EnBW-Chef Stamatelopoulos über die dramatische Lage beim Offshore-Ausbau

Herr Stamatelopoulos, Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) will die Förderung erneuerbarer Energien kürzen und neue Gaskraftwerke bauen lassen. Teilen Sie den Eindruck vieler Kritiker, sie wolle die Energiewende zurückdrehen?

Nein. Die Bundesregierung geht Dinge an, die seit langer Zeit geregelt werden müssen. Die Energiewende ist ein Langzeitprojekt, und das, was vor 20 Jahren richtig war, muss nicht unbedingt jetzt auch noch richtig sein. Aber sie verkauft die Änderungen mitunter kommunikativ schlecht.

Betreiber von neuen Wind- und Solarparks sollen künftig zehn Jahre lang auf Entschädigung verzichten, wenn sie abgeregelt werden – ansonsten darf ihnen der Netzbetreiber den Anschluss verweigern. Ist das eine gute Idee?

Es macht in der Tat keinen Sinn, bereits verstopfte Netzknoten mit noch mehr Erneuerbaren zu belasten. Wir als EnBW können sehr gut einschätzen, was das bedeutet, weil wir als integriertes Unternehmen Erzeugung und Netz unter einem Dach bündeln. Wir sind aktuell in einer Phase der Energiewende, in der die Geschwindigkeiten einfach nicht zusammenpassen: Beim Ausbau der erneuerbaren Energien sind wir gut im Plan. Die Entwicklung der Netze hat aber mit der Erzeugung nicht Schritt gehalten. Deshalb begrüßen wir Initiativen wie das Netzanschlusspaket, auch wenn wir den geplanten Redispatchvorbehalt für falsch halten und als Netzsteuerungswerkzeug eindeutig ablehnen.

Derzeit werden Erzeuger von erneuerbaren Energien auch dann vergütet, wenn ihre Anlagen heruntergeregelt werden müssen, weil die Netze überlastet sind. Das will die Bundesregierung jetzt so einschränken, dass ein Erzeuger zehn Jahre lang seine gesamte Entschädigung verliert, wenn in einem Jahr drei Prozent der Leistung heruntergeregelt werden müssen. Damit wäre der Ausbau der Erneuerbaren erheblich gefährdet. Keine Bank finanziert Ihnen das.

Reiche hat ja schon Gesprächsbereitschaft signalisiert.

Ja, das stimmt. Deswegen betrifft Ihre Frage eine hoffentlich vergangene Debatte.

Was ist denn genau das Problem?

Dass wir Erlöse nicht verlässlich planen können. Wenn wir in einem Jahr drei Prozent abgeregelt bekommen, verlieren wir zehn Jahre lang die Entschädigung. Wir haben deshalb zusammen mit dem Energieversorger EWE einen Alternativvorschlag unterbreitet: Wenn in einem Jahr fünf bis zehn Prozent des erzeugten Stroms abgeregelt werden müssen, verzichten die Betreiber für die nächsten fünf Jahre auf je 200 Stunden Entschädigung. Der Trick ist, dass die Bank dieses Risiko der Erlösminderung konkret abschätzen kann. So kann man voraussagen, ob sich das Projekt auch unter ungünstigen Gesichtspunkten rechnet. Der Netzbetreiber ist dann auch motiviert, in diesen fünf Jahren den Engpass des konkreten Netzknotens aufzuheben.

Wären denn damit die Ziele für den Erneuerbaren-Ausbau noch zu halten?

Das 80-Prozent-Erneuerbare-Ziel für 2030 halte ich für erreichbar. Wir sollten aber darüber hinaus einige Korrekturen vornehmen, um die Gesamtkosten im Blick zu behalten. Nehmen Sie den Offshore-Bereich: Dort soll die Nennleistung der aktuellen Planung zufolge bis 2045 auf mindestens 70 Gigawatt ausgebaut werden. Wir sind aber erst bei knapp zehn Gigawatt. Hinzu kommt, dass die Netzanschlusskosten an Land ab etwa 55 Gigawatt installierter Leistung exorbitant teurer werden. Deshalb sagen wir: Lasst uns erst einmal 55 Gigawatt bauen, und dann sehen wir weiter.

Das heißt, man sollte die Offshore-Ziele ganz abschaffen?

Von heute zehn Gigawatt installierter Leistung auf 55 Gigawatt in 2045 bedeutet in meinen Augen einen unverkennbaren Ausbau. Wir müssen allerdings die Bezahlbarkeit im Auge behalten. Ein niedrigeres Ausbauziel wäre eine sinnvolle Korrektur nach 20 Jahren, kein Bremsen. Das sollte man nicht politisch interpretieren. Damit würde man nur den Gegnern der Energiewende in die Hände spielen.

Sie bauen gerade einen großen Windpark in der Nordsee. Wie kommen Sie voran?

Wir haben mit Baltic I, Baltic II, Hohe See und Albatros schon vier Parks in Betrieb, jetzt kommt unser dann größter Windpark He Dreiht mit rund 960 Megawatt installierter Leistung hinzu. 55 der 64 Turbinen sind installiert und etwa 30 davon bereits in Betrieb. Den gesamten Windpark wollen wir im Spätsommer in Betrieb nehmen.

He Dreiht erhält keine staatliche Förderung. Wie ist das möglich?

Das Projekt ist zu hundert Prozent durch Power Purchase Agreements (PPA, direkte Stromlieferverträge, Anm. d. Red.) abgesichert. Wir haben mit circa zehn Unternehmen Vereinbarungen geschlossen; jeder hat eine Tranche zwischen 20 und 150 Megawatt bekommen. Die Preise sind verhandelt, unabhängig davon, was am Markt passiert.

Sie haben 2024 eine weitere Fläche ersteigert. Wie steht es um dieses Projekt?

Wir haben die feste Absicht, es zu realisieren. Ich sage das so deutlich, weil nicht jeder, der an den Auktionen 2023 und 2024 teilgenommen hat, ähnliche Absichten hegt. Der Übertragungsnetzbetreiber Tennet hat uns allerdings mitgeteilt, dass die entsprechende Plattform erst ein Jahr später in Betrieb gehen kann. Deshalb werden wir die für die Genehmigung erforderlichen Unterlagen ebenfalls erst ein Jahr später einreichen und den Park erst 2032 in Betrieb nehmen.

Über die Projekte unserer Marktbegleiter möchte ich nichts sagen. Aber die Situation im Offshore-Bereich hat sich dramatisch verschlechtert. Auch für uns. Windturbinen, Logistik, Kabel – alles ist teurer geworden. Im Fünf-Jahres-Vergleich liegt die Kostensteigerung bei 30 bis 40 Prozent, über 15 Jahre bei mehr als 50 Prozent. Rohstoffpreise für Stahl und Kupfer sind gestiegen, Personalkosten ebenso. Außerdem haben wir in Europa im Offshore-Bereich nur zwei Anbieter für Windturbinen: Siemens Gamesa und Vestas. General Electric hat vor anderthalb Jahren entschieden, Neuinstallationen erst einmal zu pausieren.

Sie haben sich in England Anfang des Jahres selbst aus zwei Projekten zurückgezogen und mussten deswegen 1,2 Milliarden Euro abschreiben. Warum?

Eines von drei Projekten – rund drei Gigawatt vor der schottischen Küste – entwickeln wir weiter. Mit den anderen beiden Projekten haben wir Ende 2025 an der CfD-Ausschreibung teilgenommen, aber nicht gewonnen. Und da wir nicht davon ausgehen, dass sich die Preise in den nächsten Auktionen für uns vorteilhaft entwickeln werden, mussten wir irgendwann die Konsequenz ziehen und Ordnung in unser Portfolio bringen. Das hat nichts mit dem Glauben an die Technologie insgesamt zu tun.

Zurück nach Deutschland: Die Bundesregierung hat angekündigt, die Förderung auf Differenzverträge (CfDs) mit einem festen Referenzpreis umzustellen, um die Finanzierung der kapitalintensiven Projekte zu erleichtern. Was erwarten Sie konkret vom neuen Windenergie-auf-See-Gesetz?

Wir finden zweiseitige CfDs gut, würden uns aber wünschen, dass ein Teil eines Projekts über einen CfD gefördert und ein anderer Teil über einen PPA finanziert und abgesichert werden kann. Das wäre auch für den Staat finanziell vorteilhaft. Außerdem hoffen wir, dass die CfDs wie in Großbritannien oder den Niederlanden indexiert werden – zum Beispiel anhand der Preise für Stahl, Kupfer, Logistik- oder Spezialschiffe. Und schließlich ist die Verzahnung mit unseren Nachbarn wichtig: Wir sollten die Möglichkeit haben, Strom auch nach Dänemark oder in die Niederlande einzuspeisen – und umgekehrt.

Wenn wir die Offshore-Ziele senken, wie Sie vorschlagen – müssten wir dann nicht gleichzeitig die Onshore-Ziele erhöhen? Zumindest wenn wir am Ziel, bis 2030 80 Prozent des Stromverbrauchs aus erneuerbaren Energien decken zu wollen, festhalten wollen.

Wichtig ist vor allem, wie viel Strom wir durch die Erneuerbaren produzieren, und nicht, wie hoch die installierte Leistung ist. Ob wir das 2030-Ziel schaffen, hängt aber stark vom Strombedarf ab.

Jedes neue elektrische Auto, jede neue Wärmepumpe lässt den Strombedarf steigen.

In der Theorie stimmt das. Aber in den vergangenen fünf Jahren haben wir gesehen, dass der Verbrauch bei etwa 500 Terawattstunden stagniert. Da müssen wir eine ehrliche Diskussion führen, ob es wirklich und so schnell wie angenommen zu einem drastisch höheren Stromverbrauch kommen wird. Wenn wir im Jahr 2035 merken, wir brauchen doch mehr Windräder und Solarparks, müssen wir die Planungen noch mal anpassen. Aber a priori einfach mehr Leistung zu installieren, kostet die Verbraucher viele Milliarden Euro. Wir dürfen nicht den Fehler machen, auf Vorrat zu bauen.

Warum stagniert der Verbrauch gerade?

Dafür gibt es mehrere Gründe. Die Wärmewende läuft deutlich langsamer als erwartet. Nachdem die Vorgängerregierung die Förderung elektrischer Autos gestoppt hat, wurden eine Weile kaum neue E-Fahrzeuge zugelassen, auch wenn wir in den letzten Monaten hier wieder eine positive Tendenz sahen. Dann dürfen wir den konjunkturellen Einfluss nicht vernachlässigen: Die Wirtschaft wächst kaum – und zuletzt ist der Stromverbrauch aufgrund von Effizienzmaßnahmen sogar auch dann nicht gestiegen, wenn die Wirtschaft gewachsen ist. Und auch einen Boom von Rechenzentren sehen wir im Stromverbrauch noch nicht.

Wird der Gaspreis weiter sinken, wenn die Straße von Hormus wieder verlässlich befahrbar sein sollte?

Erst einmal nicht, denn wir wissen, dass viele Produktionsstätten in Qatar und den Vereinigten Arabischen Emiraten beschädigt worden sind. Diese Mengen werden dem Weltmarkt fehlen, was auch die Preise bei uns beeinflusst. Langfristig sehen wir aber mehr als genug Gas auf den Weltmärkten.

Und was bedeutet das für den Strompreis?

Der höhere Gaspreis hat für den Strompreis bislang keine große Rolle gespielt.

Die Last muss auch dann gedeckt werden, wenn der Wind einmal nicht weht und die Sonne nicht scheint. Sicherstellen sollen das nicht nur neue Gaskraftwerke, sondern auch ein flexiblerer Verbrauch: Kunden sollen dann Strom verbrauchen, wenn er in großen Mengen verfügbar ist. Ist das realistisch?

Theoretisch kann man mit einem dynamischen Stromtarif seinen Verbrauch übers Smartphone so steuern, dass das Auto genau dann geladen wird und die Wärmepumpe genau dann läuft, wenn der Strom günstig ist. Haushalte können so schon jetzt bis zu 200 Euro im Jahr sparen.

Aktuell ist die Resonanz nicht sehr groß. Die Leute wechseln einfach nicht – auch wenn sie schon einen intelligenten Stromzähler haben und ihren Verbrauch sehr einfach optimieren könnten. Dabei wäre das ein wichtiger Beitrag zum Gesamtsystem. In der Industrie hingegen kommt es darauf an, wie flexibel sie ihre Prozesse und Produktionsabläufe organisieren und ihre eigenen Stromerzeugungsanlagen anpassen kann.

Wie sehr würde eine konsequente Flexibilisierung des Verbrauchs der Energiewende helfen?

Wir haben in Deutschland in der Spitze einen Bedarf von circa 80 Gigawatt. Dieser Wert ist in den vergangenen Jahren erstaunlich konstant geblieben und hat sich auch bei Konjunkturschwankungen kaum verändert. Wenn wir den Stromverbrauch konsequent flexibilisieren würden, könnten wir diesen Peak um bis zu 15 Gigawatt reduzieren. Das ist doch ganz ordentlich, oder?