Repowering - Wind Energy

Einleitung

Vor dem Hintergrund stetig steigender Preise für fossile Rohstoffe auf dem Weltmarkt und die in den Mittelpunkt rückende Klimadebatte, hat sich die Bundesregierung zum Ziel gesetzt, den Anteil regenerativ erzeugter Energie an der Gesamtenergieversorgung der Bundesrepublik Deutschland in den nächsten Jahren auszubauen. Der Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung soll bis 2010 auf mindestens 12,5% und bis 2020 auf mindestens 20% steigen. Langfristiges Ziel der Bundesregierung ist es, bis 2050 etwa die Hälfte des gesamten Primärenergieverbrauchs in Deutschland aus Erneuerbaren Energien zu decken (BMU 2006).
Nachdem die Potenziale hinsichtlich des Ausbaus der Wasserkraft in Deutschland weitestgehend erschlossen sind, wird die Windenergie eine entscheidende Rolle bei der Erreichung der Ausbauziele spielen. Bis zum Jahr 2030 soll der Anteil der Windenergie an der Stromerzeugung von derzeit etwa 5% auf mindestens 25% des heutigen Strombedarfs erhöht werden. Dieses kann wiederum unterteilt werden in 10% an Land (Onshore) und 15% auf See (Offshore) (BMU 2006). Neben der Erschließung geeigneter Standorte auf See, ist auch ein systematischer Ersatz alter, kleinerer Anlagen durch moderne leistungsstärkere Windenergieanlagen (WEA) an Land nötig, um die gesetzten Ziele der Bundesregierung zu erreichen. Dieser Austausch von WEA der ersten Generation durch Maschinen mit erheblich höherer Leistung wird unter dem Begriff Repowering verstanden (u.a. JANSEN et al. 2005).
Im Rahmen dieser Vorstudie soll erläutert werden, inwieweit es sinnvoll ist, alte, gebrauchte Windenergieanlagen, vor dem Hintergrund von Angebotsengpässen bezüglich der Lieferung neuer WEA, in Entwicklungs- und Schwellenländern wieder zum Einsatz zu bringen. Zunächst wird jedoch der Begriff des Repowering näher erläutert und dessen Ziele dargestellt. Anschließend sollen die gesetzlichen Grundlagen untersucht werden, die ein einsetzendes Repowering eventuell begünstigen, beziehungsweise wirtschaftlich sinnvoll erscheinen lassen. Im vierten Abschnitt werden die energiepolitischen Rahmenbedingungen in Entwicklungs- und Schwellenländern aufgeführt. Danach wird auf die Auswahlkriterien und die Restnutzungsdauer von gebrauchten WEA eingegangen, bevor die Verfügbarkeit und Preisentwicklung von WEA aus Repowering näher erläutert wird, um die Chancen und Risiken eines solchen Vorhabens abschätzen zu können. Abschließend soll versucht werden, erste Handlungsempfehlungen zum Einsatz von Repoweringanlagen in Entwicklungs- und Schwellenländern für die Entwicklungszusammenarbeit (EZ) zu formulieren.

Repowering

Nachdem eine kurze Einführung in die Thematik gegeben und die Ziele dieser Vorstudie erläutert wurden, soll im folgenden Abschnitt zunächst auf die Bedeutung von Repowering eingegangen und Ziele des Repowering dargestellt werden.

Begriffsklärung

Der Begriff Repowering bezeichnet den Ausbau der Leistungsfähigkeit bestehender Anlagen. Hierzu zählen der Austausch einzelner Anlagenkomponenten oder aber der Vollaustausch der gesamten Anlage. Im Bereich der Windenergie hat sich der Begriff mittlerweile etabliert und beinhaltet den Austausch alter, gebrauchter WEA durch neue, modernere und effizientere Anlagen. Wobei es nicht von Belangen ist, ob die Anlage bereits ihre technische Lebensdauer erreicht hat, oder noch eine nennenswerte Restnutzungsdauer vorhanden ist. Wichtigstes Kriterium ist, dass hierbei der Standort beibehalten und weiter genutzt wird.

Abbildung 1: Repowering eines Windparks in Schleswig-Holstein

Quelle: BWE 2007

Ziele des Repowering

Technischer Fortschritt hat zu Effizienzsteigerung von WEA geführt. Heutige Anlagen verfügen über eine Leistung von mehreren Megawatt (MW), gleichzeitig ist die technische Verfügbarkeit weiter gestiegen. Viele privilegierte Standorte in den Pionierregionen im Küstenbereich sind mit WEA der ersten Generation bestückt, dessen Leistung weit unter der Leistung heutiger Anlagen liegt. Die durchschnittliche installierte Leistung lag 1990 bei ca. 150 kW und ist bis Ende der 1990er auf etwa 750 kW bis 1 MW gestiegen (vgl. Abb.2). Heutzutage werden in Deutschland in erster Linie WEA mit einer Leistung von ca. 2 MW installiert. (u.a. WEINHOLD 2007, BWE/VDMA 2006, KNIGHT 2004).
Aufgrund des begrenzten, für die Windenergienutzung zur Verfügung stehenden Flächenpotenzials, sind die jährlichen Installationszahlen von neuen WEA in Deutschland seit 2003 leicht rückläufig. Landkreise und Gemeinden sind ihren Verpflichtungen, Eignungsflächen für die Windenergienutzung im Rahmen der Privilegierung von WEA im Außenbereich, gemäß dem § 35 Baugesetzbuch (BauGB) (1996) auszuweisen, weitgehend nachgekommen und sehen keine Notwendigkeit, weitere Vorzugsflächen für die Windenergie auszuweisen. Stehen keine weiteren Eignungsflächen zur Verfügung, so lässt sich eine Erhöhung der installierten Leistung an Land durch das Repowering, d.h. den Ersatz alter Anlagen durch neuere, effizientere Anlagen erreichen, womit eine deutliche Steigerung des flächenspezifischen Energieertrags einhergeht (u.a. BENECKE 2002, REHFELD & GERDES 2005).

Quelle: Staiß 2007

Gesetzliche Grundlage zum Repowering

Als Faustformel für das Repowering gilt, Halbierung der Anlagenzahl, Kapazitätssteigerung um den Faktor 3 und Energieertragssteigerung um den Faktor 4. Hinzu kommen Vorteile wie die bessere Integration in das Netz, langsamer rotierende Flügel, was optisch verträglicher erscheint, und, durch Verringerung der Anlagenzahl, eine Entlastung des Landschaftsbildes. Hingegen diesen durchaus positiven Folgewirkungen läuft der Repowering-Markt in Deutschland jedoch nur schleppend an (KÖPKE 2004, KRIEGER 2006, REEKER 2006). Dem Deutschen Windenergie Institut (DEWI) wurden bis Mitte 2007 gerade mal 207 WEA mit einer Gesamtkapazität von 402,45 MW als repowered gemeldet (ENDER 2007a).Gründe hierfür werden vor allem in der Gesetzgebung hinsichtlich Höhen- und Abstandsregelungen gesehen.

Räumliche Begrenzung und gesetzliche Einschränkungen zum Repowering

Gemäß § 35 BauGB sind Windkraftanlagen zur Elektrizitätserzeugung im Außenbereich privilegiert. Kommunen sind dazu berechtigt, eigene Vorrangsflächen für die Windenergie in einem Flächennutzungsplan (FNP) auszuweisen. Zu beachten sind hierbei die übergeordneten Ziele der Raumordnung, Landes- und Regionalplanung (SCHMIDT 2007).
Bisher haben die Bundesländer durch Windkrafterlasse Abstands- und Höhenempfehlungen herausgegeben, an denen sich die Kommunen orientieren konnten. In der Regel war die Gesamthöhe auf 100m begrenzt, da heutige Anlagen der Megawattklasse jedoch darüber hinausgehen, wurden ergänzende Runderlasse zu Regelung von Anlagen mit einer Gesamthöhe von über 100m erstellt. Diese unterscheiden sich jedoch von Bundesland zu Bundesland. Für Anlagen >100m Gesamthöhe gelten für Schleswig-Holstein beispielsweise folgende Empfehlungen .

• 3,5 x der Anlagenhöhe zu Einzelhäusern
• 5 x der Anlagehöhe zu ländlichen Siedlungen
• 10 x der Anlagenhöhe zu städtischen Siedlungen und Erholungsgebieten
• 1 x der Anlagenhöhe zu Schienenstrecken, Autobahnen sowie Bundes- Landes und Kreisstraßen
• 4 x Anlagenhöhe minus 200m zu Nationalparken, Naturschutz oder sonstigen Schutzgebieten.

Das bedeutet, dass die Regionalplanung zwar Flächen zur Windenergienutzung ausweist, die Gemeinden oder Kommunen, in Anlehnung an die Erlasse, in ihren FNP und Bauplänen die Abstands- und Höhenreglungen bestimmen können.
Sind die von Kommunen im FNP oder Bebauungsplan festgelegten Abstands- und Höhenreglungen für ein Repoweringprojekt (oder einem allgemeinen Windenergieprojekt) nicht ausreichend, kann der Windparkbetreiber bei nächst höherer Instanz Klage auf Verhinderungsplanung einreichen. Wird dieser stattgegeben müssen die Kommunen ihre Reglung anpassen, wird der Klage jedoch nicht stattgegeben, bleibt den Betreibern lediglich der Weg der Kommunikation, um die aus Repowering resultierenden Vorteile wie z.B. geringere Anlagenzahl offen zu legen und die Kommunen dadurch noch zu überzeugen.
Eine Studie der TU Berlin (Hrsg.) zeigt, dass die Beeinträchtigungen durch Höhen und Abstandsreglungen der Kommunen, zu einer Verringerung der Ertragsteigerung vom Faktor 4,3 auf 1,7 führen kann (GRUNWALD et al. 2005). Es besteht somit akuter Handlungsbedarf von Seiten der Gesetzgebung, um die Vorteile des Repowering auch umsetzen zu können.

Die Rolle des EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz)

Das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (2000) regelt die festgesetzte Einspeisevergütung für Strom aus Erneuerbaren Energiequellen, sowie die Verpflichtung zur Abnahme des Stroms und die Netzanbindung durch die das ansässiger Energieversorgungsunternehmen.

Repowering Bonus im EEG

Im Rahmen der Novellierung des EEG vom August 2004 wurde vom Gesetzgeber eine gesonderte Regelung getroffen, die zusätzliche Anreize für das Repowering schaffen soll. Diese gelten jedoch nur für WEA die vor dem 31.12.1995 in Betrieb genommen wurden. Demnach verlängert sich die erhöhte Vergütungszahlung für WEA, die zum einen im selben Landkreis alte Anlagen ersetzten und zum anderen durch den Ersatz die installierte Leistung mindestens verdreifachen. Somit verlängert sich, bei Neuanlagen die unter diese Regelung fallen, der Zeitraum für die erhöhte Vergütungszahlung, um zwei Monate je 0,6% (statt der laut EEG üblichen 0,75%) des Referenzertrages, um den ihr Ertrag 150% des Referenzertrages unterschreitet (JANSEN et al. 2005, EEG-Auszug (DEWI 2004).
Abbildung 3 veranschaulicht die verlängerte Laufzeit der erhöhten Vergütung in Abhängigkeit der Standortqualität. So verlängert sich die erhöhte Vergütung bei einer Standortqualität von 95 -100% bezogen auf den Referenzstandort um zwei Jahre und neun Monate.

Abbildung 3: Bonus-Regelung für Repowering gemäß Novelle EEG vom 31.07. 2004

Quelle: Grunwald et al. 2005

Um einen Eindruck über die Anzahl der Anlagen zu bekommen, die unter die Repowering Bonus-Regelung fallen, zeigt Abbildung 4 einen Überblick über die potenzielle Gesamtmenge von WEA die dafür in Frage kommen würden. Entsprechend der Aufstellungszahlen im Zeitraum 1990 bis 1995, würden insgesamt ca. 3.500 WEA unter die Bonus Regelung fallen.
Die durchschnittliche installierte Leistung hat sich in dem angegebenen Zeitraum von ca. 150kW (1990) auf ca. 450kW (1995) erhöht. Abstandregelungen und Höhenbegrenzungen verhindern jedoch die vollständige Ausnutzung der vorhandenen Potenziale. Hinzu kommt, dass sich eine Vielzahl von Anlagen die vor 1995 errichtet wurden, außerhalb der später ausgewiesenen Eignungsräume befindet und somit keine Möglichkeit des Repowering gegeben ist. Die Betreiber von Anlagen die sich nicht in Eignungsräumen befinden, werden somit bestrebt sein, ihre Anlagen so lange wie möglich Instand zu halten und auch über die vorgesehene Lebensdauer (in der Regel ca. 20 Jahre) hinaus zu betreiben (GRUNWALD et. al 2005).

Abbildung 4: Aufstellungszahlen im Zeitraum 1990 bis 1995

Quelle: Grunwald et al. 2005

Diese Beschränkungen führen dazu, dass der im EEG vorgesehene Anreiz zum Repowering (Verdreifachung der Leistung) oftmals erschwert wird. Die wenigen, bisher in Deutschland realisierten Repowering-Projekte hätten bis zu 40% mehr Strom liefern können, wenn Höhenbeschränkungen der Gemeinden dies nicht unterbinden würden (REHFELD & GERDES 2005).

Zukünftige Entwicklung der gesetzlichen Grundlagen zur Windenergie/Novellierung des EEG

Die bisherigen wirtschaftlichen Anreize, die im EEG als Bonus für Repowering-Projekte festgeschrieben sind, reichen nicht aus. Da das Repowering vom Gesetzgeber gewünscht ist, um die in Abschnitt 1 erwähnten Anteilsziele der Erneuerbaren Energien an der Primärenergieproduktion gerecht zu werden, ist davon auszugehen, dass in naher Zukunft die Anreize für das Repowering erhöht werden. Zum Ende dieses Jahres soll ein Gesetzesentwurf zur Novellierung des EEG und im speziellen zur Schaffung erhöhter Anreize für das Repowering vorgelegt werden. Von dieser Novellierung wird es abhängen, ob und wie zukünftig Repowering-Projekte in Deutschland durchgeführt werden.

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen in Entwicklungs- und Schwellenländern

Erneuerbare Energien weltweit

Der Anteil Erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch ist, mit Ausnahme von Wasserkraft und Biomasse, in Entwicklungs- und Schwellenländern sehr gering (vgl. Abbildung.5). Afrika, Asien und Lateinamerika weisen zwar sehr hohe Anteile von Biomasse am Primärenergieverbrauch auf, dies muss aber mit Vorsicht betrachtet werden, da es sich größtenteils um nicht-nachhaltige Nutzung handelt. Ein Beispiel hierfür ist die fortschreitende Waldrodung zur Zuckerrohplantagenwirtschaft in Brasilien.

Abbildung 5: Anteile Erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch in verschiedenen Regionen im Jahr 2004 und Struktur nach Energieträgern
Quelle: Staiß 2007

Die Entwicklung von neuen Technologien zur Elektrizitätserzeugung fand und findet hauptsächlich in den führenden Industrienationen statt. Obwohl die Potenziale in Entwicklungs- und Schwellenländern oft um ein Vielfaches höher sind, werden die Technologien zumeist nur in den Industrieländern umgesetzt. Der Anteil von Geothermie, Sonnenenergie und Windkraft an den Erneuerbaren Energien liegt in den Nicht-OECD Ländern bei lediglich 1,8%, verglichen mit 12% in den OECD-Ländern (STAIß 2007).

Windenergie weltweit

Von der bis Ende 2005 weltweit installierten Leistung von ca. 60.000 MW im Bereich der Windkrafterzeugung befinden sich mit 69% über zwei Drittel in Europa, gefolgt von Amerika mit 17%, wobei auf die USA mit 9140 MW (90,6 %) der Löwenanteil entfällt. An dritter Stelle steht der seit kurzem rasch wachsende Markt in Asien (12%), mit Indien und China als Hauptakteure im Windenergiebereich (vgl. Abbildungen 6 & 7). China und Indien sind in der Liste der Top 10 bezogen auf die Gesamtkapazität der installierten Leistung an Windkraft die einzigen Schwellen- bzw. Entwicklungsländer (vgl. Abbildung 8) (STAIß 2007).

Abbildung 6: Entwicklung der weltweit installierten Windleistung

Quelle: Staiß 2007

Abbildung 7: Installierte Windleistung in der EU und weltweit, (Ende 2005)

Quelle: Staiß 2007

Abbildung 8: Top-10 Länder bezogen auf den Kapazitätszubau 2005 (links) und auf die Gesamtkapazität, Ende 2005 (rechts)

Quelle: Staiß 2007

Obwohl die Potenziale für Windkraft in vielen Entwicklungs- und Schwellenländern ernorm sind, fristet die Windenergie in den meisten dieser Länder bislang ein Schattendasein. Vor dem Hintergrund der steigenden Preise für die endlichen fossilen Energieträger und der, nach Angaben der International Energy Agency (IEA), sich bis zum Jahr 2030 verdoppelnden Nachfrage nach Primärenergie seitens der Entwicklungs- und Schwellenländer, besteht akuter Handlungsbedarf zur Integration neuer Technologien bezüglich Erneuerbarer Energien in den Energiemix dieser Länder (PETERS et al. 2003).

Schaffung von geeigneten Rahmenbedingungen für die Nutzung von Windenergie

Die Bundesrepublik Deutschland kann als Vorreiter zur Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen zur Nutzung Erneuerbarer Energien angesehen werden. Gegenwärtig wurde das EEG in seinen Grundzügen von mindestens 47 Staaten, von denen jedoch ein Großteil den Industrienationen angehört, übernommen. Es stellt sich somit die Frage, was die Gründe für den geringen Anteil an modernen Erneuerbaren Energien in Entwicklungs- und Schwellenländern sind.
In vielen Entwicklungs- und Schwellenländern unterliegt der Energiesektor der Kontrolle staatlicher Monopole, was in den meisten Fällen eine starke Subventionierung der fossilen Brennstoffe zur Folge hat. Die angesetzten Energiepreise sind, bedingt durch politische Einflussnahme, häufig viel zu niedrig angesetzt. Das bedeutet, dass einerseits nicht kostendeckend gewirtschaftet, also für Wartung und Instandhaltung nicht genügend finanzielle Mittel zur Verfügung stehen. Auf der anderen Seite sind die relativ teuren Erneuerbaren Energien wegen Preisverzerrungen und überhöhter Importzölle auf dem Markt chancenlos (PETERS et al. 2003).
Weitere Hemmnisse bestehen in dem Fehlen eines angemessenen Regulierungsrahmens zur Nutzung Erneuerbarer Energien, als auch aufgrund hoher Kosten für Aufbau von Vertriebs- und Wartungsnetzen. Ebenfalls nachteilig wirken betriebstechnische Nachteile der Technologien, bedingt durch die variable, nicht fest einplanbare Leistungsabgabe von Wind- oder auch Solarenergie. Auch dort, wo Erneuerbare Energien wettbewerbsfähig sind, gibt es, aufgrund mangelnder Kaufkraft der ansässigen Bevölkerung, einen hohen Subventionsbedarf. Des Weiteren werden geeignete Instrumente zur Finanzierung der hohen Anfangsinvestitionen zumeinst nicht angeboten (PETERS et al. 2003).
Um dem entgegenzuwirken ist zunächst eine Reformierung und Liberalisierung der Energiemärkte als grundlegende Maßnahme erforderlich. Um Anreize für die Privatwirtschaft herzustellen, in Entwicklungs- und Schwellenländern zu investieren, sollten zunächst energiepolitische Rahmenbedingungen mit geeigneten Regulierungsmechanismen geschaffen werden. Auf der Basis einer Tarifgestaltung der Energiepreise, die eine Kostendeckung der Energieerzeugung mit sich führt, lässt sich eine Chancenverbesserung der Erneuerbaren Energien auf dem Energiemarkt erreichen.
Festgelegte Einspeisevergütungen, Quotenregelungen und Abnahmeverpflichtungen der Netzbetreiber bezüglich der Elektrizitätserzeugung aus Erneuerbaren Energien, ist einer der ersten Schritte hin zur Integration von Erneuerbaren Energien. In bereits liberalisierten Märkten kann man nur schwer Festpreise einführen, dort sind Quotenregelungen wirksamer. Nach aktuellen Untersuchungen des Renewable Energy Policy Network for the 21th Century (REN 21), bestehen mittlerweile in 54 Ländern Ausbauziele und Fördermechanismen für Erneuerbare Energien. Darunter befinden sich mindestens zwölf Entwicklungs- und Schwellenländer, u.a. China, Indien, Thailand, Pakistan, Ägypten, Marokko, Jordanien, Brasilien, Argentinien und Mexiko. Das zeigt, dass die Liberalisierung des Energiesektors voran schreitet und die nötigen ordnungspolitischen Rahmenbedingungen zur Nutzung Erneuerbarer Energien in einigen Entwicklungs- und Schwellenländern bereits umgesetzt sind. Dies kann als wichtiger Schritt zur nachhaltigen Energieproduktion angesehen werden. Doch die Liberalisierung der Märkte und das schaffen von Rahmenbedingungen allein wird nicht ausreichend sein, dass die Erneuerbaren Energien auf dem Markt bestehen bzw. sich durchsetzen können. Hierfür wird es nötig sein, den entsprechenden Ländern, während der Einführungsphase, Finanzierungshilfen und technisches Know-how zur Verfügung zu stellen.
Die Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) versucht interessierten Akteuren den Einstieg in die neuen Märkte zu erleichtern, indem sie in regelmäßigen Abständen die energiepolitischen Rahmenbedingungen für Strommärkte und Erneuerbare Energien in Entwicklungs- und Schwellenländern veröffentlicht (GTZ 2007).

Auswahlkriterien und Restnutzungsdauer von Windkraftanlagen aus Repowering

Das dynamische Wachstum der Windbrache, allem voran in Deutschland, hat zu enormen Fortschritten der Technologie geführt. Es ist davon auszugehen, dass in naher Zukunft die WEA der ersten Generation in den Pionierregionen Europas (Dänemark, Deutschland und den Niederlanden) abgebaut beziehungsweise ersetzt werden und somit die Frage der weiteren Verwertung dieser Anlagen aufkommen wird. Eine Option ist dabei der Einsatz in Entwicklungs- und Schwellenländern.

Motivation

Investitionen im Bereich der Erneuerbaren Energien in Entwicklungs- und Schwellenländern können ein erster Schritt zur Erschließung eines zukunftsträchtigen Marktes in Bezug auf Erneuerbare Energien sein. Gleichzeitig bergen sie aber auch ein erhöhtes Risiko und häufig geringere Rückflüsse als bei vergleichbaren Projekten zum Beispiel in Westeuropa. Der Einsatz von gebrauchten WEA kann unter Risikoaspekten dann wegen der geringeren Investitionskosten vorteilhaft sein. Der Einsatz von alten gebrauchten Anlagen eignet sich auch dafür, erste Erfahrungen mit der neuen Technologie zu sammeln, da viele Interessenten bisher noch keine Erfahrungen hinsichtlich Windenergie sammeln konnten.
Gebrauchte Anlagen eignen sich für Länder, in denen der Einsatz von Neuanlagen nicht wirtschaftlich sinnvoll oder technisch noch zu schwierig ist. Dies ist hauptsächlich in den Problemmärkten in ärmeren Ländern der Fall. Geringes technisches Know-how und Mangel an Kapital sind kennzeichnend für diese Regionen.
Ein weiterer, nicht zu unterschätzender Punkt, der ebenfalls für die Verwendung von gebrauchten Anlagen bei Projekten in Entwicklungs- und Schwellenländern spricht ist der, dass im Wachstumsmarkt Windenergie die Produzenten hauptsächlich mit der Befriedigung der Nachfrage in den Industrienationen beschäftigt sind. Die Lieferzeiten können derzeit, je nach Hersteller, bis zu zwei Jahren betragen. Dies wird sich in naher Zukunft nicht ändern, wenngleich es auch kein Dauerzustand sein wird (MATTHIESSEN 2002, PETERS et al. 2003, FRIES 2007a).
Bei der Umsetzung von Windenergieprojekten mit gebrauchten Anlagen kann allerdings nicht willkürlich vorgegangen werden. Es muss Projektbezogen nach Anlagen gesucht werden, und die auf dem Markt erhältlichen gebrauchten WEA müssen hinsichtlich ihres Zustands und der späteren Verwendung am neuen Einsatzort genaustens untersucht und geprüft werden.

Technischer Zustand der Altanlagen

Um den technischen Zustand von gebrauchten WEA beurteilen zu können reicht es in der Regel nicht aus lediglich die Dokumentation der Anlage einzusehen. Informationen bezüglich des Lebenslaufs der Maschine, regelmäßig durchgeführte Ölwechsel oder ausgetauschte Komponenten sind jedoch ein erster Schritt um den technischen Zustand der WEA beurteilen zu können (PETERS et al. 2003, NIELSEN 2006).
Eine weitere wichtige Voraussetzung für ein Windkraftprojekt mit gebrauchten WEA, besonders in Ländern ohne vorhandene Servicestruktur, ist die Zuverlässigkeit und Betriebssicherheit der Anlage. Bei der Auswahl ist es daher sinnvoll auf Erfahrungsberichte vorhandener Anlagen zurückzugreifen und diese auszuwerten. Zugänglich sind die Auswertungen in Deutschland im Monatsinfo und für eine eingeschränkte Anzahl auch beim ISET aus dem 250 MW Programm. Grundsächlich sollten nur Anlagen mit einer Verfügbarkeit von mindestens 97-98% Verwendung finden (FRIES 2007a).
Wind stellt kein gleichmäßiges Antriebsmoment zur Verfügung. Der Antriebsstrang und alle mit ihm verbundenen Teile einer WEA sind daher hohen dynamischen Beanspruchungen ausgesetzt. Um den technischen Zustand von gebrauchten WEA beurteilen zu können empfiehlt es sich als ersten Schritt eine Inspektion an der sich noch im Betrieb befindlichen Anlage durchzuführen bzw. durchführen zu lassen. Nur unter realen Betriebsbedingungen lassen sich dynamische Messungen am Getriebe und den Lagern durchführen. Dabei sollten mehrere Betriebszustände ermittelt werden, die typische Belastungen repräsentieren. Viele unabhängige Dienstleistungsunternehmen haben sich heute darauf spezialisiert, entsprechende Messungen an WEA anzubieten.
Nachdem die Anlage demontiert wurde, ergeben sich weitere Möglichkeiten der Inspektion. So liefert das Tragbild der Zahnflanken einen Eindruck über den Grad der Abnutzung. Des Weiteren kann, bei Bekanntheit des Getriebeölalters, eine Untersuchung hinsichtlich der abgeriebenen Feststoffe im Öl durchgeführt werden, um auf den Schädigungsgrad der Verzahnung zu schließen. Eingelaufene Getriebe im optimalen Zustand sollten keine Feststoffe im Öl erkennen lassen. Bei den Rotorblättern empfiehlt sich eine gründliche Überprüfung im angebauten Zustand um evtl. Schäden wie Risse zu beseitigen. Darüber hinaus sollten die Generatoren bezüglich der Wicklung geprüft werden (PETERS et al. 2003).
Um bei dem Kauf einer gebrauchten WEA möglichst zuverlässige Informationen zum technischen Zustand der Anlage zu bekommen, empfiehlt es sich neben der Begutachtung der technischen Dokumentation, auch Gutachten von unabhängigen Dienstleistern in Anspruch zu nehmen, um genauere Aussagen über die Zuverlässigkeit der Anlage treffen zu können. Der erhoffte wirtschaftliche Nutzen sollte jedoch in Relation zu den dafür zusätzlich anfallenden Kosten liegen.

Auswahl, Umrüstung und Generalüberholung

Im Grundsatz gilt, dass bei der Auswahl an geeigneten gebrauchten WEA zuerst darauf geachtet werden sollte, einen Anlagentyp auszuwählen der eine gefestigte Marktposition besitzt. Für Anlagen von Herstellern die vom Markt verschwunden sind, kann sich unter Umständen die Ersatzteilbeschaffung erschweren. Dennoch deuten jüngere Entwicklungen daraufhin, dass es Unternehmen gibt, die in diesen Nischenmarkt einsteigen und entweder durch Zukauf mehrerer alter Modelle oder aber bedingt durch ihre frühere Tätigkeit bei den heute nicht mehr am Markt agierenden Produzenten, das technische Know-how besitzen bzw. sich aufbauen, um einen gewissen Service für die entsprechenden Altanlagen anbieten zu können (ENDER 2007b).
Unabhängig von der Verfügbarkeit von gebrauchten WEA, auf die in Abschnitt 6 noch näher eingegangen wird, muss die Auswahl einer geeigneten WEA unter Berücksichtigung der am Ort des Wiederaufbaus vorherrschenden Bedingungen geschehen. So zeichnen sich beispielsweise WEA in Küstenregionen dadurch aus, dass sie in der Regel eine geringere Nabenhöhe besitzen und somit für den Einsatz im Binnenland weniger gut geeignet sind (LANGE 2007). Ähnliche Überlegungen müssen hinsichtlich der Netzfrequenz gemacht werden. In Deutschland installierte Anlagen sind für 50 Hz-Netze ausgerichtet, sollte die Anlage in einem Land wieder aufgebaut werden in dem das elektrische Netz mit einer Frequenz von 60 Hz betrieben wird, gilt es, die Anlage entsprechend anzupassen. Dies ist bei WEA mit Synchrongeneratoren (SG) durch Programmierung des Wechselrichters problemlos möglich, wohingegen WEA mit Asynchrongeneratoren (ASG) entsprechend umgerüstet werden müssen. Neben den Netzbedingungen müssen auch die Umweltbedingungen am neuen Einsatzort berücksichtigt werden. So können erhöhte Umgebungstemperaturen eine Erweiterung der Generator- und Getriebekühlung erforderlich machen. Starke Schwankungen der Umgebungstemperatur beschleunigen die Erosion der Rotoroberflächen. Erosionsschutzfolien stellen dafür eine relativ preisgünstige Präventionsmaßnahme dar. Der Einsatz in Gebieten in denen Sandstürme vorkommen können, hat zur Folge, dass die Lüftungsschlitze mit Sandfiltern ausgestattet werden müssen (PETERS et al. 2003).
Inwieweit die alte Anlage einer Generalüberholung unterzogen wird, hängt in erster Linie von den Wünschen des jeweiligen Käufers ab. Viele Händler führen standardmäßige Reparaturen an den Rotorblättern, Generatoren und Getrieben durch. Insgesamt sollte darauf geachtet werden, dass die Anlage wartungsarm ist und an ihrem alten Standort nur geringe Ausfälle aufwies (KÖPKE 2004, BÖNGELER 2007).

Ersatzteilwesen und Maintenance

Ein äußerst wichtiges Kriterium für einen langfristigen Betrieb einer Maschinenanlage ist die Ersatzteilverfügbarkeit. Lange Lieferzeiten oder gar fehlende Ersatzteile können, besonders bei Windkraftanlagen, zu langen Ausfallzeiten und hohen wirtschaftlichen Verlusten führen (FRIES 2007a). Bei der Auswahl der Anlage ist daher besonders auf die Ersatzteilverfügbarkeit zu achten. Für relativ alte Anlagen werden die einzelnen Komponenten nicht mehr produziert, so sind Ersatzteile für Anlagen die vor 1995 gebaut wurden gar nicht oder nur eingeschränkt zu bekommen (LANGE 2007).
Viele Hersteller haben sich darauf eingestellt, Ersatzteile für gebrauchte Anlagen im Ausland bereitzustellen. Da es zumeist keine Wartungsverträge gibt, müssen ausländischen Kunden bis zu 20% mehr für die Ersatzteile zahlen. Darüber hinaus versprechen sich die Hersteller zukünftige Aufträge aus den wachsenden Märkten (NIELSEN 2006). Insgesamt kann die Verfügbarkeit von Ersatzteilen und das Maintenance als relativ gut bezeichnet werden, da sich Hersteller und Service-Anbieter auf die veränderten Bedingungen einstellen werden.

Restnutzungsdauer

Die Restnutzungsdauer einer gebrauchten Anlage kann nur geschätzt werden. Zu viele Parameter wirken sich positiv oder aber auch negativ auf die Restnutzungsdauer der Altanlage aus. Von Seiten der Hersteller wird von einer üblichen Lebens- und Abschreibungsdauer von 20 Jahren ausgegangen. Es kann jedoch davon ausgegangen werden, dass eine Anlage eine deutlich längere Lebensdauer erreichen kann, wenn sie unter normalen Bedingungen betrieben wird. Unter normalen Bedingungen wird beispielsweise der Betrieb im stabilen europäischen Verbundnetz und eine gleichmäßige Auslastung verstanden.
Ein weiterer Aspekt ist die Anpassung an die klimatischen Bedingungen. Die meisten Hersteller produzieren ihre Anlagen für den europäischen und nordamerikanischen Markt. Der Einsatz von gebrauchten WEA in Wüsten und anderen klimatisch anspruchsvollen Regionen, kann sich wiederum negativ auf die Lebensdauer auswirken (PETERS et al. 2003).
Die noch erzielbare Lebensdauer der Altanlage hängt in erster Linie von den Betriebsbedingungen wie Netzstabilität, Umwelteinflüssen und der Verfügbarkeit von Ersatzteilen ab. Um die gebrauchte Anlage wirtschaftlich zu betreiben muss der Preis der gebrauchten Anlage, die voraussichtliche Einspeisemenge und die Vergütung zusammen mit der noch zu erzielenden Lebensdauer berücksichtigt werden. In der Regel sollte die noch zu erzielende Restnutzungsdauer jedoch mindestens 10 bis 20 Jahre betragen (FRIES 2007a).