Endbericht. Studie zur aktuellen Kostensituation der Windenergienutzung in Deutschland

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1 D e u t s c h e s W i n d e n e r g i e - I n s t i t u t Endbericht Studie zur aktuellen Kostensituation der Windenergienutzung in Deutschland Nr.: 657 SO Deutsches Windenergie - Institut Ebertstr Wilhelmshaven Bearbeiter: Dipl. Kauffrau Bärbel Schwenk Dr.-Ing. Knud Rehfeldt Auftraggeber: Bundesverband WindEnergie e.v. Herrenteichstraße Osnabrück

2 Seite 1 EINLEITUNG 3 2 UMFRAGE ZUR AKTUELLEN KOSTENSITUATION BEI BETREIBERN VON EINZELANLAGEN UND WINDPARKS Statistik der Umfrage Ergebnisse der Betreiberumfrage Entwicklung der Investitionskosten 7 Entwicklung der Investitionsnebenkosten Preise für Windenergieanlagen Entwicklung der Betriebskosten 13 3 ERGEBNISSE DER GUTACHTERUMFRAGE Erläuterungen zur Umfrage Prognose der Ersatzinvestitionen einzelner Komponenten von Windenergieanlagen aus Sicht der Gutachter Kosten der Ersatzinvestitionen aus Sicht der Versicherungen 19 4 ENERGIEERZEUGUNGSKOSTEN DER WINDENERGIENUTZUNG Definition der Randbedingungen zur Kostenrechnung Sensitivitätsanalyse bezüglich der Energieerzeugungskosten von WEA in Windparks Variation der Leistungsklassen Variation der Investitionsnebenkosten Variation der Betriebskosten Variation der Kapitalkosten Variation der Nutzungsdauer Ermittlung der Energieerzeugungskosten unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Betreiber- und der Gutachterumfrage Energieerzeugungskosten für Windparks Energieerzeugungskosten für Einzel-WEA 28 5 BISHERIGE AUSWIRKUNGEN GEZIELTER FÖRDERMAßNAHMEN AUF DIE PREISENTWICKLUNG IN DER WINDENERGIENUTZUNG 32 6 MODELLE ZUR DIFFERENZIERTEN VERGÜTUNG Benutzungsstundenmodell kwh/m 2 Modell Referenzertragsmodell Auswirkung bisheriger Vorschläge einer differenzierten Vergütung auf die Windenergienutzung in Deutschland 41 7 ZUSAMMENFASSUNG 46 2/47

3 1 Einleitung Vor dem Hintergrund der Diskussion um das Stromeinspeisungsgesetz (StrEG) ist das Deutsche Windenergie-Institut ggmbh (DEWI) vom Bundesverband Windenergie e.v. (BWE) beauftragt worden, eine Studie über die aktuelle Kostensituation der Windenergienutzung in Deutschland zu erarbeiten. Im Gegensatz zu bisherigen Studien zu Kosten der Windenergienutzung in Deutschland basiert der vorliegende Bericht auf drei Umfragen an verschiedene Adressaten, um eine Aussage über die Kosten und insbesondere über die Betriebskosten von Windenergieanlagen (WEA) erstellen zu können (Abb. 1.1). Schon in der Vergangenheit hat sich gezeigt, daß eine Berücksichtigung der Betriebskosten, hier speziell der Kosten für Reparaturen, allein aus den bisherigen Betriebserfahrungen nicht ausreicht. Da die ersten kommerziellen WEA in Deutschland erst 1985 aufgestellt wurden, hat keine WEA bisher ihre kalkulierte Lebenszeit (20 Jahre) erreicht. Des Weiteren wird die Entwicklung der Windenergienutzung in Deutschland von einer ständig steigenden installierten Leistung je WEA begleitet, so daß heute Erfahrungen über die Betriebskosten von WEA außerhalb der Garantiezeit nur für Anlagen der Leistungsklassen bis 600 kw vorliegen und hier z. T. nur für drei bis vier Jahre. Zur Schaffung einer fundierten Basis für das vorliegende Gutachten wurden Umfragen bei den folgenden 3 Zielgruppen vorgenommen (siehe auch Abb. 1.1). Betreiberumfrage: Windparks und Einzelanlagen - Investitionskosten - bisher angefallene Betriebskosten - reale Energieerträge Umfrage bei technischen Sachverständigen: Prognose von Reparaturen an WEA unterschiedlicher Leistungsklassen während der kalkulierten Lebensdauer (20 Jahre) Umfrage bei Versicherungen und Herstellern von WEA: Kosten für Schäden an WEA - Kosten für Ersatzteile - Kosten für Montage Ergebnis: Aussage über die aktuellen Kosten von Windenergieprojekten und über die voraussichtlichen Reparaturkosten von WEA während der kalkulierten Lebensdauer von 20 Jahren. Abb. 1.1: Im Rahmen der vorliegenden Studie durchgeführte Umfragen - Mittels einer Betreiberumfrage wurden die Investitionskosten und die bisher angefallenen Betriebskosten für bereits realisierte Windenergieprojekte erfaßt. Außerdem wurden im Rahmen der Betreiberumfrage reale Energieerträge für die bisherige Betriebszeit der WEA ermittelt. Bei den erfaßten Windenergieprojekten wurde zwischen Einzelanlagen und Windparks unterschieden. 3/47

4 - Eine Umfrage bei technischen Sachverständigen von WEA wurde mit dem Ziel durchgeführt, Aussagen zu Ersatzinvestitionen wesentlicher Bauteile der WEA zu erhalten. Hierbei wurde eine Lebensdauer der WEA von 20 Jahren angenommen. Es handelt sich hierbei also um eine Prognose der Reparaturkosten während der gesamten kalkulierten Lebensdauer der Anlagen, wobei die Kosten der Ersatzinvestition, als Prozentsatz bezogen auf einen kompletten Austausch der jeweiligen Komponente, von den Sachverständigen angegeben wurden. - Um eine Aussage über die realen Kosten der Ersatzinvestitionen während der kalkulierten Lebensdauer zu erhalten, schließt sich den beiden vorangegangenen Umfragen eine weitere bei Versicherungen und Herstellern von WEA an. Ziel dieser Umfrage war die Ermittlung von Kosten für den Austausch wesentlicher Komponenten der WEA. Die Kosten umfassen die Ersatzteilkosten sowie die Kosten für den Austausch der Komponenten. Als Ergebnis dieser Umfragen liefert die vorliegende Studie Aussagen über die aktuellen Kosten von Windenergieanlagen sowie eine Prognose der Reparaturkosten von WEA während der kalkulierten Lebensdauer von 20 Jahren. Auf Basis dieser Ergebnisse erfolgt eine Berechnung der Energieerzeugungskosten von Strom aus Wind für die Zeiträume bis zum 10. Betriebsjahr und zwischen dem 11. und dem 20. Betriebsjahr. 2 Umfrage zur aktuellen Kostensituation bei Betreibern von Einzelanlagen und von Windparks 2.1 Statistik der Umfrage Im Rahmen der Betreiberumfrage wurden an ca Betreiber von Windenergieanlagen Fragebögen bezüglich der Kostensituation ihrer Windenergieprojekte versandt. Der Rücklauf der Fragebögen wurde nach Einzelanlagen und Windparks sowie nach Aufstellungsjahr und Aufstellungsregion in den Abb. 2.1 bis Abb. 2.4 ausgewertet. Insgesamt wurden 393 Fragebögen zurückgesandt, was einer Rücklaufquote von ca. 40 % entspricht. Insgesamt sind Fragebögen zur Kostensituation von 747 WEA in der Auswertung berücksichtigt worden, wobei 262 Einzelanlagen und 485 WEA in 131 Windparks gezählt wurden. Als Windparks wurden hier Gruppen von WEA ab einer Anzahl von 2 Anlagen definiert. Der Abb. 2.1 ist zu entnehmen, daß ein Maximum der Rückläufe mit 123 WEA in Windparks auf das Aufstellungsjahr 1995 entfällt. Betrachtet man die Postleitzahlbereiche, in denen die WEA in Windparks errichtet sind, so ragt deutlich der Postleitzahlenbereich 2 hervor. Von insgesamt 485 WEA in Windparks, entfallen 263 WEA auf diesen Postleitzahlenbereich. 4/47

5 Anzahl der WEA in Windparks/Jahr Aufstellungsjahr Kumulierte Anzahl der WEA in Windparks Abb. 2.1: Fragebogenrücklauf bezogen auf die Anzahl der WEA in Windparks nach Aufstellungsjahr geordnet Anzahl der WEA in Windparks Postleitzahlen (PLZ) Abb. 2.2: Fragebogenrücklauf für WEA in Windparks bezogen auf die Postleitzahlenbereiche der Standorte 5/47

6 Die Umfragestatistik der Einzel-WEA ähnelt der der Windparks recht stark. Auch hier liegt das Maximum der Rückläufe bei Anlagen mit dem Aufstellungsjahr 1995 (Abb. 2.3) Anzahl der WEA/Jahr Kumulierte Anzahl der WEA Abb. 2.3: Fragebogenrücklauf bezogen auf die Anzahl der Einzel-WEA nach den Aufstellungsjahren geordnet Anzahl der WEA Postleitzahlenbereich Abb. 2.4: Fragebogenrücklauf für Einzel-WEA bezogen auf die Postleitzahlenbereiche der Standorte 6/47

7 Bezogen auf die Regionen, in denen die Einzel-WEA errichtet wurden, dominiert ebenfalls der Postleitzahlenbereich 2. Von insgesamt 262 Einzel-WEA befinden sich 96 in diesem Postleitzahlenbereich (Abb. 2.4). Allerdings weisen die Fragebögenrückläufe für Einzel-WEA eine breitere Streuung bezüglich der Postleitzahlenbereiche auf. 2.2 Ergebnisse der Betreiberumfrage In den in Kapitel 2.2 dargestellten Grafiken sind, basierend auf der Betreiberumfrage, durchschnittliche Werte der unterschiedlichen Kostenarten aufgeführt. Um eine Vorstellung über die Streuung der verschiedenen Kosten in den untersuchten Windenergieprojekten zu bekommen, ist jeweils in den Bildunterschriften die durchschnittliche Standardabweichung für die Kurven der Einzel-WEA und der Windparks angegeben. Die Angabe der Kosten erfolgt in diesem Kapitel in DM-Werten der entsprechenden Jahre, d.h. eine Inflationsbereinigung der Werte ist hier nicht vorgenommen worden Entwicklung der Investitionskosten Zu den gesamten Investitionskosten von Windenergieprojekten zählen der Preis der WEA zuzüglich der Investitionsnebenkosten DM/kW Einzelanlagen Windparks Aufstellungsjahr Abb. 2.5: Entwicklung der durchschnittlichen Projektinvestitionskosten für Windparks und für Einzel-WEA in Abhängigkeit des Aufstellungsjahres. Mittlere Standardabweichung: Einzel-WEA = 376,80 DM/kW, Windparks = 511,80 DM/kW 7/47

8 Hierzu gehören Kosten für Fundamente, Netzanbindung, Geländeerschließung, Kosten für die Planung sowie sonstige entstehende Kosten bis zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Windenergieprojektes. In Abb. 2.5 sind die gesamten durchschnittlichen Projektinvestitionskosten für die Jahre für Einzel-WEA und Windparks dargestellt. Trotz der gewählten Darstellung ohne inflationsbereinigte Werte ist ein deutliches Absinken der durchschnittlichen Projektinvestitionskosten über die hier dargestellten 8 Jahre erkennbar lagen die durchschnittlichen Projektinvestitionskosten von Einzel-WEA noch bei 2.666,- DM/kW, während 1998 dieser Wert auf 2.165,- DM/kW gesunken ist. Ähnliches gilt für die durchschnittlichen Projektinvestitionskosten bei Windparks. Diese lagen 1998 mit 2.215,- DM/kW etwas über denen der Einzel-WEA. Während bis zum Jahr 1996 die durchschnittlichen Projektinvestitionkosten von Windparks geringer oder etwa gleich denen der Einzel-WEA waren, gab es nach 1996 eine leichte Trendumkehr mit höheren Projektinvestitionskosten der Windparks Anlagenpreise, DM/kW Einzelanlagen Windparks Aufstellungsjahr Abb. 2.6: Entwicklung der Preise für WEA in Windparks und für Einzel-WEA in Abhängigkeit des Aufstellungsjahres Mittlere Standardabweichung: Einzel-WEA = 299,26 DM/kW, Windparks = 281,54 DM/kW Um die Projektinvestitionskosten etwas genauer zu analysieren, wird in den Abb. 2.6 bis 2.11 die Entwicklung der Einzelpositionen dargestellt. Lagen bei der Entwicklung der Projektinvestitionskosten die Werte für Windparks etwas über denen der Einzel- WEA, so zeigt sich bei den WEA-Preisen (Abb. 2.6) ein anderes Bild. Hier liegen die durchschnittlich gezahlten Preise für Anlagen in Windparks unter denen der Einzel- WEA wurden für Windparks Anlagenpreise von durchschnittlich 2.003,- DM/kW 8/47

9 gezahlt, während sich dieser Wert 1998 auf 1.693,- DM/kW verringerte. Auffällig an der in Abb. 2.6 dargestellten Entwicklung der Anlagenpreise ist, daß seit 1996 die durchschnittlich gezahlten spezifischen Preise für Windparks leicht angestiegen sind wurden für Windparks durchschnittlich nur 1.604,- DM/kW gezahlt. Die Entwicklung der durchschnittlichen Preise für Einzel-WEA ist hingegen stetig fallend, von 2.134,- DM/kW im Jahr 1991 bis auf 1.753,- DM/kW im Jahr Generell ist auch bei den Investitionsnebenkosten ein abfallender Verlauf über die Jahre zu erkennen (Abb. 2.7), wobei die durchschnittlichen Investitionsnebenkosten für Windparks über denen von Einzel-WEA liegen lagen die durchschnittlichen Investitionsnebenkosten für Windparks, basierend auf den Ergebnissen der Betreiberumfrage, bei 554,- DM/kW. Dies entspricht einem Anteil der Investitionsnebenkosten am WEA-Preis von 33 % bei einer Anlagenpreisbasis von 1.700,- DM/kW. Während die durchschnittlichen Investitionsnebenkosten für Einzel-WEA stetig seit 1992 gefallen sind, zeigt der Verlauf der durchschnittlichen Investitionsnebenkosten von Windparks seit 1996 einen leicht ansteigenden Verlauf. Basierend auf den Ergebnissen der Betreiberumfrage wird bei der Berechnung der Energieerzeugungskosten in Kapitel 4 mit einem Anteil der Investitionsnebenkosten von 33 % auf den Anlagenpreis (1.700,- DM/kW) für Windparks und von 29 % für Einzel-WEA gerechnet % Investitionsnebenkosten, DM/kW Windparks Einzelanlagen 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% Anteil der Investitionsnebenkosten am WEA-Preis (1700 DM/kW) Aufstellungsjahr Abb. 2.7: Entwicklung der Investitionsnebenkosten für WEA in Windparks und für Einzel-WEA in Abhängigkeit des Aufstellungsjahres Eine Unterteilung der Investitionsnebenkosten in die verschiedenen Kostenarten ist in Abb. 2.8 vorgenommen. Die Werte für die unterschiedlichen Investitionsnebenkosten beziehen sich auf das Jahr 1998, um möglichst aktuelle Informationen hierüber zu liefern. 0% 9/47

10 250 13,8% 14,0% 12,5% Investitionsnebenkosten, DM/kW ,4% 6,8% 2,8% 1,8% 3,3% 5,1% Einzelanlagen Windparks 4,7% 6,0% 12,0% 10,0% 8,0% 6,0% 4,0% 2,0% Anteil am WEA-Preis (1700DM/kW) 0 Netz Fundamente Erschließung Planung Sonstiges 0,0% Abb. 2.8: Anteile der verschiedenen Investitionsnebenkosten für WEA in Windparks und für Einzel-WEA für das Jahr Den größten Einfluß auf die Investitionsnebenkosten haben die Kosten für die Netzanbindung, in denen sowohl die Kosten an den Netzbetreiber (externe Netzanbindungskosten) als auch die Kosten für die interne Verkabelung enthalten sind. Der Anteil der Netzanbindungskosten liegt bei Windparks mit 234,60 DM/kW oder 13,8 % bezogen auf einen WEA-Preis von 1.700,- DM/kW etwas höher als bei Einzel-WEA. Ein verhältnismäßig großer Unterschied zwischen den Kosten für Einzel-WEA und Windparks ergibt sich bei den Planungskosten. Während die Planungskosten bei Einzel-WEA bei nur 3,3 % bezogen auf den Anlagenpreis von 1.700,- DM/kW liegen, wurden für Windparks durchschnittliche Planungskosten von 5,1 % ermittelt. Unter den sonstigen Nebenkosten sind Rücklagen für den Abriß der Anlagen, Kosten für Ausgleichsmaßnahmen, Notar- und Rechtsanwaltskosten, Kosten für die Projektvermarktung, usw. enthalten. Da die Netzanbindungskosten einen wesentlichen Anteil der Investitionsnebenkosten einnehmen, ist in den Abb. 2.9 bis 2.11 eine genaue Betrachtung der Entwicklung der gesamten Netzanbindungskosten, nur der externen Netzanbindungskosten sowie der Netzverstärkungskosten vorgenommen worden. 10/47

11 350 Netzanbindungskosten gesamt, DM/kW Einzelanlagen Windparks Aufstellungsjahr Abb. 2.9: Entwicklung der Kosten für Netzanbindung (intern und extern) für WEA in Windparks und für Einzel-WEA in Abhängigkeit des Aufstellungsjahres Mittlere Standardabweichung: Einzel-WEA = 135,44 DM/kW, Windparks = 67,58 DM/kW 160 Netzanschlußkosten ans EVU, DM/kW Einzelanlagen Windparks Aufstellungsjahr Abb. 2.10: Entwicklung der Kosten für den Netzanschluß, die an das zuständige EVU (extern) gezahlt werden, ohne Netzverstärkungskosten für WEA in Windparks und für Einzel-WEA in Abhängigkeit des Aufstellungsjahres Mittlere Standardabweichung: Einzel-WEA = 107,93 DM/kW, Windparks = 66,40 DM/kW 11/47

12 Zu den gesamten Netzanbindungskosten gehören sowohl die Kosten für die interne Verkabelung der Anlagen, die Kosten für den Netzanschluß, die an den örtlichen Energieversorger gezahlt werden, Baukostenzuschüsse als auch die Kosten für etwaige Netzverstärkung. Betrachtet man die Entwicklung der gesamten durchschnittlichen Netzanbindungskosten (Abb. 2.9) so fällt auf, daß nach fallenden Kosten zwischen den Jahren 1992 bis 1996 die Werte ab 1996 bei den Windparks wieder stark ansteigen und bei den Einzelanlagen auf einem höheren Niveau stagnieren, so daß die durchschnittlichen Kosten für die Netzanbindung im Jahr 1998 bei Einzel-WEA und Windparks in etwa gleich sind. Auch bei der Betrachtung der Kosten für den Netzanschluß beim örtlichen Energieversorger (Abb. 2.10) wird die Entwicklung steigender Kosten für Windparks, deren Errichtung im Jahr 1998 erfolgte, deutlich. Eine ähnliche Entwicklung ist auch bei den Netzanschlußkosten, die an den örtlichen Energieversorger gezahlt werden, zu erkennen. Auch hier steigen die durchschnittlichen Kosten für den Netzanschluß seit 1996 sowohl für Einzel-WEA als auch für Netzverstärkung DM/kW ,3% 4,8% 12,3% 4,3% Windparks Einzelanlagen 9,8% 0,9% 14,0% 12,0% 10,0% 8,0% 6,0% 4,0% 2,0% Anteil am WEA-Preis (1700 DM/kW) Postleitzahlenbereich Windparks an, während es davor eine Phase sinkender Netzanschlußkosten gab. Abb. 2.11: Netzverstärkungskosten EVU (extern) für WEA in Windparks und für Einzel-WEA in Abhängigkeit der Aufstellungsregion Zur genaueren Betrachtung der durchschnittlich gezahlten Netzverstärkungskosten wurde eine Darstellung nach Postleitzahlenbereichen gewählt (Abb. 2.11). Bei der Auswertung wurden nur jene Windenergieprojekte berücksichtigt, bei denen tatsächlich Netzverstärkungskosten gezahlt wurden. Von den insgesamt ausgewerteten 393 Fragebögen mit 747 WEA wurden lediglich bei 32 Windenergieprojekten Netzverstärkungskosten gezahlt, d.h. nur bei 8,1 % der untersuchten Projekte. Die höchsten durchschnittlichen Netzverstärkungskosten sind im Bereich des Postleitzahlenge- 0,0% 12/47

13 bietes 2 für Einzel-WEA angefallen. Hier ergaben sich durchschnittliche Kosten von 210,- DM/kW oder 12,3 % des WEA-Preises von 1.700,- DM/kW. Die höchsten durchschnittlichen Netzverstärkungskosten von Windparks ergaben sich im Postleitzahlenbereich 1 mit 159,- DM/kW oder einem Anteil am WEA-Preis von 1.700,- DM/kW von 9,3 %. Generell ist aus der Abb zu schließen, daß Netzverstärkungskosten relativ hoch sind und über den Kosten für den Netzanschluss liegen. Beim zukünftigen Ausbau der Windenergienutzung dürften gerade die Netzverstärkungskosten erheblich häufiger anfallen als dieses in der Vergangenheit der Fall war Entwicklung der Betriebskosten Zu den Betriebskosten bei Windenergieprojekten zählen Kosten für Wartung und Instandhaltung der WEA, für Flächenpacht, für Versicherung, für wiederkehrende Prüfungen von WEA, für Geschäftsführung, Personal, Steuerberatung, Beiträge zu Verbänden und Kammern, Rechtsberatung, Bürokosten, usw.. Insbesondere bei den Kosten für Instandhaltung der Anlagen kann die Betreiberumfrage nur die bisherigen Reparaturkosten ermitteln, nicht aber eine Aussage über die Instandhaltungskosten während der kalkulierten Lebensdauer der Anlagen liefern. Da die Kosten für Wartung und Instandhaltung bei den Betriebskosten den wesentlichen Anteil ausmachen und diese Kosten während der Garantiezeit üblicherweise vom Hersteller der WEA übernommen werden, kann eine realistische Betrachtung der Betriebskosten erst nach Ablauf der Garantiezeit erfolgen. Daher wurde in den Abbildungen 2.12 und 2.13 eine Darstellung der Kosten über die Betriebsjahre gewählt, wobei das Ende der Garantiezeit gekennzeichnet ist. In Abb ist ein deutlicher Anstieg der durchschnittlichen Betriebskosten über der Betriebsdauer der WEA erkennbar, wobei der Anstieg bei den Windparks stärker ausfällt als bei den Einzel-WEA. Im 5. Betriebsjahr wurden durchschnittliche Betriebskosten für Windparks von 104,- DM/kW oder auch 6,1 % vom WEA-Preis 1.700,- DM/kW ermittelt. Für Einzel-WEA liegt dieser Wert mit 96,- DM/kW etwas niedriger. An der Darstellung wird außerdem deutlich, daß Aussagen über Betriebskosten erst bis zum 5. Betriebsjahr angestellt werden können, wobei üblicherweise die ersten beiden Betriebsjahre in die Garantiezeit fallen. Berücksichtigt man des Weiteren, daß im Wesentlichen nur Anlagenklassen bis 500 kw über fünf Betriebsjahre verfügen, so wird deutlich, daß die hier dargestellten Ergebnisse nicht die Betriebskosten widerspiegeln, die für heutige Anlagen der 1,0 bis 1,5 MW Leistungsklasse zu erwarten sind. Da ein wesentlicher Anteil der Betriebskosten auf die Wartungs- und Reparaturkosten entfällt, sind diese Kosten in Abb genauer betrachtet worden. Deutlich ist hier ein Anstieg der Kosten nach Ende der Garantiezeit zu erkennen. Im 5. Betriebsjahr belaufen sich die durchschnittlichen Kosten für Wartung und Reparatur bei Windparks auf ca. 2 % des WEA-Preises 1700,- DM/kW bzw. auf 34,- DM/kW. 13/47

14 120 7,0% Betriebskosten, DM/kW Ende der Garantiezeit Windparks Einzelanlagen 6,0% 5,0% 4,0% 3,0% 2,0% 1,0% Anteil am WEA-Preis (1700 DM/kW 0 1 Jahr 2 Jahre 3 Jahre 4 Jahre 5 Jahre Betriebsdauer 0,0% Abb. 2.12: Entwicklung der Betriebskosten für WEA in Windparks und für Einzel-WEA in Abhängigkeit der Betriebsjahre Mittlere Standardabweichung: Einzel-WEA = 32,29 DM/kW, Windparks = 36,24 DM/kW Reparatur und Wartung, DM/kW Ende der Garantiezeit Windparks Einzelanlagen 2,0% 1,5% 1,0% 0,5% Anteil am WEA-Preis (1700 DM/kW) 0 Abb. 2.13: 1 Jahr 2 Jahre 3 Jahre 4 Jahre 5 Jahre Betriebsdauer 0,0% Entwicklung der Reparatur- und Wartungskosten für WEA in Windparks und für Einzel-WEA in Abhängigkeit der Betriebsjahre Mittlere Standardabweichung: Einzel-WEA = 9,83 DM/kW, Windparks = 10,98 DM/kW 14/47

15 Auch hier gilt, daß bei der Betrachtung des fünften Betriebsjahres im Wesentlichen die Reparatur- und Wartungskosten der kleinen Anlagengenerationen einfließen. Als weitere relevante Betriebskosten sind in den Abb und 2.15 die Entwicklung der Kosten für Flächenpacht sowie für Versicherung der WEA aufgetragen. Die Auswertung der Betreiberumfrage ergab ein Absinken der durchschnittlichen Pachtzahlungen für Projekte, deren Errichtung bis zum Jahr 1994 erfolgte. 16 0,9% Pacht, DM/kW Windparks Einzelanlagen 0,8% 0,7% 0,6% 0,5% 0,4% 0,3% 0,2% 0,1% Anteil am WEA-Preis (1700 DM/kW) Aufstellungsjahr 0,0% Abb. 2.14: Entwicklung der Kosten für die Flächenpacht für WEA in Windparks und für Einzel-WEA in Abhängigkeit des Aufstellungsjahres Mittlere Standardabweichung: Einzel-WEA = 7,58 DM/kW, Windparks = 7,41 DM/kW Für Windenergieprojekte, deren Errichtung nach 1994 erfolgte, ist ein Anstieg der Flächenpacht erkennbar, wobei die durchschnittlichen Pachtzahlungen für Windparks höher sind als jene für Einzel-WEA. Windparks, deren Errichtung 1997 erfolgte, haben demnach durchschnittliche Pachtzahlungen von 10,80 DM/kW mit den Grundeigentümern vereinbart. Bei der Betrachtung der Pachtzahlungen muß berücksichtigt werden, daß der Abschluß der Pachtverträge mit den Grundeigentümern in der Regel zwei bis drei Jahre vor der Errichtung der WEA erfolgt, d.h. daß für 1997 errichtete WEA die Pachtverträge in den Jahren 1994 bis 1995 abgeschlossen wurden. Seit dieser Zeit haben sich die Verhandlungspositionen der Vertragsparteien allerdings grundlegend geändert. Durch die Änderung der Baugesetzgebung, hier insbesondere des 35 BauGB, wurden WEA im Außenbereich zu privilegierten Bauvorhaben, denen die Gemeinden nur mit der Ausweisung von Vorrangstandorten für die Windenergienutzung entgegnen konnten. Dies hat zu einer wesentlichen Verbesserung der Verhandlungsposition der Grundeigentümer geführt mit der Folge stark ansteigender Pachtzahlungen. In heute abgeschlossenen Pachtverträgen werden da- 15/47

16 her durchaus Pachtzahlungen von 30,- DM/kW mit steigenden Pachtzahlungen nach dem 10. Betriebsjahr vereinbart. Pachtzahlungen für WEA, deren Errichtung 1998 erfolgte, wurden in der Abbildung 2.14 nicht mehr dargestellt, da für jene WEA keine Pachten für ein ganzes Jahr gezahlt wurden. 14 0,8% Versicherung, DM/kW Windparks Einzelanlagen 0,7% 0,6% 0,5% 0,4% 0,3% 0,2% 0,1% Anteil am WEA-Preis (1700 DM/kW) Aufstellungsjahr 0,0% Abb. 2.15: Entwicklung der Kosten für Versicherung für WEA in Windparks und für Einzel-WEA der Leistungsklasse zwischen 301 und 600 kw in Abhängigkeit des Aufstellungsjahres Mittlere Standardabweichung: Einzel-WEA = 6,54 DM/kW, Windparks = 5,58 DM/kW Ähnliches gilt für die Darstellung der Entwicklung der Kosten für Versicherung. Auch hier gilt, daß für Anlagen, die im Jahr 1998 errichtet wurden, keine Zahlungen für ein ganzes Jahr erfolgten. Die Auswertung der Betreiberumfrage ergab für Windenergieprojekte, deren Realisierung nach 1995 erfolgte, deutlich höhere Ausgaben für Versicherungen bei Windparks als bei Einzel-WEA. Für 1997 errichtete Windparks wurden durchschnittliche Kosten für Versicherungen von 10,60 DM/kW ermittelt. Das Absinken der Kosten für Versicherung mit zunehmendem Aufstellungsjahr ist nach Aussagen der Versicherungswirtschaft auf einen starken Konkurrenzdruck innerhalb der Versicherungsbranche zurückzuführen. 3 Ergebnisse der Gutachterumfrage Der Beginn der kommerziellen Windenergienutzung in Deutschland begann Anfang der 90er Jahre mit der Entwicklung immer größerer Anlagentechnik. Die Betriebserfahrungen von WEA der heute bedeutenden Leistungsklassen, der Anlagen mit einer installierten Leistung von kw bzw. 1-1,5 MW, sind noch sehr gering, da sie 16/47

17 erst 1993 bzw in nennenswerter Anzahl in Betrieb gingen. Erfahrungen bezüglich der Reparatur- und Wartungskosten über die kalkulierte Lebensdauer der WEA sind aus der Betreiberumfrage nicht zu entnehmen. Lediglich für die kw Anlagenklasse ergeben sich belastbare Aussagen über die Kosten für Reparatur und Wartung für 3-4 Betriebsjahre außerhalb der Garantiezeit, die vom Hersteller üblicherweise für 2 Jahre gewährt wird. Im Rahmen einer Umfrage bei insgesamt sieben technischen Sachverständigen wurde die Lebensdauer bzw. die Höhe notwendiger Ersatzinvestitionen für den Erhaltungsaufwand wesentlicher WEA-Komponenten erfragt. Ziel dieser Umfrage war es, eine Aussage über die Höhe der Ersatzinvestitionen für Reparatur während der kalkulierten Lebensdauer der WEA, die üblicherweise mit 20 Jahren angegeben wird, zu bekommen. Diese Umfrage bildet dann eine wesentliche Grundlage zur Berechnung der Energieerzeugungskosten unter Berücksichtigung der gesamten kalkulierten Lebensdauer von 20 Jahren. 3.1 Erläuterungen zur Umfrage Bei der Befragung der technischen Sachverständigen wurden der Zeitpunkt und die Höhe der Teilreparaturen bzw. der Zeitpunkt des Vollaustausches folgender wesentlicher WEA-Komponenten erfragt: - Bremsen (ohne Windnachführungsbremse) - Fundament - Generator - Getriebe - Hauptlager - Hydraulikanlage - Pitchverstellung - Rotorblätter - Steuerung und allgemeine Elektrik - Blattspitzenbremse - Trafostation mit Mittelspannungs-Schaltung - Turm - Wellen - Windnachführungssystem inklusive Bremsen Die Umfrage wurde für unterschiedliche Leistungsklassen durchgeführt: für die Anlagengröße bis 300 kw, zwischen 301 und 600 kw und für die Anlagengröße über 600 kw. Erfragt wurde, in welchem Betriebsjahr eine Teilreparatur bzw. ein Vollaustausch der entsprechenden WEA-Komponente zu erwarten ist und wie hoch die zu erwartenden Kosten der Teilreparatur bezogen auf einen Vollaustausch der entsprechenden WEA-Komponente sind. Nach der Auswertung dieser Umfrage ergeben sich die Kosten für die Reparatur der unterschiedlichen WEA-Komponenten während der gesamten kalkulierten Lebensdauer der WEA (20 Jahre) bezogen auf die Kosten für einen Vollaustausch der entsprechenden WEA-Komponente. 17/47

18 3.2 Prognose der Ersatzinvestitionen für einzelne Komponenten von Windenergieanlagen In Abb. 3.1 sind die Ergebnisse der Gutachterumfrage grafisch dargestellt. Die Kosten für die Teilreparatur der verschiedenen WEA-Komponenten während der gesamten kalkulierten Lebensdauer der WEA sind als Prozentsatz der Kosten bei einem Vollaustausch der entsprechenden WEA-Komponente angegeben. Außerdem werden in der Darstellung unterschiedliche Leistungsklassen betrachtet. Die technischen Sachverständigen erwarten beispielsweise Kosten für Teilreparaturen am Bremssystem von WEA der Leistungsklasse zwischen 301 und 600 kw während der gesamten kalkulierten Lebensdauer der WEA von 103 % bezogen auf die Kosten bei einem Vollausstausch des Bremssystems. Die Unterschiede der prozentualen Kosten sind beim Bremssystem für die verschiedenen WEA-Leistungsklassen nur gering. Bei den Kosten für die Reparatur der Rotorblätter erwarten die Sachverständigen hingegen eine deutliche Steigerung mit ansteigender installierter Leistung je WEA. Für die Anlagenklasse über 600 kw werden Kosten für die Reparatur der Rotorblätter während der kalkulierten Lebensdauer der WEA von 119 % bezogen auf die Kosten bei einem Austausch der Rotorblätter erwartet, während in der Leistungsklasse zwischen 301 und 600 kw prozentuale Kosten von 99 % prognostiziert werden. Erhaltungsaufwand für WEA-Komponenten 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% < 300 kw kw > 600 kw Bremsen Fundament Generator Getriebe Hauptlager Hydraulikanlage Blattverstellung Rotorblätter Steuerung und allg. Elektrik Blattspitzenbremse Trafostation Turm Wellen Windnachführung incl. Bremsen Abb. 3.1: Erhaltungsaufwand der WEA-Komponenten bezogen auf die Kosten bei einem Vollaustausch der entsprechenden WEA-Komponenten während der kalkulierten Lebensdauer von WEA (20 Jahre) 18/47

19 3.3 Prognose der Kosten für Reparatur innerhalb der Lebensdauer von WEA Um nicht nur prozentuale Kosten, sondern reale Kostensätze für die Reparaturaufwendungen der wesentlichen WEA-Komponenten innerhalb der kalkulierten Lebensdauer von 20 Jahren zu ermitteln, wurde eine weitere Umfrage bei Herstellern von WEA und Versicherungsunternehmen durchgeführt. Die ermittelten Kostensätze für den Austausch wesentlicher WEA-Komponenten sind mit den prozentualen Kostensätzen aus der Sachverständigenumfrage korrelliert worden. In Tab. 3.1 und 3.2 sind die Kostenberechnungen für die Leistungsklasse zwischen 301 und 600 kw und die Leistungsklasse über 600 kw dargestellt. Demnach sind für stallgeregelte WEA der Leistungsklasse zwischen 301 und 600 kw Reparaturkosten während der 20-jährigen kalkulierten Lebensdauer von DM/kW notwendig (Tab. 3.1). Für eine 500 kw Anlage bedeutet dieses Investitionen für die Reparatur innerhalb von 20 Jahren von DM. Dies entspricht 63,8 % des WEA-Preise bei der Preisgrundlage von DM/kW für Windparks. WEA-Komponente Ersatzteilkosten mit Montage, kw, DM/kW, stall geregelt Prozentuale Kosten während der kalkulierten Lebensdauer (20 Jahre) gemäß Sachverständigen, % Kosten während der kalkulierten Lebensdauer (20 Jahre) für Reparatur, DM/kW Rotorblätter 333 DM/kW 99 % 330 DM/kW Getriebe 133 DM/kW 94 % 125 DM/kW Generator 117 DM/kW 83 % 97 DM/kW Tip 100 DM/kW 88 % 88 DM/kW Windnachführung 83 DM/kW 98 % 82 DM/kW Turm 167 DM/kW 43 % 72 DM/kW Bremsen 67 DM/kW 103 % 69 DM/kW Steuerung u. allg. Elektrik 117 DM/kW 59 % 69 DM/kW Hauptwelle 83 DM/kW 62 % 52 DM/kW Hauptlager 42 DM/kW 102 % 43 DM/kW Trafo 100 DM/kW 24 % 24 DM/kW Fundament 83 DM/kW 27 % 23 DM/kW Hydraulik 17 DM/kW 58 % 10 DM/kW Blattverstellung 100 % Summe Tab. 3.1: DM/kW Prognostizierte Kosten während der kalkulierten Lebensdauer von WEA (20 Jahre) für Reparaturen von stallgeregelten Anlagen der Leistungsklasse zwischen 301 und 600 kw Für WEA der Leistungsklasse über 600 kw mit Blattverstellung liegt der Wert für die Reparaturkosten innerhalb der 20-jährigen kalkulierten Lebensdauer bei DM/kW. Für eine 1 MW WEA lassen sich somit Kosten für die Reparatur in- 19/47

20 nerhalb von 20 Jahren von DM/kW errechnen oder auch 71,2 % des WEA-Preises bei einer Preisgrundlage von DM/kW für Windparks. Die in diesem Kapitel auf Basis der Umfrage bei anerkannten Sachverständigen für WEA ermittelten Kosten für den Erhaltungsaufwand einzelner WEA-Komponenten liegen deutlich über den bisher angenommenen Kosten. Für die weitere Entwicklung der Anlagentechnologie bedeuten diese Ergebnisse, daß in Zukunft die Optimierung der Anlagenkomponenten viel mehr in das Blickfeld der Hersteller gelangen muß. Ziel muß es sein, die Lebensdauer einzelner Anlagenkomponenten zu erhöhen, so daß Lebensdauern erreicht werden, die der der gesamten WEA entsprechen und damit Kosten für den Erhaltungsaufwand reduziert werden. Erfahrungen an Forschungswindenergieanlagen beweisen die Möglichkeit der Entwicklung langlebiger WEA-Komponenten. WEA-Komponente Ersatzteilkosten mit Montage, Leistungsklasse über 600 kw, mit Blattverstellung, DM/kW Prozentuale Kosten während der kalkulierten Lebensdauer (20 Jahre) gemäß Sachverständigen, % Kosten während der kalkulierten Lebensdauer (20 Jahre) für Reparatur, DM/kW Rotorblätter 300 DM/kW 119 % 357 DM/kW Blattverstellung 150 DM/kW 93 % 140 DM/kW Getriebe 150 DM/kW 90 % 135 DM/kW Windnachführung 100 DM/kW 100 % 100 DM/kW Generator 100 DM/kW 90 % 90 DM/kW Bremsen 80 DM/kW 105 % 84 DM/kW Turm 130 DM/kW 58 % 75 DM/kW Steuerung u. allg. Elektrik 100 DM/kW 65 % 65 DM/kW Hauptwelle 80 DM/kW 77 % 62 DM/kW Hauptlager 50 DM/kW 89 % 45 DM/kW Fundament 80 DM/kW 39 % 31 DM/kW Trafo 100 DM/kW 20 % 20 DM/kW Hydraulik 10 DM/kW 63 % 6 DM/kW Blattspitzenbremse 62 % Summe Tab. 3.2: DM/kW Prognostizierte Kosten während der kalkulierten Lebensdauer von WEA (20 Jahre) für Reparaturen von Anlagen mit Blattverstellung der Leistungsklasse über 600 kw 20/47

21 4 Energieerzeugungskosten der Windenergienutzung 4.1 Definition der Randbedingungen zur Kostenrechnung Bei der Berechnung der Energieerzeugungskosten haben die getroffenen Randbedingungen einen wesentlichen Einfluß auf die Ergebnisse, daher werden die für die Berechnung zugrunde gelegten Randbedingungen an dieser Stelle genau definiert und in Tabelle 4.1 zusammengefaßt. Windpark Einzel-WEA Investitionsnebenkosten 33 % vom WEA-Preis DM/kW 29 % vom WEA-Preis DM/kW Betriebskosten (BK) für 5,2 % vom WEA-Preis DM/kW 5,2 % vom WEA-Preis DM/kW Jahr Preissteigerung der BK 3 % pro Jahr 3 % pro Jahr Kalkulatorischer Zins 7,5 % 7,5 % Technische Verfügbarkeit 98 % 98 % Parkwirkungsgrad 92 % 100 % Rauhigkeitslänge 0,1 m 0,1 m Einspeisevergütung 16,52 Pf/kWh konstant 16,52 Pf/kWh konstant Ersatzinvestition über 20 Jahre davon: Jahr Jahr 64 % vom WEA-Preis DM/kW 64 % vom WEA-Preis DM/kW Tab. 4.1: 2 % in Betriebskosten enthalten 44 % vom WEA-Preis DM/kW verteilt auf 10 Jahre und Betriebskosten von 3,2 % 2 % in Betriebskosten enthalten 44 % vom WEA-Preis DM/kW verteilt auf 10 Jahre und Betriebskosten von 3,2 % Definition der Randbedingungen für die Berechnung der Energieerzeugungskosten Die Festlegung der Investitionsnebenkosten und der Betriebskosten erfolgte auf Basis der Ergebnisse der Betreiberumfrage. Die in Tabelle 4.1 dargestellten Prozentwerte beziehen sich auf einen WEA-Preis von DM/kW. Für die Investitionsnebenkosten werden demnach 33 % für Windparks und 29 % des WEA-Preises für Einzel-WEA für die folgenden Berechnungen der Energieerzeugungskosten festgelegt. Aus der Betreiberumfrage ergaben sich Betriebskosten von 6 % im 5. Betriebsjahr. Unter der Annahme einer jährlichen Preissteigerung von 3 % lassen sich hiernach Betriebskosten von 5,2 % des WEA-Preises für das erste Betriebsjahr errechnen, die unter Berücksichtigung einer Preissteigerung für die ersten 10 Betriebsjahre in Tabelle 4.1 definiert wurden. Von den 5,2 % Betriebskosten sind 2 % für Reparatur- und Instandhaltung enthalten. Der kalkulatorische Zins, der sich aus dem erwarteten Zins auf das Eigenkapital und dem Zins des Fremdkapitals ergibt, wird mit 7,5 % angenommen, basierend auf einem erwarteten Zins auf das Eigenkapital von 12 % und einem Zinssatz auf das Fremdkapital von 5,5 % (vergleich Tab. 4.2). Bei den Ersatzinvestitionen, die zur Erhaltung der Lebensdauer der in Kapitel 3 analysierten WEA-Komponenten notwendig sind, wurden die Ergebnisse der Gutachterumfrage übernommen. Da die Berechnungen der Energieerzeugungskosten aufgrund der Datengrundlagen für die kw WEA-Klasse durchgeführt werden, 21/47

22 wurden Ersatzinvestitionen von 64 % des WEA-Preises DM/kW angenommen. Diese Ersatzinvestitionen sind verteilt über die kalkulierte Lebensdauer der WEA von 20 Jahren aufzubringen. Entsprechend den Ergebnissen der Gutachterumfrage wird angenommen, daß ein Großteil dieser Kosten erst nach dem 10. Betriebsjahr anfällt, so daß innerhalb der ersten 10 Betriebsjahre mit Kosten von 2 % des WEA-Preises DM/kW für Reparatur- und Instandhaltung gerechnet wird. Auf das 11. bis 20. Betriebsjahr entfallen dann noch 44 % des WEA-Preises als Ersatzinvestition gleich verteilt über die zweiten 10 Betriebsjahre. Da in diesen Ersatzinvestitionen die Kosten für Reparatur- und Instandhaltung enthalten sind, wird in der zweiten Dekade mit Betriebskosten von 3,2 % des WEA-Preises pro Jahr gerechnet. Würde man die Ersatzinvestitionen der zweiten Dekade von 44 % des WEA-Preises auf die Betriebskosten der zweiten Dekade addieren, so ergäben sich gesamte Betriebskosten für die zweite Dekade von 7,6 % bezogen auf den WEA-Preis von DM/kW. Zur Berechnung der Energieerträge ist außerdem noch eine Festlegung des Parkwirkungsgrades, der technischen Verfügbarkeit und der verwendeten Rauhigkeitslänge am Standort des Windenergieprojektes notwendig. Für die technische Verfügbarkeit wurde ein Wert von 98 % vorgesehen und für den Parkwirkungsgrad, der die Abschattungseffekte der verschiedenen Anlagen eines Windparks berücksichtigt, 92 %. Außerdem wurde mit einer mittleren Rauhigkeitslänge über alle Windrichtungssektoren von 0,1 m gerechnet, was einem Mittelwert zwischen sehr hohen Rauhigkeitswerten, wie sie öfters im Binnenland anzutreffen sind, und sehr geringen Rauhigkeitswerten, die zur Beschreibung von Küstenregionen verwendet werden, entspricht. 4.2 Sensitivitätsanalyse bezüglich der Energieerzeugungskosten von WEA in Windparks Zur genaueren Untersuchung, welche Parameter einen besonders großen Einfluß auf die Energieerzeugungskosten von WEA ausüben, wird eine Sensitivitätsanalyse vorgenommen. Hierbei werden folgende Parameter variiert und deren Auswirkung auf die Energieerzeugungskosten von Windparks analysiert: Leistung der WEA Investitionsnebenkosten Betriebskosten Kapitalkosten Nutzungsdauer Bei den Berechnungen der Energieerzeugungskosten innerhalb der Sensitivitätsanlyse wird lediglich von einer Nutzungsdauer von 10 Jahren ausgegangen ohne Berücksichtigung der Ersatzinvestitionen für den Erhaltungsaufwand. Daher wird während der Nutzungsdauer mit Betriebskosten von 5,2 % bezogen auf den WEA-Preis DM/kW gerechnet. Alle weiteren Randbedingungen der Berechnung entsprechen der Definition aus Kapitel /47

23 4.2.1 Variation der Leistungsklassen Eine Variation der Leistungsklasse der WEA ergibt die in Abb. 4.1 dargestellten Energieerzeugungskosten über der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit in 30 m Höhe. Die niedrigsten Energieerzeugungskosten sind derzeit immer noch mit WEA der 500 kw-klasse zu erreichen. Sowohl die 1 MW-Klasse als auch die 1,5 MW- Klasse weisen höhere Werte der Energieerzeugungskosten auf. Energieerzeugungskosten, DM/kWh 0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00-10 Jahre Nutzungsdauer - 33% Investitionsnebenkosten - 7,5% kalkulatorischer Zins - Rauhigkeitslänge 0,1 m - techn. Verfügbarkeit 98% - Parkwirkungsgrad 92% - 5,2% Betriebskosten - 3% Preissteigerungsrate der BK 1.5 MW-Klasse 1 MW-Klasse 500-kW-Klasse Einspeisevergütung ,5 5 5,5 6 6,5 7 Windgeschwindigkeit (30 m Höhe), m/s Abb. 4.1: Energieerzeugungskosten für WEA in Windparks unterschiedlicher Leistungsklassen bei einer Nutzungsdauer von 10 Jahren Eine Kostendeckung mit der 500 kw-anlagenklasse wird unter den getroffenen Annahmen und einer Nutzungsdauer von 10 Jahren erst an Standorten mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit in 30 m Höhe von 6,2 m/s erreicht. Hierbei wurde die Einspeisungsvergütung von 1999 mit 16,52 Pf/kWh als konstant über die betrachteten 10 Jahre angenommen. Für die weiteren Berechnungen wird mit der günstigsten Anlagenklasse, der 500 kw-klasse, weitergerechnet. Diese Entscheidung basiert auf der Annahme, daß in Zukunft die Preise von WEA größerer Leistungsklassen noch sinken werden, so daß ein Absinken der Energieerzeugungskosten dieser Anlagengenerationen erwartet werden kann Variation der Investitionsnebenkosten Die Investitionsnebenkosten wurden jeweils um 3 % um den Ausgangswert, 33 % bezogen auf den WEA-Preis von DM/kW, variiert. Dieser Variationsbereich zeigt nur einen sehr kleinen Einfluß auf den Verlauf der Energierzeugungskosten über der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit. 23/47

24 0,45 Energieerzeugungskosten, DM/kWh] 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00-10 Jahre Nutzungsdauer - 7,5% kalkulatorischer Zins - Rauhigkeitslänge 0,1 m - techn. Verfügbarkeit 98% - Parkwirkungsgrad 92% - 5,2% Betriebskosten - 3% Preissteigerungsrate der BK % Inv.nebenkosten 33% Inv.nebenkosten 30% Inv.nebenkosten Einspeisevergütung ,5 5 5,5 6 6,5 7 Windgeschwindigkeit (30 m Höhe), [m/s] 6.3 Abb. 4.2: Energieerzeugungskosten für WEA der 500 kw-klasse in Windparks in Abhängigkeit der Investitionsnebenkosten bei einer Nutzungsdauer von 10 Jahren Variation der Betriebskosten Die Variation der Betriebskosten hat hingegen einen erheblich größeren Einfluß auf den Verlauf der Energieerzeugungskosten von WEA. 0,45 Energieerzeugungskosten, DM/kWh 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05-10 Jahre Nutzungsdauer - 7,5 % kalkulatorischer Zins - 33 % Investitionsnebenkosten - Rauhigkeitslänge 0,1 m - techn. Verfügbarkeit 98% - Parkwirkungsgrad 92% - 3% Preissteigerungsrate der BK 6.2 7% Betriebskosten 6% Betriebskosten 5% Betriebskosten Einspeisevergütung ,00 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 Windgeschwindigkeit (30 m Höhe), m/s Abb. 4.3: Energieerzeugungskosten für WEA in Windparks in Abhängigkeit der Betriebskosten bei einer Nutzungsdauer von 10 Jahren 24/47

25 Lediglich eine Variation von 1 % bezogen auf den zugrunde gelegten WEA-Preis zeigt einen deutlich besseren bzw. schlechteren Verlauf der Energierzeugungskosten über der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit Variation der Kapitalkosten Die Höhe des kalkulatorischen Zinses, der die Kapitalkosten bestimmt, ist abhängig von der Zinserwartung auf das Eigenkapital und den Zinsbedingungen für das Fremdkapital, sowie die Anteile von Fremd- und Eigenkapital. In Tab. 4.2 ist der kalkulatorische Zinssatz für unterschiedliche Zinserwartungen des Eigenkapitals und Zinsen des Fremdkapitals berechnet worden. Als Eigenkapital wurde ein Anteil von 30 % der Investition angenommen, was in der Regel den Bedingungen der Banken für die Finanzierung von Windenergieprojekten entspricht. Eigenkapital Fremdkapital Anteil Zins Anteil Zins kalkulatorischer Zins 30 % 10 % 70 % 5,0 % 6,50 % 30 % 10 % 70 % 5,5 % 6,85 % 30 % 10 % 70 % 6,5 % 7,55 % 30 % 12 % 70 % 5,0 % 7,10 % 30 % 12 % 70 % 5,5 % 7,45 % 30 % 12 % 70 % 6,5 % 8,15 % 30 % 14 % 70 % 5,0 % 7,70 % 30 % 14 % 70 % 5,5 % 8,05 % 30 % 14 % 70 % 6,5 % 8,75 % Tab. 4.2: Kalkulatorischer Zinssatz in Abhängigkeit der Zinserwartung des Eigenkapitals und des Zinssatzes für das Fremdkapital einer Investition Für die Berechnung der Energierzeugungskosten wurde mit einem kalkulatorischen Zinssatz von 7,5 % gerechnet, der sich aus einem erwarteten Zins auf das Eigenkapital von 12 % und Zinsen für das Fremdkapital von 5,5 % ergibt. Diese Annahme kann für die Zukunft als durchaus realistisch angenommen werden, da zu erwarten ist, daß das derzeitig niedrige Zinsniveau etwas ansteigen dürfte. Die Variation des kalkulatorischen Zinssatzes erfolgt in dem Rahmen, der sich aus den Berechnungen in Tab. 4.2 ergibt, d.h. der kalkulatorische Zinssatz wird um 1 % nach oben und unten variiert. Der Verlauf der Energieerzeugungskosten in Abb. 4.4 veranschaulicht, daß eine Variation des kalkulatorischen Zinses in dieser Größenordnung nur einen geringen Einfluß auf den Verlauf der Energieerzeugungskosten über der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit hat. 25/47

26 Energieerzeugungskosten, DM/kWh 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00-10 Jahre Nutzungsdauer - 33 % Investitionsnebenkosten - Rauhigkeitslänge 0,1 m - techn. Verfügbarkeit 98% - Parkwirkungsgrad 92% - 5,2% Betriebskosten - 3% Preissteigerungsrate der BK 8,5% kalk. Zinsen 7,5% kalk. Zinsen 6,5% kalk. Zinsen Einspeisevergütung ,5 5 5,5 6 6,5 7 Windgeschwindigkeit (30 m Höhe), m/s Abb. 4.4: Energieerzeugungskosten für WEA in Windparks in Abhängigkeit des kalkulatorischen Zins bei einer Nutzungsdauer von 10 Jahren Variation der Nutzungsdauer Den weitaus größten Einfluß auf die Energieerzeugungskosten hat die Variation der angenommenen Nutzungsdauer, wie aus Abb. 4.5 zu entnehmen ist. 0,45 Energieerzeugungskosten, DM/kWh 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00-7,5 % kalkulatorischer Zins - 33 % Investitionsnebenkosten - Rauhigkeitslänge 0,1 m - techn. Verfügbarkeit 98% - Parkwirkungsgrad 92% - 5,2% Betriebskosten - 3% Preissteigerungsrate der BK 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 Windgeschwindigkeit (30 m Höhe), [m/s] Jahre Nutzungsdauer 12 Jahre Nutzungsdauer 10 Jahre Nutzungsdauer Einspeisevergütung Abb. 4.5: Energieerzeugungskosten für WEA in Windparks in Abhängigkeit der Nutzungsdauer ohne Berücksichtigung der Kosten für den Erhaltungsaufwand bei 12 bzw. 15 Jahren Nutzungsdauer 26/47

27 Unter den in Kapitel 4.1 definierten Randbedingungen, ohne Berücksichtigung von Ersatzinvestitionen für den Erhaltungsaufwand der WEA, ergibt sich eine Kostendekkung mit der Vergütung aus dem Stromeinspeisungsgesetz bei einer Erhöhung der Nutzungsdauer um 5 Jahre auf 15 Jahre bereits an Standorten mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,6 m/s in 30 m Höhe. Da der Parameter Nutzungsdauer aber nicht, wie aus der Gutachterumfrage zu entnehmen ist, ohne Berücksichtigung der Kosten für den Erhaltungsaufwand der WEA zu verändern ist, erfolgt eine Berechnung der Energieerzeugungskosten mit 20 Jahren Nutzungsdauer im folgenden Kapitel. 4.3 Ermittlung der Energieerzeugungskosten unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Betreiber- und der Gutachterumfrage Basierend auf den Ergebnissen der Betreiber- und der Gutachterumfrage erfolgt in diesem Kapitel eine Berechnung der Energieerzeugungskosten für Windparks und Einzel-WEA mit 20 Jahren Nutzungsdauer. Bei der Finanzierung der Ersatzinvestition entsprechend den Ergebnissen der Gutachterumfrage kann nicht mehr mit zinsgünstigen Krediten aus staatlich geförderten Umweltdarlehen gerechnet werden. Die Finanzierung der Ersatzinvestition erfolgt daher unter marktwirtschaftlichen Kreditbedingungen und wird bei den folgenden Berechnungen mit einem Zinssatz von 10 % berücksichtigt Energieerzeugungskosten für Windparks In Abb. 4.6 sind die Energiererzeugungskosten für Windparks als Kurvenverläufe über der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit für die ersten 10 Betriebsjahre und für die Jahre 11 bis 20 aufgetragen. Der Kurvenverlauf der ersten 10 Betriebsjahre entspricht den Ergebnissen in Abb. 4.1 für die 500 kw-anlagenklasse, d.h. hier wurde eine Refinanzierungszeit der Anfangsinvestition von 10 Jahren angenommen. Der Anteil der Ersatzinvestition für die ersten 10 Betriebsjahre ist durch die Berücksichtigung von 2 % Reparatur- und Instandhaltungskosten innerhalb der Betriebskosten erfolgt. Die Berechnung der Energierzeugungskosten der Jahre 11 bis 20 erfolgt auf der Grundlage der Ersatzinvestition für den Erhaltungsaufwand der Anlage minus den anteiligen Kosten, die in den ersten 10 Betriebsjahren innerhalb der Betriebskosten berücksichtigt wurden. Da die Refinanzierungszeit der Projektinvestitionskosten bereits in den ersten 10 Jahren erfolgt, liegen die Energieerzeugungskosten der zweiten Dekade wesentlich niedriger. In Abb. 4.7 erfolgt eine Berechnung der Energieerzeugungskosten unter gleichen Annahmen über den gesamten Zeitraum der kalkulierten Lebensdauer von WEA (20 Jahre). 27/47

28 Energieerzeugungskosten, DM/kWh 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0, Jahresenergieertrag (500 kw WEA), MWh 4.6 Kostenverlauf für die ersten 10 Betriebsjahre Kostenverlauf der Ersatzinv. verteilt auf Jahr Einspeisevergütung 99-7,5 % kalkulatorischer Zins - 33 % Investitionsnebenkosten - Rauhigkeitslänge 0,1 m - Rayleigh-Verteilung - techn. Verfügbarkeit 98% - Parkwirkungsgrad 92% - 3,2% Betriebskosten + 2% Reparatur- und Instandhaltungskosten für Jahr - 3% Preissteigerungsrate 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 Windgeschwindigkeit (30 m Höhe), m/s Abb. 4.6: Energieerzeugungskosten für WEA in Windparks der kw-klasse unter Berücksichtigung von Ersatzinvestitionen für Reparatur ab dem 11. Betriebsjahr 6.2 Energieerzeugungskosten, DM/kWh 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0, Kostenverlauf für eine Nutzungsdauer von 20 Jahren Einspeisevergütung 99 Jahresenergieertrag (500 kw WEA), MWh 5.7-7,5 % kalkulatorischer Zins - 33 % Investitionsnebenkosten - Rauhigkeitslänge 0,1 m - Rayleigh-Verteilung - Nabenhöhe der WEA 65 m - techn. Verfügbarkeit 98% - Parkwirkungsgrad 92% - 3,2% Betriebskosten + 2% Reparatur- und Instandhaltungskosten für Jahr - 3% Preissteigerungsrate - Ersatzinvestition i.h.v. 44% verteilt auf die Jahre 11 bis 20 0,00 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 Windgeschwindigkeit (30 m Höhe), m/s Abb. 4.7: Energieerzeugungskosten für WEA in Windparks der kw-klasse bei einer Nutzungsdauer von 20 Jahren und unter Berücksichtigung von Ersatzinvestitionen für Reparaturen in der Höhe von 44 % bezogen auf den WEA-Preis (1700 DM/kW) verteilt auf die Betriebsjahre 11 bis /47

29 Eine Kostendeckung basierend auf der Vergütung von 1999 nach dem Stromeinspeisungsgesetz erfolgt an Standorten mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,7 m/s in 30 m Höhe, was einem Jahresenergieertrag einer 500 kw WEA mit 65 m Nabenhöhe von ca MWh entspricht. Diese Berechnung basiert auf der Annahme einer Rayleih-Verteilung der Windgeschwindigkeit und eine mittlere Rauhigkeitslänge über alle Windrichtungssektoren von 0,1 m Energieerzeugungskosten für Einzel-WEA Entsprechende Ergebnisse der Berechnungen, wie sie in Kapitel für Windparks dargestellt sind, werden in diesem Kapitel für Einzel-WEA präsentiert. Die Energieerzeugungskosten für Einzel-WEA liegen, wie den Abb. 4.8 und 4.9 zu entnehmen ist, unter denen der Windparks. Die niedrigeren Investitionsnebenkosten sowie der nicht zu berücksichtigende Parkwirkungsgrad führen zu den dargestellten niedrigeren Energieerzeugungskosten. Betrachtet man die Energieerzeugungskosten unter Berücksichtigung der Ersatzinvestition für den Erhaltungsaufwand über 20 Jahre Lebensdauer der Anlagen (Abb. 4.9), so ergibt sich eine Kostendeckung mit der Vergütung nach dem Stromeinspeisungsgesetz an Standorten mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,5 m/s in 30 m Höhe, was einem Jahresenergieertrag einer 500 kw WEA mit 65 m Nabenhöhe von ca MWh entspricht. Diese Berechnung basiert ebenfalls auf der Annahme einer Rayleigh-Verteilung der Windgeschwindigkeit und einer mittleren Rauhigkeitslänge über alle Windrichtungssektoren von 0,1 m. Energieerzeugungskosten, DM/kWh 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0, Kostenverlauf für die ersten 10 Betriebsjahre Kostenverlauf der Ersatzinv. ab dem 11. Jahr Einspeisevergütung 99 Jahresenergieertrag (500 kw WEA), MWh 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 Windgeschwindigkeit (30 m Höhe), m/s 6.0-7,5 % kalkulatorischer Zins - 29 % Investitionsnebenkosten - Rauhigkeitslänge 0,1 m - Rayleigh- Verteilung - techn. Verfügbarkeit 98% - 3,2% Betriebskosten + 2% Reparatur- und Instandhaltungskosten für das Jahr - 3% Preissteigerungsrate Abb. 4.8: Energieerzeugungskosten für Einzel-WEA der kw-klasse unter Berücksichtigung von Ersatzinvestitionen für Reparaturen ab dem 11. Betriebsjahr 29/47

30 Energieerzeugungskosten, DM/kWh 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0, Kostenverlauf für eine Nutzungsdauer von 20 Jahren Einspeisevergütung 99 Jahresenergieertrag (500 kw WEA), MWh 5.5-7,5 % kalkulatorischer Zins - 29 % Investitionsnebenkosten - Rauhigkeitslänge 0,1 m - Rayleigh-Verteilung - techn. Verfügbarkeit 98% - 3,2% Betriebskosten + 2% Reparatur- und Instandhaltungskosten für Jahr - 3% Preissteigerungsrate - Ersatzinvestition i.h.v. 44% verteilt auf die Jahre 11 bis 20 0,00 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 Windgeschwindigkeit (30 m Höhe), m/s Abb. 4.9: Energieerzeugungskosten für Einzel-WEA der kw-klasse bei einer Nutzungsdauer von 20 Jahren und unter Berücksichtigung von Ersatzinvestitionen für Reparaturen in der Höhe von 44 % bezogen auf den WEA-Preis (1700 DM/kW) verteilt auf die Betriebsjahre 11 bis 20. Zur Darstellung der Regionen, in denen mittlere Jahreswindgeschwindigkeiten von 5,7 m/s bzw. 5,5 m/s in 30 m Höhe über Grund herrschen, ist in Abb eine Isoventenkarte für das nördliche Niedersachsen dargestellt, der die Linien gleicher mittlerer Jahreswindgeschwindigkeiten zu entnehmen sind. 30/47

31 Abb. 4.10: Isoventenkarte des nördlichen Niedersachsens für mittlere Jahreswindgeschwindigkeiten in 30 m Höhe 31/47

32 5 Bisherige Auswirkungen gezielter Fördermaßnahmen auf die Preisentwicklung in der Windenergienutzung Die Windenergienutzung in Deutschland wurde durch gezielte Förderprogramme unterstützt, wie z.b. das 100/250 MW Breitentestprogramm des BMBF, das seit dem in Kraft getretene Stromeinspeisungsgesetz sowie unterschiedliche Förderprogramme in den verschiedenen Bundesländern. Auf Basis dieser unterschiedlichen Förderprogramme konnte sich die Windenergienutzung in Deutschland zu einem Markt mit stetig steigendem Umsatzvolumen entwickeln. Allein im ersten Halbjahr 1999 wurden Investitionen in den Ausbau der Windenergienutzung in Deutschland getätigt mit einem Volumen von ca Mio DM [1]. Des Weiteren hat sich in Deutschland aufgrund gezielter Fördermaßnahmen eine Windenergieindustrie etabliert, die weltweit als sehr innovativ gilt und deren Produkte auf immer mehr internationalen Märkten Absatz findet [2]. Sowohl die ständige Weiterentwicklung der Anlagentechnik als auch die mit den wachsenden Märkten verbundene Serienfertigung der WEA haben zu ständig sinkenden spezifischen Anlagenpreisen geführt. Während in den Auswertungen der Betreiberumfrage (Kapitel 2.2) die WEA-Preise nicht inflationsbereinigt dargestellt wurden, ist in Abb. 5.1 eine inflationsbereinigte Darstellung gewählt worden und zwar in DM-Werten von ,4 1,2 1 16,1-22 m 22,1-32 m 32,1-48 m 48,1-58 m 58,1-72 m DM/kWh/a 0,8 0,6 0,4 0, Abb. 5.1: Entwicklung der auf den Jahresenergieertrag eines Referenzstandortes bezogenen Preise für WEA in DM-Werten von 1990 (inflationsbereinigt) [3] In dieser Abbildung ist das Verhältnis der Anlagenkosten bezogen auf den Jahresenergieertrag an einem Referenzstandort mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 6 m/s in 10 m Höhe dargestellt, mit dem Ziel einen Vergleich der Kosten 32/47

33 von WEA unterschiedlicher Leistungklassen und unterschiedlichem Aufstellungsjahr durchzuführen. Die Werte dieser spezifischen Investitionskosten in DM/kWh/a sind hierbei von 1990 bis 1998 für WEA unterschiedlicher Leistungklassen aufgetragen. Unterschieden werden die Leistungsklassen nach Rotordurchmessern. Am Beispiel der Leistungsklasse mit Rotordurchmessern zwischen 32,1 m und 48 m, dies entspricht einer installierten Leistung bis 600 kw, wird die Reduktion der spezifischen Kosten für WEA am deutlichsten. Hatte diese Leistungklasse 1990 noch einen Wert von 0,95 DM/kWh/a dieser spezifischen Investitionskosten, so ist dieser Wert 1998 auf 0,48 DM/kWh/a gesunken. Dies entspricht einer Kostenreduktion von 49,5 % in 9 Jahren. Die nächst größeren Leistungsklassen mit Rotordurchmessern bis 58 m bzw. 72 m, also WEA der 1,0 bzw. 1,5 MW-Klasse, weisen im Jahr 1998 noch einen höheren Wert der spezifischen Investitionskosten auf als die Anlagenklasse mit Rotordurchmessern bis 48 m. Dies entspricht allerdings der gleichen Situation wie bei der Einführung der Anlagenklasse mit Rotordurchmessern bis 48 m. Auch diese Anlagenklasse war drei Jahre nach ihrer Einführung noch spezifisch teurer als die damals bereits im Markt eingeführte kleinere Anlagenklasse. Es ist daher zu erwarten, daß auch die spezifischen Kosten der neuen, großen Anlagenklassen in Zukunft auf bzw. unter das Niveau der schon länger am Markt eingeführten Leistungsklassen sinken. 0,3 0,2761 0,2753 Bund oder Land Land 0,25 Bund 0,22 0,22 0,2257 Vergütung 0,2 0,1993 0,2029 0,1721 0,1715 0,1679 0,1652 DM/kWh 0,15 0,1610 0,1 0,09 0, Abb. 5.2: Durchschnittliche Entwicklung der optimal erzielbaren Vergütung elektrischer Energie aus Windkraft in den Küstenländern Schleswig-Holstein und Niedersachsen Neben der Entwicklung der Kostensituation aufgrund fortschreitender Anlagentechnik bildet die Vergütung elektrischer Energie aus Windkraft die Grundlage für den wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen. In Abb. 5.2 ist die durchschnittliche Entwicklung der optimal erzielbaren Vergütung für Strom aus Windenergie bei einer Errichtung der 33/47

34 Anlagen in den Jahren 1988 bis 1998 aufgetragen. Deutlich zu erkennen ist der Anstieg der Stromeinspeisevergütung durch das am in Kraft getretene Stromeinspeisungsgesetz von vormals 9 Pf/kWh auf 16,61 Pf/kWh im Jahr Neben der Vergütung für Strom aus Windenergie aufgrund der Einspeisung in das Verbundnetz gab es unterschiedliche Förderungen seitens des Bundes und der Länder. Für die in Abb. 5.2 dargestellten Länderförderungen wurden als Grundlage die Förderungen der Länder Schleswig-Holstein und Niedersachsen berücksichtigt, da es sich hier um Regionen handelt, die in den betrachteten Jahren aufgrund des guten Windangebots vornehmlich für die Windenergienutzung zur Verfügung standen. Diese Förderungen sind teilweise als Investitionskosten- oder als Betriebskostenzuschüsse ausgezahlt worden. In Abb. 5.2 sind die Förderungsarten auf Betriebskostenzuschüsse umgerechnet worden, um Aussagen über die Einspeisevergütung für elektrische Energie aus Windkraft zu erhalten. Deutlich zu erkennen ist ein Maximum der Vergütung für Anlagen, die in den Jahren 1991 und 1992 errichtet wurden. Bei später errichteten WEA nimmt die Vergütung deutlich ab (von 1992 bis 1996 um ca. 11 Pf/kWh), so daß nach 1996 nur noch die Vergütung aus dem Stromeinspeisungsgesetz anzusetzen ist. 0,30 0,25 0,2761 0,2643 DM/kWh (DM-Werte 1991) 0,20 0,15 0,10 0,2076 0,1791 0,1790 0,1497 0,1474 0,1426 0,1382 0,1327 * 0,05 0, Abb. 5.3: Durchschnittliche Entwicklung der optimal erzielbaren Vergütung elektrischer Energie in den Küstenländern Schleswig-Holstein und Niedersachsen in inflationsbereinigten DM-Werten von1991 (* die Inflation in 1999 wurde zur Berechnung des Wertes für das Jahr 2000 mit 1,5 % angenommen) Den Abb. 5.1, 5.2 und 5.3 ist zu entnehmen, wie aufgrund ausreichender staatlicher Fördermaßnahmen eine Kostendegression in der Anlagentechnik entstanden ist, die 34/47

35 wiederum zu einem starken Absinken der optimal erzielbaren Vergütung für Strom aus Windenergie führte. Betrachtet man die inflationsbereinigte Darstellung der Vergütung in DM-Werten von 1991 für Strom aus Windenergie (Abb. 5.3), so hat die Entwicklung der Windenergienutzung mit sinkenden Preisen (vergl. Abb. 5.1) zu einer Reduzierung der Vergütung von 1991 bis zum Jahr 2000 von 51,9 % geführt. Die Entwicklung bei den Kosten der Windenergienutzung sowie der Anlagentechnik hat auch zu Veränderungen des Marktes von WEA geführt. Wurden Anfang der neunziger Jahre WEA vor allem in den Küstenregionen aufgestellt, so ist heute eine deutliche Tendenz in Richtung Binnenland zu erkennen. In Abb. 5.4 ist der Anteil der 11 Bundesländer im Binnenland an der Windenergienutzung in Deutschland dargestellt. Betrug der Anteil der installierten Leistung der 11 Bundesländer im Binnenland an der gesamten in Deutschland installierten Leistung 1993 nur 13,7 %, so ist dieser Wert im ersten Halbjahr 1999 auf 49,0 % angestiegen. Da ein Großteil der WEA, die in den Bundesländern mit einem Küstenstreifen errichtet werden, in Regionen aufgestellt werden, die bezogen auf die mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten eher dem Binnenland zuzurechnen sind, liegt der Anteil des Marktes im Binnenland heute weit über 50 % Anteil an den in Deutschland aufgestellten WEA Anteil an der in Deutschland installierten Leistung Anteil der 11 Bundesländer im Binnenland, % Hj 1999 Abb. 5.4: Anteil der 11 Bundesländer im Binnenland an der Windenergienutzung in Deutschland [1] 6 Modelle zur differenzierten Vergütung Im Rahmen der Diskussion um eine Novellierung des Stromeinspeisungsgesetzes wurden von verschiedenen Seiten unterschiedliche Ansätze für eine differenzierte Vergütung für Strom aus WEA vorgestellt. Ziel der verschiedenen Modelle zur differenzierten Vergütung ist die Berücksichtigung des Standorteinflusses bei der Bemes- 35/47

36 sung der Vergütungshöhen. Alle bisher diskutierten Modelle sehen eine Absenkung der Vergütung bei Überschreitung einer festgelegten Energielieferung vor. Sie unterscheiden sich hinsichtlich der Verwendung von spezifischen Parametern, die die Grenze der Energielieferung, bei der eine Absenkung der Vergütung erfolgen soll, für unterschiedliche WEA beschreibt. Ziel muß es sein, bei dieser Definition technikneutrale Verfahren zu finden, um nicht auf ein bestimmtes Vergütungsmodell optimierte Technik von WEA zu fördern. Generell werden z.z. folgende Modelle zur differenzierten Vergütung diskutiert: Benutzungsstunden-Modell (Vollaststunden-Modell) kwh/m 2 -Modell Referenzertragsmodell 6.1 Benutzungsstunden-Modell Im Benutzungsstunden-Modell (Vollaststunden-Modell) wird eine bestimmte Benutzungsstundenzahl festgelegt, ab der eine Änderung der Vergütungshöhe eintritt. Hierbei sind die Benutzungsstunden wie folgt definiert: Benutzungs stunden = Jahresenergieertrag Nennleistung Erzeugt eine WEA mit einer installierten Nennleistung von 500 kw an einem Standort beispielsweise kwh Strom, so erreicht diese Anlage 2000 h (Benutzungsstunden) pro Jahr. Wählt man den Parameter Benutzungsstunden, um eine Grenze der Energielieferung, ab der sich die Vergütungshöhe ändern soll, zu definieren, so handelt es sich hierbei nicht um ein technikneutrales Verfahren. Es ist sehr leicht denkbar, den Parameter Benutzungstunden aufgrund von technischen Änderungen an der WEA derart zu beeinflussen, daß dieser Parameter stark verändert werden kann, ohne damit die Leistungsfähigkeit der WEA wesentlich zu beeinflussen. Wird beispielsweise die Nennleistung des Generators bei gegebenen Rotordurchmesser erhöht, was nur eine sehr geringe Auswirkung auf den Energieertrag der WEA hat, so reduziert sich der Wert für die Benutzungsstunden sehr stark. Würde man im oben beschriebenen Beispiel anstatt eines 500 kw-generators einen 600-kW Generator in der WEA installieren, so ergäben sich bei in etwa gleichem Jahresenergieertrag nur 1667 h (Benutzungsstunden) pro Jahr, also ca. 17 % weniger, was zu einer entsprechend längeren Zeit erhöhter Vergütung führen würde. Daher ist dieser Parameter zur Definition einer Grenze der Energielieferung, ab der sich die Vergütungshöhe ändern soll, nicht geeignet. 36/47

37 6.2 kwh/m 2 Modell Als nächstes Verfahren wird das sogenannte kwh/m 2 -Modell betrachtet. Dieses Modell wurde vorgeschlagen, da die Energielieferung von WEA im wesentlichen von der Rotorkreisfläche beeinflußt wird und daher ein Bezug des Energieertrages auf die Rotorkreisfläche diesen Einfluß berücksichtigt. Verwendet man wiederum das oben genannte Beispiel einer WEA mit 500 kw Nennleistung, die eine Rotorkreisfläche von m 2 hat, so würde diese Anlage bei einem Jahresenergieertrag von kwh 784 kwh/m 2 im Jahr liefern. Ein kwh/m 2 -Modell würde nun die Grenze der Energielieferung, ab der eine Änderung der Vergütung erfolgen soll, durch die auf die Rotorkreisfläche bezogene Energielieferung festlegen. Wird beispielsweise eine Grenze von kwh/m 2 eingeführt, so würde die Änderung der Vergütung bei der WEA vom obigen Beispiel nach 16,5 Jahren eintreten. An einem Standort, an dem die gleiche WEA einen Jahresenergieertrag von kwh liefert, würde eine Änderung der Vergütung bereits nach 13,8 Jahren erfolgen. Im folgenden soll untersucht werden, ob eine Optimierung der WEA-Technik so ausgerichtet werden kann, daß damit der Zeitpunkt bis zum Eintritt der Grenze, ab der eine Veränderung der Einspeisevergütung erfolgen soll, stark beeinflußt wird und somit das Kriterium unterlaufen werden kann. Außerdem muß untersucht werden, ob WEA unterschiedlicher Technologie bei Anwendung dieses Kriteriums Vorteile bzw. Nachteile erhalten. Hierzu werden folgende drei Fälle näher betrachtet: 1. Der Rotordurchmesser der WEA wird vergrößert. Hierdurch vergrößert sich die Rotorkreisfläche, womit sich ebenfalls der Energieertrag erhöht. Der Zusammenhang zwischen Rotorkreisfläche und Energieertrag ist hierbei linear, so daß eine Vergrößerung der Rotorkreisfläche eine entsprechende Erhöhung des Energieertrages bewirkt. Der Quotient von Energieertrag und Rotorkreisfläche, der als Kriterium für die Änderung der Einspeisevergütung verwendet wird, bleibt in etwa konstant, womit der Zeitraum bis zum Eintritt der Grenze, ab der eine Veränderung der Einspeisevergütung erfolgen soll, nicht verändert wird. 2. Es erfolgt eine Optimierung des Leistungsbeiwertes der WEA ohne eine Veränderung des Rotordurchmessers. Dies kann beispielsweise erfolgen, indem die WEA im Teillastbereich drehzahlvariabel betrieben wird mit dem Ziel, den Leistungsbeiwert über den gesamten Betriebsbereich auf einen optimalen Wert einzustellen. Hierdurch wird eine Erhöhung des Energieertrages erreicht, ohne daß eine Vergrößerung der Rotorkreisfläche erfolgt. Der Quotient aus Energieertrag und Rotorkreisfläche für die optimierte WEA steigt daher an. Die Folge ist, daß eine definierte Grenze dieses Quotientens (z.b kwh) früher erreicht und eine erhöhte Vergütung nicht so lange gezahlt wird. Aufgrund des gleichen Rotordurchmesser bei optimierter und weniger optimierter WEA wird aber der gleiche Energieertrag mit einer erhöhten Vergütung versehen. Der Vorteil, den die optimierte WEA besitzt, liegt lediglich darin, daß diese WEA das Volumen der erhöhten Vergütung in einem kürzerem Zeitraum verdient. Die zusätzliche Investiti- 37/47

38 on zur Steigerung der Effizienz der Anlagentechnik findet nach diesem Modell keine Berücksichtigung in Bezug auf die Energiemenge, für die eine erhöhte Vergütung erfolgt. 3. Die Turmhöhe der WEA wird erhöht, wodurch der Energieertrag der Anlage ebenfalls gesteigert wird, was auch zu einer Erhöhung des Quotienten aus Energieertrag und Rotorkreisfläche der WEA führt. Auch bei dieser konstruktiven Änderung wird eine festgelegte Grenze, bis zu der eine erhöhte Vergütung gezahlt wird, lediglich früher erreicht. Die Energiemenge, für die eine erhöhte Vergütung gezahlt wird, bleibt hierbei ebenfalls gleich. Diese technische Änderung der Anlage, die zu einem erhöhtem Energieertrag und somit zu einer Effizienzsteigerung führt, findet nach diesem Modell keine Berücksichtigung in der Festlegung der Energiemenge, für die eine erhöhte Vergütung gezahlt wird. Die Betrachtung dieser drei Fallunterscheidungen, insbesondere der Fälle 2 und 3, verdeutlicht, daß eine Veränderung einiger konstruktiver Parameter der WEA lediglich Auswirkungen auf den Zeitraum hat, für den eine erhöhte Vergütung gezahlt wird. Ein Einfluß auf die Berechnung der Energiemenge, für die eine erhöhte Vergütung gezahlt wird, findet in den Fällen 2 und 3 nicht statt. Wird hingegen der Rotordurchmesser vergrößert, um höhere Energieerträge der WEA zu erzielen (Fall 1), so wird diese konstruktive Änderung bei der Berechnung der Energiemenge, für die eine erhöhte Vergütung gezahlt wird, berücksichtigt. Somit wird nicht jede innovative Entwicklung der Anlagentechnik, die eine Effizienzsteigerung zur Folge hat, durch Anwendung dieses Kriterium gefördert. Im Gegenteil, es kann auch zu einem Hemmnis innovativer Weiterentwicklung führen. Dies ist der Fall, wenn zusätzliche Investitionen zur Effizienssteigerung der Windenergieanlage durch erhöhte Einnahmen nicht ausgeglichen werden können. Grundsätzlich wird aber bei Anwendung dieses Kriteriums deutlich, daß es sich hierbei nicht um ein technikneutrales Kriterium handelt und die Anwendung dieses Kriteriums zu Verzerrungen der Marktsituation der unterschiedlichen Anlagentechnologien führen kann. 6.3 Referenzertrags-Modell Ein drittes Verfahren, welches derzeit im Rahmen der Modelle zur differenzierten Vergütung für Strom aus Windenergie diskutiert wird, ist das sogenannte Referenzertrags-Modell. Hiernach wird ein Referenzstandort definiert, beispielsweise ein Standort mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,5 m/s in 30 m Höhe. Für diesen Referenzstandort wird für jede WEA mittels einer von einem unabhängigen Institut nach internationalen Standards vermessenen Leistungskurve der Jahresenergieertrag ermittelt. Der Referenzenergieertrag, ab dem eine Veränderung der Einspeisevergütung erfolgen soll, ist ein für alle Standorte gleiches Vielfaches vom Jahresenergieertrag der WEA am Referenzstandort. 38/47

39 Def. Referenzstandort Beispiel: v 30 = 5,5 m/s z 0 = 0,1 m Rayleigh -Verteilung zertifizierte Leistungskurve Jahresenergieertrag MWh am Referenzstandort Vielfaches des Jahresenergieertrags Beispiel: 12 x = Referenzenergieertrag MWh ab dem eine Änderung der Vergütung erfolgt Leistung Windgeschwindigkeit Abb. 6.1: Vorgehensweise zur Berechnung des Referenzenergieertrags unterschiedlicher WEA In Abb. 6.1 ist die Vorgehensweise zur Berechnung des Referenzenergieertrags unterschiedlicher WEA schematisch dargestellt. Wichtig bei diesem Verfahren ist die genaue Definition des Referenzstandortes, an dem der Referenzenergieertrag für unterschiedliche WEA berechnet wird. Zur genauen Definition des Referenzstandortes sind folgende Parameter festzulegen: Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit in einer definierten Höhe über Grund Mittlere Rauhigkeitslänge z 0 des Standortes Definition der Windverteilung Durch Festlegung dieser Parameter ist das Windprofil, d.h. die mittlere Jahreswindgeschwindigkeiten über Grund, hinreichend definiert. Es ist somit möglich, unter Verwendung zertifizierter Leistungskurven der WEA den Jahresenergieertrag der verschiedenen WEA am Referenzstandort eindeutig zu ermitteln. Die Multiplikation des Jahresenergieertrags mit einem definierten Vielfachen ergibt dann den Referenzenergieertrag für die entsprechende WEA, ab dem eine Änderung der Vergütung erfolgt. Als Beispiel wurde in dieser Untersuchung ein Referenzstandort mit folgenden Parametern definiert: Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit in 30 m Höhe: Mittlere Rauhigkeitslänge z 0 am Standort: Windverteilung: 5,5 m/s 0,1 m Rayleigh-Verteilung Durch diese Definition ist das Windprofil des Standortes genau beschrieben, das der Tabelle 6.1 zu entnehmen ist. 39/47

40 Tab. 6.1: Höhe über Grund Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit 10 m 4,44 m/s 20 m 5,11 m/s 30 m 5,50 m/s 40 m 5,77 m/s 50 m 5,99 m/s 60 m 6,17 m/s 70 m 6,32 m/s 80 m 6,45 m/s Beschreibung des Windprofils am Referenzstandort mit einer Rauhigkeitslänge von 0,1 m, einer Rayleigh-Verteilung und einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,50 m/s in 30 m Höhe über Grund Da der Referenzstandort durch die Angabe eines Wertes der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit in einer Höhe genau beschrieben ist, kann auch die Angabe in einer anderen Höhe als in 30 m erfolgen. Da die Nabenhöhe der Windenergieanlagen üblicherweise größer ist als 30 m, ist eine Angabe auch in 60 m Höhe über Grund denkbar. Die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit zur Beschreibung des Referenzstandortes würde dann 6,17 m/s in 60 m Höhe lauten. Würde nun eine Windenergieanlage an verschiedenen Standorten unterschiedliche Jahresenergieerträge erzielen, so verändert sich lediglich der Zeitpunkt, ab dem eine Änderung der Vergütung erfolgt. Am folgenden Beispiel soll dieser Effekt näher erläutert werden. Betrachtet man eine 500 kw WEA, deren Jahresenergieertrag am Referenzstandort mit MWh berechnet wird und das Vielfache des Jahresenergieertrags zur Berechnung des Referenzenergieertrages mit 12 festgelegt wird, so ergibt sich ein Referenzenergieertrag von MWh, ab dem eine Änderung der Vergütung erfolgt. Für WEA des gleichen Typs, die an unterschiedlichen Standorten errichtet wurden, ergeben sich nun folgende Zeiträume, in denen die Anfangsvergütung gezahlt wird. Standort Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit in 30 m Höhe Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit in 60 m Höhe Jahresenergieertrag MWh Zeitraum, in der die Anfangsvergütung gezahlt wird Binnenlandstandort 4,73 m/s 5,31 m/s ,3 Jahre Referenzstandort 5,50 m/s 6,17 m/s Jahre Küstenstandort 6,45 m/s 7,23 m/s ,7 Jahre Tab. 6.2: Berechnung der Zeiträume für WEA an unterschiedlichen Standorten, in denen die Anfangsvergütung gezahlt wird, Bei diesem Modell zur differenzierten Vergütung handelt es sich im Gegensatz zu den vorab diskutierten Modellen um ein technikneutrales Verfahren, bei dem lediglich die Definition eines Referenzstandortes genau erfolgen muß. Die Berechnung der Energiemenge, für die eine erhöhte Anfangsvergütung gezahlt wird, basiert auf nach internationalen Richtlinien zertifizierten Leistungskurven der WEA, was für den Käufer der WEA vorteilhaft ist. Eine Bewertung der Standorte, an denen die WEA er- 40/47

41 richtet sind, ist bei diesem Verfahren nicht notwendig, da lediglich der tatsächliche erreichte Energieertrag mit dem errechneten Referenzenergieertrag verglichen werden muß. Auch ist es möglich die Zertifizierung der Leistungskurve erst nach der Errichtung der WEA vornehmen zu lassen, wie es beispielsweise bei Prototypen der Fall ist. Nicht ausgeschlossen werden kann bei diesem Verfahren, daß eine Optimierung der WEA auf gute Energieerträge am Referenzstandort erfolgt. Dieses würde aber nicht im Gegensatz zur technologischen Innovation der Windenergienutzung stehen, da hier alle unterschiedlichen Anlagentechnologien im Wettbewerb stehen. 6.4 Auswirkung bisheriger Vorschläge einer differenzierten Vergütung auf die Windenergienutzung in Deutschland Um bisherige Vorschläge zur differenzierten Vergütung für Strom aus Windenergie bewerten zu können, werden in diesem Kapitel die verschiedenen Vorschläge bezüglich der Reduktion der Einnahmen innerhalb des 20-jährigen Betriebes der WEA untersucht und hinsichtlich der Berechnung der Energieerzeugungskosten auf Basis der durchgeführten Umfragen (vergl. Kapitel 4.3) verglichen. Näher untersucht werden vier unterschiedliche Vorschläge zur differenzierten Vergütung. 1. Im Rahmen der Diskussion um das StrEG wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft (BMWi) ein Vorschlag unterbreitet, der ab dem eine Vergütung von mindestens 16 Pf/kWh für Benutzungsstunden vorsah. Danach sollte die Vergütung in Höhe der Verbändevereinbarung abgesenkt werden, die in etwa mit 9,5 Pf/kWh zu bewerten ist. Im folgenden wird dieser Vorschlag als BMWi 1997 bezeichnet. 2. Der Bundesverband Windenergie (BWE) hat einen Vorschlag zur differenzierten Vergütung präsentiert [4], der auf dem Referenzertragsmodell basiert (siehe Kapitel 6.3). Als Referenzstandort wurde ein Standort mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,5 m/s in 30 m Höhe vorgeschlagen, was einer Windgeschwindigkeit in 60 m Höhe von 6,17 m/s entspricht, unter der Annahme einer mittleren Rauhigkeitslänge z 0 am Referenzstandort von 0,1 m und einer Rayleigh- Verteilung der Windgeschwindigkeit. Die Anfangsvergütung liegt bei 18,63 Pf/kWh und sinkt bei Erreichen des Referenzenergieertrages auf 13,66 Pf/kWh ab. 3. Im Rahmen einer Studie im Auftrag des Bundesministerium für Umwelt (BMU) wurde im März 1999 ein Zwischenbericht veröffentlicht [5], bei dem eine Deckelung für Strom aus Windenergie bei kwh/m 2 vorgeschlagen wird entsprechend dem kwh-modell (siehe Kapitel 6.2). Über die Höhe der Vergütung nach der Deckelung wurde keine Aussage gemacht. Daher werden an dieser Stelle zwei unterschiedliche Vergütungssätze nach der Deckelung angenommen. Vergütung bis zur Deckelung bei kwh/m 2 beträgt 17 Pf/kWh, danach erfolgt eine Absenkung auf 14 Pf/kWh. (Vorschlag BMU 1) 41/47

42 Vergütung bis zur Deckelung bei kwh/ m 2 beträgt 17 Pf/kWh, danach erfolgt eine Absenkung auf 11 Pf/kWh. (Vorschlag BMU 2) Um einen Vergleich dieser Vorschläge vornehmen zu können, sind in Abb. 6.2 die Reduzierungen der Einnahmen innerhalb eines Betriebes der WEA von 20 Jahren gegenüber einer durchgehenden Vergütung von 17 Pf/kWh dargestellt. Abb. 6.2: Reduzierung der Einnahmen von Windenergieprojekten gegenüber einer durchgehenden Vergütung von 17 Pf/kWh innerhalb einer Betriebszeit von 20 Jahren aufgrund sinkender Vergütung für die drei vorgeschlagenen Varianten. Die Reduzierungen der Einnahmen ergeben sich aus der Differenz zwischen den Einnahmen bei einer konstanten Vergütung mit 17 Pf/kWh und dem jeweiligen Vorschlag zur differenzierten Vergütung bezogen auf eine konstante Vergütung des Stromes von 17 Pf/kWh über die gesamte Betriebszeit der Anlagen. Die Reduzierung der Einnahmen sind in Abb. 6.2 über unterschiedliche Energieerträge der verschiedenen Standorte aufgetragen. Die Standorte werden hierbei durch den Energieertrag einer 500 kw WEA beschrieben, sowie über entsprechende spezifische Energieertragswerte in kwh/m 2. Um eine genauere Beschreibung der Zusammenhänge der hier verwendeten Parameter zu geben, ist in Tab. 6.3 der jeweilige Wert der Benutzungsstunden, des spezifischen Energieertrags in kwh/m 2, der Jahresenergieertrag einer 500 kw WEA sowie die mittlere Windgeschwindigkeit in 30 m Höhe gegenübergestellt. 42/47