Kosten für Wind- und Solarparks explodieren. Wer soll das noch bezahlen?

Vor ein paar Jahren hatten die erneuerbaren Energien ihre Sternstunde. Tiefstzinsen senkten die Kosten für saubere Energie, die zwar teuer in der Bereitstellung ist, aber mit Sonne und Wind betrieben wird, die kostenlos zur Verfügung stehen. Die Preise für Solarmodule und Windturbinen sanken, als die Technologien ausgereift waren und die Hersteller an Größe gewannen. Diese Entwicklungen führten dazu, dass die Stromgestehungskosten (LCoE), die die Kapital- und Betriebskosten pro Energieeinheit berücksichtigen, für Solar-, Onshore- und Offshore-Windkraftanlagen zwischen 2010 und 2020 um 87 Prozent, 64 Prozent bzw. 55 Prozent sanken. Saubere Energie wurde gegenüber schmutzigen Alternativen wettbewerbsfähig und wurde von großen Unternehmen, die Strom verbrauchen, direkt von den Entwicklern aufgekauft.

Infrastrukturinvestoren wie Brookfield und Macquarie setzten in großem Umfang auf erneuerbare Energien. Das taten auch einige Unternehmen, die fossile Brennstoffe nutzen, wie BP. Versorgungsunternehmen wie EDP und Iberdrola in Europa und AES und NextEra in Amerika investierten in Projekte. Die durchschnittlichen Kapitalrenditen der Projektentwickler stiegen von 3 Prozent im Jahr 2015 auf 6 Prozent im Jahr 2019 und damit auf ein ähnliches Niveau wie bei der Öl- und Gasförderung, allerdings mit geringeren Schwankungen. Die Aussichten für die Branche waren so gut, dass der Marktwert von NextEra im Oktober 2020 kurzzeitig den von ExxonMobil, dem mächtigsten Ölriesen Amerikas, in den Schatten stellte und das Unternehmen zum wertvollsten Energieunternehmen der USA machte.

Windkraftbauer schreiben rote Zahlen

Heute sehen diese Aussichten deutlich düsterer aus. In den letzten zwei Jahren wurde die Wirtschaftlichkeit erneuerbarer Energien durch steigende Zinssätze, Probleme in der Lieferkette, Verzögerungen bei der Erteilung von Genehmigungen und zunehmend durch die protektionistischen Bestrebungen westlicher Regierungen beeinträchtigt. Die „grüne Prämie" bei Aktien hat sich in einen „grünen Abschlag" verwandelt. Der S&P Global Clean Energy Index, der die Performance der Branche abbildet, ist in den letzten 12 Monaten um 32 Prozent gesunken, während die Weltbörsen um 11 Prozent gestiegen sind. AES hat mehr als ein Drittel seines Wertes verloren. NextEra ist etwa ein Drittel so viel wert wie ExxonMobil, das von einem Anstieg des Ölpreises profitiert hat. Die Hersteller von Windturbinen haben sich von gerade noch profitabel in die Verlustzone bewegt.

Das ist ein Problem, und zwar nicht nur für die Unternehmen der erneuerbaren Energien und ihre Aktionäre. Am 2. Dezember verpflichteten sich 118 Länder auf dem jährlichen UN-Klimagipfel in Dubai, im Rahmen ihrer Dekarbonisierungsbemühungen ihre Gesamtkapazität an erneuerbaren Energien bis 2030 auf 11 000 Gigawatt (GW) zu erhöhen, gegenüber 3400 GW im vergangenen Jahr. Dies erfordert einen jährlichen Zubau von etwa 1000 GW, das Dreifache dessen, was die Welt im letzten Jahr geschafft hat. Um dies zu erreichen, müssen die erneuerbaren Energien wieder als ein Geschäft angesehen werden, auf das man setzen kann.

Die jüngsten Schwierigkeiten der Branche sind das Ergebnis eines Zusammenspiels mehrerer Faktoren. Ein Problem sind die steigenden Kosten in der Lieferkette. Der Preis für Polysilizium, ein Schlüsselmaterial für Solarmodule, ist von 10 US-Dollar pro Kilogramm im Jahr 2020 auf bis zu 35 US-Dollar im Jahr 2022 gestiegen, was auf Probleme in der Lieferkette in China zurückzuführen ist, für die die Pandemie verantwortlich ist.

Auch die Kosten für Windturbinen sind in die Höhe geschnellt. Russlands Einmarsch in der Ukraine hat die Preise für Stahl in die Höhe getrieben, einen wichtigen Rohstoff, den beide Länder in großen Mengen produzieren. Um längere und leistungsstärkere Rotorblätter zu bauen, sind die Hersteller in neue Bereiche der Technologie vorgedrungen und haben unter anderem mit Materialien wie Kohlefaserverbundwerkstoffen anstelle von Glasfasern experimentiert. Um stärkere Winde in größerer Höhe einzufangen, ist der durchschnittliche Turm heute fast 100 Meter hoch. Im Jahr 2018 stellte GE eine 260 Meter hohe Offshore-Windturbine vor, die nicht viel kürzer ist als der Eiffelturm. Die Zulieferer der rund 8000 Teile einer Windturbine haben Mühe, Schritt zu halten. Schiffe und Lastwagen haben Schwierigkeiten, Teile in der Größe von Fußballfeldern zu transportieren.

Feuer in der Turbine

All dies hat zu Verzögerungen und Produktionsausfällen bei Windkraftanlagen geführt. Im Oktober fing eine Turbine des dänischen Unternehmens Vestas in Iowa Feuer. Etwa zur gleichen Zeit brachen die Flügel einer GE-Turbine in Deutschland ab und fielen in ein Feld. Aufgrund von Garantiebestimmungen in den Kaufverträgen müssen die Hersteller die Kosten für solche Vorfälle tragen. In den vergangenen 12 Monaten kosteten solche Garantien Vestas 1,2 Milliarden Dollar. Qualitätsprobleme bei Siemens Gamesa, darunter Falten in den Rotorblättern, haben die jährlichen Betriebsverluste der Muttergesellschaft Siemens Energy auf 4,6 Milliarden Euro ansteigen lassen. Am 14. November gewährte die deutsche Regierung dem Unternehmen eine Kreditgarantie, um eine Krise abzuwenden.

Um das Ausbluten zu stoppen, haben die Ausrüstungshersteller ihre eigenen Preise erhöht. Nach Angaben des Datenanbieters S&P Global verlangen die westlichen Hersteller heute ein Fünftel mehr als Ende 2020. Diese Preiserhöhungen haben in Verbindung mit höheren Zinssätzen dazu geführt, dass die Gesamtkosten für amerikanische Offshore-Windprojekte in den letzten zwei Jahren um 50 Prozent gestiegen sind, so die Berechnungen des Forschungsunternehmens BloombergNEF - selbst wenn man die Subventionen berücksichtigt, die im Inflation Reduction Act (IRA), dem gigantischen Klimagesetz von Präsident Joe Biden, enthalten sind.

Projektentwickler, die mit ihren Kunden Strompreise vereinbart haben, bevor sie die Kosten festgelegt haben, sind auf unrentablen Projekten sitzen geblieben. In Amerika haben sie laut BloombergNEF die Verträge für die Hälfte der im Bau befindlichen Offshore-Windkapazitäten entweder storniert oder versucht, sie neu auszuhandeln. Im Oktober musste das dänische Unternehmen Orsted, der weltweit größte Entwickler von Offshore-Windkraftanlagen, eine Abschreibung in Höhe von 4 Milliarden Dollar vornehmen, als es zwei große Projekte vor der Küste von New Jersey stornierte. In Großbritannien gingen im September bei einer staatlichen Auktion zur Einspeisung von Offshore-Windenergie zu einem garantierten Höchstpreis von 44 Pfund pro Megawattstunde (MWh) keine Gebote ein.

Zwei Jahre Vorlauf? Es dauert meistens länger

Die Verantwortlichen für erneuerbare Energien beklagen sich auch über bürokratische Verzögerungen. In Amerika dauert es im Durchschnitt vier Jahre, bis ein Solarpark genehmigt wird, und sechs Jahre für einen Onshore-Windpark. Eine EU-Regel, wonach die Genehmigungszeiten für Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien in der EU zwei Jahre nicht überschreiten sollten, wird meist nicht eingehalten. Da Solar- und Windparks in der Regel weniger Energie erzeugen als konventionelle Kraftwerke und angesichts der bereits belegten, leicht anzuschließenden Standorte immer häufiger in abgelegenen Gebieten gebaut werden, benötigen sie oft neue Übertragungsleitungen. Auch diese müssen erst genehmigt werden. In Amerika ist die Warteschlange für die Zusammenschaltung erneuerbarer Energien, die 2.000 GW erzeugen, lang und wächst weiter.

All dies wird durch den zunehmenden grünen Protektionismus noch verschlimmert. Amerika hat chinesische Solarhersteller mit hohen Antidumpingzöllen und dem Uyghur Forced Labour Prevention Act von 2021 faktisch ausgesperrt, der es amerikanischen Entwicklern verbietet, Module zu importieren, die Polysilizium aus der Region Xinjiang enthalten, aus der die Hälfte des weltweiten Angebots stammt. Nach Angaben der Beratungsfirma Wood Mackenzie sind Solarmodule in dem Land mehr als doppelt so teuer wie anderswo.

Diese Kosten könnten noch weiter steigen. Im August stellte das Handelsministerium fest, dass einige südostasiatische Anbieter lediglich Produkte aus China neu verpacken und daher ab Mitte nächsten Jahres ebenfalls mit denselben Antidumpingzöllen belegt werden sollen. Die Regierung Biden nutzt die Anforderungen des IRA an den Inlandsanteil, um die Produktion nach Hause zu holen. First Solar, der größte amerikanische Hersteller von Modulen, baut seine inländische Produktionskapazität von 6 GW in diesem Jahr auf 14 GW bis 2026 aus. Das ist jedoch nur ein winziger Bruchteil dessen, was Amerika benötigt, um seine Dekarbonisierungsziele zu erreichen. Es wird auch wenig dazu beitragen, die Preise in der Branche insgesamt zu senken.

Zoll? Kein Zoll? Zoll. 

Europa sendet gemischte Signale. Die EU hat frühere Antidumpingzölle auf chinesische Solarmodule aufgehoben. Doch am 22. November verabschiedete das Europäische Parlament den Net Zero Industry Act, der einen Mindestanteil einheimischer Energie für öffentliche Verträge über erneuerbare Energien einführen wird. Die Europäische Kommission erwägt auch eine Untersuchung der Subventionen Chinas für seine Turbinenhersteller, die ihre Anlagen zu Hause 70 Prozent billiger verkaufen als westliche Konkurrenten in anderen Teilen der Welt. Chinesische Unternehmen gewinnen bereits außerhalb ihres Heimatmarktes an Zugkraft. Sie bewerben sich jetzt regelmäßiger um Projekte in der ganzen Welt, so Miguel Stilwell d'Andrade, Vorstandsvorsitzender von EDP.

Die Handelsbeschränkungen werden nicht nur billige chinesische Solarpaneele und Windturbinen fernhalten. Sie werden sich auch auf die Verfügbarkeit von Teilen auswirken. Siemens Gamesa plant, mehr Teile seiner Lieferkette auszulagern, um die Kosten zu senken. Westliche Turbinenhersteller beziehen bereits Gondeln, Türme und andere Komponenten aus China, das ihre Produktion dominiert. Nach Angaben des Energieministeriums wird Amerika die meisten Komponenten für Offshore-Windprojekte importieren müssen, um seine Ziele für 2030 zu erreichen. Versorgungsengpässe sind wahrscheinlich, da die Welt um den Einsatz von mehr erneuerbaren Energien ringt. Zölle und Vorschriften über lokale Inhalte könnten das Problem noch verschärfen.

Es gibt kaum Anzeichen dafür, dass sich die protektionistische Stimmung bessert. Aber die Branche beginnt zumindest, einige unmittelbarere Herausforderungen in den Griff zu bekommen. Die Preise für Polysilizium sind gesunken, und die Produktionskapazitäten in der gesamten Solarlieferkette steigen. Auch bei den westlichen Turbinenherstellern zeichnet sich möglicherweise eine Trendwende ab, die durch den Rückgang der Rohstoffpreise und eine größere technologische und finanzielle Disziplin begünstigt wird. Die Branche erkennt, dass „größer nicht immer besser" ist, wenn es um Turbinen geht, sagt Henrik Andersen, Vorstandsvorsitzender von Vestas. Am 8. November meldete das dänische Unternehmen, dass es im dritten Quartal in die Gewinnzone zurückgekehrt ist.

Die Entwickler ihrerseits schaffen es, die Preise zu erhöhen, ohne die Nachfrage zu beeinträchtigen. In den letzten zwei Jahren sind die Preise für Solar- und Windenergie, die Entwickler in Amerika im Rahmen von Stromabnahmeverträgen erhalten, um fast 60 Prozent gestiegen, so die Zahlen des Energiemarktplatzes LevelTen Energy (siehe Grafik 5). Andres Gluski, Chef von AES, sagt, dass sein Unternehmen auf dem besten Weg ist, in diesem Jahr mehr als doppelt so viel Kapazität für erneuerbare Energien in Betrieb zu nehmen wie im Jahr 2022. Die Renditen sind stabil, fügt er hinzu. Bei der Offshore-Windauktion im nächsten Jahr wird Großbritannien den Höchstpreis von 44 Pfund pro MWh auf 73 Pfund anheben. Auch Deutschland hat die Höchstpreise für Solar- und Windauktionen erhöht.