Vorhaben IIe Stromerzeugung aus Windenergie

Transkript

1 Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichts 2014 gemäß 65 EEG im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Vorhaben IIe Stromerzeugung aus Windenergie Wissenschaftlicher Bericht Projektleitung: Leipziger Institut für Energie GmbH Juli 2014

2 Auftragnehmer: Leipziger Institut für Energie GmbH Lessingstraße Leipzig Projektleitung: Doris Falkenberg (Büro Hamburg) doris.falkenberg@ie-leipzig.com Telefon: 040 / Projektpartner als Unterauftragnehmer: Helmut-Schmidt-Universität Universität der Bundeswehr Hamburg Holstenhofweg Hamburg Thomas Weiß thweiss@hsu-hh.de Telefon: 040 / BioConsult SH GmbH & Co.KG Schobüller Str Husum Dr. Georg Nehls g.nehls@bioconsult-sh.de Telefon: / Hamburg, Juli 2014

3 III Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis...III Abbildungsverzeichnis... VII Tabellenverzeichnis... XII Abkürzungsverzeichnis... XIX Vorbemerkung zum Gesamtvorhaben Einleitung Spartenspezifische Einführung Regelungen im EEG 2012 Windenergie an Land Regelungen im EEG 2012 Windenergie auf See Stand der Windenergienutzung Entwicklung der Windenergienutzung an Land in Deutschland Entwicklung des Repowering Entwicklung der Kleinwindenergieanlagen Entwicklung der Windenergie auf See Direktvermarktung Internationale Entwicklungen Ausbauziele und realisierter Ausbau im Vergleich Windenergie an Land Windenergie auf See Datengrundlagen zu Kosten der Stromerzeugung aus Windenergie Methodik Windenergieprojekte an Land Exkurs zu Anlagen für Binnenlandstandorte Haupt- und Nebeninvestitionskosten Betriebskosten Finanzierung Rohstoffpreise Vergleich zum EEG-Erfahrungsbericht 2011 und aktuellen Studien Windenergie auf See Haupt- und Nebeninvestitionen Betriebskosten Finanzierung Vergleich zum EEG-Erfahrungsbericht 2011 und aktuellen Studien Kosten für die Windstromerzeugung Methodik...67

4 IV 6.2 Ergebnisse für Windenergie an Land Modellfälle Treiber von Stromgestehungskosten Binnenlandanlagen mit 2,0 bis 2,5 MW beziehungsweise 3,0 bis 3,5 MW Anlagen für starke und mittlere Windgeschwindigkeiten mit 2,0 bis 2,5 MW beziehungsweise 3,0 bis 3,5 MW Leistung Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen an Land Stromgestehungskosten und Sensitivitäten für den Bereich 2,0 bis 3,5 MW Vergleich der Stromgestehungskosten zum EEG-Erfahrungsbericht 2011 und zu weiteren aktuellen Studien Repowering- und SDL-Bonus Ergebnisse für Windenergie auf See Modellfälle Stromgestehungskosten auf See Sensitivitätsanalysen Wirtschaftlichkeit auf See Vergleich der Stromgestehungskosten zum EEG Erfahrungsbericht 2011 und weiteren aktuellen Studien Vergleich mit dem Ausland Künftige Entwicklungen Mögliche Ertragssteigerungen und Kostensenkungen Zukünftige Stromgestehungskosten Windenergie an Land Mögliche Entwicklungen auf See Zukünftige Stromgestehungskosten Windenergie auf See Abregelung von Windenergieanlagen Abregelung nach EEG 2012 und EnWG 2012 im Vergleich Einfluss der schwindenden konventionellen Erzeugung Abgeregelte Windenergie und Anzahl der Einspeisemanagement-Maßnahmen Kosten der Abregelung und Alternativen Zusammenfassung und Fazit Grenzen und Möglichkeiten des Referenzertragsmodells Ausgangslage Schwachstellenanalyse Anpassungsalternativen Anpassungsmöglichkeiten des bestehenden Referenzertragssystems161

5 V Einstufiges Referenzertragsmodell Standortgütemodell Wirkung von Vergütungsvarianten auf die Gesamtvergütung Windenergie an Land Eingangs-Annahmen zur Entwicklung der Gesamtvergütung Auswirkungen auf die Gesamtvergütung Windenergie auf See Eingangs-Annahmen zur Entwicklung der Gesamtvergütung Auswirkungen auf die Gesamtvergütung Sensitivitätenanalyse Mengenmäßige Erweiterung des Stauchungsmodells Zusammenfassung Anhaltspunkte für eine angemessene Berücksichtigung der Direktvermarktungskosten Aspekte außerhalb des EEG Windenergie an Land Steuerung durch regionale und kommunale Planung von Gebieten Aspekte der immissionsschutzrechtlichen Verfahren Rechtsfragen des Repowerings Zeiträume für Planung, Genehmigung und Errichtung von Windparks Anreize Windenergie an Land Windenergie auf See Förderprogramm Windenergie auf See Ökologische Auswirkungen der Windenergienutzung Berücksichtigung ökologischer Konfliktfelder im EEG Windenergienutzung an Land Windenergienutzung auf See Windenergienutzung im Wald Windenergienutzung mit Kleinwindenergieanlagen (KWEA) Steuerung des Ausbaus Ausbauperspektiven für die Windenergie an Land Thesen zum Steuerungssystem aus Netzperspektive Netzausbauprojekte Hochspannungsgleichstromübertragung Steuerung der Windenergie auf See Netzanbindungen Verlängerungszeiträume für Küstenentfernung und Wassertiefe Herausforderungen der bisherigen Steuerung und Lösungsansätze.. 277

6 VI 13 Handlungsempfehlungen Windenergie an Land Windenergie auf See Verpflichtende Direktvermarktung Netzausbau Ökologische Auswirkungen Literaturverzeichnis Anhang A.1 Parametervariationen und Stromgestehungskosten A.2 Vom Einspeisemanagement betroffene Umspannwerke A.3 Auswertung der Daten der Übertragungsnetzbetreiber im Hinblick auf Daten der Betreiberdatenbasis A.4 Regelungen zu WEA im Wald und KWEA in den Bundesländern A.5 Auswertung der Flächenausweisungen (ROPLAMO)

7 VII Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Vergütungssätze für Windenergie an Land nach dem EEG in der jeweils gültigen Fassung 6 Abbildung 2: Vergütungssätze für Windenergie auf See nach dem EEG in der jeweils gültigen Fassung 9 Abbildung 3: Entwicklung der Windenergieerträge an Land 11 Abbildung 4: Entwicklung der installierten Leistung von Windenergie an Land 12 Abbildung 5: Regionale Verteilung der Windenergienutzung (Stand: Ende 2013) 13 Abbildung 6: Mittlere Nabenhöhen der von 2012 bis Ende 2013 errichteten Windenergieanlagen nach Bundesländern 14 Abbildung 7: Bundeslandspezifisches Rotor-Generator-Verhältnis der 2012 bis Ende 2013 errichteten WEA 16 Abbildung 8: Entwicklung der durchschnittlichen Anlagengröße; Windenergie an Land 17 Abbildung 9: Struktur des Anlagenzubaus nach Leistungsklassen an Land (I) 18 Abbildung 10: Struktur des Anlagenzubaus nach Leistungsklassen an Land (II) 18 Abbildung 11: Histogramm der Windenergieleistung beim Anlagenzubau 19 Abbildung 12: Marktanteile der WEA-Hersteller an der installierten Leistung und Anlagenanzahl in Deutschland für Anlagen in Betrieb bis Ende Abbildung 13: Repowering bei der neu installierten Leistung 21 Abbildung 14: Regionale Verteilung des Repowering-Potenzials infolge der Altersstruktur der Windenergieanlagen (Stand: Ende 2013) 22 Abbildung 15: Anzahl und Leistung der Windparks auf See nach Projektzustand (Stand: Ende April 2014) 25 Abbildung 16: Installierte Windenergieanlagen auf See am 9. April Abbildung 17: Jährlich neu installierte Anlagenleistung und Erträge Windenergie auf See 27 Abbildung 18: Anteile der WEA-Leistungsklassen an der Anlagenzahl nach Fertigstellung der in Errichtung befindlichen Parks auf See 28 Abbildung 19: Direktvermarktete Leistung von Strom aus Windenergieanlagen 31 Abbildung 20: Entwicklung der Bundesländerziele im Szenario C über den NEP 2012, den NEP 2013 und die Vorarbeiten zum NEP 2014 sowie installierte Leistung Ende Abbildung 21: Entwicklung der Bundesländerziele im Szenario B über den NEP 2012, den NEP 2013 und die Vorarbeiten zum NEP 2014 sowie installierte Leistung Ende

8 VIII Abbildung 22: Entwicklung der Bundesländerziele für Windenergie auf See im Szenario C über den NEP 2012, den NEP 2013 und die Vorarbeiten zum NEP 2014 sowie installierte Leistung Ende Abbildung 23: Entwicklung der Bundesländerziele für Windenergie auf See im Szenario B über den NEP 2012, den NEP 2013 und die Vorarbeiten zum NEP 2014 sowie installierte Leistung Ende Abbildung 24: Zubau von Binnenlandanlagen nach Bundesländern von 2011 bis Abbildung 25: Gesamtinvestitionskosten nach Leistungsklassen und befragter Gruppe 46 Abbildung 26: Marktpreise von Binnenlandanlagen (Rotordurchmesser größer 90 m und Nabenhöhen größer 120 m, Leistung 2 bis 2,5 MW bzw. 3 bis 3,5 MW) 48 Abbildung 27: Bereinigte Marktpreisgerade von Anlagen für Starkwind und mittlere Windstärken der Leistungsklasse 2,0 bis 2,5 MW 49 Abbildung 28: Bereinigte Marktpreisgerade für übrige Anlagen (ohne Anlagen für schwache und mittlere Windgeschwindigkeiten) der Leistungsklasse 3,0 bis 3,5 MW 49 Abbildung 29: Neben- und Hauptinvestitionskosten in Spannbreiten von Anlagen der 2,0- bis 3,0-MW-Größenklasse 52 Abbildung 30: Spannbreiten der Betriebskostenbestandteile für Leistungsklassen von 2,0 bis 3,0 MW in der ersten Dekade des Betriebs, Angaben der PE 53 Abbildung 31: Spannbreiten der Betriebskostenbestandteile für Leistungsklassen von 2,0 bis 3,0 MW in der zweiten Dekade des Betriebs, Angaben der PE 54 Abbildung 32: Stahlpreisentwicklung basierend auf einem Korb verschiedener Stahlgüten von September 2006 bis Anfang Januar Abbildung 33: Kupferpreisentwicklung von Dezember 2004 bis Dezember Abbildung 34: Aluminiumpreisentwicklung von Dezember 2004 bis Dezember Abbildung 35: Preise von Neodymoxid (99 %) von Januar 2012 bis Dezember Abbildung 36: Gesamtinvestitionskosten Windenergie auf See nach Leistungsklassen 62 Abbildung 37: Wirkung der Sensitivitätsanalysen bei einer Windenergieanlage am 70-%-Standort (2,0 bis 2,5 MW) auf die Stromgestehungskosten 70 Abbildung 38: Wirkung der Sensitivitätsanalysen ausgewählter Parameter einer Binnenlandanlage am 70-%-Standort (2,0 bis 2,5 MW) auf die Stromgestehungskosten 70

9 IX Abbildung 39: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen 74 Abbildung 40: Stromgestehungskosten von übrigen Anlagen 79 Abbildung 41: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen und übrigen Anlagen der 2,0- bis 2,5-MW-Leistungsklasse 83 Abbildung 42: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen und übrigen Anlagen der 3,0- bis 3,5-MW-Leistungsklasse 83 Abbildung 43: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen der 2,0- bis 2,5- und 3,0- bis 3,5-MW-Leistungsklasse 84 Abbildung 44: Stromgestehungskosten von übrigen Anlagen der 2,0- bis 2,5- und 3,0- bis 3,5-MW-Leistungsklasse 84 Abbildung 45: Veränderung der Eigen- und Fremdkapitalanteile am Gesamtkapital über die Kreditlaufzeit beim Annuitätendarlehen 87 Abbildung 46: Vergleich ausgewählter Sensitivitätsfälle mit dem Basisfall 89 Abbildung 47: Stromgestehungskosten für die Sensitivitäten im Fall Abbildung 48: Stromgestehungskosten für die Sensitivitäten im Fall 1.a Abbildung 49: Stromgestehungskosten für die Sensitivitäten im Fall 1.b Abbildung 50: Stromgestehungskosten der verschiedenen Tilgungsvarianten in der Leistungsklasse unter 5 MW mit und ohne Stauchungsmodell 105 Abbildung 51: Stromgestehungskosten der verschiedenen Tilgungsvarianten in der Leistungsklasse über/gleich 5 MW mit und ohne Stauchungsmodell 105 Abbildung 52: Küstenentfernungen und Wassertiefen von Windparks in europäischen Ländern 109 Abbildung 53: Stromgestehungskosten der 2- bis 2,5-MW-Klasse für die Jahre bis Abbildung 54: Stromgestehungskosten der 3-bis 3,5-MW-Klasse für die Jahre bis Abbildung 55: Methodik und Vorgehensweise für die Bestimmung der Ausfallarbeit und -leistung 132 Abbildung 56: In 2013 neu installierte Windkraftanlagen (rot) und vom Einspeisemanagement betroffene Umspannwerke (blau) 135 Abbildung 57: Geografische Verteilung der 2013 abgeregelten Energie von Windkraftanlagen in MWh/100km² 137 Abbildung 58: Anzahl (links) und Dauer (rechts) der EinsM-Maßnahmen pro Tag des Jahres Abbildung 59: Photovoltaik- (rot) und Windeinspeisung (blau) sowie abgeregelte Arbeit (gelb) für den Zeitraum zwischen dem 24. März und dem 19. April

10 X Abbildung 60: Geografische Verteilung der Anzahl (links) und der Dauer (rechts) der EinsM-Maßnahmen [HSU 2014] 139 Abbildung 61: Zeiträume der Anfangsvergütung in Abhängigkeit vom Referenzertrag (Standortqualität) 147 Abbildung 62: Auswertung der BDB nach Standortqualität (E/R) und den dafür geltenden Vollbenutzungsstunden für den Gesamtbestand an WEA in Deutschland 149 Abbildung 63: Anzahl der Anlagen mit einer Auslastung 145 % vom Referenzertrag nach Errichtungsjahren 150 Abbildung 64: Grundvergütete Leistung nach Jahrgangsklassen 151 Abbildung 65: Mittlerer Referenzertrag für den Anlagenbestand in Deutschland (1982 bis März 2013) 152 Abbildung 66: Schaubild zur Schwachstellenanalyse des Referenzertragsmodells 153 Abbildung 67: Auswertung der BDB nach Standortqualität (E/R) und den dafür geltenden Vollbenutzungsstunden für WEA der Inbetriebnahmejahrgänge 2011 bis Ende Abbildung 68: Bandbreite der Stromgestehungskosten von Windenergieanlagen über Standortkategorien (Binnenland und übrige Anlagen im Bereich von 2 bis 3,5 MW) 161 Abbildung 69: Zeiträume der Anfangsvergütung im Vergleich von EEG 2012 zu modifizierter Variante 162 Abbildung 70: Vergleich der Projektrenditen nach EEG 2012 und modifizierter Variante 164 Abbildung 71: Vergleich der Zeiträume der Anfangsvergütung nach EEG 2012 und Exponential-Variante (Anfangsvergütung 9,06 ct/kwh, Grundvergütung 4,80 ct/kwh, 8 % Eigenkapitalverzinsung) 165 Abbildung 72: Unterschiedliche Varianten zu Anfangsvergütungszeiträumen im Vergleich zum EEG Abbildung 73: Geraden-Varianten zu den Anfangsvergütungszeiträumen im Vergleich zum EEG Abbildung 74: Vergütungssätze für den Zeitraum von 20 Jahren für unterschiedliche Standorte; Anlagen von 2,0 bis 3,5 MW 170 Abbildung 75: Standortgütemodell (Anfangsvergütung von 9,06 ct/kwh in den ersten 3 Jahren und standortspezifische Sätze ab dem vierten Jahr; Eigenkapitalverzinsungen: 8 %) 172 Abbildung 76: Verlauf der standortspezifischen Vergütung an 70- bis 150-%- Standorten bei dreijähriger Anfangsvergütung 173 Abbildung 77: Standortgütemodell mit 3-jähriger Anfangsvergütung, mittlere Vergütung mit 1,5 % Degression und zukünftige Stromgestehungskosten für 2,0- bis 2,5-MW-Anlagen 178

11 XI Abbildung 78: Standortgütemodell mit 3-jähriger Anfangsvergütung, mittlere Vergütung mit 1,5 % Degression und zukünftige Stromgestehungskosten für 3,0- bis 3,5-MW-Anlagen 179 Abbildung 79: Standortgütemodell mit 5-jähriger Anfangsvergütung, mittlere Vergütung mit 1,5 % Degression und zukünftige Stromgestehungskosten für 2,0- bis 2,5-MW-Anlagen 179 Abbildung 80: Standortgütemodell mit 5-jähriger Anfangsvergütung, mittlere Vergütung mit 1,5 % Degression und zukünftige Stromgestehungskosten für 3,0- bis 3,5-MW-Anlagen 180 Abbildung 81: Mittlere EEG-Vergütung über 20 Jahre im Vergleich der vier Vergütungsmodelle für den Zubaujahrgang Abbildung 82: Vergleich der mittleren EEG-Vergütung über 20 Jahre bei den vier Vergütungsmodellen für die Zubaujahrgänge 2014 bis Abbildung 83: Vergleich der EEG-Vergütung über 20 Jahre bei den vier Vergütungsmodellen für den Zubaujahrgang 2014 nach Standortklassen 183 Abbildung 84: Gesamtvergütungsvarianten für das mittlere Szenario 195 Abbildung 85: Gesamtvergütungsvarianten für das untere Szenario 196 Abbildung 86: Vergleich der durchschnittlichen Renditen ausgewählter Geldanlagen (Stand: November 2012) 214 Abbildung 87: Schallabhängigkeit der Detektionsrate während Rammungen (δppm/h) im Vergleich zur Detektionsrate vor Beginn von Rammungen in 2 db-klassen 236 Abbildung 88: Auswertung der BDB nach Standortqualität (E/R) und prozentualem Anteil der Anlagenanzahl für die Inbetriebnahmejahre 2011 bis Abbildung 89: Netzausbauprojekte laut Energieleitungsausbaugesetz 265 Abbildung 90: Geplante Netzausbauprojekte der Übertragungsnetzbetreiber 267 Abbildung 91: Geplante Netzausbauprojekte der Übertragungsnetzbetreiber mit Regionen abgeregelter Energie 268 Abbildung 92: Geplante HGÜ-Leitungen 270 Abbildung 93: Gesamtinvestitionskosten von OWP im Zusammenhang mit Küstenentfernungen sowie Wassertiefen 276 Abbildung 94: Gesamtinvestitionskosten in Abhängigkeit von der Küstenentfernung 276 Abbildung 95: Gesamtinvestitionskosten in Abhängigkeit von der Wassertiefe 277

12 XII Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Tabelle 2: Tabelle 3: Tabelle 4: Vergütungssätze für Windenergie an Land nach verschiedenen Fassungen des EEG 6 Wichtige Vergütungsregelungen der EEG-Novellen für Windenergie an Land 7 Vergütungssätze für Windenergie auf See nach verschiedenen Fassungen des EEG 9 Wichtige Vergütungsregelungen der EEG-Novellen für Windenergie auf See 10 Tabelle 5: Wesentliche Umfrageergebnisse zur Direktvermarktung 32 Tabelle 6: Geografische Verteilung der Windkraftkapazitäten Ende Tabelle 7: Ausbauentwicklung für Windenergie an Land nach NREAP 36 Tabelle 8: Ausbauentwicklung für Windenergie auf See nach NREAP 39 Tabelle 9: Tabelle 10: Tabelle 11: Tabelle 12: Tabelle 13: Tabelle 14: Tabelle 15: Tabelle 16: Tabelle 17: Installierte Leistung Windenergie auf See im Rahmen der Szenarien der BMU-Leitstudie Variationsparameter für Sensitivitätsanalyse (2,0- bis 2,5-MW- Anlage, 70-%-Standort) 69 Eingangsdaten zur Bestimmung der Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen der Größenklasse 2,0 bis 2,5 MW 72 Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen der Leistungsklasse 2,0 bis 2,5 MW 72 Eingangsdaten zur Bestimmung der Stromgestehungskosten von Anlagen für schwache und mittlere Windgeschwindigkeiten der Größenklasse 3,0 bis 3,5 MW (Binnenlandanlagen) 73 Stromgestehungskosten von Anlagen für schwache und mittlere Windgeschwindigkeiten der Leistungsklasse 3,0 bis 3,5 MW (Binnenlandanlagen) 73 Eingangsdaten zur Bestimmung der Stromgestehungskosten von Anlagen für starke und mittlere Windgeschwindigkeiten der Größenklasse 2,0 bis 2,5 MW 75 Stromgestehungskosten von Anlagen für Starkwind und mittlere Windstärken der Leistungsklasse 2,0 bis 2,5 MW 76 Eingangsdaten zur Bestimmung von Stromgestehungskosten der übrigen Anlagen in der Größenklasse 3,0 bis 3,5 MW 77 Tabelle 18: Stromgestehungskosten übriger Anlagen der Leistungsklasse 3,0 bis 3,5 MW 78 Tabelle 19: Interner Zinsfuß für Binnenlandanlagen der Klasse von 2,0 bis 2,5 MW (obere Tabelle) mit Annahmen aus Tabelle 11 und der Klasse von 3,0 bis 3,5 MW (untere Tabelle) mit Annahmen aus Tabelle 13 80

13 XIII Tabelle 20: Interner Zinsfuß von Anlagen für Starkwind und mittlere Windstärken der Klasse von 2,0 bis 2,5 MW (obere Tabelle) und der übrigen Anlagen der Klasse von 3,0 bis 3,5 MW (untere Tabelle) 81 Tabelle 21: Stromgestehungskosten der Modellanlagen (2 bis 3,5 MW) 85 Tabelle 22: Eingangsparameter der Sensitivitätsfälle im Vergleich zum Basisfall 88 Tabelle 23: Stromgestehungskosten der Sensitivitätsfälle bei 20- und 15- jähriger Kreditlaufzeit im Vergleich zum Basisfall 88 Tabelle 24: Tabelle 25: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen und übrigen Anlagen im Vergleich zu anderen Studien 90 Vergleich der Eingangsparameter zur Bestimmung von Stromgestehungskosten im Bereich der 2,0 bis 3,5-MW-Klasse 92 Tabelle 26: Nachrüstungsmaßnahmen in Deutschland 94 Tabelle 27: Auswertungen für Modellfälle in den Clustergruppen der Nordsee 96 Tabelle 28: Mittelwert-Fälle für Anlagenklasse unter 5 MW 97 Tabelle 29: Spannbreiten-Fälle für Anlagenklasse unter 5 MW 98 Tabelle 30: Mittelwert-Fälle der Anlagenklasse ab 5 MW 99 Tabelle 31: Spannbreiten-Fälle für Anlagenklasse ab 5 MW 99 Tabelle 32: Tabelle 33: Tabelle 34: Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 1.a Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 1.b Tabelle 35: Zinszahlungen nach Darlehensvariante mit Stauchungsmodell 106 Tabelle 36: Tabelle 37: Tabelle 38: Tabelle 39: Tabelle 40: Zinszahlungen nach Darlehensvariante ohne Stauchungsmodell nach der Kreditlaufzeit mit Stauchungsmodell 106 Spannbreiten interner Zinsfuß für Anlagenklasse unter 5 MW an den verschiedenen Standortgruppen ohne Zusatzeinnahmen aus der Direktvermarktung 106 Spannbreiten interner Zinsfuß für Anlagenklasse unter 5 MW an den verschiedenen Standortgruppen mit Zusatzeinnahmen aus der Direktvermarktung 107 Spannbreiten interner Zinsfuß für Anlagenklasse ab 5 MW an den verschiedenen Standortgruppen ohne zusätzliche Einnahmen aus der Direktvermarktung 107 Spannbreiten interner Zinsfuß für Anlagenklasse ab 5 MW an den verschiedenen Standortgruppen mit zusätzlichen Einnahmen aus der Direktvermarktung 108

14 XIV Tabelle 41: Tabelle 42: Tabelle 43: Tabelle 44: Tabelle 45: Tabelle 46: Tabelle 47: Tabelle 48: Investitionskosten und Vollbenutzungsstunden aller Anlagen für Nominale Stromgestehungskosten in den Inbetriebnahmejahren 2013 bis 2023 für Windenergie auf See in Deutschland Szenario 1 der Kostensenkungspotenzialstudie 118 Nominale Stromgestehungskosten in den Inbetriebnahmejahren 2013 bis 2023 für Windenergie auf See in Deutschland Szenario 2 der Kostensenkungspotenzialstudie 118 Parameter für die Berechnung der zukünftigen Stromgestehungskosten für Fall 2.2 in der Anlagenklasse ab 5 MW 119 Voraussichtliche nominale Stromgestehungskosten für Fall 2.2.bis zum Jahr 2023 unter den Rahmenbedingungen von Szenario 1 der Kostensenkungspotenzialstudie 119 Aktuelle und notwendige Vergütungshöhen für Fall 2.2 ohne Berücksichtigung zusätzlicher Prämien 120 Nominale Stromgestehungskosten in den Inbetriebnahmejahren 2013 bis 2023 für Windenergie auf See in Deutschland Szenario 1 mit Preissteigerungsrate von 1,5 % gemäß der Kostensenkungspotenzialstudie 121 Nominale Stromgestehungskosten in den Inbetriebnahmejahren 2013 bis 2023 für Windenergie auf See in Deutschland Szenario 1 mit Preissteigerungsrate von 2,5 % gemäß der Kostensenkungspotenzialstudie 121 Tabelle 49: Verteilung der Leistung auf Umspannwerke 133 Tabelle 50: Tabelle 51: Im Jahr 2013 abgeregelte Energie in den Berechnungsmethoden optimistisch, konservativ und realistisch 136 Übersicht über die abgeregelte Energie und die entstandenen Vergütungsansprüche in den unterschiedlichen, berechneten Szenarien 142 Tabelle 52: Beispiel einer einheitlichen und voll informativen Veröffentlichung 145 Tabelle 53: Tabelle 54: Tabelle 55: Tabelle 56: Tabelle 57: Referenzerträge ausgewählter Anlagen und daraus resultierende Vollbenutzungsstunden 156 Referenzerträge ausgewählter Binnenlandanlagen und daraus resultierende Vollbenutzungsstunden 156 Binnenlandanlagen in den Standortqualitäten und Bundesländern (2011 bis 2013) 157 Gegenüberstellung der Anfangsvergütungszeiträume und Projektrenditen des EEG 2012 und der modifizierten Variante 163 Unterschiedliche Varianten zu Anfangsvergütungszeiträumen für Anlagen 2,0 bis 3,5 MW 166

15 XV Tabelle 58: Tabelle 59: Tabelle 60: Geraden-Varianten zu den Anfangsvergütungszeiträumen (2,0 bis 3,5 MW) 169 Vergütungsstufen im Standortgütemodell bei drei- oder fünfjähriger Anfangsvergütung 171 Interpolierte Zwischenwerte der reduzierten Vergütungen mit dreijähriger Anfangsvergütung 173 Tabelle 61: Zubauverteilung von 2013 bis 2016 nach Standortklassen 177 Tabelle 62: Vergütungssätze der vier Modelle im Vergleich, Zubaujahr Tabelle 63: Zubauannahmen für die verschiedenen Szenarien 185 Tabelle 64: Tabelle 65: Durchschnittliche Vollbenutzungsstunden über 20 Jahre nach Zubaujahr im mittleren Szenario 186 Durchschnittliche Vollbenutzungsstunden über 20 Jahre nach Zubaujahr im unteren Szenario 187 Tabelle 66: Voraussichtliche Erträge im mittleren und im unteren Szenario 187 Tabelle 67: Tabelle 68: Tabelle 69: Tabelle 70: Tabelle 71: Tabelle 72: Tabelle 73: Tabelle 74: Tabelle 75: Tabelle 76: Erträge mit Vergütung mit und ohne Stauchungsmodell für neu installierte Leistung in den jeweiligen Zubaujahren gemäß EEG Entwicklung der Gesamtvergütungen im mittleren Szenario (ohne Prämien) 190 Entwicklung der Gesamtvergütungen im unteren Szenario (ohne Prämien) 190 Sensitivität - Entwicklung der Gesamtvergütungen im mittleren Szenario (ohne Prämien) bei 85 % mit Stauchungsmodell vergüteter Erträge und 15 % ohne Stauchungsmodell 191 Sensitivität - Entwicklung der Gesamtvergütungen im unteren Szenario (ohne Prämien) bei 85 % mit Stauchungsmodell vergüteter Erträge und 15 % ohne Stauchungsmodell 191 Entwicklung der Gesamtvergütungen im mittleren Szenario (Ausweitung des Stauchungsmodells und der klassischen Vergütung von 15 ct/kwh bis Ende 2019) 192 Entwicklung der Gesamtvergütungen im unteren Szenario (Ausweitung des Stauchungsmodells und der klassischen Vergütung von 15 ct/kwh bis Ende 2019) 192 Angenommene Verteilung der Aufschlagshöhen für die verpflichtende Direktvermarktung bis Entwicklung der Gesamtzahlungen im mittleren Szenario bei verpflichtender Direktvermarktung 193 Entwicklung der Gesamtzahlungen im unteren Szenario bei verpflichtender Direktvermarktung 193

16 XVI Tabelle 77: Entwicklung der Gesamtvergütung mit der mengenmäßigen Erweiterung des Stauchungsmodells 194 Tabelle 78: Kosten für Profilserviceaufwand von 2011 bis Tabelle 79: Kosten für die Direktvermarktung von EEG-Strom 199 Tabelle 80: Tabelle 81: Tabelle 82: Tabelle 83: Tabelle 84: Rangfolge der wichtigsten Verzögerungsgründe bei der Umsetzung von Repowering-Projekten 210 Zeiträume für Planung, Genehmigung und Errichtung von Windparks an Land 211 Finanzierungsvarianten im Rahmen des KfW-Sonderprogramms Offshore-Windenergie 221 Anzahl als Kollisionsfund gefundener Vögel unter Windenergieanlagen in Deutschland (Stand April 2014) 226 Potenzielle Auswirkungen von WEA und KWEA auf Vögel und Fledermäuse 250 Tabelle 85: Klassifizierung der Vergütungssätze nach Standortgütemodell (5 Jahre Anfangsvergütung) 261 Tabelle 86: Klassifizierung der Vergütungssätze nach Standortgütemodell (3 Jahre Anfangsvergütung) 262 Tabelle 87: Zusammenfassung der Netzausbauprojekte im Energieleitungsausbaugesetz 266 Tabelle 88: Netzanbindungen Ist- und Start-Netz in der Ostsee (50Hertz) 271 Tabelle 89: Tabelle 90: Tabelle 91: Tabelle 92: Tabelle 93: Netzanbindungen Ist- und Start-Netz in der Nordsee (TenneT TSO GmbH) 272 Voraussichtliche Übertragungsleistungen des Netzes auf See bis Ende Verlängerungszeiträume der Anfangsvergütung bei Mittelwerten der Küstenentfernung und Wassertiefe der Parks 274 Minimale und maximale Verlängerungszeiträume der Anfangsvergütung bei Spannbreiten der Küstenentfernung und Wassertiefe der Parks 275 Standortgütemodell mit einer einheitlichen dreijährigen Anfangsvergütung 281 Tabelle 94: Standortgütemodell mit einer festen fünfjährigen Anfangsvergütung 281 Tabelle 95: Tabelle 96: Vergütungsklassen für das Standortgütemodell mit einer festen dreijährigen Anfangsvergütung 282 Vergütungsklassen für das Standortgütemodell mit einer festen fünfjährigen Anfangsvergütung 282 Tabelle 97: Parametervariationen für Fall Anlagenklasse unter 5 MW 311

17 XVII Tabelle 98: Parametervariationen für Fall 1.a.1 - Anlagenklasse unter 5 MW 311 Tabelle 99: Parametervariationen für Fall 1.b.1 - Anlagenklasse unter 5 MW 311 Tabelle 100: Parametervariationen für Fall Anlagenklasse unter 5 MW 312 Tabelle 101: Parametervariationen für Fall 2.a.1 - Anlagenklasse unter 5 MW 312 Tabelle 102: Parametervariationen für Fall 2.b.1 - Anlagenklasse unter 5 MW 312 Tabelle 103: Parametervariationen für Fall Anlagenklasse über 5 MW 312 Tabelle 104: Parametervariationen für Fall Anlagenklasse über 5 MW 313 Tabelle 105: Tabelle 106: Tabelle 107: Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 2.a Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 2.b Tabelle 108: SGK mit Stauchungsmodell nach Darlehensvariante im Vergleich zum ZSW-Analyseraster, Leistungsklasse unter 5 MW 314 Tabelle 109: SGK ohne Stauchungsmodell nach Darlehensvariante im Vergleich zum ZSW-Analyseraster, Leistungsklasse unter 5 MW 314 Tabelle 110: Tabelle 111: Tabelle 112: Tabelle 113: Tabelle 114: Tabelle 115: Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 1.a Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 1.b Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 2.a Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 2.b Tabelle 116: SGK mit Stauchungsmodell nach Darlehensvariante im Vergleich zum ZSW-Analyseraster, Leistungsklasse ab 5 MW 317 Tabelle 117: SGK ohne Stauchungsmodell nach Darlehensvariante im Vergleich zum ZSW-Analyseraster, Leistungsklasse ab 5 MW 317 Tabelle 118: Tabelle 119: Top UW nach Minuten Eingriffe; Zweite Zeile: Vorjahreswerte in rot (20 km Zuordnungsradius) 318 Top UW nach Anzahl Eingriffe; Zweite Zeile: Vorjahreswerte in rot (20km Zuordnungsradius) 319

18 XVIII Tabelle 120: Top UW nach Menge der Verlustarbeit in allen 3 behandelten Szenarien Zweite Zeile: Vorjahreswerte in rot (20km Zuordnungsradius) 320 Tabelle 121: Grundvergütete Anlagenleistung je Regelzone 321 Tabelle 122: Tabelle 123: Übersicht zu Regelungen von Windkraftanlagen im Wald in den einzelnen Bundesländern 323 Übersicht zu Regelungen und Genehmigungen von KWEA in den einzelnen Bundesländern 326

19 XIX Abkürzungsverzeichnis AH ARegV AVV BauGB BauNVO BDB BDEW BioConsult BK BLA BLWE BMU BMWi BNetzA BVKW BWE CFK EB EE EEA EEG EIB EinsM EnWG EZA FGW GewStG GFK HGÜ HSU IE IRR KfW Anlagenhersteller Anreizregulierungsverordnung Allgemeine Verwaltungsvorschrift Baugesetzbuch Baunutzungsverordnung Betreiber-Datenbasis Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. BioConsult SH GmbH & Co. KG Bank(en) Binnenlandanlage(n) Bund-Länder-Initiative Windenergie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Bundesverband Kleinwindenergieanlagen e.v. Bundesverband WindEnergie e.v. Kohlenstofffaserverstärkte Kunststoffe Erfahrungsbericht Erneuerbare Energien Erneuerbare Energieanlagen Erneuerbare Energien Gesetz Europäische Investitionsbank Einspeisemanagement Energiewirtschaftsgesetz Erzeugungsanlagen FGW e.v. - Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien Gewerbesteuergesetz Glasfaserverstärkte Kunststoffe Hochspannungsgleichstromübertragung Helmut-Schmidt-Universität Universität der Bundeswehr Hamburg Leipziger Institut für Energie GmbH Internal Rate of Return = Interner Zinsfuß Kreditanstalt für Wiederaufbau

20 XX KS KWEA KWK LAI LME LS NEP NREAP O-NEP OWP PE PSW ROPLAMO SDL SDLWindV Sm STUK TLP TR UW ÜNB VG VBH VNB WEA WKA ZSW ZZA Kurzzeitspeicher Kleinwindenergieanlage(n) Kraft-Wärme-Kopplung Länderausschuss für Immissionsschutz London Metal Exchange Langzeitspeicher Netzentwicklungsplan National Renewable Energy Action Plan = Nationaler Aktionsplan Erneuerbare Energien Offshore-Netzentwicklungsplan Offshore-Windpark(s) Projektentwickler Pumpspeicherkraftwerk Raumordnungsplan-Monitor Systemdienstleistungen Systemdienstleistungsverordnung Wind Seemeilen Standarduntersuchungskonzept Tension-Leg Platform Technische Richtlinie(n) Umspannwerk(e) Übertragungsnetzbetreiber Verwaltungsgericht Vollbenutzungsstunden Verteilnetzbetreiber Windenergieanlage(n) Windkraftanlage(n) Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden- Württemberg Zusätzlicher Zeitraum der Anfangsvergütung

21 1 Vorbemerkung zum Gesamtvorhaben Im Hinblick auf die Weiterentwicklung des EEG wurde und wird in der öffentlichen Diskussion die Zukunftsfähigkeit des bestehenden Fördersystems grundlegend infrage gestellt. Es mehren sich die Stimmen, die einen Übergang zu einem marktorientierteren Förderrahmen ohne administrative Preisbestimmung fordern. Hier wurden von verschiedener Seite die unterschiedlichsten Vorschläge für die zukünftige Ausgestaltung der Förderung der erneuerbaren Energien eingebracht. Eine Analyse der möglichen Optionen der Weiterentwicklung des Förderinstrumentariums für die erneuerbaren Energien ebenso wie dessen Auswirkungen auf das Gesamtsystem aus den verschiedensten Blickwinkeln ist Gegenstand des vom Bundeswirtschaftsministerium in Auftrag gegebenen Vorhabens Zukunftswerkstatt Erneuerbare Energien. Hierin werden Weiterentwicklungsvorschläge für sämtliche Zeithorizonte und auch Vorschläge anderer entsprechend untersucht und bewertet. Im Rahmen der wissenschaftlichen Arbeiten zur Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichts 2014 liegt der Schwerpunkt dagegen auf der Entwicklung konkreter Handlungsempfehlungen zur inkrementellen Weiterentwicklung des bestehenden Förderinstruments. Hier ist zu berücksichtigen, dass der Bedarf für inkrementelle Anpassungen auch bestehen bleiben dürfte, wenn im weiteren Verlauf des Prozesses eine umfassendere Reform beschlossen wird, wofür Anpassungen des bestehenden Systems, insbesondere der Vergütungsvorschriften, übergangsweise oder auch zur Ausgestaltung und Einführung neuer Instrumentarien benötigt werden.

22 2 1 Einleitung Die Leipziger Institut für Energie GmbH (IE Leipzig) wurde mit ihren Projektpartnern, der Helmut-Schmidt-Universität der Bundeswehr in Hamburg (HSU) sowie der BioConsult SH GmbH & Co.KG in Husum (BioConsult), vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) mit der Vorbereitung und wissenschaftlichen Begleitung bei der Erstellung eines Erfahrungsberichtes 2014 gemäß 65 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für die Sparte Windenergie beauftragt. Ziel dieses Auftrages ist es, vor dem Hintergrund des EEG darzulegen, wie sich die Windenergie entwickelt hat und welche Handlungsfelder sich perspektivisch für den weiteren Ausbau der Windenergie an Land und auf See identifizieren lassen. Auf dieser Grundlage werden Handlungsempfehlungen inner- und außerhalb des Erneuerbare- Energien-Gesetzes entworfen. Insbesondere die Bereiche Wirtschaftlichkeit, Technologieentwicklung und Potenzialabschätzungen sind zu betrachten. Mit diesem wissenschaftlichen Bericht (Stand: Ende Juni 2014) werden die Analysen vorgelegt, die als Basis die Situation der Windenergien an Land und auf See widerspiegeln. Darauf aufbauend werden mögliche Steuerungsansätze entworfen und diese qualitativ und quantitativ charakterisiert. Auf dieser Grundlage werden Handlungsempfehlungen für die Windenergie gegeben. Ein zentraler Aspekt des Erfahrungsberichtes ist die Darstellung der wirtschaftlichen Gesichtspunkte der Windenergie. Daher wurde eine Markterhebung bei den relevanten Akteuren der Windenergiebranche durchgeführt. Weitergehende, über die Kostenseite hinausreichende Aspekte, die bei der Befragung erhoben wurden, flossen in die jeweiligen Kapitel ein. Die inhaltliche Struktur des Berichts stellt sich wie folgt dar: In den Kapiteln 2 bis 4 werden zunächst Regelungen im EEG und Entwicklungen zum Ausbau der Windenergie und der Direktvermarktung von Windstrom für die weiteren Betrachtungen dargestellt. Die Datengrundlagen und Ergebnisse zu den Stromgestehungskosten werden in Kapitel 5 und 6 erläutert und die Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen unter den aktuellen Rahmenbedingungen aufgezeigt. Das Kapitel 7 widmet sich den Maßnahmen zum Einspeisemanagement und den Kosten der Abregelung. Im Kapitel 8 wird das Referenzertragsmodell für Windenergie an Land analysiert, Schwachstellen identifiziert und Lösungsvorschläge benannt. In Kapitel 9 werden für alternative Vergütungsmodelle die Auswirkungen auf die Gesamtvergütung aufgezeigt und dem jetzigen EEG gegenübergestellt. Für die Windenergie auf See erfolgt eine Betrachtung der Auswirkungen auf die Gesamtvergütung auf Basis unterschiedlicher Ausbaupfade.

23 3 In Kapitel 10 werden planerische, technische und wirtschaftliche Aspekte außerhalb des EEG betrachtet, die sich förderlich oder hemmend auf den weiteren Ausbau der Windenergie an Land und auf See auswirken können. Das Kapitel 11 schließt mit den ökologischen Auswirkungen der Windenergie an Land, auf See, im Wald und den Wirkungen von Kleinwindenergieanlagen an. Steuerungsansätze werden in Kapitel 12 benannt. Hier wird nach Steuerungsaspekten aus räumlicher, wirtschaftlicher und netzseitiger Perspektive differenziert. Kapitel 13 greift die wichtigsten Ergebnisse der bisherigen Analysen auf und stellt Handlungsempfehlungen innerhalb und außerhalb des EEG für die Windenergie dar.

24 4 2 Spartenspezifische Einführung Bevor auf die aktuell gültigen Regelungen bezüglich der Windenergie im EEG eingegangen wird, werden wichtige rechtswirksame Beschlüsse seit 2012 dargestellt, um einen Überblick über die Entwicklungen der Windenergie an Land und auf See bis zur Erstellung des vorliegenden Berichtes zu ermöglichen. Derzeit wird das EEG reformiert. Das neue EEG soll am 1. August 2014 in Kraft treten. Die dort geplanten Regelungen sowie die Diskussionen zum Reformprozess sind nicht Bestandteil dieses Berichtes. Ausgangspunkt der Betrachtung ist das Inkrafttreten des EEG zum 1. Januar Mit diesem wurden unter anderem eine Förderung von Windenergieanlagen an Standorten mit ungünstigen Windverhältnissen von unter 60 % des Referenzertrages und das sogenannte Stauchungsmodell für Windparks auf See eingeführt. Die einzelnen Regelungen werden in den nachfolgenden Kapiteln 2.1 und 2.2 genauer dargestellt. Weiterhin wurde im August 2012 vom Bundeskabinett die Offshore-Haftungsregelung beschlossen, die eine Umlage auf den Strompreis vorsieht. Über diese soll das Risiko von Schadensersatzzahlungen, die bei Verzögerungen der Netzanschlüsse auf dem Meer entstehen, teilweise auf die Verbraucher übertragen werden, sofern der zuständige Netzbetreiber nicht grob fahrlässig oder vorsätzlich gehandelt hat. Die Offshore- Haftungsregelung ging zusammen mit einem Systemwechsel bei der Netzanbindung von Windparks auf See in die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) im Dezember 2012 ein. Ein Bestandteil dieses Systemwechsels sind verbindliche Offshore- Netzentwicklungspläne, zur besseren Abstimmung der Netzanbindungen mit der Errichtung der Windparks auf See. Im November 2012 einigte sich der Bund mit den Ländern auf eine bessere Abstimmung zum Windenergieausbau, nachdem sich herausstellte, dass die Länderziele stark von den Zielen des Bundes abweichen. Weiterhin wurde im April 2013 vom Bund, den Ländern, Kommunen und Verbänden die Fachagentur Windenergie an Land gegründet, deren Zweck die Förderung des Umwelt- und Klimaschutzes durch die Begleitung und Unterstützung des natur- und umweltverträglichen Ausbaus der Windenergie an Land und ihrer Systemintegration sowie die Förderung von Bildung und Wissenschaft in diesem Bereich ist. Nachfolgend werden die zur Zeit der Berichtserstellung geltenden Regelungen des EEG für Windenergie an Land und für Windenergie auf See dargestellt.

25 5 2.1 Regelungen im EEG 2012 Windenergie an Land Die Aufteilung der Vergütung in Anfangs- und Grundvergütung wurde im EEG 2012 beibehalten. Die Vergütungssätze wurden entsprechend dem bisherigen Degressionssatz auf 8,93 ct/kwh (Anfangsvergütung) beziehungsweise 4,87 ct/kwh (Grundvergütung) reduziert. Auch nach der Novellierung des EEG wird die Anfangsvergütung entsprechend den Windverhältnissen am jeweiligen Standort für mindestens 5 Jahre und maximal für 20 Jahre plus Inbetriebnahmejahr gewährt. Die Degressionsrate wurde von 1,0 % pro Jahr auf 1,5 % pro Jahr angehoben. Der Systemdienstleistungsbonus (SDL-Bonus) für Neuanlagen wurde entsprechend dem bisherigen Degressionssatz auf 0,48 ct/kwh (2012) reduziert, dafür aber um ein Jahr verlängert. Das heißt für alle Neuanlagen, die vor dem 1. Januar 2015 in Betrieb gehen und die bestimmte technische Anforderungen zur Verbesserung der Netzintegration einhalten, wird der SDL-Bonus gezahlt. Die technischen Anforderungen werden in der Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) geregelt. Für Bestandsanlagen, die zwischen dem 1. Januar 2002 und dem 31. Dezember 2008 in Betrieb gegangen sind, erhöht sich für die Dauer von 5 Jahren die Vergütung um 0,7 ct/kwh, sofern diese Anlagen nach dem 1. Januar 2012 und vor dem 1. Januar 2016 nachgerüstet werden und die Anforderungen der SDLWindV nachweislich erfüllen. Neben den technischen Vorschriften für Windenergieanlagen (WEA) wurden im EEG 2012 auch die Regelungen zum Repowering im Grundsatz beibehalten. Der Repowering-Bonus in Höhe von 0,5 ct/kwh wird über den Zeitraum der Anfangsvergütung gewährt, sofern die Repowering-Anlage eine oder mehrere bestehende Anlagen im selben oder einem angrenzenden Landkreis endgültig ersetzt. Die Altanlage gilt als ersetzt, wenn sie höchstens ein Jahr vor und spätestens ein halbes Jahr nach der Inbetriebnahme der neuen Anlage vollständig abgebaut und vor Inbetriebnahme der Repowering-Anlage außer Betrieb genommen wurde. Weiterhin sehen die Regelungen im EEG vor, dass die ersetzten Altanlagen vor dem 1. Januar 2002 in Betrieb genommen worden sind und dass die Leistung der Repowering-Anlage mindestens das Zweifache der ersetzten Anlage betragen muss. Damit wurde die Deckelung auf die fünffache Anlagenleistung aufgehoben. Das Repowering wird durch die Anlagenzahl begrenzt. Es gilt, dass die Anzahl der Repowering-Anlagen die Anzahl der ersetzten Anlagen nicht übersteigen darf. Zudem muss für die ersetzten Anlagen dem Grunde nach ein EEG- Vergütungsanspruch bestehen. Mit der Neufassung des EEG haben auch Windenergieanlagen mit einer Standortqualität kleiner 60 % Ertrag vom Referenzertrag einen EEG-Vergütungsanspruch. Im Übrigen gelten Anlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 50 kw als Anlagen mit einem Ertrag von 60 % ihres Referenzertrages. In Tabelle 1 sind die Vergütungssätze gemäß den verschiedenen EEG-Novellierungen zusammengefasst. Tabelle 2 enthält die wichtigsten Regelungen des EEG 2004, EEG 2009 und EEG Abbildung 1 zeigt die Vergütungsstruktur nach den Vergütungsbestimmungen des EEG.

26 6 Tabelle 1: Vergütungssätze für Windenergie an Land nach verschiedenen Fassungen des EEG Vergütungs-/Bonusart EEG 2000 EEG 2004 EEG 2009 EEG 2012 Anfangsvergütung 9,10 ct/kwh 8,70 ct/kwh 9,20 ct/kwh 8,93 ct/kwh Grundvergütung 6,19 ct/kwh 5,50 ct/kwh 5,02 ct/kwh 4,87 ct/kwh Systemdienstleistungsbonus (SDL-Bonus) Repowering-Bonus ,50 ct/kwh 0,48 ct/kwh Verlängerung des Vergütungszeitraums der Anfangsvergütung um 2 Monate je 0,6 % Leistung unter dem Referenzertrag (statt 0,75 % ohne Repowering) 0,50 ct/kwh 0,50 ct/kwh Degression 1,5 % 2,0 % 1,0 % 1,5 % [Datenquellen: EEG 2000, EEG 2004, EEG 2009, EEG 2012; Darstellung: IE Leipzig 2013] Abbildung 1: Vergütungssätze für Windenergie an Land nach dem EEG in der jeweils gültigen Fassung [Datenquellen: EEG 2000, EEG 2004, EEG 2009, EEG 2012; Darstellung: IE Leipzig 2013]

27 7 Tabelle 2: Wichtige Vergütungsregelungen der EEG-Novellen für Windenergie an Land Regelungsbereiche EEG 2004 EEG 2009 EEG 2012 Besondere Regelungen für Windenergieanlagen an Land Anlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 50 kw gelten als Anlagen mit einem Ertrag von 60 % ihres Referenzertrages. Systemdienstleistungskriterien Repowering- Kriterien Verlängerung des Vergütungszeitraums Anfangsvergütung um 2 Monate je 0,75 %, um den der tatsächliche Ertrag einer Anlage 150 % des Referenzertrages unterschreitet. Anfangsvergütung für mindestens 5 Jahre und maximal 20 Jahre in Abhängigkeit vom Referenzertrag. Kein Vergütungsanspruch für Windenergieanlagen, die nicht mindestens 60 % des Referenzertrages erzielen können. Für Strom aus Windenergieanlagen verlängert sich die Anfangsvergütung um 2 Monate je 0,6 % des Referenzertrages, um den ihr Ertrag 150 % des Referenzertrages unterschreitet, wenn die zu ersetzenden oder zu erneuernden Anlagen bis zum 31. Januar 1995 in Betrieb genommen worden sind, der Ersatz der Anlagen im selben Landkreis erfolgt und die Leistung der Windenergieanlage mindestens verdreifacht wird. [Datenquellen: EEG 2004, EEG 2009, EEG 2012; Darstellung: IE Leipzig 2013] Kein Vergütungsanspruch für Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung über 50 kw, die nicht mindestens 60 % des Referenzertrages erzielen können. Für Neuanlagen: Die Anfangsvergütung erhöht sich für Windenergieanlagen, die vor dem in Betrieb genommen wurden, um 0,5 ct/kwh, sofern sie ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme die Anforderungen der SDLWindV nachweislich erfüllen. Für Bestandsanlagen: Die Vergütung erhöht sich für Altanlagen um 0,7 ct/kwh um die Dauer von 5 Jahren, sofern diese bis zum nachgerüstet werden und die Anforderungen der SDLWindV nachweislich erfüllen. Erhöhung der Anfangsvergütung um 0,5 ct/kwh, wenn die Repowering-Anlagen im selben oder einem angrenzenden Landkreis eine oder mehrere bestehende Anlagen endgültig ersetzen, die zu ersetzenden Anlagen vor mindestens 10 Jahren in Betrieb genommen wurden und deren Leistung mindestens das Zweifache und maximal das Fünffache der ersetzten Anlagen beträgt. Für Neuanlagen: Die Anfangsvergütung erhöht sich für Windenergieanlagen, die vor dem in Betrieb gehen, um 0,48 ct/kwh, sofern sie ab dem Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme die Anforderungen der SDLWindV nachweislich erfüllen. Für Bestandsanlagen: Die Vergütung erhöht sich für Altanlagen um 0,7 ct/kwh für die Dauer von 5 Jahren, sofern diese nach dem und vor dem nachgerüstet werden und die Anforderungen der SDLWindV nachweislich erfüllen. Erhöhung der Anfangsvergütung um 0,5 ct/kwh, wenn die Repowering-Anlagen im selben oder einem angrenzenden Landkreis eine/mehrere bestehende WEA endgültig ersetzen, die zu ersetzenden Anlagen vor dem in Betrieb genommen wurden, die installierte Leistung der Repowering- Anlagen mindestens das Zweifache der ersetzten Anlagen beträgt und die Anzahl der Repowering-Anlagen, die Anzahl der ersetzten Anlagen nicht übersteigt.

28 8 2.2 Regelungen im EEG 2012 Windenergie auf See Der Vergütungszeitraum nach dem EEG beträgt 20 Jahre zuzüglich Inbetriebnahmejahr. Damit ergibt sich, dass ein Inbetriebnahmezeitpunkt im Januar eines Jahres, günstige Auswirkungen auf die Vergütungsmenge hat, wobei die Laufzeit des Anfangsvergütungszeitraums hiervon nicht betroffen ist. Die Aufteilung der Vergütung in Anfangs- und Grundvergütung wurde im EEG 2012 auch für WEA auf See beibehalten. Die Anfangsvergütung von zurzeit 15 ct/kwh wird für einen Zeitraum von 12 Jahren ab Inbetriebnahme der WEA gewährt. Die Grundvergütung beträgt 3,5 ct/kwh. Die Degression der Vergütung wurde bis zum 1. Januar 2018 ausgesetzt und beträgt dann 7 % pro Jahr. Standortspezifische Verlängerung der Anfangsvergütung Der Zeitraum der Anfangsvergütung kann sich je nach Wassertiefe und Küstenentfernung der WEA verlängern. Konkret verlängert sich der Zeitraum um 0,5 Monate für jede über 12 Seemeilen (sm) hinausgehende volle Seemeile, welche die WEA von der Küstenlinie entfernt ist und um 1,7 Monate für jeden über 20 Meter hinausgehenden Meter Wassertiefe. Stauchungsmodell Anlagenbetreiber, die ihre WEA auf See vor dem 1. Januar 2018 in Betrieb nehmen, können das sogenannte Stauchungsmodell nutzen, müssen dies aber dem Netzbetreiber vor Inbetriebnahme ihrer Anlage mitteilen. Diese Option wurde zum 1. Januar 2012 eingeführt und beinhaltet eine höhere Anfangsvergütung von 19 ct/kwh, allerdings über einen kürzeren Zeitraum von 8 Jahren. Auch bei Wahl dieser Option kann sich der Zeitraum der Anfangsvergütung standortspezifisch verlängern. Es ist aber zu beachten, dass für den verlängerten Zeitraum nur 15 ct/kwh als Vergütung gezahlt werden. Verlängerung der Anfangsvergütung bei Verzögerung oder Unterbrechung des Netzanschlusses Seit dem EEG 2012 besteht eine Bestimmung, den Zeitraum der Anfangsvergütung zu verlängern, wenn der Netzanschluss länger als sieben aufeinanderfolgende Tage aufgrund von Störungen nicht genutzt werden kann oder sich die Fertigstellung um mehr als sieben Tage verzögert. Dabei hat der Netzbetreiber jeweils die Störung beziehungsweise Verzögerung nicht zu vertreten. Der Zeitraum der Verlängerung entspricht dann dem Zeitraum der Verzögerung oder Störung, der über die sieben Tage hinausgeht. Der Anlagenbetreiber kann diese Regelung nur in Anspruch nehmen, wenn er nicht bereits die Schadensersatzansprüche für einen verspäteten oder gestörten Netzanschluss gemäß EnWG, die sogenannte Offshore-Haftungsregelung, geltend gemacht hat. In Tabelle 3 sind die Vergütungssätze für Windkraft auf See gemäß den verschiedenen EEG-Fassungen zusammengefasst. Zusätzlich ist in Abbildung 2 die Entwicklung der Vergütungshöhe über die verschiedenen Fassungen des EEG grafisch dargestellt. Tabelle 4 enthält die wichtigsten Regelungen des EEG 2000, EEG 2004, EEG 2009 und EEG 2012.

29 9 Tabelle 3: Vergütungssätze für Windenergie auf See nach verschiedenen Fassungen des EEG Vergütungs-/Bonusart EEG 2000 EEG 2004 EEG 2009 EEG 2012 Anfangsvergütung 9,10 ct/kwh 9,10 ct/kwh 15,00 ct/kwh 15,00 ct/kwh Anfangsvergütung im Stauchungsmodell ,00 ct/kwh Grundvergütung 6,19 ct/kwh 5,50 ct/kwh 3,50 ct/kwh 3,50 ct/kwh Schnellstarterbonus - - Degression 1,50 % (ab ) 2,00 % (ab ) 2,00 ct/kwh der Anfangsvergütung 0,00 % 7,00 % (ab ) Anmerkung: Die Degression beträgt jeweils vor den Datumsangaben 0 %. Der Schnellstarterbonus wurde in die Anfangsvergütung des EEG 2012 integriert. [Datenquellen: EEG 2000, EEG 2004, EEG 2009, EEG 2012; Darstellung: IE Leipzig 2013] - Abbildung 2: Vergütungssätze für Windenergie auf See nach dem EEG in der jeweils gültigen Fassung Anmerkung: Die Angaben erfolgen bis zum Jahr 2017, da ab dem 1. Januar 2018 das optionale Stauchungsmodell nicht mehr wählbar ist. [Datenquellen: EEG 2000, EEG 2004, EEG 2009, EEG 2012; Darstellung: IE Leipzig 2013]

30 10 Tabelle 4: Wichtige Vergütungsregelungen der EEG-Novellen für Windenergie auf See Regelungsbereiche EEG 2000 EEG 2004 EEG 2009 EEG 2012 Besondere Regelungen für Windenergieanlagen auf See Anfangsvergütung von 9,1 ct/kwh für 9 Jahre Vergütungen quasi nicht relevant, da keine OWP bis 2010 in Betrieb Anfangsvergütung von 9,1 ct/kwh über 12 Jahre für OWP bis Vergütungen quasi nicht relevant, da keine OWP bis 2010 in Betrieb Anfangsvergütung von 13 ct/kwh plus 2 ct/kwh ( Schnellstarterbonus ) über 12 Jahre für OWP bis Anfangsvergütung von 15 ct/kwh über 12 Jahre oder Anfangsvergütung von 19 ct/kwh über 8 Jahre ( Stauchungsmodell ) Verlängerung des Vergütungszeitraums Anfangsvergütung um 0,5 Monate für jede über 12 Seemeilen hinausgehende volle Seemeile, welche die WEA von der Küstenlinie entfernt ist und um 1,7 Monate für jeden über 20 Meter hinausgehenden Meter Wassertiefe Kein Vergütungsanspruch für Windenergieanlagen, die in einem FFH- oder Vogelschutzgebiet errichtet wurden. Offshore-WEA sind nur solche Anlagen, die sich in einer Entfernung von mindestens 3 Seemeilen von der Küstenlinie befinden. Verlängerung der Anfangsvergütung bei Verzögerung/Unterbrechung des Netzanschlusses [Datenquellen: EEG 2000, EEG 2004, EEG 2009, EEG 2012; Darstellung: IE Leipzig 2013] Ist die Einspeisung aus einer Offshore-Anlage länger als sieben aufeinanderfolgende Tage nicht möglich, weil die Leitung nach 17 Abs. 2a Satz 1 des EnWG nicht rechtzeitig fertiggestellt oder gestört ist und der Netzbetreiber dies nicht zu vertreten hat, verlängert sich der Zeitraum der Anfangsvergütung mit dem achten Tag der Störung, um den Zeitraum der Störung.

31 Windenergieertrag [GWh] Stand der Windenergienutzung Im folgenden Kapitel wird die Entwicklung der Windenergie an Land bis einschließlich 2013 skizziert, darunter auch die Entwicklung des Repowering und der Kleinwindenergieanlagen (KWEA). Weiterhin werden der aktuelle Stand der Windenergie auf See und die Direktvermarktung von Windenergie dargestellt. Abschließend erfolgen noch Angaben zu internationalen Entwicklungen der Windenergienutzung. 3.1 Entwicklung der Windenergienutzung an Land in Deutschland Mit dem jährlichen Zubau von Windenergieanlagen stieg auch der Windenergieertrag. Trotz des Anlagenzubaus stellten die Jahre 2009 und 2010 Ausnahmen dar, da geringere Erträge als im jeweiligen Jahr zuvor erzielt wurden. Dies ist auf das geringere Winddargebot zurückzuführen beliefen sich die deutschen Windenergieerträge an Land auf rund GWh. In 2013 gab es einen beschleunigten Ausbau, der sich auch in der Stromerzeugung widerspiegelt: Mit GWh wurde fünf Prozent mehr Windstrom verglichen zu 2012 in das deutsche Stromnetz eingespeist (siehe Abbildung 3) < Abbildung 3: Entwicklung der Windenergieerträge an Land [Datenquelle: BMWi 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Bis einschließlich 2013 zeigte sich für den Ausbau der Windenergieanlagen nach [BMWi 2014] eine Gesamtleistung von MW. Im Jahr 2013 lag der Bruttozubau bei MW, berücksichtigt man das Repowering, so ergibt sich ein Nettozubau in Höhe von MW. Damit wurden deutlich mehr Anlagen errichtet als im Jahr zuvor mit einem Bruttozubau von MW. Vor allem in den letzten Monaten in 2013 wurden deutlich höhere Ausbauzahlen als in den Jahren zuvor erreicht.

32 [MW] 12 Seit den neunziger Jahren wurden vor allem in den windstarken Küstenregionen Anlagen errichtet. Dabei handelte es sich zunächst um Einzelanlagen, bevor in der nächsten Ausbaustufe die ersten Windparks errichtet wurden. Die größten Zuwachsraten wurden in den Jahren 2001 bis 2003 realisiert. In Abbildung 4 ist die installierte Leistung von Windenergieanlagen an Land in Deutschland von 1991 bis 2013 dargestellt Jährlicher Leistungszubau kumulierte Leistung < Abbildung 4: Entwicklung der installierten Leistung von Windenergie an Land [Datenquelle: BMWi 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Die Betrachtung der regionalen Verteilung in Abbildung 5 zeigt, dass die Windenergienutzung aufgrund des größeren Winddargebotes in Norddeutschland und vor allem in den Küstenregionen weit verbreitet ist. Mit zunehmender technologischer Entwicklung und größeren Nabenhöhen konnten Windenergieanlagen auch im Binnenland in steigendem Maße wirtschaftlich betrieben werden. In Abbildung 5 zeigt sich ein deutliches Nord- Süd-Gefälle. Die Bundesländer Niedersachsen, Brandenburg und Sachsen-Anhalt weisen die höchste installierte Nennleistung von Windenergieanlagen auf. Rund die Hälfte der Leistung war bis Ende 2013 in diesen drei Ländern installiert. In den Flächenländern Baden-Württemberg, Hessen, Thüringen und dem Saarland ist der Ausbau der Windenergie am geringsten. Auf diese Länder entfallen insgesamt nur circa 8 % der installierten Windleistung Deutschlands. Die meisten Anlagen stehen in Niedersachsen (23 %), Brandenburg (14 %) und Schleswig-Holstein (13 %).

33 Anzahl Anlagen Anzahl Anlagen Leistung [MW] Leistung [MW] Mittlerer Ertrag Mittlerer [GWh] Ertrag [GWh] Anzahl Anlagen Leistung [MW] Mittlerer Ertrag [GWh] [GWh] ng [MW] Abbildung 5: Regionale Verteilung der Windenergienutzung (Stand: Ende 2013) [Datenquelle: BDB 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Anzahl Anlagen Leistung [MW] Mittlerer Ertrag [GWh] Anzahl Anlagen Leistung [MW] Mittlerer Ertrag [GWh] Mittlerer Ertrag [GWh] Anzahl Anlagen Leistung [MW] Mittlerer Ertrag [GWh] Anzahl Anlagen Leistung [MW] Mittlerer Ertrag [GWh] Anzahl Anlagen Leistung [MW] Mittlerer Ertrag [GWh Anzahl Anlagen Leistung [MW] Mittlerer Ertrag [GWh] Anzahl Anlagen Leistung [MW] Mittlerer Ertrag [GWh]

34 Mittlere Nabenhöhe [m] 14 Obwohl in Schleswig-Holstein bis Ende 2013 die drittmeisten Anlagen errichtet waren, fällt das Bundesland im Ländervergleich der höchsten installierten Nennleistungen auf Platz 4 und damit hinter Sachsen-Anhalt. Dies ist vor allem darauf zurückzuführen, dass in Schleswig-Holstein rund die Hälfte aller bis Ende 2013 errichteten Anlagen Nennleistungen bis lediglich kw aufweisen. Viele dieser aus heutiger Sicht kleinen Anlagen stammen aus den Anfängen der Windenergienutzung in den neunziger Jahren. In Sachsen-Anhalt hingegen begann der Ausbau der Windstromerzeugung vor allem in den 2000er Jahren mit vergleichsweise modernen und leistungsfähigeren Anlagen. Die mittlere Leistung der in Schleswig-Holstein bis Ende 2013 installierten Windenergieanlagen beträgt circa kw, die in Sachsen-Anhalt rund kw. In Bezug auf die Landesfläche weist Schleswig-Holstein mit circa 247 kw/km 2 die höchste durchschnittliche Windleistung je Quadratkilometer auf, es folgen Sachsen-Anhalt (circa 193 kw/km 2 ) und Brandenburg (circa 171 kw/km 2 ). Deutlich weniger Leistung je Quadratkilometer waren Ende 2013 in Baden-Württemberg (15 kw/km²), Bayern (16 kw/km 2 ), und Hessen (45 kw/km 2 ) installiert. Die technologische Entwicklung der Windenergie zeigt sich insbesondere in der stetigen Zunahme der Anlagengröße. Im Jahr 2013 belief sich die durchschnittliche Anlagenleistung auf rund kw [BDB 2014]. Die durchschnittliche Leistung hat sich im Vergleich zum Jahr 2000 mehr als verdoppelt. Abbildung 6 zeigt bundeslandspezifisch die mittleren Nabenhöhen der 2012 und 2013 errichteten Windenergieanlagen. Die mittlere Nabenhöhe schwankt zwischen 83 m in Schleswig-Holstein und 135 m in Bayern. Anlagen mit Nabenhöhen von rund 140 m werden inzwischen in allen Bundesländern errichtet Abbildung 6: Mittlere Nabenhöhen der von 2012 bis Ende 2013 errichteten Windenergieanlagen nach Bundesländern [Datenquelle: BDB 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014]

35 15 Die mittlere Nabenhöhe erreichte 2013 mit 118 m [BDB 2014] einen neuen Höchstwert. Damit setzte sich der Trend der vergangenen Jahre zu immer größeren Anlagenhöhen fort. Windenergieanlagen mit Nabenhöhen von 140 m gehören mittlerweile zum Stand der Technik. Der Vorteil höherer Türme liegt in der besseren Ausnutzung höherer Windgeschwindigkeiten, die wiederum zu höheren Erträgen führen können. Darüber hinaus verringern sich mit zunehmender Höhe die Turbulenzen, die durch das Geländerelief und die Bebauungen entstehen können. Um den Vorteil höherer Windgeschwindigkeiten besser nutzen zu können, werden tendenziell an windschwächeren Standorten höhere Türme eingesetzt. Neben der installierten Leistung und der Nabenhöhe hat sich im Laufe der Jahre auch der Rotordurchmesser der Anlagen stetig vergrößert. Er belief sich 2013 auf durchschnittlich 95 m, was gegenüber 1997 mehr als eine Verdoppelung darstellt. Anlagen, die bis Ende 2013 errichtet wurden, weisen bereits einen mittleren Rotordurchmesser von 95 m auf. Je größer der Rotordurchmesser ist, desto mehr Leistung kann die Turbine dem Wind entnehmen. Die größten Rotordurchmesser in Deutschland installierter Windenergieanlagen erreichen 126 m. Bei der Auslegung von Windenergieanlagen zeigt sich der Trend hin zu schwachwindoptimierten Anlagen mit einem größeren Rotor-Generator-Verhältnis. Ein großer Rotor in Kombination mit einem kleinen Generator ermöglicht höhere Vollbenutzungsstunden und findet zunehmend an windschwächeren Standorten Anwendung. Diese Schwachwindanlagen können auch an weniger windhöffigen Binnenlandstandorten wirtschaftlich betrieben werden. Die Abbildung 7 zeigt näherungsweise, dass an windschwächeren Standorten wie dem Saarland und Bayern ein eher großes Rotor-Generator-Verhältnis gewählt wird als an vergleichsweise windreichen Küstenstandorten in Niedersachsen und Schleswig-Holstein.

36 16 Schleswig-Holstein Niedersachsen Mecklenburg-Vorpommern Nordrhein-Westf alen Sachsen-Anhalt Rheinland-Pf alz Sachsen Brandenburg Baden-Württemberg Hessen Thüringen Saarland Bayern 2,31 2,42 2,49 2,54 2,71 2,72 2,75 2,80 2,93 3,06 3,09 3,11 3,11 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 m²/kw Abbildung 7: Bundeslandspezifisches Rotor-Generator-Verhältnis der 2012 bis Ende 2013 errichteten WEA [Datenquelle: BDB 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Im Jahr 2013 lag das Rotor-Generator-Verhältnis bei den zugebauten Anlagen der 2- bis 3-MW-Klasse an windstarken Küstenstandorten (Schleswig-Holstein, Mecklenburg- Vorpommern und Niedersachsen) bei durchschnittlich 2,41 m 2 /kw und an den windärmeren Binnenlandstandorten Bayern und Baden-Württemberg bei durchschnittlich 3,34 m 2 /kw und damit um 0,93 m 2 /kw höher. In Abbildung 8 wird die Entwicklung der Anlagengröße von 1990 bis 2013 deutlich.

37 Rotordurchmesser, Nabenhöhe [m] Nennleistung [kw] Rotordurchmesser Nabenhöhe Nennleistung Abbildung 8: Entwicklung der durchschnittlichen Anlagengröße; Windenergie an Land [Datenquelle: BDB 2014, * Stand: Ende 2013; Darstellung: IE Leipzig 2014] In Abbildung 9 und Abbildung 10 ist die Struktur des Anlagenbestandes nach installierten Leistungsklassen dargestellt. Die Abbildungen zeigen, dass von 1993 bis 1998 zwar zwischen 500 und Anlagen pro Jahr errichtet wurden, die jährlich zugebaute Leistung allerdings vergleichsweise gering ausfiel, weil vor allem kleinere Anlagen im Leistungsbereich unter 500 kw errichtet wurden. In den Jahren 2001 und 2002 wurden mit rund beziehungsweise die meisten Anlagen installiert. Mit über MW fand 2002 der bislang größte Leistungszubau statt. In den Folgejahren sank die Zahl der Anlageninstallationen deutlich und erreichte 2010 mit 709 Anlagen den Tiefstwert seit Einführung des EEG. Trotz des geringen Anlagenzubaus wurden 2010 über MW installiert, was vor allem an der Errichtung größerer Turbinen mit Nennleistungen über 2 MW lag. Seit 2011 stieg die Anzahl der jährlich zugebauten Anlagen. Über die Hälfte der Neuinstallationen in 2011, 2012 und 2013 waren Anlagen der 2- bis 3-MW-Klasse. Infolge des stetigen Wachstums der Nennleistung konnte auch bei vergleichsweise geringer Anzahl errichteter Windenergieanlagen relativ viel Leistung installiert werden. In Abbildung 11 ist die relative Häufigkeit der 2011 bis Ende 2013 installierten Windenergieanlagen in Abhängigkeit ihrer Nennleistung als Histogramm dargestellt. In den Jahren 2011 und 2012 wiesen über zwei Drittel aller neu ans Netz angeschlossenen Anlagen eine Nennleistung von 2,0 MW und 2,3 MW auf, 2013 waren es hingegen weniger als die Hälfte der Neuinstallationen. Mehr als 40 % der im Jahr 2013 errichteten Anlagen verfügen über eine Leistung von mindestens 3,0 MW.

38 [MW] Anzahl der WEA <=500 kw > kw > kw > kw >3.000 kw Abbildung 9: Struktur des Anlagenzubaus nach Leistungsklassen an Land (I) [Datenquelle: BDB 2014, * Stand: Ende 2013; Darstellung: IE Leipzig 2014] <=500 kw > kw > kw > kw >3.000 kw Abbildung 10: Struktur des Anlagenzubaus nach Leistungsklassen an Land (II) [Datenquelle: BDB 2014, * Stand: Ende 2013; Darstellung: IE Leipzig 2014]

39 Anlagenanzahl Inbetriebnahme 2011 Inbetriebnahme 2012 Inbetriebnahme Nennleistung [kw] Abbildung 11: Histogramm der Windenergieleistung beim Anlagenzubau [Datenquelle: BDB 2014, * Stand: Ende 2013; Darstellung: IE Leipzig 2014] Die nachfolgende Abbildung 12 zeigt die Entwicklung der Marktanteile der Anlagenhersteller an der in Deutschland installierten Leistung und Anzahl der Windenergieanlagen bis Ende Unumstrittene Marktführer unter den Anlagenherstellern sind seit Jahren Enercon und Vestas mit zusammen über 60 % Marktanteil. Enercon hat 2013 etwas an Marktanteil verloren, obwohl das Unternehmen gegenüber 2012 mehr Leistung zugebaut hat. Enercon führt die Branche auch 2013 klar an. Auch Vestas verlor gegenüber 2012 etwas an Marktanteil, konnte aber gleichzeitig mehr Leistung zubauen. Nordex hat 2013 mehr als doppelt so viele Anlagen installiert und die installierte Leistung nahezu verdreifacht. Senvion konnte im Jahr 2013 fast doppelt so viele Anlagen wie im Jahr zuvor errichten und hat damit seinen Marktanteil von ca. 10 % auf rund 15 % gesteigert.

40 20 Hersteller Sonstige Enercon Vestas GE Energy Siemens Senvion Nordex Anzahl der Anlagen [%] Installierte Leistung [%] 14% 8% 39% 23% 26% 8% 7% 5% 5% 5% 8% 5% 4% 43% 0% 10% 20% 30% 40% 50% Abbildung 12: Marktanteile der WEA-Hersteller an der installierten Leistung und Anlagenanzahl in Deutschland für Anlagen in Betrieb bis Ende 2013 [Datenquelle: BDB 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] 3.2 Entwicklung des Repowering Anteile In der Windbranche bezeichnet Repowering das Ersetzen alter Windenergieanlagen durch neue und leistungsstärkere Anlagen. Durch Repowering kann die Energieerzeugung am Anlagenstandort um ein Vielfaches gesteigert und gleichzeitig die bisherige Anlagenzahl verringert werden. Einen wirtschaftlichen Anreiz für das Repowering liefert das EEG. Danach erhalten Anlagenbetreiber einen Bonus auf die Anfangsvergütung, wenn die zu ersetzenden Anlagen vor dem 1. Januar 2002 in Betrieb genommen wurden und wenn die Altanlagen vollständig zurückgebaut werden. Die Repowering-Anlagen müssen im selben oder angrenzenden Landkreis der Altanlagen errichtet werden und mindestens die doppelte Leistung der zu ersetzenden Anlagen aufweisen. Bundesweit wurden etwa Windenergieanlagen vor dem 1. Januar 2002 in Betrieb genommen. Dies entspricht circa 43 % des gesamten Anlagenbestandes. Die Gesamtleistung der repoweringfähigen Anlagen beträgt circa MW und macht damit rund 25 % der in Deutschland installierten Nennleistung aus [BDB 2014]. Bei den repoweringfähigen Anlagen handelt es sich überwiegend um Altanlagen der Leistungsklasse von 500 kw und 600 kw. Diese Anlagen haben typischerweise Rotordurchmesser von 40 bis 60 m und Nabenhöhen bis zu 70 m [BDB 2014]. Grundsätzlich kommen auch Altanlagen mit einer Nennleistung über kw für das Repowering in Betracht. Allerdings verringert sich die Wirtschaftlichkeit eines Repowering-Vorhabens mit zunehmender Nennleistung der Altanlagen.

41 Installierte Leistung [MW] In Abbildung 13 ist der Anteil des Repowerings an der neu installierten Leistung dokumentiert. Die Abbildung zeigt auch die im Rahmen des Repowering abgebaute Leistung der Altanlagen. Die Differenz aus der neu installierten Leistung an Land und der abgebauten Leistung ergibt den Netto-Leistungszuwachs des Repowerings. Im Jahr 2002 wurden die ersten Altanlagen durch neue und leistungsstärkere Windenergieanlagen ersetzt. Ein eindeutiger Trend hin zu einem stetigen Anstieg des Repowering fand allerdings nicht statt. Erst mit der Novellierung des EEG im Jahr 2009 und der Einführung eines Repowering-Bonus stieg die Zahl der Repowering-Anlagen kontinuierlich. Einen besonders deutlichen Aufschwung hatte das Repowering im Jahr 2013 zu verzeichnen. Es wurden 339 Altanlagen mit einer Leistung von 226 MW durch 256 neue Anlagen mit einer Leistung von 726 MW ersetzt [DEWI 2014]. Insgesamt ist rund ein Viertel der an Land neu installierten Leistung auf Repowering-Anlagen zurückzuführen. Damit leistete das Repowering 2013 einen wichtigen Beitrag zum Windenergieausbau in Deutschland Onshore Repowering Abbau Netto-Leistungszuwachs Repowering Abbildung 13: Repowering bei der neu installierten Leistung [Datenquelle: DEWI 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Ein Großteil der repoweringfähigen Windenergieanlagen befindet sich in den Küstenregionen. Während der bundesweite Anteil des Repowerings an der neu installierten Leistung bis 2011 vergleichsweise gering war, lag er in Schleswig-Holstein und Niedersachsen überdurchschnittlich hoch, was mit der Altersstruktur der Windenergieanlagen in diesen Ländern zusammenhängt.

42 22 Aufgrund des hohen Windaufkommens der küstennahen Standorte begann die Windenergienutzung in Deutschland in einem Nord-Süd-Gefälle. Dementsprechend verhält es sich auch mit dem Repowering. Abbildung 14 zeigt das bundeslandspezifische Repowering-Potenzial allein aufgrund der Altersstruktur der Windenergieanlagen. Durch Höhenbeschränkungen und Abstandsregelungen, welche in einigen Landkreisen vorgegeben werden, kann das Potenzial geringer ausfallen. Aus Abbildung 14 geht hervor, dass rund zwei Drittel aller bundesweit bis Ende 2001 installierten Windenergieanlagen in den Bundesländern Niedersachsen, Schleswig- Holstein, Nordrhein-Westfalen und Brandenburg in Betrieb genommen wurden. Inbetriebnahme vor 2002 Inbetriebnahme nach 2002 Niedersachsen Brandenburg 857 Schleswig-Holstein Nordrhein-Westfalen Sachsen-Anhalt Mecklenburg-Vorpommern Rheinland-Pfalz Sachsen Hessen Thüringen Bayern Baden-Württemberg Saarland Bremen Hamburg Berlin Anzahl der WEA Abbildung 14: Regionale Verteilung des Repowering-Potenzials infolge der Altersstruktur der Windenergieanlagen (Stand: Ende 2013) [Datenquelle: BDB 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014]

43 Entwicklung der Kleinwindenergieanlagen Der Begriff Kleinwindenergieanlage (KWEA) ist nicht definiert. Die Abgrenzung zu Großwindenergieanlagen erfolgt in der Regel durch die Norm IEC , welche für die Zertifizierung von Kleinwindenergieanlagen maßgebend ist. Als Kleinwindenergieanlage gelten demnach alle Anlagen, deren überstrichene Rotorfläche kleiner 200 m² ist. Darüber hinaus existieren eine Reihe weiterer Definitionen. Der Bundesverband Wind- Energie e.v. (BWE) bezeichnet Anlagen mit einer Größenklasse bis einschließlich 100 kw als Kleinwindanlagen [BWE 2010]. Das EEG 2012 zieht die Grenze zu den Großanlagen bei einer Nennleistung bis einschließlich 50 kw. Diese Anlagen gelten im Sinne des Gesetzes als Anlagen mit einem Ertrag von 60 % des Referenzertrages. Dem Stand der Technik liegt zurzeit eine große Vielfalt an Konstruktionen unterschiedlichster Bauformen zugrunde. Während in der Multi-Megawatt-Klasse Anlagen mit horizontaler Drehachse und drei Rotorblättern das Erscheinungsbild prägen, gibt es im Bereich der KWEA auch Anlagen mit einer vertikalen Achse und sogenannte Konzentratorenanlagen. Aus der Marktübersicht Kleinwindanlagen des BWE [BWE 2011] geht hervor, dass auch bei den Kleinwindenergieanlagen dreiblättrige Horizontalachsenanlagen am weitesten verbreitet sind. Anlagen mit horizontalachsigen Systemen weisen einen bauartbedingten höheren Wirkungsgrad auf, während Anlagen mit vertikaler Achse geräuschärmer sind und sich deshalb besser für die Aufstellung in bebauten Gebieten eignen. Im Unterschied zu den Megawatt-Anlagen gibt es vereinzelt aber auch Konstruktionstypen mit zwei, vier und mehr Rotorblättern. Die Rotorblätter werden überwiegend aus Faserverbundstoffen (GFK, CFK) gefertigt. Es kommen aber auch Materialien aus Aluminium und Stahl zum Einsatz. Das Gros der Kleinwindenergieanlagen ist genau wie die meisten Großanlagen Luvläufer, bei denen der Rotor in Windrichtung vor dem Turm läuft. Der Vorteil von kleinen Vertikalachsenanlagen besteht darin, dass sie weder mechanisch noch elektrisch nachgeführt werden müssen, da sie windrichtungsunabhängig arbeiten. Der Bundesverband Kleinwindanlagen e.v. schätzt, dass in Deutschland zwischen und Kleinwindanlagen mit einer durchschnittlichen Nennleistung von 1,5 kw installiert sind [BVKW 2013]. Die Hemmnisse des Kleinwindenergieanlagenausbaus sieht der BWE vor allem in dem uneinheitlichen Genehmigungsverfahren in Deutschland. Die Genehmigungspraxis ist von Bundesland zu Bundesland unterschiedlich. Für die Baugenehmigung müssen je nach Kommune die gleichen Auflagen erfüllt werden wie für Großanlagen. Dies bedeutet, die Behörden fordern mitunter dieselben Schall-, Schatten- und Vogelgutachten wie für große Megawatt-Anlagen. Diese Gutachten sind kostenintensiv und wirken sich negativ auf die Kalkulation des Kleinwindprojektes aus. Allerdings schafft nur die Baugenehmigung Rechtssicherheit für einen dauerhaften Betrieb der Anlage [BWE 2011]. Ein weiterer Grund für den zögerlichen Ausbau der Kleinwindnutzung liegt in den geringen EEG-Einspeisetarifen. Diese ermöglichen bei Anschaffungskosten zwischen und pro kw Nennleistung [BVKW 2013] keinen wirtschaftlichen Betrieb.

44 24 Viele Anlagen werden in Handarbeit gefertigt und sind weit von einer Massenproduktion mit Kostensenkungspotenzial entfernt. Darüber hinaus trägt das geringe Windpotenzial in Bodennähe und folglich der vergleichsweise geringe Anlagenertrag von Kleinwindenergieanlagen zur fehlenden Wirtschaftlichkeit bei. Allerdings kann die Wirtschaftlichkeit erhöht werden, wenn der erzeugte Strom überwiegend selbst verbraucht wird. 3.4 Entwicklung der Windenergie auf See Die Windenergie auf See ist eine noch junge Technologie der erneuerbaren Energien (EE). Erst ab 2009, mit der Errichtung des Forschungswindparks Alpha Ventus fernab der deutschen Küste, begann sich die Windenergie auf See in Deutschland zu entwickeln. Dies fällt mit den verbesserten Bedingungen durch das EEG 2009 für die Windenergie auf dem Meer zusammen, welche bis dahin auf dem gleichen Niveau wie die Windenergie an Land vergütet wurde. Dies genügte jedoch aus Investorensicht nicht, um Windparkprojekte auf See zu realisieren. Im Gegensatz zur Windenergie an Land, deren stärkere Entwicklung schon in den neunziger Jahren begann, werden im Folgenden wesentliche Entwicklungen erst ab 2008 dargestellt. Für die Betrachtung wurden Projektangaben der Stiftung Offshore-Windenergie (SOW) sowie des Internationalen Wirtschaftsforums Regenerative Energien (IWR) im Rahmen des vom BMU geförderten Projektes OffWEA genutzt sowie auf den Internetseiten der Betreiber und Projekteigentümer recherchiert. Zusätzlich wurden Daten vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) zum Baufortschritt in der Allgemeinen Wirtschaftszone Deutschlands zur Verfügung gestellt [BSH 2014].

45 in Betrieb/Teilbetrieb in Errichtung genehmigt in Betrieb/Teilbetrieb in Errichtung genehmigt Anzahl Leistung [MW] 25 Aktueller Stand Im Folgenden wird der Stand der Windenergie auf See in Deutschland bis Ende April 2014 angegeben. Abbildung 15 zeigt die Anzahl und die Leistung der Windparks in den verschiedenen Projektstufen differenziert nach Nord- und Ostsee Anzahl Parks Leistung Ostsee Nordsee Ostsee Nordsee Abbildung 15: Anzahl und Leistung der Windparks auf See nach Projektzustand (Stand: Ende April 2014) [Datenquelle: BSH 2014, IWR u.a. 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Die Abbildung zeigt, dass sich die Windenergie auf See verstärkt in der Nordsee entwickelt. Insgesamt sind rund 8 GW in Nord- und Ostsee genehmigt und circa 2,6 GW in Errichtung. Zur letzten Kategorie wird auch noch der Windpark Meerwind Süd/Ost gezählt, der zwar fertig errichtet ist, aber noch keinen Netzanschluss aufweist. Bis Ende 2013 waren rund 520 MW an Windenergieanlagen auf See installiert und speisten Strom in das Netz ein. Bis zum 9. April 2014 befanden sich 146 WEA mit einer Gesamtleistung von 628,3 MW in Betrieb und am Netz. Es werden dabei auch die sogenannten nearshore-windenergieanlagen berücksichtigt. Die Aufteilung der Anlagen und Leistung auf die Windparks und Einzelanlagen in Nord- und Ostsee ist in Abbildung 16 abzulesen.

46 26 628,3 400, ,0 1 4,5 1 5, , ,3 1 2,5 Alpha Ventus ENOVA Offshore Hooksiel BARD Offshore I Riffgat EnBW Baltic I Breitling Nordsee Ostsee Summe Anzahl Anlagen installierte Leistung in MW Abbildung 16: Installierte Windenergieanlagen auf See am 9. April 2014 [Datenquelle: BSH 2014, IWR u.a. 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Entwicklungen Die jährlich neu installierte Leistung auf See (siehe Abbildung 17, zum Teil gerundete Werte) blieb bisher hinter den Erwartungen zurück. Dies ist mit Verzögerungen und Unwägbarkeiten bei der Errichtung von Projekten und Netzanbindungen zu begründen, die aufgrund fehlender Erfahrungen mit der Technologie auftraten. Die damit verbundene Vorsicht auf Investorenseite und dadurch fehlende Finanzierung von Projekten führte ebenfalls dazu, dass sich der Ausbau nicht gleichmäßiger gestaltete. Die Windstromerträge stiegen zwischen 2010 und 2011 stark an (siehe Abbildung 17). Für den Windpark Alpha Ventus wurden dabei bisher höhere Erträge als erwartet erzielt, da die Vollbenutzungsstundenzahl real bei circa statt den anhand bisheriger Messdaten prognostizierten Stunden lag [DOTI 2010].

47 Neu installierte Leistung [MW] Jährliche Erträge [GWh] ,5 0,0 2,5 0,0 5,0 38 0, * 0 MW GWh Abbildung 17: Jährlich neu installierte Anlagenleistung und Erträge Windenergie auf See [Datenquellen: Erträge: BMU 2013b; 2013*:geschätzt, BMWi 2014; Zubau: IWES 2014, Windguard 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Von den installierten und einspeisenden Anlagen gehören 80 % oder 93 WEA zur 5,0- MW-Klasse. Diese wurden in den Windparks Alpha Ventus und Bard Offshore sowie einer Einzelanlage bei Hooksiel installiert. Nach Fertigstellung der zurzeit in Bau befindlichen Windparks ergibt sich zusammen mit der bisher installierten Leistung die Verteilung der Größenklassen in Abbildung 18. Für die zurzeit im Bau befindlichen Parks ergibt die Verteilung der Größenklassen, dass die derzeitige Ausbauwelle vor allem 3,6-MW-WEA umfasst. Diese Windenergieanlagen werden von Siemens hergestellt und stellen in 2013 die weltweit am meisten verkaufte Windenergieanlage für den Einsatz auf See dar, deren Nennleistung nun auf 4,0 MW erhöht wurde [Siemens 2014]. Bei den bereits genehmigten aber noch nicht in Bau befindlichen Projekten zeigt sich wiederum ein deutlicher Trend in Richtung einer WEA- Leistung über 5,0 MW. Allerdings können sich die Leistungen der WEA noch verändern oder es steht bei den genehmigten Projekten zum Teil noch nicht genau fest, welche WEA verwendet werden. Bei den Projekten, die bisher eine 3,6-MW-Anlage für den Einsatz auf See vorsahen, könnte nun zum Beispiel eine Verlagerung auf die neue 4,0-MW- WEA stattfinden.

48 28 Die durchschnittliche Nennleistung je WEA sinkt nach Fertigstellung der in Errichtung befindlichen Parks um 6,4%, der Rotordurchmesser steigt um 1,7% und die Nabenhöhe um 2,3 %. Es findet demnach eine Verlagerung zu größeren Rotordurchmessern und Nabenhöhen statt. Dies ist mit einer dadurch möglichen Erhöhung der Jahresenergieerträge zu begründen. Allerdings sinkt die durchschnittliche Anlagenleistung durch die hohe Anzahl von 3,6-MW-WEA, die derzeit errichtet werden. 48 WEA 6,4% 21 WEA 2,8% 1WEA 0,1% 2,3-MW-WEA 2,5-MW-WEA 3,6-MW-WEA 253 WEA 33,7% 4,5-MW-WEA 5-MW-WEA 6,15-MW-WEA 427 WEA 56,9% 1 WEA 0,1% Abbildung 18: Anteile der WEA-Leistungsklassen an der Anlagenzahl nach Fertigstellung der in Errichtung befindlichen Parks auf See [Datenquellen: BSH 2014, IWR u.a. 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Beim BSH befinden sich zurzeit noch circa 100 Projekte im Genehmigungsverfahren [Gienke 2013]. Daten zu vereinzelten Vorhaben sind auf der Internetplattform des IWR und der Stiftung Offshore-Windenergie (SOW) erhältlich [IWR u.a. 2014]. 3.5 Direktvermarktung Mit dem EEG 2012 wurden die Vorschriften zur Direktvermarktung umfassend neu geregelt. Eingefügt wurden die 33a bis 33i EEG Hier dargestellt werden wesentliche Grundzüge sowie die Entwicklungen für die Jahre von 2011 bis Darüber hinaus konnten neue Erkenntnisse aus der Befragung von Anlagenherstellern, der Gruppe von Projektentwicklern sowie von Banken gewonnen werden. Diese Erhebung wurde im Frühjahr 2013 im Rahmen dieses Projektes durchgeführt, jeweils ein Fragenkomplex zielte auf die Direktvermarktung und wurde in Kooperation mit dem Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI) entwickelt.

49 29 Verwiesen sei an dieser Stelle auch auf die umfangreichen Untersuchungen, die im Rahmen des Forschungsvorhabens Laufende Evaluierung der Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien erarbeitet werden (Projektleitung: Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI). Formen der Direktvermarktung Der Anlagenbetreiber kann nach dem Gesetz grundsätzlich frei entscheiden, ob er den erzeugten Strom nach EEG vergütet wissen möchte, oder ob er diesen direkt vermarktet. Im letzteren Fall entfällt für den Zeitraum der Direktvermarktung der gesetzlich garantierte Vergütungsanspruch ( 33e EEG 2012). Diese Entscheidung Direktvermarktung oder Festvergütung kann der Anlagenbetreiber monatlich neu treffen, an das gewählte Modell muss er sich mindestens für einen Monat binden. Gemäß 33b EEG 2012 haben EEG-Anlagenbetreiber drei verschiedene Möglichkeiten der Direktvermarktung des regenerativ erzeugten Stroms: 1. Direktvermarktung zum Zweck der Inanspruchnahme der Marktprämie nach 33g 2. Direktvermarktung zum Zweck der Verringerung der EEG-Umlage durch Elektrizitätsversorgungsunternehmen nach 39 (Grünstromprivileg) 3. Sonstige Direktvermarktung. Bei der 2012 eingeführten Direktvermarktung mit Nutzung der Marktprämie wird der regenerative Strom in der Regel über Zwischenhändler direkt an der Strombörse verkauft. Der Verkaufserlös liegt dort in der Regel niedriger als die Festvergütung nach EEG. Zum Ausgleich erhält der Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber eine Marktprämie, die kalendermonatlich und rückwirkend gezahlt wird. Ihre Höhe ergibt sich aus der Differenz zwischen der anlagenspezifischen EEG-Festvergütung und dem ermittelten monatlichen Erlös für den EEG-Strom an der Börse. Dieser hängt vom Marktwertfaktor des veräußerten EEG-Stroms und dem aktuellen Börsenpreis ab. Hinzu kommt eine Managementprämie, mit der unter anderem die Kosten für den Ausgleich von Prognosefehlern und für den Marktzugang abgedeckt werden sollen. Für Anlagenbetreiber ergibt sich die Attraktivität der Marktprämie aus dem Mehrerlös, den ihnen die Stromhändler bieten können, indem sie ihnen ein Teil der Managementprämie sowie möglicher Mehrerlöse durch eine Vermarktung, die oberhalb des Börsenstrompreises liegt, überlassen. Mit der Einführung der Direktvermarktung und insbesondere der Marktprämie sollen die Anreize geschaffen werden, die erneuerbaren Energien besser in den Markt zu integrieren und eine bedarfsgerechte Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu realisieren.

50 30 Durch die Managementprämienverordnung vom 2. November 2012 wurde für die Berechnung der Marktprämie nach 33g EEG 2012 die Höhe der darin enthaltenen Managementprämie ab dem 1. Januar 2013 gesenkt und für die folgenden Jahre gestaffelt. Die Managementprämie wird nun zusätzlich anhand der Anlagenfernsteuerbarkeit differenziert. Es wird so ein zusätzlicher Anreiz gesetzt, Anlagen schneller mit der Fernsteuertechnik auszustatten, um eine am Strompreis orientierte Steuerung der Anlagen durch Dritte zu erleichtern. Die differenzierte Absenkung gilt sowohl für Bestandsanlagen als auch für Neuanlagen. Bei der Direktvermarktung nach dem sog. Grünstromprivileg verringert sich für den Stromhändler (Stromlieferant) die EEG-Umlage um 2,0 ct/kwh, wenn mindestens 20 % der Absatzmenge aus fluktuierender Einspeisung (Wind- und Solaranlagen) und mindestens 30 % aus EEG-fähigen Anlagen stammen. Diese Quote ist in acht von zwölf Monaten im Jahr einzuhalten. Die Anlagenbetreiber können mit der Direktvermarktung nach dem Grünstromprivileg höhere Erlöse als mit der EEG-Festvergütung erzielen, wenn der Stromhändler die Einsparung bei der EEG-Umlage an sie weiterreicht. Des Weiteren können Anlagenbetreiber ihren Strom auch anderweitig außerhalb des EEG vermarkten. Die sonstige Direktvermarktung ist derzeit ökonomisch am unattraktivsten und spielt daher nur eine untergeordnete Rolle. Entwicklung der Direktvermarktung Ein Vergleich der direktvermarkteten Leistung von Windenergieanlagen in den Jahren 2011 und 2012 zeigt, dass die Direktvermarktung, die bis 2011 eher die Ausnahme war, 2012 und 2013 hingegen die dominierende Rolle spielte (siehe Abbildung 19). Der Grund für diesen sprunghaften Anstieg der Direktvermarktung lag in der Einführung der Marktprämie im Jahr Diese ermöglicht den EE-Anlagenbetreibern einen risikolosen Verkauf ihres regenerativ erzeugten Stroms. Die Erlöse aus dem Verkauf des Stromes werden garantiert bis zur festgeschriebenen EEG-Einspeisevergütung aufgestockt. Andererseits dürfen Anlagenbetreiber Erlöse, die über der festen Einspeisevergütung liegen, behalten. Diese Mehrerlöse ergeben sich in der Regel dann, wenn Stromhändler den Anlagenbetreibern einen Teil der Managementprämie überlassen. Aus Abbildung 19 geht hervor, das Ende 2012 etwa drei Viertel der installierten Windenergieleistung über die Marktprämie abgesetzt wurden. Mit MW erreichte die Nutzung der Marktprämie im Dezember 2013 einen Rekordwert [ÜNB 2013]. Die Windenergie auf See nutzte das System der Marktprämie ausschließlich. Im November 2013 wurde mit 538 MW der Höchstwert der direktvermarkteten Leistung erreicht. [ÜNB 2013]. Vor Einführung der Marktprämie wurde der Strom aus Anlagen auf See ausnahmslos über feste Einspeisetarife nach EEG vergütet. Mit der Novellierung des EEG 2012 und der Deckelung der EEG-Umlagenbefreiung auf 2,0 ct/kwh hat das Grünstromprivileg deutlich an Attraktivität verloren. Es wurde durch die Marktprämie weitestgehend verdrängt und machte im April 2013 mit MW gerade einmal 4,2 % der direktvermarkteten Windleistung aus.

51 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Installierte Leistung [MW] Die Absatzmengen über sonstige Formen der Direktvermarktung sind vergleichsweise gering und erreichten im Dezember 2013 mit 115 MW den Höchstwert, was einem Anteil von 0,4 % entsprach. Sowohl das Grünstromprivileg als auch als die Direktvermarktung des Stroms außerhalb des EEG spielen für Windparkbetreiber auf See bislang keine Rolle sonstige Direktvermarktung Grünstromprivileg Marktprämie offshore Marktprämie onshore Direktvermarktung nach EEG Abbildung 19: Direktvermarktete Leistung von Strom aus Windenergieanlagen [Datenquellen: ÜNB 2011, ÜNB 2012, ÜNB 2013; Darstellung: IE Leipzig 2014] Die Direktvermarktung mit Nutzung der Marktprämie spielt bei der Windenergie die dominierende Rolle. Diese Tendenz setzt sich auch 2014 ungebrochen fort. Sie war auch in den ersten beiden Quartalen 2014 die am meisten verbreitete Form der Direktvermarktung und erreichte im Juni 2014 mit 29,2 GW Windenergie an Land einen neuen Höchststand [ÜNB 2014]. Umfrageergebnisse zur Direktvermarktung Im Rahmen der Branchen-Befragung, die im Frühjahr 2013 durchgeführt wurde, erhielten sowohl die interessensgebundenen Zielgruppen (Anlagenhersteller, Gruppe der Projektentwickler) als auch die marktneutralen Teilnehmer (Banken) jeweils angepasste Fragen zur Direktvermarktung. Die Ergebnisse werden in Tabelle 5 zusammengefasst:

52 32 Tabelle 5: Wesentliche Umfrageergebnisse zur Direktvermarktung Befragte Anlagenhersteller Projektentwickler Banken [IE Leipzig 2013] Umfrageergebnisse zur Direktvermarktung Die Einführung der Direktvermarktung und insbesondere der Marktprämie hat auch die Entwicklung von Steuerungsschnittstellen und Prognose- Tools sowie von Trading-Kompetenzen und Portfolio-Optimierung ausgelöst. Um die Anforderungen der Direktvermarktung zukünftig besser zu erfüllen, bedarf es besserer Arrangements zwischen Markt und Anlagenbetreibern sowie der Weiterentwicklung präziser Prognose-Tools. Mittelfristig können Windenergieanlagen Regelleistung zur Netzstabilisierung liefern, sofern die Regularien angepasst werden und wirtschaftliche Anreize vorhanden sind. Zur Anpassung der Regularien werden unter anderem genannt: o Verkürzung der Ausschreibungszeiträume, o Möglichkeit Regelleistung asymmetrisch anzubieten. Die Möglichkeiten mittelfristig mit Windenergieanlagen an Land Regelleistung zu vermarkten sind gut. Eine verpflichtende Direktvermarktung (Marktprämie) von Windstrom würde die Finanzierungskonditionen für Windenergieprojekte verschlechtern. Mit der Verpflichtung zur Direktvermarktung steigen die Gesamtkosten für Windenergieprojekte. Eine verpflichtende Direktvermarktung (Marktprämie) von Windstrom würde die Finanzierungskonditionen für Windenergieprojekte verschlechtern. Die Umfrageergebnisse zeigen, dass die Direktvermarktung und Marktprämie zwar technische Entwicklungen ausgelöst haben, es aber trotzdem noch besserer Absprachen zwischen Anlagenbetreibern und dem Markt bedarf. Die Branchen-Experten halten eine Vermarktung von Regelleistung durch Windenergieanlagen an Land mittelfristig für möglich, sehen aber in den derzeitigen Regularien wesentliche Hemmnisse. Eine Verpflichtung zur Direktvermarktung wird von den Projektentwicklern mehrheitlich abgelehnt, da sie eine Verschlechterung der Finanzierungskonditionen befürchten und in der Konsequenz mit steigenden Gesamtkosten zu rechnen hätten.

53 Internationale Entwicklungen International wurden im Jahr 2013 rund 35,5 GW an Windenergieleistung neu installiert, die Windkapazität steigerte sich damit um 12,8 % gegenüber 2012 und liegt nun bei 318,1 GW [GWEC 2014; WWEA 2014]. Nachdem die Ausbaudynamik in 2010 (Zubau von rund 39 GW) erstmals stagnierte, stieg diese in 2011 wieder an (40,6 GW), und lieferte für 2012 einen noch stärkeren Zubau von 44,8 GW, der auch auf Vorzieheffekte aus den USA zurückzuführen ist. Im Jahr 2013 erfolgte weltweit der geringste Zubau seit 2008 [WWEA 2014]. Grund für die Vorzieheffekte in den USA waren die Unsicherheiten bis zum Ende des Jahres 2012, ob die bestehenden Steuervergünstigungen fortgesetzt werden. Die staatliche produktionsabhängige Steuergutschrift Production Tax Credits lief nicht aus, wurde allerdings zunächst nur um ein weiteres Jahr verlängert [Kessler 2013]. Aufgrund der Vorzieheffekte und fehlender Projekte zu Jahresbeginn ist der US-Markt erst im dritten und vierten Quartal 2013 wieder ins Rollen gekommen [IWES 2014]. Der mit deutlichem Abstand größte Anteil an Neuaufstellungen in 2013 entfiel mit 16,1 GW auf die Volksrepublik China. Danach folgen Deutschland mit 3,2 GW, Großbritannien mit 1,9 GW und Indien mit 1,7 GW [GWEC 2014]. Wird die installierte Windleistung pro Quadratkilometer Landesfläche betrachtet, sind die ersten 10 nur europäische Länder [IWES 2014]. Die Windleistungsdichte in Dänemark stieg von 97 kw/km² in 2012 auf 112 kw/km² in 2013, welches damit weiter auf Platz 1 liegt. Deutschland nimmt mit rund 99 kw/km² Platz zwei ein [IWES 2014]. Der stärkste regionale Markt in 2013 war erneut Asien, allein auf China und Indien entfielen rund 17,8 GW der Neuinstallationen. China kann hierdurch seine international führende Rolle stärken, da die Volksrepublik inzwischen 30 GW mehr Gesamtkapazität an Windleistung installiert hat, als die USA auf Platz 2 der weltweit am meisten installierten Leistung. Auf Platz 3 dieser Rangfolge steht Deutschland, welches rund 27 GW weniger installierte Gesamtkapazität hat, als die USA. In Europa hat Deutschland seine Position als größter und stabiler Markt gehalten, gefolgt von Spanien. Großbritannien übernahm innerhalb Europas für 2013 die Rolle des zweitgrößten Marktteilnehmers bezogen auf den Zubau. Weiterhin zählen Großbritannien, Italien und Frankreich mit Gesamtkapazitäten im Bereich von 10,5 bis 8,3 GW zu den mittelgroßen Märkten. Eine Übersicht zur weltweiten Verteilung der Nennleistungen zeigt Tabelle 6.

54 34 Tabelle 6: Geografische Verteilung der Windkraftkapazitäten Ende 2013 Länder Gesamtkapazität 2012 Zubau 2013 Gesamtkapazität 2013 Weltmarktanteil an Gesamt 2013 [MW] [MW] [MW] [%] China ,7 USA ,2 Deutschland ,8 Spanien ,2 Indien ,3 Großbritannien ,3 Italien ,7 Frankreich ,6 Kanada ,5 Dänemark ,5 Portugal ,5 Schweden ,4 Brasilien ,1 Polen ,1 Australien ,0 Türkei ,9 Niederlande ,8 Japan ,8 Rumänien ,8 Andere A) ,7 Summe weltweit ,0 A) Hierzu zählen folgende Länder (nach ISO 3166): TN, ET, EG, MA, IR, CV, IL, JO, KE, NG, ZA, TW, KR, PK, BD, ID, PH, LK, TH, VN, GR, IE, AT, Resteuropa, AR, CR, NI, VE, UY, Karibische Inseln, CO, CL, EC, PE, NZ, Pazifische Inseln. [Datenquelle: GWEC 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014]

55 35 Die installierte Leistung der Windenergie auf See stieg von Ende 2012 bis Ende 2013 um circa 2,2 GW auf rund 7,4 GW [WWEA 2014; IWR u.a. 2014]. Europa ist weltweiter Vorreiter bei der Nutzung der Windenergie auf See, gefolgt von Asien. Im Ländervergleich ist das Vereinigte Königreich Spitzenreiter in Europa, gefolgt von Dänemark und Deutschland. Die WWEA erwartet für Windenergie an Land bis 2016 eine globale Kapazität von 500 GW, das entspräche einer neu zu installierenden Leistung von rund 217 GW in den Jahren 2013 bis 2016 [WWEA 2013]. Eine ähnliche Größenordnung mit 194 GW zeigt sich auch bei Bloomberg Finance [BNEF 2013]. Hier kommt man zu dem Ergebnis, dargestellt in jährlichen Verteilungen bis 2016, dass China noch einen leichten Anstieg zeigen wird, Zubauleistungen in Europa jeweils nur unterhalb der Werte von 2012 liegen werden und auch für die USA und Kanada der Kapazitätszuwachs unter den Werten von 2011 zu erwarten sein dürfte. Die Windenergie auf See erreicht danach 4,9 GW im Jahr Bis 2020 wird eine globale Windkraftkapazität von 700 GW prognostiziert [WWEA 2014].

56 36 4 Ausbauziele und realisierter Ausbau im Vergleich Bezüglich der Ausbauziele für Windenergie liegen tatsächliche Zielsetzungen der Bundesregierung und einzelner Bundesländer nur in wenigen Fällen vor. Dargestellt werden auf den folgenden Seiten die Szenarien des Netzentwicklungsplans (NEP) 2012 und des NEP 2013 sowie der Szenariorahmenentwurf beziehungsweise der genehmigte Szenariorahmen für den NEP Szenarien stellen wahrscheinliche Ausbaupfade auf Grundlage der bestehenden Rahmenbedingungen dar und dürfen nicht mit Zielen verwechselt werden. Allerdings spiegelt das Szenario C der Netzentwicklungspläne zum Teil die Ziele und Entwicklungen in den Bundesländern wider und stellt somit einen Sonderfall dar. Diese Ziele und Szenarienannahmen werden mit dem realisierten Ausbau verglichen und dienen als einer von mehreren zu berücksichtigende Aspekte bei der Abschätzung von Ausbaupfaden für die Windenergie (Kapitel 12.1). 4.1 Windenergie an Land Die Mitgliedstaaten der Europäischen Union (EU) legen in ihren nationalen Aktionsplänen für erneuerbare Energien (NREAP) individuelle Ziele zur Erreichung des Gesamtziels der EU von 20 % Anteil der erneuerbaren Energien am Energieverbrauch bis 2020 vor und beschreiben in Umsetzungsplänen, wie sie ihr gesetzlich verpflichtendes Ziel erreichen wollen. Diese Pläne enthalten auch sektorale Ziele und die Zusammensetzung des Strom Mix. Der NREAP, den die Bundesregierung im Sommer 2010 der EU-Kommission übermittelt hat, sieht für die Windenergie an Land bis 2020 eine installierte Leistung von rund 35,8 GW und eine Stromerzeugung in Höhe von circa 72,7 TWh vor [BMU 2011]. Diese Werte können als Ausbauziele der Bundesrepublik Deutschland für die Windenergie bezeichnet werden. Tabelle 7: Ausbauentwicklung für Windenergie an Land nach NREAP Ausbauparameter Leistung in MW Stromerzeugung in GWh [Datenquelle: ECN u.a. 2012; Darstellung: IE Leipzig 2013] Im Rahmen der Szenarien, die für die BMU-Leitstudie 2011 entwickelt wurden, liegen die Werte für die installierte Leistung im Jahr 2020 über denen des NREAP. Es wurden für 2020, abhängig vom Szenario, installierte Leistungen zwischen 39 und 40,1 GW ermittelt [DLR u.a. 2012]. Weitere Szenarien enthalten die Netzentwicklungspläne der ÜNB, die nach 12b Abs. 1 Satz 2 EnWG zur Identifizierung von vorrangigen Netzmaßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der Netze in den nächsten zehn Jahren dienen sollen. Diese werden im Bundesbedarfsplan festgeschrieben.

57 Installierte Leistung [GW] 37 Die Darstellung erfolgt regionalisiert. Der erste NEP wurde 2012 erstellt und an die Bundesnetzagentur (BNetzA) übergeben. Im Szenario A der Netzentwicklungspläne liegen die Annahmen zu der installierten Leistung an erneuerbaren Energien im Vergleich zu den anderen Szenarien auf einem niedrigen Niveau. Szenario B wird als Leitszenario bezeichnet und enthält ambitioniertere Annahmen zur installierten Leistung an erneuerbaren Energien als Szenario A. Dieses Leitszenario wird um 10 weitere Jahre vom Basisjahr fortgeschrieben. In Szenario C der Netzentwicklungspläne wird ein ambitionierter Ausbau der Windenergie angenommen, der sich aus regionalen Entwicklungsprognosen und Zielen der Bundesländer ergibt [ÜNB 2013a]. Zurzeit befindet sich der erste Entwurf des NEP 2014 in der Abstimmung. Da das Szenario C der NEP die Ziele der Bundesländer widerspiegelt, wird in Abbildung 20 die Entwicklung der Länderziele über den NEP 2012, den NEP 2013 und den genehmigten Szenariorahmen für den NEP 2014 dargestellt. Abzulesen ist auch die angestrebte installierte Leistung im Jahr erzielter Ausbau bis Szenario C 2022 Szenario C 2023 Szenario C ,5 11,0 13, ,4 8,6 6 4,7 5,0 6,3 5,5 4,3 4 3, ,1 0,2 0,1 0,8 1,2 Abbildung 20: Entwicklung der Bundesländerziele im Szenario C über den NEP 2012, den NEP 2013 und die Vorarbeiten zum NEP 2014 sowie installierte Leistung Ende 2013 [Datenquellen: BNetzA 2013, ÜNB 2013a, ÜNB 2013b, ÜNB 2013c, ÜNB 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Insgesamt ergibt sich aus den Zielen der Bundesländer bis 2024 eine von der BNetzA genehmigte installierte Leistung von 87,4 GW für Deutschland. Im Entwurf des Szenariorahmens für den NEP 2014 lag dieser Wert noch bei 89,5 GW. Dieser Wert übersteigt deutlich die Zielsetzungen des NREAP, wenngleich auch hier nur ein Wert bis 2020 an-

58 Installierte Leistung [GW] 38 gegeben wird. Der Wert aus Szenario C 2024 ist ebenfalls etwa doppelt so hoch wie die Angaben der Leitstudie von Als Vergleich soll Szenario B der Netzentwicklungspläne, welches aus politischer Perspektive die realistischeren Ausbauwerte der Windenergie widerspiegelt und als Leitszenario bezeichnet wird, dienen. Die Entwicklung der Länderziele im Szenario B über den NEP 2012, den NEP 2013 und den genehmigten Szenariorahmen für den NEP 2014 sind in Abbildung 21 dargestellt erzielter Ausbau bis Szenario B 2022 (Leitszenario) Szenario B 2023 (Leitszenario) Szenario B 2024 (Leitszenario) 11,7 8 7,6 7,0 6 5,3 5,7 4 3,6 3,3 3,3 2 2,0 1,5 2,0 1,6 0 0,0 0,2 0,1 0,3 Abbildung 21: Entwicklung der Bundesländerziele im Szenario B über den NEP 2012, den NEP 2013 und die Vorarbeiten zum NEP 2014 sowie installierte Leistung Ende 2013 [Datenquellen: BNetzA 2013, ÜNB 2013a, ÜNB 2013b, ÜNB 2013c, ÜNB 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Die BNetzA geht von 55,0 GW in der Genehmigung des Szenariorahmens aus, im Entwurf des Szenariorahmens lag dieser Wert noch bei 50,4 GW. Dieser Wert übersteigt dennoch ebenfalls die Zielsetzungen des NREAP, wenngleich auch hier nur ein Wert bis 2020 angegeben wird. Der Wert aus Szenario B 2024 ist ebenfalls höher als die Angaben der Leitstudie von Vergleich zum realisierten Ausbau Aus Abbildung 20 wird ersichtlich, dass im Vergleich zum erzielten Ausbau Ende 2013 alle Bundesländer bis auf Sachsen-Anhalt, Sachsen und die Stadtstaaten Bremen, Berlin und Hamburg noch einen hohen Ausbaupfad bis 2024 vor sich haben. Anders verhält es sich im Szenario B der NEP: danach haben die meisten Länder bereits mehr als die Hälfte der bis 2024 angestrebten Leistung angeschlossen.

59 Windenergie auf See Die ersten politisch anvisierten Ziele für den Ausbau der Windenergie auf See enthält das Energiekonzept der Bundesregierung aus dem Jahr Nach diesem soll bis zum Jahr 2030 eine Leistung von 25 GW auf dem Meer installiert worden sein [BMWI u.a. 2011]. Der NREAP sieht bis 2020 eine installierte Leistung von 10 GW auf dem Meer vor (Tabelle 8). Die erzeugte Strommenge soll bei 31,7 TWh liegen [BMU 2011]. Diese Ziele wurden im Zuge der Koalitionsverhandlungen nach unten angepasst. Der Wert für die installierte Windenergieleistung auf See im Jahr 2020 stimmt in den Szenarien der BMU-Leitstudie 2011 mit denen des NREAP überein (siehe Tabelle 9). Tabelle 8: Ausbauentwicklung für Windenergie auf See nach NREAP Ausbauparameter Leistung in MW Stromerzeugung in GWh [Datenquelle: ECN u.a. 2012; Darstellung: IE Leipzig 2013] Tabelle 9: Installierte Leistung Windenergie auf See im Rahmen der Szenarien der BMU-Leitstudie 2011 Leistung in MW Szenario 2011 A Szenario 2011 B Szenario 2011 C [Datenquelle: DLR u.a. 2012; Darstellung: IE Leipzig 2013] Die Netzentwicklungspläne enthalten bundesländerspezifische Werte für wahrscheinlich installierte Leistungen auf dem Meer. Da auch hier Szenario C die Ziele der Bundesländer widerspiegelt, wird in Abbildung 22 die Entwicklung der Ziele über den NEP 2012 bis zum genehmigten Szenariorahmen für den NEP 2014 dargestellt. Der erzielte Ausbau wird nur für die Länder insgesamt dargestellt.

60 Installierte Leistung [GW] ,2 erzielter Ausbau bis Ende 2013 Szenario C 2022 Szenario C 2023 Szenario C , ,0 2,9 0,5 Abbildung 22: Entwicklung der Bundesländerziele für Windenergie auf See im Szenario C über den NEP 2012, den NEP 2013 und die Vorarbeiten zum NEP 2014 sowie installierte Leistung Ende 2013 [Datenquellen: BNetzA 2013, ÜNB 2013a, ÜNB 2013b, ÜNB 2013c; Darstellung: IE Leipzig 2013] Insgesamt sollen bis 2024 nach dem Willen der Bundesländer 16,1 GW an Windenergieleistung auf See installiert sein. Je nachdem wie steil der Ausbaupfad tatsächlich erfolgt, werden auch die Ziele des NREAP im Rahmen der Zielsetzungen der Bundesländer eingehalten. Im Vergleich zur Leitstudie 2011 sind die Ziele der Bundesländer etwa genauso hoch wie die Annahmen in den Szenarien der Leitstudie. Im Vergleich zur Windenergie an Land wird sichtbar, dass die wahrscheinlich installierte Leistung nach dem Willen der Länder den Zielen der Bundesregierung und den Szenarien aus der BMU-Leitstudie bei der Windenergie auf See sehr nah kommt. Als Vergleich soll auch hier Szenario B der NEP dienen. Die Entwicklung der Länderziele über den NEP 2012, den NEP 2013 und den Entwurf des Szenariorahmens für den NEP 2014 im Szenario B sind in Abbildung 23 dargestellt. Auch hier kann analog zur Windenergie an Land nur auf den Entwurf des Szenariorahmens für den NEP 2014 zurückgegriffen werden.

61 Installierte Leistung [GW] ,6 erzielter Ausbau bis Ende 2013 Szenario B 2022 (Leitszenario) Szenario B 2023 (Leitszenario) Szenario B 2024 (Leitszenario) 12, ,1 2,1 0,5 Abbildung 23: Entwicklung der Bundesländerziele für Windenergie auf See im Szenario B über den NEP 2012, den NEP 2013 und die Vorarbeiten zum NEP 2014 sowie installierte Leistung Ende 2013 [Datenquellen: BNetzA 2013, ÜNB 2013a, ÜNB 2013b, ÜNB 2013c; Darstellung: IE Leipzig 2013] Insgesamt sollen bis 2024 nach dem Leitszenario der NEP 12,8 GW an Windenergieleistung auf See installiert sein. Die BNetzA hat in ihrer Genehmigung des Szenariorahmens für den NEP 2014 diesen Wert leicht nach unten auf 12,7 GW angepasst. Eine Einhaltung der Ziele des NREAP bis 2020 wird im Rahmen des Leitszenarios B der NEP eventuell nur knapp möglich sein. Im Vergleich zur Leitstudie 2011 sind die Angaben niedriger als die Annahmen in den Szenarien der Leitstudie. Vergleich zum realisierten Ausbau Der erzielte Ausbaustand der Windenergie auf See im Jahr 2013 liegt 57 % unter den Werten der Szenarien aus der BMU-Leitstudie. Gründe hierfür sind in den noch schwierigen Projektbedingungen auf dem Meer zu sehen, vor allem in Bezug auf Netzanbindung und Finanzierung. Zum Beispiel führten Verhandlungen zur Finanzierung und Risikoverteilung des Netzanschlusses mit den ÜNB zur Verzögerung von Projekten. Bezüglich der Ziele der Küstenbundesländer wird die unsichere Lage erkennbar. So hat Niedersachsen seine Ausbauziele für Szenario C 2024 noch einmal nach unten korrigiert. Es wird aus Abbildung 22 ersichtlich, dass noch viele Anstrengungen unternommen werden müssen, um die Ziele zu erreichen: Wird ein linearer Zubau der Leistung angesetzt, so sind etwa 1,3 GW an jährlich neu installierter Leistung auf dem Meer bis 2024 erforderlich. Wird hingegen das Leitszenario B betrachtet, wäre ein jährlicher linearer Ausbau von 1,0 GW notwendig.

62 42 5 Datengrundlagen zu Kosten der Stromerzeugung aus Windenergie Die Stromerzeugung aus Windenergie an Land wird als eine der kostengünstigsten erneuerbaren Energien gesehen. Weitere technische Anlagenoptimierungen und ein niedriges Zinsniveau werden in der öffentlichen Darstellung als Gründe angegeben, dass die Kosten in den letzten Jahren weiter gesunken sind. Diese Größenordnungen gilt es neutral zu beziffern. Im Gegensatz dazu ist die Windenergie auf See als junge und in Deutschland mit ambitionierten Zielen gestartete Technologie einzustufen. Erst wenige Projekte wurden bisher realisiert, die Lern- und Skaleneffekte bewegen sich verglichen zur Windenergie an Land noch auf einem sehr niedrigen Niveau. Für beide Technologien werden in den folgenden Kapiteln die realistischen und aktuellen Kostenstrukturen abgebildet. Sie stellen die Grundlagen dar, um Stromgestehungskosten ermitteln und darauf aufbauend angemessene Vergütungssätze empfehlen zu können. 5.1 Methodik Grundlage der Analyse ist die im Rahmen des Vorhabens durchgeführte Marktpreiserhebung im Frühjahr Detaillierte Angaben wurden von den interessensgebundenen Marktteilnehmern der Anlagenhersteller, Projektentwickler und Windparkbetreiber geliefert. Die so erhaltenen Daten wurden auf Plausibilität geprüft und durch eine sich anschließende Befragung von Banken verifiziert. Ziel der Analyse war es, hinreichend fundierte Daten als Eingangsparameter zur Ermittlung der Stromgestehungskosten zu erhalten. Benötigt wurden daher vor allem Angaben zu Haupt- und Nebeninvestitionskosten, Betriebskosten sowie Finanzierungskosten (Eigenkapitalanteil, Fremdkapitalanteil sowie deren Verzinsungen). Bei den vom IE Leipzig entworfenen Fragebögen wurden bereits die Unterscheidungen in die relevanten Leistungsklassen für die Windenergie an Land und auf See berücksichtigt. In der nachfolgenden Auswertung werden nur aktuelle Angaben für 2012/2013 beziehungsweise Windparkprojekte ab dem Jahr 2010 dargestellt. 5.2 Windenergieprojekte an Land Die Auswertung zu den errichteten Anlagen unter Kapitel 3 zeigt, dass in den letzten Jahren überwiegend Anlagen der Leistungsklassen (Turbinengröße) 2,0 bis 3,5 MW installiert wurden (siehe Abbildung 9). Die Datenabfrage, damit auch die Auswertung, konzentriert sich auf diesen Leistungsbereich.

63 43 Die folgenden Auswertungen beruhen auf den Antworten der befragten Anlagen Hersteller, Projektentwickler sowie Betreiber und Banken. Die Befragung wurde mit je einem speziell an die Gruppe der Befragten angepassten Fragebogen durchgeführt. Folgende Eingangsdaten werden für die Bestimmung der Stromgestehungskosten und ihrer zukünftigen Entwicklung zugrunde gelegt: Gesamtinvestitionen (Haupt- und Nebeninvestitionen sowie deren Anteile) Betriebskosten (Wartungs- und Instandhaltungskosten, Pachtzahlungen u.a.) Finanzierung (Eigen- und Fremdkapitalanteile, Eigenkapital- und Fremdkapitalverzinsung) Einschätzung der zu erwartenden Kostenentwicklung in den nächsten Jahren Exkurs zu Anlagen für Binnenlandstandorte Die Darstellungen in Kapitel 3.1 haben gezeigt, dass es bereits seit einigen Jahren einen Trend zu größeren und leistungsstärkeren Anlagen an Land gibt. Am Windenergieanlagenmarkt ist die zunehmende Differenzierung in Stark- und Schwachwindanlagen ebenfalls erkennbar. Die Industrie hat bereits auf eine geänderte Nachfrage reagiert. Bei vergleichbaren Nennleistungen werden deutliche Unterschiede in Rotordurchmesser und Nabenhöhe deutlich. Um auch windschwächere Gebiete erschließen zu können, werden Anlagen mit einem größeren Verhältnis von Rotorfläche zu Nennleistung gewählt. Auch an nicht optimalen Standorten kann so eine hohe Vollbenutzungsstundenzahl realisiert werden. Ein wirtschaftlicher Windertrag auch im Binnenland ist das Ziel. Zudem wird sich der Trend zu größeren und leistungsfähigeren Windenergieanlagen voraussichtlich fortsetzen. An windstarken Standorten haben sich die Anlagen mit vergleichsweise hohen Nennleistungen, kleinen Rotordurchmessern und niedrigen Türmen betriebswirtschaftlich bewährt. Die begonnene Differenzierung nach Stark- und Schwachwindanlagen wird sich in den nächsten Jahren wahrscheinlich fortsetzen und möglicherweise überlagert von einem Trend zu Anlagen mit einer niedrigeren spezifischen Nennleistung [Agora 2013]. Grundsätzlich ist davon auszugehen, dass sich die Anlagentypen stärker an den speziellen Anforderungen der jeweiligen Standorte orientieren werden. Eine Berücksichtigung auch im Rahmen der Stromgestehungskosten erscheint daher notwendig und wird im Rahmen dieses Vorhabens aufgegriffen. Mögliche Stark- und Schwachwindanlagen für die Jahre 2013 bis 2033 werden in [Agora 2013] beschrieben. Eine typische Schwachwindanlage wird danach in 2013 mit den folgenden Kennwerten charakterisiert: Nennleistung: 2,2 MW, Rotordurchmesser: 90 m, Nabenhöhe: 120 m; die spezifische Nennleistung liegt bei 346 W/m 2. Um im Rahmen des Vorhabens IIe den Ausbau der Windenergie im Binnenland gegenüber den windstärkeren Gebieten berücksichtigen zu können, sind Abgrenzungen nötig. Folgende Filterkriterien für die Auswertung innerhalb der Datengrundlage (BDB) werden definiert:

64 44 2,0 bis 2,5 MW: Schwachwindanlagen (Kennwert: Rotordurchmesser größer 90 m und Nabenhöhen größer 120 m) und übrige Anlagen 3,0 bis 3,5 MW: Anlagen schwacher und mittlerer Windstärken (Kennwert: Rotordurchmesser ab 100 m und Nabenhöhen ab 120 m) und übrige Anlagen. Innerhalb des Berichtes wird diese Abgrenzung unter den Bezeichnungen Binnenlandanlagen geführt. Alle weiteren Anlagen, das heißt Anlagen für Starkwind in der Klasse 3,0 bis 3,5 MW sowie für starke und mittlere Windgeschwindigkeiten in der Klasse 2,0 bis 2,5 MW, werden unter dem Begriff übrige Anlagen geführt. Anhand der genannten Kennwerte für die Leistungsbereiche 2,0 bis 2,5 MW und 3,0 bis 3,5 MW wurde innerhalb der BDB gefiltert, um für die so definierten Binnenlandanlagen eine Bundesländerverteilung erkennen zu können (die Verteilung innerhalb der Referenzertragskategorien wird in Tabelle 55 in Kapitel 8.1 dargestellt). In Abbildung 24 ist dargestellt, dass im Betrachtungszeitraum von 2011 bis 2013 fast ein Viertel dieser Anlagen (2,0 bis 3,5 MW) in Rheinland-Pfalz (165), Bayern (129) Niedersachsen (96), und Brandenburg (91) zugebaut wurden. In Summe wurden 247 Anlagen der 2,0- bis 2,5-MW-Klasse und 508 Anlagen der 3,0- bis 3,5-MW-Klasse installiert. Die Binnenlandanlagen der 2,0- bis 2,5-MW-Klasse weisen durchschnittliche Nabenhöhen von bis zu 133 m und der 3,0- bis 3,5-MW-Klasse bis zu 134 m auf. Der durchschnittliche Rotordurchmesser beträgt bis zu 103 m bei Anlagen der 2,0- bis 2,5-MW-Klasse und bis zu 107 m bei Anlagen der 3,0- bis 3,5-MW-Klasse. WEA 2,0 bis 2,5 MW-Klasse WEA 3,0 bis 3,5 MW-Klasse Rheinland-Pfalz Bayern Niedersachsen Brandenburg Hessen Mecklenburg-Vorpommern Thüringen Sachsen-Anhalt Nordrhein-Westfalen Baden-Württemberg Saarland Sachsen 9 9 Schleswig-Holstein 8 8 Bremen 3 Hamburg Anzahl Abbildung 24: Zubau von Binnenlandanlagen nach Bundesländern von 2011 bis 2013 [Datenquelle: BDB 2014, Auswertung: IE Leipzig 2014] Anmerkung: In der Darstellung werden alle Anlagen berücksichtigt, bei einigen Anlagen ist jedoch die Zuordnung auf Standortkategorien nicht möglich. Eine Zuordnung nach Standortkategorien und Bundesländern zeigt Tabelle 55.

65 45 Der Anteil der hier definierten Binnenlandanlagen liegt im Leistungsbereich 2,0 bis 2,5 MW bei 6,6 % innerhalb der Leistungsklasse, am Gesamtbestand bei 4,8 %. Im Leistungsbereich 3,0 bis 3,5 MW werden Binnenlandanlagen hier als Anlagen für schwache und mittlere Windstärken definiert, ihr Anteil liegt innerhalb der Leistungsklasse bei rund 64 %, vom Gesamtbestand repräsentieren sie 12,5 % der Anlagen Haupt- und Nebeninvestitionskosten Die Gesamtinvestitionen von Windkraftanlagen setzen sich aus den sogenannten Hauptinvestitionen und den Nebeninvestitionen zusammen: Zu den Hauptinvestitionen werden die Kosten für Turbine, Rotor und Turm gefasst, Transport- und Installationskosten zählen in der Regel ebenfalls dazu. Die Nebeninvestitionen beinhalten die Kosten für das Fundament (Flach- oder Tiefgründung), die Netzanbindung (von der Trafostation bis zum Netzeinspeisepunkt des öffentlichen Stromnetzes), interne Parkverkabelung (Verkabelung der einzelnen Windkraftanlage bis zum Netzverknüpfungspunkt/zur Trafostation), Planung und Genehmigung, Erschließung, Kompensationsmaßnahmen (ökologische Ausgleichsmaßnahmen) sowie sonstigen Bestandteilen (unter anderem Finanzierung und weiteren Kostenanteilen). Eine genauere Auswertung der Angaben von Projektentwicklern und Betreibern folgt in einem separaten Abschnitt. Gesamtinvestitionskosten Angaben der Projektentwickler/Betreiber und Banken Einen Überblick zu den Gesamtinvestitionskosten, aufgeschlüsselt in unterschiedliche Leistungsklassen und befragte Gruppen, liefert Abbildung 25. Die Auswertung umfasst die Ergebnisse der ausgefüllten Fragebögen zu durchschnittlichen Projektkosten sowie die Angaben zu konkreten Windparkprojekten der Projektentwickler und Betreiber (PE). Im Vergleich dargestellt sind zudem die Angaben der Banken (BK). In dieser Übersicht wird deutlich, in welchen Spannbreiten Windparkprojekte an Land aktuell realisiert werden. Schwankungen zeigen sich vor allem innerhalb der einzelnen Gruppen und damit im Vergleich der verschiedenen Windparkprojekte. Diese lassen sich vor allem auf den Aspekt der Hauptinvestitionskosten und damit verbunden die Nabenhöhen der aufgestellten Anlagen sowie die Unterscheidung in windstärkere und windschwächere Anlagenstandorte zurückführen. Im Gegensatz dazu zeigen die Mittelwerte für die betrachtete Leistungsklassenspanne von 2,0 bis 3,5 MW deutlich geringere Schwankungen.

66 46 Gesamtinvestitionskosten [ /kw] PE Anlage PE Umfrage BK PE Anlage PE Umfrage BK PE Anlage PE Umfrage 2 MW 2,3 MW 3 MW BK Oberer Grenzfall Mittelwert Unterer Grenzfall Abbildung 25: Gesamtinvestitionskosten nach Leistungsklassen und befragter Gruppe 1 [IE Leipzig 2013] Nach den Angaben der Datenerhebung liegen die Gesamtinvestitionen für Windparkprojekte in den folgenden Größenordnungen: Projekte mit 2,0-MW-Anlagen werden in einer Bandbreite von rund /kw und /kw beziffert. Für Projekte mit 2,3-MW-Anlagen wird eine deutlich größere Spreizung trotz nur wenig höherer Leistung angegeben. Diese bewegt sich zwischen 952 /kw und /kw und wird hier vor allem auf unterschiedliche Nabenhöhen und Rotordurchmesser der Anlagen zurückgeführt. Im Mittel liegen die Kosten in einer Größenordnung von /kw. Der im Vergleich zu allen anderen Angaben niedrigste Wert mit knapp /kw wurde telefonisch plausibilisiert und kann somit als Praxis-Wert bestätigt werden. 1 Die Gruppe der Projektentwickler und Betreiber (PE) wurde im Fragebogen um Spannbreiten zu ihren aktuellen Investitionskosten in den unterschiedlichen Leistungsklassen gebeten. Die Ergebnisse für Gesamtinvestitionen sind hier unter PE Umfrage zusammengefasst. Darüber hinaus sollten aktuelle Windparkprojekte ab 2011 benannt und detailliert aufgeschlüsselt werden. Diese konkreten Daten wurden über die Anlage zum Fragebogen bereitgestellt. Die Bandbreite der Ergebnisse spiegelt sich unter PE Anlage wider. Die Banken (BK) wurden ebenfalls um die Angabe von Spannbreiten für die Summe der von ihnen finanzierten Projekte innerhalb der einzelnen Leistungsklassen gebeten.

67 47 Die Angaben der Banken zu Projekten mit 2,3-MW-Anlagen bewegen sich im Mittelwert bei /kw, hier wurden keine Angaben zu unterschiedlichen Nabenhöhen vermerkt. Auch die Angaben zu den Gesamtinvestitionen der 3,0-MW-Anlagenklasse zeigen eine große Spanne. So wurden Werte zwischen rund /kw und rund /kw angegeben. Der gemittelte Wert von rund /kw deckt sich mit den Angaben der Banken. Auf die Frage nach der Entwicklung der Gesamtinvestitionskosten in den zurückliegenden Jahren 2011/2012 gaben die Projektentwickler gestiegene und gleich gebliebene Kosten an. Die Banken gaben für diesen Zeitraum in der Mehrzahl gestiegene Investitionskosten an. Folgender Hinweis wurde gegeben: Aufgrund der großen Nachfrage nach deutschen Windparks in einem stabilen regulatorischen Umfeld haben immer mehr Investoren tendenziell niedrigere Renditen akzeptiert. Hierdurch können höhere Preise für die Parks durchgesetzt werden. Hauptinvestitionskosten Angaben der Anlagenhersteller Die Analyse zur Aufteilung der Gesamtinvestitionskosten hat ergeben, dass der Anteil der Hauptinvestitionen bei rund 73 bis 86 % liegt. Die Nebeninvestitionen bewegen sich damit projektspezifisch in einem Bereich von 14 bis 27 % (siehe detailliert in Abbildung 29). Für eine detaillierte und umfassende Darstellung der Hauptinvestitionskosten wurden zunächst die Angaben der Anlagenhersteller (AH) zugrunde gelegt. Die Anlagenhersteller lieferten jeweils Mehrfachnennungen, sodass unterschiedliche Leistungsgruppen mit variierenden Nabenhöhen abgebildet werden können. Die somit vorliegenden Angaben aus der Markterhebung wurden durch ergänzende Abfragen zu Binnenlandanlagen bei Anlagenherstellern erweitert. Plausibilisiert beziehungsweise flankiert durch die Angaben zu konkreten Windparkprojekten der Projektentwickler/Betreiber liegen im Ergebnis für 2,0- bis 2,5-MW-Anlagen sowie für die 3,0- bis 3,5-MW-Anlagen Anlagenpreise für aktuell errichtete Windparks nach Nabenhöhen vor. In Abbildung 26 sind Marktpreise von Binnenlandanlagen in den Größenklassen 2,0 bis 2,5 MW und 3,0 bis 3,5 MW angegeben. Insgesamt liegen 11 Datenpunkte zu Marktpreisen in Abhängigkeit von den Nabenhöhen vor. Diese setzen sich zum größten Teil aus Angaben der AH und zum kleineren Teil aus Angaben der PE zusammen. In der Leistungsklasse der 2,0- bis 2,5-MW-Binnenlandanlagen reichen die Marktpreise von bis /kw, wobei die Anlage mit /kw eine Nabenhöhe von 140 m und einen Rotordurchmesser von 117 m aufweist. Aus der Angabe der PE zu dieser Anlage wurden die Kosten der Hauptinvestition aus Angaben der Gesamtinvestition zurückgerechnet, indem 22 % als Nebeninvestitionskosten angenommen wurden.

68 48 Die Anlage mit /kw hat eine Nabenhöhe von 145 m und einen Rotordurchmesser von 120 m aber eine geringfügig kleinere Leistung als die teurere Anlage. Die günstigste Anlage hat eine Nabenhöhe von 135 m und einen Rotordurchmesser von 100 m. In der Leistungsklasse der 3,0- bis 3,5-MW-Binnenlandanlagen reichen die Marktpreise von bis /kw bei ähnlich hohen Nabenhöhen wie innerhalb der kleineren Leistungsklasse. Die teuerste Anlage hat eine Nabenhöhe von 143 m und einen Rotordurchmesser von 113 m. Die günstigste Anlage ist 143 m hoch und hat einen Rotordurchmesser von 114 m. Nabenhöhe [m] PE PE AH AH AH PE AH AH PE bis 2,5 MW AH AH bis 3,5 MW Marktpreise [ /kw] Abbildung 26: Marktpreise von Binnenlandanlagen (Rotordurchmesser größer 90 m und Nabenhöhen größer 120 m, Leistung 2 bis 2,5 MW bzw. 3 bis 3,5 MW) [IE Leipzig 2013] Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass Anlagen der 3,0- bis 3,5-MW- Größenklasse spezifisch günstiger sind als die Anlagen der 2,0- bis 2,5-MW- Größenklasse. Zu den Hauptinvestitionen wurden Nebeninvestitionen in Höhe von 22 % aufgeschlagen, welche als Mittelwert bei der Auswertung der Nebeninvestitionskosten identifiziert wurden (siehe Abbildung 29). Die Gesamtinvestitionskosten der 2,0- bis 2,5- MW-Binnenlandanlagenklasse reichen somit von bis /kw, die der größeren Leistungsklasse von bis /kw. In Abbildung 27 ist die bereinigte Marktpreisgerade für Anlagen von 2,0- bis 2,5-MW (außer Binnenlandanlagen) dargestellt. Die Marktpreisgeraden dienen zur Bestimmung des Anlagenpreises in Abhängigkeit von der Nabenhöhe. Es wurden nur Marktpreisangaben von Anlagen zur Abbildung der Preiskurve verwendet, die nicht der Charakteristik der Binnenlandanlagen entsprechen (siehe Seite 43) Die identifizierten Marktpreise reichen von bis /kw. Zusätzlich wird die mathematische Gleichung der ermittelten Marktpreisgeraden oben in der Abbildung angegeben, in die durch Einsetzen der Nabenhöhe (y-wert) der korrespondierende Marktpreis einer Anlage ermittelt werden kann.

69 49 Nabenhöhe [m] y = 0,1089x - 20,743 R² = 0, Marktpreise [ /kw] Abbildung 27: Bereinigte Marktpreisgerade von Anlagen für Starkwind und mittlere Windstärken der Leistungsklasse 2,0 bis 2,5 MW [IE Leipzig 2013] In Abbildung 28 ist die bereinigte Marktpreisgerade der Anlagen der 3,0- bis 3,5-MW- Klasse (außer Binnenlandanlagen) aufgetragen. Es wurde nach der gleichen Systematik der Anlagenauswahl vorgegangen, wie bei der 2,0- bis 2,5-MW-Größenklasse vorher erwähnt. Im Diagramm ist oben in der Abbildung die mathematische Gleichung der ermittelten Marktpreisgeraden eingefügt. Die Marktpreise reichen von bis /kw. Nabenhöhe [m] y = 0,1219x - 37,299 R² = 0, Marktpreise [ /kw] Abbildung 28: Bereinigte Marktpreisgerade für übrige Anlagen (ohne Anlagen für schwache und mittlere Windgeschwindigkeiten) der Leistungsklasse 3,0 bis 3,5 MW [IE Leipzig 2013] Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass Binnenlandanlagen beider Leistungsklassen teurer sind als Anlagen für mittlere und starke Windstärken.

70 50 Eine Betrachtung der Stromgestehungskosten muss in Spannbreiten der Investitionskosten in Abhängigkeit von der Nabenhöhe und Anlagencharakteristik erfolgen. Höhere Türme und daraus folgende größere Nabenhöhen verursachen höhere Kosten. Die Auswertungen bestätigen, dass die Preise pro kw mit steigender installierter Leistung spezifisch sinken. Es wird zwar mehr Material verbaut, aber im Verhältnis steigen die Mehrkosten der Anlage weniger als die installierte Leistung. Dies führt spezifisch gesehen zu einer Verringerung der Kosten je kw Leistung. Dies gilt bei Binnenlandanlagen, bei den übrigen Anlagen ist das Kostenniveau in etwa gleich. Nebeninvestitionskosten Angaben der Projektentwickler und Betreiber Die Nebeninvestitionskosten werden in sieben Positionen unterteilt. Dies sind Kosten für Planung und Genehmigung, Erschließung, interne Parkverkabelung, Netzanbindung, Fundament, Kompensationsmaßnahmen und sonstige Kostenbestandteile. In Abbildung 29 sind die einzelnen Kostenbestandteile abgebildet. Ersichtlich sind die Spannbreiten, in denen die Kosten variieren können. Anhand der angegebenen Mittelwerte kann eine Einschätzung in Hinblick auf die kostenintensivsten Bestandteile gegeben werden. Danach stellen Netzanbindungskosten den größten, und interne Parkverkabelung und sonstige Kosten den geringsten Kostenblock dar. Die Erschließungskosten des Geländes von Windparks variieren am stärksten. Ein Windpark beispielsweise im Wald, und damit meist in hügeligem Gelände errichtet, verursacht höhere Kosten als ein Windpark, der auf einem Feld mit vorbeiführender Straße errichtet wird. Aus den Angaben der PE wurde eine Spannbreite von 31 bis 140 /kw für diese Kostenposition ermittelt. Nach 15 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) müssen unvermeidbare Eingriffe in Natur und Landschaft durch geeignete Kompensationsmaßnahmen ausgeglichen werden. Die naturschutzrechtliche Eingriffsregelung ist eines der zentralen Instrumente des Naturschutzrechts für den flächendeckenden Schutz von Natur und Landschaft. Die Vorgaben des Bundesnaturschutzgesetzes sind in den Gesetzgebungen der Länder umgesetzt und in den Ländern wird die Berechnung des Kompensationsbedarfs zumeist in eigenen Erlassen geregelt. Die Kompensation wird bei Eingriffen in den Naturhaushalt meist in Maßnahmen, unter anderem als flächen- oder funktionsbezogene Kompensation oder artbezogene Kompensation umgesetzt, seit Novellierung des BNatSchG auch als produktionsintegrierte Kompensation auf genutzten Flächen. Eine Kompensation für Eingriffe in das Landschaftsbild erfolgt als Ausgleichszahlung. Ein im April 2013 von der Bundesregierung beschlossener Entwurf einer Bundeskompensationsverordnung ist bislang noch nicht verabschiedet worden.

71 51 Die Kompensationsmaßnahmen können je nach Bundesland höher oder niedriger ausfallen, es ist in der Erhebung eine Spanne von 10 bis 53 /kw ermittelt worden. Die Netzanbindung gewährleistet, dass der hochtransformierte Strom (20 kv, 110 kv, 220 kv oder 380 kv) von der Übergabestation des Windparks bis zum Netzanknüpfungspunkt des Stromnetzes gelangt. Nach 13 Abs. 1 EEG sind die notwendigen Kosten des Anschlusses von EEG-Anlagen an den Netzverknüpfungspunkt sowie die Kosten für notwendige Messeinrichtungen zur Erfassung des gelieferten und des bezogenen Stroms von den Betreibern der Anlagen zu tragen. Die Kosten betragen im Mittel 79 /kw, die Spanne reicht von 33 bis 119 /kw. Unter sonstige Kosten fallen beispielsweise einmalige Finanzierungskosten (Bankgebühren), da bei größeren technischen Projekten ein höherer Prüfungsaufwand besteht. Eine weitere Komponente stellt das Disagio dar. Bei der Ausgabe der Kredite können Banken diesen Abschlag vom Ausgangsbetrag verlangen, welcher in seiner Höhe von Bank zu Bank unterschiedlich hoch ausfallen kann. Die interne Parkverkabelung dient dazu, Windkraftanlagen eines Windparks miteinander zu verbinden. Dies geschieht mit Erdkabeln, die von jeder Windkraftanlage zur Übergabestation am nächstliegenden Netzverknüpfungspunkt reichen, in den ein entsprechender Transformator den erzeugten Strom auf Spannungsniveau des Stromnetzes transformiert. In der Regel verfügt aber jede Anlage im Megawatt-Bereich über einen eigenen Transformator, sodass bereits der Strom im parkinternen Netz auf Mittelspannungsniveau liegt, die Einspeisung in das Stromnetz erfolgt dann auf Hochspannung beziehungsweise 110 kv. Im Park gibt es dann eine Übergabe- oder Umspannstation. Im Durchschnitt fallen 24 /kw für die interne Verkabelung an. Diese Kosten können aber je nach Parklayout höher oder niedriger ausfallen, es ist eine Spanne von 8 bis 37 /kw ermittelt worden.

72 52 [ /kw] Höchster Wert Mittelwert Niedrigster Wert Erschließung 10 Netzanbindung Kompensationsmaßnahmen Planung & Genehmigung Fundament 2 Sonstige Bestandteile 8 Interne Parkverkabelung [ /kw] Hauptinvestition (Turbine, Rotor, Turm) Gesamtnebeninvestitionskosten Gesamtinvestition Abbildung 29: Neben- und Hauptinvestitionskosten in Spannbreiten von Anlagen der 2,0- bis 3,0-MW-Größenklasse [IE Leipzig 2013] Betriebskosten Die Betriebskosten setzen sich aus Wartung- und Instandhaltungsmaßnahmen (meist über Wartungsverträge geregelt), Pachtzahlungen, Betriebs- und Geschäftsführung, Versicherung, Rücklagen und sonstigen Kosten zusammen. Der größte Anteil der Betriebskosten ist dabei auf Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen zurückzuführen.

73 53 Nach Auswertung der vorliegenden Angaben durch Projektentwickler/Betreiber kann davon ausgegangen werden, dass die Höhe der jährlichen Betriebskosten durchschnittlich rund 3 bis 6 % der Investitionskosten entspricht. Für die technische und kalkulatorische Lebensdauer einer Windkraftanlage werden 20 Jahre angenommen. Nach Literaturquellen und nach Angaben aus der Branche steigen die Betriebskosten in der zweiten Dekade an, denn der zunehmende Verschleiß verursacht höhere Kosten. Allerdings kalkulieren Windparkbetreiber auch mit gleichen oder gar niedrigeren Betriebskosten für beide Dekaden. Dies wird mit konsequenten Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten, das heißt mit vorbeugenden Untersuchungen und Maßnahmen anfälliger Bauteile (beispielsweise einzelne Getriebekomponenten), begründet. Grundsätzlich ist nach Angaben der Projektentwickler/Betreiber eine Zunahme der Betriebskosten von der ersten zur zweiten Dekade der kalkulatorischen Lebensdauer der Windkraftanlage ersichtlich. Die Betriebskosten nehmen im Durchschnitt nach Auswertung der Befragung um circa 20 % in der zweiten Hälfte (11. bis 20. Betriebsjahr) der Betriebszeit zu. Abbildung 30 und Abbildung 31 liefern einen Überblick zur durchschnittlichen Verteilung der Betriebskosten. In den Abbildungen sind die beiden Dekaden der Betriebsdauer von 20 Jahren der Anlagen dargestellt. Die mittleren Betriebskosten der 1. Dekade betragen demnach 2,34 ct/kwh und die der 2. Dekade 2,89 ct/kwh. Die Betriebskosten der 1. Dekade variieren von 1,17 bis 4,30 ct/kwh und in der 2. Dekade von 1,69 bis 4,50 ct/kwh. [ct/kwh] [ct/kwh] 1,60 1,40 1,20 1,39 1,30 Höchster Wert Mittelwert Niedrigster Wert 5,00 4,50 4,00 3,50 4,30 1,00 0,94 3,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 0,57 0,32 0,52 0,55 0,23 0,08 0,58 0,34 0,15 Pachtzahlung Wartung Weitere Kosten Betriebs- & Geschäftsführung Versicherungen 0,30 0,18 0,13 0,13 0,03 0,07 Rücklagen 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 2,34 1,17 Summe Abbildung 30: Spannbreiten der Betriebskostenbestandteile für Leistungsklassen von 2,0 bis 3,0 MW in der ersten Dekade des Betriebs, Angaben der PE [IE Leipzig 2013]

74 54 [ct/kwh] [ct/kwh] 2,00 1,80 1,60 1,40 1,20 1,51 1,72 1,32 Höchster Wert Mittelwert Niedrigster Wert 5,00 4,50 4,00 3,50 3,00 4,50 2,89 1,00 0,80 0,60 0,75 0,92 0,63 2,50 2,00 1,50 1,69 0,40 0,20 0,00 0,40 0,39 0,19 Pachtzahlung Wartung Betriebs- & Geschäftsführung 0,30 0,22 0,19 0,15 0,08 0,10 0,11 0,04 0,06 Weitere Kosten Versicherungen Rücklagen 1,00 0,50 0,00 Summe Abbildung 31: Spannbreiten der Betriebskostenbestandteile für Leistungsklassen von 2,0 bis 3,0 MW in der zweiten Dekade des Betriebs, Angaben der PE [IE Leipzig 2013] Nach den Wartungsverträgen (40 und 46 %) bildet der Bestandteil der Pachtzahlung (24 und 26 %) den nächstgrößten Betriebskostenbestandteil. Die Zahlungen für Pachten variieren in der 1. Dekade von 0,32 bis 1,39 ct/kwh und in der 2. Dekade von 0,40 bis 1,51 ct/kwh. Dies bedeutet, der Verpächter würde beispielsweise für eine 2-MW-Anlage, die Vollbenutzungsstunden jährlich läuft, im Durchschnitt pro Jahr in der 1. Dekade und in der 2. Dekade pro Jahr erhalten. Im Jahr 2012 betrug das durchschnittliche Bruttoeinkommen in Deutschland pro Jahr [statista 2013], diesbezüglich stellen die Pachteinnahmen eine durchaus lukrative Einnahme des Landbesitzers dar. Die Kosten für Betriebs- und Geschäftsführung (7 bis 15 %) decken im Allgemeinen den Aufwand für zum Beispiel Ersatzteilversorgung, technische Überwachung, Einsatzplanung des Personals, Abrechnungen von Reparaturen und die Einhaltung von Verträgen [windcomm 2012]. Die meisten Anlagenhersteller bieten Wartungs- oder Serviceverträge für die von ihnen gelieferten Anlagen an, deren Leistungsspektren sich stark unterscheiden können. Vollwartungsverträge, die in unterschiedlichen Laufzeiten angeboten werden (zum Beispiel 10 oder 15 Jahre beziehungsweise auch für die gesamte Laufzeit der Anlagen von 20 Jahren), machen den Aufwand für Wartungsarbeiten bereits bei der Finanzierung zum Teil kalkulierbar. Je nach Hersteller variieren die Kosten für Vollwartungsverträge im Durchschnitt von 1 bis 2 ct/kwh pro Jahr. Die Projektentwickler und Banken wurden nach der Entwicklung der Betriebs- und Wartungskosten von 2011 bis 2012 befragt. Während die Projektentwickler gleich gebliebene bis gestiegene Betriebs- und Wartungskosten nannten, sahen die Banken den Schwerpunkt eher bei gestiegenen Betriebs- und Wartungskosten.

75 55 Für die Bestimmung der Stromgestehungskosten der Modellanlagen in Kapitel 6.2 wird von spezifischen Betriebskosten der 1. Dekade von 2,1 ct/kwh und der 2. Dekade von 2,7 ct/kwh ausgegangen. Im Unterschied zur Auswertung der Befragung, aus der sich Angaben von 2,34 und 2,89 ct/kwh als Mittelwerte ergeben, wird sich an Betriebskosten orientiert, die sich leicht unterhalb der Mittelwerte aber oberhalb der niedrigsten Werte einordnen lassen. Hiermit wird für die Laufzeit eine mögliche Kostendegression unterstellt Finanzierung Bei Windenergieprojekten an Land sind hauptsächlich gewerbliche Investoren Betreiber der Windparks. Aber auch Bürgerwindparks und Einzelinvestoren betreiben Windenergieanlagen und sind zugleich Eigentümer. Die Finanzierung von Windparks beinhaltet Eigenkapital (Eigenmittel des Investors) und Fremdkapital (in der Regel von Banken). Bei der Auswertung der Befragung (Projektentwickler/Betreiber sowie Banken) wurden ein durchschnittlicher Eigenkapitalanteil von 20 % und ein Fremdkapitalanteil von 80 % ermittelt. Der Investor will sein eingebrachtes Eigenkapital bis zum Ende der Laufzeit der Anlage (kalkulatorische Laufzeit: 20 Jahre) vergrößern und setzt eine positive Eigenkapitalverzinsung voraus. Diese Eigenkapitalverzinsung wurde nach Auswertung der Befragung mit durchschnittlich 8 % ermittelt. Die Banken geben derzeit Fremdkapital zu einem durchschnittlichen Zins von 3,8 % aus. Aus den jeweiligen Anteilen von Eigenkapital und Fremdkapital und deren Verzinsung ergibt sich ein kalkulatorischer Mischzinssatz von 4,6 %. An ertragreichen Standorten können die Banken in der Regel einen geringeren Anteil von Eigenkapital akzeptieren als an weniger ertragreichen Standorten. Sollte beispielsweise eine vollständige Fremdfinanzierung möglich sein, würde sich ein Kalkulationszinssatz beziehungsweise Mischzins von 3,8 % ergeben. Die Auswertung der Befragung der Banken zu Eigenkapital- und Fremdkapitalanteilen geben auch Hinweise darauf, dass eine hundertprozentige Fremdfinanzierung möglich ist. Im Gegensatz dazu kann sich der Eigenkapitalanteil an einem windschwachen Binnenlandstandort auch auf 30 % erhöhen. Im Durchschnitt werden jedoch 20 % Eigenkapital von den Banken verlangt. Die Kreditlaufzeiten des Fremdkapitals wurden in der Erhebung mit 10 bis 17 Jahren angegeben. Im Durchschnitt ergeben sich rund 15 Jahre als Kreditlaufzeit von Fremdkapitalgebern.

76 Rohstoffpreise Eine wichtige Voraussetzung für den Bau von Windenergieanlagen ist die Verfügbarkeit mineralischer und metallischer Rohstoffe sowie Kunst- und weiterer Stoffe. Nach einer Abschätzung des Materialbestandes von WEA in Deutschland im Rahmen des Projektes MaRess sind 68,5 % der eingesetzten Stoffe mineralische Rohstoffe (Beton), 28,5 % metallische Rohstoffe (zum Beispiel Stahl, Kupfer) und 3 % Kunststoffe (zum Beispiel Glasfaserkunststoffe) sowie sonstige Stoffe [Steger u.a. 2011]. Die Rohstoffgruppen werden für eine Vielzahl von Industrieanwendungen benötigt und international gehandelt. Ihre Preise ergeben sich an den Börsen und sind oftmals hohen Schwankungen ausgesetzt. Diese Entwicklungen beeinflussen auch die Höhe der Stromgestehungskosten für Windenergie, da die Investitionskosten von WEA auch von den Rohstoffpreisen abhängen. Aufgrund von gesunkenen Konjunkturaussichten in Europa und China zeigten die Preise für die meisten Mineralien und Metalle vom Jahreswechsel 2011/2012 bis zum Sommer 2012 deutlich rückläufige Tendenzen; danach kam es erneut zu einem Preisanstieg wichtiger Industriemetalle. Unter den Rahmenbedingungen einer sich abschwächenden Krise im europäischen Raum und hohen Wachstumsraten in den Schwellenländern, erwarten die meisten Analysten, dass die Rohstoffpreise mittelfristig auf dem momentan insgesamt hohen Niveau verbleiben werden [Hilpert u.a. 2013]. Nachfolgend werden die Preisentwicklungen für wichtige Rohstoffe für die WEA- Herstellung sowie Nutzung dargestellt. Die Preisangaben für Kupfer und Aluminium beziehen sich auf die Tages-Schlusskurse an den Börsen und wurden als monatliche Mittelwerte von Dezember 2004 bis einschließlich November 2013 berechnet und dargestellt. Stahl Nach stark gefallenen Stahlpreisen im Jahr 2009 und einem kontinuierlichen Anstieg bis zum Mai 2011 [Windguard 2011] konnten bis Ende 2013 wieder leicht sinkende Preise für Stahl verzeichnet werden (siehe Abbildung 32).

77 durchschnittlicher Preis in pro Tonne , , ,00 900,00 800,00 700,00 600,00 500,00 400,00 300,00 Zeitpunkte der Preisangabe Abbildung 32: Stahlpreisentwicklung basierend auf einem Korb verschiedener Stahlgüten von September 2006 bis Anfang Januar 2014 [Datenquelle: Schmelzer 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Die im EEG-Erfahrungsbericht 2011 erwartete Entwicklung hin zu steigenden Preisen hat sich somit tendenziell nicht bestätigt. Gründe hierfür waren einerseits ein Überangebot sowie andererseits eine geringere Nachfrage aufgrund einer schwächeren Konjunkturentwicklung [Gesamtmetall o.j.]. Zum Jahreswechsel 2011/2012 tritt ein fallender Stahlpreis auf, der sich ab dem zweiten Quartal 2012 wieder auf leicht sinkendem Niveau einpendelt. Kupfer Der Kupferpreis ist seit dem EEG-Erfahrungsbericht zur Windenergie aus dem Jahr 2011 leicht gesunken, unterlag dabei aber häufigen Schwankungen (siehe Abbildung 33).

78 Dez 04 Mrz 05 Jun 05 Sep 05 Dez 05 Mrz 06 Jun 06 Sep 06 Dez 06 Mrz 07 Jun 07 Sep 07 Dez 07 Mrz 08 Jun 08 Sep 08 Dez 08 Mrz 09 Jun 09 Sep 09 Dez 09 Mrz 10 Jun 10 Sep 10 Dez 10 Mrz 11 Jun 11 Sep 11 Dez 11 Mrz 12 Jun 12 Sep 12 Dez 12 Mrz 13 Jun 13 Sep 13 Dez 13 durchschnittlicher Al-Preis in pro Tonne Dez 04 Mrz 05 Jun 05 Sep 05 Dez 05 Mrz 06 Jun 06 Sep 06 Dez 06 Mrz 07 Jun 07 Sep 07 Dez 07 Mrz 08 Jun 08 Sep 08 Dez 08 Mrz 09 Jun 09 Sep 09 Dez 09 Mrz 10 Jun 10 Sep 10 Dez 10 Mrz 11 Jun 11 Sep 11 Dez 11 Mrz 12 Jun 12 Sep 12 Dez 12 Mrz 13 Jun 13 Sep 13 Dez 13 durchschnittlicher Cu-Preis in pro Tonne , , , , , , , ,000 Zeitpunkte der Preisangabe Abbildung 33: Kupferpreisentwicklung von Dezember 2004 bis Dezember 2013 [Datenquelle: finanzen.net 2014a; Darstellung: IE Leipzig 2014] Aluminium Auch der Aluminiumpreis ist seit dem letzten Erfahrungsbericht gesunken. Dabei unterlag auch dieser großen Schwankungen (siehe Abbildung 34) Zeitpunkte der Preisangabe Abbildung 34: Aluminiumpreisentwicklung von Dezember 2004 bis Dezember 2013 [Datenquelle: finanzen.net 2014b; Darstellung: IE Leipzig 2014] Neodym Neodym wird als Neodym-Eisen-Bor-Legierung in Permanentmagneten eingesetzt, die für getriebelose WEA genutzt werden [ISI 2009]. Da vermehrt Unternehmen auf diese Art der WEA setzen, wird zukünftig voraussichtlich mehr Neodym bei der Herstellung von

79 Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12 Jan 13 Feb 13 Mrz 13 Apr 13 Mai 13 Jun 13 Jul 13 Aug 13 Sep 13 Okt 13 Nov 13 Dez 13 durchschnittlicher Preis pro kg Nd-Oxid in US $ 59 WEA Anwendung finden [Knoll 2011]. Die Preise ergeben sich aus Angebot und Nachfrage der Realwirtschaft, da Seltene Erden, zu denen Neodym (-oxid) gehört, nicht an einer Börse gehandelt werden. Allerdings ist der Markt durch nur wenige Anbieter geprägt. Die Preisentwicklung für Neodymoxid ist in Abbildung 35 abzulesen. Für Juli und August 2013 wurden keine Werte innerhalb der Datenquelle angegeben Zeitpunkte der Preisangabe Abbildung 35: Preise von Neodymoxid (99 %) von Januar 2012 bis Dezember 2013 [Datenquelle: Institut SE 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Hauptexporteur von Neodym ist China [Rose 2013]. Das Land besitzt ein Quasimonopol und reduziert seit Jahren die Exportmengen, wodurch die Preise entscheidend beeinflusst wurden. Um unabhängiger von chinesischen Importen zu werden, wird in Forschungsprojekten das Rückgewinnungspotenzial von Neodym aus Abfällen untersucht. Allerdings ist der Preis für Neodym bis Mitte 2013 etwa auf ein Fünftel des Preises aus dem Jahr 2011 gesunken, bedingt durch die Erschließung neuer sowie die Wiederinbetriebnahme alter Förderstätten, sodass sich der kritische Zustand gebessert hat [Rose 2013]. Die Seltenerden-Lagerstätte Storkwitz bei Delitzsch enthält nach einem aktuell erneut bestätigten Gutachten aus 1984 einen Anteil von 14 % Neodym am Gesamtaufkommen der Seltenen Erden [SES o.j.]. Dieses Vorkommen kann also, unter der Voraussetzung, dass ein Abbau wirtschaftlich darstellbar ist, zur Unabhängigkeit von chinesischen Importen beitragen Vergleich zum EEG-Erfahrungsbericht 2011 und aktuellen Studien Eine Gegenüberstellung im Vergleich zu aktuellen Studien erfolgt im Zusammenhang des Vergleichs zu Stromgestehungskosten (siehe Kapitel 6.2.7).

80 60 Im Folgenden werden die Angaben den Daten des EB 2011 [Windguard 2011] gegenübergestellt. Die Herangehensweise gliedert sich analog zu Kapitel 5 in Haupt- und Nebeninvestitionen (Gesamtinvestitionskosten), Betriebskosten, Finanzierung und Stromgestehungskosten. Gesamtinvestitionskosten Bezüglich der Gesamtinvestitionskosten ist eine Stagnation bis marginale Verringerung im Vergleich zum EB 2011 festzustellen. Im EB 2011 wurden für die Leistungsklasse 2,0-2,9 MW Kosten in Höhe von /kw bis /kw und für die Leistungsklasse 3,0-4,9 MW Kosten von /kw bis /kw angenommen. Eine Differenzierung in Abhängigkeit der Nabenhöhe ist hier ebenfalls gegeben. Im EB 2011 wurde angedeutet, dass sich die Preise im Bereich der Windenergieanlagen aufgrund von steigenden Rohstoffpreisen tendenziell erhöhen werden [Windguard 2011]. Wie in Kapitel 0 ausgeführt, ist es in dieser Hinsicht zu einer Trendwende gekommen, sodass sich die relevanten Rohstoffe bis heute nicht verteuert haben, sondern einen leichten Abwärtstrend aufweisen trotz einer gewissen Schwankungsbreite. Für die zukünftige Entwicklung der Rohstoffpreise bis 2020 wird bei allgemein guten konjunkturellen Aussichten ein leichter Aufwärtstrend prognostiziert, der sich sehr wahrscheinlich auch auf die Anlagenpreise der Windkraftanlagen auswirkt. Aufgrund dieser Analysen werden die getroffenen Annahmen der vorliegenden Untersuchung in dieser Kostenkategorie bestätigt. Betriebskosten Bei den Betriebskosten ist ebenfalls eine Stagnation bis leichte Steigerung im Vergleich zum EB 2011 erkennbar. So wurden für die beiden Größenklassen im EB 2011 Betriebskosten von 2,19 ct/kwh in der ersten Dekade und 2,49 ct/kwh in der zweiten Dekade angenommen. Im vorliegenden Bericht werden Betriebskosten für beide Größenklassen von 2,10 ct/kwh für die erste Dekade und 2,70 ct/kwh für die zweite Dekade angenommen. Finanzierung Die Finanzierungsbedingungen der Windenergie an Land haben sich aufgrund relativ niedriger Fremdkapitalzinssätze (nur 3,8 %) und geringeren von den Banken geforderten Eigenkapitalanteilen (nur circa 20 %) im Vergleich zum EB 2011 geringfügig verbessert. Im EB 2011 wurde ein Eigenkapitalanteil von 25 % als Normalfall angesehen. Es wurde außerdem eine Fremdkapitalverzinsung von 5,5 % zugrunde gelegt. Fazit des Vergleichs Einerseits deckt sich die beschriebene Entwicklung mit den allgemeinen Entwicklungen im Rohstoffmarkt. Da die Rohstoffpreise einen relativ hohen Einfluss auf die Gesamtkosten einer WEA besitzen, wird diese Tendenz damit bestätigt. Anderseits können auch neuere technische Entwicklungen beziehungsweise die Anwendung und das Verständnis für bereits erreichte Verbesserungen bei der Herstellung und Errichtung von WEA (Lernkurven) zu geringfügigen Kostenreduktion der Windenergie an Land geführt haben.

81 Windenergie auf See Bisher sind nur wenig Projekte in der Betriebs- und Errichtungsphase (siehe Kapitel 3.4). Die Datengrundlage aus der Befragung ist daher klein und umfasst auch Projekte mit finalen Investitionsentscheidungen ab Zusätzlich wurden Literaturrecherchen durchgeführt, um die Daten aus der Erhebung mit den Werten aus der Literatur zu vergleichen. Anhand der vorliegenden Angaben lassen sich folgende Eingangsdaten für die Bestimmung der Stromgestehungskosten und ihrer zukünftigen Entwicklung ermitteln: Gesamtinvestitionen (Haupt- und Nebeninvestitionen sowie deren Anteile) Betriebskosten (Wartungs- und Instandhaltungskosten) Finanzierung (Eigen- und Fremdkapitalanteile, Eigenkapital- und Fremdkapitalverzinsung) Einschätzung der zu erwartenden Kostenentwicklung in den nächsten Jahren Haupt- und Nebeninvestitionen Die Hauptinvestitionen bei Windparks auf See, dazu zählen die Kosten für Turbine, Rotor und Turm, betragen in der Literatur circa 35 % [Roland Berger 2013] bis 45 % [Böttcher 2013] der Gesamtinvestitionen. Die Nebeninvestitionen setzen sich aus Kosten für die Gründung (zum Beispiel Tripod, Monopile oder Jacket), das parkinterne Umspannwerk, die interne Parkverkabelung, die Planung sowie Genehmigung und sonstigen Bestandteilen (zum Beispiel Finanzierung) zusammen. Nach den Angaben für Windparks auf See aus der Befragung liegen der Anteil der Hauptinvestitionen im Durchschnitt bei 35 % und der Anteil der Nebeninvestitionen bei 65 %. Dieser Wert deckt sich mit den Angaben in [Skiba u.a. 2012]. Eine detaillierte Aufteilung auf die einzelnen Investitionsbestandteile konnte im Rahmen der Befragung nicht vorgenommen werden, da hierfür zu wenige Angaben gemacht wurden. Gesamtinvestitionskosten - Angaben von Projektentwicklern/Betreibern und Banken Anhand der Ergebnisse der Befragung der Projektentwickler, Betreiber und Banken wurden innerhalb der Leistungsklassen unter 5,0 MW und ab 5,0 MW Angaben zu Gesamtinvestitionen zusammengestellt (siehe Abbildung 36). Zur Auswertung dienten einerseits die Fragebögen der befragten Gruppen und andererseits die Anlage zu Windparks auf See des Fragebogens für die Projektentwickler. Zusätzlich wurde aufgrund der ungünstigen Datengrundlage eine Literaturrecherche zu Gesamtinvestitionskosten von Windparks auf See mit FIE ab 2010 durchgeführt und die Ergebnisse in Abbildung 36 abgebildet.

82 62 Gesamtinvestitionskosten in /kw Befragung Literaturrecherche Befragung Literaturrecherche < 5 MW 5 MW Oberer Grenzfall Mittelwert Unterer Grenzfall Abbildung 36: Gesamtinvestitionskosten Windenergie auf See nach Leistungsklassen [IE Leipzig 2013] Zu Parks mit WEA der Leistungsklasse unter 5,0 MW wurden Angaben zwischen /kw und /kw gemacht. Die Literaturrecherche ergab für diese Leistungsklasse eine deutlich höhere Spannbreite als die Befragung, mit Gesamtinvestitionskosten von /kw bis /kw und einem Mittelwert von /kw. Insgesamt betrachtet liegen die Werte der Erhebung jedoch innerhalb der ermittelten Spannbreite aus der Literaturrecherche. Die Angaben zu Gesamtinvestitionen der Parks mit WEA der Leistungsklasse ab 5,0 MW schwanken zwischen /kw und /kw. Die Literaturrecherche ergab für diese Leistungsklasse ebenfalls eine größere Spannbreite, mit Gesamtinvestitionskosten zwischen /kw und /kw bei einem Mittelwert von /kw. Die Gesamtinvestitionskosten der Literaturrecherche sind wesentlich geringer als die der Erhebung, insgesamt bildet die Literaturrecherche somit nicht die Werte der Erhebung ab. Die Gesamtinvestitionskosten für Projekte mit WEA der Leistungsklasse ab 5,0 MW liegen nach den Ergebnissen der Befragung höher als für Projekte mit WEA der Leistungsklasse unter 5,0 MW. Dieses Ergebnis wird auch bei den Modellfällen berücksichtigt. Für die Bestimmung der Stromgestehungskosten der Modellfälle ist es notwendig, eine Bandbreite der Gesamtinvestitionskosten anzunehmen.

83 63 Darüber hinaus wurden die Projektentwickler und Banken nach der Entwicklung der Investitionskosten bis 2015 befragt. Es war anzugeben, ob die Investitionskosten voraussichtlich steigen, gleich bleiben oder sinken werden. Dabei gehen die Befragten eher von sinkenden als gleich bleibenden Kosten aus. Hauptinvestitionen - Angaben von Anlagenherstellern Zusätzlich zur Anfrage nach Investitionskosten von Projektentwicklern, Betreibern und Banken wurden Anlagenhersteller nach derzeit marktüblichen Anlagenpreisen befragt. Die Auswertung der Anlagenpreise der WEA-Größenklasse unter 5,0 MW zeigt, dass derzeit Preise von bis /kw zu zahlen sind. Bei diesen Angaben handelt es sich um die Hauptinvestition einer Windkraftanlage, zu denen noch die Nebeninvestitionen addiert werden müssen. Diese betragen im Ergebnis der Befragung circa 65 %. Nach dieser Abschätzung würden sich Gesamtinvestitionen in einem Bereich von bis /kw ergeben. Dieser Bereich zeigt eine höhere Spannbreite auf als die Angaben der Projektentwickler und Banken. Im Bereich der Anlagenklasse ab einer Leistung von 5,0 MW verlangen die Hersteller Preise von bis /kw. Werden entsprechende Nebeninvestitionskosten aufgeschlagen, lägen die Gesamtinvestitionen zwischen und /kw. Diese Werte decken sich in etwa mit den Angaben aus der Befragung der Projektentwickler, Betreiber und Banken. Die Anlagenpreise in den beiden Leistungsklassen unterscheiden sich dieser Untersuchung nach nicht sehr stark, die Mittelwerte beider Leistungsklassen liegen mit /kw (WEA-Klasse unter 5,0 MW) beziehungsweise /kw (WEA-Klasse ab 5,0 MW) auf einem ähnlichen Niveau. Im Gegensatz zur Auswertung der Anlagenpreise von Windenergieanlagen für den Einsatz an Land wird an dieser Stelle keine Auswertung der Preise anhand der Nabenhöhe durchgeführt. Dies liegt daran, dass die Nabenhöhen für Windenergieanlagen auf See nicht so große Spannbreiten aufweisen wie an Land. Weil die Meeresoberfläche eine geringere Rauigkeit als die Landfläche aufweist, wird schon in 33 m Höhe eine mittlere Windgeschwindigkeit von mehr als 9,0 m/s erreicht [IWES 2013]. Eine zunehmende Nabenhöhe führt auf dem Meer also nicht zu ähnlich starken Veränderungen der Stromerträge wie an Land, weshalb die Nabenhöhe auf dem Meer keine so bedeutende Rolle spielt. Nebeninvestitionskosten Angaben der Projektentwickler, Betreiber und Banken Aufgrund der bereits erwähnten geringen Datenlage kann keine detaillierte Auswertung der Nebeninvestitionen vorgenommen werden. In der Leistungsklasse unter 5,0 MW liegen die Nebeninvestitionskosten zwischen /kw und /kw, bei einem Mittelwert von /kw. Die Nebeninvestitionen der WEA-Klasse ab 5,0 MW liegen über den Werten der kleineren Anlagenklasse und weisen eine Spannbreite von /kw bis /kw. Der Mittelwert liegt bei /kw.

84 Betriebskosten Nach [Neulinger u.a. 2013] liegt mit circa 60 % bezogen auf die gesamten Betriebskosten der größte Anteil auf Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen und die damit verbundenen Kosten für Material, Personal und Logistik. Die Höhe der Betriebskosten ist in Deutschland aufgrund der wenigen tatsächlich betriebenen Anlagen generell schwer zu bestimmen. Dieser Umstand muss auch bei der Berechnung der Stromgestehungskosten beachtet werden. Für die technische und kalkulatorische Lebensdauer einer Windkraftanlage werden hier 20 Jahre angesetzt. Die kumulierten Betriebskosten sind über die Laufzeit von 20 Jahren nominal etwa so hoch wie die gesamten Investitionsausgaben eines Windparks auf dem Meer [Neulinger u.a. 2013]. Es gibt aber auch Windparkbetreiber, die ihre Anlagen auf See mit einer Nutzungsdauer von 25 Jahren planen. Grundsätzlich ist davon auszugehen, dass wie bei WEA an Land die Betriebskosten in der zweiten Hälfte der Nutzungsdauer der Anlagen auf See aufgrund von Verschleiß zunehmen werden. Es wurde in der Befragung keine Unterteilung der Werte in erste und zweite Dekade vorgenommen. Für die Anlagenklassen unter und über 5,0 MW Leistung wurden Betriebskosten von 3,0 ct/kwh bis 4,0 ct/kwh angegeben. Über beide Anlagenklassen ergibt sich ein Mittelwert von 3,55 ct/kwh, der für den Bericht in 3,2 ct/kwh für die erste Dekade und 3,9 ct/kwh für die zweite Dekade der Betriebsphase aufgeteilt wird. Für die Bestimmung der Stromgestehungskosten der Modellfälle werden für beide Anlagenklassen die gleichen Betriebskosten angenommen und je nach Standort der Modellfälle leicht variiert. Dabei wird von einem landbasierten Wartungskonzept ausgegangen, sodass die Betriebskosten mit zunehmender Entfernung der Standorte steigen. Die Projektentwickler und Banken wurden analog zu den Investitionskosten auch nach der Entwicklung der Betriebs- und Wartungskosten bis 2015 befragt. Im Ergebnis geht der Großteil der Befragten davon aus, dass die Betriebskosten gleich hoch bleiben werden Finanzierung Bei Windparks auf See sind hauptsächlich Großunternehmen und Unternehmenskonsortien Betreiber der Windparks. Die Finanzierung von Windparks beinhaltet Eigenkapital (Eigenmittel des Investors) und Fremdkapital (in der Regel von Banken). Bei der Auswertung der Befragung der PE und BK wurden ein durchschnittlicher Eigenkapitalanteil von 35 % und ein durchschnittlicher Fremdkapitalanteil von 65 % ermittelt. Dieses Verhältnis wird für die Berechnung der Stromgestehungskosten genutzt. Die Spannbreiten lagen zwischen 30 und 50 % Eigenkapitalanteil sowie 50 und 70 % Fremdkapitalanteil. Die Eigenkapitalgeber setzen bis zum Ende der Laufzeit der Anlage eine bestimmte Verzinsung ihres eingesetzten Kapitals voraus. Je risikoreicher ein Projekt ist, desto höher ist die angestrebte Verzinsung. Die Höhe der Eigenkapitalverzinsung wurde nach Auswertung der Befragung zwischen 8 und 12 % ermittelt.

85 65 Für die weitere Berechnung wird nur der höhere Wert verwendet, um das immer noch bestehende hohe Risiko bei der Umsetzung von Windparks auf See abzubilden. Die Banken geben derzeit nach den Ergebnissen der Befragung Fremdkapital zu einem durchschnittlichen Zins von 6,0 % aus. Aus den jeweiligen Anteilen von Eigenkapital und Fremdkapital und deren Verzinsung ergibt sich ein kalkulatorischer Mischzinssatz von circa 8,1 %. Die Rolle der Risikoprofile bei der Finanzierung von Windenergie auf See wird im Rahmen von zukünftig erwarteten Kostensenkungen als sehr hoch eingeschätzt [Prognos u.a. 2013]. Nach der Entwicklung der Finanzierung bis 2014 befragt, gehen die Befragten allerdings davon aus, dass die Finanzierungsparameter gleich hoch bleiben werden Vergleich zum EEG-Erfahrungsbericht 2011 und aktuellen Studien Um die recherchierten Daten und daraus abgeleiteten Kostenabschätzungen einzuordnen, werden im Folgenden die Angaben den Daten des EB 2011 [Windguard 2011] gegenübergestellt. Die Herangehensweise gliedert sich in Haupt- und Nebeninvestitionen (Gesamtinvestitionskosten), Betriebskosten sowie Finanzierung. Gesamtinvestitionskosten Bei den Gesamtinvestitionskosten ist eine Steigerung zum EB 2011 festzustellen. Im EB 2011 wurden für den Modellfall mit der Leistungsklasse unter 5 MW durchschnittlich /kw und für den Modellfall mit der Leistungsklasse ab 5 MW /kw angenommen. Betriebskosten Bei den Betriebskosten ist ebenfalls eine Erhöhung im Vergleich zum EB 2011 erkennbar. So wurden für die WEA-Größenklasse mit einer Leistung unter 5 MW im EB 2011 Betriebskosten von 2,94 ct/kwh in der ersten Dekade und 3,03 ct/kwh in der zweiten Dekade, sowie für die Leistungsklasse ab 5 MW 3,04 ct/kwh in der ersten Dekade bis 3,68 ct/kwh in der zweiten Dekade angenommen. Im vorliegenden Bericht werden Betriebskosten für beide Größenklassen von mindestens 3,2 ct/kwh für die erste Dekade und 3,9 ct/kwh für die zweite Dekade angenommen, sodass sich ein Mittelwert von 3,55 ct/kwh über die gesamt Betriebszeit ergibt. Finanzierung Die Finanzierungsbedingungen der Windenergie auf See haben sich aufgrund relativ niedriger Fremdkapitalzinssätze (nur 6 %) und geringeren von den Banken geforderten Eigenkapitalanteilen (circa 35 %) im Vergleich zum EB 2011 geringfügig verbessert. Es wurde eine Fremdkapitalverzinsung von 7 % im EB 2011 zugrunde gelegt. Die günstigeren Fremdkapitalzinsen sind auf das zurzeit allgemein niedrige Zinsniveau zurückzuführen.

86 66 Bei der Eigenkapitalverzinsung wurde im EB 2011 ein Wert von mindestens 14 bis 15 % vorausgesetzt, sowie eine Projektrendite von circa 9,5 %. Hier wird von einer Mindesteigenkapitalverzinsung von 12 % ausgegangen. Fazit des Vergleichs Den Werten aus dem EB 2011 liegen lediglich Planungen zugrunde, während hier schon auf erste Erkenntnisse aus der Errichtung von Projekten zurückgegriffen werden konnte. Allerdings bestehen sowohl bei den Investitionskosten als auch bei den Betriebskosten immer noch große Unsicherheiten über die tatsächlichen Kosten über die Gesamtlaufzeit einer WEA auf See. Dass die Werte im vorliegenden Bericht höher liegen als im EB 2011 unterstreicht die Einschätzung der Branche, dass die tatsächlichen Herausforderungen und damit die Kosten für die Windenergie auf See unterschätzt wurden. Durch die Stagnation beim Ausbau der Windenergie auf See konnten bisher keine Kostensenkungen erreicht werden, die einen gewissen Ausbaupfad und damit verbunden Erkenntnisse zu Installation und Betrieb von Windparks auf dem Meer benötigen. Auch eine Studie von The Crown Estate zu Windenergie auf See in Großbritannien gibt gestiegene Kosten für die Umsetzung von Windparks an [TCE 2012].

87 67 6 Kosten für die Windstromerzeugung Anhand der bereits in Kapitel 5 beschriebenen Datengrundlagen werden in diesem Kapitel die Stromgestehungskosten für entwickelte Modellfälle dargestellt. Auf Basis der ermittelten Stromgestehungskosten wird die Wirtschaftlichkeit von Wind-Projekten unter gegenwärtigen Rahmenbedingungen in Deutschland bestimmt. Die Bestimmung der Projektrendite, in diesem Fall der Internal Rate of Return (IRR), erfolgt vor Steuern. Sensitivitätsanalysen geben einen Ausblick auf Auswirkungen bei veränderten Rahmenbedingungen. Ein Vergleich mit Ergebnissen aus dem EEG-Erfahrungsbericht 2011 (EB 2011), anderen aktuellen Studien und für Windenergie auf See zudem mit Angaben aus dem Ausland, ermöglicht die Einordnung der Stromgestehungskosten. Abschließend werden in Kapitel 6.4 die künftigen Entwicklungen der Windenergie an Land und auf See vor dem Hintergrund von Technologie- und Kostenentwicklungen dargestellt. 6.1 Methodik Die Höhe der Stromgestehungskosten ist eine wesentliche Voraussetzung, um Vergütungssätze entwickeln und bewerten zu können. Zur Berechnung der Stromgestehungskosten wird das für den Erfahrungsbericht 2014 vom koordinierenden Vorhaben (Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg ZSW) ausgegebene Analyseraster verwendet. Damit wird spartenübergreifend eine einheitliche Berechnungsmethodik verwendet, Kompatibilität und Vergleichbarkeit der Ergebnisse sollen somit sichergestellt werden. Die durchschnittlichen Stromgestehungskosten ( /kwh) werden als finanzmathematischer Mittelwert über die kalkulatorische Nutzungsdauer bestimmt (Levelized Cost of Electricity, LCOE). Zudem ermöglicht das Analyseraster die ökonomische Bewertung von Investitionsvorhaben im Bereich der erneuerbaren Energien, diese erfolgt anhand von Verfahren der dynamischen Investitionsrechnung. Im Rahmen des Spartenvorhabens Windenergie an Land und auf See wird die Interne- Zinsfuß-Methode herangezogen. 6.2 Ergebnisse für Windenergie an Land Modellfälle Für die Berechnung der Stromgestehungskosten werden die Modellfälle folgendermaßen entwickelt: Einteilung in die Größenklassen 2,0 bis 2,5 MW und 3,0 bis 3,5 MW Unterscheidung in Binnenlandanlagen und übrige Anlagen (die Abgrenzung wird in Kapitel definiert) Verteilung über die Standortqualität (Anteil des tatsächlich erzeugten Ertrages am Referenzertrag) nach dem Referenzertragsmodell in 70 % bis 150 %. Die Analysen werden in den Größenklassen 2,0 bis 2,5 MW und 3,0 bis 3,5 MW durchgeführt, da hier in den letzten Jahren der größte Zubau erfolgte (siehe Abbildung 11) und auch weiterhin erwartet wird (siehe 6.4).

88 68 Vor dem Hintergrund der Windenergieanlagen-Entwicklungen (siehe 3.1 und 5.2.1) wird innerhalb dieser beiden Größenklassen zwischen Binnenlandanlagen und übrigen Anlagen unterschieden. Die Verteilung zum Zubau in Referenzertragsklassen ist bisher nicht bekannt. Diese Übersicht wird aus Sicht des IE Leipzig jedoch als notwendig angesehen, um auf eine angemessene Grundlage für die Entwicklung von Modellfällen zurückgreifen zu können. Sie ist auch eine notwendige Voraussetzung, um analysieren zu können, ob und ggf. wie sich das Referenzertragsmodell weiterentwickeln kann (zu Grenzen und Möglichkeiten des Referenzertragsmodells siehe Kapitel 8). Im Rahmen dieses EEG-Erfahrungsberichtes wurde erstmals eine quantitative Auswertung durchgeführt, die zeigt, welche Standortqualitäten zu welchen Anteilen in Deutschland vorhanden sind. Grundlage der Datenauswertung ist die Betreiberdatenbasis (BDB). Anhand der BDB-Daten zu installierter Leistung, Anlagenhersteller, Rotordurchmesser und Nabenhöhe wird durch das IE Leipzig jeder Anlage der spezifische Referenzertrag zugewiesen. Diese sind auf den Internetseiten der Fördergesellschaft Windenergie abrufbar oder wurden bei den Anlagenherstellern erfragt. Mithilfe der mittleren Erträge an den einzelnen Standorten, die in der BDB für die Anlagen hinterlegt und somit zum Normaljahr abgeglichen sind, erfolgt für die BDB-Datenbasis in Höhe von rund am Netz befindlichen Anlagen die Eingruppierung in die Standortklassen. 2 Die Verhältnisse E/R (Ertrag zum Referenzertrag) in % sind damit bundesweit bekannt. Für die weiteren Analysen werden die Zubaujahre 2011 bis 2013 zugrunde gelegt. Die Modellfälle wurden anhand dieser Datenbasis und den oben genannten Kriterien (Größenklassen sowie Unterteilung in Binnenlandanlagen und übrige Anlagen) für die einzelnen Standortkategorien entwickelt. Die Angaben für die Modellfälle zu Nabenhöhen, Rotordurchmessern und Vollbenutzungsstunden entsprechen dabei jeweils den Durchschnittswerten in den einzelnen Kategorien. Die Größenklassen werden jeweils separat betrachtet und anschließend zusammengeführt (siehe 6.2.6). Für die Ableitung neuer Vergütungssätze werden diese gemittelten Stromgestehungskosten zugrunde gelegt (siehe Kapitel 8.3). Die weiteren Eingangsparameter für Stromgestehungskosten werden den Datengrundlagen entnommen (siehe 5.2) beziehungsweise durch weitere Analysen ergänzt. 2 Es ist großflächig nicht vergleichbar, inwiefern die Erträge der Betreiberdatenbasis im Mittel mit den tatsächlich eingespeisten Mengen (ÜNB-Statistik) übereinstimmen. Die Datenbanken können nicht verglichen werden, da ein gemeinsames/verbindendes Merkmal der Statistiken fehlt. Beispielsweise fehlt der Anlagenschlüssel (ÜNB-Anlagenstammdaten) in der BDB, beziehungsweise Angaben wie Rotordurchmesser, Nabenhöhe, Referenzertrag in den verfügbaren Datenbanken der ÜNB. Weitere Erläuterungen finden sich im Anhang unter 0.

89 Treiber von Stromgestehungskosten Anhand einer Beispielanlage wird im Rahmen der nachfolgenden Sensitivitätsanalyse deutlich gemacht, welche Parameter die größten Einflüsse auf die Stromgestehungskosten zeigen. Exemplarisch werden die Eingangsdaten für eine typische Windenergieanlage an einem 70-%-Standort im Bereich von -20 % bis +20 % dargestellt (Tabelle 10). Die entsprechende Sensitivitätsanalyse zeigt Abbildung 37. Tabelle 10: Variationsparameter für Sensitivitätsanalyse (2,0- bis 2,5-MW-Anlage, 70-%- Standort) Parameter [IE Leipzig 2013] Einheit Sensitivitäten -20% -10% 0% 10% 20% Investitionskosten [ /kw] 1.191, , , , ,0 Kalkulatorischer Mischzinssatz [%] 3,7 4,2 4,6 5,1 5,6 Eigenkapitalanteil [%] 16,0 18,0 20,0 22,0 24,0 Eigenkapitalzins [%] 6,4 7,2 8,0 8,8 9,6 Fremdkapitalzins [%] 3,0 3,4 3,8 4,2 4,6 Vollbenutzungsstunden [h] 1.566, , , , ,0 Preissteigerungsrate [%] 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 Betriebskosten 1. Dekade 1,7 1,9 2,1 2,3 2,5 [ct/kwh] Betriebskosten 2. Dekade 2,2 2,4 2,7 3,0 3,2 Es wird deutlich, dass die größten Einflussfaktoren die zu erreichenden Vollbenutzungsstunden und die Investitionskosten der Anlage sind, sie zeigen den größten positiven oder negativen Anstieg. Im Gegensatz dazu verlaufen die Geraden der Betriebskosten, des Mischzinses, der Fremdkapitalverzinsung, der Eigenkapitalverzinsung, des Eigenkapitalanteils und der Preissteigerungsrate flacher. An einem 150-%-Standort zeigt die Sensitivitätsanalyse ein ähnliches Bild. Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass sich verändernde Größen bei den Vollbenutzungsstunden und der Investitionshöhe am stärksten auf die Stromgestehungskosten auswirken, dies zeigt Abbildung 37. In Abbildung 38 ist grafisch dargestellt, dass die Betriebskosten und der kalkulatorische Mischzins die Parameter sind, die nach Investitionskosten und Vollbenutzungsstunden ebenfalls einen relevanten Einfluss auf die Stromgestehungskosten haben.

90 70 [ct/kwh] 10,50 10,00 9,50 9,00 8,50 8,00 7,50 7,00 80% 90% 100% 110% 120% Investitionskosten Vollbenutzungsstunden Eigenkapitalanteil Fremdkapitalzins kalkulatorische Mischzins Eigenkapitalverzinsung Preissteigerungsrate Betriebskosten Abbildung 37: Wirkung der Sensitivitätsanalysen bei einer Windenergieanlage am 70-%- Standort (2,0 bis 2,5 MW) auf die Stromgestehungskosten [IE Leipzig 2013] [ct/kwh] 9,40 9,20 9,00 8,80 8,60 8,40 8,20 8,00 7,80 7,60 7,40 80% 90% 100% 110% 120% Eigenkapitalanteil Fremdkapitalzins kalkulatorische Mischzins Eigenkapitalverzinsung Preissteigerungsrate Betriebskosten Abbildung 38: Wirkung der Sensitivitätsanalysen ausgewählter Parameter einer Binnenlandanlage am 70-%-Standort (2,0 bis 2,5 MW) auf die Stromgestehungskosten [IE Leipzig 2013]

91 71 Wie diese Voranalysen zeigen, ist es für die nachfolgenden Untersuchungen angebracht, bei der Bestimmung der Stromgestehungskosten entsprechende Bandbreiten für Investitionskosten wie auch für Vollbenutzungsstunden in den Anlagenklassen 2,0 bis 2,5 sowie 3,0 bis 3,5 MW anzusetzen. Dies wird berücksichtigt, indem in den nachfolgenden Kapiteln obere und untere Grenzfälle definiert und analysiert werden. Differenzierte Sensitivitätsanalysen zu den ermittelten Stromgestehungskosten zeigt Kapitel Binnenlandanlagen mit 2,0 bis 2,5 MW beziehungsweise 3,0 bis 3,5 MW In Tabelle 11 sind die Eingangsdaten für die Bestimmung der Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen der Größenklasse 2,0 bis 2,5 MW angegeben. Für die spezifischen Investitionskosten und den Vollbenutzungsstunden (VBH) wird an den verschiedenen Standorten in einen unteren und oberen Grenzfall unterschieden. Es werden hohe Investitionskosten mit niedrigen Vollbenutzungsstunden als der ungünstigste Fall (unterer Grenzfall) und niedrige Investitionskosten mit hohen Vollbenutzungsstunden als der günstigste Fall (oberer Grenzfall) angegeben. Die Bandbreiten der Investitionskosten sind in Kapitel einzusehen. Die Vollbenutzungsstunden entsprechen den Ergebnissen, die sich aus der Filterung der BDB für Binnenlandanlagen in den unterschiedlichen Standortkategorien ergeben. Diese reichen bis zur Kategorie von 110 % (siehe Tabelle 55). Es wird davon ausgegangen, dass mit dieser Bandbreite reale Projekte abgebildet werden. Die Annahmen zu den Betriebskosten stellen die unter Kapitel angenommenen Werte für den Betrieb von Windenergieanlagen an Land dar. Es wird von einer jährlichen Kostensteigerung der Betriebskosten in Höhe von 2,0 % ausgegangen. Die Finanzierung setzt sich aus den in Kapitel aufgeführten Anteilen von Eigenkapital und Fremdkapital zusammen. Die angenommenen Zinssätze wurden durch die Auswertung der Befragung (siehe Kapitel 5.2.4) von den einzelnen Akteursgruppen bestätigt. In Tabelle 11 fällt am 60-%-Standort im oberen Grenzfall der hohe Wert mit Vollbenutzungsstunden auf. Dieser Wert ist auch im Vergleich zum 70-%-Standort höher. Nach Überprüfung der Eingangsdaten kann festgehalten werden, dass diese VBH auf Binnenlandanlagen mit hoher Nabenhöhe und großem Rotordurchmesser zurückzuführen sind. Deren Referenzertragshöhe führt dazu, dass diese Anlagen in die 60-%-Kategorie trotz höchster mittlerer Erträge einzuordnen sind (siehe hierzu Tabelle 54). Die Ergebnisse als Bandbreite (oberer und unterer Grenzfall) sind in Tabelle 12 aufgelistet. Die Stromgestehungskosten (SGK) reichen an einem 60-%-Standort von 8,1 bis 12,1 ct/kwh und an einem 110-%-Standort von 6,6 bis 7,5 ct/kwh.

92 72 Tabelle 11: Eingangsdaten zur Bestimmung der Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen der Größenklasse 2,0 bis 2,5 MW Parameter Eingangsdaten SGK; 2,0 bis 2,5 MW; Binnenlandanlagen Standortqualität E/R [%] Anlagenparameter Durchschnittl. Nabenhöhe [m] Durchschnittl. Rotordurchmesser [m] Mittlerer spezif. Energieertrag [kwh/m²] Investitionen und Kosten Spezif. Gesamtinvestition oberer Grenzfall [ /kw] Spezif. Gesamtinvestition unterer Grenzfall [ /kw] Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 Betriebskosten a [ct/kwh] 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 Jährliche Kostensteigerung 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% Finanzierung Eigenkapital 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% Fremdkapital 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% Eigenkapitalverzinsung 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% Fremdkapitalverzinsung 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% Mischzinssatz 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% VBH oberer Grenzfall [h/a] n.v VBH Mittelwert [h/a] VBH unterer Grenzfall [h/a] n.v [IE Leipzig 2013] Tabelle 12: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen der Leistungsklasse 2,0 bis 2,5 MW 2,0 bis 2,5 MW Binnenlandanlagen; SGK [ct/kwh] Standortqualität E/R 110% 100% 90% 80% 70% 60% Unterer Grenzfall 6,6 6,9 6,5 7,1 8,4 8,1 Oberer Grenzfall 7,5 7,8 8,6 9,6 10,4 12,1 [IE Leipzig 2013] Im unteren Grenzfall zeigt der 90-%-Standort mit 6,5 ct/kwh niedrigere Stromgestehungskosten als dies am 100-%- und 110-%-Standort der Fall ist. Für die beiden Standortkategorien zeigen sich niedrigere Vollbenutzungsstunden (3.250 und VBH) verglichen zu den ermittelten Werten am 90-%-Standort (3.542 VBH). Die Investitionskosten sind gleich und betragen je /kw. Dies führt im Ergebnis zu niedrigeren SGK am 90-%-Standort im unteren Grenzfall, als dies am 100-%- und 110-%-Standort der Fall ist. In Tabelle 13 sind die Eingangsdaten von Anlagen für schwache und mittlere Windgeschwindigkeiten der Größenklasse 3,0 bis 3,5 MW (Binnenlandanlagen) zusammengestellt. Der durchschnittliche Rotordurchmesser dieser Anlagen ist größer als für Anlagen der 2,0- bis 2,5-MW-Größenklasse. Bei der Nabenhöhe ist dieser Unterschied zum Teil nicht vorhanden oder nicht auffällig. Spezifisch gesehen sind diese Anlagen günstiger als die der kleineren Leistungsklasse. Es werden ebenfalls Spannbreiten bei den Investitionskosten und Vollbenutzungsstunden zur Bestimmung der Stromgestehungskosten verwendet. Die Annahmen zu Betriebskosten und Finanzierung unterscheiden sich nicht zur 2,0- bis 2,5-MW-Größenklasse.

93 73 Tabelle 13: Eingangsdaten zur Bestimmung der Stromgestehungskosten von Anlagen für schwache und mittlere Windgeschwindigkeiten der Größenklasse 3,0 bis 3,5 MW (Binnenlandanlagen) Parameter Standortqualität E/R [%] Anlagenparameter Durchschnittl. Nabenhöhe [m] Durchschnittl. Rotordurchmesser [m] Mittlerer spezif. Energieertrag [kwh/m²] Investitionen und Kosten Spezif. Gesamtinvestition oberer Grenzfall [ /kw] Spezif. Gesamtinvestition unterer Grenzfall [ /kw] Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 Betriebskosten a [ct/kwh] 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 Jährliche Kostensteigerung 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% Finanzierung Eigenkapital 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% Fremdkapital 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% Eigenkapitalverzinsung 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% Fremdkapitalverzinsung 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% Mischzinssatz 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% VBH oberer Grenzfall [h/a] n.v VBH Mittelwert [h/a] VBH unterer Grenzfall [h/a] n.v [IE Leipzig 2013] Die Ergebnisse als Bandbreite (Oberer und unterer Grenzfall) sind in Tabelle 14 aufgelistet. Die Stromgestehungskosten reichen an einem 60-%-Standort von 8,3 bis 12,4 ct/kwh und an einem 110-%-Standort von 6,0 bis 6,8 ct/kwh. Tabelle 14: Stromgestehungskosten von Anlagen für schwache und mittlere Windgeschwindigkeiten der Leistungsklasse 3,0 bis 3,5 MW (Binnenlandanlagen) 3,0 bis 3,5 MW Anlagen für schwache und mittlere Windstärken; SGK [ct/kwh] [IE Leipzig 2013] Eingangsdaten SGK; 3,0 bis 3,5 MW; Anlagen für schwache und mittlere Windstärken Standortqualität E/R 110% 100% 90% 80% 70% 60% Unterer Grenzfall 6,0 6,3 6,5 6,9 7,5 8,3 Oberer Grenzfall 6,8 8,1 7,9 9,6 10,6 12,4 Die Stromgestehungskosten der betrachteten Modellfälle beider Größenklassen sind in Abbildung 39 zusammenfassend abgebildet. Am 60-%-Standort zeigt sich eine Bandbreite von 8,1 bis 12,4 ct/kwh und an 110-%-Standorten eine Bandbreite von 6,0 bis 7,5 ct/kwh. Die Trendlinie (schwarze Linien im Diagramm) visualisiert die Systemgrenzen der Stromgestehungskosten beider Leistungsklassen im Vergleich. Ebenfalls im Diagramm abgebildet ist die mittlere EEG-Vergütung für das Inbetriebnahmejahr 2013 mit Inanspruchnahme des SDL-Bonus. Es zeigt sich, dass die oberen Grenzfälle an 60- bis 80-%-Standorten höhere Stromgestehungskosten aufweisen als mit der mittleren EEG- Vergütung gezahlt wird. Dies ändert sich bei den Standorten von 90 bis 110 % bei denen selbst Stromgestehungskosten der oberen Grenzfälle unterhalb der mittleren EEG- Vergütung liegen. Sollten alle Anlagen unter den Bedingungen der unteren Grenzfälle errichtet werden, zeigen sich für alle betrachteten Standorte niedrigere Stromgestehungskosten als der mittlere EEG-Vergütungssatz.

94 74 ct/kwh 13,0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 12,4 9,3 9,3 9,3 8,1 Mittlere EEG Vergütung 20 a Inbetriebnahmejahr 2013 mit SDL-Bonus SGK Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW SGK Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW SGK Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW SGK Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Trendlinien 9,0 8,7 8,3 60% 70% 80% 90% 100% 110% 7,5 6,0 Standort Abbildung 39: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen [IE Leipzig 2013] Anmerkung: Die mittlere EEG-Vergütung ist mit Zeitbezug annuitätisch ermittelt Anlagen für starke und mittlere Windgeschwindigkeiten mit 2,0 bis 2,5 MW beziehungsweise 3,0 bis 3,5 MW Leistung In Tabelle 15 sind die Eingangsdaten zur Bestimmung der Stromgestehungskosten der übrigen Anlagen (Anlagen für starke und mittlere Windgeschwindigkeiten) der Größenklasse 2,0 bis 2,5 MW enthalten. Im Unterschied zu den Binnenlandanlagen der gleichen Größenklasse sind diese Anlagen über alle Standortkategorien von 60 bis 150 % in der Betreiberdatenbasis zu ermitteln. Im Vergleich zu den Binnenlandanlagen sind die durchschnittlichen Rotordurchmesser kleiner und die Nabenhöhen niedriger. Die Spannbreite der Vollbenutzungsstunden ergibt sich durch Filterung von Anlagen in den Standortklassen. Als unterer Grenzwert wurde der kleinste und als oberer Grenzwert der größte auffindbare Wert der BDB entnommen und auf Plausibilität geprüft. Die Gesamtinvestitionskosten werden in zwei Stufen errechnet. Stufe 1: Anhand der zur Verfügung stehenden Angaben zu Marktpreisen und deren grafischer Auswertung werden die Anlagenkosten für die einzelnen NH/RD- Angaben als Hauptinvestition ermittelt (siehe Abbildung 27 für Anlagen der 2- bis 2,5-MW-Klasse und Abbildung 28 für Anlagen der 3,0- bis 3,5-MW-Klasse). Stufe 2: Für die Bandbreite der Gesamtinvestitionen werden 15 % für den unteren Grenzfall und 25 % für den oberen Grenzfall als Nebeninvestitionskosten angenommen. Somit lässt sich eine Bandbreite für Gesamtinvestitionskosten an den einzelnen Standortklassen ableiten. Für die Betriebskosten wird von den gleichen spezifischen Aufwendungen ausgegangen wie für den Betrieb der Binnenlandanlagen. Die jährliche Kostensteigerung der Betriebskosten beträgt auch 2,0 %. Die Finanzierung entspricht für diese Anlagen typischerweise gewählter und am Markt üblichen Anteilsstrukturen und Zinssätzen.

95 75 Tabelle 15: Eingangsdaten zur Bestimmung der Stromgestehungskosten von Anlagen für starke und mittlere Windgeschwindigkeiten der Größenklasse 2,0 bis 2,5 MW Parameter Eingangsdaten SGK; 2,0 bis 2,5 MW; Anlagen für starke und mittlere Windgeschwindigkeiten Standortqualität E/R [%] Anlagenparameter Durchschnittl. Nabenhöhe [m] Durchschnittl. Rotordurchmesser [m] Mittlerer spezif. Energieertrag [kwh/a/m²] Investitionen und Kosten Spezif. Gesamtinvestition oberer Grenzfall [ /kw] Spezif. Gesamtinvestition unterer Grenzfall [ /kw] Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 Betriebskosten a [ct/kwh] 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 Jährliche Kostensteigerung 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% Finanzierung Eigenkapital 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% Fremdkapital 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% Eigenkapitalverzinsung 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% Fremdkapitalverzinsung 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% Mischzinssatz 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% VBH oberer Grenzfall [h/a] VBH Mittelwert [h/a] VBH unterer Grenzfall [h/a] [IE Leipzig 2013]

96 76 Die Ergebnisse als Bandbreite (Oberer und unterer Grenzfall) sind in Tabelle 16 aufgelistet. Die Stromgestehungskosten reichen an einem 60-%-Standort von 8,2 bis 15,0 ct/kwh und an einem 150-%-Standort von 4,8 bis 5,7 ct/kwh. Am 110-%-Standort liegen die Stromgestehungskosten bei 5,5 bis 8,0 ct/kwh, bei den Binnenlandanlagen sind dies 6,6 und 7,5 ct/kwh. Tabelle 16: Stromgestehungskosten von Anlagen für Starkwind und mittlere Windstärken der Leistungsklasse 2,0 bis 2,5 MW 2,0 bis 2,5 MW Anlagen für Starkwind und mittlere Windstärken; SGK [ct/kwh] [IE Leipzig 2013] Standortqualität E/R 150% 140% 130% 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% Unterer Grenzfall 4,8 5,4 5,3 5,3 5,5 5,7 5,8 6,9 7,6 8,2 Oberer Grenzfall 5,7 5,8 6,0 7,2 8,0 8,1 8,8 10,8 12,4 15,0 In Tabelle 17 sind die Eingangsdaten zur Bestimmung der Stromgestehungskosten der 3,0- bis 3,5-MW-Klasse enthalten. Im Vergleich mit Anlagen der gleichen Größenklasse für schwache bis mittlere Windgeschwindigkeiten sind diese Anlagen niedriger und haben im Durchschnitt kleinere Rotordurchmesser. Die Betriebskosten betragen in den ersten zehn Betriebsjahren 2,1 ct/kwh und in den darauffolgenden Betriebsjahren wird mit 2,7 ct/kwh kalkuliert, um einen Verschleiß von Anlagenteilen und den damit steigenden Betriebskosten gerecht zu werden. Die jährliche Steigerung der Betriebskosten beträgt 2,0 %. Die Finanzierung setzt sich aus den in Kapitel aufgeführten Anteilen von Eigenkapital und Fremdkapital zusammen. Die angenommenen Zinssätze wurden durch die Auswertung der Befragung (siehe Kapitel 5.2.4) von den einzelnen Akteursgruppen bestätigt.

97 77 Tabelle 17: Eingangsdaten zur Bestimmung von Stromgestehungskosten der übrigen Anlagen in der Größenklasse 3,0 bis 3,5 MW Parameter Eingangsdaten SGK; 3,0 bis 3,5 MW; übrige Anlagen (ohne Anlagen für schwache und mittlere Windstärken) Standortqualität E/R [%] Anlagenparameter Durchschnittl. Nabenhöhe [m] Durchschnittl. Rotordurchmesser [m] Mittlerer spezif. Energieertrag [kwh/a/m²] Investitionen und Kosten Spezif. Gesamtinvestition oberer Grenzfall [ /kw] Spezif. Gesamtinvestition unterer Grenzfall [ /kw] Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 Betriebskosten a [ct/kwh] 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 Jährliche Kostensteigerung 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% Finanzierung Eigenkapital 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% Fremdkapital 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% 80,0% Eigenkapitalverzinsung 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% Fremdkapitalverzinsung 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% 3,8% Mischzinssatz 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% VBH oberer Grenzfall [h/a] n.v. n.v. n.v n.v VBH Mittelwert [h/a] VBH unterer Grenzfall [h/a] n.v. n.v. n.v n.v [IE Leipzig 2013]

98 78 Die Ergebnisse als Bandbreite (oberer und unterer Grenzfall) sind in Tabelle 18 aufgelistet. Die Stromgestehungskosten reichen an einem 60-%-Standort von 9,4 bis 11,2 ct/kwh und an einem 150-%-Standort von 5,3 bis 5,5 ct/kwh. Am 80-%-Standort liegen die Stromgestehungskosten bei 6,7 bis 8,2 ct/kwh, bei den Binnenlandanlagen sind dies 6,9 und 9,6 ct/kwh. Grundsätzlich fällt in den unteren Grenzfällen auf, dass die SGK von den schlechteren zu den besseren Standortqualitäten nicht allmählich abnehmen, sondern von 80- zu 90-%- Standorten, von 120- zu 130-%-Standorten sowie von 140- zu 150-%-Standorten geringfügig ansteigen. Am 90-%-Standort liegt dies an niedrigeren VBH mit zu Stunden und leicht höheren Investitionskosten mit zu /kw am 80-%-Standort. Am 130-%- Standort ist dies ebenfalls auf niedrigere VBH und höhere Investitionskosten, verglichen zum 120-%-Standort, zurückzuführen (120-%-Standort: h / /kw; 130-%- Standort: h / /kw). Am 150-%-Standort liegt dies nur allein an den höheren Investitionskosten mit /kw aufgrund der höheren durchschnittlichen Nabenhöhen im Vergleich zu /kw am 140-%-Standort. Die einzige Ausnahme für die oberen Grenzfälle zeigt sich am 150-%-Standort im Vergleich zum 140-%-Standort. Die Stromgestehungskosten steigen leicht an, da sich höhere Investitionskosten aufgrund der höheren durchschnittlichen Nabenhöhen ergeben (1.270 /kw am 140-%-Standort und /kw am 150-%-Standort). Tabelle 18: Stromgestehungskosten übriger Anlagen der Leistungsklasse 3,0 bis 3,5 MW 3,0 bis 3,5 MW übrige Anlagen; SGK [ct/kwh] Standortqualität E/R 150% 140% 130% 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% Unterer Grenzfall 5,3 5,2 5,5 5,1 5,6 5,8 6,9 6,7 8,1 9,4 Oberer Grenzfall 5,5 5,4 5,8 6,1 6,6 7,0 7,3 8,2 10,3 11,2 [IE Leipzig 2013] Die Stromgestehungskosten der betrachteten Modellfälle beider Größenklassen sind in Abbildung 40 zusammenfassend abgebildet. Am 60-%-Standort zeigt sich eine Bandbreite von 8,2 bis 15,0 ct/kwh und an 150-%-Standorten eine Bandbreite von 4,8 bis 5,7 ct/kwh. Mit der Trendlinie (schwarze Linien im Diagramm) werden die Systemgrenzen der Stromgestehungskosten beider Leistungsklassen im Vergleich visualisiert. Ebenfalls im Diagramm abgebildet ist die mittlere EEG-Vergütung für das Inbetriebnahmejahr 2013 mit Inanspruchnahme des SDL-Bonus. Es zeigt sich, dass die oberen Grenzfälle von Anlagen der 2,0- bis 2,5-MW-Größenklasse an 60- bis 80-%-Standorten höhere Stromgestehungskosten aufweisen als mit der mittleren EEG-Vergütung gezahlt wird. In der Größenklasse 3,0 bis 3,5 MW ist dies nur an 60- und 70-%-Standorten der Fall. An allen anderen Standorten von 90 bis 150 % der 2,0- bis 2,5-MW-Klasse und an Standorten von 80 bis 150 % liegen die Stromgestehungskosten der oberen Grenzfälle unterhalb der mittleren EEG-Vergütung. Sollten alle Anlagen unter

99 79 den Bedingungen der unteren Grenzfälle errichtet werden, zeigen sich außer am 60-%- Standort der 3,0- bis 3,5-MW-Klasse für alle betrachteten Standorte niedrigere Stromgestehungskosten als der mittlere EEG-Vergütungssatz. ct/kwh 16,0 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 15,0 9,3 9,3 9,3 9,0 8,2 Mittlere EEG Vergütung 20 a Inbetriebnahmejahr 2013 mit SDL-Bonus SGK Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW SGK Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW SGK Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW SGK Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Trendlinien 8,7 8,3 7,9 7,4 6,9 6,3 5,7 4,8 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standort Abbildung 40: Stromgestehungskosten von übrigen Anlagen [IE Leipzig 2013] Anmerkung: Die mittlere EEG-Vergütung ist mit Zeitbezug annuitätisch ermittelt Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen an Land Die Wirtschaftlichkeit beziehungsweise Rentabilität wurde mittels der Methode interner Verzinsung überprüft. Der interne Zinsfuß (IRR - Internal Rate of Return) einer Investition spiegelt die Projektrendite über die kalkulatorische Laufzeit (hier 20 Jahre) der Anlage wider. Grundsätzlich ist ein wirtschaftlicher Betrieb gewährleistet, wenn die IRR höher ist als der angesetzte Mischzins ist. Die Betrachtung zur Wirtschaftlichkeit erfolgt allein unter der Prämisse, dass nur die feste EEG-Vergütung in Anspruch genommen wird. Außer der EEG-Vergütung haben Anlagenbetreiber auch die Möglichkeit, den produzierten Strom direkt zu vermarkten. Der Anreiz zur Direktvermarktung besteht in einem noch höheren Erlös beim Verkauf des Stroms (siehe 3.5). In Tabelle 19 ist für die sechs Standortgüten (110 % bis 60 %) und die Bandbreiten zu Investitionskosten und Vollbenutzungsstunden jeweils die interne Verzinsung angegeben. Der Mischzins beträgt 4,6 % (siehe Tabelle 19) und dient als Orientierungsgröße beziehungsweise als Vergleichsgröße der IRR. Bei den Worst-Case-Fällen (höchste Investitionskosten und geringste Vollbenutzungsstunden) ist an 60- bis 80-%-Standorten (beide Größenklassen) die IRR niedriger als der Mischzinssatz der Projekte und somit ein wirtschaftlicher Betrieb der Anlagen unter den angenommenen Eingangsbedingungen nicht gegeben.

100 80 An allen anderen Standorten ist die Projektrendite höher als der Mischzins. In der Größenklasse der 2,0- bis 2,5-MW-WEA beträgt die Projektrendite am 90-%-Standort 5,5 % bis 12,5 %. In der Klasse 3,0 bis 3,5 MW reicht die IRR am 90-%-Standort von 7,3 % bis 12,7 %. Tabelle 19: Interner Zinsfuß für Binnenlandanlagen der Klasse von 2,0 bis 2,5 MW (obere Tabelle) mit Annahmen aus Tabelle 11 und der Klasse von 3,0 bis 3,5 MW (untere Tabelle) mit Annahmen aus Tabelle 13 2,0 bis 2,5 MW Binnenlandanlagen IRR Standortqualität E/R 110% 100% 90% 80% 70% 60% Unterer Grenzfall 10,9% 10,4% 12,5% 10,2% 6,5% 7,3% Oberer Grenzfall 7,2% 7,0% 5,5% 4,0% 2,8% 0,5% 3,0 bis 3,5 MW Anlagen für schwache und mittlere Windstärken IRR Unterer Grenzfall 14,5% 13,2% 12,7% 11,1% 8,9% 6,8% Oberer Grenzfall 9,8% 6,2% 7,3% 4,0% 2,5% 0,3% Anmerkung: Ergebnisse für internen Zinsfuß unterhalb des Standards (4,6 %) in roter Schrift. [IE Leipzig 2013] Standortqualität E/R 110% 100% 90% 80% 70% 60% In Tabelle 20 ist für alle Standortqualitäten (150 % bis 60 %) und den unterschiedlichen Annahmen zu Investitionskosten und Vollbenutzungsstunden (Unterer Grenzfall und Oberer Grenzfall) jeweils die interne Verzinsung angegeben. Der Mischzins beträgt 4,6 % (siehe Tabelle 11 und Tabelle 13) und dient zur Orientierung. An 60- bis 80-%-Standorten der Leistungsklasse 2,0 bis 2,5 MW (in Tabelle 20 rot markiert) liegt die interne Verzinsung der Worst-Case-Fälle mit - 2,1 % beziehungsweise 2,1 % unterhalb des Mischzinssatzes von 4,6 %. An diesen Standorten ist ein wirtschaftlicher Betrieb mit entsprechender Verzinsung nicht gegeben. In der 3,0- bis 3,5-MW- Klasse ist dies an 60- und 70-%-Standorten mit 1,6 % und 2,9 % IRR der Fall. An den anderen Standorten der Klasse 2,0 bis 2,5 MW reicht die IRR von 5,2 % (90-%- Standort bis 19,1 % (150-%-Standort) in der größeren Klasse reicht die IRR von 4,8 % (60-%-Standort) bis 21,0 % (120-%-Standort).

101 81 Tabelle 20: Interner Zinsfuß von Anlagen für Starkwind und mittlere Windstärken der Klasse von 2,0 bis 2,5 MW (obere Tabelle) und der übrigen Anlagen der Klasse von 3,0 bis 3,5 MW (untere Tabelle) 2,0 bis 2,5 MW Anlagen für Starkwind und mittlere Windstärken; IRR Standortqualität E/R 150% 140% 130% 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% Unterer Grenzfall 19,1% 14,4% 17,9% 18,9% 18,5% 17,0% 16,2% 11,1% 8,8% 6,9% Oberer Grenzfall 8,9% 10,9% 12,1% 7,0% 5,4% 6,2% 5,2% 2,1% 0,3% -2,1% 3,0 bis 3,5 MW übrige Anlagen; IRR Standortqualität E/R 150% 140% 130% 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% Unterer Grenzfall 12,3% 17,2% 15,7% 21,0% 16,9% 16,1% 10,7% 11,8% 7,3% 4,8% Oberer Grenzfall 10,2% 14,9% 13,7% 12,6% 11,1% 9,9% 9,4% 7,1% 2,9% 1,6% Anmerkung: Ergebnisse für internen Zinsfuß unterhalb des Standards (4,6 %) in roter Schrift. [IE Leipzig 2013]

102 Stromgestehungskosten und Sensitivitäten für den Bereich 2,0 bis 3,5 MW Zusammenfassend kann festgehalten werden: Die Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen im Leistungsbereich von 2,0 bis 2,5 MW (sogenannte Schwachwindanlagen) führen aufgrund ihrer höheren Investitionskosten zunächst nicht zu höheren Stromgestehungskosten im Vergleich zu den hier definierten übrigen Anlagen. Im Vergleich der oberen Grenzfälle liegen die Stromgestehungskosten der übrigen Anlagen sogar höher. Werden jedoch die unteren Grenzfälle miteinander verglichen, weisen die übrigen Anlagen niedrigere Stromgestehungskosten auf verglichen zu den Binnenlandanlagen. Die Stromgestehungskosten der Binnenlandanlagen liegen jedoch innerhalb der Bandbreite der übrigen Anlagen und sind damit in der Klasse 2,0 bis 2,5 MW vergleichbar (siehe Abbildung 41). In der Leistungsklasse 3,0 bis 3,5 MW liegen die Stromgestehungskosten der Binnenlandanlagen im Vergleich zu den übrigen Anlagen für den oberen Grenzfall durchgängig höher. Für den unteren Grenzfall liegen die Stromgestehungskosten beider Anlagentypen auf einem in etwa gleichen Niveau. An 60- bis 70-%- Standorten sind die Stromgestehungskosten der Binnenlandanlagen niedriger als die der übrigen Anlagen (siehe Abbildung 42). Werden nur die Binnenlandanlagen miteinander verglichen, sind die Stromgestehungskosten im oberen Grenzfall bis auf 90-%- und 110-%-Standorte in etwa auf gleichem Niveau, ansonsten sind die Stromgestehungskosten der 3,0- bis 3,5- MW-Anlagen niedriger. Für den unteren Grenzfall zeichnen sich niedrigere Stromgestehungskosten der 3,0- bis 3,5-MW-Klasse gegenüber der 2,0- bis 2,5- MW-Klasse ab (siehe Abbildung 43). Bei den übrigen Anlagen sind für den oberen Grenzfall in der 2,0- bis 2,5-MW- Größenklasse fast durchgängig höhere Stromgestehungskosten als für 3,0- bis 3,5-MW-Anlagen nachweisbar. Im unteren Grenzfall sind die Stromgestehungskosten der 2,0- bis 2,5-MW-Größenklasse fast durchgängig niedriger als für übrige Anlagen der 3,0- bis 3,5-MW-Größenklasse (siehe Abbildung 44). In Tabelle 24 sind sämtliche Stromgestehungskosten aus Kapitel 6 für Windenergieanlagen an Land zusammengestellt und den Ergebnissen anderer aktueller Studien gegenübergestellt.

103 83 ct/kwh 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 60% 70% 80% 90% 100% 110% Standort E/R Binnenlandanlagen Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Übrige Anlagen Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Binnenlandanlagen Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Übrige Anlagen Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Abbildung 41: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen und übrigen Anlagen der 2,0- bis 2,5-MW-Leistungsklasse [IE Leipzig 2013] ct/kwh 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 60% 70% 80% 90% 100% 110% Standort E/R Binnenlandanlagen Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Übrige Anlagen Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Binnenlandanlagen Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Übrige Anlagen Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Abbildung 42: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen und übrigen Anlagen der 3,0- bis 3,5-MW-Leistungsklasse [IE Leipzig 2013]

104 84 ct/kwh 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 60% 70% 80% 90% 100% 110% Standort E/R Binnenlandanlagen Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Binnenlandanlagen Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Binnenlandanlagen Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Binnenlandanlagen Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Abbildung 43: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen der 2,0- bis 2,5- und 3,0- bis 3,5-MW-Leistungsklasse [IE Leipzig 2013] ct/kwh 16,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 Übrige Anlagen Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Übrige Anlagen Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Übrige Anlagen Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Übrige Anlagen Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Standort E/R Abbildung 44: Stromgestehungskosten von übrigen Anlagen der 2,0- bis 2,5- und 3,0- bis 3,5-MW-Leistungsklasse [IE Leipzig 2013] Fazit Die hier definierten Binnenlandanlagen zeigen höhere Investitionskosten als übrige Anlagen, die Stromgestehungskosten liegen jedoch in der Bandbreite der übrigen Anlagen. Die Stromgestehungskosten der 3,0- bis 3,5-MW-Anlagen sind im Vergleich häufig niedriger als für 2,0- bis 2,5-MW-Anlagen.

105 85 Zusammengefasste Stromgestehungskosten für den Bereich von 2 bis 3,5 MW Die vorher getrennt für Binnenlandanlagen und übrige Anlagen errechneten Stromgestehungskosten für die jeweiligen Leistungsklassen sind im folgenden Schritt zusammenzuführen. Die hier definierten Binnenlandanlagen repräsentieren zum Untersuchungszeitpunkt 17,5 % des untersuchten Anlagenbestandes und verteilen sich auf rund 5 % im Leistungsbereich von 2 bis 2,5 MW sowie 12,5 % im Bereich der 3- bis 3,5-MW-Anlagen. Um für die zusammenfassende Betrachtung die Eingangsparameter der Gesamtinvestitionen und Vollbenutzungsstunden zu erhalten, wird eine Mengengewichtung 3 zugrunde gelegt. Diese basiert auf der tatsächlich vorhandenen Verteilung von Binnenlandanlagen und übrigen Anlagen in den unterschiedlichen Leistungsklassen. Damit ergeben sich die in Tabelle 21 dargestellten Stromgestehungskosten für die verschiedenen Standortqualitäten aller Anlagen im Bereich von 2 bis 3,5 MW. Tabelle 21: Stromgestehungskosten der Modellanlagen (2 bis 3,5 MW) Standortqualität mengengew. Mittelwerte Berechnet E/R VBH [h] Investition [ /kw] SGK [ct/kwh] 70% ,1 80% ,9 90% ,3 100% ,7 110% ,5 120% ,0 130% ,7 140% ,5 150% ,2 [IE Leipzig 2013] Die in Tabelle 21 genannten Angaben entsprechen dem Basisfall für Stromgestehungskosten, der auch im weiteren Verlauf der Analysen zugrunde gelegt wird. Sie sind der Ausgangspunkt für die Entwicklung von Vergütungssätzen (siehe 8.3) und bilden zudem eine Grundlage für zukünftige Entwicklungen von Stromgestehungskosten (siehe 6.4.2). 3 Für den gewichteten Mittelwert wird die heutige Verteilung aus Binnenlandanlagen und übrigen Anlagen zugrunde gelegt. Beispielrechnung zu Investkosten pro Standortqualität: (Mittlere Investkosten BLA * Anlagenanzahl BLA + mittlere Investkosten übrige Anlagen * Anlagenanzahl übrige Anlagen) / Summe Anlagen BLA und übrige Anlagen. Die mittleren Vollbenutzungsstunden werden analog berechnet.

106 86 Zusätzliche Sensitivitätsanalysen In der nachfolgenden Sensitivitätsanalyse werden einzelne Parameter sowie Gruppen von Parameterwerten variiert und entsprechende Stromgestehungskosten berechnet. Hier werden vor allem methodische Aspekte, die sich relevant auf die Berechnung von Stromgestehungskosten auswirken, aufgegriffen. Ziel ist es, ihre Auswirkungen auf die Höhe der Stromgestehungskosten beziffern zu können. Ausgangspunkt ist der Basisfall, folgende Sensitivitäten werden untersucht: Betriebskosten Zwei Varianten werden betrachtet: Die Betriebskosten werden um einen neuen Kostenblock in Höhe von 0,4 ct/kwh erweitert. Somit können neu hinzukommende Kosten (z. B. eingepreiste Vermarktungskosten 4 ) berücksichtigt werden. Zusätzlich werden die Betriebskosten analog zur Datenabfrage berücksichtigt. Diese sind in den bisherigen Berechnungen vom IE Leipzig herabgesetzt worden (siehe 5.2.3), sodass sich die Betriebskosten im Rahmen der Sensitivitätsanalyse erhöhen. Beide Fälle führen zu höheren Stromgestehungskosten. Finanzierungsparameter Eigenkapitalverzinsung Um die besseren Standorte bereits bei der Berechnung der Stromgestehungskosten zu begünstigen, wird ein Anreiz gewährt, indem die Eigenkapitalverzinsung zwischen den Standortkategorien 80 und 130 % linear von 8 auf 11 % angehoben wird. An den 130- bis 150-%-Standorten beträgt diese damit gleichbleibend 11 %. Die Stromgestehungskosten werden daher mit der Standortgüte ansteigen. Bei den bisherigen Berechnungen wurden für alle Standortkategorien jeweils 8 % angesetzt, um eine Vergleichbarkeit zu ermöglichen. Kreditlaufzeiten Die Kreditlaufzeiten gehen mit 20 Jahren und gleichbleibenden Eigen- und Fremdkapitalanteilen in die Berechnung ein. Dies entspricht dem Vorgehen im verwendeten Analyseraster, das den Spartenvorhaben zum EEG-Erfahrungsbericht 2014 zur Verfügung gestellt wurde. Darüber hinaus wird die tatsächliche durchschnittliche Kreditlaufzeit in Höhe von 15 Jahren berücksichtigt. Als Tilgungsvariante wird ein Annuitätendarlehen vorausgesetzt. Der Tilgungsanteil für den Fremdkapitalkredit steigt dabei vom 1. bis zum 15. Jahr der Kreditlaufzeit an. Die Eigen- und Fremdkapitalanteile verändern sich dabei über die Laufzeit wie in Abbildung 45 dargestellt. 4 In Kapitel 9.3 wird der Frage nach einer angemessenen Berücksichtigung der Direktvermarktungskosten nachgegangen.

107 87 Anteile am Gesamtkapital 120,0% 100,0% 80,0% 60,0% 40,0% FK-Anteil [%] EK-Anteil [%] 20,0% 0,0% Kreditlaufzeit [a] Abbildung 45: Veränderung der Eigen- und Fremdkapitalanteile am Gesamtkapital über die Kreditlaufzeit beim Annuitätendarlehen [IE Leipzig 2014] Vollbenutzungsstunden Diese werden um 5 % angehoben und steigen dabei über alle Standortkategorien hinweg an. Damit werden Optimierungsanstrengungen auf unterschiedlichen Ebenen unterstellt. Dies führt zu niedrigeren Stromgestehungskosten. Die Sensitivitätsfälle werden wie folgt berechnet: Fall A: Die Betriebskosten werden im Gegensatz zum Basisfall um 0,4 ct/kwh erhöht. Die Betriebskosten betragen damit in Summe für die 1. Dekade 2,5 ct/kwh und für die 2. Dekade 3,1 ct/kwh. Fall B: Die Betriebskosten werden wie im Fall A erhöht, zudem werden die Erhebungsmittelwerte aus der Datenabfrage zugrunde gelegt. Die Betriebskosten betragen damit in Summe für die 1. Dekade 2,74 ct/kwh und für die 2. Dekade 3,29 ct/kwh. Fall C: Es werden ansteigende Eigenkapitalverzinsungen angesetzt, statt über alle Standortkategorien hinweg 8 % zugrunde zu legen. Fall D: Die Eigenkapitalverzinsung wird analog Fall C und die Betriebskosten analog Fall A berücksichtigt.

108 88 Fall E: Die Eigenkapitalverzinsung erfolgt analog Fall C und die Betriebskosten werden analog Fall B berücksichtigt. Fall F: Verglichen zum Basisfall werden 5 % höhere Vollbenutzungsstunden angesetzt. Die Fälle A bis F werden für die oben benannten unterschiedlichen Kreditlaufzeiten sowie den genannten Eigenkapital- und Fremdkapitalanteilen berechnet und mit dem Basisfall verglichen. Eine Übersicht zu den variierenden Eingangsparametern zeigt Tabelle 22. Tabelle 22: Eingangsparameter der Sensitivitätsfälle im Vergleich zum Basisfall Fall Eingangsparameter Einheit Standortqualität 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Gesamtinvestitionskosten [ /kw] Betriebskosten 1. Dekade [ct/kwh] 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 Basisfall Betriebskosten 2. Dekade [ct/kwh] 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 Eigenkapitalverzinsung [%] 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 Vollbenutzungsstunden [h/a] A (20a/15a) B (20a/15a) Betriebskosten 1. Dekade Betriebskosten 1. Dekade [ct/kwh] [ct/kwh] 2,50 2,74 2,50 2,74 2,50 2,74 2,50 2,74 2,50 2,74 2,50 2,74 2,50 2,74 2,50 2,74 2,50 2,74 Betriebskosten 2. Dekade Betriebskosten 2. Dekade [ct/kwh] [ct/kwh] 3,10 3,29 3,10 3,29 3,10 3,29 3,10 3,29 3,10 3,29 3,10 3,29 3,10 3,29 3,10 3,29 3,10 3,29 C (20a/15a) Eigenkapitalverzinsung [%] 8,00 8,00 8,60 9,20 9,80 10,40 11,00 11,00 11,00 Betriebskosten 1. Dekade [ct/kwh] 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 D (20a/15a) Betriebskosten 2. Dekade [ct/kwh] 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 Eigenkapitalverzinsung [%] 8,00 8,00 8,60 9,20 9,80 10,40 11,00 11,00 11,00 Betriebskosten 1. Dekade [ct/kwh] 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 E (20a/15a) Betriebskosten 2. Dekade [ct/kwh] 3,29 3,29 3,29 3,29 3,29 3,29 3,29 3,29 3,29 Eigenkapitalverzinsung [%] 8,00 8,00 8,60 9,20 9,80 10,40 11,00 11,00 11,00 F (20a/15a) Vollbenutzungsstunden [h/a] [IE Leipzig 2014] Die berechneten Stromgestehungskosten der Sensitivitätsfälle bei 20- und bei 15-jähriger Kreditlaufzeit sind in Tabelle 23 für die jeweiligen Standortqualitäten aufgetragen. Tabelle 23: Stromgestehungskosten der Sensitivitätsfälle bei 20- und 15-jähriger Kreditlaufzeit im Vergleich zum Basisfall Fälle Einheit SGK [IE Leipzig 2014] Standortqualität 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Basisfall [ct/kwh] 9,1 7,9 7,3 6,7 6,5 6,0 5,7 5,5 5,2 Fall A (20a) [ct/kwh] 9,5 8,4 7,7 7,2 7,0 6,5 6,2 6,0 5,7 Fall B (20a) [ct/kwh] 9,8 8,6 8,0 7,5 7,3 6,7 6,4 6,2 6,0 Fall C (20a) [ct/kwh] 9,1 7,9 7,3 6,8 6,6 6,1 5,9 5,6 5,3 Fall D (20a) [ct/kwh] 9,5 8,4 7,8 7,3 7,1 6,6 6,3 6,1 5,8 Fall E (20a) [ct/kwh] 9,8 8,6 8,0 7,5 7,4 6,9 6,6 6,4 6,1 Fall F (20a) [ct/kwh] 8,8 7,7 7,1 6,6 6,4 5,9 5,6 5,4 5,1 Fall A (15a) [ct/kwh] 9,9 8,6 7,9 7,4 7,1 6,6 6,3 6,1 5,8 Fall B (15a) [ct/kwh] 10,2 8,9 8,2 7,6 7,4 6,9 6,6 6,3 6,0 Fall C (15a) [ct/kwh] 9,4 8,1 7,6 7,0 6,9 6,4 6,1 5,8 5,5 Fall D (15a) [ct/kwh] 9,9 8,6 8,0 7,5 7,3 6,8 6,5 6,3 6,0 Fall E (15a) [ct/kwh] 10,2 8,9 8,3 7,8 7,6 7,1 6,8 6,5 6,2 Fall F (15a) [ct/kwh] 9,1 7,9 7,2 6,7 6,5 6,0 5,7 5,5 5,2

109 89 Es lassen sich folgende zentrale Ergebnisse aus den Sensitivitätsuntersuchungen ableiten: Die Stromgestehungskosten der Fälle A bis F liegen bei einer Kreditlaufzeit von 15 Jahren grundsätzlich über den Stromgestehungskosten bei einer 20-jährigen Kreditlaufzeit. Die relativen Abweichungen der Stromgestehungskosten von 15 zu 20 Jahren Kreditlaufzeit reichen von mindestens 1,1 % bis zu maximal 4,0 %. Die höchsten Stromgestehungskosten ergeben sich bei höheren Betriebskosten und bei einer ansteigenden Eigenkapitalverzinsung sowie einer Kreditlaufzeit von 15 Jahren (Fall E). Der Anstieg der Betriebskosten, vom Basisfall zum Fall A, beträgt durchschnittlich 0,5 ct/kwh bei 20 Jahren Kreditlaufzeit. Der Erhöhung der Stromgestehungskosten vom Basisfall zum Fall B, mit nochmals höheren Betriebskosten, liegt im Vergleich dazu bei etwa 0,7 ct/kwh. Bei einer 15-jährigen Kreditlaufzeit erhöhen sich die Stromgestehungskosten im Fall A und B nochmals um 0,1 bis 0,4 ct/kwh. Im Fall F zeigen sich wie erwartet sinkende Stromgestehungskosten verglichen zum Basisfall. Allerdings führt der 5%ige Anstieg der Vollbenutzungsstunden zu unterschiedlichen Effekten bei den berücksichtigten Kreditlaufzeiten. Während die Stromgestehungskosten bei einer Kreditlaufzeit von 20 Jahren unter die Stromgestehungskosten des Basisfalls sinken, werden bei einer 15-jährigen Kreditlaufzeit Stromgestehungskosten in der Höhe des Basisfalls erreicht. Die Bandbreiten für die ermittelten Stromgestehungskosten im Rahmen der Sensitivitätsuntersuchungen sind in Abbildung 46 dargestellt. Abgebildet werden im Vergleich zum Basisfall die Sensitivitätsanalysen für die Fälle A, E und F. Stromgestehungskosten [ct/kwh] 11,0 10,0 10,1 SGK ,0 bis 3,5 MW Anlagen (Basisfälle) Fall A (20a) Fall A (15a) Fall E (20a) 9,0 8,9 Fall E (15a) 8,8 8,3 Fall F (20a) 8,0 7,0 6,0 5,0 7,8 7,7 7,6 7,1 7,1 6,8 6,5 6,6 6,2 6,4 5,9 5,6 5,4 5,1 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standortqualität E/R Log. (SGK ,0 bis 3,5 MW Anlagen (Basisfälle)) Log. (Fall A (20a)) Log. (Fall A (15a)) Log. (Fall E (20a) ) Log. (Fall E (15a) ) Log. (Fall F (20a) ) Abbildung 46: Vergleich ausgewählter Sensitivitätsfälle mit dem Basisfall [IE Leipzig 2014]

110 Vergleich der Stromgestehungskosten zum EEG-Erfahrungsbericht 2011 und zu weiteren aktuellen Studien Die im EB 2011 ermittelten Stromgestehungskosten der Windenergie an Land unterscheiden sich von den in diesem Bericht errechneten Werten. Sie lagen im EB 2011 im Durchschnitt etwa 1 bis 2 ct/kwh höher. Für die Leistungsklasse 2-2,9 MW lagen sie zwischen 7,16 und 11,84 ct/kwh. Die Leistungsklasse 3,0-4,9 MW erreichte Werte von 7,4 bis 12,45 ct/kwh. Im November 2013 wurden zwei weitere Studien veröffentlicht, die aktuelle Stromgestehungskosten von Windenergie an Land in Deutschland beziffern. Die einzelnen Ergebnisse der Untersuchungen sind in Tabelle 24 aufgelistet. Tabelle 24: Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen und übrigen Anlagen im Vergleich zu anderen Studien Stromgestehungskosten verschiedener Anlagen [ct/kwh] Binnenlandanlagen Binnenlandanlagen Binnenlandanlagen Binnenlandanlagen Übrige Anlagen Übrige Anlagen Übrige Anlagen Übrige Anlagen Mengengewichtete Modellfälle Mengengewichtete Modellfälle Mengengewichtete Modellfälle Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW Standortqualität E/R 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% 12,1 10,4 9,6 8,6 7,8 7,5 12,4 10,6 9,6 7,9 8,1 6,8 8,1 8,4 7,1 6,5 6,9 6,6 8,3 7,5 6,9 6,5 6,3 6,0 15,0 12,4 10,8 8,8 8,1 8,0 7,2 6,0 5,8 5,7 11,2 10,3 8,2 7,3 7,0 6,6 6,1 5,8 5,4 5,5 8,2 7,6 6,9 5,8 5,7 5,5 5,3 5,3 5,4 4,8 9,4 8,1 6,7 6,9 5,8 5,6 5,1 5,5 5,2 5,3 2 bis 2,5 MW 9,1 7,9 7,3 6,8 6,6 5,9 5,9 5,7 5,3 3 bis 3,5 MW 9,1 7,8 7,1 6,7 6,2 6,1 5,7 5,4 5,2 2 bis 3,5 MW 9,1 7,9 7,3 6,7 6,5 6,0 5,7 5,5 5,2 Windguard 2 bis 3,5 MW 11,1 9,8 9,0 8,2 7,7 7,3 7,0 6,7 6,5 6,3 IWES Fall 1 IWES Fall 2 IWES Fall 3 küstennah Starkwind schwächeres Windangebot schwächeres Windangebot 5,4 bis 4,4 10,7 bis 6,1 7,6 bis 6,1 [IE Leipzig 2013] Die Ergebnisse der Studie des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) [ISE 2013] stellen zu den hier vorgelegten Ergebnissen im Grundsatz keine Abweichungen dar. Allerdings ist ein Vergleich der Stromgestehungskosten für Windenergie an Land, bezogen auf die einzelnen Standortkategorien, nicht direkt möglich, da [ISE 2013] keine Einteilung in Standortkategorien vornimmt. Es wird in küstennah Starkwind und schwächeres Windangebot mit entsprechenden Vollbenutzungsstunden unterschieden. Der Vergleich der Stromgestehungskosten zwischen den Ergebnissen im vorliegenden Bericht und [Windguard 2013] zeigt, dass die Stromgestehungskosten bei [Windguard

111 ] im Durchschnitt rund 1 ct/kwh höher liegen. In Tabelle 25 sind für die einzelnen Standortkategorien die Eingangsdaten, die Ergebnisse sowie die absoluten Abweichungen gegenübergestellt. Beide Studien basieren in ihrer Datengrundlage für die Kosten auf einer Branchenhebung, die im ersten Quartal 2013 durchgeführt wurde. Die aktuellen Hauptinvestitionskosten wurden jeweils über die Anlagenhersteller ermittelt, die projektspezifischen Kostenbestandteile lieferten Windparkplaner bzw. Betreiber. Im EEG-Erfahrungsbericht wurden zudem Banken befragt. Zu den Unterscheidungsmerkmalen, die zu den unterschiedlichen Stromgestehungskosten führen, zählen folgende Aspekte: Die Gesamtinvestitionskosten sind bei [Windguard 2013] über alle Standortkategorien hinweg höher. Die Abweichungen variieren zwischen rund 6 % an einem 90-%-Standort und 19 % am 110-%-Standort. Vergleicht man zunächst die Hauptinvestitionskosten beider Studien aus der Datenerhebung, so zeigt sich, dass für den Leistungsbereich 2 bis 3,5 MW die Angaben der [Windguard 2013] und die Werte der hier definierten übrigen Anlagen auf einem vergleichbaren Niveau liegen. Im vorliegenden Erfahrungsbericht werden zudem Binnenlandanlagen definiert, diese sind spezifisch teurer. Im Bereich der Nebeninvestitionskosten liegen die Studien rund 10 % auseinander, [Windguard 2013] ermittelt die höheren Kosten. Die Unterschiede der Gesamtinvestitionen als Eingangsparameter für die Stromgestehungskosten ergeben sich durch die zugrunde gelegten Modellfälle. In [Windguard 2013] werden drei modellhafte Anlagentypen für Schwachwind, mittlere Kategorie und Starkwind zugrunde gelegt. Für die Standortkategorien von 60 bis 150 % werden drei Anlagenauslegungen (2,46 / 2,52 / 2,62 MW) mit Nabenhöhen im Bereich von 130 m (Standortkategorie 60 bis 130 %), 110 m (Standortkategorie 90 bis 110 %) und 100 m (Standortkategorie 120 bis 150 %) definiert. Es wurde eine Unterscheidung nach spezifischer Leistung (W/qm) getroffen, die aus Beständen der Hersteller analysiert wurde; Datenbasis hierfür war eine Statistikerhebung aus Die Modellfälle im EEG- Erfahrungsbericht basieren auf dem Zubau in den Jahren 2011 bis Mitte 2013 in den einzelnen Standortkategorien und spiegeln damit die aktuellen Entwicklungen über den gesamten Bestand wider (zur Entwicklung der Anlagen siehe Kapitel 3.1 und 5.2.1, zur Verteilung über die Referenzertragsklassen siehe Kapitel und 8.1). Daraus ergibt sich für den vorliegenden EEG-Erfahrungsbericht, dass für die einzelnen Standortkategorien jeweils niedrigere Nabenhöhen, und damit auch durchschnittlich niedrigere Gesamtinvestitionen ermittelt werden. Zudem liegen die Vollbenutzungsstunden im Mittel unter den von [Windguard 2013] angenommenen Werten. Auch dies ist auf die unterschiedlichen Ansätze bei den Modellfällen zurückzuführen. Die Datenerhebung liefert für die Betriebskosten zunächst bei beiden Studien ähnliche Werte. Für die erste Dekade liegen diese bei [Windguard 2013] höher, für die zweite Dekade zeigt der vorliegende EEG-Erfahrungsbericht höhere Kosten.

112 92 Als Eingangsparameter für die Stromgestehungskosten wurde jedoch im Erfahrungsbericht eine Kostendegression berücksichtigt, die dazu führt, dass die Betriebskosten der ersten Dekade im Durchschnitt rund 0,31 ct/kwh unter dem Eingangsparameter von [Windguard 2013] liegen. Für die Finanzierungsparameter sind folgende zentrale Unterschiede zu benennen: In [Windguard 2013] steigen die Eigenkapitalverzinsungen mit zunehmender Standortgüte von 8,75 bis 11 % an. Zudem werden im Modell zur Berechnung der Stromgestehungskosten unterschiedliche Laufzeiten zur Tilgung des Fremdkapitals angenommen. Für beide Studien gelten zunächst durchschnittliche Kreditlaufzeiten von 15 Jahren. Bei [Windguard 2013] werden diese 15 Jahre auch zur linearen Tilgung des Fremdkapitals im Berechnungsmodell zugrunde gelegt, im EEG-Erfahrungsbericht entsprechend des einheitlichen Analyserasters für die Sparten-Vorhaben zum EEG-Erfahrungsbericht werden 20 Jahre bei gleichbleibendem Eigenkapital-/Fremdkapitalanteil angesetzt. Tabelle 25: Vergleich der Eingangsparameter zur Bestimmung von Stromgestehungskosten im Bereich der 2,0 bis 3,5-MW-Klasse Eingangsparameter Investitionskosten [ /kw] Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] Betriebskosten a [ct/kwh] Eigenkapitalanteil [%] Fremdkapitalanteil [%] Eigenkapitalverzinsung [%] Fremdkapitalverzinsung [%] Mischzinssatz [%] Vollbenutzungsstunden [h/a] SGK [ct/kwh] Abweichung absolut [ct/kwh] [IE Leipzig 2014] Berichte Repowering- und SDL-Bonus Repowering-Bonus Nennleistung 2,0 bis 3,5 MW Standortqualität E/R 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% 2. wiss. Bericht Windguard wiss. Bericht - 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 Windguard 2,66 2,47 2,41 2,41 2,41 2,41 2,41 2,41 2,41 2,41 2. wiss. Bericht - 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 Windguard 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2. wiss. Bericht Windguard wiss. Bericht Windguard wiss. Bericht - 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 Windguard 8,75 9,00 9,25 9,50 9,75 10,00 10,25 10,50 10,75 11,00 2. wiss. Bericht - 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 Windguard 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 2. wiss. Bericht 4,64 4,64 4,64 4,64 4,64 4,64 4,64 4,64 4,64 Windguard nicht benannt 2. wiss. Bericht Windguard wiss. Bericht - 9,1 7,9 7,3 6,7 6,5 6,0 5,7 5,5 5,2 Windguard 11,1 9,8 9,0 8,2 7,7 7,3 7,0 6,7 6,5 6,3 2. wiss. Bericht und Windguard - 0,8 1,1 1,0 1,0 0,8 1,0 1,0 1,0 1,0 Um die Kosten des Ausbaus erneuerbarer Energien zu dämpfen, wird unter anderem die Abschaffung des Repowering-Bonus für Windenergieanlagen an Land diskutiert. Die jährliche Kostenersparnis wird dabei auf 30 Mio. Euro geschätzt [BMU & BMWi 2013]. Mit der Ausgestaltung des jetzigen EEG können kleine leistungsschwache Anlagen durch sehr große leistungsstarke Windenergieanlagen ersetzt werden. Der Repowering-Bonus verbessert einerseits die Wirtschaftlichkeit von Repowering-Vorhaben, belastet aber andererseits nichtprivilegierte Verbraucher über die EEG-Umlage.

113 93 Der Geschäftsführer der Westfalenwind GmbH Johannes Lackmann (2013) hält den Repowering-Bonus für überflüssig und sogar kontraproduktiv. Lackmann argumentiert, dass der Repowering-Bonus an ertragreichen Standorten in Deutschland als Investitionsanreiz nicht gebraucht wird. An windschwächeren Standorten Süddeutschlands könnte der Repowering-Bonus zwar die notwendigen Investitionsanreize geben, allerdings stehen dort kaum Altanlagen für Repowering zur Verfügung. Weiterhin weist Lackmann darauf hin, dass bei einem Betrieb der Altanlagen bis zum Ende ihrer technischen Lebensdauer, diese Anlagen für rund 3 ct/kwh den billigsten Strom überhaupt liefern könnten. Der gesetzliche Anreiz zum Repowering macht diese Option allerdings zunichte [Lackmann 2013]. Wie aus Abbildung 1 (Kapitel 2) hervorgeht, fallen die Vergütungssätze im EEG 2012 deutlich höher aus als im EEG Allerdings sind im Zeitraum von 2004 bis 2008 Repowering-Projekte realisiert worden (Kapitel 3, Abbildung 13). Dieses Beispiel zeigt, dass die notwendigen Investitionsanreize von Repowering-Projekten auch in der Vergangenheit bereits gegeben waren. Denn die Vorteilhaftigkeit leistungsstärkerer Windenergieanlagen ergibt sich in erster Linie durch eine höhere Energieausbeute, die in der Konsequenz zu höheren Einnahmen führt. Ein zusätzlicher Repowering-Bonus kann insbesondere bei windstarken Standorten zur Überförderung der Windenergie an Land führen und den Verbraucher unnötig belasten. Hinzu kommt, dass durch den technischen Fortschritt bei Entwicklung und Fertigung die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen im Laufe der Zeit kostengünstiger geworden ist. Auch die Kosten für den Rückbau und die Entsorgung der Altanlagen werden als verhältnismäßig gering eingeschätzt und rechtfertigen die Bonuszahlungen nicht, zumal für den Verkauf der Altanlagen unter Umständen auch noch Restwerte erzielt werden können. Aus den genannten Gründen sollte die Zahlung des Repowering-Bonus überprüft und gegebenenfalls mit Übergangsfristen abgeschafft oder entsprechend modifiziert werden. Der Wegfall der Bonuszahlungen kann die Vergütungsmodelle vereinfachen und die Komplexität des EEG verringern. SDL-Bonus Nach EEG 2012 erhalten alle Neuanlagen, die vor dem 1. Januar 2015 in Betrieb genommen werden, den sogenannten Systemdienstleistungsbonus (SDL-Bonus), sofern sie ab dem Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme bestimmte technische Anforderungen einhalten, die die Netzintegration verbessern. Die technischen Anforderungen für den Erhalt der Bonuszahlungen sind in der Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) vom 3.Juli 2009 geregelt. Netzbetreiber haben durch diese Verordnung mehr Handlungsspielraum, Windenergieanlagen für den Erhalt der Netzstabilität und -sicherheit einzubinden. Sowohl bei Netzengpässen als auch bei Netzüberkapazitäten können Netzbetreiber beispielsweise direkt die Leistung der WEA reduzieren oder diese komplett abschalten. Der SDL- Bonus beträgt für Anlagen, die 2013 in Betrieb genommen werden, 0,47 ct/kwh (Abbildung 1, Kapitel 2).

114 94 Die Anforderungen der SDL-Verordnung entsprechen mittlerweile dem Stand der Technik, für Neuanlagen hat der SDL-Bonus seinen Zweck erfüllt. Für Bestandsanlagen kann der SDL-Bonus durchaus noch zweckmäßig sein. Für Anlagen, die zwischen dem 1. Januar 2002 und dem 31. Dezember 2008 in Betrieb genommen worden sind, erhöht sich nach EEG 2012 für die Dauer von fünf Jahren die Vergütung um 0,7 ct/kwh, sobald sie die Anforderungen der SDLWindV erfüllen und die Nachrüstung nach dem 1. Januar 2012 und vor dem 1. Januar 2016 erfolgt. Durch die Nachrüstung können Altanlagen besser in das Netz integriert werden und zur Netzstabilität beitragen. Allerdings wurden bis Ende des Jahres 2011 lediglich 45 % der Altanlagen nachgerüstet, wie Tabelle 26 zeigt [Langstädtler u.a. 2012]. Tabelle 26: Nachrüstungsmaßnahmen in Deutschland Installationsdatum Vor Nachrüstmaßnahme - optional optional vorgeschrieben Bezeichnung alt vorhanden Übergang neu Installierte Leistung [MW] Nachgerüstete Leistung % 45% 100% 100% LVRT-Fähigkeit nein ja ja ja Dynamische nein nein ja ja Spannungsstützung [Quelle: Langstädler u.a. 2012; Darstellung: HSU 2013] Gründe hierfür sind unter anderem technischer Natur, weil die Anlagen für eine Nachrüstung nicht geeignet sind. Ob generell noch eine signifikante Anzahl an Anlagen nachgerüstet wird, kann nicht beziffert werden. Zertifizierungszahlen einer Reihe von Anlagenzertifizierern lassen jedoch eine gewisse Sättigung erkennen die Zertifizierungszahlen von Altanlagen nahmen von 2010 bis 2012 sukzessive ab. Es ist zu vermuten, dass bei Streichung der SDL-Zulage für nachgerüstete Altanlagen ( ) aufgrund fehlender finanzieller Anreize keine weiteren Nachrüstungen mehr vorgenommen werden. Generell ist die Nachrüstung eines möglichst hohen Anteils aller WEA für einen stabilen Netzbetrieb sinnvoll. Sollten alle Anlagen zwischen 2002 und 2009 nachgerüstet sein, wären immer noch knapp 9 GW (älter als 2002) am Netz, die keine SDL erbringen können. Würde die Nachrüstung der Anlagen zwischen 2002 und 2009 bei circa 45 % stagnieren (unter anderem aufgrund eingestellter Förderung durch SDL-Zulage), so könnte der Anteil von nicht SDL-fähigen WEA circa 17 GW betragen. Dies stellt einen nicht unerheblichen Anteil an der installierten Kraftwerksleistung in Deutschland dar.

115 Ergebnisse für Windenergie auf See Die aktuellen Stromgestehungskosten der Windenergie auf See lassen sich für das Jahr der finalen Investitionsentscheidung (FIE) oder für das Inbetriebnahmejahr angeben. Die FIE erfolgt 2 bis 4 Jahre vor der Inbetriebnahme [Prognos u.a. 2013] und legt die Kosten für den Zeitpunkt fest, an dem der Windpark seinen kommerziellen Betrieb aufnimmt. Im Jahr 2012 erfolgte allerdings keine FIE für einen Windpark auf See in Deutschland, sodass für die Berechnungen in diesem Kapitel FIE ab 2010 bis jetzt berücksichtigt wurden. Mithilfe einer eigens erstellten Datenbank zu Anlagen und Windparkprojekten auf See für Deutschland konnte eine Auswahl getroffen werden, welche Anlagentypen (Turbinen-, Rotorgröße und Nabenhöhe) vermehrt verbaut wurden beziehungsweise noch verbaut werden sollen (siehe hierzu Kapitel 3.4). Aufgrund dieser Datengrundlage werden entsprechende Modellanlagen zur Bestimmung der Stromgestehungskosten für Windenergie auf See ausgewählt. Aufgrund der wenigen tatsächlich umgesetzten Projekte sind die Stromgestehungskosten der Windenergie auf See nicht eindeutig zu bestimmen. Im Kapitel und im Kapitel werden daher Grafiken und Tabellen zur Höhe der Stromgestehungskosten für unterschiedliche kalkulatorische Mischzinssätze, Investitionskosten, Vollbenutzungsstunden et cetera zusammenfassend dargestellt, um möglichen Schwankungen der Parameter im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse Rechnung zu tragen. Für die Vergütung von Windenergie auf See sieht das EEG 2012 zwei verschiedene Varianten vor (siehe Kapitel 2.2). Für die nachfolgenden Berechnungen wurde zunächst von der Nutzung des Stauchungsmodells ohne zusätzliche Erlöse für die Direktvermarktung in der Phase der Anfangsvergütung sowie während der Grundvergütungsphase ausgegangen. Anschließend wird die Direktvermarktung bei der Bewertung der Wirtschaftlichkeit mit zusätzlichen Erlösen berücksichtigt Modellfälle Modellfälle wurden anhand der Darstellungen im Bundesfachplan Offshore Nordsee erstellt. Für die Nordsee sind 13 Windparkcluster identifiziert, von denen die Cluster 1 bis 8 vorrangig entwickelt werden sollen. Im Bundesfachplan wurden die Parks namentlich erwähnt, die in diesen Clustern planungsrechtlich verfestigt, genehmigt, im Bau oder in Betrieb sind. Die acht Cluster wurden in die zwei Gruppen Cluster 1-4 und Cluster 5-8 geteilt, da die Cluster in den jeweiligen Gruppen ähnliche Küstenentfernungen aufweisen. Cluster 1 bis 4 wurde noch um einen Teil von Cluster 5, den Windpark Butendiek, erweitert, da sich dieser eher in der Zone der Cluster 1 bis 4 befindet. Es sollen im Rahmen der Planung möglichst zuerst die Cluster entwickelt werden, die nah an der Küste sind, um den Ausbau der Windenergie auf See zu beschleunigen. Es wird daher davon ausgegangen, dass möglichst zuerst die Cluster 1 bis 4 vollständig entwickelt und bebaut werden. Da aber auch bereits in den Clustern 5 bis 8 Windparks errichtet werden, kann auch aus dieser Gruppe ein Modellfall für die Berechnung der aktuellen Stromgestehungskosten entwickelt werden. Insgesamt werden so Parks der ers-

116 96 ten und zweiten Ausbauwelle abgebildet. Die aus dieser Auswertung (siehe Tabelle 27) abgeleiteten Modellfälle werden in den folgenden Kapiteln dargestellt. Für die Windenergienutzung auf See wurden in Deutschland bisher Anlagen mit einer Leistung von 2,3 MW beziehungsweise 5,0 MW eingesetzt (siehe Kapitel 3.4). Der Bereich von über 5,0 MW wird in naher Zukunft Stand der Technik sein. Einige Hersteller von Anlagen für den Einsatz auf See bieten bereits solche Anlagen an, derzeit speist in den deutschen Windparks auf See jedoch keine Turbine mit einer Leistung von über 5,0 MW Strom in das Stromnetz ein. Aus der Auswertung der Cluster werden 3 Modellfälle je Clustergruppe für die Anlagenklasse unter 5 MW und die Anlagenklasse ab 5,0 MW erstellt. Somit werden 6 Modellfälle je Anlagenklasse berechnet, die jeweils die Spannbreite der Wassertiefen und Küstenentfernungen je Cluster sowie die Spannbreite der ermittelten Investitionskosten widerspiegeln (siehe Kapitel 5.3.1). Tabelle 27: Auswertungen für Modellfälle in den Clustergruppen der Nordsee Parameter Cluster OWP Cluster 5 (ohne OWP Butendiek (Cluster 5) Butendiek) - 8 Mittlere Küstenentfernung 57 km 108 km zur Festlandsküstenlinie 31 sm 58 sm Minimale Küstenentfernung 39 km 87 km zur Festlandsküstenlinie 21 sm 47 sm Maximale Küstenentfernung zur Festlandsküstenlinie 86 km 123 km 46 sm 66 sm Mittlere Wassertiefe 28 m 37 m Minimale Wassertiefe 19 m 21 m Maximale Wassertiefe 35 m 41 m [Datenquellen: BSH 2013; Darstellung: IE Leipzig 2013] Stromgestehungskosten auf See Da die Meeresoberfläche eine geringere Rauigkeit als die Landfläche aufweist, wird schon in 33 m Höhe eine mittlere Windgeschwindigkeit von mehr als 9 m/s erreicht [IWES 2013]. Eine zunehmende Nabenhöhe führt auf dem Meer nicht zu so starken Veränderungen der Stromerträge wie an Land, weshalb auf See Anlagen mit geringeren Nabenhöhen von durchschnittlich etwa 90 m eingesetzt werden können. Die durchschnittliche Größe der Rotoren liegt in Windparks auf See über denen von Anlagen für den Einsatz an Land. Für die Berechnung wurden exemplarisch durchschnittliche Nabenhöhen und Rotordurchmesser der am häufigsten verwendeten WEA in der Leistungsklasse unter 5,0 MW genutzt.

117 97 Die Windgeschwindigkeit nimmt mit der Küstenentfernung zu [DWD 2004]. Daher werden für die weiter entfernten Cluster höhere Vollbenutzungsstunden angenommen. Aus den bereits in Kapitel 5.3 dargestellten Parametern zu den Modellfällen werden nachfolgend die Stromgestehungskosten berechnet, bevor eine Sensitivitätsanalyse durch Variation verschiedener Parameter erfolgt. Die Eingangsparameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten der Mittelwert-Fälle der Anlagenklasse unter 5 MW zeigt Tabelle 28. In Tabelle 29 werden die Parameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten der Spannbreiten-Fälle dargestellt. Tabelle 28: Mittelwert-Fälle für Anlagenklasse unter 5 MW Parameter Standortparameter [IE Leipzig 2013] Nennleistung < 5 MW Einheit Fall 1.1 Ø Cluster 1-4 Fall 2.1 Ø Cluster 5-8 Küstenentfernung [sm] 31,0 58,0 Wassertiefe [m] 28,0 37,0 Anlagenparameter Durchschnittl. Nabenhöhe [m] 89,0 89,0 Durchschnittl. Rotordurchmesser [m] 107,0 107,0 Mittlerer spez. Energieertrag [kwh/a/m²] 1.641, ,5 Investitionen und Kosten Spezif. Gesamtinvestition [ /kw] 4.200, ,0 Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] 3,3 3,4 Betriebskosten a [ct/kwh] 4,0 4,1 Jährliche Kostensteigerung 2,0% 2,0% Finanzierung Eigenkapital 35,0% 35,0% Fremdkapital 65,0% 65,0% Eigenkapitalverzinsung 12,0% 12,0% Fremdkapitalverzinsung 6,0% 6,0% Mischzinssatz 8,1% 8,1% Vollbenutzungsstunden [h/a] 4.100, ,0

118 98 Tabelle 29: Spannbreiten-Fälle für Anlagenklasse unter 5 MW Parameter Standortparameter [IE Leipzig 2013] Einheit Nennleistung < 5 MW Fall 1.a.1 Best-Case Cluster 1-4 Fall 1.b.1- Worst-Case Cluster 1-4 Fall 2.a.1- Best-Case Cluster 5-8 Fall 2.b.1- Worst-Case Cluster 5-8 Küstenentfernung [sm] 46,0 21,0 66,0 47,0 Wassertiefe [m] 35,0 19,0 41,0 21,0 Anlagenparameter Durchschnittl. Nabenhöhe [m] 89,0 89,0 89,0 89,0 Durchschnittl. Rotordurchmesser [m] 107,0 107,0 107,0 107,0 Mittlerer spez. Energieertrag [kwh/a/m²] 1.601, , , ,6 Investitionen und Kosten Spezif. Gesamtinvestition [ /kw] 4.100, , , ,0 Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] 3,2 3,3 3,3 3,4 Betriebskosten a [ct/kwh] 3,9 4,0 4,0 4,1 Jährliche Kostensteigerung 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% Finanzierung Eigenkapital 35,0% 35,0% 35,0% 35,0% Fremdkapital 65,0% 65,0% 65,0% 65,0% Eigenkapitalverzinsung 12,0% 12,0% 12,0% 12,0% Fremdkapitalverzinsung 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% Mischzinssatz 8,1% 8,1% 8,1% 8,1% Vollbenutzungsstunden [h/a] 4.200, , , ,0 Für die Mittelwert-Fälle der Anlagenklasse unter 5,0 MW ergeben sich Stromgestehungskosten in Höhe von 14,6 ct/kwh (Fall 1.1) und 14,7 ct/kwh (Fall 2.1). Bei den Spannbreiten-Fällen ergeben sich Stromgestehungskosten von 14,0 ct/kwh im Best Case für Clustergruppe 1 bis 4 und 14,1 ct/kwh für den Best Case der Clustergruppe 5 bis 8. Für den Worst Case in Clustergruppe 1 bis 4 ergeben sich 15,1 ct/kwh und 15,2 ct/kwh im Worst Case der Clustergruppe 5 bis 8. Für die Berechnung der Stromgestehungskosten der Anlagenklasse ab 5,0 MW wurden ebenfalls durchschnittliche Nabenhöhen und Rotordurchmesser der häufigsten WEA in der Leistungsklasse ab 5,0 MW verwendet. Die Parameter für die Berechnung der Mittelwert-Fälle der Anlagenklasse ab 5 MW sind in Tabelle 30 hinterlegt. In Tabelle 31 werden die Parameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten der Spannbreiten- Fälle dargestellt.

119 99 Tabelle 30: Mittelwert-Fälle der Anlagenklasse ab 5 MW Parameter Standortparameter [IE Leipzig 2013] Tabelle 31: Spannbreiten-Fälle für Anlagenklasse ab 5 MW [IE Leipzig 2013] Nennleistung 5 MW Einheit Fall 1.2 Ø Cluster 1-4 Fall 2.2 Ø Cluster 5-8 Küstenentfernung [sm] 31,0 58,0 Wassertiefe [m] 28,0 37,0 Anlagenparameter Durchschnittl. Nabenhöhe [m] 92,0 92,0 Durchschnittl. Rotordurchmesser [m] 126,0 126,0 Mittlerer spez. Energieertrag [kwh/a/m²] 1.644, ,3 Investitionen und Kosten Spezif. Gesamtinvestition [ /kw] 4.500, ,0 Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] 3,3 3,4 Betriebskosten a [ct/kwh] 4,0 4,1 Jährliche Kostensteigerung 2,0% 2,0% Finanzierung Eigenkapital 35,0% 35,0% Fremdkapital 65,0% 65,0% Eigenkapitalverzinsung 12,0% 12,0% Fremdkapitalverzinsung 6,0% 6,0% Mischzinssatz 8,1% 8,1% Vollbenutzungsstunden [h/a] 4.100, ,0 Parameter Standortparameter Einheit Nennleistung 5 MW Fall 1.a.2 Best-Case Cluster 1-4 Fall 1.b.2- Worst-Case Cluster 1-4 Fall 2.a.2- Best-Case Cluster 5-8 Fall 2.b.2- Worst-Case Cluster 5-8 Küstenentfernung [sm] 46,0 21,0 66,0 47,0 Wassertiefe [m] 35,0 19,0 41,0 21,0 Anlagenparameter Durchschnittl. Nabenhöhe [m] 92,0 92,0 92,0 92,0 Durchschnittl. Rotordurchmesser [m] 126,0 126,0 126,0 126,0 Mittlerer spez. Energieertrag [kwh/a/m²] 1.604, , , ,4 Investitionen und Kosten Spezif. Gesamtinvestition [ /kw] 4.400, , , ,0 Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] 3,2 3,3 3,3 3,4 Betriebskosten a [ct/kwh] 3,9 4,0 4,0 4,1 Jährliche Kostensteigerung 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% Finanzierung Eigenkapital 35,0% 35,0% 35,0% 35,0% Fremdkapital 65,0% 65,0% 65,0% 65,0% Eigenkapitalverzinsung 12,0% 12,0% 12,0% 12,0% Fremdkapitalverzinsung 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% Mischzinssatz 8,1% 8,1% 8,1% 8,1% Vollbenutzungsstunden [h/a] 4.200, , , ,0

120 100 Für die Mittelwert-Fälle der Anlagenklasse ab 5,0 MW ergeben sich Stromgestehungskosten in Höhe von 15,4 ct/kwh (beide Fälle). Bei den Spannbreiten-Fällen ergeben sich Stromgestehungskosten von 14,7 ct/kwh im Best Case für Cluster 1 bis 4 und 14,8 ct/kwh im Best Case für Cluster 5 bis 8. Im Worst Case fallen für beide Clustergruppen Stromgestehungskosten in Höhe von 15,9 ct/kwh an. Während bei den Spannbreiten-Fällen keine Unterschiede bezüglich der Stromgestehungskosten zwischen den Clustern festgestellt werden konnten, werden die Spannbreiten aber bei Betrachtung der Wirtschaftlichkeit von Bedeutung sein Sensitivitätsanalysen Parametervariation Um möglichen Variationen der Parameter zur Berechnung der Stromgestehungskosten Rechnung zu tragen, wird eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt. Die Parameter werden von +20 Prozent bis -20 Prozent variiert. Welche Werte die Parameter dabei annehmen, ist dem Anhang A.1 zu entnehmen. Die dadurch entstehenden Schwankungen der Stromgestehungskosten werden in einer Sensitivitätsgrafik (Abbildung 47) dargestellt. Hieraus ist ebenfalls ablesbar, welcher Parameter den größten Einfluss auf die Höhe der Stromgestehungskosten ausübt. [ct/kwh] 18,0 17,0 16,0 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 80% 90% 100% 110% 120% Investitionskosten Vollbenutzungsstunden Eigenkapitalanteil Fremdkapitalzins kalkulatorische Mischzins Eigenkapitalverzinsung Preissteigerungsrate Betriebskosten Abbildung 47: Stromgestehungskosten für die Sensitivitäten im Fall 1.1 [IE Leipzig 2013] Die Geraden der Parameter mit dem größten positiven oder negativen Anstieg haben den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten. Im vorliegenden Fall sind dies die Investitionskosten und die Vollbenutzungsstunden. Der Parameter mit dem geringsten Ein-

121 101 fluss ist die Preissteigerungsrate (geringste Spreizung). Die Grafik ist auf folgende Weise zu interpretieren: Eine beispielsweise 10-prozentige Absenkung der Investitionskosten hat eine Absenkung der Stromgestehungskosten von 14,6 ct/kwh auf 13,6 ct/kwh zur Folge, sofern alle anderen Parameter gleich bleiben. Da die Investitionskosten und die Vollbenutzungsstunden den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten haben, werden die beiden Parameter gemeinsam variiert und die dadurch entstehenden Stromgestehungskosten in Tabelle 32 dargestellt. Tabelle 32: Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 1.1 Variation Investitionskosten Variation Vollbenutzungsstunden 80% 90% 100% 110% 120% 80% 14,6 13,4 12,5 11,7 11,1 90% 15,9 14,6 13,6 12,7 12,0 100% 17,2 15,8 14,6 13,7 12,9 110% 18,6 17,0 15,7 14,6 13,7 120% 19,9 18,1 16,7 15,6 14,6 [IE Leipzig 2013] Die Tabelle ist wie folgt zu interpretieren: Liegen die Vollbenutzungsstunden 10 Prozent und die Investitionskosten 20 Prozent niedriger als im Normallfall (Angabe für 100%), liegen die Stromgestehungskosten in diesem Fall bei 13,4 ct/kwh statt bei 14,6 ct/kwh. Nachfolgend sind die Sensitivitätsgrafiken und Tabellen zur Variation der Stromgestehungskosten für die Fälle 1.a.1 (Abbildung 48, Tabelle 33) und 1.b.1 (Abbildung 49, Tabelle 34) dargestellt. Sie sind auf die gleiche Weise zu interpretieren, wie bereits beschrieben und zeigen ein ähnliches Bild wie bei Fall 1.1. Die weiteren Sensitivitätsgrafiken und Tabellen zu den Stromgestehungskosten befinden sich im Anhang A.1.

122 102 [ct/kwh] 18,0 17,0 16,0 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 80% 90% 100% 110% 120% Investitionskosten Vollbenutzungsstunden Eigenkapitalanteil Fremdkapitalzins kalkulatorische Mischzins Eigenkapitalverzinsung Preissteigerungsrate Betriebskosten Abbildung 48: Stromgestehungskosten für die Sensitivitäten im Fall 1.a.1 [IE Leipzig 2013] Tabelle 33: Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 1.a.1 Variation Investitionskosten Variation Vollbenutzungsstunden 80% 90% 100% 110% 120% 80% 14,0 12,9 12,0 11,3 10,7 90% 15,3 14,0 13,0 12,2 11,5 100% 16,5 15,1 14,0 13,1 12,3 110% 17,8 16,2 15,0 14,0 13,2 120% 19,0 17,3 16,0 14,9 14,0 [IE Leipzig 2013]

123 103 [ct/kwh] 18,0 17,0 16,0 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 80% 90% 100% 110% 120% Investitionskosten Vollbenutzungsstunden Eigenkapitalanteil Fremdkapitalzins kalkulatorische Mischzins Eigenkapitalverzinsung Preissteigerungsrate Betriebskosten Abbildung 49: Stromgestehungskosten für die Sensitivitäten im Fall 1.b.1 [IE Leipzig 2013] Tabelle 34: Stromgestehungskosten bei Variation der Vollbenutzungsstunden und der Investitionskosten für Fall 1.b.1 Variation Investitionskosten Variation Vollbenutzungsstunden 80% 90% 100% 110% 120% 80% 15,1 13,9 12,9 12,1 11,5 90% 16,5 15,1 14,0 13,1 12,4 100% 17,9 16,4 15,1 14,1 13,3 110% 19,3 17,6 16,2 15,1 14,2 120% 20,7 18,8 17,3 16,1 15,1 [IE Leipzig 2013] Kreditlaufzeiten und Tilgungsvarianten Es werden zusätzlich die Stromgestehungskosten mit Basis- und Stauchungsmodell unter Berücksichtigung eines Annuitäten- oder Tilgungsdarlehens und unterschiedlichen Kreditlaufzeiten sowie nach Vorgaben des ZSW-Analyserasters im Rahmen der Sensitivitätsanalyse vergleichend gegenübergestellt. Darüber hinaus werden die für die Fremdkapitalgeber erzielbaren Zinszahlungen über die Kreditlaufzeit näher betrachtet. Es soll damit verglichen werden, welche Tilgungsvariante und welche Vergütungsvariante zu den höheren Zinszahlungen führen.

124 104 Die Berechnungen werden für die Modellfälle der zwei Leistungsbereiche (unter und gleich beziehungsweise über 5 MW) mit dem vom IE um Tilgungsvarianten für Kredite erweiterten Analyseraster des ZSW durchgeführt. Die Kreditlaufzeiten orientieren sich nach Angaben aus der Datenerhebung des IE Leipzig im Frühjahr 2013 an der Dauer der erhöhten Anfangsvergütung und liegen zwischen 9 und 15 Jahren. Unter dieser Voraussetzung ergeben sich grundsätzlich kürzere Kreditlaufzeiten bei Nutzung des Stauchungsmodells. Für die Berechnungen wurden die Dauer der (erhöhten) Anfangsvergütung und die Dauer der verlängerten Anfangsvergütung aufgrund von Küstenentfernung und Wassertiefe für die einzelnen Modellfälle ermittelt und die Summe der beiden Zeiträume als Kreditlaufzeit angesetzt. Hieraus ergeben sich zum Teil kürzere oder längere Kreditlaufzeiten, als die innerhalb der Datenerhebung angegebene Zeitspanne. Für diese Fälle wurde ermittelt, welche Auswirkungen die Erhöhung der Kreditlaufzeit auf mindestens 9 beziehungsweise die Absenkung auf maximal 15 Jahre für die Stromgestehungskosten hat. Da sich die Kreditlaufzeiten zwischen Basis- und Stauchungsmodell grundsätzlich unterscheiden, wird bei der Berechnung und dem Vergleich der erzielbaren Zinseinnahmen ohne Stauchungsmodell berücksichtigt, wie hoch die Zinszahlungen im Vergleich über den Kreditzeitraum mit Stauchungsmodell sind. Die Berechnungen ohne Berücksichtigung der Direktvermarktung zeigen folgende Ergebnisse: Die Stromgestehungskosten sind im Stauchungsmodell bei den beiden Tilgungsvarianten grundsätzlich höher als unter den Vorgaben des ZSW-Analyserasters. Ohne Stauchungsmodell zeigen sich jedoch bei den Darlehen teilweise niedrigere Stromgestehungskosten, als unter den Vorgaben des ZSW-Analyserasters (siehe Abbildung 54 und Abbildung 55). Mit Tilgungsdarlehen zeigen sich grundsätzlich höhere Stromgestehungskosten als mit Annuitätendarlehen. Die Abweichungen sind jedoch gering und bewegen sich um 0,04 ct/kwh. Eine Erhöhung der Kreditlaufzeit um 1 Jahr bewirkte eine Absenkung der Stromgestehungskosten um rund 0,3 ct/kwh für Fall 1.b.1. Eine Absenkung der Kreditlaufzeit um 1 Jahr bewirkte wiederum einen Anstieg der Stromgestehungskosten im Fall 2.1 um rund 0,2 ct/kwh, eine Verkürzung um 2 Jahre führte zu einer Erhöhung der Stromgestehungskosten um gerundet 0,4 ct/kwh im Fall 2.a.1. Wird vom Betreiber nicht das Stauchungsmodell genutzt, so ergeben sich für die Fremdkapitalgeber höhere Zinseinnahmen (siehe Tabelle 35und Tabelle 36). Nach Berücksichtigung der Darlehensvarianten ergeben sich bezogen auf alle Standorte und Leistungsklassen Stromgestehungskosten von 13,55 bis 17,59 ct/kwh für Die weiteren Sensitivitätsgrafiken und Tabellen zu den Stromgestehungskosten befinden sich im Anhang A.1.

125 105 [ct/kwh] 17,00 16,50 16,00 15,50 15,00 14,50 14,00 13,50 13,00 ZSW-Analyseraster Annuitätendarlehen Tilgungsdarlehen Stromgestehungskosten der Tilgungsvarianten [ct/kwh] unter 5 MW a.1 1.b.1 2.a.1 2.b ohne Stauchung 2.1 ohne Stauchung 1.a.1 ohne Stauchung 1.b.1 ohne Stauchung 2.a.1 ohne Stauchung 2.b.1 ohne Stauchung Abbildung 50: Stromgestehungskosten der verschiedenen Tilgungsvarianten in der Leistungsklasse unter 5 MW mit und ohne Stauchungsmodell [IE Leipzig 2014] [ct/kwh] 18,00 17,50 17,00 16,50 16,00 15,50 15,00 14,50 14,00 ZSW-Analyseraster Annuitätendarlehen Tilgungsdarlehen Stromgestehungskosten der Tilgungsvarianten [ct/kwh] über/gleich 5 MW a.2 1.b.2 2.a.2 2.b ohne Stauchung 2.2 ohne Stauchung 1.a.2 ohne Stauchung 1.b.2 ohne Stauchung 2.a.2 ohne Stauchung 2.b.2 ohne Stauchung Abbildung 51: Stromgestehungskosten der verschiedenen Tilgungsvarianten in der Leistungsklasse über/gleich 5 MW mit und ohne Stauchungsmodell [IE Leipzig 2014]

126 106 Tabelle 35: Zinszahlungen nach Darlehensvariante mit Stauchungsmodell Fall [IE Leipzig 2014] Zinsen an Bank nach Tilgungsvariante [ ] Annuitätendarlehen Tilgungsdarlehen Kreditlaufzeit mit Stauchung [a] a b a b Tabelle 36: Zinszahlungen nach Darlehensvariante ohne Stauchungsmodell nach der Kreditlaufzeit mit Stauchungsmodell Fall [IE Leipzig 2014] nach a der Kreditlaufzeit Zinsen an Bank nach Tilgungsvariante [ ] Annuitätendarlehen Tilgungsdarlehen Kreditlaufzeit ohne Stauchung [a] a b a b Wirtschaftlichkeit auf See Die Wirtschaftlichkeit beziehungsweise Rentabilität wurde mittels der Methode der internen Verzinsung überprüft. Der interne Zinsfuß (IRR - Internal Rate of Return) einer Investition spiegelt die Projektrendite über die kalkulatorische Laufzeit (hier 20 Jahre) der Anlage wider. Wenn die IRR höher ist als der angesetzte Mischzins, ist ein wirtschaftlicher Betrieb gewährleistet. In den vorliegenden Berechnungen wurde der Mischzinssatz mit 8,1 % festgelegt. Dieser Wert dient somit als Vergleichswert zur Beurteilung der IRR. Die Berechnungen erfolgen zunächst ohne zusätzliche Vergütungen oder Prämien für eine Direktvermarktung und unter Inanspruchnahme des Stauchungsmodells. Tabelle 37: Spannbreiten interner Zinsfuß für Anlagenklasse unter 5 MW an den verschiedenen Standortgruppen ohne Zusatzeinnahmen aus der Direktvermarktung Nennleistung unter 5 MW IRR an den Standorten Fall Cluster 1-4 Cluster 5-8 Unterer Grenzfall 9,2% 10,3% Mittelwert-Fall 5,6% 8,4% Oberer Grenzfall -0,1% 3,4% Anmerkung: Ergebnisse für internen Zinsfuß unterhalb des Standards (8,1 %) in roter Schrift. [IE Leipzig 2013]

127 107 In der Anlagenklasse unter 5 MW sind Projekte der Clustergruppe 1 bis 4 unter den gegebenen Bedingungen nur im Unteren Grenzfall, mit hohen Vollbenutzungsstunden und niedrigen Investitionskosten bei den für Clustergruppe 1 bis 4 maximalen Küstenentfernungen und Wassertiefen, wirtschaftlich (siehe Tabelle 37). Bei den Projekten in Clustergruppe 5 bis 8 sind Projekte nur im Oberen Grenzfall, mit hohen Investitionskosten und niedrigen Vollbenutzungsstunden bei den für Clustergruppe 5 bis 8 minimalen Küstenentfernungen und Wassertiefen, unwirtschaftlich. Unter Berücksichtigung der Direktvermarktung mit zusätzlichen Einnahmen in Höhe von 0,33 ct/kwh (Managementprämie in Höhe von 0,75 ct/kwh minus Direktvermarktungskosten für Strom aus WEA auf See von 0,42 ct/kwh [r2b 2012] in 2013) ergeben sich die Spannbreiten für die Wirtschaftlichkeit in Tabelle 38. Tabelle 38: Spannbreiten interner Zinsfuß für Anlagenklasse unter 5 MW an den verschiedenen Standortgruppen mit Zusatzeinnahmen aus der Direktvermarktung Nennleistung unter 5 MW mit Einnahmen DV Fall Anmerkung: Ergebnisse für internen Zinsfuß unterhalb des Standards (8,1 %) in roter Schrift. [IE Leipzig 2013] IRR an den Standorten Cluster 1-4 Cluster 5-8 Unterer Grenzfall 9,9% 10,9% Mittelwert-Fall 6,6% 9,0% Oberer Grenzfall 1,8% 4,5% Analog zur Anlagenklasse unter 5 MW werden nachfolgend die Spannbreiten der internen Verzinsung für die verschiedenen Fälle der Anlagenklasse ab 5 MW berechnet und in Tabelle 39 ohne Berücksichtigung einer zusätzlichen Prämie aus der Direktvermarktung dargestellt. Tabelle 39: Spannbreiten interner Zinsfuß für Anlagenklasse ab 5 MW an den verschiedenen Standortgruppen ohne zusätzliche Einnahmen aus der Direktvermarktung Nennleistung ab 5 MW IRR an den Standorten Fall Cluster 1-4 Cluster 5-8 Unterer Grenzfall 7,5% 8,8% Mittelwert-Fall 3,8% 6,9% Oberer Grenzfall -3,3% 1,6% Anmerkung: Ergebnisse für internen Zinsfuß unterhalb des Standards (8,1 %) in roter Schrift. [IE Leipzig 2013]

128 108 In der Anlagenklasse ab 5 MW ist nur im Unteren Grenzfall in der Clustergruppe 5 bis 8 eine Wirtschaftlichkeit gegeben. Alle anderen Fälle liegen deutlich unter dem Vergleichswert von 8,1% kalkulatorischem Mischzinssatz. Unter Berücksichtigung der Direktvermarktung ergeben sich die Werte in Tabelle 40. Tabelle 40: Spannbreiten interner Zinsfuß für Anlagenklasse ab 5 MW an den verschiedenen Standortgruppen mit zusätzlichen Einnahmen aus der Direktvermarktung Nennleistung ab 5 MW mit Einnahmen DV Fall Anmerkung: Ergebnisse für internen Zinsfuß unterhalb des Standards (8,1 %) in roter Schrift. [IE Leipzig 2013] IRR an den Standorten Cluster 1-4 Cluster 5-8 Unterer Grenzfall 8,3% 9,5% Mittelwert-Fall 4,8% 7,6% Oberer Grenzfall -0,4% 2,8% Die Wirtschaftlichkeit wurde nur unter Berücksichtigung des Stauchungsmodells bestimmt. Weitere Berechnungen haben gezeigt, dass das Basismodell der Vergütung in den meisten Fällen zu niedrigeren Projektrenditen führt, als das Stauchungsmodell. Weitere Betrachtungen zu dieser Thematik erfolgen im Folgebericht Vergleich der Stromgestehungskosten zum EEG Erfahrungsbericht 2011 und weiteren aktuellen Studien Die ermittelten Stromgestehungskosten liegen bei der Windenergie auf See über denen aus dem Erfahrungsbericht Allerdings sind die Werte nur eingeschränkt vergleichbar, da für das Stauchungsmodell im EB 2011 unter anderem ein anderes Verhältnis von Eigenkapital und Fremdkapital angenommen wurde. Die Kosten für eine Kilowattstunde Windstrom vom Meer liegen gemäß der Berechnungen in den vorherigen Kapiteln zurzeit zwischen 14,0 und 15,9 Cent beziehungsweise 13,55 bis 17,59 ct/kwh unter Berücksichtigung der Sensitivitätsberechnungen zu Kreditlaufzeiten und Darlehensvarianten. Im November 2013 wurde eine Studie zu Stromgestehungskosten erneuerbarer Energien vom ISE vorgelegt [ISE 2013]. Die Studie beziffert die Stromgestehungskosten von Windenergie auf See zwischen 11,9 und 19,4 ct/kwh. In der von der Prognos AG und Fichtner GmbH&Co.KG erstellten Studie zu Kostensenkungspotenzialen der Offshore-Windenergie in Deutschland [Prognos u.a. 2013] werden Stromgestehungskosten für Projekte mit Inbetriebnahme in 2013, 2017, 2020 und 2023 in realen Werten bezogen auf das Basisjahr 2012 angegeben. Diese Werte werden detailliert unter dem Aspekt zukünftiger Stromgestehungskosten in Kapitel aufgegriffen.

129 Vergleich mit dem Ausland Die Stromgestehungskosten auf See sind aufgrund größerer Küstenentfernungen und Wassertiefen in Deutschland mit anderen europäischen Ländern nur bedingt vergleichbar. Eine Übersicht über die Spannbreiten von Küstenentfernungen und Wassertiefen gibt Abbildung 52. Abbildung 52: Küstenentfernungen und Wassertiefen von Windparks in europäischen Ländern [IWES 2013] Bisher gibt es meist nur aggregierte Werte zu Stromgestehungskosten in Europa. Die International Renewable Energy Agency (IRENA) gibt für OECD Europe für 2011 eine Spannbreite von circa 0,16 0,23 $/kwh an [Taylor 2013]. Von Bloomberg New Energy Finance (BNEF) wurden im Wind Market Outlook für das 2. Quartal 2013 [BNEF 2013] im Central Scenario, welches die Region Westeuropa umfasst, gestiegene Stromgestehungskosten bis zum zweiten Quartal von 2012 angegeben. Aktuell liegen diese bei circa 215 $/MWh, also etwa 16,15 ct/kwh 5. Da Deutschland allerdings auch zur Region Westeuropa zu zählen ist, ist dieser Vergleichswert nur bedingt verwendbar. In einer noch erwarteten Publikation von BNEF zu Stromgestehungskosten sollen die Werte für die einzelnen Regionen differenziert dargestellt werden [BNEF 2013]. Fazit Die berechneten Stromgestehungskosten liegen im vorliegenden Bericht höher als im EB Die Werte im EB 2011 beruhten dabei auf geplanten Projekten. Dieser Bericht 5 Nach Wechselkurs von 1,3317 Dollar pro Euro am 14. Juni 2013.

130 110 kann auf fortgeschrittene Erkenntnisse zurückgreifen. Die Klasse ab 5 MW zeigt im vorliegenden Bericht höhere Stromgestehungskosten als die Klasse unter 5 MW. Werden Wirtschaftlichkeitsparameter wie die IRR herangezogen, kann eine Rentabilität von Projekten unter den getroffenen Annahmen für potenzielle Investoren nur in wenigen Fällen nachgewiesen werden. Die Berechnungen für Windenergie auf See in Deutschland sind insgesamt mit großen Unsicherheiten verbunden, da es bisher nur wenige tatsächlich umgesetzte Projekte mit Erfahrungswerten gibt. 6.4 Künftige Entwicklungen Mögliche Ertragssteigerungen und Kostensenkungen Für Windenergieanlagen an Land kann aktuell bei den Zertifizierungsverfahren neuer Windturbinen-Typen eine zunehmende Tendenz zu größeren Rotoren verbunden mit steigenden Nabenhöhen bei gleich bleibender Generatorleistung beobachtet werden [Wüstenberg 2013]. Diese Entwicklungen sind bisher vornehmlich im Bereich der sogenannten "Schwachwindanlagen" zu beobachten und führen, mit einer intelligenten Steuerung oder Betriebsführung kombiniert, zu einer Erhöhung der Vollbenutzungsstunden der Anlagen. Darüber hinaus können neben Ertragssteigerungen durch diese Anlagenkonzepte in Gondel und Antriebsstrang sowie in Mast und Fundament auch Material und damit Kosten eingespart werden. Inwieweit sich diese Anlagenkonzepte auch in anderen Windstandortbereichen durchsetzen (mittlere bis Starkwindstandorte), hängt unter anderem auch von den Genehmigungsrichtlinien der jeweiligen Landesämter ab. Hierbei spielen etwa Höhenbegrenzungen für die Naben- oder Gesamthöhe der WKA eine wichtige Rolle (administrative Hemmnisse [Windguard 2013]). Neben den generellen Anlagenkonzepten (siehe oben) spielen Materialfragen oder aerodynamisch neue Ansätze (Vorflügel, Smart-Blades, Wirbelstromgeneratoren, optimierte Rotorblattprofile) eine wichtige Rolle, die einerseits zu Ertragsverbesserungen führen können, andererseits Kosteneinsparungen aufgrund vereinfachter Produktionsprozesse (neue, leichtere, festere Verbundwerkstoffe im Flügelbau; Harze die schneller, einfacher aushärten [Bayer 2013, BASF 2013]) oder Materialeinsparungen erwarten lassen. Für die Windkraft können damit zwar keine Entwicklungen, vergleichbar mit der Halbleitertechnik erwartet werden, aber es sind, auch in dieser eher klassischen maschinenbaulichen Disziplin, weitere Entwicklungsschritte im Laufe der Jahre und Jahrzehnte zu erwarten. Allein aufgrund der tendenziell zunehmenden Größe der neu installierten WEA wird spezifisch betrachtet, wie auch im vergangenen Jahrzehnt zu beobachten, mit einer leichten Senkung der Stromgestehungskosten zu rechnen sein. Ähnlich werden die Entwicklungen auch vom Fraunhofer-Institut oder der Deutschen Windguard [ISE 2013, Windguard 2013] eingeschätzt, welche sich in ihren aktuellen Studien ebenfalls zur Kostenentwicklung unter anderem der Windenergie an Land für die kommenden Jahre geäußert haben. Diese grundsätzlichen technischen Fortschritte können einerseits zu größeren

131 111 Kostensenkungen beziehungsweise Ertragssteigerungen führen. Anderseits müssen aber auch die Materialkosten (Stahl, Kupfer, et cetera) sowie das generelle Zinsniveau (bis zu 80 % Fremdkapital ist bei Finanzierung von Windprojekten üblich) betrachtet werden, welche sich sowohl kostensenkend als auch -hebend auswirken können. Da die konjunkturellen Aussichten nach aktuellen Einschätzungen verhalten optimistisch sind, kann aufgrund einer leicht steigenden Nachfrage für die kommenden Jahre mit stabilen bis leicht steigenden Materialkosten gerechnet werden. Auch das Zinsniveau wird nach Einschätzungen von Finanzexperten [Postbank 2013] in den kommenden Monaten oder Jahren, der Konjunktur folgend, wieder leicht ansteigen Zukünftige Stromgestehungskosten Windenergie an Land Die Berechnungen und Darstellungen zu derzeitigen Stromgestehungskosten in Bandbreiten für Binnenlandanlagen (BLA) und allen übrigen Anlagen erfolgte im Kapitel beziehungsweise Kapitel Die Ausgangswerte zur Abschätzung zukünftiger Stromgestehungskosten in den weiterhin relevanten Leistungsklassen 2,0 bis 2,5 MW sowie 3,0 bis 3,5 MW werden über eine gewichtete Mittelwertbildung aus Angaben zu Gesamtinvestitionshöhen und den Vollbenutzungsstunden bestimmt (siehe 6.2.6). Eine Übersicht für die beiden Leistungsklassen zur Verteilung in den Standortklassen zeigt Tabelle 41. Tabelle 41: Investitionskosten und Vollbenutzungsstunden aller Anlagen für 2013 Standortqualität 2,0 bis 2,5 MW 3,0 bis 3,5 MW E/R mittlere VBH mittlere /kw mittlere VBH mittlere /kw 70% % % % % % % % % [Datenquelle: BDB 2013; Darstellung und Berechnung: IE Leipzig 2013] Wie in dem vorangehenden Kapitel ausgeführt, ergeben sich die resultierenden, zukünftigen Stromgestehungskosten aus einer Überlagerung unterschiedlichster Faktoren, die sich sowohl unterschiedlich stark als auch in unterschiedlicher Richtung auf die Kosten auswirken können. Im Folgenden werden daher kurz die jeweiligen Annahmen der Parameter mit einer entsprechenden Entwicklungstendenz dargestellt.

132 7,9 7,9 7,7 7,4 6,9 7,3 7,2 7,1 6,8 6,3 6,8 6,7 6,6 6,3 5,9 6,6 6,6 6,4 6,1 5,8 5,9 5,8 5,7 5,5 5,2 5,9 5,8 5,7 5,5 5,2 5,7 5,6 5,5 5,3 5,1 5,3 5,3 5,2 5,0 4,8 9,1 9,0 8,8 8,4 7,8 112 Annahmen: Skalierungsfaktor: Bis 2020 Kostensenkung von circa -1 % pro Jahr; die Tendenz zu größeren Anlagen bringt spezifisch betrachtet eine Kostensenkung bei den Haupt- und Nebeninvestitionskosten. Technologiefaktor: Bis 2020 Zunahme Vollbenutzung von circa +1 % pro Jahr; durchschnittlich höhere Kapazitätsfaktoren bei den neu errichteten WEA führen zu einer durchschnittlichen Zunahme der Vollbenutzungsstunden. Materialkosten (Metalle): Bis 2020 Zunahme um circa +1 % pro Jahr bei Aluminium, +0,2 % jährlich bei Kupfer und bei Stahl 0 % pro Jahr (stabiler Wert); je nach Metall-Art ist der Einfluss auf die Investitionskosten der WEA unterschiedlich groß (Stahl größter Faktor). Betriebskosten: Bis 2020 annähernd stabiles Niveau, 0 % pro Jahr; die Betriebskosten werden im Zeitraum aufgrund der Selbsteinschätzung der Projektierer und aufbauend auf anderen Studien als stabil eingeschätzt. Fremdkapitalzins: Bis 2020 Zunahme Kapitalzinsen von circa +5 % jährlich (2020 beträgt dieser 5,35 %); Kapitalbeschaffung wird aufgrund der sich leicht verbessernden Konjunktur im Verlauf der kommenden Jahre nur mit höheren Kapitalzinsen möglich sein. Aufbauend auf den dargestellten Randbedingungen wurden für die zwei Klassen der WEA (2-2,5 MW und 3-3,5 MW) die resultierenden Stromgestehungskosten der jeweiligen Standortklassen ermittelt. In Abbildung 53 und Abbildung 54 sind die Ergebnisse für die zwei Klassen dargestellt. ct/kwh 10,00 9,00 8,00 7,00 SGK 2013 SGK 2014 SGK 2016 SGK 2018 SGK 2020 mittlere EEG Vergütung 2013 mittlere EEG Vergütung 2014 mittlere EEG Vergütung 2016 mittlere EEG Vergütung 2018 mittlere EEG Vergütung ,27 9,13 8,41 8,16 7,91 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standort E/R Abbildung 53: Stromgestehungskosten der 2- bis 2,5-MW-Klasse für die Jahre bis 2020 [IE Leipzig 2013] Anmerkung: Die mittlere EEG-Vergütung ist mit Zeitbezug annuitätisch ermittelt.

133 7,8 7,7 7,5 7,2 6,7 7,1 7,1 7,0 6,7 6,2 6,7 6,7 6,5 6,2 5,9 6,2 6,2 6,0 5,8 5,5 6,1 6,1 6,0 5,8 5,4 5,7 5,7 5,6 5,4 5,1 5,4 5,4 5,3 5,1 4,9 5,2 5,2 5,1 4,9 4,7 9,1 9,0 8,8 8,4 7,8 113 ct/kwh 10,00 9,00 8,00 7,00 SGK 2013 SGK 2014 SGK 2016 SGK 2018 SGK 2020 mittlere EEG Vergütung 2013 mittlere EEG Vergütung 2014 mittlere EEG Vergütung 2016 mittlere EEG Vergütung 2018 mittlere EEG Vergütung ,27 9,13 8,41 8,16 7,91 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standort E/R Abbildung 54: Stromgestehungskosten der 3-bis 3,5-MW-Klasse für die Jahre bis 2020 [IE Leipzig 2013] Anmerkung: Die mittlere EEG-Vergütung ist mit Zeitbezug annuitätisch ermittelt. Fazit Die Stromgestehungskosten werden in Zukunft leicht sinken, die Spannbreite der zukünftigen Stromgestehungskosten ist für die unterschiedlichen Standortklassen verschieden stark ausgebildet. Die Standortklassen außer 70 % weisen IRR-Raten größer 6,5 % auf und stellen damit bei den getroffenen Annahmen der Parameter und unter Berücksichtigung der aktuellen relevanten Vergütungssätze wirtschaftliche Modelle dar. Auswirkungen auf mögliche Degressionen werden in Kapitel aufgegriffen Mögliche Entwicklungen auf See Ergebnisse aus der Befragung Werden Projektentwickler und Anlagenhersteller nach den erwarteten Technologieentwicklungen auf See für die kommenden Jahre befragt, so ergibt sich folgende Rangfolge der Nennungen: Steigerung der Anlagenleistung/-höhe et cetera Stärkere technische Standardisierung Neue Regelungs- und Betriebsführungskonzepte zur Effizienzsteigerung Stärkere Automatisierung in der Produktion von WEA und Fundamenten.

134 114 Größere Turbinen werden immer noch am häufigsten genannt. Danach folgen mehrere Punkte, die im Produktionsprozess ausschlaggebend für Kostenreduktionen sein können. Eine verbesserte Regelung und Betriebsführung spielt natürlich auch auf See eine wichtige Rolle, dies vor allem vor dem Hintergrund der aufwendigeren Wartungsarbeiten. Weitere Entwicklungen Einige Entwicklungen auf See sind von den Erfahrungen und Entwicklungen der Windenergie an Land abgeleitet. Aufgrund der geringen Projektanzahl in Deutschland und den noch hohen Investitionskosten sind technische Entwicklungen für die Windenergie auf See von besonderer Bedeutung. Die Kostenreduktionspotenziale der Windenergie auf See in Deutschland wurden in einer von der Stiftung Offshore-Windenergie beauftragten Studie identifiziert, welche eine wichtige Grundlage für die weiteren Ausführungen bietet [Prognos u.a. 2013]. Eine grundlegende Rahmenbedingung, welche einen weiteren positiven Einfluss auf die Kostensenkung haben kann, ist ein verstärkter Wettbewerb von Unternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Diesem Umstand wurde im Rahmen der Studie in einem Szenario mit ambitioniertem Ausbaupfad Rechnung getragen, sodass hier höhere Kostenreduktionen auftreten. Das größte Kostenreduktionspotenzial wurde in der Studie bei den Finanzierungskosten und den Projektreserven zur Abdeckung von Risiken identifiziert. Anlagenkonzepte Eine Erhöhung der Nennleistung und die Vergrößerung von Rotordurchmesser und Nabenhöhe der WEA verursachen zunächst höhere absolute Kosten. Dennoch sinken die spezifischen Kosten durch die erreichbaren Ertragssteigerungen und mögliche Einsparungen bei Installation und Betrieb. Bei der Turbine werden Kosteneinsparungen zwischen 0,2 und 2,4 % je nach Ausbaupfad für die nächsten 10 Jahre prognostiziert [Prognos u.a. 2013]. Daneben bieten auch neue Konzepte beim Anlagendesign die Möglichkeit, die Investitionskosten für Windenergie auf See zu senken. Bei der Windenergie auf See betrifft dies vor allem die Fundamente, die das größte Potenzial für Kostensenkungen im Bereich der Investitionskosten aufweisen [Prognos u.a. 2013]. Durch Skaleneffekte bei größeren WEA sowie kontinuierliche Produktion und verbesserte Produktionsverfahren mit einheitlichen Produktionsstandards kann eine Kostensenkung von 5,5 bis 6,6 % bei den Fundamenten in den nächsten 10 Jahren erzielt werden. Zurzeit werden hauptsächlich Monopiles und Jackets als Tragstrukturen für WEA auf See verwendet, wobei Jackets für größere Meerestiefen einsetzbar sind als Monopiles [Prognos u.a. 2013]. Bei den Jacket- Fundamenten können nach Herstellerangaben 20 % geringere Investitionskosten durch die Verwendung von Twisted-Jacket-Gründungen erreicht werden, welche sich durch einen geringeren Stahlbedarf auszeichnen. Ab dem Jahr 2015 soll die Praxistauglichkeit dieser modifizierten Jackets in einem Großprojekt getestet werden [Weinhold 2012]. In Erprobung befinden sich zurzeit Suction-Bucket- und Schwerkraftfundamente sowie schwimmende Tragstrukturen [Prognos u.a. 2013].

135 115 Suction-Bucket- und Schwerkraft-fundamente bieten den Vorteil, dass Kosten für die Installation gesenkt werden können, da kein Einrammen oder Einbohren von Pfahlgründungen mehr nötig ist, wodurch ebenfalls keine Schallschutzmaßnahmen mehr eingesetzt werden müssen. Bei Schwerkraft-fundamenten wird vermehrt Stahlbeton statt Stahl verwendet, welcher die Investitionskosten senken würde und die technische Langlebigkeit aufgrund geringerer Korrosionsgefahr erhöht. Schwimmende Tragstrukturen eignen sich besonders für große Wassertiefen, da andere Fundamentarten aufgrund der notwendigen Größe beziehungsweise des Gewichtes nicht mehr auf See transportiert werden können. Die Installationskosten könnten bei diesen Tragstrukturen ebenfalls gesenkt werden, wenn die WEA bereits an Land auf dem Fundament befestigt wird und beide Elemente zusammen an den Windparkstandort auf See transportiert werden können. Das Tension-Leg Platform-Prinzip (TLP) bildet dafür die Grundlage; jedoch müssen die positiven Labor-Tests zuerst im Praxistest, wie der geplanten Pilotanlage auf der Ostsee, bestätigt werden [Lehnert 2012]. Da sich die Technologien in Erprobung befinden und erst ab 2023 vermehrt genutzt werden sollen, sind zurzeit keine konkreten Angaben zu Kostensenkungspotenzialen möglich. Eine Standardisierung der parkeigenen Umspannwerke soll ebenfalls zu Kostensenkungen von 1,6 bis 1,7 % bis 2023 führen [Prognos u.a. 2013]. Dazu trägt ebenfalls eine Vergrößerung der Leistung der Umspannwerke bei. Installations- und Betriebskosten Durch Einführung leistungsstärkerer, größerer und schnellerer Transport- und Errichterschiffe wird in den nächsten 10 Jahren eine Kostensenkung von 3,6 bis 5,0 % bei der Installation möglich [Prognos u.a. 2013]. Durch kürzere Errichtungszeiten werden die Mieten für die Errichtungsinfrastruktur gesenkt. Die Nutzung von Vibrations- oder Bohrverfahren zur Einbringung der Pfahlgründungen in den Meeresgrund verkürzt ebenfalls die Errichtungsdauer gegenüber dem Rammen und vermeidet zusätzlich die Kosten für Lärmschutzmaßnahmen während der Installation [Prognos u.a. 2013]. Bei den Betriebs- und Wartungskosten ist eine Kostensenkung von 5,4 bis 7,8 % bis 2023 möglich [Prognos u.a. 2013]. Diese wird zunächst durch schnellere und größere Schiffe ermöglicht. Ein weiterer wichtiger Faktor für die Kostensenkung sind betreiberübergreifende Wartungskonzepte mit einer gemeinsamen Nutzung von Wartungsinfrastrukturen. In diesem Zusammenhang steht auch die vermehrte Nutzung von seebasierten Wartungskonzepten. Zusätzlich sinken die spezifischen Betriebskosten durch die Einführung leistungsstärkerer WEA. Materialien Bei den Materialentwicklungen nimmt der Korrosionsschutz auf dem Meer eine zentrale Rolle ein. Nur durch eine weitere Verbesserung der momentan eingesetzten Technologien ist ein wartungsfreier oder -armer Schutz der Anlagen über die angestrebte Nutzungsdauer von 20 bis 30 Jahren möglich.

136 116 Es gilt Ausbesserungsarbeiten zu vermeiden, da diese, wenn sie auf hoher See ausgeführt werden, sehr kostenintensiv sind und den ursprünglichen Preis erheblich übersteigen können [BWE o.j.]. Zertifizierung und Genehmigung Durch einheitliche Standards bei der Zertifizierung und Genehmigung sowie vermehrte Erfahrungen bei der Projektplanung können in den nächsten 10 Jahren Kostensenkungen von 0,8 bis 1,6 % realisiert werden [Prognos u.a. 2013]. Die Einführung einheitlicher Standards ist wesentliche Voraussetzung für die stärkere Serienfertigung für Windparks auf See und damit einhergehende Kostensenkungen bei WEA, Tragstrukturen und Umspannwerken. Systemdienstleistungen, Netzeinspeisung und Kraftwerkseigenschaften Die hohen Vollbenutzungsstunden, die für Windenergie auf See prognostiziert werden, sollen einen deutlichen Vorteil gegenüber der Windenergie an Land darstellen und sich damit den Vollbenutzungsstunden von Großkraftwerken annähern können. Dieser Aspekt ist für die Versorgungssicherheit von hoher Bedeutung. Mit der Zunahme der Windenergieprojekte auf See kommt es zu stärkeren Verschattungseffekten (WAKE-Effekt) der Parks untereinander, sodass die Vollbenutzungsstunden reduziert und damit negativ beeinflusst werden. Diese so genannten externen Verschattungseffekte lassen sich aufgrund der Anordnung der Windparks in Clustern nicht vermeiden [Prognos u.a. 2013]. Die internen Verschattungseffekte, die vor allem bei großen Windparks entstehen, können durch ein angepasstes Parkdesign verringert werden. Es muss abgewogen werden, ob eine enge räumliche Anordnung der WEA und damit verbundene höhere interne Verschattungseffekte volkswirtschaftlich sinnvoller sind, als eine verringerte Anlagenzahl mit größeren Abständen, geringeren internen Verschattungseffekten aber auch niedrigerer installierter Gesamtleistung. Weitere Studien In einer Studie von The Crown Estate aus 2012 [TCE 2012] zu Möglichkeiten der Kostenreduzierung bei Windenergie auf See in Großbritannien wurde auf stark gestiegene Kosten für Windenergie auf See hingewiesen. Gründe dafür waren: Rohstoffpreiserhöhungen und Währungsschwankungen, die auch andere Energieerzeugungsarten trafen, Engpässe in der Zulieferkette, fehlender Wettbewerb, nicht optimale Zuverlässigkeit der Technik und Einsatz in tieferen Gewässern [TCE 2012]. Es wurden folgende Felder für Kostenreduktionen identifiziert:

137 117 Die Einführung von größeren, zuverlässigeren Anlagen mit einer höheren Energieausbeute und niedrigeren Betriebskosten; höherer Wettbewerb in bedeutenden Zuliefermärkten (Turbinen, Tragstrukturen und Installation) innerhalb von Großbritannien, dem Rest der EU und Niedrigkostenländern; stärkere Aktivitäten im Vorlauf der Konstruktionsplanung, darunter frühe Beteiligung von Zulieferern, multivariable Optimierung der Windparkgestaltung, mehr Front End Engineering und Design (FEED) und ausgedehntere Standortgutachten; Ausnutzung von Skaleneffekten und Produktivitätsverbesserungen, darunter größere Standardisierung, Erfassung der eigenen Handlungen und Aufbau auf dadurch gewonnenen Erfahrungen ( Learning by Doing ) sowie bessere Beschaffung; Optimierung derzeitiger Installationsmethoden und serienmäßig produzierte Gründungsstrukturen für Wassertiefen über 35 m [TCE 2012]. Nach den Ergebnissen der Studie von The Crown Estate zu Kostenreduktionen der Windenergie auf See in Großbritannien sind durch technologische Entwicklungen und Verbesserungen in der Produktion etwa 30 % geringere Stromgestehungskosten bis 2020 möglich. Diese Angabe betrifft den Zeitpunkt der Investitionsentscheidung. Die Studie von The Crown Estate bildete die Grundlage für die Studie der Prognos AG und der Fichtner GmbH&Co.KG zu Kostensenkungspotenzialen der Windenergie auf See in Deutschland, welche von der Stiftung Offshore-Windenergie in Auftrag gegeben und im August 2013 veröffentlicht wurde [Prognos u.a. 2013]. Die Ergebnisse dieser Studie fließen in Kapitel ein. Für Windenergie auf See geht die IRENA allgemein von einer Verringerung der LCOE um 8 bis 10 % bis 2015 aus, führt aber an, dass diese Angabe unsicher ist. Langfristig gesehen seien 10 bis 30 % Reduzierung der Kosten für Windenergie möglich [IRENA 2012] Zukünftige Stromgestehungskosten Windenergie auf See Die von [Prognos u.a. 2013] erstellte Studie zu Kostensenkungspotenzialen der Offshore- Windenergie in Deutschland gibt Stromgestehungskosten für Projekte mit Inbetriebnahme in 2013, 2017, 2020 und 2023 in realen Werten bezogen auf das Basisjahr 2012 an. Die Werte sind also ohne Berücksichtigung von Preissteigerungen und weiteren volkswirtschaftlichen Parametern berechnet worden, die zum Beispiel durch steigende Rohstoffpreise et cetera entstehen. Nachfolgend werden die in der Studie genannten Investitions- und Betriebskosten in nominale Werte umgerechnet, das heißt eventuelle prozentuale Preissteigerungen gegenüber dem Basisjahr 2012 berücksichtigt.

138 118 Mit diesen Werten und den weiteren Angaben aus der Studie wurden die Stromgestehungskosten mit dem Analyseraster des ZSW für die Standorte A (mittlere Wassertiefe 30 m, Hafenentfernung 40 km, Windgeschwindigkeit 9,9 m/s), B (mittlere Wassertiefe 40 m, Hafenentfernung 80 km, Windgeschwindigkeit 10,0 m/s) und C (mittlere Wassertiefe 50 m, Hafenentfernung 120 km, Windgeschwindigkeit 10,1 m/s) berechnet. Die nominalen Stromgestehungskosten für Szenario 1 sind in Tabelle 42 dargestellt. Die Ergebnisse für das ambitioniertere Szenario 2 der Studie zeigt Tabelle 43. Tabelle 42: Nominale Stromgestehungskosten in den Inbetriebnahmejahren 2013 bis 2023 für Windenergie auf See in Deutschland Szenario 1 der Kostensenkungspotenzialstudie Szenario 1 Nominale Stromgestehungskosten [ct/kwh] im Jahr Standorte Standort A 14,8 14,7 13,7 13,0 Standort B 16,4 15,7 14,6 13,8 Standort C 17,0 16,1 15,0 14,3 [Datengrundlage: Prognos u.a. 2013; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2013] Tabelle 43: Nominale Stromgestehungskosten in den Inbetriebnahmejahren 2013 bis 2023 für Windenergie auf See in Deutschland Szenario 2 der Kostensenkungspotenzialstudie Szenario 2 Nominale Stromgestehungskosten [ct/kwh] im Jahr Standorte Standort A 14,8 14,4 13,0 11,7 Standort B 16,4 15,4 13,8 12,5 Standort C 17,0 15,9 14,1 12,8 [Datengrundlage: Prognos u.a. 2013; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2013] Die zukünftigen Stromgestehungskosten bewegen sich voraussichtlich je nach Ausbaupfad zwischen 13,0 bis 14,3 ct/kwh (9 GW installiert bis 2023) beziehungsweise 11,7 bis 12,8 ct/kwh (14 GW installierte Leistung bis 2023). Unter der gegebenen politischen Diskussion mit einer Kürzung des bisherigen Ausbauziels für 2020 erscheint eine Entwicklung der Stromgestehungskosten in Richtung von Szenario 1 der Studie realistischer, als eine Entwicklung gemäß Szenario 2. Die in der Studie prognostizierten Kostenänderungen werden als Grundlage für die Prognose der zukünftigen Stromgestehungskosten der in Kapitel berechneten Modellfälle, exemplarisch für die Clustergruppe 5 bis 8 (Fall 2.2), verwendet. Diese Cluster werden voraussichtlich bis 2020 am stärksten bebaut.

139 119 In der Kostensenkungsstudie entspricht Standort B in etwa den Parametern von Wassertiefe und Küstenentfernung der Cluster 5 bis 8, weshalb die Werte für diesen Standort als Grundlage für die Berechnungen verwendet werden. Außerdem werden im Gegensatz zu der bisherigen Aufteilung bei den aktuellen Stromgestehungskosten in die WEA-Klassen mit einer Leistung von unter 5 MW und ab 5 MW die zukünftigen Stromgestehungskosten nur noch für die Anlagenklasse ab 5 MW berechnet. Dies ist damit zu begründen, dass zukünftig hauptsächlich WEA mit einer Leistung über 5 MW auf dem Meer installiert werden. Für die Berechnung werden die in Tabelle 44 aufgeführten Parameter verwendet. Tabelle 44: Parameter für die Berechnung der zukünftigen Stromgestehungskosten für Fall 2.2 in der Anlagenklasse ab 5 MW Parameter [IE Leipzig 2013] Nennleistung 5 MW Fall 2.2 Ø Cluster Einheit 5-8 (2017) Fall 2.2 Ø Cluster 5-8 (2020) Fall 2.2 Ø Cluster 5-8 (2023) Standortparameter Küstenentfernung [sm] 58,0 58,0 58,0 Wassertiefe [m] 37,0 37,0 37,0 Investitionen und Kosten Spezif. Gesamtinvestition [ /kw] 4.784, , ,1 Betriebskosten 1-10 a [ct/kwh] 3,1 3,2 3,3 Betriebskosten a [ct/kwh] 3,7 3,9 4,0 Jährliche Kostensteigerung 2,0% 2,0% 2,0% Finanzierung Eigenkapital 35,0% 30,0% 25,0% Fremdkapital 65,0% 70,0% 75,0% Eigenkapitalverzinsung 11,5% 10,8% 10,8% Fremdkapitalverzinsung 5,5% 5,0% 4,8% Mischzinssatz 7,6% 6,7% 6,3% Vollbenutzungsstunden [h/a] 4.295, , ,3 Mit diesen Werten wurden die zukünftigen nominalen Stromgestehungskosten bis 2023 berechnet. Zusätzlich wurden für die nicht in der Studie angegebenen Jahre 2014 bis 2016, 2018 und 2019 sowie 2021 und 2022 die voraussichtlichen Kosten und weitere Parameter über Interpolation ermittelt. Die Daten wurden ebenfalls für die Berechnung der voraussichtlichen zukünftigen Stromgestehungskosten von Fall 2.2 verwendet. Die Ergebnisse der Berechnungen zeigt Tabelle 45. Tabelle 45: Voraussichtliche nominale Stromgestehungskosten für Fall 2.2.bis zum Jahr 2023 unter den Rahmenbedingungen von Szenario 1 der Kostensenkungspotenzialstudie Zukünftige SGK gemäß Nominale Stromgestehungskosten [ct/kwh] im Jahr Szenario Fall ,4 15,3 15,2 15,0 14,9 14,5 14,3 14,0 13,8 13,6 13,5 [IE Leipzig 2013]

140 120 Bei jährlichen Kostensteigerungen von circa 2,0 % und den Kostensenkungspotenzialen gemäß Szenario 1 der Kostensenkungsstudie würden die Stromgestehungskosten für den Fall 2.2 innerhalb von 10 Jahren um etwa 2 ct/kwh sinken. Die errechneten Stromgestehungskosten für Fall 2.2 weichen von den errechneten nominalen Werten für Standort B der Studie ab. Im Jahr 2013 beträgt die Abweichung 1,0 ct/kwh und verringert sich bis zum Jahr 2023 auf 0,3 ct/kwh. Zukünftige Vergütungssätze Aufbauend auf den ermittelten Stromgestehungskosten wird nun die notwendige Vergütungshöhe spezifisch für Fall 2.2 ermittelt. Als Basis zur Beurteilung der Vergütungshöhe werden die Vergütungen nach dem EEG 2012 herangezogen. Mit dem Analyseraster des ZSW wird der Wert der Anfangsvergütung ermittelt, bei dem die Verzinsungen von Eigenund Fremdkapital genau erreicht werden, das heißt alle Investoren ihr Kapital zu der von ihnen anvisierten Verzinsung vollständig zurück erhalten. In Tabelle 46 werden die Vergütungssätze gemäß aktuellem EEG aufgelistet. Zusätzlich wird die mittlere Vergütung (Mittelwert von Anfangs- und Grundvergütung über 20 Jahre) für Fall 2.2 angegeben. Anschließend werden die Anfangsvergütungshöhen in der Tabelle aufgeführt, die notwendig wären, um die anvisierten Verzinsungen der Kapitalgeber für ihr eingesetztes Kapital in den jeweiligen Jahren zu erreichen. Darüber hinaus wird die mittlere notwendige Vergütung über 20 Jahre angegeben. Diese entspricht in etwa den Stromgestehungskosten für das jeweilige Jahr. Nach der Berechnung müsste die Vergütung nach EEG 2012 für einen Standort gemäß Fall 2.2 erhöht werden. Tabelle 46: Aktuelle und notwendige Vergütungshöhen für Fall 2.2 ohne Berücksichtigung zusätzlicher Prämien Fall 2.2 Vergütungshöhen [ct/kwh] Jahr Anfangsvergütung nach EEG ,00 19,00 19,00 19,00 19,00 13,95 12,97 12,07 11,22 10,44 9,70 Grundvergütung nach EEG ,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,26 3,03 2,82 2,62 2,43 2,26 Mittelwert der Vergütung über 20 a nach EEG ,84 14,81 14,76 14,72 14,70 12,92 11,99 11,13 10,34 9,60 8,92 Notwendige Anfangsvergütung * 20,02 19,84 19,71 19,50 19,28 15,68 15,52 15,29 15,07 14,93 14,77 Notwendiger Mittelwert der Vergütung über 20 a 15,44 15,30 15,17 15,01 14,86 14,49 14,29 14,03 13,80 13,63 13,45 *bei gleichbleibender Grundvergütung nach EEG 2012 [IE Leipzig 2013] Sensitivitäten zur Kostensenkungsstudie von Prognos und Fichtner Um den nicht unerheblichen Unsicherheiten bezüglich der möglichen zukünftigen Preissteigerungen Rechnung zu tragen, wird eine Sensitivitätsanalyse mit variierten Preissteigerungsparametern für Szenario 1 der Kostensenkungsstudie durchgeführt, um die Auswirkungen auf die Stromgestehungskosten zu zeigen. Die Ergebnisse bei einer jährlichen Preissteigerung von 1,5 % sind in Tabelle 47 abzulesen. Bei einer Preissteigerung von 2,5 % pro Jahr ergeben sich die Stromgestehungskosten in Tabelle 48.

141 121 Tabelle 47: Nominale Stromgestehungskosten in den Inbetriebnahmejahren 2013 bis 2023 für Windenergie auf See in Deutschland Szenario 1 mit Preissteigerungsrate von 1,5 % gemäß der Kostensenkungspotenzialstudie Szenario 1 (1,5%) Nominale Stromgestehungskosten [ct/kwh] im Jahr Standorte Standort A 14,6 14,2 13,1 12,2 Standort B 16,2 15,2 13,9 13,0 Standort C 16,8 15,6 14,3 13,4 [Datengrundlage: Prognos u.a. 2013; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig] Tabelle 48: Nominale Stromgestehungskosten in den Inbetriebnahmejahren 2013 bis 2023 für Windenergie auf See in Deutschland Szenario 1 mit Preissteigerungsrate von 2,5 % gemäß der Kostensenkungspotenzialstudie Szenario 1 (2,5%) Nominale Stromgestehungskosten [ct/kwh] im Jahr Standorte Standort A 15,0 15,2 14,4 13,8 Standort B 16,6 16,2 15,3 14,7 Standort C 17,2 16,6 15,8 15,2 [Datengrundlage: Prognos u.a. 2013; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig] Somit könnten im Jahr 2023 möglicherweise Stromgestehungskosten zwischen 12,2 ct/kwh und 15,2 ct/kwh erreicht werden (unter Berücksichtigung von Preissteigerungseffekten), wenn eine installierte Leistung von circa 9 GW bis zu diesem Jahr realisiert wird. Das Fraunhofer ISE gibt zum Vergleich für 2023 Stromgestehungskosten zwischen 10,1 ct/kwh und 16,3 ct/kwh an [ISE 2013]. Fazit Die Spannbreite möglicher zukünftiger Stromgestehungskosten ist bei der Windenergie auf See noch sehr groß. Dies ist, wie bereits mehrfach erwähnt, auf die noch zu geringen Erfahrungen aus umgesetzten Projekten zurückzuführen. Auch die von der Stiftung Offshore-Windenergie beauftragte Kostensenkungsstudie musste unter diesen Rahmenbedingungen erstellt werden. Die Kosten für die Windenergie auf See werden dennoch zukünftig mit hoher Sicherheit sinken. Wie stark diese Kostensenkung nominal ausfällt, ist auch davon abhängig, wie sich die gesamte Wirtschaft entwickeln wird und in welcher Höhe Inflation und Preissteigerungen zukünftig ausfallen werden. Eventuell erzielte Kostensenkungen könnten durch die genannten Effekte aufgezehrt werden. Um verlässlichere Angaben zu zukünftigen Stromgestehungskosten machen zu können, ist insbesondere die Mitarbeit der Branche erforderlich, die in regelmäßigen Abständen Auskunft über die tatsächlichen Erfolge von Kostensenkungsmaßnahmen geben sollte, sofern die Förderung der Windenergie auf See weiterhin über das EEG mit der garantierten Einspeisevergütung erfolgen soll.

142 122 7 Abregelung von Windenergieanlagen Das EEG versteht sich als Förderinstrument zur Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien in Deutschland. In diesem Gesetz ist festgelegt, dass auch bei einem Erzeugungsüberschuss oder bei Engpässen im Netz die Einspeisung aus erneuerbaren Energien vorrangig zu erfolgen hat. Daher dürften EEG-Erzeugungsanlagen prinzipiell erst dann abgeregelt werden, wenn alle konventionellen Kraftwerke vollständig heruntergefahren wurden. Damit wäre allerdings in der zurzeit noch vorliegenden Situation des Energieversorgungsnetzes kein stabiler Netzbetrieb mehr möglich. Weiterhin kann es bei Betriebsmitteln durch die hohe Einspeiseleistung von erneuerbaren Energien zu Belastungen. kommen, die durch Netzausbau oder lokale Nutzung der Überschüsse vermieden werden könnten. Um die Netzstabilität zu gewährleisten, darf daher ein netztechnisches Minimum an konventioneller Erzeugung am Netz bleiben. Anschließend dürfen EEG-Anlagen (EEA) abgeregelt werden. Die Voraussetzungen für diese Abregelung sowie die Bedingungen, unter denen eine Entschädigungspflicht besteht, sind in 11, 12 EEG 2012 und 13 EnWG 2012 festgelegt. Im Folgenden werden daher die Unterschiede und das Zusammenspiel von 11, 12 EEG 2012 und 13 EnWG 2012 erläutert. Anschließend wird auf Ursachen und Umfang von Abregelungen sowie auf deren Kosten und Alternativmaßnahmen eingegangen. 7.1 Abregelung nach EEG 2012 und EnWG 2012 im Vergleich Der Gesetzgeber hat die Differenzierung zwischen 11, 12 EEG 2012 einerseits und 13 EnWG 2012 andererseits insbesondere mit Blick auf die unterschiedlichen Rechtsfolgen für Netz- und WEA-Betreiber vorgenommen. Die Unterschiede werden im Folgenden erläutert. Ausführungen zu 11,12 EEG EEG 2012 regelt das sogenannte Einspeisemanagement von EEA. Aufgrund des besonderen Einspeisevorranges von EEA bedarf ihre Regelung im Sinne einer Reduzierung ihrer Produktivität die besondere Eingriffsgrundlage des 11 Abs. 1 EEG Dieser Paragraf nimmt Bezug auf 12 EEG 2012 und eröffnet somit den Weg zu Entschädigungszahlungen für abgeregelte EEA. Nach 12 Abs. 1 EEG 2012 wird die Entschädigung für alle EEA auf 95 % der entgangenen Einnahmen begrenzt. Dies soll den Anlagenbetreibern als Anreiz dienen, ihre Planungen an der aktuellen Netzsituation auszurichten. Sobald die entgangenen Einnahmen jedoch 1 % der Einnahmen des laufenden Berechnungsjahres übersteigen, sind ab diesem Zeitpunkt 100 % zu entschädigen. Die hieraus erwachsenden Entschädigungsansprüche hat derjenige Netzbetreiber zu begleichen, in dessen Netz die Regelungsursache nach 11 Abs. 1 EEG 2012 (Netzengpass) aufgetreten ist. Nach 12 Abs. 2 EEG 2012 darf der Netzbetreiber diese Entschädigungen nur dann bei der Ermittlung seiner Netzentgelte in Ansatz bringen, wenn er die Ursache des Netzengpasses nicht zu verantworten hat.

143 123 Dies ist der Fall, wenn der Netzbetreiber sein Netz regelmäßig ausgebaut, verstärkt und optimiert hat. Er muss es also regelmäßig der Ausbausituation der EEA anpassen [Frenz u.a. 2013]. Ausführungen zu 13 EnWG EnWG 2012 regelt allgemein die Abregelung von elektrischen Erzeugungsanlagen durch Übertragungs- und Verteilungsnetzbetreiber, das heißt unabhängig davon ob es sich um EEA oder konventionelle Erzeugungsanlagen (EZA) handelt. Der Aufbau dieser Rechtsnorm folgt einem Stufensystem [Britz u.a. 2010, BNetzA 2011]. Um örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes, Netzengpässe sowie eine Gefährdung der Frequenz, Spannung oder Stabilität zu verhindern, müssen die Übertragungsnetzbetreiber zunächst die in 13 Abs. 1 EnWG 2012 genannten Maßnahmen ergreifen, bevor auf die Maßnahmen nach 13 Abs. 2 EnWG 2012 zurückgegriffen werden darf [BNetza2011]. Die in 13 Abs. 1 EnWG 2012 genannten Maßnahmen sind die netzbezogenen Maßnahmen ( 13 Abs. 1 Nr. 1 EnWG 2012) und die marktbezogenen Maßnahmen ( 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG). Bei den netzbezogenen Maßnahmen handelt es sich um Maßnahmen, die der Übertragungsnetzbetreiber selbst in seiner Netzstruktur vornehmen kann, wie zum Beispiel Schaltmaßnahmen [Britz u.a. 2010]. Reichen die netzbezogenen Maßnahmen nicht aus um prognostizierte Ausfälle des Übertragungsnetzes, Netzengpässe sowie eine Gefährdung der Frequenzhaltung, Spannungshaltung oder Netzstabilität zu verhindern, so darf der Netzbetreiber die marktbezogenen Maßnahmen nach 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG 2012 durchführen, das heißt auf Netznutzer zugreifen. Allerdings darf er an dieser Stelle nur auf Netznutzer zugreifen, mit denen zuvor vertragliche Vereinbarungen hinsichtlich der Erbringung von Systemdienstleistungen getroffen wurden [Britz u.a. 2010]. Dies sind beispielsweise die im Rahmen der Ausschreibungsverfahren zur Regelleistungserbringung verpflichteten Anlagenbetreiber, die sich zur Frequenzhaltung verpflichtet haben oder aber Anlagenbetreiber, die sich im Rahmen von bilateralen Verträgen zur Spannungshaltung verpflichtet haben. Erneuerbare Energieanlagen dürften hier nur vereinzelt, entweder im Rahmen der Regelleistungsmärkte oder aber im Rahmen von bilateralen vertraglichen Regelungen i. S. v. 8 Abs. 3 EEG 2012 herangezogen werden. Die große Mehrheit der im Rahmen von 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG 2012 regelbaren Anlagen sind konventionelle EZA. Erst im dritten Schritt des Stufensystems von 13 EnWG 2012 darf der Netzbetreiber nach 13 Abs. 2 EnWG 2012 durchführen. Derartige Maßnahmen haben einen Zwangscharakter und betreffen zuerst die konventionellen EZA. Diese Anlagen dürfen dann bis zum netztechnisch erforderlichen Minimum, das zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Energieversorgungssystems notwendig ist, abgeregelt werden ( 13 Abs. 2a Satz 4 und Satz 5 EnWG 2012) [BNetzA 2011]. Solche Abregelungen nach 13 Abs. 2 EnWG 2012 erfolgen ohne Entschädigung. Erst wenn die Maßnahmen nach 13 Abs. 2 EnWG 2012 gegenüber konventionellen EZA nicht ausreichen, darf der Netzbetreiber auch EEA, wie WEA, nach 13 Abs. 2 EnWG 2012, d. h. ohne Entschädigungszahlungen regeln [BNetzA 2011].

144 124 Zusammenwirken von EEG 2012 und EnWG 2012 Wird allein auf den Wortlaut von 11, 12 EEG 2012 und 13 EnWG 2012 abgestellt, so scheint es als könnte sowohl 13 EnWG 2012 als auch die 11, 12 EEG 2012 im Falle von Netzengpässen zur Abregelung von erneuerbaren Energieanlagen herangezogen werden. So sieht insbesondere 13 Abs. 3 EnWG 2012 eine Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems als gegeben, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann [Britz u.a. 2010]. Aufgrund der Spezialität der Vorschriften 11, 12 EEG 2012 zur Abregelung von erneuerbaren Energieanlagen ist 13 Abs. 2 EnWG 2012 im Fall von Netzengpässen und der Abregelung von erneuerbaren Energieanlagen nicht anwendbar. Für 13 Abs. 2 EnWG 2012 verbleibt in Bezug auf EEA nur dann ein Anwendungsbereich, wenn erneuerbare Energieanlagen aufgrund von prognostizierten örtlichen Ausfällen des Übertragungsnetzes oder zur Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität geregelt werden sollen und die netzbezogenen und marktbezogenen Maßnahmen nach 13 Abs. 2 Nr. 1 und 2 EnWG 2012 nicht ausreichen. Netztechnisches Minimum Das netztechnisch erforderliche Minimum wird in 13 Abs. 2a) EnWG erläutert. Dort gilt es als Ausnahme von der nachgeordneten Abschaltung von EEA bei Vorliegen eines Netzengpasses. Tritt ein Netzengpass auf, so sind die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) verpflichtet, den Strom aus EEA vorrangig abzunehmen und damit zuerst die konventionellen Anlagen im Sinne eines Einspeisemanagements abzuregeln. Prinzipiell kann der ÜNB somit erst EEA regeln, wenn bereits alle konventionellen Erzeugungsanlagen abgeregelt wurden. Ist der Netzbetreiber jedoch zur Gewährleistung der Sicherheit und Stabilität seiner Netze auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen (konventionelle Anlagen) angewiesen, so darf er von dieser Norm abweichen, siehe 13 Abs. 2a Satz 4 und Satz 5 EnWG Das netztechnische Minimum beschreibt den Mindestanteil konventioneller Anlagen, die für einen sicheren Betrieb am Netz sein müssen. Grundlage sind Stabilitätsuntersuchungen am Energieversorgungsnetz, die genauen Kriterien sind jedoch nicht spezifiziert. Das Minimum ist abhängig vom aktuellen Anteil der EEA am Netz, des aktuellen Verbrauchs und möglicher Reserveleistungen. Eine deutschlandweite Abschätzung ist schwierig, da die Ergebnisse stark von lokalen Verhältnissen abhängen. Eine genaue Definition des netztechnischen Minimums konnte daher nicht spezifiziert werden. In der Studie zur Ermittlung der technischen Mindesterzeugung des konventionellen Kraftwerksparks zur Gewährleistung der Systemstabilität in den deutschen Übertragungsnetzen bei hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien wurde der Bedarf konventioneller Kraftwerke in verschieden Szenarien und unter verschiedenen Gesichtspunkten untersucht [FGH u.a. 2012].

145 125 Der beschlossene Atomausstieg wurde nicht berücksichtigt. Unter den getroffenen Annahmen sind 20 Kraftwerksblöcke bei einer Nennleistung von 16 GW und einer realen Einspeiseleistung von 13 GW erforderlich [FGH u.a. 2012]. Ecofys definiert das netztechnische Minimum folgendermaßen: Derjenige Teil der Kraftwerke, ohne die das Elektrizitätsversorgungssystem in einer Regelzone nicht sicher und zuverlässig betrieben werden kann, lässt sich als netztechnisch erforderliches Minimum an konventioneller Leistung oder als must-run-units bezeichnen [ECOFYS 2012]. Die Mindesterzeugung beschreibt im Groben jedoch den Kraftwerksbetrieb, der für die Erhaltung der Systemsicherheit derzeit technisch notwendig ist. Interessant ist die Stellungnahme der Stadtwerke Leipzig vom 4. Oktober 2010 auf den Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement der Bundesnetzagentur (BNetzA), in welcher ein detaillierteres Verständnis des Begriffs dargelegt wird: Wir verstehen unter netztechnischem Minimum der Regelzone, dass die ÜNB die Leistungsänderungsgradienten (im Anstieg und Abfall gegebenenfalls unterschiedlich) und die erforderliche Leistungshöhe der in der Regelzone auftretenden maximalen Verbrauchslastschwankungen und stochastischen Windeinspeisungen ermitteln, daraus den Bedarf an vorzuhaltender Grundlastleistung und Laständerungsgeschwindigkeit der Regelzone ableiten und sowohl Herleitung und Ergebnis transparent veröffentlichen und diese der BNetzA zur Kenntnis geben [SW Leipzig 2010]. Die Forderungen nach mehr Transparenz wurden bis heute nicht erfüllt. Jedoch muss der ÜNB eine unvollständige Abregelung konventioneller Erzeugungsanlagen, die er im Sinne des netztechnisch erforderlichen Minimums weiter betreiben möchte, unverzüglich der Regulierungsbehörde anzeigen und auch die Gründe für sein Vorgehen nachweisen, 13 Abs. 2a Satz 6 EnWG Damit hat die BNetzA gewissermaßen vollste Kontrolle über derartige Ausnahmen vom klassischen Vorgehen nach 13 Abs. 2 EnWG. Ob und wie dies im Detail überprüft und geahndet wird, ist nicht ersichtlich. Der Bundesverband Windenergie e. V. sieht im Zuge seiner Ausführungen zu dieser Thematik in Zukunft vor allem EEA in der Lage, einen entscheidenden Beitrag zur Mindestlast und zur Stabilisierung der Netze zu leisten [BWE 2010]. Damit wird eine Abnahme der Relevanz konventioneller Anlagen in diesem Bereich vorausgesagt. E.ON, als Betreiber dieser Kraftwerke, möchte vor allem deren Beitrag zur Systemsicherheit aufrechterhalten, um eine ausreichende Systemversorgungssicherheit garantieren zu können [EON 2010a]. Vergleich zum Ausland Irland plant einen vergleichbar hohen Ausbau von EEA, wobei hierzu hauptsächlich Windenergie beitragen soll. Bis zum Jahr 2020 sollen 40 % des Stromverbrauchs aus EEA bezogen werden. Die Maximallast wird für 2020 mit MW abgeschätzt, die Leistung von konventionellen Anlagen mit 8000 MW [Sullivan u.a. 2013]. Zur Bewertung des dort geplanten Ausbaus wird der Wert SNSP für system non-synchronous penetration eingeführt [Garrigle u.a. 2013]. Er wurde definiert als:

146 126 Eine technisch mögliche Obergrenze für diesen Wert von 75% der aktuell benötigten Leistung wird von den dortigen Netzbetreibern empfohlen [EIRGRID u.a. 2011]. Zurzeit sind 50 % SNSP möglich, bei Anpassungen auch 75 % [Sullivan u.a. 2013]. Im Gegensatz zu Irland existieren in Deutschland weitaus mehr Verbindungen zu Nachbarländern (s. ENTSO-E). Es sind weitere Forschungsarbeiten notwendig, in denen verschiedene Szenarien für Deutschland aufgestellt und Handlungsempfehlungen bezüglich des Netzausbaus, der Entwicklung des Kraftwerkparks und der Speicherprojekte unter Berücksichtigung des netztechnischen Minimums ausgesprochen werden. Hierbei müssten der beschlossene Ausstieg aus der Kernkraft und die Entwicklungen in den Nachbarländern untersucht und miteinbezogen werden. 7.2 Einfluss der schwindenden konventionellen Erzeugung Der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch in Deutschland soll nach den von der Bundesregierung im Jahr 2011 getroffenen Beschlüssen im Rahmen des Energiekonzepts bis zum Jahr 2020 auf 35 %, bis 2030 auf 50 %, bis 2040 auf 65 % und bis zum Jahr 2050 auf 80 % steigen. Insbesondere nimmt die Gesamtleistung von Wind- und Photovoltaikanlagen zu. Bei steigender Einspeiseleistung dieser beiden Energieträger sinkt demzufolge der Beitrag konventioneller thermischer Kraftwerke. Aufgrund unterschiedlicher Systemeigenschaften erneuerbarer Energieanlagen ergibt sich hieraus eine Reihe von Folgen für die elektrische Energieversorgung in Deutschland. Betroffen sind die längerfristige Energiebilanz und kurzfristige transiente Vorgänge bei Kurzschlüssen sowie die Spannungsverhältnisse im Netz. Aufgrund des Einspeisevorrangs von EEA müssen die Leistungen der konventionellen Kraftwerke im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen von den Netzbetreibern entsprechend angepasst und/oder Speicher zur Glättung der Erzeugungsprofile eingesetzt werden. Die sogenannte Residuallast, also die im Energieversorgungsnetz benötigte Last abzüglich der fluktuierenden Einspeisung, hängt vom Standort ab und wird durch den weiteren Ausbau der EEA weiter sinken. Konventionelle Erzeugungsanlagen werden weiterhin, unter Beachtung des sogenannten netztechnischen Minimums benötigt. Da thermische Kraftwerke meist eine Mindestleistung aufweisen, die bei circa 40 bis 50 % ihrer Nennleistung liegt [FGH u.a. 2012], kann die Wirkleistungseinspeisung mit dem derzeitigen Kraftwerkspark nicht nur aus EEA erfolgen. Ziel sollte daher sein, die Flexibilisierung des Kraftwerksparks schnell bis zu einem Punkt voranzutreiben, der eine 100-prozentige Lastdeckung durch erneuerbare Energien ermöglicht. Entwicklung des Kraftwerksparks Aufgrund des Ausstiegs aus der Kernkraftnutzung fällt ein hoher Anteil konventioneller Energieerzeugung weg. Insgesamt sind heute noch circa 12 GW an Kernkraftwerken verfügbar, welche bis zum 31. Dezember 2022 schrittweise vom Netz genommen werden. Die Abschaltungen nach Erreichen der möglichen Reststrommenge treten wahrscheinlich vorher ein.

147 127 Die fluktuierende Einspeisung aus EEA kann zum einen durch Energiespeicher kompensiert werden. Verstärkte Im- und Exporte elektrischer Energie von beziehungsweise in Nachbarländer nach einem Ausbau der entsprechenden Übertragungsleitungen wären eine weitere technische Option, die aber weiteren politischen und wirtschaftlichen Betrachtungen unterliegt. Der Einsatz flexibler Gas- und Kohlekraftwerke, die elektrische Leistung beim Ausfall der EEA zur Verfügung stellen (sogenannte Schattenkraftwerke), ist ebenso möglich, konterkariert aber das Ziel einer CO 2 -freien Energieerzeugung. Nichtsdestotrotz sind in Deutschland zwischen 11,5 und 11,7 GW an neuen Gaskraftwerken und circa 14,3 GW an neuen Kohlekraftwerken geplant. Beim Zubau von Kohlekraftwerken handelt es sich bis auf zwei Vorhaben ausschließlich um Steinkohlekraftwerke, da diese flexibler in ihrer Regelung sind. Laut der Liste der Bundesnetzagentur beträgt die Summe in Bau bundesweit 10,4 GW. Die Summe Rückbau beläuft sich auf 4,9 GW. Daraus ergibt sich eine Differenz von 5,5 GW an geplantem Zubau von Erzeugungsleistung [BNetzA 2012]. Eine weitere Verbesserung der Windvorhersage ist für eine effiziente Netzplanung und Speicherauslegung in diesem Zusammenhang von Bedeutung. Energiespeicherbedarf Für die Speicherung überschüssiger Energie der EEA werden Energiespeicher benötigt. Die bestehenden Pumpspeicherkraftwerke (PSW) in Deutschland wiesen im Jahr 2010 eine Kapazität von 48 GWh bei einer Pumpleistung von 7,2 GW und einer Turbinenleistung von 8,2 GW auf. Es sind jedoch einige weitere Speicherprojekte in Planung. Eine zusätzliche Speicherleistung von bis MW bei einer Speicherkapazität von mindestens 13,735 GWh ist geplant. Die Realisierung der meisten Projekte ist jedoch bisher aufgrund der ungünstigen politischen und marktregulatorischen Rahmenbedingungen für Energiespeicher noch unklar [Weiß u.a. 2012]. Die in der Zukunft benötigte Speicherung wurde zum Beispiel im Rahmen der Studie Energiespeicher für die Energiewende Speicherungsbedarf und Auswirkungen auf das Übertragungsnetz für Szenarien bis 2050 vom VDE untersucht [VDE 2012]. Die benötigten Speicherkapazitäten und Leistungen wurden nach energiewirtschaftlichen Gesichtspunkten ermittelt. Die Eigenschaften des Energieversorgungsnetzes sowie Strom Im- und Exporte wurden nicht berücksichtigt. Das Jahr 2010 diente als Referenzjahr (Wetterdaten von 2007), um den Bedarf von Kurz- und Langzeitspeichern für verschiedene Szenarien zu ermitteln. Laut Studie sind bis zu einem EE-Anteil von 40 % Speicher nicht zwingend erforderlich [VDE 2012]. Im Szenario mit den höchsten Speicherzubau-Möglichkeiten und einem EE-Anteil von 40 % beträgt der Bedarf an Kurzzeitspeichern 80,0 GWh bei einer Einspeicherleistung von 16,0 GW. Der Bedarf an Langzeitspeichern beträgt in diesem Szenario 2,11 TWh bei einer Einspeicherleistung von 23,3 GW. Der Leistungsbedarf an Gaskraftwerken wird mit insgesamt 29,6 GW abgeschätzt. Bei einem Anteil von 80 % sind zusätzlich zu den heute installierten Speicherkapazitäten ebenfalls im Szenario D weitere 140 GWh an Kurzzeitspeichern mit einer Einspeicherleistung von 28,0 GW und Langzeitspeicher mit einer Speicherkapazität von 7,98 TWh bei einer Einspeicherleistung von 35,7 GWh notwendig [VDE 2012].

148 128 Der Leistungsbedarf an Gaskraftwerken beträgt laut Studie 44,4 GW. Die Stromgestehungskosten steigen bei einem EE-Anteil von 80 % laut Studie im Vergleich zu 2010 um lediglich 10 %. Auch im Rahmen des EU-Projekts store wurden Ergebnisse bezüglich des Energiespeicherbedarfs in Deutschland entwickelt [Weiß 2012]. Hiernach werden für die Umsetzung der Ziele der Bundesregierung langfristig Energiespeicher benötigt. Bis zum Jahr 2020 reichen die Speicherkapazitäten unter Berücksichtigung des noch geplanten weiteren Zubaus aus, unter der Voraussetzung, dass keine Obergrenze für die Windeinspeisung festgesetzt wird [Weiß 2012]. Nach dem Jahr 2020 steigt der Bedarf für Speicherkapazitäten stark an. Abhängig von der Entwicklung der EEA und dem Anteil von PV-Anlagen und WEA ergeben sich unterschiedliche Speicherkapazitäten und Lade- /Entladeleistungen der Speicher. Ein hohes Potenzial an Speicherkapazität ist im Nachbarland Österreich vorhanden, für dessen Nutzung jedoch die Übertragungskapazitäten und dortigen Turbinenleistungen deutlich ausgebaut werden müssten [Zach u.a. 2013]. Bei einem Anteil von 80 % der EEA an dem Bruttostromverbrauch in Deutschland im Jahre 2050 werden 950 bis 1534 GWh Speicherkapazität mit einer installierten Ladeleistung von 38,79 bis 55,16 GW (abhängig vom Szenario; siehe [Weiß 2012]) benötigt. Die Entladeleistung beträgt zwischen 25 und 29 GW. Die hohen Speicherleistungen und vor allem Speicherkapazitäten, die in beiden Studien berechnet wurden, zeigen, dass ein erheblicher Ausbau notwendig ist. Insbesondere die Realisierung der notwendigen Speicherkapazität ist mit den geplanten PSW in Deutschland höchstwahrscheinlich nicht erreichbar. Der Einsatz anderer Technologien, wie zum Beispiel die Methanisierung (Power to Gas), bedarf weiterer Untersuchungen. Unklar sind auch die Entwicklung der Elektromobilität und deren Einsatzmöglichkeit als Energiespeicher. Die Bundesregierung erwartet, dass sich bis zum Jahr 2020 eine Million Elektrofahrzeuge auf Deutschlands Straßen befinden. Auch auf die Förderinitiativen Zukunftsfähige Stromnetze und Energiespeicher und die Forschungsprojekte Batterien in Verteilnetzen und Wind-Wasserstoff-Kopplung sei an dieser Stelle hingewiesen [BMBF o.j.]. 7.3 Abgeregelte Windenergie und Anzahl der Einspeisemanagement-Maßnahmen Zur Abschätzung der volkswirtschaftlichen Kosten von Einspeisemanagement- Maßnahmen (EinsM) bei WEA erfolgt in einem ersten Schritt die Ermittlung der durch diese Eingriffe entstandenen Ausfallarbeit W Ausfall. Diese bestimmt sich aus dem Integral der abgeregelten Leistung über die Dauer der EinsM Maßnahme. ( ) Zeitpunkt, Umfang sowie Dauer von EinsM-Maßnahmen müssen seitens der verantwortlichen Übertragungs- (ÜNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) veröffentlicht werden.

149 129 Direkt verwertbare Daten zum Umfang der abgeregelten Leistung liegen nur in wenigen Fällen in Form von Absolutwerten vor. Meist erfolgt die Umfangsangabe des Eingriffs nur über eine prozentuale Leistungsstufe α = 0 / 30 / 60 %, auf die ein Umspannwerk (UW) oder ein Transformator abgeregelt wurde. Laut E.ON-Netz-Richtlinie zur Umsetzung des 12 EEG [EON 2010b] bezieht sich α auf die vertraglich vereinbarte Leistung des Anlagenbetreibers mit dem Netzbetreiber. Studien [ECOFYS 2012] haben bei der Betrachtung der Kalenderjahre 2009 bis 2011 einen starken Anstieg der Anzahl von EinsM-Maßnahmen festgestellt. Für die Jahre 2012 und 2013 wurden zur Abschätzung der im Bericht ermittelten Ergebnisse jeweils mehr als Datensätze von 13 ÜNBs und VNBs verarbeitet. Informationspflichten der Netzbetreiber Informationspflichten der Netzbetreiber sind in mehrfacher Hinsicht und in mehreren gesetzlichen Grundlagen geregelt. Als wichtigste Grundlagen sind das EnWG 2012, das EEG 2012 und die StromNZV zu nennen. Es kann unterschieden werden zwischen Informationspflichten gegenüber der Allgemeinheit, gegenüber der BNetzA und gegenüber Akteuren wie beispielsweise Anlagenbetreibern oder Bilanzkreisverantwortlichen. Informationspflichten gegenüber der Allgemeinheit werden im Folgenden als Veröffentlichungspflichten bezeichnet. Informationspflichten gegenüber der BNetzA werden im Folgenden Nachweispflichten genannt. Informationspflichten gegenüber Akteuren wie Anlagenbetreibern und Bilanzkreisverantwortlichen werden Mitteilungspflichten genannt. Allgemeine Veröffentlichungspflichten der Netzbetreiber finden sich beispielsweise in 17 Abs. 1 und Abs. 2 StromNZV, wonach die Netzbetreiber gehalten sind, die dort aufgeführten Informationen in geeigneter Art und Weise, zumindest auf ihrer Internetseite, zu veröffentlichen und für zwei Jahre verfügbar zu halten. Eine besondere Veröffentlichungspflicht in Bezug auf Netzengpässe ergibt sich aus 15 Abs. 4 i. V. m. Abs. 5 StromNZV. Hiernach sind Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber verpflichtet, Engpässe in ihrem Netz unverzüglich und in geeigneter Form zu veröffentlichen. Als Minimum wird die Veröffentlichung auf ihrer Internetseite angesehen. Darüber hinaus muss der zuständige Bilanzkreisverantwortliche eine Mitteilung erhalten. Folgende Informationen müssen laut 15 Abs. 4 StromNZV in Veröffentlichung und Mitteilung enthalten sein: Zur Verfügung stehende Gesamtkapazität Übertragungsrichtung, in der der Engpass auftritt Prognostizierte Dauer des Engpasses. Die in 15 Abs. 4 StromNZV aufgeführten Informationen wurden durch die BNetzA im Leitfaden für die Internet-Veröffentlichungspflichten der Stromnetzbetreiber 2008 konkretisiert [BNetzA 2008]. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen hiernach eine Beschreibung des Engpasses (Netz- oder Umspannebene, Streckenabschnitt, gegebenenfalls Grenzkuppelstelle), die dem Markt zur Verfügung gestellten Kapazitäten in Richtung des vorgelagerten Netzes oder in Richtung des nachgelagerten Netzes sowie den Zeitpunkt und die Dauer des Engpasses (unterteilt in einzelne Engpassstellen) ausweisen.

150 130 Für Verteilnetzbetreiber gilt dies mit dem Zusatz, dass diese Veröffentlichungspflichten für Unternehmen greifen, in deren Netz ein Engpass aufgetreten ist, zurzeit vorhanden ist oder absehbar ist, dass ein Engpass auftreten wird. Neben den genannten Veröffentlichungs- und Mitteilungspflichten aus 15 Abs. 4 i.v.m. Abs. 5 StromNZV gegenüber der Allgemeinheit und den Bilanzkreisverantwortlichen, enthält 11 Abs. 3 EEG 2012 eine Mitteilungspflicht gegenüber den Anlagenbetreibern. Gemäß 11 Abs. 3 EEG 2012 müssen die von einer Maßnahme nach 11 Abs. 1 EEG 2012 betroffenen Anlagenbetreiber eine Mitteilung über den tatsächlichen Zeitpunkt, den jeweiligen Umfang, die Dauer und die Gründe der Regelung erhalten und auf Verlangen innerhalb von vier Wochen die Erforderlichkeit der Maßnahme erläutert bekommen. Diese Mitteilungen müssen derart gestaltet sein, dass sie für eine sachkundige dritte Person ohne weitere Ausführungen nachvollziehbar sind. Eine allgemeine Nachweispflicht gegenüber der BNetzA hinsichtlich Maßnahmen nach 13 Abs. 2 EnWG 2012 in Bezug auf EEA ergibt sich außerdem aus 13 Abs. 2a Satz 6 EnWG Hiernach müssen die Netzbetreiber solche Maßnahmen der BNetzA nicht nur anzeigen, sondern auch die besonderen Gründe nachweisen. Die umfangreichen Nachweispflichten treffen die Netzbetreiber allerdings im Rahmen der 4 und 11 Anreizregulierungsverordnung (ARegV) bezüglich der Berücksichtigung von Entschädigungszahlungen nach 12 Abs. 1 EEG Gemäß dem Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement vom 29. März 2011 müssen die Netzbetreiber die folgenden Nachweise erbringen, damit die aufgrund von 12 Abs. 1 EEG 2012 getätigten Entschädigungszahlungen anerkannt werden können. Wörtlich heißt es dort: Entschädigungszahlungen nach 12 Abs. 1 EEG können nur insoweit als Kosten eines effizienten Netzbetreibers anerkannt werden, als die zugrunde liegende Maßnahme erforderlich war, der Netzbetreiber sie nicht zu vertreten hat und die Zahlungen den gesetzlich erforderlichen Rahmen nicht übersteigen. Sodann werden diese drei Kriterien weiter spezifiziert. Der Netzbetreiber muss gegenüber der BNetzA insbesondere darlegen, dass tatsächlich die größtmögliche Menge an erneuerbaren Energien und aus KWK abgenommen wurde (Erforderlichkeit), er alle Möglichkeiten zur Optimierung, wie Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen ausgeschöpft hat (Nichtvertretenmüssen) und er die Entschädigungshöhe korrekt nach den Vorgaben des Leitfadens ermittelt hat (Höhe der Entschädigungszahlung). Diese Informationen werden daher nicht nur Angaben über die Netzsituation im betreffenden Netzabschnitt und die konkreten Gründe der Abregelung enthalten, sondern auch zur Ermittlung der konkreten Entschädigungshöhe angeben, ob sich der Anlagenbetreiber für das von der BNetzA skizzierte pauschalierte Verfahren oder das Spitzenabrechnungsverfahren zur Ermittlung der Ausfallarbeit entschieden hat [BNetzA 2011]. Neben diesen detaillierten Nachweispflichten im Rahmen der ARegV finden sich auch noch Nachweispflichten der Netzbetreiber in 13 Abs. 5 EnWG 2012.

151 131 Gemäß 13 Abs. 5 EnWG 2012 hat der Netzbetreiber die Regulierungsbehörde aber auch die Anlagenbetreiber über die Gründe der Maßnahmen nach 13 Abs. 1 und Abs. 2 EnWG 2012 zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen. Letztlich treffen die Netzbetreiber die umfangreichsten Informationspflichten in Bezug auf die BNetzA und die Ermittlung der Netzentgelte nach der ARegV. Alle anderen Informationspflichten gegenüber Anlagenbetreibern und der Allgemeinheit sind bisher nur fragmentarisch und nur schwer systematisch aus- und bewertbar. Methodik zur Bestimmung der abgeregelten Energie Aufgrund der mangelnden Transparenz und der uneinheitlichen Veröffentlichungen der Netzbetreiber, kann in vielen Fällen auf Grundlage der veröffentlichten Einspeisemanagement-Protokolle keine genaue Aussage über die abgeregelte Leistung und Energie von Windkraftanlagen getroffen werden. Dies wäre allenfalls mit den im Rahmen des ARegV-Verfahrens an die BNetzA übermittelten Datensätzen möglich gewesen, die aber von der BNetzA nicht bereitgestellt wurden. Inwieweit die Datensätze für 2012 überhaupt vorliegen, konnte bei Abschluss dieses Berichts noch nicht geklärt werden. Ersatzweise müssen Modelle entwickelt werden, die oben genannten Werte zu berechnen. Im Prinzip wird die abgeregelte Leistung aus der Differenz zwischen theoretisch möglicher sowie tatsächlich eingespeister Leistung ermittelt. Beide Werte sind nicht direkt verfügbar und müssen aus nachfolgend beschriebenem Ansatz hergeleitet werden. Diese Vorgehensweise ist mit einem Fehler behaftet. Die obere Grenze für die tatsächliche Leistung ergibt sich aus der angeschlossenen Leistung pro UW/Trafo multipliziert mit der Regelstufe α. In früheren Studien, vergleiche [ECOFYS 2012], wurde ein einfaches Bottom-up-Prinzip verwendet. Die Zuordnung der WEA zu den betroffenen Betriebsmitteln erfolgte grob über die Postleitzahlen und für die Berechnung der oberen und unteren Grenze der Ausfallarbeit wurden zwei einfache Berechnungen angestellt. Zur Bestimmung der maximal abgeregelten Energie wurde angenommen, dass bei jeder Einspeisemanagement-Maßnahme die maximal mögliche Leistung der WEA hätte eingespeist werden können (Optimistisches Szenario). Zur Bestimmung der mindestens abgeregelten Energie wurde angenommen, dass bei jeder Einspeisemanagement-Maßnahme proportional die in der jeweiligen Regelzone erzeugte Leistung hätte eingespeist werden können (Pessimistisches Szenario). Diese Berechnungen erlauben aber nur eine ungefähre Abschätzung des Bandes, innerhalb dessen sich die real abgeregelte Energie befindet. Die Schwankungsbreite ist zu hoch um eine realistische Abschätzung zu treffen. Zudem birgt die Zuordnung der WEA zu den Betriebsmitteln großes Fehlerpotenzial.

152 132 Aus diesem Grund wurde ein neues, komplexes Wind- und Anlagenmodell entwickelt, welches über Windgeschwindigkeiten und WEA-Modelle die eingespeiste Leistung direkt berechnet. Dazu sind einerseits Ortsinformationen zu allen Windkraftanlagen und betroffenen Betriebsmitteln nötig und andererseits die genaue Kenntnis der Windstärken an jedem Ort in Deutschland. Die Methodik der Berechnung wird im Folgenden beschrieben und erläutert. Die grundsätzliche Vorgehensweise ist in Abbildung 55 dargestellt. Abbildung 55: Methodik und Vorgehensweise für die Bestimmung der Ausfallarbeit und -leistung [HSU 2013] Zuordnung der WEA zu den betroffenen Betriebsmitteln Kern der Datenanalyse und -Auswertung ist die Bestimmung der pro Einspeisemanagement-Vorgang betroffenen Anlagenleistung. Die Zuordnung im vergangenen Jahr wurde rein aufgrund der räumlichen Distanz einer Anlage zu den betroffenen Umspannwerken vorgenommen. Die dadurch aufgetretenen Fehler in der Zuordnung sollen mit einem neuen Zuordnungsalgorithmus in der Berechnung für 2013 minimiert werden. Es ist anzumerken, dass fehlerhafte Zuordnungen nur vermieden werden könnten, wenn Netzbetreiber diesbezüglich Kooperationsbereitschaft zeigen. Andernfalls ist aufgrund der Menge an Daten eine fehlerfreie Zuordnung nicht durchführbar.

153 133 Das Anlagenregister enthält für jede WEA eine Angabe der Standortkoordinaten mit einer Genauigkeit von 5 km. Für betroffene Umspannwerke (den EinsM-Vorgängen zu entnehmen) wurden ebenfalls Koordinaten mithilfe einer Online-Suche ermittelt. Jeder WEA ist genau ein Netzbetreiber zugeordnet. Durch eine Analyse der EinsM- Eingriffe konnte ebenfalls festgestellt werden, welche Umspannwerke (und damit welche WEA) von welchen Netzbetreibern geregelt werden. Zunächst werden aus der Datenbank aller EE-Anlagen in Deutschland (ca. 1,4 Mio.) diejenigen WEA extrahiert, die bei Netzbetreibern angeschlossen sind, die in 2013 EinsM- Eingriffe vornahmen; dies sind ca Anlagen. Mit Formel wird der Abstand zweier Punkte auf der Erdoberfläche berechnet: ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Mit 285 Umspannwerken, an denen in 2013 EinsM-Eingriffe vorgenommen wurde, ergibt sich eine x380 Matrix (Eingriffe verschiedener Netzbetreiber am gleichen Umspannwerk wurden unterschieden), welche die Abstände jeder WEA zu jedem Umspannwerk enthält. Aus diesen 5,7 Mio. Einträgen werden anschließend nur zulässige Einträge verwendet. Diese müssen folgende Bedingungen erfüllen: Die Anlage kann nur einem Umspannwerk zugeordnet werden, das von dem Netzbetreiber geregelt wird, an dem auch die WEA angeschlossen ist. Die Anlage muss sich innerhalb eines maximalen Radius (5 km) zu einem Umspannwerk befinden. Die Zahl gültiger Zuordnungen reduziert sich somit auf ca Um die Auswirkungen fehlerhafter Zuordnungen auf Umspannwerke zu verringern, wird die Anlagenleistung jeder WEA auf mehrere Umspannwerke anhand der ermittelten gültigen Zuordnungen verteilt. Befindet sich eine WEA beispielsweise im Einzugsgebiet (< 5 km) von drei Umspannwerken, wird die Anlagenleistung umgekehrt proportional zur jeweiligen Entfernung auf die Umspannwerke verteilt: Tabelle 49: Verteilung der Leistung auf Umspannwerke Umspannwerk 1 Umspannwerk 2 Umspannwerk 3 Abstand in [km] Anteil zugewiesener Leistung 60 % 20 % 20 % [HSU 2014] Bestimmung der abgeregelten Leistung / Energie Um die Standortabhängige Windgeschwindigkeit zu ermitteln, wurde ein Softwaretool entworfen. In dieses wurden in einem ersten Schritt Windmessdaten des DWD für das Jahr 2012 und 2013 eingearbeitet. Um eine gute Auflösung zu erhalten, muss die Windgeschwindigkeit an möglichst vielen Standorten in die Datenbank eingearbeitet werden. Mittels einer Rasterung wurden 61 Stationen ermittelt, welche gleichmäßig in Deutsch-

154 134 land verteilt sind. Von diesen Stationen werden für das ganze Jahr die Stundenmittelwerte des Windes und der Standort in eine Datenbank aufgenommen. Um den orts- und zeitabhängigen Wind an einem beliebigen Ort in Deutschland zu ermitteln, werden im folgenden Schritt die am nächsten gelegenen 3 Windmessstationen identifiziert. Mittels einer entfernungsabhängigen Interpolation kann nun aus den Winddaten der drei Messstationen der Wind am abgefragten Standort ermittelt werden. Um die Genauigkeit der Interpolation im Vergleich zu der Berechnung des Zwischenberichts für 2012 zu erhöhen, wurden die Windmesswerte auf eine Messhöhe von 100 Metern gerechnet. Zu diesem Zweck wurde die Rauhigkeitslänge jeder Messstation über deren Koordinaten genau ermittelt und mit der Formel auf die gewünschte Höhe von 100 Metern umgerechnet. Hierbei ist die Windgeschwindigkeit in der Höhe h, die Windgeschwindigkeit in der Referenzhöhe (Messhöhe) und z 0 der Rauhigkeitsfaktor. Durch einen geringeren Unterschied der Windgeschwindigkeiten und weniger Hindernissen in größeren Höhen, können so die Fehler durch die Interpolation verringert werden. Um aus den Windgeschwindigkeiten an einem Standort und der dort installierten Windleistung auf eine tatsächliche Stromproduktion schließen zu können, wurde für die Berechnung 2012 ein Referenzanlagenmodell in die Software implementiert. Für die Berechnungen 2013 wurde dieses Modell erweitert und insgesamt 4 WEA Modelle in die Simulation integriert, eine Offshore-, eine Starkwind-, eine Schwachwind und eine Mittelwindanlage. Die Leistungskurven dieser Anlagen wurden aus den in Deutschland installierten Windkraftanlagen zusammengesetzt, je nach geografischer Lage. Anhand von Winddaten der letzten Jahre wurde Deutschland in 4 Zonen unterteilt. Für jede gebildete Zone wurden alle in diesem Bereich installierten WEA nach Typ und Anteil an gesamt installierter Leistung klassifiziert. So wurde für jede Zone eine Referenzanlage aus den in dem jeweiligen Bereich 10 häufigsten WEA zusammengesetzt. Analog dazu wurde für jede Zone auch die mittlere Nabenhöhe berechnet. Mit diesen weiteren Unterscheidungen und der Hochrechnung der Windgeschwindigkeiten konnte eine Korrelation der gemessenen und der berechneten Windleistung von 96,73 % erreicht werden. Eine genaue Beschreibung der Methodik und deren Validierung kann in [Weiß u.a. 2014] nachgelesen werden. Ergebnisse 2013 waren es insgesamt EinsM-Eingriffe an 285 Umspannwerken. Die gesamte Dauer der Abregelung belief sich auf Stunden und es wurden insgesamt 522,47 GWh abgeregelt. Im Vergleich zum Jahr 2012 beliefen sich die festgestellten Eingriffe noch auf eine Gesamtzahl von Für die ausführliche Betrachtung der Ergebnisse des Jahres 2012 sei hier auf den Zwischenbericht verwiesen.

155 135 Ein Fehler in der Auswertung der Eingriffe für das Jahr 2012 führte zu einer Mehrfachgewichtung mancher Eingriffe, die von Übertragungsnetzbetreibern initiiert und von Verteilnetzbetreibern umgesetzt wurden. Als Beispiel sei ein USW zwischen den Netzebenen 380 kv und 110 kv genannt. Werden auf der Höchstspannungsebene Abregelungen aufgrund von Netzengpässen beschlossen, müssen die Maßnahmen auf die untergelagerten Spannungsebenen weitergegeben werden, da auf der Höchstspannungsebene wenige bis keine WEA angeschlossen sind. Die von den Verteilnetzbetreibern letztendlich durchgeführten EinsM-Maßnahmen treten jedoch sowohl in den Listen der ÜNBs als auch in den Listen der VNBs auf. Oft resultieren aus einer Abregelung auf der Höchstspannungsebene mehrere Abregelungen an USW auf der Mittespannungsebene. Diese Problematik wurde bei der Berechnung der Werte für 2013 umgangen, da zusätzlich zu der Auswertung der Eingriffe auch ein Abgleich der Daten der Netzbetreiber stattfindet. Somit sind im Endergebnis weniger Eingriffe als 2012 aufgetreten, die gesamte Dauer der EinsM-Maßnahmen erhöht sich jedoch von Stunden auf Stunden. Gut zu erkennen ist in Abbildung 56, dass die meisten in 2013 neu installierten Windkraftanlagen (rote Punkte) nicht in der Nähe der betroffenen USW (blaue Punkte) liegen. Der Zubau von WEA beschränkte sich hauptsächlich auf Mittel- und Süddeutschland wohingegen die betroffenen USW hauptsächlich in Nordosten und westen anzutreffen sind. Neu im Vergleich zum Jahr 2012 sind die Abregelungen von Windenergie an 3 bayerischen USW. In der Karte in Abbildung 1 ist jedoch gut zu erkennen, dass in der Umgebung der betroffenen USW neue Windkraftanalgen installiert wurden. Abbildung 56: In 2013 neu installierte Windkraftanlagen (rot) und vom Einspeisemanagement betroffene Umspannwerke (blau) [HSU 2014]

156 136 In Tabelle 50 wurde wie für das Jahr 2012 durch eine konservative und eine optimistische Berechnungsmethode die Ober- und Untergrenze für die abgeregelte Arbeit berechnet. Durch die neue Methodik der Zuordnung der WEA zu den betroffenen Betriebsmitteln sind die Werte auch hier geringer als bei den Berechnungen für Wie zu erwarten, liegt der berechnete Wert zwischen dem optimistischen und dem konservativen Szenario. Für die weitere Beschreibung der Ergebnisse wird das realistische Szenario verwendet. Tabelle 50: Im Jahr 2013 abgeregelte Energie in den Berechnungsmethoden optimistisch, konservativ und realistisch Berechnungsmethode Abgeregelte Energie [GWh] Optimistisch 193,67 Konservativ 1.077,20 Realistisch 522,13 [HSU 2014] Abbildung 57 zeigt die geographische Verteilung der abgeregelten Energie in Deutschland. Es sind vor allem drei Hotspots zu erkennen: Zwei an der Westküste Schleswig Holsteins und einer an der nordwestlichen Grenze von Brandenburg. In Schleswig Holstein sind dies die beiden USW Reinsbüttel und Marne West, die mit einer abgeregelten Arbeit von 52,99 GWh und 51,92 GWh die zweit- und dritthöchsten Werte in 2013 aufweisen. Den höchsten Wert der abgeregelten Arbeit weist das USW Perleberg in Brandenburg mit 71,63 GWh auf.

157 137 Abbildung 57: Geografische Verteilung der 2013 abgeregelten Energie von Windkraftanlagen in MWh/100km² [HSU 2014] Abbildung 58 zeigt den Verlauf der Anzahl (links) und die Dauer (rechts) der EinsM- Eingriffe pro Tag für das Jahr Hervorzuheben sind hier vor allem der 30. Januar, der 24. März und der 19. April, da hier sowohl Dauer als auch Häufigkeit von Abregelungen sehr hohe Werte annehmen. Ein Zoom auf den Zeitraum zwischen dem 24. März und dem 19. April mit der dargestellten eingespeisten Wind- und Photovoltaikleistung sowie der abgeregelten Leistung in Stundenwerten zeigt Abbildung 59. Man erkennt, dass bei den oben genannten Daten vor allem während der Mittagszeit abgeregelt wird und dass der Grund dafür in der Kombination von starker Windeinspeisung mit gleichzeitig auftretender starker Photovoltaikeinspeisung zu sehen ist. Grundsätzlich korrelieren auch in 2013 viele EinsM-Maßnahmen mit einer starken PV- Einspeisung. Vor allem die drei betroffenen Umspannwerke in Bayern werden während der Mittagszeit und dadurch während hoher Einspeisung von Photovoltaik abgeregelt.

158 138 Absolute Anzahl der Eingriffe April 24. März 3. Juni 30. Januar Anzahl der EinsM pro Tag Absolute Dauer der Eingriffe in Stunden April 30. Januar 24. März Dauer der EinsM pro Tag 6. Dezember Tag des Jahres Tag des Jahres Abbildung 58: Anzahl (links) und Dauer (rechts) der EinsM-Maßnahmen pro Tag des Jahres 2013 [HSU 2014] Abbildung 59: Photovoltaik- (rot) und Windeinspeisung (blau) sowie abgeregelte Arbeit (gelb) für den Zeitraum zwischen dem 24. März und dem 19. April 2013 [HSU 2014] Obwohl man in Abbildung 60 erkennen kann, dass die drei von Abregelungen betroffenen Umspannwerke in Bayern bei der Betrachtung der Häufigkeit und der Dauer der EinsM- Maßnahmen zu erkennen sind, spielen sie bei der in der Gesamtheit abgeregelten Energie aus Windkraftanlagen (vgl. Abb. 2) eine vernachlässigbare Rolle. Der Grund hierfür liegt darin, dass an den betroffenen USW hauptsächlich Photovoltaikanlagen abgeregelt werden.

159 139 Abbildung 60: Geografische Verteilung der Anzahl (links) und der Dauer (rechts) der EinsM-Maßnahmen [HSU 2014] 7.4 Kosten der Abregelung und Alternativen In der Vergangenheit sind Einspeisemanagement-Maßnahmen an Windenergieanlagen sowohl nach 11 EEG 2012 als auch nach 13 Abs. 2 EnWG 2012 durchgeführt worden. Diese Unterscheidung war für die Anlagenbetreiber insofern von Bedeutung, dass Maßnahmen nach EnWG nicht entschädigt werden mussten. Auf die Kosten, die durch gezahlte Entschädigungen entstanden sind, sowie auf Alternativen zur Abregelung wird im Folgenden eingegangen. Entschädigungskosten für durchgeführte Abregelungen Für die Entscheidung, ob eine Entschädigung zu zahlen war, lag ein besonderes Konfliktpotenzial in der möglichen Interpretationsbandbreite. Sie wurde von einem Übertragungsnetzbetreiber zugunsten EnWG ausgelegt, während andere sich am EEG ausrichteten. Diese Unschärfe wurde mit der aktuellen Fassung des EEG von 2012 und dem daran angepassten EnWG von 2013 zumindest erheblich verbessert, wobei nach wie vor noch Interpretationsspielräume geblieben sind. Auf die Abgrenzung zwischen den beiden Gesetzen bei EinsM-Maßnahmen wird im Folgenden näher eingegangen. Maßnahmen zur Reduzierung der Einspeiseleistung aller elektrischen Erzeugungsanlagen regelt 13 EnWG Dabei wird in 2 Abs. 2 EnWG 2012 ausdrücklich die Beachtung der Vorschriften des EEG gefordert. Einschränkungen gelten gemäß 13,14 EnWG 2012 dann, wenn die Systemsicherheit gefährdet ist. Doch selbst unter diesen Randbedingungen verweist 13 EnWG 2012 bei Abregelungsmaßnahmen von Erzeugungsanlagen auf die vorrangige Abnahme des EEG-Stroms nach 8 Abs. 1 EEG Erfolgt die Abregelung der Erzeugungsanlage aufgrund eines Netzengpasses, so wurde

160 140 bereits oben erläutert, dass die 11, 12 EEG 2012 als speziellere Normen den allgemeineren 13 Abs. 2 EnWG 2012 verdrängen. Bei Vorliegen eines Netzengpasses (i.s.v. 11 Abs. 1 EEG 2012) muss der WEA- Betreiber nach 12 Abs. 1 EEG 2012 entschädigt werden. Soweit kein Problem mit der Netzkapazität (i.s.v. 11 Abs. 1 EEG 2012) vorliegt und EEA nach 13 Abs. 2 EnWG 2012 geregelt werden, erhalten diese Anlagen jedoch keine Entschädigung. Grundsätzlich gestaltet es sich für einen Netzbetreiber als schwierig, EEA abzuregeln, da er den Stufencharakter des 13 EnWG 2012 beachten muss [BNetzA 2011]. Auch verweist die Novelle des EnWG von 2013 stärker als bisher auf die Beachtung der konkretisierenden Ausführungen der 11, 12 EEG Ebenso wurde das EEG durch die Novelle von 2012 stärker auf das EnWG abgestimmt. 11 Abs. 1 EEG 2012 beschränkt jetzt den Interpretationsspielraum von Netzbetreibern, welche die Ausfallarbeit von EEA nicht nach 12 EEG 2012 vergüten wollen. Probleme und aktuelle Diskussionen Probleme ergeben sich momentan vor allem bei den Informationspflichten des Netzbetreibers gegenüber EEA-Betreibern nach 9 Abs. 1 EEG 2012 im Zuge des Einspeisemanagements. Besteht nämlich die Gefahr, dass eine EEA nach 11 Abs. 1 EEG 2012 geregelt werden soll, muss der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber umgehend über diese Absicht hinsichtlich des Zeitpunkts, Umfang und Dauer der Regelung informieren. Der Bundesverband Windenergie e.v. kritisiert jedoch, dass in der Praxis meistens davon abgewichen und der Anlagenbetreiber somit erst nachträglich informiert wird. Dies hätte Nachteile für Anlagen, die ihren Strom nach 17 EEG 2012 direkt vermarkten, aber auch in technischer Hinsicht, da durch den neuen Betriebszustand Gefährdungen für Menschen und Material entstehen könnten. Zudem sollte der Begriff des netztechnisch erforderlichen Minimums im EnWG nach Ansicht sowohl der Verteilnetzbetreiber als auch des Bundesverbands Windenergie e.v. klarer definiert werden. Dieses Minimum ergibt sich aus Stabilitätsberechnungen des jeweiligen Netzes und kann in der Regel nicht als fester Wert angegeben werden. Es könnte aber offengelegt werden, nach welchen Kriterien dieser notwendige Anteil konventioneller Kraftwerke ermittelt wird. Vergütung der Abregelung / volkswirtschaftlicher Schaden Die zu vergütende Ausfallarbeit ist die Differenz zwischen theoretisch möglicher und tatsächlich erfolgter Einspeisung. Laut Bundesnetzagentur existieren zwei anerkannte Verfahren zur Abrechnung: ein vereinfachtes Pauschalverfahren sowie ein genaueres Spitzenabrechnungsverfahren. Anlagenbetreiber entscheiden sich jeweils zu Beginn eines Kalenderjahres für eine der beiden Berechnungsmethoden. Bei der Ermittlung der zu entschädigenden Ausfallarbeit nach dem Pauschalverfahren wird als Referenzwert die durchschnittliche Einspeiseleistung der vergangenen Viertelstunde vor Abregelung der Anlage angenommen.

161 141 Die Differenz zwischen Referenzwert und tatsächlich eingespeister Leistung wird anschließend vergütet. Zur Verwendung des Spitzenabrechnungsverfahrens müssen an der WEA die aktuellen Windgeschwindigkeiten gemessen und dem Netzbetreiber anschließend zur Überprüfung vorgelegt werden. Anhand der Kennlinie der WEA kann die theoretisch mögliche Einspeiseleistung zu jedem Zeitpunkt ermittelt werden und damit auch die entfallene Arbeit. Die Vorteile des ersten Verfahrens liegen in einem geringeren administrativen Aufwand, was sich vor allem bei Kleinanlagen positiv auf die Kosten von Netz- und Anlagenbetreibern auswirkt. Auch müssen die technischen Voraussetzungen zur genauen Messung und Protokollierung von Winddaten nicht erfüllt werden. An dieser Stelle sei angemerkt, dass die in dieser Studie erfolgten Untersuchungen ergeben haben, dass bei hochvolatilen Windprognosen und Einspeisungen die EinsM- Maßnahmen bereits deutlich vor der eigentlichen Spitze durchgeführt werden. Dies kann für Anlagenbetreiber, die nach dem Pauschalverfahren vergütet werden, einen signifikanten finanziellen Nachteil bedeuten, da in diesen Fällen die theoretisch mögliche Einspeiseleistung systematisch unterschätzt wird. Je steiler die Flanken und je früher der Eingriff durch den Netzbetreiber erfolgt, desto größer sind die finanziellen Einbußen für Anlagenbetreiber. Der gleiche Effekt kann sich jedoch auch in die entgegengesetzte Richtung auswirken. Das in dieser Arbeit verwendete Modell zur Bestimmung von Windgeschwindigkeiten und der daraus an jedem Anlagenstandort theoretisch möglichen Einspeiseleistung orientiert sich am Spitzenabrechnungsverfahren. Die resultierenden Werte für die abgeregelte Arbeit sollten deshalb einen hohen Grad an Genauigkeit aufweisen. Für die Berechnung der daraus entstehenden Kosten muss jedoch ein Zielkorridor angenommen werden, da nicht bekannt ist, wie viele WEA nach dem Pauschal- und wie viele nach dem Spitzenabrechnungsverfahren entschädigt werden. Zur Kontrolle wurde die theoretisch abgeschätzte und damit zu vergütende Einspeiseleistung auch mit der Pauschalmethode berechnet. Der relativ geringe Unterschied zwischen den Ergebnissen (siehe Tabelle 51 unten) zeigt, dass sich über das Jahr und alle Anlagen eine gute Angleichung der beiden Verfahren ergibt. Grundlage der Berechnungen der EEG-Vergütung für die in dieser Studie ermittelte Ausfallarbeit ist die durchschnittliche Vergütung für Windenergieanlagen an Land aus dem Jahr 2012 [EEGKWK 2013]. Aktuelle Zahlen für 2013 liegen derzeit noch nicht vor, da ein endgültiger Rechnungsabschluss seitens der ÜNB erst im Juli 2014 durchgeführt wird. In 2012 betrug der durchschnittliche Vergütungssatz circa 9,06 ct/kwh, der laut EEG für 95 % der nicht eingespeisten Energie gewährt wird (sofern die gesamte abgeregelte Arbeit nicht 1 % der jährlichen Gesamtarbeit überschreitet). Bei einer Abregelung nach EnWG findet keine Vergütung statt.

162 142 Tabelle 51: Übersicht über die abgeregelte Energie und die entstandenen Vergütungsansprüche in den unterschiedlichen, berechneten Szenarien Szenarien/Verfahren Verlorene Arbeit Entschädigung nach EEG Optimistisches Szenario 194 GWh 11,59 Mio. Konservatives Szenario GWh 77,62 Mio. Spitzenabrechnungsverfahren 522 GWh 38,68 Mio. Pauschalverfahren 529 GWh 39,20 Mio. [HSU 2014] Alternativen der Abregelung Um den Rahmen dieses Berichts nicht zu sprengen, seien hier nur kurz die möglichen Alternativen aufgelistet und wird auf die Literatur verwiesen. Die aufgeführten Punkte waren bereits Diskussions- und Untersuchungsstoff zahlreicher Studien und Forschungsvorhaben. Netzausbau Um die Integration von erneuerbaren Energien zu gewährleisten, sehen sowohl die deutschen Übertragungsnetzbetreiber [ÜNB 2012] einen erheblichen Ausbaubedarf im Übertragungsnetz als auch die Deutsche Energie-Agentur [dena 2012] im Verteilnetz. Der Netzausbau ist einerseits nötig um die Verteilnetze zu entlasten, da die EEA zumeist im Nieder- und Mittelspannungsnetz angeschlossen werden, und andererseits um die regionalen Diskrepanzen in der EE-Erzeugung auszugleichen; hauptsächlich zwischen Norden und Süden. Der Großteil der WEA befindet sich in dünn besiedelten Gebieten in Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Mecklenburg-Vorpommern. Das Netz ist nicht für die Verteilung von zentral erzeugter Leistung und für den Transport von dezentral erzeugter Leistung in die Ballungsgebiete wie Ruhrgebiet, Rhein-Main oder München optimiert. Flexibilisierung des Kraftwerkparks Ein hoher Anteil erneuerbarer Energien an der Energieversorgung benötigt flexible Kraftwerke [ETG 2012b] und ein flexibles Verteilnetz [ETG 2008b]. Ein flexibler Kraftwerkspark ermöglicht die Verringerung des technischen Minimums und somit eine höhere EE- Leistung, die ins Stromversorgungsnetz integriert werden kann. Konventionelle Kraftwerke können wegen ihrer Größe nicht schnell hochgefahren oder ausgeschaltet werden. Deshalb müssten die großen Kraftwerke zum Teil durch kleinere Einheiten ersetzt werden, die schnell auf- und abgeregelt werden können. Gasturbinen eignen sich gut für diesen Zweck. Sollten konventionelle Kohlekraftwerke Gas (Wassergas oder Kokereigas) erzeugen und speichern können, ließe sich ein Kompromiss zwischen hohem Gesamtwirkungsgrad und schneller Regelbarkeit erzielen. Nötig sind also flexiblere Kraftwerke und Speicher [ETG 2012b].

163 143 Verbrauchersteuerung Eine gezielte Erhöhung des Verbrauchs kann Abregelungen vermeiden. Statt einer Abregelung aufgrund einer lokalen Netzüberlastung wird eine lokale Erhöhung des Verbrauchs gewählt, die verhindert, dass die in EEA erzeugte Leistung einen Teil des Netzes überlastet. Ist die in einem größeren Gebiet erzeugte Leistung höher als der Verbrauch, kann an einem oder mehreren Netzverknüpfungspunkten mit hoher zulässiger Leistungsübertragung der Verbrauch erhöht werden [ETG 2010, ETG 2012a]. Zusätzlich können so auch Übertragungsverluste vermieden werden, da der Strom erzeugungsnah genutzt wird. Um die genannten volkswirtschaftlichen Schäden zu vermeiden, muss dieser zusätzliche Verbrauch nutzbringend sein. Hier können Einrichtungen eingesetzt werden, die keine Einbußen durch zeitliche Verschiebungen von Energielieferungen erleiden. Dies wird heute schon bei industriellen Kühlketten oder bei langsamen chemischen Vorgängen eingesetzt. In Zukunft ist eine Ausdehnung der Laststeuerung auf Haushalte sowie den Wärme- und Transportsektor erwünscht und schon Teil vieler Pilotprojekte und Forschungsvorhaben. Energiespeicher Energiespeicher werden in Energieversorgungssystemen mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien zum zeitlichen Ausgleich der stark fluktuierenden Einspeisung von Wind- und Solarenergie benötigt, u.a. [ETG 2008a], [dena 2010], [Weiß 2012], [VDE 2012]. Zu klären bleibt derzeit vor allem, ab welchem Jahr wie viel zusätzliche Energiespeicher zukünftig benötigt werden und mit welchen Technologien dieser Speicherbedarf gedeckt werden kann. Bei den Technologien muss grundsätzlich zwischen Kurz- und Langzeitspeichern unterschieden werden. Als Kurzzeitspeicher (KS) können alle Energiespeicher bezeichnet werden, die heute in Elektrizitätsversorgungssystemen Einsatz finden, wie zum Beispiel Pumpspeicherwerke (PSW), Druckluftspeicher und Batterien. Sie weisen hohe Wirkungsgrade und hohe Nutzungsstunden auf, bei gleichzeitig geringen Speichervolumina. Langzeitspeicher (LS) hingegen weisen bislang einen sehr geringen Wirkungsgrad auf, können dafür aber große Energiemengen speichern. Beispiele für die wenigen zur Verfügung stehenden LS-Technologien sind die Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder Methan. Diese können später über Gasturbinen wieder rückverstromt werden. Zwar sind erste Pilotanlagen (zum Beispiel Audi e-gas) in der Entstehung, jedoch gibt es noch keine kommerziell genutzten Anlagen. Für eine Übersicht über gängige und sich in der Entwicklung befindliche Speichertechnologien siehe [ETG 2008a]. 7.5 Zusammenfassung und Fazit In diesem Kapitel wurde die Abregelung von Windkraftanlagen diskutiert und erläutert. Im Jahr 2013 wurden von den Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern insgesamt Einspeisemanagement-Maßnahmen an 285 Umspannwerken vorgenommen. Die Entschädigungssumme liegt je nach Szenario und verwendeter Berechnungsgrundlage zwischen 11 und circa 77 Millionen.

164 144 Für die Berechnung der Ausfallarbeit wurde eine Simulationsumgebung entwickelt, die auf reale Wetterdaten und Windkraftanlagenmodelle zurückgreift. Mit diesem Modell wurde eine Ausfallarbeit von 522 GWh berechnet. Bei der regionalen Verteilung sind vor allem der Nordwesten mit den Bundesländern Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie der Nordosten mit den Bundesländern Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern betroffen. Herauszuheben sind ebenfalls die beiden Umspannwerke Marne-West und Reinbüttel an der Westküste Schleswig-Holsteins, die zusammen fast 30 % der gesamten abgeregelten Energie repräsentieren. Im Vergleich zu 2012 fallen nun auch USW in Bayern durch Abregelungen auf, was auf eine regionale Ausweitung der Problematik der Abregelung von Erneuerbare Energie Anlagen schließen lässt. Steigerung der Transparenz durch bessere Veröffentlichungsrichtlinien Wie bereits dargelegt wurde, sind die Informationspflichten der Netzbetreiber hinsichtlich der Inanspruchnahme von WEA zur Netzstabilisierung am umfangreichsten im Bereich der Entgeltermittlung nach 4 und 11 ARegV. Nur hier müssen die Netzbetreiber zurzeit ein in sich schlüssiges und nachvollziehbares Set an Informationen bereitstellen, dass eine systematische Aus- und Bewertung der von ihnen ergriffenen Maßnahmen ermöglicht. In allen anderen Bereichen und gegenüber allen anderen Akteuren bestehen bisher nur fragmentarische Informationspflichten der Netzbetreiber. Insbesondere aufgrund der Vielzahl an möglichen Veröffentlichungsformaten und Veröffentlichungsstrukturen wird die Auswertung der Informationen zusätzlich erschwert. Es sollte daher in Erwägung gezogen werden die Informationspflichten der Netzbetreiber hinsichtlich der Regelung von erneuerbaren Energieanlagen zu systematisieren und zu standardisieren, um allen Akteuren und der Allgemeinheit Transparenz in diesem zunehmend wichtigen Teil der Energiewirtschaft zu gewährleisten. Dazu sollten die im Leitfaden EEG- Einspeisemanagement geforderten Informationen nicht nur der BNetzA zur Begründung der einzelnen Einspeisemanagement-Maßnahme, sondern in standardisierter Form und in einem standardisierten Format auf der Internetseite der Netzbetreiber veröffentlicht werden. Gegen eine solch umfangreiche Veröffentlichungspflicht der Netzbetreiber würde sprechen, wenn dadurch der Wettbewerb oder die wirtschaftliche Position einzelner Unternehmen negativ beeinträchtigt würden. Durch eine solch umfangreiche Veröffentlichung würden, wenn überhaupt, nur die Anlagenbetreiber die in der abgeregelten Zeit nur 95% der entgangenen Einnahmen erhalten, und auch nur insofern negativ beeinflusst, als dass durch die Veröffentlichung bekannt würde, in welcher Höhe sie aufgrund von Netzengpässen wirtschaftliche Einbußen erhalten haben. Die Netzbetreiber hingegen stehen aufgrund ihrer Position als natürliche Monopolisten nicht im Wettbewerb zueinander, sodass eine Veröffentlichung der von ihnen zu zahlenden Entschädigungen keine negativen Auswirkungen haben dürfte. Vielmehr dürften die Netzbetreiber von einer standardisierten Form und einem standardisierten Format insofern profitieren, als dass die für die bestehenden Rechtsunsicherheiten hinsichtlich der Auslegung der die Informationspflichten begründenden Normen ausgeräumt würden.

165 145 Es sollte daher in Erwägung gezogen werden, die Veröffentlichungspflichten der Netzbetreiber durch Gesetz oder Verordnung auszuweiten und hinsichtlich Form und Format deutlich zu konkretisieren. Eine mögliche Form der Veröffentlichung wird in Tabelle 52 skizziert. Tabelle 52: Beispiel einer einheitlichen und voll informativen Veröffentlichung ID Einsatz Datum t_start t_end Energieträger Anforderer Bundesland Betriebsmittel TE-SHNE :30 12:40 WIND EON Netz SH UW-Marne West TE-SHNE :30 12:40 PV EON Netz SH UW-Marne West TE-SHNE :00 00:00 WIND EON Netz SH UW-Marne West TE-SHNE :00 04:00 WIND EON Netz SH UW-Marne West PLZ UW Ort UW Straße UW Spannungsebene P_installiert [kw] P_abgeregelt [kw] ID Grund Marne Voigtsweg 12a MS EEG Marne Voigtsweg 12a MS EEG Marne Voigtsweg 12a MS EEG Marne Voigtsweg 12a MS EEG 4 [HSU 2013] Die einzelnen Parameter spiegeln die folgenden Inhalte wider: ID Einsatz: eindeutige Zuweisung von Einsätzen, enthält: Jahr (4 Stellen), fortlaufende Nummer (6 Stellen), Regelzone-Kürzel (2 Stellen), Netzbetreiber-Kürzel (4 Stellen), jeweils getrennt durch Datum, t_start, t_end: keine Einsätze, die über mehrere Kalendertage gehen, diese sollen nach 00:00 Uhr in einem neuen Einsatz codiert werden. Die Einsatz-ID bleibt bestehen, so können mehrere Teile eines Einsatzes wieder verknüpft werden. Energieträger: Aufschlüsselung nach WIND, PV und Biogas. Keine gemischten Angaben in einer Einsatz-Zeile. Getrennte Angabe der Leistungen beziehungsweise Abregelungen Anforderer: gegebenenfalls Vorgabe des übergeordneten Netzbetreibers Betriebsmittel: Angabe des Umspannwerks oder Trafos (TR), Format: UW-Name- TR-001, einhalten der Reihenfolge und Formatierung zur Sortierung großer Datenmengen wichtig, falls UW oder TR nicht bekannt, 0 einsetzen P_installiert: Angabe der installierten Anlagenleistung am betroffenen Betriebsmittel, nur 1 Energieträger, falls Betriebsmittel trafo-scharf angegeben wurde, hier auch die trafo-scharfe Leistung angeben, Einheit: [kw] P_abgeregelt: tatsächlich abgeregelte Leistung, die gegebenenfalls nach EEG vergütet wird und nicht eingespeist werden konnte, nur 1 Energieträger, falls Betriebsmittel trafo-scharf angegeben wurde, hier auch die trafo-scharfe Leistung angeben, Einheit: [kw]

166 146 : Angabe, nach welchem abgeregelt wurde (EEG oder EnWG) ID Grund: Definition einer kleinen Menge (< 15) von Gründen/Ursachen der Abregelung, Angabe der ID statt ausführlicher Beschreibung zur Bearbeitung großer Datenmengen. Beispiele für Ursachen: 1= Trafo-Überlast, 2= Leitung XY überlastet Unklarheiten bestehen noch bei der Definition des netztechnischen Minimums. Diese Größe hängt vom jeweiligen Netzzustand ab und lässt sich nicht durch eine feste Größe beschreiben. Es wäre aber wünschenswert, diese Festlegungen für die betroffenen Anlagenbetreiber noch transparenter zu gestalten.

167 147 8 Grenzen und Möglichkeiten des Referenzertragsmodells 8.1 Ausgangslage Das Referenzertragsmodell in seiner rechtsgültigen Fassung (EEG 2012 gemäß 29 Abs. 2 EEG in Verbindung mit Anlage 3) wird seit dem Inkrafttreten des EEG 2000 angewendet. Mit dem Modell wird berücksichtigt, dass Standorte von Windenergieanlagen an Land unterschiedliche Windverhältnisse aufweisen. An den windreichsten Standorten (150 % des Referenzertrages) wird der Strom nach Ablauf von fünf Jahren grundvergütet, bei den entsprechend windschwächeren Standorten kann sich die Zahlung der höheren Anfangsvergütung bis hin zu 20 Jahren verlängern. Der zusätzliche Zeitraum der Anfangsvergütung wird zum Stichtag über die vorgegebene Berechnungsformel ermittelt, Eingangsgrößen sind die Angaben zum Referenzertrag der WEA und die bis dahin erzeugte Strommenge. In Abbildung 61 sind die Anfangsvergütungszeiträume in Anhängigkeit von der Standortqualität (Anteil des tatsächlich erzeugten Ertrages am Referenzertrag) dargestellt. Anteil des Ertrages am Referenzertrag 150,0% 140,0% 130,0% 120,0% 110,0% 100,0% 90,0% 82,5% 5 Jahre 0 Monate 7 Jahre 3 Monate 9 Jahre 5 Monate 11 Jahre 8 Monate 13 Jahre 11 Monate 16 Jahre 1 Monat 18 Jahre 4 Monate 20 Jahre 0 Monate Zeitraum der Anfangsvergütung in Monaten Abbildung 61: Zeiträume der Anfangsvergütung in Abhängigkeit vom Referenzertrag (Standortqualität) [IE Leipzig 2013] Im Rahmen dieser Untersuchung wurde erstmals eine quantitative Auswertung durchgeführt, die zeigt, welche Standortqualitäten zu welchen Anteilen in Deutschland vorhanden sind. Grundlage der Datenauswertung ist die Betreiberdatenbasis (BDB). Anhand der dort hinterlegten Daten zu installierter Leistung, Anlagenhersteller, Rotordurchmesser und Nabenhöhe wird durch das IE Leipzig jeder Anlage der spezifische Referenzertrag zugewiesen. Diese sind auf den Internetseiten der Fördergesellschaft Windenergie abrufbar bzw. wurden bei den Anlagenherstellern erfragt.

168 148 Mithilfe der mittleren Erträge an den einzelnen Standorten, die in der BDB für die Anlagen hinterlegt und somit zum Normaljahr abgeglichen sind, erfolgt für die BDB-Datenbasis in Höhe von rund am Netz befindlichen Anlagen die Eingruppierung in die Standortklassen. 6 Die nachfolgende Abbildung 62 zeigt die Auswertung der Betreiber-Datenbasis nach Standortqualitäten und den daraus resultierenden Vollbenutzungsstunden. Die Vollbenutzungsstunden wurden mit Angabe des mittleren Ertrages und der installierten Leistung der jeweiligen Anlagen ermittelt. Es zeigt sich, dass über den insgesamt untersuchten Bestand bis Ende 2013 rund 83 % der Anlagen unter 100 % ihres Referenzertrages liegen. Auch der Großteil der älteren Anlagen erreicht mehrheitlich Anteile unterhalb von 90 % des Referenzertrags. Es spielt also keine Rolle, wann die Anlagen ans Netz angeschlossen wurden; die relativ geringen Anteile am Referenzertrag bleiben bestehen. Damit zeigt sich aktuell kein neuer Trend, beispielsweise durch zusätzlich genutzte Binnenlandstandorte. Das durchschnittliche Verhältnis des Ertrags zum Referenzertrag, und damit E/R, liegt im Bereich von 60 % bis 150 %durchschnittlich bei 79,8 %. Fokussiert man sich auf den Bereich von 70 % bis 150 %, wird ein durchschnittliches Verhältnis von 85,3 % erreicht. Die Vollbenutzungsstunden betragen rund h an 70-%-Standorten und reichen bis durchschnittlich rund Stunden an 150-%-Standorten. 6 Es ist großflächig nicht vergleichbar, inwiefern die Erträge der Betreiberdatenbasis im Mittel mit den tatsächlich eingespeisten Mengen (ÜNB-Statistik) übereinstimmen. Die Datenbanken können nicht verglichen werden, da ein gemeinsames/verbindendes Merkmal der Statistiken fehlt. Beispielsweise fehlt der Anlagenschlüssel (ÜNB-Anlagenstammdaten) in der BDB, bzw. Angaben wie Rotordurchmesser, Nabenhöhe, Referenzertrag in den verfügbaren Datenbanken der ÜNB. Weitere Erläuterungen finden sich im Anhang unter 0.

169 149 Vollbenutzungsstunden [h] Anzahl der Anlagen % 140% 130% 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% <60% Standortqualität E/R Anzahl von Anlagen durchschnittliche VBH Abbildung 62: Auswertung der BDB nach Standortqualität (E/R) und den dafür geltenden Vollbenutzungsstunden für den Gesamtbestand an WEA in Deutschland [Datenquelle: BDB 2014, Darstellung: IE Leipzig 2014] Die räumliche Verteilung der mittleren Anteile an Referenzerträgen (E/R) nach Postleitzahlgebieten für den gesamten Bestand ist in Abbildung 65 dargestellt. Es wird visuell deutlich, dass nur in wenigen Gebieten an der Küste oder windreicheren Binnenlandstandorten (zum Beispiel Kammlagen, Anhöhen) Standortqualitäten von 100 % und mehr erreicht werden. Der Anteil an sehr guten Standorten, und damit Anlagen, die lediglich fünf Jahre eine erhöhte Anfangsvergütung erhalten, ist diesen Auswertungen nach sehr gering. Zu welchem Zeitpunkt Anlagen errichtet wurden, die eine Auslastung größer als 145 % ihres Referenzertrages erreichen oder erreicht haben, zeigt Abbildung 63. Sehr gute Standorte wurden danach schwerpunktmäßig in den Jahren 1990 bis 1997 besetzt. Diese Anlagen wurden mit dem EEG 2000 als EEG-Anlagen deklariert und haben einen Vergütungsanspruch für 20 Jahre. In den Jahren 2004 bis 2011 gab es einen Zubau auf geringerem Niveau.

170 Anzahl Errichtungsjahr Abbildung 63: Anzahl der Anlagen mit einer Auslastung 145 % vom Referenzertrag nach Errichtungsjahren [Datenquelle: BDB 2014 mit Datenbestand bis Ende 2013; Darstellung: IE Leipzig 2014] Zudem wurde anhand der Analyse des Anlagenbestandes in anfangsvergütete und grundvergütete Anlagen getrennt und das Sprungjahr zur Grundvergütung bestimmt. In Abbildung 64 werden einerseits die jährlich hinzukommende Leistung (Balken) nach Jahrgängen und andererseits die kumulierte Leistung (schwarze Linie), die in die Grundvergütungsstufe wechselt, abgebildet. Als graue Balken sind diejenigen Anlagen dargestellt, die vor 2000 errichtet wurden. Alle jüngeren Anlagen werden farblich abgebildet, sodass Rückschlüsse auf zubaustarke Jahrgänge getroffen werden können. Danach werden beispielsweise 2018 rund 103 MW und 2020 weitere 142 MW des Jahrgangs 2001 (roter Balken) in die Grundvergütungsstufe wechseln. Ende 2013 könnten nach dieser Auswertung insgesamt MW in die Grundvergütungsstufe wechseln. Für den Gesamtbestand bedeutet dies, dass 2,6 % der Windkraftanlagen 2013 die Grundvergütungsstufe erreichen könnte dies rund MW sein, und damit am zukünftigen Anlagenbestand einem Anteil von circa 10 % entsprechen.

171 151 Leistung pro Jahr [MW] Jahr zum Wechsel in die Grundvergütung Anlagen vor 2000 errichtet Leistung grundvergütet 662 Installierte Leistung kummuliert [MW] Abbildung 64: Grundvergütete Leistung nach Jahrgangsklassen [Datenquelle: BDB 2013; Darstellung: IE Leipzig 2013]

172 152 Abbildung 65: Mittlerer Referenzertrag für den Anlagenbestand in Deutschland (1982 bis März 2013) [Datenquelle: BDB 2013; Darstellung: IE Leipzig 2013]

173 Schwachstellenanalyse Das Referenzertragsmodell gemäß 29 Abs. 2 EEG in Verbindung mit Anlage 3 zum EEG ist die Basis für die standortabhängige Vergütung der Stromerzeugung aus WEA. Die Auswirkungen auf den zusätzlichen Zeitraum der Anfangsvergütung, und damit die Eingruppierung in Standortqualitäten für den Bestand in Deutschland, wurden unter Kapitel 8.1 dargestellt. Im Rahmen der Schwachstellenanalyse gilt es das System Referenzertragsmodell zu analysieren. In den Mittelpunkt der Betrachtung rücken damit - insbesondere für den Zeitraum 2011 bis Mitte die Bestimmung des Referenzertrages und seine Ausprägung sowie die Berechnung des zusätzlichen Zeitraums der Anfangsvergütung. In der Abbildung 66 wird das Referenzertragssystem als Schaubild verdeutlicht. Die Berechnungsansätze für den Referenzertrag ebenso wie für den zusätzlichen Zeitraum der Anfangsvergütung werden mit ihren Eingangsgrößen sowie den zuständigen Institutionen und Instanzen dargestellt. Abbildung 66: Schaubild zur Schwachstellenanalyse des Referenzertragsmodells [IE Leipzig 2013]

174 154 Bestimmung des Referenzertrages Der Referenzertrag (R) ist ein rechnerisches Ergebnis, das nach den technischen Richtlinien (TR) für Windenergieanlagen der Fördergesellschaft für Windenergie (FGW) bestimmt wird. Speziell Teil 5 Bestimmung und Anwendung des Referenzertrages zeigt die zur Berechnung des Referenzertrages notwendigen Formeln und Bedingungen auf [FGW 2008]. Der Kernansatz ist, dass jede Anlage genau einen für ihr Modell berechneten Referenzertrag hat, der für den definierten idealtypischen Referenzstandort zutreffend wäre. Ein Großteil der Referenzerträge mit Angaben zu den jeweiligen WEA ist auf der Internetseite der FGW veröffentlicht. Eingangsgrößen zur Bestimmung des Referenzertrags sind anlagenspezifische Parameter. Dazu zählen die vermessene Leistungskurve der Windturbine (Details hierzu erläutert die TR Teil 2 der FGW) sowie die Nabenhöhe der WEA. Die Vorgaben zum Referenzstandort sind im EEG in Anlage 3 Punkt 4 festgelegt und bestehen unverändert seit dem EEG Danach ist der Referenzstandort definiert durch eine Rayleigh-Verteilung mit einer mittleren Jahresgeschwindigkeit von 5,5 m/s in einer Höhe von 30 m über dem Grund, einem logarithmischen Höhenprofil und einer Rauhigkeitslänge von 0,1 m [EEG 2012]. Die Berechnung des Referenzertrages dürfen grundsätzlich nur akkreditierte Institute durchführen. Eine Übersicht von akkreditierten Unternehmen ist in [FGW 2013a] aufgeführt. Die Überprüfung des Referenzertragsmodells auf Ebene der Technischen Richtlinien für WEA Teil 5 erfolgt laut TR durch die FGW selbst. Im Kapitel 6 der TR für WEA Teil 5 (Organisation der Referenzerträge) heißt es dazu, dass die Vorgehensweise zur Bestimmung des Referenzertrages an den jeweiligen Stand der Technik anzupassen und weiterzuentwickeln ist [FGW 2013b]. Diesbezüglich koordiniert die FGW unter anderem den Arbeitskreis Referenzertrag (AK- R). Im Schaubild (Abbildung 66) wird dies mittels Symbol am Textfeld der FGW verdeutlicht. Der AK-R setzt sich aus Vertretern folgender Verbände zusammen: BDEW Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e.v. BWE Bundesverband WindEnergie e.v. FGW-Fachausschuss Leistungskurve FGW e.v.- Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien VDMA Power Systems Inwieweit diese Überprüfung ausreichend erfolgte beziehungsweise (angemessen) beauftragt und bewertet wurde, soll hier nicht untersucht und eingeschätzt werden.

175 155 Im Ergebnis zeigt sich jedoch, dass die 100-%-Referenzerträge der heutigen Anlagen vielfach keine realistischen Vollbenutzungsstunden für Windenergieanlagen an Land widerspiegeln. Dies wird anhand der folgenden Beispiele erläutert. Es wurden Referenzertragswerte der Anlagen vergleichend betrachtet, die in den Jahren 2011 bis 2013 am häufigsten zugebaut wurden. Ausgewählt wurden Anlagen der Leistungsklassen 2,0 MW, 2,3 MW und 3,0 MW. Daraus abgeleitet wurden die durchschnittlichen Vollbenutzungsstunden, die zum Erreichen des prozentualen Referenzertragswertes jährlich realisiert werden müssten. Diese Berechnung und Gegenüberstellung bei unterschiedlichen Standortqualitäten zeigt, dass an den 150-%-Standorten in vier von fünf Fällen zwischen und Vollbenutzungsstunden erreicht werden müssten. Nach Tabelle 53 sind beispielsweise für die Vestas V mit einer Nabenhöhe von 119 m und einem Rotordurchmesser von 112 m an einem 150-%- Standort Vollbenutzungsstunden jährlich notwendig; an einem 100-%- Standort h und an einem 82,5-%-Standort (maximaler Anfangsvergütungszeitraum von 20 Jahren) immerhin noch h. Im Vergleich sei hier der Windpark auf See Alpha Ventus genannt, der im Jahr 2010 fast Vollbenutzungsstunden erreichte [IWES 2013]. Dies bedeutet, dass im Fall der V ein 150-%-Standort im Binnenland nicht existieren oder nur extrem selten sein dürfte. Selbst für einen 82,5-%-Standort führt dies noch zu einer sehr hohen Anzahl an Vollbenutzungsstunden. Bei der Enercon E-82 mit 3 MW sind an einem 150-%-Standort h notwendig - im Vergleich zur Vestas sind dies etwa h weniger -, um bereits nach fünf Betriebsjahren die Grundvergütung zu erhalten. An einem 82,5-%-Standort ergeben sich für diese Anlage h im Vergleich zu den anderen betrachteten Anlagen, für die jeweils mehr als h berechnet wurden. Der Unterschied in den zu erreichenden Vollbenutzungsstunden der Anlagen ergibt sich aus der Nabenhöhe und den unterschiedlichen Leistungskurven, in denen der Rotordurchmesser ebenfalls eine Rolle spielt. In der TR 5 Kapitel 3 Referenzertrag wird mittels Formel 3.5 die Windgeschwindigkeit des Referenzstandortes auf Nabenhöhe berechnet. Im Fall der V112 ergeben sich 6,83 m/s, im Fall der E-70E4 liegt diese mit 6,23 m/s etwas niedriger. Weiterhin geht die vermessene Leistungskurve jeder Anlage in die Berechnung des Referenzertrages ein. Inwiefern damit der Unterschied erklärt werden könnte, wird hier nicht betrachtet. Die Leistungskurvenbestimmung nach TR Teil 2 ist von unabhängigen Messinstituten vorzunehmen. Vergleichend dazu sind die abgeleiteten Vollbenutzungsstunden von Binnenlandanlagen, die im Markt eingeführt sind, in Tabelle 54 dargestellt. Diese Auswertung zeigt somit Anlagen, die bei der Auswertung in Kapitel 6.2 zur Bestimmung der Stromgestehungskosten von Binnenlandanlagen berücksichtigt wurden, sie sind in der Betreiberdatenbasis zu finden.

176 156 Tabelle 53: Referenzerträge ausgewählter Anlagen und daraus resultierende Vollbenutzungsstunden Nennleistung 2,0 MW Nennleistung 2,3 MW Nennleistung 3,0 MW Vestas V90-2.0MW Vestas V90-2.0MW Enercon E-82E4 Enercon E-82 Vestas V Enercon E-82 E/R NH=105 m NH=125 m NH=108 m NH=138 m NH=119 m NH=108 m RD=90 m RD=90 m RD=71 m RD=82 m RD=112 m RD=82 m R= kwh R= kwh R= kwh R= kwh R= kwh R= kwh resultierende durchschnittliche Vollbenutzungsstunden in [h/a] für die ersten 5 Betriebsjahre 150,0% ,0% ,0% ,0% ,0% ,0% ,0% ,5% [Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2013] Bei der Darstellung von Binnenlandanlagen (siehe Tabelle 54) fällt im Vergleich auf, dass die betrachteten WEA zunächst höhere resultierende Vollbenutzungsstunden in jeder Referenzertragsklasse zeigen. Am 100-%-Standort beispielsweise betragen die durchschnittlichen Vollbenutzungsstunden h, während dies bei den oben betrachten Anlagen h sind. An 150-%-Standorten werden bei vier von sechs Anlagen h überschritten. Angesichts des bereits weiter oben gemachten Vergleichs mit den Vollbenutzungsstunden des Windparks Alpha Ventus wird deutlich, dass es sich hierbei um theoretische Werte handelt. Tabelle 54: Referenzerträge ausgewählter Binnenlandanlagen und daraus resultierende Vollbenutzungsstunden Nennleistung 2,0 bis 2,5 MW Nennleistung 2,5 MW Nennleistung 2,4 MW Kenersys 2,5 MW Vestas 2,0 MW Nordex 2,5 MW Fuhrländer 2,5 MW Kenersys 2,4 MW Nordex 2,4 MW E/R NH=135 m NH=125 m NH=140 m NH=141 m NH=145 m NH=141 m RD=100 m RD=90 m RD=100 m RD=100 m RD=110 m RD=117 m R= kwh R= kwh R= kwh R= kwh R= kwh R= kwh resultierende durchschnittliche Vollbenutzungsstunden in [h/a] für die ersten 5 Betriebsjahre 150,0% ,0% ,0% ,0% ,0% ,0% ,0% ,5% [Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2013] Werden die Eingangsdaten zur Berechnung beziehungsweise wird die Berechnung des Referenzertrages geändert, sind grundsätzlich zwei Effekte möglich: Der Referenzertrag R der Anlage erhöht sich, damit sinkt das Verhältnis E/R beziehungsweise die Standortkategorie. Sinkt der Referenzertrag R, so steigt das Verhältnis E/R und damit die Standortkategorie. Eine Anpassung des Referenzertragssystems an die bestehende, und sich weiterentwickelnde Anlagengeneration scheint danach angebracht. Weitere Untersuchungen im Frühjahr 2014 haben jedoch gezeigt, dass diese Arbeiten nicht Bestandteil der in diesem Vorhaben durchzuführenden inkrementellen Weiterentwicklung sein werden.

177 157 Standortqualitäten in den Jahren 2011 bis 2013 Die Standortqualität, hier auch als Standortkategorie bezeichnet, ergibt sich aus dem rechnerisch ermittelten Verhältnis des Ertrags am Standort und dem Referenzertrag der Anlage. Die Vollbenutzungsstunden ergeben sich mit den Angaben zu mittleren Erträgen und der installierten Leistung der jeweiligen Anlagen. Die Untersuchungen in Kapitel 8.1 haben erstmals gezeigt, in welchen Standortkategorien und mit welchen entsprechenden durchschnittlichen Vollbenutzungsstunden sich der Anlagenbestand seit Einführung des Referenzertrages tatsächlich verteilt. Die vorliegende Auswertung konzentriert sich auf die Inbetriebnahmejahrgänge 2011 bis Juli 2013 und damit auf die Entwicklungen im Zeitraum des EEG Anhand der Abbildung 67 wird deutlich, dass der Großteil der Projekte weiterhin im Bereich unterhalb von 100 % eingruppiert wird. Im EEG 2012 wurde die Voraussetzung für den Erhalt der EEG-Vergütung, am geplanten Standort der WEA mindestens 60 % des Referenzertrages zu erzielen, gestrichen. Dies bedeutet, dass an allen Standorten in Deutschland prinzipiell EEG-Vergütungsanspruch besteht, egal wie ungünstig der Standort gemessen am Referenzertrag der Anlage ist. Die Auswertung zu den Standortgüten zeigt, dass im Zeitraum 2011 bis 2013 rund 65 % des Anlagenzubaus in den Standortkategorien 60 bis 80 % installiert wurden. Werden zudem die 90-%-Standorte hinzugezogen, steigt der Anteil auf knapp 80 %. Ergänzend dazu listet Tabelle 55 auf, in welchen Standortkategorien und in welchen Bundesländern sich die heutigen Binnenlandanlagen für die Jahre 2011 bis 2013 verteilen (zur hier gewählten Definition siehe 5.2.1). Die Verteilung der Binnenlandanlagen auf die einzelnen Bundesländer zeigt Abbildung 24 in Kapitel Tabelle 55: Binnenlandanlagen in den Standortqualitäten und Bundesländern (2011 bis 2013) Standortqualität E/R 70% 55 80% 56 Binnenlandanlagen 2,0 bis 2,5 MW Anzahl Standorte Anzahl Standorte 60% 23 Bayern, Baden-Württemberg, Hessen, Sachsen-Anhalt 78 Bayern, Brandenburg, Baden-Württemberg, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Niedersachsen, Rheinland-Pfalz Bayern, Brandenburg, Hessen, Niedersachsen, Nordrhein- Westfalen, Rheinland-Pfalz, Sachsen, Saarland, Thüringen Binnenlandanlagen 3,0 bis 3,5 MW Bayern, Brandenburg, Baden-Württemberg, Hessen, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz Bayern, Brandenburg, Baden-Württemberg, Hansestadt-Bremen, Hessen, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz, Sachsen-Anhalt, Saarland Brandenburg, Hessen, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Rheinland-Pfalz, Sachsen-Anhalt, Thüringen 90% 72 Bayern, Brandenburg, Hessen, Rheinland-Pfalz, Sachsen- Anhalt, Sachsen, Saarland, Thüringen 49 Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen-Anhalt, Rheinland-Pfalz, Thüringen 100% 12 Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Thüringen 23 Brandenburg, Hansestadt-Bremen, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen 110% 4 Niedersachsen 2 Mecklenburg-Vorpommern Summe [Datenquelle: BDB 2014 mit Datenbestand bis Ende 2013; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2014] Anmerkung: Die Tabelle beinhaltet alle Anlagen, deren E/R-Verhältnisse eindeutig bestimmbar sind.

178 158 Für die Jahre 2011 bis Ende 2013 zeigt sich für die in Summe installierten Anlagen ein Anstieg der Vollbenutzungsstunden. Diese liegen grundsätzlich höher verglichen zum gesamten Bestand (siehe dazu Abbildung 62) und sind in den letzten Jahren aufgrund der Entwicklungen in der Anlagentechnologie gestiegen (siehe auch Kapitel 3.1). An den 70-%-Standorten werden heute durchschnittlich rund Vollbenutzungsstunden erreicht. Im gesamten bundesweiten Bestand (1982 bis 2013) lassen sich für diese Kategorie ca Stunden ermitteln. Im Bereich von 100 % liegen die durchschnittlichen Vollbenutzungsstunden aktuell bei Stunden, im Gesamtbestand werden hier Stunden erreicht. Vollbenutzungsstunden [h] Anzahl der Anlagen % 140% 130% 120% 110% 100% 90% 80% 70% 60% <60% Standortqualität E/R Anzahl von Anlagen durchschnittliche VBH Abbildung 67: Auswertung der BDB nach Standortqualität (E/R) und den dafür geltenden Vollbenutzungsstunden für WEA der Inbetriebnahmejahrgänge 2011 bis Ende 2013 [Datenquelle: BDB 2014; Darstellung: IE Leipzig 2014] Festlegung des zusätzlichen Zeitraums der Anfangsvergütung Die Eingruppierung beziehungsweise die Festlegung des zusätzlichen Zeitraums der Anfangsvergütung nach EEG erfolgt zum Stichtag nach fünf Jahren und damit anhand des in diesem Zeitraum ermittelten Ertrags. Temporäre Leistungsreduzierungen insbesondere aufgrund des Einspeisemanagements sind nach dem EEG nicht zu berücksichtigen (siehe Anlage 3, Absatz 9 EEG 2012). Damit ergibt sich grundsätzlich ein Spielraum für Einspeisemanagement-Maßnahmen und weiterer Stillstandszeiten, die nicht erfasst werden. Einspeisemanagement-Maßnahmen oder Abregelungen der WEA aufgrund von Netzengpässen werden dem Anlagenbetreiber vergütet, da diese einen Ertragsausfall bedeuten. Die theoretische Strommenge wird also berechnet.

179 159 Genau um diese Strommenge innerhalb der ersten fünf Betriebsjahre der Anlagen muss der zur Bestimmung des zusätzlichen Zeitraums der Anfangsvergütung erzeugte tatsächliche Ertrag vergrößert werden. Fazit: Mit dem Referenzertragssystem in seinen derzeitigen Grenzen von 82,5 bis 150 % ist keine sinnvolle Steuerung möglich, da der überwiegende Zubau (60 bis 80 %) außerhalb der Systemgrenzen stattfindet und damit die maximale Anfangsvergütung erhält. Unter Bestimmung des Referenzertrags hat sich zudem gezeigt, dass das System nicht (mehr) vollständig justiert ist. Es gibt einen Spielraum für Einspeisemanagement-Maßnahmen und weiteren Stillstandszeiten, die nicht erfasst werden. 8.3 Anpassungsalternativen Ein Steuerungssystem für Windenergie an Land sollte folgende zentrale Aufgaben leisten: Windenergieprojekten während der Laufzeit der EEG-Vergütung eine angemessene durchschnittliche Vergütung gewähren und diese ausreichend standortspezifisch differenzieren. Damit sind zentrale Elemente die Höhe der durchschnittlichen Vergütung (zurzeit unterteilt in Anfangs- und Grundvergütung unterschiedlicher Laufzeit), sowie eine hinreichende Differenzierung/Klassifizierung für eine standortspezifische Vergütung. Durch die Analysen zu den Stromgestehungskosten (siehe Kapitel 6.2) wurde deutlich, dass die Vergütungshöhen anzupassen sind. Die Schwachstellenanalyse des Referenzertragsmodells hat gezeigt, dass dieses nicht ausreichend standortspezifisch steuert und weitere Optimierungsansätze auf unterschiedlichen Ebenen bestehen. Als Ergebnis der Auseinandersetzung mit Optimierungsansätzen werden in den nachfolgenden Kapiteln folgende Optionen dargestellt: a) Für das seit dem Jahr 2000 bestehende zweistufige Referenzertragsmodell mit Anfangs- und Grundvergütung werden Anpassungsmöglichkeiten untersucht (siehe Kapitel 8.3.1). b) Das bestehende System wird in ein einstufiges System ohne erhöhte Anfangsvergütung überführt (siehe Kapitel 8.3.2). c) Als weitere Alternative dargestellt und erläutert wird das im Vorhaben IIe entwickelte Standortgütemodell (siehe Kapitel 8.3.3). Für die genannten Optionen gelten folgende Grundlagen: Die Standortdifferenzierung erfolgt über das anlagenspezifische Verhältnis Ertrag zu Referenzertrag (E/R). Damit wird weiterhin ein ertragsbasiertes Differen-

180 160 zierungsmodell zugrunde gelegt, das den Referenzertrag nutzt und projektspezifisch angelegt ist. Möglich ist grundsätzlich auch eine direkte Standortdifferenzierung über das natürliche Windpotenzial. Eine Betrachtung der Windhöffigkeit, nach der die Eingruppierung über Windgeschwindigkeiten beziehungsweise die spezifische Windleistungsdichte erfolgt, wird hier nicht näher untersucht. Analysiert und verglichen werden jeweils die Standortqualitäten im Bereich von 70 bis 150 %. Für die Entwicklung von Vergütungssätzen werden die folgenden Basis- Annahmen getroffen: Bisher differenziert dargestellte Eingangsdaten zur Berechnung der Stromgestehungskosten der 2,0- bis 2,5-MW-Klasse und der 3,0- bis 3,5-MW-Klasse werden zusammengefasst (siehe und 6.2.4). Für die Standortkategorien von 60 bis 150 % werden jeweils Investitionskosten und Vollbenutzungsstunden über eine mengengewichtete Mittelwertbildung definiert (siehe Tabelle 21). Sie stellen die Eingangsdaten für den nun zusammengefassten Bereich von 2 bis 3,5 MW dar. Die weiteren Eingangsdaten, und damit Betriebskosten, Finanzierungskonditionen sowie Preissteigerungsraten, wurden analog der Modellfälle für Stromgestehungskosten in Kapitel 6.2 gewählt. Die Bandbreiten der Stromgestehungskosten mit oberen und unteren Grenzfällen sind als Vergleich grafisch gegenübergestellt (siehe Abbildung 68). Ein Vergleich der Wirtschaftlichkeit erfolgt über die IRR und dient als Bewertungsgrundlage. Die Eigenkapitalverzinsung als Bewertungsansatz wird hier nur als eingeschränkt sinnvoll angesehen, da die Höhe der Eigenkapitalverzinsung im Wesentlichen davon abhängt, wie hoch der Eigenkapitalanteil ist. So kann beispielsweise bei einem sehr kleinen Anteil des Eigenkapitals die Eigenkapitalverzinsung sehr hoch sein. Dieser Effekt wird als Leverage-Effekt bezeichnet. Die Aussagekraft der IRR wird in diesem Zusammenhang als höher eingestuft.

181 161 ct/kwh 16,0 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 9,3 9,3 9,3 9,0 8,7 8,3 7,9 Mittlere EEG Vergütung 20 a Inbetriebnahmejahr 2013 mit SDL-Bonus Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW SW-Anlagen Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW SW-Anlagen Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW SW-Anlagen Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW SW-Anlagen Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW übrige Anlagen Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW übrige Anlagen Oberer Grenzfall 3 bis 3,5 MW übrige Anlagen Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW übrige Anlagen mengengewichtete Auswertung 2 bis 3,5 MW Log. (Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW SW-Anlagen) Pot.(Unterer Grenzfall 3 bis 3,5 MW SW-Anlagen) Log. (Oberer Grenzfall 2 bis 2,5 MW übrige Anlagen) Log. (Unterer Grenzfall 2 bis 2,5 MW übrige Anlagen) Log. (mengengewichtete Auswertung 2 bis 3,5 MW) 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standort E/R 7,4 6,9 6,3 Abbildung 68: Bandbreite der Stromgestehungskosten von Windenergieanlagen über Standortqualitäten (Binnenland und übrige Anlagen im Bereich von 2 bis 3,5 MW) [IE Leipzig 2013] Anmerkung: Die mittlere EEG-Vergütung ist mit Zeitbezug annuitätisch ermittelt Anpassungsmöglichkeiten des bestehenden Referenzertragssystems Variante I Verschiebung Zunächst wird im bestehenden System, das über zusätzliche Zeiträume der Anfangsvergütung steuert, geprüft, wie eine Überförderung an sehr guten Standorten vermieden und eine stärkere Differenzierung in den unteren Standortqualitäten bewirkt werden kann. Es werden die Anfangsvergütungszeiträume im Vergleich zum EEG 2012 (rote Linie), wie in Abbildung 69 dargestellt, verschoben. Die blaue Linie entspricht der modifizierten Variante.

182 162 Zeitraum der Anfangsvergütung in Monaten Mod. Var. EEG Standortqualität E/R Abbildung 69: Zeiträume der Anfangsvergütung im Vergleich von EEG 2012 zu modifizierter Variante [IE Leipzig 2013] Die angepasste Vergütungsformel für die modifizierte Variante (blaue Linie) lautet: Darin sind: ( ) ZZA: E S : Zusätzlicher Zeitraum der Anfangsvergütung Ertrag am Standort über fünf Jahre in kwh R: Referenzertrag in kwh Die Anfangsvergütungszeiträume der Standorte 150 bis 120 % Referenzertrag liegen einheitlich bei fünf Jahren, länger wird die erhöhte Anfangsvergütung nicht gewährt. Bei 110- bis 50-%-Standorten ist mittels der modifizierten Variante eine bessere zeitliche Differenzierung im Vergleich zum EEG 2012 möglich. Nach dem aktuellen EEG 2012 erhalten alle Anlagen unterhalb des 82,5-%-Standortes bereits 20 Jahre lang eine erhöhte Anfangsvergütung, bei der modifizierten Variante wäre dies erst ab einem 50-%-Standort der Fall. In einem nächsten Schritt wurden die Projektrenditen bestimmt. Die Tabelle 56 zeigt die Anfangsvergütungszeiträume des EEG 2012 im Vergleich zur modifizierten Variante sowie deren Projektrenditen. Es soll der Einfluss einer reinen Verschiebung der Vergütungszeiträume verdeutlicht werden.

183 163 Theoretisches Installationsjahr ist 2013, die Anfangsvergütung beträgt 9,27 ct/kwh (Vergütungssatz für 2013 plus SDL-Bonus). Tabelle 56: Gegenüberstellung der Anfangsvergütungszeiträume und Projektrenditen des EEG 2012 und der modifizierten Variante Standortqualität E/R EEG 2012 Anfangsvergütungszeitraum [Jahre] EEG 2012 IRR [%] Mod. Anfangsvergütungszeitraum [Jahre] Mod. Var. IRR [%] 150% 5,0 13,07 5,0 13,07 140% 7,2 13,72 5,0 10,36 130% 9,4 14,04 5,0 8,60 120% 11,7 13,28 5,0 6,51 110% 13,9 11,21 7,2 6,44 100% 16,1 10,94 9,4 7,55 90% 18,3 9,38 11,7 6,80 80% 20,0 7,78 13,9 5,81 70% 20,0 5,05 16,1 3,79 [IE Leipzig 2013] Mit der modifizierten Variante ( Verschiebungsvariante ) können die Projektrenditen insgesamt gesenkt werden. In dem Bereich von 130 bis 110 % Referenzertrag wird die Überförderung deutlich reduziert. Dies gilt nicht für den 150-%-Standort, er wird durch diese Anpassung nicht erreicht und übervorteilt. An dem 70-%-Standort ist die Wirtschaftlichkeit nicht gegeben. In Abbildung 70 sind die Werte grafisch dargestellt. Betrachtet man zunächst den Verlauf der grünen Kurve (EEG 2012), so fällt auf, dass die Projektrenditen an den windreichsten Standorten mit 150 % Ertrag vom Referenzertrag minimal niedriger sind als an Standorten mit 140 bis 120 % Ertrag vom Referenzertrag. Grund hierfür ist der gesetzte Anfangsvergütungszeitraum von 5 Jahren am 150-%- Standort. Im Vergleich dazu verlängert sich die Zahlung der Anfangsvergütung um 2,2 Jahre an 140-%-Standorten und an 120-%-Standorten um 6,7 Jahre.

184 164 IRR in [%] EEG ,00 14,00 13,07 13,72 14,04 13,28 Mod. Var. Mischzinssatz Poly. (EEG 2012 ) 12,00 13,07 11,21 10,94 Pot.(Mod. Var.) 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 4,64 10,36 8,60 6,51 6,44 7,55 9,38 6,80 7,78 5,81 5,05 3,79 0,00 Standort (E/R) Abbildung 70: Vergleich der Projektrenditen nach EEG 2012 und modifizierter Variante [IE Leipzig 2013] Fazit: Durch die dargestellte Modifizierung ( Verschiebung ) besteht eine einfache Möglichkeit, Renditen an guten bis sehr guten Standorten (110 bis 130 % Referenzertrag) zu reduzieren und die Anfangsvergütungszeiträume für Anlagen an Binnenlandstandorten besser zu differenzieren. Zusätzlich ergeben sich Einsparungen bei der Summe der zu zahlenden EEG-Vergütungen, da die Anfangsvergütungszeiträume durch die modifizierte Variante verkürzt werden. Trotzdem bleibt der Tatbestand bestehen, dass 150-%- Standorte sehr hohe Projektrenditen realisieren können, während an 70-%-Standorten nicht in allen Fällen eine Wirtschaftlichkeit gegeben sein dürfte. Variante II - Exponential-Variante Damit schließt sich die Frage an, wie lang der Zeitraum der erhöhten Anfangsvergütung für die einzelnen Standortkategorien sein müsste, um theoretisch an jedem Standort die gleiche Rendite erreichen zu können. Als Ausgangspunkt wird der 70-%-Standort gewählt. Die Anfangsvergütung beträgt 9,06 ct/kwh und entspricht damit der Höhe der neu ermittelten Stromgestehungskosten für diese Standortkategorie. Für die Grundvergütung werden weiterhin 4,80 ct/kwh zugrunde gelegt. Die Eigenkapitalverzinsung entspricht den Ansätzen aus Kapitel 6 und liegt damit bei 8 % vor Steuern. Die Anfangsvergütung wird am 70-%-Standort für 20 Jahre gewährt.

185 165 Die notwendigen Zeiträume der Anfangsvergütung werden in blau abgebildet (Abbildung 71). Die Trendlinie für die neuen Anfangsvergütungszeiträume zeigt einen exponentiellen Verlauf mit entsprechender Funktion. Mit dieser Funktion ließe sich nach Angaben aus der Standortbewertung (das heißt voraussichtlicher Ertrag aus Ertragsgutachten) der entsprechende Zeitraum der Anfangsvergütung berechnen. Ein 95-%-Standort würde demzufolge für 7,9 Jahre und ein 135-%- Standort für 2,5 Jahre die Anfangsvergütung von 9,06 ct/kwh erhalten. Zusätzlich im Diagramm integriert ist der Verlauf nach EEG 2012 mit den derzeit geltenden Zeiträumen der Anfangsvergütung. Der Vergleich zeigt, dass sich in den Kategorien größer 70 % deutlich kürzere Anfangsvergütungszeiträume einstellen. Zeitraum der Anfangsvergütung [a] 20,0 Exponentialfkt. I ,3 EEG ,1 15 Expon. (Exponentialfkt. I) 14 13, ,6 12 y = 161,66e -3,087x 11, ,4 9, ,0 7,2 6 6, ,1 3 3,0 2 2,3 1 1,4 0 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standortqualität E/R Abbildung 71: Vergleich der Zeiträume der Anfangsvergütung nach EEG 2012 und Exponential-Variante (Anfangsvergütung 9,06 ct/kwh, Grundvergütung 4,80 ct/kwh, 8 % Eigenkapitalverzinsung) [IE Leipzig 2013] Fazit: Für die Zeiträume der zusätzlichen Anfangsvergütung zeigt sich kein linearer, sondern ein exponentieller Verlauf. Der zusätzliche Zeitraum der Anfangsvergütung an einem 150-%-Standort liegt bei 1,4 Jahren. Im Resultat liegen hier die Projektrenditen auf Höhe des Mischzinses von 4,64 %. Die Vergütungssätze entsprechen damit den Stromgestehungskosten. Möglichkeiten zur Anpassung des exponentiellen in einen geradlinigen Verlauf In dem folgenden Abschnitt beziehungsweise in Abbildung 72 werden die nachfolgenden unterschiedlichen Varianten in Kombination betrachtet.

186 166 In Tabelle 57 sind die unterschiedlichen Ansätze zur Verkürzung der Anfangsvergütungszeiträume den derzeitigen Zeiträumen des EEG 2012 gegenübergestellt. Die Projektrenditen nach der EEG 2012-Vergütung reichen von 4,6 % an 70-%-Standorten bis zu 13,4 % an 130-%-Standorten. In Abbildung 71 wurde die Exponentialfunktion I vorgestellt, bei der die Anfangsvergütungszeiträume so geändert wurden, dass eine Projektrendite in Höhe des Mischzinses von 4,6 % und eine Eigenkapitalverzinsung von 8 % vor Steuern in den Standortkategorien erreicht werden (in Abbildung 72 bezeichnet als 4,6 % Projektrendite ). Soll den Anlagenbetreibern eine höhere Rendite gewährt werden, bietet sich die als Exponentialfunktion II bezeichnete Variante als Lösung an (als 8 % Projektrendite bezeichnet in Abbildung 72). In dieser Variante werden nun grundsätzlich Projektrenditen in Höhe von 8 % ermöglicht, diese werden für die 90- bis 150-%-Standorte erreicht. Bis zum Ende des Gesamtvergütungszeitraums von 20 Jahren können an den 80-%-Standorten noch 7,3 % erreicht werden, an den 70-%-Standorten bleibt es bei 4,6 % (Höhe des Mischzinses). Soll an einem linearen Vergütungsverlauf, wie derzeit im EEG vorhanden, festgehalten und gleichzeitig die Renditen an den 110- bis 150-%-Standorten im Vergleich zum EEG 2012 gesenkt werden, so sind diese Möglichkeiten abgebildet in der Geraden-Variante neu (siehe Abbildung 74 blaue Kreise). Die Vergütungszeiträume verlaufen zwischen den beiden Exponential-Varianten I und II. Die Renditen reichen von 3,2 % an 110-%- Standorten bis zu 12,4 % an 150-%-Standorten. Diese liegen nach wie vor sehr hoch, da die fünfjährige Anfangsvergütung für die sehr guten Standorte zu hoch ist (siehe Tabelle 57). Tabelle 57: Unterschiedliche Varianten zu Anfangsvergütungszeiträumen für Anlagen 2,0 bis 3,5 MW Varianten zu Anfangsvergütungszeiträumen Standortqualität E/R 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% EEG 2012 [a] (rote Vierecke) 20,0 20,0 18,3 16,1 13,9 11,7 9,4 7,2 5,0 IRR [%] 4,6 7,3 8,9 10,4 10,6 12,6 13,4 13,0 12,4 Exponentialfkt. I [a] (blaue Karos) 20,0 12,6 9,4 7,0 6,1 4,1 3,0 2,3 1,4 IRR [%] 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 Exponentialfkt. II [a] (grüne Dreiecke) 20,0 20,0 15,3 10,8 9,4 6,4 4,9 4,0 2,9 IRR [%] 4,6 7,3 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 Zwischen-Variante als Gerade [a] (blaue Kreise) 20,0 16,3 12,5 8,8 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 IRR [%] 4,6 6,3 6,8 6,4 3,2 6,1 8,1 9,8 12,4 [IE Leipzig 2013]

187 167 Jahre 20, , , ,3 16, , , ,6 12, , , ,4 9,4 9,4 8, ,0 7,2 6 6,1 6,4 5,0 5 5,0 5,0 5,0 5,0 4 4,1 4,9 4,0 3 3,0 2,9 2 2,3 1 1,4 0 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Exponentialfkt. I Standortqualität E/R EEG 2012 "5 Jahre" Exponentialfkt. II Expon. (Exponentialfkt. I) Zwischen-Variante als Gerade "5 Jahre" Variante bis 110 %-Standorte Expon. (Exponentialfkt. II) Abbildung 72: Unterschiedliche Varianten zu Anfangsvergütungszeiträumen im Vergleich zum EEG 2012 [IE Leipzig] Da die sehr guten Standorte noch nicht ausreichend kosteneffizient gesteuert werden, wird der maximale Zeitraum der erhöhten Anfangsvergütung auf drei Jahre reduziert. Zudem werden im Vergleich weitere Geraden-Varianten ermittelt, die ab der Standortkategorie 110 beziehungsweise 120 % keine weitere Verlängerung erhalten (siehe Abbildung 73).

188 168 Zeitraum der Anfangsvergütung [a] ,0 18,0 14,3 20,0 18,0 16,3 10,5 18,3 16,3 14,3 12,5 6,8 16,1 12,5 10,5 8,8 Zwischen-Variante als Gerade "3Jahre" Variante bis 110 %- Standorte Zwischen-Variante als Gerade "3 Jahre" Variante bis 120 %- Standorte Zwischen-Variante als Gerade "5 Jahre" Variante bis 110 %-Standorte Zwischen-Variante als Gerade "5 Jahre" Variante bis 120 %-Standorte EEG 2012 "5 Jahre" 13,9 8,8 6,7 11,7 9,4 7,2 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 3,0 3,0 3,0 3,0 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standortqualität E/R 3,0 Abbildung 73: Geraden-Varianten zu den Anfangsvergütungszeiträumen im Vergleich zum EEG 2012 [IE Leipzig 2013] Der Vergleich der Projektrenditen in Tabelle 58 zeigt, dass mit einer Reduzierung des erhöhten Anfangsvergütungszeitraumes auf drei Jahre und keiner weiteren Differenzierung über 120 % die besten Ergebnisse erzielt werden können. Allerdings fällt der 120-%- Standort aus wirtschaftlicher Perspektive heraus, der Mindest-Zielwert für eine Wirtschaftlichkeit in Höhe von 4,6 % wird nicht erreicht.

189 169 Tabelle 58: Geraden-Varianten zu den Anfangsvergütungszeiträumen (2,0 bis 3,5 MW) Varianten zu Standortqualität E/R Anfangsvergütungszeiträumen 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% EEG 2012 "5 Jahre" [a] (rote Vierecke) 20,0 20,0 18,3 16,1 13,9 11,7 9,4 7,2 5,0 IRR [%] 4,6 7,3 8,9 10,4 10,6 12,6 13,4 13,0 12,4 Zwischen-Variante als Gerade "5 Jahre" Variante bis 110-%- Standorte [a] (blaue Kreise) 20,0 16,3 12,5 8,8 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 IRR [%] 4,6 6,3 6,8 6,4 3,2 6,1 8,1 9,8 12,4 Zwischen-Variante als Gerade "5 Jahre" Variante bis 120-%-Standorte [a] (blaue Striche) 20,0 20,0 16,3 12,5 8,8 5,0 5,0 5,0 5,0 IRR [%] 4,6 7,3 8,3 9,0 7,5 6,1 8,1 9,8 12,4 Zwischen-Variante als Gerade "3 Jahre" Variante bis 110-%- Standorte [a] (blaue Karos) 18,0 14,3 10,5 6,8 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 IRR [%] 4,1 5,5 5,5 4,4 0,5 2,9 4,6 6,0 8,2 Zwischen-Variante als Gerade "3 Jahre" Variante bis 120-%- Standorte [a] (Kreuze) 20,0 18,0 14,3 10,5 6,7 3,0 3,0 3,0 3,0 IRR [%] 4,6 6,9 7,6 7,8 5,4 2,9 4,6 6,0 8,2 [IE Leipzig 2013] Fazit Mit den Exponentialfunktions-Varianten I und II werden Renditen an allen Standorten gemäßigt und den neu ermittelten Stromgestehungskosten angepasst. Variante I gewährt eine Eigenkapitalverzinsung von 8 % vor Steuern und eine Projektrendite in Höhe des Mischzinses von 4,6 %. Die zweite Variante lässt ab 90-%-Standorten Projektrenditen von 8 % zu, an Standorten mit schlechteren Windverhältnissen sinkt diese bis auf 4,6 %. Die Geraden-Varianten bewirken unterschiedliche Rendite-Verhältnisse und bevorteilen oder benachteiligen einzelne Standorte. Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass keine der betrachteten Varianten eine angemessene Ausdifferenzierung der Standorte in Hinblick auf die Renditen gewährleisten kann. Entweder sind Rendite-Einschnitte an den Standorten zu groß oder windhöffige Standorte werden wesentlich besser gestellt. Daher ist eine neue Variante zu entwickeln, die nicht die Zeiträume der Anfangsvergütung, sondern direkt über standortdifferenzierte Vergütungssätze steuert Einstufiges Referenzertragsmodell Eine Überarbeitung des Referenzertragsmodells zu einem einstufigen Modell würde bedeuten, dass jede Anlage für ihren eingespeisten Strom über den Gesamtzeitraum von 20 Jahren eine gleich bleibende Vergütung erhielte. Die Höhe dieser Vergütung würde sich standortdifferenziert (zum Beispiel 70- bis 150-%-Referenzertrag) staffeln, sodass die Vergütung umso niedriger ausfällt, je ertragreicher die Anlage an dem betreffenden Standort ist. Damit würde das bestehende System dahin gehend umgewandelt werden, dass die Einteilung nicht mehr über zwei Vergütungsstufen beziehungsweise den zuzüglichen Zeitraum der Anfangsvergütung erfolgt, sondern direkt in die Standortkategorie führt.

190 170 Für die Annahmen und Ergebnisse würde dies zu den unter Abbildung 74 aufgeführten Vergütungssätzen über 20 Jahre führen. Demnach erhielte ein 150-%-Standort 5,23 ct/kwh und ein 70-%-Standort 9,06 ct/kwh als Vergütungssatz. An allen Standorten wird unter den getroffenen Annahmen eine Eigenkapitalverzinsung von 8 % beziehungsweise eine Projektrendite von 4,6 % vor Steuern zugrunde gelegt. Soll diese höher oder niedriger ausfallen, sind die Vergütungssätze entsprechend anzupassen. [ct/kwh] Jahre 9,06 7,90 7,27 6,74 6,53 6,01 5,72 5,51 5,23 70-%-Standort 80-%-Standort 90-%-Standort 100-%-Standort 110-%-Standort 120-%-Standort 130-%-Standort 140-%-Standort 150-%-Standort Abbildung 74: Vergütungssätze für den Zeitraum von 20 Jahren für unterschiedliche Standorte; Anlagen von 2,0 bis 3,5 MW [IE Leipzig 2013] Fazit: Die Eingruppierung in ein einstufiges System ist eine klare und transparente Möglichkeit, um Vergütungen standortspezifisch festzulegen Standortgütemodell Mit dem Standortgütemodell wird eine Variante favorisiert, bei der die vorhandenen Strukturen des Referenzertragsmodells um feste Vergütungssätze für die einzelnen Standortqualitäten erweitert werden. Es wird eine mehrjährige und einheitliche Anfangsvergütung beibehalten. Dies ermöglicht weiterhin, dass die Einstufung grundsätzlich korrigiert werden kann und schafft für den Investor günstigere Voraussetzungen am Kapitalmarkt, da durch die höhere Anfangsvergütung anstehende Zinsrückzahlungen schneller bedient werden können. Die nachfolgenden Analysen berücksichtigen einen Anfangsvergütungszeitraum von drei oder fünf Jahren. Die fünfjährige Frist entspricht dem Ansatz des EEG seit dem Jahre Eine dreijährige Frist ist heute als Basis für die Berechnung des Ertrags am Standort denkbar. Messungen der Windgeschwindigkeit (Windmessmastdaten) nach zwei vollständigen Jahren und deren Verknüpfung mit langjährigen Daten (Reanalysedaten, DWD-Aufzeichnungen) lassen belastbare Ertragsberechnungen zu [NN 2013].

191 171 Als unterste Kategorie wird der 70-%-Standort definiert. Er leitet sich aus den Analysen zum Anlagenbestand (vergleiche Kapitel 8.1 und 8.2) und voraussichtlichen Entwicklungen (siehe Kapitel 12.1) ab und wird hier als repräsentativer Ausgangspunkt für die Entwicklung der Windenergie in Deutschland gesehen. Alle Standortkategorien erhalten in dem Standortgütemodell eine erhöhte Anfangsvergütung in Höhe von 9,06 ct/kwh. Die erhöhte Anfangsvergütung wird den 70-%-Standorten über 20 Jahre gewährt, an allen anderen Standorten wird nach der Anfangsvergütungslaufzeit die Höhe standortspezifisch abgesenkt. So wird auch für die Standortkategorien über 70 % bis 150 % Referenzertrag eine angemessene standortbezogene Vergütung möglich. Wird beispielsweise ein dreijähriger Anfangsvergütungszeitraum gewählt, liegen die kostenoptimierten Vergütungssätze ab dem vierten Jahr an den sehr guten Standorten in der Bandbreite von rund 4,20 bis 5,18 ct/kwh (150- bis 120-%-Standorte). Liegt der Anfangsvergütungszeitraum analog zum heutigen Referenzertragssystem bei 5 Jahren, ändern sich entsprechend die Vergütungssätze in den einzelnen Standortkategorien ab dem sechsten Jahr und betragen an den sehr guten Standorten rund 3,26 bis 4,43 ct/kwh (siehe Tabelle 59). Tabelle 59: Vergütungsstufen im Standortgütemodell bei drei- oder fünfjähriger Anfangsvergütung Standortqualität E/R [IE Leipzig 2013] 3-jährige Anfangsvergütung Anfangsvergütung 1. bis 3. Jahr [ct/kwh] Vergütung 4. bis 20. Jahr [ct/kwh] 5-jährige Anfangsvergütung Anfangsvergütung 1. bis 5. Jahr [ct/kwh] 70% 9,1 9,1 9,1 80% 9,1 7,6 9,1 90% 9,1 6,8 9,1 100% 9,1 6,1 9,1 110% 9,1 5,8 9,1 120% 9,1 5,2 9,1 130% 140% 9,1 9,1 4,8 4,5 9,1 9,1 150% 9,1 4,2 9,1 Vergütung 6. bis 20. Jahr [ct/kwh] 9,1 7,3 6,3 5,5 5,2 4,4 4,0 3,7 3,3 An allen Standorten wird im betrachteten Modell eine IRR in Höhe von 4,6 % und damit Eigenkapitalverzinsungen vor Steuern von 8 % erreicht. Die Abbildung 75 zeigt den grafischen Verlauf der Vergütungshöhen mit einheitlichem Sprung zum Ende des dritten Jahres hin zur standortsbezogenen Vergütung an den 70- bis 150-%-Standorten.

192 172 [ct/kwh] , ,58 6,79 6,11 5,84 5,18 4,81 4,54 4, Anfangsverg. 1. bis 3.Jahr (alle Standorte) 70 %-Standort (Folgeverg. 4. bis 20. Jahr) 80 %-Standort (Folgeverg. 4. bis 20. Jahr) 90 %-Standort (Folgeverg. 4. bis 20. Jahr) 100 %-Standort (Folgeverg. 4. bis 20. Jahr) 110 %-Standort (Folgeverg. 4. bis 20. Jahr) 120 %-Standort (Folgeverg. 4. bis 20. Jahr) 130 %-Standort (Folgeverg. 4. bis 20. Jahr) 140 %-Standort (Folgeverg. 4. bis 20. Jahr) 150 %-Standort (Folgeverg. 4. bis 20. Jahr) Jahre Abbildung 75: Standortgütemodell (Anfangsvergütung von 9,06 ct/kwh in den ersten 3 Jahren und standortspezifische Sätze ab dem vierten Jahr; Eigenkapitalverzinsungen: 8 %) [IE Leipzig 2013] Für alle Standorte, die sich zwischen den betrachteten 70- bis 150-%-Standorten befinden, können mithilfe der Interpolation entsprechende Vergütungshöhen ermittelt werden. Für eine dreijährige Anfangsvergütung wird der Verlauf der Vergütung in Tabelle 60 und in Abbildung 76 dargestellt. Diese fällt von 9,06 bis auf 4,20 ct/kwh je nach Standortgüte annähernd linear ab. Vorschläge für die Einteilung in Vergütungsklassen bei drei- und fünfjährigem Anfangsvergütungszeitraum werden in Kapitel 12.1 dargestellt.

193 70% 72% 74% 76% 78% 80% 82% 84% 86% 88% 90% 92% 94% 96% 98% 100% 102% 104% 106% 108% 110% 112% 114% 116% 118% 120% 122% 124% 126% 128% 130% 132% 134% 136% 138% 140% 142% 144% 146% 148% 150% 173 Tabelle 60: Interpolierte Zwischenwerte der reduzierten Vergütungen mit dreijähriger Anfangsvergütung Standortqualität E/R Anfangsvergütung 1. bis 3. Jahr [ct/kwh] Vergütung 4. bis 20. Jahr [ct/kwh] Standortqualität E/R Anfangsvergütung 1. bis 3. Jahr [ct/kwh] Vergütung 4. bis 20. Jahr [ct/kwh] Standortqualität E/R Anfangsvergütung 1. bis 3. Jahr [ct/kwh] Vergütung 4. bis 20. Jahr [ct/kwh] Standortqualität E/R Anfangsvergütung 1. bis 3. Jahr [ct/kwh] Vergütung 4. bis 20. Jahr [ct/kwh] 70% 9,06 9,06 80% 9,06 7,58 90% 9,06 6,79 100% 9,06 6,11 71% 9,06 8,91 81% 9,06 7,50 91% 9,06 6,72 101% 9,06 6,08 72% 9,06 8,76 82% 9,06 7,42 92% 9,06 6,65 102% 9,06 6,06 73% 9,06 8,62 83% 9,06 7,34 93% 9,06 6,58 103% 9,06 6,03 74% 9,06 8,47 84% 9,06 7,26 94% 9,06 6,52 104% 9,06 6,00 75% 9,06 8,32 85% 9,06 7,18 95% 9,06 6,45 105% 9,06 5,98 76% 9,06 8,17 86% 9,06 7,10 96% 9,06 6,38 106% 9,06 5,95 77% 9,06 8,03 87% 9,06 7,02 97% 9,06 6,31 107% 9,06 5,92 78% 9,06 7,88 88% 9,06 6,94 98% 9,06 6,24 108% 9,06 5,90 79% 9,06 7,73 89% 9,06 6,87 99% 9,06 6,18 109% 9,06 5,87 Standortqualität E/R Anfangsvergütung 1. bis 3. Jahr [ct/kwh] [IE Leipzig 2013] Vergütung 4. bis 20. Jahr [ct/kwh] Standortqualität E/R Anfangsvergütung 1. bis 3. Jahr [ct/kwh] Vergütung 4. bis 20. Jahr [ct/kwh] Standortqualität E/R Anfangsvergütung 1. bis 3. Jahr [ct/kwh] Vergütung 4. bis 20. Jahr [ct/kwh] Standortqualität E/R Anfangsvergütung 1. bis 3. Jahr [ct/kwh] Vergütung 4. bis 20. Jahr [ct/kwh] 110% 9,06 5,84 120% 9,06 5,18 130% 9,06 4,81 140% 9,06 4,54 111% 9,06 5,78 121% 9,06 5,14 131% 9,06 4,78 141% 9,06 4,51 112% 9,06 5,71 122% 9,06 5,10 132% 9,06 4,76 142% 9,06 4,47 113% 9,06 5,64 123% 9,06 5,07 133% 9,06 4,73 143% 9,06 4,44 114% 9,06 5,58 124% 9,06 5,03 134% 9,06 4,70 144% 9,06 4,40 115% 9,06 5,51 125% 9,06 4,99 135% 9,06 4,68 145% 9,06 4,37 116% 9,06 5,44 126% 9,06 4,96 136% 9,06 4,65 146% 9,06 4,33 117% 9,06 5,38 127% 9,06 4,92 137% 9,06 4,62 147% 9,06 4,30 118% 9,06 5,31 128% 9,06 4,88 138% 9,06 4,60 148% 9,06 4,27 119% 9,06 5,24 129% 9,06 4,85 139% 9,06 4,57 149% 9,06 4,23 150% 9,06 4,20 Höhe der Folgevergütung (4. bis 20. Jahr) 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 y = -1E-05x 3 + 0,0017x 2-0,1379x + 9,0527 Poly. () Standort E/R Abbildung 76: Verlauf der standortspezifischen Vergütung an 70- bis 150-%-Standorten bei dreijähriger Anfangsvergütung [IE Leipzig 2013] Fazit: Das Standortgütemodell bietet die Voraussetzungen, um die Ansprüche an ein Steuerungssystem für Windenergieanlagen an Land zu erfüllen: Es gewährt der Windenergie an Land für die Laufzeit der EEG-Vergütung eine angemessene durchschnittliche Vergütung und differenziert diese ausreichend standortspezifisch.

194 174 Folgende Aspekte charakterisieren das Standortgütemodell: Es wird nicht mehr der zuzügliche Zeitraum der Anfangsvergütung berechnet, sondern es wird direkt standortspezifisch vergütet. Standortkategorien werden über das Verhältnis von Ertrag zu anlagenspezifischem Referenzertrag (E/R) gebildet. Die Systemgrenzen werden von 70 % bis 150 % des Referenzertrags gefasst. Alle Standortkategorien erhalten in dem Standortgütemodell eine erhöhte Anfangsvergütung, anschließend wird standortspezifisch abgesenkt. Vergütungssätze für alle Standortkategorien über 20 Jahre wurden für erhöhte Anfangsvergütungszeiträume in Höhe von drei und fünf Jahren entwickelt.

195 175 9 Wirkung von Vergütungsvarianten auf die Gesamtvergütung Im folgenden Kapitel werden die Vergütungsvarianten in Hinblick auf ihre Auswirkungen auf die Gesamtvergütungen für Windenergie dargestellt. Es werden dafür Annahmen zum Zubau und zu den erzielbaren Erträgen getroffen. Hieraus lässt sich die voraussichtliche Gesamtvergütung für die nächsten Jahre abbilden. Die Betrachtung erfolgt getrennt nach Windenergie an Land und Windenergie auf See. Im Unterschied zur Windenergie auf See wird für die Windenergie an Land davon ausgegangen, dass neu zugebaute Anlagen für den Zeitraum von 20 Jahren (maximaler Vergütungszeitraum) eine EEG-Vergütung nach verschiedenen möglichen Vergütungsmodellen erhalten. Bei Windenergie auf See werden die Berechnungen aufgrund der derzeit geltenden Vergütungssystematik durchgeführt und vorrangig unterschiedliche Mengen zum Ausbau angenommen. 9.1 Windenergie an Land In den nachfolgenden Unterabschnitten wird die Auswirkung auf die Gesamtvergütungsmenge von vier verschiedenen Vergütungsmodellen beschrieben. Dabei gilt das EEG 2012 als Referenzmodell, mit dem direkt verglichen wird. Die betrachteten Modelle sind folgende: EEG 2012 (Kapitel 8.3.1) Standortgütemodell 3 Jahre (Kapitel 8.3.3) Standortgütemodell 5 Jahre (Kapitel 8.3.3) Einstufiges Modell (Kapitel 8.3.2) Zunächst werden die Eingangsparameter für die Modellrechnung beschrieben. Anschließend werden die mittleren EEG-Vergütungssätze für einen Zubaujahrgang über 20 Jahre im Verlauf abgebildet. Es folgen die mittleren EEG-Vergütungssätze über 20 Jahre der Zubaujahrgänge 2014 bis 2016 im Vergleich und differenziert nach Standortklassen eine Auswertung der Gesamtvergütungssummen der einzelnen Vergütungsmodelle für den Zubaujahrgang Die Annahmen zum Zubau sind unter den jetzigen Bedingungen des EEG 2012 fortgeschrieben, sodass in allen Standortgüteklassen ein Zubau erfolgt, auch dort wo der Referenzertrag unter der Schwelle von 70 % liegt Eingangs-Annahmen zur Entwicklung der Gesamtvergütung Ausbauperspektiven In Kapitel 4.1 wurden bereits Ausbauziele, der realisierte Ausbau sowie mögliche Ausbaupfade beschrieben. Aus politischer Perspektive spiegelt Szenario B der Netzentwicklungspläne (NEP) der Bundesnetzagentur (BNetzA) den realistischsten Ausbaupfad der Windenergie wider und wird daher nachfolgend als Leitszenario bezeichnet. Bis 2023 enthält Szenario B der BNetzA eine Anlagenleistung an Land von 49,5 GW.

196 176 In [Nitsch 2013] wird dies als belastbare Untergrenze angesehen, diese entspricht einem jährlichen Zubau von MW. [Nitsch 2013] weist zudem darauf hin, dass durch Repowering von Altanlagen bis 2023 weitere 15 GW zugebaut werden müssten. Dies entspricht einem erforderlichen durchschnittlichen jährlichen Marktvolumen von knapp MW, bei kürzerer Nutzungsdauer von nur 18 Jahren der Altanlagen würden sich MW als Zubau pro Jahr ergeben. Im Rahmen dieses Vorhabens IIe wurde eine Abschätzung zum möglichen Zubau bis 2020 getroffen (siehe Kapitel 12.1). Danach wird von einem Zubau für 2014 bis 2016 von jährlich rund MW (netto) ausgegangen und den weiteren Berechnungen zugrunde gelegt. Verteilung des Zubaus nach Referenzertragskategorien Um einen Vergleich mit dem EEG 2012 zu ermöglichen, sind für alle betrachteten Varianten die derzeit faktisch nach EEG 2012 vergüteten Referenzertragskategorien zu berücksichtigen. Der Zubau verteilt sich 2013 bis 2016 auf die Referenzertragskategorien wie in Tabelle 61 dargestellt. Damit wird die Entwicklung aufgegriffen, die sich in der Betreiberdatenbasis für die Inbetriebnahmejahrgänge 2011 bis 2013 zur Verteilung der Kategorien ableiten lässt. Für schlechtere Standorte wird darüber hinaus angenommen, dass deren Prozentanteil am Zubau tendenziell abnehmen wird. Dies betrifft vor allem Standorte mit einem Ertrag von weniger als 75 % des Referenzertrags. An besseren Standorten wird in den nächsten Jahren unter anderem aufgrund der Entwicklungen in Schleswig-Holstein der prozentuale Anteil am Gesamtzubau für Deutschland voraussichtlich leicht zunehmen. Alle sehr guten Standorte mit einem Ertrag von mindestens 125 % des Referenzertrags werden als Gruppe zusammengefasst dargestellt. Hier wird mit einer Zunahme für 2014 gegenüber 2013 gerechnet. Mittelfristig wird aber keine signifikante Steigerung erwartet. Für die Vollbenutzungsstunden wird an den Standorten mit Erträgen von 65 % bis 125 % des Referenzertrags auf die ermittelten Vollbenutzungsstunden, dargestellt im Kapitel in Tabelle 21, zurückgegriffen, da diese eine Mengengewichtung sowohl zwischen den Größenklassen wie auch zwischen Binnenland- und übrigen Anlagen darstellen. An Standorten mit einem Ertrag von mindestens 125 % des Referenzertrags wurde entsprechend ein Mittelwert über alle zugehörigen Größenklassen gebildet. An 50-%- und 60-%- Standorten wurde das mengengewichtete Mittel verwendet, dass sich aus der Auswertung der BDB zu den Zubaujahren 2011 bis 2013 an diesen Standorten ergab.

197 177 Tabelle 61: Zubauverteilung von 2013 bis 2016 nach Standortklassen Standortklassen E/R 50% (bis < 55%) E/R 60% ( 55% bis < 65%) E/R 70% ( 65% bis < 75%) E/R 80% ( 75% bis < 85%) E/R 90% ( 85% bis < 95%) E/R 100% ( 95% bis < 105%) E/R 110% ( 105% bis < 115%) [IE Leipzig 2013] Zubauverteilung ,6% 2,5% 2,4% 2,3% 22,1% 18,0% 18,0% 17,3% 32,3% 28,1% 26,5% 24,5% 20,2% 23,0% 23,0% 23,5% 9,3% 11,5% 12,5% 13,7% 2,6% 5,5% 6,0% 6,9% 4,5% 4,7% 4,7% 4,7% E/R 120% ( 115% bis < 125%) 4,5% 4,7% 4,9% 5,1% E/R 125% 1,9% 2,0% 2,0% 2,0% Summe 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Modellvergleich der Vergütungen des Zubaujahrgangs 2014 In Tabelle 62 sind die einzelnen Vergütungssätze exemplarisch für das Inbetriebnahmejahr 2014 dargestellt. Die Anfangsvergütung des EEG 2012 entspricht dem geltenden Vergütungssatz, der sich aus der Anfangsvergütung für 2012, dem SDL-Bonus und der Degression von 1,5 % für jedes Jahr der späteren Inbetriebnahme ergibt. Die Vergütungshöhen der Standortgütemodelle mit 3 und 5 Jahren Anfangsvergütung sind aus Kapitel übernommen, wobei für die Standorte mit einem Ertrag von weniger als 65 % des Referenzertrags der Vergütungssatz des 70-%-Standortes angenommen wurde, auch in Kenntnis der Tatsache, dass hier eine Wirtschaftlichkeit unter Umständen nicht gegeben ist. Die Daten der einstufigen Variante ergeben sich aus den Ergebnissen des Kapitels 8.3.2, wobei auch hier an den Standorten mit einem Ertrag von weniger als 65 % des Referenzertrags der Vergütungssatz der 70-%-Standorte übernommen wurde. Für alle Varianten wurde eine Degression der Anfangs- und Grundvergütungssätze von 2013 bis 2016 von jährlich 1,5 %, wie im EEG 2012 festgelegt, übernommen. Tabelle 62: Vergütungssätze der vier Modelle im Vergleich, Zubaujahr 2014 Jahrgang 2014 EEG 2012 Standortgütemodell 3 Jahre Standortgütemodell 5 Jahre Einstufig Anfangsverg. Grundverg. Anfangsverg. Folgeverg. Anfangsverg. Folgeverg. Anfangsverg. Folgeverg. [ct/kwh] E/R 50% (bis < 55%) 9,13 4,73 8,92 8,92 8,92 8,92 E/R 60% (>=55% bis < 65%) 9,13 4,73 8,92 8,92 8,92 8,92 E/R 70% (>=65% bis < 75%) 9,13 4,73 8,92 8,92 8,92 8,92 E/R 80% (>=75% bis < 85%) 9,13 4,73 8,92 7,47 8,92 7,19 E/R 90% (>=85% bis < 95%) 9,13 4,73 8,92 6,68 8,92 6,25 E/R 100% (>=95% bis < 105%) 9,13 4,73 8,92 6,02 8,92 5,46 E/R 110% (>=105% bis < 115%) 9,13 4,73 8,92 5,76 8,92 5,15 E/R 120% (>=115% bis < 125%) 9,13 4,73 8,92 5,10 8,92 4,37 E/R >=125% 9,13 4,73 8,92 4,43 8,92 3,55 8,92 8,92 8,92 7,78 7,16 6,64 6,43 5,92 5,42 [IE Leipzig 2013]

198 7,9 7,9 7,7 7,4 6,9 7,3 7,2 7,1 6,8 6,3 6,8 6,7 6,6 6,3 5,9 6,6 6,6 6,4 6,1 5,8 5,9 5,8 5,7 5,5 5,2 5,9 5,8 5,7 5,5 5,2 5,7 5,6 5,5 5,3 5,1 5,3 5,3 5,2 5,0 4,8 9,1 9,0 8,8 8,4 7,8 178 Im Kapitel werden zukünftige Stromgestehungskosten bestimmt. Wie in Abbildung 77 bis Abbildung 80 gezeigt, ist eine Degression von 1,5 % bei dem Standortgütemodell (drei oder fünf Jahre erhöhte Anfangsvergütung) ausreichend. Davon ausgehend ist eine Degression von 1,5 % pro Jahr für die Vergütungssätze aufgrund der unter Kapitel aufgeführten Entwicklungen zu Ertragssteigerungen und Kostenentwicklungen möglich und sollte beibehalten werden. ct/kwh 10,00 9,00 8,00 SGK 2013 SGK 2014 SGK 2016 SGK 2018 SGK 2020 Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg ,06 8,92 8,66 8,40 8,15 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standort E/R Abbildung 77: Standortgütemodell mit 3-jähriger Anfangsvergütung, mittlere Vergütung mit 1,5 % Degression und zukünftige Stromgestehungskosten für 2,0- bis 2,5-MW-Anlagen [IE Leipzig 2013] Anmerkung: Die mittlere EEG-Vergütung ist mit Zeitbezug annuitätisch ermittelt.

199 7,9 7,9 7,7 7,4 6,9 7,3 7,2 7,1 6,8 6,3 6,8 6,7 6,6 6,3 5,9 6,6 6,6 6,4 6,1 5,8 5,9 5,8 5,7 5,5 5,2 5,9 5,8 5,7 5,5 5,2 5,7 5,6 5,5 5,3 5,1 5,3 5,3 5,2 5,0 4,8 9,1 9,0 8,8 8,4 7,8 7,8 7,7 7,5 7,2 6,7 7,1 7,1 7,0 6,7 6,2 6,7 6,7 6,5 6,2 5,9 6,2 6,2 6,0 5,8 5,5 6,1 6,1 6,0 5,8 5,4 5,7 5,7 5,6 5,4 5,1 5,4 5,4 5,3 5,1 4,9 5,2 5,2 5,1 4,9 4,7 9,1 9,0 8,8 8,4 7,8 179 ct/kwh 10,00 9,00 8,00 SGK 2013 SGK 2014 SGK 2016 SGK 2018 SGK 2020 Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg ,06 8,92 8,66 8,40 8,15 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standort E/R Abbildung 78: Standortgütemodell mit 3-jähriger Anfangsvergütung, mittlere Vergütung mit 1,5 % Degression und zukünftige Stromgestehungskosten für 3,0- bis 3,5-MW-Anlagen [IE Leipzig 2013] Anmerkung: Die mittlere EEG-Vergütung ist mit Zeitbezug annuitätisch ermittelt. ct/kwh 10,00 9,00 8,00 SGK 2013 SGK 2014 SGK 2016 SGK 2018 SGK 2020 Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg ,06 8,92 8,66 8,40 8,15 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standort E/R Abbildung 79: Standortgütemodell mit 5-jähriger Anfangsvergütung, mittlere Vergütung mit 1,5 % Degression und zukünftige Stromgestehungskosten für 2,0- bis 2,5-MW-Anlagen [IE Leipzig 2013] Anmerkung: Die mittlere EEG-Vergütung ist mit Zeitbezug annuitätisch ermittelt.

200 7,8 7,7 7,5 7,2 6,7 7,1 7,1 7,0 6,7 6,2 6,7 6,7 6,5 6,2 5,9 6,2 6,2 6,0 5,8 5,5 6,1 6,1 6,0 5,8 5,4 5,7 5,7 5,6 5,4 5,1 5,4 5,4 5,3 5,1 4,9 5,2 5,2 5,1 4,9 4,7 9,1 9,0 8,8 8,4 7,8 180 ct/kwh 10,00 9,00 8,00 SGK 2013 SGK 2014 SGK 2016 SGK 2018 SGK 2020 Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg Mittlere Verg ,06 8,92 8,66 8,40 8,15 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Standort E/R Abbildung 80: Standortgütemodell mit 5-jähriger Anfangsvergütung, mittlere Vergütung mit 1,5 % Degression und zukünftige Stromgestehungskosten für 3,0- bis 3,5-MW-Anlagen [IE Leipzig 2013] Anmerkung: Die mittlere EEG-Vergütung ist mit Zeitbezug annuitätisch ermittelt Auswirkungen auf die Gesamtvergütung Zunächst werden die vier Varianten hinsichtlich der mittleren EEG-Vergütung im zeitlichen Verlauf grafisch am Beispiel des Zubaujahrgangs 2014 gegenübergestellt (siehe Abbildung 81). Die mittlere EEG-Vergütung der Varianten EEG 2012 (blaue Linie) und der Standortgütemodelle (rote und grüne Linie) liegt in den ersten Jahren nicht weit auseinander. Der mengenmäßige Zubau findet in den Referenzertragskategorien 60 bis 80 % statt, hier ähneln sich die Anfangsvergütungen (siehe Tabelle 62). Ab 2017 wird der Unterschied jedoch im Standortgütemodell 3 Jahre und ab 2019 im Standortgütemodell 5 Jahre deutlicher erkennbar. Das einstufige Modell startet auf dem niedrigsten Niveau, 2017 wird es vom Standortgütemodell 3 Jahre (rote Linie) unterschritten, 2019 folgt das Standortgütemodell 5 Jahre (grüne Linie). Nach 19 Betriebsjahren (2033) unterschreitet die mittlere Vergütung des EEG 2012 die der einstufigen Variante und ein Jahr später die des Standortgütemodells 3 Jahre. Fast über die gesamte Zeit hinweg führt die Variante EEG 2012 zur höchsten mittleren EEG- Vergütung.

201 181 Mittlere EEG- Vergütung [ct/kwh p.a] 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 EEG 2012 Standortgütemodell 3 Jahre Standortgütemodell 5 Jahre Einstuf ig Abbildung 81: Mittlere EEG-Vergütung über 20 Jahre im Vergleich der vier Vergütungsmodelle für den Zubaujahrgang 2014 [IE Leipzig 2013] Noch deutlicher werden die Unterschiede, wenn das 20-jährige Mittel der Vergütung für die Zubaujahrgänge 2014 bis 2016 miteinander verglichen wird (siehe hierzu Abbildung 82). Im Vergleich stellt sich die niedrigste mittlere EEG-Vergütung der betrachteten Jahrgänge mit 7,65 bis 7,22 ct/kwh beim Standortgütemodell mit 5 Jahren ein. Am höchsten sind diese in der Variante EEG Werden die ersten fünf Betriebsjahre betrachtet, werden die Stromkunden im einstufigen Modell gegenüber allen anderen betrachteten Modellen mit den geringsten Auszahlungen belastet. Werden beide Standortgütemodelle miteinander verglichen, werden die Stromkunden bei der Variante mit 3 Jahren in den ersten Jahren stärker von Auszahlungen entlastet als bei der Variante mit 5 Jahren. Ersichtlich in Abbildung 82 ist außerdem die Auswirkung des Wegfalls des SDL-Bonus in den Varianten EEG 2012 ab dem Inbetriebnahmejahrgang In den anderen Varianten zeigt sich dieser Sprung nicht, da der SDL-Bonus in diesen Vergütungssätzen nicht berücksichtigt wird. Der Repowering-Bonus wurde in keiner Variante berücksichtigt.

202 8,77 7,72 7,65 7,81 8,09 7,45 7,39 7,54 7,95 7,28 7,22 7, Mittlere EEG Vergütung 20a [ct/kwh] 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0, EEG 2012 Standortgütemodell 3 Jahre Standortgütemodell 5 Jahre Einstuf ig Abbildung 82: Vergleich der mittleren EEG-Vergütung über 20 Jahre bei den vier Vergütungsmodellen für die Zubaujahrgänge 2014 bis 2016 [IE Leipzig 2013] Die absolute Höhe der EEG-Vergütungssumme in 20 Jahren ist exemplarisch für den Inbetriebnahmejahrgang 2014 in Abbildung 83 dargestellt. Es zeigt sich, dass mit rund 8,27 Milliarden die Standortgütemodell-Variante mit 5 Jahren um 13,6 % günstiger wäre als die Variante EEG 2012 und um 1,73 % günstiger als die einstufige Variante. Das Standortgütemodell 5 Jahre ist um 0,8 % günstiger als das Standortgütemodell 3 Jahre. In 20 Jahren ließen sich so mit dem Standortgütemodell 5 Jahre im Vergleich zur Variante EEG 2012 circa 1,3 Milliarden allein beim Inbetriebnahmejahrgang 2014 sparen. In Abbildung 83 ist zudem eine Aufteilung der Vergütungssummen auf die Standortkategorien nach Vergütungsmodellen vergleichend dargestellt. Es zeigt sich, dass in allen drei Vergütungsmodellen die Klassen 60 bis 70 % sowie 80 bis 90 % die höchsten Vergütungssummen aufweisen. Dahinter steht die Annahme, dass in diesen Klassen auch in den nächsten Jahren der stärkste Zubau stattfindet. Besonders für die Klassen zwischen einem Ertrag von 75 % bis 95% des Referenzertrags ist die verringerte Vergütung im Vergleich zum EEG 2012 deutlich zu erkennen.

203 183 Σ EEG- Vergütg. 20a f. Jahrg [Mrd. ] 12,0 E/R >=115% bis < 125% E/R >=95% bis < 105% E/R >=85% bis < 95% E/R >=75% bis < 85% E/R >=65% bis < 75% E/R >=55% bis < 65% E/R bis < 55% 10,0 8,0 6,0 9,42 0,53 0,47 0,58 1,27 8,19 8,13 8,29 0,41 0,40 0,43 0,38 0,37 0,39 0,46 0,45 0,47 0,89 0,88 0,91 4,0 2,0 0,0 2,37 1,99 1,98 2,02 2,47 2,41 2,41 2,41 1,35 1,32 1,32 1,32 0,15 0,15 0,15 0,15 Einstufig EEG 2012 Standortgütemodell 3 Jahre Standortgütemodell 5 Jahre Abbildung 83: Vergleich der EEG-Vergütung über 20 Jahre bei den vier Vergütungsmodellen für den Zubaujahrgang 2014 nach Standortklassen [IE Leipzig 2013] Fazit Im Vergleich der Varianten müssen die Anlagenbetreiber im Standortgütemodell 5 Jahre mit den geringsten Vergütungen auskommen. Allerdings liegen die drei Varianten außer dem EEG 2012 dicht beieinander. Betrachtet man im System über 20 Jahre EEG-Vergütungszeitraum nur die ersten fünf Vergütungsjahre, so spart im Vergleich der Standortgütemodelle die Variante mit drei Jahren gegenüber der Variante mit 5 Jahren kurzfristig mehr volkswirtschaftliche Kosten ein. 9.2 Windenergie auf See Nachfolgend sollen die Auswirkungen verschiedener Vergütungsvarianten für Windenergie auf See auf die Gesamtvergütung dargestellt werden. Grundsätzlich ist zwischen einer Vergütung nach dem Stauchungsmodell oder nach dem klassischen Modell zu unterscheiden. Hier liegt der Schwerpunkt auf unterschiedlichen Zubaumengen.

204 Eingangs-Annahmen zur Entwicklung der Gesamtvergütung Zunächst werden die Annahmen für die Berechnung der Gesamtvergütungen dargelegt. Annahmen zum Zubau Für die Entwicklung der Gesamtvergütung für Windenergie auf See wurde zunächst ein Ausbaupfad bis 2020 definiert. Für die meisten genehmigten Windparks ist bisher kein Beginn der Baumaßnahmen bekannt, da für fast alle Parks noch keine finale Investitionsentscheidung erfolgt ist. In diesen Fällen beziehungsweise wenn kein anderes Jahr für den Beginn der Baumaßnahmen angegeben war, wurde auf die Frist für den spätesten Baubeginn innerhalb der Genehmigung abgestellt. Die notwendigen Daten für die Festlegung eines Ausbaupfades wurden vom BSH zur Verfügung gestellt [BSH 2013]. Auf die Frist für den spätesten Baubeginn wurden 30 Monate für die Fertigstellung von OWP mit 50 bis 80 WEA addiert, bei einer Anzahl von weniger als 50 WEA wurden 24 Monate Bauzeit vorausgesetzt 7. Zusätzlich wurde die Bedingung zugrunde gelegt, dass für alle genehmigten Parks auch eine Investitionsentscheidung bis zur Frist für den spätesten Baubeginn erfolgen wird und keinerlei Verzögerungen auftreten. Dieses so ermittelte optimale Szenario wird nach bisherigen Erkenntnissen nicht eintreten, es wird aber als Grundlage für die weiteren Berechnungen verwendet. Zusätzlich wurden ein mittleres und ein unteres Szenario erstellt, in denen davon ausgegangen wird, dass für einen bestimmten Prozentsatz der Parks nicht bis zur Frist für den spätesten Baubeginn eine Investitionsentscheidung erfolgen und damit die Leistung aus dem optimalen Szenario nicht in vollem Umfang zur Verfügung stehen wird. Für das mittlere Szenario wird konkret eine 20 % geringere Zubauleistung für das Jahr 2014 und eine 17,5 % geringere Zubauleistung für die Jahre 2015 und 2016 angenommen. Gründe hierfür sind die von der Branche angeführten Verzögerungen bei den Netzanbindungen, die Diskussion um die Neugestaltung der Förderung der Windenergie auf See nach dem EEG sowie die Bundestagswahl im Herbst 2013, die zu einer zögerlichen oder abwartenden Haltung bei Investoren geführt haben. Für die Jahre ab 2017 wird davon ausgegangen, dass der Zubau pro Jahr 15 % geringer ist, als im optimalen Szenario. Gründe hierfür sind allgemeine Verzögerungen beim Bau der Projekte zum Beispiel durch das Abspringen von Investoren et cetera. Für das untere Szenario wurden höhere Ausfallraten angenommen. Die Annahmen zum Zubau der Szenarien zeigt Tabelle Der Windpark Riffgat mit 30 WEA wurde in nur 14 Monaten in der 12-sm-Zone errichtet, Bard Offshore 1 benötigte hingegen eine Bauzeit von etwa 36 Monaten, was an der Anzahl von 80 WEA, der Lage in der AWZ (größere Küstenentfernung und Wassertiefe) und fehlenden Erfahrungen lag. Es wird daher hier davon ausgegangen, dass durch Lerneffekte für Windparks mit 80 WEA in der AWZ zukünftig nur maximal 30 Monate Bauzeit benötigt werden.

205 185 Tabelle 63: Zubauannahmen für die verschiedenen Szenarien Jahr [IE Leipzig 2013] Optimales Szenario ohne Verzögerungen Zubau [MW] Gesamt- Leistung am Jahresende [MW] Mittleres Szenario mit leichten Verzögerungen Zubau [MW] Gesamt- Leistung am Jahresende [MW] Zubau [MW] Ø Zubau Im mittleren Szenario werden bis Ende 2020 etwa 8,5 GW installiert sein. Dieser Wert entspricht den aktuellen Äußerungen der Branche [Friedrichs 2013] und wird hier als Trend-Szenario eingeschätzt. Pro Jahr werden in diesem Szenario durchschnittlich etwa 1,0 GW an WEA-Leistung installiert. Das untere Szenario geht von einer durchschnittlichen jährlichen Zubaurate von rund 0,8 GW aus sowie einer installierten Gesamtleistung von 6,7 GW bis zum Jahr Diese Leistung entspricht in etwa den Plänen des Koalitionsvertrages von CDU/CSU/SPD, die installierte Leistung auf See bis zum Jahr 2020 von 10,0 GW auf 6,5 GW zu senken. Annahmen zu durchschnittlichen Vollbenutzungsstunden/Erträgen Unteres Szenario mit starken Verzögerungen Gesamt- Leistung am Jahresende [MW] Die Vollbenutzungsstunden im mittleren Szenario werden beim Einsatz gleichbleibender Technik für die nächsten 1 bis 3 Ausbaujahre voraussichtlich nur geringfügig höher sein, als für die darauf folgenden Jahre ab 2017 und zunächst leicht sinken. Dies wird angenommen unter der Prämisse einer immer stärkeren Verschattung der Parks untereinander durch die Zunahme von fertig installierten Parks in den Clustern sowie der Verschattung innerhalb der Parks durch eine höhere Anzahl installierter WEA je OWP. Da allerdings ab 2017 mit der zunehmenden Installation von Anlagen im 6-MW-Bereich und größeren Rotordurchmessern gerechnet wird [Prognos u.a. 2013], werden die Vollbenutzungsstunden insgesamt jedoch leicht ansteigen. Auch ein optimiertes Parklayout kann zu höheren Vollbenutzungsstunden beitragen und wird nach den gesammelten Erkenntnissen aus früher errichteten Parks voraussichtlich in den späteren Zubaujahren genutzt. Zur Problematik der Verschattung fehlen allerdings noch belastbarere Aussagen zum tatsächlichen Ausmaß von Verschattungseffekten. Die angeführten Werte stellen somit Annahmen dar. Für die bis Ende 2012 installierte Leistung von 280 MW werden vereinfacht Vollbenutzungsstunden pro Jahr angenommen.

206 186 Tabelle 64: Durchschnittliche Vollbenutzungsstunden über 20 Jahre nach Zubaujahr im mittleren Szenario Jahr Ø VBH p.a. Vollbenutzungsstunden [h] [IE Leipzig 2013] Die angegebenen Vollbenutzungsstunden entsprechen einer durchschnittlichen Entwicklung nach Szenario 1 von Prognos und Fichtner [Prognos u.a. 2013]. Die Werte für 2014 bis 2016 sowie von 2018 und 2019 stammen nicht aus der Studie und wurden aus der Höhe des Zubaus in den jeweiligen Jahren abgeleitet 8. Für die einzelnen Zubaujahre wird angenommen, dass die installierte Leistung nur circa 30 % ihrer jährlichen Vollbenutzungsstunden erreichen wird. Dies hängt mit den Wetterfenstern zusammen, in denen der Zubau von WEA auf dem Meer erfolgt. In diesen Monaten (circa April bis September) ist die durchschnittliche Windgeschwindigkeit geringer und die Wellenhöhe damit niedriger, sodass die Errichtung überhaupt erst möglich beziehungsweise einfacher wird. Zusätzlich werden hiermit mögliche Probebetriebsphasen sowie Anfangsschwierigkeiten berücksichtigt. Im unteren Szenario ist die zugebaute Leistung geringer, sodass Verschattungseffekte weniger stark auftreten als im mittleren Szenario. Es müssen daher tendenziell höhere Vollbenutzungsstunden angesetzt werden (Tabelle 65). Auch hier wird davon ausgegangen, dass die installierte Leistung nur circa 30 % ihrer jährlichen Vollbenutzungsstunden erreichen wird. Aus den Vollbenutzungsstunden und dem Zubau sowie den Abschlägen bei den Vollbenutzungsstunden für das Zubaujahr ergeben sich die Erträge in Tabelle Die Jahre 2015 bis 2018 weisen voraussichtlich hohe Zubauraten auf, weshalb die Vollbenutzungsstunden wegen der starken Verschattung zunächst sinken. Obwohl ab 2017 vermehrt Anlagen mit höheren Vollbenutzungsstunden installiert werden, steigen die Vollbenutzungsstunden aufgrund immer stärker wirkenden Verschattungseffekten bis 2018 nur geringfügig.

207 187 Tabelle 65: Durchschnittliche Vollbenutzungsstunden über 20 Jahre nach Zubaujahr im unteren Szenario Jahr Ø VBH p.a. Vollbenutzungsstunden [h] [IE Leipzig 2013] Tabelle 66: Voraussichtliche Erträge im mittleren und im unteren Szenario Mittleres Szenario Unteres Szenario Jahr Erträge aus Zubau [MWh] Gesamterträge am Jahresende [MWh] Erträge aus Zubau [MWh] Gesamterträge am Jahresende [MWh] Ø Ertragssteigerung [IE Leipzig 2013] In den Erträgen am Ende des Jahres 2013 wurde die bis Ende 2012 installierte Leistung von 280 MW mit Erträgen von MWh mit berücksichtigt. Insgesamt werden bis Ende 2020 im mittleren Szenario circa 31,7 TWh erzeugt und im unteren Szenario etwa 24,9 TWh. Annahmen zur installierten Leistungsklasse Prognos und Fichtner geben in ihrer Studie zu den Kostensenkungspotenzialen der Windenergie auf See an, dass ab 2013 bis 2016 die durchschnittliche installierte Leistungsklasse im 4-MW-Bereich liegen wird [Prognos u.a. 2013]. Ab 2017 werden WEA im 6-MW-Bereich dominieren. Auch die Daten des BSH enthielten Angaben zur geplanten Leistungsklasse je Windpark [BSH 2013].

208 188 Die Leistungsklasse kann aber noch vor Beginn der Bauphase geändert werden, so dass dann bei Nutzung einer höheren WEA-Leistung weniger Anlagen je OWP errichtet werden. Die Übertragungskapazitäten der Konverterplattformen wirken sich dabei begrenzend auf die zubaubare Leistung aus. Annahmen zur Direktvermarktung Nach Angaben aus der Branche wird Windenergie auf See nach dem EEG 2012 voraussichtlich nach 8 bis 9 Jahren direkt vermarktet werden, sofern das Stauchungsmodell als Vergütungsmodell gewählt wird [Friedrichs 2013]. Zusätzliche Einnahmen aus einer früheren Direktvermarktung vor Ablauf des genannten Zeitraumes, etwa über die Marktprämie, werden hier im ersten Schritt nicht berücksichtigt. Im Rahmen der Sensitivitätenanalyse in Kapitel wird eine zurzeit vermehrt diskutierte verpflichtende Direktvermarktung und die dafür notwendige Zuzahlung zur Vergütung betrachtet. Die Höhe dieser Zahlung wird in Kapitel 9.3 umfassend hergeleitet. Annahmen zur Wahl des Stauchungsmodells Das optionale Stauchungsmodell für Windenergie auf See mit einer erhöhten Anfangsvergütung von 19 ct/kwh über 8 Jahre wurde bereits in Kapitel 2.2 grundlegend erläutert. Es bietet für Betreiber den Vorteil, dass sie ihre Kredite schneller tilgen können und sich dadurch die Finanzierungsbereitschaft der Fremdkapitalgeber tendenziell erhöht. Wird das Stauchungsmodell nicht in Anspruch genommen, sondern das klassische Modell, so sinken die Wirtschaftlichkeit und finanzwirtschaftliche Realisierbarkeit von Projekten sehr deutlich [EEHH 2013]. Allerdings belastet das Stauchungsmodell durch die höheren Anfangsvergütungen kurzfristig die EEG-Umlage stärker. Das Stauchungsmodell ist nach EEG 2012 ab Inbetriebnahme am 1. Januar 2018 nicht mehr wählbar. Im Rahmen der Koalitionsverhandlungen und dem Entwurf des Koalitionsvertrages wird eine Verlängerung des Stauchungsmodells bis Ende 2019 vorgeschlagen. Von der Branche wurde mehrfach darauf hingewiesen, wie wichtig das Stauchungsmodell zur Umsetzung der OWP ist und dass es deshalb mengenmäßig erweitert werden sollte (siehe Kapitel 9.2.4). Zurzeit wird von fast allen genehmigten OWP eine Vergütung nach Stauchungsmodell angestrebt. Allerdings ist bekannt, dass ein OWP voraussichtlich nicht das Stauchungsmodell wählen wird. Es wird davon ausgegangen, dass dies allerdings die Ausnahme sein wird. Deshalb wird eine Quote von 95 % für die Wahl des Stauchungsmodells bis Inbetriebnahme Ende 2017 zugrunde gelegt. Dadurch ergibt sich die Aufteilung der jährlich neu zu erzielenden Erträge auf das Stauchungsmodell und die klassische Vergütung in Tabelle 67.

209 189 Tabelle 67: Erträge mit Vergütung mit und ohne Stauchungsmodell für neu installierte Leistung in den jeweiligen Zubaujahren gemäß EEG 2012 Mittleres Szenario Unteres Szenario Jahr Erträge mit Stauchungsmodell [MWh] Erträge ohne Stauchungsmodell [MWh] Erträge mit Stauchungsmodell [MWh] Erträge ohne Stauchungsmodell [MWh] [IE Leipzig 2013] Annahmen zur Verlängerung der Anfangsvergütung aufgrund Küstenentfernung und Wassertiefe Die Anfangsvergütung wird ab dem 9. Betriebsjahr (Ablauf der erhöhten Anfangsvergütung im Stauchungsmodell) beziehungsweise dem 13. Betriebsjahr (Ablauf der Anfangsvergütungsphase im klassischen Vergütungsmodell) anhand der Küstenentfernung und Wassertiefe verlängert. Da unter den hier getroffenen Annahmen erst ab 2021 mit Auswirkungen dieser Verlängerung zu rechnen ist die in 2013 installierte und nach dem Stauchungsmodell vergütete Leistung verlässt die erhöhte Anfangsvergütungsphase nach 8 Betriebsjahren haben Verlängerungszeiträume in dieser Betrachtung der Gesamtvergütungen keine Auswirkungen. Wie lang die durchschnittlichen Verlängerungszeiträume nach EEG 2012 für die zukünftig installierte Leistung sein werden, wird in Kapitel betrachtet Auswirkungen auf die Gesamtvergütung Tabelle 68 zeigt die Entwicklung der Gesamtvergütungen im mittleren Szenario bis Im Jahr 2015 läge die Gesamtvergütung für Windenergie auf See nach dem mittleren Szenario bei rund 1,0 Milliarde Euro, im Jahr 2017 bei 3,2 Milliarden Euro und im Jahr 2020 bei 5,4 Milliarden Euro. Durch die niedrigeren Zubauraten im unteren Szenario sind die Vergütungen dort niedriger (siehe Tabelle 69). Im Jahr 2015 beträgt die Gesamtvergütung im unteren Szenario voraussichtlich 0,9 Milliarden Euro, im Jahr 2017 liegt die Vergütung bei 2,8 Milliarden Euro und im Jahr 2020 bei 4,3 Milliarden Euro.

210 190 Tabelle 68: Entwicklung der Gesamtvergütungen im mittleren Szenario (ohne Prämien) Mittleres Szenario Jahr Kosten aus Zubau [Euro] Kosten aus Bestand [Euro] Gesamtkosten [Euro] [IE Leipzig 2013] Tabelle 69: Entwicklung der Gesamtvergütungen im unteren Szenario (ohne Prämien) Jahr Kosten aus Zubau [Euro] Unteres Szenario Kosten aus Bestand [Euro] Gesamtkosten [Euro] [IE Leipzig 2013] Sensitivitätenanalyse Darüber hinaus wird eine Sensitivitätenanalyse durchgeführt und ein anderes Verhältnis von Stauchungsmodell zu klassischem Modell, zu 85 % Wahl des Stauchungsmodells und zu 15 % Wahl des klassischen Modells, berücksichtigt. Die Gesamtvergütung würde in diesem Fall in 2020 bei rund 5,3 Milliarden Euro und damit nur geringfügig unter dem Wert für das mittlere Szenario bei 95 % Stauchungsmodell und 5 % klassischem Modell liegen (siehe Tabelle 70). Die Gesamtvergütung würde im unteren Szenario in diesem Fall in 2020 bei rund 4,2 Milliarden Euro und damit ebenfalls nur geringfügig unter dem Wert für das untere Szenario bei 95 % Stauchungsmodell und 5 % klassischem Modell liegen (siehe Tabelle 71).

211 191 Tabelle 70: Sensitivität - Entwicklung der Gesamtvergütungen im mittleren Szenario (ohne Prämien) bei 85 % mit Stauchungsmodell vergüteter Erträge und 15 % ohne Stauchungsmodell Jahr Kosten aus Zubau [Euro] Mittleres Szenario Kosten aus Bestand [Euro] Gesamtkosten [Euro] [IE Leipzig 2013] Tabelle 71: Sensitivität - Entwicklung der Gesamtvergütungen im unteren Szenario (ohne Prämien) bei 85 % mit Stauchungsmodell vergüteter Erträge und 15 % ohne Stauchungsmodell Jahr Kosten aus Zubau [Euro] Unteres Szenario Kosten aus Bestand [Euro] Gesamtkosten [Euro] [IE Leipzig 2013] Zusätzlich zu den bisherigen Betrachtungen soll eine Ausweitung des Stauchungsmodells zu 19 ct/kwh bis Ende 2019 berücksichtigt werden. Dies entspricht den Vorschlägen aus den Koalitionsverhandlungen. Das klassische Vergütungsmodell wird voraussichtlich ebenfalls bis Ende 2019 verlängert. Es wird daher folgende Sensitivität berechnet: Die klassische Vergütung ohne Stauchung wird bis Ende 2019 verlängert und beträgt 15 ct/kwh, ab 2020 wird eine Degression von 7 % unterstellt. Es wird erneut vorausgesetzt, dass zu 95 % das Stauchungsmodell und nur zu 5 % das klassische Modell gewählt wird. Für den Zubau werden erneut das mittlere und das untere Szenario herangezogen.

212 192 Nachfolgend werden in Tabelle 72 die Entwicklung der Gesamtkosten im mittleren Szenario und in Tabelle 73 die Gesamtvergütungsentwicklung für das untere Szenario bei Ausweitung des Stauchungsmodells und der klassischen Vergütung von 15 ct/kwh bis Ende 2019 dargestellt. Im Jahr 2020 beträgt die Gesamtvergütung im mittleren Szenario mit Ausweitung des Stauchungsmodells sowie der klassischen Vergütung in Höhe von 15 ct/kwh bis Ende 2019 voraussichtlich 5,9 Milliarden Euro. Im Jahr 2020 beträgt die Gesamtvergütung im unteren Szenario mit Ausweitung des Stauchungsmodells sowie der klassischen Vergütung in Höhe von 15 ct/kwh bis Ende 2019 voraussichtlich 4,6 Milliarden Euro. Tabelle 72: Entwicklung der Gesamtvergütungen im mittleren Szenario (Ausweitung des Stauchungsmodells und der klassischen Vergütung von 15 ct/kwh bis Ende 2019) Jahr Kosten aus Zubau [Euro] Mittleres Szenario Kosten aus Bestand [Euro] Gesamtkosten [Euro] [IE Leipzig 2013] Tabelle 73: Entwicklung der Gesamtvergütungen im unteren Szenario (Ausweitung des Stauchungsmodells und der klassischen Vergütung von 15 ct/kwh bis Ende 2019) Jahr Kosten aus Zubau [Euro] Unteres Szenario Kosten aus Bestand [Euro] Gesamtkosten [Euro] [IE Leipzig 2013] Als weitere Sensitivitäten sollen die Auswirkungen einer verpflichtenden Direktvermarktung (DV) auf die Gesamtvergütung berechnet werden. Die detaillierte Herleitung eines Aufschlages auf die Vergütung für die Direktvermarktungspflicht erfolgt in Kapitel 9.3. Es wird davon ausgegangen, dass für die Jahre bis 2020 dieser Aufschlag in einer Höhe von

213 193 0,35 ct/kwh bis 0,30 ct/kwh anfallen wird. Die genaue Verteilung der Aufschlagshöhen auf die verschiedenen Jahre zeigt Tabelle 74. Tabelle 74: Angenommene Verteilung der Aufschlagshöhen für die verpflichtende Direktvermarktung bis 2020 Parameter Aufschlagshöhe [ct/kwh] Aufschlag für verpflichtende Direktvermarktung im Jahr ,35 0,35 0,35 0,34 0,33 0,32 0,31 0,30 [IE Leipzig 2013] Aus den ermittelten Erträgen in Tabelle 66 und den Kosten für die Vergütung nach EEG aus Tabelle 68 und Tabelle 69 werden anschließend die Gesamtzahlungen (Vermarktungserlöse, Marktprämie und Aufschlag für DV) ermittelt. Für die Vermarktungserlöse werden voraussichtliche Strommarktpreise aus einem anderen laufenden Vorhaben des IE Leipzig zugrunde gelegt. Die Ergebnisse für das mittlere Szenario zeigt Tabelle 75 und für das untere Szenario Tabelle 76. Tabelle 75: Entwicklung der Gesamtzahlungen im mittleren Szenario bei verpflichtender Direktvermarktung Jahr Vermarktungserlöse [Euro] Marktprämie [Euro] Mittleres Szenario Aufschlag für DV [Euro] Gesamt Marktprämie+ Aufschlag [Euro] [IE Leipzig 2013] Tabelle 76: Entwicklung der Gesamtzahlungen im unteren Szenario bei verpflichtender Direktvermarktung Jahr Vermarktungserlöse [Euro] Marktprämie [Euro] Unteres Szenario Aufschlag für DV [Euro] Gesamt Marktprämie+ Aufschlag [Euro] [IE Leipzig 2013]

214 Mengenmäßige Erweiterung des Stauchungsmodells Die Übertragungsnetzbetreiber und die AG Betreiber der Stiftung Offshore-Windenergie forderten in einem Positionspapier vom 9. Oktober 2013 [ÜNB 2013a] beziehungsweise im Rahmen einer Veranstaltung zur zukünftigen Vergütung am 21. Oktober 2013 [Friedrichs 2013], das Stauchungsmodell nicht mehr wie nach EEG 2012 für OWP mit einer Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2017 zur Verfügung zu stellen, sondern stattdessen das optionale Stauchungsmodell mengenmäßig zu erweitern. Nach den Vorschlägen soll für 8,5 GW installierte Leistung auf See das Stauchungsmodell als Vergütung gewährt werden. Um dies kostenneutral zu ermöglichen, könnte die Vergütung etwa über 10 statt 8 Jahre in einer geringeren Höhe als 19 ct/kwh gezahlt werden ( ggf. barwertneutrale Streckung ). Die installierte Leistung von 8,5 GW würde voraussichtlich in 2020 erreicht [Friedrichs 2013]. Diese Positionen entsprechen grob dem Zubau nach dem oben aufgezeigten mittleren Szenario und würden bedeuten, dass die nach diesem Szenario installierte Leistung komplett nach dem Stauchungsmodell vergütet werden würde. Es wird für die Berechnung daher angenommen, dass der Vergütungssatz von 19 ct/kwh unverändert bis 2020 gilt. Die bis Ende 2012 installierte Leistung wird nach klassischem Modell vergütet. Die Entwicklung der Gesamtvergütung zeigt Tabelle 77. Die Gesamtvergütung mit der mengenmäßigen Erweiterung des Stauchungsmodells beläuft sich im Jahr 2020 auf etwa 6,0 Milliarden Euro. Tabelle 77: Entwicklung der Gesamtvergütung mit der mengenmäßigen Erweiterung des Stauchungsmodells Jahr Neue Kosten aus Zubau [Euro] Branchenvorschlag bzw. Mittleres Szenario Kosten aus Bestand [Euro] Gesamtkosten [Euro] [IE Leipzig 2013] Zusammenfassung Zum Abschluss sollen noch einmal alle für Windenergie auf See berechneten Varianten der Gesamtvergütungen für die beiden Szenarien miteinander verglichen werden. Die Gesamtvergütungen für das mittlere Szenario sind Abbildung 84 zu entnehmen, die Gesamtvergütungen für das untere Szenario zeigt Abbildung 85. Zusätzlich werden die Anteile der Zubaujahrgänge an den Gesamtvergütungen dargestellt.

215 195 Die mengenmäßige Ausweitung des Stauchungsmodells nach Vorschlägen der Branche zeigt dabei die höchsten Gesamtvergütungen, gefolgt von der Ausweitung des Stauchungsmodells sowie der klassischen Vergütung nach EEG 2012 bis 2019 sowohl im mittleren als auch im unteren Szenario. Gesamtvergütungen in Mio EEG 2012 (95 % Stauchungsmodell, 5% klassisches Modell) EEG 2012 (85 % Stauchungsmodell, 15 % klassisches Modell) Ausweitung des Stauchungsmodells sowie der klassischen Vergütung bis Ende 2019 Branchenvorschlag zur mengenmäßigen Erweiterung des Stauchungsmodells Abbildung 84: Gesamtvergütungsvarianten für das mittlere Szenario [IE Leipzig 2013]

216 196 Gesamtvergütungen in Mio EEG 2012 (95 % Stauchungsmodell, 5% klassisches Modell) EEG 2012 (85 % Stauchungsmodell, 15 % klassisches Modell) Ausweitung des Stauchungsmodells sowie der klassischen Vergütung bis Ende Abbildung 85: Gesamtvergütungsvarianten für das untere Szenario [IE Leipzig 2013] 9.3 Anhaltspunkte für eine angemessene Berücksichtigung der Direktvermarktungskosten Ausgangslage Die aktuell geltenden Marktprämien gehen grundsätzlich von Gestehungskosten für EE- Strom in gleicher Höhe aus wie sie in den festen Einspeisevergütungen des EEG festgelegt sind. Dies gilt unabhängig vom aktuellen absoluten Vergütungssatz, der jeweils so bemessen sein soll, dass die Investitions- und Betriebskosten für Windenergieanlagen gedeckt werden können, einschließlich einer Rendite als Investitionsanreiz. Um die zusätzlichen Kosten der Vermarktung durch Dritte zu decken, wurde mit dem EEG 2012 die Managementprämie eingeführt, die an Anlagenbetreiber gezahlt wird, wenn diese andere Händler als die ÜNB mit der Vermarktung des erzeugten Stroms beauftragen. Die aktuell geltende Managementprämie beruht auf [ISI u.a. 2012a] und liegt für fluktuierende Energieträger, darunter Windenergie, gemäß [MaPrV 2012] 2013 bei 0,75 ct/kwh für fernsteuerbare und 0,65 ct/kwh für nicht fernsteuerbare Anlagen. Herleitung der reinen Direktvermarktungskosten aus verschiedenen Quellen Im Jahr 2013 wurde die Managementprämie nach einer Einschätzung von Vermarktern [Klobasa 2013] teilweise für die Deckung der Vermarktungskosten (0,40 ct/kwh) und teilweise für die Schaffung eines zusätzlichen Anreizes für die Anlagenbetreiber genutzt (0,25 ct/kwh sowie gegebenenfalls 0,10 ct/kwh zur Refinanzierung der Fernsteuerungseinrichtungen [Klobasa 2013] / [ISI u.a. 2012b].

217 197 Im Jahr 2012 konnten beide Seiten noch eine zusätzliche Rendite erzielen, da die Managementprämie mit 1,20 ct/kwh höher lag. Nach dieser Quelle reichen im Jahr 2013 für die Direktvermarktung fluktuierender Energieträger 0,40 ct/kwh aus. Als eine der Grundlagen für die Anpassung der Managementprämie im Jahr 2013 wurde in [ISI u.a. 2012a] die Prognose des Profilserviceaufwands im Rahmen der EEG- Umlage für 2012 [ÜNB 2011] zugrunde gelegt und der Menge der eingespeisten fluktuierenden Energieträger Wind- und PV-Strom zugeordnet. Damit ergaben sich Vermarktungskosten für die ÜNB von circa 0,25 /kwh. Dahinter steht die Annahme, dass der Profilserviceaufwand nur für die fluktuierenden Energieträger anfällt [Klobasa 2013]. Diese Prognose des Profilserviceaufwandes der ÜNB unterlag in jedem bisherigen Jahr sehr großen Schwankungen, da Vorzieh- und Nachholeffekte auftreten [ÜNB 2010, ÜNB 2011, ÜNB 2012b]. Im Rahmen der monatlichen Abrechnung der ÜNB ergeben sich später häufig erheblich davon abweichende Werte [ÜNB 2012a, ÜNB 2012c, ÜNB 2013b]. Dort sind die Ist-Werte unter den Positionen Einnahmen aus Abrechnung EEG-BK, notwendige Kosten aus Abrechnung EEG-BK, notwendige Kosten für den untertägigen Ausgleich und notw. Kosten f. Erstellung vortäg. + untertäg. Prognosen enthalten [Stotz 2013]. Weil die Abrechnungen der Bilanzkreise häufig mit mehrmonatiger Verspätung erfolgen, sind die Daten hierzu nur bis Mai 2013 nutzbar [ÜNB 2013b, Klobasa 2013, Stotz 2013]. Echte Veränderungen für 2013 könnten erst aus einer deutlich längeren Zeitreihe abgeleitet werden. Dabei ergibt sich folgendes Bild zu den Kosten des Profilserviceaufwands für die ÜNB, wenn die Kosten jeweils auf die durch die ÜNB vermarkteten Strommengen aus Solarund Windenergie bezogen werden: Tabelle 78: Kosten für Profilserviceaufwand von 2011 bis 2014 Kosten Profilserviceaufwand in ct/kwh Prognose im Zuge der Umlageberechnung 0,578 ct/kwh [ÜNB 2010] 0,244 ct/kwh [ÜNB 2011] 0,068 ct/kwh 9 [ÜNB 2012b] 0,439 ct/kwh [ÜNB 2013c] Ist-Werte 0,125 ct/kwh [ÜNB 2012a] 0,357 ct/kwh [ÜNB 2012c] 0,526 ct/kwh [ÜNB 2013b], bis Mai -- [Darstellung: IE Leipzig 2013] Hinzu kommen die Kosten für Börsenzulassung und Handelsanbindung, die sowohl für die Vermarktung fluktuierender als auch der übrigen EE-Energiequellen erforderlich sind. Hier fallen jährlich Kosten in ähnlicher Größenordnung an (für die ÜNB 3 bis 5 Millionen Euro). 9 Eventuell fehlerhafte Angabe, für 2014 wird hier wieder ein höherer Wert erwartet [Stotz 2013].

218 198 Sobald diese Kosten jedoch auf die vermarkteten Mengen bezogen werden, zeigen sich Unterschiede. So haben die ÜNB im Jahr 2011 noch den weitaus größten Teil aller eingespeisten EEG-Energie selbst vermarktet. Durch die Einführung der Marktprämie ist dieser Anteil stark gesunken, am stärksten im Bereich der Windenergie. Im EEG 2012 wurde aufgrund der kleinteiligeren Vermarktung durch die Stromhändler noch von deutlich höheren Kosten bei einer Vermarktung durch Stromhändler ausgegangen als bei einer Vermarktung durch die ÜNB. Weiterhin wurde davon ausgegangen, dass für fluktuierende Energiequellen der Aufwand höher ist, da hier der Aufwand für genaue Prognosen sowie für die Beschaffung von Ausgleichsenergie bei Prognosefehlern deutlich höher ist. Tatsächlich wird es von den im Zuge der Kurz-Recherche Befragten durchweg als korrekt angesehen, die Kosten des Profilserviceaufwands, die im Kern dadurch anfallen, dass stündliche Prognosen erstellt werden müssen und dass bei Prognoseabweichungen kurzfristig Ausgleichsenergie beschafft (oder ein Überschuss verkauft) werden muss, nur den fluktuierenden Energieträgern Solar- und Windenergie zuzurechnen. Die Kosten der Börsenzulassung und Handelsanbindung fallen jedoch unabhängig davon an, ob die vermarkteten Mengen aus fluktuierenden oder anderen Energieträgern stammen. Die Kosten für die Erstellung genauer Prognosen haben sich inzwischen geändert: Die meisten Direktvermarkter können direkt auf die Anlagen und ihre Daten zugreifen und haben damit für eine genaue Prognose die besseren Datengrundlagen. Weiterhin liegen bei der Prognose von Windenergie-Einspeisung bereits langjährige Erfahrungen vor, während die Prognose der Einspeisung von Solarenergie noch nicht gleichermaßen ausgereift ist. Insbesondere die Fälle von Schneebedeckung und Nebel machen hier noch Schwierigkeiten, außerdem sind die morgens ansteigenden und nachmittags abfallenden Flanken der PV-Einspeisung erfahrungsgemäß schwer zu vermarkten [Klobasa 2013, Stotz 2013]. Da die Windenergie heute zu über 80 % über die Marktprämie vermarktet wird, während dies für die Solarenergie erst zu rund 10 % gilt, sind die tatsächlichen Vermarktungskosten der ÜNB, die überwiegend PV vermarkten, offenbar höher als die tatsächlichen Vermarktungskosten der Stromhändler, die vorwiegend Windenergie im Portfolio haben. Aufgrund von Fixkosten (zum Beispiel bei der Börsenzulassung) und wegen eines möglichen Ausgleichs von Prognosefehlern in größeren Portfolios (so kann bei der Prognose ein überschätzter Windertrag durch einen unterschätzten Solarertrag anderer Anlagen ausgeglichen werden; dies wird umso wahrscheinlicher, je mehr Anlagen im Portfolio sind), sind die Vermarktungskosten zusätzlich von der Portfolio-Größe des Stromhändlers sowie von dessen Energieträgermix abhängig. Bei den ÜNB ergeben sich für die Börsenzulassung und Handelsanbindung Kosten von 0,005 ct/kwh bis circa 0,020 ct/kwh, wenn die Daten auf alle vermarkteten Energieträger bezogen werden. Aus [ÜNB 2011] lässt sich so zusammen mit den deutlich höheren Kosten für den Profilserviceaufwand der Wert von 0,25 ct/kwh ableiten, der bei [ISI 2012a] als Benchmark verwendet wurde.

219 199 Unter der Annahme von hinreichend großen Portfolios von Stromhändlern hält [Klobasa 2013] Vermarktungskosten von 0,25 ct/kwh für die Vermarktung von Windenergie deshalb für erreichbar. Dabei stützt er sich auf die ÜNB-Prognose der EEG-Umlage für 2012 [ÜNB 2011]. Tatsächlich lagen die Vermarktungskosten der ÜNB 2012 höher [ÜNB 2012c], enthielten jedoch einen geringeren Anteil an Windenergie als geplant. Als maximal erforderlich sieht Klobasa die in [ISI u.a. 2012b] zitierte Abschätzung von 0,40 ct/kwh an [Klobasa 2013], wobei auch diese sich auf einen Informationsstand des Jahres 2012 bezieht. Die Vermarktung umfasst bei unterschiedlichen Vermarktern auch nicht immer die gleichen Dienstleistungen. So beteiligen sich nicht alle Händler am Intradayhandel der EPEX Spot, sodass nicht für alle Anlagen stündliche Prognosen geliefert werden, teilweise werden stündliche Prognosen nur zu den Börsenöffnungszeiten aktualisiert; die ÜNB vermarkten ihre Mengen jedoch rund um die Uhr [Stotz 2013]. Die höhere Prognosegenauigkeit, die der Zugriff auf die Anlagen durch die Direktvermarkter möglich macht [ISI u.a. 2013], wird also nicht immer auch genutzt. Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass bei der Vermarktung von fluktuierenden erneuerbaren Energien Kosten von 0,2 ct/kwh bis 0,5 ct/kwh anfallen dürften, im Einzelfall hängt dies wesentlich von der Portfoliostruktur und -größe des Händlers ab. Sofern nur Windenergie vermarktet wird, reichen 0,2 ct/kwh bis 0,4 ct/kwh aus. Eine bezüglich der Windenergie an Land andere Abschätzung legten die ÜNB im November 2013 im Rahmen ihrer Mittelfristprognose vor [r2b 2013]. Dort ergaben sich aus der Befragung einiger Direktvermarkter folgende Kosten für die Direktvermarktung von EEG-Strom: Tabelle 79: Kosten für die Direktvermarktung von EEG-Strom Kosten in Euro zur Vermarktung von 1 MWh Strom aus Wasserkraft, Biomasse, Geothermie, Klär-, Deponie- und Grubengas Windenergie an Land Windenergie auf See Solarenergie ,00 /MWh 2,00 /MWh 2,00 /MWh 2,00 /MWh 2,00 /MWh 5,00 /MWh 4,80 /MWh 4,70 /MWh 4,60 /MWh 4,50 /MWh 4,00 /MWh 3,80 /MWh 3,70 /MWh 3,60 /MWh 3,50 /MWh 5,00 /MWh 4,80 /MWh 4,70 /MWh 4,60 /MWh 4,50 /MWh [Datenquelle: r2b 2013; Darstellung: IE Leipzig 2013] Damit wird zwar ein Trend zu sinkenden Direktvermarktungskosten bekräftigt, die Kosten liegen jedoch höher als bei den bisher zusammengetragenen Aussagen. Tatsächlich erwartet die Mittelfristprognose [r2b 2013] einen Rückgang der Nutzung der Marktprämie im Jahr 2015 aufgrund der dann sinkenden Managementprämie.

220 200 Diskussion der Abschätzungen Von drei befragten Direktvermarktern wird bezüglich der Windenergie die Größenordnung von 0,2 bis circa 0,4 ct/kwh bestätigt [NN 2013a]. Alle gaben an, ihr Geschäftsmodell auch in den Jahren 2014 und 2015 fortsetzen zu können, wenn die Managementprämie einschließlich Fernsteuerungsbonus auf 0,60 ct/kwh (2014) beziehungsweise 0,50 ct/kwh (2015) gesenkt wird. Da ein Teil der Summe zur Refinanzierung der Fernsteuerung vom Anlagenbetreiber benötigt wird (mindestens circa 0,10 ct/kwh) kann das Modell perspektivisch 2015 nur dann noch funktionieren, wenn die Kosten der Direktvermarktung aufseiten des Stromhändlers 0,40 ct/kwh nicht überschreiten. Die Einschätzung aus [r2b 2013] kann aus der Sicht befragter Direktvermarkter dagegen nicht bestätigt werden. Insbesondere bei der Windenergie an Land gehen diese von geringeren Vermarktungskosten aus. Auch konnte nicht bestätigt werden, dass die Kosten für Windenergie auf See so deutlich unter denen der Windenergie an Land liegen [NN 2013a], wie es von [r2b 2013] angenommen wurde. Einer der befragten Direktvermarkter [NN 2013a] widersprach auch der Darstellung aus [ISI u.a. 2012b], nach der von der Managementprämie weniger als die Hälfte des Betrages an die Anlagenbetreiber ausgezahlt wird. Ihm zufolge erhalten die Anlagenbetreiber mehr als die Hälfte des Betrages und 0,30 ct/kwh reichen für das Geschäftsmodell des Direktvermarkters aus. Diese Größenordnung wird auch von einem anderen Direktvermarkter bestätigt. Er konnte die Kosten für die Vermarktung von Windenergie an Land inzwischen auf knapp unter 0,30 ct/kwh senken und rechnet zukünftig mit weiter sinkenden Kosten, wenngleich diese Kostensenkung im Vergleich zur bisherigen Entwicklung nur noch gebremst ausfallen dürfte. Die Befragung einer Bank, die zahlreiche EEG-Anlagen finanziert, bestätigt diese Einschätzungen aus der Erfahrung mit rund 70 Direktvermarktern und deren unterschiedlichen Modellen [NN 2013b]: Danach werden bei der Windenergie an Land derzeit zwischen einem Drittel und drei Vierteln der Managementprämie an die Anlagenbetreiber ausgezahlt, in der Mehrzahl der Fälle liegt dieser Betrag bei gut der Hälfte. Somit reichen 0,3 ct/kwh für die Vermarktung aus. Dieser Preis wurde auch von einem Projektentwickler als typisch angesehen [NN 2013c]. Perspektivisch könnten diese Kosten im Zuge der Lernkurven noch geringfügig sinken, allerdings nicht stärker als um 15 % [NN 2013c]. Die für 2014 und 2015 geplante Absenkung der Managementprämie kann jedoch dazu führen, dass die Vermarktungskosten bei nicht fernsteuerbaren Windenergieanlagen nur noch minimale Verdienstmöglichkeiten für Anlagenbetreiber ermöglichen, sodass der Anreiz zur Fernsteuerung weiter erhöht wird. Auch für PV-Strom liegen die Vermarktungskosten offenbar deutlich höher als bei der Windenergie. Dafür spricht auch die Tatsache, dass die Direktvermarkter bisher den größten Teil der Windenergieanlagen, jedoch nur einen kleinen Teil der PV-Anlagen in ihre Portfolios aufgenommen haben, die Fragen der Parkgröße spielen hier auch eine wichtige Rolle, erklären den Unterschied zur Windenergie jedoch nur teilweise.

221 201 Die höheren Vermarktungskosten für PV-Anlagen beruhen teilweise auch darauf, dass mit der kurzfristigen Einspeiseprognose noch nicht auf so langjährige Erfahrungen zurückgegriffen werden kann wie bei der Windenergie. Zwischenfazit Falls für Neuanlagen eine verpflichtende Direktvermarktung eingeführt werden sollte, so wäre zusätzlich zu der zur Kostendeckung der Anlagenbetreiber erforderlichen Vergütung ein Aufschlag von rund 0,30 ct/kwh (zwischen 0,20 ct/kwh und 0,40 ct/kwh) erforderlich, um bei Windenergie (an Land und auf See) die Kosten der Direktvermarktung zu decken, die heute entweder bei den ÜNB oder bei den Direktvermarktern anfallen. Zusatzkosten Die Tatsache, dass heute rund 0,3 ct/kwh bei den Anlagenbetreibern verbleiben, stellt indes keinen reinen Mitnahmeeffekt dar. Allein die Auswahl eines Direktvermarkters, dessen vertragliche Bindung und die weitere Kommunikation mit ihm erfordern ebenfalls einen gewissen Verwaltungsaufwand, der bei Einspeisern, die den Strom vom Netzbetreiber abgenommen bekommen, nicht anfällt. Allerdings wird dieser Aufwand vom IE Leipzig als deutlich geringer eingeschätzt als die Vermarktungskosten insgesamt. Von den Befragten konnte dieser Aufwand nicht quantifiziert werden. Weiterhin ist zu berücksichtigen, dass bei Wegfall der garantierten Einspeisevergütung durch die Netzbetreiber aus Bankensicht ein höheres Risiko zu berücksichtigen ist, da die Direktvermarkter als Unternehmen nicht so eine hohe Bonität genießen wie die Netzbetreiber, hinter denen eine gesetzliche Garantie der Abnahme steht [NN 2013c]. Je nach Ausgestaltung der Rückfallebene könnte sich die Finanzierung von EE-Anlagen (hier: Windenergieanlagen) um einen Risikozuschlag zusätzlich etwas verteuern. Der dritte zusätzliche Aspekt (neben dem Verwaltungsaufwand und dem Risikozuschlag für die Direktvermarkter) besteht in der Vermarktung von Einzelanlagen und kleinen Windparks (zum Beispiel Bürgerbeteiligungs-Windparks), die aus Sicht der Direktvermarkter eher unattraktiv sind und daher bis heute nach EEG einspeisen. Damit aus Sicht der Direktvermarkter auch Kosten von solchen weniger attraktiven Einzelanlagen abgedeckt werden können, sollte auch hier ein Zuschlag festgesetzt werden, damit die Direktvermarkter künftig auch die weniger attraktiven Bestände, die heute noch nicht in der Direktvermarktung sind, übernehmen können. Rückfallebene Sofern der Aufschlag oder die Gesamtvergütung für die Windenergieanlagen zu knapp bemessen wird, besteht allerdings die Gefahr, dass die Anlagenbetreiber zwar zu einer Direktvermarktung verpflichtet sind, die Direktvermarkter für ihr eigenes Geschäftsmodell jedoch keine ausreichende Marge mehr sehen und die Direktvermarktung ablehnen.

222 202 Dies könnte insbesondere für Einzelanlagen oder kleine Erweiterungen bestehender Windparks gelten, die bei den Direktvermarktern das Portfolio nicht nennenswert vergrößern. Für diesen Fall müsste eine Rückfallebene geschaffen werden, das heißt, es müsste eine Stelle geben, die zur Direktvermarktung verpflichtet werden kann. Diese Rolle liegt derzeit faktisch bei den ÜNB, welche die Vermarktung aller Anlagen übernehmen, die keine anderweitige Vermarktungsform gewählt haben. Auch ein befragter Projektentwickler sieht die Notwendigkeit einer solchen Rückfallebene [NN 2013c]. Sofern die ÜNB verpflichtet werden, weiterhin die für Direktvermarkter weniger attraktiven Anlagen zu vermarkten (PV-Anlagen, weniger attraktive einzelne Windenergieanlagen, Anlagen ohne Fernsteuerung), ist zugleich damit zu rechnen, dass die spezifischen Kosten der ÜNB für den Profilserviceaufwand weiter ansteigen, so wie es sich für 2011 bis 2013 bereits abzeichnet. Unter dem Aspekt der volkswirtschaftlichen Gesamtkosten ist zum Beispiel auch zu beachten, dass die Festlegung der Vermarktungszeiträume auf einen Monat mit einer Anmeldung vier Wochen vor Beginn dieser Vermarktung und gleichzeitiger Festlegung des Handels auf den Day-ahead-Markt dazu führt, dass die Direktvermarkter größere Risiken besichern müssen. Die Kosten der Sicherheiten wären nach Angaben eines Direktvermarkters [NN 2013a] deutlich niedriger, wenn ein Wechsel tageweise möglich wäre, der Strom im Intraday-Handel vermarktet werden könnte, und auch die Referenzpreise sich dann auf den Tagesmittelwert statt auf den Monatsmittelwert beziehen würden. Durch damit einhergehende niedrigere Kosten für die Besicherung könnten somit die Kosten der Vermarktung noch unter die heute erforderlichen rund 0,30 ct/kwh für die Windenergie gesenkt werden. Dies würde jedoch auch bedeuten, dass das Vermarktungsrisiko und damit die Heranführung der Anlagen an den Markt sowie die Notwendigkeit eines systemgerechten Anlagenbetriebs von den Anlagenbetreibern wieder vermehrt auf die ÜNB abgewälzt würde. Zugleich würde durch tägliche statt monatliche Abmeldungen der Verwaltungsaufwand erhöht und die Überschaubarkeit des Systems vermindert (aktuell jeweils vor Monatsbeginn Klarheit über die Vermarktungsformen eines Monats). Diese Nachteile sollten bei einer Entscheidung zu diesem Aspekt neben den möglicherweise leicht sinkenden Kosten berücksichtigt werden.

223 Aspekte außerhalb des EEG Zu den Regelungen außerhalb des EEG werden sowohl planerische und damit Fragen aus der Raumordnung sowie zu Genehmigungsverfahren als auch technische Aspekte wie Schallemissionen und Schattenwurf gefasst. Sie können den Ausbau der Windenergie in einem unterschiedlichen Grad beschleunigen oder aber verlangsamen. Sie werden hier unter dem Blickwinkel betrachtet, wie sie sich in den letzten Jahren entwickelt haben und inwieweit sie sich als hemmend beim Ausbau der Windenergie auswirken können. Berücksichtigt werden dabei Windvorhaben, bei denen Anlagen neu errichtet oder aber im Rahmen von Repowering-Projekten installiert werden sollen Windenergie an Land Die Rahmenbedingungen für den Ausbau der Windenergienutzung und die voranschreitende Anlagenentwicklung haben in den letzten Jahrzehnten dazu geführt, dass dieser sich dynamisch entwickelt hat (siehe Kapitel 3). Auf verschiedenen Planungsebenen hat der Gesetzgeber Möglichkeiten geschaffen, eine raumverträgliche Windenergienutzung zu gestalten und im Interesse der Planungssicherheit für Kommunen und Investoren die Ansiedelung von Windenergieanlagen zu steuern. Doch damit ist ein nicht unerhebliches Konfliktpotenzial, das auf unterschiedlichen Ebenen liegt, verbunden. Die hier durchgeführte Betrachtung hat zum Ziel, derzeit bekannte und erkennbare Barrieren darzustellen und zu bewerten. Die Untersuchung konzentriert sich auf den Zeitraum ab 2011, und schließt damit zeitlich an den EEG-Erfahrungsbericht 2011 an. Folgende Gesichtspunkte wurden betrachtet: Steuerung durch regionale und kommunale Planung von Gebieten Aspekte der immissionsschutzrechtlichen Verfahren und damit Kriterien der formellen Anlagenzulassung Rechtsfragen des Repowerings Zusätzlich wird angegeben, wie sich die aktuellen Projektrealisierungszeiten für typische Projekte, also Planung-, Genehmigungs- und Errichtungszeiträume, derzeit darstellen. Die Belange des Naturschutzes und der Landschaftspflege werden gesondert betrachtet und in Kapitel 11 dargestellt Steuerung durch regionale und kommunale Planung von Gebieten An dieser Stelle wird nicht der Anspruch erhoben, das Gesamtgeflecht der Planung von WEA auch nur annähernd erschöpfend darzustellen. Vielmehr werden die relevanten Punkte herausgegriffen, die erkennbar dazu beitragen (können), hemmend auf den Ausbau von Windenergie zu wirken.

224 204 Zu den relevanten Aspekten zählen pauschale Abstandsempfehlungen und Höhenbeschränkungen. Sie können wesentliche raumplanerische Hemmnisse darstellen und das Flächen- und Leistungspotenzial sowie die Erträge der Windenergienutzung einschränken. Für Kommunen besteht nach 16 Abs. 1 Baunutzungsverordnung (BauNVO) grundsätzlich die Möglichkeit, Höhenbeschränkungen für Windenergieanlagen im Rahmen ihres Flächennutzungsplans oder eines konkretisierenden Bebauungsplans einzuführen. Ein Überblick über die Anwendung von Höhenbeschränkungen auf kommunaler Ebene liegt nicht vor. In der Bund-Länder-Initiative Windenergie (BLWE) wurde eine Übersicht zu den landesplanerischen Empfehlungen für die Regionalplanung zusammengestellt [BLWE 2013]. In den Erlassen der Länder sind demnach keine Empfehlungen oder Festlegungen für pauschale Höhenbegrenzungen mehr enthalten. Lediglich in begründeten Einzelfällen, zum Beispiel in Bauleitplänen aus städtebaulichen Gründen, erfolgt eine Festlegung von Höhenbegrenzungen. Dabei ist zu beachten, dass in den Regionalplänen und vergleichbaren Planwerken abweichende Kriterien zugrunde gelegt werden können oder ältere Planwerke mitunter noch pauschale Höhenbegrenzungen enthalten. Eine im Rahmen dieses Vorhabens durchgeführte Plan-Auswertung von 108 regionalen Planungsverbänden zeigt, dass die Regionalplanungen pauschale Höhenbeschränkungen in erster Linie für Vogelschutzgebiete, UNESCO-Schutz von Kulturgut oder aufgrund der Flugsicherung vorschreiben. Die üblichen Höhenbegrenzungen liegen bei 100 m, da Windenergieanlagen ab einer Gesamthöhe von über 100 m gemäß der Allgemeinen Verwaltungsvorschrift zur Kennzeichnung von Luftfahrthindernissen (AVV) mit einer Hindernisbefeuerung ausgestattet werden müssen. Die Lichtemissionen können von Anwohnern als störend wahrgenommen werden und Akzeptanzprobleme der Windenergienutzung hervorrufen. Um Konflikten vorzubeugen, beschränken einige Gemeinden im Rahmen der Bauleitplanung deshalb die maximale Bauhöhe von Windenergieanlagen auf 100 m. Darüber hinaus soll durch Vorschriften zur Höhenbegrenzung die Sichtwirkung der Anlagen in einer ebenen Landschaftsstruktur reduziert werden. Die Entwicklung der Windenergienutzung in Kapitel 3.1 zeigt eine starke Tendenz hin zu leistungsfähigeren und höheren Anlagen mit deutlich über 100 m Gesamthöhe. Eine höhere Bauhöhe von Windenergieanlagen hat den Vorteil günstigerer Windbedingungen mit höheren Windgeschwindigkeiten und einer gleichmäßigeren Strömung. Dies bedeutet, dass Anlagen auf einem hohen Turm am gleichen Standort mehr Strom erzeugen können als vergleichsweise kleine Anlagen. Auch an Standorten, die für kleine Anlagen zu wenig windhöffig waren, können unter Umständen hohe Anlagen eingesetzt werden. Eine Begrenzung der Anlagenhöhe auf beispielsweise 100 m kann dazu führen, dass das Leistungspotenzial von Standorten nicht ausgenutzt wird.

225 205 Neben den planungsrechtlichen Höhenbeschränkungen können pauschale Abstandsregelungen von Windenergieanlagen zu Siedlungsflächen, Infrastrukturelementen, naturschutzrechtlichen Schutzgebieten oder windkraftsensiblen Vogel- und Fledermausarten den Ausbau der Windenergienutzung einschränken. Die Abstandsempfehlungen zielen unter anderem auf einen vorbeugenden Immissionsschutz ab und sollen die Akzeptanz von Windenergieanlagen erhöhen. Obwohl laut TNS Infratest [Infratest 2011] 60 % der Befragten Windenergieanlagen im eigenen Umfeld befürworten, können geplante Windenergieprojekte auf lokaler Ebene auf Widerstände stoßen. Maßgeblich für den Immissionsschutz sind allerdings die Regelungen, die das Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) und insbesondere die Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm (TA Lärm) vorschreiben. Die Mindestabstände, die sich aus immissionsschutzrechtlichen Anforderungen des BImSchG ergeben würden, weichen zum Teil erheblich von pauschalen Abstandsempfehlungen der Länder ab. Nach [DStGB 2012] wird der nach TA Lärm während der Nacht in Dorf- und Mischgebieten zulässige Beurteilungspegel von 45 db(a) von einer hohen leistungsstarken Windenergieanlage in der Regel bereits in einer Entfernung von deutlich weniger als 500 m zum Anlagenstandort eingehalten. Zur Einhaltung der nächtlichen Immissionsrichtwerte nach TA Lärm können moderne Windenergieanlagen im schallreduzierten Modus betrieben werden. Der schallreduzierte nächtliche Betrieb kann zwar eine Verringerung des jährlichen Stromertrages von etwa 5 bis 10 % zur Folge haben [UBA 2013], reduziert aber gleichzeitig die Schallbelastung im Einflussbereich der Anlage und ermöglicht in der Konsequenz geringere Abstände zu Siedlungsflächen. Das würde wiederum das Flächenpotenzial der Windenergienutzung erhöhen. Einzelne Bundesländer empfehlen Abstände zwischen Windenergieanlagen und Immissionsstandort von m [BLWE 2013]. Als Orientierung für die Abstände zwischen WEA und Wohngebäude sollte ein Wert, der dem Dreifachen der Gesamthöhe (Nabenhöhe plus halber Rotordurchmesser) entspricht, nicht unterschritten werden. Dies entspricht bei modernen Anlagen mit einer Nabenhöhe von 140 m einem Abstand von circa 600 m. Die endgültige Entscheidung muss bei allen Anlagen jedoch durch eine individuelle Einzelfallprüfung erfolgen [DStGB 2012]. Im Rahmen des Koalitionsvertrages wurde Ende 2013 die Einführung einer Länderöffnungsklausel in das Baugesetzbuch (BauGB) vereinbart. Diese soll dazu beitragen, die Akzeptanz von Windkraftanlagen bei der Bevölkerung zu erhöhen. Danach soll den Ländern die Befugnis eingeräumt werden, die bundesgesetzliche Privilegierung der Windenergie durch bis zum zu verkündende Landesgesetze einzuschränken und von der Einhaltung von Mindestabständen zu bestimmten zulässigen baulichen Nutzungen abhängig zu machen [BT-Drs. 18/1310]. Damit wird es möglich, länderspezifische Regeln über Mindestabstände zwischen Windenergieanlagen und baulichen Nutzungen festzulegen. Dies kann jedoch dazu führen, dass weniger potentielle Flächen für die Errichtung von Windkraftanlagen vorhanden sein werden. Das Gesetz soll zum 1. August 2014 in Kraft treten. Derzeit planen die Landesregierungen von Bayern und Sachsen, von dieser Regelung Gebrauch zu machen.

226 Aspekte der immissionsschutzrechtlichen Verfahren Sind WEA planungsrechtlich zulässig, ist für Anlagen mit mehr als 50 m Höhe ein immissionsschutzrechtliches Genehmigungsverfahren auf Grundlage des Bundesimmissionsschutzgesetzes ( 4 Abs. 1 BImSchG in Verbindung mit 1 und Spalte 2 Nr. 1.6 des Anhangs der 4. BImSchV) durchzuführen. Grundsätzlich gelten für Repowering-Projekte die gleichen genehmigungs- und immissionsschutzrechtlichen Regelungen und Verfahren wie bei Neubauprojekten. Die Verfahrensstruktur richtet sich nach der Anzahl der zu errichtenden Anlagen. Für größere Vorhaben sind eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) und ein förmliches Verfahren notwendig; bei kleineren Projekten ist ein vereinfachtes Verfahren ausreichend. Ein Überblick über die Genehmigungsverfahren ist [DStGB 2012] zu entnehmen. WEA verursachen Geräusche und Schlagschatten infolge der Drehbewegung durch die Rotorblätter. Bei der Genehmigung von WEA haben diese von der Anlage ausgehenden Emissionen (das heißt Schall und Schatten) eine maßgebende Bedeutung. Schallschutz Für das Genehmigungsverfahren von Windenergieanlagen gelten nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) die Richtwerte der Technischen Anleitung (TA) Lärm für Dorf- und Mischgebiete, die tagsüber bei 60 db(a) und in der Nacht bei 45 db(a) liegen [RIB 2011]. Die Ausbreitungsberechnungen des Schalls beruhen auf der DIN ISO , die nur für bodennahe Geräuschquellen dient. Die tatsächliche Belastung wird daher zumeist unterschätzt, sodass ein Bedarf besteht, die Anforderungen der TA Lärm an die Durchführung von Immissionsprognosen zu konkretisieren [Lewke 2012]. Eine wichtige Grundlage für realitätsnahe Prognosen der Lärmbelastung stellen die eingesetzten Werte dar, weshalb sich Anlagenvermessungen entsprechend der Technischen Richtlinie für Windenergieanlagen zur Bestimmung der Schallemissionswerte anbieten [DStGB 2012, RIB 2011]. Die Lärmbelastung muss während des Betriebes der Anlage gemessen werden. So kann im Nachhinein eine Drosselung der Leistung notwendig sein. Dies führt über das Jahr gesehen zu geringen Verlusten bezogen auf den Referenzertrag [RIB 2011]. Problematisch für die Durchführung der Messung ist die Bindung an bestimmte Wetterbedingungen, infolgedessen es immer wieder zu einer Überschreitung des Zeitfensters von 6 Monaten kommt. An dieser Stelle werden Ersatzmessungen erforderlich, um einen Teil der Werte mittels Messungen und die übrigen auf rechnerischem Weg zu bestimmen [DStGB 2012]. Modellhaft wurden die Wirkungen eines niedersächsischen Windparks über den Zeitraum von zwei Jahren unter stresspsychologischem und akustischem Gesichtspunkt analysiert. Die aktuell veröffentlichte Untersuchung zu der Beeinträchtigung der Anwohner führte zum Ergebnis, dass mehrheitlich vom Windpark keine Belästigung ausging [DBU 2014]. Die Geräusche des Windparks wurden als vergleichbar mit Verkehr empfunden. Auch bei einer Vergleichsstichprobe mit 13 anderen Windparks, verteilt über das Bundesgebiet, konnte kein Unterschied mit Blick auf die Durchschnittsbelästigung festgestellt werden.

227 207 Die gewissenhafte Ermittlung von Schallemissionen ist für die Akzeptanz unter den Anwohnern unerlässlich. Ausschlaggebend für die Schallemissionsmessung einer WEA ist heute das Erreichen des lautesten Betriebszustandes und nicht des Beurteilungspegels. Würden heute Messungen nach diesem Standard an älteren WEA durchgeführt, so wäre von einer Nichtgenehmigungsfähigkeit vieler Anlagen auszugehen. Das Repowering bietet in diesem Bereich die Chance, Geräuschbelastungen für die Anwohner zu senken, sofern die Gesamtbelastung nicht die spezifischen Lärmvorteile überlagert [DStGB 2012]. Schattenwurf Durch den Arbeitskreis Lichtimmissionen des Länderausschuss für Immissionsschutz (LAI) wurden 2002 Hinweise zur Ermittlung und Beurteilung der optischen Immissionen von Windenergieanlagen erarbeitet, welche weiterhin gültig sind. Wesentlicher Inhalt ist, dass an definierten Immissionsorten bei geplanten Anlagen eine Beschattungsdauer von 30 Stunden im Jahr und 30 Minuten am Tag nicht überschritten werden soll. Die Berechnung der Belastung erfolgt auf Grundlage der astronomischen Daten, das heißt unter der Voraussetzung einer maximalen Sonnenscheindauer, der Annahme, dass die Windenergieanlage jederzeit arbeitet und die Rotorscheibe der WEA parallel zwischen Sonne und Immissionsort aufgestellt ist. Die Einhaltung der Richtwerte nach dieser astronomisch maximal möglichen Beschattungsdauer soll im statistischen Mittel sicherstellen, dass das Auftreten von Schattenwurf nach der meteorologischen Schattendauer tatsächlich auf circa 8 Stunden im Jahr begrenzt wird. Da die Forderungen nur für in Bewegung befindliche Rotoren gelten, kann zu bestimmten Zeiten eine Abschaltung einzelner Anlagen nötig werden [LAI 2002]. Anlagenkennzeichnung Seit 2004 wird die Befeuerung von Windenergieanlagen durch die Allgemeine Verwaltungsvorschrift (AVV) Kennzeichnung geregelt. Nach AVV müssen Windenergieanlagen mit über 100 Metern Höhe gekennzeichnet werden. Eine Synchronisierung der Feuer ist nicht obligatorisch, wird aber vom BWE empfohlen. Die gesamte Befeuerung ist von einer Stunde vor Sonnenuntergang bis eine Stunde nach Sonnenaufgang zu betreiben, bei schlechter Sicht auch tagsüber. Seit April 2007 ist eine Regulierung mit Sichtweitenmessgerät möglich und wird vom BWE empfohlen. Bei guter Sicht von mindestens 5 oder 10 Kilometern kann die Nennlichtstärke um 30 beziehungsweise 90 % reduziert werden. Weiterhin ist die Befeuerung über Sekundär- und Primärradarsysteme steuerbar. Bisher werden diese Systeme aber nicht direkt eingesetzt. Das Fraunhofer-Institut für Hochfrequenzphysik und Radartechnik (FHR) wurde 2012 vom BMU mit der Entwicklung einer umsetzbaren Bedarfsfeuerung beauftragt. Unter dem Projektnamen PARASOL (Passiv Radar basierte Schaltung der Objektkennzeichnung für die Luftfahrt) soll eine Erkennung von Flugobjekten möglich werden, die auf bereits vorhandene Signale (zum Beispiel Rundfunksignale) zurückgreift. Vorteile dieser passivradarbasierten Technologie liegen in der geringeren Umwelt- und Gesundheitsbelastung,

228 208 geringeren Kosten und dem Wegfall von Sendegenehmigungen im Vergleich zu aktiven Radarsystemen. Als besonders geeignet erscheinen die digitalen Funksignale DVBT und DAB+ [FHR 2012]. Auf Grundlage dieser Forschungsergebnisse wird eine weitere Immissionsminderung möglich werden. In Einzelfällen kann die Luftfahrtbehörde bestimmen, dass bei einem Windpark nur die äußeren WEA befeuert werden müssen. Die Befeuerung ist dann nach Teil 3 Abschnitt 1 Nr.12 der AVV Kennzeichnung für die Anlagen zu synchronisieren. Luftüberwachung/Radar/Militär Sowohl für die militärische als auch für die zivile Luftfahrt ist eine dauerhafte und möglichst lückenlose Überwachung des Luftraumes erforderlich, um einen störungsfreien Ablauf der Bewegungen im Luftraum zu gewährleisten. Des Weiteren betreibt auch der Deutsche Wetterdienst (DWD) Radarsysteme zur Aufzeichnung von Wetterdaten. Windenergieprojekte können in ihrer Realisierung beeinträchtigt werden, wenn die zivilen oder militärischen Luftfahrtbehörden oder der DWD entgegenstehende Belange geltend machen. Nach 18a Abs. 1 des Luftverkehrsgesetzes (LuftVG) dürfen Bauwerke in der Nähe von Flugsicherungseinrichtungen nicht errichtet werden, wenn dadurch Flugsicherungseinrichtungen gestört werden können. Im zivilen Bereich entscheidet das Bundesaufsichtsamt für Flugsicherung (BAF) auf der Grundlage einer gutachtlichen Stellungnahme der Deutschen Flugsicherung (DFS). Im militärischen Bereich ist die zuständige Behörde das Luftwaffenamt der Bundeswehr, das auf Basis der Stellungnahmen des Bundesamtes für Infrastruktur, Umweltschutz und Dienstleistungen bewertet. Für die Genehmigungsbehörden sind die Entscheidungen der zuständigen Luftfahrtbehörde bindend. Für die Umsetzung von Windenergieprojekten problematisch sind derzeit vor allem die verlangten Schutzbereiche rund um die Drehfunkfeuer der zivilen Luftfahrt (Navigationsanlagen VOR/DVOR). Der Anlagenschutzbereich ist 2009 auf einen Radius von 15 km ausgeweitet worden, insgesamt werden bundesweit von der DFS 60 D/VOR-Anlagen betrieben. Werden WEA innerhalb dieser Bereiche geplant, ist im Genehmigungsverfahren eine mögliche Störung zu prüfen. Da keine Norm existiert, nach der die Störwirkung von Windenergieanlagen auf D/VOR beurteilt werden kann, liegen eine Reihe von Streitfällen vor. Nach einem Beschluss des Verwaltungsgerichtes Oldenburg vom Februar 2014 sind die Genehmigungsbehörden nicht an die Einschätzung der DFS gebunden. Als Störung nachzuweisen ist danach die Wahrscheinlichkeit eines Schadenseintritts für den Luftverkehr, allein die Störung der Navigationseinrichtung reiche nicht aus [ZNER 2014].

229 209 Betroffene Bundesländer sind aktiv geworden und haben ein Gutachten zur Abstandsproblematik von Windkraftanlagen und Funkfeuern der DFS in Auftrag gegeben [HEL 2014]. Dieses liegt seit Juni 2014 vor und behandelt flugbetriebliche und rechtliche Aspekte [MELUR 2014]. Ein im Frühjahr 2014 erarbeitetes Gutachten stellt u.a. die Störwirkung von WEA auf Drehfunkfeuer außerhalb eines 3-km-Radius in Frage [FCS 2014]. Es kann erwartet werden, dass das BAF in Abstimmung mit der DFS die vorliegenden Gutachten prüfen wird, so dass auch diese Einschätzungen in den inzwischen politischen Prozess zum Umgang mit dem Konflikt um den Ausbau der Windenergie und die Luftnavigation einfließen werden. Im Jahr 2012 ist die Bundeswehr der Windenergiebranche entgegen gekommen, indem die Nachttiefflughöhen um 100 m angehoben wurden. Als Folge können jetzt WEA mit einer Gesamtanlagenhöhe von 220 m errichtet werden, wobei die momentan höchste WEA eine Höhe von 200 m erreicht. Dadurch werden Flächen, deren Nutzung bisher nicht genehmigungsfähig war, nutzbar und tragen zur Vergrößerung des Windenergiepotenzials bei [BWE 2012]. Von dieser Erhöhung der Nachttiefflughöhen bleiben die Flugkorridore für Hubschrauber unberührt Rechtsfragen des Repowerings Für das Repowering gelten dieselben genehmigungsrechtlichen Anforderungen wie für die Errichtung von Neuanlagen: WEA müssen auch als Repowering-Projekte planungsrechtlich zulässig und damit genehmigungsfähig sein. Die Verantwortung für die planungsrechtliche Zulässigkeit tragen die Gemeinden, die durch Aufstellung oder Änderung von Bauleitplänen (Flächennutzungs- und Bebauungsplan) die Zulässigkeit der Neuanlagen sicherstellen. Die planungsrechtliche Ausgangslage in der Gemeinde kann für ein Repowering-Projekt komplexer sein, je nachdem, ob die zu ersetzenden Altanlagen in einem Windpark mit Bebauungsplan oder im Außenbereich errichtet worden sind. Wurden die Altanlagen im Innenbereich aufgestellt, richtet sich die planungsrechtliche Zulässigkeit der Neuanlagen nach den Festsetzungen des geltenden Bebauungsplans ( 30 BauGB). Anderenfalls richtet sie sich nach 35 BauGB (Bauen im Außenbereich). Danach sind Windenergievorhaben im Außenbereich privilegiert zulässig ( 35 Abs. 1 Nr. 5 BauGB), sofern öffentliche Belange nicht entgegenstehen und die Erschließung gesichert ist. Wurden im Raumordnungs- oder Flächennutzungsplan bereits Standorte für die Windenergienutzung ausgewiesen, entfällt gemäß 35 Abs. 3 S. 3 BauGB die Rechtsgrundlage für den Windstandort. Somit ist es sehr unwahrscheinlich, nach dem Verfall des Bestandsschutzes von Altanlagen, eine Genehmigung für ein Repowering-Projekt am gleichen Standort zu erhalten. Mit dieser Regelung wird den Gemeinden die Möglichkeit der räumlichen Steuerung von WEA gegeben. Im Rahmen der Flächennutzungsplanung haben die Gemeinden die Chance, die Windenergienutzung im Außenbereich auf bestimmte Standorte zu konzentrieren und für andere Standorte auszuschließen (sogenannter Planvorbehalt nach 35 Abs. 3, S. 3 BauGB). Um den Anforderungen an das Repowering gerecht zu werden, müssen mitunter die Bauleitpläne der Gemeinden angepasst werden, unter anderem weil:

230 210 Höhenbeschränkungen auf 100 m in Flächennutzungs- und Bebauungsplan den Dimensionen von Repowering-Anlagen entgegenstehen, Repowering-Projekte eine größere Windparkfläche erfordern, um damit einer zu starken Reduktion der Anlagenzahl entgegenzuwirken und sogenannte Streuanlagen an neuen Windstandorten zusammengefasst werden sollen. Nach 1 Abs. 4 BauGB sind die Bauleitpläne der Gemeinden den Zielen der Raumordnung anzupassen. Die Besonderheit des Repowering besteht darin, dass Repowering-Projekte an den Rückbau der Altanlagen gekoppelt sein müssen. Für die planungsrechtliche Absicherung des Repowerings bieten sich den Gemeinden verschiedene Varianten, die in [DStGB 2012] ausführlich beschrieben werden. Durch die Festlegung des Repowerings im Flächennutzungs- oder Bebauungsplan kann die Gemeinde verbindlich festsetzen, dass WEA in den neu ausgewiesenen Flächen nur zulässig sind, wenn bestimmte Altanlagen stillgelegt und rückgebaut werden [DStGB 2012]. Die Grundlage dafür schafft 249 Abs. 2 S. 1 BauGB. Bei der zweiten Variante zur rechtlichen Absicherung des Repowerings handelt es sich um eine Kombination von Flächennutzungs- oder Bebauungsplan mit einem städtebaulichen Vertrag. Dabei wird zwischen der Gemeinde und den Betreibern der neuen und alten WEA Vereinbarungen über die Neuerrichtung beziehungsweise den Rückbau der jeweiligen Anlage getroffen. Bei Ausweisung zusätzlicher Flächen im Regionalplan ist die Absicherung des Repowerings nur durch raumordnerischen Vertrag oder dadurch möglich, dass im Parallelverfahren das Repowering auf der Ebene der Bauleitplanung nach 249 Abs. 2 BauGB verbindlich gemacht wird [DStGB 2012]. Im Rahmen der Branchenbefragung im Frühjahr 2013 wurde auch nach den wichtigsten Verzögerungsgründen bei der Umsetzung von Repowering-Projekten gefragt. Im Ergebnis zeigt sich, dass die Komplexität der Akteursinteressen sowohl aus Sicht der Gruppe der Projektentwickler, der Anlagenhersteller als auch aus Sicht der Banken der relevanteste Verzögerungsgrund ist (siehe Tabelle 80). Tabelle 80: Rangfolge der wichtigsten Verzögerungsgründe bei der Umsetzung von Repowering-Projekten 1. Rang 2. Rang 3. Rang Komplexität der Akteursinteressen [IE Leipzig 2013] Zu hoher bürokratischer Aufwand Mangelnde Akzeptanz vor Ort

231 211 Keine oder nur eine geringe Bedeutung wurde dem Punkt Vergütungsanreiz zu gering beigemessen. In keinem Fall wurden geringe oder gar keine Verzögerungen genannt. Es ist also davon auszugehen, dass Repowering-Projekte nach wie vor schwieriger umzusetzen sind als Neuprojekte, aber die Förderanreize des EEG ausreichen. Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass sich den Gemeinden im Rahmen des Repowerings die Möglichkeit bietet, die Zahl der Streuanlagen zu reduzieren und einen umweltverträglichen Ausbau der Windenergienutzung zu gewährleisten. Für die Ersatzanlagen müssen dabei die gleichen planungs- und genehmigungsrechtlichen Voraussetzungen erfüllt werden wie für Neubauprojekte. Eingeschränkt wird das Repowering vor allem durch Höhenbeschränkungen oder fehlende Ersatzflächen für Neuanlagen (Repowering-Anlagen). Die wichtigsten Verzögerungsgründe bei der Realisierung von Repowering-Projekten sieht die Branche in der Komplexität der Akteursinteressen, zu hohem bürokratischen Aufwand und mangelnder Akzeptanz vor Ort. Die Vergütung wird dagegen nicht als Hemmnis genannt Zeiträume für Planung, Genehmigung und Errichtung von Windparks Projektentwickler und Betreiber wurden im Rahmen der Befragung im Frühjahr 2013 nach den durchschnittlichen Zeiträumen gefragt, die für eine Windparkerrichtung benötigt werden. Die Ergebnisse sind in Tabelle 81 dargestellt. Die Spanne von der Planung über die Genehmigung bis zur Errichtung beträgt danach durchschnittlich zwei bis drei Jahre, kann sich aber auch deutlich verlängern. Tabelle 81: Zeiträume für Planung, Genehmigung und Errichtung von Windparks an Land Projektphase Zeitspannen in Monaten Durchschnitt in Monaten Planung Genehmigung Errichtung Summe [IE Leipzig 2013] Ein kurzer Abriss der einzelnen Stufen soll nachfolgend zeigen, welche Aspekte in die Phasen der Planung, Genehmigung und Errichtung nach IE-Recherche fallen. Projektvorbereitungen Hierzu werden hier vor allem die Standortsicherung für 20 Jahre sowie die damit verbundenen Vorab-Gespräche mit Kommunen und Behörden gezählt. Auch diese Vorbereitungen können mit in den Zeitraum der Planung gefasst werden. Da erste Aktivitäten schon vor Flächenausweisungen erfolgen, kann ein Projekt schon über Jahre vorbereitet werden.

232 212 Detailplanungen Diese Planungen umfassen finanzielle, rechtliche und technische Aspekte. Beispielhaft zählen dazu: Wirtschaftlichkeitsberechnung und Investitionsplan erstellen Finanzierungsangebote einholen, auswerten und verhandeln Infrastruktur: Grundstückssicherung über Verträge (unter anderem Zuwegung, interne und externe Verkabelung; Übergabestationen) EVU: Vorbereitungen für Netzanschlussvertrag, Stromliefervertrag Angebote für Anlagen und Fundamente einholen, bewerten sowie Beauftragung vorbereiten. Genehmigungsverfahren Die geplante Verfahrensdauer beträgt nach 10 Abs. 6a S. 1 BImSchG drei (vereinfachtes Verfahren) bis sieben Monate nach Eingang der vollständigen Antragsunterlagen. Nach 10 Abs. 6a S. 2 BImSchG können diese Fristen um jeweils drei Monate verlängert werden, wenn sich die Prüfung des Antrages als schwierig erweist oder wenn eine Verlängerung aus Gründen, die der Antragsteller zu verantworten hat, erforderlich ist. Die Fristverlängerung ist durch die zuständige Behörde dem Antragsteller zu begründen. Standortanalysen und Gutachten Relevante Gutachten, die im Rahmen eines Genehmigungsverfahrens nach 10 BImSchG einzureichen sind: Bereich Immissionsschutz: Lärmgutachten, Schattenwurfprognose; Bereich Baurecht: Turbulenzgutachten, Bodengutachten, Typenprüfung, Abstandsflächen-Nachweis; Bereich Naturschutz: Fledermausgutachten, Avifaunistisches Gutachten, Landschaftspflegerischer Begleitplan, eventuell FFH-Vorprüfung und FFH- Verträglichkeitsprüfung, Visualisierung/Sichtbarkeitsstudie. Der Bearbeitungsumfang ist unter anderem von der Lage und Größe des Windparks sowie den Anlagenhöhen und dem vorkommenden Artenspektrum abhängig. Damit verbunden ist auch ein unterschiedliches Kostenniveau. Vergabe und Errichtung Liegt die Genehmigung vor und ist die Finanzierung, unter anderem über Bankbürgschaften gesichert, können die Anlagen bestellt werden. Die Frist für die Lieferung der Anlagen variiert nach den Verträgen mit den Anlagenherstellern. Möglich ist eine kurzfristige Lieferung innerhalb weniger Monate bis hin zur Neuanfertigung nach Auftragseingang.

233 Anreize Windenergie an Land Für die Errichtung und den Betrieb von Windparks bietet das EEG mit seiner garantierten Vergütung den größten Anreiz. Aber auch außerhalb des EEG wird der Ausbau der Windenergie angeregt. Zur Förderung des Ausbaus der erneuerbaren Energien existiert für Windenergie an Land das Programm 270 Erneuerbare Energien Standard der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW). Mit diesem Förderprodukt werden in- und ausländische Unternehmen in privatem oder kommunalem Besitz, unabhängig von der Größe, unterstützt. Dieses Programm fördert neben der Stromerzeugung aus Windenergie auch die Stromerzeugung aus anderen Anlagen, die auf Basis von Sonne, Wasser und Biomasse regenerative Energie produzieren. Als etabliertes Förderprogramm ist es nicht Bestandteil der Untersuchung. In den letzten Jahren hat sich ein Trend in Richtung (Re-)Kommunalisierung der Energieerzeugung gezeigt. So streben beispielsweise Bürgerwindparks oder Energiegenossenschaften den Ausbau von dezentralen Erzeugungskapazitäten mit Bürgerbeteiligung an, die zur höchstmöglichen Selbstversorgung von Regionen oder auch Unternehmen beitragen sollen. Die Investitionen sind durch das EEG abgesichert und können gleichzeitig als attraktive sowie ökologische Anlagemöglichkeiten für private Vermögen gelten. Bürgerwindparks und Energiegenossenschaften In einigen Regionen Deutschlands gehört ein überdurchschnittlich hoher Anteil der bestehenden Windparks, zum Beispiel 90 % in Nordfriesland, zu sogenannten Bürgerwindparks. Dabei wird Kapital von ansässigen Bürgern eingeworben, um den Windpark zu errichten. Ein Bürgerwindpark entspricht dabei dem Modell eines geschlossenen Fonds. Möglich ist aber auch, dass Bürger über eine Projektgesellschaft den Park betreiben und nicht nur finanzieren. Die Investition ist für Bürger attraktiv, da sie meist höhere Renditen ermöglicht als konventionelle Anlageprodukte (siehe Abbildung 86). Für NRW werden Renditen von jährlich 2 bis 6 % als möglich angegeben [Schulte 2012]. Allerdings ist bei Fehlplanungen oder Jahren mit niedrigem Winddargebot auch ein hohes Risiko vorhanden, wenn die erwarteten Erträge ausbleiben.

234 214 Sparbuch (dreimonatige Kündigung) Bundesschatzbriefe (Typ A, nach 6 Jahren) 0,50% 0,54% 10-jährige Bundesanleihen Sparbriefe (4 Jahre Laufzeit) 1,40% 1,50% 30-jährige Bundesanleihen 2,20% Unternehmensanleihen Dividenden deutscher Standardaktien (Dax) 3,50% 3,50% 0,00% 1,00% 2,00% 3,00% 4,00% Renditen Abbildung 86: Vergleich der durchschnittlichen Renditen ausgewählter Geldanlagen (Stand: November 2012) [Datenquelle: Statista 2013; Darstellung: IE Leipzig 2013] Im Gegensatz zu Solarenergie-Genossenschaften ist eine Windenergiegenossenschaft, mit dem Ziel WEA zu errichten und zu betreiben, meist schwieriger zu realisieren. Dies liegt an den wesentlich höheren Investitionssummen bei Windenergie. Während bei Solargenossenschaften schon Anteile ab 500 Euro oder weniger möglich sind, liegt die Mindestbeteiligung bei Windenergiegenossenschaften oft höher. Weiterhin sind bei Windprojekten im Gegensatz zu PV längere Projektentwicklungszyklen sowie Hürden im Planungsprozess vorhanden und eine Vorfinanzierung der Projektentwicklung notwendig [Kröger 2011]. Von Bürgerwindparks oder Windenergiegenossenschaften profitieren auch die Kommunen, da die Anlagen meist vor Ort realisiert werden und so Gewerbesteuereinnahmen für die Kommunalhaushalte generieren. Seit 2009 fließen nach 29 Abs. 1 Nr. 2 Gewerbesteuergesetz (GewStG) die Gewerbesteuern zu 30 % in den Geschäftsstandort der Betreiberfirma und zu 70 % in den Landkreis, die Samtgemeinde und Mitgliedsgemeinde, also den Standort der Anlage. Auch Kommunen oder Unternehmen können Anteile an einer Genossenschaft zeichnen. Am 22. Juli 2013 trat das Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie 2011/61/EU über die Verwalter alternativer Investmentfonds (AIFM-Umsetzungsgesetz - AIFM-UmsG) in Kraft. Das AIFM-Umsetzungsgesetz dient der Schaffung eines in sich geschlossenen Regelwerks für Investmentfonds und ihre Manager, dem Kapitalanlagegesetzbuch (KAGB), welches das Investmentgesetz ablöst. Das KAGB soll zur Fortentwicklung des Aufsichtsund Regulierungsrahmens im grauen Kapitalmarkt und damit zur Verwirklichung eines einheitlich hohen Standards beim Anlegerschutz beitragen. Bürgerenergiegenossenschaften wurden innerhalb des Gesetzes gegenüber Bürgerwindparks in der Form einer GmbH & Co.KG, die bewährteste Gesellschaftsrechtsform für den Betrieb von Windparks neben der Kommanditgesellschaft, privilegiert [WKR 2013].

235 215 Unter bestimmten Voraussetzungen sind nur wenige Regelungen des KAGB auf Energiegenossenschaften anzuwenden. Dies gilt auch bei einer weitgehenden Auslagerung von Tätigkeiten der Genossenschaft, sodass diese eigentlich keiner operativen Tätigkeit mehr nachgeht. Eine Kernvoraussetzung ist dabei, dass für das Projekt ein Mindestertrag zum Beispiel durch das EEG gesichert ist [WKR 2013]. Allerdings wird die Entscheidung, ob es sich bei Bürgerwindparkprojekten um ein unter das KAGB fallendes Investmentvermögen oder um ein operativ tätiges Unternehmen außerhalb des Finanzsektors handelt, auf das die Regelungen des AIFM-Umsetzungsgesetzes nicht anwendbar sind, von der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin) im Einzelfall zu treffen sein [WKR 2013]. In der Beschlussempfehlung und dem Bericht des Finanzausschusses zu dem Gesetzentwurf der Bundesregierung unterstrichen die Koalitionsfraktionen, dass Unternehmen, die beispielsweise Windkraftanlagen im Rahmen eines laufenden Geschäftsbetriebs selbst betreiben und bei denen keine Auslagerung des Kerngeschäfts erfolgen würde, als operativ tätige Unternehmen anzusehen seien [BT-Drs ]. Weitgehend besteht Konsens darüber, dass die hohen Anforderungen des KAGB in den seltensten Fällen von Bürgerenergieprojekten zu erfüllen wären. Es würden noch Zweifels- und Auslegungsfragen bezüglich des KAGB und dessen Umsetzung auftreten, sodass die weitere Entwicklung zu beobachten ist [WKR 2013]. Grundstückseigentümer, auf deren Eigentum nicht direkt der Windpark oder die Einzelanlage errichtet wird, können auch Pachten erhalten, zum Beispiel wenn ein Grundstück für Zuwege genutzt werden muss. Dies gilt auch für Grundstücke im Eigentum einer Gemeinde. Während an sehr guten Standorten teilweise Pachtzahlungen von mehr als 10 % der jährlichen Umsatzerlöse bekannt sind [LEE 2013], sind die prozentualen Pachten in Bürgerwindparks meist deutlich geringer und liegen nach Auskunft der Landwirtschaftskammer Schleswig-Holstein an der Küste durchschnittlich bei 4 % [LWKSH 2013]. Auch die Netzwerkagentur windcomm bestätigt diese Zahl in ihrem Leitfaden zu Bürgerwindparks [windcomm 2012]. Gründe für die niedrigeren Prozentsätze bei Pachten in Bürgerwindparks im Vergleich zu Parks von Einzelinvestoren sind schlechtere steuerliche Abschreibungsmöglichkeiten und höhere Kosten für die Beteiligung der Bürger und Akzeptanzschaffung vor Ort [Pilarsky- Grosch 2013]. Für Landwirte bieten Windparks die Möglichkeit, durch Verpachtung von Windparkflächen oder das Betreiben von Windparks, zum Beispiel mit anderen Landwirten, eine weitere Einkommensquelle zu erschließen.

236 Windenergie auf See Das Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung (BMVBS) stellt unter Mitarbeit des BSH Raumordnungspläne für die AWZ in der Nord- und Ostsee auf. Die Pläne dienen zur räumlichen Steuerung der unterschiedlichen Nutzungen und Funktionen des Meeresgebietes und legen Vorranggebiete für Windenergie, Schifffahrt sowie Rohrleitungen und Seekabel fest. Bundesfachplan Offshore Für die Planung ist neben den Raumordnungsplänen für die AWZ in der Nord- und Ostsee der Bundesfachplan Offshore (BFO) des BSH relevant. Der BFO für die Nordsee wurde im Februar 2013 vom BSH veröffentlicht und geht in den O-NEP 2013 der ÜNB ein. Für die Ostsee wurde der Bundesfachplan im März 2014 bekannt gemacht. Die Bundesfachpläne Offshore dienen grundsätzlich der Identifizierung von Offshore-Anlagen, also WEA, für Sammelanbindungen und Leitungstrassen für OWP sowie den grenzüberschreitenden Transport von Strom und damit der räumlichen Koordination der Netztopologie und -infrastruktur für einen Planungshorizont bis Der von den Raumordnungsplänen festgelegte Rahmen wird fachplanerisch durch die Bundesfachpläne ausgefüllt, welche jährlich fortgeschrieben werden. Zusätzlich wird für den BFO der Szenariorahmen der BNetzA für aktuell den NEP 2012 zugrunde gelegt, um die Konsistenz mit dem landseitigen Netzausbau zu gewährleisten. Damit ergibt sich ein weiterer Planungshorizont bis Die Anbindungsleitungen von OWP sollen grundsätzlich als Sammelanbindung geführt werden und der Ableitung von Energie aus den Clustern dienen. Cluster sind Windparks, die in einem räumlichen Zusammenhang stehen. Vom BSH sind 13 solcher Cluster für die Nordsee und 3 Cluster für die Ostsee identifiziert worden. Besonders berücksichtigt werden Cluster, die sich in Vorranggebieten nach den Raumordnungsplänen befinden. Es werden in erster Linie diejenigen OWP für Sammelanbindungen identifiziert, die nach den Informationsgrundlagen des BSH am ehesten dazu geeignet sind, 21 GW an Leistung in der Nordsee beziehungsweise 4 GW in der Ostsee, einspeisen zu können. Es werden hierfür vorrangig OWP berücksichtigt, die bereits genehmigt sind und sich auch in Errichtung befinden sowie genehmigte Parks und beantragte Vorhaben mit grundsätzlicher Eignung, das heißt nach aktuellem Stand sind keine gravierenden Zulassungsprobleme (etwa entgegenstehenden öffentlichen Belange) zu erwarten. In Betracht werden allerdings nur die küstennäheren Parks gezogen, da angenommen wird, dass diese bereits zur Zielerreichung der Bundesregierung ausreichen. Außerdem können für diese Parks bewertbare Auswirkungen auf die Meeresumwelt und Informationen über den Baugrund ermittelt werden, welches für küstenfernere Gebiete momentan nicht der Fall ist. Insbesondere die Cluster, die bereits bebaut werden, sollten nach BFO fortentwickelt werden. Daher konzentriert sich die Entwicklung für die Nordsee zurzeit auf die Cluster 1 bis 8. Mit den Fortschreibungen des BFO können allerdings auch die weiteren Cluster berücksichtigt werden.

237 217 In der Ostsee überlagern sich viele beantragte Vorhaben, daher ist eine Prognose der Entwicklung schwierig. Die Vorhaben sind zusätzlich noch in einem frühen Stadium oder teilweise seit längerer Zeit inaktiv. Es ist aber bereits ersichtlich, dass mehr Anträge zu Projekten vorliegen, als die Flächen in den Clustern ermöglichen. Zur räumlichen Sicherung der für die Netztopologie geeigneten Standorte wurde eine Veränderungssperre erlassen, nach der Offshore-Anlagen, wenn sie dazu geeignet sind, die Netzinfrastruktur zu behindern, nicht planfestgestellt, plangenehmigt oder genehmigt werden dürfen. Die Sperre ist maximal drei Jahre in Kraft und nicht gültig für Vorhaben, die nach 2 SeeAnlV öffentlich bekannt gegeben wurden. Als Frist gilt hier eine Bekanntmachung vor dem 31. Januar Offshore-Netzentwicklungsplan Der Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) wurde mit der Novelle des EnWG im Dezember 2012 eingeführt (siehe auch Kapitel 2). Aufbauend auf den BFO legt der O-NEP den erforderlichen Netzausbaubedarf für den Transport der Offshore-Windenergie auf Grundlage des von den ÜNB erstellten und von der BNetzA zur Konsultation gestellten und bestätigten Szenariorahmens fest. Im O-NEP wird die Aufteilung der nach dem Szenariorahmen zu erwartenden installierten Erzeugungsleistung aus Offshore-Windenergie auf die einzelnen Windpark-Cluster unter Berücksichtigung des Bundesfachplans Offshore vorgenommen. Die BNetzA hat eine Festlegungskompetenz hinsichtlich der Inhalte des O-NEP sowie des Verfahrens zur Zuweisung und Übertragung von Netzkapazitäten an einzelne Windparks auf See, die nicht Bestandteil des O-NEP sind. Es wird für den O-NEP die Entwicklung des landseitigen Übertragungsnetzes in Verbindung mit den voraussichtlichen Entwicklungen auf See und den technischen Rahmenbedingungen berücksichtigt. Hieraus werden Realisierungsfahrpläne (Beschaffenheit, zeitliche Staffelung, Kosten et cetera) für die in den nächsten 10 bis 20 Jahren notwendigen Maßnahmen entwickelt [ÜNB 2013]. Konkrete Trassenverläufe für die Netzmaßnahmen sind dabei nicht Bestandteil des O-NEP. Der Ausbau des Netzes auf See soll schrittweise, bedarfsgerecht und wirtschaftlich erfolgen und mit der Entwicklung der Windparks auf See synchronisiert werden. Es ist daher eine zeitliche Staffelung von Ausbaumaßnahmen anhand von festgelegten Kriterien notwendig. Nach 17b Abs.2 EnWG können für die zeitliche Abfolge der Umsetzung insbesondere der Realisierungsfortschritt der anzubindenden Anlagen auf See, die effiziente Nutzung der zu errichtenden Anbindungskapazität, die räumliche Nähe zur Küste sowie die geplante Inbetriebnahme der Netzanknüpfungspunkte als Kriterien Anwendung finden. Die zeitliche Staffelung soll zur Verstetigung der Nachfrage nach Produktions- und Errichtungskapazitäten dienen. Die bereits in 17b Abs. 2 EnWG genannten Kriterien werden im O-NEP näher definiert und um weitere Kriterien ergänzt. So sollen auch raumordnungsrechtlich ausgewiesene Vorrang- und Eignungsflächen für die Nutzung von Windenergie auf See und die allgemeinen Ziele des 1 Abs. 1 EnWG sowie des EEG bei der zeitlichen Staffelung berücksichtigt werden. Für die zeitliche Staffelung der Netzmaß-

238 218 nahmen auf See werden daher folgende Kriterien in der angegebenen Reihenfolge auf jedes einzelne Cluster angewendet: 1. die Entfernung zur Küste, 2. die Lage von OWP in Vorrang- oder Eignungsgebieten für Offshore-Windenergie, 3. das jeweilige Erzeugungspotenzial eines Clusters, 4. die geplante Inbetriebnahme der Netzverknüpfungspunkte und 5. der Realisierungsfortschritt der anzubindenden OWP [ÜNB 2013]. Das Kriterium Nummer 1 unterliegt dabei keinen Änderungen, während Kriterium Nummer 2 nur bei Verabschiedung neuer Raumentwicklungsprogramme von Veränderungen betroffen sein könnte. Hierdurch wird starken Verwerfungen vorgebeugt, die ansonsten bei der jährlich im O-NEP zu aktualisierenden zeitlichen Staffelung auftreten könnten. Zusätzlich sollten die Errichtungskapazitäten für Netzanbindungen Berücksichtigung finden, da Ressourcenengpässe in diesem Bereich leicht zu einer Verzögerung des Netzausbaus auf See führen können. Für den aktuellen O-NEP konnte allerdings keine Methode hierfür entwickelt werden. Genehmigungsverfahren Für die Zulassung von Windparks auf See sind die Seeanlagen-Verordnung (SeeAnlV) und das BImSchG relevant. Soll ein Windpark in der 12-sm-Zone errichtet werden, gilt entsprechend dem Seerechtsübereinkommen (SRÜ) der Vereinten Nationen das Recht des Küstenstaates, welches auch an Land gültig ist, da das Küstengewässer zum Hoheitsgebiet des Küstenstaates gehört [EEHH 2013]. Damit ist für Windparks in der 12-sm- Zone das BImSchG anzuwenden, welches für Windparks ab 20 WEA eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) vorsieht. Aufgrund der hohen Anzahl von Schutzgebieten und Verkehrswegen in den Küstengewässern, werden hier nur wenige OWP errichtet. Die SeeAnlV wurde zum 31. Januar 2012 novelliert und ist für die Genehmigung von Anlagen innerhalb der AWZ (200-sm-Zone) anzuwenden. Nach Art.56 des SRÜ kann der Küstenstaat in der ihm zugeordneten AWZ Energie aus Wasser, Strömung und Wind erzeugen, muss aber im Gegenzug die Meeresumwelt vor schädlichen Auswirkungen schützen (Art. 125 SRÜ). Die zuständige Behörde für die Genehmigung von WEA auf See beziehungsweise OWP ist das BSH, welches nach 2 Abs. 2 SeeAnlV sowohl Anhörungs- als auch Planfeststellungsbehörde ist. Mit der Novellierung der SeeAnlV wurden zwei weitere wichtige Aspekte geändert. Zunächst ist hier die Gestattung eines Vorhabens, die im Rahmen eines Planfeststellungsverfahrens erfolgt, zu nennen. Der ergehende Planfeststellungsbeschluss entfaltet Konzentrationswirkung. Es wurde mit der Novelle eine Bündelung des Verfahrens beim BSH angestrebt, um den bisherigen Mehraufwand von Parallelverfahren beim Bundesamt für Naturschutz (BfN) und daraus resultierenden rechtlichen Unsicherheiten zu vermeiden.

239 219 Es ist keine gebundene Genehmigung mehr möglich, sodass dem BSH ein Planungsermessen zugesprochen wird. Die materiell-rechtlichen Anforderungen an Vorhaben wurden mit der Novellierung aber nicht geändert [EEHH 2013]. Ein weiterer wichtiger Aspekt, der mit der Novelle der SeeAnlV hohe Bedeutung gewinnt, sind die geforderten Zeit- und Maßnahmenpläne. Durch diese soll eine Vorratshaltung der Genehmigung vermieden werden. Das Planfeststellungsverfahren beginnt entweder mit einem Vorabersuchen um einen Scoping-Termin oder einem Antrag auf Eröffnung eines Planfeststellungsverfahrens, wodurch bei Vorliegen aller geforderten Unterlagen, eine Vorrangstellung der Vorhabensträger eintritt. Der Zeit- und Maßnahmenplan soll garantieren, dass ein Vorhaben auch ernsthaft vorangetrieben wird, da bei Nichteinhaltung der Fristen, die Vorrangstellung entfallen kann [EEHH 2013]. Ein wichtiger Teil dieser Zeit- und Maßnahmenpläne sind vom BSH darauf aufbauende, einforderbare Meilensteine, zum Beispiel die Vorlage von Nachweisen über die Bestellung von WEA zu einem bestimmten Termin oder eine Frist für den spätesten Baubeginn. Letztere kann zwar auf Antrag verlängert werden, doch hat das BSH die Voraussetzungen dafür verschärft [EEHH 2013]. Um eine effiziente Bearbeitung der Anträge zu ermöglichen, werden das BMVBS, BMU und BMWi über die SeeAnlV ermächtigt, Kriterien für eine Rangfolge zu erarbeiten. Da die OWP möglichst zügig errichtet werden sollen, wird der Küstennähe eines Vorhabens oder auch der Nähe zu den Stromnetzen als Kriterien wahrscheinlich eine zentrale Bedeutung zukommen [EEHH 2013]. Insofern wäre hier eine Steuerungswirkung gegeben. Die Kriterien sind zurzeit allerdings nicht öffentlich bekannt gemacht [BSH 2013a]. Höhenbegrenzungen gelten nur in Sichtweite der Küste oder in der Nähe von Inseln. Die Nabenhöhe darf hier maximal 125 m über Normalnull betragen (Nr Raumordnungsplan AWZ Nordsee, Nr Raumordnungsplan AWZ Ostsee). Der Planfeststellungsbeschluss ist mit Nebenbestimmungen verbunden, die zu einem Großteil standardisiert vom BSH eingefordert werden. Bestandteile der Nebenbestimmungen sind Auflagen für einen sicheren Baubetrieb, eine dem Stand der Technik entsprechende Baugrunderkundung, die Einhaltung des Standes der Technik bei der Konstruktion der WEA vor ihrer Inbetriebnahme, die Vorlage eines Schutz- und Sicherheitskonzeptes, die Ausrüstung der Anlagen mit Lichtern, Radar und dem Automatischen Identifizierungssystem (AIS), die Verwendung möglichst verträglicher Stoffe und blendfreier Anstriche, die Verwendung kollisionsfreundlicher Fundamente, die Schallminimierung während der Errichtung der WEA sowie für einen schallemissionsarmen Betrieb, den Nachweis einer Bankbürgschaft zur Absicherung der Rückbaukosten und andere [BSH 2013b]. Für die Offshore-Windenergie sind aus technischer Sicht die Aspekte zum Schallschutz bei der Errichtung, zur Befeuerung und zur Wahrung der Sicherheit des Seeverkehrs besonders relevant.

240 220 Die Aspekte des Schallschutzes werden im Kapitel zu den ökologischen Auswirkungen betrachtet (siehe Kapitel 11.3). Anlagenkennzeichnung Offshore-Windenergieanlagen müssen sowohl im Bereich über dem Meeresspiegel als auch unter Wasser ausreichend gekennzeichnet werden, um Kollisionen zu vermeiden. Die Kennzeichnung muss als Schifffahrts- und als Luftfahrthindernis erfolgen. Seit 26. Februar 2013 gilt der technische Standard zur Turmanstrahlung an Windenergieanlagen zur zusätzlichen Kennzeichnung der An- und Abflugkorridore für Hubschrauber in Offshore-Windparks. Das Anliegen der Vorschrift ist eine möglichst sichere Gestaltung der Bewegungen von Hubschraubern, die sich in den Parks nur auf festgelegten Routen bewegen dürfen. Da die Turmanstrahlung nur für Hubschrauberpiloten im Park gedacht ist, ist eine gleichzeitige Kennzeichnung als Luftfahrthindernis unerlässlich. Baugrunderkundung Zu den wichtigsten Komponenten von WEA auf See gehören die Gründungen, die über rund 20 Jahre einen sicheren Halt geben sollen. Für die Verankerung im Meeresboden sind detaillierte Kenntnisse über dessen Beschaffenheit nötig. Dazu zählen nicht nur Angaben zur geotechnischen Eignung, auch die Zyklik soll in einem neu bearbeiteten Standard des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) mehr Beachtung finden [HDT 2012]. Im aktuellen Standard des BSH wird von einer im Allgemeinen sehr heterogenen Beschaffenheit des Untergrundes ausgegangen. Erst wenn es fundierte Erkenntnisse über den Baugrund gibt, kann die darauf anzupassende Gründung der Anlage geplant werden. Die Baugrunderkundungen sind zudem gleichzeitig Voraussetzung für die Erteilung der ersten beiden Freigaben durch das BSH. Durchzuführen sind geophysikalische Prüfmethoden mit zum Beispiel Sonar und Echolot sowie geotechnische Verfahren, zu denen Bohrungen und indirekte Aufschlüsse zählen. Entsprechend DIN 1054 und DIN 4020 werden WEA auf See in die geotechnische Kategorie 3 eingestuft. Man spricht von einem hohen Schwierigkeitsgrad, der gekennzeichnet ist durch ein hohes geotechnische Risiko in Verbindung mit einer anspruchsvollen Konstruktion in Kombination mit schwierigen Baugrundverhältnissen und außergewöhnlichen Lastfällen [BSH 2008]. Die Veröffentlichung der überarbeiteten Ausgabe des Standard- Baugrunderkundung für Offshore-Windenergieparks steht noch aus [HDT 2012]. Konverterplattformen Eines der zentralen Elemente aller im Offshore Bereich installierten und zukünftig zu installierenden Windparks ist die Konverterplattform für die Hochspannungs- Gleichstromübertragung (HGÜ). Auf ihr muss auf engstem Raum eine Vielzahl sensibler Technik vereint und gleichzeitig eine enorm hohe Betriebssicherheit gewährleistet werden.

241 221 Vorübergehend orientieren sich die Planer an den entsprechenden Festlegungen für den Plattformbau in der Öl- und Gasindustrie, auch wenn die Anwendbarkeit in einigen Bereichen, wie beispielsweise dem Brandschutz, sehr eingeschränkt ist. Um Klarheit für den Offshore Bereich zu schaffen, ist eine eigene, von Zertifizierern erstellte Richtlinie geplant, für die aber noch kein Erscheinungsdatum genannt werden kann [Iken 2012] Förderprogramm Windenergie auf See Der Ausbau der Windenergie auf See wird über das Programm 273 Projektfinanzierungen für Offshore-Windparks gefördert. Weiterhin unterstützt die Europäische Union über die Europäische Investitionsbank (EIB) Windparks auf dem Meer, zum Beispiel im Rahmen des NER-300 Programm, das Energieprojekte mit einer geringen CO 2 -Emission fördert [BMU 2013]. KfW-Sonderprogramm Offshore-Windenergie Das KfW-Sonderprogramm Offshore wurde im Jahr 2011 aufgelegt und fördert Projektfinanzierungen für bis zu zehn Offshore-Windparkprojekte in der AWZ oder der 12-sm- Zone der Nord- und Ostsee mit einem Fördervolumen von insgesamt 5 Milliarden Euro [KfW 2012]. Es sind drei verschiedene Finanzierungsvarianten möglich, deren wichtigste Parameter in Tabelle 82 dargestellt werden. Tabelle 82: Finanzierungsvarianten im Rahmen des KfW-Sonderprogramms Offshore- Windenergie Parameter Maximaler Finanzierungsanteil Darlehenshöchstbetrag pro Projekt Direktkredit im Rahmen von Bankenkonsortien 50 % des gesamten Fremdkapitalbedarfs Finanzierungspaket aus bankdurchgeleitetem Kredit und Direktkredit 70 % des gesamten Fremdkapitalbedarfs Direktkredit als Kostenüberschreitungsrahmen (cost overrun facility) 50 % des Fremdkapitalbedarfs für unvorhergesehene Mehrkosten 400 Millionen 700 Millionen 100 Millionen Laufzeit maximal 20 Jahre maximal 20 Jahre maximal 20 Jahre Tilgungsfreier Zeitraum maximal 3 Jahre maximal 3 Jahre maximal 3 Jahre Zinssatz nach Marktkonditionen nach Marktkonditionen nach Marktkonditionen [Datenquelle: KfW 2012, Darstellung: IE Leipzig 2013] Die Finanzierungsvariante C lässt sich jeweils mit den Finanzierungsvarianten A und B kombinieren. Für die Inanspruchnahme des Förderprogramms ist es bei allen Varianten notwendig, dass regelmäßig ein Drittel des Gesamtkapitalbedarfs als Eigenkapitalanteil in die Projektgesellschaft eingebracht wird.

242 222 Von einer Förderung ausgeschlossen sind Umschuldungen, Sanierungsfälle und Unternehmen in Schwierigkeiten im Sinne der EU-Leitlinien [BMWi 2012]. Die Abruffrist beträgt in der Regel 2,5 Jahre nach Zusage des Kredites. Die Auszahlung erfolgt nach Vorhabensfortschritt oder bei Auftreten von Mehrkosten in der Errichtungsphase. Eine Kombination mit Fördermitteln der Länder zur Finanzierung oder Absicherung der Investitionen sowie mit Mitteln der Europäischen Investitionsbank (EIB) ist möglich. Weitere Spezifika lassen sich dem Merkblatt zum Programm Offshore-Windenergie der KfW entnehmen [KfW 2012]. Zur Bewertung des Programms wurde auf quantitative und qualitative Fragen abgestellt, die der KfW im Rahmen eines Telefoninterviews gestellt wurden. Über das Sonderprogramm werden die Windparks Meerwind Süd/Ost, Global Tech I und Butendiek finanziert. Bei allen bisher geförderten Projekten wurde jeweils eine Kombination der Finanzierungsvarianten A und C genutzt. Seit Anfang des Jahres 2013 besteht ein größeres Interesse an dem Programm, was durch die Klärung der Netzanbindungsproblematik sowie die Einführung der Offshore-Haftungsregelung zu begründen ist [KfW 2013]. Aktuell befinden sich zwei der drei geförderten Projekte in Errichtung. Bei Bankenkonsortien, die unter anderem ein Bestandteil der Finanzierungsvariante A sind, ist eine Kombination mit der EIB typisch. Weiterhin sind unterschiedliche Geschäftsbanken an einem Konsortium beteiligt, darunter Landesbanken, ausländische Banken et cetera. Die Spannbreite liegt etwa zwischen fünf und 20 Banken. Die Tendenz geht zu kleineren Konsortien von fünf bis acht Banken; auch wegen der wachsenden Schnittstellenproblematik bei einer größeren Anzahl von Konsortialpartnern. Dennoch müssen sich mehrere Banken an einem Konsortium beteiligen, um die hohen Investitionssummen für Windparks auf See zur Verfügung stellen zu können [KfW 2013]. Ein Ziel des Förderprogramms sollte laut BMU sein, auch kleineren und mittleren Unternehmen sowie Stadtwerken eine Möglichkeit der Beteiligung am Ausbau der Offshore- Windenergie zu geben [BMU 2010]. Das KfW-Programm ist grundsätzlich neutral und gilt für Projektfinanzierungen. Es werden keine Projekte im Rahmen von Unternehmensfinanzierungen, beispielsweise durch große Energiekonzerne, gefördert. Allerdings kann auch ein großer Investor bei einem Projekt beteiligt sein, der keine Unternehmensfinanzierung leisten kann und deshalb eine Projektfinanzierung anstrebt. Dieser trägt einen signifikanten Teil des benötigten Kapitals, der restliche Anteil der Finanzierung wird dann von anderen Investoren, zum Beispiel KMU, erbracht. Diese Konstellation ist oft erfolgsversprechend, weil der große Investor die Finanzierung leitet sowie die Projektsteuerung übernimmt und meist über mehr Know-how verfügt. Auf der Investorenseite liegt bei den bisher geförderten Vorhaben ein großer Mix vor: Stadtwerke (Verbünde), Pensionsfonds, Private Equity Gesellschaften, (mittelständische) Projektentwickler und Family Offices treten als Investoren für Windparks auf See auf [KfW 2013]. Das Programm soll auch dazu beitragen, Erfahrungen bei der Anwendung der Windenergie-Technologie auf See zu generieren, um den Durchbruch zu erreichen [BMU 2013].

243 223 Die Wahl der Technologie ist für die Kreditbewertung wichtig: Für völlig neue Technologien, zum Beispiel neuartige Fundamentkonzepte, aber auch Unternehmen, die bisher nicht im Bereich der Windenergie auf See tätig waren, wird die Vergabe eines Kredits schwierig bis unmöglich. Die KfW begutachtet die Technik, doch sowohl eingesetzte Fundamente als auch Logistikkonzepte et cetera sind relativ neu. Die Weiterentwicklung der Technologien und Kostensenkungen sollen sich aus dem kontinuierlichen Ausbau Windparks auf See, dem Lernen aus Prozessen sowie über den Ausbau der Industrie ergeben. Problematisch ist, dass bei technischen Problemen und einem daraus resultierenden Scheitern des Projektes, die Kreditgeber, damit auch die KfW, haften müssen. Bezüglich des Ablaufs eines Förderantrages finden bereits sehr frühzeitig Gespräche zwischen den Investoren und der KfW statt. Die frühe Kommunikation vor der Antragstellung führt auch dazu, dass bisher kein Antrag formal abgelehnt wurde und auch dies zukünftig nicht zu erwarten ist, da Projektspezifika und die Inhalte sowie der Umfang der Förderung vor Antragstellung diskutiert und abgestimmt werden. Die Antragstellung ist dann meist nur noch eine Formalie. Dennoch können sich die Verhandlungen über einen längeren Zeitraum hinziehen, da die Projektentwicklung für Windparks auf See auch bis zu 10 Jahre in Anspruch nehmen kann [KfW 2013]. Auf Grundlage der bisherigen Erfahrungen wird nach Angaben der KfW vonseiten der Investoren kein Änderungsbedarf am KfW-Programm gesehen. Allerdings appellierte 2012 die SPD, das Offshore-Sonderprogramm für die Finanzierung von Offshorestrukturen und Spezialschiffen zu öffnen oder ein spezielles Programm aufzulegen [Beckmeyer 2012]. Eine Öffnung des Programms für andere Bereiche als Projektfinanzierungen von Windparks auf See ist aber nicht möglich. Auch aus Sicht der KfW ist kein Änderungsbedarf am Programm vorhanden. Ein Grund dafür ist, dass seit Auflage des Programms keine Projektfinanzierung eines OWP ohne die Beteiligung der KfW verlief, was für das Programm spricht [KfW 2013]. Wann das Förderprogramm ausläuft, also die 5 Milliarden Euro abgerufen wurden, ist zurzeit nicht absehbar. Das Ende der Förderung ist davon abhängig, wie der Ausbau der Windenergie auf See weiter voranschreitet. Bewertung Ein Ziel der Bundesregierung, über das KfW-Sonderprogramm Offshore-Windenergie auch KMU eine Beteiligung an Windparks auf See zu ermöglichen, wurde bei den bisher geförderten Projekten erreicht. Die Investorenstruktur ist diversifiziert, was auch zu einer besseren Risikoverteilung führt. Wie sich die Zusammensetzung der Investoren bei zukünftig geförderten Projekten entwickelt, ist abzuwarten. Es zeichnet sich erst durch die Einführung der Offshore-Haftungsregelung und der Netzentwicklungspläne eine stärkere Inanspruchnahme des Programms ab.

244 224 Dies zeigt, dass das Förderprogramm allein nicht vollends die Zweifel der Fremdkapitalgeber ausräumen und eine Vergabe von Krediten für Projektfinanzierungen von Windparks vorantreiben konnte, sondern die regulatorischen Rahmenbedingungen geändert werden mussten. Bestätigt wird diese Einschätzung auch durch die durchgeführte Markterhebung, wonach Hürden in Gesetzgebung und Politik sowie die Netzanbindungsproblematik vor der Finanzierung als wichtigste Gründe für die Verzögerung des Windenergieausbaus auf dem Meer eingestuft werden. Jedoch könnte sich nun eine stärkere Ausbauentwicklung vollziehen, die auch durch das KfW-Sonderprogramm begünstigt würde. Die Förderung neuer Technologien und Innovationen bei gleichzeitig hohem Risiko auf dem Meer lässt sich teilweise nur schwer mit dem Sicherheitsstreben der Fremdkapitalgeber, ebenso der KfW, vereinen. Auch stehen insgesamt wenig langfristige Geldmittel für Projekte dieser Größenordnungen am Kapitalmarkt zur Verfügung. Die in der Markterhebung für die Berechnung der Stromgestehungskosten ermittelten günstigen Zinssätze für Fremdkapital sind auf das derzeit allgemein günstige Zinsniveau für Kredite zurückzuführen.

245 Ökologische Auswirkungen der Windenergienutzung 11.1 Berücksichtigung ökologischer Konfliktfelder im EEG 2012 Das EEG enthält für die Windenergienutzung an Land und auf See Regelungen, die einer Lösung ökologischer Konflikte dienen sollen. Für die Windenergienutzung an Land werden in 30 Anreize zum Repowering gegeben, mit denen u.a. der Ersatz bestehender Anlagen außerhalb von Eignungsgebieten gefördert werden soll. Dies soll insbesondere den Rückbau von Altanlagen an problematischen Standorten fördern und mit einer Flurbereinigung der Windenergielandschaft dem Landschaftsbild dienen. Für die Windenergienutzung auf See werden in 31 höhere Vergütungen mit steigender Wassertiefe und Küstenentfernung garantiert. Damit werden Anreize gegeben, Offshore- Windparks in möglichst großer Küstenentfernung und Wassertiefe zu bauen, um so mögliche Auswirkungen auf den Vogelzug zu mindern. Weiterhin wird in 31 die Einspeisevergütung auf Bereiche außerhalb der Meeresschutzgebiete beschränkt, um weitere Planungen innerhalb der Schutzgebiete zu vermeiden. Dagegen dienen die Anreize hinsichtlich des Referenzertragsmodells oder der Netzanbindung ( 29 EEG) nicht unmittelbar zur Lösung ökologischer Konflikte (siehe Kapitel 8) Windenergienutzung an Land Analyse der Situation - Ökologische Auswirkungen sowie bereits bestehende Regelungen / Steuerungen Die Windenergielandschaft, insbesondere der nördlichen und östlichen Bundesländer verändert sich anhaltend und im letzten Jahrzehnt ist im Zuge von Repowering- Maßnahmen oder Neuinstallationen von großen Windenergieanlagen ein neues Landschaftsbild entstanden. Als Einflussfaktoren auf Ziele des Naturschutzes stehen derzeit Kollisionen von Vögeln sowie von Fledermäusen im Vordergrund des Interesses, so dass die artenschutzrechtlichen Fragen hierzu im Vordergrund der Genehmigungspraxis und der öffentlichen Diskussion stehen. Kollisionsopfer an Vögeln und Fledermäusen werden in einer Liste von der Staatlichen Vogelschutzwarte bundesweit erfasst [LUGV 2013]. Bei Vögeln handelt es sich bei Kollisionsopfern in Übereinstimmung mit früheren Auswertungen in der Regel um tagaktive Arten (vor allem Greife, Möwen, Schwalben und Segler), die den Luftraum oder die meist landwirtschaftlichen Nutzflächen des Windparks zur Nahrungssuche nutzen. Unter den häufigeren Arten (über 20 Funde) finden sich nur zwei Arten (Wintergoldhähnchen, Rotkehlchen) des nächtlichen Vogelzugs. Von den Arten, von denen bisher mehr als 20 Funde vorliegen, sind drei Arten Feldlerche, Weißstorch und Grauammer auf der Roten Liste der gefährdeten Brutvögel Deutschlands aufgeführt, eine weitere Art, die Mehlschwalbe, wird auf der Vorwarnliste geführt.

246 226 Für keine der aufgeführten Arten besteht eine Bestandsgefährdung durch Kollisionen an Windenergieanlagen. Die Erfassung der Kollisionsopfer in der Datei der Vogelschutzwarte Brandenburg basiert überwiegend auf Zufallsfunden, so dass auffällige und im Interesse stehende Arten, nach denen gezielt gesucht wird, tendenziell überrepräsentiert sind. Systematische Untersuchungen, welche auch die Sucheffizienz und die Verweildauer von Kollisionsopfern berücksichtigen [Grünkorn u.a. 2009], stehen bislang kaum zur Verfügung. Für Vögel und Fledermäuse laufen derzeit jedoch Forschungsvorhaben mit standardisierter Methodik. Tabelle 83: Anzahl als Kollisionsfund gefundener Vögel unter Windenergieanlagen in Deutschland (Stand April 2014) Art Anzahl Kollisionsfunde Rote Liste Status Mäusebussard 255 ungefährdet Rotmilan 232 ungefährdet Seeadler 91 ungefährdet Stockente 83 ungefährdet Mauersegler 78 ungefährdet Lachmöwe 75 ungefährdet Feldlerche 73 3 Ringeltaube 69 ungefährdet Star 67 ungefährdet Turmfalke 56 ungefährdet Silbermöwe 54 ungefährdet Wintergoldhähnchen 53 ungefährdet Weißstorch 41 3 Haustaube 36 ungefährdet Sturmmöwe 29 ungefährdet Grauammer 28 3 Goldammer 28 ungefährdet Aaskrähe 27 ungefährdet Mehlschwalbe 24 Vorwarnliste Schwarzmilan 23 Ungefährdet Rotkehlchen 21 Ungefährdet [Datenquelle: Südbeck u.a. 2008, Dürr 2014, Darstellung: BioConsult SH 2014] Arten des nächtlichen Vogelzugs sind in den Fundlisten stark unterrepräsentiert, was darauf hinweist, dass an Land auch in Bereichen mit starkem nächtlichem Vogelzug kein erhöhtes Kollisionsrisiko besteht.

247 227 Dies ist auch in Übereinstimmung mit amerikanischen Untersuchungen, die bislang keine größeren Zahlen von kollidierten Kleinvögeln ergaben [Kerlinger u.a. 2010]. In einer systematischen Studie in mehreren Windparks auf der Insel Fehmarn während des Herbstzuges 2009 fanden BioConsult SH & ARSU [2010] ebenfalls kaum Opfer des nächtlichen Breitfrontenzuges, obwohl begleitende Radaruntersuchungen starken Zug nachgewiesen hatten. Mit systematischen Kontrollen wurden in drei Untersuchungen in Norddeutschland und den Niederlanden vergleichbare Häufigkeiten von Kollisionen ermittelt [Niederlande: Krijgsveld u.a / Westküste Schleswig-Holstein: Grünkorn u.a / Fehmarn: BioConsult SH u.a. 2010]. Die täglichen Kollisionsraten liegen demnach zwischen 0,04 und 0,08 Vögeln pro Anlage. Die Untersuchungen erfolgten speziell in der Zugzeit und in Phasen mit hohen Rastaufkommen, so dass sie nicht einfach auf das Jahr hochgerechnet werden können. Jährliche Kollisionsraten werden für die untersuchten Windparks auf 10 bis 20 Vögel pro Anlage geschätzt. Die allgemeine Fundliste und die neueren systematischen Untersuchungen weisen einheitlich darauf hin, dass nur wenige Kollisionen nachtziehender Vögel an Windenergieanlagen auftreten. Eine Gefährdung des Vogelzuges - insbesondere des nächtlichen Breitfrontenzuges nordeuropäischer Vögel konnte nicht festgestellt werden. Greifvögel und andere Großvögel Greifvögel gelten als empfindlich gegenüber Kollisionen mit Windenergieanlagen und müssen zusammen mit anderen Großvögeln, für die spezielle Vorsorgemaßnahmen in der Planung getroffen werden, besonders betrachtet werden. Studien aus anderen Ländern (zum Beispiel Kalifornien, Spanien) zeigen, dass Windparks an ungünstigen Standorten zu hohen Kollisionsraten und Gefährdungen der Population führen können. De Lucas u.a. [2008] fanden jedoch keine eindeutige Abhängigkeit zwischen der Häufigkeit und der Kollisionsrate von Gänsegeiern bei Tarifa/Spanien. Sie vermuten vielmehr ein artspezifisches Kollisionsrisiko, welches insbesondere bei geringem Auftrieb (geringe Thermik oder geringes Relief) bei gleichzeitig zahlreichen WEA, insbesondere auch auf Bergrücken erhöht ist. Hohe Kollisionsraten von Seeadlern und Störungen durch Wartungsarbeiten im Windpark auf der norwegischen Insel Smöla führten dort in einem sehr bedeutenden Konzentrationsgebiet zu einem Bestandsrückgang [Bevanger u.a. 2009]. Die Situation auf Smöla stellt jedoch einen Sonderfall dar, da hier ein Windpark in ein Gebiet mit zahlreichen bodenbrütenden Seeadlern hinein gebaut wurde. Die drei in Deutschland am häufigsten registrierten Kollisionsopfer sind Greifvögel. Der an zweiter Stelle stehende Rotmilan, wie auch die am dritthäufigsten als Kollisionsopfer angetroffene Art, der Seeadler, sind möglicherweise im Vergleich zu ihrer Bestandsgröße in Deutschland überproportional häufig betroffen, wobei eine abschließende Bewertung schwierig ist, da derzeit für keine Vogelart das artspezifische Kollisionsrisiko zahlenmäßig bestimmt worden ist.

248 228 In einem vom BMU geförderten Forschungsvorhaben [NABU u.a. 2010] wurde für diese beiden Arten, sowie für die Wiesenweihe, für die eine hohe Überlappung von Brutgebieten und der Windenergienutzung besteht, untersucht, ob ein erhöhtes Kollisionsrisiko besteht, welche Faktoren dies gegebenenfalls bestimmen und welche Vermeidungsmaßnahmen getroffen werden können. Rotmilan Der Bestand des Rotmilans in Deutschland ist stabil (Südbeck u.a. 2007], aber in einzelnen Bundesländern wie zum Beispiel Brandenburg leicht rückläufig, wofür als Gründe vor allem Änderungen in Landschaft und Landnutzung angesehen werden. Der Rotmilan steht im Fokus der Diskussion, da Deutschland für diese Art eine hohe internationale Verantwortung hat, weil ein hoher Anteil der Weltpopulation in Deutschland brütet. Für Brandenburg, wo die bisher höchste Zahl von Kollisionsopfern gefunden wurde, wird die derzeitige jährliche Mortalität durch Kollisionen an Windenergieanlagen auf 3,1% des nachbrutzeitlichen Bestands geschätzt [Bellebaum u.a. 2012]. Aufgrund der hohen Flugaktivität von Rotmilanen und der fehlenden Scheu gegenüber Windenergieanlagen ist diese Art im Verhältnis zu ihrer Bestandshöhe häufiger als andere Greifvögel als Kollisionsopfer vertreten. Berechnungen des Kollisionsrisikos mit den Daten telemetrierter Rotmilane zeigten, dass ein deutlich erhöhtes Kollisionsrisiko im Bereich bis 250 m Entfernung zum Brutplatz und bis 500 m noch eine deutliche Erhöhung besteht. In größeren Entfernungen ändert sich das Kollisionsrisiko innerhalb des Aktionsraums nur noch gering. Rotmilane suchen teilweise die Mastfüße, Zuwegungen und Kranstellflächen von Windenergieanlagen gezielt aus, da diese in den oftmals ausgeräumten Agrarlandschaften Sonderstrukturen mit potenziell geeignetem Nahrungsangebot bieten. Seeadler Der Seeadlerbestand in Deutschland und den umgebenden Ländern steigt seit längerem stark an. Die Art wird seit 2008 als im Bestand ungefährdet eingestuft und nicht mehr auf der Roten Liste geführt. Als ein Grund hierfür wird die Einstellung der Verwendung von DDT in der Landwirtschaft angesehen. Ein sehr hoher Anteil (>80%) von in Mecklenburg- Vorpommern tot aufgefundenen und untersuchten Seeadlern war durch anthropogene Ursachen ums Leben gekommen, wobei vorrangig der Einsatz von Bleimunition als Ursache genannt wird. Kollisionen mit Windenergieanlagen wurden bei 3 % der aufgefundenen Seeadler als Todesursache ermittelt [LUNG MV 2011]. Für die anderen Bundesländer mit Seeadlerbrutbeständen lassen das Verhältnis von Bestand und festgestellten Kollisionsopfern auf eine ähnlich niedrige Rate schließen. Das Kollisionsrisiko konnte nur mit den Daten eines einzigen besenderten Seeadlers modelliert werden. Für diesen Adler ergab sich ein erhöhtes Risiko im Bereich < 1 km. Eine Analyse der dokumentierten Kollisionsopfer aus Schleswig-Holstein ergab keine Hinweise auf ein im 3 km Radius um Brutplätze erhöhtes Kollisionsrisiko. Kollisionen von Seeadlern erfolgen nicht selten fern von Brutplätzen und für diese Art geeigneten Habitaten.

249 229 Wiesenweihe Für die Wiesenweihe besteht insofern Grund zu Aufmerksamkeit, als dass eine hohe Überlappung bedeutender Brutgebiete mit Gebieten der Windenergienutzung besteht; so ist beispielsweise in Schleswig-Holstein ein Verbreitungsschwerpunkt der Wiesenweihe, die auch in Ackerland, hier vornehmlich Wintergerste brütet, an der westlichen Küste in Nordfriesland, wo zahlreiche Windeignungsgebiete liegen beispielsweise Windparks schon errichtet sind. Wiesenweihen zeigen, wie andere Greifvögel auch, keine Scheu vor Windenergieanlagen und als bodenbrütende Art nutzt sie auch Flächen innerhalb von Windparks. Die Lage der Brutplätze wird wesentlich durch die Struktur der Vegetation bestimmt. Für Wiesenweihen besteht ein Kollisionsrisiko im Nahbereich des Nests. Mit telemetrischen Untersuchungen wurde ein Bereich mit deutlich erhöhtem Kollisionsrisiko auf circa 300 m bestimmt. Auch hier konzentrieren sich die Flugaktivitäten im Bereich bis 20 m Höhe und nehmen dann graduell ab, so dass das Kollisionsrisiko, wenn der untere Rotordurchgang deutlich über 30 m ist, auch graduell verringert ist. Das kann auch für andere Weihenarten angenommen werden. Aus den vorliegenden Studien lässt sich zusammen mit der Funddatei zu den Kollisionsopfern ableiten, dass für Greifvögel grundsätzlich ein Kollisionsrisiko mit Windenergieanlagen in ihrem Aktionsraum besteht, das im Nahbereich um die Brutplätze signifikant erhöht ist. Welche Bedeutung die Entwicklung zu größeren und höheren Windenergieanlagen hat lässt sich nicht generell beurteilen und hängt vermutlich vom spezifischen Verhalten der verschiedenen Arten ab. Bei Arten mit bevorzugt niedrigen Flughöhen ist eine Reduzierung des Kollisionsrisikos bei höheren Anlagen zu erwarten. Weitere Arten Aus den vorliegenden Untersuchungen und der Fundstatistik lässt sich weiter ableiten, dass für Arten, die sich in den Windparks zur Nahrungssuche oder zur Rast aufhalten, ein grundsätzliches Kollisionsrisiko gegeben ist. Eine Abschätzung, für welche Arten möglicherweise ein besonderes Kollisionsrisiko besteht, ist derzeit nicht möglich. Grundsätzlich ist somit davon auszugehen, dass ein erhöhtes Kollisionsrisiko dann besteht, wenn Windenergieanlagen in für die einzelnen Arten bedeutenden Gebieten und damit häufig genutzten Teilen ihrer Aktionsräume errichtet werden. Die Länderarbeitsgemeinschaft der Staatlichen Vogelschutzwarten hat eine Einstufung gegenüber Windenergieanlagen sensibler Arten vorgenommen und darauf basierend Empfehlungen für Abstandsregelungen entwickelt [LAG SV 2007 sowie Entwurf vom ]. Bei der Einstufung als WEA-sensibel steht das Kollisionsrisiko im Vordergrund, auch wenn teilweise weitere Aspekte, wie Störungen mit berücksichtigt werden. Ein Drittel der aufgeführten Arten sind Greifvögel.

250 230 Als WEA-sensibel werden teilweise Arten eingestuft, von denen keine oder nur Einzelfunde als Kollisionsopfer vorliegen (beispielsweise Kormoran, Reiher), Kleinvögel werden mit Ausnahme des Ziegenmelkers nicht berücksichtigt. In der Einstufung als WEAsensibel ist eine Abwägung zwischen festgestellten oder erwarteten Effekten mit Häufigkeit und Schutzstatus der verschiedenen Arten enthalten, so dass nicht immer nachvollziehbar ist, warum eine Art berücksichtigt wird und eine andere nicht. Dies verdeutlicht bestehende Wissenslücken und -unsicherheiten, die durch weitere Untersuchungen geschlossen werden sollten. Fledermäuse Die Gefährdung von lokalen und ziehenden Fledermäusen durch Kollisionen an WEA wurde erst in den letzten Jahren bekannt. Verschiedene Untersuchungen in Deutschland und anderen Ländern zeigten jedoch mittlerweile, dass Fledermäuse teilweise in bedeutenden Anzahlen mit Windenergieanlagen kollidieren können. Dabei sind meist bestimmte Arten zu definierten Zeiträumen, insbesondere während der Zugzeit im Spätsommer, betroffen. Der Umfang der Kollisionen von Fledermäusen und die möglichen Auswirkungen auf die Bestände dieser Arten sind bislang unzureichend bekannt. Da Fledermäuse eine geringe Reproduktionsrate zeigen, müssen die Bestände grundsätzlich als empfindlich gegenüber erhöhter Sterblichkeit gelten. In einer Studie im Auftrag des BMU haben Brinkmann u.a. [2011] ein Aktivitäts-Modell für einzelne Arten entwickelt, welches zeitlich differenzierte Vorhersagen zur Fledermausaktivität an den untersuchten Anlagen ermöglicht. Die Flugaktivität von Fledermäusen wird wesentlich durch die Windgeschwindigkeit bestimmt. Die so vorhersagbaren Fledermausaktivitäten können in die Berechnung der resultierenden Anzahl getöteter Fledermäuse einfließen. Es ist dann möglich, basierend auf den gemessenen Einflussfaktoren Monat, Nachtzeit, Windgeschwindigkeit, Temperatur und Niederschlag für einzelne Zeitabschnitte einen Erwartungswert für die Zahl getöteter Fledermäuse anzugeben. Fledermausfreundliche Betriebsalgorithmen ermöglichen dann eine zielgerichtete Abschaltung der Anlagen an gefährdeten Standorten. Hierzu liegen auch aus den USA bereits gute Erfahrungen vor, welche die Effektivität zielgerichteter Abschaltungen belegen [Arnett u.a. 2009]. Fledermausfreundliche Betriebsalgorithmen ziehen gewisse Ertragseinbußen für den Betreiber der WEA nach sich. Von Vorteil ist hier jedoch, dass die Sommermonate mit einem Schwerpunkt der Fledermausaktivität häufig die windärmsten Monate des Jahres sind und dass in diesen Monaten die Nächte relativ kurz und die Nachtstunden ertragsärmer als die Tagesstunden sind. Ein positiver Faktor ist weiterhin, dass der Ertrag einer WEA mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt. Zeiten mit niedrigen Windgeschwindigkeiten und damit höherer Fledermausaktivität haben dementsprechend einen verhältnismäßig geringen Anteil am Gesamtertrag.

251 231 Fledermausfreundliche Betriebsalgorithmen versprechen daher eine hohe Effektivität im Schutz von Fledermäusen bei geringen Ertragseinbußen und sollten weiterentwickelt und konsequent angewendet werden, um an kritischen Standorten die ökologischen Auswirkungen zu minimieren. Bewertung der Situation Regelungsbedarf Aus der Situationsbeschreibung folgt, dass im Wesentlichen für folgende Aspekte Regelungsbedarf besteht: Steuerung der Planungen größerer Windenergieanlagen mit weiträumigerer Wirkung auf das Landschaftsbild, Konzentration der Windenergienutzung im Rahmen des Repowerings auf Eignungsgebiete, Festlegung von Eignungsgebieten bei gleichzeitiger Identifikation und Meidung ökologisch sensibler Bereiche. Die Entwicklung der Windenergienutzung war in den letzten Jahren vor allem durch den Trend zu größeren Anlagen geprägt, wogegen der Bestrebung, größere Windparks zu bauen, durch zahlreiche weitere Ansprüche an die Landschaft Grenzen gesetzt sind. Aus dem Trend in die Höhe folgt eine größere Fernwirkung auf das Landschaftsbild und größere Wirkradien auf Naturgüter. Eine Steuerung des Ausbaus der Windenergienutzung auf der Ebene der Regionalpläne oder der Landesentwicklungspläne kommt daher wachsende Bedeutung zu. Diese bieten durch den Umweltbericht in der Strategischen Umweltprüfung die Möglichkeit, überregionale Aspekte des Natur- und Landschaftsschutzes zu beschreiben und zu bewerten und bei der Festlegung von Eignungsgebieten zu berücksichtigen. Der Bau von WEA kann sowohl in der Bauleitplanung auf kommunaler Ebene, als auch in der Raumordnungsplanung insbesondere durch Regionalpläne und Landesentwicklungspläne auf höherer Ebene gesteuert werden. Dabei sind die Bauleitpläne den Zielen und Grundsätzen der Raumordnung anzupassen. Die Raumordnung beinhaltet verbindliche Vorgaben in Form von abschließend abgewogenen Festlegungen. Eine Auswertung der Bund-Länder-Initiative Windenergie zeigte, dass der überwiegende Teil der Länder Eignungsgebiete für die Windenergienutzung ausweist und die Planung von Windparks außerhalb dieser Gebiete einschränkt oder ausschließt. In Windenergieerlassen werden u.a. Abstände zu geschützten Landschaftsteilen definiert. Durch den Ausschluss der Windenergienutzung in den meisten geschützten Landschaftsteilen werden Konflikte mit dem Gebietsschutz weitgehend vermieden. Demgegenüber sorgen artenschutzrechtliche Aspekte weiterhin für Konflikte mit der Planung von Windparks und der Ausweisung von Eignungsgebieten. Die artenschutzrechtlichen Bestimmungen des 44 Abs. 1 BNatschG leiten sich aus Artikel 12 der FFH-Richtlinie ab und untersagen die Tötung der besonders geschützten Arten.

252 232 Allgemeine Rechtsauffassung hierzu ist, dass nicht jedes Tötungsrisiko zu untersagen ist, sondern, dass eine signifikante Erhöhung des allgemeinen Tötungsrisikos zu vermeiden ist (VG Hannover, Urteil vom A 2305/11; VG Arnsberg, U. v K 2633/10). Ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko gilt als erreicht, wenn eine Art aufgrund ihrer Verhaltensweise gerade im Bereich des Vorhabens ungewöhnlich stark gefährdet ist. Dies würde beispielsweise dann erreicht, wenn eine Art, die kein Meideverhalten zu Windenergieanlagen zeigt und aufgrund ihres Verhaltens oder dokumentierter Kollisionen als kollisionsgefährdet eingestuft wird, im Gefahrenbereich der Windenergieanlagen signifikant häufiger als andernorts vorkommt. Für die Einstufung, wie kollisionsgefährdet sich Vogelarten verhalten, fehlen mangels systematischer Studien oftmals belastbare Daten. Sämtliche europäische Vogelarten unterliegen den Bestimmungen des Artenschutzrechts und eine Abstufung hinsichtlich der Häufigkeit und des Gefährdungsgrads ist hier nicht vorgesehen. Ein Vorhaben kann auch dann unzulässig sein, wenn das Tötungsrisiko einer häufigen Art signifikant erhöht wird. Die Vorgaben des Artenschutzrechts sind sehr streng und können auch eine bereits realisierte Planung im Betrieb oder bei einem Repowering einschränken, wenn es nachträglich zur Ansiedlung geschützter Arten kommt. Kriterien für die Planung von Eignungsgebieten beziehungsweise Windparks sind auch aufgrund des Fehlens spezifischer Daten in den vergangenen Jahren vor allem in der Form von pauschalen Abstandskriterien zu geschützten Landschaftsteilen, Brutgebieten und Einzelvorkommen geschützter Vogelarten formuliert worden [LAG SV 2007, sowie Entwurf vom ]. Die Vorschläge sind zweistufig, indem zum einen sog. Tabubereiche vorgeschlagen werden, in denen keine Windparks errichtet werden sollten, sowie Prüfbereiche, in denen die Planung nach Prüfung - vor allem in Bezug auf artenschutzrechtliche Verbotstatbestände erfolgen kann. Die vorgeschlagenen Tabuzonen reichen von 500 m (Kranich, Wachtelkönig) bis 6 km (Schreiadler), die Prüfbereiche bis 6 km (Schwarzstorch, Seeadler, Goldregenpfeifer). Die Auswahl der Arten, für die Abstandskriterien vorgeschlagen werden, sowie die Abstandskriterien selbst, sind nicht in allen Fällen durch Daten begründet. Teilweise liegen für die Arten keine Daten vor, sondern sind als Experteneinschätzung zu verstehen, wobei der Vorsorgeansatz der Empfehlungen betont wird. Die Vorschläge der Vogelschutzwarten bieten Anhaltspunkte für die Prüfung der Eignung einer Fläche für die Windenergienutzung, gehen aber oftmals weit über die Bereiche hinaus, in denen ein signifikant erhöhtes Kollisionsrisiko durch Untersuchungen belegt ist. Sie sind als feste Vorgaben nicht uneingeschränkt geeignet, da zudem die Lage der Brutgebiete in vielen Fällen durchaus flexibel ist. Bei steigenden Beständen, wie etwa beim Seeadler, oder starken Bestandsverlagerungen, wie bei der Wiesenweihe, sind feste Abstandsregelungen von mehreren Kilometern nicht sinnvoll zu handhaben und sollten daher nur als Prüfkriterien genutzt werden.

253 233 Zu bedenken ist weiterhin, dass ein großer Teil der aufgeführten Arten gezielt bestimmte Landschaftsteile aufsucht, beispielsweise Gewässer, so dass innerhalb eines definierten Radius kein gleichverteiltes Kollisionsrisiko besteht. Die Vorschläge werden von den Ländern uneinheitlich umgesetzt, haben aber grundsätzlich eine hohe Bedeutung in der Planungspraxis. Sofern die Länder die Abstandsempfehlungen nicht bei der Ausweisung von Eignungsgebieten berücksichtigt haben, haben sie als fachliche Einschätzung der oberen Naturschutzbehörden ein hohes Gewicht bei der Prüfung der Zulässigkeit von Projekten. So sind die Empfehlungen in Baden- Württemberg direkt in den geltenden Windenergieerlass übernommen worden: Die artenschutzrechtliche Zulässigkeit von Anlagen wird bei bestimmten Vogelarten auf Grund von (Mindest-) Abständen von Windenergieanlagen zu Brut- und Nahrungsplätzen beurteilt. Für Abstände zu Brutplätzen und Nahrungshabitaten sind die "Abstandsregelungen für Windenergieanlagen zu bedeutsamen Vogellebensräumen sowie Brutplätzen ausgewählter Vogelarten" der Länderarbeitsgemeinschaft der Vogelschutzwarten in der jeweils geltenden Fassung heranzuziehen, solange die fachlichen Hinweise der LUBW für das Land Baden-Württemberg noch nicht vorliegen. Bei Beachtung der Abstandsregelungen werden die Verbotstatbestände des 44 Abs. 1 BNatSchG in der Regel nicht erfüllt. Schleswig-Holstein hat demgegenüber in der Regionalplanung 2012 eine Reihe von neuen Eignungsgebieten mit teilweise sehr weitreichender Überschreitung der Abstandsempfehlungen ausgewiesen. Artenschutzrechtliche Belange werden hier in den nachfolgenden Genehmigungsverfahren betrachtet und 2013 wurde ein neuer Untersuchungsstandard für derartige Vorhaben vorgelegt (MELUR u. LLUR 2013). Vergleichbar wird in Rheinland-Pfalz vorgegangen, wo ein eigener Untersuchungsrahmen für Projekte entwickelt wurde, bei denen eine Unterschreitung der Abstandsempfehlungen beim Rotmilan besteht [Richarz u.a. 2013]. Durchaus kritisch an den Empfehlungen der Vogelschutzwarten ist die formulierte Einschätzung, dass bei Beachtung der Abstandsregelungen die Verbotstatbestände des 44 Abs. 1 BNatSchG in der Regel nicht erfüllt werden, auch wenn dies in den meisten Fällen richtig sein wird. Im Umkehrschluss führt dies leicht zur Bewertung, dass bei Unterschreitung der Abstandsempfehlungen automatisch Verbotstatbestände erfüllt werden. Hier ist es wichtig, dass Planungen die Möglichkeit gegeben wird, anhand eigener Untersuchungen zu überprüfen, ob dies der Fall ist. Als Schlussfolgerung ist festzuhalten, dass regelmäßig Konflikte zwischen artenschutzrechtlichen Belangen und dem Ausbau der Windenergienutzung bestehen. Es ist naheliegend, dass diese Konflikte mit dem weiteren Ausbau der Windenergienutzung in Deutschland zunehmen werden, so dass eine stärkere Abwägung zwischen Interessen notwendig wird.

254 234 Grundsätzlich kann empfohlen werden, den weiteren Ausbau der Windenergienutzung an Land, für den erhebliches Ausbaupotenzial postuliert wird (UBA 2013, siehe auch Kapitel 4 dieses Berichts), mit Untersuchungen zu den Kollisionsrisiken der Arten zu begleiten, für die Konflikte erwartet werden. Untersuchungsbedarf besteht insbesondere in zwei Bereichen: 1. Im Hinblick auf das Verhalten von Vögeln, in welchem Maße sie Windparks meiden oder aufsuchen, um das Kollisionsrisiko in Abhängigkeit von Parametern wie Entfernung zum Brutplatz und der Habitatwahl in Rast- und Nahrungsgebieten sicher bestimmen zu können. Die technische Entwicklung telemetrischer Methoden mit räumlich und zeitlich hoch auflösenden Sendern von geringem Gewicht ermöglichen dabei in zunehmendem Maße auch kleine Arten zu untersuchen. 2. Die Auswirkungen von Kollisionen auf Bestände und Populationen von den betroffenen Arten sollten mit Populationsmodellen untersucht werden, wenn einfache Herangehensweisen [z.b. Mortalitätsindex, Dierschke u.a. 2013, Potential Biological Removal, Bellebaum u.a. 2010] Hinweise auf populationswirksame Einflüsse ergeben. Dies ist insofern von Belang, als dass sich populationswirksame Auswirkungen durch Summationseffekte des Ausbaus der Windenergie insgesamt ergeben können. Populationsbiologische Modelle von gut zu untersuchenden Arten können hier Auskunft geben, ob die Ausbauziele zu einer Gefährdung von Vogelpopulationen führen könnten. Handlungsempfehlungen - Möglichkeiten weiterer Regelungen innerhalb und außerhalb des EEGs Auf kommunaler und auf Landesebene bestehen insgesamt ausreichend Planungsinstrumente zur Steuerung der Windenergienutzung. Anreize im EEG für das Repowering ( 30) mit dem Ziel, Anlagen in problematischen Bereichen zu ersetzen, erscheinen weiterhin als sinnvoll. Für den weiteren Ausbau der Windenergienutzung an Land erscheint es zur Vermeidung und Minderung von Eingriffen weiterhin wichtig, dass in den kommenden Jahren in bestehenden und zu errichtenden Windparks die Auswirkungen auf die verschiedenen Schutzgüter detailliert untersucht und beschrieben werden. Der oben identifizierte Forschungsbedarf zu den Kollisionsrisiken und möglichen Auswirkungen auf Greif- und Großvögel ist weiterhin groß, moderne Techniken ermöglichen hier weitergehende Ergebnisse und Schlussfolgerungen.

255 Windenergienutzung auf See Analyse der Situation - Ökologische Auswirkungen sowie bereits bestehende Regelungen / Steuerungen Auswirkungen auf Vögel und Marine Säugetiere Mit den Windparks BARD Offshore 1 und Riffgat in der Nordsee und Baltic 1 in der Ostsee, sind nach dem Bau des Testfelds Alpha Ventus drei weitere Offshore Windparks in Betrieb. Derzeit befinden sich weitere acht Offshore Windparks in der Nordsee sowie einer in der Ostsee im Bau. Weiterhin wurde mit der Errichtung von HGÜ- Umspannwerken und der Verlegung der Anbindungskabel begonnen. Der Ausbau der bereits genehmigten Projekte geht jedoch erst langsam voran. Insbesondere durch die begrenzende Wirkung des Ausbaus der Netzanbindung wird derzeit auch die Anzahl möglicher Baustellen eingeschränkt. Mit Errichtung von Alpha Ventus wurden im Rahmen eines umfangreichen Forschungs- und Monitoringprogramms die Auswirkungen des Baus und Betriebs von Offshore- Windenergieanlagen auf die Meeresumwelt erstmal in deutschen Gewässern erfasst (s. dazu [BSH 2013]). Bisher liegen Ergebnisse zur Bauphase vor. Es konnte kein Einfluss des Baugeschehens auf Rastvögel (Basstölpel, Eissturmvogel, Trauerente, Raubmöwen, Larus-Möwen, Seeschwalben und Alkenvögel) festgestellt werden [Piper 2010]. Der Bau des Windparks Alpha Ventus zeigte einen zeitlich begrenzten Effekt der Rammung bis etwa 20 km Entfernung auf das Vorkommen von Schweinswalen [Diederichs u.a. 2010, Rose u.a. 2014, siehe auch Dähne u.a. 2013]. Die aufgezeichneten Echolokationslaute zeigten klare Effekte der Rammarbeiten auf Schweinswalaktivität, die im Nahbereich bis zu 35 Stunden anhielten, aber mit zunehmender Entfernung abnahmen. Dabei konnten trotz des negativen Ramm-Effektes vereinzelt Schweinswale auch im Nahbereich der Baustelle nachgewiesen werden. Die Ergebnisse entsprechen im Wesentlichen denen der Untersuchungen beim Bau der dänischen Offshore-Windparks Horns Rev 1 und 2. Bei Alpha Ventus konnte erstmalig ein Zusammenhang zwischen der Dauer der einzelnen Rammarbeiten und der Reaktionszeit der Schweinswale ermittelt werden. Alle bisher errichteten und die sich derzeit im Bau befindlichen Offshore-Windparks verwenden Stahlfundamente, bei denen die Rammarbeiten hohe Unterwasserschallimmissionen verursachen. Mögliche Schädigungen und Störungen von Schweinswalen stehen im Hinblick auf die große Anzahl genehmigter Projekte derzeit im Vordergrund der Diskussion über die ökologischen Auswirkungen. Neue Ergebnisse liegen von dem Vorhaben Borkum West II vor, bei dem auch erstmals versucht wurde, die Schallimmissionen durch Minderungsmaßnahmen zu reduzieren [Diederichs u.a. 2014].

256 236 In dem Vorhaben, das durch ein vom BMU gefördertes Forschungsprojekt (HYDRO- SCHALL OFF BWII) begleitet wurde, konnte die Reaktion von Schweinswalen auf die Rammarbeiten mit einer größeren Anzahl Messstellen untersucht und eine Beziehung zwischen der Höhe der Schallimmissionen und der Störwirkung auf Schweinswale abgesichert werden. Es zeigt sich, dass ein deutlicher Gradient der Reaktion von Schweinswalen und der Höhe der Schallimmissionen besteht. Bei Schallimmissionen > 150 db SEL ist die Häufigkeit von Schweinswalen stark erniedrigt und dieser Bereich wird von einem hohen Anteil der Tiere während der Rammung verlassen. Die Reaktionsdauer nach Ende einer Rammung ist dann abhängig von der Größe des beschallten Bereichs und kann bei ungedämmten Rammungen 1 bis 3 Tage andauern, bei den mit Blasenschleier gedämmten Rammungen bei Borkum West II war die Reaktionszeit immer kürzer als ein Tag. Bei niedrigeren Schallemissionen wird die Reaktion von Schweinswalen geringer und ein geringer werdender Anteil der Tiere verlässt die beschallten Bereiche. Bei Borkum West II ließ sich eine schwache Reaktion bis zur Klasse 144 bis 146 db SEL absichern. Dies stimmt gut mit weiteren Untersuchungen überein. Die Reaktionsdauer in diesen Bereichen ist kurz und meist auf die Zeit der Rammung selbst begrenzt. Die Untersuchungen im Vorhaben Borkum West II konnten erstmals zeigen, dass eine Reduktion der Schallemissionen durch Einsatz eines Großen Blasenschleiers auch eine Reduktion der räumlichen und zeitlichen Störwirkung der Schallemissionen bewirkt. Abbildung 87: Schallabhängigkeit der Detektionsrate während Rammungen (δppm/h) im Vergleich zur Detektionsrate vor Beginn von Rammungen in 2 db-klassen [BioConsult SH 2013] In Abbildung 87 dargestellt sind die δppm/h-werte inklusive Standardfehler gegen den mittlere Detektionsrate des Vergleichszeitraums (rote gestrichelte Null-Linie) und deren Standardfehler (graue gestrichelte Linien).

257 237 Steuerungsmöglichkeiten Für den Ausbau der Offshore-Windenergienutzung bestehen unterschiedliche Möglichkeiten der räumlichen und zeitlichen Steuerung, sowie der Regelung der technischen Ausgestaltung der Windparks. Das BSH trägt in den Nebenbestimmungen der Genehmigungen Vorsorge, dass Ergebnisse neuerer Untersuchungen berücksichtigt werden. Durch die Ausweisung der Meeresschutzgebiete und die Verordnung zur Raumordnung sind die wesentlichen Aspekte des Naturschutzes, die einer räumlichen Steuerung bedürfen, geregelt worden. Darüber hinaus besteht weiterhin die Möglichkeit, im Rahmen der einzelnen Genehmigungsverfahren auf die Standortwahl Einfluss zu nehmen. Die vom BSH festgesetzten Untersuchungen gemäß Standarduntersuchungskonzept (STUK) [BSH 2007] sind umfangreich und gut geeignet, mögliche Konflikte zu beschreiben und zu bewerten. Ende 2013 wurde vom BMU ein Schallschutzkonzept vorgelegt, in dem die Schallpegel für eine Gehörschädigung und für Störungen festgeschrieben wurden, die bei der Bewertung der artenschutzrechtlichen und gebietsschutzrechtlichen Prüfung zugrunde zu legen sind. Indem ein Schallpegel von 140 db SEL als Störungswert bestimmt und Flächeanteile festgelegt werden, mit denen Meeresschutzgebiete diesem Schallpegel ausgesetzt sein dürfen, wurde hier ein Steuerungsinstrument eingeführt, das über die bisherigen Auflagen in den Nebenbestimmungen der BSH-Genehmigungen hinausgehen. Da von den Bestimmungen der Schallschutzstrategie alle bereits erteilten Genehmigungen ausgenommen sind, entfaltet das Konzept zunächst keine direkte Wirkung. Technische Möglichkeiten zur Vermeidung ökologischer Auswirkungen Technische Möglichkeiten zur Vermeidung und Verminderung ökologischer Auswirkungen werden derzeit insbesondere hinsichtlich der Verminderung der Schallemissionen bei Rammarbeiten und der Entwicklung angepasster Beleuchtungskonzepte gesucht. Darüber hinaus bestehen eine Reihe weiterer Möglichkeiten, die technischen Spezifikationen, von der Konfiguration der Parks, den Unterwasserkonstruktionen bis hin zum Wartungskonzept, so anzupassen, dass ökologische Auswirkungen minimiert werden. Hierzu liegen aber bislang kaum Ansätze vor. Die technischen Aspekte, die für die Errichtung und den Betrieb von Windparks relevant sind, wurden bereits in Kapitel 10 erläutert. Nachfolgend werden noch einmal explizit die ökologischen Wirkungen der technischen Aspekte beschrieben. Schallminderung: In Deutschland bestehen im Vergleich zu anderen europäischen Ländern sehr strenge Auflagen für die Begrenzung der Unterwasserschallimmissionen. Vorgabe der Nebenbestimmung 14 der BSH-Genehmigungen ist es, die Schallimmissionen in 750 m Entfernung zur Baustelle auf 160 db SEL beziehungsweise 190 db peak zu begrenzen. Dies erfordert eine Schallminderung je nach verwendetem Fundament um 10 bis 20 db.

258 238 Die Einhaltung des Lärmschutzwerts wird in aktuellen Genehmigungen des BSH sowie in der Schallschutzstrategie des BMU als notwendig zur Vermeidung von artenschutzrechtlichen Verbotstatbeständen (Verletzung von Schweinswalen) begründet. Daraus ergibt sich eine sehr strenge Vorgabe zur Einhaltung dieser Bestimmung. Für die Anwendung von Schallminderungsmaßnahmen bei Offshore-Rammarbeiten müssen noch erhebliche technische Anforderungen überwunden werden und derzeit ist kein Stand der Technik verfügbar, der eine serienmäßige Anwendung von Schallminderungsmaßnahmen erlauben würde. Insbesondere die großen Wassertiefen und hohe Restströmung erschweren den Einsatz von Schallminderungsmaßnahmen [Nehls u.a. 2007, Koschinski u.a. 2012]. Bei der Errichtung des Offshore Windparks Borkum West II wurde erstmals die Anwendung eines Schallminderungssystems in großem Maßstab erprobt. Es wurde ein Verfahren entwickelt, mit dem bei allen Rammungen eine Schallminderung erzielt werden kann. Bei dem Vorhaben wurde ein Großer Blasenschleier entwickelt, der vor Beginn der Rammungen auf dem Meeresboden verlegt wurde und die Baustelle komplett umschließt. Es wurden mehrere Konfigurationen des Blasenschleiers und unterschiedliche Luftmengen getestet, so dass verschiedene Variablen für die Schallminderung beschrieben werden konnten. Dies ist für die Planung von Schallminderungsmaßnahmen bei anderen Vorhaben wichtig. In der besten Konfiguration wurde eine mittlere Schallminderung von 12 db erreicht, was im Fall des hier gerammten Pfahls mit nur 2,4 m Durchmesser ausreicht, um den geforderten Lärmschutzwert von 160 db SEL in 750 m einzuhalten. In dem Vorhaben Borkum Riffgat wurde bei der Rammung von großen Monopiles mit 5 m Durchmesser ein doppelwandiges Schallschutzrohr eingesetzt, so dass der Lärmschutzwert eingehalten werden konnte. Genaue Angaben über die Höhe der erzielten Schallminderung liegen aus diesem Vorhaben nicht vor, da keine Referenzmessung ohne Schallminderung durchgeführt wurde. Die Schallminderung wird vermutlich mehr als 15 db betragen haben. Bei weiteren, derzeit in der Errichtung befindlichen Offshore-Windparks zeigt sich jedoch, dass eine Einhaltung des Lärmschutzwerts noch sehr schwierig ist. Die Gründe hierfür sind noch nicht in allen Fällen klar, da die entscheidenden Variablen für die Gestaltung von Schallminderungsmaßnahmen nicht immer bekannt sind. Die großen Wassertiefen bei den Vorhaben in großer Entfernung zur Küste, der Einsatz sehr großer Errichterschiffe, die mit einem Blasenschleier umspannt werden müssen und weitere Probleme erschweren den Einsatz der unterschiedlichen Systeme. Modellierungen der Schallemissionen und von Schallminderungsmaßnahmen geben Hinweise darauf, dass der Minderung des Unterwasserschalls durch Maßnahmen in der Wassersäule Grenzen gesetzt sind, da ein erheblicher Schalleintrag über den Meeresboden erfolgt [Stokes u.a. 2011].

259 239 Bei allen in 2014 aktiven Bauvorhaben werden Schallschutzsysteme eingesetzt und zur Erreichung des Grenzwerts werden teilweise mehrere Systeme miteinander kombiniert, so dass eine Unterschreitung des Grenzwerts in mehreren Vorhaben gelungen ist. Es kann derzeit aber noch nicht beurteilt werden, ob es möglich sein wird, den Lärmschutzwert durchgehend zu erreichen. Das BMU fördert derzeit mehrere Forschungsvorhaben zur Messung und Modellierung der Schallemissionen von Rammarbeiten sowie Verfahren zur Schallminderung, so dass der Kenntnisstand hierzu in den nächsten Jahren deutlich steigen wird. Neben Verfahren zur Schallminderung bei Rammarbeiten sind weiterhin Fundamente hervorzuheben, die ohne Rammung gegründet werden können. Schwerkraftfundamente sind bereits in dänischen, schwedischen und belgischen Offshore-Windparks eingesetzt worden. In der deutschen Nordsee wurde bisher nur die Errichtung von Windenergieanlagen auf Schwerkraftfundamenten als Testfeld im Vorhaben Albatros 1 genehmigt. Die Errichtung des Windparks verzögert sich derzeit aufgrund fehlender Netzanbindung. Für den Windpark Global Tech I wurde das Umspannwerk auf sog. Suction Buckets errichtet und ist damit nach dem auf einem Schwerkraftfundament errichtet Messmast Arkona das zweite Bauwerk für die Offshore-Windenergienutzung, das ohne Rammarbeiten errichtet werden konnte. Vergrämung: Zur Vermeidung des Verletzungsrisikos von marinen Säugetieren, die sich im Nahbereich der Rammungen aufhalten könnten, werden standardmäßig Vergrämer, sog. pinger und sealscarer, eingesetzt. Dies sind Geräte, die akustische Signale in teils hohen Lautstärken aussenden. In einem deutsch-dänischen Forschungsvorhaben über den Lofitech Sealscarer, der mit einem Quellpegel von 190 db arbeitet, zeigte sich eine sehr gute Wirkung der Vergrämung. In einem Bereich bis 700 m bewirkt der Einsatz des Vergrämers eine nahezu vollständige Vertreibung und bis in eine Entfernung von 2,7 km ist eine signifikante Vergrämungswirkung nachweisbar [Brandt u.a. 2011]. Die Vergrämung kann damit als sehr wirkungsvoll zur Vermeidung von Schädigungen bei Schweinswalen gelten. Beleuchtung: Offshore-Windparks werden als Hindernisse für die See- und Luftfahrt gekennzeichnet und müssen dafür nachts beleuchtet werden. Die Offshore-Gewässer der deutschen Nord- und Ostsee sind bislang weitgehend frei von anthropogenen Lichtquellen. Von Bohrinseln, Forschungsplattformen und anderen Offshore-Installationen ist bekannt, dass Vögel von diesen isolierten Lichtquellen nachts stark angezogen werden können, was u.a. zu Kollisionen führt [Bruinzeel u.a. 2009]; diese Anziehung tritt verstärkt bei schlechten Sicht- und Wetterbedingungen auf, vor allem, wenn Vögel aufgrund dieser die Flughöhe verringern und / oder sog. trapping effects auftreten. Erfahrungen von Leuchttürmen und die Ergebnisse verschiedener Forschungsvorhaben weisen demgegenüber darauf hin, dass die anziehende Wirkung der Beleuchtung auf Vögel erheblich von den Eigenschaften derselben, insbesondere dem der Lichtintensität, der Farbe

260 240 (=Wellenlänge), der Blinkfrequenz und den Abstrahlungscharakteristika beeinflusst wird und so verändert werden kann [Blew u.a. 2013]. Poot u.a. [2008] fanden in Experimenten von der niederländischen Insel Amelands heraus, dass während der Nacht ziehende Vögel durch rotes und weißes Licht (mit sichtbarer Strahlung im langwelligem Bereich) desorientiert und angezogen wurden, während sie deutlich weniger auf blaues und grünes Licht (wenig oder keine sichtbare Strahlung im langwelligem Bereich) reagierten. Dies galt insbesondere für bedeckte Nächte. Die Autoren vermuten, dass weißes und rotes Licht den Magnetkompass ziehender Vögel beeinflusst und schlagen daher den Einsatz grüner, vogelfreundlicher Beleuchtung vor; allerdings sind aus den USA andere Ergebnisse ermittelt worden [Evans u.a. 2007, 2010]; das vom BMU geförderte Forschungsprojekt AVILUX geht diesen Auswirkungen unterschiedlicher Lichtfarben auf ziehende Vögel nach. Auch wenn die vorliegenden Ergebnisse noch keine eindeutigen Handlungsanweisungen zulassen, lassen sie den Schluss zu, dass die Nachtkennzeichnung von Offshore- Windenergieanlagen so gestaltet werden kann, dass mögliche Auswirkungen auf Vögel reduziert werden. Hierzu laufen derzeit Forschungsvorhaben, die auch die technischen und rechtlichen Bedingungen einschließen. Im Rahmen mehrerer vom BMU geförderten Forschungsvorhaben werden derzeit Möglichkeiten untersucht, die Kennzeichnung von Offshore-Windparks auch unter Naturschutzgesichtspunkten zu optimieren. Im vom BMU geförderten Projekt EKKO (Entwicklung von Konzepten für die Kennzeichnung von Offshore-Windenergieanlagen) wurde dieses unter Beteiligung der maßgeblichen Stakeholder (Schifffahrt, Luftfahrt, Seerecht, Betreiber, Ökologen) versucht; die Ergebnisse sind in einem Gesamtbericht veröffentlicht [SSC Wind 2014]. Im Ergebnis werden Vorschläge für eine nächtliche Kennzeichnung gegeben, die den oben erläuterten Erkenntnissen folgen, und eine Reduktion der Intensität und sowie der Anzahl auszurüstender WEA eines Windparks empfehlen. Eine Bedarfssteuerung der nächtlichen Kennzeichnung könnte dazu führen, dass die nächtliche Kennzeichnung in der weit überwiegenden Nachtzeit ausgeschaltet ist; entsprechende hierfür zu installierende Systeme (Primär-, Sekundär- oder Passiv-Radar) werden in Pilot-Projekten getestet. Letztendlich müssen diese Systeme durch das BMVBS anerkannt und gefördert werden, was aktuell noch nicht der Fall ist. Bewertung der Situation - Regelungsbedarf Die Genehmigungsverfahren für Offshore-Windparks erfolgen seit 2012 im Rahmen von Planfeststellungsverfahren. Laut 5 Abs. 6 SeeAnlV darf der Plan nur festgestellt werden, wenn die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs und die Sicherheit der Landesund Bündnisverteidigung nicht beeinträchtigt werden, die Meeresumwelt nicht gefährdet wird, insbesondere eine Verschmutzung der Meeresumwelt im Sinne des SRÜ nicht zu besorgen ist und der Vogelzug nicht gefährdet wird, und andere Anforderungen nach der SeeAnlV oder sonstigen öffentlich-rechtlichen Vorschriften erfüllt werden.

261 241 Gemäß 4 Abs. 1 des Raumordnungsgesetzes sind darüber hinaus die Ziele der Raumordnung zu beachten sowie Grundsätze und sonstige Erfordernisse der Raumordnung in Abwägungs- und Ermessensentscheidungen zu berücksichtigen. Bezüglich der ökologischen Bewertung und Zulässigkeit von Planungen von Offshore- Windparks ergeben sich keine Veränderungen. Mit den fortbestehenden Regelungen der Raumordnung und der erfolgten Ausweisung der Meeresschutzgebiete besteht ein Ordnungsrahmen, der wesentliche Aspekte des Naturschutzes berücksichtigt. Mit der Novellierung des Bundesnaturschutzgesetzes wurde weiterhin die Anwendbarkeit des Naturschutzrechts auf die AWZ ausgedehnt, so dass bei einer Übergangsfrist bis 2017 auch die Regelungen von Eingriff und Ausgleich hier anzuwenden sind. Die derzeitige Situation zum bevorstehenden Ausbau der Offshore- Windenergienutzung ist grundsätzlich so zu bewerten, dass Küstengewässer und die besonders schutzwürdigen Bereiche der AWZ in Nord- und Ostsee nicht bebaut werden und so die wichtigsten potenziellen Konflikte zwischen Offshore-Windenergienutzung und Naturschutz, die einer räumlichen Regelung bedürfen, als weitgehend gelöst bezeichnet werden können. Für die weitere Entwicklung erscheinen vor allem die Betrachtung kumulativer Wirkungen und die Entwicklung technischer Lösungen zur Vermeidung und Minderung von Eingriffen in die Meeresumwelt von Bedeutung. Im EEG ist ein so genannter Entfernungs- und Tiefenwasserbonus ( 31) enthalten, mit dem der Ausbau der Offshore-Windenergienutzung in großen Entfernungen zur Küste besonders gefördert werden soll. Dies soll den Zielen des Naturschutzes dienen. Im EEG-Erfahrungsbericht 2007 wird dies wie folgt bewertet: Nach derzeitigem Kenntnisstand sind Windenergieanlagen umso naturverträglicher einzustufen, je weiter entfernt sie von der Küste errichtet werden. Dies liegt an der Schutzwürdigkeit des Küstenmeers und an der Abnahme des Vogelzugs mit wachsender Entfernung von der deutschen Bucht. Gemäß dem Entfernungs- und Tiefenwasserbonus des EEG erhöht sich die Vergütung in Abhängigkeit von der Entfernung zur 12 Seemeilen- Grenze und zur Wassertiefe der Standorte. Dass mehrere Offshore- Windparks weit in der AWZ genehmigt wurden, kann sicherlich auch auf diese Bestimmungen zurückgeführt werden. Daher wird der Entfernungs- und Tiefenwasserbonus als wirksam bewertet. Aus Sicht des Naturschutzes ist anzumerken, dass sich die mit Wassertiefen und Küstenentfernungen steigenden technischen Anforderungen auch in höheren Eingriffen auswirken. Dies ist insbesondere bei der Fundamentierung der Anlagen und den daraus resultierenden Schallemissionen der Fall, die mit Größe und Einbindetiefe von Stahlfundamenten ansteigen. Diese werden artenschutzrechtlich besonders im Hinblick auf Schweinswale vielfach kritisch bewertet. Der Tiefenwasserbonus ist aus Naturschutzsicht vor diesem Hintergrund zu hinterfragen, auch wenn er den Ausbauzielen der Offshore- Windenergienutzung vermutlich zuträglich ist.

262 242 Das BMU bereitet derzeit eine Schallschutzstrategie vor, die für Rammarbeiten in der Nordsee gelten soll und derzeit im zweiten Entwurf vorliegt. Diese sieht keine Änderung des bestehenden Lärmschutzwerts vor, definiert aber möglichen Regelungsbedarf zur Vermeidung von arten- und gebietsschutzrechtlichen Störungen von Schweinswalen und kann zu einer räumlichen und zeitlichen Steuerung von Rammarbeiten oder zur Anordnung weitergehender Schallminderungsmaßnahmen führen, wenn zu große Bereiche der deutschen Nordsee durch Rammarbeiten gestört werden. Handlungsempfehlungen - Möglichkeiten weiterer Regelungen innerhalb und außerhalb des EEGs Die bestehenden Instrumente zur Steuerung des Ausbaus der Offshore- Windenergienutzung werden grundsätzlich als ausreichend bewertet. Innerhalb des EEG wird derzeit wenig Bedarf für eine Steuerung des Ausbaus der Offshore- Windenergienutzung gesehen, da die planerischen Instrumente ausreichen und effektiver sind. Für den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergienutzung erscheint es zur Vermeidung und Minderung von Eingriffen zunächst als sehr wichtig, dass in den kommenden Jahren in den jetzt in den Betrieb gehenden Windparks die Auswirkungen auf die verschiedenen Schutzgüter detailliert untersucht und beschrieben werden, um so auch für den ökologischen Bereich eine möglichst steile Lernkurve zu erzielen. Gleichzeitig gilt es für wichtige Fragen wie der Schallminderung und den Beleuchtungskonzepten möglichst rasch technische Lösungen zu entwickeln und umzusetzen. Bezüglich der Schallminderung bei Offshore-Rammarbeiten werden voraussichtlich hohe Anstrengungen notwendig werden, um die geltenden Vorgaben zu erreichen und es ist derzeit nicht prognostizierbar, ob es in allen Fällen möglich sein wird, die geforderte Schallminderung zu erzielen. Daraus folgt zunächst, dass weitere Anstrengungen notwendig sind, um Schallminderungsmaßnahmen und alternative Gründungstechniken zu entwickeln. Darüber hinaus wäre zu prüfen, ob artenschutzrechtliche Verbotstatbestände auch über andere Maßnahmen, wie eine verbesserte Vergrämung und eine Online- Überwachung der Baustellen vermieden werden können und schließlich, wäre vor dem Hintergrund anderer und offenkundig mit EU-Recht vereinbarer Vorgehensweisen in anderen europäischen Ländern zu prüfen, welche Regelungen und Maßnahmen notwendig sind, um die Verletzung von artenschutzrechtlichen Verbotstatbeständen zu vermeiden Windenergienutzung im Wald Die im Rahmen der Energiewende geplanten Ausbauziele der Bundesregierung im Bereich der erneuerbaren Energien sollen zu einem bedeutenden Anteil über Windenergienutzung an Land stattfinden. Hier wurden bisher vor allem Offenlandstandorte wie die Küstenbereiche oder offene Mittelgebirgszüge zur Aufstellung von Windparks genutzt.

263 243 Um den geplanten Anteil an Windenergienutzung an Land zu erreichen, kommen seit einigen Jahren vermehrt auch Waldgebiete in den Fokus, da die technische Entwicklung von Windkraftanlagen inzwischen so weit fortgeschritten ist, dass Anlagenhöhen bis 200 m realisiert werden können und so auch Windkraftanlagen über geschlossenen Waldbeständen wirtschaftlich betrieben werden können. Die potenziell in Frage kommende Waldfläche außerhalb von Schutzgebieten beträgt etwa 4 % der Bundesfläche [IWES 2011]. Dies entspricht 13,6 % der deutschen Waldfläche [IWES 2011]. Insbesondere waldreiche Länder wie Hessen und Rheinland-Pfalz (beide mit einem Waldanteil von über 40 % der Landesfläche) oder Brandenburg, Bayern, Saarland und Thüringen, deren Waldanteile mit über 30 % über dem deutschen Bundesdurchschnitt liegen [BfN 2008], zielen vermehrt auf die partielle Nutzung von Waldstandorten. Der Ausbau der Windenergienutzung im Wald ist eine neue Entwicklung und wird bundesweit sehr unterschiedlich gehandhabt. Während einige Bundesländer, insbesondere im Norden, dies grundsätzlich ausschließen, gehen andere, vornehmlich südliche Bundesländer einen anderen Weg und wollen die Windenergienutzung an Waldstandorten ausbauen. Die Entscheidung einiger Bundesländer, keine Entwicklung der Windenergienutzung im Wald zuzulassen basiert insbesondere auf ökologischen Kriterien, die mit direkten Eingriffen durch Zuwegung, Stromableitung und Flächenbedarf der Anlagen selbst, aber auch mit Kollisionsrisiken von Greifvögeln und Fledermäusen begründet sind. Windenergieanlagen in küstenfernen Bereichen und im Wald erfordern hohe Nabenhöhen. Hier gelten besondere Kennzeichnungsregeln, wodurch sich weitere Einflüsse auf Umwelt und Landschaftsbild ergeben. Hinsichtlich der Tageskennzeichnung ist bei Windenergieanlagen mit einer Höhe von mehr als 150 m über Grund oder Wasser das Maschinenhaus auf beiden Seiten mit einem 2 m breiten orange/rotem Streifen in der Mitte des Maschinenhauses und der Mast mit einem 3 m breiten Farb-Ring in orange/rot, beginnend in 40 ± 5 m über Grund oder Wasser, zu versehen. Rote Farbstreifen an den Rotorblättern können bei Genehmigung durch weiß blitzende Feuer auf dem Maschinenhaus ersetzt werden. Bei WEA > 150 m kann bei einer Genehmigung weiß blitzender Feuer die Anbringung eines zweiten orange/roten Streifens und die Kennzeichnung des Maschinenhauses entfallen. In diesem Fall darf der Abstand zwischen weiß blitzendem Feuer und Rotorblattspitze bis zu 65 m betragen. Hinsichtlich der Nachtkennzeichnung ist ein doppeltes Feuer Rot auf dem Maschinenhaus vorgeschrieben; bei WEA > 150 m sind zusätzliche Hindernisbefeuerungsebenen am Turm erforderlich, so dass z. B. oberhalb des Waldes sowohl der Turm mit einer aus allen Richtungen sichtbaren roten Blinkbeleuchtung versehen wird als auch das Maschinenhaus. Sollte die Rotorblattspitze das Maschinenhaus um > 65 m überragen, ist nach derzeitigen Vorschriften eine Blattspitzenbefeuerung vorzusehen.

264 244 Aus naturschutzfachlicher Sicht sind bedarfsgerechte Nachtkennzeichnungen zu befürworten, d. h. die Beleuchtung wird nur eingeschaltet, wenn sich ein Flugzeug nähert und ist ansonsten ausgeschaltet; solche Systeme können über Sekundär-, Primär oder Passivradar gesteuert werden; derzeit liegen in Deutschland aber nur fallweise Genehmigungen für Pilotprojekte vor [Blew u.a. 2013, Magnussen 2011, schriftl. Mitt.]. Einzelne Länder haben in Form von Erlassen oder Arbeitshilfen Grundsätze für die Planung und Genehmigung von Windkraftanlagen aufgestellt. Da die Planungshoheit jedoch auf kommunaler Ebene angesiedelt ist, sind die Ländervorgaben als unverbindliche Empfehlungen zu werten, die jedoch trotzdem häufig das Genehmigungsverfahren prägen. Durch eine Raumordnungsplanung insbesondere durch Regionalpläne und Landesentwicklungspläne können Windkraftplanungen jedoch auch auf höherer Ebene gesteuert werden. Analyse der Situation - Ökologische Auswirkungen Da es im Gegensatz zu Windkraftanlagen im Offenland bisher nur relativ wenige realisierte Windparks in Wäldern gibt (beispielsweise 40 Anlagen in Bayern [Stand 2012, Nüßlein u.a. 2012]), sind die ökologischen Auswirkungen von WKA im Wald bisher wenig belegt. Dennoch werden verschiedene ökologische Auswirkungen von WKA im Wald erwartet [vergleiche auch BfN 2011]. Es treten bau-, anlage- und betriebsbedingte Auswirkungen auf. Baubedingt kann es zu Lärmemissionen und einem erhöhten Flächenbedarf für Zufahrten inkl. Rodungen kommen, was zu Störungen und Vertreibungen von Vögeln und Fledermäusen führen kann, sowie die Erholungsfunktion des Waldes beeinflussen kann. Durch die Flächeninanspruchnahme insbesondere durch Rodungen kommt es zu einem Lebensraumverlust. Hiervon können bezogen auf Vögel Brutplätze und Nahrungsflächen, bezogen auf Fledermäuse Quartierbäume und Jagdgebiete betroffen sein. Betriebs- beziehungsweise anlagebedingt kommt es zu einer deutlichen Änderung des Landschaftsbildes, einer Flächeninanspruchnahme durch die Anlage, Zufahrten und Stromleitungen, zur Beeinflussung des Waldklimas sowie der Erholungsfunktion. Hinsichtlich Vögeln und Fledermäusen können auch hier wiederum Störungen und Vertreibungen bis hin zu Barrierewirkungen auftreten, außerdem müssen Kollisionen dieser Tiere mit den Anlagen angenommen werden. Anlagen im Bereich wichtiger Zugschneisen können bezüglich des Vogelzugs ebenfalls zu Störungen führen (zum Beispiel durch Befeuerung). Diese Wirkungen sind grundsätzlich auch für Windenergieanlagen im Offenland bekannt. Allerdings ändern sich bezogen auf Waldstandorte zum Teil die betroffenen Arten. Einer Kollisionsgefährdung unterliegen vor allem die Vogelarten, die den Bereich über den Baumkronen nutzen, zum Beispiel für Balzflüge oder das Thermiksegeln.

265 245 Dies sind vor allem Groß- und Greifvögel wie Seeadler, Schwarzstorch usw. Bezüglich Fledermäuse liegen kaum Untersuchungen zur Kollisionsgefährdung über Wäldern vor. Im Offenland gelten vor allem die Arten Abendsegler, Rauhautfledermaus und Zwergfledermaus als besonders kollisionsgefährdet [Brinkmann u.a. 2011, Dürr 2011]. Besonders Zwergfledermäuse, die an Waldrandbereichen, Lichtungen oder Waldschneisen jagen, könnten an Windenergieanlagen im Wald ein noch höheres Kollisionsrisiko haben. Zum Kollisionsrisiko typischer Waldfledermausarten liegen kaum Ergebnisse vor [Dürr 2011], es laufen allerdings aktuell Forschungsprojekte zu diesen Fragestellungen (siehe unten). Störungen und Vertreibungen spielen im Offenland häufig für Rastvögel eine große Rolle. Im Wald kommen solche empfindlichen Rastvogelbestände nicht vor, dennoch werden einige Brutvogelarten als sehr empfindlich gegenüber Störungen am Brutplatz bewertet. Dies betrifft vor allem Arten wie den Schwarzstorch, aber auch einige Greifvögel, Eulen und Rauhfußhühner. Fledermäuse gelten im Allgemeinen als weniger empfindlich gegenüber Störungen, könnten jedoch durch Ultraschallemissionen, die durch den Betrieb von WKA entstehen, gestört werden [Rodrigues u.a. 2006, Cryan u.a. 2009]. Des Weiteren können die Befeuerungsmaßnahmen, die aufgrund der großen Höhe von Windkraftanlagen über Wald nötig sein werden, zu Beeinträchtigungen von Vögeln führen. Insbesondere eine Rotorblattbefeuerung kann hierbei problematisch sein. Über das BMU/PTJ laufen derzeit zwei ökologische Forschungsprojekte zu Windenergieanlagen im Wald: Bau- und Betriebsmonitoring zu den Auswirkungen von Windenergieanlagen im Wald (ARSU GmbH, TU Berlin, FRINAT und ecodata Steinborn) Fachstandards für naturverträgliche Planung und Umweltprüfung von Windenergie im Wald (Bosch & Partner GmbH, BÖF GmbH, HTW Berlin, Becker Büttner Held) Über das BfN werden ebenfalls zurzeit zwei ökologische Forschungsprojekte finanziert: WKA im Wald Untersuchung zur Minderung der Auswirkungen von Windkraftanlagen auf Fledermäuse, insb. im Wald (FRINAT, Institut für Tierökologie und Naturbildung, Biologische Gutachten Dietz, Nachtaktiv Biologen für Fledermauskunde) Untersuchung zur Minderung der Auswirkungen von Windkraftanlagen auf den Schreiadler im Wald (Weltarbeitsgruppe für Greifvögel und Eulen e.v.) Die Projektlaufzeiten dieser vier Studien dauern noch bis ins Jahr 2015, bisher liegen noch keine veröffentlichten Zwischenergebnisse vor. Allgemein lassen sich allerdings schon Aussagen zu möglichen Minderungsmaßnahmen treffen, die bei Windparkplanungen im Wald immer beachtet werden sollten:

266 246 Altholzbestände und artenreiche Laubwaldbereiche sollten von Windkraftanlagen freigehalten werden. Der Flächenbedarf von Windparks im Wald sollte minimiert werden, indem Standorte genutzt werden, die beispielsweise direkt an Forstwegen liegen. Vorhandene Infrastruktur sollte genutzt werden. Bereits vorbelastete Flächen (beispielsweise mit nicht-standortheimischen Baumarten bestanden, durch Sturmwurf oder Insektenkalamitäten geschädigt) sollten bevorzugt genutzt werden. Sich durch Rodungen ergebende kleinflächige Freiflächen sollten als Waldwiese, Äsungsflächen beziehungsweise Gehölzflächen entwickelt werden. Es sollten in der Umgebung von Windkraftanlagen keine neuen Brutanreize geschaffen werden. Nächtliche Kennzeichnung: In Absprache mit Flugsicherungsbehörden und mit vorliegenden Forschungsergebnissen [HiWUS-Studie Hill u.a. 2008, EKKO-Studie [nur offshore] Blew u.a. 2013] sollte eine Minimierung der nächtlichen Kennzeichnung angestrebt werden; eine bedarfsgerechte Steuerung ist vorzuziehen. Tageskennzeichnung: es sollte untersucht werden, welche Tageskennzeichnungen die geringsten Auswirkungen haben. Bestehende Regelungen Für Windkraftanlagen im Wald gilt ebenso wie für alle anderen Windkraftplanungen, dass alle Anlagen über 50 m Höhe einer immissionsschutzrechtlichen Genehmigung nach BImSchG bedürfen. Diese konzentriert alle öffentlich-rechtlichen Vorschriften. Insbesondere in Wäldern müssten beispielsweise Rodungsgenehmigungen erteilt werden, die jedoch ebenfalls durch die Genehmigung nach BImSchG bereits mit abgedeckt sind. Auch artenschutzrechtliche Belange werden für diese Genehmigung mit abgeprüft. Da durch die große Höhe der Windkraftanlagen über Wald eine Befeuerung in den meisten Fällen nötig sein wird, kann auch hierauf in der immissionsschutzrechtlichen Genehmigung Einfluss genommen werden. Die einzelnen Länder haben in ihren jeweiligen Erlässen zur Ausweisung von Windenergiegebieten unterschiedliche Regelungen für den Umgang mit Windkraftanlagen im Wald vorgeschlagen. Diese sind in Anhang A.4 zusammengefasst. Für alle Länder gilt, dass Nationalparke, Naturschutzgebiete, Kernzonen von Biosphärenreservaten, flächenhafte Naturdenkmäler und gesetzlich geschützte Biotope als Ausschlussflächen gewertet sind. Für EU-FFH- und Vogelschutzgebiete gilt meistens, dass die Erhaltungsziele nicht beeinträchtigt werden dürfen, teilweise unterliegen diese Gebiete jedoch auch ganz dem Ausschluss. Damit sind natürlich auch alle Wälder, die in eine dieser Schutzkategorien fallen, von einer Nutzung durch Windkraftanlagen ausgeschlossen. Für Wälder ohne Schutzstatus gelten die im Anhang A.4 zusammengefassten Regelungen.

267 247 Bewertung der Situation Regelungsbedarf Die teilweise ausführliche Auseinandersetzung der einzelnen Länder mit der Thematik Windkraft im Wald zeigt, dass Lenkungsbedarf durch die Länder gesehen und über die Regionalplanung wahrgenommen wird. Waldreiche Länder wie Bayern und Rheinland- Pfalz geben in ihren Windkraft-Erlassen ausführliche Hinweise zum Umgang mit geplanten Windkraftanlagen im Wald. Über die immissionsschutzrechtliche Genehmigung liegen Regelungsmöglichkeiten hinsichtlich Artenschutzes, Befeuerung und sogar Rodungen vor. Der für die Windenergienutzung an Land angegebene Regelungsbedarf (siehe Kapitel 11.2) gilt natürlich auch für Windkraftanlagen über Wald. Weitere Aspekte mit Regelungsbedarf werden bisher noch nicht gesehen. Hierfür sind die Ergebnisse der ökologischen Studien zu den Auswirkungen von Windkraft im Wald (s.o.) abzuwarten. Handlungsempfehlungen - Möglichkeiten weiterer Regelungen innerhalb und außerhalb des EEGs Die bestehenden Instrumente zur Steuerung des Ausbaus der Windkraftnutzung über Wald werden grundsätzlich als ausreichend bewertet. In Anbetracht bestehender Unsicherheiten und Wissenslücken erscheint es als bedeutsam, dass die Erteilung von Genehmigungen der Entwicklung des Wissensstands nicht zu weit vorausläuft. Hier kann ggfs. auch in den Nebenbestimmungen der Genehmigungen Vorsorge getroffen werden, dass insbesondere Maßnahmen zur Vermeidung und Minderung von Eingriffen nach dem jeweiligen Stand der Technik angewendet werden. Ein anerkannt effektives Risiko- Minderungspotenzial für Fledermäuse sind Abschalt-Algorithmen. Diese Abschalt- Algorithmen haben geringe Auswirkungen auf die Ökonomie einer WKA, da sie nur bei Windgeschwindigkeiten < 6 m/s abschalten (nur nachts, nur zw. Mitte Juli bis Ende September, nur oberhalb einer bestimmten Außentemperatur, nur bei Nicht-Regen). Allerdings ist davon auszugehen, dass die großen WKA im Wald auch an Schwachwindstandorten aufgestellt werden können, da diese auch bei geringen Windgeschwindigkeiten effektiv Strom produzieren können. Ein Abschalt-Algorithmus bei < 6 m/s kann jedoch bei diesen Anlagentypen zu wesentlichen ökonomischen Einbußen führen, was zu einer geringeren Akzeptanz der Abschalt-Algorithmen führen kann. Hier könnten Untersuchungen weitere Erkenntnisse bringen und die Akzeptanz fördern. Innerhalb des EEG wird derzeit wenig Bedarf für eine Steuerung des Ausbaus der Windenergienutzung über Wald gesehen, da die planerischen Instrumente ausreichen und effektiver sind.

268 Windenergienutzung mit Kleinwindenergieanlagen (KWEA) Der Ausbau von Kleinwindenergieanlagen schreitet nicht nur in Deutschland, sondern auch weltweit rasch voran. In Deutschland erfolgt er aufgrund vereinfachter Genehmigungsverfahren auch in Bereichen, in denen größere Windenergieanlagen im Rahmen des Repowerings abgebaut worden sind und es werden mit KWEA neue Bereiche für die Windenergienutzung erschlossen, in denen andere ökologische Aspekte zu berücksichtigen sind. Im Rahmen dieses Beitrags / Kapitels werden folgende Themen behandelt: Darstellung des Wissensstands zum Ausbau von Kleinwindenergieanlagen Darstellung ökologischer Aspekte Analyse des möglichen Regelungsbedarfs im EEG Analyse der Situation Ökologische Auswirkungen Ausbau von KWEA in Deutschland Über den Bau und die Anzahl bestehender KWEA liegen in Deutschland keine offiziellen Statistiken vor und es werden derzeit keine erhoben. Die World Wind Energy Association schätzt, dass Ende 2010 in Deutschland ca KWEA installiert waren, entsprechend ca. 15 MW (Durchschnitt 1,5 kw) [WWEA 2013]. Es ist davon auszugehen, dass bis heute deutlich mehr KWEA und Leistung installiert sind und es ist weiterhin mit einem wachsenden Markt zu rechnen [BWE 2013]. Definition KWEA Es gibt keine bundeseinheitliche Definition von KWEA; selbst in unterschiedlichen Regelwerken (BImSchG, DIN EN , EEG oder z. B. LEP des Landes SH) werden unterschiedliche Definitionen benutzt, die nicht miteinander vergleichbar sind. Dazu verläuft die technische Entwicklung von KWEA weiterhin dynamisch und es wird eine große Vielfalt an Typen und Größen angeboten und entwickelt [BWE 2013]. Der Bundesverband Kleinwindanlagen schlägt eine in Europa abgestimmte Definition vor: Kleinwindanlagen sind windgetriebene Anlagen mit einer Windangriffsfläche von bis zu 200 m² (beschrieben in EN ) ; er unterteilt in folgende Standards beziehungsweise Typen: Micro-Windturbinen (maximal 1,5 kw Nennleistung beziehungsweise 6 m² Windangriffsfläche), Hausanlagen auf dem Dach oder direkt mit dem Haus verbunden als Nebengebäude ohne Größenbeschränkungen dem Gebäude angepasst, Kleinwindanlagen zur Selbstversorgung bis einschließlich 6 kw Nennleistung, Kleinwindanlagen bis maximal 200 m² Windangriffsfläche (EN ).

269 249 Vorbehaltlich möglicher offiziell zu treffender Definitionen wird hier die relativ weit gefasste Definition von Dierkes [2012] übernommen; demnach sind Kleinwindkraftanlagen Anlagen, die eine Gesamthöhe bis zu 30 m haben, eine Leistung von bis zu 30 kw haben, im Innenbereich, im Außenbereich oder im überplanten Bereich vorkommen, als Einzelanlage oder (untergeordnete) Nebenanlage eingestuft werden [s. auch DNR u.a. 2012], auf dem Gebäude, dem Gebäude-Dach oder freistehend installiert sind, nach Bauordnungsrecht genehmigt werden. Werden KWEA in Form eines Windparks errichtet, liegen u. U. ergänzende Genehmigungsauflagen vor [Dierkes 2012]. Ökologische Auswirkungen allgemein Die Auswirkungen von KWEA auf die meisten Schutzgüter betreffen [z. T. aus Dierkes 2012 mit Ergänzungen): Boden abhängig von Bodenversiegelung, Dachkonstruktionen, bodenschonende Ankerkonstruktionen; Wasser, Klima/Luft keine Auswirkungen; Lebensgemeinschaften / Biotope: abhängig vom Anlagentyp (hinsichtlich Artenschutz siehe unten); Landschaftsbild abhängig von Bautyp / Größe = Gesamthöhe. Standort in freier Landschaft hat größere Auswirkungen als Standort in vorbelasteten Gebieten; es können in vorbelasteten Gebieten aber auch kumulative Wirkungen auftreten; visueller Eindruck sich schnell drehender Rotoren mit vielen Rotorblättern; Schutzgut Mensch: Schall- und Schattenemissionen; da meist Einzelanlagen, keine UVP. Immissionsschutz muss aber beachtet werden. Pflanzen in der Regel keine Auswirkungen; Tiere Auswirkungen auf Vögel und Fledermäuse (siehe unten). Somit sind die Auswirkungen auf die meisten Schutzgüter gering bis vernachlässigbar. Die möglichen Auswirkungen von KWEA auf Vögel und Fledermäuse sind allgemein vergleichbar mit den Auswirkungen von WEA. Baubedingte Auswirkungen beschränken sich auf Versiegelung und temporäre Störungen von Brut- und Aufzuchtplätzen; im Fall von auf Gebäuden installierten KWEA sind allerdings baubedingte Auswirkungen auf mögliche Fledermausquartiere in und an Gebäuden zu beachten. Im Wesentlichen geht es aber um betriebsbedingte Auswirkungen. Hierzu gehören: Scheuchwirkung (Störung), Barrierewirkung, Kollisionsrisiko, indirekte Effekte.

270 250 Im Gegensatz zu einer hohen Zahl von veröffentlichten Untersuchungen zu den Auswirkungen von WEA auf Vögel und Fledermäuse und ökologischen Standards, welche auf Bundesebene z. B. durch die Länderarbeitsgemeinschaft der Vogelschutzwarten (LAG VSW) erarbeitet werden, existieren derzeit praktisch weder Untersuchungen noch Ergebnisse oder Bewertungen zu den Auswirkungen von KWEA auf Vögel oder Fledermäuse. Allerdings ist sicher, dass hinsichtlich der Auswirkungen auf Vögel und Fledermäuse Unterschiede zu WEA, bestehen. KWEA sind kleiner und haben somit Auswirkungen auf einen anderen Aktivitätsraum der Arten als WEA. Des Weiteren werden KWEA in der Regel an anderen Standorten errichtet, wo ein anderes Artenspektrum sowohl von Vögeln als auch von Fledermäusen angetroffen wird (siehe Tabelle 84). Tabelle 84: Potenzielle Auswirkungen von WEA und KWEA auf Vögel und Fledermäuse [Dierkes 2012]