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Weiterbetrieb von WEA nach 2020

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Studie der Deutschen Windguard im auftrag der Naturstrom AG vom Dezember 2016. Mit Inkrafttreten des ersten EEG wurde allen vor dem Jahr 2000 errichteten Anlagen ebenfalls die EEG-Vergütung für eine Laufzeit von 20 Jahren zugesichert [EEG 2000]. Als Inbetriebnahmejahr gilt für diese Anlagen das Jahr 2000, ab 2001 beginnt damit rechnerisch der 20jährige Vergütungszeitraum. Dadurch fallen zum 31. Dezember des Jahres 2020 erstmals Anlagen aus der EEG-Vergütung heraus....

Erlösstrukturen im

Erlösstrukturen im Weiterbetriebszeitraum schreitenden Zubaus an Windenergieanlagen immer häufiger sehr geringe Börsenpreise ergeben werden (teilweise auch negative Preise). Dies war, wie oben gezeigt, schon in den vergangenen Jahren zu beobachten und wird sich weiter verschärfen, sollte das System beibehalten werden. Annahme Strommarktwerte Windenergie nach 2020 Der relevante Bewertungszeitraum in Bezug auf den Weiterbetrieb beginnt Anfang 2021, da Ende 2020 die EEG-Vergütung für die ersten Anlagen ausläuft. Für den Zeitraum von vier Jahren bis dahin kann die Preisentwicklung an dieser Stelle nicht voraus gesagt werden, dies würde deutlich über den Analyserahmen hinausgehen. Es wird aber für die weiteren Analysen im Rahmen dieser Studie davon ausgegangen, dass die Preise weiterhin in einem Preisband von 2-3,5 ct/kWh liegen werden. 5.2 WEITERE EINFLUSSFAKTOREN AUF DIE ERLÖSE Erlösmindernde Situationen für einen Betreiber von Windenergieanlagen können sich ergeben, wenn seine Anlagen durch den Netzbetreiber abgeregelt werden (Einspeisemanagement). Solange die Altanlagen noch einen Anspruch auf EEG-Vergütung hatten, hatte der Anlagenbetreiber Anspruch auf eine entsprechende Entschädigung vom Netzbetreiber. Im Zeitraum nach 2021, wenn die Altanlagen aus dem EEG- Regime heraus fallen, besteht dieser Entschädigungsanspruch nicht mehr. Bereits 2014 wurden 1.581 GWh im Rahmen von Einspeisemanagementmaßnahmen abgeregelt. Auf die Windenergie entfällt dabei mit 77,3% der größte Anteil. Die nördlichen Bundesländer, in denen die meisten der Altanalgen errichtet wurden, sind am stärksten betroffen. [BNetzA 2015] Eine genaue Aussage dazu, wie stark die Altanalgen tatsächlich betroffen sind, ist nicht möglich. Trotz einer Abregelung durch den Netzbetreiber laufen die zu deckenden Kosten weiter. Die wirtschaftlichen Einbußen für eine stark vom Einspeisemanagement betroffene Anlage. können somit erheblich sein. Die Effekte können im Rahmen der vorliegenden Analyse nicht im Detail untersucht werden. Es sollte aber bei der Interpretation der Ergebnisse beachtet werden, dass das Einspeisemanagement für Betreiber in bestimmten Regionen dazu führen könnte, dass sich die Wirtschaftlichkeitssituation der Altanlagen stark verschlechtert. Dann könnte selbst bei Durchschnittsmarktwerten an der Weiterbetrieb nach 2020 27

Einschätzung der Weiterbetriebssituation Strombörse, die am oberen Rand der oben identifizierten Bandbreite liegen, ein Weiterbetrieb nicht mehr möglich sein. 6 EINSCHÄTZUNG DER WEITERBETRIEBSSITUATION Abschließend soll betrachtet werden, inwiefern unter Berücksichtigung der ermittelten Kosten für den Weiterbetrieb und der zu erwarteten Erlöse ein Weiterbetrieb aus Betreibersicht überhaupt wirtschaftlich wird. Denn nur dann werden ab 2021 auch tatsächlich relevante Teile der Altanlagen mit einem Alter von über 20 Jahren weiter betrieben werden. 6.1 ABGLEICH VON ERMITTELTEN GESAMT- WEITERBETRIEBSKOSTEN UND POTENTIELLEN STROMMARKTERLÖSEN Im Folgenden werden die ermittelten Kosten (Bandbreite) noch einmal in ihrer Gesamtheit betrachtet, um daraufhin den potentiellen Erlösen gegenüber gestellt zu werden. In Tabelle 3 werden die Kostenbandbreiten sowie die sich ergebenden Mittelwerte ausgewiesen. Um den Weiterbetrieb der Windenergieanlagen durchzuführen, muss neben der Kostendeckung ein Gewinn für die Betreiber der Anlagen erzielbar sein. Der Gewinn dient als Entschädigung für das unternehmerische Risiko und als Anreiz, den Weiterbetrieb von Anlagen anzustreben. Wirtschaftlicher Anreiz Neben der Deckung der Kosten, die für die durch die Weiterbetriebsinvestition und die laufenden Betriebskosten entstehen, ist es erforderlich, einen wirtschaftlichen Anreiz für die Anlagenbetreiber anzusetzen. Auch hier ist je nach Betreiberstruktur und Projektspezifikationen sowie der Risikoeinschätzung der Betreiber Bandbreite an Annahmen möglich. Im Folgenden wird eine Marge von 0,5 bis 1 ct/kWh angesetzt. Für eine 600 kW Anlage ergibt sich hieraus unter den getroffenen durchschnittlichen Ertragsannahmen ein finanzieller Anreiz für das unternehmerische Risiko zum Weiterbetrieb von etwa 4.370 € bis 8.740 € pro Jahr, für eine 1,5 MW Anlage liegt der Anreiz bei etwa 10.920 € bis 21.840 € pro Jahr. Tatsächlich obliegt die Entscheidung, welcher wirtschaftliche Anreiz bestehen muss, um den Weiterbetrieb anzustreben beim jeweiligen Anlagenbetreiber. Durch eine überdurchschnittliche Er- Weiterbetrieb nach 2020 28

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