Stellungnahme der IG Windkraft zur Ermittlung der durchschnittlichen Gestehungskosten für Windenergie

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1 Wienerstraße 22 Tel: +43 (0) 2742/ igw@igwindkraft.at A-3100 St.Pölten Fax:+43 (0) 2742/ web: Austria Stellungnahme der IG Windkraft zur Ermittlung der durchschnittlichen Gestehungskosten für Windenergie 19. Juni 2006

2 Zusammenfassung Die reinen Anlagenkosten lagen bei Projekten, die 2005 verwirklicht und deren Verträge daher vor 2005 abgeschlossen wurden, bei etwa 1000 je MW. Die Projektnebenkosten lagen bei 270 /MW. Aufgrund der gestiegenen Rohstoffpreise und der internationalen Nachfrage nach Windkraftanlagen ist bei neuen Verträgen ein weltweiter Preisanstieg von 20 bis 25% zu verzeichnen. Bei den Projektnebenkosten sowie den Betriebskosten rechnen wir dagegen mit keinen gravierenden Verteuerungen. Die Frage der Volllaststunden ist dadurch bestimmt, dass die ertragreichsten Standorte bereits weitgehend ausgeschöpft sind. Aus diesen Parametern ergibt sich, dass für eine sechsprozentige Verzinsung des Eigenkapitals deutlich über 8 ct/kwh nötig sind. Auch international kann beobachtet werden, dass in allen Ländern, in denen die Windkraft einigermaßen ausgebaut wird, die Tarife, bzw. die erlösbaren Vergütungen, über 8ct/kWh liegen. Seit der Tarifverordnung vom Herbst 2002 hat sich durch die Inflation eine reale Verminderung des 7,8ct-Tarifes von ca. 7% ergeben. Zusätzlich ist für die neue Verordnung die Tariflaufzeit um knapp 20% gekürzt worden. Des Weiteren wird nun, anders als bisher, nach der Tariflaufzeit nicht mehr der volle Marktpreis gezahlt, sondern der Marktpreis des vergangenen Jahres abzüglich der Ausgleichsenergie. Auch hier ist jetzt durch die Ökostromnovelle weniger für die Windkraftbetreiber zu lukrieren. Ein neu festzulegender Tarif sollte daher über 8ct/kWh liegen. Eine Absenkung unter den bisherigen Wert von 7,8ct mag vielleicht politisch opportun erscheinen, durch die gestiegenen Kosten, das gestiegene Risiko und die real geringer gewordenen Vergütungen ist dies aber nicht zu rechtfertigen. Die Gefahr eines anhaltenden Stillstandes von Beginn an aufgrund zu geringer Tarife, ist auch dadurch gegeben, dass die Tarife in den Folgejahren zwar nach unten, aber nicht mehr nach oben korrigiert werden können. Investitionskosten Zur Feststellung der aktuellen Investitionskosten wurde in den vergangenen Wochen eine Befragung unter den Betreibern durchgeführt. Für die vorliegende Bewertung wurden fünf typische Projekte, die letztes Jahr mit einer gesamten Leistung von 90 MW errichtet wurden, herangezogen. Die Parks, die etwa 40% der 2005 installierten Leistung ausmachen, wurden im Burgenland und dem Weinviertel errichtet. Drei der Parks wurden mit Vestas V90 Anlagen realisiert (2MW Leistung; 90m Durchmesser; 105m Nabenhöhe), die anderen mit Enercon E4 (71m Durchmesser, 100m Nabenhöhe). Die spezifischen Anlagenkosten lagen in einem engen Rahmen und im Durchschnitt bei 995 /kw. Bei den spezifischen Werten pro m² ergab sich eine höhere Differenzen da Anlagen mit 71m Durchmesser in etwa gleich teuer waren wie die Anlagen mit 90m Durchmesser. Allerdings muss berücksichtigt werden, dass bei Enercon auch die Fundamente in diesen Kosten inbegriffen waren. Die Projektnebenkosten sind wegen der von den Netzbetreibern verlangten Kosten für Verstärkung des vorgelagerten Netzes 2003 stark angestiegen. Die EVN verlangt einen Standardsatz von pro MW. Bei den 2005 gebauten Anlagen ergaben sich durchschnittliche Preise für die Netzanbindung (extern und intern) von /MW bzw. 67 /m² oder 17,7% bezogen auf die damaligen Anlagenkosten von 995 /kw. Baumeisterarbeiten (Fundamente und Zuwegung) kosteten im Schnitt je MW bzw. 18,9 je m² oder 5,1% der Anlagenkosten. Hier ergeben sich, wie oben schon erwähnt, Unterschiede, da bei den Enercon - Anlagen die Fundamentkosten schon in den Anlagenkosten enthalten sind. Bei Vestas ist wegen der gestiegenen Anforderungen an den 2

3 Untergrund schon bei etwa 2/3 der Anlagen eine Pfahlgründung notwendig. Sie ist teuerer. Die Baumeisterarbeiten liegen beim teuersten Projekt bei je MW. Planungskosten, Gutachten und Bauabwicklung schlagen mit typischerweise 4,1% der Anlagenkosten zu Buche, sonstiges mit 0,6% der Anlagenkosten. Die Gesamtkosten betrugen also für typische Projekte /kw oder 495 pro m². Davon betrugen die Nebenkosten 22% von den Gesamtkosten bzw. 28% bezogen auf die Anlagenkosten. Nicht vergessen darf man bei einer vollständigen Kostenbetrachtung auch die Finanzierungsgebühren. Ebenso muss man auch die Rückbaurücklagen berücksichtigen. Sie liegen bei Maschinen mit Metallturm bei rund Im Jahr 2005 und 2006 sind wegen der international steigenden Rohstoffpreise und auch wegen des international boomenden Marktes die Anlagenpreise um etwa 20% gestiegen. Diese 20% sind zu den oben genannten Werten hinzuzurechnen, da diese Anlagen schon vor dem Anstieg bestellt und die Preise damals festgelegt wurden. Vorliegende Angebote der Firma Vestas für Windparks mit V90 sprechen von für 13 V90 entsprechend spezifischen Kosten von je kw. Der Preisanstieg ist international bedingt, wie man aus dem Artikel in Windpower Monthly (Ausgabe: Jänner 2006, S.43ff) nachlesen kann. Auch hier ist von 20% gestiegenen Kosten die Rede. Nach dem Preisanstieg wird nun mit 1200 für die Anlagenkosten je MW zu rechnen sein. Insgesamt also /kw. Betriebskosten: Seit einigen Jahren werden Vollwartungsverträge von den Herstellerfirmen angeboten. Sie laufen 10 oder 12 Jahre. Abgedeckt sind dadurch Wartung und Schäden, ausgenommen Schäden verursacht von außen. Die Kosten betragen ab dem 3. Jahr 1,2 ct/kwh Jahresproduktion bei Enercon. Der Mindestertrag beträgt 3,6 Mio. kwh, also betragen die Kosten mindestens pro Anlage. Die Kosten sind an den Verbraucherpreisindex gebunden. Bei 2000 Volllaststunden sind das: Bei 2200 Volllaststunden: Bei 2300 Volllaststunden: Bei Vestas beläuft sich die Vollwartung auf 1 ct/kwh. Der Mindestbetrag pro Anlage beträgt zwischen im ersten Betriebsjahr und im 10. Betriebsjahr. Kosten bei 2000 Volllaststunden: Mindestbeträge Kosten bei Volllaststunden: zwischen und Mindestbetrag. Kosten bei Volllaststunden: zwischen und Mindestbetrag. Nach den 10 Jahren betragen die Kosten für den Wartungsbetrag bei einer Vestas V90: steigend auf im 15. Jahr. Reparaturkosten für Großkomponenten sind nicht mehr enthalten. Für die Wartungskosten in der zweiten Betriebsdekade ist nach wie vor die DEWI Studie eine wichtige Quelle. Sie spricht von 4,7% jährlichen Wartungs- und Reparaturkosten in den zweiten 10 Jahren bezogen auf die Anlageninvestition. 3

4 Will man die Anlage länger als 12 Jahre betreiben, muss man schon während der Laufzeit des Vollwartungsvertrages Rücklagen für Schäden danach bilden. Für die neben dem Wartungsvertrag verbliebenen Versicherungen und für Selbstbehalte muss man bei einem 18 MW Park mit /MW rechnen. Für Betriebs- und Geschäftsführung, die hauptsächlich aus Lohnkomponenten besteht, werden bei einem größeren Park mit zb. 18 MW typisch 3% der Stromerlöse als kalkulatorischer Anfangswert angenommen. Für Pacht hat sich ein durchschnittlicher Wert von etwa 2% der Stromerlöse als Anfangswert eingependelt. Da die möglichen Standorte weniger werden (und auch durch Mobilfunkmasten Maßstäbe vorgegeben werden) dürfte dieser Wert eher steigen. Für den Eigenbedarf sowie Zählergebühren kann man bei einem 18MW Park mit 500 rechnen. Noch nicht ausgeräumt ist, dass das Ökostrom-Zuschlagspauschale in der Höhe von 3300 / Jahr nicht auch bei Ökostromanlagen anfällt, da auch sie Stromverbraucher sind. Insgesamt erhält man innerhalb der Vollwartungszeit jährliche Betriebskosten von /MW (2.000 Volllaststunden) bis zu /MW (2.300 Volllaststunden). Das entspricht zwischen 3,3 und 3,7% bezogen auf die Anlagenkosten von / MW (!). Da die Betriebskosten entweder an den VPI gekoppelt sind, oder sehr stark an Lohnkosten gebunden sind und zusätzlich große Teile, wie Versicherung, oder Wartung höhere Steigerungsraten erwarten lassen, ist mit einer Betriebskostensteigerung von 3% zu rechnen. Berechnungslaufzeiten: Die Berechnungslaufzeit sollte nur der garantierten Tariflaufzeit entsprechen. Als Kreditlaufzeit kann maximal die Tariflaufzeit angenommen werden. Eine Finanzierung über diesen Zeitraum ist unrealistisch und wird von den Banken nicht akzeptiert. Innerhalb der zehn bis zwölf Jahre muss also das aufgenommene Kapital rückgeführt werden. Die Lebensdauer der Anlagen ist laut Hersteller zwar mit 20 Jahren angegeben, die maximale Dauer von Vollwartungsverträgen von 12 Jahren spricht aber für sich. Es scheint aus heutiger Sicht fraglich, ob die Anlagen über die gesamte kalkulierbare Lebensdauer einsatzbereit sind. Falls man Anlagen aber doch bis zum (auch oft per Bescheid vorgeschriebenen) Ende von 20 Jahren einsetzen will, müssen wesentlich höhere Wartungs- und Reparaturkosten angenommen werden, die auch schon während der Tariflaufzeit eine Rücklagenbildung bedürfen. Im Übrigen wird bei einem neuen Gaskraftwerk von einer erwarteten Lebensdauer von 25 bis 30 Jahre ausgegangen. Bei der Ermittlung der Investitionszuschüsse für KWK im Ökostromgesetz ( 12 Abs 6) wird aber nur eine 15-jährige Lebensdauer vorgesehen. Das Verhältnis der erwarteten Lebensdauer zum vorgesehenen Berechnunszeitraum beträgt bei Gas also etwa die Hälfte. Dies ist auch bei mittlerer Wasserkraft so. Umgelegt auf die 20 Jahre erwartete Lebensdauer bei Windenergie kommt man auch so auf einen 10 bis 12- jährigen Berechnungszeitraum. Volllaststunden: Die besten Standorte vor allem im Burgenland oder im Weinviertel sind bereits ausgebaut. Die spezifischen Erträge und die Volllaststunden werden daher bei zukünftigen Projekten tendenziell unter den bisherigen liegen. 4

5 Investitionskosten von 2005 realisierten Projekten Durchschnittliche Projektkosten Detailkosten Detailkosten MW gesamt: 90MW / 5 Projekte bezogen auf bezogen auf GesamtkostenAnlagenkosten Anlagenkosten WKA 1 WKA je MW ,5% 100,0% je m² 390,0 Netzzugang und Anbindung je MW ,8% 17,7% je m² 67,2 Baumeisterarbeiten je MW ,0% 5,1% je m² 18,9 Planung und Gutachten je MW ,4% 3,1% je m² 13,2 Bauaufsicht je MW ,8% 1,0% je m² 3,4 Sonstiges je MW ,5% 0,6% je m² 2,65 Gesamtkosten je MW ,0% 127,5% je m² 495,3 Nebenkosten je MW ,6% 27,5% je m² 105,3

6 Betriebskosten während der Vollwartungsdauer von 10 bzw. 12 Jahren Danach höhere Wartungs- und Reparaturkosten Betriebskosten in Euro je MW Spezifische Betriebskosten Spezifische Betriebskosten Spezifische Betriebskosten bezogen auf Anlagenkosten je MW Bezogen auf den Jahreserlös Bezogen auf ct/kwh Volllaststunden Bezogen auf Bezogen auf Bezogen auf Bezogen auf Bezogen auf Bezogen auf ct/kwh ct/kwh ct/kwh kwh pro MW Tarif: Anlageninvest AnlageninvestAnlageninvest Jahreserlös Jahreserlös Jahreserlös Erlös je MW bei ct/kwh 7, Vollwartung pro MW (1,2ct/kWh) , , ,00 2,00% 2,20% 2,30% 15,4% 15,4% 15,4% 1,20 1,20 1,20 Pacht pro MW (2% vom Erlös) 3.120, , ,00 0,26% 0,29% 0,30% 2,0% 2,0% 2,0% 0,16 0,16 0,16 Betriebsführung pro MW (3% vom Erlös) 4.680, , ,00 0,39% 0,43% 0,45% 3,0% 3,0% 3,0% 0,23 0,23 0,23 EVU Gebühren Eigenbedarf; Zähler 500,00 500,00 500,00 0,04% 0,04% 0,04% 0,3% 0,3% 0,3% 0,03 0,02 0,02 Ökostrompauschale (bei 18 MW Park und 3300Euro / ZP) 183,33 183,33 183,33 0,02% 0,02% 0,02% 0,1% 0,1% 0,1% 0,01 0,01 0,01 Versicherungen Selbstbehalte 7.000, , ,00 0,58% 0,58% 0,58% 4,5% 4,1% 3,9% 0,35 0,32 0, , , ,33 3,3% 3,6% 3,7% 25,3% 24,9% 24,7% 1,97 1,94 1,92

7 Vergütung für Windstrom im europäischen Vergleich (Cent/kWh) Quelle: EWEA 2005 / EREF / IG Windkraft 4,80 8,00 1,20 10,80 6,80 3 9,20 2,80 4,90 9,00 6,50 8,60 8,43 8,38 8,36 7,80 7,26 7,12 6,96 6,30 3 2,4 3,50 2,80 5,76 4,92 2,04 1,80 0,8 Schweden Dänemark Irland Finnland GB Belgien (national) Spanien (Premiumtarif) Tschechien Portugal Frankreich Deutschland Niederlande (onshore) Österreich Slowakei Griechenland Spanien (Einspeisetarif) Ungarn Belgien (regional) Niederlande (offshore) Italien 13,00 12,00 11,00 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 Einspeisetarif Marktpreis Zertifikat Zuschlag