Repowering - Wind Energy
Overview
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.
Quelle: BWE 2007
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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.
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).
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.
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).
Quelle: Staiß 2007
Quelle: Staiß 2007
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).
Verfügbarkeit und Preisentwicklung
Das in Deutschland und anderen Pionierregionen Europas und Nordamerikas alte Windenergieanlagen abgebaut werden steht fest. Wann dies einsetzen und welches Ausmaß es einnehmen wird ist hingegen ungewiss. Ebenfalls unklar ist die weitere Verwendung der gebrauchten WEA, obwohl vieles für eine weitere Nutzung spricht. Die momentan aufgrund der hohen Nachfrage auf dem Markt gezahlten Preise für gebrauchte WEA liegen ein Vielfaches über dem Schrottwert der alten Anlagen. Ein Verkauf der Anlage ist von daher wirtschaftlich rentabler als die Verschrottung. Anzumerken ist hierbei, dass Anlagen, deren Nennleistung geringer als 150 kW oder 100 kW ist, eher verschrottet werden, da diese kaum wirtschaftlich zu betreiben sind (FRIES 2007a).
Da nach dem Abbau einer WEA das standortspezifische Zertifikat erlischt und die Wiedererlangung sehr teuer ist, werden kaum alte Anlagen in Deutschland wieder aufgebaut und in Betrieb genommen. Dies würde auch einem der beabsichtigten Ziele (Landschaftsbereinigung, durch Abbau alter Anlagen mit geringer Leistung) die hinter dem Repowering stehen widersprechen.
In diesem Zusammenhang stellt sich nun also die Frage wo gebrachte Anlagen zum Einsatz kommen und wie sich die Möglichkeiten für Entwicklungs- und Schwellenländer darstellen. Um dieses beantworten zu können soll zunächst näher auf die Verfügbarkeit von gebrauchten WEA eingegangen werden. Wann kann mit einer vermehrten Freisetzung von gebrauchten Anlagen gerechnet werden und wie gestaltet sich aller Voraussicht nach die Preisbildung bei gebrauchten Anlagen. Daraus ergeben sich dann die Chancen und in Verbindung mit den oben erwähnten Punkten auch die Risiken für die Entwicklungszusammenarbeit bei Windenergieprojekten mit gebrauchten Anlagen.
Verfügbarkeit von gebrauchten Windkraftanlagen
Der Markt für gebrauchte Anlagen hat sich in den letzten Jahren rasant entwickelt und völlig verändert. Noch vor vier, fünf Jahren war es schwierig Kunden für die alten Anlagen zu finden. Heute kommen laut NIELSEN (2006) auf eine Maschine zehn Interessenten. Vor allem Projektierer aus den osteuropäischen Staaten, aber auch aus Skandinavien und Großbritannien fragen die funktionstüchtigen Anlagen namhafter Hersteller gezielt nach. Viele Händler sichern sich schon jetzt Anlagen die erst in drei oder vier Jahren abgebaut und angeboten werden (BÖNGELER 2007). Gängige Anlagen die heute angeboten werden sind 500 kW Anlagen der Baujahre 1993 bis 1996. Es werden ab und an auch schon mal Anlagen der Megawattklasse angeboten die an ihrem jetzigen Standort nicht wirtschaftlich zu betreiben sind oder deren Betreibergesellschaften Insolvenz angemeldet haben (NIELSEN 2006). Insgesamt lässt sich sagen, dass die Nachfrage nach gebrauchten Anlagen stark zugenommen hat. Gründe hierfür können zum einen in der gestiegenen Wahrnehmung der internationalen Klimadebatte gesehen werden, zum anderen aber in den wirtschaftlichen Anreizen, Erneuerbare Energien zur Stromerzeugung in den jeweiligen Ländern zu etablieren. Um einen Überblick über die zukünftige Entwicklung im Bereich des Gebrauchtanlagenhandels zu bekommen, soll im Folgenden versucht werden, eine Marktprognose zum Repoweringpotenzial in Deutschland zu geben und daran anschließend die Preisentwicklung wiederzugeben.
Marktprognose zum Repoweringpotenzial
Allein in der Bundesrepublik Deutschland stehen 19.024 WEA (Stand 30.06.2007) (ENDER 2007). Tabelle 1 liefert eine detaillierte Auflistung über die Anzahl der Anlagen entsprechend der jeweiligen Anlagengrößen. Bis Mitte 2007 wurden in Deutschland insgesamt gerade mal 256 WEA abgebaut. Selbst wenn alle abgebauten Anlagen verkauft worden wären, ist die Anzahl bisher äußerst gering. Aus Tabelle 1 wird deutlich, welches Anlagenpotenzial in den nächsten Jahren freigesetzt werden wird. Allein in der Größenordnung von ca. 300 kW bis 750 kW stehen in Deutschland noch knapp 6.000 Anlagen.
In Anlehnung an die dena-Netzstudie 2005 wird für das gesamte Bundesgebiet das Repoweringpotenzial auf 7.239 MW geschätzt. Die Schätzung basiert auf dem 7 ha/MW-Ansatz und berücksichtigt die zur Windenergienutzung ausgewiesenen Flächen (JANSEN et al. 2005).
Quelle: Ender 2007a
Laut dem deutschen Windenergie Institut (DEWI) wird bei der Prognose der Windenergieentwicklung in Deutschland (MOLLY 2006) davon ausgegangen, dass 10% aller WEA nach zwölf Jahren und jeweils 45% nach 15 beziehungsweise 20 Jahren ausgetauscht werden. Diese Annahmen unterscheiden sich von denen, die in den Prognosen aus den Jahren 2002 und 2004 unterstellt wurden. In den beiden vorherigen Prognosen wurde davon ausgegangen, dass jeweils ein Drittel aller Windturbinen nach zwölf, 15 und 20 Jahren ausgetauscht werden. Dies hat zu einer zeitlichen Verschiebung des einsetzenden Repowerings nach hinten geführt. Die gesetzlichen Anreize, die durch die Novellierung des EEG geschaffen werden, werden bei zukünftigen zeitlichen Prognosen eine entscheidende Rolle spielen. Entsprechend der Daten zu den Neuinstallationen von WEA wird somit ein stärkeres Einsetzen des Repowering ab dem Jahr 2010 prognostiziert (vgl. Abbildung 9). Ebenfalls mit in Betracht zu ziehen ist hierbei der Punkt, dass ca. 50% der bis heute in Deutschland installierten etwa 19.000 WEA nach dem Jahr 2000 aufgestellt wurden und das Repowering demzufolge entsprechend spät einsetzen wird. Es kann jedoch davon ausgegangen werden, dass ab ca. 2015 bereits mehr als die Hälfte der jährlich neu installierten Leistung in Deutschland auf Repowering zurückzuführen ist. Hierdurch wird zukünftig ein Angebot an gebrauchten Anlagen entstehen, das ab 2016 die Größenordnung von ca. 1.000 MW/Jahr erreichen wird (JANSEN et. al 2005, MOLLY 2006).
Quelle: DEWI Magazin 29, August 2006
Anmerkung: Die gelben Balken entsprechen der jährlich neu installierten Kapazität durch Repowering (onshore), die Gesamtkapazität der freigesetzten Altanlagen beträgt ca. 50% davon, hängt jedoch im Wesentlichen von der weiteren technischen Entwicklung der Turbinenleistung ab.
Preisentwicklung von gebrauchten Windenergieanlagen
Bedingt durch stark steigende Rohstoffpreise auf dem Weltmarkt sind innerhalb der letzten drei, vier Jahre auch die Preise für neue WEA gestiegen. Seit 2004 haben sich die Preise bei dem Erwerb einer Neuanlage um 10–15% erhöht. Die starke Nachfrage nach WEA, in Kombination mit längeren Lieferzeiten, hat dazu geführt, dass die Nachfrage und dadurch auch die Preise für gebrauchte Anlagen in den letzten ein bis zwei Jahren enorm angestiegen sind. Ein Grund der erhöhten Nachfrage ist u.a die sofortige Verfügbarkeit von abgebauten Anlagen (BÖNGELER 2007).
Eine generelle Aussage über die Preise für gebrauchte Anlagen in Prozent des Neupreises lässt sich kaum tätigen. FRIES (2007b) liefert einen Überblick zu Richtwerten hinsichtlich der momentanen Preise für unterschiedliche Leistungsklassen von WEA, die etwa zehn Jahre alt sind (vgl. Tabelle 2). Die folgenden Ausführungen zeigen jedoch beispielhaft wie weit die Preisspanne auseinanderdriftet.
Tabelle 2: Marktpreise für gebrauchte Windkraftanlagen (abhängig von Alter und technischem Zustand; Richtwerte für zehn Jahre alte Anlagen)
| Anlagenklasse | Marktpreis in Euro |
| 150 – 300 kW | 20.000 – 60.000 |
| 500 kW | 100.000 – 150.000 |
| 600 kW | 120.000 – 180.000 |
| 1.000 kW | 200.000 – 300.000 |
| größer als 1.000 kW | Nach Vereinbarung |
Quelle: Fries 2007b
Bestimmte Anlagen sind sehr gefragt, wodurch auch ein höherer Preis geboten wird. Dabei kommt es nicht unbedingt auf das Baujahr an, die technische Verfügbarkeit und der Ruf einer Anlage, wie ihn beispielsweise die Vestas- und Nordtank-Maschinen der 500 kW Klasse genießen, sind oft entscheidender. Während V39 Anlagen vor drei Jahren noch für 70.000 bis 80.000 € gehandelt wurden, hat sich der heutige Preis auf ca. 140.000 € verdoppelt (NIELSEN 2006). Laut FRANKEN (2007) haben Investoren aus Rumänien für eine 500 kW-Anlage von Nordtank 500.000 € bei dem deutschen Händler GeBePro mbH, dessen Geschäftsführer Herr Nielsen ist, gezahlt. Aber auch ältere Anlagen mit „guter Auslandserfahrung“ wie beispielsweise die Seewind 20/110 sind zurzeit gefragt. Bei einer Leistung von 132 kW werden Anlagen dieses Typs in Deutschland für ca. 15.000 € gehandelt, um letztendlich ins Ausland geliefert zu werden. Der gleiche Betrag fällt in etwa noch einmal für die Instandsetzung und den Transport an (BÖNGELER 2007). Das Preisniveau für eine 250 kW-Anlage, dessen damaliger Kaufpreis ca. 500.000 DM betrug, liegt heute, nachdem die Anlage 10 Jahre in Betrieb war, inkl. Infrastruktur bei etwa 100.000-150.000 €. Um innerhalb der verbleibenden Restnutzungsdauer die gebrauchte Anlage wirtschaftlich betreiben zu können, muss der neue Standort sehr gute Windverhältnisse aufweisen (LANGE 2007). Für neuere Anlagen der Megawatt-Klasse werden zum Teil sogar Neupreise gezahlt. Gründe dafür sind die noch weiter zu zahlenden Grunddienstbarkeiten, aber auch das Argument der sofortigen Verfügbarkeit der Anlagen. So wurden 1,5 MW-Anlagen, die 5 Jahre an einem eher schlechten Standort gelaufen sind, für 1,5 Millionen € je Anlage weiterverkauft (BÖNGELER 2007).
Das Preisniveau wird sich auch in absehbarer Zeit nicht wesentlich verringern. Gründe hierfür sehen die Händler in den drastisch gestiegenen Ölpreisen und der weltweit erhöhten Nachfrage nach Energie. Diese Kombination wird auch weiterhin dazu führen, dass viele Länder bestrebt sind, regenerative Energien und im Besonderen die Windenergie in ihrem Land zu integrieren und somit die hohe Nachfrage nach WEA bestehen bleibt (LANGE 2007).
Bei steigender Zahl freiwerdender WEA und einer evtl. verstärkten Nachfrage nach Neuanlagen in Osteuropa bzw. den Gebieten in denen heute gebrauchte Anlagen nachgefragt werden, könnten die Preise von gebrauchten Anlagen zukünftig, durch eine sinkende Nachfrage, wieder zurückgehen. Dies könnte wiederum bedeuten, dass gebrauchte WEA für Projekte in Entwicklungs- und Schwellenländern, im Vergleich zu Projekten mit Neuanlagen, erschwinglich werden. Um jedoch einen Einblick davon zu bekommen, was eine gebrauchte WEA mindestens Wert ist, bietet es sich an, den Schrottwert der Maschine zu untersuchen. So kann man, für den Fall eines Angebotsüberschusses, einen Mindestkaufpreis für gebrauchte WEA veranschlagen.
Dem Betreiber einer WEA, der diese ’repowern’ möchte, stehen zwei Möglichkeiten zur Auswahl. Entweder er verkauft die Anlage an einen Abnehmer, zu einem zu vereinbarenden Preis, oder er lässt die Anlage abbauen und weitestgehend recyceln, um so Einnahmen durch den Verkauf von Sekundärrohstoffen zu erhalten.
Mit in Betracht zu ziehen sind hierbei allerdings die nicht unerheblichen Kosten des Rückbaus der WEA. Um der im BauGB festgeschriebenen Rückbauforderung nachkommen zu können, ist es bei der Genehmigung einer WEA immer häufiger Bedingung, eine Rücklage in Höhe von ca. 5% der Investitionskosten zu bilden (WILHELM 2005). Die Rückbaukosten enthalten die Kosten des Abbaus, den Abtransport und die Entsorgung der Anlage sowie evtl. Aufwendungen zur Renaturierung der Fläche.
Es stellt sich nun die Frage, ob die durch den Verkauf der Materialien auf dem Sekundärrohstoffmarkt erzielten Erträge unter Berücksichtigung der Rückbaukosten noch einen Gewinn aufweisen. Abbildung 10 zeigt die durchschnittliche Materialzusammensetzung je kW installierte Leistung einer typischen WEA mit Getriebe und Stahlrohrturm. So beträgt der gewichtsmäßige Anteil an Stahl ca. 169kg (32%) je kW installierte Leistung. Hiermit lässt sich auf dem Stahlschrottmarkt ein nicht zu unterschätzender Ertrag erzielen. Gleiches gilt für Kupfer, dessen Anteil ca. 4,5 kg (0,9%) je kW beträgt. Auch Aluminium, dessen Anteil an einer durchschnittlichen WEA ca. 3,2 kg (0,6%) je kW beträgt, ist als Sekundärrohstoff gefragt (LANDENBERGER 2004).
Quelle: Darstellung verändert nach Landenberger 2004
Die Preise für Stahl und Kupfer sind in den letzten Jahren enorm gestiegen. So liegt der Verkaufspreis von Kupfer heute bei ca. 3,65 € pro kg für reinen Kupfer und ca. 0,08 - 0.10 € pro Kilogramm Stahlschrott. Abbildung 11 zeigt die Entwicklung der Stahlschrottpreise seit Anfang 2002. Die Trendkurve verdeutlicht, dass sich innerhalb von drei bis vier Jahren, der Verkaufspreis von Stahlschrott verdoppelt hat (BVSE 2007). Bei den Kupferpreisen ist es im Vergleich zu 2000 zu einer Verdreifachung der Preise gekommen. Der Ankaufspreis kann mit ca. 50% des Verkaufpreises veranschlagt werden (TEPLITZ-SEMBITZKY 2007).
Quelle: Eigene Darstellung; Datengrundlage BVSE 2007
Der Mindestpreis beim Kauf von bereits abgebauten WEA müsste dem noch zu erzielenden Ertrag bei Verkauf der Materialien auf dem Sekundärrohstoffmarkt entsprechen. Wobei unterstellt sei, dass die Kosten für den Rückbau bereits durch eine Rücklage abgedeckt sind. Dabei spielt es keine Rolle, ob die Erträge aus dem Verkauf der Materialien auf dem Sekundärrohstoffmark schon in der Rücklage mit einkalkuliert wurden oder nicht, da diese in beiden Fällen, Weiterkauf der Altanlage oder Verkauf der Sekundärrohstoffe (Recycling), anfallen. Bei dem Kauf einer noch abzubauenden Anlage ist davon auszugehen, dass die Rückbaukosten mit in die Kalkulation des Preises einfließen werden.
Entsprechend der in Abbildung 10 aufgeführten Materialzusammensetzung einer WEA je kW installierter Leistung und der heutigen Rohstoffpreise lassen sich für WEA mit Stahlturm und Generator durchschnittlich folgende Mindestpreise bzw. Schrottwerte ermitteln: Für eine 250 kW Anlage ca. 8.500 €, für 500 kW Anlagen ca. 17.000 € und für 750 kW Anlagen entsprechend ca. 25.500 €. Gemäß der Trendlinie kann man davon ausgehen, dass sich die Preise bis 2010/2011 nahezu verdoppelt haben könnten.
Insgesamt lässt sich sagen, dass nach WILHELM (2005) die Einnahmen aus dem Schrottverkauf geringer sind als die Gesamtkosten des Rückbaus inklusive der Entsorgung. Heute bieten Firmen Pauschalangebote zum Rückbau einer WEA, zum späteren Wiederaufbau, an. Die Preise liegen dabei bei ca. 8.000 € für der Leistungsklasse bis 300 kW und bei ca. 13.000 – 18.000 € für Anlagen bis 750 kW. Die angegebenen Preise implizieren lediglich die Kosten des reinen Abbaus inklusive Kran, Monteuren. Die Kosten für den Transport und Renaturierung fallen in der Regel extra an. Gleiches gilt für den Wiederaufbau am neuen Standort.
Chancen und Risiken für die Entwicklungszusammenarbeit (EZ)
In diesem Abschnitt soll versucht werden, Chancen und Risiken für Projekte mit gebrauchten WEA in Entwicklungs- und Schwellenländern aufzuführen, um daraus Handlungs-empfehlungen für die Entwicklungszusammenarbeit (EZ) ableiten zu können. In vielen Entwicklungs- und Schwellenländern werden der Windenergie große Potenziale zugesprochen (BÖNGELER 2007). Die geringe Verfügbarkeit von neuen WEA, speziell für Entwicklungsländer, steht einer Umsetzung von Windenergieprojekten in den Ländern jedoch entgegen. Einige Schwellenländer wie China, Indien oder Brasilien haben bereits heute ihre Förderpolitik auf Technologietransfer und den Aufbau einer eigenen Windbranche sowie der industriellen Anlagenproduktion ausgerichtet und sind somit unabhängig von Lieferungen der europäischen Hersteller. Enercon GmbH betreibt bereits eigene Produktionsstätten in Indien und Brasilien um den dortigen Markt zu beliefern (LANGE 2007).
Demgegenüber haben viele kleinere Entwicklungsländer, obgleich sie bereits durch die Setzung von Ausbauzielen die Nutzung Erneuerbarer Energiequellen politisch vorantreiben, kaum eine Chance neue WEA zu erwerben. Vor diesem Hintergrund stellt sich nun die Frage, inwieweit gebrauchte Anlagen sinnvoll in Entwicklungsländern Verwendung finden, wenn mit mehrjähriger Verzögerung hinsichtlich Neuanlagen gerechnet werden muss, oder aber verstärkt auf den Einsatz von gebrauchten Anlagen gesetzt wird.
Zu den Vorteilen von Projekten mit gebrauchten Anlagen zählt zum einen der Aspekt, dass die beteiligten Institutionen zu einem früheren Zeitpunkt damit beginnen ’Capacity Development’ zu betreiben. So kann durch technische Planung, Betrieb und Wartung gezielt lokales Personal geschult werden. Zum anderen sind die WEA der mittleren Generation Zukauf-Anlagen, deren Getriebe und Generatoren meist aus dem Schiffbau stammen und lokales Personal bereits Erfahrung gesammelt hat und diese im Schadensfall auch reparieren kann (BÖNGELER 2007). Die gebrauchten Anlagen haben weniger Leistungselektronik und sind dadurch mit geringerem Aufwand zu warten (FRIES 2007). In jüngerer Zeit haben sich herstellerunabhängige Servicedienstleister auf Maintenance von älteren Anlagen mit einfacher Technologie spezialisiert, so dass davon ausgegangen werden kann, auch Ersatzteile für gängige Anlagen zu bekommen (ENDER 2007b).
Durch geringere Anfangsinvestitionen verbessern Projekte mit gebrauchten Anlagen die Wirtschaftlichkeit des Projektes und mindern das Risiko. Darüber hinaus ist für die Errichtung kleinerer Anlagen die technische Infrastruktur (Kräne etc.) im Projektland eher vorhanden als für Neuanlagen der Multimegawatt-Klasse. Zusätzlich kann es sinnvoll erscheinen WEA auf Gittermasten zu installieren, da diese leichter zu transportieren sind und auch vor Ort produziert werden könnten (LANGE 2007). Der Einsatz von Gittermasten in Regionen mit Starkwinden muss hinsichtlich der Stabilität jedoch kritisch geprüft werden.
Ein weiterer Punkt der für den Einsatz von gebrauchten WEA spricht ist der, dass der Preis für aufwändige Windmessungen oft derselbe sei, wie für ein Projekt mit gebrauchten WEA. So könnten gebrauchte WEA als Testanlagen dazu dienen, Daten zu Windgeschwindig-keiten aufzunehmen, während sie gleichzeitig schon Strom produzieren. Dabei würde die Akzeptanz der lokalen Bevölkerung hinsichtlich Windenergie bereits früher gestärkt werden (BÖNGELER 2007). Die Kosten für aufwendige Windmessungen liegen mit ca. 100.000 € zumeist deutlich unter den Gesamtkosten der Installation (Beschaffung, Transport, Aufbau, Anschluss etc.) eines Windenergieprojekts mit gebrauchten Anlagen. Zudem ist eine höhere Flexibilität hinsichtlich des optimalen Standorts bei vorherigen intensiven Windmessungen gegeben.
Neben dem Einsatz von gebrauchten WEA zur Netzeinspeisung sollten auch die Möglichkeiten des Inselbetriebs oder der Ergänzung zu Dieselgeneratoren in Wind-Diesel-Systemen mit in die Überlegungen einfließen (ENDER 2007b, BÖNGELER 2007).
Den aufgeführten Vorteilen und Möglichkeiten des Einsatzes von gebrauchten WEA stehen allerdings auch Nachteile, Risiken und Ungewissheiten gegenüber. So sieht MERZ (2007) in absehbarer Zeit keine Option zum Kauf von gebrauchten Anlagen für Entwicklungsländer. Darüber hinaus ist es kaum möglich eine geeignete Anlage zu finden, da dabei schon vorausgesetzt sein müsste, dass das gesamte Projekt durchgeplant und auf die entsprechende Anlage ausgelegt ist (MERZ 2007). Weiter muss die unklare technische Qualität und Eignung der gebrauchten Anlage auf die veränderten klimatischen Bedingungen hin überprüft werden. Viele ältere Anlagen haben höhere Anforderungen an die Netzverträglichkeit und sind daher weniger geeignet für schwache Netze (FRIES 2007).
Insgesamt muss der Betrieb der Anlage für die Dauer des Projektes gewährleistet sein, dazu zählt vor allem die Verfügbarkeit von Ersatzteilen und das nötige Know-how um die Anlage warten und reparieren zu können. Dies könnte jedoch durch sorgfältige Auswahl der Anlage und durchzuführende Schulungen von lokalem Personal abgedeckt werden.
Ein anderer Aspekt der gegen den verstärkten Einsatz von gebrauchten Anlagen spricht ist der, dass in jüngerer Zeit vermehrt Wettbewerber auf den Markt treten und mit neuen Produkten gezielt versuchen die Nachfrage in Entwicklungs- und Schwellenländern mit geringem Netzniveau zu bedienen. Der Einsatz gebrauchter Anlagen könnte diese Entwicklung behindern.
Schlussbetrachtung
In den vorherigen Abschnitten wurden neben den Zielen, die mit Repowering verbunden sind, auch die gesetzlichen Grundlagen in der Bundesrepublik Deutschland näher erläutert, welche ausschlaggebend für die weitere Entwicklung des Repowering sein werden. Von den gesetzlichen Anreizsystemen wird es abhängen, wann und wie viele gebrauchte Anlagen zukünftig zu Verfügung stehen werden. Dabei wird es auf die veränderte Nachfrage der osteuropäischen Staaten hin zu Neuanlagen ankommen, inwiefern sich wirtschaftlich rentable Projekte mit gebrauchten Anlagen für den Einsatz in Entwicklungs- und Schwellenländern ergeben. Der Trend zu Neuanlagen könnte durch gesetzliche Festlegungen, wie es beispielsweise mit dem Verbot von Projekten mit gebrauchten Anlagen in Tschechien der Fall ist (LANGE 2007), auch in anderen osteuropäischen Staaten in naher Zukunft einsetzen. Dies würde die Verfügbarkeit von gebrauchten Anlagen für Projekte in Entwicklungs- und Schwellenländern verbessern.
Als Grundvoraussetzung lässt sich tendenziell festhalten, dass bei der Auswahl der Anlage auf die technische Verfügbarkeit sowie das Vorhandensein von Ersatzteilen im Besonderen Maße geachtet werden muss. Bei hohen mittleren Windgeschwindigkeiten können Projekte mit gebrauchten WEA wirtschaftlich sinnvoller sein, da geringere Anfangsinvestitionen auch bei kürzerer Projektdauer noch dazu führen, das Projekt rentabler zu gestalten. Des Weiteren wird die Investitionsschwelle durch das minimierte Risiko auf einem geringen Niveau gehalten.
Der Einsatz von gebrauchten WEA in Entwicklungs- und Schwellenländern kann nicht generell als positiv oder negativ beurteilt werden. Der wichtigste Aspekt ist der, dass bei jedem einzelnen Vorhaben geprüft werden muss, inwiefern der Einsatz einer gebrauchten Anlage als geeignet angesehen werden kann. Auch im Falle der Nicht-Verfügbarkeit von Neuanlagen muss das geplante Vorhaben genauestens geprüft werden. Wenn Erstprojekte in Entwicklungs- und Schwellenländern fehlschlagen, kann dies zu einem Imageschaden der Windindustrie sowie der gesamten Technologie führen. Es ist somit Sorgfalt und Weitsicht geboten, um die Umsetzung der Windenergie in Entwicklungs- und Schwellenländern nachhaltig zu gestalten.
Further Information
References
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- ↑ Content from: GTZ/Koch 2007: Vorstudie. „Einsatz von Windenergieanlagen aus Repowering in Entwicklungs- und Schwellenländern“. Anfertigung im Rahmen eines Praktikums im TERNA - Windenergieprogramm der Deutschen Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH. Eschborn
