KARLSRUHE / LONDON (IT BOLTWISE) – EnBW hat den Offshore-Windpark „He Dreiht“ in der Nordsee mit 64 Turbinen fertiggestellt. Rund 2,4 Milliarden Euro flossen in das Projekt, das bei 960 MW installierter Gesamtleistung europaweit zu den großen Vorhaben zählt. Die meisten Windenergieanlagen sind bereits ans Netz angeschlossen, der vollständige Betrieb soll bis zum Spätsommer folgen. Gleichzeitig verschärft sich die Debatte um Ausbauziele, weil sich Windturbinen, Logistik und Kabel im Vergleich deutlich verteuert haben.
EnBW treibt die Offshore-Windenergie mit einem konkreten Meilenstein voran: Rund 110 Kilometer westlich der Insel Helgoland läuft der Windpark „He Dreiht“ an. Insgesamt stehen 64 Windräder in der Nordsee, jedes mit einer Nabenhöhe von 142 Metern. Der Karlsruher Energiekonzern beziffert die Investition auf rund 2,4 Milliarden Euro und nennt als Name im Niederdeutschen ein Versprechen, das sich auch buchstäblich in den Anlagen widerspiegelt: „Er dreht“.
Technisch betrachtet ist „He Dreiht“ nicht nur eine Ansammlung großer Turbinen, sondern ein zusammengesetztes Offshore-System aus See-Konverterstation und Netzanschluss. EnBW ordnet den Park über eine Konverterstation auf See sowie zwei Hochspannungskabel ins Stromsystem ein. Die Seekabel sollen über mehr als 120 Kilometer unter Wasser verlaufen, während die Strecke von den Küstenabschnitten bis ins Netz auf rund 110 Kilometern an Land erfolgt. Ein einzelner Rotor bringt es dabei auf einen Durchmesser von 236 Metern; bei einer Umdrehung streicht er eine Fläche von 43.742 Quadratmetern ab, was in der Kommunikation des Unternehmens mit der Größe von sechs Fußballfeldern verglichen wird.
Schon im Projektfortschritt zeigt sich, warum Offshore-Erweiterungen für Betreiber und Stromkunden gleichermaßen relevant sind: Nach EnBW-Angaben sind die meisten Anlagen bereits ans Netz angeschlossen. Voraussichtlich bis zum Spätsommer soll „He Dreiht“ vollständig in Betrieb gehen. Mit 960 MW installierter Gesamtleistung positioniert sich der Windpark zudem im europäischen Größenvergleich der Energiewende. Rechnen lässt EnBW die Wirkung in einen Versorgungsbezug um: Rein rechnerisch sollen 1,1 Millionen Haushalte mit erneuerbarer Energie versorgt werden. Damit erhöht sich EnBW zufolge seine Offshore-Leistung nahezu um das Doppelte: von bisher 976 MW auf den neuen Bestand.
Ein besonders industriepolitischer Punkt steckt in der Frage, wie „He Dreiht“ finanziert ist: Der Park gilt als einer der ersten förderfreien Windparks und erhält damit keine Einspeisevergütung nach dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz. Stattdessen nennt EnBW langfristige Vereinbarungen mit Großabnehmern, darunter Google (Alphabet C), Bosch, Salzgitter, die Deutsche Bahn sowie die Betreiber gesellschaft des Frankfurter Flughafens (Fraport). Für Unternehmen mit Emissionszielen und Planungsbedarfen verschiebt das den Charakter von Offshore-Projekten: Es wird weniger über staatliche Förderung als über vertraglich abgesicherte Abnahme und Strombeschaffung diskutiert. Gleichzeitig bleibt das Modell an die Wirtschaftlichkeit gebunden, insbesondere an Kosten für Bau, Betrieb und Netzanbindung.
Genau hier setzt die Skepsis an Ausbauzielen an, die EnBW auch öffentlich adressiert. Vorstandschef Georg Stamatelopoulos hat die Bundesregierung aufgefordert, die Ausbauziele für Windkraft in Nord- und Ostsee zu senken. Als Begründung nennt er die Bezahlbarkeit: Die Situation habe sich „dramatisch verschlechtert“, weil Windturbinen, Logistik und Kabel teurer geworden seien. Im Fünf-Jahres-Vergleich lägen die Kostensteigerungen bei 30 bis 40 Prozent. Sein Vorschlag lautet, zunächst 55 GW aufzubauen und dann weiter zu entscheiden. Dem stehen die gesetzlichen Ziele gegenüber: Bis 2030 soll die Kapazität zur Stromerzeugung aus Windenergie auf See mindestens 30 GW erreichen, bis 2045 werden 70 GW genannt.
Die Entwicklung wirkt dabei wie ein Spannungsfeld zwischen Planungsannahmen und realen Projektkosten. Die Stiftung Offshore-Windenergie beziffert den Bestand Ende Juni auf 1.764 Offshore-Windenergieanlagen mit rund 10,8 GW installierter Gesamtleistung. Für die weitere Entwicklung verweisen die Angaben gleichzeitig darauf, dass die aktuellen Planungen bis 2035 insgesamt etwa 41 GW abdecken. Neben der politischen Diskussion gibt es zudem betriebliche Risiken, die Offshore-Projekte immer wieder begleiten: EnBW nennt als Problem, dass Ende Juli ein 20 Meter langes Rotorblatt-Teil abgebrochen war und im Meer trieb. Der Hersteller Vestas untersucht den Schaden noch; bis zur Wiederherstellung läuft damit immer auch ein zusätzlicher Prüf- und Risikoblick auf die Betriebsführung.
Für die Branche ist „He Dreiht“ dennoch ein Signal mit mehreren Ebenen. Zum einen zeigt der Park, dass große Offshore-Installationen auch ohne Einspeisevergütung in Betrieb genommen werden können, wenn Abnehmerverträge die Erlösseite stützen. Zum anderen macht die Debatte um Ausbauziele deutlich, dass der nächste Skalierungsschritt nicht nur von Zielen und Flächen, sondern von der Kostenkurve abhängt – besonders dort, wo Kabelstrecken, Logistik und Turbinenpreise den Projektaufwand dominieren. Für Netzbetreiber, Projektentwickler und Industriestrom-Käufer verschiebt sich damit die Priorität: Es braucht belastbare Annahmen für die Gesamtsystemkosten, damit neue Projekte nicht in der Wirtschaftlichkeitsphase hängen bleiben. Genau deshalb wird der weitere Verlauf bis zur vollständigen Inbetriebnahme im Spätsommer für viele Marktteilnehmer mehr sein als ein lokales Baustellen-Update.
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