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Die Energiefrage

 
 
     
 

Dr. BjÖrn Peters

Die Energiefrage - #49
Offshore-Windenergie ohne EEG-Förderung?

Im April 2017 ließen die Ergebnisse der EEG-Ausschreibungen für Offshore-Windenergie aufhorchen. Zwei Projektierer gewannen die Ausschreibungen mit einem Angebotspreis von Null. Wir rechnen nach, wie realistisch es ist, dass diese Anbieter Gewinne erwirtschaften können.

In Kolumne Nr. 41 ("Windige Zeiten für die Windkraftbranche") rechneten wir vor, dass in den Jahresstunden, in denen Windstrom im Überfluss vorhanden ist, die Börsenpreise für Strom deutlich niedriger waren als im Durchschnitt, und dass es diesen Effekt stärker geben wird bei weiterem Ausbau von Wind- und Solarenergie. Mehrere Leser fragten, wie es dann sein könne, dass im Frühjahr 2017 gleich zwei Projektierer für Offshore-Windenergieanlagen ("OWEA") ohne Förderung aus EEG-Subventionen die Ausschreibungen gewinnen konnten, obwohl die Börsenpreise derzeit sehr niedrig und manchmal sogar negativ sind. Ein EEG-Einspeisetarif von Null heißt ja, dass die Projektierer für ihre bis zu 1.380 MW großen Anlagen davon überzeugt sind, dass der Abverkauf der produzierten Strommengen über die Strombörsen und in der Direktvermarktung hinreichend große Erlöse generiert, um Gewinne zu erwirtschaften. Dies ist eine interessante Frage, der wir heute nachgehen wollen.

Die Ausschreibungen bezogen sich auf das Jahr 2025. Bis dahin werden sich noch einige Gegebenheiten im Markt und in der Technik verändert haben. Zum einen darf man erwarten, dass die Investitions- und Betriebskosten für Strom aus OWEA noch deutlich zurückgehen werden, im Gleichklang mit der Lernkurve für diese Technologie. Zum anderen erwarten die meisten Analysten, dass die Börsenstrompreise bis 2025 deutlich steigen werden – zumindest im Mittel. Werden die Preissteigerungen ausreichen, um auch die gesunkenen Kosten der künftigen OWEA zu decken? Vielleicht kommt es darauf gar nicht an, doch der Reihe nach.

Die spezifischen Investitionskosten von OWEA werden sinken, weil künftig höhere und größere Anlagen gebaut werden als heute. Die neuen Anlagen werden wie ihre Schwestern an Land immer höher gebaut und immer größere Rotoren tragen, die über 8 MW an Leistung erreichen werden. Um 500 MW an OWEA zu bauen, werden dann nicht mehr ca. 100 Anlagen benötigt wie heute, sondern nur noch 50-60. Weil weniger Rotoren, Generatoren und Netzanschlüsse benötigt werden, werden die neuen OWEA pro MW an Leistung weniger kosten als heutige Anlagen. Kostensenkungspotentiale wird es auch bei allen anderen Komponenten und den Bauleistungen geben. Zusätzlich ergeben sich Skaleneffekte, weil gleichzeitig mehrere hundert der OWEA bestellt und geliefert werden sollen.

Ähnliches gilt für die Betriebskosten. Die beiden Projektierer, die den Null-Zuschlag erhielten, betreiben bereits heute OWEA. Die Betriebskosten für Wartungsmannschaften, Schiffe, Netzanbindung usw. werden aber bei einer Verdoppelung der Anzahl der bewirtschafteten Anlagen nicht um den Faktor zwei steigen, sondern weniger stark, und es sind weniger Anlagen pro 500 MW zu warten als bislang. Es gibt also auch hier Skaleneffekte, die kostensenkend zu Buche schlagen werden.

Insgesamt erwarten die Projektierer also deutliche Kosteneinsparungspotentiale sowohl für Investition als auch für Betriebsführung. Ich rechne damit, dass die Projektierer mit etwa 50 Euro je Megawattstunde an Gesamtkosten kalkulieren. In diese Rechnung fließt allerdings eine weitere wichtige Größe ein: die Anzahl von Betriebsstunden pro Jahr. Denn sowohl Kapitalkosten als auch Betriebskosten sind weitgehend unabhängig von den Jahresmengen an produziertem Strom. Die Kosten legen sich daher auf alle produzierten Megawattstunden um. Kalkuliert man mit zu hoher Jahresproduktion, dann können die Produktionskosten unterschätzt werden.

Das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) rechnet perspektivisch (bis 2030) mit über 4.100 Volllaststunden auf Basis höherer Türme, größerer Rotoren und kleinerer Auslegungsleistungen, die schwache Winde besser ausnutzen(1) . Heutzutage erreichen die Offshore-Windparks in der Summe Vollaststunden in schlechten Jahren unter 3.000 h/a und nur in extrem guten Jahren werden 4.000 h/a überschritten(2). Die Berechnungen des IWES beruhen aber auf unzureichenden Daten. IWES verwendet lediglich ein einziges Wetterjahr (2011), von dem es behauptet, es sei "typisch". Eine solche Herangehensweise ist angesichts der starken Schwankungen in der Windenergieerzeugung unzulässig. Seriöser wäre die Simulation auf Basis vieljähriger Wetterreihen; dies ist eine kaufmännisch gebotene Herangehensweise, die sich bis zur Windkraftbranche offensichtlich noch nicht herumgesprochen hat(3). Zwei weitere Annahmen überschätzen potentiell das Potential der OWEA. Die Simulationen der Winderträge erfolgte für einzelnstehende OWEA. Tatsächlich werden OWEA aber in Windparks mit vielen Anlagen gebaut, die sich gegenseitig beschatten. Und die Wirbelschleppen von großen Windparks reichen viele Kilometer weit, in ungünstigen Situationen bis zum benachbarten Windpark, der dann auch an Leistung einbüßt. Der Windertrag sinkt dadurch erfahrungsgemäß um etwas mehr als zehn Prozent. Zuletzt werden von OWEA künftig auch Regelleistungen abverlangt werden müssen. Das heißt, dass die OWEA-Betreiber ihre Anlagen nur bei z.B. 90 Prozent der Kapazität fahren können, damit sie die abgegebene Leistung bei Bedarf schnell hochfahren können.

Insgesamt halte ich nur 3.000-3.200 Volllaststunden im langjährigen Mittel für erzielbar, gerade wenn Offshore-Windenergie stärker ausgebaut wird und Verantwortung für das Stromproduktionssystem übernehmen muss. Mit wieviel Volllaststunden die beiden Projektierer mit ihren Null-EEG-Angeboten gerechnet haben, wurde nicht bekannt. Man darf hoffen, dass sie nicht zu optimistisch kalkuliert haben, andernfalls könnten die realen Erzeugungskosten des Stroms aus OWEA auf 60 oder gar 70 EUR/MWh steigen.

Wie sieht es aber mit der Einnahmeseite aus, werden die Einnahmen aus Stromverkauf ausreichen? Wie wir in Kolumne Nr. 4 ("Niedriger Strompreis – Fluch oder Segen?") ausgeführt haben, ist die derzeitige Situation an den Strombörsen unhaltbar. Für elektrische Energie wird an den Börsen so wenig bezahlt (damals ca. 30 EUR/MWh), dass heutzutage niemand es verantworten kann, in neue subventionsfreie, regelbare Kraftwerke zu investieren, auch wenn die Börsenstrompreise zuletzt etwas gestiegen sind. Dadurch bildet sich ein Investitionsrückstau in der Stromversorgungsbranche, gleichzeitig leistet sich Deutschland den Ausstieg aus der Kernenergie. Zusätzlich werden viele Kohle- und Gaskraftwerke bei den niedrigen Strompreisen "auf Verschleiß" gefahren, es wird also zu wenig in den Erhalt der Kraftwerke investiert werden, so dass sie früher ihr technisches Lebensende erreichen. Wenn das Angebot aus regelbaren Kraftwerken schrumpft, vielleicht sogar politisch gewollt durch einen zusätzlichen Kohleausstieg, so werden die Börsenstrompreise bis Mitte der 2020er-Jahre wieder ansteigen. Da es lange dauert, bis neue Kraftwerke geplant, gebaut und ans Netz angeschlossen sind, darf man damit rechnen, dass hohe Strompreise diesmal relativ lange verbleiben können, bis zum Ende der 2030er-Jahre.

Dies ist allerdings eine Mittelwert-Betrachtung. Tatsächlich werden die Börsenstrompreise desto stärker schwanken, je mehr an Wind- und Solarkraftwerken (WSK) hinzugebaut werden. In den etwa zehn Prozent der Jahresstunden mit flächendeckend sehr guter Stromproduktion aus WSK fallen etwa 25 Prozent der Winderträge an. Zu diesen Zeiten werden die Börsenstrompreise um Null sein und damit den OWEA-Betreibern keine Erträge erwirtschaften. In einem weiteren Viertel der Jahresstunden mit sehr geringer Stromproduktion aus WSK werden die Börsenpreise sehr hoch sein, also über 100 EUR/MWh, nur werden die Betreiber von OWEA mangels Wind hier kaum oder gar nicht produzieren können. Dazwischen liegen die Jahresstunden, in denen WSK nur wenig Strom einspeisen und der Börsenwert von Strom um den Mittelwert von dann wahrscheinlich rund 60-80 EUR/MWh schwankt. Nur in diesen Zeiten können die OWEA-Betreiber Erträge erwirtschaften. Ob sie damit auf ihre Kosten kommen, halte ich insgesamt für zweifelhaft. Mir scheint, dass die Projektierer auf Basis von Durchschnittspreisen kalkuliert haben, ihnen aber langjährige Wetterdaten für die Simulation der Einsatzbedingungen ihrer Kraftwerke fehlen.

Dennoch muss dies keine schlechte Nachricht für die Projektierer sein, was zunächst verblüffen mag. Denn der Gewinn der Ausschreibung berechtigt die Anbieter, Offshore-Windparks zu bauen, verpflichtet sie aber nicht. Der Gewinn der Ausschreibung ist also nichts anderes als eine Option, eine Möglichkeit. Ändern sich die Marktbedingungen nicht in der Richtung wie erhofft, müssten die Projektierer ihre erheblichen Planungskosten abschreiben, ein größerer Verlust könnte aber vermieden werden.

Für die politische Diskussion um das EEG war der Ausgang der Ausschreibungen aber ein starkes Ausrufungszeichen. Es bestärkte die politischen Kräfte, die ein baldiges Entlassen der subventionierten Umgebungsenergien in den Markt für möglich halten. Damit wurde klar, dass es für das EEG keine weitere Existenzberechtigung gibt. Es gehört schnellstmöglich abgeschafft.

(1) Fraunhofer IWES 2017, Energiewirtschaftliche Bedeutung der Offshore-Windenergie für die Energiewende

(2) Quelle: Eigene Berechnungen auf Basis der von den Netzbetreibern veröffentlichten Daten.

(3) Im Wasserkraftanlagenbau wird beispielsweise mit kaufmännischer Vorsicht gerechnet: Mit mehrjährigen Daten definiert man ein P50-Level, also ein Ertrag, der in mindestens 50 Prozent der Jahre überschritten wird. Dieser wird als Referenzertrag verwendet, nicht ein einziges, zufällig ausgewähltes Jahr! Zur Sicherheit wird auch ein P90-Level bestimmt, also ein Jahresertrag, der in 90 Prozent der Jahre überschritten wird; dieser definiert den Mindestertrag, der notwendig ist zur Deckung aller finanziellen Verpflichtungen. Zusätzliche finanzielle Puffer werden üblicherweise vorgesehen zur Überbrückung noch schlechterer Ertragsjahre.

29. Januar 2018

Dr. Björn Peters

Peters beschäftigt sich seit vielen Jahren mit dem Energiesektor in Zeiten der Energiewende unter wissenschaftlichen, volks- und betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten. Er ist Inhaber der Unternehmens- und Politikberatung Peters Coll.