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Enerige & Management > Windkraft - Alles nicht so einfach
Bild: Fotolia.com, DeVIce
WINDKRAFT:
Alles nicht so einfach
Immer mehr Betreiber stehen vor der Frage, ob sich ihre alten Windräder nach 20 Jahren noch wirtschaftlich betreiben lassen - das hängt viel vom künftigen Strompreis ab.
 
Die Uhr tickt unaufhaltsam. Im April 2020 feiert das Erneuerbare-Energien-Gesetze sein 20-jähriges Jubiläum. Nicht nur politisch ein wichtiges Datum, sondern auch für eine Reihe von Windmüllern. Denn das EEG hat den Vergütungsanspruch für Windturbinen auf 20 Jahre festgeschrieben; somit fallen erste Anlagen in absehbarer Zeit aus der Festvergütung. Deshalb beginnen erste Betreiber schon heute, einige Jahre vor dem Ende der eigentlichen technischen Lebensdauer und des Vergütungsanspruchs nach 20 Jahren, zu überlegen, ob und wie viel Geld sie noch in die Instandhaltung und den Weiterbetrieb der alten Windpropeller stecken wollen.

Für Windmüller der ersten Stunde, deren Anlagen bereits vor dem Inkrafttreten des EEG in Betrieb waren, ist die Situation etwas anders: Ihr Anspruch auf die meist erhöhte Anfangsvergütung endet frühestens im Jahr 2021. Sie profitieren dabei von einem Nachschlag von mindestens vier Jahren auf die Vergütung, den die Politik ihnen bei der EEG-Einführung im Jahr 2000 spendiert hatte. Damals wurde die Inbetriebnahme aller schon drehenden Windmühlen ganz pragmatisch an das Inkrafttreten des neuen EEG gekoppelt, das heißt zeitlich nach vorne verlegt. Ende 2000 waren nach offiziellen Statistiken rund 9 400 Propeller mit etwas mehr als 6 000 MW Leistung am Netz.

Wer mit seinem Windrad länger als 20 Jahre Strom produzieren und auch den erwähnten Nachschlag auf die Vergütung kassieren will, braucht dafür einen Standsicherheitsnachweis. Dieses Gutachten schreibt das Deutsche Institut für Baustatik (DIBt) vor, weil die Typenprüfung mit allen Lastannahmen für eine Anlage nach der geplanten Betriebsdauer von 20 Jahren endet. An diese Maxime halten sich die meisten Baubehörden. „Ansonsten können sie die Stilllegung von Anlagen oder Zwangsgelder anordnen“, erklärt Jürgen Holzmüller vom Auricher 8.2 Ingenieurbüro. Der Sachverständige hat diesen Nachweis bereits für über 20 Anlagen berechnet: „Die Spanne für den Weiterbetrieb lag bei vier bis 18 Jahren, wobei es auch Maschinen gibt, die das Ende ihrer Lebensdauer erreicht haben.“

Kein einheitlicher Standard für Nachweis der Standsicherheit

Für seine Berechnungen hat Holzmüller auf alle verfügbaren Statiken, Lastannahmen und Gutachten zu den Windturbinen und auf deren Betriebsdaten zurückgegriffen. Zudem spielte der Standort eine Rolle, weil die Windturbinenhersteller ihre Propeller für unterschiedliche Windzonen und Belastungen auslegen. „Wir vergleichen, was eine Anlage an einem Standort aushalten könnte und welche realen Lasten tatsächlich im Betrieb aufgetreten sind. Daraus ergibt sich wiederum die Restlaufzeit“, erklärt Holzmüller.

Was einfach klingt, ist in der Praxis schwierig. Bisher gibt es keinen einheitlichen Standard für den Nachweis der Standsicherheit. Deshalb ist inzwischen eine Vielzahl von Prüfinstituten mit eigenen Regelwerken auf den Zug aufgesprungen. Für den Betreiber zählen aber vor allem die Kosten und die Qualität des Gutachtens für den Nachweis. Schließlich haftet er für den sicheren Weiterbetrieb. „Daher ist es sinnvoll, sich vor der Auftragsvergabe mit den Behörden über die Qualität und Reputation der Sachverständigen abzustimmen“, empfiehlt Klaus Georg Hansen von DNV GL, „die Betreiber von größeren Anlagen im Megawattbereich erwirtschaften die Gutachtenkosten recht schnell.“

Das gilt aber nur für die Pioniere mit dem Aufschlag aus dem ersten EEG. Alle anderen Akteure, die ihre Windparks regulär ab 2000 ans Netz brachten, müssen ihre Kosten nach dem Ende der 20 Jahre laufenden Vergütung gegen die erzielbaren Einnahmen an der Strombörse stellen. „Es gibt eine große Unsicherheit auf dem Markt, ob sich der Weiterbetrieb oder auch das Repowering von alten Bestandswindparks rechnet“, weiß Kay Westhues, Leiter der Consultingabteilung bei der BBB Umwelttechnik GmbH in Gelsenkirchen. Die Gretchenfrage ist daher, was die Restlaufzeiten oder Repowering-Optionen tatsächlich Wert sind. „Vermutlich wird es auf einen strategischen Betrieb hinauslaufen, der sich an den Preisen auf dem Strommarkt orientiert“, sagt Westhues.

Davon geht auch Nicolai Herrmann von der Unternehmensberatung Enervis Energy Advisors GmbH aus. Zusammen mit Kollegen berechnet Herrmann bereits für eine Reihe von Windmüllern mögliche Restlaufzeiten unter Annahme unterschiedlicher Szenarien. Dabei spielen die Stilllegung fossiler Kraftwerke, das Ende der Atommeiler 2022 sowie die Preisentwicklung für CO2-Zertifikate die Hauptrollen. „Wir sehen eine Erholung der Strompreise auf bis zu 50 Euro für die Megawattstunde“, sagt Herrmann, „das könnte den Weiterbetrieb von Windparks ermöglichen.“ Wichtig dafür seien auch „schlanke Verträge“ für die Wartungskosten sowie eine Nachverhandlung bei den Pachtzahlungen, das heißt, es geht um die Senkung von fixen und ertragsabhängigen Kosten. „Es wird wie bei den fossilen Kraftwerken auf eine grenzkostenbasierte und verschleißarme Fahrweise hinauslaufen. Die Windparks rentieren sich in diesen Modellen nur dann, wenn die Erlöse an der Börse über den Kosten liegen“, so Herrmann.

Enercon bietet abgespecktes Wartungskonzept an

Marcel Keiffenheim, der bei Greenpeace Energy die Abteilung Energiepolitik leitet, kann sich immerhin die Zahlung eines kleinen Aufschlags auf die Spotmarktpreise vorstellen. Was sich mit einem Spezifikum des Ökostromanbieters erklärt: Bis 2020 muss Greenpeace Energy mindestens 20 Prozent des Stromabsatzes aus deutschen Wind- und Solaranlagen decken. Um diese Quote zu erreichen, kann sich Keiffenheim Verträge mit Windmüllern vorstellen, die ohne Vergütung dastehen: „Die Betreiber könnten den Marktwert des Stroms und einen Aufschlag für den grünen Herkunftsnachweis bekommen, wir würden davon die Vermarktungskosten abziehen. Bei diesem Modell tragen Betreiber nicht die Preisrisiken an der Börse, sondern nur die für den Betrieb.“

Eine spezielle Lösung für Anlagen mit mehr als 20 Betriebsjahren hat bereits der Windturbinenhersteller Enercon erarbeitet. Der deutsche Marktführer aus dem ostfriesischen Aurich rechnet bereits ab diesem Jahr damit, dass jährlich mindestens 400 Maschinen diese magische Grenze erreichen. Die Ostfriesen haben allein von ihrem früheren Erfolgsmodell E-40 mit 500 kW Leistung rund 6 000 Windmühlen verkauft. „Selbst wenn davon nur noch die Hälfte am Netz bleibt, ist das Potenzial für den Weiterbetrieb groß“, betont Kundenservice-Teamleiter Stephan Menzel. Für diese Windmüller haben die Auricher ein Paket geschnürt: Dazu gehört ein abgespecktes Wartungskonzept ohne Kran und Großkomponenten sowie das Angebot, die Direktvermarktung zu übernehmen. Von „diesem Service zu kalkulierbaren Kosten“, so Menzel, können nur die Betreiber profitieren, die das Enercon-Partnerschaftskonzept abgeschlossen haben. Auch andere Hersteller, davon gehen Branchenexperten aus, werden ihren Alt-Betreibern ähnlich gestrickte Angebote machen.

NRW-Branchentag
Die Frage, ob und wie sich der Weiterbetrieb von alten Windturbinen nach 20 Jahren lohnt, steht unter anderem auf dem Vortragsprogramm des diesjährigen, mittlerweile 8. Branchentages Windenergie NRW. Wie im Vorjahr erwarten die Veranstalter, die Anne Lorenz Management & Events in Kooperation mit Lorenz Kommunikation und der EnergieAgentur.NRW, am 14. und 15. Juni in Düsseldorf rund 40 Aussteller und mehr als 300 Besucher.

Weitere Informationen unter www.nrw-windenergie.de  
 

Torsten Thomas
© 2019 Energie & Management GmbH
Montag, 09.05.2016, 09:59 Uhr

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