Offshore-Windenergie. Wirtschaftliche Perspektiven

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung

2. Rechtliche Faktoren
2.1 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
2.1.1 Vergütung von Offshore - Windenergie durch das EEG
2.1.2 Notwendigkeiten für die Vergütung durch das EEG
2.2 Förderung regenerativer Energien in anderen Ländern
2.2.1 Vergütung in Spanien
2.2.2 Vergütung in Großbritannien
2.2.3 Vergleich der Vergütungsmethoden
2.3 Sicherheit der Fördergesetze
2.3.1 Position der EU
2.3.2 Positionen in Deutschland
2.3.3 Kyoto - Ziele der EU und Deutschland
2.4 Liberalisierung des Strommarktes
2.5 Genehmigungsvorschriften in Deutschland

3. Betriebswirtschaftliche Betrachtung
3.1 Nötige Investitionen und Kosten von Offshore - WEA
3.1.1 Kosten für Windkraftanlagen
3.1.2 Kosten für Fundamente
3.1.2.1 Monopile - Fundament
3.1.2.2 Tripod - Fundament
3.1.2.3 Jacket - Fundament
3.1.2.4 Analyse der Fundamentskosten
3.1.3 Kosten für Netzanbindung
3.1.3.1 Interne Verkabelung des Windparks
3.1.3.2 Externe Verkabelung des Windparks
3.1.4 Planungskosten
3.2 Wind als Faktor der Wirtschaftlichkeit
3.2.1 Volllaststunde
3.2.2 Windpotenzialbestimmung
3.2.3 Beständigkeit der Jahresenergieerträge
3.3 Kapitalverzinsung
3.3.1 Was bedeutet „wirtschaftlich“?
3.3.2 Interne Zinsfuß - Methode
3.3.3 Kapitalwert-Methode
3.3.4 Eignung der verschiedenen Methoden
3.3.5 Bewertung der Methoden
3.4 Windpark Borkum Riffgrund - West
3.4.1 Investitionsprognose
3.4.2 Erlösprognose
3.4.3 Betriebskostenprognose
3.4.4 Finanzierungsprognose
3.4.5 Weitere Kosten und Einflüsse
3.4.6 Renditeerwartungen
3.5 Wirtschaftlichkeit unter verschiedenen Prämissen
3.5.1 Veränderung der Windverhältnisse
3.5.2 Veränderung der Küstenentfernung
3.5.3 Veränderung der Wassertiefe
3.5.4 Analyse der Kostenfaktoren
3.6 Economy of scale und mögliche Kostenentwicklung
3.6.1 Möglichkeiten zur Kostenreduktion
3.6.2 Auswirkungen der Anlagengröße auf die Wirtschaftlichkeit
3.6.3 Kostenreduktion durch größere Windparks
3.7 Berechnungsmodell für Offshore - Windparks
3.7.1 Einflüsse auf die Wirtschaftlichkeit
3.7.2 Analyse der Einflüsse
3.8 Analyse der betriebswirtschaftlichen Betrachtung

4. Volkswirtschaftliche Betrachtung von Offshore - Windenergie
4.1 Offshore - Potenziale in Deutschland und Europa
4.1.1 Technische Potenziale in Deutschland und Europa
4.1.2 Marktpotenziale von Offshore - Windenergie
4.2 Effekte auf den Arbeitsmarkt
4.3 Subventionen bei Wind, Atom und Kohle
4.3.1 Zahlen und Fakten zu den Subventionen
4.3.2 Analyse des Subventionsvergleiches
4.4 Auswirkungen der Windenergienutzung auf den Tourismus

5. Ökologische Faktoren
5.1 Flächenverbrauch von Windparks
5.2 Klimarelevante Auswirkungen
5.3 Stellungnahmen der Umweltschutzverbände
5.3.1 Stellung von Greenpeace
5.3.2 Stellung des NABU
5.3.3 Analyse der Stellungnahmen

6. Schlussbetrachtung

Anhang

Quellenverzeichnis

Erklärung

Abbildungsverzeichnis

Abb. 1 : Installierte WEA-Leistung 1998/99 in verschiednen EU - Ländern

Abb. 2 : Zusammenhang zwischen WEA - Größe und Kosten je kWh

Abb. 3 : Kosten von Monopile - Fundamenten

Abb. 4 : Kosten von Tripod - Fundamenten

Abb. 5 : Kosten von Jacket - Fundamenten

Abb. 6 : Schematischer Aufbau eines Windparks

Abb. 7 : Angaben der Siemens AG zu den entstehenden Kosten und Übertragungsverlusten

Abb. 8 : Volllaststunden in Relation zur mittleren Jahreswindreschwindig- keit in 60 m Höhe

Abb. 9 : Windverhältnisse in der Deutschen Bucht

Abb. 10 : Abweichung der Winderträge vom Durchschnitt seit 1974

Abb. 11 : Investitionskostenprognose Borkum Riffgrund West-Pilotphase

Abb. 12 : Auswirkungen der Windverhältnisse auf die Wirtschaftlichkeit

Abb. 13 : Auswirkungen der Küstenentfernung auf die Wirtschaftlichkeit

Abb. 14 : Auswirkungen der Wassertiefe auf die Wirtschaftlichkeit

Abb. 15 : Entwicklung der durchschnittlich installierten Leistung je WEA in Deutschland

Abb. 16 : Einsparungen je Fundament für 2,5 MW - WEA gegenüber 5 MW - WEA

Abb. 17 : Auswirkungen der WEA - Größe auf die Wirtschaftlichkeit

Abb. 18 : Auswirkungen der Windparkgröße auf die Wirtschaftlichkeit

Abb. 19 : Stromerzeugungspotenziale für Deutschland und Europa

Abb. 20 : Erforderliche Fläche um 15 % des deutschen Stromverbrauches erzeugen zu können

Abb. 21 : Prognose der Entwicklung der installierten Offshore - Leistung in Deutschland

Abb. 22 : Prognostizierte Marktgrößen für Offshore - Windenergie bis 2030

Abb. 23 : Entwicklung der Beschäftigtenzahlen durch Windenergienutzung in Deutschland

Abb. 24 : Verteilung der installierten Leistung auf die Bundesländer

Abb. 25 : Subventionsvergleich verschiedener Energieträger

Abb. 26 : Tourismus und WEA : Wirkungsmöglichkeiten, Folgen und Indikatoren

Abb. 27 : Spezifische Werte der Schadstoffemissionen

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einleitung

Diese Arbeit befasst sich mit den wirtschaftlichen Perspektiven eines neuen Feldes der Erzeugung regenerativer Energie, der Offshore - Windenergie. Gerade in Deutschland ist in den letzten Jahren ein wahrer Boom in der Windenergiebranche zu beobachten gewesen, mit jährlichen Wachstumsraten von über 20 %. Die zur Verfügung stehenden Flächen mit ausreichendem Wind für wirtschaftlich sinnvollen Betrieb nehmen dabei stetig ab, so dass ein Ausweiten dieser Technologie auf das offene Meer vernünftig erscheint. Hier herrschen durch stärkeren und gleichmäßigeren Wind, dem wichtigsten Faktor für ökonomischen Betrieb, andere Verhältnisse.

Gleichzeitig gibt es eine Reihe von Unwägbarkeiten, denn außer wenigen und kleinen Pilotprojekten liegen keine Erfahrungen vor. Windenergieanlagen (WEA) wurden und werden ständig in ihren Leistungen verbessert, welche für den Offshore - Betrieb notwendig sind. Die technischen Vorraussetzungen sind deutlich komplizierter, so dass neben erhöhten Einnahmen aus der Stromproduktion auch größere Ausgaben erforderlich sind.

In Kapitel 2 werden die Rahmenbedingungen der Windkraftnutzung in Europa und speziell in Deutschland erläutert. Es wird geklärt, welche gesetzlichen Grundlagen gelten, wie die Erzeugung von Energie aus Offshore - WEA politisch gesehen wird und das Gesetze bestehen, die den Betreibern von Windparks eine große Sicherheit für den Absatz des erzeugten Stroms ermöglichen. Das hierfür zuständige System der festen Einspeisevergütung wird mit anderen Möglichkeiten verglichen. Diese Darstellungen sind notwendig um zu zeigen, unter welchen Bedingungen geplant werden kann und welche Unwägbarkeiten für wirtschaftlichen Betrieb hierdurch ausgeschlossen werden können.

Der Hauptteil dieser Arbeit besteht in einer betriebswirtschaftlichen Analyse der Offshore - Windenergie. Die Errichtung und der Betrieb eines Windparks sind durch mehrere Kostenblöcke gekennzeichnet, die auf ihre Bedeutung und Beeinflussbarkeit hin untersucht werden. Zusammengenommen ergeben sie mit der Finanzierung der Investition die Ausgabenseite, der die Einnahmenseite gegenübersteht. Durch feste und beständige Vergütungen ist die Höhe der Einnahmen eines Windparks von den vor Ort herrschenden Windverhältnissen und der verwendeten Anlagentechnik abhängig. Damit kommt dem Windpotenzial eine immense Bedeutung zu, auf die speziell eingegangen wird. Die Frage der Wirtschaftlichkeit wird oft eine Frage des richtigen Standortes sein.

Da diese Arbeit die Perspektiven der Offshore - Windenergie behandelt, werden im Rahmen der betriebswirtschaftlichen Betrachtung verschiedene Vergleiche angestellt, um die Standortfrage sowie die Effekte durch Economies of scale zu erörtern. Die angesprochene technische Weiterentwicklung ermöglicht bessere und größere Anlage mit denen Wirtschaftlichkeit unter veränderten Bedingungen geschaffen werden kann. Die Frage wann und wodurch dieser Effekt eintritt, wird daraufhin untersucht.

Um die betrachteten Daten zu konkretisieren, wird der sich in Planung befindende Windpark der Firma EnergieKontor AG, der Park Borkum-Riffgrund West betrachtet. Hier stellt sich das Problem der Wirtschaftlichkeitsfrage in der Realität, bei teilweise noch in Erfahrung zu bringenden Parametern. Dieses Beispiel wird für Berechnungen zu Grunde gelegt, an denen gezeigt wird, welche konkreten Auswirkungen sich ergeben, wenn sich Daten wie Windpotenzial oder bestimmte Investitionskosten verändern.

Es ist anzunehmen, dass ein Berechnungsmodell für Offshore - Windparks entwickelt werden kann, dass auf der Basis relevanter Daten die mögliche Wirtschaftlichkeit vorhersagen kann. Dieses Modell muss sämtliche Kosten- und Einnahmefaktoren einbeziehen und aufeinander abstimmen. Ob ein derartiges Modell möglich und sinnvoll ist, wird darzulegen sein.

Die Auswirkungen der Erzeugung von Offshore-Windstrom auf die Volkswirtschaft sind ein weiterer wichtiger Bestandteil dieser Arbeit. Ein besonderes Augenmerk liegt dabei auf den Potenzialen, die sich sowohl technisch als auch wirtschaftlich bieten. Auswirkungen eines Ausbaus der Windkraftindustrie auf den deutschen Arbeitsmarkt werden aufgezeigt. Dabei wird verstärkt auf die Frage eingegangen, ob feste Einspeisevergütungen in der vorliegenden Höhe nicht eine übermäßige Subvention darstellen. Durch einen Vergleich mit anderen Energieträgern, Kohle und Kernenergie, und deren Arbeitsmarkt- und Subventionsdaten wird dieses veranschaulicht.

Da sowohl Onshore- als auch Offshore - WEA in den Küstenregionen Deutschlands gebaut und geplant werden, muss die Frage gestellt werden, ob hierdurch eine Beeinflussung des regional wichtigen Wirtschaftsfaktors Tourismus entstehen könnte. Dabei werden Untersuchungen und Befragungen analysiert.

Den Abschluss der Arbeit bilden wichtige ökologische Fragen, die zu Bedenken gegen Offshore - Windparks führen könnten. Gerade in Deutschland haben NGO (Non-Govermental-Organizations) großen Einfluss in ökologischen Fragen. Konfliktfelder könnten zu Verzögerungen bei Bauvorhaben und Planung der Windparks führen, woraus wirtschaftliche Unsicherheiten resultieren könnten. Daher wird hier auf zwei wichtige Aspekte, den Flächenverbrauch und klimarelevante Auswirkungen, eingegangen. Die Stellung von Umweltorganisationen wird ebenfalls berücksichtigt.

Durch die Betrachtung dieser verschiedenen Felder wird eine umfangreiche Bearbeitung der wirtschaftlichen Perspektiven von Offshore - Windenergie erreicht, wobei der Schwerpunkt eindeutig auf die betriebswirtschaftlichen Aspekte gesetzt wird.

2. Rechtliche Faktoren

In diesem Kapitel werden rechtlich relevante Fragen der Offshore - Windenergienutzung behandelt. Innerhalb der letzten Jahre gab es wesentliche Änderungen, z.B. die Liberalisierung des europäischen Strommarktes sowie verschiedene Gesetze zur Förderung von Windenergie innerhalb mehrerer Staaten der EU, teilweise mit einer Unterscheidung zwischen an Land erzeugter Windenergie und Offshore - Windenergie. Ein Vergleich der verschiedenen Fördersysteme ist notwendig um deren Effizienz zu erkennen.

Genau wie WEA an Land können Offshore - Windparks nicht nach Belieben aufgestellt werden, sondern müssen je nach Standort und Küstenentfernung, von verschiedenen Institutionen genehmigt werden. Diese Frage welche Vorraussetzungen hiefür nötig sind, wird unter Betrachtung der deutschen Situation beantwortet.

2.1 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)

Ein wichtiger Schritt zur Sicherung der wirtschaftlich sinnvollen Nutzung regenerativer Energien ist das am 25.02.2000, vom deutschen Bundestag verabschiedete und am 01.04.2000 in Kraft getretene EEG. Es ersetzt das zuvor gültige Stromeinspeisungsgesetz (StrEG). Das Ziel des Gesetzes ist nach §1 EEG "im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen und den Beitrag Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung deutlich zu erhöhen, um entsprechend den Zielen der Europäischen Union und der Bundesrepublik Deutschland den Anteil Erneuerbarer Energien am gesamten Energieverbrauch bis zum Jahr 2010 mindestens zu verdoppeln."^[1]

Das EEG bietet für den Bereich der Windenergie eine feste Vergütung, die der Netzbetreiber an den Betreiber der WEA zu entrichten hat und unterscheidet zwischen Offshore - Windenergie und Onshore – Windenergie. Dadurch existiert für den Betreiber einer Windkraftanlage im Bereich der zu erwartenden Einnahmen Planungssicherheit, denn nur die Menge des erzeugten Stroms muss noch ermittelt werden.

2.1.1 Vergütung von Offshore - Windenergie durch das EEG

Der Vergütungssatz für beide Arten der Windkraft beträgt zurzeit laut §7 Absatz 1 mindestens 17,8 Pfennige (Pf.) pro kWh für einen festgelegten Zeitraum. Dieser Zeitraum beträgt bei Offshore - Windkraft neun Jahre und für Onshore - Windkraft fünf Jahre. Für Onshore - Windkraft erhöht sich dieser Zeitraum zuzüglich eines variablen Zeitraumes, der vom Ertrag der Anlage abhängt,. Nach diesen Zeiträumen sinkt die Vergütung auf mindestens 12,1 Pfennige pro kWh.

Die Fristverlängerung der erhöhten Vergütung von 17,8 Pf./kWh auf 9 Jahre bei Offshore – Anlagen gilt nur für Anlagen, die bis zum 31.12.2006 errichtet wurden. Für Anlagen die danach errichtet werden, wird die Vergütung jedes Jahr um 1,5 % des ursprünglichen Vergütungssatzes verringert.

Diese Maßnahme soll "einen Anreiz für Investitionen schaffen ... da im Augenblick mangels hinreichender Erfahrungen, wegen höherer Kosten für Anlagentypen, angesichts aufwendiger Gründungen und in Anbetracht bislang fehlender Serieneffekte die Investitionskosten erheblich über den Kosten für Onshore - Anlagen liegen"^[2].

2.1.2 Notwendigkeiten für Vergütung durch das EEG

Um als Offshore - WEA anerkannt zu werden und den verlängerten Zeitraum mit erhöhter Vergütung zu erhalten, muss die Anlage "in einer Entfernung von mindestens 3 Seemeilen gemessen von den zur Begrenzung der Hoheitsgewässer dienenden Basislinien aus seewärts errichtet werden"^[3].

2.2 Förderung regenerativer Energien in anderen Ländern

Da nicht nur Deutschland als Markt für Windkraftanlagen existiert, wird in diesem Abschnitt auf Förderung von regenerativen Energien, speziell Offshore - Windenergie, in Spanien und Großbritannien eingegangen.

2.2.1 Vergütung in Spanien

Spanien vergütet regenerativ erzeugten Strom, ähnlich wie Deutschland, über einen fixen Rücknahmetarif mit Abnahmeverpflichtung durch die Netzbetreiber. Das Gesetz ist seit dem 01.01.1999 in Kraft und verspricht einen, sich jährlichen anpassenden Endabnahmepreis von Windstrom, der 88,5 % des Endverbraucherpreises beträgt.^[4] 1999 lag die Vergütung somit bei 11,05 Pts./kWh (0,067 Euro) und 2000 bei 10,42 Pts./kWh (0,063 Euro).

Spanien unterscheidet, im Gegensatz zum EEG, in seinem Gesetz nicht zwischen Onshore und Offshore produziertem Windstrom.

2.2.2 Vergütung in Großbritannien

Das Vergütungssystem in Großbritannien unterscheidet sich drastisch von dem deutschen oder spanischen. Hier wird ein sogenanntes Ausschreibungssystem oder Quotensystem angewendet. Der Staat vergibt ein festgelegtes Kontingent zur Stromerzeugung aus Windenergie an die günstigsten Anbieter:

Die NFFO (Non Fossil Fuel Obligation) wurde erstmals im April 1994 ausgeschrieben und beginnt mit der Ankündigung zur Vergabe von Abnahmeverträgen, wobei die zur Teilnahme berechtigten Technologien ausgeschrieben werden. Die Angebote müssen den vorläufigen Preis und die Nettokapazität (MW) der Projekte enthalten, wobei die Bieter die Verfügbarkeit nachzuweisen haben. Nach einer Prüfung der technischen, ökonomisch-kommerziellen und rechtlichen Aspekte durch die britische Energiebehörde (Office of Electricity Regulation), geben alle verbleibenden Projekte ihr endgültiges Angebot ab. Die Verwaltung wählt den billigsten Anbieter aus und vergibt Verträge mit einer maximalen Laufzeit von 15 Jahre.

Eine Differenzierung zwischen Off- und Onshore - Windenergie ist grundsätzlich also problemlos möglich, da es möglich ist entweder für den Bereich Offshore oder Onshore auszuschreiben. Eine wirtschaftliche Planung ist hier sehr schwierig, denn es herrscht ein immenser Druck die Kosten niedrig, bzw. die Erträge hoch zu halten. Somit können nur Projekte in Gebieten verwirklicht werden, die besonders ertragreich sind und andere Projekte, in Gebieten die ebenfalls wirtschaftlich sinnvoll nutzbar wären, werden nicht verwirklicht. Zudem ist eine maximale Vertragsdauer von 15 Jahren bei einer minimalen Planungsdauer von 20 Jahren für eine Offshore - WEA nicht sinnvoll. Die Anbieter von Offshore - Windenergie müssen ihre Kostenpläne anhand einer Investitionsplanung von 15 Jahren erstellen, in der Hoffnung, dann eventuell einen weiteren Vergütungsvertrag für die Restlaufzeit zu erhalten. Doch hiervon kann ob der Tatsache, dass sich die Kosten aufgrund der fortschreitenden Technik reduzieren werden, kaum ausgegangen werden, zumal spätere Anbieter niedrigere Angebote abgeben werden können.

2.2.3 Vergleich der Vergütungsmethoden

Ein Vergleich der installierten WEA - Leistung in Deutschland, Spanien, Großbritannien und Frankreich zeigt den unterschiedlichen Effekt der Festpreisvergütung gegenüber dem System der Quotenregelung deutlich:

Abbildung 1 : Installierte WEA - Leistung 1998/99 in verschiedenen EU-Ländern^[5]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

In den vier betrachteten Ländern, die eine ähnliche Größe und Wirtschaftsleitung aufweisen, wurden nur in Deutschland und Spanien beachtenswerte Größenordnungen installiert. Die installierte Leistung in Großbritannien und vor allem Frankreich fällt dagegen bescheiden aus.

Durch die Erfolge des deutschen und spanischen Vergütungssystems ist die Sicherheit erkennbar, die den Investoren durch feste Vergütungen gewährleistet wird. Projekte sind dadurch wirtschaftlich abwäg- und planbar. Bei einer Quotenregelung muss immer davon ausgegangen werden, dass ein Projekt nicht über die Planungsphase hinaus kommt und sämtliche bis dato eingesetzten Mittel verloren sind.

2.3 Sicherheit der Fördergesetze

Die oben genannten Gesetze über besondere Behandlung von regenerativen Energien und speziellen Vergütungssätze für die Erzeugung grünen Stroms gelten zur Zeit, doch ist mit einem Fortbestehen über die nächsten Jahre und Jahrzehnte zu rechnen? Schließlich wäre eine Beendigung des EEG für die Betreiber von WEA in Deutschland eine finanzielle Katastrophe, da sie den erzeugten Strom dann innerhalb des unregulierten Marktes anbieten und weitaus geringere Erträge erhalten würden. Im nachfolgenden wird zuerst die Position der EU zur regenerativen Energienutzung bzw. Offshore-Windkraft, danach die deutsche dargelegt.

2.3.1 Position der EU

Die EU hat in ihren Vertrag über die Europäische Union in Artikel 2 „ein hohes Maß an Umweltschutz und Verbesserung der Umweltqualität"^[6] beschlossen. Weiter heißt es in Artikel 6 "Die Erfordernisse des Umweltschutzes müssen bei der Festlegung der genannten Gemeinschaftspolitiken und -maßnahmen insbesondere zur Förderung einer nachhaltigen Entwicklung einbezogen werden."^[7]

Diese beiden Artikel flossen in das am 29.11.2000 von der Kommission der EU vorgelegte Grünbuch "Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit" mit ein und können somit als Basismaterial für o.g. Werte betrachtet werden. Die Notwendigkeit einer Förderung ist dort explizit benannt, wie durch die Aussage: "Auf der Angebotsseite ist den Maßnahmen zur Drosselung der globalen Erwärmung Vorrang zu geben. Kernstück einer Veränderung ist der Ausbau neuer und erneuerbarer Energiequellen... Bis zum Jahr 2010 soll ihr Anteil an der Energiebilanz von 6 auf 12% steigen, bei der Stromerzeugung ist das Ziel 22% (von heute 14%). Unter den bisherigen Bedingungen würde der Anteil dieser Energien in etwa 10 Jahren bei 7% stagnieren. Die genannten ehrgeizigen Ziele können nur durch finanzielle Maßnahmen (Beihilfen, Steuerermäßigungen und finanzielle Unterstützung) gefördert werden."^[8]

Die in Kyoto vereinbarten Ziele zur Verringerung der Treibhausgasemissionen werden ebenfalls erwähnt um die Relevanz der Problematik, nicht nur für den europäischen Raum, deutlich zu machen. Es heißt dort: "Aufgrund der in Kyoto vereinbarten Ziele zur Verringerung der Treibhausgasemissionen muss die EU die Emissionen bis 2008-2010 um 8% jährlich gegenüber 1990 senken. Diese Anstrengungen müssen auch über diesen Zeitraum hinaus aufrechterhalten werden ... Die Umweltauswirkungen ... machen eine langfristige Politik weit über 2010 hinaus unabdingbar"^[9] und "Die Nutzung der neuen und erneuerbaren Energieträger stellt die vorrangige Option zugunsten der Versorgungssicherheit, des Umweltschutzes und der Landbevölkerung dar."^[10]

Die EU hat sich innerhalb der letzten Jahre eindeutig auf eine langfristige Förderung erneuerbarer Energiequellen festgelegt. Eine Unterbrechung oder Störung der derzeitigen Situation ist nicht zu erwarten. Eine gemeinsame Förderpolitik der EU könnte Einfluss auf nationale Vergütungsmethoden und -höhen haben. In diesem Bereich ist zurzeit keine weitere Planung bekannt.

2.3.2 Positionen in Deutschland

In Deutschland gilt derzeit das Erneuerbare-Energien-Gesetz und ein langfristiger Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie ist beschlossen worden. Diese Punkte sprechen für politisch gewollten Wandel in der Energieerzeugung. Während der Vorgänger des EEG, das StrEG von einer CDU - geführten Regierung erlassen wurde und somit keine Gefahr bei einem eventuellen Regierungswechsel bestehen dürfte, stellt sich die Situation in der Frage der Nutzung der Kernenergie anders dar. Bei dieser Frage, die das Ausmaß an Förderung für regenerative Energien mitbestimmt, gibt es Stimmen aus der jetzigen Opposition, die den beschlossenen Atomkonsens rückgängig machen wollen. Ein späterer und langsamerer Ausstieg aus der Atomenergie würde sich jedoch negativ auf den Ausbau der regenerativen Energien und damit der Windkraft auswirken.

Hier sollte daher eine europaweite Lösung angestrebt werden, bei der sich die Mitgliedstaaten eindeutig verpflichten, jede regenerative Energie in einem bestimmten Maß zu fördern und zu realisieren. Möglichkeiten bestehen hierfür, insbesondere wenn die Erfüllung der Ziele des Kyoto-Protokolles miteinbezogen wird.

2.3.3 Kyoto-Ziele der EU und Deutschland

Im Protokoll von Kyoto zum Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderungen, hat sich die EU verpflichtet, ihre Treibhausgasemissionen bezogen auf das Jahr 1990 bis zum Zeitraum 2008 - 2012 um insgesamt 8 % zu senken.^[11] Die Bundesrepublik hat sich gegenüber 1990 auf eine Reduktion um 21 % oder 253,89 Mio. t verpflichtet, wobei hier aber der Zusammenbruch der ehemaligen DDR - Wirtschaft mit einzubeziehen ist.

Bei einem EU - weit leicht ansteigenden Strom- und Energieverbrauch innerhalb des letzten Jahrzehnts, Deutschland, Frankreich, Großbrittanien, Spanien und Italien verbrauchten von 1990 bis 1997 zusammen 12,1 % mehr Strom als im Jahrzehnt zuvor^[12], kann dieses Ziel nur durch die verstärkte Nutzung regenerativer Energien erreicht werden. Diese Erkenntnis hat die EU klar in ihrem Grünbuch "Hin zu einer europäischen Strategie zur Energieversorgungssicherheit" zum Ausdruck gebracht (vgl. Kapitel 2.3.1) und bekräftigt.

2.4 Liberalisierung des Strommarktes

Durch die Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19.12.1996 gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt betreffend, wurde der gemeinsame Markt für Elektrizität teilweise liberalisiert. Das bedeutet, dass mehrere Anbieter dem Endverbraucher Energie in Form von Strom verkaufen können. Der zuvor monopolisierte Markt wird durch den Preismechanismus bestimmt. Diese Änderung sorgte zum Teil für Konfliktpotential innerhalb der verschiedenen europäischen Vergütungsregelungen für regenerative Energien, wie z.B. dem EEG. Da die Netzbetreiber dazu verpflichtet sind, den aus WEA erzeugten Strom vollständig abzunehmen und sie selbst ein Interesse daran haben eine möglichst große Menge möglichst günstigen Stromes zu verkaufen, gaben sie an in ihren Entitäten beschränkt zu werden. Je mehr Strom sie abnehmen müssen, desto weniger können sie in ihren eigenen Kraftwerken, bei gleich bleibendem Stromabsatz, produzieren.

Die Richtlinie betont wird den Vorrang erneuerbarer Energien. So heißt es in den Absätzen 4 und 28:

- Der Verwirklichung des Elektrizitätsbinnenmarktes kommt besondere Bedeutung zu; es gilt, unter gleichzeitiger Stärkung der Versorgungssicherheit und der Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Wirtschaft sowie unter Wahrung des Umweltschutzes die Effizienz bei der Erzeugung und Verteilung dieses Produktes zu verbessern.^[13]
- Aus Gründen des Umweltschutzes kann der Elektrizitätserzeugung auf der Grundlage erneuerbarer Energien Vorrang eingeräumt werden.^[14]

Die Liberalisierung stellt durch die bevorzugte Behandlung regenerativer Energien somit rechtlich kein Problem für Offshore - Windkraft dar. Da die Durchsetzung der Liberalisierung genau wie die Behandlung erneuerbarer Energien, in den Händen der einzelnen Länder liegt, ergeben sich dennoch beträchtliche Unterschiede. So untersteht die Stromwirtschaft in Frankreich weiterhin der Electricité de France (EDF), die rund 80% des Stroms in Kernkraftwerken erzeugt und durch ihre Marktmacht und fehlenden Gesetzen neuen Anbieter kaum Zugang gewährt. In Frankreich gilt ein Ausschreibungssystem für die Vergütung erneuerbarer Energien, das durch die EDF geleitet wird. Der Vergütungssatz für Windstrom für die Vergaberunde 1998 betrug 0,047 Euro/kWh welches 51,7 % der deutschen Vergütung durch das EEG entspricht und eine wirtschaftliche Betreibung von WEA nur in Ausnahmefällen zulässt. Trotz teilweise hervorragender Windverhältnisse an den französischen Küsten, ist in Frankreich zurzeit die geringste Windenergieleistung je Einwohner in der EU installiert. Eine Veränderung ist kaum zu erwarten und wird auch den Bereich Offshore stark beeinträchtigen.

Ob der divergierenden Gesetzeslage müssen die Effekte der Liberalisierung auf Basis jedes einzelnen Landes betrachtet werden.

2.5 Genehmigungsvorschriften in Deutschland

Bei der Genehmigung eines Offshore - Windparks in Deutschland, ist zwischen der 12-Meilen-Zone und der sogenannten ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) zu unterscheiden, die sich seewärts der 12-Meilen-Zone anschließt und mit dem Festlandsockel bis zu einer Ausdehnung von maximal 200 Seemeilen identisch ist.

Innerhalb der 12-Meilen-Zone sind die jeweiligen Bundesländer für Planfeststellungs-, Raumordnungs- und Genehmigungsverfahren sowie die jeweilige Wasser- und Schiffdirektion für polizeirechtliche Genehmigungen zuständig.

Außerhalb dieser Zone, aber innerhalb der AWZ, ist das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) für die Genehmigungen zuständig. Fast alle zurzeit geplanten Offshore - Windparks liegen innerhalb der AWZ (Stand 04.05.2001). Die einzelnen Bundesländer haben auch bei einer Zusage des BSH noch ein Mitspracherecht, denn sie haben wiederum über weitere Fragen etwa zu Kabeltrassen binnenwärts der AWZ, innerhalb der 12-Meilen-Zone, zu entscheiden.

Gemäß der Seeanlagenverordnung vom 23.01.1997 darf das BSH eine Genehmigung zur Errichtung und dem Betrieb einer Anlage, zu denen "...alle festen oder schwimmend befestigten baulichen oder technischen Einrichtungen, die der Energieerzeugung aus Wasser, Strömung und Wind..."^[15] zählen, nur versagen wenn:

- Die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs beeinträchtigt oder die Meeresumwelt gefährdet wird.
- Der Betrieb oder die Wirkung von Schifffahrtsanlagen und -zeichen beeinträchtigt würde.
- Die Benutzung der Schifffahrtswege oder des Luftraumes oder die Schifffahrt beeinträchtigt würde.

Wenn keine Versagensgründe vorliegen, darf die Genehmigung nicht versagt werden.

3. Betriebswirtschaftliche Betrachtung

Dieses Kapitel beschäftigt sich mit der betriebswirtschaftlichen Betrachtung von Offshore - Windenergie und bildet somit den wichtigsten Teil dieser Arbeit. Zunächst werden die verschiedenen Kostenpunkte vorgestellt und betrachtet, die bei der Errichtung und dem Betrieb eines Offshore - Windparks entstehen. Hier wird untersucht welche Auswirkungen verschiedene Küstenentfernungen und Wassertiefen auf die Kostensituation und die Rendite haben. Diese Kosten werden miteinander verglichen. Bei einer Betrachtung der nötigen Investitionssummen pro kWh - Energieumwandlungspotenzial und der dadurch entstehenden Kosten je kWh Strom werden die besonders relevanten Kostenblöcke dargestellt.

Da sich die Einnahmeseite durch das EEG als sehr sicher prognostizierbar darstellt, ist eine Berechnung der Kapitalverzinsung inkl. einer Betrachtung der verschiedenen Investitionsmodelle und Kapitalquoten möglich. Der für die Höhe der Einnahmen entscheidende Faktor Wind wird dabei betrachtet und auf seine Relevanz hin untersucht.

In Anschluss daran werden diese dargestellten Ergebnisse anhand eines konkreten Beispiels, dem von der Firma EnergieKontor AG geplanten Offshore - Windpark Borkum-Riffgrund West, verdeutlicht. Dieser Windpark mit einer geplanten Größe von zunächst 80 Windenergieanlagen (WEA) mit einer Gesamtleistung von 288 MW in der ersten Ausbaustufe und einer Endgröße von 456 WEA mit zusammen ca. 1820 MW soll ab 2004 gebaut werden.

Abschließend wird speziell auf mögliche Kostenentwicklungen durch economy of scale eingegangen, die bei der weiteren Projektierung von Offshore - Windkraft eine sehr bedeutende Rolle spielen könnten. Es ist davon auszugehen, dass die technische Entwicklung der letzten 10 Jahre mit den dazugehörigen Kostensenkungen fortgesetzt werden kann.

3.1 Nötige Investitionen und Kosten von Offshore - WEA

In diesem Abschnitt werden die erforderlichen Investitionssummen sowie die Betriebskosten der Betreibung von Offshore - WEA analysiert. Hierbei wird ersichtlich, dass die Verwirklichung der Projekte nur über große Windparks erfolgen kann. Einzelne Anlagen sowie kleine Gruppen, wie sie im Onshore-Bereich bestehen, sind nicht finanzierbar. Einzelne Kostenpunkte wären für kleine Windparks nicht tragbar, weil z. B.:eine kostenintensive Verkabelung über eine lange Strecke durchgeführt werden muss.

Die Investitionskosten gliedern sich in vier wesentliche Bereiche: Die Windkraftanlage an sich, das Fundament, die Verkabelung und ein größerer Block mit diversen Kostenpunkten. Jeder einzelne Kostenpunkt wird durch spezielle Faktoren beeinflusst. Diese Faktoren werden wiedergegeben und unter dem Aspekt der Beeinflussbarkeit durch den Betreiber eines Windparks erklärt.

3.1.1 Kosten für Windkraftanlagen

Die Windkraftanlage bildet als Stromerzeuger den wesentlichen Faktor zur Wirtschaftlichkeit. Die Leistung von WEA wird in kWh-Energieumwandlungspotenzial angegeben. Diese Leistung wird ab einer bestimmten Windgeschwindigkeit, die typenabhängig ist, erreicht. Je größer die Leistung, desto mehr Strom kann erzeugt werden. Die Leistung wird direkt durch die überstrichene Rotorfläche determiniert. Die Höhe des Turmes spielt eine wichtige Rolle, da die Windgeschwindigkeit mit zunehmender Höhe ansteigt. Dieser Effekt erklärt sich durch den nach oben hin abnehmenden Einfluss der Bodenrauhigkeit.

Die Kosten für WEA sind dabei von deren Größe abhängig. Zwischen Größe und Kosten besteht ein abnehmender Zusammenhang, wie auch aus der folgenden Grafik zu erkennen ist:

Abbildung 2 : Zusammenhang zwischen WEA-Größe und Kosten je kWh^[16]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Zu diesen Kosten kommen noch zusätzliche Kosten für die Errichtung der Anlagen, ferner nach Ende der Nutzungsdauer weitere Kosten für deren Abbau und Entsorgung.

Die Kosten für die WEA an sich sind dabei nicht standortabhängig. Auch wenn ein geringfügig weiterer Transport notwendig sein kann, hat dieser keine bedeutenden Auswirkungen. Die Kosten verändern sich hier nur sehr unwesentlich mit der Anzahl der installierten Anlagen. Durch die verbesserte Verhandlungsposition ist es für den zukünftigen Betreiber eines großen Windparks durchaus möglich, Rabatte bei den Herstellern von WEA zu erzielen. Ansonsten entstehen keine Effekte.

[...]

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^[1] §1 Ziel des Gesetzes. EEG.

^[2] EEG. Begründung. B: Besonderer Teil. Zu § 7.

^[3] EEG. §7 Vergütung von Strom aus Windkraft. Absatz 1.

^[4] "Spain sets fixed prices in new law". Windpower Monthly. Feb 1999. S. 22.

^[5] Bundesumweltministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. Weiterer Ausbau der Windenergienutzung im Hinblick auf den Klimaschutz – Teil 1 -. Wilhelmshaven . April 2001. S. 99.

^[6] EG-Vertrag. Artikel 2. Gemeinschaftsaufgaben.

^[7] EG-Vertrag. Artikel 6. Umweltschutzerfordernis.

^[8] Grünbuch der EU. "Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit. Brüssel 2000. S. 4.

^[9] Grünbuch der EU. "Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit. Brüssel 2000. S. 94

^[10] Grünbuch der EU. "Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit. Brüssel 2000. S. 105.

^[11] Protokoll von Kyoto. Artikel 3. Absatz 1 sowie Anhang B. Kyoto. 1999.

^[12] Bundesamt für Energie. Schweiz. http://www.energie-energy.ch\statistik. Entnommen am 04.10.2001.

^[13] Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlamentes und des Rates. Absatz 4.

^[14] Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlamentes und des Rates. Absatz 28.

^[15] Seeanlagenverordnung vom 23.01.1997. §1. Absatz 2. Satz 1.

^[16] http://www.uni-muenster.de/Energie/wind/markt/bilder/koleist.gif. Entnommen am 12.11.2001