Ende vergangenen Jahres hat das Erneuerbaren-Unternehmen Greengo Energy seine Pläne für den Energiepark "Megaton" im dänischen Ringkøbing (Nordsee) bekanntgegeben. Über eine Millionen Tonnen grüner Brennstoffe sollen dort hergestellt werden. Konkret geht es um die Wasserstoffderivate Ammoniak und E-Methanol. Der Standort verfügt über eine Elektrolyse-Kapazität von zwei Gigawatt. Insgesamt fließen acht Milliarden Euro in das Projekt.
Herr Degener, was ist das Besondere am "Megaton"-Projekt?
Die Region Ringköping, wo das Projekt entsteht, liegt sehr nahe am Meer. Dadurch können wir Offshore Wind und Onshore Wind mit Solarankraftwerken kombinieren und so ein relativ konstantes Erzeugungsprofil für erneuerbaren Strom über das Jahr hinweg erhalten. Wir erreichen hier einen Kapazitätsfaktor von bis zu 70 Prozent. Für unsist das eine Grundbedingung für den erfolgreichen Betrieb von großskaligen Elektrolyseuren. In Deutschland sollen Elektrolyseure oft nur die Produktionsspitzen verbrauchen. Da reden wir über Betriebszeiten von vielleicht 1000 Stunden im Jahr – im allerbesten Fall. In Ringkøbing planen wir mit mehr als 6000 Betriebsstunden pro Jahr. Elektrolyseure sind die wesentliche Investition bei solchen Großprojekten. Wenn die Anlagen nicht mindestens 70, 80 Prozent der Jahreszeit betrieben werden, sind diese Investitionen aus unserer Sicht nicht wirtschaftlich. Dadurch, dass wir die Erneuerbaren so kombinieren, brauchen wir aber weniger Kapazitäten und können auch auf Batteriespeicher verzichten. Diese würden die Investitionskosten natürlich massiv erhöhen – und damit auch die Wasserstoffderivate, die dabei erzeugt werden.
Gibt es in Deutschland auch Regionen, wo die Voraussetzungen ähnlich gut sind?
Wichtig ist hierbei, dass sich die Stromerzeugungsprofile ergänzen. Das ist grundsätzlich auch in Deutschland möglich. In Norddeutschland gibt es großes Potenzial für Offshore- und Onshore-Windanlagen. Nordostdeutschland bietet grundsätzlich auch sehr große Flächen, auf denen Solarenergie erzeugt werden kann. Bei "Megaton" sprechen wir über 4200 Hektar Land, auf denen Solar- und Windanalgen in unmittelbarer Nähe zu einer Elektrolyse-Anlage gebaut werden. Idealerweise brauchen wir dann natürlich auch Zugang zu einer Pipeline über den wir den Wasserstoff später auch transportieren könnten. Hinzu kommt ein Hochspannungsnetz und der Zugang zu einem Netzknoten, etwa ein Umspannwerk in entsprechender Größe. Wenn Sie wie in Dänemark Methanol herstellen, brauchen Sie natürlich auch noch CO2 aus klimaneutraler Produktion.
Das sind viele Voraussetzungen…
Ja, und hinzu kommt noch die Unterstützung der lokalen Gemeinde. Die Region Ringköping hat sich glücklicherweise schon vor Jahren auf die Fahnen geschrieben, dass sie die führende „grüne“ Gemeinde in Dänemark werden wollen. Ich bin sicher, dass solche Projekte auch in Deutschland möglich sind – aber es braucht eben diesen Support. GreenGo Energy ist ein dänisches Unternehmen, weshalb wir in Ringköping seit vielen Jahren gut vernetzt sind. Auch deshalb war die Unterstützung für das „Megaton“-Projekt sehr groß.
Nun wollen Sie also nach Deutschland expandieren?
Wir sind seit dem vierten Quartal letzten Jahres dabei, uns im deutschen Markt zu etablieren. Unser Geschäftsmodell ist traditionell die Entwicklung von subventionsfreien Solarparks in der Größenordnung ab 30 Megawatt aufwärts – im Idealfall dreistellig. Wir arbeiten mit sehr großen internationalen Investoren zusammen, die einen langfristigen Ansatzfür erneuerbare Infrastrukturen haben – wie etwa die Commerzbank-Tochter Commerz Real, Encavis oder CIP aus Kopenhagen. Mit diesen Unternehmen arbeiten wir seit Jahren eng zusammen und haben Rahmenverträge über ein Projektvolumen von bis zu 1.000 Megawatt abgeschlossen, die wir entwickeln. Diese Investoren steigen sehr frühzeitig ein. Das hat den großen Vorteil, dass, wenn der Pachtvertrag für eine Fläche gezeichnet wird, die Gesamtfinanzierung des Projektes bereits gesichert ist. So hat auch der Flächeneigentümer einen Anreiz, mit uns zu arbeiten.
Welche Aufgaben übernimmt GreenGo Energy?
Wir sind verantwortlich für die gesamte Projektentwicklung, das heißt die Zusammenarbeit mit den lokalen Behörden und Institutionen und die Zusammenarbeit mit den Netzgesellschaften. Am Ende stehen die Baugenehmigung und die Zusage für den Netzanschluss. Wir überwachen auch den Generalunternehmer in der Arbeit und beschaffen die Komponenten. Unsere Arbeit ist abgeschlossen, wenn das Projekt ins Stromnetz einspeist. Das nennen wir "360 Grad Development Service". Genau dieses, im großen Rahmen skalierbare, Geschäftsmodell wollen wir jetzt auch in Deutschland etablieren. Mit ambitionierten Zielen: In den nächsten fünf Jahren wollen wir zu den Top Ten der deutschen Entwickler zählen. 15 Gigawatt oder mehr sollen in Deutschland zu unserer Pipeline hinzukommen.
Worin unterscheiden sich der dänische und der deutsche Markt für Solarparks?
Wir beobachten in beiden Ländern einen großen Wettbewerb um Flächen. In Deutschland beschäftigen sich über 150 Projektentwickler mit Solar-Freiflächen. Die zweite große Herausforderung sind die Netzanschlüsse: der Ausbau der Netze sowohl in der Mittelspannung wie eben auch in der Hochspannung. Bei unseren Projekten sprechen wir überwiegend über die Hochspannung, die immer ein wenig hinter hinkt. In der Projektentwicklung erleben wir gerade ein starkes Momentum: Wir können relativ schnell unsere Projekte nach vorne bringen. Wir sind dann aber von den Behörden abhängig, aber eben auch von den Netzgesellschaften. Da besteht ein großer Engpass. Auch, weil diese Netzanschlüsse in der Vergangenheit nicht zielgerichtet und strategisch erfolgt sind.
Wo in Deutschland suchen Sie nach Flächen?
Unser Fokus liegt auf Nord- und Ostdeutschland, weil wir große Flächen benötigen. In Bayern oder Baden-Württemberg gibt es zwar eine höhere Sonneneinstrahlung – aber es fehlen die großen Flächen. Unser Geschäftsmodell hat bewiesen, dass es in Dänemark, in Schweden funktioniert. In Polen geht es auch. Also wird es auch in Norddeutschland Erfolg haben. Die Herausforderung ist, dass der erzeugte Strom meist über Übertragungsnetze transportiert werden muss. Der Ausbau muss schneller gehen.
Wir hören immer wieder, dass die gestiegenen Material- und Finanzierungskosten der Branche zu schaffen machen. Wie gehen Sie damit um?
Der Basiszins hat sich deutlich erhöht. Zudem leiden viele Banken immer noch unter der Schwierigkeit, sich langfristig zu refinanzieren. Deshalb erheben die Kreditinstitute natürlich Aufschläge – das trifft den gesamten Markt. Die Gesamtfinanzierung macht etwa 45 Prozent der Stromgestehungskosten aus. Vor ein paar Jahren haben wir noch Preise deutlich unter 2 Cent pro Kilowattstunde registriert. Das werden Sie heute nicht mehr finden. Das ist auch einer der Gründe, weshalb die Solarauktionen in Deutschland zuletzt bei weitem nicht vollständig gezeichnet gewesen sind. Die Höchstwerte sind schlicht nicht rentabel. In der Folge werden logischerweise wieder die Strompreise steigen.
Und die Materialkosten?
Die waren bis vor kurzem noch sehr, sehr hoch. Unter anderem hat die Covid19-Pandemie die Lieferkette aus China hart getroffen – von der wir stark abhängig sind. Außerdem waren die Frachtkosten explodiert. Letztere sind mittlerweile wieder auf Vorkrisen-Niveau gesunken. Das war eine erhebliche Erleichterung. Und wir sehen jetzt auch durch viele neue Kapazitäten, die in China oder durch chinesische Unternehmen auch international auf den Markt kommen, dass die Preise zurückgegangen sind und auch weiter zurückgehen werden. Wohin sich die Materialkosten langfristig entwickeln werden, ist nach wie vor die große Glaskugel. Vor der Pandemie hieß es mal, dass Modulpreise bis auf 10 Cent pro Watt fallen könnten. Aktuell sprechen wir eher um die 30 Cent.
Welche Produktionskapazität haben die Solaranlagen von GreenGo aktuell und wie soll das Portfolio wachsen?
In der Pipeline befinden sich Solar- und Speicheranlagen von 8 bis 10 Gigawattpeak (GWp) in allen Entwicklungs- und Bauphasen. Unser Ziel sind 25 GWp bis 2025. Für Deutschland haben wir uns vorgenommen, innerhalb von 3 bis 4 Jahren zwischen 10 bis 15 GWp zu entwickeln– vielleicht auch mehr. Deutschland soll zu unserem Portfolio einen nennenswerten Beitrag leisten. In Europa ist Deutschland der größte Energiemarkt und sicherlich auch der größte Markt für erneuerbare Energien – mit der ganzen Dynamik, die sich in den letzten anderthalb Jahren dort entwickelt hat. Gleichzeitig ist es natürlich auch ein sehr, sehr wettbewerbsintensiver Markt.
Trotz des großen Wettbewerbs wollen Sie also in Deutschland Fuß fassen?
Als mittelständisches dänisches Unternehmen in unserer Größe ist dieser Schritt zwingend. Dänemark war schon immer ein Energieexporteur, aber letztlich ist die Fläche in Dänemark begrenzt. Vor zwei Jahren haben wir angefangen, in Schweden und Polen aktiv zu werden. In diesem Jahr wollen wir uns auf Deutschland konzentrieren, unser Team etablieren und den Aufbau der Pipeline starten. Und dann geht es an weiteren Länder in Europa. Mit gut 70 Mitarbeitern sind wir immer noch ein relativ kleines Unternehmen und müssen unsere Ressourcen klug einsetzen.
Gibt es in Deutschland schon ein konkretes Projekt, das Sie ankündigen wollen?
Wir fokussieren auf die sechs Bundesländer im Norden und Osten, also Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, Sachsen, Sachsen-Anhalt. Und ja, wir haben durchaus jetzt schon eine Pipeline an Projekten, an denen wir arbeiten. Aber spruchreif ist noch nichts.
Das Interview führte Julian Korb.
Stefan Degener ist seit September 2022 Deutschlandchef bei GreenGo Energy. Der Manager verfügt über langjährige Erfahrung in der Erneuerbaren-Branche und war zuvor beim US-Solarhersteller First Solar tätig. Nun soll er die Expansion von GreenGo nach Deutschland vorantreiben.
