Iberdrola Deutschland hätte die Ostsee-Windparkfläche O-2.2 auch gerne gehabt, verrät ihr Chef Felipe Montero im Interview mit dieser Redaktion.

 

E&M: Felipe Montero, Sie sind seit Anfang 2023 Geschäftsführer der neuen deutschen Landesgesellschaft des spanischen Energieversorgers, Iberdrola Deutschland GmbH. Sie haben drei Windparks respektive Projekte in der deutschen Ostsee. „Wikinger“ läuft schon lang. Wie sieht es um die anderen beiden Windparks aus?

Montero: Bei „Baltic Eagle“, unserem zweiten Projekt - 500 Megawatt – sind wir mit der Bauphase fast fertig. Alle Windkraftanlagen wurden errichtet, alle unter Spannung gesetzt, und wir sind jetzt in der finalen Phase der Inbetriebnahme. Alles ist genau im Zeit- und Budgetplan. Das Projekt ist ein großer Erfolg für uns.

Über „Windanker“, unser drittes Projekt, haben wir vor wenigen Monaten eine Investitionsentscheidung getroffen. Wir sind schon mitten in der Herstellung der Fundamente, in 2025 werden wir sie offshore errichten, dann kommen die Windkraftanlagen. In 2026 wäre das Projekt fertig. Es hat einen guten Start und gute Aussichten.

E&M: Total hatte im Juni 2023 eine 1.000-Megawatt-Fläche in der Ostsee ersteigert. Hätten sie die auch gerne haben wollen?

Montero: Wir hatten großes Interesse an dieses Projekt. Es liegt direkt neben unseren Projekten. Wir hätten Synergien gehabt bei einer Erweiterung unseres Ostsee-Clusters. Wir haben daher auch an der Auktion teilgenommen. Das kann ich offen sagen, weil wir das Projekt für den Zuschlagspreis nicht mehr haben wollten.
  E&M: Total hat es für gut 2 Milliarden Euro bekommen.

Montero: Für uns sind mit solchen Zuschlagswerten und den Kosten der Projektentwicklung nur sehr unwahrscheinlich vernünftige Renditen zu erwarten. Das war vor einem Jahr unsere Ansicht, und wenn wir uns die Marktentwicklungen anschauen, bleiben wir auf jeden Fall bei der Entscheidung. Wir denken, das war zu teuer für uns. Andere Entwickler haben andere Ansichten, Erwartungen und Kostenstrukturen. Das heißt, ich behaupte nicht, dass sie einen Fehler gemacht haben.

E&M: Sie meinen mit „Marktentwicklungen“ wohl unter anderem die seit Mitte 2023 drastisch gesunkenen Erlöse aus Offshore-Windstrom pro MWh. Ihre Projektentwicklung in Berlin hat durch die zwei laufenden Offshore-Projekte gut zu tun. Wie hat sich die Mitarbeiterzahl nach dem Weggang von Iris Stempfle zu BP - dem anderen Großeinkäufer von Offshore-Flächen im Juni 2023 - geändert?

Montero: Unser Projektteam in Berlin ist in den letzten zwei Jahren gewachsen, weil wir mehr Leute für den Betrieb brauchen. In Entwicklung und Bau haben wir ungefähr gleich viele Leute wie vor zwei oder drei Jahren. Das Team hat erst „Wikinger“ gebaut, dann „Baltic Eagle“, und in den kommenden zwei Jahren baut es „Windanker“.

Wir errichten solche Projekte mit einem internationalen Team, von dem 50 Prozent in Deutschland sitzen. Es ist kein Problem für Iberdrola Deutschland, dass wir nach 2026 erst einmal eine Lücke ohne Projekte in Deutschland haben. In Großbritannien, haben wir gerade große Projekte in der Durchführungsphase. Unsere Leute in Berlin arbeiten dann an anderen Vorhaben mit. Wir haben ein starkes Wachstum im Onshore-Bereich, also Wind, PV und Batterien. Da gibt es gute Möglichkeiten für unsere Offshore-Kollegen, nach dem Ende von „Baltic Eagle“ oder in zwei Jahren nach „Windanker“ zu Onshore zu wechseln.

Was wir in Deutschland haben, wollen wir auf jeden Fall behalten, gerade, wenn man an die Betriebsführung denkt, und wir werden hier weiter wachsen.

E&M: Wie groß ist Ihre Belegschaft in Deutschland?

Montero: 200 Leute, davon schätzungsweise über 100 für Offshore. Plus die Kollegen, die in der Bauphase vom Ausland aus helfen.

E&M: An Land ist Iberdrola Deutschland bisher im B2B-Vertrieb und in Energiedienstleistungen für Unternehmen etabliert. Was können Sie zum Aufbau einer grünen Erzeugung an Land sagen?

Montero: Gerade errichten wir in Boldekow in Mecklenburg-Vorpommern unser erstes PV-Projekt. Es wird in zwei, drei Monaten fertig, dann kommen nacheinander drei weitere. Wir bauen also schon kontinuierlich, momentan nur PV. Onshorewind dauert noch etwas länger bis zu den ersten Bauarbeiten, weil wir auf eine organisch wachsende Greenfield-Pipeline (Entwicklung von Neubauten, die Redaktion) setzen. Diese lässt eine höhere Rendite erwarten, als einfach Turnkey-Projekte (schlüsselfertige Vorhaben) zu erwerben. Und bei Wind dauert die Projektentwicklung länger als bei PV.

Unsere Onshore-Pipeline umfasst mittlerweile über 1,5 Gigawatt PV und Wind, mit Batterien fast zwei Gigawatt. Unser Ziel ist, bis 2030 mindestens 1,5 bis 2 Gigawatt ans Netz zu bringen. Wir wollen eigentlich noch mehr, die Frage ist aber, wie realistisch das wäre das angesichts der Entwicklungszeiten.