Studie. Kurzstudie zum 1-stufigen EEGVergütungsmodell im Rahmen der. Ausschreibung für Windenergieprojekte

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1 Studie Kurzstudie zum 1-stufigen EEGVergütungsmodell im Rahmen der Ausschreibung für Windenergieprojekte - Endbericht DEWI-GER-RS

2 Dienstleistung Studie Kurzstudie zum 1-stufigen EEG-Vergütungsmodell im Rahmen der Ausschreibung für Windenergieprojekte Bearbeitungszeitraum 09/ /2015 Angebot / Auftrag / Auftraggeber Landesverband Erneuerbare Energien NRW e.v. Corneliusstraße Düsseldorf Ministerium für Klimaschutz, Umwelt, Landwirtschaft, Natur- und Verbraucherschutz des Landes Nordrhein-Westfalen Schwannstraße Düsseldorf Auftragnehmer Bearbeiter UL International GmbH - DEWI Ebertstraße Wilhelmshaven Till Schorer Bernd Neddermann Jens Peter Molly Seite 2 / 40

3 Inhaltsverzeichnis Zusammenfassung Hintergrund und Aufgabenstellung Prognosegüte von Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen Vorüberlegungen Ergebnisse der Auswertung zur Prognosegüte von Ertragsermittlungen Fazit Berücksichtigung von Energieertragsermittlungen im Rahmen der 1-stufigen Ausschreibung Betrachtung der Schwankungen und Unsicherheiten von 5 Jahres-Zeiträumen Vorüberlegungen Betrachtung von 5 Jahreszeiträumen Berücksichtigung im Rahmen eines 1-stufigen Vergütungsmodells Einsatzmöglichkeiten von Stark- oder Schwachwind-WEA an Schwach- oder Starkwindstandorten Vorüberlegungen Anlagenauslegung und Referenzertragsmodell Auswirkungen in einem 1-stufigen Vergütungsmodell Berechnungen des Referenzertrages für WEA Kurzabriss Referenzertrag und EEG Berechnungsgrundlage des Referenzertrages Aktuelle Ausbausituation und die Effekte des Referenzertrages Änderungen am Referenzertrag Kurzbetrachtungen zu ertragsabhängigen Kosten Quellenangaben Seite 3 / 40

4 Verwendete Abkürzungen BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Energie BWE Bundesverband Windenergie e.v. EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz FGW Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien e.v. kw, MW Kilowatt, Megawatt WEA Windenergieanlage Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Abweichungen der Laufzeit der erhöhten Vergütung pro Prozentpunkt Tabelle 2: Übersicht über die verfügbaren WEA-Typen- Teil 1 Stand Oktober Tabelle 3: Übersicht über die verfügbaren WEA-Typen- Teil 2 Stand Oktober Tabelle 4: Neu Installationen im ersten Halbjahr 2015 aufgegliedert nach Windzonen [12]27 Tabelle 5: Vorgefundene Höhenexponenten an verschiedenen Standorten zwischen 80 und 140m Tabelle 6: Differenz der Energieerträge auf Basis des EEG-Windprofils und unter Berücksichtigung von verschiedenen Höhenexponenten für eine Nabenhöhe von 120m. 35 Tabelle 7: Differenz der Energieerträge auf Basis des EEG-Windprofils und unter Berücksichtigung von verschiedenen Höhenexponenten für eine Nabenhöhe von 140m. 35 Seite 4 / 40

5 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Verteilung der Abweichungen zwischen Prognose-Wert und tatsächlich erreichter und langzeitnormierter Stromerzeugung Abbildung 2: Verteilung der Abweichungen in Abhängigkeit des Erstellungsdatums Abbildung 3: Verteilung der Abweichungen zwischen angegebener p75-wert und tatsächlich erreichter und langzeitnormierter Produktion Abbildung 4: Verteilung der Abweichungen bezogen auf p75 in Abhängigkeit des Erstellungsdatums Abbildung 5: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des von DEWI modifizierten BDB- Index Abbildung 6: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des erstellen Index auf Basis der MERRA-Daten Abbildung 7: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des Mittewertes beider verwendeten Langzeitdatenquellen Abbildung 8: Spezifische installierte Leistung in W/m 2 aufgeteilt in die DiBT-Windzonen [12] Abbildung 9: Regionale Verteilung der DiBT-Windzonen in Deutschland Abbildung 10: Vergleich verschiedener Anlagentypen hinsichtlich des erzielbaren Referenzertrages in Abhängigkeit des Windprofils zur Ermittlung des Referenzertrages.. 26 Abbildung 11: Anzahl der WEA Gesamthöhen der jährlichen Aufstellungen für das Jahr 2014 und das erste Halbjahr 2015 [12][17] Abbildung 12: Normierte Energieerzeugungskosten in Abhängigkeit der spezifischen installierten Leistung der Windturbine [14] Abbildung 13: Durchschnittliche Vergütung in Abhängigkeit von Referenzstandort nach EEG Abbildung 14: Anteil der Nabenhöhen an den Aufstellungen im Jahr 2014 und im ersten Halbjahr 2015 [12][17] Abbildung 15: Verlauf des Windprofils auf Basis des EEG Abbildung 16: Verlauf des Windprofils bei Anwendung verschiedener Höhenexponenten im Vergleich mit dem im EEG zu Grunde gelegten WIndprofil Seite 5 / 40

6 Zusammenfassung Vor dem Hintergrund aktueller Diskussionen zur Gestaltung eines Vergütungsmodells der im EEG 2014 für das Jahr 2017 festgelegten Ausschreibung für Windenergie an Land werden im Rahmen der vorliegenden Kurzstudie verschiedene Teilfragestellungen betrachtet, die sich im Zusammenhang mit einem einstufigen Vergütungsmodell ergeben. Auf Basis ausgewerteter Untersuchungen zeigt sich, dass Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen, die vor Inbetriebnahme von WEA erstellt werden, geeignet sind als Basis zur Festlegung der Standortgüte herangezogen zu werden. Hierbei ist darauf zu achten, einen entsprechenden Sicherheitsabschlag in Anknüpfung der ermittelten Unsicherheiten eines Windgutachtens zu berücksichtigen und entsprechend einen p75-wert zu Grunde zu legen. Weiterhin ist es notwendig, im Rahmen der Energieertragsermittlungen bestimmte Verluste zu berücksichtigen. Eine Anpassung der FGW-Richtlinie ist hierzu nicht erforderlich. Die vorgenommenen Auswertungen zur Variation von 5 Jahreszeiträumen zeigen auf, dass Abweichungen von einem Langzeitwert von z.b. 20 Jahren auftreten. Es wird daher empfohlen, eine Überprüfung der eingespeisten Erträge nach 5 oder 10 Jahren ergänzend durch eine Langzeitnormierung abzusichern, um die aufgezeigten Variationen zu minimieren und eine Vergleichbarkeit mit den herangezogenen Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen, die als Basis zur Ermittlung der Vergütung herangezogen werden, herzustellen. Die aktuelle Berechnungsgrundlage zur Ermittlung des spezifischen Referenzertrages von WEA-Typen benachteiligt große Nabenhöhen und bedarf daher einer Überarbeitung. Es wird deshalb empfohlen, die bisherige Berechnungsgrundlage entsprechend anzupassen. Bei Berücksichtigung der o.g. Empfehlungen können die derzeit beim Referenzertragsmodell bestehenden Ungenauigkeiten und Manipulationsmöglichkeiten künftig vermieden werden. Die aktuellen Aufstellungszahlen zeigen, dass vermehrt Anlagentypen mit einer geringeren spezifischen installierten Leistung (Verhältnis von Generatorleistung zu Rotorgröße) aufgestellt werden, als es in der Vergangenheit der Fall war. Die Installation von Anlagen mit einer geringen spezifischen installierten Leistung ist nicht nur an Schwachwindstandorten sondern ebenfalls an Standorten mit höheren Windgeschwindigkeiten sinnvoll und auch technisch möglich. Vor diesem Hintergrund ist es notwendig, eventuell bestehende administrative Hemmnisse, wie z.b. Höhenbeschränkungen zu beseitigen, um diese kostenoptimierten Anlagen auch an Standorten mit höheren Windgeschwindigkeiten installieren zu können. Für den wirtschaftlichen Betrieb an Binnenlandstandorten ist der Einsatz von WEA mit großer Turmhöhe und Rotorgröße von grundsätzlicher Bedeutung. Seite 6 / 40

7 1 Hintergrund und Aufgabenstellung Mit der im August 2014 in Kraft getretenen Novelle des Erneuerbare-Energien Gesetzes (EEG 2014) [3] wurde ein grundlegender Systemwechsel der Rahmenbedingungen für die Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland eingeleitet. Im EEG 2014 ist festgelegt, dass spätestens ab 2017 auch für Windenergieanlagen (WEA) die Förderhöhe durch Ausschreibungen ermittelt wird. Die Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns ist derzeit in der politischen Diskussion. Hierzu wurde bereits durch das BMWi ein Eckpunktepapier zur Konsultation herausgegeben [1]. In der aktuellen Diskussion wurde durch den Bundesverband Windenergie e.v. (BWE) [2] ein Beitrag im Rahmen des aktuellen Konsultationsverfahrens eingebracht. Darin ist vorgesehen, anstelle der aktuellen 2-stufigen Vergütungsregelung auf ein 1-stufiges Vergütungsverfahren im Rahmen des Ausschreibungsprozesses umzustellen. Im Rahmen der hier vorgelegten Kurzstudie sollen Teilaspekte, mögliche Rahmenbedingungen und Grundlagen eines 1-stufigen Vergütungsmodells herausgearbeitet werden. In diesem Zusammenhang werden Teilbereiche untersucht, zu denen sich Fragestellungen bei einem 1-stufigen Vergütungsmodell ergeben. Dies betrifft insbesondere die Verwendbarkeit von Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen (erstellt vor Inbetriebnahme der Windenergieanlagen) zur Einschätzung der Standortgüte, sowie die zu erwartenden Unsicherheiten hinsichtlich der Verwendung von 5-Jahreszeiträumen zur Bestimmung der erhöhten Vergütung. Weiterhin wird die aktuelle Berechnungsgrundlage zur Ermittlung des Referenzertrages insbesondere vor dem Hintergrund der aktuell errichteten Nabenhöhen betrachtet und ein Vorschlag zur künftigen Ausgestaltung der Ermittlung des Referenzertrages unterbreitet. Ergänzend wird betrachtet, inwiefern durch den Einsatz der aktuell verfügbaren Anlagentechnologie ein Vor- bzw. Nachteil im Rahmen des Bieterverfahrens bei Ausschreibungen durch den Einsatz an Stark- bzw. Schwachwindstandorten entstehen kann. Eine Kurzbetrachtung auf Basis von aktuell verfügbaren Kostenannahmen zur Berechnung der Wirtschaftlichkeit schließt den vorliegenden durch DEWI bearbeiteten Teil der Studie ab und leitet zu dem weiteren Untersuchungsbereich über, der durch IE Leipzig erarbeitet wird. Seite 7 / 40

8 2 Prognosegüte von Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen 2.1 Vorüberlegungen Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen vor der Inbetriebnahme stellen eine wesentliche Kenngröße zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit eines Windenergieprojektes dar. Im Rahmen von Finanzierungsentscheidungen werden in der Regel 2 unabhängige Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen herangezogen, aus deren Werten (in vielen Fällen der Mittelwert oder auch ein gewichteter Wert aus beiden Gutachten) der zu erwartende langjährige Energieertrag bestimmt wird. Auf Basis der zu Grunde gelegten Gutachten bestimmt sich die Finanzierungsstruktur bezüglich Kreditlaufzeit, Eigenkapitalquote u.ä. des Windenergieprojektes. In diesem Zusammenhang ist von besonderer Bedeutung, inwiefern die in den Ertragsermittlungen berechneten Erträge der tatsächlichen Stromerzeugung der WEA während des Betriebszeitraumes entsprechen. Vor dem Hintergrund der notwendigen Einstufung hinsichtlich der Standortqualität (basierend auf dem Referenzertragsmodell) im Kontext eines 1-stufigen Vergütungsmodells ist es weiterhin von großer Relevanz, eine Einschätzung der zu erwartenden Energieerträge im Rahmen der Beteiligung an einer Ausschreibung festzulegen, an denen sich dann wiederum das Angebot hinsichtlich der Vergütungshöhe orientiert. Auf Basis des EEG 2014 [3] wird im Rahmen des aktuell gültigen 2-stufigen Vergütungsmodells die Laufzeit der erhöhten Vergütung anhand der tatsächlich eingespeisten Strommenge nach 5 Jahren bestimmt. Die tatsächlich eingespeiste Strommenge berücksichtigt damit Abweichungen von einem (theoretischen) freien Energieertrag durch Effekte wie Parkwirkungsgrad, Verfügbarkeit, genehmigungsrechtliche Abschaltungen, weiteren Abschaltungen sowie Netz- und Trafoverluste. Diese nach 5 Jahren tatsächlich eingespeiste Strommenge wird mit dem Referenzertrag des eingesetzten WEA-Typs (veröffentlicht auf der Homepage der FGW e.v. [4]) verglichen. Dieser Referenzertrag bezieht sich auf den freien Energieertrag ohne Berücksichtigung der oben genannten Aspekte, die auf die tatsächlich eingespeiste Strommenge Einfluss haben. Im Rahmen der Stellungnahmen zum Eckpunktepapier des BMWi durch den BWE [2] wurde in diesem Zusammenhang dargelegt, dass die Standortgüte bzw. der zu erwartende Energieertrag, auf dessen Basis ein Angebot im Rahmen einer Ausschreibung abgeben wird, anhand von Windgutachten ermittelt werden soll. Seite 8 / 40

9 Im Folgenden soll daher auf die Frage eingegangen werden, inwiefern sich Windpotenzial und Energieertragsermittlung dazu eignen, belastbar die Standortgüte zu bestimmen, welche Anforderungen an Windgutachten in diesem Zusammenhang bestehen und wie konkret die Einbeziehung von Windgutachten im Rahmen eines möglichen Ausschreibungsdesigns aussehen kann. 2.2 Ergebnisse der Auswertung zur Prognosegüte von Ertragsermittlungen Berechneter Energieertrag (p50) im Abgleich mit der tatsächlichen Produktion Durch DEWI wurde erstmalig im Jahr 2008 eine Ermittlung der Prognosegüte von Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen durchgeführt [5] und im Jahr 2012 erneut bestimmt [6]. Im Rahmen der 2012 durchgeführten Ermittlung wurden insgesamt 190 Windparks betrachtet, die sich auf Deutschland (150), Frankreich (39) und Kroatien (1) verteilen. In der Studie wurde der berechnete Energieertrag, sowie die unter Berücksichtigung der projektspezifischen Gegebenheiten ermittelten Unsicherheiten und die daraus abgeleiteten Überschreitungswahrscheinlichkeiten für bestimmte Energieerträge ( p-werte ) mit den tatsächlich erzeugten Energiemengen verglichen. Die aus der Anlagensteuerung vorliegende Stromproduktion wurde mit dem aktuellen Stand der Technik des Bearbeitungsjahres einer Langzeitnormierung unterzogen und somit auf einen Langjahreswert gebracht. Die Ermittlung des langjährig zu erwartenden Energieertrages auf Basis der tatsächlichen Produktion ist insofern wichtig, weil dadurch eine Vergleichbarkeit mit dem berechneten Energieertrag, der sich ebenfalls auf einen Langjahreszeitraum bezieht, hergestellt wird. In der Studie wurden neben Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen weiterhin Energieertragsabschätzungen, Prüfungen von externen Windgutachten sowie Ertragsermittlungen für bereits in Betrieb befindliche Windparks betrachtet. Vor dem Hintergrund der aktuellen Fragestellung wird sich hier auf die Ergebnisse zu Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen beschränkt. Es wurde in der Untersuchung auf Basis von 152 Energieertragsermittlungen aus den Jahren 1998 bis 2010, wie in Abbildung 1 dargestellt, Abweichungen beim Vergleich des p50-wertes (berechneter Energieertrag) von der tatsächlichen und langzeitnormierten Stromerzeugung festgestellt. Seite 9 / 40

10 Abbildung 1: Verteilung der Abweichungen zwischen Prognose-Wert und tatsächlich erreichter und langzeitnormierter Stromerzeugung Der Mittelwert der Abweichung über alle betrachteten Ermittlungen liegt bei -8.8%, d.h. im Mittel wurde die tatsächliche Stromerzeugung um ca. 9% hinsichtlich des p50 überschätzt und die Ertragsermittlungen waren somit im Mittel zu optimistisch. Wie aus Abbildung 1 ersichtlich, liegt allerdings auch ein Anteil von nahezu 50% in den betrachteten Klassen von -5% bis +5%. Im Rahmen einer weiteren Untersuchung durch die Fa. WPD Windmanager [7] wurden mehr als 10 unterschiedliche Gutachter einer vergleichbaren Untersuchung unterzogen. In dieser Untersuchung wurde über 390 Gutachten aus den Jahren 1995 bis 2014 ein Mittelwert der Abweichung von -11.1% ermittelt. Vor dem Hintergrund der entsprechenden Weiterentwicklung von Anforderungen an Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen und veränderter technischer Rahmenbedingungen ist im Zusammenhang mit den betrachteten Abweichungen eine detailliertere Analyse für den Zeitpunkt der Erstellung der Ertragsermittlungen notwendig. Folgende Abbildung stellt die Abweichungen von der tatsächlichen und langzeitnormierten Produktion für die einzelnen Erstellungszeitpunkte dar. Seite 10 / 40

11 Abbildung 2: Verteilung der Abweichungen in Abhängigkeit des Erstellungsdatums Wie aus Abbildung 2 ersichtlich, nimmt der Grad der Abweichung im Mittelwert mit dem Alter der Gutachten ab. Es zeigt sich somit eine stetige Verbesserung der Prognosegenauigkeit hinsichtlich des Vergleichs des berechneten Energieertrages mit der tatsächlichen und langzeitnormierten Stromerzeugung in den letzten Jahren. Eine vergleichbare Aussage ist aus der Untersuchung von WPD Windmanager [7] abzuleiten, in der ebenfalls der Mittelwert der Abweichung bei 150 Gutachten aus den Jahren 2008 bis 2014 ermittelt wurde. Die betrachteten Gutachten weichen im Mittelwert nur noch -4% von der tatsächlichen und langzeitnormierten Produktion ab. Berechneter Energieertrag unter Berücksichtigung von Unsicherheiten im Abgleich mit der tatsächlichen Produktion Im Rahmen der Windpotenzial- und Energieertragsermittlung sind nach den geltenden Richtlinien [8] die projektspezifischen Unsicherheiten des berechneten Energieertrages anzugeben. Seite 11 / 40

12 Somit ist auch der berechnete Energieertrag hinsichtlich seiner weiteren Verwendung im Rahmen von z.b. Wirtschaftlichkeitsberechnungen immer im Zusammenhang mit den projektspezifischen Unsicherheiten zu betrachten. Diese Unsicherheiten werden üblicherweise mit dem Energieertrag in Form von Überschreitungswahrscheinlichkeiten verknüpft. Je nach Höhe der Unsicherheiten wird (anhand einer Gaußschen Normalverteilung) ein Abschlag auf den berechneten Energieertrag berücksichtigt und in einer Ertragsermittlung dargestellt (z.b. als p25, p75 oder p90). Es stellt sich in diesem Zusammenhang die Frage, ob unter Berücksichtigung der jeweiligen Unsicherheit in Verknüpfung mit einer Überschreitungswahrscheinlichkeit eine höhere Prognosegüte erreicht werden kann. Beispielhaft wird diese Frage anhand des p75-wertes untersucht. Wie Abbildung 3 zeigt, ist beim Vergleich des angegebenen p75-wertes mit der tatsächlichen und langzeitnormierten Stromerzeugung eine deutliche Verschiebung der Abweichungen in die Bereiche -5 bis +5% zu erkennen, die in vorliegender Auswertung nunmehr 66% ausmachen. Abbildung 3: Verteilung der Abweichungen zwischen angegebener p75-wert und tatsächlich erreichter und langzeitnormierter Produktion Das Mittel über alle betrachteten Ermittlungen liegt bei 0.2%. Es wird somit im Mittel exakt der tatsächliche und langzeitnormierte Energieertrag erreicht. Diese Verbesserung der Prognosegenauigkeit durch Berücksichtigung der projektspezifischen Unsicherheiten zeigt sich auch in der Auswertung durch WPD Windmanager, die unter Berücksichtigung aller Gutachten für den Zeitraum 1995 bis 2014 eine Abweichung im Seite 12 / 40

13 Mittelwert von -3.3% ermitteln. Werden hingegen nur die Gutachten aus dem Zeitraum 2008 bis 2014 betrachtet, so liegt die Abweichung im Mittel bei 5.9%. Die ermittelten Energieerträge wären somit zu konservativ im Vergleich mit der tatsächlichen Produktion. Abbildung 4: Verteilung der Abweichungen bezogen auf p75 in Abhängigkeit des Erstellungsdatums Abbildung 4 stellt die Abweichungen bezogen auf den p75 auf Basis der Untersuchungen durch DEWI hinsichtlich des Erstellungsdatums dar und zeigt in diesem Zusammenhang, dass, wie ebenfalls durch WPD Windmanager festgestellt, die Abweichung in den letzten Jahren sich eher ins Positive verkehrt, was auf einen eher konservativen p75 hinweist. 2.3 Fazit Wie die betrachteten Auswertungen zeigen, hat sich die Prognosegüte von Energieertragsermittlungen in den vergangenen Jahren stetig verbessert. Aus den Auswertungen von WPD Windmanager lässt sich sogar eine Tendenz von früher zu optimistischen Ermittlungen zu eher konservativen Ermittlungen ableiten. Betrachtet man allerdings die immer noch vorhandenen Abweichungen des berechneten p50-wertes von den tatsächlichen Energieerträgen, so ist eine Berücksichtigung der projektspezifischen Seite 13 / 40

14 Unsicherheiten als zwangsläufig notwendig anzusehen. Eine als belastbar anzusehende Größe, die im Rahmen von Wirtschaftlichkeitsberechnungen näherungsweise der tatsächlichen Produktion entspricht, stellt bei den herangezogenen Untersuchungen der p75-wert dar. 2.4 Berücksichtigung von Energieertragsermittlungen im Rahmen der 1-stufigen Ausschreibung Im Rahmen eines 1-stufigen Vergütungsmodells ist es notwendig, bereits bei Abgabe des Angebotes eine Einstufung der Standortgüte vorzunehmen. Folgt man der Argumentation des BWE [2], so wird im Rahmen des 1-stufigen Modells auf einen 100%-Standort im Sinne des Referenzertragsmodells geboten und je nach Standortgüte ein Auf- bzw. Abschlag in noch zu definierender Höhe angesetzt. Zur Festlegung der Standortgüte wird entsprechend ein Nachweis notwendig sein. Aktuell unter Anwendung des EEG 2014 [3] wird nach 5 Jahren die tatsächliche Produktion unter Berücksichtigung von Parkwirkungsgrad, Verfügbarkeit, genehmigungsrechtlichen Abschaltungen, weiteren Abschaltungen sowie Netz- und Trafoverlusten mit dem Referenzertrag des eingesetzten WEA-Typs verglichen. Dieser bezieht sich auf den freien Energieertrag ohne Berücksichtigung der oben genannten Aspekte. Durch das Heranziehen der Energieertragsermittlung zur Einstufung der Standortgüte können alle oben genannten Verluste bereits berücksichtigt werden, da die Ertragsermittlung per se die Parkwirkungsgradverluste sowie die genehmigungsrechtlichen Abschaltungen berücksichtigt. Weitere Verluste wie z.b. Verfügbarkeit oder Netz- und Trafoverluste können ebenfalls einbezogen werden. Hier würden dann z.b. die vertraglich garantierten Verfügbarkeitsangaben durch den Hersteller (Wartungsvertrag) oder die berechneten Netz- und Trafoverluste zugrunde gelegt. Die Revision 9 der Technischen Richtlinie 6 [8] listet bereits alle auftretenden Verluste auf, deshalb kann hierauf Bezug genommen werden. Eine weitere Anpassung der FGW-Richtlinie ist also nicht erforderlich. Das Ergebnis einer Energieertragsermittlung, die alle genannten Aspekte erfasst, ist somit (unter Berücksichtigung der standortspezifischen Unsicherheiten, z.b. durch p75-wert) grundsätzlich vergleichbar mit dem heute verwendeten Wert nach 5 Jahren Einspeisung. Dabei ist allerdings zu berücksichtigen, dass sich das berechnete Ergebnis einer Energieertragsermittlung auf einen Langjahreswert bezieht (siehe dazu auch Abschnitt 3). Seite 14 / 40

15 Allerdings bedarf das Heranziehen von Energieertragsermittlungen zur Einschätzung der Standortgüte im Rahmen von Ausschreibungen entsprechender Festlegungen: Die Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen sind nach der aktuell gültigen Technischen Richtlinie der FGW zu erstellen Es ist eine entsprechende Akkreditierung für die Erstellung von Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen vorzuweisen Alle genehmigungsrechtlichen Auflagen sind in der Ermittlung des Energieertrages zu berücksichtigen Weiterhin sind Verfügbarkeitsverluste in Höhe der im Wartungsvertrag angegebenen garantierten Verfügbarkeit zu berücksichtigen Die zu erwartenden Netz- und Transformatorverluste sind projektspezifisch zu berücksichtigen oder in sinnvoller Höhe abzuschätzen Weitere Verluste sind in Abhängigkeit der Projektspezifika zu berücksichtigen Nach den in Abschnitt 2.3 getätigten Aussagen ist es sinnvoll, die Unsicherheiten, die im Rahmen der Erstellung von Ertragsermittlungen auftreten, entsprechend zu berücksichtigen. Vor diesem Hintergrund und auch zur allgemeinen Vergleichbarkeit der Standorteinschätzungen ist anzuraten, den p75-wert zur Bestimmung der Standortgüte heranzuziehen. Weiterhin werden in der Regel mindestens 2 Windgutachten erstellt. Um Unterschiede in den Ermittlungen zu minimieren, sollten daher auch 2 Ertragsermittlungen zur Bestimmung der Standortgüte herangezogen werden. Hieraus ist dann der Mittelwert zu bilden. Da Abweichungen zwischen der Energieertragsermittlung und dem tatsächlichen Betrieb auftreten können, wenn auch der p75-wert einen bestimmten Sicherheitsabschlag darstellt, sollte nach einem gewissen Zeitraum überprüft werden, inwiefern die tatsächliche Produktion hinsichtlich der Standortgüte, also prozentual zum Referenzertragswert des spezifischen Anlagentyps, einzuordnen ist. Seite 15 / 40

16 3 Betrachtung der Schwankungen und Unsicherheiten von 5 Jahres- Zeiträumen 3.1 Vorüberlegungen Im Rahmen des aktuell angewendeten EEG 2014 wird zur Bestimmung der Laufzeit der erhöhten Vergütung die tatsächlich eingespeiste Strommenge herangezogen, um diese mit dem anlagenspezifischen Referenzertragswert zu vergleichen. Dieses Verfahren berücksichtigt somit, wie bereits ausgeführt, jegliche im Betrieb auftretende Verluste und setzt die eingespeiste Strommenge ins Verhältnis zu dem anlagenspezifischen Referenzertragswert. In einem 1-stufigen Vergütungsmodell wird für die gesamte Laufzeit die Vergütungshöhe festgelegt. Es ist somit im Rahmen des Bieterverfahrens festzustellen, welche eingespeiste Strommenge zu erwarten ist. Durch die erste Festlegung auf Basis eines Windgutachtens vor Inbetriebnahme besteht aber auch die Möglichkeit der Abweichung von diesem Prognosewert im tatsächlichen Betrieb. Um diesen Aspekt zu berücksichtigen, ist es sinnvoll, eine Überprüfung der eingespeisten Strommenge und eine erneute Einschätzung des Verhältnisses zum anlagenspezifischen Referenzertrag vorzunehmen. Dadurch wird auch einer möglichen Manipulation entgegengewirkt. Es stellt sich hierbei allerdings die Frage, inwiefern die reine Anwendung von 5 Jahreszeiträumen zu Variationen führt, die entsprechend zu Vor- oder Nachteilen in Abhängigkeit vom Inbetriebnahme-Zeitraum führt. 3.2 Betrachtung von 5 Jahreszeiträumen Zur Beantwortung der eingangs gestellten Frage wurden im Rahmen der Studie 2 aktuell bei Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen Anwendung findende Langzeitdatenquellen untersucht, um herauszufinden, wie groß die entsprechenden Variationen bei der Betrachtung von 5 Jahreszeiträumen bezogen auf eine Langzeitbetrachtung sind. Hierzu wurde einerseits der BDB-Index [9] in einer von DEWI modifizierten Version herangezogen und weiterhin ein auf Basis der MERRA Daten [10] erstellter Ertragsindex. Beide Indices wurden auf den Zeitraum 1995 bis 2014 normiert, dieser Zeitraum wird somit als 100% Zeitraum zu Grunde gelegt. In einem weiteren Schritt wurden jeweilige 5 Jahreszeiträume innerhalb dieses Zeitraumes betrachtet und die Abweichung zum 100% Zeitraum ermittelt. Seite 16 / 40

17 Der BDB-Index in der Version V11 gibt für jeden Monat einen prozentualen Wert an, der im Bezug zum Langjahresmittelwert steht. Es werden durch den Herausgeber für 25 Regionen monatliche Werte veröffentlicht. DEWI hat für die einzelnen Regionen eine erneute Langzeitnormierung für den Zeitraum 1995 bis 2014 durchgeführt, sofern für alle Jahre entsprechende Werte vorliegen. Folgende Tabelle zeigt die Ergebnisse für den betrachteten BDB-Index. Langzeitzeitraum 1995 bis 2014 Mittelwert von 5 Jahreszeiträumen Variation 5 y Region % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % Mittelwert über alle Regionen 3.9% Cluster 3.8% 4.2% 4.0% Abbildung 5: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des von DEWI modifizierten BDB-Index Wie aus Abbildung 5 ersichtlich, sind durchaus Abweichungen für bestimmte Zeiträume auffällig, die nicht dem langjährigen Mittel entsprechen. Für einen weiteren Abgleich wurden ebenfalls monatliche Daten aus den 1-stündig vorliegenden Windgeschwindigkeiten aus dem MERRA Datensatz [10] für eine diagnostische Höhe von 50m herangezogen. Die MERRA Daten liegen in einer Auflösung von ⅔ Länge und ½ Breite vor. Für die vorliegende Analyse wurde jeweils der Gitterpunkt verwendet, der am nächsten zum Zentrum der BDB-Index Region liegt. Die als Windgeschwindigkeitswerte vorliegenden Daten wurden anhand eines Sensitivitätsfaktors in Energie umgewandelt und hieraus monatliche Mittelwerte gebildet. Diese monatlichen Mittelwerte wurden in einem weiteren Schritt auf das Langzeitniveau normiert. Die folgende Abbildung zeigt die Ergebnisse auf Basis der MERRA Daten. Seite 17 / 40

18 Langzeitzeitraum 1995 bis 2014 Mittelwert von 5 Jahreszeiträumen Variation 5 y Region % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % Mittelwert über alle Regionen 2.4% Cluster 2.0% 2.8% 2.8% Abbildung 6: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des erstellen Index auf Basis der MERRA-Daten Auch die Auswertung der MERRA Daten zeigt Abweichungen in den betrachteten 5- Jahreszeiträumen im Vergleich zum langjährigen Mittel. Die Abweichungen für die einzelnen Zeiträume und Regionen sind etwas geringer als die des ausgewerteten BDB-Index. Zur Berücksichtigung beider verwendeten Datensätze wurde eine weitere Auswertung auf Basis der Mittelwerte beider Indices durchgeführt. Die Ergebnisse sind in der folgenden Abbildung dargestellt. Seite 18 / 40

19 Variation 5 y Region % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % Mittelwert über alle Regionen 3.4% Cluster 3.1% 3.9% 3.5% Abbildung 7: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des Mittewertes beider verwendeten Langzeitdatenquellen Es zeigt sich auch im Rahmen der Mittelwertbildung beider Indices, dass in bestimmten Zeiträumen Abweichungen zu dem langjährigen Mittel vorzufinden sind. Die Auswertungen dieser dargestellten 5 Jahreszeiträume zeigen insbesondere, dass es bei einer Abweichung nach oben (über 100%) zu einer (bezogen auf den Langjahreswert) geringeren Laufzeit der erhöhten Vergütung kommt, sowie bei einer Abweichung nach unten zu einer Verlängerung der Laufzeit der erhöhten Vergütung. Betrachtet man die Auswertungen auf Basis des aktuell gültigen EEG, so verändert sich die Laufzeit der erhöhten Vergütung in Abhängigkeit des Referenzertragswertes gemäß folgender Tabelle: Abweichung pro %- Punkt (Monate) % % 3 Tabelle 1: Abweichungen der Laufzeit der erhöhten Vergütung pro Prozentpunkt Seite 19 / 40

20 3.3 Berücksichtigung im Rahmen eines 1-stufigen Vergütungsmodells Um eventuelle Abweichungen von 5 Jahreszeiträumen im Rahmen einer Beurteilung der Laufzeit der erhöhten Vergütung (2-stufiges Modell) oder zur Beurteilung des angegebenen Referenzertragswertes vor Inbetriebnahme (1-stufiges Modell) zu nivellieren, wäre es hilfreich, nach dem angestrebten Betrachtungszeitraum der Überprüfung (hier 5 Jahre) die bis dato erzielten Energieerträge ebenfalls in einen Langzeitbezug zu setzen. Dieses Vorgehen wird heutzutage gängig angewendet, um z.b. im Rahmen von Weiterveräußerungen von Windparks nach Inbetriebnahme, bei Festlegung von sog. Earn-out Klauseln oder auch zur Refinanzierung von Windparks den noch zu erwartenden Energieertrag der WEA oder des Windparks zu bestimmen. Hierbei bilden die tatsächlich produzierten Energieertragsmengen die wesentliche Eingangsgröße. Diese werden einer Langzeitnormierung unterzogen und es wird dadurch der langjährig zu erwartende Energieertrag bestimmt. Im Rahmen einer Ermittlung des langjährig zu erwartenden Ertrages auf Basis der bereits erzielten Energieerträge werden (zumindest durch DEWI und auch andere Gutachter) immer die tatsächlichen Verfügbarkeiten, die Verluste durch Netz und Transformator sowie weitere zu erwartende Verluste berücksichtigt und beziehen sich somit auf den langjährig zu erwartenden Energieertrag am Übergabepunkt. Abschaltungen und Betriebseinschränkungen jeglicher Art sind bereits in den herangezogenen Ertragsdaten enthalten und bedürfen keiner gesonderten Berücksichtigung. Im Vergleich zu Energieertragsermittlungen, die vor Inbetriebnahme der WEA erstellt wurden, zeichnet sich die Ermittlung auf Basis der Betriebsdaten dadurch aus, dass die Unsicherheiten einer solchen Ermittlung weitaus geringer sind, da z.b. Aspekte wie Unsicherheiten des Modells, der Leistungskurve oder der Ermittlung des Parkwirkungsgrades hierbei nicht auftreten. Darüber hinaus ist die Überprüfung der tatsächlichen Produktion auch deshalb zu empfehlen, weil dadurch eine Manipulation des Zeitraums für die Inanspruchnahme der Anfangsvergütung vermieden wird. In der bisherigen Praxis waren bei Anwendung des zweistufigen Vergütunsgmodells entsprechende Manipulationen aufgetreten, um möglichst lange von der erhöhten Anfangsvergütung zu profitieren. Dies gilt es zukünftig zu vermeiden. Seite 20 / 40

21 Aus Sicht des DEWI sollte eine Überprüfung der tatsächlich erzielten Produktion nach 5 bzw. 10 Betriebsjahren folgende Kriterien erfüllen: Es sind die tatsächlichen Energieerträge aus der Anlagensteuerung zu verwenden und auf 100% Verfügbarkeit zu korrigieren Die tatsächlichen Energieerträge werden auf ein Langzeitniveau bezogen (Restlaufzeit) Die tatsächliche Verfügbarkeit wird nach Langzeitnormierung wieder abgezogen Der Unterschied zwischen den Werten der Anlagensteuerung und den Werten der Übergabestation (eingespeiste Energie) wird ebenfalls abgezogen (entspricht Netzund Transformator-Verlusten) Es ist das Zugrundelegen des berechneten p75-wertes einer Ermittlung ausreichend Auf Basis dieser Grundlagen ist grundsätzlich auch die Bestimmung des langjährig zu erwartenden Energieertrages bereits bei einem kürzeren Betriebszeitraum möglich und nicht erst nach 5 Jahren. Hierbei ist allerdings zu berücksichtigen, dass eine belastbare Anzahl an Datensätzen zur Verfügung stehen muss. Vor dem Hintergrund von Feinjustierungen der WEA nach Inbetriebnahme, die nicht dem dauerhaften Betriebszustand entspricht, ist zumeist 15 bis 18 Monate nach Inbetriebnahme eine belastbare und mit geringeren Unsicherheiten behaftete Aussage möglich. Auf der anderen Seite verringert eine größere Anzahl an Datensätzen die Unsicherheit der Ermittlung. Vor diesem Hintergrund ist es empfehlenswert, eine Überprüfung der Vergütungshöhe frühestens nach 3 Jahren anzusetzen. Seite 21 / 40

22 4 Einsatzmöglichkeiten von Stark- oder Schwachwind-WEA an Schwachoder Starkwindstandorten 4.1 Vorüberlegungen Betrachtet man die Entwicklung der Anlagentechnologie in den vergangenen Jahren, so zeigt sich ein Trend hin zu geringeren spezifischen installierten Leistungen (Verhältnis von Generatorleistung zu Rotorgröße), ausgedrückt in der Kennzahl W/m 2 Rotorfläche. Es ist weiterhin erkennbar, dass der Rückgang des Verhältnisses in den letzten 3 Jahren ebenso im Binnenland wie auch in den Küstenregionen einsetzt. Abbildung 8: Spezifische installierte Leistung in W/m 2 aufgeteilt in die DiBT-Windzonen [12] Die folgenden Tabellen zeigen einen Überblick über die aktuell verfügbaren WEA-Typen inklusive der spezifischen installierten Leistung sowie der Auslegung der Anlagen hinsichtlich der Standorteignung. Seite 22 / 40

23 Hersteller Enercon eno FWT Gamesa GE Nordex WEA-Typ Nennleistung Rotor-ø Rotorfläche spez. Leistung IEC DIBt MW m m 2 W/m 2 Windklasse Windzone E , II A 3 E , III S 2 exp E , I A / II A 3 E-82 E , II A 3 E-82 E , II A 3 E , II A 3 E , II A 3 E-101 E , I A 4 E , II A 3 E-126 EP , II A 3 E , I A 3 eno , II A 3 eno , III A 2 eno , III A 2 eno , II S 4, GK 2 eno , III S 2 FWT , IIA / III A FWT , IIA / III A FWT , IIA / III A FWT , IIA / III A FWT , IIA / III A FWT , II A G MW , I A G MW , I A / II A G MW , I A / II A G MW , II A / III A G MW , I A G MW , II A / III A G MW , II A GE , II S GE , III S GE , III S N90/ , I A N100/ , II A N100/ , I A 3 N117/ , III A 2 N117/ , II A / III A 2 / 3 N131/ , III A 2 N131/ , III A S Tabelle 2: Übersicht über die verfügbaren WEA-Typen- Teil 1 Stand Oktober 2015 Seite 23 / 40

24 Hersteller Senvion Siemens Vensys Vestas WEA-Typ Nennleistung Rotor-ø Rotorfläche spez. Leistung IEC DIBt MW m m 2 W/m 2 Windklasse Windzone MM , I A 4, GK 1 MM , II A / S 3, GK 2 / 4, GK 1 MM , II B / S 3, GK 1, GK 2 3.4M , I B / II A 4, GK 1 3.2M114VG , II A / III A 3, GK 2 / 4, GK 1, GK 2 3.4M , II A / III A 3, GK 2 / 4, GK 1, GK 2 3.4M114NES , II A 4, GK 1 3.0M , III A 3, GK 2 3.2M122NES , III A 3, GK 2 3.4M140EBC , III A 2, GK 2 SWT , II B SWT , II B SWT , II B / III A SWT , I A SWT , I A SWT , I A SWT , I A SWT , II A SWT , II A SWT , k.a , III A 2, , II A , II A , III A , III A 2 V MW , III A 2 V MW , I B / II A / S 3 / 4 V MW , II A 2 / 3 / 4 V MW , III A 2 Tabelle 3: Übersicht über die verfügbaren WEA-Typen- Teil 2 Stand Oktober 2015 Neben der Klassifizierung der Anlagen nach IEC, einer Klassifizierung die weltweit Anwendung findet, wird in Deutschland weiterhin die Standorteignung anhand der DiBT Windzonen beurteilt. Die folgende Abbildung zeigt die Verteilung der Windzonen. Seite 24 / 40

25 Abbildung 9: Regionale Verteilung der DiBT-Windzonen in Deutschland Durch die Zertifizierung der Anlagen für bestimmte Standortbereiche auf Basis verschiedener standortspezifischer Charakteristika ist nicht jede Anlage an jedem Standort einsetzbar. Insbesondere WEA, die für Schwachwindbereiche ausgelegt sind, sind für den Einsatz an Starkwindstandorten limitiert. Andererseits können für Starkwindstandorte ausgelegte Anlagen auch an Schwachwindstandorten installiert werden. Aus Tabelle 2 und Tabelle 3 wird deutlich, dass die für den deutschen Markt verfügbaren Windenergieanlagen überwiegend für Standorte der IEC Windklasse II A bzw. DIBt Windzone 3 ausgelegt sind. Abgesehen von den in Abbildung 9 dargestellten küstennahen Bereichen der DIBt Windzone 4 können diese Anlagen somit in ganz Deutschland eingesetzt werden. Hinweis: Die Betrachtung des IE Leipzig erfolgt für den WEA-Typ Enercon E-115. Wie Tabelle 2 zeigt, hat dieser Anlagentyp eine geringe spezifische installierte Leistung von 285 W/m 2 und ist für den Einsatz an Standorten der IEC Windklasse II A / DIBt Windzone 3 ausgelegt. Vor dem Hintergrund der Auslegung der WEA stellt sich grundsätzlich die Frage, inwiefern das Generator-Rotorverhältnis zu einem Vor- oder Nachteil an den durch das EEG festgelegten Referenzstandorten führt. Seite 25 / 40

26 4.2 Anlagenauslegung und Referenzertragsmodell Im Rahmen einer Studie zur Vergütung von Windenergieanlagen an Land über das Referenzertragsmodell aus März 2014 wurde bereits das Generator-Rotor-Verhältnis im Rahmen des aktuellen gültigen Referenzertragsmodells betrachtet [13]. Hierbei wurde festgestellt, dass unter der Annahme von bestimmten Windprofilen an den betrachteten Standorten eine Benachteiligung von WEA mit einer geringen spezifischen installierten Leistung an Schwachwindstandorten besteht, während an Starkwindstandorten eher ein Vorteil besteht. Diese Erkenntnis wird entsprechend gestützt, wenn man verschiedene Anlagentypen betrachtet und den erzielbaren Ertrag auf Basis der Typ-spezifischen Leistungskennlinie über das im EEG zu Grunde gelegte Windprofil aufträgt. Der 100% Referenzertrag wurde für diese Analyse auf die Windgeschwindigkeit auf Basis des EEG Windprofils auf 120m für alle betrachteten WEA-Typen normiert. Abbildung 10: Vergleich verschiedener Anlagentypen hinsichtlich des erzielbaren Referenzertrages in Abhängigkeit des Windprofils zur Ermittlung des Referenzertrages Betrachtet man die Ergebnisse in der Abbildung 10 so wird ersichtlich, dass insbesondere durch die Anlage mit einer geringen spezifischen installierten Leistung eine verbesserte Ertragsausbeute bei Standorten mit geringerer Windgeschwindigkeit zu erreichen ist. An besseren Standorten hinsichtlich der mittleren Windgeschwindigkeiten ist der prozentuale Unterschied zwischen den betrachteten Anlagentypen etwas geringer. Allerdings muss einschränkend hinzugefügt werden, dass Anlagen mit großem Generator- Rotor-Verhältnis an Standorten, die bezogen auf das Verhältnis zum Referenzertrag bei z.b. Seite 26 / 40

27 60% liegen, weitaus höhere Windgeschwindigkeiten benötigen. Im Gegensatz dazu können WEA mit einer geringen spezifischen installierten Leistung bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten eine optimierte Ausnutzung der Windbedingungen an einem Schwachwindstandort sicherstellen. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage nach dem Optimum des Generator-Rotor- Verhältnisses bezogen auf die Windcharakteristika an einem bestimmten Standort. Wie aus Tabelle 4 ersichtlich, sinkt die spezifische installierte Leistung bezogen auf die Rotorfläche mit Abnahme der Windgeschwindigkeiten, während im Gegenzug die durchschnittliche Nabenhöhe ansteigt, wie hier am Beispiel der Neuaufstellungen im ersten Halbjahr 2015 deutlich wird. Tabelle 4: Neu Installationen im ersten Halbjahr 2015 aufgegliedert nach Windzonen [12] Einerseits ist es natürlich notwendig in schwächeren Windgebieten die Nabenhöhe zu erhöhen, um in größeren Höhen entsprechende Windgeschwindigkeiten vorzufinden, auf der anderen Seite sind insbesondere genehmigungsrechtliche Auflagen in windstarken Gebieten hinsichtlich Nabenhöhenbeschränkungen vorzufinden. Betrachtet man z.b. die Aufstellungen im Jahr 2014 in Schleswig-Holstein, so fällt auf, dass die durchschnittliche Nabenhöhe bei 84m liegt, mit einem maßgeblichen Anteil an WEA mit 64 m Nabenhöhe. Im aktuellen Runderlass der Landesplanungsbehörde vom 23. Juni 2015 für Schleswig-Holstein wurde hierin allerdings keine Bauhöhenbeschränkung mehr für Windenergieanlagen festgelegt [11]. Vor dem Hintergrund dieser Planungsabsichten ist zukünftig davon auszugehen, dass keine generelle Bauhöhenbeschränkung übergeordnet festgelegt, sondern wenn auf regionaler Ebene ausgewiesen wird. Die folgenden Abbildungen zeigen die Anteile der Neuaufstellungen im Bezug zur Gesamthöhe der WEA für das Jahr 2014 und das erste Halbjahr Seite 27 / 40

28 Abbildung 11: Anzahl der WEA Gesamthöhen der jährlichen Aufstellungen für das Jahr 2014 und das erste Halbjahr 2015 [12][17] Im Vergleich der beiden betrachteten Zeitfenster zeigt sich, dass vielfach Gesamthöhen von über 150 m errichtet werden, aber auch ein gewisser Anteil an Gesamthöhen zwischen 100 und 150 m zu berücksichtigen sind. Wie aus Tabelle 2 und Tabelle 3 zu entnehmen ist, sind vermehrt ebenfalls Anlagen auf dem Markt verfügbar, die mit einem geringeren Generator-Rotor-Verhältnis auch für Starkwindgebiete ausgelegt sind. Der von IE Leipzig als Referenz betrachtete WEA-Typ Enercon E-115 verfügt über ein geringe spezifische installierte Leistung von 285 W/m 2 und ist für den Einsatz an Standorten der IEC Windklasse II A / DIBt Windzone 3 ausgelegt. Betrachtet man im Weiteren die Auslegung der Anlage verglichen mit den damit verbundenen Kosten, so zeigt sich eine Verteilung des Optimums in Abhängigkeit der Leistungsauslegung pro Rotorfläche und der Windgeschwindigkeit zwischen 200 und 300 W/m 2. Seite 28 / 40

29 Abbildung 12: Normierte Energieerzeugungskosten in Abhängigkeit der spezifischen installierten Leistung der Windturbine [14] Vor diesem Hintergrund ist es wirtschaftlich sinnvoll, ebenfalls an Starkwindstandorten Anlagen mit einer geringen spezifischen installierten Leistung zu errichten, um entsprechend eine optimale Ausnutzung der Standorte zu erreichen. Weiterhin wird durch die gleichmäßigere Einspeisung entsprechender Anlagen ein Beitrag zur Verstetigung der Einspeisung geleistet, was sich entsprechend auch auf die Netzstabilität auswirkt. Bestehende administrative Hemmnisse, wie z.b. Bauhöhenbeschränkungen sollten vor diesem Hintergrund überwunden werden, um die technischen Möglichkeiten zur Installation von Anlagen mit niedrigem Generator-Rotor-Verhältnis zu ermöglichen. Für den wirtschaftlichen Betrieb an Binnenlandstandorten ist der Einsatz von WEA mit großer Turmhöhe und Rotorgröße von grundsätzlicher Bedeutung. 4.3 Auswirkungen in einem 1-stufigen Vergütungsmodell Bei Beibehaltung des Referenzertrags-Konzeptes auch bei einem einstufigen Vergütungssystem mit einer Differenzierung in Standortqualitäten ist prinzipiell von der gleichen Ausgangslage wie bei dem aktuellen 2-stufigen Vergütungsmodell auszugehen. Seite 29 / 40

30 5 Berechnungen des Referenzertrages für WEA 5.1 Kurzabriss Referenzertrag und EEG Das im Jahre 2000 erstmals im EEG verankerte System des Referenzertragsmodells hat maßgeblich zum Ausbau der Windenergie an Land beigetragen. Das Referenzertragsmodell wurde seit seiner Einführung mit den wesentlichen Charakteristika der Aufteilung der Vergütung in eine erhöhte Anfangsvergütung und eine Grundvergütung in Abhängigkeit der Standortqualität sowie der Ermittlung des 100% Referenzstandortes nicht verändert. Es fanden allerdings verschiedentliche Anpassungen hinsichtlich der Höhe der Vergütung (auch unter Berücksichtigung von Boni wie z.b. dem Repowering-Bonus oder dem SDL- Bonus) sowie der Laufzeit der erhöhten Anfangsvergütung statt. Im aktuell gültigen EEG 2014 werden maßgeblich Anpassungen hinsichtlich der Laufzeit der erhöhten Vergütung in dem Bereich von 80% bis 130% des Referenzertrages vorgenommen. Die folgende Abbildung zeigt die Durchschnittsvergütung in Abhängigkeit des Referenzertrages. Abbildung 13: Durchschnittliche Vergütung in Abhängigkeit von Referenzstandort nach EEG 2014 Seite 30 / 40