Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft am Beispiel des Windparks Großhofen

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1 Masterprojekt TU Wien 2013/14 Windige Energie? Ökonomie der Windkraft. Saubere Energie auf Kosten der Landschaft? Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft am Beispiel des Windparks Großhofen Idaho National Laboratory/flickr (CC BY 2.0). Mateusz Galka Maria Legner Klaus Mitterndorfer

2 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 1 Abstract Ziel dieses Berichtes ist die Darstellung der relevanten Kosten- und Nutzenfaktoren von Windkraftanlagen am Fallbeispiel des Windparks Großhofen in Niederösterreich, errichtet Die ökonomische Bewertung soll dazu beitragen, die Argumentationen von WindkraftgegnerInnen sowie von -befürworterinnen mit Fakten zu untermauern. Die betriebswirtschaftliche Investitionsrechnung stellt dar, wie wirtschaftlich eine Investition umgesetzt wird. Im Rahmen der Sensitivitätsanalyse soll gezeigt werden, unter welchen Bedingungen der Windpark Großhofen Gewinn erzielt bzw. wie stark die Ergebnisse von den Eingangsparametern abhängen. Im zweiten Schritt wird eine Kosten-Nutzen-Analyse durchgeführt, deren Blickwinkel eine volkswirtschaftliche Betrachtung ist. Dabei wird Windenergie im Vergleich zum Planungsnullfall, also dem Stromimport betrachtet. Hier soll eine umfassende Analyse der bisher nicht internalisierten Kosten- und Nutzenfaktoren wie Gesundheitskosten oder Klimawandelkosten berücksichtigt werden, die aufgrund der im Zuge der Verbrennung fossiler Energiequellen austretenden Schadstoffe anfallen. Grundlage der ökonomischen Bewertung ist eine europäische Studie von 2008, welche die unterschiedlichen Energieerzeugungsmethoden gegenüberstellt.

3 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 2 Inhaltsverzeichnis Abstract Inhaltsverzeichnis Einleitung Fallbeispiel des Windparks Großhofen Betriebswirtschaftliche Investitionsrechnung: Beispiel Windpark Großhofen Ausgaben Investitionskosten Betriebskosten Abbaukosten Erlöse Jährliche Erlöse durch Stromerzeugung Erlöse durch Recycling Finanzierungskosten Wirtschaftlichkeit & Rentabilität Sensitivitätsanalyse Zwischenfazit Kosten-Nutzen-Analyse Windpark Großhofen Nullvariante Stromimport Diskontierungsraten Externe Kosten CASES Projekt Kostenfaktoren der Kosten-Nutzen-Analyse von Großhofen Ergebnisse Sensitivitätsanalyse Fazit Abbildungs- und Tabellenverzeichnis Quellen

4 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 3 1. Einleitung Ziel dieses Berichtes ist die umfassende Darstellung der relevanten Kosten- und Nutzenfaktoren, um die oft ohne Daten geführte und ethisch aufgeladene Diskussion zu erneuerbaren Energieträgern auf eine wissenschaftliche Basis zu stellen. Das Thema ist aktuell in den österreichischen Medien in Bezug auf die Nachhaltigkeitsdebatte und erneuerbare Energiequellen der Zukunft. In Niederösterreich wird derzeit der neue Zonierungsplan ausgearbeitet, der geeignete Flächen für Windparks kennzeichnen soll, um den geordneten Ausbau von Windenergie zu forcieren, die auch staatlich durch garantierte Einspeisetarife ins Stromnetz gefördert werden. Demgegenüber werden bspw. im Waldviertel BürgerInneninitiativen gegründet, die gegen die Windkraftlobby mit Verweis auf die oft zitierten Fördermillionen argumentiert (Pro Thayatal 2013). Einerseits soll eine betriebswirtschaftliche Investitionsrechnung (Kapitel 2) einen ungefähren Anhaltspunkt für die Rendite von Windparks darstellen. Darin werden auch die garantierten Einspeisetarife berücksichtigt. Andererseits werden in der volkswirtschaftlichen Betrachtung (Kosten-Nutzen-Analyse, Kapitel 3) die Vorteile von grünen Energien als CO 2- neutrale Energiequellen in die Kalkulation miteinbezogen. Dazu wird ein Vergleich zu dem durchschnittlichen Energiemix hergestellt, der von den europäischen Nachbarländern importiert wird. Der Ausstoß von Schadstoffen im Zuge der Verbrennung fossiler Energiequellen führt zu erheblichen Gesundheitsbeeinträchtigungen und Folgen in der atmosphärischen Zirkulation. Die Auswirkungen der Windenergie werden quantifiziert und monetarisiert und in Bezug zum Importstrom gesetzt. Als Fallbeispiel wurde der Windpark Großhofen im Weinviertel gewählt, der aus sechs Windkraftanlagen besteht. Vonseiten der Betreiber des Windparks wurden nur ungefähre Werte zu Investitions- und Betriebskosten übermittelt, die genauere Aufschlüsselung der Kostenfaktoren erfolgte anhand von Literatur und eigenen Berechnungen. Der vorliegende Bericht basiert auf einer Modellierung der Kosten und Nutzen. Die Ergebnisse der Kalkulation wurden nicht vom Betreiber des Windparks verifiziert und werden hier nur als Beispielrechnung präsentiert. Besonderes Augenmerk wird auf die Sensitivitätsanalyse der dargestellten Investitionen gelegt. Durch dieses Verfahren soll eruiert werden, wie stark sich das Ergebnis der wirtschaftlichen Analyse bei veränderten Eingangsvariablen verändert. 2. Fallbeispiel des Windparks Großhofen Der Windpark wurde 2012 in Großhofen, der kleinsten Gemeinde Niederösterreichs etwa 25 km östlich von Wien (Bezirk Gänserndorf) errichtet. Das Projekt wurde von ImWind & Partner GmbH umgesetzt. Nach der ursprünglichen Idee 2008 wurden im Frühjahr 2009 Verhandlungen mit der Gemeinde geführt und nach einem BürgerInneninformationstag im August die Widmung Grünland-Windkraftanlage im Gemeinderat Großhofen beschlossen. Anschließend wurde das UVP-Verfahren eingeleitet, das Ende 2010 positiv abgeschlossen wurde. Der Windpark wurde von März bis Oktober 2012 errichtet und ist seit November in Betrieb. Er besteht aus sechs Anlagen des Typs Enercon E82-E2 mit einem Rotordurchmesser

5 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 4 von 82 m, einer Nabenhöhe von 138 m bzw. 108 m und einer Nennleistung von 2,3 MW je Anlage (siehe Abb. 1). Abb. 1: Lage des Windparks Großhofen Quelle: Parrer 2013 Der erzeugte Strom (660 V Spannung) wird auf Mittelspannung transformiert ( V) und unterirdisch 12 km bis zum Umspannwerk in Essling geleitet, wo der Strom auf V transformiert wird (Parrer 2013). Der Windpark Großhofen ist zum Zeitpunkt seiner Fertigstellung der Windpark mit der größten Einzelleistung (2,3 MW) und auch bezogen auf die installierte Gesamtleistung einer der größten Windparks in Niederösterreich. Da er 2012 errichtet wurde, kann davon ausgegangen werden, dass die Investitions- und Betriebskosten noch Aktualität besitzen. Das Fallbeispiel wurde gewählt, da der Verfahrensablauf und Bau schnell umgesetzt wurden und das Projekt nicht kontrovers diskutiert wurde, sodass die relevanten Daten verfügbar waren (IG Windkraft 2014).

6 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 5 3. Betriebswirtschaftliche Investitionsrechnung: Beispiel Windpark Großhofen Als Grundlage für die Ermittlung der Wirtschaftlichkeit des Windparks müssen die gesamten Ausgaben und Einnahmen über eine definierte Laufzeit des Projektes erfasst, analysiert und miteinander verglichen werden. Anhand des bereits bestehenden Windparks in Großhofen soll die Wirtschaftlichkeit eines solchen Windparks genauer betrachtet werden. Vom Windparkbetreiber selbst wurden die gesamten Investitionskosten, Planungskosten, Anlagekosten sowie die erzeugte Menge an kwh zur Verfügung gestellt. Die anderen Kosten und Einnahmen sind durch Literaturrecherche ergänzt worden. Die durchgeführte Rentabilitätsrechnung ist eine Modellrechnung anhand des Windparks Großhofen Ausgaben Die Ausgaben, die bei der Errichtung und dem Betrieb eines Windparks anfallen, sind grundsätzlich in Betriebs- und Investitionsausgaben zu trennen Investitionskosten Zu den Investitionsausgaben gehören jene Ausgaben, die für die Installation des betriebsfertigen Windparks anfallen, welche auch installierte Kosten genannt werden, sowie die Planungskosten, welche bei der Projektentwicklung entstehen. Beispiele für installierte Kosten sind die Windkraftanlage selbst und die dazugehörigen technischen und baulichen Errichtungen, welche für den Betrieb nötig sind (Hau 2008: 841). Planungskosten Die Planung eines Windparks ist ein aufwendiger Prozess für den Windparkbetreiber, der sich zusammensetzt aus der technischen Planung, d.h. die Auswahl der geeigneten Anlagen, deren Konzipierung, Fundamentierung und Netzanschluss, sowie der sogenannten Genehmigungsplanung. Zusätzlich fallen Kosten bei der Suche nach einem geeigneten Standort an. Ein Großteil der Kosten fällt im Bereich der sogenannten Genehmigungsplanung an, da hier zahlreiche Untersuchungen getätigt werden und Gutachten sowie Genehmigungen eingeholt werden müssen. Der Betreiber beziffert die Planungskosten beim Windpark Großhofen mit

7 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 6 Anlagekosten (inkl. Fundament, Transport und Errichtung) Die Anlagekosten verursachen in der Regel 80-85% der gesamten Investitionskosten. Im Falle des Windparks Großhofen ergeben sich in diesem Bereich Kosten in der Höhe von 18,7 Millionen (Huemer 2013). Die Kosten ergeben sich aus dem Kaufpreis der Anlagen, den Kosten für deren Transport und Errichtung, sowie notwendige Fundamente (Hau 2008: 864). Die Kosten für das Fundament und den Transport sind stark von der Größe der Anlagen und den örtlichen Bedingungen (Bodenbeschaffenheit) abhängig. Infrastrukturkosten Im Bereich der Infrastrukturkosten sind die Kosten für Wegebau, Kranstellflächen, Verkabelung und den Netzanschluss zu nennen. Die Kosten für den Wegebau bzw. die Geländeerschließung und die Kranstellflächen sind einerseits abhängig vom Projektstandort und andererseits von den Boden- und Geländeverhältnissen. Bei schwierigen Verhältnissen können diese Kosten bis zu 5% des Ab- Werk-Preises der Windkraftanlage ausmachen, liegen jedoch meist deutlich darunter (Hau 2008: 843). Die anfallenden Kosten für den Anschluss des Windparks an das Stromnetz resultieren einerseits aus der Entfernung zur Anschlussstelle sowie des Spannungsniveaus des Stromnetzes (Hau 2008: 843). Für den Windpark Großhofen mussten Kabelverlegungsarbeiten auf einer Strecke von ca. 8km bis zur Übergabestation getätigt werden (vgl. VCE Vienna Consulting Engineers ZT GmbH, online). Die interne elektrische Verkabelung der Windkraftanlagen nimmt einen eher geringeren Teil der Kosten ein. Die Infrastrukturkosten für Großhofen betrugen (gemäß der Literaturrecherche) ca. 13% der Gesamtinvestitionskosten, also 2,85 Millionen. Gesamtinvestitionskosten Fasst man diese Kostenkomponenten zusammen, erhält man die Gesamtinvestitionskosten, d.h. jene Kosten die anfallen, bevor der Windpark in Betrieb geht. Für den Windpark Großhofen beliefen sich die Gesamtinvestitionskosten laut Betreiber auf 22 Millionen. Umgerechnet auf c/kwh für die gesamte Projektlaufzeit bedeutet das 3,4 c/kwh bedeuten.

8 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 7 Abb. 2: Investitionskosten beim Windpark Großhofen Quelle: Huemer 2013, Hau 2008, eigene Darstellung Abb. 2 fasst die Zusammenstellung der Investitionskosten zusammen: Der größte Teil wird dabei durch die Anlagekosten verursacht, gefolgt von den Kosten für Infrastruktur und den Planungskosten Betriebskosten Die Betriebskosten ergeben sich aus den Ausgaben, die jährlich nötig sind, um den Windpark betreiben und erhalten zu können. Dazu zählen Kosten für Reparaturen, Wartung, Versicherungskosten, Grundstücknutzungsentgelte, Kosten für den Stromeigenbedarf sowie Kosten für die technische Überwachung. Diese Betriebskosten fallen periodisch an und sind für die gesamte Betriebsdauer des Windparks zu entrichten. Zusätzlich fallen beim Betrieb eines Windparks am Ende des Projektes einmalig Rückbaukosten an. Wartung Hierzu zählen Kosten für die Wartung der Windkraftanlagen, welche in regelmäßigen Abständen erfolgen müssen. Während bei früheren/älteren Anlagen die Wartungskosten aufgrund von Unsicherheitsfaktoren noch relativ hoch waren, sind sie jetzt erheblich niedriger und betragen ca. 0,7-0,9% des Ab-Werk-Preises der Windkraftanlage(Hau 2008: 852/856). Bei 0,8% des Ab-Werk-Preises der Anlagen bedeutet dies für den Windpark Großhofen jährliche Kosten von ca die für Wartungen aufzubringen sind.

9 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 8 Reparatur Da durch die Wartung Reparaturen nicht gänzlich vermieden werden können, fallen zusätzlich jährliche Reparaturkosten für eine Windkraftanlage an. Für Reparaturkosten rechnen Windkraftanlagenbetreiber mit jährlichen Kosten von ca. 0,5-1,0% des Ab-Werk- Preises der Windkraftanlage (Hau 2008: 852/856). So ergeben sich für den Windpark Großhofen jährliche Reparaturkosten in der Höhe von Versicherungen Für den Betreiber des Windparks besteht die Möglichkeit, die mit dem Betrieb des Windparks für ihn anfallenden Risiken so gut es geht, durch Versicherungen zu verringern. Zu Versicherungen dieser Art zählen bspw. eine Haftpflichtversicherung, welche eine unabdingbare Absicherung gegenüber Schadenersatzansprüchen Dritter in Bezug auf Personen- und Sachschäden darstellt, sowie eine Maschinenversicherung. Die Kosten für eine Haftpflichtversicherung fallen dabei mit im Jahr sehr gering aus. Die Kosten für Maschinenversicherungen, welche die hohen Kosten für größere Reparaturen abfedern sollten, fallen hingegen mit ca. 0,5% des Ab-Werk-Preises von Windkraftanlagen schon wesentlich höher aus. Die gesamten Versicherungen kosten jährlich also ca. 0,5-0,6% (abhängig von den gewählten Versicherungen) des Ab-Werk-Preises(Hau 2008: 852/856). Für den Windpark Großhofen fallen so jährlich an Versicherungskosten an. Grundstücksnutzungsentgelte Die Grundstücke, auf welchen die Anlagen errichtet und die Wege angelegt werden, sind zumeist nicht in Besitz des Betreibers und müssen über die Betriebszeit gepachtet werden. Je Windkraftanlage und Grundeigentümer fallen in Projekten laut dem Betreiber Kosten zwischen und pro Jahr an. Dies ist natürlich abgängig von der Topographie, der Standortwahl, der Eigentümerstruktur sowie der benötigten Liegenschaften (Huemer 2013). Für den Windpark Großhofen ergeben sich damit Grundstücksnutzungsentgelte von ca ( * 6 Windkraftanlagen) pro Jahr. Stromeigenbedarf und Wartung von Einrichtungen Eine Windkraftanlage hat einen gewissen Stromeigenbedarf, beispielsweise für die Überwachungssysteme. Zusätzlich sind auch die peripheren Einrichtungen des Windparks, welche nicht direkt die Windkraftanlage selbst betreffen, mit Wartungs- und Instandsetzungsaufwand verbunden. Dadurch ergeben sich jährliche Kosten von 0,8-1,0% des Ab-Werk-Preises der Windkraftanlage.

10 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 9 Dies bedeutet somit Kosten von ca pro Jahr im Windpark Großhofen (Hau 2008: 855f). Technische Überwachung und Verwaltung Der Betrieb eines Windparks erfordert eine technische und kaufmännische Betriebsführung. Dazu gehören einerseits beispielsweise die Erstellung von Gewinn- und Verlustrechnungen oder Bilanzen und andererseits die technische Überwachung der Windkraftanlagen, sowie das dafür notwendige Equipment. Für diese Kostenkomponente werden jährlich ca. 0,7-1,0% der Ab-Werk-Preise der Windkraftanlagen einkalkuliert. Dies ergibt für den Windpark Großhofen jährliche Kosten in der Höhe von etwa (Hau 2008: 855f). Gesamte jährliche Betriebskosten Fasst man diese einzelnen Betriebskostenkomponenten zusammen, so ergeben sich gesamte jährliche Betriebskosten von 4,0-5,5% des gesamten Ab-Werk-Preise der Windkraftanlagen. Für den Windpark Großhofen ergeben sich ca an jährlichen Betriebskosten. Dies bedeutet Betriebskosten in der Höhe von 2,75 c/kwh. Jährliche Betriebskosten Tab. 1: Ja hrliche Betriebskosten Routinewartung Reparatur Versicherungen Grundstücknutzungsentgelte Stromeigenbedarf & Wartung von Einrichtungen Technische Überwachung & Verwaltung Summe Quelle: eigene Berechnung

11 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 10 Abb. 3: Ja hrliche Betriebskosten Quelle: Huemer 2013, Hau 2008, eigene Darstellung Die jährlichen Betriebskosten teilen sich ungefähr zu gleichen Teilen auf die jeweiligen Bereiche auf. Einen etwas kleineren Teil nehmen dabei die jährlichen Versicherungskosten in Anspruch Abbaukosten Die Betreiber des Windparks bilden während der Projektlaufzeiteine Rückbaurücklage für den Abbau der Anlagen und des Fundaments. Die beträgt für die Anlagen im Windpark Großhofen ca pro Windkraftanlage (Hantsch et al 2009: 12) Erlöse Die Erlöse ergeben sich zum größten Teil aus den jährlichen Einnahmen durch den Verkauf des erzeugten Stroms am Markt und einem sehr geringen Teil aus dem einmaligen Recycling der Windkraftanlagen nach deren Betriebsende Jährliche Erlöse durch Stromerzeugung Die Erlöse sind abhängig von der erzeugten Menge an Strom (in kwh), welche sich aus der Nennleistung der Anlagen und den jährlichen Volllaststunden und deren Vergütung ergeben. In Österreich wird durch das Ökostromgesetz eine Einspeisevergütung für die Dauer von 13 Jahren und in der Höhe von 9,45 Cent je kwh garantiert. Nach diesen 13 Jahren erhält der Betreiber nur mehr den aktuellen Marktpreis pro kwh vom Netzbetreiber (Ökostrom- Einspeisetarifverordnung 2012).

12 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 11 Die Anlagen des Windparks Großhofen haben eine Nennleistung von 2,3 MW und die jährlichen Volllaststunden, d.h. jene Zeit in der die Anlagen unter Volllast Strom erzeugen würde, betragen im Mittel Stunden. Erzeugte Menge an kwh = Nennleistung * Volllaststunden * 1000 So erzeugt der Windpark Großhofen im Durchschnitt jährlich ca. 5,25 Millionen kwh pro Anlage, das heißt mit allen Windrädern über 31 Millionen kwh. Durch die Einspeisevergütung des Ökostromgesetzes ergibt sich für die ersten 13 Betriebsjahre ein Erlös von etwas weniger als 3 Millionen pro Jahr. Da der mögliche Strompreis in 13 Jahren kaum bis gar nicht abzuschätzen ist, wird für die Berechnung der Erlöse ab dem 14. Jahr der heutige Marktpreis für eine kwh, unter Berücksichtigung der durchschnittlichen Inflation, herangezogen. So ergibt sich mit einer Inflationsrate von 2% und dem heutigen Marktpreis von 4,88 Cent für das 14. Jahr ein Stromerlös von ca. 1,6 Millionen und bspw. für das 20. Betriebsjahr von über 2 Millionen (vgl. E-control, online) Erlöse durch Recycling Nach Betriebsende des Windparks können die Materialen und Anlagenteile zum Teil recycelt und weiterverkauft werden. Dadurch ergeben sich ungefähre Erlöse von pro Windkraftanlage, was für den Windpark Großhofen somit bedeutet (vgl. Günther, online) Finanzierungskosten Bei Windkraftanlagen und Windparks ist es üblich, dass nur ein geringer Anteil (ca. 20%) der Gesamtinvestitionskosten durch Eigenkapital gedeckt wird und der restliche, weitaus größere Anteil von ca. 80% fremdfinanziert wird. Für den Windpark Großhofen ergibt sich somit eine Summe von 17,6 Millionen, die durch Fremdfinanzierung gedeckt werden muss. Dabei ist es üblich, dass von Seiten der Banken nur Varianten mit einer maximalen Laufzeit von 13 Jahren angeboten werden, da in diesem Zeitraum durch den im Ökostromgesetzt garantierten Einspeistarif eine gewisse Sicherheit gegeben ist. Als Berechnungsbeispiel wurde eine Annuitätentilgung mit einer Laufzeit von 13 Jahren und einem Zinssatz von 4% gewählt. Bei einer Annuität von ca. 1,8 Millionen ergeben sich folgende Zahlungen und Schuldbeträge (s. Tab. 2):

13 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 12 Tab. 2: Annuita tentilgung des 13-ja hrigen Kredits Jahr Restschuld zu Beginn des Jahres Zinsen Tilgung Restschuld zu Ende des Jahres Quelle: eigene Berechnung Nach 13 Jahren hat der Kreditnehmer seine Schulden beglichen und insgesamt ca. 23 Millionen zurückbezahlt Wirtschaftlichkeit & Rentabilität Stellt man nun die die jährlichen Kosten und Erlöse gegenüber, so ergibt sich folgende Tabelle: Tab. 3: Ja hrliche Kosten/Erlo se Jahre 1-13 Jahr 14 Stromerlöse Betriebskosten Jährlicher Gewinn Quelle: eigene Berechnung In den ersten 13 Jahren überwiegen, dank garantiertem Einspeistarif, die Erlöse die Ausgaben um mehr als 2,1 Millionen. Nach Ablauf der 13 Jahre erhält der Windparkbetreiber nur mehr ca. 1,5 Millionen durch die Stromerzeugung und kann somit jährlich nur mehr einen Gewinn von etwa 1,1 Millionen aufweisen. Dieser erhöht sich in den darauf folgenden

14 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 13 Jahren ein wenig, da in der Berechnung angenommen wurde, dass der Strompreis jährlich um 2 % (Inflation) steigt. Um die gesamte Wirtschaftlichkeit des Windparks betrachten zu können, müssen dazu nun auch noch die Finanzierungskosten für die ersten 13 Jahre berücksichtigt werden. Abb. 4: Kumulierter Saldo des Windparks Großhofen Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Unter der Berücksichtigung eines Diskontierungszinssatzes von 2% ergibt sich für den Windpark Großhofen über die gesamte Projektlaufzeit folgender kumulierte Saldo und jährlicher finanzieller Nettoeffekt: Im Jahr 0 kommen die 4,4 Millionen Eigenkapital für die Finanzierung der Gesamtinvestitionskosten zum Tragen, also jenes Kapital, das für die Planung, Errichtung des Windparks und Anschaffung der Windkraftanlagen benötigt wird. Da die Erlöse ab dem ersten Jahr höher als die jährlichen Ausgaben sind, verringert sich der kumulierte Saldo stetig, bis er im Jahr 14 erstmals in den positiven, also gewinnbringenden Bereich, gelangt. Der finanzielle Nettoeffekt ist ab dem ersten Betriebsjahr positiv und steigt wesentlich, nach der Abbezahlung der Schulden, im 14. Betriebsjahr von ca auf ca Nach Ende der Laufzeit des Windparks kommen durch die Abbaukosten noch einmal höhere Ausgaben auf den Projektbetreiber zu, die nur geringfügig durch die Recyclingerlöse

15 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 14 abgedämpft werden können. Somit ergibt sich am Ende ein kumulierter Saldo von etwa 5,2 Millionen. Der Betreiber kann also nach der gesamten Projektlaufzeit mit einem Nettobarwert von etwa 5,2 Millionen rechnen. Das entspricht unter der Annahme der insgesamt erzeugten Strommenge von MWh einer Rendite von 0,8 c/kwh. Der interne Zinsfuß beträgt dabei etwa 9,1 % Sensitivitätsanalyse Da bei Windkraftanlagen und Windparks zukünftige Erlöse und Kosten oftmals nicht genau vorhergesagt werden können und somit immer mit einem Unsicherheitsfaktor behaftet sind, ist es sinnvoll, eine Sensitivitätsanalyse durchzuführen. Dabei wird festgestellt, inwieweit sich die Werte verändern dürfen, um noch immer ein ähnliches Ergebnis liefern zu können und welche Größen maßgeblich das Ergebnis beeinflussen. Gesamtinvestitionskosten Bei der Errichtung und Planung eines Windparks können vor allem bei der Planung und der Errichtung der Infrastruktur Schwankungen bezüglich der Kosten auftreten. Wenn ein geringerer Planungsaufwand notwendig ist oder die Infrastrukturkosten aufgrund der Topographie und Lage des Windparks niedriger ausfallen, wirkt sich dies natürlich auf die Rentabilität des Projektes aus. Ebenso bei schwierigen Bedingungen und somit höheren Kosten. Eine Verringerung der Gesamtinvestitionskosten von 10%, also um 2,2 Millionen, würde den Nettobarwert des Projekts auf fast 8 Millionen erhöhen. Umgekehrt führt eine Erhöhung der Gesamtinvestitionskosten um 10% zu einem Nettobarwert in der Höhe von knapp unter 3 Millionen. Die Gesamtinvestitionskosten, gesehen auf die gesamte Projektlaufzeit, würden sich dann von 3,4 c/kwh auf 3,1 c/kwh bzw. auf 3,8 c/kwh verändern. Abb. 5: Sensitivita tsanalyse: Nettobarwert Investitionskosten

16 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 15 Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Betrachtet man die prozentuelle Änderung des Nettobarwerts bei veränderten Gesamtinvestitionskosten, so zeigt sich, dass ein Anstieg der Investitionskosten um 10% einen Rückgang des Nettobarwertes von fast 50% zur Folge hätte. Die prozentuelle Veränderung des Nettobarwerts bei einer Veränderung der Investitionskosten stellt sich wie folgt dar (s. Abb. 6): Abb. 6: Sensitivita tsanalyse: Nettobarwert Investitionskosten (%) Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Es erfolgt eine Veränderung, bei der sich der Nettobarwert um jeweils 6,25 Prozentpunkte verringert bzw. erhöht, wenn die Investitionskosten sich um einen Prozentpunkt verändern. Abb. 7: Sensitivita tsanalyse: Amortisationsdauer Investitionskosten Quelle: eigene Berechnung und Darstellung

17 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 16 Die Amortisationsdauer (in ganzen Jahren) ändert sich ebenso (s. Abb. 7), wobei sich die Amortisationsdauer bei einer Veränderung von +/-10% bei den Gesamtinvestitionskosten zwischen 9 und 17 Jahren befindet. Die Veränderung der Investitionskosten wirkt sich deshalb so drastisch auf die Ergebnisse aus, weil von den darin enthaltenen Windkraftanlagekosten sämtliche Folgekosten bzw. Betriebskosten sowie auch die Fremdfinanzierungskosten abhängen. Werden die Investitionskosten erhöht, erhöhen sich in diesem Berechnungsbeispiel ebenfalls die jährlichen Betriebskosten und das Fremdfinanzierungskapital, was wiederum zur Folge hat, dass mehr an Zinsen bezahlt werden müssen. Durch diese Verstärkungen bestimmen die Investitionskosten wesentlich das Ergebnis. Die Anlagekosten können aber vor Betrieb des Windparks gut kalkuliert werden, darum ist hier der Unsicherheitsfaktor vor Inbetriebnahme eher gering. Jährliche Betriebskosten Auch bei den jährlichen Betriebskosten können beispielsweise durch unvorhersehbare größere Reparaturen bzw. Wartungskosten unterschiedliche Beträge anfallen und so die Betriebskosten verändern. Geht man beispielsweise von einem Anstieg (+10%) bzw. von einem Rückgang (-10%) der jährlichen Betriebskosten aus, so verändert sich der Nettobarwert wie folgt: Bei einer Verringerung der jährlichen Betriebskosten um ca auf knapp über erhöht sich der Nettobarwert auf mehr als 6,5 Millionen. Das bedeutet einen Anstieg um über 1 Million. Um 10% höhere jährliche Betriebskosten bedeuten für den Windparkbetreiber am Projektende einen Nettobarwert von noch immer beinahe 4 Millionen. Abb. 8: Sensitivita tsanalyse: Nettobarwert Betriebskosten (%) Quelle: eigene Berechnung und Darstellung

18 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 17 Abb. 9: Sensitivita tsanalyse: Nettobarwert Betriebskosten Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Um 10 % höhere bzw. niedrigere Betriebskosten erhöhen bzw. reduzieren den Nettobarwert um etwa 27 % (Abb. 8). Bei Betrachtung der prozentuellen Veränderung des Nettobarwerts bei unterschiedlichen jährlichen Betriebskosten zeigt sich, dass eine Änderung um einen Prozentpunkt eine Veränderung des Nettobarwerts am Ende der Projektlaufzeit von etwa zwei Prozentpunkten bewirkt (Abb. 9). Die Amortisationsdauer in ganzen Jahren beläuft sich dabei zwischen 12 und 15 Jahren (Abb. 9). Abb. 10: Sensitivita tsanalyse: Amortisationsdauer Betriebskosten Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Auch hier gilt wieder, dass, bis auf mögliche unvorhergesehene größere Reparaturen, die jedoch auch zum Teil wiederum durch Versicherungen gedeckt sind, der Unsicherheitsfaktor für den Betreiber eher gering ist und somit dauerhaft höhere bzw. niedrigere Betriebskosten unwahrscheinlich sind.

19 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 18 Erlöse Bei der Höhe der Erlöse ist vor allem die erzeugte Menge an kwh, welche von den Volllaststunden abhängig sind, ausschlaggebend. Da für die ersten 13 Jahre die Einspeisevergütung garantiert wird, ist der Marktpreis des Stroms anfangs nicht relevant. Ab dem 14. Jahr jedoch wirkt sich der Marktpreis stark auf das Endergebnis aus. Da dieser aber nur schwer prognostiziert werden kann, liegt hier, neben der erzeugten Menge, ein großer Unsicherheitsfaktor für den Betreiber vor. Windschwache Jahre und ein niedriger Strompreis in 14 Jahren würden sich fatal für den Betreiber auswirken. Betrachtet man die Entwicklung des Strompreises in den letzten 20 Jahren zeigt sich, dass der Preis für elektrische Energie, verglichen mit anderen Energieträgern zwar weniger stark aber dennoch steigt. Die Wahrscheinlichkeit, dass der Strompreis in Zukunft niedriger ist als jener von heute, ist eher gering. Abb. 11: Sensitivita tsanalyse: Strompreisentwicklung Quelle: Statistik Austria Unter der Annahme, dass die erzeugte Menge an kwh pro Jahr im Schnitt um 10 % abnimmt, so hat das erhebliche Auswirkungen auf das Ergebnis. Der Nettobarwert beträgt dann nur mehr ca und die Amortisationsdauer beläuft sich auf 19 Jahren. Das bedeutet, dass der Betreiber unter diesen Bedingungen am Ende des Projekts nur einen geringen Gewinn erzielen würde (Abb. 12).

20 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 19 Würden aber in den nächsten Jahren die erzeugte Menge an kwh pro Jahr um 10 % steigen, hätte das höhere Netto-Erlöse zu Folge. Der Nettobarwert steigt auf über 9 Millionen und die Amortisationsdauer sinkt auf 9 Jahre (Abb. 13). Hier bestehen für den Betreiber Risiken, die er schwer einkalkulieren kann. Zwar kann durch die Standortsuche und diverse Windgutachten die erzeugte Menge plausibel errechnet werden, die tatsächlichen Windgeschwindigkeiten in der Zukunft kann man jedoch nicht zu 100 % voraussagen. Abb. 12: Sensitivita tsanalyse: Nettobarwert Ja hrliche Erlo se Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Abb. 13: Sensitivita tsanalyse: Amortisationsdauer Ja hrliche Erlo se Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Berechnet man den kleinsten Wert, den der garantierte Einspeistarif annehmen darf, sodass ein gesamter Saldo von 0 entsteht, ergibt sich für das Fallbeispiel ein fixer Einspeistarif von 7,96 c/kwh. Dieser Wert ist jedoch immer noch höher als der Marktpreis des Stroms im 20. Jahr dieser beläuft sich aufgrund der Inflationsberücksichtigung auf 7,2 c/kwh.

21 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 20 Zinssatz Der Zinssatz, der bei der Fremdfinanzierung angewendet wird, beeinflusst das Ergebnis genauso wie die Höhe der Summe, welche fremdfinanziert wird. Während bei einem niedrigen Zinssatz von bspw. 1% der Nettobarwert auf fast 9 Millionen steigen würde, so sinkt er bei einem Zinssatz von 8% beinahe auf 0. Bei einem Zinssatz von über 8% wäre es für den Betreiber nicht mehr möglich den Windpark gewinnbringend bei einer Laufzeit von 20 Jahren zu schließen (Abb. 14). Betrachtet man nun wieder die prozentuelle Veränderung des Nettobarwerts, welche durch andere Zinssätze verursacht wird, zeigt sich, dass eine Anhebung bzw. eine Senkung der Zinsen um einen Prozentpunkt den Nettobarwert um etwa 20 Prozentpunkte verändern würde (Abb. 15). Abb. 14: Sensitivita tsanalyse: Nettobarwert Zinssa tze Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Abb. 15: Sensitivita tsanalyse: Nettobarwert Zinssa tze (%) Quelle: eigene Berechnung und Darstellung

22 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 21 Abb. 16: Sensitivita tsanalyse: Amortisationsdauer Zinssa tze Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Die Amortisationsdauer in ganzen Jahren beläuft sich dabei zwischen 8 und 20 Jahren (Abb. 16). Würde der Zinssatz auf über 8% steigen, so liegt die Amortisationsdauer über der Projektlaufzeit und würde bedeuten, dass der Windpark nach 20 Betriebsjahren keinen privatwirtschaftlichen Gewinn erzielen könnte. Diskontierungsrate Auch die Wahl des Diskontierungszinssatzes und somit die Bewertung der Geldströme in der Zukunft, hat Einfluss auf die Rentabilität des Projekts. Wählt man unterschiedliche Diskontierungsraten, verändert sich auch der Nettobarwert des Projekts. Dabei würde sich bei einer Diskontierungsrate von 0% ein Nettobarwert von über 8 Millionen ergeben, der sich bei einer Erhöhung der Diskontierungsrate auf 6% auf etwa 2 Millionen verringert (Abb. 17). Die Amortisationsdauer ist davon kaum betroffen, sie beläuft sich auf 13 bis 16 Jahre (Abb. 18). Abb. 17: Sensitivita tsanalyse: Nettobarwert Diskontierungsrate Quelle: eigene Berechnung und Darstellung

23 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 22 Abb. 18: Sensitivita tsanalyse: Amortisationsdauer Diskontierungsrate Quelle: eigene Berechnung und Darstellung Wirtschaftlichkeit des Windparks Großhofen ohne Förderung Die Wirtschaftlichkeit eines Windparks hängt maßgeblich von den dafür erhaltenen Förderungen ab. Würde ein Windpark ohne geförderte und garantierte Einspeisevergütung betrieben werden müssen, also von Anfang an mit der Vergütung des aktuellen Marktpreises pro kwh, so ergibt sich folgende Wirtschaftlichkeit: Abb. 19: Wirtschaftlichkeit ohne Fo rderungen Quelle: eigene Berechnung und Darstellung

24 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 23 Der Fehlbetrag, der durch den wegfallenden höheren Einspeistarif zustande kommt, beläuft sich auf etwas mehr als 15,7 Millionen. Jährlich verliert der Betreiber des Windparks dadurch also ca. über 1 Million. Der Windparkbetreiber würde ohne Förderung keine Chance haben, den Windpark gewinnbringend zu betreiben, da die Investitionskosten viel zu hoch sind und mit den Einnahmen nicht gedeckt werden könnten. Erst nach Rückzahlung der Schulden kann ab dem 14. Jahr ein jährlicher finanzieller Nettoeffekt erzielt werden. Dieser fällt aber zu gering aus um am Ende der Projektlaufzeit einen positiven kumulierten Saldo zu generieren Zwischenfazit Die Betreiber einer Windkraftanlage bzw. eines Windparks können im Vorfeld gewisse Kostensätze relativ gut vorausberechnen und kalkulieren. Andere hingegen sind mit einem großen Unsicherheitsfaktor behaftet. Die größten Risiken bei der betriebswirtschaftlichen Rentabilitätsrechnung, die somit auch das Risiko für den Betreiber beinhalten, sind die jährliche zu erzeugende Menge an kwh in Abhängigkeit von der Windstärke und vor allem der zukünftige Strompreis nach dem 13. Betriebsjahr. Die Rentabilität von Windkraftanlagen bzw. Windparks ist am stärksten abhängig von den Preisen der Windkraftanlage selbst, dem anfallenden Zinssatz bei der Fremdfinanzierung und dem Förderungsbetrag. Natürlich dürfen aber auch andere Kostenkomponenten nicht vernachlässigt werden, die gemeinsam das Ergebnis ebenfalls stark verändern können, für sich einzeln jedoch eher geringere Auswirkungen haben. Die Ergebnisse zeigen, dass ein Windpark unter diesen Annahmen durchaus gewinnbringend betrieben werden kann. Sollte jedoch in Zukunft die staatliche Förderung geringer werden bzw. gar gänzlich wegfallen, ist die Windenergie keine gute Investitionsmöglichkeit für Private, da hier die Investitionskosten bezüglich eines Windparks einfach zu hoch wären. Investitionskosten und Betriebskosten von zusammengerechnet 6,5 c/kwh und gleichzeitig einer Vergütung von 6,6 c/kwh im 15. Betriebsjahr zeigt, dass nach Ablauf des höheren Einspeistarifes der ersten 13 Jahre die Einnahmen danach nur knapp die Ausgaben decken. Alles in allem ist es aber möglich, einen Windpark wie Großhofen nach derzeitigen Gesichtspunkten gewinnbringend zu betreiben. Die größte Hürde für einen zukünftigen Windparkbetreiber ist, neben den notwendigen Genehmigungen, aus betriebswirtschaftlicher Sicht wohl die hohe Investitionssumme, die zu Beginn des Projektes anfällt.

25 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft Kosten-Nutzen-Analyse Windpark Großhofen Im Gegensatz zur Betriebswirtschaftlichen Kostenrechnung (=BKR) liegt der Kosten-Nutzen- Analyse (=KNA) eine mikroökonomische, gesamtwirtschaftliche Betrachtungsweise zugrunde. Um eine solche Analyse durchzuführen und anschauliche Ergebnisse liefern zu können, bedarf es typischerweise mehrerer Varianten. Diese Kosten-Nutzen-Analyse bezieht sich auf den Vergleich des Windparks Großhofen (in Niederösterreich) mit einem Planungsnullfall ( Nullvariante ). Die Nullvariante geht von einer Situation ohne dem Windpark Großhofen aus und beinhaltet den Stromimport aus den europäischen Nachbarländern. Da die Basisdaten des Windparks Großhofen schon im Kapitel 2 beschrieben wurden, soll hier nun der Stromimport erläutert werden Nullvariante Stromimport Die Nullvariante der Kosten-Nutzen-Analyse geht davon aus, dass die Strommenge, die durch den Windpark Großhofen erzeugt werden kann, im Status quo importiert werden müsste. Die Berechnungsgrundlage ist die tatsächlich produzierte Strommenge des Windparks im letzten Jahr, d.h MWh. Etwa zwei Drittel des österreichischen Stromverbrauchs wird innerhalb des Landes erzeugt, davon etwa 60 % durch Wasserkraft, 12 % durch weitere erneuerbare Energiequellen (Photovoltaik und Windenergie). Abb. 20 stellt dar, aus welchen Staaten Elektrizität importiert wird Deutschland stellt mit etwa 57 % des Gesamtimports den größten Teil dar, gefolgt von Tschechien mit etwa 38 %. Die restlichen 5 % werden aus Ungarn, der Schweiz, Slowenien und Italien importiert. Abb. 20: Stromerzeugung und -import nach La ndern Quelle: ENTSO-E , eigene Darstellung Die Zusammensetzung des Importstroms ist natürlich Schwankungen unterworfen, die vorliegende Berechnung bezieht sich auf den Mittelwert der Jahre 2011 bis 2013, welcher von ENTSO-E, dem internationalen Verbund der Übertragungsnetzbetreiber erhoben wurde.

26 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 25 Die Energiequellen des Stromimports entsprechen den jeweiligen Anteilen in den Herkunftsländern, so wird etwa die Hälfte des Stroms in Deutschland und Tschechien derzeit aus Kohle hergestellt, ein Viertel aus nuklearen Energiequellen. Etwa 17 % des Stromimports werden aus erneuerbaren Energiequellen hergestellt. Abb. 21: Zusammensetzung des Importstroms nach Energiequellen Quelle: ENTSO-E , eigene Berechnung und Darstellung In der volkswirtschaftlichen Betrachtungsweise werden Verteilungseffekte nicht berücksichtigt, u.a. werden folglich die Finanzierungskosten sowie staatliche Förderungen außer Acht gelassen. Der volkswirtschaftliche Nutzen entsteht durch die erzeugte Energiemenge, der jedoch nicht mit dem Einspeistarif monetarisiert wird, sondern mit dem marktüblichen Strompreis. Dieser entspricht im Jahresmittel von ,87 c/kwh. Für die gesamte Lebensdauer des Windparks von 20 Jahren wird dieser Wert unter Berücksichtigung einer Inflationsrate von 2 % angenommen Diskontierungsraten In der Berechnung der Kosten und Nutzen des Windparks wurde zwischen privaten und externen Faktoren unterschieden. Ein entscheidender Grund für die differenzierte Betrachtung ist die angenommene Diskontierungsrate. Eine höhere Diskontierungsrate wird in der volkswirtschaftlichen Betrachtung dann angenommen, wenn eine begründete Gegenwartspräferenz vorliegt, das heißt, wenn spätere Zahlungen weniger Wert haben als gegenwärtige. Private Kosten sind jene, die vom Betreiber des Windparks übernommen werden bzw. bei Produktion und Betrieb anfallen. Demgegenüber sind externe Kosten jene, die von der Allgemeinheit/Gesellschaft getragen werden müssen und nicht direkt monetarisierbar sind da sie keinen Marktpreis besitzen.

27 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 26 Im zweiten IPCC-Bericht (= Intergovernmental Panel on Climate Change, 1996) wird zwischen deskriptiver und normativer Diskontierungsrate unterschieden. Die deskriptive Methode bedeutet, nach dem Kompensationsprinzip den Zinssatz der marktüblichen Rendite anzunehmen, um die Gegenwartspräferenz auszudrücken. Die normative Methode gibt hingegen an, wie hoch die Diskontierungsrate sein sollte im Sinne einer kritischen Reflexion zu den Wachstumsraten in einer Volkswirtschaft (Lind & Schuler 1998). Laut der Definition der intergenerationellen Nachhaltigkeit sollen spätere Generationen die Möglichkeit auf gleichwertige Lebenschancen haben: Dass sich Menschen myopisch verhalten, heißt nicht, dass sich alle Menschen derartig verhalten sollten. (Gronemann & Döring 2001: 238). Obwohl üblicherweise eine Diskontierungsrate für das gesamte Projekt gewählt wird, wurde in diesem Fallbeispiel für die privaten Faktoren ein Wert von 1,5 % angenommen, was der deskriptiven Diskontierungsrate entspricht. Die externen Faktoren wurden jedoch nicht diskontiert, da Emissionen von Schadstoffen und Treibhausgasen wesentlich die menschliche Gesundheit und die Befriedigung grundsätzlicher Bedürfnisse beeinträchtigen, die zeitunabhängig zu bewerten sind (ebd.: 247 f). Ebenso wenig kann im Fall von Emissionen eine volkswirtschaftliche Grenze gezogen werden, sodass diese Faktoren auch in der Variante des Stromimports anfallen und in dieser KNA berücksichtigt werden Externe Kosten Wie jede Art der Energieerzeugung hat die Windkraft zahlreiche externe Effekte. Diese sind in diesem Fall ausschließlich Kosten. Die Definition der Kostenfaktoren basiert vor allem auf Literaturrecherchen sowie eigenen Erfahrungen. Für die Quantifizierung und Monetarisierung bedarf es teilweise komplexer Methoden und genauer Daten. Deshalb stützt sich die vorliegende Kosten-Nutzen-Analyse überwiegend auf ein auf EU-Ebene durchgeführtes Projekt, dessen Ergebnis die monetäre Bewertung externer Effekte der Energieerzeugung für die EU-27-Staatenist. Die im Rahmen dieses Projektes nicht bewerteten, jedoch für die Kosten-Nutzen-Analyse von Großhofen relevanten, Kostenfaktoren (z.b. Landschaftsbild) wurden auf andere Weise monetarisiert. Das folgende Kapitel erläutert das in der Analyse verwendete CASES-Projekt. Erst danach wird auf die konkreten Kostenfaktoren eingegangen CASES Projekt CASES (Cost Assessment for Sustainable Energy Systems) ist ein EU-Forschungsprojekt und wurde mit einer Dauer von 30 Monaten im Jahr 2006 gestartet. Das Projektkonsortium bestand aus 26 Partnern aus 20 Ländern. Ziel des Projektes war es, die privaten und externen Kosten der Energieerzeugung vollständig für die EU-25-Staaten zu erfassen und dieses Wissen für alle Stakeholder zugänglich zu machen. Außerdem war es ein Anliegen, Szenarien zu entwickeln und die Kosten bis ins Jahr 2030 zu prognostizieren. Das Projekt baut auf einigen vorangegangenen Projekten auf wie bspw. dem ExternE-Projekt. (CASES 2010a)

28 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 27 Die verwendeten Daten sind großteils landesspezifische Daten. Die angewandten komplizierten Berechnungsmethoden basieren stark auf dem schon erwähnten ExternE- Projekt, welches ein Tool zur monetären Bewertung aller relevanten externen Effekte der Energieerzeugung entwickelte. Die zugrunde liegende Methodik wird als Impact-Pathway- Approach bezeichnet. (CASES 2010b) Hierbei werden in einem bottom-up-zugang Wirkungen (Kosten und Nutzen) auf die Umwelt analysiert und im Endeffekt monetarisiert. Ausgehend von der Quellemission werden Qualitätsänderungen von Luft, Boden und Wasser untersucht und auf Basis davon konkrete, physische Wirkungen abgeleitet. Im letzten Schritt erfolgt die monetäre Bewertung der Wirkungen (ExternE 2012) Kostenfaktoren der Kosten-Nutzen-Analyse von Großhofen Die im CASES Projekt bewerteten Effekte decken sich mit den Literaturangaben und damit mit den definierten Kostenfaktoren der Kosten-Nutzen-Analyse des Windparks Großhofen. Um die Bewertung der externen Kosten des Stromimportes vergleichbar zu machen und dem Windpark Großhofen gegenüberzustellen, werden ausschließlich Daten aus dem CASES Projekt verwendet. Die nachfolgende Grafik (Abb. 22) zeigt die externen Kosten des Windparks Großhofen und des Stromimports sowie den Saldo, der die vermiedenen Kosten darstellt. Der volkswirtschaftliche Nutzen entsteht durch den Saldo aus externen Kosten des Importstroms und jenen des Windparks. Abb. 22: Vergleich der ja hrlichen externen Kosten der Varianten Quelle: CASES 2008, eigene Darstellung Alle Faktoren beinhalten die Kostensätze aus dem CASES Projekt. In den sonstigen Kosten wurden für die Windkraft weniger relevante Schadstoffemissionen zusammengefasst. Einige andere Kostenfaktoren, die sehr wohl in der Literatur angeführt werden, tauchen nicht bzw. nicht direkt in dieser Kosten-Nutzen-Analyse auf. Nachfolgend werden die Gründe dafür angeführt.

29 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 28 Der Kostenfaktor Lärm wird nicht in die Bewertung einbezogen, da durch die große Entfernung des Windparks vom Siedlungsgebiet die Grenzwerte nicht beeinträchtigt werden. Außerdem tritt laut der Umweltverträglichkeitserklärung keine signifikante Verschlechterung der Umgebungsverhältnisse auf (UVE Großhofen 2010: 8). Wolle man aber die Lärmauswirkung genau untersuchen, bedarf es hierbei einer Ausbreitungsrechnung in Folge derer festgestellt werden müsste wer, wann und wo von Lärm und Schwingungen betroffen ist. Diese Quantifizierungsmethode ist ein großer und kostenintensiver Aufwand. In der Literatur und in Medien werden Schwingungen als negativer externer Effekt von Windkraftanlagen genannt (Piermont 2009). Der Infrasound soll demnach einen negativen Einfluss auf die Gesundheit des Menschen haben. Da es jedoch dafür keine fundierten Beweise gibt, wird dieser Faktor nicht miteinbezogen. Weiters werden Unfälle als größter Einfluss der Windkraft auf die Gesundheit erwähnt. Die Anzahl der Unfälle jedoch ist sowohl bei der Produktion als auch im Betrieb im Vergleich zu anderen Kraftwerksarten sehr gering. Außerdem werden die Unfallkosten durch Versicherungen wie die Haftpflichtversicherung gedeckt und sind somit in den privaten Kosten inbegriffen. Ein häufig diskutierter Punkt ist der Schattenwurf. Der negative Effekt des Schattens im Hinblick auf die Eigenart, die durch die Rotation der Rotorblätter entsteht, ist gerechtfertigt. Der Windpark Großhofen wirft jedoch nur sehr geringfügig Schatten im Bereich des Siedlungsgebietes. Laut Umweltverträglichkeitserklärung ist die Schattenwurfdauer im worst-case-szenario knapp über 13 Stunden im Jahr(UVE Großhofen 2010: 9). Auch der gefährliche Eisabfall wird in der Literatur öfters angeführt. Hier ist jedoch zu sagen, dass die Erkenntnisse unterschiedlich sind. Trotz allem werden in dieser Kosten-Nutzen- Analyse der Eisabfall und das damit verbundene Gesundheitsrisiko in den Versicherungskosten (private Kosten) als eingebunden gesehen. Eine weitere Problematik stellt die Vereisung dar. Diese kann zum Stillstehen der Anlage führen und dadurch die erzeugte Energiemenge verringern. Da jedoch die Berechnungen im Rahmen dieser Kosten- Nutzen-Analyse mit der tatsächlich jährlich produzierten Energiemenge durchgeführt werden, fällt der Aspekt der Vereisung weg. Den wohl größten Diskussions- und Knackpunkt in Bezug auf Windkraftanlagen stellt die Thematik der Vögel dar. Der negative Einfluss des Windparks auf die Vogelwelt soll durch Ausgleichsflächen minimiert werden. Die Kosten für die Ausgleichsflächen (Vermeidungskosten) sind private Kosten und damit in den Gesamtinvestitionskosten inbegriffen. Aus diesem Grund wird das Vogelsterben in den externen Effekten nicht angeführt. Weiters wird angenommen, dass jegliche Landnutzungseinschränkungen, die durch den Windpark verursacht werden, durch die Pachtkosten rekompensiert werden und somit auch nicht unter externe Kosten fallen. Als ganz eigener und kontroverser Punkt wird das Landschaftsbild gesehen. Durch die Schwierigkeit der klaren monetären Bewertung der Beeinträchtigung des Landschaftsbildes durch den Windpark wird dieser Kostenfaktor in der Analyse nicht berücksichtigt. Ob ein Windpark als störend in der Landschaft empfunden wird, ist sehr subjektiv und nicht

30 Endbericht AG 2 Ökonomische Bewertung der Windkraft 29 generalisierbar. Außerdem sind diese Kosten im Fall von Großhofen größenmäßig nicht ausschlaggebend für die Kosten-Nutzen-Analyse da die Einwohnerzahl der Gemeinde, also die tatsächlich betroffenen Personen, mit unter 100 sehr niedrig ist Ergebnisse Die jährlichen Zahlungen wurden unter Annahme einer Diskontierungsrate von 1,5 % für private Faktoren abgezinst. Das heißt, die Ergebnisse stellen den Barwert, also den monetären Wert zu Beginn der Investition, dar. Abb. 23 stellt die Zusammensetzung der Kosten- und Nutzenfaktoren dar: Vergleichbar zur BKR stellen die Investitions- sowie Betriebs- und Abbaukosten den größten Teil der gesamten Kosten dar. Die privaten Kosten entsprechen den vorher angeführten Werten der BKR, jedoch ohne Berücksichtigung der Art der Finanzierung, sodass keine Kreditzinsen einkalkuliert werden. In der KNA belaufen sich diese auf eine Höhe von 37,7 Millionen. Die privaten Nutzen entstehen durch die Einspeisung der produzierten Strommenge ( MWh/Jahr) ins Stromnetz über den üblichen Marktpreis (Mittelwert von ,87 c/kwh). Dadurch ergeben sich insgesamt 32 Millionen. Die externen Faktoren sind insgesamt vergleichsweise kleine Beträge: der Nutzen ist die Vermeidung von den im Planungsnullfall (Importstrom) entstehenden externen Kosten für die menschliche Gesundheit und die Umwelt (siehe Abb. 23). Dennoch ergeben sich durch die große Differenz der zwei Varianten im Laufe der 20 Jahre durch den Windpark 9,7 Millionen an externen Kosten. Der Nettobarwert ist insgesamt positiv, betrachtet man jedoch nur die privaten Faktoren, so ergibt sich auch in der volkswirtschaftlichen Betrachtungsweise ein negativer Saldo. Nur durch die Berücksichtigung der externen Kosten wird der Windpark rentabel: Das Nutzen- Kosten-Verhältnis ist bei der angenommenen Diskontierungsrate 1,098. Im Vergleich zum Importstrom ist die Variante des Windparks zwar vorzuziehen, aber Nutzen und Kosten gleichen sich beinahe aus. Der Nettobarwert beläuft sich insgesamt auf 3,7 Millionen.