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Enerige & Management > Windkraft Onshore - Ein Systemwechsel ohne Vorteile
Bild: Lars Schmid, Fotolia
WINDKRAFT ONSHORE:
Ein Systemwechsel ohne Vorteile
Die Ausschreibungsergebnisse 2017 machen den Windstrom wider Erwarten kaum günstiger. Das zeigen Berechnungen von Volker Berkhout, Robert Cernusko und Katherina Grashof*.
 
„Ausschreibungen haben die Preise für Windenergie gesenkt“, heißt es vielerorts angesichts der Ergebnisse der ersten drei Ausschreibungsrunden, die es für die Windkraft an Land im vergangenen Jahr gegeben hatte. In der Tat sank der durchschnittliche Zuschlagswert von der ersten bis zur dritten Ausschreibungsrunde von 5,71 auf 3,82 Ct/kWh für Anlagen an einem sogenannten 100-%-Standort, das heißt mit relativ guten Windverhältnissen.

Zum Vergleich: Nach dem EEG 2014 würde sich eine nominal gemittelte Vergütung von 6,16 Ct/kWh bei einer Inbetriebnahme Anfang 2018 ergeben. Auch bei dieser Betrachtung scheinen die Ausschreibungen zu Preissenkungen bei der Kilowattstunde Windstrom geführt zu haben. Stimmt das wirklich?

Preisvergleich auf Basis eines Simulationsmodells

Wissenschaftler des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) und des Instituts für Zukunftsenergie- und Stoffstromsysteme (IZES) haben die Preisergebnisse der Ausschreibungen mit denen verglichen, die sich nach dem bisherigen EEG mit der „alten“ Festvergütung ergeben hätten. Bei der Untersuchung wurden auf Basis von Veröffentlichungen der Bundesnetzagentur die Projektgrößen ermittelt und Annahmen zur Anlagenauslegung für Stark- und Schwachwindstandorte bei einer Realisierung innerhalb von zwei und vier Jahren getroffen. Die Standortgüte wurde dabei durch die Simulation mit dem „COSMO DE Windmodell“ und anhand weiterer Annahmen berechnet; die absolute Höhe der Vergütungen kann daher nur annäherungsweise ermittelt werden.

Für eine differenzierte Bewertung haben IEE und IZES die Vergütung der bezuschlagten Projekte mit derjenigen verglichen, die für dieselben Standorte nach EEG 2014 gegolten hätte. Dazu wurden die Standortqualität und das sogenannte Referenzertragsmodell betrachtet. Mit Letzterem soll der Unterschied zwischen windstärkeren und windschwächeren Standorte angeglichen werden. Der Vergleichswert nach EEG 2014 ist für die Untersuchung nach dem stetig starken Windenergieausbau der letzten Jahre über die maximale Vergütungsdegression von 2,4 % je Quartal fortgeschrieben worden. Für die Analyse wurde außerdem angenommen, dass Vorhaben sogenannter Bürgerenergiegesellschaften (BEG) binnen vier Jahren und die übrigen Projekte bereits zwei Jahre nach Zuschlag in Betrieb gehen.
 
Angegeben ist, um wieviel Prozent die Vergütungen infolge der drei Ausschreibungsrunden 2017 von der Vergütung abweichen, die dieselben Standorte bei Fortbestand des EEG 2014 erhalten hätten. Der Durchmesser der Kreise zeigt die Leistungsvolumina der jeweiligen Runden. Bei den Nicht-BEG-Projekten sind zudem Spannen zwischen höchst- und niedrigstmöglichen Zuschlagswerten angegeben, da die exakten Vergütungen nicht bekannt sind
Quelle: Fraunhofer IEE

Das Ergebnis zeigt: Für BEG, die 93 % der bisherigen Zuschläge mit einer Leistung von 2 730 MW gewinnen konnten, ergibt sich eine strommengengewichtete durchschnittliche Vergütung von 6,3 Ct/kWh in der ersten, 4,8 Ct/kWh in der zweiten und 4,2 Ct/kWh in der dritten Runde. Vergleicht man diese Werte mit dem bisherigen Fördersystem, sind die BEG-Zuschläge aus der ersten Bieterrunde um gut ein Viertel teurer als nach dem EEG 2014. Das Vergütungsniveau der zweiten Runde entspricht ungefähr der Höhe gemäß dem vorherigen EEG. Nur in der dritten Ausschreibungsrunde ergibt sich eine Einsparung von etwa 10 % gegenüber dem alten System.

Bei den 13 Projekten mit 93 MW, deren Zuschläge nicht unter die BEG-Sonderregelungen gefallen sind, fällt das Urteil klarer aus. Wenngleich die genaue Höhe der Zuschläge über die öffentlich bekannten Höchst- und Niedrigstgebote nur annähernd eingrenzbar ist, lässt sich für diese wenigen Projekte eine deutliche Absenkung des Vergütungsniveaus erkennen.

Die angenommenen Realisierungsdauern beeinflussen das Ergebnis deutlich: Die BEG-Projekte aller drei Runden wären bei 3,5 Jahren mittlerer Realisierungsdauer durchschnittlich um knapp 1 % günstiger als nach vorheriger Rechtslage, bei angenommenen vier Jahren rund 4 % teurer und bei 4,5 Jahren rund 9 % teurer als nach EEG 2014.

Im Durchschnitt wiesen die Standorte der ersten Auktionsrunde eine mittlere Standortgüte von 90 % auf. In den folgenden beiden Runden lagen die Werte bei etwa 85 %. Die niedrigeren Gebote der späteren Runden basieren also weniger auf stärkeren Windverhältnissen an diesen Standorten als auf anderen Faktoren wie beispielsweise gesunkenen Anlagenpreisen, effizienteren Windturbinen oder ehrgeizigen Gebotsstrategien einzelner Projektierungsgesellschaften.

Für BEG verbleiben zahlreiche Realisierungsrisiken

Fast alle Vorhaben der staatlich definierten Bürgerenergiegesellschaften waren bei Zuschlagserteilung noch nicht genehmigt. Für die Inbetriebnahme ist den BEG gesetzlich bis zu 4,5 Jahren Zeit eingeräumt worden. Die bei den ersten drei Auktionsrunden erfolgreichen Bürgerenergiegesellschaften müssen die Genehmigungsphase also noch durchlaufen, die mehrere Jahre umfassen kann.

Dabei beinhalten die Immissions- und Naturschutzanforderungen ein relevantes hohes Genehmigungsrisiko. Überdies liegen 10 bis 20 % der Anlagen auf Flurstücken, die nicht in aktuellen Eignungs- oder Vorranggebieten für Windenergie ausgewiesen sind. In diesen Fällen müssen die BEG und die mit ihnen verbandelten Projektentwickler zusätzliche Hürden für eine Genehmigung überwinden und alternative Flächen im selben Landkreis akquirieren. Oder sie spekulieren auf die zukünftige Schaffung von raumordnerischen Grundlagen, wodurch sich die Erteilung der Genehmigung verzögern kann. Bei all diesen Konstellationen sinkt die Wahrscheinlichkeit, dass diese Windparks überhaupt gebaut werden.

Um die Projekte möglichst wirtschaftlich realisieren zu können, erwarten die Projektierer den Einsatz der modernsten und größten Anlagentypen, die aktuell kurz vor der Markteinführung stehen. Für diese neue Anlagengeneration steht allerdings teils noch keine ausreichende Anlagendokumentation zur Verfügung, um vollständige Genehmigungsanträge zu stellen. Befragte Experten von Projektierern und Genehmigungsbehörden gehen daher überwiegend davon aus, dass die Projekte erst am Ende der gesetzten Frist in Betrieb genommen werden.

Auch nach der Genehmigung verbleibt ein geringes Realisierungsrisiko beispielsweise durch Klagen von Anwohnern des geplanten Windparks oder durch Naturschutzverbände. Auch eine erneute Teilnahme von bereits bezuschlagten Projekten an den kommenden Ausschreibungsrunden (in denen höhere Preise erwartet werden können, da nur noch Gebote genehmigter Projekte zulässig sind), erscheint aktuell realistisch und kann die Realisierungsquote der Ausschreibungen 2017 noch weiter senken. 

Aufwand für Systemwechsel nicht gerechtfertigt

Wenn die BEG-Projekte − wie erwartet − erst gegen Ende der Realisierungsfrist nach vier Jahren errichtet werden, muss die Verheißung günstigeren Windstroms durch die Ausschreibungen im Jahr 2017 weitgehend in den Wind geschrieben werden. Die Vergütungshöhe der „normalen“ Projekte ohne BEG-Privilegien muss vor dem Hintergrund betrachtet werden, dass deren Preisforderung mit denen von 185 BEG-Projekten konkurrenzfähig sein sollte. Daraus lässt sich nicht die Erwartung ableiten, dass komplett genehmigte Projekte in den kommenden Auktionsrunden auf diesem günstigen Preisniveau verbleiben. Zusätzlich werden die anderen Genehmigungs- und Realisierungsrisiken dazu führen, dass ein durchaus nennenswerter Teil der Projekte erst gar nicht gebaut wird.

Angesichts des enormen Aufwands von Politik, Verwaltung und Unternehmen für die Umstellung des Fördersystems für die Windenergie in den letzten Jahren und der beträchtlichen Hindernisse für hohe Realisierungsraten erscheint die allenfalls marginale Absenkung des Vergütungsniveaus als außerordentlich teuer erkaufter Nutzen des von der Politik forcierten Wechsels bei der Windkraftförderung.

* Volker Berkhout und Robert Cernusko, Abteilung Planung und Betrieb von Erzeugungseinheiten, Fraunhofer IEE, Kassel; Katherina Grashof, Leiterin IZES-Hauptstadtbüro, Berlin
 

Redaktion
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Donnerstag, 15.02.2018, 10:59 Uhr

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