"Was wir hier sehen, ist die Baustelle unseres nächsten Offshorewindparks Rhyl Flats mit rund 90 Megawatt, auf dem wir die neuen 3,6 Megawattturbinen von Siemens installieren, sehr zuverlässige und sehr erprobte Maschinen."
Volle Kraft voraus - das ist das Motto für RWE-Strategievorstand Leonhard Birnbaum, während er mit einer Hand Halt sucht auf dem schnellen Katamaran, der auf die raue und windige See hinaus braust. Kurs: Offshorewindpark Rhyl Flats vor der walisischen Nordküste. Eine knappe halbe Stunde braucht das schnelle Motorboot für die fünf Seemeilen, dann sind die gelben 80 Meter hohen Pfeiler erreicht, auf deren Spitze die Windturbinen installiert werden. Zusammen mit dem 55 Meter langen Rotorblatt kommt so eine Windturbine auf 134 Meter Gesamthöhe. Ende des Jahres soll Rhyl Flats in Betrieb gehen. Dann kann dieser Windpark 61.000 Haushalte versorgen. Damit ist Rhyl Flats aber immer noch relativ klein, erläutert Leonhard Birnbaum:
"Da muss ich kurz rechnen: Wir haben hier 90 Megawatt. Nur zum Vergleich die nächsten Windparks mit Nordsee-Ost 280 Megawatt, Innogy Nordsee 1 über 500 Megawatt, Gwynt y Môr deutlich über 500 Megawatt - das ist hier die nächste Stufe von Offshorewindparks, aber bei Weitem noch nicht das größte, was wir bauen werden."
Und auch nicht das größte, das andere bauen werden. Beispiel London Array. So heißt der größte Windpark der Welt im Mündungsdelta der Themse. Auch hier ist der Startschuss gefallen. 2,2 Milliarden Euro werden hier verbaut, 30 Prozent davon entfallen auf den Düsseldorfer E.ON-Konzern. Mit einer Leistung von 1000 Megawatt, das entspricht einem großen Atomkraftwerk, wird London Array ab 2012 ein Viertel des Strombedarfs von London abdecken können.
Am Thema Windenergie kommt Großbritannien nicht mehr vorbei, denn das Land steckt in der Klemme.
"Die Engländer wissen, ihnen geht das Gas aus. Sie haben nur zwei Chancen hier Strom zu erzeugen: Das ist Kernenergie, das ist Windenergie. Mehr haben die nicht", "
erklärt Fritz Vahrenholt, Chef der vor gut einem Jahr gegründeten RWE-Tochter Innogy. Mit RWE-Innogy steigt der größte deutsche Stromkonzern derzeit massiv in das Geschäft mit erneuerbaren Energien ein - auch in England, nach Deutschland der zweitwichtigste Markt für RWE. Dort werden bis 2016 viele alte dreckige Kohlekraftwerke vom Netz gehen. Das ist per Gesetz beschlossen. Doch beim Bau von Ersatzkapazitäten haben die Regierung in London und die britischen Stromversorger viel zu lange die Hände in den Schoß gelegt. Jetzt soll das Versäumte nachgeholt werden, weshalb E.ON, RWE & Co auf der Insel, aber auch in Belgien oder den Niederlanden hochwillkommene Investoren sind.
Insgesamt sind vor europäischen Küsten bis 2020 Windparks mit einer Leistung von 40.000 Megawatt geplant. Derzeit sind offshore gerade mal 1500 MW installiert.
Zum Vergleich: An Land, also onshore, sind derzeit in Europa Windturbinen mit insgesamt 65.000 Megawatt in Betrieb. Das entspricht der Leistung von 65 Atomkraftwerken.
Die bescheidenen 1500 Megawatt auf See machen deutlich: Offshore hatte bisher sehr viel Gegenwind. In der Nord- und Ostsee lässt die Energiewende immer noch auf sich warten. Dabei werden seit Jahren auch in Deutschland große Hoffnungen geweckt und Pläne geschmiedet, doch erst jetzt wird mit dem Bau des allerersten kommerziellen Windparks auf See begonnen - BARD Offshore 1.
BARD Offshore 1 liegt 90 Kilometer nordwestlich vor Borkum. Die Vorbereitungen dazu laufen auf Hochtouren. In Cuxhaven schweißen Arbeiter gigantische Windmühlenfundamente zusammen, Stützkreuze auf drei Röhrenbeinen mit fast 500 Tonnen Gewicht. Die werden in den Meeresgrund gerammt und bieten den 90 Meter hohen Windmühlen Halt. Fast 200 Millionen Euro hat BARD Engineering aus Bremen in seinen Cuxhavener Standort investiert, doch das größte Werk der BARD-Gruppe steht im ostfriesischen Emden. Hier entstehen Getriebegondeln, die Stromtechnik sowie die Rotorblätter. Alles also, was im 40 Meter tiefen Wasser auf den Stützfundamenten stehen wird.
Andreas Kölling von BARD steht im Emder Werk, hinter ihm liegt ein fertiges Rotorblatt - und obwohl es liegt, ist es immer noch sechs Meter hoch.
" "Wir stehen vor dem Blattanschluss, dieser Blattanschluss ist der Übergang zwischen dem aerodynamischen Teil des Flügels hin zur Nabe. Dieser Übergang ist nicht einfach herzustellen, wir machen's aber selber, und im Gegensatz zu dem Blatt ist dieser Teil aus einzelnen Fäden gewickelt, einzelnen Glasfasern, und dann mit Acrylharz verbunden, während dieser Teil des Flügels, der hintere Teil sozusagen, aus Glasfasermatten und entsprechendem Harz besteht."
Das dicke Ende eines Rotorblatts: Links ist eine große runde Öffnung, umgeben von 99 Schrauben der Stärke M42. Diese Schrauben verbinden später den Rotor mit der Nabe, halten die mächtigen Flügel im Wind. Immer drei solcher Rotorblätter entstehen hier gleichzeitig nebeneinander. Auf Gerüsten stehen Arbeiter, tragen Mundschutz und schleifen die graue Oberfläche glatt. Ein Rotorflügel wiegt 30 Tonnen, misst sechs Meter an der dicksten Stelle. Das andere Ende ist siebzig Meter von Andreas Kölling entfernt, dort ist es noch knapp einen Meter stark. Drei solcher Giganten drehen sich später an einer Windturbine. Durchmesser 120 Meter - Fußballfeldlänge.
"Das ist nicht mehr auf der Straße zu transportieren, sondern da muss man eine Infrastruktur haben, die es einem ermöglicht, direkt aufs Wasser zu gehen, und das haben wir hier, wir können hier direkt über die Kaikante verladen."
Doch noch ist es nicht so weit. Die vorproduzierten Rotorblätter liegen in riesigen Hochregalen zwischen den Werkhallen, warten auf ihren Transport und Einsatz auf See.
BARD hat ein eigenes Spezialschiff in Auftrag gegeben. Es kann vier hydraulische Beine ausfahren, sich so fest auf den Meeresboden stellen und siebzig Meter aus dem Wasser erheben. Der Kran darauf hievt 500 Tonnen, kann schwere Getriebegondeln oben auf den Windmühlenturm setzen. Solche Arbeiten sind nur im Sommer möglich, wenn die See ruhig ist. Jetzt, im Juli, setzt BARD die ersten Fundamente ins Wasser.
So gewaltig wie die Dimensionen der Windräder sind auch die Baukosten der Windkraftwerke auf See. Doch genau, sagt Geschäftsführer Heiko Roß im Firmensitz in Bremen, lasse sich das noch gar nicht beziffern:
"Es ist eigentlich schwer, für ein Kraftwerk Investitionsvolumen zu nennen, das draußen noch gar nicht steht. Wir sehen derzeit im Offshorebereich in Wassertiefen 30, 40 Meter spezifische Investitionskosten, die liegen bei 3,5 Millionen Euro je Megawatt. Mit einem dicken Daumen: ein 400-Megawatt-Windkraftwerk zwischen 1,4 und 1,6 Milliarden Euro."
Die fast ausschließlich kreditfinanziert sind. Zurückgezahlt werden die Darlehen aus den Einspeisevergütungen für Windstrom. Und die "Wetteraussichten" sind gut: Auf See versprechen sich die Windmüller doppelt so viele Stunden mit starkem Wind wie auf dem Land, um die 4.000 im Jahr. Also auch etwa doppelt so viel Ertrag. Seit 2003 laufen die Vorbereitungen, erzählt Geschäftsführer Heiko Roß.
"Damals haben wir gesagt: Okay, wir kaufen Windkraftanlagen und Fundamente und lassen errichten - wir haben festgestellt, dass damals Lösungen nicht vorhanden waren, und haben deshalb eigene Lösungen entwickelt, und so stehen wir heute da, haben ein komplettes System für die Errichtung von Offshorewindkraftwerken und sind eigentlich auch ganz stolz auf das, was wir geleistet haben."
Für insgesamt elf Nordsee-Windparks hat BARD bislang Anträge gestellt, acht in Deutschland, drei in den Niederlanden. Roß:
"Wir wollen ab 2010 ein Kraftwerksprojekt pro Jahr errichten mit achtzig Windkraftanlagen, 5 Megawatt-, 6,5 Megawatt-Anlagen pro Jahr"
Strom für etwa 500.000 Haushalte!
"Und wir werden bis Ende 2010 unsere Mitarbeiterzahl von derzeit circa achthundertfünfzig auf circa zweitausend bis Ende 2010 hochfahren. Offshorewindkraft ist der Jobmotor da draußen."
Ende September möchte BARD den ersten Windstrom einspeisen. Ab dann sollen die hohen Kosten wieder reinkommen.
BARD Offshore 1 ist eine große Ausnahme, denn in Deutschland wird die Windenergie auf hoher See bisher nicht genutzt. Dafür gibt es Gründe. Den ersten nennt Fritz Vahrenholt, Vorstandschef von RWE-Innogy:
"Hier in England können Sie in zehn Kilometer Entfernung in zehn Meter Wassertiefe die Offshorewindparks bauen. Dadurch werden sie viel kostengünstiger und einfacher. In Deutschland müssen wir 60 oder 80 Kilometer vor die Küste gehen, 40 Meter tiefes Wasser, das macht es teuer und auch schwierig, das zu betreiben."
Und Fritz Vahrenholt erklärt auch gleich, woher der Gegenwind kommt:
"Tourismusverbände, die sagen, wir wollen das hier nicht vor der Haustür haben, Naturschutzverbände protestieren massiv dagegen, wenn wir nur in die Nähe der Küste kommen, weil die sagen, da ist ne hohe Vogelpopulation, also müsst ihr möglichst weit raus, wir wollen euch gar nicht sehen."
Hinzu kommt: Windparks in der deutschen Nord- und Ostsee rechneten sich bis Ende letzten Jahres nicht wirklich. Denn die Einspeisevergütung, welche ein Windmüller auf See erhält, betrug nur 9,1 Cent pro Kilowattstunde. Erst Anfang des Jahres wurde hier nachgebessert - und zwar kräftig. Jetzt werden 15 Cent garantiert. Hermann Albers, Präsident des Bundesverbandes Windenergie, kommentiert das so:
"Insofern darf sich die Politik nicht wundern, dass dieser Markt nicht angesprungen ist: Wir hatten schlicht nicht die Instrumente."
Deshalb mussten vor allem nicht-konzerngebundene Investoren ihre hochfliegenden Pläne für Offshorewindparks wieder und wieder verschieben. Ungeklärt war lange Zeit auch, wer eigentlich den Anschluss der Windparks, die sogenannte Steckdose im Wasser, finanzieren muss. Bezahlen müssen dafür - das steht mittlerweile fest - die Stromkonzerne, in deren Versorgungsgebiet die Windparks entstehen. Das sind insbesondere E.ON an der Nordsee- und Vattenfall an der Ostseeküste. Und die verlangen für das teure Seekabel und die sogenannte Steckdose im Meer eine komplette Projektvorlage für einen Offshorewindpark, klagt Hermann Albers:
"Das heißt, sie müssen nicht nur die Baugenehmigung vorlegen, die haben wir ja in 20 Projekten in Deutschland tatsächlich vorliegen, sondern sie müssen die komplette Finanzierung und die Festbestellung der Anlagen vorweisen. Diese wiederum wird gerade heute in der Finanzkrise der Banken davon abhängig gemacht, dass sie den Netzanschluss sichern können. Jetzt haben sie fast die Situation: arbeitslos, weil keine Wohnung und keine Wohnung, weil arbeitslos. Das ist die Situation der deutschen Offshorewirtschaft, und ich fürchte, sie wird weiter zu Hemmnissen führen. Deswegen sagen wir weiterhin: Die Entwicklung wird langsamer kommen, als sie allgemein erwartet wird."
Die Probleme der nicht-konzerngebundenen Investoren nutzen die etablierten Energiekonzerne wie E.ON oder RWE nun aus. Jetzt schlägt ihre große Stunde. Jahrelang haben sie die Windenergie arrogant belächelt und das Geschäft Branchenfremden überlassen: Landwirten oder Rechtsanwälten, Ärzten und vielen anderen Kapitalanlegern, die in Windparks an Land investierten. Aufgewacht sind E.ON, RWE und Co erst, als ihnen diese zumindest grün angehauchten Stromerzeuger mehr als zehn Prozent Marktanteil abgenommen hatten. Auch RWE ist spät dran. Beim größten deutschen Stromkonzern liegt der Anteil der erneuerbaren Energien gerade mal bei 3,4 Prozent. Im Bundesdurchschnitt sind es aber gut 15 Prozent! E.ON kommt dem mit 13 Prozent immerhin recht nahe.
Nun heißt es aufholen. Und die Finanzkrise hilft dabei: Denn während die Erbauer der nicht-konzerngebundenen Windparks derzeit Probleme haben, den Banken Milliardenkredite für Windparks auf See abzuringen, können E.ON oder auch RWE auf ihre stabilen Erträge aus der Atomenergie und den Kohlekraftwerken zurückgreifen. Die stecken sie jetzt zumindest zum Teil in erneuerbare Energien. Und so heißt das Motto bei RWE: Klotzen statt kleckern, wie das für die Konzernstrategie zuständige Vorstandsmitglied Leonhard Birnbaum versichert:
"Wir reden bei solchen Windparks von Milliardeninvestitionen. Ein Beispiel: Unser Nordsee-1-Windpark wird deutlich über zwei Milliarden Euro kosten, das heißt, wir reden hier über großindustrielle Projekte und nicht mehr über einzelne kleine Windräder."
Mit solchen Investitionen will RWE bei den erneuerbaren Energien bis 2020 unter die Top Fünf in Europa kommen. Dann sollen 20 Prozent des RWE-Stroms "auf erneuerbaren Füßen stehen", wie Fritz Vahrenholt sagt - und der Großteil davon wird in Windturbinen erzeugt:
"Die Windenergie ist der wichtigste, weil auch heute schon preiswerteste Energieträger der Erneuerbaren. Wir werden etwa 70 Prozent der Investitionen in Windenergie, allerdings onshore aber auch auf der See, investieren, dann werden wir 15 Prozent in Biomasse stecken, zehn Prozent in Wasserkraft und den Rest in neue Technologien. So wird das Portfolio aussehen."
So wie RWE geht es auch E.ON. E.ON will bis 2030 den Anteil der Erneuerbaren beim Strommix auf 36 Prozent erhöhen und damit fast verdreifachen. Alle großen Energiekonzerne stürzen sich auf die Windenergie, denn sie stehen unter Druck. Der Druck kommt vom europäischen Emissionshandelssystem.
Ab 2013 müssen die Stromerzeuger für jede Tonne des Treibhausgases CO2, die sie in die Luft blasen, ein Emissionszertifikat kaufen. Momentan kostet so ein Zertifikat an der Leipziger Strombörse etwas über 13 Euro. Doch bei dem Preis wird es nicht bleiben.
Für einen Konzern wie RWE, der derzeit noch 55 Prozent seines Stroms in Stein- und Braunkohlekraftwerken erzeugt, eine tödliche Gefahr.
Im letzten Jahr produzierte allein RWE 172 Millionen Tonnen CO2. Bliebe es bei dieser Menge und - was eher unwahrscheinlich ist - auch beim Preis von 13 Euro je CO2-Zertifikat, müsste allein RWE 2,2 Milliarden Euro zahlen - wohlgemerkt pro Jahr!
Deshalb zählt schon jetzt jede Tonne CO2, die vermieden werden kann. Und die preiswerteste Möglichkeit, möglichst schnell möglichst große C02-freie Erzeugungskapazitäten zu schaffen, ist die Windkraft. Deshalb kommen die britischen Stromnöte den deutschen Energiekonzernen wie gerufen. Denn weil die Not so groß ist, werden RWE, E.ON und Co geradezu eingeladen, die künftigen britischen Versorgungsengpässe beim Strom zu lindern: durch weniger Auflagen, was die Entfernung der Windparks von der Küste betrifft, und manche Vergünstigung mehr. Deshalb entstehen die Windparks derzeit eher im englischen als im deutschen Teil der Nordsee, rechnet Fritz Vahrenholt von RWE Innogy vor:
"Ich will es mal umsetzen in die Kosten der Kilowattstunde: Wenn sie alle Kosten in Deutschland zusammenrechnen einschließlich Leitungskosten, dann kommen sie auf 18 Cent pro KWh. Das ist ein hoher Preis! In England kommen sie mit 12-13 Cent aus. Das ist schon ein Unterschied!"
Keinen Unterschied macht es hingegen, wo das CO2 eingespart wird. Da der Emissionshandel auf europäischer Ebene funktioniert, ist es für die CO2-Bilanz von RWE egal, ob der Windpark in Schottland oder Ostfriesland gebaut wird, bestätigt auch Vahrenholt:
"Wir haben ein europäisches Zertifikatesystem. Wir investieren nicht in den USA! Wir investieren in Spanien, Rumänien, England, und das hilft dem Konzern genau so, ob das CO2 in England vermieden wird oder in Spanien."
Hinzu kommt: Durch den Emissionshandel wird Kohlestrom tendenziell teurer, der CO2-freie Windstrom dagegen immer konkurrenzfähiger. Auch deshalb kann Fritz Vahrenholt mit Blick auf die jährlichen Investitionen allein bei RWE versichern:
"Also eine Milliarde und Alibi - das, glaube ich, verbietet sich von selbst. Das ist kein Windowdressing, kein Greenwashing, denn bei Innogy müssen wir natürlich auch die Renditekriterien des Konzerns einhalten. Wir müssen natürlich auch unsere Kapitalkosten verdienen. Ein Feigenblatt sind wir nicht."
Es geht also ums Geschäft, um Milliardeninvestitionen und die Frage, wie schnell diese Investitionen wieder hereinkommen. Ein Konzern muss so kalkulieren, und deshalb spricht beim Bau von Offshorewindparks im Moment mehr für Großbritannien als für Deutschland.
Ginge es nach der Bundesregierung, sollen bis 2030 in Deutschland aber insgesamt 25.000 Megawatt Windleistung in der Nord- und Ostsee entstehen. Die geschätzten Kosten: 50 Milliarden Euro. Damit könnten dann 15 Prozent des gesamten Stromverbrauchs abgedeckt werden. Doch Fritz Vahrenholt setzt die Prognosen deutlich tiefer an:
"Wenn wir gut sind, werden wir in den nächsten fünf Jahren 3000 Megawatt offshore machen, das ist dann eine gute Zahl. Wir wollen als RWE ein Drittel davon errichten. Das werden wir auch tun, aber darüber hinaus wird es dann sehr schwierig, weil der Strom muss ja auch weg, der muss ins Hinterland, und bis diese Leitungen gebaut werden, da habe ich große Fragezeichen."
Volle Kraft voraus - das ist das Motto für RWE-Strategievorstand Leonhard Birnbaum, während er mit einer Hand Halt sucht auf dem schnellen Katamaran, der auf die raue und windige See hinaus braust. Kurs: Offshorewindpark Rhyl Flats vor der walisischen Nordküste. Eine knappe halbe Stunde braucht das schnelle Motorboot für die fünf Seemeilen, dann sind die gelben 80 Meter hohen Pfeiler erreicht, auf deren Spitze die Windturbinen installiert werden. Zusammen mit dem 55 Meter langen Rotorblatt kommt so eine Windturbine auf 134 Meter Gesamthöhe. Ende des Jahres soll Rhyl Flats in Betrieb gehen. Dann kann dieser Windpark 61.000 Haushalte versorgen. Damit ist Rhyl Flats aber immer noch relativ klein, erläutert Leonhard Birnbaum:
"Da muss ich kurz rechnen: Wir haben hier 90 Megawatt. Nur zum Vergleich die nächsten Windparks mit Nordsee-Ost 280 Megawatt, Innogy Nordsee 1 über 500 Megawatt, Gwynt y Môr deutlich über 500 Megawatt - das ist hier die nächste Stufe von Offshorewindparks, aber bei Weitem noch nicht das größte, was wir bauen werden."
Und auch nicht das größte, das andere bauen werden. Beispiel London Array. So heißt der größte Windpark der Welt im Mündungsdelta der Themse. Auch hier ist der Startschuss gefallen. 2,2 Milliarden Euro werden hier verbaut, 30 Prozent davon entfallen auf den Düsseldorfer E.ON-Konzern. Mit einer Leistung von 1000 Megawatt, das entspricht einem großen Atomkraftwerk, wird London Array ab 2012 ein Viertel des Strombedarfs von London abdecken können.
Am Thema Windenergie kommt Großbritannien nicht mehr vorbei, denn das Land steckt in der Klemme.
"Die Engländer wissen, ihnen geht das Gas aus. Sie haben nur zwei Chancen hier Strom zu erzeugen: Das ist Kernenergie, das ist Windenergie. Mehr haben die nicht", "
erklärt Fritz Vahrenholt, Chef der vor gut einem Jahr gegründeten RWE-Tochter Innogy. Mit RWE-Innogy steigt der größte deutsche Stromkonzern derzeit massiv in das Geschäft mit erneuerbaren Energien ein - auch in England, nach Deutschland der zweitwichtigste Markt für RWE. Dort werden bis 2016 viele alte dreckige Kohlekraftwerke vom Netz gehen. Das ist per Gesetz beschlossen. Doch beim Bau von Ersatzkapazitäten haben die Regierung in London und die britischen Stromversorger viel zu lange die Hände in den Schoß gelegt. Jetzt soll das Versäumte nachgeholt werden, weshalb E.ON, RWE & Co auf der Insel, aber auch in Belgien oder den Niederlanden hochwillkommene Investoren sind.
Insgesamt sind vor europäischen Küsten bis 2020 Windparks mit einer Leistung von 40.000 Megawatt geplant. Derzeit sind offshore gerade mal 1500 MW installiert.
Zum Vergleich: An Land, also onshore, sind derzeit in Europa Windturbinen mit insgesamt 65.000 Megawatt in Betrieb. Das entspricht der Leistung von 65 Atomkraftwerken.
Die bescheidenen 1500 Megawatt auf See machen deutlich: Offshore hatte bisher sehr viel Gegenwind. In der Nord- und Ostsee lässt die Energiewende immer noch auf sich warten. Dabei werden seit Jahren auch in Deutschland große Hoffnungen geweckt und Pläne geschmiedet, doch erst jetzt wird mit dem Bau des allerersten kommerziellen Windparks auf See begonnen - BARD Offshore 1.
BARD Offshore 1 liegt 90 Kilometer nordwestlich vor Borkum. Die Vorbereitungen dazu laufen auf Hochtouren. In Cuxhaven schweißen Arbeiter gigantische Windmühlenfundamente zusammen, Stützkreuze auf drei Röhrenbeinen mit fast 500 Tonnen Gewicht. Die werden in den Meeresgrund gerammt und bieten den 90 Meter hohen Windmühlen Halt. Fast 200 Millionen Euro hat BARD Engineering aus Bremen in seinen Cuxhavener Standort investiert, doch das größte Werk der BARD-Gruppe steht im ostfriesischen Emden. Hier entstehen Getriebegondeln, die Stromtechnik sowie die Rotorblätter. Alles also, was im 40 Meter tiefen Wasser auf den Stützfundamenten stehen wird.
Andreas Kölling von BARD steht im Emder Werk, hinter ihm liegt ein fertiges Rotorblatt - und obwohl es liegt, ist es immer noch sechs Meter hoch.
" "Wir stehen vor dem Blattanschluss, dieser Blattanschluss ist der Übergang zwischen dem aerodynamischen Teil des Flügels hin zur Nabe. Dieser Übergang ist nicht einfach herzustellen, wir machen's aber selber, und im Gegensatz zu dem Blatt ist dieser Teil aus einzelnen Fäden gewickelt, einzelnen Glasfasern, und dann mit Acrylharz verbunden, während dieser Teil des Flügels, der hintere Teil sozusagen, aus Glasfasermatten und entsprechendem Harz besteht."
Das dicke Ende eines Rotorblatts: Links ist eine große runde Öffnung, umgeben von 99 Schrauben der Stärke M42. Diese Schrauben verbinden später den Rotor mit der Nabe, halten die mächtigen Flügel im Wind. Immer drei solcher Rotorblätter entstehen hier gleichzeitig nebeneinander. Auf Gerüsten stehen Arbeiter, tragen Mundschutz und schleifen die graue Oberfläche glatt. Ein Rotorflügel wiegt 30 Tonnen, misst sechs Meter an der dicksten Stelle. Das andere Ende ist siebzig Meter von Andreas Kölling entfernt, dort ist es noch knapp einen Meter stark. Drei solcher Giganten drehen sich später an einer Windturbine. Durchmesser 120 Meter - Fußballfeldlänge.
"Das ist nicht mehr auf der Straße zu transportieren, sondern da muss man eine Infrastruktur haben, die es einem ermöglicht, direkt aufs Wasser zu gehen, und das haben wir hier, wir können hier direkt über die Kaikante verladen."
Doch noch ist es nicht so weit. Die vorproduzierten Rotorblätter liegen in riesigen Hochregalen zwischen den Werkhallen, warten auf ihren Transport und Einsatz auf See.
BARD hat ein eigenes Spezialschiff in Auftrag gegeben. Es kann vier hydraulische Beine ausfahren, sich so fest auf den Meeresboden stellen und siebzig Meter aus dem Wasser erheben. Der Kran darauf hievt 500 Tonnen, kann schwere Getriebegondeln oben auf den Windmühlenturm setzen. Solche Arbeiten sind nur im Sommer möglich, wenn die See ruhig ist. Jetzt, im Juli, setzt BARD die ersten Fundamente ins Wasser.
So gewaltig wie die Dimensionen der Windräder sind auch die Baukosten der Windkraftwerke auf See. Doch genau, sagt Geschäftsführer Heiko Roß im Firmensitz in Bremen, lasse sich das noch gar nicht beziffern:
"Es ist eigentlich schwer, für ein Kraftwerk Investitionsvolumen zu nennen, das draußen noch gar nicht steht. Wir sehen derzeit im Offshorebereich in Wassertiefen 30, 40 Meter spezifische Investitionskosten, die liegen bei 3,5 Millionen Euro je Megawatt. Mit einem dicken Daumen: ein 400-Megawatt-Windkraftwerk zwischen 1,4 und 1,6 Milliarden Euro."
Die fast ausschließlich kreditfinanziert sind. Zurückgezahlt werden die Darlehen aus den Einspeisevergütungen für Windstrom. Und die "Wetteraussichten" sind gut: Auf See versprechen sich die Windmüller doppelt so viele Stunden mit starkem Wind wie auf dem Land, um die 4.000 im Jahr. Also auch etwa doppelt so viel Ertrag. Seit 2003 laufen die Vorbereitungen, erzählt Geschäftsführer Heiko Roß.
"Damals haben wir gesagt: Okay, wir kaufen Windkraftanlagen und Fundamente und lassen errichten - wir haben festgestellt, dass damals Lösungen nicht vorhanden waren, und haben deshalb eigene Lösungen entwickelt, und so stehen wir heute da, haben ein komplettes System für die Errichtung von Offshorewindkraftwerken und sind eigentlich auch ganz stolz auf das, was wir geleistet haben."
Für insgesamt elf Nordsee-Windparks hat BARD bislang Anträge gestellt, acht in Deutschland, drei in den Niederlanden. Roß:
"Wir wollen ab 2010 ein Kraftwerksprojekt pro Jahr errichten mit achtzig Windkraftanlagen, 5 Megawatt-, 6,5 Megawatt-Anlagen pro Jahr"
Strom für etwa 500.000 Haushalte!
"Und wir werden bis Ende 2010 unsere Mitarbeiterzahl von derzeit circa achthundertfünfzig auf circa zweitausend bis Ende 2010 hochfahren. Offshorewindkraft ist der Jobmotor da draußen."
Ende September möchte BARD den ersten Windstrom einspeisen. Ab dann sollen die hohen Kosten wieder reinkommen.
BARD Offshore 1 ist eine große Ausnahme, denn in Deutschland wird die Windenergie auf hoher See bisher nicht genutzt. Dafür gibt es Gründe. Den ersten nennt Fritz Vahrenholt, Vorstandschef von RWE-Innogy:
"Hier in England können Sie in zehn Kilometer Entfernung in zehn Meter Wassertiefe die Offshorewindparks bauen. Dadurch werden sie viel kostengünstiger und einfacher. In Deutschland müssen wir 60 oder 80 Kilometer vor die Küste gehen, 40 Meter tiefes Wasser, das macht es teuer und auch schwierig, das zu betreiben."
Und Fritz Vahrenholt erklärt auch gleich, woher der Gegenwind kommt:
"Tourismusverbände, die sagen, wir wollen das hier nicht vor der Haustür haben, Naturschutzverbände protestieren massiv dagegen, wenn wir nur in die Nähe der Küste kommen, weil die sagen, da ist ne hohe Vogelpopulation, also müsst ihr möglichst weit raus, wir wollen euch gar nicht sehen."
Hinzu kommt: Windparks in der deutschen Nord- und Ostsee rechneten sich bis Ende letzten Jahres nicht wirklich. Denn die Einspeisevergütung, welche ein Windmüller auf See erhält, betrug nur 9,1 Cent pro Kilowattstunde. Erst Anfang des Jahres wurde hier nachgebessert - und zwar kräftig. Jetzt werden 15 Cent garantiert. Hermann Albers, Präsident des Bundesverbandes Windenergie, kommentiert das so:
"Insofern darf sich die Politik nicht wundern, dass dieser Markt nicht angesprungen ist: Wir hatten schlicht nicht die Instrumente."
Deshalb mussten vor allem nicht-konzerngebundene Investoren ihre hochfliegenden Pläne für Offshorewindparks wieder und wieder verschieben. Ungeklärt war lange Zeit auch, wer eigentlich den Anschluss der Windparks, die sogenannte Steckdose im Wasser, finanzieren muss. Bezahlen müssen dafür - das steht mittlerweile fest - die Stromkonzerne, in deren Versorgungsgebiet die Windparks entstehen. Das sind insbesondere E.ON an der Nordsee- und Vattenfall an der Ostseeküste. Und die verlangen für das teure Seekabel und die sogenannte Steckdose im Meer eine komplette Projektvorlage für einen Offshorewindpark, klagt Hermann Albers:
"Das heißt, sie müssen nicht nur die Baugenehmigung vorlegen, die haben wir ja in 20 Projekten in Deutschland tatsächlich vorliegen, sondern sie müssen die komplette Finanzierung und die Festbestellung der Anlagen vorweisen. Diese wiederum wird gerade heute in der Finanzkrise der Banken davon abhängig gemacht, dass sie den Netzanschluss sichern können. Jetzt haben sie fast die Situation: arbeitslos, weil keine Wohnung und keine Wohnung, weil arbeitslos. Das ist die Situation der deutschen Offshorewirtschaft, und ich fürchte, sie wird weiter zu Hemmnissen führen. Deswegen sagen wir weiterhin: Die Entwicklung wird langsamer kommen, als sie allgemein erwartet wird."
Die Probleme der nicht-konzerngebundenen Investoren nutzen die etablierten Energiekonzerne wie E.ON oder RWE nun aus. Jetzt schlägt ihre große Stunde. Jahrelang haben sie die Windenergie arrogant belächelt und das Geschäft Branchenfremden überlassen: Landwirten oder Rechtsanwälten, Ärzten und vielen anderen Kapitalanlegern, die in Windparks an Land investierten. Aufgewacht sind E.ON, RWE und Co erst, als ihnen diese zumindest grün angehauchten Stromerzeuger mehr als zehn Prozent Marktanteil abgenommen hatten. Auch RWE ist spät dran. Beim größten deutschen Stromkonzern liegt der Anteil der erneuerbaren Energien gerade mal bei 3,4 Prozent. Im Bundesdurchschnitt sind es aber gut 15 Prozent! E.ON kommt dem mit 13 Prozent immerhin recht nahe.
Nun heißt es aufholen. Und die Finanzkrise hilft dabei: Denn während die Erbauer der nicht-konzerngebundenen Windparks derzeit Probleme haben, den Banken Milliardenkredite für Windparks auf See abzuringen, können E.ON oder auch RWE auf ihre stabilen Erträge aus der Atomenergie und den Kohlekraftwerken zurückgreifen. Die stecken sie jetzt zumindest zum Teil in erneuerbare Energien. Und so heißt das Motto bei RWE: Klotzen statt kleckern, wie das für die Konzernstrategie zuständige Vorstandsmitglied Leonhard Birnbaum versichert:
"Wir reden bei solchen Windparks von Milliardeninvestitionen. Ein Beispiel: Unser Nordsee-1-Windpark wird deutlich über zwei Milliarden Euro kosten, das heißt, wir reden hier über großindustrielle Projekte und nicht mehr über einzelne kleine Windräder."
Mit solchen Investitionen will RWE bei den erneuerbaren Energien bis 2020 unter die Top Fünf in Europa kommen. Dann sollen 20 Prozent des RWE-Stroms "auf erneuerbaren Füßen stehen", wie Fritz Vahrenholt sagt - und der Großteil davon wird in Windturbinen erzeugt:
"Die Windenergie ist der wichtigste, weil auch heute schon preiswerteste Energieträger der Erneuerbaren. Wir werden etwa 70 Prozent der Investitionen in Windenergie, allerdings onshore aber auch auf der See, investieren, dann werden wir 15 Prozent in Biomasse stecken, zehn Prozent in Wasserkraft und den Rest in neue Technologien. So wird das Portfolio aussehen."
So wie RWE geht es auch E.ON. E.ON will bis 2030 den Anteil der Erneuerbaren beim Strommix auf 36 Prozent erhöhen und damit fast verdreifachen. Alle großen Energiekonzerne stürzen sich auf die Windenergie, denn sie stehen unter Druck. Der Druck kommt vom europäischen Emissionshandelssystem.
Ab 2013 müssen die Stromerzeuger für jede Tonne des Treibhausgases CO2, die sie in die Luft blasen, ein Emissionszertifikat kaufen. Momentan kostet so ein Zertifikat an der Leipziger Strombörse etwas über 13 Euro. Doch bei dem Preis wird es nicht bleiben.
Für einen Konzern wie RWE, der derzeit noch 55 Prozent seines Stroms in Stein- und Braunkohlekraftwerken erzeugt, eine tödliche Gefahr.
Im letzten Jahr produzierte allein RWE 172 Millionen Tonnen CO2. Bliebe es bei dieser Menge und - was eher unwahrscheinlich ist - auch beim Preis von 13 Euro je CO2-Zertifikat, müsste allein RWE 2,2 Milliarden Euro zahlen - wohlgemerkt pro Jahr!
Deshalb zählt schon jetzt jede Tonne CO2, die vermieden werden kann. Und die preiswerteste Möglichkeit, möglichst schnell möglichst große C02-freie Erzeugungskapazitäten zu schaffen, ist die Windkraft. Deshalb kommen die britischen Stromnöte den deutschen Energiekonzernen wie gerufen. Denn weil die Not so groß ist, werden RWE, E.ON und Co geradezu eingeladen, die künftigen britischen Versorgungsengpässe beim Strom zu lindern: durch weniger Auflagen, was die Entfernung der Windparks von der Küste betrifft, und manche Vergünstigung mehr. Deshalb entstehen die Windparks derzeit eher im englischen als im deutschen Teil der Nordsee, rechnet Fritz Vahrenholt von RWE Innogy vor:
"Ich will es mal umsetzen in die Kosten der Kilowattstunde: Wenn sie alle Kosten in Deutschland zusammenrechnen einschließlich Leitungskosten, dann kommen sie auf 18 Cent pro KWh. Das ist ein hoher Preis! In England kommen sie mit 12-13 Cent aus. Das ist schon ein Unterschied!"
Keinen Unterschied macht es hingegen, wo das CO2 eingespart wird. Da der Emissionshandel auf europäischer Ebene funktioniert, ist es für die CO2-Bilanz von RWE egal, ob der Windpark in Schottland oder Ostfriesland gebaut wird, bestätigt auch Vahrenholt:
"Wir haben ein europäisches Zertifikatesystem. Wir investieren nicht in den USA! Wir investieren in Spanien, Rumänien, England, und das hilft dem Konzern genau so, ob das CO2 in England vermieden wird oder in Spanien."
Hinzu kommt: Durch den Emissionshandel wird Kohlestrom tendenziell teurer, der CO2-freie Windstrom dagegen immer konkurrenzfähiger. Auch deshalb kann Fritz Vahrenholt mit Blick auf die jährlichen Investitionen allein bei RWE versichern:
"Also eine Milliarde und Alibi - das, glaube ich, verbietet sich von selbst. Das ist kein Windowdressing, kein Greenwashing, denn bei Innogy müssen wir natürlich auch die Renditekriterien des Konzerns einhalten. Wir müssen natürlich auch unsere Kapitalkosten verdienen. Ein Feigenblatt sind wir nicht."
Es geht also ums Geschäft, um Milliardeninvestitionen und die Frage, wie schnell diese Investitionen wieder hereinkommen. Ein Konzern muss so kalkulieren, und deshalb spricht beim Bau von Offshorewindparks im Moment mehr für Großbritannien als für Deutschland.
Ginge es nach der Bundesregierung, sollen bis 2030 in Deutschland aber insgesamt 25.000 Megawatt Windleistung in der Nord- und Ostsee entstehen. Die geschätzten Kosten: 50 Milliarden Euro. Damit könnten dann 15 Prozent des gesamten Stromverbrauchs abgedeckt werden. Doch Fritz Vahrenholt setzt die Prognosen deutlich tiefer an:
"Wenn wir gut sind, werden wir in den nächsten fünf Jahren 3000 Megawatt offshore machen, das ist dann eine gute Zahl. Wir wollen als RWE ein Drittel davon errichten. Das werden wir auch tun, aber darüber hinaus wird es dann sehr schwierig, weil der Strom muss ja auch weg, der muss ins Hinterland, und bis diese Leitungen gebaut werden, da habe ich große Fragezeichen."