Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des Repowering-Prozesses anhand der Windparks Borne III und Welbsleben
©2013
Bachelorarbeit
65 Seiten
Zusammenfassung
Der Inhalt dieser Arbeit befasst sich mit der wirtschaftlichen Bewertung der Investition des Repowerings anhand der Windparks Borne III und Welbsleben. Zunächst wird in den Grundlagen die Begrifflichkeit des Repowering definiert. Dazu wird neben einer expliziten Definition, die Kostenstruktur von Windparkprojekten sowie die rechtlichen Rahmenbedingungen bzgl. der Einspeisevergütung nach dem EEG erörtert. Anschließend erfolgt eine Beschreibung der standortspezifischen Merkmale der ersetzten Windparks wie auch des Repowering-Windparks. Zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit des Repowerings findet die Kapitalwertmethode als Verfahren der dynamischen Investitionsrechnung ihre Anwendung. Anhand der in der Kapitalwertmethode verwendeten Parameter wird im Anschluss eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt.
Leseprobe
Inhaltsverzeichnis
Kurzzusammenfassung
Kurzzusammenfassung
Der Inhalt dieser Arbeit befasst sich mit der wirtschaftlichen Bewertung der Investition des
Repowerings anhand der Windparks Borne III und Welbsleben. Zunächst wird in den
Grundlagen die Begrifflichkeit des Repowering definiert. Dazu wird neben einer expliziten
Definition, die Kostenstruktur von Windparkprojekten sowie die rechtlichen
Rahmenbedingungen bzgl. der Einspeisevergütung nach dem EEG erörtert. Anschließend
erfolgt eine Beschreibung der standortspezifischen Merkmale der ersetzten Windparks wie
auch des Repowering-Windparks. Zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit des Repowerings
findet die Kapitalwertmethode als Verfahren der dynamischen Investitionsrechnung ihre
Anwendung. Anhand der in der Kapitalwertmethode verwendeten Parameter wird im
Anschluss eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt.
Abstract
The content of this thesis is concerned with the economic evaluation of the investment of
repowering, based on the wind farms Borne III and Welbsleben. At first, the terminology of
repowering is defined in the basics. Additionally to an explicit definition, follows a discussion
about the cost structure of wind farm projects and the legal frameworks regarding the feed-in
tariffs under the EEG. Subsequently, site-specific characteristics of the replaced wind farms
as well as of the repowering wind farm are discussed. To evaluate the efficiency of
repowering, the net present value method is used as a method of dynamic investment. Based
on the parameters used in the net present value method, a sensitivity analysis is performed.
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis
1
Einleitung ... 1
2
Grundlagen ... 2
2.1
Definition des Repowering-Prozesses ... 2
2.2
Kostenstruktur von Windkraftanlagen ... 2
2.3
Rechtliche Rahmenbedingungen ... 9
2.3.1
Einspeisevergütung nach dem EEG ... 10
3
Beschreibung der Windparks ... 13
3.1
Die Windparks Borne III und Welbsleben... 13
3.2
Der Repowering-Windpark ... 17
4
Methodik der Wirtschaftlichkeitsberechnung ... 26
4.1
Dynamische Investitionsrechnungen ... 26
4.1.1
Kapitalwertmethode ... 27
4.1.2
Interne Zinsfuß-Methode ... 28
4.1.3
Annuitätenmethode ... 30
4.2
Sensitivitätsanalyse ... 31
4.3
Auswahl des Verfahrens ... 32
5
Durchführung der Investitionsanalyse ... 33
5.1
Zuordnung der Zahlungsreihen in die dynamische Investitionsrechnung ... 33
5.2
Kostenbetrachtung der Einzahlungsströme... 35
5.3
Kostenbetrachtung der Auszahlungsströme ... 37
5.4
Ergebnisdarstellung und Auswertung ... 42
5.5
Sensitivitätsanalyse des Kapitalwertes ... 45
6
Diskussion und Fazit ... 50
7
Zusammenfassung ... 52
Anhang A ... I
Anhang B ... II
Literaturverzeichnis ... III
Abbildungsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Abb. 1: Spezifische Ab-Werk-Preise bezogen auf die Rotorkreisfläche von kommerziell
angebotenen Windkraftanlagen im Jahr 2006 [aus Hau 2008, S. 827] ... 4
Abb. 2: Karte oben: Ausschnitt aus Sachsen-Anhalt; Karte unten links: Lage des Windparks
Borne III; Karten unten rechts: Lage des Windparks Welbsleben [aus W-BuW 2001, S. 29] 13
Abb. 3: VRG für die Nutzung der Windenergie mit der Nutzung von Eignungsgebieten
"Volkstedt" im Landkreis Mansfeld-Südharz [aus REP 2010, Anlage 1] ... 18
Abb. 4: Berechnete Leistungskennlinie der E82 E4 [nach Enercon GmbH 2012, S. 18] ... 20
Abb. 5: Rayleigh-Windgeschwindigkeitsverteilung ... 21
Abb. 6: Anlagenabstände in einem Windpark [aus Madlener et al. 2011, S. 300] ... 24
Abb. 7: Sensitivitätsanalyse der Ein- und Auszahlungskomponenten ... 46
Abb. 8: Sensitivitätsanalyse des Kalkulationszinssatzes ... 47
Abb. 9: Wiederverwendbare und -verwertbare Werkstoffe einer WKA [Fraunhofer-ICT 2013,
S. 5] ... 48
Abb. 10: Prozentuale Massenanteile der Werkstoffe einer WKA [Fraunhofer-ICT 2013, S. 6]
... 48
Tabellenverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Tab. 1: Höhe der Kosten bezogen auf den Ab-Werk-Preis der einzelnen Bestandteile der
Projektentwicklung [nach Hau 2008, S. 828] ... 5
Tab. 2: Prozentuale Kostenanteile der Investitionskosten bezogen auf den Ab-Werk-Preis [aus
Hau 2008, S. 828 ff.], [Kaltschmitt et al., S. 327 f.] ... 7
Tab. 3: Prozentuale jährliche Kostenanteile der Betriebskosten bezogen auf den Ab-Werk-
Preis [nach Hau 2008, S. 842] ... 9
Tab. 4: Höhe der Vergütung in den verschiedenen Novellen des EEG [EEG 2000, §7; EEG
2004, §10 Absatz 1; BWE 2012b] ... 11
Tab. 5: Ermittlung des gesamten Nettoenergieertrags für die Windparks Borne III und
Welbsleben [aus W-BuW 2001, S. 31] ... 15
Tab. 6: Technisches Datenblatt zu NM 1000/60 und NM 1500c/72 [nach W-BuW 2001, S.
34] ... 16
Tab. 7: Ermittlung des Jahresertrages [nach Konstantin 2009, S. 335]... 22
Tab. 8: Technisches Datenblatt zur E-82 E4 [aus Enercon GmbH 2012, S. 19] ... 22
Tab. 9: Zuordnung der Komponenten zur Zahlungsreihe bei Windparkprojekten ... 34
Tab. 10: Berechnung der Dauer der Anfangsvergütung [nach Konstantin 2009] ... 36
Tab. 11: Zusammensetzung der Investitionen des Repowering-Windparks ... 37
Tab. 12: Zusammensetzung der Betriebskosten des Repowering-Windparks für das
Inbetriebnahmejahr ... 38
Tab. 13: Zusammensetzung der Betriebskosten für die Windparks Borne III und Welbsleben
... 41
Tab. 14: Bestimmung des Kapitalwertes für den Repowering-Windpark ... 43
Tab. 15: Fortsetzung aus Tab. 14 ... 44
Abkürzungsverzeichnis
Abkürzungsverzeichnis
BDSV
Bundesvereinigung Deutscher Stahlrecycling-und Entsorgungsunternehmen
e.V.
BImSchG Bundesimmissionsschutzgesetz
B-Plan
Bebauungsplan
BMJ
Bundesministerium der Justiz
BWE
Bundesverband WindEnergie e.V.
ct Cent
DEWI
Deutsches Windenergie-Institut
DWD
Deutscher Wetterdienst
EEG
Gesetz zum Vorrang Erneuerbarer Energien
EVU
Energieversorgungsunternehmen
FNP
Flächennutzungsplan
GFK
Glasfaserverstärkter
Kunststoff
kV
Kilovolt
kW
Kilowatt
LEP
Landesentwicklungsplan
MW
Megawatt
MWh
Megawattstunden
NN
Normalnull
SDLWindV Verordnung
zu
Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen
UVP
Umweltverträglichkeitsprüfung
UVPG
Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung
VRG
Vorranggebiet
WKA
Windkraftanlage
Einleitung
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1
1 Einleitung
In Anbetracht eines regressiven Marktes für Windkraftanlagen (WKA) in der Bundesrepublik
Deutschland, rückt das Thema ,,Repowering" immer stärker in den Fokus von Politik,
Anlagenbetreibern und -herstellern. ,,Allgemein wird als Repowering das Ersetzen
bestehender älterer Windenergieanlagen durch neue leistungsstarke Windenergieanlagen
bezeichnet" [DStGB 2012, S. 19]. In den nächsten Jahren besteht auf Grund der Altersstruktur
der existenten Windparks und einzelnen WKA ein erheblicher Bedarf an Repowering. Nach
dem Deutschen Städte- und Gemeindebund liegt das Repowering-Potenzial (Stand 2011) bei
mehr als 10.000 WKA mit einer Gesamtleistung von 8.000 Megawatt (MW). Die in der ersten
Hälfte der 1990er Jahren installierten WKA besaßen eine Nennleistung von ca. 150 Kilowatt
(kW), die sich mittlerweile aufgrund der rasanten, technischen Entwicklung der WKA, auf
Nennleistungen von über 5 MW eingestellt haben. Durch den im letzten Jahrzehnt massiven
Ausbau der Windenergie ist das Repowering an vielen Orten die einzige Möglichkeit zur
weiteren Realisierung von Windparkprojekten. Mit der durch die Bundesregierung kürzlich
verabschiedeten Novelle des Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) sind weitreichende
Rahmenbedingungen für den Ausbau der Windenergie sowie insbesondere Anreizregelungen
auf der Vergütungsebene für das Repowering entstanden. Die in den letzten 20 Jahren
weiterentwickelte Anlagentechnik hat beträchtliche Verbesserungen hervorgebracht, sodass
die Windenergienutzung den größten Anteil an der regenerativen Stromerzeugung erbringt
und somit zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen beiträgt. Als Folge der bestehenden
Altersstruktur, der gesetzlichen Rahmenbedingungen sowie der verbesserten Anlagentechnik
kann ein Repowering aus wirtschaftlicher Hinsicht einen attraktiven Prozess für Betreiber und
Hersteller darstellen. Das Repowering ist zur wichtigsten Perspektive in der
Windenergienutzung im Onshore-Bereich geworden. [BWE 2012a, S. 3 ff.]
Im Rahmen dieser Arbeit soll geprüft werden, ob ein Repowering im Jahr 2013 aus
wirtschaftlicher Hinsicht eine rentierende Investition darstellt. Hierzu wird an zwei
bestehenden Windparks in Sachsen-Anhalt, dem Windpark Borne III und Welbsleben, eine
Wirtschaftlichkeitsanalyse zur Bewertung eines Repowering-Prozesses durchgeführt.
Grundlagen
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2
2 Grundlagen
Das nachfolgende Kapitel beinhaltet die wirtschaftlichen und technischen Grundlagen, die
zum Verständnis der in der Aufgabenstellung geschilderten wirtschaftlichen Betrachtung
eines Repowering-Prozesses notwendig sind. Dazu zählen die Definition des Repowering, die
Bestimmung der Investitionsbestandteile und Betriebskosten einer Windkraftanlage sowie die
Einspeisevergütung nach dem Gesetz zum Vorrang Erneuerbarer Energien.
2.1 Definition des Repowering-Prozesses
Der Begriff Repowering bezeichnet das Ersetzen älterer WKA durch neue, leistungsstärkere
WKA. Die Zunahme der Leistungsfähigkeit der neuen, leiseren und effizienteren WKA durch
ein Repowering zeichnet sich durch eine technische Verbesserung und einem wirtschaftlichen
Nutzen aus, der durch höhere Energieerträge und eine verbesserte Anlagenverfügbarkeit
zustande kommt [Gasch et al. 2007, S.520]. In der Regel werden die Altanlagen komplett
abgebaut und an gleicher oder benachbarter Stelle durch modernere WKA ersetzt. Die in der
Vergangenheit installierten Altanlagen weisen größtenteils ein Alter von 10 bis 20 Jahren auf
und sind durch die Hauptleistungsklassen 300 kW, 600 kW und 1000 kW mit
Rotordurchmessern von 40 bis 80 m charakterisiert. Die neuen installierten WKA im
Onshore-Bereich besitzen dagegen Nennleistungen von 2-3 MW, in Ausnahmen sogar 5 MW.
Diese Leistungssteigerung ist durch die rasante Entwicklung der Anlagentechnik zu erklären.
Als Folge der Leistungssteigerung entsteht ein größerer Raumbedarf für die neuen WKA, aus
dem die Forderung nach einer Verringerung der Anlagenzahl resultiert. Trotz einer
Reduzierung der Anlagenanzahl ist es möglich, eine überproportionale Steigerung der
Energieerträge aufgrund der hohen Einzelleistung der neuen WKA und der effizienteren
Anlagentechnik zu erzielen. [Madlener et al. 2011, S. 299 f.]
2.2 Kostenstruktur von Windkraftanlagen
In den nachfolgenden Unterkapiteln werden die einzelnen Investitionsbestandteile und
Betriebskosten einer Windkraftanlage näher erläutert sowie deren einzelnen prozentualen
Anteile bezogen auf den Ab-Werk-Preis einer Windkraftanlage bestimmt.
,,Von einer Investition spricht man, wenn die heutige Hingabe von Geld (= Auszahlungen) in
der Absicht erfolgt, mit dem Mitteleinsatz einen höheren Geldrückfluss (= Einzahlungen) in
Zukunft zu erreichen" [Wöhe et al. 2008, S. 516]. Die Investitionen einer Windkraftanlage
Grundlagen
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3
,,setzen sich aus den Aufwendungen ab Werk, den Kosten für Transport und Montage, für das
Fundament und die Netzanbindung sowie den sonstigen Kosten (u.a. Planungskosten,
Wegekosten) zusammen" [Kaltschmitt et al., S. 326]. Im Rahmen dieser Arbeit werden
folgende Investitionen von WKA berücksichtigt und im Einzelnen näher erläutert:
- Ab-Werk-Preis einer WKA
- Projektentwicklung (Planung)
- Fundamente und Geländeerschließung
- Netzanschluss und Verkabelung
- Sonstige Kosten
Die in dieser Arbeit berücksichtigten Investitionen basieren auf dem Ab-Werk-Preis einer
schlüsselfertigen, betriebsfähigen WKA. Im Ab-Werk-Preis sind die einzelnen
Komponentenkosten einer WKA einkalkuliert, sowie die gesamtproduktionsbezogenen
Kostenfaktoren mit einem Preisanteil von 40 bis 60 %, die sich nach Hau 2008 wie folgt
zusammensetzen:
,,- Zusammenbau im Werk (Systemintegration)
- Materialgemeinkosten, Lagerhaltung
- Amortisation der Werkzeuge und Vorrichtungen
- Qualitätssicherung und -kontrolle
- Rückstellungen für Gewährleistungen
- Versicherungen
- Verwaltungsgemeinkosten
- Vertriebskosten
- Kosten für Forschung und Entwicklung
- Verpackung, Transport, Montage und Inbetriebnahme
- Gewinn"
[Hau 2008, S. 825]
Grundlagen
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4
In der Praxis ist es üblich, dass gerade bei größeren Windparkprojekten Mengenrabatte in
einem Rahmen von 5 bis 10 % gewährt werden. Eine Möglichkeit zur Bestimmung des
spezifischen Ab-Werk-Preises pro m² liegt im Verhältnis des Preises bezogen auf die
Quadratmeteranzahl der Rotorkreisfläche (siehe Abb. 1). Die in Abb. 1 dargestellten Ab-
Werk-Preise stammen aus den offiziellen Listenpreisangaben der Herstellerfirmen aus dem
Jahr 2006. Es zeigt sich eine tendenziell proportional zunehmende Preissteigerung mit der
Größe einer WKA.
Abb. 1: Spezifische Ab-Werk-Preise bezogen auf die Rotorkreisfläche von kommerziell angebotenen
Windkraftanlagen im Jahr 2006 [aus Hau 2008, S. 827]
Ein wesentlicher Bestandteil der Investitionen für einen Windpark resultiert aus der
Projektentwicklung, die sich über eine Zeitspanne von mehreren Jahren erstrecken kann. Sie
untergliedert sich in die technische Planung und in die Genehmigungsplanung. Die technische
Planung tritt in Kraft, nachdem ein geeigneter Standort identifiziert wurde und beschäftigt
sich mit der Auswahl geeigneter WKA, der Geländeerschließung und Fundamentierung, der
Konzipierung und dem Netzanschluss. Die Genehmigungsplanung weist dagegen einen
deutlichen Mehraufwand auf, da selbst die Festlegung von Vorranggebieten
1
(VRG) für die
Windenergie durch die jeweiligen Landesentwicklungspläne (LEP) und Windenergieerlasse
1
Ein Vorranggebiet bevorzugt eine raumbedeutsame Nutzung und schließt jede andere konkurrierende Nutzung
aus [Hau 2008, S. 728]
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5
der einzelnen Bundesländer immer wieder Einsprüche mit sich bringen und die Planungen
verändert und angepasst werden müssen. Hinzu kommen die verschiedenen Auflagen und
Gutachten der Genehmigungsbehörden, wie z.B. die Einholung der Genehmigung des
Bundesimmissionsschutzgesetztes (BImSchG) bei einer Windparkkonzipierung von mehr als
zwei WKA. Für mittelgroße Windparkprojekte in einem Umfang von 20 Mio. werden für
einzelne Gutachten und Planungsmaßnahmen die folgenden Anhaltswerte zugrunde gelegt,
die sich auf ungefähr 3 bis 6 % bezogen auf den Ab-Werk-Preis belaufen (siehe Tab. 1):
Tab. 1: Höhe der Kosten bezogen auf den Ab-Werk-Preis der einzelnen Bestandteile der
Projektentwicklung [nach Hau 2008, S. 828]
Bestandteile der Projektentwicklung
Kosten bezogen auf den Ab-Werk-Preis
Windgutachten (mindestens zwei unabhängige
Gutachten)
3.000 - 4.000
Bodenuntersuchung
20.000 - 30.000
Schallemissionsgutachten
3.000 - 5.000
Schattenwurfgutachten
1.000 - 3.000
Allgemeine Umweltverträglichkeitsprüfung
100.000 - 200.000
Vermessungsarbeiten
20.000 - 50.000
Baugenehmigung (regional sehr unterschiedlich)
100.000 - 200.000
Ökologische Ausgleichsmaßnahmen
100.000 - 200.000
Personalkosten (bei professionellem Personal)
250.000 - 500.000
Einen weiteren Kostenfaktor bilden die Fundamente, die in Verbindung zu den
Geländeerschließungskosten für die Zuwegung stehen. In erster Linie hängen die
Fundamentkosten von der Anlagengröße ab, zudem fallen die Bodenbeschaffenheit und die
technische Konzeption der WKA ins Gewicht. Bei der Geländeerschließung verursachen die
Zuwegung und Bodenbefestigungsmaßnahmen für die Benutzung von Baugerät bei
Windparks einen deutlichen Kostenzuwachs. Die Kosten für die Fundamentierung liegen bei
ca. 3 bis 9 % bezogen auf den Ab-Werk-Preis, die der Geländeerschließung bei 1 bis 5 %.
[Hau 2008, S. 827]
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6
Die Netzanschlusskosten einer WKA an das Stromnetz resultieren überwiegend aus dem
örtlichen Spannungsniveau, in der Regel dem Mittelspannungsnetz (ca. 20 kV) oder dem
Hochspannungsnetz (ca. 110 kV), bei Windparks mit Gesamtleistungen von über 15 MW
sowie der Entfernung zum Verknüpfungspunkt. Dabei hat der Anlagenbetreiber bis zur
Übergabestelle an den Netzbetreiber, dem Energieversorgungsunternehmen (EVU) und allen
elektrischen Einrichtungen, auch die interne Verkabelung und die in der Regel benötigten
Zwischentransformatoren, zu zahlen. Für Windparks wird im Durchschnitt für die
Netzanschlusskosten ein Wert von 13 bis 14 % bezogen auf den Ab-Werk-Preis angegeben.
[Hau 2008, S. 829 ff.]
Bei den Investitionen von schlüsselfertigen WKA treten weitere Kosten (sonstige Kosten) auf,
die bei einem Windparkprojekt miteinkalkuliert werden und für jedes Projekt unterschiedlich
ausfallen. Diese Kosten betreffen den Transport der WKA zum Aufstellort, wie auch die
Errichtung und Inbetriebnahme der WKA. In den meisten Fällen sind diese
Kostenbestandteile im Ab-Werk-Preis von serienfertigen WKA enthalten. Falls die
Transportentfernung vom Anlagenhersteller bis zum Aufstellort mehrere hundert Kilometer
beträgt, werden die Transportkosten vom jeweiligen Anlagenbetreiber übernommen. Einen
weiteren individuellen Kostenfaktor bilden die Kosten für die technische Zustands- und
Betriebsüberwachung. Obwohl in den meisten schlüsselfertigen WKA der verschiedenen
Windkraftanlagenhersteller bereits eine vorinstallierte Betriebsüberwachung mit
Signalübertragung vorhanden ist, entstehen bei größeren Windparkprojekten zusätzliche
Kosten für eine zentrale Überwachung. Diese befindet sich vorwiegend in einem
Betriebsgebäude, das zusätzliche Apparaturen zur Steuerung und zur komfortableren
Bedienung für das Wartungspersonal enthält. Dabei entscheidet der Anlagenbetreiber vom
wirtschaftlichen Standpunkt selbst, wie hoch er die Kosten für eine zentrale Überwachung
ansetzt. Die sonstigen Kosten betragen 5 bis 8 % bezogen auf den Ab-Werk-Preis. [Hau 2008,
S. 832 f.]; [Kaltschmitt et al., S. 327 f.]
Die verschiedenen prozentualen Kostenanteile für die Investition von schlüsselfertigen WKA
sind in Tab. 2 zusammengefasst dargestellt.
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Tab. 2: Prozentuale Kostenanteile der Investitionskosten bezogen auf den Ab-Werk-Preis [aus Hau 2008,
S. 828 ff.], [Kaltschmitt et al., S. 327 f.]
Investitionsbestandteil
Prozentualer Anteil am Ab-Werk-Preis
Projetentwicklung 3-6
%
Fundamente 3-9
%
Geländeerschließung 1-5
%
Netzanschluss und Verkabelung
13-14 %
Sonstige Kosten
5-8 %
,,Die Betriebskosten [einer WKA] setzen sich u.a. aus den Aufwendungen für Pacht,
Versicherung, Wartung und Instandhaltung sowie die technische Betriebsführung zusammen"
[Kaltschmitt et al. 2006, S. 328]. Im Rahmen dieser Arbeit werden folgende Betriebskosten
berücksichtigt und im Einzelnen näher erläutert:
Wartung und Instandhaltung
Reparaturrücklagen
Versicherungen
Landpacht
Technische Überwachung und Verwaltung
Sonstige Kosten
Die Kostenstruktur für Wartung und Instandsetzung von WKA hat sich durch die
kommerzielle Nutzung und die mittlerweile hohe technische Zuverlässigkeit zu einem
wirtschaftlich kalkulierbaren Faktor entwickelt. Dabei bieten in der Regel alle
Windkraftanlagenhersteller Wartungs- und Serviceverträge an, die sich allerdings in ihren
Leistungen unterscheiden. Diese bieten entweder in bestimmten Zeitabschnitten
vorschriftsmäßige Routinewartungsarbeiten oder ,,Vollwartungsverträge" an, die eine
Verfügbarkeitsgarantie und eine Gewährleistung von Reparaturkosten von bis zu fünf Jahren
nach Inbetriebnahme beinhalten. Ein Gewährleistungsanspruch von mindestens zwei Jahren
ist in der Windenergiebranche ein verbreiteter Wert. Trotzdem gibt es keine vorgeschriebene
Regelung, in welchem Umfang ein Wartungsvertrag oder ein Gewährleistungsanspruch
zwischen Hersteller und Abnehmer erfolgen sollte. [Hau 2008, S. 838]
Grundlagen
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8
Im Falle von größeren Reparaturen werden diese nicht mehr durch Wartungsverträge
abgedeckt. Als vorbeugende Maßnahme legen die Anlagenbetreiber eine jährliche
Reparaturrücklage zurück. Die Höhe der Rücklage ist davon abhängig, ob im Voraus eine
Maschinenbruchversicherung abgeschlossen wurde sowie von der Länge des
Gewährleistungszeitraums. [Gasch et al., S. 517]; [Hau 2008, S. 838]
Ein weiterer Bestandteil der Betriebskosten besteht aus den Kosten für Versicherungen. Diese
decken das finanzielle und betriebliche Risiko ab, zudem kann die Windkrafttechnik noch
keine langfristige Bewährung aufweisen. Hauptsächlich treten die Haftpflicht-, Maschinen-
und Betriebsunterbrechungsversicherung auf. Die Haftpflichtversicherung ist eine
unerlässliche Absicherung gegen Personen- und Sachschaden, die beim Betrieb einer WKA
entstehen können, und beläuft sich auf ungefähr 100 bis 150 /Jahr. Bei größeren Schäden
tritt die Maschinenversicherung in Kraft, außer es handelt sich um eine irreguläre
Ansammlung von Reparaturen, welche vorzugsweise bei Serienschäden auftritt. Die
jährlichen Kosten für eine Maschinenbruchversicherung betragen näherungsweise 0,5 %
bezogen auf den Ab-Werk-Preis einer WKA. Bei der Maschinenunterbrechungsversicherung
werden die Ertragsausfälle für die Stillstandzeiten, die durch einen technischen Defekt oder
eine vom Windkraftanlagenbetreiber unverschuldete Betriebsunterbrechung verursacht wird,
abgedeckt. Die jährlichen zu zahlenden Aufwendungen lassen sich auf 0,05 % des Ab-Werk-
Preises der WKA beziffern. [Gasch et al., S. 519 f.]; [Hau 2008, S. 839 f.]
Zusätzlich ergeben sich weitere zu berücksichtigende Betriebskosten, welche sich nur
annähernd allgemeingültig bestimmen lassen und von den jeweiligen betreiberspezifischen
Gegebenheiten abhängen. Dazu zählen die jährlichen Kosten für die Pacht des Grundstücks
auf dem die WKA errichtet werden, wenn der Anlagenbetreiber nicht selber der
Grundstückseigentümer ist. Die zu zahlenden Pachtkosten sind abhängig von der Größe der
Anlagen sowie den örtlichen Windverhältnissen. In vielen Fällen richten sich die Pachtkosten
nach der Höhe der Stromerlöse, an denen die Grundstückseigentümer beteiligt werden,
anstelle einer festvereinbarten Pachtzahlung. Die jährlichen Pachtkosten belaufen sich auf ca.
0,8 bis 1,0 % bezogen auf den Ab-Werk-Preis einer WKA. Eine andere Möglichkeit der
Flächennutzung für WKA ist der Kauf des Grundstücks durch den Anlagenbetreiber. Aus
wirtschaftlichen Gründen ist dies aber nur in wenigen Fällen sinnvoll, es sei denn, es lässt
sich eine weitere Einnahmequelle durch eine weitere Nutzung erzielen. Zusätzlich zu den
Pachtkosten können weitere Zahlungen durch die Bauphase und die Nutzung von Wegen und
Grundlagen
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Straßen im Verlauf des Betriebs der WKA an die Gemeinden entstehen. Dennoch bewegen
sich die Ausgleichszahlungen in einem Bereich, die für die Wirtschaftlichkeit nur in einem
geringen Maß von Bedeutung sind. Weiterhin fallen insbesondere für größere
Windparkprojekte finanzielle Aufwendungen für die Verwaltung und technische
Überwachung an, die sich in einem Rahmen von ca. 0,7 bis 1,0 % bezogen auf den Ab-Werk-
Preis bewegen. Zuletzt sind die Kosten (sonstige Kosten) für den Strombedarf der WKA und
eventuelle periphere Einrichtungen in Verbindung mit einem gewissen Instandhaltungs-und
Wartungsaufwand sowie externe Dienstleistungen zu berücksichtigen. Gemessen am Ab-
Werk-Preis der WKA betragen die sonstigen Kosten 0,8 bis 1,0 %. [Hau 2008, S. 840 ff.]
In Tab. 3 werden die jährlichen prozentualen Anteile der einzelnen Betriebskosten bezogen
auf den Ab-Werk-Preis von WKA zusammengefasst.
Tab. 3: Prozentuale jährliche Kostenanteile der Betriebskosten bezogen auf den Ab-Werk-Preis [nach
Hau 2008, S. 842]
Jährliche Betriebskosten
Anteil bezogen auf den Ab-
Werk-Preis [in %]
Routinewartung 0,7-0,9
Reparaturrücklagen 0,5-1,0
Versicherungen 0,5-0,6
Landpacht 0,8-1,0
Technische Überwachung und Verwaltung
0,7-1,0
Sonstiges (Strombezug, periphere Anlagen)
0,8-1,0
Gesamtkosten 4,0-5,5
2.3 Rechtliche Rahmenbedingungen
Zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit von Repowering-Projekten ist das Gesetz zum Vorrang
Erneuerbarer Energien mit den gesetzlich festgeschriebenen Vergütungssätzen ein wichtiger
bestimmender Faktor auf der Einnahmenseite.
Details
- Seiten
- Erscheinungsform
- Originalausgabe
- Jahr
- 2013
- ISBN (eBook)
- 9783956363726
- ISBN (Paperback)
- 9783956367168
- Dateigröße
- 2.5 MB
- Sprache
- Deutsch
- Institution / Hochschule
- Hochschule Niederrhein in Krefeld
- Erscheinungsdatum
- 2014 (Oktober)
- Note
- 2,0
- Schlagworte
- Windpark Energie EEG Wirtschaftlichkeit Kapitalwertmethode Repowering
