Philippinische Offshore-Wind-Auktion stellt Netz- und Hafenbereitschaft auf die Probe

Eine Auktion über 3.300 MW stößt an die Grenzen des Stromnetzes

Die Philippinen haben den 1. Dezember 2026 als vorläufigen Termin für ihre erste Auktion speziell für Offshore-Windkraft festgelegt. Zuvor hatten Bedenken hinsichtlich der Infrastruktur die Pläne zur Beschaffung von 3.300 Megawatt Erzeugungskapazität unterbrochen. Die Prüfung der Gebote und die Zuschlagsverfahren sollen vom 2. Dezember 2026 bis zum 30. Juni 2027 laufen. Damit rückt erneut die Frage in den Fokus, ob Häfen, Übertragungsleitungen und Genehmigungen Projekte ermöglichen können, die ursprünglich zwischen 2028 und 2030 Strom liefern sollten.

Das Energieministerium (Department of Energy, DOE) setzte im Juli 2026 die fünfte Green Energy Auction, kurz GEA-5, aus, um die Bereitschaft des Stromnetzes, Hafenanlagen, Umweltauflagen, Genehmigungsverfahren und Risiken in der Lieferkette zu überprüfen. Es geht um mehr als die Auswahl von Projektentwicklern: Erfolgreiche Bieter brauchen einen gangbaren Weg vom Bau der Turbinen auf See bis zur Stromversorgung der Verbraucher an Land.

Der ursprüngliche Auktionsrahmen sollte diese Schritte bereits aufeinander abstimmen. Er wurde im November 2025 veröffentlicht und verknüpfte Meilensteine für die Projektentwickler mit staatlichen Vorbereitungen für Übertragungsnetze und Häfen. Die anschließende Pause zeigt, wie anspruchsvoll diese Abstimmung geworden ist, noch bevor die ersten Projekte in Betrieb gehen.

Für Haushalte und Unternehmen ist entscheidend, ob die zusätzliche Erzeugungskapazität die Orte erreichen kann, an denen sie benötigt wird. Ein Windpark kann bereit sein, Strom zu erzeugen, während die für dessen Transport erforderlichen Leitungen noch nicht fertig sind. Auch für Projektentwickler hängen Finanzierungs- und Bauentscheidungen davon ab, ob verlässliche Termine für den Zugang zu gemeinsam genutzter Infrastruktur vorliegen.

Energieministerin Sharon S. Garin beschrieb den Anspruch bei der Vorstellung des Auktionsrahmens. Er solle den Projektentwicklern helfen, über die Vorarbeiten hinauszukommen:

Diese Auktion bringt Offshore-Windkraft vom Potenzial in die Realität. Mit klaren Regeln, Meilensteinen und einer gezielten Infrastrukturplanung können Projektentwickler nun von ersten Studien zu finanzierbaren Projekten übergehen.

Wie sich der Auktionszeitplan verändert hat

Das DOE veröffentlichte die Auktionsbekanntmachung und die ursprünglichen Ausschreibungsbedingungen im November 2025. Im März 2026 wurde GEA-5 offiziell eingeleitet. Das sind getrennte Schritte in einem Beschaffungsverfahren, das ursprünglich 2025 vorankommen sollte und nun auf Zuschläge im Jahr 2027 zusteuert.

Der überarbeitete Zeitplan räumt den Behörden Zeit ein, die Anforderungen an Infrastruktur und Regulierung abzustimmen, bevor die Ausschreibung fortgesetzt wird. Mehrere Termine sind Zielvorgaben, darunter auch der Auktionstermin selbst.

• November 2025: Das DOE veröffentlichte die ursprüngliche Auktionsbekanntmachung und die Ausschreibungsbedingungen für 3.300 MW Offshore-Windkraft.
• März 2026: GEA-5 wurde offiziell eingeleitet.
• Juli 2026: Das Verfahren wurde ausgesetzt, um Infrastruktur, Genehmigungen, Umweltauflagen und Risiken in der Lieferkette zu überprüfen.
• 24. August 2026: Zieltermin für die Fertigstellung und Unterzeichnung eines Ministerialerlasses, der den politischen Rahmen für das überarbeitete Verfahren festlegt; die Veröffentlichung ist für Anfang September geplant.
• 2. September 2026: Geplantes Ende der Abstimmungs- und Validierungsarbeiten zu Hafen-, Umwelt- und Netzbereitschaftsanforderungen.
• 2. Oktober 2026: Zieltermin für die endgültige Genehmigung und Veröffentlichung ergänzender Auktionsbedingungen nach einer öffentlichen Konsultation.
• 1. Dezember 2026: Vorläufiger Auktionstermin.
• 2. Dezember 2026 bis 30. Juni 2027: Geplanter Zeitraum für die Prüfung der Gebote, Zuschlagsbekanntmachungen, Dokumentenprüfung und Zuschlagsbescheinigungen.

Das DOE hat außerdem ergänzende Bedingungen angekündigt, die Zeitpläne, Unterlagen und Vorgaben zur Einhaltung der Vorschriften für Projekte mit Fundamenten am Meeresboden regeln. Laut Ankündigung bleiben die ursprünglichen Auktionsparameter bestehen; zugleich soll die Abstimmung mit Übertragungsnetzen sowie regulatorischen und infrastrukturellen Verfahren verbessert werden.

Die Ankündigung dieser ergänzenden Bedingungen enthält kein Kalenderdatum. Daher ist unklar, wo genau sie in den überarbeiteten Konsultationszeitplan fallen. Die Projektentwickler benötigen die endgültigen Vorgaben und die Erlaubnis, die Umsetzung wieder aufzunehmen, um ihre Angebote vorzubereiten.

Was die Projektentwickler bauen sollen

GEA-5 umfasst bis zu 3,3 Gigawatt, also 3.300 MW, mit einer Lieferdauer von 20 Jahren. Zugelassen sind ausschließlich Offshore-Windkraftanlagen mit festen Fundamenten, deren Fundamente am Meeresboden verankert sind, statt auf schwimmenden Plattformen zu stehen.

Diese Beschränkung ist relevant, weil das größte geschätzte Offshore-Windkraftpotenzial des Landes in Gewässern liegt, die sich für schwimmende Anlagen eignen. Die erste Auktion konzentriert sich auf einen kleineren Teil dieses Potenzials und entspricht damit den Infrastrukturbedingungen, die den ursprünglichen Ausschreibungsbedingungen zugrunde lagen.

Die Zahlungen im Rahmen des Green Energy Tariff sollen beginnen, sobald ein Projekt in Betrieb genommen und beim Wholesale Electricity Spot Market (WESM) registriert ist. Die Inbetriebnahme umfasst die Prüfungen und Genehmigungen, die ein Kraftwerk in den Regelbetrieb überführen. Über den WESM wird Strom gehandelt.

Die Bedingungen regeln außerdem Bietungsgarantien, Vertragserfüllungsgarantien, eine frühere oder verspätete Inbetriebnahme sowie Eintrittsrechte für Kreditgeber. Garantien sichern finanzielle Verpflichtungen ab, die während der Ausschreibung und des Baus eingegangen werden. Eintrittsrechte geben Kreditgebern eine vertragliche Möglichkeit einzugreifen, wenn bei einem Projekt Probleme auftreten, und helfen so, die Finanzierung abzusichern.

Großes Windkraftpotenzial, aber ein enger gefasster Einstieg

Studien, auf die sich das DOE und die Weltbank beziehen, schätzen das technische Offshore-Windkraftpotenzial der Philippinen auf rund 178 GW: etwa 18 GW aus Anlagen mit festen Fundamenten und 160 GW aus schwimmenden Anlagen. Technische Potenzialschätzungen geben an, welche Ressourcen eine Technologie unter bestimmten Bedingungen erschließen könnte. Ein wirtschaftlich tragfähiges Projekt braucht jedoch auch bezahlbare Baukosten, Finanzierung, Genehmigungen und einen Anschluss an die Verbraucher.

Die geplante Auktion über 3,3 GW entspricht rund 18 Prozent des geschätzten Potenzials von 18 GW für Anlagen mit festen Fundamenten. Schwimmende Windkraft macht etwa 90 Prozent der zusammengerechneten Schätzung von 178 GW aus. Diese Zahlen zeigen, warum eine erfolgreiche erste Auktion ein wichtiger Auftakt wäre, zugleich aber nur einen Teil der längerfristigen Chancen des Landes abdeckt.

Nördliches Luzon bietet besonders gute Voraussetzungen. Weitere Gebiete, die für eine Entwicklung infrage kommen, sind Batangas, die Mindoro-Straße, Guimaras, der Norden von Cebu, der Norden von Samar, Surigao und der Golf von Davao.

Der Global Wind Energy Council schätzt die Pipeline in einer frühen Entwicklungsphase auf 67 GW. Bis 2034 könnten daraus rund 8,5 GW installierte Leistung entstehen, bis zur Mitte des Jahrhunderts sogar bis zu 50 GW. Um diese Pipeline in betriebsbereite Windparks zu verwandeln, sind nacheinander Entscheidungen über Standorte, Abnehmer, Infrastruktur und Finanzierung nötig.

Die nationalen Energieziele erhöhen den Zeitdruck. Erneuerbare Energien decken rund ein Viertel der Stromerzeugung, während die Regierung einen Anteil von 35 Prozent bis 2030 und 50 Prozent bis 2040 anstrebt. Offshore-Windprojekte, die im ursprünglich vorgesehenen Zeitraum von 2028 bis 2030 Strom liefern, würden einen wichtigen Beitrag zum ersten dieser Ziele leisten.

Warum ein nahe gelegenes Umspannwerk nur der Anfang ist

Die National Grid Corporation of the Philippines (NGCP) betreibt die Übertragungsnetze von Luzon, den Visayas und Mindanao. Zusammen umfassen sie mehr als 21.000 Leitungskilometer, rund 20.000 Masten und etwa 140 Umspannwerke.

Auf Luzon entfallen fast drei Viertel des landesweiten Strombedarfs, auf die Visayas dagegen rund 14 Prozent. Das Höchstspannungsnetz mit 500 Kilovolt konzentriert sich auf Luzon, während die Infrastruktur mit 230 Kilovolt in den Visayas und auf Mindanao weiter ausgebaut wird.

Wer einen Küstenstandort auswählt, muss wissen, wie viel zusätzliche Elektrizität das umliegende Netz transportieren kann. Ein nahe gelegenes Umspannwerk kann zwar über einen freien Anschlusspunkt verfügen, während ein Transformator oder eine weiter entfernte Übertragungsleitung auf der Strecke bereits stark ausgelastet ist.

Ingenieure müssen außerdem die Spannungsstabilität und das Verhalten des Systems bei einem Geräteausfall untersuchen. Blindleistung trägt zur Aufrechterhaltung der Spannung bei, während die Netzstärke beschreibt, wie zuverlässig das Netz stabile elektrische Bedingungen gewährleisten kann. Beides beeinflusst, welche Ausrüstung und Steuerungstechnik ein großer Windpark benötigt.

Mehrere Projekte, die in derselben Region angeschlossen werden, müssen gemeinsam bewertet werden. Ihre kombinierte Leistung könnte eine Strecke überlasten, die einen einzelnen Windpark problemlos versorgen könnte. Netzstudien berücksichtigen auch realistische Ausfälle, etwa den Ausfall einer wichtigen Leitung, eines Transformators oder eines Kraftwerksblocks. So soll der Strom weiterfließen können, wenn Anlagen nicht verfügbar sind.

Häfen sind Teil des Zeitplans für die Stromversorgung

Der Hafen Pambujan in Camarines Norte und der Hafen Santa Clara in Batangas wurden als Installationshäfen für die Auktion benannt. Für Offshore-Windturbinen braucht es Anlagen, die große Bauteile handhaben, Ausrüstung montieren und die für die Installation benötigten Schiffe unterstützen können.

Garin hat davor gewarnt, dass die begrenzte Zahl der derzeit für Offshore-Windkraft verfügbaren Häfen einen teuren Ausbau erfordern wird. Auch Anlagen in Mindoro, Panay und Batangas werden auf eine mögliche Umnutzung für die Branche untersucht.

Auf einer Konferenz der Net Zero Carbon Alliance beschrieb die Energieministerin die Kosten für den Ausbau dieser Kapazitäten:

Wir werden künftig mehr [Häfen] brauchen, und das wird uns Geld kosten. Die Energiewende ist teuer. Sie ist nicht kostenlos.

Die Auktionsbedingungen enthalten Regeln für den Hafenzugang, Warteschlangen und Vertragsstrafen bei Verzögerungen sowie Hinweise für Projektentwickler, die eigene Anlagen in Erwägung ziehen. Diese Vorgaben sind wichtig, wenn mehrere Projekte während sich überschneidender Bauphasen dieselben Montageflächen oder denselben Zugang für Schiffe benötigen.

Das DOE stimmt sich unter anderem mit der NGCP, der National Transmission Corporation, der Philippine Ports Authority und weiteren Behörden ab. Dabei geht es um Anlagenstudien, Anschlussvereinbarungen und die Hafenplanung. Verzögert sich einer dieser Schritte, kann das Änderungen an anderer Stelle erforderlich machen, etwa bei Turbinenlieferungen und Bauverträgen.

Finanzierung braucht einen realisierbaren Bauablauf

Die derzeit erwogenen Investitionen in die Übertragungsnetze könnten im kommenden Jahrzehnt eine Billion philippinische Pesos übersteigen. Zu den Vorhaben gehören zusätzliche Infrastruktur mit 500 und 230 Kilovolt, stärkere Verbindungen zwischen den Inseln, die Digitalisierung des Stromnetzes und die Einbindung von Speichern.

Der Zugang zu Grundstücken und die Genehmigungen können länger dauern als die Bauarbeiten selbst. Investoren brauchen deshalb neben den finanziellen Mitteln verlässliche Termine für Trassen, Genehmigungen und Anschlussausrüstung.

Eine Stromliefervereinbarung über 20 Jahre bietet einem Projektentwickler eine Grundlage für die Umsatzprognose. Die Finanzierungsentscheidung hängt auch davon ab, ob Hafen, Netzanschluss und Umweltgenehmigungen bereitstehen, wenn der Windpark planmäßig erste Einnahmen erzielen soll.

Der Global Wind Energy Council hat Möglichkeiten vorgeschlagen, Investitionsrisiken zu teilen. Dazu zählen inflationsangepasste Tarife, staatliche Maßnahmen gegen politische und regulatorische Unsicherheit sowie vergünstigte Finanzierungen durch Entwicklungsbanken. Jede dieser Maßnahmen setzt an einem anderen Teil der Projektkosten oder der Unsicherheit bei den Einnahmen an.

Das DOE begründete die Überarbeitung des Auktionsverfahrens in einer Erklärung:

Die Neuausrichtung soll ein transparenteres, geordneteres und besser umsetzbares Auktionsverfahren gewährleisten.

Die zentrale Aufgabe besteht darin, dieses Ziel in Meilensteine zu übersetzen, die Projektentwickler, Kreditgeber und Infrastrukturbehörden für Verträge und Bauzeitpläne nutzen können.

Rechenzentren bringen dasselbe Planungsproblem von der Nachfrageseite ein

Rechenzentren können an einem einzigen Standort mehrere Hundert Megawatt Strombedarf bündeln. Ihre Server und Gebäude lassen sich oft schneller bereitstellen als die Übertragungsinfrastruktur, die sie zuverlässig mit Strom versorgen muss.

Offshore-Windkraft schafft große Erzeugungskapazitäten an bestimmten Küstenstandorten. Rechenzentren bündeln große Nachfrage an bestimmten Gewerbestandorten. Werden beide zusammen geplant, müssen die Transportwege für den Strom und der Zeitplan der jeweiligen Vorhaben berücksichtigt werden.

Ein Stromliefervertrag für erneuerbare Energien kann die Finanzierung eines Windparks unterstützen und die Emissionsziele eines Unternehmens voranbringen. Eine Anlage rund um die Uhr mit Strom zu versorgen, erfordert zudem ausreichende Übertragungskapazitäten, Ressourcen zum Ausgleich schwankender Windstromerzeugung sowie lokale Anschlüsse und Notstromlösungen.

Die jährliche Bilanzierung und eine kontinuierliche Stromversorgung erfüllen unterschiedliche Zwecke. Eine Anlage könnte über ein Jahr so viel erneuerbaren Strom einkaufen, wie sie verbraucht, und in Stunden mit geringerer Erzeugung des vertraglich gebundenen Windparks trotzdem auf andere Kraftwerke angewiesen sein.

Sonderwirtschaftszonen auf Luzon bieten eine Möglichkeit, Flächennutzung, Genehmigungen, digitale Infrastruktur und Stromplanung miteinander abzustimmen. Wird neue industrielle Nachfrage dort angesiedelt, wo das Netz sie bedienen kann, könnte dies die überlasteten Gebiete entlasten. Für Projektentwickler würde eine Prüfung der Stromverfügbarkeit vor dem Grundstückskauf den Stromanschluss von Anfang an zu einem Kriterium bei der Standortwahl machen.

Stromexporte in der Region bleiben ein langfristiges Ziel

Garin zufolge könnte Offshore-Windkraft langfristig den Export von überschüssigem Strom ermöglichen und Unternehmen dazu bewegen, Komponenten auf den Philippinen herzustellen. Sie hat auch erklärt, dass das Land noch nicht bereit sei, Offshore-Windstrom zu exportieren, da dafür zunächst die heimische Infrastruktur und die politischen Rahmenbedingungen weiterentwickelt werden müssten.

Das DOE hat Exportvorschläge erhalten, unter anderem aus Singapur. Garin zufolge braucht es zunächst Gesetze und politische Maßnahmen; zudem müssten geopolitische Komplikationen berücksichtigt werden, bevor diese Vorschläge weiterverfolgt werden können.

Das ASEAN-Stromnetz soll den Stromhandel zwischen Ländern ausweiten und erneuerbare Energiequellen mit weit entfernten Verbrauchszentren verbinden. Ein bestehendes Beispiel ist das 2022 gestartete Projekt zur Stromintegration zwischen Laos, Thailand, Malaysia und Singapur. Es ermöglichte Singapur, rund 100 MW Wasserkraft aus Laos über Thailand und Malaysia zu importieren.

Für die Philippinen stehen zunächst Entscheidungen zur heimischen Stromversorgung an: die Fertigstellung der Auktionsregeln, die Vorbereitung der Häfen und die Festlegung, wie neue Windparks ans Netz angeschlossen werden. Exportpläne würden zusätzliche Anforderungen an internationale Verbindungen und Handelsvereinbarungen mit sich bringen.

Garin fasste die nötigen Vorbereitungen im Inland bei der Erörterung der Offshore-Windkraftambitionen des Landes so zusammen:

Wir müssen auch sicherstellen, dass das Stromnetz, die Infrastruktur, die Häfen und die Gemeinden bereit sind.

Die wichtigsten Punkte

• GEA-5 sieht bis zu 3.300 MW Offshore-Windkraft mit festen Fundamenten vor; ursprünglich sollte der Strom zwischen 2028 und 2030 geliefert werden.
• Als vorläufiger Auktionstermin gilt der 1. Dezember 2026; die Prüfung der Gebote und die Zuschlagsverfahren sollen bis zum 30. Juni 2027 laufen.
• Die Aussetzung im Juli 2026 ermöglichte eine Überprüfung der Netzbereitschaft, der Häfen, der Genehmigungen, der Umweltauflagen und der Risiken in der Lieferkette.
• Pambujan und Santa Clara wurden als Installationshäfen benannt; weitere Anlagen werden geprüft.
• Das technische Offshore-Windkraftpotenzial der Philippinen wird auf 178 GW geschätzt, davon eignen sich 18 GW für Anlagen mit festen Fundamenten.
• Übertragungskapazitäten und abgestimmte Bauzeitpläne entscheiden darüber, wie schnell aus den Zuschlägen der Auktion Strom für die Verbraucher wird.