23.04.2019 / Energie-Allee

Königsweg für gute Standorte

Am 1. Januar 2021 fallen erstmalig knapp 6.000 Windräder aus der EEG-Vergütung. Deren Betreiber müssen sich nun entscheiden: Weiterbetrieb bis zum bitteren Ende oder ertragssteigerndes Repowering?

Was hat die Zukunft der Energiewende mit Rheinhessen zu tun? Zugegeben, auf den ersten Blick nicht viel. Die meisten verbinden mit dem Landstrich zwischen Bingen, Mainz und Worms vor allem eines: Weinbau. Was viele jedoch nicht wissen: Rheinhessen gehört zu den Pionierregionen der Windenergie-Branche. Technische Weiterentwicklungen im Anlagenbau, die Auswirkungen energiepolitischer Weichenstellungen aus zwei Dekaden, aber auch Zukunftstrends lassen sich hier auf nur wenigen Quadratkilometern Fläche beobachten. So zum Beispiel in Spiesheim oder auf dem Kloppberg.

Auf dem Hochplateau nahe Alzey findet man sie noch, die Anlagen aus den Anfangsjahren der Windenergie- Branche: Nordex-Generator auf Gittermast- Turm, 78 Meter Nabenhöhe, 43 Meter Rotordurchmesser, 600 Kilowatt Leistung, errichtet Ende der 1990er Jahre. Die Entfernung zur nächsten Wohnbebauung beträgt lediglich wenige hundert Meter, der Tausch gegen moderne Anlagen der Fünf-Megawatt-Klasse ist daher unmöglich. Noch sichert das EEG den Betreibern dieser Altanlagen eine feste Einspeisevergütung für die Dauer von 20 Jahren zu. Allerdings endet der Vergütungsanspruch für alle Windräder, die vor dem Jahr 2000 errichtet wurden, erstmalig am 1. Januar 2021.  Viele Altanlagenbetreiber stehen daher aktuell vor den gleichen Herausforderungen: Wie geht es weiter mit meinem Windpark? Rechnet sich der Betrieb nach 2021 überhaupt noch, wenn der erzeugte Strom an der Börse vermarktet werden muss?

Ein Portfolio an Möglichkeiten
Carsten Hoch, Projektleiter Repowering bei juwi, kennt die Nöte und Sorgen der Anlagenbetreiber. Gemeinsam mit seinen Kollegen Thomas Kretzschmar, Leiter Operations Wind beim juwi-Betriebsführungsunternehmen Operations & Maintenance, und Burkhard Steinhausen, Leiter Direktvermarktung beim juwi-Mutterkonzern MVV Energie, lotet er für Windpark-Betreiber Anschlussoptionen für die Zeit nach der EEG-Vergütung aus. „Direkt betroffen vom Auslaufen der Einspeisevergütung sind deutschlandweit rund 6.000 Anlagen mit gut 4.000 Megawatt Leistung“, erläutert Hoch. Bis zum Jahr 2025 fallen im Durchschnitt weitere 2.300 bis 2.400 Megawatt installierte Leistung jährlich aus der Vergütung. Und der Handlungsdruck aufseiten der Betreiber steigt, je näher das Ende der garantierten Einspeisevergütung rückt.


Zusätzliche Kopfschmerzen bereitet ihnen der Blick auf die zu erwartenden Erlöse aus dem Stromverkauf an der Börse. Denn diese liegen aktuell deutlich unterhalb der EEG-Vergütung. Für Betreiber steigt das finanzielle Risiko. „Zu hohe Betriebskosten oder ein Großkomponentenschaden können schnell zum wirtschaftlichen Totalausfall führen. Daher ist gerade mit zunehmendem Anlagenalter der Weiterbetrieb ohne EEG-Vergütung in den allermeisten Fällen nur auf begrenzte Zeit wirtschaftlich darstellbar“, fasst Thomas Kretzschmar die Ausgangslage der Betreiber zusammen.

Der Königsweg
Doch es gibt natürlich auch Lösungsansätze. „Wo es möglich ist, ist das Repowern der Altanlagen der Königsweg“, sagt Hoch. Die Vorteile liegen ja auch auf der Hand: Viele Altanlagen werden durch wenige, leistungsstärkere Windräder ersetzt, die ein Vielfaches an Ertrag liefern. Im Schnitt das Fünffache der zuvor erzeugten Elektrizität. Und das an etablierten Standorten – und mit einer weiteren Garantievergütung für die kommenden 20 Jahre. Wenngleich natürlich auf einem anderen Niveau. Schließlich muss das Projekt nach Genehmigungserhalt wie alle anderen Windenergie-Projekte auch den Zuschlag im Bieterverfahren der Bundesnetzagentur erhalten. „Aktuell findet Repowering noch mit angezogener Handbremse statt“, berichtet Hoch. Was vor allem der Systematik des EEG-Ausschreibungsmodells geschuldet ist. Denn das unterscheidet nicht mehr zwischen Greenfield- und Repowering-Vorhaben. Den Zuschlag erhält das wirtschaftlichste Projekt. „Deshalb ist die Motivation der Anlagenbetreiber aktuell hoch, Bestandsanlagen so lange wie möglich weiterlaufen zu lassen“, sagt er. Den nächsten großen Schub erwartet er für die Zeit nach 2021.


Bis dahin leistet der Repowering-Experte bei Anlagenbetreibern weiter Überzeugungsarbeit, zeigt Chancen auf, errechnet potenzielle Ertragssteigerungen. „Wir haben bei Repowering-Projekten ähnliche Planungszeiten wie bei Greenfield-Projekten: drei Jahre, tendenziell sogar eher vier bis fünf Jahre. Daher ist es wichtig, dass Anlagenbetreiber schon jetzt prüfen, wie es mit ihren Projekten nach dem Jahreswechsel 2020/21 weitergehen soll.“

Doch selbst wenn der Wille zum Repowering vorhanden ist, der Anlagentausch ist längst nicht überall möglich. Das hat der Windpark auf dem Kloppberg gezeigt. Viele Bundesländer haben pauschale Abstandsregelungen zur nächstgelegenen Wohnbebauung eingeführt. Auch Rheinland-Pfalz. Projektvorhaben erreichen so schnell den Bereich der Unwirtschaftlichkeit. „Mehr als die Hälfte aller potenziell geeigneten Standorte der ersten Generation fallen dadurch weg“, erläutert Hoch. Hinzu kommen die ganz normalen Konflikte, die innerhalb der Projektplanung auftreten können: Schwierigkeiten mit dem Wetterradar, der Flugsicherung, dem Artenschutz. „Dadurch fallen weitere windhöffige Standorte ungenutzt weg“, kommentiert Hoch die aktuelle emissionsschutzrechtliche Genehmigungslage.

Ob es aus volkswirtschaftlicher Perspektive und mit Blick auf die Klimaschutzziele der Bundesrepublik Deutschland sinnvoll ist, aufgebaute regenerative Erzeugungskapazitäten samt Infrastruktur so schleichend aus dem Markt zu drängen, darüber lässt sich trefflich diskutieren. Auch darüber, wie sinnvoll es ist, etablierte und vor allem bei Anwohnern akzeptierte Standorte aufgrund starrer Abstandsregelungen nicht weiter beplanen zu können. Und trotzdem gibt es sie, die Repowering-Erfolgsgeschichten. In Spiesheim, in Sichtweite des juwi-Firmensitzes, planen Carsten Hoch und seine Kollegen den Tausch von in die Jahre gekommenen Enercon-E- 40-Anlagen gegen ein Binnenland-Windrad der neuesten Generation: Nabenhöhe mehr als 160 Meter, Rotordurchmesser rund 150 Meter, fünfeinhalb Megawatt Generatorleistung. Der Mehrertrag gegenüber einer Altanlage beträgt das 20-Fache. Mitte 2022 soll das Projekt umgesetzt sein.

"Es ist wichtig, dass Anlagenbetreiber schon jetzt prüfen, wie es mit ihren Projekten nach dem Jahreswechsel 2020/21 weitergeht." Carsten Hoch, Projektleiter Repowering bei juwi

Weiterbetrieb als Alternative

Wenn das Repowern des Standortes nicht möglich ist, bleibt der Weiterbetrieb als Alternative. „Grundsätzlich sind Windräder auf eine Betriebsdauer von 20 Jahren ausgelegt“, erläutert Thomas Kretzschmar. Der 54-jährige Maschinenbauingenieur ist ausgewiesener Fachmann, wenn es um den wirtschaftlichen Weiterbetrieb von Altanlagen geht. „Unter technischen Gesichtspunkten können die Anlagen meist zwar weiterbetrieben werden. Sie müssen allerdings durch unabhängige technische Sachverständige überprüft werden.“ Geprüft wird gemäß den Vorgaben des Deutschen Instituts für Bautechnik. Der etablierte globale Standard DNVGL-SE-0263 ist die einzuhaltende Richtlinie für den Weiterbetrieb von Windenergie-Anlagen. Die technischen Voraussetzungen sind aber nur die eine Seite der Medaille. „Die zum Weiterbetrieb notwendigen Erlöse stehen natürlich auf der anderen Seite“, sagt Kretzschmar und legt damit sprichwörtlich den Finger in die offene Wunde. Denn der aktuelle Marktwert für Windstrom lässt einen wirtschaftlichen Folgebetrieb inbesondere für Schwachwindstandorte kaum zu.

Den größten Kostenblock innerhalb der Gesamtbetriebskosten in der dritten Betriebsdekade stellen Aufwendungen für Wartung und Instandhaltung dar. Hinzu kommen Pachten und Nutzungsentgelte, die technische wie die kaufmännische Betriebsführung, Versicherungen, Aufwendungen im Zuge der Weiterbetriebserlaubnis, sonstige Kosten sowie eine Mindestrenditeerwartung, ohne die kein wirtschaftlicher Anreiz für den Weiterbetrieb bestünde. „Unterm Strich steht so ein Mindesteinnahmebedarf von drei bis fünf Cent je Kilowattstunde“, rechnet Kretzschmar vor. „Schäden an Großkomponenten lassen sich mit dieser Kostenkalkulation aber kaum refinanzieren.“ Das Stilllegen und der Abbau der Anlage wären die logischen Folgen.

Direktvermarktung reduziert Unsicherheiten

Wie genau sich der Börsenstrompreis ab 2020 entwickeln wird, lässt sich naturgemäß nur schwer vorhersagen. „Selbst wenn er steigen sollte, wonach es aktuell aussieht, ist zu berücksichtigen, dass die Wertigkeit des Windstroms dennoch unterhalb des durchschnittlichen Börsenstrompreises liegen wird“, erklärt Burkhard Steinhausen, der Leiter der MVV-Direktvermarktung.

Im Jahresmittel 2017 lag der Marktwert für Windstrom auch nur bei 2,77 Cent je Kilowattstunde. Folglich werden die erforderlichen Erlösanforderungen für einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb in der dritten Dekade in den kommenden Jahren größtenteils nicht erreicht. Es sei denn, externe Faktoren wie etwa CO2- Zertifikatskosten führten zu deutlich steigenden Strompreisen. „Damit Altanlagenbetreiber ihre Anlagen weiter wirtschaftlich betreiben können und nicht der Volatilität des Intraday-Handels oder Day-ahead-Handels an der Börse ausgesetzt sind, empfehlen wir daher die Direktvermarktung über einen erfahrenen Stromhändler“, so Steinhausen. Der Preis pro Kilowattstunde Windstrom wird dabei für einen bestimmten Zeitraum direkt zwischen Betreiber und Direktvermarkter ausgehandelt. Die Stromvermarktung erfolgt entweder indiziert am Börsenstrompreis oder über einen Garantiepreis, ergänzt durch eine Beteiligung an den Mehrerlösen. „Bei Bedarf können wir auch eine Kombilösung mit Anlagenwartung zum Fixpreis und optimiertem Asset-Management-System anbieten. Darin liegt die Stärke in der Partnerschaft zwischen MVV Energie als erfahrenem Stromhändler und juwi als erfahrenem Betriebsführer.“

Noch gut anderthalb Jahre, dann fallen die ältesten EEG-Anlagen aus der Garantievergütung. Das hat Bewegung in den Markt gebracht. Neue Geschäftsmodelle sind endstanden – vom Repowering über die Direktvermarktung bis hin zu Lösungen ganz auf Business- to-Business-Basis. Der direkte Verkauf, die direkte Beschaffung und der Handel von Strom aus erneuerbaren Energien im Rahmen sogenannter Power Purchase Agreements (PPA) geben Hoffnung auf wirtschaftliche Lösungen außerhalb des EEG. Wenn sich Betreiber allerdings für den Rückbau ihrer Altanlagen entscheiden müssen, weil der Weiterbetrieb sich schlicht nicht rechnet, ist es um die Ausbauziele und die Energiewende insgesamt schlecht bestellt – in Rheinhessen und im Rest der Republik.


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