Abschattungseffekte bedrohen deutsche Offshore-Windziele
Die perfekte Ausrichtung von Windrädern auf See ist eine Wissenschaft für sich. Bei Energiekonzernen wie Total Energies, Jera Nex BP oder EnBW evaluieren ganze Teams Wetterdaten und Windrichtungen für ein bestimmtes Seegebiet, um die Offshore-Parks perfekt in den Wind zu stellen – und den Stromertrag zu optimieren. Denn der Wind weht nicht überall gleich: Wie in einem Segelrennen, bei dem immer das vorderste Boot den besten Wind bekommt und alle nachfolgenden mit der verbliebenen Energie dahinter auskommen müssen, wirken sich in einem Windpark sogenannte Nachlaufeffekte zwischen benachbarten Anlagen auf deren Stromerzeugung aus.
Je geringer ihr Abstand zueinander, desto schlechter kann der Wind über dem Wasser wieder Fahrt aufnehmen. Turbinen in der Mitte eines Parks erwirtschaften weniger als die äußeren, auf die der Wind als Erstes trifft.
„Abschattungseffekte sind deshalb relevant, weil sie den Energieertrag bestehender oder geplanter Offshore-Windparks mindern können“, sagt Holger Grubel, Vice President Offshore Wind bei EnBW. Als einer der größten deutschen Akteure entwickelt, baut und betreibt der Konzern Windparks wie beispielsweise Baltic 1 und 2 in der Ostsee.
Während in einzelnen Parks die Einbußen durch gute Planung auf wenige Prozentpunkte begrenzt werden können, ist das Thema in sogenannten Clustern brisant: Denn in unmittelbarer Nähe zueinander können sich ganze Parks Wind in einem Umfang rauben, der Ertragsverluste von fünf bis zehn Prozent bedeutet.
In besonders engen Windpark-Clustern, wie sie in der deutschen Nord- und Ostsee geplant sind, gehen die Experten vom Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme (IWES) sogar von Einbußen von bis zu 15 Prozent aus – kurzzeitig vielleicht sogar mehr. Bis 2045 sollen Anlagen mit einer Gesamtleistung von 70 Gigawatt in den Meeresboden der Deutschen Bucht gerammt werden, was laut IWES dazu führen könnte, dass die Abschattungseffekte zu einem systemischen Ertragsrisiko werden, wenn die Flächenplanung und Abstände zwischen den Parks nicht stärker darauf abgestimmt werden.
Das wäre weit mehr als ein Risiko für die deutsche Stromversorgung: Sinken die Volllaststunden, verteilen sich die fixen Investitions-, Betriebs- und Netzanschlusskosten auf eine geringere Strommenge. „Dadurch steigen die spezifischen Stromgestehungskosten und die wirtschaftlichen Annahmen, die Projekten und Investitionsentscheidungen zugrunde liegen, geraten unter Druck“, so Grubel. „Insbesondere wenn Abschattungen erst nachträglich durch die Entwicklung benachbarter Flächen entstehen.“
Ein Problem vor allem für die deutschen Seegebiete: „Die geplante Bebauung der deutschen Nordseegebiete ist im internationalen Vergleich besonders eng“, sagt Christian Drewes, Leiter der deutschen Projektentwicklung beim Offshore-Entwickler und Betreiber Skyborn Renewables in Hamburg.
In welchen Gebieten neue Windparks gebaut werden dürfen, ist durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) genau festgelegt; die Branche weiß also, was wo in den kommenden Jahren möglich ist. Der Vorteil daran sei, „dass man genau berechnen kann, in welchem Maße interne oder externe Effekte auftreten können, und Projekte entsprechend recht genau planen kann“, sagt Drewes.
Doch genau das könnte auch dazu führen, dass das Interesse an Flächen sinkt, die in zu großer Nähe zu vorhandenen Parks stehen – wie bei der gescheiterten Auktion 2025. Erstmals gab kein einziger Investor ein Gebot für die zwei ausgeschriebenen Gebiete westlich von Helgoland ab. „In den Flächen, die bei der letzten Auktion nicht vergeben werden konnten, bestehen sicherlich höhere Nachlaufeffekte als im europäischen Vergleich“, sagt Martin Dörenkämper von Fraunhofer IWES. „Aber es wurden in den vergangenen Jahren auch Flächen mit noch höheren Nachlaufeffekten durchaus erfolgreich vergeben.“
Waren Abschattungseffekte in der Vergangenheit kein zentraler Grund für Investitionsentscheidungen, sind sie für Energiekonzerne heute im Zusammenspiel mit gestiegenen Baukosten, höheren Zinsen, fehlendem Personal und teurer gewordenen Lieferketten eine weitere Belastung – unter Umständen eine zu viel. Experten sehen kaum noch eine Chance, die Ausbauziele der Bundesregierung im vorgegebenen Zeitplan zu erreichen.
Ein Grund für die Skepsis sind auch die aktuellen Entwicklungen um das britisch-japanische Offshore-Wind-Joint-Venture Jera Nex BP sowie den französischen Konzern Total Energies. Nach Informationen von NDR und „Süddeutscher Zeitung“ würden beide Unternehmen die 2023 per Auktion gewonnenen Flächen gern zurückgeben. Bestätigt ist dies bisher nicht, plausibel wäre ein solcher Rückzug aber schon. Total Energies hatte sich unlängst von der US-Regierung einen hohen dreistelligen Millionenbetrag zurückzahlen lassen, um aus zwei Offshore-Vorhaben vor der US-Ostküste auszusteigen. Das Geld soll nun in fossile Energieprojekte in den USA fließen.
Bei BP zweifelten Beobachter schon direkt nach der spektakulären Auktion 2023, dass die für das Windkraftprojekt ausgegebenen Milliardensummen je wieder eingefahren werden können. Zudem lässt die Ausgliederung aller Offshore-Wind-Aktivitäten in das Joint Venture 2025 darauf schließen, dass die Prioritäten bei BP sich verschoben haben.
Um wieder mehr Interesse bei Windkraftinvestoren für die deutschen Seegebiete zu wecken, überarbeitet die Politik gerade das Auktionsdesign für Offshore-Gebiete. Künftig sollen in der Kalkulation auch die Abschattungseffekte berücksichtigt werden. Statt möglichst viele Anlagen auf eine Fläche zu bekommen, wäre es aus Sicht von Projektentwickler Drewes sinnvoll, „eine gewisse Terawattstundenzahl als Ziel zu definieren, die Flächen dahingehend zu optimieren und Abschattungseffekte gebührend zu berücksichtigen“. Die nächste Offshore-Auktion soll voraussichtlich 2027 stattfinden. Dann wird sich zeigen, ob der deutsche Ausbau wieder aus dem Schatten tritt.
