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Enerige & Management > Windkraft Onshore - Das große Abwarten
Bild: Lars Schmid, Fotolia
WINDKRAFT ONSHORE:
Das große Abwarten
Ab 2021 fallen die ersten Windenergieanlagen aus der EEG-Vergütung. Viele Betreiber haben sich noch nicht entschieden, ob und wie es mit ihren Altanlagen weitergeht. Ein Stimmungsbild.
 
Die Telefone von Christoph Dany laufen derzeit nicht wirklich heiß. Dennoch hat der Geschäftsführer der Hanse Windkraft GmbH, einem Tochterunternehmen der Stadtwerke München, keine Langeweile. „Unser Geschäftsmodell entwickelt sich positiv, wir haben in der ersten Jahreshälfte schon elf Projekte erworben“, gewährt Dany einen kurzen Einblick ins gegenwärtige Geschäft, das einzig und allein darauf ausgerichtet ist, ausreichend Kraftwerksleistung mit alten Windmühlen zu erwerben. Die Hanse Windkraft soll das Ziel des Stadtwerkemanagements unterstützen, bis 2025 nur klimaneutral Energie zu beziehen. Koste es was es wolle? „Nein, nein, wir bieten zwar relativ gute Preise, lehnen dennoch rund ein Viertel der Angebote ab, weil viele Altanlagen einfach nicht unseren Ansprüchen genügen“, so Dany.

Die Hanse Windkraft ist nur eines von einer Reihe von Unternehmen, die Interesse an einem Weiterbetrieb der sogenannten Ü-20-Anlagen haben, also jenen, die nach 20 Jahren Förderung ab 2021 in durchaus großer Anzahl aus der Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz fallen. Neben kleineren Akteuren sind auch große wie beispielsweise der Schweizer Energiekonzern Axpo, Norwegens Statkraft, WPD Windplus, die Schweriner Wemag, die Westfalen Wind-Gruppe oder auch die Naturstrom AG dabei.

So hat der Grünstromanbieter aus Düsseldorf unlängst einen Windpark in der Nähe des nordhessischen Städtchens Trendelburg erworben, weil der bisherige Betreiber, eine lokal verankerte Bürgerenergiegesellschaft, für die Zeit nach der EEG-Förderung keine Perspektiven mehr für einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb gesehen hat. Nicht nur anhand dieses nordhessischen Falls meint Thomas Banning, Vorstandsvorsitzender der Naturstrom AG, dass „das Ende der EEG-Vergütung für Tausende Anlagen einen Epochenwechsel für die Energiewende markiert“.

Tatsächlich machen sich viele Altbetreiber und Initiatoren von Bürgerwindparks der ersten Stunde landauf und landab bei Börsenpreisen um 4 Ct/kWh ziemlich viele Gedanken darüber, wie sie in der sogenannten Post-EEG-Phase zumindest eine schwarze Null schreiben können. „Wir haben den zeitlichen Druck noch nicht, weil wir mit unseren Anlagen erst vor rund zehn Jahren ans Netz gegangen sind, aber klar ist doch, dass sich ein Weiterbetrieb zu Börsenpreisen bei proportional zunehmenden Wartungskosten schwierig gestaltet“, sagt Daniel Saage von der WestfalenWind-Gruppe, die rund 150 MW Windleistung selbst betreibt. Saage verweist daher auf ein alternatives Geschäftsmodell, das in manchen Ländern schon seit Langem praktiziert wird, in Deutschland allerdings noch in den Anfängen steckt: Direktstromverträge, sogenannte Private Purchase Agreements (PPA), bei denen der Stromproduzent einen Stromliefervertrag mit Kunden aus Industrie, Gewerbe oder eben auch Stadtwerken abschließt.

Viele Beobachter sehen darin große Chancen für neue dezentrale, letztlich die Netze entlastende Geschäftsmodelle. Erste Pflöcke hat beispielsweise Statkraft Markets, die Deutschland-Dependance des staatlichen norwegischen Energiekonzerns, eingestielt. Aktuell seien bereits 31 Ü20-Anlagen mit insgesamt 46 MW unter Vertrag, die über ein PPA grünen Strom an Mercedes-Benz liefern. „Genutzt wird der Strom für die Energieversorgung des Mercedes-Benz-Werks in Bremen sowie für die deutschen Batteriestandorte wie beispielsweise Kamenz und Stuttgart-Untertürkheim“, erklärt Sascha Schröder, der die Abteilung Origination Deutschland bei Statkraft Markets leitet.

Bei diesen ersten PPA-Abschlüssen wird es nicht bleiben: „Wir befinden uns derzeit mit zahlreichen Windparkbetreibern in Gesprächen. Für viele ist das ein ganz neues Thema. Hinzu kommt, dass Ü20 kein Produkt von der Stange ist. Deswegen gibt es auch keinen Standardvertrag“, ergänzt Schröder. „Wir schauen uns das im Einzelnen sehr genau an. Einige der Verhandlungen sind bereits weit fortgeschritten, sodass wir zuversichtlich sind, in naher Zukunft weitere Vertragsabschlüsse verkünden zu können.“

Spitzer Bleistift für PPA-Abschluss notwendig

Ob vermehrt auch bisherige Betreiber einen Weiterbetrieb mit der Option eines PPA − statt Verkaufs − in eigener Regie angehen werden, ist eine spannende Frage, auf die es aber gegenwärtig noch keine abschließende Antwort zu geben scheint. Falls sich die „Ur“-Windstromerzeuger im derzeitigen energiepolitischen Umfeld für ein PPA entscheiden sollten, müssen sie aber mit sehr spitzem Bleistift rechnen, wie das Beispiel der Asselner Windkraft GmbH zeigt. Die Asselner Windkraft hat mit dem Automobilzulieferer Benteler einen PPA-Vertrag vereinbart und dafür in eine eigene, rund zehn Kilometer lange Stromtrasse zwischen Windpark und dem zu beliefernden Zweigwerk von Benteler investiert. Diese erhebliche Zusatzinvestition und eine Stromsteuer in Höhe von zwei Cent sind in die Kalkulation für einen erfolgreichen Weiterbetrieb zu berücksichtigen.

Umso mehr wundert sich Daniel Saage von der WestfalenWind-Gruppe, mit der die Asselner Windkraft assoziiert ist, deshalb darüber, welch hohe Preisvorstellungen für den Kauf von Altanlagen aktuell im Markt herumschwirren. Und nach Einschätzung von Dirk Ketelsen, geschäftsführender Inhaber des Windparkentwicklers und Anlagenbetreibers Dirkshof GmbH in Nordfriesland, liegen die Motive für die hohen Gebote nicht in nüchtern betriebswirtschaftlichem Kalkül, sondern sind strategisch motiviert: „Über den Erwerb der Altanlagen wollen die Entrepreneure gar nicht Geld verdienen, sondern sie sichern sich damit den langfristigen Einstieg in die Windenergie.“

Ketelsen dürfte mit seiner Einschätzung nicht so falsch liegen. „Bei den strategischen Investoren herrscht das Prinzip Hoffnung“, urteilt Carsten Meyer von der wpd windplus, die im letzten Jahr gegründet wurde, um sich explizit um das Ü20-Geschäft zu kümmern. „Wir haben gedacht, es würde sich bis zum jetzigen Zeitpunkt schon viel mehr bewegt haben“, räumt Meyer ein, doch habe sich dies nicht bewahrheitet. „Wir haben noch keine einzige Ü20-Anlage gekauft, weil sich bei den herrschenden Preisvorstellungen bisher noch kein tragfähiges Geschäftsmodell herauskristallisiert hat“, sagt Meyer über einen Markt, der „ein bisschen verrückt“ sei.

Mehr Schwung in den Ü20-Markt will Bernd Weidmann bringen − und zwar digital. Was nicht weiter verwundert, denn der Hesse ist mit seinem Portal wind-turbine.com für den Gebrauchtmarkt seit Jahren eine feste Größe in der heimischen und europäischen Windbranche.

Nun hat sich Weidmann mit dem Start-up Nefino aus Hannover zusammengetan und bietet rechtzeitig vor der diesjährigen Husumer Windmesse ab 1. September einen „Windparkcheck“ für die Ü20-Anlagen an. Dabei verarbeitet Nefino mit einer Cloud-basierten „Location Intelligence“-Lösung umfangreiche Geo-, Wind-, Turbinen- und Finanzdaten in einem integrierten System aus Raumplanungsanalysen, Windsimulationen, Lebensdauerbewertungen und Rendite-Risiko-Kalkulationen, um mit diesem Datenpaket die Windmüller bei ihrer Entscheidung zu unterstützten − weitermachen, repowern oder abreißen.

Neu auf den Markt: digitaler Check für Altanlagen

Bei der mehrstufigen Analyse werden nicht nur die Windverhältnisse oder Einnahmen in verschiedenen Szenarien untersucht, sondern wird auch eine Empfehlung ausgesprochen. „Unser Check bietet für die Windmüller nach unserer ersten umfassenden Einschätzung die Möglichkeit, dass sie per Knopfdruck weitere Schritte einleiten können, wie beispielsweise sich Angebote von Dienstleistern für den Rückbau, das Repowering oder den Weiterbetrieb einzuholen“, verspricht Weidmann. Danach könnten weitere Analysen angefordert werden. Der Clou: wind-turbine.com wird den Windparkcheck für Betreiber kostenlos anbieten.

Aber wie die Gemengelage auch betrachtet wird, kein Zweifel besteht wohl daran, dass sich die bisherigen Betreiberstrukturen nach dem Post-EEG langfristig verändern werden. Allerdings stemmen sich viele Altbetreiber gegen eine „feindliche Übernahme“. „Viele unserer Mitglieder hängen an ihren Anlagen, wollen sie unbedingt weiterbetreiben“, stellt denn auch Wolfram Axthelm, Geschäftsführer beim Bundesverband Windenergie, fest. „Das ist bei allen Versammlungen derzeit eines der ganz großen Themen, die unsere Mitglieder bewegt“, fügt Axthelm hinzu. Angesichts dieses Stimmungsbildes ist es aber fast schon erstaunlich, dass bei rund 4 000 MW Leistung, die allein im Jahr 2021 aus der EEG-Förderung fallen werden, nicht schon mehr Bewegung im Markt ist.

„Gerade an den windstarken Standorten wie hier in Nordfriesland lässt sich auch mit niedrigen Strompreisen an den Börsen noch Geld verdienen“, merkt Matthias Hüppauff von der Wirtschaftsförderungsgesellschaft Nordfriesland an. Er erwartet zumindest an der schleswig-holsteinischen Westküste keine große Abbauwelle. Das sieht auch Dirk Ketelsen von Dirkshof nicht viel anders, gleichwohl hält er parallel neue Investitionen in die Produktion von Wasserstoff für notwendig, um bisherige Betreiberkonstrukte langfristig zu sichern und die Wertschöpfung in der Region zu halten.

Aber unabhängig von dieser Einschätzung bleibt die Situation bei den Ü20-Anlagen eindeutig abwartend. Vielleicht ist es auch die Ruhe vor dem Sturm (beziehungsweise der endgültigen Einführung einer CO2-Steuer), in dem dann bei hohem Wellengang hektisch entschieden werden muss, ob die Anlagen nun stillgelegt, verkauft oder weiterbetrieben werden sollen.

Unterdessen tickt die Uhr unaufhörlich weiter. „Wir rechnen mit einem vermehrten Rückbau erst ab 2020“, blickt Ralf Voßhenrich vorsichtig voraus. Der Leiter der Windsparte bei der Gütersloher Unternehmensgruppe Hagedorn, die seit vielen Jahren im Rückbau von Windenergieanlagen unterwegs ist, gibt allerdings zu bedenken, dass ein plötzlicher Ansturm zu Verzögerungen bei der Auftragsbearbeitung führen könnte. Aktuell betreut Hagedorn rund 50 Baustellen in Deutschland, an denen Fundamente, Flügel und Türme von Windenergieanlagen recycelt oder verschrottet werden. Die Kosten für eine ordnungsgemäße Demontage variieren je nach Standort stark, doch verrät Voßhenrich zur groben Orientierung immerhin eine Richtzahl: Die Entsorgung des Betonturms einer E-66 schlägt mit rund 150 000 Euro zu Buche.

Genauere Angaben macht der Geschäftsführer zum Zeitaufwand: Rund drei Wochen dauert es, bis eine 2-MW-Anlage aus der Landschaft entfernt ist. Nur wenige Ü20-MW-Anlagen bekommen dabei ein zweites Leben an einem anderen Standort geschenkt. „Der Secondhand-Markt verhält sich ganz schwierig“, so Voßhenrich.
Altwerden ist wahrlich, wie viele wissen, keine leichte Übung.
 

 
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Donnerstag, 12.09.2019, 08:32 Uhr