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Perspektiven für den Weiterbetrieb von WEA nach 2020

Der Bundesverband WindEnergie (BWE) hat in einer Studie der Deutschen WindGuard den Anlagenpark, der bis 2005 ans Netz ging, analysieren lassen. Ziel war es, vor dem Hintergrund des ab dem 1.1.2021 erfolgenden Ausscheidens von Anlagen aus der EEG-Systematik ein solides Bild über das Alter der Anlagen, deren regionale Verteilung, die betroffenen Netzebenen und zuständigen Netzbetreiber sowie die jeweilige Anlagentechnologie zu gewinnen.

Problemstellung 2

Problemstellung 2 PROBLEMSTELLUNG Die Tatsache, dass ab dem Jahresende 2020 jährlich für eine beträchtliche Anzahl an Windenergieanlagen der EEG- Vergütungsanspruch enden wird, führt zu Fragen in Bezug auf mögliche Betreiberentscheidungen sowie Folgen in Bezug auf die installierte Gesamtleistung. Diese Überlegungen erscheinen umso dringlicher, seit für die Windenergie an Land konkrete Zubaupfade im EEG verankert wurden, die unabhängig vom Anlagenrückbau gelten. Um in diese Diskussion einzuführen und diese mit Zahlen zu hinterlegen, wird im folgenden Kapitel der vom Auslaufen der EEG-Vergütung betroffene Anlagenbestand näher charakterisiert. Darauf aufbauend werden die möglichen Folgen für den Brutto-Zubau bis 2020 sowie darüber hinaus abgeschätzt und auf diese Weise die Relevanz des Themas belegt. 2.1 BETROFFENER ANLAGENBESTAND Aus den verfügbaren Bestandsdaten lässt sich schließen, dass Ende 2020 für rund 4.000 MW, die derzeit noch in Betrieb sind, die EEG-Vergütung auslaufen wird. Bis Ende 2020 werden noch einige dieser Anlagen abgebaut werden. Hierzu wurden im Rahmen der vorliegenden Analyse die folgenden Abschätzungen vorgenommen: Entwicklungen im Übergangssystem bis Ende 2018 Es ist anzunehmen, dass im weiteren Verlauf des derzeitigen Übergangssystems 2 bis Ende 2018 weiterhin ein relativ stabiler Rückbau stattfinden wird. Die rund 9.000 MW genehmigte Leistung mit Status Ende 2016 umfassen rund 1.000 MW an Repoweringanlagen. Dies lässt auch für 2017 und 2018 im Durchschnitt Rückbauzahlen in der Größenordnung der Vorjahre erwarten. Welche Teile dieses zu erwartenden Rückbaus aus Anlagen bestehen wird, die theoretisch Ende 2020 aus der Vergütung fallen würden, lässt sich schwer abschätzen. Bei ähnlicher Zusammensetzung wie im bisherigen Rückbaubestand (vgl. Abbildung 15 in Kapitel 4.3), wird es sich um den kleineren Teil handeln. Die weiteren rückgebauten (jüngeren) Anlagen wirken sich dann reduzierend auf den zu erwartenden Rückbau in den Jahren nach 2020 aus. 2 D.h. Errichtung von Windenergieanlagen mit Genehmigung bis Ende 2016 und Installation bis Ende 2018, die noch einen Anspruch auf eine EEG-Vergütung ohne Ausschreibungsteilnahme haben (sog. Übergangsanlagen). Perspektiven für Weiterbetrieb nach 2020 5

Problemstellung Entwicklungen in 2019 und 2020 Die EEG-Vergütung endet gemäß aktueller Bestandsdaten Ende 2020 für Anlagen mit einer Gesamtleistung von 4.000 MW. Unter Berücksichtigung eines abgeschätzten Abbaus bis zu diesem Zeitpunkt verbliebe eine betroffene Leistung von 3.800 MW. Für die Jahre nach 2018 stellt sich die Situation anders dar. I n den ersten beiden Ausschreibungsrunden in 2017 wurden zu über 90% Bürgerwindenergieprojekte im Sinne der Anforderungen des EEG 2017 bezuschlagt und die durchschnittlichen Zuschlagspreise bezogen auf den Referenzstandort betrugen 5,71 ct/kWh in der ersten, 4,28 ct/kWh in der zweiten und 3,82ct/kWh in der dritten Ausschreibungsrunde. Es lässt sich nicht abschätzen, ob und in welchem Umfang die bisher bezuschlagten Bürgerwindenergieprojekte auch Repoweringprojekte beinhalten. Insgesamt ist ein starker Preisdruck entstanden und gleichzeitig verfügt die Mehrheit der bezuschlagten Projekte zurzeit noch nicht über eine Genehmigung. Daraus resultiert eine erhöhte Unsicherheit in Bezug auf deren Realisierungsrate. Voraussichtlich wird es allein schon aus genehmigungstechnischen Gründen erst ab 2021 zur Umsetzung von Bürgerwindenergieprojekten kommen. Der Gesetzgeber hat auf die Entwicklungen reagiert und für die ersten beiden Ausschreibungsrunden in 2018 die Bedingungen dahingehend geändert, dass eine Genehmigung generelle Voraussetzung für die Teilnahme ist und eine Projekt-Umsetzungsfrist von 30 Monaten gilt. Durch die Bezuschlagung 2018 sind allerdings auch diese Projekte mehrheitlich erst in 2020/21 zu erwarten. Zusammenfassend sind ohne weitere politische Nachjustierungen für 2019 und 2020 aus heutiger Sicht nur wenige Projekte zu erwarten, der Anteil an Repowering und somit Rückbau wird entsprechend gering bis ggf. nicht vorhanden sein. Aufbauend auf diesen Überlegungen wird die nach Abzug des abgeschätzten Abbau-Umfangs verbleibende, von der Weiterbetriebsentscheidung (Auslaufen der EEG-Vergütung) betroffene Leistung Ende 2020 auf voraussichtlich etwa 3.800 MW abgeschätzt. In den Folgejahren bis 2025 endet gemäß den zum Zeitpunkt der Studienerstellung aktuellen Bestandsdaten jährlich für rund 2.400 MW die EEG-Vergütung. Es lässt sich schwer abschätzen, wie viele der betreffenden Anlagen zuvor im Rahmen von Repowering rückgebaut werden, hierbei spielen neben wirtschaftlichen und technischen Einflussfaktoren auch strategische Aspekte (siehe Kapitel 7 und 9) eine Rolle. Vereinfachend kann zunächst von einem ähnlichen Rückbauanteil wie bei den Anlagen, die bis Ende 2020 betroffen sind, ausgegangen werden. Mit den Jahren wird sich die grundsätzliche Tendenz allerdings verändern, da in der MW-Klasse mit zunehmend engerer Anlagenauslegung (das Upscaling bedingt die auf Gewichtsreduktion ausgelegte Optimierung, die zuneh- Perspektiven für Weiterbetrieb nach 2020 6

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