Dr. Horst Meixner: Kriterien zur Auswahl von Windenergieanlagen ...

Kriterien
zur Auswahl von
Windenergieanlagen
für Investitionsvorhaben
in Mittelgebirgslagen
Dr. Horst Meixner
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Übersicht zu den Themen
Windenergie als Geschäftsfeld der hessenENERGIE und
der OVAG-Gruppe
Status der Windenergienutzung in Hessen, Stand der
Technik, verfügbares Marktangebot
Verflechtungen zwischen Standortfindung, Projekt-
Entwicklung, Genehmigung und Auswahl der Anlage
Bewertung von Windenergieanlagen nach ihren Kosten
und Erlösen
Technische Kennwerte, standortbezogene Windprognosen
für Anlagentypen
Anlagenbeschaffung vor dem Hintergrund des EEG mit
seinen Änderungszyklen
Unternehmerische Risiken im Beschaffungsprozess
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Rollenverteilung in Sachen Windenergie
in der OVAG-Unternehmensgruppe
Dienstleister für Projektierung, Bauabwicklung und
Betriebsführung
GmbH = Komplementär der Beteiligungsgesellschaft
KG = Beteiligungsgesellschaft
Eigenkapitalgeber für Windparkinvestitionen
Vermarkter von Windstrom
An den ersten Beteiligungsgesellschaften (hessenWIND I und II) in den 90ger Jahren
waren mehrere hundert Kommanditisten beteiligt. In der OVAG-Unternehmensgruppe
wurden einige der Windenergieprojekte in Form von Beteiligungsgesellschaften
(hessenWIND IV und V sowie hessenWIND Alte Höhe GmbH) realisiert,
an denen eine größere Zahl von Privaten finanziell beteiligt sind.
Zudem war und ist die hessenENERGIE Kooperationspartner bei der Errichtung
und dem Betrieb von kommunalen Windparks. Und sie errichtet Windparks im Auftrag
privater Investoren und übernimmt auch Aufgaben des technischen Betriebs.
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In Hessen zu Hause....
Die hessenENERGIE ist mit rund 100 Windenergieanlagen ein wichtiger
Akteur bei Errichtung und Betrieb von Windenergieanlagen in Hessen.
Auszug Referenzliste Windenergie
Inbetriebn. Standort Betreiber Anlagentyp Zahl
01/2013 Ulrichstein-Platte hessenWIND VI Enercon E82 2,3 MW 7
11/2012 Flechtdorf hessenWIND VI Vestas V90-2 MW 2
11/2011 Helpershain-Meiches hessenWIND VI Enercon E-82 2,3 MW 4
11/2011 Helpershain-Meiches Bürgerwind KG Enercon E-82 2,3 MW 3
06/2011 Ulrichstein hW Alte Höhe GmbH Enercon E-82 2,3 MW 2
03/2011 Ulrichstein Vogelsb. Wind. KG Enercon E-82 2,3 MW 1
09/2010 Hartmannshain hessenWIND VI Enercon E-82 2,0 MW 3
07/2010 Schöneck DIF Windpark Enercon E-82 2,0 MW 4
05/2010 Schöneck DIF Windpark Enercon E-82 2,0 MW 3
… und weitere Windenergieanlagen in
Neustadt (Hessen), Homberg(Ohm), Kirtorf, Alsfeld, Romrod, Birstein,
Trendelburg, Diemelsee, Hirzenhain, Lautertal und Ulrichstein
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Konzept der hessenENERGIE für die Entwicklung
von Windenergieprojekten
Beratung von Kommunen bei der Standortfindung:
„ Wind-Standort-Check“
Kooperative Standortentwicklung auf Grundlage
eines Städtebaulichen Vertrags
Errichtung und Betrieb von Windenergieanlagen
durch die hessenENERGIE bei Integration der
Investition in die OVAG-Gruppe (langfristiges
Engagement über die gesamte Nutzungsdauer)
Unterschiedliche Formen von Beteiligungen der
Kommune und von Bürgern (Genussrechte,
gemeinsame Gesellschaft, Windsparbrief, etc.)
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Stand der Windenergienutzung in Deutschland
Ende 2012 waren in Deutschland insgesamt 23.040 Anlagen mit einer Gesamtleistung
von 31.332 Megawatt (MW) installiert. In 2012 wurden 1.008 Anlagen
mit einer Gesamtleistung von 2.439 MW zugebaut.
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Entwicklung der durchschnittlichen Leistungsgröße der
installierten Windenergieanlagen
In 2012 wurden mehr als 2,4 MW je neuer Anlage erreicht und für die Zukunft
ist mit ca. 3 MW je Anlage zu rechnen.
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Entwicklung der Anteile von Rotorgrößen an der jährlich
neu installierten Windenergie-Leistung
Quelle: DEWI
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Zubau von Windenergieanlagen in 2012 nach
Bundesländern
Quelle: DeutscheWindguard
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Zubau von Windenergieanlagen in Hessen 2000 - 2012
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Anteile von Herstellern an der in 2012 neu
installierten Leistung in Deutschland
Potenzielle Investoren stehen auf dem Markt einer überschaubaren Gruppe von Anbietern gegenüber –
darunter einige große Firmen mit hohen Marktanteilen, die Windenergieanlagen international vermarkten.
Aufgrund der Konfektionierung ist eine individuelle Gestaltung der Anlagentechnik kaum möglich. Der Erwerb
einer größeren Zahl von Anlagen zu günstigen Konditionen ist bei Begrenzung auf konkrete Einzelvorhaben
schwer vorstellbar.
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Marktübersicht WEA ab 800 kW
(Stand Januar 2012)
Quelle:
Koenemann, D.; 150 Meter und mehr, in: Sonne Wind & Wärme 7/2012
Von den hier nach Herstellerangaben aufgelisteten etwa 100 Anlagentypen
(ohne Prototypen) liegen ca. 80 im Leistungsbereich 1,5 bis 3,5 MW.
Für Binnenlandstandorte in Mittelgebirgslagen optimierte bzw. besonders
gut geeignete Anlagen mit Nabenhöhen > 120 m der 3 MW Klasse gibt es
derzeit vielleicht zehn oder zwölf.
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Für niedrige Windgeschwindigkeiten im Binnenland
geeignete Windenergieanlagen (Auswahl)
Hersteller Typ Nabenhöhe (m) Rotordurchmesser (m) Gesamthöhe (m) Nennleistung (kW)
Enercon E-115 149 115 206,5 2500
Enercon E-92 138,38 92 184,38 2350
Vestas V112 140 112 196 3075
GE 2.5-120 139 120 199 2500
Nordex N117/2400 141 116,9 199,45 2400
Gamesa G114 140 114 197 2000
REpower 3.2M114 143 114 200 3200
REpower 3.0M122 139 122 200 3000
Siemens SWT-2.3-113 standortspezifisch 113 standortspezifisch 2300
Dies sind Anlagen mit einer vergleichsweise geringen Leistungsdichte von etwa 200 bis 350 Watt
je m 2 Rotorfläche, die gute Ernten bei im Binnenland typischen Windgeschwindigkeiten ermöglichen
sollen.
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Projektbeteiligte bei der Errichtung eines
Windparks
Die Auswahl eines
Anlagentyps und damit
eines Herstellers ist in
eine komplexe Struktur
der Projektentwicklung
mit vielen Akteuren
eingebunden.
Hersteller
Bürger
Planer
Windpark
Investor
Grundstückseigentümer
Behörden
Standort-
Kommune
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Genehmigungsrechtliche Randbedingungen
Windenergieanlagen sind im Außenbereich nach § 35
Abs. 1 Nr. 5 BauGB privilegiert. Es besteht damit ein
Rechtsanspruch auf Genehmigung, wenn keine anderen
öffentlichen Belange entgegenstehen und wenn die Erschließung
gesichert ist. § 35 Abs. 3 S. 3 BauGB stellt
die Errichtung von Windenergieanlagen im Außenbe-
reich jedoch unter einen Planvorbehalt.
Windparks sind als raumbedeutsame Anlagen (> 50 m)
Gegenstand der Regionalplanung.
Die Genehmigung zur Errichtung und zum Betrieb von
Windenergieanlagen richtet sich nach dem Bundes-
Immissionsschutzgesetz (BImSchG) und hier i.d.R. nach
dem sogenannten vereinfachten Verfahren.
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Standortfindung und Projektentwicklung:
Gutachten für die Genehmigung jedes Windparks
Schallimmissionsprognose
Schattenwurfprognose
Visualisierung (Einwirkung auf das Landschaftsbild)
Turbulenzgutachten (Beurteilung der Standsicherheit)
Ornithologisches Gutachten zu Zug-, Rast- und Brutvögel
Gutachten zu Fledermausvorkommen
Artenschutzrechtliches Gutachten (BNatSchG)
FFH-Verträglichkeitsprüfung
Eingriffs- und Ausgleichsplan (Boden, Wasser, Landschaft)
Bodengutachten (Standsicherheitsnachweis)
Prüfung der Umweltverträglichkeit (bei größeren Projekten eine UVP gemäß Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz)
Für das Verfahren von der Standortfindung bis zur Erteilung der Genehmigung ist ein
Zeitbedarf von zwei Jahren und mehr anzusetzen. Die Kosten des Vorlaufs bis zu einer
genehmigungsreifen Planung mit allen erforderlichen Unterlagen liegen bei mehreren
100 Tsd. €.
Viele Gutachten können nur für definierte Anlagentypen erstellt werden. Die Anlage
müsste somit bei Beginn der Untersuchungen schon feststehen – was eine Festlegung
und einen Vertragsschluss mit dem Hersteller lange vor Baubeginn erfordert.
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Nächtliche
Grenzwerte für
-Gewerbegebiet
50 dB(A)
-Mischgebiet
45 dB(A)
-Wohngebiet
35 dB(A)
Beispiel für die Beschränkung der Auswahl
durch genehmigungs-rechtliche Vorgaben:
Schall-Emissionen von WEA als K.O.-Kriterium
Quelle: Deutscher Naturschutzring
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Kostenseite
Ökonomie eines Windparks
Investitionskosten
(Anlagen, Fundamente, Trassen, Netzanbindung, Zuwegung, Planung,
Gutachten, Genehmigung, Ausgleichsmaßnahmen etc.)
Finanzierungskosten
(Fremdkapital, Bürgschaften, Verzinsungsanforderungen Eigenkapital)
Betriebsaufwand
(Gestattung/Entschädigungen, techn. + kaufm. Betriebsführung,
Wartung, Instandhaltung, IT und Strombezug, Versicherungen,
Rückstellungen Rückbau, wiederkehrende Prüfungen etc.)
Erlösseite
Umsatzerlöse
Ertragsprognosen, Einspeisevergütung nach EEG im Jahr der IBN,
Entwicklung im Zeitverlauf, mögliche Erlösausfälle durch Stillstände,
Erlöse in windschwachen Jahren
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60,0%
50,0%
40,0%
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
Beispiel E101 über 20 Jahre
Barwertierte Gesamtkosten 8,3 Mio. Euro
Die Kosten der Anlage machen mehr als die Hälfte aus und zusammen
mit der Finanzierung sowie mit Service und Reparatur rund 90 %.
1,0% 3,1%
6,0%
13,6%
Windpark
21,7%
54,6%
Planung und
Bauleitung
Betriebsführung
Pacht
Service/Reparatur
Finanzierungskosten
(FK 4%, 70%)
Windenergieanlage
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Optimierung von Kosten und Erlösen in der Planung
Offenkundig macht es keinen Sinn, zwischen Windenergieanlagen verschiedener
Leistungsklassen einfach nach dem Anlagenpreis zu wählen.
Auch innerhalb einer Leistungsklasse entscheiden nicht nur der Preis
und auch nicht die Gesamt-Investitionskosten allein, sondern die Wirtschaftlichkeit
der zur Wahl stehenden Anlagen.
Technische Kriterien wie die Nabenhöhe, der Rotordurchmesser, die
Generatorleistung, die Leistungsdichte in W/m2 der überstrichenen
Fläche taugen zur Vorauswahl von Anlagentypen im Hinblick auf die Art
des Standorts (Binnenland, vorherrschend niedrigere Windgeschwindigkeiten).
Sie sind „Ökonomie in nullter Näherung“.
Zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit bedarf es dann einer möglichst
zuverlässigen Abschätzung der an einem konkreten Standort in einer
definierten Parkkonstellation erzielbaren Erträge (in MWh), woraus sich
eine Prognose der Erlöse (in Euro) gemäß dem EEG erstellen lässt.
Da es bei der Wirtschaftlichkeit immer um das Verhältnis von Kosten und
Erlösen insgesamt geht, muss nicht nur die Investition, sondern ebenso
so sorgfältig der Betriebsaufwand für den konkreten Standort und für die
jeweilige Anlage abgeschätzt werden.
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Mittlere Windgeschwindigkeit und Stromertrag
Laienhafte Bewertungen können trügen !
Windleistung Windgeschwindigkeit
P = ½ ρ v3 A
Luftdichte Querschnittsfläche
(das ist hier die Rotorkreisfläche
A = r 2 л)
Die mittlere Windgeschwindigkeit nimmt mit der Höhe über Grund deutlich zu. Daher kommt
der Trend zu größeren Nabenhöhen und die Abwehr von Höhenbeschränkungen.
Angaben zur mittleren Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe für potenzielle Windstandorte
verleiten gelegentlich zu der Annahme, ein Standort mit 5,4 m/s sei im Vergleich zu einem
Standort mit 6,0 m/s um 10 % schlechter im Windertrag. Dabei wird aber vergessen, dass die
Windgeschwindigkeit mit der dritten Potenz in die Formel für den von einer Fläche zu
erntenden Energieertrag eingeht.
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220%
200%
180%
Zuwachs Stromertrag über Nabenhöhe
Mitte der 90er Jahre war die ‚normale‘ Nabenhöhe bei ca. 60 m. In 2011 waren Anlagen
mit etwa 120 bis 140 m Nabenhöhe die ‚Norm‘. Die Grafik zeigt, wie der Ertrag einer
Anlage bei identischer Rotorfläche und Generatorleistung mit der Zunahme der Nabenhöhe
wächst - und zwar umso kräftiger, je rauer die Oberfläche ist (z. B. Wald).
160%
140%
120%
100%
Ziel ist die laminare Ekman-Schicht
um bodennahe Turbulenzen
auszuschalten.
Nabenhöhe in Meter
60 70 80 90 100 110 120 130 140 150
Gelände-
verhältnisse
Ideal
Normal
Schwierig
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Die Generatorleistung allein macht es nicht !
Entscheidend für den Energieertrag ist zunächst einmal die Fläche, auf
der Windenergie ‚geerntet‘ werden kann.
Die Generatorleistung in kW bzw. MW entscheidet ‚nur‘ darüber, bis zu
welcher Grenze die geerntete Energie des Windes zu Strom verarbeitet
werden kann. (Deshalb macht es wenig Sinn, einfach die Nennleistung
zu erhöhen. Sie muss zur Rotorfläche passen.)
Nicht immer wahrgenommen wird, was für eine enorme Flächenzunahme
eine vergleichsweise bescheiden wirkende Vergrößerung des Rotor-
durchmessers bewirkt:
Wenn der Rotordurchmesser von 100 auf 110 Meter und der Radius von
50 auf 55 Meter ansteigt – also um 10 % – nimmt die Rotorkreisfläche
von 7.854 m2 auf 9.503 m2 zu, was 1.649 m2 also rd. 21 % entspricht.
Eine Vergrößerung der Erntefläche in Kombination mit einer Steigerung
der Nabenhöhe ist von entscheidender Bedeutung für die Verbesserung
der Ertragskraft von Binnenlandanlagen für Standorte mit niedrigeren
Windgeschwindigkeiten.
Begrenzt wird die Zunahme der Erntefläche durch technische Faktoren
wie das Gewicht der Rotorblätter, Stabilität, Materialbelastung, Montageund
Transportprobleme.
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Nennleistung, Leistungsdauerlinien, Stromertrag
Binnenlandstandort
Quelle:
Interessant sind Anlagen, die an möglichst vielen Stunden des Jahres an
einem Binnenlandstandort z.B. 50% der Nennleistung erreichen.
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Investitionskosten von Windparks
Die spezifischen Investitionskosten sind im Zuge der Entwicklung zu
leistungsstarken Windenergieanlagen mit großen Nabenhöhen und vergrößerter
Rotorfläche gesunken.
Sie liegen derzeit im Bereich von 1,5 bis 2,0 Mio. Euro je Megawatt Nennleistung.
Sie variieren allerdings erheblich in Abhängigkeit vom jeweiligen
Anlagentyp und von den baulichen Bedingungen des Standorts.
Die Investitionsnebenkosten sind in den letzten Jahren infolge von stark
erhöhten Anforderungen an Zahl und Umfang von Gutachten sowie durch
vermehrte generelle und standortspezifische Genehmigungsauflagen steil
angestiegen.
Das durchschnittliche Investitionsvolumen liegt im Vergleich zu früheren
Windparkprojekten deutlich höher, obwohl die Anlagenzahl auf der Fläche
geringer ist. Bereits bei Windparks mit nur drei Anlagen werden i.d.R.
zweistellige Millionen-Euro-Beträge erreicht.
Um das Genehmigungsverfahren für einen fixierten Anlagentyp durchführen
zu können, müssen oft (Vor)Verträge mit Herstellern abgeschlossen
werden, deren Preise in Abhängigkeit von aktuellen Entwicklungen (z.B.
Kupfer, Stahl, Preisindices etc.) angepasst werden.
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Ökonomie eines Windparks in Mittelhessen:
Umsatzerlöse
Derzeit ist die Geschäftsgrundlage von Windparkprojekten die im
Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) vorgegebene Mindestvergütung für
die Einspeisung von Strom in die allgemeinen Versorgungsnetze.
In der Öffentlichkeit wird daraus gelegentlich der Schluss gezogen, es
handele sich deshalb um ein völlig risikoloses Geschäftsmodell.
Diese Vermutung ignoriert, dass die Mengenkomponente des Erlöses
erhebliche Unsicherheiten aufweist, weil auch gute Ertragsprognosen für
Standorte Überraschungen nie gänzlich ausschließen können.
Die Prognosemethoden werden zwar verfeinert und die Datenbasis ver- verbessert
sich mit der zunehmenden Zahl von Anlagen in einer Region,
jedoch hat sich die in einem Index verarbeitete Datengrundlage aus der
Vergangenheit als nicht voll verlässliche Prognosebasis erwiesen.
Die im EEG eingebaute Degression der Vergütungssätze (fester Betrag,
jedoch in jedem Jahr weiter abgesenkt) führt zusammen mit den langen
Planungs- und Genehmigungszeiten zu erheblichen Vergütungsrisiken.
Weitere Risiken ergeben sich durch periodisch wiederkehrende, politisch
motivierte Diskussionen über kurzfristige zusätzliche Absenkungen im
Zuge von Novellierungen des EEG.
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Letztlich bleibt die Qualität
des Standorts auch bei
optimierter Anlagentechnik
von entscheidender
Bedeutung.
Die Windhöffigkeit von
Standorten in Hessen
unterscheidet sich stark.
Eine Windressourcenkarte
wie die des TÜV-Süd, die
mittlereWindgeschwindigkeiten in 140 m Höhe angibt,
liefert allerdings nur erste
Anhaltspunkte für die Bewertung
von Standorten –
zumal die Karte wahrscheinlich
systematische Verzerrungen
aufweist.
Ein standortbezogenes
Windgutachten kann eine
solche Karte keinesfalls
ersetzen.
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Windenergiekarte OVAG Netzgebiet
Bruttowind-Leistung je Quadratmeter Rotorfläche
in 140 Meter Höhe (mittlere Leistung in Watt je m 2 )
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Ergebnis(se) von Windgutachten
Ein Windgutachten liefert für die exakt bezeichneten Anlagen-Standorte
eines Windparks bezogen auf einen Anlagentyp (meist mit vermessener
Leistungskennlinie) Aussagen über zu erwartende Erträge in Kilowattstunden
unter Berücksichtigung von Abschattungen, Geländeformation und
Rauigkeiten für ein durchschnittliches Windjahr aufgrund einer rechnerischen
Ermittlung der örtlichen Windverhältnisse in Nabenhöhe auf Basis
von verfügbaren statistischen Winddaten (Messungen am Standort, Daten
von Mess-Stationen bzw. vorh. Windanlagen, geostrophischer Wind).
Aber:
Keine Garantie für die ermittelten Windverhältnisse und Ertragsberechnungen
sowie kein Schadensersatz bei Mindererträgen.
Vertikalextrapolationen auf große Nabenhöhen können bei Mangel an
Daten von benachbarten Anlagen nur so gut sein wie die im Rechenmodell
hinterlegten Gleichungssysteme.
Die in jedem Windgutachten vorgenommene Schätzung von Unsicherheitskomponenten
(Winddaten, verwendete Modelle für das Windfeld,
Parkeffekte, Leistungskennlinie des Anlagentyps, Geländeeinschätzung,
Unsicherheit des ermittelten Langzeitwerts) können zu signifikanten
Abweichungen führen.
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Ergebnis(se) von Windgutachten: Ein Beispiel
4 Anlagen mit 2,3 MW
Ein Windgutachten hat kein
Ergebnis sondern eine Reihe von
Ergebnissen.
Nimmt man eine Gaußkurvenförmige
Verteilung der Fehler an,
dann lässt sich der für eine bestimmteÜberschreitungswahrscheinlichkeit
erforderliche
Sicherheitsabschlag ermitteln.
Die Aussage lautet dann: Die
Nettoproduktion von 18.963 MWh
im Jahr wird mit einer Wahrscheinlichkeit
von 50 % überoder
auch unterschritten. Der
Wert von 16.295 MWh/a wird mit
90 % Wahrscheinlichkeit überschritten.
Dazwischen liegen 2.668 MWh
oder bei 9,27 Cent/kWh mehr als
247 Tsd. Euro, in 20 Jahren fast
5 Mio. Euro. Das sind ökonomisch
Welten!
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Ökonomie eines Windparks in Mittelhessen an einem guten Standort
Wirtschaftl. Vorausschau für zwei Anlagen mit je 2,3 MW und einem Investitionsvolumen von
8,22 Mio. Euro, das zu ca. 35 % (= 2,9 Mio. Euro) mit Eigenkapital (Stammkapital + Genussrechte)
finanziert wird und etwa 5,32 Mio. Euro aus einem KfW-Darlehen. Bei einen Sicherheitsabschlag
auf den prognostizierten Windertrag von 12,5 % errechnet sich über 20 Jahre
ein kumuliertes Ergebnis von rd.3,7 Mio. Euro. Bei einem höheren Sicherheitsabschlag von
17,5 % vermindert es sich bereits auf ca. 3,15 Mio. Euro.
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Unsicherheiten über tatsächlich erreichbare Erträge:
Stromertragsprognosen und Realität an einem guten Standort
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Jan 0 1.859.200 1.606.240 1.905.440 1.679.040 2.045.120 987.360 2.664.320 2.356.960 1.415.040
Feb 0 1.258.400 3.005.440 688.800 1.430.880 1.168.800 1.282.080 1.563.360 1.328.000 775.200
Mär 0 1.402.400 1.233.440 920.320 1.362.240 956.640 1.400.480 1.382.880 1.868.000 1.191.040
Apr 0 1.211.040 1.254.880 1.219.840 928.800 802.240 832.160 917.280 946.240 845.120
Mai 0 1.385.760 824.480 1.095.200 603.200 789.280 1.405.760 1.441.440 853.920 910.560
Jun 0 486.240 700.160 520.160 680.160 524.640 497.920 986.400 638.880 967.360
Jul 0 933.280 887.200 653.120 710.560 746.080 519.200 1.089.760 854.080 940.160
Aug 0 879.520 338.560 507.200 1.137.120 682.880 719.520 801.600 1.158.400 581.280
Sep 389.120 1.074.560 716.914 684.320 1.188.000 659.040 720.320 778.240 1.058.080 824.160
Okt 1.821.920 1.448.640 1.708.640 1.239.520 1.667.040 1.507.040 1.751.360 944.640 1.438.880 1.184.000
Nov 2.605.920 812.480 1.245.760 1.528.160 956.000 1.209.280 1.926.400 970.880 1.431.520 2.744.960
Dez 2.163.040 962.880 1.401.280 1.898.400 1.155.680 1.180.320 2.374.880 1.912.800 1.070.400 1.821.600
Gesamt 6.980.000 13.714.400 14.922.994 12.860.480 13.498.720 12.271.360 14.417.440 15.453.600 15.003.360 14.200.480
Stromertragsprognose in 7/99 (C): 22.451.875 kWh
Stromertragsprognose in 8/99 (A): 22.958.100 kWh
Mittlerer Stromertrag Windpark 2001 bis 2009: 14.038.093 kWh
Verhältnis Stromertrag/Stromertragsprognose 62%
Ergebnis Windgutachten ohne Sicherheitsabschläge
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ct/kWh
10
9,5
9
8,5
8
7,5
7
Quelle: EEG 2012
Wirtschaftlicher Rahmen
9,41
Jährliche
Absenkung
um 1,5 %
9,27
EEG 2012
9,13
Einmalige
Absenkung
um 6,6 %
durch
Entfallen des
SDL-Bonus
2012 2013 2014 2015 2016 2017
8,53
Jahr der Inbetriebnahme
8,41
8,28
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Gemeinsamer Vorschlag der Minister Altmaier und Rösler vom
13.Feb. 2013 zur Dämpfung der Kosten des Ausbaus der
Erneuerbaren Energien
BMU und BMWi sind sich einig, dass kurzfristig Anpassungen im EEG erforderlich sind,
um die Kosten des Ausbaus der Erneuerbaren Energien zu dämpfen. Zudem muss das
EEG grundlegend reformiert werden.
Zur kurzfristigen Anpassung schlagen BMU und BMWi neben anderen Maßnahmen für
den Bereich der Windenergienutzung im Binnenland vor:
•Die Vergütung wird für Neuanlagen in den ersten fünf Monaten ab ihrer Inbetriebnahme
auf den Marktwert des Stroms reduziert.
•Die Anfangsvergütung für Wind On-Shore wird auf 8 Ct/kWh (ab IBN 01.08.2013) abgesenkt
und der Repowering- sowie der SDL-Bonus werden gestrichen. Zusätzlich
wird das Referenzertragsmodell in noch nicht festgelegter Weise angepasst .
• Anlagen mit mehr als 150 kW, die ab 1. August 2013 in Betrieb genommen werden,
müssen direkt vermarkten (verpflichtende Direktvermarktung). Gleichzeitig wird für
Neuanlagen die Managementprämie abgeschafft.
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Gemeinsamer Vorschlag der Minister Altmaier und Rösler:
Konsequenzen für ein konkretes Windparkprojekt in Hessen
Betrachtung der Folgen für ein über zwei Jahre mit Kosten von mehr als 200 Tsd. Euro
vorbereitetes Vorhaben im Hessischen Mittelgebirge, das in 2013 umgesetzt werden
soll:
TECHNISCHE DATEN DES PROJEKTS
• Standort im südlichen Vogelsberg ca. 330/340 m über NN, von hessenENERGIE
abgestimmt mit der Kommune bis Genehmigung entwickelt (städtebaulicher Vertrag).
• Mittlere Windgeschwindigkeit am Standort laut Windgutachten in Nabenhöhe (138 m)
ca. 6,2 m/sec.
• Geplant sind 4 Windenergieanlagen der Fa. Enercon vom Typ E-92 mit einer Naben- Naben-
höhe von 138,4 Metern und jeweils 2,3 MW Nennleistung (insgesamt 9,2 MW); es
handelt sich um eine erst seit 2013 am Markt verfügbare binnenland-optimierte
Anlage mit einem Rotordurchmesser von 92 Metern.
• Die Investitionskosten einschließlich Zuwegung, Netzanbindung etc. liegen voraussichtlich
bei 15,34 Mio. Euro.
STAND DES PROJEKTS
• Die BImSchG-Genehmigung wurde Ende Februar erteilt; ab dem Datum der Genehmigung
kann innerhalb von vier Wochen Klage erhoben werden.
• Die Verträge über die Lieferung der Anlagen liegen unterschriftsreif vor; der Hersteller
kann keine Fertigstellung vor dem 1. August 2013 und auch nicht in 2013 zusichern.
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Gemeinsamer Vorschlag der Minister Altmaier und Rösler:
Konsequenzen für ein konkretes Windparkprojekt in Hessen
Wirtschaftliche Ergebnisse für das Windpark-Projekt 2013
derzeit geltendes EEG Vorschlag Altmaier/Rösler
Vergütung je kWh 9,27 Cent 4,00 Cent (5 Monate Börse), danach
Interner Zinsfuß
(mit SDL-Bonus) 7,75 Cent (8 – 0,25 Vermarktung)
bei 15 % Eigenkap. + 6,3 % negativ
Rückfluss Eigenkap.
nach Steuern bis 2033
Ergebnis vor Steuern
291,3 % - 118,7 %
kumuliert bis 2033 4,4 Mio. Euro - 5,0 Mio. Euro
• Fremdkapital wird in dieser Berechnung mit einem Zinssatz von 3,25 % bei zehnjähriger
Zinsbindung angesetzt, Anschlussfinanzierung mit 5 %.
• Für die Kosten des Betriebs (Rep. + Instandh. + Betriebsführung) wird mit einer Steigerungsrate
von 2 % p.a. gerechnet.
• Auf den möglichen Ertrag, der in den Windgutachten ausgewiesen ist, wird ein Sicherheitsabschlag
von 17,5 % vorgenommen, was angesichts von Erfahrungswerten sinnvoll
ist und von Banken für die Darlehensgewährung gefordert wird.
• Konsequenz: Durch die faktische Absenkung der Vergütung um ca. 16,4 %
müsste auf die Umsetzung des Projekts verzichtet werden.
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Abschmelzen von überzogenen Renditen ?
Für den Fall, dass es in der aktuellen Diskussion tatsächlich um eine Vermeidung
von unnötigen Kosten der Energiewende durch ein Abschmelzen
überzogener Rendite gehen sollte:
Aus einem Interview mit Damian Darragh, Financial Managing Director bei
‚Investor Terra Firma‘, ein international tätiger Investmentfonds mit Engagements
im Regenerativsektor, der in Europa z.B. in Italien Projekte verfolgt:
„Für unsere Private Equity Funds erwarten wir 20 Prozent Internal Rate of
Return (IRR). Um dahin zu kommen, kalkulieren wir mit einer jährlichen
Rendite von 12 Prozent und erwarten, dass unsere Investitionsobjekte bis
zum Ende ihrer Haltedauer eine entsprechende Wertsteigerung realisieren.“
„Die Renditen in Deutschland sind uns im Vergleich (…) zu niedrig. (…)
Deutschland verfügt zwar über eine phänomenale Zahl von Anlagen mit
einer Leistung von über 30 Gigawatt Onshore-Wind und 30 Gigawatt Photovoltaik.
Das Eigentümliche ist aber, dass diese Anlagen nicht in der Hand
von großen Versorgern oder Investoren wie uns sind, sondern von spezialisierten
einheimischen Investoren gehalten werden, die mit niedrigeren
Renditen arbeiten. Für internationale Großinvestoren ist es daher schwer,
auf diesem Renditenniveau zu konkurrieren.
Quelle: BIZZ energy today, 02 März 2013, S. 18 ff.
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Vielen Dank für Ihre
Aufmerksamkeit !
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