Die Rentabilität des Windturbinensektors in Europa bleibt unter Druck. Als Gründe nennt der europäische Kreditversicherer Credendo hohe Rohstoffpreise, steigende Zinssätze, Verzögerungen auf der Angebotsseite und langsame Genehmigungsverfahren für Windprojekte. Die lange Zeit gehegte Erwartung sinkender Kosten für Windkraftanlagen hat sich ins Gegenteil verkehrt und die gesamte Lieferkette in Schwierigkeiten gebracht. Der harte Wettbewerb, der vor allem aus China kommt, verschärft das Problem noch. Bereits im vergangenen Jahr sind die Aufträge für europäische Windturbinen im Vergleich zu 2021 um fast die Hälfte zurückgegangen, obwohl der Ausbau der erneuerbaren Energien als Reaktion auf die Energiekrise und die Energiewende dringend vorangetrieben werden muss.
Vestas verzeichnete im zweiten Quartal dieses Jahres einen Vorsteuerverlust von 130 Mio. EUR. Siemens Energy meldete für das dritte Quartal einen Nettoverlust von 2,9 Mrd. EUR aufgrund von Problemen in seinem Windturbinengeschäft Siemens Gamesa, das von technischen Mängeln und Qualitätsproblemen bei bestimmten Komponenten der installierten Turbinen, darunter Rotorblätter und Lager, betroffen war. Zur Behebung der Mängel waren hohe Kosten erforderlich. Mehrere Unternehmen meldeten auch Strafanträge ihrer Kunden wegen verspäteter Lieferungen.
Der Kostenanstieg führte dazu, dass mehrere Projekte von Projektentwicklern unterbrochen wurden, da sie an niedrige Festpreis-Stromverträge gebunden waren. Vattenfall gab im Juli letzten Jahres bekannt, dass es die Arbeiten an seinem Standort Norfolk Boreas vor der Ostküste des Vereinigten Königreichs einstellte, nachdem ein Anstieg der Turbinen-, Arbeits- und Finanzierungskosten um 40 % dazu geführt hatte, dass das Projekt im Rahmen des mit der Regierung vereinbarten Strompreises finanziell nicht mehr tragfähig war. Anfang September hat die britische Regierung in ihrer jüngsten Auktionsrunde für Offshore-Windprojekte keine Angebote von Projektentwicklern erhalten. Die Branche argumentierte, dass der für den erzeugten Strom festgelegte Höchstpreis pro Einheit zu niedrig sei. Auch in den USA zahlte Avangrid 49 Mio. USD an Bußgeldern, um den Vertrag für das 1,2-GW-Offshore-Windprojekt in Massachusetts zu kündigen. Es heißt, dass mehrere Installateure ihre Stromabnahmeverträge neu verhandeln. Andererseits haben bei den Auktionen des deutschen Staates im vergangenen Juli, bei denen der Strompreis nicht festgesetzt wurde, die Ölkonzerne BP und TotalEnergies hohe Summen geboten, um das Recht auf die Errichtung von Windparks in der Nord- und Ostsee zu erhalten.
Nach Branchenangaben wird die Nachfrage nach Turbinen durch Entwickler auch durch langsame Genehmigungsverfahren für neue Projekte und unzureichende Lizenzierungs- und Genehmigungsvorschriften in Europa gedämpft, obwohl die Regierungen neue Ziele für saubere Energie festgelegt haben. Tatsächlich haben die europäischen Länder im Jahr 2022 so wenig in neue Windparks investiert wie seit 2009 nicht mehr (17 Milliarden Euro gegenüber 41 Milliarden Euro im Jahr 2021). Im vergangenen Dezember stimmte der EU-Rat einem Vorschlag der Europäischen Kommission zu, das Genehmigungsverfahren vorübergehend zu vereinfachen und damit zu beschleunigen. Die aktualisierte EU-Richtlinie über erneuerbare Energien enthält diese Maßnahmen dauerhaft, so dass das Genehmigungsverfahren bei Inkrafttreten der Richtlinie vereinfacht werden dürfte.
Credendo geht davon aus, dass in Europa in den nächsten fünf Jahren weniger Offshore-Windprojekte entwickelt werden als bisher prognostiziert. Der Global Wind Energy Council hat seine Prognose für die zwischen 2023 und 2027 in Europa neu installierte Offshore-Windkapazität von 40,8 GW im letztjährigen Bericht auf 34,9 GW gesenkt.
Um ihre Effizienz und Wettbewerbsfähigkeit auf einem äußerst anspruchsvollen Markt zu steigern, werden die Windturbinen immer größer. Die Flügel von Offshore-Windturbinen können die Länge eines Fußballfeldes überschreiten und ein Haus mit einer einzigen Umdrehung mehr als 24 Stunden lang mit Strom versorgen. Einige dieser großen Modelle wurden jedoch ohne historischen Rückblick und ohne Berücksichtigung der Leistung älterer Modelle realisiert, was langfristig technische Risiken birgt. Diese gigantischen Modelle erfordern auch die Anpassung der gesamten Installationsinfrastruktur, einschließlich der Schiffe und Kräne.
Vestas verzeichnete im zweiten Quartal dieses Jahres einen Vorsteuerverlust von 130 Mio. EUR. Siemens Energy meldete für das dritte Quartal einen Nettoverlust von 2,9 Mrd. EUR aufgrund von Problemen in seinem Windturbinengeschäft Siemens Gamesa, das von technischen Mängeln und Qualitätsproblemen bei bestimmten Komponenten der installierten Turbinen, darunter Rotorblätter und Lager, betroffen war. Zur Behebung der Mängel waren hohe Kosten erforderlich. Mehrere Unternehmen meldeten auch Strafanträge ihrer Kunden wegen verspäteter Lieferungen.
Der Kostenanstieg führte dazu, dass mehrere Projekte von Projektentwicklern unterbrochen wurden, da sie an niedrige Festpreis-Stromverträge gebunden waren. Vattenfall gab im Juli letzten Jahres bekannt, dass es die Arbeiten an seinem Standort Norfolk Boreas vor der Ostküste des Vereinigten Königreichs einstellte, nachdem ein Anstieg der Turbinen-, Arbeits- und Finanzierungskosten um 40 % dazu geführt hatte, dass das Projekt im Rahmen des mit der Regierung vereinbarten Strompreises finanziell nicht mehr tragfähig war. Anfang September hat die britische Regierung in ihrer jüngsten Auktionsrunde für Offshore-Windprojekte keine Angebote von Projektentwicklern erhalten. Die Branche argumentierte, dass der für den erzeugten Strom festgelegte Höchstpreis pro Einheit zu niedrig sei. Auch in den USA zahlte Avangrid 49 Mio. USD an Bußgeldern, um den Vertrag für das 1,2-GW-Offshore-Windprojekt in Massachusetts zu kündigen. Es heißt, dass mehrere Installateure ihre Stromabnahmeverträge neu verhandeln. Andererseits haben bei den Auktionen des deutschen Staates im vergangenen Juli, bei denen der Strompreis nicht festgesetzt wurde, die Ölkonzerne BP und TotalEnergies hohe Summen geboten, um das Recht auf die Errichtung von Windparks in der Nord- und Ostsee zu erhalten.
Nach Branchenangaben wird die Nachfrage nach Turbinen durch Entwickler auch durch langsame Genehmigungsverfahren für neue Projekte und unzureichende Lizenzierungs- und Genehmigungsvorschriften in Europa gedämpft, obwohl die Regierungen neue Ziele für saubere Energie festgelegt haben. Tatsächlich haben die europäischen Länder im Jahr 2022 so wenig in neue Windparks investiert wie seit 2009 nicht mehr (17 Milliarden Euro gegenüber 41 Milliarden Euro im Jahr 2021). Im vergangenen Dezember stimmte der EU-Rat einem Vorschlag der Europäischen Kommission zu, das Genehmigungsverfahren vorübergehend zu vereinfachen und damit zu beschleunigen. Die aktualisierte EU-Richtlinie über erneuerbare Energien enthält diese Maßnahmen dauerhaft, so dass das Genehmigungsverfahren bei Inkrafttreten der Richtlinie vereinfacht werden dürfte.
Credendo geht davon aus, dass in Europa in den nächsten fünf Jahren weniger Offshore-Windprojekte entwickelt werden als bisher prognostiziert. Der Global Wind Energy Council hat seine Prognose für die zwischen 2023 und 2027 in Europa neu installierte Offshore-Windkapazität von 40,8 GW im letztjährigen Bericht auf 34,9 GW gesenkt.
Um ihre Effizienz und Wettbewerbsfähigkeit auf einem äußerst anspruchsvollen Markt zu steigern, werden die Windturbinen immer größer. Die Flügel von Offshore-Windturbinen können die Länge eines Fußballfeldes überschreiten und ein Haus mit einer einzigen Umdrehung mehr als 24 Stunden lang mit Strom versorgen. Einige dieser großen Modelle wurden jedoch ohne historischen Rückblick und ohne Berücksichtigung der Leistung älterer Modelle realisiert, was langfristig technische Risiken birgt. Diese gigantischen Modelle erfordern auch die Anpassung der gesamten Installationsinfrastruktur, einschließlich der Schiffe und Kräne.
