Wo die Planung von Windparks ansetzen muss

In der Windbranche sprechen wir meist darüber, wie viel Strom ein Windpark erzeugt. Für die Vermarktung ist es wichtiger, wann er einspeist und welchen Wert der Strom in diesen Stunden hat.

Dass dieser Blick lange fehlte, hat Gründe: Im EEG-System galt der Gesamtertrag als entscheidende Größe. Doch in der Direktvermarktung entscheidet nicht die Menge allein, sondern wie sich der eigene Profilwert zum Referenzmarktwert verhält. Meine Erfahrung aus der Praxis zeigt: Projektierung und Vermarktung können deutlich mehr herausholen, wenn sie diesen Aspekt von Beginn an gemeinsam denken.

Frühe Entscheidungen wirken über Jahrzehnte nach. Das sehe ich konkret, wenn wir Bestandsparks für Weiterbetrieb oder Repowering bewerten. Genehmigungsauflagen, Abschaltzeiten, die Wahl des Anlagentyps, aber auch die Positionierung der Anlagen zueinander legen das spätere Erzeugungsprofil weitgehend fest. Stehen Turbinen zu eng beieinander, mindern Wake-Verluste den Ertrag. Liegen Wohngebäude in der Nähe, erzwingt der Schattenwurf zusätzliche Abschaltungen. Spätestens nach Ablauf der zwanzigjährigen EEG-Förderung zeigt sich, ob ein Windpark am Markt auch ohne Förderung bestehen kann.

Repowering erfordert Abstimmung bei der Flächensicherung

Den Maßstab dafür setzt nicht der eigene Marktwert, sondern der bundesweite Mittelwert aller Anlagen, an dem sich die Förderung bemisst. Dieser ist stark von der Bestandsflotte geprägt, die ein anderes Erzeugungsprofil hat als moderne Projekte. Speist ein Park vor allem dann ein, wenn der Großteil der Flotte ebenfalls liefert, drückt das gemeinsame Angebot die Preise – und eine hohe Jahresmenge gleicht das nicht aus. Zugespitzt: Eine Anlage mit großem Rotor und moderater Nennleistung erzeugt über das Jahr womöglich weniger, speist dafür gleichmäßiger ein und trifft häufiger Stunden, in denen nicht alle gleichzeitig produzieren. Projektierung und Vermarktung bewerten denselben Windpark dann unterschiedlich. Wann der Strom fließt, bestimmen Standort, Turbinentyp und Layout – lange vor dem ersten Vermarktungsvertrag.

Auch bei der Flächensicherung für das Repowering lassen sich beide Seiten nicht trennen. Wer den Bestandspark betreibt, kennt die Flächen und die Eigentümer – ein handfester Vorteil. Dieser reicht aber nicht allein: Mancherorts sichern sich Dritte Nachbarflächen, bevor überhaupt geplant wird. Ich habe Fälle gesehen, in denen zwar eine Genehmigung vorlag, das Layout aber wirtschaftlich kaum tragfähig war, weil mehrere Projektierer unabgestimmt geplant hatten. An einem anderen Standort setzten sich die Planer frühzeitig zusammen, entwickelten ein gemeinsames Layout und fanden eine Lösung, die für alle Seiten funktioniert. Solche Gespräche sind kein Selbstläufer, gerade weil man mit Wettbewerbern über Flächen und Anlagenpositionen redet und hierbei kartellrechtliche Anforderungen eingehalten werden müssen.

Mit der Inbetriebnahme endet das Zusammenspiel nicht. Welche Mengen am Ende abgerechnet werden, ist gerade bei Redispatch-Eingriffen häufig strittig. Das trifft die kommunale Beteiligung nach § 6 EEG: Bemessungsgrundlage ist dort die eingespeiste Menge zuzüglich der Ausfallarbeit – also genau die Stelle, an der Daten und Zuordnung in der Praxis auseinandergehen. Hinzu kommt, dass mehrere Länder die auf Bundesebene freiwillige Zahlung verpflichtend gemacht haben, nach eigenen Regeln. Wer das erst spät angeht, riskiert Nachverhandlungen und Erlöseinbußen.

Projektierung und Vermarktung verfolgen nicht in jedem Punkt dasselbe Optimum. Genau deshalb lohnt sich der frühe Austausch. Bei Statkraft sitzen beide Seiten an einem Tisch. Nicht immer sind wir uns sofort einig, aber genau dafür braucht es den frühen Austausch. Wir sollten uns bei jedem Projekt direkt fragen: Bauen wir möglichst viel Leistung oder einen Park, dessen Erzeugungsprofil auch unter künftigen Marktbedingungen trägt?

* Marc Kohlenbach, Head of Market Access Germany, Statkraft