Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zu den geplanten sechs Windenergieanlagen im Blumenthaler Forst

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1 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zu den geplanten sechs Windenergieanlagen im Blumenthaler Forst Version 01 CFD Consultants GmbH 14. August 2014 erstellt: Dipl.-Ing. Birgit Hanna geprüft: Dr. Ing. Volker Kassera Numerische Strömungsanalysen Technologieberatung Projektentwicklung 1

2 Zusammenfassung und Bewertung Für den geplanten Windpark Blumenthaler Forst wurde eine Ertrags- und Wirtschaftlichkeitsrechnung durchgeführt. Unter relativ günstigen Bedingungen, wie z.b. einer Anlagenverfügbarkeit von 100 % ergibt sich eine maximale Eigenkapitalrendite von 7,7 %. Erfahrungen mit ähnlichen Projekten zeigen jedoch, dass die Bedingungen in der Realität in der Regel wesentlich schlechter sind. Eine Sensitivitätsanalyse ergibt, dass das Risiko, dass das Projekt in die Verlustzone gerät, hoch ist. Insgesamt ist das Projekt als sehr renditeschwach einzustufen, was auf den windschwachen Standort zurückzuführen ist. Aus diesen Gründen ist von einem Investment abzuraten. 2

3 Inhalt 1 Annahmen und Datenquellen Ertragsrechnung Standort und Luftdichte Windprofil und mittlere Windgeschwindigkeit Weibull-Verteilung und Volllaststunden Leistungskurve Nordex N117/ Einspeisevergütung und Ertragsrechnung Kostenrechnung Investitionskosten Betriebskosten Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Finanzierungsmodelle Sensitivitätsanalyse Dokumentenliste

4 1 Annahmen und Datenquellen Dieser Wirtschaftlichkeitsbetrachtung liegen die folgenden Annahmen und Datenquellen zugrunde: - Die mittleren Windgeschwindigkeiten auf Nabenhöhe an den sechs WEA-Standorten wurden aus Winddaten des Bayerischen Windatlas [9] interpoliert. Diese Daten ersetzten eine Windmessung an den geplanten Standorten nicht. - Die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten hat einen Einfluss auf den Ertrag einer WEA. Über Angaben zu Volllaststunden im Bayerischen Windatlas [10] wurde auf eine wahrscheinliche Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten rückgeschlossen. - Die Leistungskurve der Nordex-Anlage wurde dem Datenblatt Schallemission, Leistungskurven, Schubbeiwerte Nordex N [11] entnommen. Erwartete Verfügbarkeiten der Anlage am spezifischen Standort sind nicht bekannt. - Die Investitions- und Betriebskosten wurden, mit von der WindGuard GmbH ermittelten Durchschnittswerten für die Windenergie an Land in Deutschland, abgeschätzt [13]. Auf Basis dieser Daten ergeben sich für den Windpark Erträge aus der Windenergie von 5,5 bis 6 Mio. kwh Strom pro Jahr und Anlage. Dies entspricht den genannten Erwartungen der Energiebauern GmbH [6]. Diese Ertragsberechnung geht von einer Verfügbarkeit von 100 % aus; nicht berücksichtigt sind Abschaltzeiten der WEAs z.b. für Wartung, bei Vereisung oder bei Sturm. Nicht berücksichtigt ist zudem eine mögliche Abschattung der Anlagen untereinander, abhängig von der lokal vorherrschenden Windrichtung (Parkwirkungsgrad). Die von der Energiebauern GmbH erwarteten Investitionskosten von 25 Mio. [6] entsprechen einer ersten Kostenabschätzung nach den Durchschnittswerten für Windenergie an Land in Deutschland [13]. Untersucht wurden dabei Windparks mit einer Größe bis zu 18 WEAs. Aufgrund der spezifischen Windparkkonfiguration des Blumenthaler Forsts, mit relativ weit voneinander entfernten Standorten der einzelnen WEAs, ist hier eventuell mit erhöhten Investitionskosten zu rechnen. 4

5 2 Ertragsrechnung 2.1 Standort und Luftdichte Auf Flächen der drei Kommunen Aichach, Sielenbach und Dasing sind die Standorte der sechs Windenergieanlagen (WEAs) geplant. Die genaue Position der WEAs sind dem Dokument GPS Windräder [1] entnommen und in Tabelle 1 wiedergegeben. Tabelle 1 Einen Überblick über die Positionen der WEAs gibt Abbildung 1: Abb. 1 5

6 Die WEAs befinden sich in Abständen von 370 m (WEA4 - WEA5) bis 1270 m (WEA1 - WEA3) voneinander [8].Zur Berechnung einer möglichen Abschattung der WEAs untereinander sind Informationen zur Windrichtung notwendig. Diese liegen CFD Consultants nicht vor, sodass ein möglicher Parkwirkungsgrad in den folgenden Ertragsrechnungen nicht berücksichtigt wird. In Tabelle 1 sind die Höhen ü. NN der Standorte für die sechs WEAs angegeben. Sie wurden für die Luftdichtebestimmung an den Standorten herangezogen. Mithilfe der barometrischen Höhenformel und einer Referenzdichte von 1,225 kg/m³ und einer Referenztemperatur von 15 C auf NN wurde die Luftdichte auf Nabenhöhe der WEAs bestimmt. Geplant ist der Einsatz von Nordex-Anlagen vom Typ N117/2400 mit einer Nabenhöhe von 141 m [2]. Die Naben der sechs WEAs liegen damit auf einer Höhe von 655 bis 679 m ü. NN. Daraus ergibt sich eine Luftdichte von 1,150 bis 1,147 kg/m³ für die sechs Standorte. Zur Luftdichtekorrektur der Leistungskurven der WEAs wurde damit eine Referenzluftdichte von 1,15 kg/m³ für die sechs Standorte der WEAs festgelegt. 2.2 Windprofil und mittlere Windgeschwindigkeit Die zu erwartenden Windgeschwindigkeiten an den sechs Standorten der geplanten WEAs wurden dem Bayerischen Windatlas entnommen. Die Grundlagen und Berechnungen zu diesen Windgeschwindigkeiten sind in dem Dokument Bayerischer Windatlas; Windernte und Energieertrag: Wie Windenergieanlagen wirken und sich rechnen [7] beschrieben. Im Bayerischen Windatlas werden die lokalen Windgeschwindigkeiten in vier verschiedenen Höhen über Grund: 10m, 100 m, 130 m und 160 m angegeben. Die spezifischen Ergebnisse für die sechs WEA-Standorte sind im Dokument Windgeschwindigkeiten nach Bayerischem Windatlas [9] wiedergegeben und in Tabelle 2 zusammengefasst: Höhe in m über Grund Windgeschwindigkeit in m/s WEA1 WEA2 WEA3 WEA4 WEA5 WEA6 10 2,8 2,7 3,0 3,2 3,4 3, ,7 4,7 4,8 4,9 4,9 4, ,1 5,1 5,2 5,3 5,3 5, ,4 5,4 5,5 5,6 5,6 5,6 Tabelle 2 6

7 Abbildung 2 zeigt das sich daraus ergebende Höhenprofil für die sechs Standorte: Abb. 2 Die zu erwartenden mittleren Windgeschwindigkeiten auf Nabenhöhe wurden durch exponentielle Interpolation ermittelt und sind in Tabelle 3 wiedergegeben: mittlere Windgeschwindigkeiten in m/s für die Ertragsberechnung Nabenhöhe WEA1 WEA2 WEA3 WEA4 WEA5 WEA6 141 m 5,2 5,2 5,3 5,4 5,4 5,4 Tabelle 3 Windgeschwindigkeiten zwischen 5,2 und 5,4 m/s auf Nabenhöhen müssen, für einen WEA-Standort, als sehr niedrig betrachtet werden. 7

8 2.3 Weibull-Verteilung und Volllaststunden Für die Wind-Ertragsrechnung an einem Standort ist neben der mittleren Windgeschwindigkeit auch die Windgeschwindigkeitsverteilung auf Nabenhöhe von Bedeutung, d.h. mit welcher Häufigkeit tritt welche Windgeschwindigkeit auf. An vielen Standorten ist die Weibull-Verteilung als Funktion der Windgeschwindigkeit v eine gute Näherung für die Windgeschwindigkeitsverteilung. Dabei ist der Weibull- Skalierungsfaktor A (in m/s) ein Maß für die charakterisierende Windgeschwindigkeit und der Weibull-Formfaktor k ein Maß für die Windgeschwindigkeitsverteilung (Wertebereich von 1 bis 3). Ein kleiner k-wert bedeutet sehr variable Winde, während konstante Winde einen größeren k-wert ergeben. Weibull-Verteilung: exp In Abbildung 3 ist der Einfluss des Formfaktors k auf die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten zu sehen. Zudem sind die Leistungskurve der Nordex-Anlage N117/2400 und die Einschalt-Windgeschwindigkeit von 3 m/s in das Diagramm mit eingefügt. Aufgrund der Tatsache, dass die Energie des Windes in der dritten Potenz mit der Windgeschwindigkeit steigt, führen (dies ist auch von der Leistungskurve der WEA abhängig) geringere Formfaktoren k zu höheren Energie-Erträgen aus dem Wind. Abb. 3 8

9 Eine Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit für einen spezifischen Standort ist dem Bayerischen Windatlas nicht direkt zu entnehmen. Jedoch können berechnete Volllaststunden pro Jahr entnommen werden. Basis dieser Werte ist eine typische Schwachwind 2 MW Referenzanlage. Aus den Volllaststunden, der Leistungskurve der 2 MW Referenzanlage und den mittleren Windgeschwindigkeiten an den Standorten kann auf eine Weibull-Verteilung zurückgerechnet werden, und die standortspezifischen Formfaktoren k können ermittelt werden. Die aus dem Bayerischen Windatlas ermittelten Volllaststunden für die sechs Standorte der WEAs sind in dem Dokument Vollaststunden nach Bayerischem Windatlas [10] zusammengetragen. Die für Höhen von 100 m, 130 m und 160 m über Grund ermittelten Werte der Volllaststunden sind in Tabelle 4 zusammengefasst. Weiter enthält die Tabelle die linear interpolierten Werte für die spezifische Nabenhöhe von 141 m der Nordex-Anlagen. Höhe in m über Grund Volllaststunden in h WEA1 WEA2 WEA3 WEA4 WEA5 WEA Tabelle 4 Aus diesen Volllaststunden wurden die standortspezifischen Weibull-Formfaktoren k ermittelt und in Tabelle 5 dargestellt. Weibull-Formfaktor k Nabenhöhe WEA1 WEA2 WEA3 WEA4 WEA5 WEA6 141 m 1,634 1,634 1,618 1,697 1,676 1,684 Tabelle 5 Die Anpassung der Weibull-Formfaktoren aufgrund der Volllaststunden aus dem Bayerischen Windatlas führt zu Werten für k von gemittelt 1,66, d.h. etwas breiteren Windgeschwindigkeitsverteilungen und höheren Erträgen. Interessant sind zudem die auf den Ertragsindex der 2MW Referenzanlage bezogenen Abweichungen der berechneten jährlichen Energieerträge über einen Zeitraum von 1981 bis 2010 wie sie ebenfalls dem Bayerischen Windatlas entnommen wurden und in dem Dokument Vollaststunden nach Bayerischem Windatlas [10] zusammengestellt sind. 9

10 Das Diagramm in Abbildung 4 ist repräsentativ für alle sechs WEA-Standorte: Abb. 4 Abweichungen von 5 bis 10 % vom jährlichen Energieertrag einer WEA, auch für mehrere Jahre in Folge, sind damit nicht selten und müssen bei einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung, insbesondere in Hinblick auf die Liquidität, berücksichtigt werden. 2.4 Leistungskurve Nordex N117/2400 Für alle sechs Standorte im Blumenthaler Forst ist eine Nordex N117/2400 WEA geplant. Die Leistungskurve dieser Anlage ist dem Datenblatt Schallemission, Leistungskurven, Schubbeiwerte Nordex N [11] entnommen. Es wird angenommen, dass die Anlagen im Standardbetrieb gefahren werden. Eventuell ist ein schallreduzierter Betriebsmodus möglich, für den eine Leistungskurve CFD- Consultants jedoch nicht vorliegt. Die Leistungskurve wurde der reduzierten Luftdichte von 1,15 kg/m³ für die sechs Standorte angepasst. Abbildung 5 zeigt den Kurvenverlauf. Angaben zur Verfügbarkeit der Anlage an den spezifischen Standorten sind CFD Consultants nicht bekannt. In den weiteren Ertragsrechnungen wird mit einer Verfügbarkeit von 100 % gerechnet. 10

11 Abb Einspeisevergütung und Ertragsrechnung Die Einspeisevergütung für Strom aus Windenergieanlagen wird in Deutschland durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geregelt. Grundlage der hier berechneten Einspeisevergütung ist das EEG 2014 [12]. Hier wird von einer Inbetriebnahme im Jahre 2015 ausgegangen. Die Einspeisevergütung beträgt zu diesem Zeitpunkt und für die ersten 5 Jahre 8,9 ct/kwh (Anfangswert). Die weitere Vergütung ist vom Ertrag der Anlage in diesem ersten Zeitraum im Verhältnis zu einem theoretischen Referenzertrag abhängig. Bei einer mittleren Ertragsprognose über 5 Jahre von kwh pro Anlage (Tabelle 6) und einem Referenzertrag von kwh pro Anlage (Berechnungsgrundlage siehe EEG [12]) wird der Anfangswert der Einspeisevergütung für den gesamten Förderzeitraum von 20 Jahren angesetzt. Eine überdurchschnittliche Ertragslage in den ersten fünf Jahren würde diesen Zeitraum verkürzen, worauf nur noch eine Vergütung von 4,95 ct/kwh (Grundwert) folgt. Damit würde sich die durchschnittliche Vergütung über die gesamte Laufzeit reduzieren. Auf der Basis der zuvor ermittelten Daten - mittlere Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe - Formfaktor für die Weibull-Verteilung - luftdichtenangepasste Leistungskurve der Nordex-Anlage lässt sich eine mittlere produzierte Strommenge pro Jahr für die einzelnen WEAs an den sechs Standorten prognostizieren. Dieser Strommenge entspricht, bei gegebener Einspeisevergütung, ein zu erwartender jährlicher Ertrag aus den sechs WEAs. Die Zahlen sind in Tabelle 6 dargestellt: 11

12 WEA1 WEA2 WEA3 WEA4 WEA5 WEA6 mittlere Windgeschwindigkeit m/s 5,2 5,2 5,3 5,4 5,4 5,4 Weibull-Formfaktor k - 1,63 1,63 1,62 1,70 1,68 1,68 Weibull-Faktor A - 5,83 5,83 5,93 6,07 6,06 6,06 produzierter Strom p.a. MWh für alle 6 Anlagen MWh Volllaststunden p.a. h Einspeisevergütung /kwh 0,089 0,089 0,089 0,089 0,089 0,089 Jahresertrag für alle 6 Anlagen Tabelle 6 Das Verhältnis aus produzierter Strommenge und Referenzertrag ( kwh zu kwh) ist ein Maß für die Windhöffigkeit des Standortes. Mit einem Wert von 76 % gehört der Blumenthaler Forst zu den Schwachwind-Standorten; hat damit aber auch den Vorteil, dass eine Einspeisevergütung mit dem Anfangswert von 8,9 ct/kwh über die gesamte Laufzeit von 20 Jahren zu erwarten ist. Die hohen prognostizierten Volllaststunden von über 2300 h an diesem Standort, ergeben sich aus einer für Schwachwind-Standorte optimierten Windenergieanlage. Die Nordex N117/2400 ist für geringe Windgeschwindigkeiten optimiert und erreicht bereits bei 11 m/s ihre Nennleistung von 2,4 MW. Dies wird durch den Einsatz eines Rotors mit relativ großem Durchmesser bewerkstelligt. Eine bisher nicht berücksichtigte reduzierte Verfügbarkeit der WEAs bzw. ein möglicher Parkwirkungsgrad gehen linear in die Ertragsberechnung ein. Der Einfluss des Windes auf den Ertrag ist nicht direkt zu ermitteln. Geht man von einer 5 %-igen Reduzierung der mittleren Windgeschwindigkeit aus und belässt den Formfaktor der Weibull-Verteilung, so reduziert sich der Ertrag auf 91 % (Tabelle 7). Erhöht man den Formfaktor der Weibull-Verteilung auf den Standardwert von 2,0 bei gleichbleibender mittlere Windgeschwindigkeit so reduziert sich der Ertrag auf 97 % (Tabelle 7). Referenz Windgeschwindigkeit -5 % Formfaktor k=2 produzierter Strom p.a. GWh 34,8 31,5 33,7 Jahresertrag T % 91% 97% Tabelle 7 12

13 3 Kostenrechnung Die Kosten für das Windpark-Projekt im Blumenthaler Forst können ohne detaillierte Projekt-Informationen wie Angebote, insbesondere des Anlagenherstellers, nur grob abgeschätzt werden. Grundlage für solch eine erste Abschätzung soll darum eine Untersuchung der Deutschen WindGuard GmbH aus dem Jahre 2013 zur Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland [13] sein. Basis dieser Untersuchung sind Befragungen der Anlagenhersteller, Planer und Windanlagenbetreiber. 3.1 Investitionskosten Die Investitionskosten eines Windenergie-Projekts werden in Hauptinvestitions- und Investitionsnebenkosten unterteilt. Die Hauptinvestitionskosten beinhalten die Kosten für die Windenergieanlage, für den Transport zum Aufstellungsort sowie für die Installation der Anlage. Diese Kosten sind von der Leistungsklasse und der Nabenhöhe abhängig (Tabelle 8). Tabelle 8; Quelle: [13] Die Investitionsnebenkosten beinhalten die Kosten für das Fundament, die Netzanbindung, die Erschließung und die Planung. Weitere windparkspezifische Kosten sind unter Sonstiges zusammengefasst. Mittlere Kosten pro installierte Leistung sind in Tabelle 9 genannt. Tabelle 9; Quelle: [13] Die Investitionsnebenkosten sind stark standortabhängig. Die erhobenen Daten weisen eine Standardabweichung von knapp 40 % auf [13]. 13

14 In den Fundamentkosten sind die Kosten für Rohstoffe, Bodenaustausch und Fertigung am Standort enthalten. Die Netzanbindungskosten enthalten sowohl die parkinterne und parkexterne Verkabelung als auch die vom Parkeigentümer zu tragenden Netzanschlusskosten. Unter Erschließungskosten sind die Kosten zur Schaffung der notwendigen Infrastruktur zu verstehen. In den Planungskosten sind Kosten für Gutachten und Baugenehmigungen enthalten, sowie sämtlicher Aufwand im Rahmen der Planung [13]. Auf das Windenergie-Projekt im Blumenthaler Forst übertragen, ergeben sich die in Tabelle 10 dargestellten Investitionskosten. Eventuelle Vorfinanzierungskosten sind darin nicht enthalten. Hauptinvestitionskosten T pro Anlage T Investitionsnebenkosten T Fundament 964 T Netzanbindung T Erschließung 590 T Planungskosten T sonstige Kosten T Gesamt-Investitionskosten T Tabelle 10 Die spezifischen Standortbedingungen des Blumenthaler Forsts - für einen Windpark liegen die Anlagen relativ weit auseinander - könnten Ursache für erhöhte Kosten sein. Insbesondere muss damit gerechnet werden, dass die Aufstellung der Windenergieanlagen, die Netzanbindung und die Erschließung teurer werden. 3.2 Betriebskosten In der Untersuchung der WindGuard GmbH [13] wurden die Betriebskosten für die zwei Dekaden der Anlagenlebensdauer getrennt betrachtet (Tabelle 11). Wesentlicher Anteil der Betriebskosten sind die Wartungs- und Reparaturkosten mit 44 bzw. 55 %. Die Standardabweichung der erhobenen Daten beträgt in der ersten Dekade knapp 25 % und erhöht sich in der zweiten Dekade auf 34 %. Unklar ist, wofür die ausgewiesenen Rücklagen sind, und ob sie die Rückbaukosten für die Windenergieanlage am Ende der Laufzeit enthalten. In der folgenden Wirtschaftlichkeitsbetrachtung wird davon ausgegangen, dass die Rücklagen für den Rückbau in den aufgeführten Betriebskosten enthalten sind. Diese entsprechen einer Summe von 835 T. CFD Consultants schätzt die Rückbaukosten auf 5 % der Anlagenkosten; 14

15 dies würde 1013 T entsprechen. Der in der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung verwendete Wert ist somit sehr günstig angenommen. Tabelle 11; Quelle [13] In der Betriebskosten-Betrachtung für das Windenergie-Projekt Blumenthaler Forst, wurde auf eine getrennte Betrachtung der beiden Anlagenlebensdauer-Dekaden verzichtet. Die mittleren Betriebskosten ergeben sich bei einer jährlich produzierten Strommenge von 34,8 GWh zu: Wartung und Reparatur Pachtzahlungen kaufmännische und technische Betriebsführung Versicherungskosten Rücklagen sonstige Betriebskosten 438,3 T /a 180,9 T /a 133,9 T /a 33,0 T /a 41,7 T /a 57,4 T /a Gesamt-Betriebskosten 885,3 T /a Tabelle 12 15

16 4 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4.1 Finanzierungsmodelle Die Finanzierung hat maßgeblich Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit des Projekts. In der Untersuchung der WindGuard GmbH [13] wurden bei Banken und WEA- Betreibern verschiedene Finanzierungsmodelle abgefragt und darüber ein in der Windbranche übliches Finanzierungsmodell erstellt. Demnach werden heute die hohen Investitionskosten eines Windenergie-Projekts mit einem Fremdkapitalanteil von durchschnittlich 78 % und einem Fremdkapitalzinssatz von 3,8 % über 15 Jahre finanziert. Aus der Gegenüberstellung der aus der Windenergie erzielten Erträge und der Investitions- und Betriebskosten kann, mit diesem Finanzierungsmodell, ein erzielter Gewinn bzw. eine Eigenkapitalrendite des Windenergie-Projekts Blumenthaler Forst errechnet werden: Finanzierungsmodell A Produzierte Strommenge Einspeisevergütung Ertrag 34,8 GWh/a 0,089 /kwh T /a Gesamt-Investitionskosten T Anteil Fremdkapital 78 % Fremdkapitalzinssatz 3,8 % Finanzierungszeitraum 15 a Fremdkapitalzinsen T Gesamt-Betriebskosten Anlagenlaufzeit 885,3 T /a 20 a Gewinn über Laufzeit vor Steuern ohne Verzinsung T Eigenkapitalrendite 12,6 % Tabelle 13 Diese im Finanzierungsmodell A erzielte Eigenkapitalrendite von 12,6 % erscheint günstig. Der hohe Fremdkapitalanteil, der verkürzte Finanzierungszeitraum und eine konstante Tilgung die diese hohe Rendite ermöglichen erfordern jedoch, möchte man die Eigenkapitalrendite jährlich ausschütten, eine hohe Liquidität wie in Abbildung 6 dargestellt. Weiterhin nicht berücksichtigt ist die notwendige Liquidität über den gesamten Planungszeitraum bis zur Inbetriebnahme. Steuerliche Aspekte und die Inflation sind in dieser Berechnung nicht berücksichtigt. 16

17 Abb. 6 Im Finanzierungsmodell A wird somit über die ersten 17 Jahre ein sehr hoher zusätzlicher Liquiditätsbedarf sichtbar (Abbildung 6), der gegebenenfalls finanziert werden muss. Die Kosten für diese Finanzierung sind in der Rentabilitätsrechnung nicht berücksichtigt. Sollten zu Beginn der Laufzeit zusätzlich mehrere windschwache Jahre in Folge auftreten, so ist mit einem weiteren Liquiditätsbedarf im einstelligen Millionen-Bereich zu rechnen. Aus diesem Grund soll im Folgenden auf ein anderes Finanzierungsmodell zurückgegriffen werden. In einer Studie des Fraunhofer-Instituts von 2013 zu Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien [14] wird auf folgendes Finanzierungsmodell in der Windenergie-Branche Bezug genommen. Es wird von einem Fremdkapitalanteil von 70 % und einem Fremdkapitalzinssatz von 4,5 % ausgegangen. Ein Finanzierungs-Zeitraum von 20 Jahren mit einer konstanten Tilgung wird angenommen. Abb. 7 17

18 Dieses Finanzierungsmodell erfordert zunächst keine erhöhte Liquidität und ermöglicht Rücklagen für windschwache Jahre. Es geht jedoch auf Kosten der Rentabilität, welche bei dem höheren Eigenkapital auf 7,7 % sinkt (Tabelle 14). Im Folgenden soll dieses Finanzierungsmodell angewendet werden. Finanzierungsmodell B Produzierte Strommenge Einspeisevergütung Ertrag 34,8 GWh/a 0,089 /kwh T /a Gesamt-Investitionskosten T Anteil Fremdkapital 70 % Fremdkapitalzinssatz 4.5 % Finanzierungszeitraum 20 a Fremdkapitalzinsen T Gesamt-Betriebskosten Anlagenlaufzeit 885,3 T /a 20 a Gewinn über Laufzeit vor Steuern ohne Verzinsung T Eigenkapitalrendite 7,7 % Tabelle 14 Eine Reduzierung des Fremdkapitalzinssatzes auf 3,8 %, wie im Finanzierungsmodell A verwendet, würde die Eigenkapitalrendite auf 8,6 % erhöhen. 4.2 Sensitivitätsanalyse Neben dem Aspekt der Finanzierung sollen wesentliche Einflussparameter auf die Rentabilität des Windenergie-Projekts und deren Sensitivität untersucht werden. Sowohl die gesamten Investitions- als auch die Betriebskosten konnten in dieser Wirtschaftlichkeitsbetrachtung nur grob abgeschätzt werden. Für diese einfache Sensitivitätsanalyse sollen die Standardabweichungen der in der Untersuchung der WindGuard GmbH [13] ermittelten Kosten herangezogen werden. Damit werden die Hauptinvestitionskosten um 10 %, die Investitionsnebenkosten um 40% und die Betriebskosten um 30 % erhöht. Hauptinvestitions- und Investitionsnebenkosten werden dabei zusammengefasst. Deren Einfluss auf den Gewinn bzw. die Rentabilität sind in Tabelle 15 dargestellt. 18

19 Der Ertrag der WEAs wird zum einen durch die Windverhältnisse beeinflusst und zum anderen durch deren Verfügbarkeit und eventueller Parkwirkungsgrade. Verfügbarkeiten von 100 % mit denen hier gerechnet wurde, sind sicher nicht zu erreichen. Es ist eher zu erwarten, dass diese auf bis zu 95 % heruntergehen. Der Einfluss des Windes wurde bereits bei der Ertragsberechnung betrachtet. Dabei sind zwei Aspekte zu berücksichtigen. Schwankungen in der mittleren Windgeschwindigkeit über die Jahre machen sich nur in der Liquidität bemerkbar. Wurde die mittlere Windgeschwindigkeit jedoch zu hoch vorhergesagt, so ist mit Ertragseinbußen über die gesamte Laufzeit zu rechnen. Eine um 5 % zu hohe Prognose führt zu Ertragseinbußen von ca. 10 %. Damit kommt der Ermittlung der lokalen Windgeschwindigkeit durch ein Windgutachten eine große Bedeutung zu. In Tabelle 15 wurde der Ertrag um 10 % reduziert. günstiger Referenzfall Investitionskosten + 17 % Betriebskosten +30% Ertrag -10 % Jahresertrag GWh 34,8 34,8 34,8 31,3 Jahresertrag T Investitionskosten T Betriebskosten T Gewinn T Eigenkapitalrendite % 7,7 3,5 4,1 3,5 ungünstiger Referenzfall Jahresertrag GWh 31,3 Jahresertrag T Investitionskosten T Betriebskosten T Gewinn T Eigenkapitalrendite % -3,2 Tabelle 15 Die Sensitivitätsanalyse zeigt, dass bereits übliche Abweichungen für nur einen der Einflussparameter in der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zu erheblichen Gewinneinbußen führen. Die Kombination der drei Parameterabweichungen (Tabelle 15) führt dazu, dass das Windenergie-Projekt nicht mehr rentabel ist. 19

20 5 Dokumentenliste Die folgenden Dokumente wurden der Firma CFD Consultants vom Auftraggeber zur Projektbearbeitung zur Verfügung gestellt: [1] GPS Windräder; [2] Anlagentyp Blumenthal; [3] Übersicht der WKA mit Abständen; [4] Windpark Blumenthal - Leitungswege; [5] aichacher-nachrichten; [6] aichacher-zeitung; Dem online(http://www.energieatlas.bayern.de/) zur Verfügung gestellten Bayerischen Windatlas wurden die folgenden Daten entnommen: [7] Bayerischer Windatlas; Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie; Januar 2014 [8] Abstände nach Bayerischem Windatlas; CFD Consultants; [9] Windgeschwindigkeiten nach Bayerischem Windatlas; CFD Consultants; [10] Vollaststunden nach Bayerischem Windatlas; CFD Consultants; Weitere Quellen: [11] Schallemission, Leistungskurven, Schubbeiwerte Nordex N ; Nordex Energy GmbH; Revision 00, [12] Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2014; entnommen [13] Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland; Deutsche WindGuard GmbH; November 2013 [14] Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien - Studie; Version November 2013; Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE 20

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