Studie schlägt neues Fördermodell vor

Der Ausbau der Offshore-Windenergie in Europa steht laut einer neuen Analyse unter zunehmendem wirtschaftlichem Druck. Eine Studie der Beratungsgesellschaft Frontier Economics schlägt deshalb Änderungen am Fördersystem vor. Auftraggeber der Untersuchung ist der Energieversorger EnBW. Ziel ist es laut den Autoren, die Finanzierung von Offshore-Windparks zu stabilisieren und damit die geplanten Ausbauziele zu erreichen.

Die Analyse beschreibt steigende Kosten, höhere Finanzierungsausgaben und zunehmende Projektrisiken als zentrale Herausforderungen. Mehrere Ausschreibungsrunden in Europa seien zuletzt ohne Gebote geblieben. Das gefährde den Ausbau der Offshore-Windenergie und damit energiepolitische Ziele wie Versorgungssicherheit, bezahlbare Strompreise und Klimaneutralität.

Förderrahmen im Umbau

Auch in Deutschland überprüft die Bundesregierung derzeit den Förderrahmen. Sie hat die für 2026 geplante Offshore-Ausschreibung auf das Folgejahr verschoben, um das Ausschreibungsdesign zu überarbeiten. Gleichzeitig läuft Ende 2026 der derzeitige Fördermechanismus nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz aus. Vorgaben der Europäischen Union sehen vor, dass staatliche Förderungen künftig über zweiseitige Differenzverträge, sogenannte Contracts for Difference (CfD), organisiert werden.

Die Studie von Frontier Economics untersucht, welches Modell unter diesen Bedingungen den Ausbau am effizientesten unterstützen könnte. Die Autoren empfehlen ein produktionsabhängiges zweiseitiges CfD-Modell. Dabei wird die Förderung an die tatsächlich erzeugte Strommenge gekoppelt. Das System ähnelt der bisherigen gleitenden Marktprämie, ergänzt diese jedoch um eine Absicherung gegen Preisschwankungen am Strommarkt.

Nach Angaben der Autoren gleichen CfDs die Differenz zwischen einem in der Auktion festgelegten Referenzpreis und dem Marktwert des Stroms aus. Liegt der Marktpreis unter dem Referenzwert, erhält der Betreiber eine Ausgleichszahlung. Liegt er darüber, fließt die Differenz an den Staat zurück. Das Modell reduziere Preisrisiken und erhöhe die Planbarkeit der Einnahmen.

Hohe Investitionen nötig

Die Studie hebt hervor, dass Offshore-Windprojekte besonders kapitalintensiv sind. Rund 70 Prozent der Stromgestehungskosten entfallen laut Analyse auf Investitions- und Finanzierungskosten. Schon moderate Veränderungen bei Zinsen oder Rohstoffpreisen könnten die Wirtschaftlichkeit zwischen Zuschlag in einer Auktion und der finalen Investitionsentscheidung erheblich verändern.

Deshalb empfehlen die Autoren eine Anpassung des sogenannten Strike Price an wichtige Kostenentwicklungen. Während der Entwicklungs- und Bauphase sollten etwa Veränderungen bei Zinsen oder Materialpreisen berücksichtigt werden. In der Betriebsphase könne eine vereinfachte Indexierung beispielsweise über Inflationsindizes erfolgen. Internationale Beispiele zeigten laut Studie, dass eine solche Indexierung Finanzierungskosten senken und Projektrisiken reduzieren könne.

PPA als Ergänzung

Neben staatlichen Fördermechanismen bleiben nach Einschätzung der Autoren auch privatwirtschaftliche Stromlieferverträge wichtig. Diese Power Purchase Agreements (PPAs) spielen vor allem für Industrieunternehmen eine Rolle, die ihren Strombedarf langfristig mit erneuerbarer Energie decken wollen.

Zwischen Zuschlag in einer Offshore-Auktion und dem möglichen Beginn eines PPA-Liefervertrags liegen in Deutschland häufig mehrere Jahre. Deshalb schlägt die Studie eine einmalige Ausstiegsoption aus dem CfD-System bis zur endgültigen Investitionsentscheidung vor. Projektentwickler könnten dann entscheiden, ob sie Strom ganz oder teilweise über PPA statt über staatliche CfD vermarkten. Das könnte nach Einschätzung der Autoren zusätzliche Finanzierungsmöglichkeiten eröffnen und gleichzeitig den Markt für grünen Industriestrom stärken.

Hohe Ziele gesteckt

Michael Class, Leiter Erzeugungsportfolioentwicklung bei EnBW, erklärt laut dem Unternehmen, das vorgeschlagene Modell könne die Planbarkeit für Investoren erhöhen und damit auch die Wahrscheinlichkeit, dass Offshore-Projekte tatsächlich umgesetzt werden. Zugleich könne es dazu beitragen, die Kosten des Energiesystems zu begrenzen.

Auch Frontier Economics sieht Vorteile in diesem Ansatz. Executive Director Matthias Janssen sagt laut der Studie, ein produktionsabhängiger CfD mit einer an Projektphasen angepassten Preisindexierung könne Unsicherheiten reduzieren und Finanzierungskosten senken.

Deutschland plant einen deutlichen Ausbau der Offshore-Windenergie. Bis 2030 sollen Anlagen mit einer Leistung von 30.000 MW installiert sein, bis 2035 mindestens 40.000 MW. Derzeit liegt die installierte Leistung nach Angaben der Branche bei weniger als 10.000 MW.

Die Studie zu CfD für Offshore Wind von Frontier Economics steht als PDF zum Download bereit.