Lage des OWP Trianel Windpark Borkum in der Deutschen Bucht
Der Trianel Windpark Borkum, ehemals Offshore-Windpark „Borkum West II“, ist ein Offshore-Windpark in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) in der südlichen Nordsee. Er wurde in zwei Phasen mit je 200MW errichtet. Die Anlagen der Phase1 sind seit 2015 in Betrieb; die Offshore-Bauarbeiten für Phase2 begannen im Herbst 2018 und wurden im Mai 2020 mit der Installation der letzten beiden Anlagen abgeschlossen.
Allgemeines
Der Offshore-Windpark befindet sich auf einer Fläche von 55,6 km² rund 45 km nördlich der Insel Borkum und 44 km nordwestlich der Insel Juist bei Wassertiefen von 25–35Metern.
2009 sicherte sich die Trianel die Rechte an dem Vorhaben. Aufgrund von Schwierigkeiten bei der Finanzierung im Rahmen der Finanzkrise ab 2007 wurde das Vorhaben in zwei Phasen geteilt.
Die Europäische Kommission förderte das Vorhaben im Rahmen des European Energy Programme for Recovery (EEPR) mit 42,71Mio.Euro.
Der TÜV Süd hat die Bewirtschaftung des Offshore-Windparks gemäß ISO 55001 zertifiziert.
Trianel Windpark Borkum I (Phase 1)
Am Offshore-Projekt beteiligen sich 34 kommunale und kommunalnahe Energieversorgungsunternehmen aus Deutschland, den Niederlanden, Österreich und der Schweiz unter Führung der Trianel. Im Jahr 2010 wurde die Investitionsentscheidung über 720Millionen Euro für die Errichtung von 40WEA des Typs Adwen AD5-116 (Bezeichnung bis 2016: Areva M5000, bis 2007: Multibrid 5000) getroffen. Jede WEA verfügt über eine Nennleistung von 5MW und einen Rotordurchmesser von 116m.
Für die erste Bauphase wurde im August 2011 eine Sicherheitszone für die Schifffahrt eingerichtet, damit zunächst 40WEA aufgestellt werden konnten. Diese sollten zunächst bis zum zweiten Quartal 2013 ans Netz gehen. Beim Rammen der Fundamente in den Meeresboden wurden Blasenschleier verwendet, um Schweinswale vor dem Baulärm zu schützen. Das Kranschiff Oleg Strashnov setzte die bei WeserWind in Bremerhaven gebauten Tripods auf die in den Meeresboden gerammten Gründungspfähle. Jeweils zwei dieser 60m hohen und bis zu 900t schweren Teile wurden vom KranschiffStanislav Yudun vom Offshore-Terminal der Bremer Logistic Group (BLG) in Bremerhaven abgeholt und zum rund 45km entfernten Baufeld gebracht. Ende Mai 2013 waren alle Tripods gesetzt, danach wurden die Windenergieanlagen vom niederländischen Eemshaven geholt und auf den Tripod-Fundamenten errichtet. Das vom britischen Unternehmen MPI gecharterte ErrichterschiffAdventure transportierte dabei jeweils die Komponenten für drei komplette Windenergieanlagen auf einer Tour vom Festland zum Baufeld und montierte sie auf die Tripods. Bis Februar 2014 war die Hälfte der Anlagen errichtet, Anfang Juni wurde gemeldet, dass alle 40WEA („BW1“ bis „BW40“) installiert seien.
Der erste rein kommunale Offshore-Windpark in der Nordsee produziert klimafreundlichen Strom für ca. 200.000 Haushalte im Jahr. Die Ertragsprognose für ein Betriebsjahr liegt bei über 4000Volllaststunden (d.h. gut 800GWh).
In den ersten zehn Jahren produzierte der Windpark über 6590 GWh. Seit Juli 2026 kann ein Teil der Leistung netzstabilisierend eingesetzt werden, indem 70 MW Leistung für den Regelenergiemarkt als negative Sekundärregelleistung zur Verfügung steht.
Die Phase 2 des Windparks umfasst 203,2 MW. Bis Ende 2016 liefen die EU-weiten Ausschreibungsverfahren für einzelne Gewerke wie beispielsweise die WEA, Fundamente oder interne Parkverkabelung. 2016erhielt Senvion den Zuschlag für die Lieferung von 32Turbinen. Die Leistung der WEA vom Typ Senvion 6.3M152 sind jeweils auf 6,35MW gesteigert. Der Wechsel des WEA-Typs mit erhöhter Nennleistung und vergrößertem Rotordurchmesser machte Änderungen der Planungsunterlagen erforderlich, die am 5.Oktober 2016 vom BSH genehmigt wurden.
Im April 2017 wurden die Investition von 800 Millionen Euro und der Bau offiziell beschlossen. Baubeginn war im Herbst 2018, die Inbetriebnahme sollte Ende 2019 erfolgen. Ende April 2019 wurde die Verlegung der Innerparkverkabelung mit der Anbindung an die vorher gesetzten 32 Monopile-Gründungsstrukturen abgeschlossen. Aufgrund der Insolvenz des Windkraftanlagenherstellers Senvion, die Verzögerungen bei Lieferung und Inbetriebnahme der WEAs nach sich zog, konnten bis Dezember 2019 nur die Hälfte der Anlagen errichtet und angeschlossen werden. Am 17.Mai 2020 wurde die letzte Anlage errichtet, die vollständige Inbetriebnahme erfolgte am 3.Juli 2020.
Der Windpark produziert jährlich Ökostrom für rund 200.000 Haushalte.
Beteiligungsstruktur in der Phase 2 (Stand: 7. April 2017):
Das Kranschiff Oleg Strashnov hob Mitte April 2013 die rund 2400 Tonnen schwere Umspannplattform („BW0“) von Alstom auf das bereits im Baufeld installierte Fundament. Der Netzanschluss aller 72WEA des gesamten Windparks erfolgt über diese zentrale Umspannplattform. Die Spannung wird hier von 33kV auf 155kV umgespannt und über etwa 7½km per DHÜ an die HGÜ-Konverter-Plattform DolWinalpha des ÜbertragungsnetzbetreibersTennet TSO geleitet. Die HGÜ-Leitung DolWin1 stellt die Verbindung über Norderney zum Festland her.
Durch Verzögerungen des Netzanschlusses bei dem verantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber Tennet wurde die erste Ausbaustufe des Windparks erst am 1.Februar 2015 in den Probebetrieb genommen. Die offizielle Inbetriebnahme fand im Juli 2015 statt.
Tripod-Fundamente im Trianel Windpark Borkum
Tripods werden schon seit längerem in der Öl- und Gas-Industrie eingesetzt. Auf eine Offshore-Windenergieanlage (OWEA) wirken jedoch andere Kräfte als auf eine schwere Ölplattform, und auch die Wassertiefen von mehr als 25m stellten eine Herausforderung dar. Das Fundament-Design wurde daraufhin von OWT – Offshore Wind Technologie auf die OWEA-Anforderungen angepasst und ein Tripod-Design speziell für OWEA entwickelt. Vor dem Einsatz im Trianel Windpark Borkum hatten sich die Tripods bereits 2008 im alpha-ventus-Projekt bewährt. Alpha ventus wurde als Testfeld für die Offshore-Nutzung von Windenergie geplant. Dadurch sollte eine breite Basis an Erfahrungen und Erkenntnissen für den Bau und Betrieb weiterer Offshore-Windparks gewonnen werden. Als erster kommerzieller Einsatz in größerem Maßstab wurden die Tripods dann für den Trianel Windpark Borkum eingeplant. Die Besonderheit des Tripods liegt in der Kombination aus der Überwasserstruktur einer Einpfahllösung (geringe exponierte Oberfläche, robustes Verhalten in Risikoszenarien, einfacher Übergang zur Turmseite, Fertigung vergleichbar Monopile und Turm) mit der Tragwirkung und -leistung einer aufgelösten Struktur. Der Einsatzbereich ist geometrisch bedingt auf die Größenordnung von mindestens 25m bis derzeit 50m Wassertiefe zu sehen. Nach dem Bau von Trianel Phase I und Global Tech One mit baugleichen Anlagen fand das Tripod-Konzept in der Nordsee keine Anwendung für Neuerrichtungen mehr, die zweite Phase von TWB und alle neueren Parks werden in Monopile-Bauweise errichtet.
Wirtschaftliche Auswirkungen
Der Trianel Windpark Borkum I konnte nach einem halben Jahr Stromproduktion mit einer technischen Verfügbarkeit von über 90 Prozent und einer Prognose von über 4000 Vollnutzungsstunden bis Jahresende die Erwartungen erfüllen. Die Verzögerung der Inbetriebnahme des Trianel Windpark Borkum II durch die Insolvenz des Windenergieanlagen-Herstellers Senvion beeinflusste die Einspeisevergütung des Windparks. Da zum Jahreswechsel 2019/2020 erst 16 der geplanten 32WEA errichtet wurden und die Einspeisevergütung im Jahr 2020 im Vergleich zum Vorjahr um einen Cent pro Kilowattstunde sank, ergaben sich wirtschaftliche Herausforderungen für das Projekt.
Wirtschaftliche Entwicklung
Gesellschafterstruktur und Investitionsvolumen
Am Trianel Windpark Borkum I beteiligten sich 33 kommunale und kommunalnahe Energieversorgungsunternehmen aus Deutschland, den Niederlanden, Österreich und der Schweiz unter Führung der Stadtwerke-Kooperation Trianel. Die Gesamtinvestition für den ersten Bauabschnitt belief sich auf rund eine Milliarde Euro.
Ursprünglich war der Bau des Windparks in zwei Ausbaustufen mit insgesamt 80 Windenergieanlagen und 400 Megawatt Gesamtleistung geplant. Realisiert wurde jedoch zunächst nur der erste Bauabschnitt mit 40 Anlagen und 200 Megawatt.
Verzögerungen und Mehrkosten
Die mehrfachen Verschiebungen des Netzanschlusses durch den Übertragungsnetzbetreiber Tennet führten zu erheblichen wirtschaftlichen Belastungen. Der Netzbetreiber kündigte im Verlauf des Jahres 2012 mehrfach Verschiebungen des Netzanschlusses an, sodass sich die Verzögerung innerhalb von fünf Monaten auf insgesamt zehn Monate summierte. In der Folge musste der Bauzeitplan gestreckt werden.
Den am Windpark beteiligten Stadtwerken und Trianel entstanden dadurch Mehrkosten im hohen zweistelligen Millionenbereich. Der neue Fertigstellungstermin wurde zunächst für das vierte Quartal 2013 angesetzt. Aufgrund der mehrmaligen Verzögerung des Netzanschlusses musste der Errichtungszeitplan für den Windpark um rund ein Jahr nach hinten verschoben werden.
Obwohl alle 40 Windkraftanlagen bis Juni 2014 errichtet waren, konnte der Windpark aufgrund des fehlenden Netzanschlusses zunächst keinen Strom einspeisen. Die erste Stromeinspeisung erfolgte erst am 1. Februar 2015 – über zwei Jahre später als ursprünglich geplant.
Kompensationszahlungen
Um einen Teil des entstandenen finanziellen Schadens zu decken, nahmen die am Windpark beteiligten Stadtwerke und Trianel die am 1. Januar 2013 in Kraft getretene Haftungsregelung für eine verspätete Netzanbindung in Anspruch. Danach werden 90 Prozent der entgangenen Einspeisevergütung vom Netzbetreiber Tennet entschädigt. Für den Trianel Windpark Borkum beliefen sich die Kompensationszahlungen auf einen mittleren zweistelligen Millionenbetrag.
Schadensersatzklage gegen Tennet
Die Trianel Windkraftwerk Borkum GmbH & Co. KG reichte am 23. Oktober 2012 beim Landgericht Bayreuth eine Schadensersatzklage gegen die Tennet ein. Die Schadensersatzforderung belief sich auf mindestens 144 Millionen Euro.
Neben der entgangenen Einspeisevergütung, für die bereits eine EEG-Kompensation von 90 Prozent gewährt wurde, forderte Trianel Ersatz für zusätzliche Kosten wie Zwischenlagerung von Komponenten, Umdisponierung gecharter Errichterschiffe und Dieseltreibstoff für Generatoren zur Versorgung der fertigen Windkraftanlagen.
Die Klage warf die Grundsatzfrage auf, ob Betreiber von Offshore-Windparks bei verzögerter Netzanbindung nach der Ende Dezember 2012 eingeführten Neuregelung nur Entschädigungen in Höhe von grundsätzlich 90 Prozent der EEG-Einspeisevergütung geltend machen können oder ob weitergehende Ansprüche auf Ersatz von Vermögensschäden bestehen.
Das Landgericht Bayreuth wies die Klage ab. Auch die Berufung beim Oberlandesgericht Bamberg blieb erfolglos. Im November 2018 lehnte der Bundesgerichtshof die Revision endgültig ab und entschied, dass Trianel gegenüber dem Netzbetreiber keine weitergehenden Schadensersatzansprüche geltend machen könne. Die Gerichte begründeten ihre Entscheidung damit, dass die bereits erhaltene EEG-Vergütung in Höhe von 294 Millionen Euro als ausreichender Ausgleich anzusehen sei.
Die Entscheidung gilt als richtungsweisend für weitere laufende Schadensersatzklagen zum Netzanschluss von Offshore-Windparks.
Auswirkungen auf beteiligte Stadtwerke
Der Offshore-Windpark Trianel Windpark Borkum I (TWB I) wurde von einer Vielzahl kommunaler Energieversorgungsunternehmen getragen, die sich im Rahmen der Trianel-Struktur an Planung, Finanzierung und Betrieb beteiligten. Bereits während der Realisierungsphase wurde öffentlich auf wirtschaftliche Auswirkungen für die beteiligten Stadtwerke hingewiesen.
Nach Angaben des Projektträgers führten Verzögerungen bei Errichtung und Netzanbindung dazu, dass zusätzliche Kosten in zweistelliger Millionenhöhe entstanden, die von den kommunalen Gesellschaftern vorzufinanzieren waren. Auch überregionale Wirtschaftsmedien berichteten, dass sich Bau und Inbetriebnahme des Windparks infolge von Problemen beim Netzanschluss erheblich verzögerten.
In den Jahren nach der Inbetriebnahme wiesen mehrere beteiligte Stadtwerke in ihren Geschäfts- und Jahresabschlüssen konkrete bilanzielle Folgen aus ihrer Beteiligung an TWB I aus. Insbesondere kleinere und mittelgroße kommunale Versorger nahmen außerplanmäßige Abschreibungen oder Wertberichtigungen vor.
So berichtete die Fuldaer Zeitung, dass die RhönEnergie Fulda im Geschäftsjahr 2020 eine außerplanmäßige Abschreibung in Höhe von 8,5Mio.Euro auf ihre Beteiligung an dem Offshore-Windpark vorgenommen habe. Diese Maßnahme habe maßgeblich zu einem deutlichen Rückgang des Ergebnisses vor Steuern beigetragen.
Bereits während der Bau- und Anschlussphase wurden bei einzelnen Stadtwerken wirtschaftliche Risiken öffentlich thematisiert. So erklärte der damalige kommunale Energieversorger ÜWAG (heute RhönEnergie Fulda) im Zusammenhang mit Verzögerungen beim Netzanschluss, dass kein weiteres Kapital in das Projekt eingebracht und keine zusätzlichen Haftungsrisiken übernommen würden. In der regionalen Berichterstattung wurden darüber hinaus mögliche wirtschaftliche Risiken aus der Beteiligung am Offshore-Projekt öffentlich diskutiert.
Auch andere kommunale Unternehmen dokumentierten wirtschaftliche Auswirkungen. Die Stadtwerke Georgsmarienhütte wiesen in ihrem Geschäftsbericht 2024 außerplanmäßige Abschreibungen auf Finanzanlagen im Zusammenhang mit der Beteiligung am Trianel Windpark Borkum I in Höhe von 1,8Mio.Euro aus. Zur Begründung wurden unter anderem erhöhte technische Risiken über die verbleibende Laufzeit sowie Unsicherheiten hinsichtlich der wirtschaftlichen Entwicklung nach dem Auslaufen der EEG-Förderung genannt; zugleich wurde erklärt, dass eine vollständige Rückzahlung der eingesetzten Kapitaleinlagen nicht mehr erwartet werde.
Die Stadtwerke Herne führten im Geschäftsbericht 2023 unter den Abschreibungen auf Finanzanlagen eine Abschreibung auf ein Darlehen an die Projektgesellschaft Trianel Windpark Borkum GmbH & Co. KG aus, die insbesondere für die Tilgungsjahre ab 2024 berücksichtigt wurde.
Auch in anderen Kommunen wurden wirtschaftliche Effekte öffentlich thematisiert. So berichtete der Münchner Merkur im Zusammenhang mit dem Jahresabschluss 2023 der Stadtwerke Dachau über einen erheblichen Abschreibungsbedarf auf Beteiligungen an den Offshore-Windparks Borkum I und Borkum II, der sich spürbar auf das Ergebnis der Stromsparte ausgewirkt habe.
Trotz der bilanziellen Belastungen hielten zahlreiche Stadtwerke an ihrem Engagement fest und verwiesen in öffentlichen Verlautbarungen und Geschäftsberichten auf die langfristige strategische Bedeutung der Offshore-Windenergie für die kommunale Energieversorgung und die Energiewende. Gleichzeitig zeigen die veröffentlichten Abschreibungen und Wertberichtigungen, dass sich die wirtschaftlichen Erwartungen einzelner kommunaler Gesellschafter im Fall des Trianel Windparks Borkum I nicht in dem ursprünglich angenommenen Umfang erfüllten und zum Teil gravierende negative Auswirkungen eintraten.
Gesellschafterstruktur beim zweiten Bauabschnitt
Für den zweiten Bauabschnitt (Trianel Windpark Borkum II) ergab sich eine deutlich veränderte Gesellschafterstruktur. An dem Projekt beteiligten sich die EWE AG mit einem Anteil von 37,5 Prozent und ein Joint Venture des Elektrizitätswerks der Stadt Zürich mit der Fontavis AG mit 24,51 Prozent. Die Stadtwerke-Kooperation Trianel hielt zusammen mit 17 deutschen Stadtwerken einen Anteil von 37,99 Prozent. Die Gesamtinvestition für den Offshore-Windpark TWB II belief sich auf rund 800 Millionen Euro.
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