zwischen politischem Ausbauziel und tatsächlicher Bestellung setzt die aktuelle Warnung an. Das Handelsblatt berichtet über einen möglichen Offshore-Stresstest für Siemens Energy. Im zugänglichen Artikelauftakt warnt Vorstandschef Christian Bruch vor der Unsicherheit für Fabriken und Zulieferer. Das ist eine wirtschaftlich relevante Warnung, aber zugleich die Perspektive eines Unternehmens mit eigenen Interessen.

Die Wirkungsfrage reicht weiter: Entsteht aus dem vergebenen Recht auf eine Meeresfläche rechtzeitig nutzbarer Strom? Und was passiert, wenn die Finanzierung zwischen diesen beiden Punkten abreißt?

Gefährdetes Projektvolumen ist noch kein eingetretener Verlust

Der Bundesverband Windenergie Offshore, kurz BWO, bezifferte im Mai das für seine vorgeschlagene Übergangslösung relevante Projektvolumen auf ungefähr 16 Gigawatt. Er verknüpfte das mit rund 50 Milliarden Euro möglicher Investitionen. Seine Bezugsgruppe umfasst noch nicht abschließend finanzierte Projekte aus früheren Ausschreibungen. Das sind Angaben einer Interessenvertretung, keine unabhängige Verlustbilanz. BWO-Vorschlag vom 20. Mai

Daraus folgt weder, dass 50 Milliarden Euro bereits verloren wären, noch, dass sämtliche betroffenen Windparks endgültig aufgegeben sind. Und 16 Gigawatt bezeichnet Leistung, nicht eine jährlich garantierte Strommenge.

Die Unterscheidung nimmt dem Problem nichts von seiner Bedeutung. Wenn Projekte ihre Investitionsentscheidung verschieben, können Bestellungen ausbleiben. Wenn Hersteller daraufhin Kapazitäten zurückhalten, kann auch ein späterer Neustart schwieriger werden. Das ist ein plausibles Rückkopplungsrisiko, kein Nachweis, dass diese gesamte Kette bereits eingetreten ist.

Konzeptioneller Risikopfad. Das Ausmaß hängt unter anderem von Projektfortschritt, Lieferverträgen, Netzanschlüssen und verfügbaren Alternativen ab.

Der höchste Erlös ist nicht automatisch das beste Auktionsergebnis

Eine Ausschreibung kann zunächst erfolgreich aussehen, wenn Unternehmen viel für einen Zuschlag bieten. Für eine Energieversorgung ist dieser Zahlungseingang jedoch nur ein Zwischenergebnis. Der gesellschaftliche Nutzen setzt voraus, dass finanzierbare Projekte daraus werden.

Es wäre ebenso falsch, die Gegenthese einfach zu übernehmen: hohe Gebote rechtfertigten nachträglich jede Entlastung. Wer besonders optimistisch bietet, darf nicht darauf vertrauen können, dass andere später automatisch das Risiko übernehmen. Sonst belohnt das Verfahren gerade die Kalkulation, die im Wettbewerb zunächst am überzeugendsten aussieht und anschließend nicht trägt.

Der BWO schlägt deshalb eine freiwillige Flächenrückgabe mit erneuter Ausschreibung vor. Der bisherige Projektinhaber soll für dieselbe Fläche ausgeschlossen werden. Bereits gezahlte Beiträge für Meeresnaturschutz und Fischerei sollen nicht erstattet werden, Sicherheiten dagegen unter Bedingungen schon. Das sind konkrete Vorschläge des Verbands, keine hier bereits festgestellte geltende Lösung. BWO-Übergangsmodell

Prüfenswert ist daran die Trennung zwischen der Rettung eines Ausbaupfads und der Rettung einer einzelnen Unternehmensrechnung. Ob sie tatsächlich gelingt, hängt von Bedingungen, Wettbewerb und dem Vergleich mit Alternativen ab. Eine neue Ausschreibung kann Zeit kosten; bloßes Festhalten an einem wirtschaftlich blockierten Zuschlag ebenfalls.

Planbare Einnahmen sind kein Blankoscheck

In seiner Stellungnahme zum Kabinettsbeschluss vom 2. September fordert der BWO verlässlichere Ausschreibungsbedingungen und kritisiert, dass für bestehende Projekte keine ausreichende Lösung vorgesehen sei. Auch das ist als Branchenposition zu lesen, nicht als unabhängiges Urteil über den Gesetzentwurf. BWO zur WindSeeG-Reform

Ein Instrument für besser planbare Einnahmen sind zweiseitige Differenzverträge. Vereinfacht wird ein Referenzpreis vereinbart: Liegt der maßgebliche Marktpreis darunter, kann ein Ausgleich fließen; liegt er darüber, werden Mehreinnahmen zurückgeführt. Die genaue Ausgestaltung ist entscheidend. Der Rat der EU erläutert dieses Prinzip im Zusammenhang mit der Strommarktreform.

Damit lässt sich ein Teil des Preisrisikos anders verteilen. Baukosten, Lieferprobleme oder falsche Planung verschwinden dadurch nicht. Deshalb müsste jede konkrete Lösung zeigen, welches Risiko sie übernimmt, welche Gegenleistung sie erhält und wie überhöhte Vergütung verhindert wird. Niedrigere Finanzierungskosten wären ein möglicher Nutzen. Sie sind nicht schon dadurch bewiesen, dass ein Förderinstrument diesen Zweck verfolgt.

Für das Klima ist eine Verzögerung nicht neutral

Windstrom hat über den Lebenszyklus ein deutlich geringeres Treibhauspotenzial als konventionelle Stromerzeugung, wie eine Untersuchung im Auftrag des Umweltbundesamts zeigt. Wird geplanter Windstrom später verfügbar und deshalb länger fossil erzeugter Strom gebraucht, entsteht gegenüber rechtzeitigem Ausbau ein negatives Klimawirkungspotenzial.

Das ist eine klare Richtung unter einer benannten Bedingung. Dafür muss man nicht warten, bis die zusätzlichen Emissionen Jahre später gemessen wurden. Ihre Höhe lässt sich ohne Strommarkt-, Ersatz- und Realisierungsszenario aber nicht seriös beziffern.

Lokale Umweltbelange bleiben eine eigenständige Prüffrage. Klimanutzen ist kein Freibrief, verbindliche Schutzanforderungen an Bau und Betrieb zu übergehen. Genau das bedeutet Nichtkompensation: Ein Vorteil auf einer Ebene hebt eine Schutzgrenze auf einer anderen nicht auf.

Für Menschen und Unternehmen wären vor allem Beschäftigung, Lieferfähigkeit und Stromkosten zu beobachten. Auch hier sind politische Absicht und Ergebnis zu trennen. Ein günstigerer Finanzierungsrahmen kann helfen; ob und wann Haushalte oder industrielle Abnehmer davon profitieren, hängt von Verträgen und Marktbedingungen ab.

Für demokratische Kontrolle zählt, ob Kosten und Risiken der Lösung offengelegt werden. Die WÖk-Regel Reverse Merit Order lenkt den Blick zuerst auf die gravierenden, schwer korrigierbaren Schäden: ein verlorenes Zeitfenster für Emissionsminderung, dauerhaft verlorene industrielle Fähigkeiten oder schlecht begrenzte öffentliche Verpflichtungen. Das ersetzt keine Abwägung, sondern verhindert, dass allein ein kurzfristiger Auktionserlös sie bestimmt.