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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....

Abbildungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis ZUSAMMENFASSUNG DER ERGEBNISSE 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. Der betroffene Anlagenbestand liegt in einer Größenordnung von etwa 6.000 Windenergieanlagen mit einer Leistung von rund 4,5 GW (keine vollständige Datengrundlage vorhanden). Ab 2021 fallen jedes Jahr weitere Anlagen aus der EEG Ve r- gütung. Nach aktuellem Datenstand könnte dies im Zeitraum 2021 und 2026 jährlich etwa 1.600 Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von rund 2,5 GW betreffen. Für alle diese Anlagen stellt sich die Frage nach der Durchführbarkeit eines Weiterbetriebs in einer neuen Form. Um wirtschaftlich weiterbetrieben werden zu können, sind Erlöse notwendig, die zumindest folgende Positionen decken: Weiterbetriebsinvestition (Gutachten und begleitende Arbeiten) Betriebskosten Wirtschaftlichen Anreiz für den Betreiber Im Rahmen der vorliegenden Analyse wurde untersucht, wie hoch diese Erlösanforderungen je produzierter kWh sein werden und wie sich dies im Verhältnis zu dem durchschnittlichen Marktpreisen für Windstrom darstellt. Weiterbetriebsinvestition Aus Literaturangaben sowie der Branchenkenntnis der Deutschen WindGuard wurde abgeleitet, dass die Kosten für das notwendige Weiterbetriebsgutachten stark variieren können und pro Anlage zwischen 7-20 €/kWh liegen. Hinzu kommen weitere Kosten für die Abwicklung der Weiterbetriebserlaubnis. Mangels verfügbarer Literatur hierzu wird hierfür eine Annahme in Höhe von 25% der Gutachtenkosten getroffen. Daraus ergeben sich weitere Kosten von 1,75–5 €/kW. Um die Kosten für die Erlangung der Weiterbetriebskosten in einen Wert pro kWh umzurechnen, wurden weiterhin Annahmen zu den durchschnittlichen Volllaststunden und zum gewünschten Amortisation s- zeitraum für die Weiterbetriebsinvestition entwickelt. Da bei allen beschriebenen Eingangsparametern relativ große Bandbreiten zu berüc k- sichtigen sind, ergibt sich eine relativ große Gesamtkostenbandbreite von 0,1 bis 1,02 ct/kWh. Ein gleichzeitiges Eintreffen aller kostensenkenden- oder treibenden Faktoren ist jedoch extrem unwahrscheinlich. Für die weiteren Analysen wurde ein möglichst realistischer Mittelwert identifiziert, der bei 0,33 ct/kWh liegt. Betriebskosten Noch deutlich stärker als die Kosten zur Erlangung der Weiterbetriebserlaubnis b e- stimmen die Betriebskosten die Weiterbetriebssituation einer Windenergieanlage und sind für die Weiterbetriebs-Entscheidung von zentraler Bedeutung. In Bezug auf die Weiterbetrieb nach 2020 IV

Abbildungsverzeichnis Betriebskosten von Windenergieanlagen mit einem Alter von über 20 Jahren liegen keine fundierten Daten vor. Eine Analyse der möglichen Veränderungen der Betriebsstrategien und damit -kosten im Weiterbetriebszeitraum unter Beachtung der relativ großen Standardabweichung für Betriebskosten führt zur Definition folgender drei Analysefälle: „Basisfall“: Betriebskosten bewegen sich im Bereich des Mittelwertes von 2,74 ct/kWh (53% der in der Datenbasis für die Betriebskosten enthaltenen Projekte) „Unterer Kostenbereich“: Betriebskosten liegen am unteren Ende der identifizierten Kostenbandbreite, d.h. 1,81 ct/kWh (20% der in der Datenbasis für die Betriebskosten enthaltenen Projekte) „Oberer Kostenbereich“: Betriebskosten liegen am oberen Ende der identifizierten Kostenbandbreite, d.h. 3,67 ct/kWh (22% der in der Datenbasis für die Betriebskosten enthaltenen Projekte) Extreme Kostenbereiche unter und über den Annahmebereichen wurden wegen mangelnder Relevanz vernachlässigt. Erlösanforderung Für die definierten Analysefälle wurden daraufhin alle relevanten Kostenpositionen sowie eine Annahme für die Höhe des notwendigen wirtschaftlichen Anreizes aufsu m- miert. Die Summe entspricht der Erlösanforderung, die die entsprechenden Windenergieprojekte haben. Die folgende Tabelle stellt die Ergebnisse dar. Unterer Kostenbereich Kosten in ct/kWh Basisfall Oberer Kostenbereich Weiterbetriebsinvestition 0,33 0,33 0,33 Betriebskosten 1,81 2,74 3,67 Gesamtkosten 2,14 3,07 4,00 Wirtschaftlicher Anreiz (mit Bandbreite) 0,50 - 1,00 0,50 - 1,00 0,50 - 1,00 Erlösanforderung 2,64 - 3,14 3,57 - 4,07 4,50 - 5,00 Potentielle Erlöse Eine Auswertung der mittleren Marktwerte für die Windenergie an der Strombörse EEX zeigte, dass seit Anfang 2013 kein monatlicher Durchschnittswert von über 4 ct/kWh mehr erreicht wurde. Der Jahresmittelwert ist seit 2012 kontinuierlich zurückgegangen und lag im bisherigen Jahr 2016 (Januar bis September) bei 2,3 ct/kWh. Im Rahmen der Analyse wird deshalb die Annahme getroffen, dass ein Marktpreis von 2 -3,5 ct/kWh als Vergleichswert geeignet erscheint. Einschätzung der Gesamtsituation Im Falle eines durchschnittlichen Marktpreises auf dem Niveau von 2016 würde der erforderliche Mindesterlös nicht einmal im Fall der niedrigsten Kostenannahmen g e- deckt. Erst wenn der durchschnittliche Marktpreis etwa 3 ct/kWh beträgt, kann ein Weiterbetrieb nach 2020 V

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