Repowering

Repowering als „Königsweg“ für die Windenergie in der Post-EEG-Phase

Was ist Repowering? Was bringt Repowering an Vorteilen und Nachteilen für die Betreiber von Windenergie-Anlagen? Warum gilt Repowering als „Königsweg“ in der Post-EEG-Phase? Diese und andere Fragen beantworten wir Ihnen hier.
 
Was ist Repowering? (Definition)
Hierzulande beschreibt man mit dem englischen Begriff „Repowering“ (auf Deutsch: „das Wiedereinschalten“, „die Wiedereinschaltung“) einen kompletten Austausch alter Windenergie-Anlagen gegen neue, modernere und leistungsfähigere.
 
Was sind Windenergie-Anlagen? (Definition)
Eine Windenergie-Anlage (WEA), auch Windkraft-Anlage (WKA) genannt, erzeugt erneuerbaren Strom. Dazu wandelt sie die erneuerbare Energie (Bewegungs-Energie) des Windes in elektrische Energie (Elektrizität) um und speist diese in ein Stromnetz ein, an das sie angeschlossen ist. Alternativ und eher umgangssprachlich gängig sind die Bezeichnungen „Windkraftwerk“ und „Windrad“.
Solche Windkraftanlagen gelten derzeit als die wichtigste Möglichkeit, der energetischen Verwertung von Windenergie. Meist sind sie als dreiblättrige Auftriebsläufer mit horizontaler Achse und Rotor auf der Luvseite ausgelegt. Zwischen dem Rotor und dem Generator kann ein zu einer höheren Drehzahl übersetzendes Zahnradgetriebe sitzen. Das gemeinsame Maschinengehäuse (die sogenannte Gondel) ist auf einem rohrförmigen Turm montiert. Sie wird dank eines kleinen Elektromotors mitsamt dem Rotor der Windrichtung nachgeführt.
Windkraftanlagen stehen
an Land (onshore)
und im Küstenbereich der Meere (offshore).
Eine Gruppe von Windkraftanlagen nennt man auch Windpark.
 
Was ist die Post-EEG-Phase? (Definition)
Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie werden nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) staatlich gefördert. Diese EEG-Förderung findet unter anderem in Form einer Vergütung für den von der Windenergie-Anlage ins Stromnetz eingespeisten erneuerbaren Strom statt (sogenannte Einspeisevergütung). Die Höhe und die Dauer, in der Regel 20 Jahre, der gesetzlichen Förderung werden mit Aufnahme des Anlagenbetriebs festgelegt und garantiert (sogenannte Garantievergütung).
Läuft die Förderung für die Anlage aus, beginnt die sogenannte Post-EEG-Phase, also die Zeit der Nichtförderung (Förderende).
Seit dem Beginn des Jahres 2021 ist dies für die ersten Erzeugungsanlagen der Fall: Für sie hat die Post-EEG-Phase begonnen. Deren Betreiber haben für diese neue Phase unterschiedliche Optionen, die wir Ihnen in unserem Beitrag zu Post-EEG-Strategien ausführlich vorstellen. Das Repowering ist eine davon.

Welche Vorteile und Nachteile bringt das Repowering den Betreibern von WEA?

Branchenexperten wie Carsten Hoch, der als Projektleiter Repowering bei der MVV-Tochter juwi arbeitet, sagte im aktuellen juwi-Kundenmagazin: Wo es möglich sei, sei das Repowern der Altanlagen der Königsweg.
Was ist ein Königsweg? (Begriffserklärung)
Dazu muss man wissen, dass mit dem Ausdruck „Königsweg“ ein „kurzer, leicht begehbarer Weg“ als Alternative zum üblichen, langen gemeint ist.
Repowering bringe höheren Stromertrag bei weniger Anlagen
Ihm zufolge ließen sich viele alte Windenergie-Anlagen im Zuge von Repowering mit wenigen, moderneren und leistungsstärkeren ersetzen. Die würden demnach ein Vielfaches an Stromertrag liefern. Hoch spricht von durchschnittlich dem Fünffachen des Ertrags der alten WEA, das nach dem Repowering erreichbar sei.
Repowering heißt, etablierte Windanlagen-Standorte weiterhin zu nutzen
Doch nicht nur der deutlich höhere Stromertrag sei ein Vorteil des Repowering: Wesentlich sei laut Hoch auch, dass bereits etablierte Windanlagen-Standorte weiterhin genutzt werden könnten.
Repowering bringt Chance auf neue Vergütungsphase
Damit ein Weiterbetreiber für seine repowerte WEA auch für weitere 20 Jahre eine Garantievergütung bekomme, müsse sich das Projekt nach Genehmigungserhalt zunächst in einem gesetzlich festgelegten Bieterverfahren der Bundesnetzagentur durchsetzen. Und auch das sagt der Experte deutlich: Man müsse sich im Klaren darüber sein, dass die neue Vergütung nicht das ursprüngliche Niveau der ersten Förderphase erreiche.
Mit Blick auf die derzeitige Lage gibt Carsten Hoch folgende Einschätzung: Repowering erfolge noch mit angezogener Handbremse. Als Grund dafür führt der Experte insbesondere die Systematik des EEG-Ausschreibungsmodells an, das nicht mehr zwischen Greenfield-Vorhaben (auf Deutsch: „Grüne-Wiese-Projekt“, typisch dafür: Es gibt keinerlei Einschränkungen aufgrund vorheriger Nutzung des Standortes) und Repowering-Vorhaben unterscheide. Den Zuschlag erhalte das Projekt, das sich am besten rechne. Hoch zufolge sei das auch der Grund dafür, dass viele Anlagenbetreiber ihre Bestandsanlagen so lange wie möglich weiterlaufen ließen. Einen nächsten großen Schub erwarte Hoch nach dem laufenden Jahr 2021. Daher sei es seiner Meinung nach wichtig, jetzt zu prüfen, wie es mit den Projekten in der Post-EEG-Phase weitergehe.
Demnach sollten Anlagenbetreiber berücksichtigen, dass Repowering-Projekte ähnlich lange Planungszeiten wie Greenfield-Projekten hätten. Diese beziffert Carsten Hoch auf mindestens drei Jahre, eher sogar auf vier bis fünf Jahre. Aus diesem Grunde sei es von großer Bedeutung, so erklärt Hoch weiter, dass Anlagenbetreiber schon vorab prüften, was sie mit ihren Projekten in der Post-EEG-Phase machen wollen.
Wer zum Repowering bereit sei, müsse zudem wissen, dass dies nicht überall möglich sei. Als Beispiel führt der Experte eine Anlage der „ersten Stunde“ auf dem Kloppberg in Rheinhessen an. Dort stehe ihm zufolge ein Nordex-Generator auf einem Gittermast-Turm mit 78 Meter Nabenhöhe. Der Rotordurchmesser betrage 43 Meter. Die Windenergie-Anlage sei Ende der 1990er Jahre aufgestellt worden und komme auf eine Leistung von 600 Kilowatt (kW). Zwischen der WEA und der nächstgelegenen Siedlung lägen nur einige hundert Meter – der Grund, warum sich die alte WEA nicht mit einer modernen Anlage der sogenannten Fünf-Megawatt-Klasse repowern lasse.
 
Warum machen Abstandsregeln Repowering vielerorts einen Strich durch die Rechnung? 
Viele Bundesländer hätten laut Aussage von Carsten Hoch in der aktuellen Ausgabe der juwi-Kundenzeitschrift bereits pauschale Abstandsregelungen von WEA zur nächsten Wohnbebauung eingeführt. Das trüge dazu bei, dass Projektvorhaben sich schnell nicht mehrrechnen würden.
Der Experte beziffert die Zahl der wegen der Abstandsregeln wegfallenden potentiellen WEA-Standorte der ersten Generation auf „mehr als die Hälfte“.
Weitere Standortkonflikte und ihre Ursachen
Hinzu kämen ihm zufolge dann noch die üblichen Konflikte, die eine Projektplanung mit sich bringen könne. Dazu zählten Probleme mit
dem Wetterradar,
der Flugsicherung
und mit dem Artenschutz.
Auch diese würden die Zahl windhöffiger (Die Windhöffigkeit quantifiziert das Windaufkommen eines Standorts hinsichtlich seiner Eignung zum Errichten und Betreiben einer wirtschaftlich lohnenden WEA.) Standorte mindern, erklärt Hoch zur derzeit geltenden emissionsschutzrechtlichen Genehmigungslage.

Wie lautet die Prognose für die Zahl an WEA, die nach und aus der EEG-Förderung fallen?
In Deutschland seien laut dem Bericht im juwi-Kundenmagazin rund 6.000 Anlagen mit gut 4.000 Megawatt (MW) Leistung vom Auslaufen der Einspeisevergütung. Bis zum Jahr 2025 würden demnach im Schnitt weitere 2.300 bis 2.400 MW installierte Leistung pro Jahr aus der Vergütung fallen.
 
Was tun, wenn Repowering nicht möglich ist? WEA weiterdrehen lassen!
Wo ein Repowering der alten WEA nicht möglich sei, bliebe dem Anlagenbetreiber deren Weiterbetrieb. Thomas Kretzschmar, der der Leiter Operations Wind beim juwi-Betriebsführungsunternehmen Operations & Maintenanceist, sagt dazu im juwi-Kundenmagazin, dass Windenergieanlagen prinzipiell so ausgelegt seien, dass sie mindestens 20 Jahre einwandfrei laufen würden. Rein technisch ließen sich die Anlagen in der Regel problemlos weiter betreiben. Kretzschmar weist aber darauf hin, dass diese Anlagen von unabhängigen technischen Sachverständigen gecheckt werden müssten. Geprüft würden die WEA ihm zufolge nach den Vorgaben des Deutschen Instituts für Bautechnik. Der etablierte globale Standard DNVGL-SE-0263 sei dabei die geltende Richtlinie für den Weiterbetrieb von Windenergie-Anlagen.
 
Was verursacht die höchsten Kosten bei Windenergieanlagen, die in ihre 20er kommen?
Laut dem Bericht im juwi-Kundenmagazin seien die Ausgaben für
die Wartung
und die Instandhaltung
der weiter betriebenen Anlage die größten Posten auf der Gesamtbetriebskostenabrechnung in der dritten Betriebsdekade derselben.
Rechnen müsse der Weiterbetreiber der Anlage demnach noch mit
Pachten und Nutzungsentgelten,
Kosten der technischen/kaufmännischen Betriebsführung,
Versicherungskosten,
Ausgaben zur Weiterbetriebsgenehmigung
sowie sonstige Kosten und einer Mindestrenditeerwartung, ohne die kein wirtschaftlicher Anreiz für den Weiterbetrieb bestünde.
Unterm Strich ergäbe sich laut Kretzschmar so für den lohnenden Weiterbetrieb der WEA ein Mindesteinnahmebedarf von drei bis fünf Cent je Kilowattstunde erneuerbarer Windstrom.
Und auch das sei zu berücksichtigen: Würden im weiteren Betriebsverlauf Schäden an den Großkomponenten der Anlage auftreten, ließen sich diese mit einer solchen Kostenkalkulation jedoch kaum refinanzieren, erklärt der Experte weiter. Kretzschmar zufolge seien dann die Stilllegung und der Rückbau der WEA logische Konsequenzen.
Betreiber von Windenergie-Anlagen hätten vor dem eben geschilderten Hintergrund zu Recht auch immer wieder Bedenken wegen der zu erwartenden Erlöse aus dem Stromverkauf an der Börse. Lägen diese unterhalb der EEG-Vergütung, steigere sich das wirtschaftliche Risiko der Weiterbetreiber von WEA. Thomas Kretzschmar führt aus, dass zu hohe Betriebskosten oder ein Großkomponentenschaden dann schnell zum wirtschaftlichen Totalausfall führen könnten.
Er erklärt weiter, dass insbesondere der Weiterbetrieb ohne EEG-Vergütung mit zunehmendem Anlagenalter Großteils nur auf begrenzte Zeit wirtschaftlich prognostizierbar sei. Vor allem sei an Schwachwindstandorten zu prüfen, ob sich ein Anschlussbetrieb wirtschaftlich rechne.
 
Wie kann Direktvermarktung von Windstrom über professionelle Stromhändler Risiken senken?
Zum wirtschaftlich lohnenden Weiterbetrieb alter Anlagen und auch, um sich nicht den Preisschwankungen an der Strombörse auszusetzen, raten die Experten zur Direktvermarktung über einen erfahrenen Stromhändler. Was Direktvermarktung ist und wie sie funktioniert, das erklären wir Ihnen in unserem Beitrag „XXXXXXXXXXX“ ausführlich. Deshalb hier nur stark zusammengefasst:
Zur Direktvermarktung verhandeln und vereinbaren der Anlagenbetreiber und der Direktvermarkter für einen bestimmten Zeitraum einen Preis pro Kilowattstunde Windstrom direkt. Die Stromvermarktung übernimmt dann der Direktvermarkter. Sie orientiert sich
entweder am Börsenstrompreis
oder am Garantiepreis.
Ergänzend hinzu komme eine Beteiligung an den Mehrerlösen. Mitunter würden auch Kombilösungen angeboten, bei denen eine Anlagenwartung zu einem Fixpreis und ein optimiertes Asset-Management-System im Paket steckten.
Fazit
Zusammengefasst habe der Beginn der Post-EEG-Phase Betreibern von Windenergie-Anlagen neue Geschäftsmodelle – vom Repowering über die Direktvermarktung bis hin zu Lösungen ganz auf Business-to-Business-Basis – und damit auch Bewegung in die Stromerzeugung- und Stromvermarktung gebracht. Sowohl der
direkte Verkauf,
als auch die direkte Beschaffung
sowie der Handel von Strom aus erneuerbaren Energien im Rahmen von Power Purchase Agreements (PPA) – dazu lesen Si ein unserem Beitrag „XXXXXXXXXXXX“ mehr –
hätten zu Recht Hoffnung geweckt, dass sich der Betrieb von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie auch ohne die EEG-Förderung lohne.

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