Ab dem Jahr 2021 verlassen die ersten Windenergieanlagen das EEG-Förderregime. Aus technischer Sicht ist ein Weitertrieb einiger Anlagen möglich, doch ist das auch unter wirtschaftlichen Rahmenbedingung umsetzbar?

Seit dem Jahr 2000 sorgt das Erneuerbare-Energien-Gesetz dafür, dass Windenergieanlagen ab ihrer Inbetriebnahme für einen Zeitraum von 20 Jahren über die EEG-Vergütung finanziell gefördert werden. Ab dem Jahr 2021 werden jährlich Windenergieanlagen das Ende ihrer Förderzeit erreichen. Hier stellt sich grundsätzlich die Frage nach dem weiteren Vorgehen: Stilllegung, Repowering oder Weiterbetrieb. Durch das Inkrafttreten des Auktionsverfahrens für die Förderungen Erneuerbarer-Energien-Anlagen ergeben sich neue Hürden für die Option Repowering. Für die Option Weiterbetrieb der Windenergieanlagen spielen die Stromgestehungskosten in den Betriebsjahren 20-30 die wesentliche Rolle, denn abgeschrieben sind die Anlagen bereits. Abbildung 1 zeigt die zu erwartenden Kosten[1] im Vergleich mit den zu erwartenden Erlösen.

Vermarktungserlöse Onshore in der Bandbreite der Energy Brainpool-Szenarien im Vergleich zu den Kosten in den Betriebsjahren 2021 - 2030 in EUR), Terminmarktpreise stand 01.09.2017 (EEX)

Abbildung 1: Vermarktungserlöse Onshore in der Bandbreite der Energy Brainpool-Szenarien im Vergleich zu den Kosten in den Betriebsjahren 2021 – 2030 in EUR, 2015 (eine durchschnittliche Anlage wurde zur Bewertung herangezogen), Terminmarktpreise stand 01.09.2017 (EEX)

Die zu erwartenden Erlöse wurden dabei in zwei unterschiedlichen Szenarien berechnet und zeigen eine Bandbreite der Bewertung durch Energy Brainpool. Die Berechnung der Erlöse für nicht geförderte fluktuierende Erzeuger wird im Whitepaper „Bewertung der Erlöse aus fluktuierender Erzeugung“ definiert.

Es wird deutlich, dass nach momentanem Terminpreisniveau[2] für das Jahr 2020 nur wenige Anlagen wirtschaftlich weiterbetrieben werden könnten (blaue gestrichelte Linie). In den beiden berechneten Szenarien können Windenergieanlagen an Land in Zukunft Vermarktungserlöse erzielen, welche höher sind als ihre Betriebskosten. Der Vermarktungserlös des „High Price“-Szenarios liegt für das Jahr 2030 insgesamt um 64 Prozent über dem des „Low Price“-Szenarios, während die beiden Werte im Jahr 2021 noch sehr nah beieinander liegen. Beide Szenarien gehen von einem Anstieg der CO2-Preise ab dem Jahr 2021 aus (siehe Tabelle 1).

Eine Anlage mit sehr geringen Kosten (siehe Abbildung 1, untere Grenze des Kostenkorridors) kann je nach Szenario (Low Price und High Price) in den ersten fünf Weiterbetriebsjahren Deckungsbeiträge zwischen 225.000 EUR2015 und 150.000 EUR2015 erwirtschaften. Die Deckungsbeiträge einer Anlage mit vergleichbar hohen Weiterbetriebskosten (siehe Abbildung 1, obere Grenze des Kostenkorridors) schwanken über die ersten fünf Jahre je nach Szenario zwischen 60.000 EUR2015 und minus 12.000 EUR2015. Verharren die Preise in der nächsten Dekade auf dem aktuellen Terminmarktpreisniveau  so würde eine teure Anlage über die ersten fünf Jahre insgesamt einen Deckungsbeitrag von minus 105.000 EUR2015 verbuchen. Eine günstige Anlage im Vergleich kann einen Deckungsbeitrag von insgesamt 57.000 EUR2015 erzielen.

Grundlegende Szenarioprämissen für zwei Preispfade

Tabelle 1: Grundlegende Szenarioprämissen für zwei Preispfade, Quelle: Energy Brainpool

Die ersten Jahre der kommenden Dekade werden sehr spannend: Die Erlösmöglichkeiten sind zu gering, um ein Gros der Anlagen wirtschaftlich zu betreiben, aber der Weiterbetrieb wird dann zur Mitte der Dekade hin schnell wirtschaftlicher. Für Anlagen mit mittleren bis hohen Betriebskosten ist die Wirtschaftlichkeit nur bei stark steigenden Strompreisen, zum Beispiel durch steigende CO2-Preise, gegeben. Bei sehr geringen Betriebskosten kann sich der Weiterbetrieb bereits ab 2021 lohnen. Die Wirtschaftlichkeit von Investitionen zum Weiterbetrieb ist bis 2024 in besonderem Maße von den Marktbedingungen abhängig. Die Komponente eines steigenden CO2-Preises steht momentan stark im Diskurs, so hatte Frankreichs Präsident Macron einen Mindestpreis in Höhe von 30 EUR/tCO2 gefordert. Unter diesen Voraussetzungen würden sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Post-EEG-Anlagen stark verbessern. Mehr zur wirkungsvollen Höhe eines CO2-Mindestpreises hat Energy Brainpool am 27. September 2017 in einem gesonderten White Paper veröffentlicht.

[1] Deutsche Windguard, „Weiterbetrieb von Windenergieanlagen nach 2020 (2016)“
[2] EEX Terminmarktpreise stand 01.09.2017
[3] EEG 2017, IEA “World Energy Outlook 2016”,  EU-Comission “EU-Energy […] Trends 2016”

Weitere Details sind im aktuellen White Paper „Wirtschaftlichkeitsuntersuchung-Post-EEG-Anlagen“ nachzulesen. Zum Thema CO2-Mindestpreis finden Sie Informationen in den beiden White Papern „Wirkungsweise eines CO2-Mindestpreises in Deutschland“ und „Wie hoch muss ein wirkungsvoller CO2-Preis sein?“.

Am 11. Oktober 2017 hat Energy zu dem Thema folgende Pressemitteilung herausgegeben: 2017-10-11_Energy Brainpool_PM_Whitepaper Wirtschaftlichkeitsuntersuchung von Post-EEG-Windenergieanlagen