Offshore Windenergie: Studie zur Rentabilität von Offshore- Windparks in der Deutschen Nord- und Ostsee. Till Jeske und Christian von Hirschhausen

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1 Trends in German and European Electricity Working Papers WP-GE-02 Offshore Windenergie: Studie zur Rentabilität von Offshore- Windparks in der Deutschen Nord- und Ostsee Till Jeske und Christian von Hirschhausen Reprint from Zeitschrift für Energiewirtschaft, Vol. 29, No.1(2005) Dresden University of Technology DREWAG-Chair for Energy Economics

2 Erneuerbare Energien Kurzüberblick Im Hinblick auf den prognostizierten Boom der Offshore-Windenergie stellt sich die Frage, inwieweit angesichts der hohen Unsicherheiten sowie der mangelnden Erfahrung ein wirtschaftlicher Betrieb von Offshore-Windenergieanlagen möglich ist. Um dem größeren Investitionsaufwand bei anspruchsvolleren Rahmenbedingungen von Offshore- Windanlagen, die weit außerhalb der Küstenregion errichtet werden gerecht zu werden, bemisst sich die Höhe der mittleren Einspeisevergütung über dem Betrachtungszeitraum nach Novellierung des Erneuerbare Energien Gesetz im Jahr 2004 in Abhängigkeit von der Entfernung zur Küstenlinie und der Wassertiefe. Letztere Neuregelung führt zu fallspezifischen Unterschieden. Der vorliegende Beitrag soll anhand von drei Fallstudien mögliche Varianten der Offshore- Windenergienutzung betriebswirtschaftlich bewerten. In Anbetracht der unsicheren Datenlage, insbesondere auf der Ertrags- und Investitionskostenseite, soll als weitere Fragestellung untersucht werden, in welchem Maße die Entscheidungsgrößen auf relative Parametervariationen reagieren. Schließlich soll die Frage beantwortet werden, inwieweit die höheren Investitionskosten, die für Windparks in größeren Entfernungen von der Küste und Wassertiefen anfallen, durch die erhöhte mittlere Vergütung abgedeckt werden. Im Ergebnis lässt sich feststellen, dass angesichts der großen Risiken ein wirtschaftlicher Betrieb nicht zu erwarten ist. Die erhöhte Vergütung für große Wassertiefen und Entfernungen reichen nicht aus, um die höheren Investitionskosten zu amortisieren. Einleitung Die Bundesregierung geht davon aus, dass im Jahr 2010 in deutschen Gewässern Windenergieanlagen mit einer kumulierten Nennleistung von MW installiert sein werden. 1 Diese Form der Energieerzeugung soll zur Erfüllung der im Rahmen des Kyoto-Protokolls eingegangenen Verpflichtungen beitragen. In Deutschen Gewässern werden sich zukünftige Betreiber von Windparks jedoch, insbesondere in der Deutschen Nordsee, anspruchsvollen Rahmenbedingungen gegenüber sehen. Durch das Wattenmeer müssen weit größere Entfernungen vom Festland und somit auch größere Wassertiefen realisiert werden als in anderen Ländern mit Seezugang. Hieraus folgen höhere Investitionsaufwendungen und folglich höhere Stromgestehungskosten. Problematisch wirkt sich vor dem Hintergrund einer Investitionsentscheidung ebenfalls die unsichere Datenlage über die realen Windverhältnisse in der deutschen Nord- und Ostsee sowie die kaum vorhandenen Erfahrungen über das Betriebsverhalten moderner Offshore-Windenergieanlagen der Multi- Megawatt-Klasse aus. Im vorliegenden Beitrag dienen die ersten meteorologischen Erfahrungswerte der Offshore-Messplattform FINO 1 in der Nordsee, der vom Bun- 1 BMU (2002). Offshore Windenergie: Studie zur Rentabilität von Offshore- Windparks in der Deutschen Nord- und Ostsee Prof. Dr. Christian von Hirschhausen, Till Jeske desamt für Seeschifffahrt und Hydrographie betriebenen Messstationen Nordseeboje 2, sowie Darßer Schwelle in der Ostsee als Eingangsdaten für die Ertragsberechnung. Nach Ermittlung des Energieertrags mithilfe der Anlagenkennlinie eines angenommenen Maschinentyps und der örtlichen Windstatistik erfolgt auf Basis von Preisund Kostenangaben sowie Schätzungen von Herstellern und Zulieferern eine Aufstellung von Zahlungsreihen über einem Betrachtungszeitraum von 20 Jahren. Diese Zahlungsreihen dienen der Ermittlung des erwarteten jährlichen Cash Flows. Die fiktiven Standorte der Business-Cases wurden mit der Zielstellung generiert, die Bandbreite der wählbaren Konfigurationsmöglichkeiten möglichst weitgehend auszunutzen. So wird es möglich, die neuen Förderungsvarianten des EEG anzuwenden und fallspezifische Unterschiede zu untersuchen. Zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit werden jeweils der Kapitalwert, die Renditen, sowie die Stromgestehungskosten dynamisch als Durchschnittskosten auf Vollkostenbasis berechnet. Die Eigenkapitalverzinsung wird mit- Prof. Dr. Christian von Hirschhausen Till Jeske Technische Universität Dresden DREWAG Lehrstuhl Energiewirtschaft D Dresden cvh@mailbox.tu-dresden.de till.jeske@vortex-energy.de ZfE Zeitschrift für Energiewirtschaft 29 (2005) 1 3

3 Ch. von Hirschhausen, T. Jeske tels des CAPM Ansatzes errechnet um das existente Risiko in die Entscheidungsinstrumente einfließen zu lassen. Anschließend erfolgt im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse die Variation der Parameter Energieertrag und Investitionskosten um die Empfindlichkeit des Shareholder Value anschaulich darzustellen. Dieser Beitrag ist folgendermaßen strukturiert: Der folgende Abschnitt vermittelt einen Überblick in die Offshore-Windenergietechnik und die energiepolitischen Rahmenbedingungen (EEG). Danach werden die drei Fallstudien beschrieben (1 x Ostsee: Darßer Schwelle, 2 x Nordsee: Nordseeboje II und FINO 1). Annahmen bzgl. der Preise und Kosten, die in die Investititonsrechnung eingehen, werden erläutert. Im Anschluss daran werden die Ergebnisse für die drei Fallstudien präsentiert. Der letzte Abschnitt zieht ein kritisches Fazit: Unter den gegebenen technischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ist ein betriebswirtschaftlich rentabler Betrieb von Offshore-Windenergieanlagen sehr unwahrscheinlich. Einführung in die Offshore-Windenergietechnik und das EEG 2004 Offshore-Windenergietechnik Den Vorteilen der Windenergienutzung auf See - eine höhere Auslastung und die Vermeidung von Landflächenverbrauch - stehen hohe Investitionskosten, schwer definierbare Risiken und technische Herausforderungen entgegen. Zudem besteht das Problem der konkurrierenden Nutzung auf See, wie z.b. Ressourcenabbau, Schifffahrt und Militär. 2 Technische Herausforderungen stellen unter anderem die Entwicklung wartungsarmer und leistungsstarker Windenergieanlagen dar: kommerziell 2 Jeske (2004). verfügbare Serien-Anlagen erreichen derzeit Nennleistungen von 2 bis 3,6 MW. Für einen wirtschaftlichen Betrieb sind Anlagen mit größeren Nennleistungen aufgrund deren niedrigerer spezifischer Investitionskosten und der bei Windparks vorherrschenden Fixkostendegression geeigneter. Anlagen der 5 MW-Klasse befinden sich momentan in der Prototypphase und werden voraussichtlich ab 2006 in Serie gefertigt. Die Entwicklung verlustarmer Übertragungstechnologien für große Entfernungen stellt eine weitere Herausforderung dar. Durch induktive und kapazitive Verluste wird der Wirkungsgrad herkömmlicher Wechselstromübertragungsmedien ab einer bestimmten Übertragungslänge und leistung unwirtschaftlich. Als Alternativen mit weit geringeren Verlusten bieten sich Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungstechnologien an. Allerdings weisen diese höhere Anfangsinvestitionen auf. In der Diskussion sind auch gasisolierte Leitungen (GIL) und Supraleitungen, deren Entwicklung noch nicht abgeschlossen ist und welche für aktuelle Studien nicht berücksichtigt werden können. 3 Letztlich wird die Entwicklung von Gründungsstrukturen der Anlagen für unterschiedliche Bodenbeschaffungen und Wassertiefen vorangetrieben. Für die Befestigung der Anlagen im Meer werden zurzeit die Gründungs-Alternativen Monopile-, Tripod- und Schwerkraftfundamente diskutiert. Schwimmende, am Meeresgrund durch Seile befestigte Pontons zum Tragen mehrerer oder einzelner Anlagen sind geplant aber noch nicht verfügbar. Die Monopile-Gründung ist ein in den Meeresgrund gerammter Pfahl, der in seiner Verlängerung den Turm der Anlage darstellt. Monopiles sind relativ kostengünstig und zeichnen sich im Gegensatz zu den anderen Varianten durch eine höhere Elastizität aus. Daher werden sie wenn technisch möglich bevorzugt gewählt. Bei der so genannten Tripod-Gründung handelt es sich um eine dreibeinige 3 Christl (2002). Konstruktion mit jeweils drei in den Meeresgrund getriebenen Pfählen. Die einzelnen Pfähle sind im Durchmesser wesentlich kleiner als Monopiles, es können daher größere Wassertiefen realisiert werden. 4 Planer und Entwickler von Offshore- Windparks werden insbesondere im Bereich der Ausschließlichen Wirtschaftszone Deutschlands (AWZ, seewärts der 12 Seemeilenzone) mit veränderten Genehmigungsbedingungen und risiken konfrontiert. Während die zuständige Genehmigungsbehörde für die 12- Seemeilenzone die jeweilige Bundesimmissionsschutzbehörde des Bundeslandes ist, ist für die AWZ das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) verantwortlich. Grundlegende Neuerungen im Genehmigungsprozess liegen unter anderem in den sehr umfangreichen Umweltverträglichkeitsstudien, die um meeresbiologische Belange erweitert werden müssen. Eine besondere Schwierigkeit bei der Planung eines Offshore-Windenergie-Projektes besteht in der Abschätzung der Windverhältnisse vor Ort. Aufgrund mangelnder Datenverfügbarkeit über Windgeschwindigkeiten auf See werden Methoden zur Abschätzung der Ressourcen notwendig. In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage, ob bisher in der Praxis verwendete Methoden bedingungslos auf die neuen Umstände übertragbar sind, und inwieweit diese Prognosen Ungenauigkeiten und Risiken in wirtschaftlicher Hinsicht bergen. 5 EEG 2004 Mit der im August 2004 in Kraft getretenen Novellierung des Erneuerbare- Energien-Gesetzes (EEG) werden Offshore-Windparks höher gefördert als bisher. 6 Da im Gültigkeitszeitraum des vorherigen EEG (2000) kein einziger Offshore-Wind-park in deutschen Gewässern realisiert wurde und Berech- 4 Hau (2003). 5 Christl (2002). 6 Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbarer Energien im Strombereich (2004). 4 ZfE Zeitschrift für Energiewirtschaft 29 (2005) 1

4 Offshore-Windenergie: Studie zur Rentabilität von Offshore-Windparks in der Deutschen Nord- und Ostsee nungen unter den alten Bedingungen keinen wirtschaftlichen Betrieb erwarten ließen, sind die Vergütungssätze entsprechend neuester Erkenntnis nach oben korrigiert worden. Des Weiteren wurde eine Verlängerung der hohen Anfangsvergütung eingeführt, die sich in Abhängigkeit von der Entfernung des Windparks zur Küstenlinie und in Abhängigkeit von der mittleren Wassertiefe bemisst. Hierdurch soll gewährleistet werden, dass auch in Windparks mit schlechteren Rahmenbedingungen, wie z.b. eine größere Entfernung zur Küste, investiert wird. Die Vergütungsregelung für Strom aus Offshore-Windenergie gliedert sich wie folgt 7 :! Basisvergütung 6,19 Cent/kWh über die gesamte Betriebsdauer! Erhöhung der Basisvergütung für Anlagen, die vor dem 31. Dezember 2010 in Betrieb genommen worden sind um 2,91 Cent für die ersten 12 Jahre! Verlängerung der erhöhten Vergütungszeit um 0,5 Monate für jede Seemeile, die 12 Seemeilen Entfernung von der Küstenlinie übersteigt! Verlängerung der erhöhten Vergütungszeit um 1,7 Monate für jeden zusätzlichen Meter Wassertiefe, der 20 Meter übersteigt Aus diesen Regelungen ergeben sich fallspezifische Unterschiede, deren Ausmaß und Wirkung auf die betriebswirtschaftliche Rentabilität in der vorliegenden Arbeit untersucht werden sollen. Objekt- und Fallbeschreibung Die Rahmenbedingungen und Anlagentechnik für die Business-Cases sollen mit Ausnahme der geographischen Lage und der daraus resultierenden Übertragungs- und Gründungstechnologie identisch sein. Betrachtet wird jeweils 7 Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbarer Energien im Strombereich (2004). Bild 1: Geographische Darstellung der Offshore-Windparks Nordseeboje und Fino innerhalb der Deutschen AWZ Quelle: Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, modifiziert ein Windpark mit 100 Anlagen. Als Anlagentyp wird die Windenergieanlage 5M des Herstellers REPower gewählt, da zumindest hierfür eine errechnete Kennlinie vom Hersteller zur Verfügung gestellt wurde. Die Anlagen haben eine Nabenhöhe von 100 m, einen Rotordurchmesser von 126 m und eine Nennleistung von 5 MW. Die gesamte installierte Leistung der jeweils betrachteten Windparks beträgt somit 500 MW. Fall 1 Darßer Schwelle Der erste betrachtete fiktive Offshore- Park befindet sich in der Ostsee ca. 20 km entfernt von der Küstenlinie nordwestlich der Insel Rügen. Die mittlere Wassertiefe im betrachteten Gebiet beträgt ca. 18m. 8 Für diese Tiefen kommen Monopile-Fundamente als wirtschaftlichste Lösung in Betracht. 9 Für 8 Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, letzter Abruf Elster (2003). die Energieübertragung wird eine konventionelle 110kV-Wechselspannungstechnologie gewählt. Die Rahmenbedingungen können sowohl im Hinblick auf die Entfernung des Parks zur Küstenlinie als auch für die Wassertiefe als günstig eingestuft werden. Die Einspeisevergütung beträgt für einen Inbetriebnahmezeitpunkt vor 2008 für die ersten 12 Jahre 9,1 Cent/kWh und für die folgende Zeit 6,19 Cent/kWh. Bei einem Betrachtungszeitraum von 20 Jahren ergibt sich eine mittlere Einspeisevergütung i.h.v. 7,94 Cent/kWh. Für die Berechnung des gemittelten Energieertrages wurde die Windstatistik der Messstation Darßer Schwelle betrieben vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) - herangezogen, welche Messungen in 9 m über dem Meeresspiegel durchführt. Der Messzeitraum im Rohdatensatz betrug 9 Jahre ( ), von denen jedoch nur ca. 4 Jahre verwertbar waren. Die Verfügbarkeit in den 4 Jahren betrug aufgrund von Ausfällen nur ZfE Zeitschrift für Energiewirtschaft 29 (2005) 1 5

5 Ch. von Hirschhausen, T. Jeske ca. 82,4%. Die mittlere Windgeschwindigkeit ergibt sich zu 7,51 m/s, bzw. 8,7 m/s mit der Software RETScreen auf 100m extrapoliert; dies entspricht einem Windscherungsexponent äquivalent der empirischen Daten von FINO1. Fall 2 Nordseeboje II (NSB) Der Windpark unweit der ebenfalls vom BSH betriebenen Nordseeboje II befindet sich 150 km (81 Seemeilen) westlich der Insel Sylt. Eine solche Entfernung, zusammen mit den hier vorherrschenden Wassertiefen von ca. 45 m können als sehr widrige Bedingungen für die Errichtung und den Betrieb von Windenergieanlagen bewertet werden. 10 Hier können nur schwimmende Fundament-Strukturen oder Tripod-Fundamente eingesetzt werden. Im betrachteten Fall wird letztere Variante gewählt. Die erzeugte Energie wird über ein Gleichspannungsübertragungssystem (HVDC) abgeführt. Aufgrund der hohen Entfernung vom Festland und der großen Wassertiefe beträgt die Einspeisevergütung vor Ort 9,1 Cent für die ersten 18 Jahre und 5 Monate und für die darauf folgende Zeit 6,19 Cent/kWh für Anlagen, die vor 2008 errichtet werden. 11 Daraus ergibt sich eine mittlere Einspeisevergütung in 20 Jahren von 8,87 Cent/kWh. Die herangezogene Windstatistik stammt von der Nordseeboje II. Die Boje misst die Windgeschwindigkeit in 10 m über dem Meeresspiegel. Der Datensatz umfasst einen Messzeitraum von insgesamt 6 Jahren ( ), von denen allerdings nur 3 Jahre verwertbar sind. In diesen 3 Jahren betrug die Verfügbarkeit des Sensors ca. 81%. Die gemittelte Windgeschwindigkeit betrug über diesem Zeitraum 8,43 m/s. 10 Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, letzter Abruf Seemeilen (Sm) Entfernung Park/Küstenlinie übersteigen 12 Sm um 69 Sm. 69 x 0,5 Monate = 34,5 Monate; 45 m Wassertiefe übersteigen 20 m um 25 m. 25 x 1,7 Monate = 42,5 Monate. 42,5 + 34,5 = 6 Jahre und 5 Monate + 12 Jahre Basis. Extrapoliert auf 100m ergibt sich ein Wert von ca. 9,7 m/s. Fall 3 FINO 1 Der dritte fiktive Windpark soll in unmittelbarer Nähe der Offshore-Forschungsstation FINO 1 errichtet werden. Geographisch befindet sich die Lage nordwestlich der Insel Borkum, 60 km (32,4 Sm) entfernt vom Festland. Die Wassertiefe beträgt im Mittel 35 m. 12 Bei diesen Tiefen müssen Tripod-Fundamente zur Anwendung kommen. 13 Des Weiteren wird bei einer Entfernung von 60 km und der großen zu übertragenden Leistung aus Wirtschaftlichkeitsgründen die Installation eines HVDC-Systems notwendig. Die Einspeisevergütung mit der gegebenen Entfernung und Wassertiefe beträgt 9,1 Cent/kWh für die ersten 15 Jahre und 6,19 Cent/kWh für die restliche Betriebszeit, sollten die Anlagen vor 2008 errichtet werden. Die mittlere Vergütung errechnet sich in 20 Jahren demnach zu 8,37 Cent/kWh. Die veröffentlichen Messergebnisse der Forschungsplattform FINO 1 für den Messzeitraum September 2003 bis September 2004 beziffern die mittlere Windgeschwindigkeit in 100 m Messhöhe mit 9,46 m/s. 14 Ein Vorteil ist, dass die Sensoren kalibriert sind und eine hohe Verfügbarkeit aufweisen. Nachteilig wirkt sich der Fakt aus, dass es sich hier nur um eine Einjahres-Messung handelt. Der IWR-Windindex im betrachteten Zeitraum beträgt für Küstengebiete 96,5% vom langjährigen Mittel. 15 Wenn davon ausgegangen wird, dass die Windverhältnisse auf See mit denen an der Küste vergleichbar waren, handelt es sich bei obigen Werten um eine konservative Annahme. 12 Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, letzter Abruf Elster (2003). 14 Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, letzter Abruf Internationales Wirtschaftsforum Erneuerbare Energien, letzter Abruf Investitionskostenberechnung Annahmen Preise Grundlage einer jeden betriebswirtschaftlichen Kalkulation ist die Verfügbarkeit von realistischen Preisdaten. Aufgrund der standortspezifisch sehr unterschiedlichen Gegebenheiten ist allein der Angebotserstellungsprozess für die Anbieter einzelner Komponenten für einen Offshore-Park ein komplexes Unterfangen und wird für die Zwecke einer Studie nicht oder nur selten durchgeführt. Falls aus der Praxis Preise für Windparks beziffert wurden, wurden diese übernommen; andernfalls wurde auf Sekundärquellen zurückgegriffen. Absolute Angaben macht z.b. Hau (2003). Falls Angaben unplausibel erscheinen oder gänzlich fehlen, werden die Größen geschätzt. Die Berechnungen müssen aufgrund der unsicheren Datenlage bei Vorliegen neuer Erkenntnisse fortgeschrieben werden. Der spezifische Preis der Windenergieanlagen wird mit 1100 /kw angenommen. Der Preis liegt ca /kw über Onshore-Anlagen und ist geschätzt. Der höhere Preis wird mit dem größeren Material-, Logistik- und Installationsaufwand begründet. Da die Fundamente der Anlagen jeweils an Wellengang, Eisgang und die Bodenbeschaffenheit angepasst werden müssen, sind genaue Angaben zu den Kosten hier unmöglich. In der vorliegenden Studie wurden pauschal 1,8 Mio. für die Monopile-Fundamente für Darßer Schwelle, 2,5 Mio. für die Tripod- Fundamente für Fino und 3,1 Mio. für die Tripod-Fundamente für den Fall NSB geschätzt. Die Kosten wurden inkl. Transport und Errichtung geschätzt und mit relativen Angaben aus Elster (2003) abgeglichen. Aufgrund der Vielfalt anwendbarer Technologien und Varianten sowie mangelnder Erfahrung müssen für ein konkretes Projekt in Abhängigkeit von Parametern wie zu übertragende Leistung, Entfernung, etc. spezifische Ana- 6 ZfE Zeitschrift für Energiewirtschaft 29 (2005) 1

6 Offshore-Windenergie: Studie zur Rentabilität von Offshore-Windparks in der Deutschen Nord- und Ostsee lysen durchgeführt werden. Da eine solche Analyse den Rahmen dieser Betrachtung übersteigt, wurden analog den Vorgaben der Literatur für die Fälle 2 und 3 HVDC-Installationen 16 und für den Fall 1 eine herkömmliche HVAC- Anbindung gewählt. 17 Die preislichen Angaben wurden mit Fachleuten aus der Praxis erarbeitet. Zusätzlich zu Übertragungsmedien für die See-Land- Übertragung werden die Parkverkabelung (24kV AC), eine Offshore-Umspannstation bzw. Umrichterstation inkl. Warte, eine Freileitung über 10 km inkl. Errichtung für die Übertragung an Land sowie eine Umspannstation auf Land installiert. Investitionen für Logistik beinhalten ein Wartungsschiff, Pontons, Betriebsgebäude, sowie Kontroll-, Mess- und Steuersysteme. Investitionskosten für ein Wartungsschiff inkl. Pontons für die Mannschaft werden mit 4 Mio. geschätzt. Dieser Betrag entspricht in etwa dem aufgerundeten Barwert jährlich 2% steigender Mietkosten eines SWATH-Schiffes über dem Betrachtungszeitraum. 18 Für ein Betriebsgebäude auf Land werden nach HAU (2003) pauschal 1 Mio., für Kontroll-, Messund Steuersysteme 2 Mio. angesetzt. Kosten für die Projektentwicklung inkl. Gutachten und Untersuchungen betragen hier pauschal 30 Mio.. 19 Für unvorhergesehene Kosten werden 5% der Investitionssumme veranschlagt. Die Kostenstruktur ergibt sich wie in Bild 2 ersichtlich. Die spezifischen Gesamtinvestitionskosten betragen für! Darßer Schwelle: 1.742,- /kw! Fino: 1.990,- /kw! NSB: 2.267,- /kw Diese Werte entsprechen der in anderen Veröffentlichungen geschätzten Bandbreite von 1.600,- bis 2.200, Elster (2003). 17 Hau (2003). 18 Jeske (2004). 19 Hau (2003). 20 Küver; Stohlmeyer (2004). Bild 2: Aufteilung der Investitionskosten der Offshore-Windparks Fundament 21% Logistik 1% Anbindung 7% Fundament 25% Quelle: Eigene Darstellung Projektentwicklung 3% Logistik 1% Anbindung 11% Sonst. Kosten 5% Projektentwicklung 3% Logistik 1% Anbindung 16% Wirtschaftlichkeitsberechnung und Parameter Sonst. Kosten 5% 21 Formel für den CAPM aus Higson (1986): CAPM = iek = rf + β ( rm rf ) mit i EK = Eigenkapitalzins, r f = Rendite risikoloser Anlage, β = Risiko bzw. Kovarianzfaktor einer Aktie, Empfindlichkeit gegenüber allgemeinen Marktschwankungen und r M = erwartete Marktrendite. Projektentwicklung 3% Fundament 27% WEA 63% Als Bewertungsmethoden zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit kommen die Gesamtkapitalrendite, die Stromgestehungskosten und der Kapitalwert (Net Present Value NPV) zur Anwendung. Die Betrachtungsgröße Net Present Value ist anschließend in einer Sensitivitätsanalyse auf ihre Empfindlichkeit gegenüber Variationen im Energieertrag und Investitionskosten der Gesamtanlagen geprüft worden. Die berechneten Größen basieren auf einer Zahlungsreihe über 20 Jahre. Eskalierende Positionen in der Zahlungsreihe wie z.b. Versicherungsbeiträge unterliegen einem jährlichen Preisanstieg von 2%. Das jährliche Ergebnis wird ermittelt, indem vom Netto-Ertrag die jährlichen Gesamtausgaben, die jährliche Abschreibung, die Zinszahlungen und die Rückstellungen abgezogen werden. Der Free Cash Flow (FCF) entspricht dem Ergebnis zuzüglich nicht zahlungswirksamer Größen. Der Discounted Cash Flow (DCF) entspricht dem jährlich abgezinsten Free Cash Flow. Der Net Present Value berechnet sich als Summe aller über dem Betrachtungszeitraum angefallenen Discounted Cash Flows abzüglich der Anfangsinvestitionssumme. Die Formel ergibt sich demnach zu: n NPV = t= 1 1 Sonst. Kosten 5% C t t ( + r) I WEA 55% C t : Cash Flow im Zeitpunkt t I 0 : Anfangsinvestition r: Kapitalkostensatz Der Eigenkapitalzins wird mithilfe des CAPM-Ansatzes ermittelt. 21 Die Wichtung zwischen Eigen- und Fremdkapi- 0 WEA 48% ZfE Zeitschrift für Energiewirtschaft 29 (2005) 1 7

7 Ch. von Hirschhausen, T. Jeske talzins übernimmt der WACC-Ansatz. 22 In dieser Modellrechnung soll das Verhältnis Fremdkapital zu Eigenkapital 70 zu 30 betragen. Die jeweils eingesetzten Größen wurden nach Plausibilitätserwägungen gewählt. So werden der risikolose Zinssatz mit 4%, der Fremdkapitalzins mit 8% und die erwartete durchschnittliche Marktrendite mit 10% angenommen. Ertragssteuer wurde nicht berücksichtigt. Eine Schwierigkeit besteht hierbei insbesondere in der Wahl des Beta-Wertes. Dieser gibt letztendlich das Risiko wieder. Da eine Investition in Offshore-Windenergie als risikoreich bewertet wird, wurde ein Beta-Wert i.h.v 1,5 approximiert. Es ergibt sich somit ein Kapitalkostensatz i.h.v. 9,5%. Die Stromgestehungskosten wurden als Durchschnittskosten auf Vollkostenbasis berechnet. Die Zahlungsreihen wurden nach Barwertbildung in eine Annuität umgewandelt und jeweils als nivellierte Durchschnittskosten berücksichtigt. Die Investitionskosten des schlüsselfertigen Parks werden der Investitionskostenberechnung entnommen. Die Abschreibung erfolgt linear über die kalkulatorische Nutzungsdauer von 20 Jahren. Die Kapitalkosten fallen auf noch nicht abgeschriebene Investitionsbeträge an (gebundenes Kapital). Es wird die Annahme einer nachschüssigen Zinszahlung getroffen. Rückstellungen für Rückbaukosten werden mit pauschal 2% vom jährlichen, gemittelten Erlös angenommen. 23 Der zu erwartende mittlere jährliche Brutto-Energieertrag wurde anhand der errechneten Anlagenkennlinie des Anlagenherstellers und der Windverhältnissen vor Ort ermittelt. Der Netto- Energieertrag ergibt sich nach Bereinigung um Verlustabzüge. Hierzu zählen die Stillstandzeiten der Anlagen, Park- 22 Formel für den WACC aus Higson (1986) FK EK WACC = ifk ( 1 s) + i mit EK GK GK FK = Fremdkapital, GK = Gesamtkapital, EK = Eigenkapital, i FK = Fremdkapitalzins, i EK = Eigenkapitalzins, s = Steuersatz. 23 Öko-Institut E.V. (1998). verluste (verursacht durch Abschattung in Windrichtung vorgelagerter Anlagen), Übertragungsverluste und Sicherheitsabschläge. Die Verfügbarkeit der Anlagen wird mit 90% angenommen. Sie setzt sich aus geplanten (3%) und ungeplanten (7%) Stillständen zusammen. Geplante Stillstände beinhalten weitgehend routinemäßige Wartungsarbeiten. Ungeplante Stillstände setzen sich aus technischen Ausfällen (Störung, Kleinschäden, Großschäden, Totalausfälle), Stillständen wegen Flauten oder Stürmen, erzwungenen Drosselungen der Produktion (Netzanforderungen), sowie Personalmangel (z.b. Streik) zusammen. Des Weiteren ergeben sich ungeplante Stillstände bei Wetterbedingungen, in denen es nicht möglich ist, defekte Anlagen zu erreichen. 24 Der mittlere Parkwirkungsgrad wurde mit 97% angenommen. Der Übertragungswirkungsgrad ist abhängig von der Art der Übertragungstechnologie, vom Vorhandensein von Kompensationseinrichtungen, sowie von der Übertragungslänge und enthält Umspannverluste. Für jeden Fall wurden gesonderte Annahmen getroffen. Die Verluste in Fall 1 wurden mit 4,5%, die Verluste von Fall 2 mit 8% und in Fall 3 mit 3,5% angenommen. Die Einnahmen in der Zahlungsreihe entsprechen der jeweiligen Einspeisevergütung multipliziert mit dem langjährig zu erwartenden Mittel des Energieertrages nach Verlustabzügen (Netto-Ertrag). Die Einspeisebedingungen sind dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG 2004) entnommen. 25 Die gegenübergestellten Ausgaben unterteilen sich in Personalkosten, Instandhaltung, sonstige, nicht planbare Ausgaben, Zinszahlungen und Rückstellungen. Die Kosten für Überwachungspersonal und Instandhaltungspersonal werden mit pro Mitarbeiter angesetzt und eskaliert über dem Betrachtungszeitraum. Für die betrachtete Windpark- 24 Kroskoszinski; Kist; Oechsler (2003). 25 Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbarer Energien im Strombereich (2004). größe wird davon ausgegangen, dass 25 Mitarbeiter beschäftigt werden müssen. Instandhaltungskosten beinhalten Instandhaltungsaufwand und periphere Kosten, wie z.b. Transportmittel. Die Kosten für Service, Reparatur und Ersatzteile belaufen sich über der Lebensdauer der Anlagen nach dem 250MW-Breitentest (WMEP) für Anlagen mit installierten Nennleistungen >1000 kw zu 40% der Investitionskosten. 26 Das Deutsche Windenergie Institut (DEWI) gibt an, dass Maschinenteile über der Lebensdauer in Höhe von 65-70% an Investitionskosten für die Anlagen ersetzt werden müssen. 27 In dieser Arbeit soll ein Wert von 60% angenommen werden, um dem technologisch großen Schritt im Vergleich zu den im 250-MW-Wind-Programm betrachteten Anlagen, dem erhöhten Risiko, sowie der mangelnden Erfahrung mit Offshore-Anlagen gerecht zu werden. Hieraus ergeben sich jährlich durchschnittliche Wartungskosten in Höhe von 3% an Anlageninvestitionskosten. Kosten für Transportmittel zur Windparkunterhaltung sowie für die Vorhaltung einer Warte an Land werden mit p. a. pauschalisiert und eskalieren. Versicherungskosten werden mit 0,75% an Investitionskosten angenommen. Sie setzen sich aus Betreiberhaftpflichtversicherung (0,25%) und Maschinenbruchversicherung (0,25-0,75%) zusammen. Der Erzeugungsausfall bleibt unversichert. Die Implementierung eines Condition Monitoring Systems (CMS) zur aktiven Zustandsüberwachung des Triebstrangs in Windenergieanlagen wird in Zukunft die Versicherungskosten senken. Eine Alternative wäre die Inanspruchnahme eines Schutzbriefkonzeptes der Anlagen-Hersteller, die in den meisten Fällen ein Condition Monitoring vorsehen. 28 Allerdings erweisen sich diese Angebote als teuer und sind für Offsho- 26 Hau (2003). 27 May (2004). 28 May (2004). 8 ZfE Zeitschrift für Energiewirtschaft 29 (2005) 1

8 Offshore-Windenergie: Studie zur Rentabilität von Offshore-Windparks in der Deutschen Nord- und Ostsee re-anwendungen noch in der Entwicklungsphase. Die Verwaltungskosten werden pauschal mit 1% vom jährlichen Ertrag angenommen. Sie enthalten vornehmlich Kosten der kaufmännischen Betriebsführung. Für sonstige Kosten wurden 5% am jährlichen Ertrag angesetzt. Unter diesen Punkt fallen z.b. elektrischer Eigenbedarf und wiederkehrende Kranprüfungen. Die Betriebskosten betragen relativ an Investitionskosten je nach Fall zwischen 3,5 und 4,5%. Für den nach Betriebsende fälligen Rückbau der Gesamtinstallation werden jährlich Rückstellungen i.h.v 2% vom Ertrag gebildet. Ergebnisse Bewertungsgrößen Bild 3: Investitionskosten und Net Present Value für jeden betrachteten Fall Mio Quelle: Eigene Darstellung 871,29 Investkosten -36,74 995,19 3,37 Net Present Value 1133,79 Darßer Schwelle Fino NSB Die wirtschaftliche Entscheidungsgröße abgezinster Barwert (Net Present Value, NPV) liegt für die Business-Cases Darßer Schwelle und Nordseeboje im negativen Bereich. Lediglich Fino kann knapp einen positiven Barwert erwirtschaften. Eine privatwirtschaftliche Investition würde unter den angenommenen und gegebenen Rahmenbedingungen für die Fälle Darßer Schwelle und Nordseeboje nicht in Frage kommen, da das eingesetzte Kapital nicht ausreichend verzinst wird. Die Gesamtkapitalrenditen (Return on Investment) liegen zwischen 0,68 (Darßer Schwelle) und 1,49 % (Fino). Von den drei Alternativen würde die Variante Fino den höchsten Net Present Value und die höchste Gesamtkapitalrendite erwirtschaften. Die Stromgestehungskosten liegen in allen drei Fällen geringfügig über der mittleren Einspeisevergütung. Die Verluste (als Differenz zwischen mittlerer Einspeisevergütung und Gestehungskosten) liegen im Zehntel-Cent- bis Cent-Bereich je Kilowattstunde. Der Fall Fino weist mit 0,0038 /kwh den geringsten Verlust aus. Aufgrund der unterschiedlichen Herangehensweise bei der Ermittlung der Stromgestehungskosten sind geringfügig abweichende Aussagen als bei den übrigen Bewertungsgrößen zu erwarten. In Tabelle 1 sind alle Bewertungsgrößen zusammengefasst dargestellt. Neben den bereits erläuterten Kennzahlen sind hier noch ertragsspezifische und leistungspezifische Investitionskosten aufgeführt. Ertragsspezifische Investkosten ergeben sich als Quotient aus den Anfangsinvestitionskosten und dem zu erwartenden Jahresenergieertrag, leistungsspezifische Investkosten als Quotient aus den Anfangsinvestitionskosten und der installierten Nennleistung. Die mittlere Einspeisevergütung entspricht dem arithmetischen Mittel der Einspeisevergütungen über dem Betrachtungszeitraum von 20 Jahren, zusammengesetzt aus dem hohen und dem niedrigen Vergütungssatz nach EEG Der Netto-Energieertrag errechnet sich jeweils aus den Windstatistiken und der Leistungskennlinie der Windenergieanlage nach Verlustabzügen. Die äquivalenten Brutto- bzw. Netto-Volllaststunden entsprechen dem Quotienten aus dem Brutto- bzw. Netto-Energieertrag und der installierten Nennleistung. Sensitivitätsanalyse -93,89 Tabelle 1: Zusammenfassung der Berechnungsergebnisse (zur Erläuterung: sowie) Zusammenfassung Einheiten Darßer Schwelle Fino NSB Netto-Energieertrag [kwh/a] äquivalente Brutto- Volllaststunden [vlh/a] äquivalente Netto- Volllaststunden [vlh/a] Investitionskosten [Mio. ] 871,29 995, ,79 Gesamtkapitalrendite (pre-tax) [%] 0,68% 1,49% 1,01% Diskontsatz [%] 9,50% 9,50% 9,50% Net Present Value [ ] , , ,59 Ertragsspezifische Investkosten [ /kwh] 0,55 0,56 0,62 Leistungsspezifische Investkosten [ /kw] 1.742, , ,58 Stromgestehungskosten [ /kwh] 0,0875 0,0875 0,0960 mittlere Einspeisevergütung [ /kwh] 0,0794 0,0837 0,0887 Gewinn pro kwh [ /kwh] -0,0081-0,0038-0,0073 In Anbetracht der Tatsache, dass die Gesamtinvestitionskosten teilweise die Milliarden-Euro-Grenze überschreiten, wird eine Investition unter den fiktiven ZfE Zeitschrift für Energiewirtschaft 29 (2005) 1 9

9 Ch. von Hirschhausen, T. Jeske Tabelle 2: Sensitivitätsanalyse des Net Present Value auf Änderungen im Ertrag und in der Höhe der Investkosten für den Fall Darßer Schwelle Energieertrag + Net Present Value in Tausend Euro - Investitionskosten + -10% -8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 10% % % % % % % % % % % Rahmendaten umso unwahrscheinlicher. Insbesondere bzgl. der Kosten und der Winddaten ist es daher sinnvoll, die unsicheren Werte in einer Sensitivitätsanalyse zu variieren. Die Winddaten sind in den Fällen 1 und 2 insoweit unsicher, als dass es sich bei den Messgeräten des BSH nicht um kalibrierte Instrumente handelt und die Messhöhen zu niedrig sind. Die Winddaten in Fall 3 sind zwar mit kalibrierten Instrumenten gemessen aber nur über den unzureichenden Zeitraum von einem Jahr. Die Windenergieerträge im betrachteten Zeitraum lagen (im Küstengebiet) ca. 3,5% unter dem langjährigen Mittel. Ein Windpark in der angenommenen Größenordnung würde wie in Tabelle 2 ersichtlich im Bereich der Darßer Schwelle erst dann wirtschaftlich betrieben werden können, wenn die Investitionskosten 6% niedriger als hier angesetzt ausfallen würden. Der Ertrag müsste bei konstanten Investitionskosten 4% höher liegen um einen positiven Net Present Value zu erwirtschaften. Ein wirtschaftlicher Betrieb ist demzufolge auch unter positiven Rahmenbedingungen schwer möglich.! Ein wirtschaftlicher Betrieb des Windparks NSB ist bei gegebenem Ertrag erst bei 10% niedrigeren Investitionskosten möglich. Bei gegebenen Investitionskosten würde ein Ertrags-Plus von 8% das Projekt nicht in die Wirtschaftlichkeitszone bringen. Die durch die große Entfernung zur Küste bedingten hohen Investitionskosten werden durch die erhöhten Vergütungssätze auch bei sehr positiven Annahmen nicht mit ausreichender Verzinsung erwirtschaftet werden können.! Der Windpark im Bereich der Messstation Fino kommt unter den hier getroffenen Annahmen in den Bereich der Wirtschaftlichkeit. Der Net Present Value ist jedoch extrem empfindlich auf die Parameter Investkosten und Energieertrag. Bei sonst konstanten Werten würde der Barwert bei 2% niedrigerem Ertrag negativ. Bei 2% höheren Investkosten wäre der Windpark ebenfalls nicht in der Lage, Kapitalgeber zu befriedigen. Fazit Unter den gegebenen Rahmenbedingungen sowie den großen technischen und wirtschaftlichen Unsicherheiten reicht die Einspeisevergütung nach EEG 2004 nicht aus, um einen rentablen Betrieb von Offshore-Windenergieanlagen zu ermöglichen. Trotz der Anpassung der Vergütungssätze im EEG 2004 nach oben kann eine Investition in Offshore-Windenergieprojekte unter den getroffenen Annahmen das eingesetzte Kapital nicht hinreichend verzinsen. Die spezifischen Investitionskosten liegen bis auf den Fall Nordseeboje innerhalb der von der Literatur veröffentlichten Bandbreiten; der Fall Nordseeboje liegt geringfügig über der oberen Bandbreitengrenze. Dies ist jedoch durch die sehr große Entfernung von 160 km zur Küstenlinie durchaus realistisch. Die Betriebskosten i.h.v. 3,5 4,5% an Investitionskosten liegen ebenfalls innerhalb der von der Literatur vorgegebenen Bandbreiten. 29 Die Annahme höherer Energieerträge würde aus jetziger Sicht das ohnehin große Gesamtrisiko erhöhen. Zur realistischen Abschätzung der Windverhältnisse in Nabenhöhe der Anlagen wird die Durchführung einer umfangreichen dreidimensionalen Strömungssimulation unter Einbezug sämtlicher Rahmenbedingungen und Messstatistiken für weitere Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen unumgänglich. Kurzfristig besteht somit kein ausreichender wirtschaftlicher Anreiz, in die Offshore-Windenergie zu investieren. Mittelfristig besteht zwar die Möglichkeit, dass die Investkosten durch Kostendegression bei hohen Stückzahlen beträchtlich absinken. Auch eine Erhöhung der installierten Leistung pro Park weit jenseits der GW-Grenze ist denkbar. Diese Perspektiven sind jedoch zu vage, um die heute anstehen- 29 Hau (2003). 10 ZfE Zeitschrift für Energiewirtschaft 29 (2005) 1

10 Offshore-Windenergie: Studie zur Rentabilität von Offshore-Windparks in der Deutschen Nord- und Ostsee den Investitionsentscheidungen nachhaltig beeinflussen zu können. Sollte das Ziel des massiven Ausbaus der Offshore-Windenergie aufrechterhalten werden, wären somit kurzfristig weitere flankierende Maßnahmen notwendig. Öko-Institut e.v. (Hrsg.) (1998): Stromgestehungskosten von Großkraftwerken. Bearb. v. Schneider, L., Freiburg, Literatur Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, Hamburg, / Letzter Abruf Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) (Hrsg.) (2002): Strategie der Bundesregierung zur Windenergienutzung auf See. Strategiepapier, Berlin, Christl, N. (2002): Offshore Netzanbindung: Wie kommt der Strom aufs Festland? In: Windkraft Journal, 22. Jg., 2002, Heft 6, S Elster, S. (2003): Planung von Offshore- Windparks: Bildung eines Kostenmodells zur Abschätzung und Analyse notwendiger Investitionsbudgets. Diplomarbeit, Wedel Entnommen aus: Overmöhle, K.; Lehmann K.P. (Hrsg.) (2003): Fascination Offshore - Report Hamburg Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbarer Energien im Strombereich. Veröffentlicht im Bundesgesetzblatt Jg Teil I. Bonn, Hau, E. (2003): Windkraftanlagen: Grundsatz, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. 3. Aufl., Berlin Higson, C.J. (1986): Business Finance. London, UK, Internationales Wirtschaftsforum Erneuerbare Energien / Letzter Abruf Jeske, T. (2004): Offshore Windenergie Windprognosen und profile auf hoher See und Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen. Diplomarbeit. Technische Universität Dresden, Kroskoszinski, H.-J.; Kist, K.; Oechsler, F. (2003): OEE-basiertes Betriebs- und Wartungskonzept für Offshore- Windparks Scada und Condition Monitoring werden unumgänglich. In: Erneuerbare Energien, Jg. 13, 2003, Heft 10. S Küver, S.; Stohlmeyer, H. (2004): Fachbeitrag: Offshore - Windenergie in Deutschland: Planung und Finanzierung. In: vwd:energy weekly, Heft Januar May, H. (2004): Hängematte mit Fallstricken. In: Bundesverband für Windenergie (Hrsg): Marktübersicht Windenergie Fachbeiträge. S ZfE Zeitschrift für Energiewirtschaft 29 (2005) 1 11