Andreas Pick

ein Beitrag zur Tagung:

Aus der Schöpfung leben – Erneuerbare Energien nutzen

20.07.2013 – im Kloster Beuron

http://downloads.akademie-rs.de/migration/130720_pick_windstromerzeugung.pdf

Aktuelle Entwicklung in der

regionalen

Windstromerzeugung

Energie

braucht Impulse

Aus der Schöpfung leben – Erneuerbare Energien nutzen

Aktuelle Entwicklungen in der regionalen

Windstromerzeugung

Andreas Pick, Leiter Projektentwicklung Windkraft

EnBW Erneuerbare Energien

2 I

Inhaltsübersicht

2

1. Windkraft-Aktivitäten der EnBW

2. Wirtschaftlichkeit regionaler Projekte

3. Bereitstellung von Flächen

4. Beteiligung an Windparks

EnBW Windpark Haupersweiler

Windkraft in Baden-Württemberg

Geschäftsmodell und Kompetenzen

4 I

Akquirieren Planen/

Projektieren

Bauen/

Realisieren Betreiben

Beteiligungs-

modelle

Rund 60 Mitarbeiter vom Betriebswirt bis zum Meteorologen und

vom Bauingenieur bis zum Wirtschaftsjuristen arbeiten entlang der

Wertschöpfungskette im Bereich Windkraft onshore…

Windkraft in Baden-Württemberg

Projektbeispiele:

100 WEA/170 MW im Bereich Wind Onshore in Betrieb.

5 I

Windkraft in Baden-Württemberg

Projektbeispiele:

Als Projektentwickler Onshore bundesweit aktiv…

6 I

Windkraft in Baden-Württemberg

Projektbeispiele:

… Baden-Württemberg als ein wesentlicher Fokus.

7 I

› EnBW betreibt heute in Baden-

Württemberg bereits an 7 Standorten

insgesamt 17 WEA mit einer

Gesamtleistung von 26 MW (inkl.

Beteiligungen)

› Seit 2009 Eigenprojektentwicklung in

Baden-Württemberg verstärkt

› Derzeit ca. 170 Projektansätze mit

insgesamt bis zu 500 WEA in

Prüfung/Verhandlung, davon 22

Standorte gesichert und in Entwicklung

› Ziel: EnBW wird mit ihren Partnern zu

einer bestimmenden Kraft in der

Entwicklung, Realisierung und dem

Betrieb von Windparks in Baden-

Württemberg

EnBW Windpark Buchholz

Energieerzeugung einer

Windenergieanlage

Mittlere

Windgeschwindigkeit

Generatorleistung

Rotordurchmesser

Nabenhöhe

Elektrische Verluste

Auflagen der

Genehmigungsbehörden

Ausgewählte Einflussfaktoren

Windertrag als Treiber der Wirtschaftlichkeit

Technische

Verfügbarkeit

Schall und Schatten

Parkwirkungsgrad

Weibull-Verteilung

Leistungskennlinie

Luftdichte

Einspeisemanagement

Avifaunistische

Einschränkungen

Orographie

Rauhigkeit

Standortfaktoren

Anlagenkonfiguration Rahmenbedingungen

9 I

10 10 I

Windpotential in Deutschland

Mittlere Wind-

geschwindigkeit im

südlichen Drittel

Deutschlands

deutlich schwächer

11

Nabenhöhe:

120 m

Nabenhöhe:

140 m

TÜV Süd

Windpotential Baden-Württemberg vs. Rheinland-Pfalz

Alpro

12 12

Höhe

Windgeschwindigkeit

H1

H2

Binnenstandort

Küstenstandort

Höhe

Windgeschwindigkeit

Grundprinzip Vergleich: Küste/Binnenland

Vergleich der Höhenwindprofile an einem

Küsten- und einem Binnenstandort.

KommJahresprogramm RZ Rheinhausen, 13.03.2012

WEA-Typ Starkwind Schwachwind

Rotordurchmesser und –fläche 71 m (3.959 m2) 117 m (10.751 m2)

Nabenhöhe 100 m 140 m

Beispiele: Enercon E70 Nordex N117

Ertrag bei 6m Wind in 140 m Höhe*: 4.326 MWh 9.452 MWh (+118%)

Investkosten pro MW Leistung: 1,1 Mio. € 1,7 Mio. € (+54%)

Schwachwind-WEA

Starkwind-WEA

13 I

Anlagenkonfiguration: technische Weiterentwicklung für

Binnenstandorte

*P50 brutto, frei angeströmt

14

Standortfaktoren:

Vom Brutto- zum Nettoertragswert

Bruttoertragswert*: 4.900

P70-Wert: 4.750

./. technische Verf. 143

./. Wartungszeiten 47

./. Betriebsbeschränk. 0

./. Vereisungszeiten 60

= 4.500

./. elektr. Verluste 90

Nettoertragswert 4.410

* muss Parkwirkungsgrad

bereits enthalten.

15 I

Kosten

Erlös

durchschnittliche Windgeschwindigkeit

- Kapitaldienst

- Betriebs- und Unterhalts- kosten

- Rückbaukosten

- Pachten

- Stromerzeugung

- EEG-, Marktvergütung

€

Wirtschaftlichkeit in Abhängigkeit von

(Wind-)Ertrag und Kosten (schematisch)

Verlust

Ertrag Typische Standortsituation

in Baden-Württemberg

Ertrag pro MWh:

Wirtschaftlichkeit nach Windpotential (Beispiel: EEG 2012 IBN 2014)

60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

Re

nd

ite

(IR

R)

in A

bh

ängi

gke

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om

Win

dp

ote

nti

al

Standort-Windhöfigkeit (i. v.H. vom Referenzertrag)

16 I

Überförderung

in Norddeutschland

Unterförderung

in Süddeutschland

Windenergieanlage

Straßen- und Wegebau

Gründung und Fundament

Netz- und Datenanbindung

Projektentwicklung

Unvorhergesehenes

Sonstiges

5% -

8%

Windenergie-

anlagen:

75%

Sonstiges

: 1%-2%

Unvorher.

3%

5% -

10%

Gründung:

1%-6%

Wegebau:

3%-5%

Abhängig unter anderem von:

Standort der WEA (Windverhältnisse, Erreichbarkeit, Wetterbedingungen)

Anlagenhersteller, WEA-Typ, Turmhöhe und Verteilung zw. Kaufpreis und

Wartungskomponenten

Entfernung Netzanschluss / Qualität der vorhandenen Infrastruktur

Zeitrahmen den Entwicklung und Umfang des Planungsaufwands

Bodenbeschaffenheit

Aktuelle Marktlage für Projektentwicklung, Komponenten und Rohstoffe

Investitionskosten:

Aufteilung der Kostenposition

17 I

18

Grundstückskosten:

Kaum beeinflussbar, da vertraglich mit langer

Laufzeit festgelegt.

Wartung und Instandhaltung:

Außerhalb von Vollwartungskonzepten durch

Betriebsführung beeinflussbar.

Versicherungen:

Durch Portfolioeffekte und gute Schadensquoten

bedingt durch Betriebsführung beeinflussbar.

Strombezug aus EVU-Netz:

Eventuelles Einsparpotential durch Anbieter-

wechsel.

Sonstige Kosten:

Enthält Kosten für Telefonanschluss, Beiträge zu

Verbänden etc; begrenztes Kostensenkungs-

potential.

Geschäftsführung und Steuern:

Bei Geschäftsführung begrenztes Kosten-

senkungspotential durch standardisiertes

Berichtswesen etc.

Quelle: BWE

Betriebskosten:

Aufteilung der Kostenposition

19 I EnBW Windpark Schulenburg

Kriterien für einen geeigneten Windenergiestandort

› Windhöffigkeit: mind. 6,0 - 6,5 m/s auf Nabenhöhe (i.d.R. 140 m)

› Genehmigungsfähigkeit

› Entfernung zu Wohnbebauung

› Umwelt- und Naturschutz, Landschaftsschutz

› Bauplanungsrechtliche Zulässigkeit

› Entfernung zu einem geeigneten Netzeinspeisepunkt

› Zuwegung und Baugrundverhältnisse

› Telekommunikation (Richtfunkstrecken) und Luftverkehr (Radar,

Tiefflugkorridore)

› Regionale Unterstützung und Akzeptanz

20

21 21

Welche Flächen sind zu sichern?

Zu sichern sind zunächst alle privaten Flächen, die

im Rahmen des geplanten Vorhabens in Anspruch

genommen werden sollen. Dabei handelt es sich

insbesondere um

1. die Fläche für das Fundament inklusive

baurechtlicher Abstandsflächen,

2. die Kranstellfläche, die auch für spätere

Instandsetzungsarbeiten verbleiben soll,

3. Flächen, auf denen Nebenanlagen wie

Trafo- oder Übergabestationen errichtet

werden sollen,

4. temporär während der Bauphase genutzte

Rangier-, Montage- oder Lagerflächen,

5. Flächen für den Wegeneubau oder –ausbau

über privatem Grund, insb. Kurvenradien,

6. Flächen unter denen elektrische Kabel

verlegt werden sollen und

7. Flächen, auf denen ökologische Ausgleichs-

maßnahmen umgesetzt werden sollen.

22 22

Flächenpachtmodell - Beispiel

Gesamtpacht: 6% der Stromerlöse aus drei 2 MW-

WEA: 87.300 €.

Aufteilung: 30% (26.190 €) der Gesamtpacht auf die

Standorte und 70% (61.110 €) der Gesamtpacht auf

die Fläche (qm) innerhalb des Plangebiets:

pro Standort: 26.190 € / 3 WEA = 8.730 €/WEA

Pro qm: 61.110 € / 360.000 qm = 0,17 €/qm

Eigentümer:

A: 2 Standorte, 180.000 qm 48.060 €

B: 1 Standort, 45.000 qm 16.060 €

C: 0 Standorte, 45.000 qm 7.650 €

D: 0 Standorte, 90.000 qm 15.300 €

23 23

Inhalt und Regelungen eines Nutzungsvertrages

Hinsichtlich der Laufzeit von Nutzungsverträgen ist die Besonderheit, dass die eigentliche Betriebs-zeit

der WEA als Nutzungsdauer des Grundstückes nur einen Teil der Vertragslaufzeit ausmacht.

Eine Vergütung für die Flächennutzung wird in Standardfällen nur während der Betriebszeit der WEA

als Ertragsbeteiligung gezahlt. Aufgrund der Flächenkonkurrenz werden zunehmend Reservierungs-

vergütungen während der Entwicklungsdauer gezahlt.

EnBW Windpark Haupersweiler

EnBW Windpark Berghülen

25 I

Projekt-

gesellschaft

(PG)

100 %

Projekt-

rechte

› Nach Identifikation eines Projektes:

› EnBW gründet eine Projektgesellschaft, in der

während der Projektentwicklung alle

Projektrechte eingebracht werden

› EnBW schließt mit strategischen Partnern

einen Kooperationsvertrag, der insbesondere

folgende Sachverhalte regelt

› EnBW trägt das Projektentwicklungs-

risiko, bis zur Baureife

› Vergütung von Leistungen der Partner

durch EnBW

› Regelungen über Beteiligungsoption an

der Projektgesellschaft nach Erreichen

der Baureife

› Frühzeitige Einbindung der Partner und Berück-

sichtigung der kommunalen Interessen vor Ort

› Ziel: Bündelung der Erfolgsfaktoren (i) lokale Präsenz

und Vernetzung und (ii) zentrales Know-How und

Erfahrung in der Windkraft-Projektentwicklung.

Strategische

Partner

Kooperationsvertrag

Kooperationsmodelle -

Projektentwicklungsphase

Strategische

Partner

26 I

Projekt-

gesellschaft

(PG)

X%

Kooperationsmodelle -

Projektrealisierungsphase

Y%

Windpark

› Bei Baureife der jeweiligen Projekte entscheiden EnBW

und Partner über Ausübung der Beteiligungsoption

› EnBW als langfristiger Mitinvestor und Betreiber

investiert zusammen mit strategischen Partnern,

z.B. Kommunen, Stadtwerken etc.

› Weitere Beteiligungsoptionen können lokalen

Investoren, z.B. Bürgerenergiegenossenschaften

eingeräumt werden

› Eine alternative Beteiligungsoption für die Bürger

kann über ein partiarisches Darlehen der

Projektgesellschaft angeboten werden

› Definition des Kaufpreises sichert Transparenz

› Vordefinition der Betriebsführungsleistungen und

Vergütung

› EnBW finanziert sich über Unternehmensfinanzierungen,

d.h. eine Projektfinanzierung ist nicht notwendig, um den

Bau beginnen zu können

› EnBW bleibt je nach Konstellation mit mind. 50% oder mit

mind. 25,1% der Investitionssumme beteiligt und bleibt

damit langfristig als Projektpartner im Projekt verankert.

› Interessenkonflikte zwischen Projektierer und Investor

sind damit ausgeschlossen

Lokale Investoren

(Beteiligung an

Gesellschaft)

Z%

Bürgerbeteiligung

(partialisches

Darlehen)

27 I 27 I

Investor

Betreiber

27

Bürger-

Energiegenossenschaft

Beteiligungs-

darlehen

Bürger

produktionsabhängige

Verzinsung

Stromeinspeisung

Windpark

Projektgesellschaft

Netzbetreiber

Bürgerbeteiligungsmodell –

Sichere Variante für kleinere Beteiligungssummen

› Vorteile gegenüber Kommanditbeteiligung:

› Kleine Mindesbeteiligungssumme

› Mindestverzinsung statt Verlustrisiko

› Bau unabhängig von

Beteiligungssumme

› höhere Flexibilität für Ausstieg

› BEG als lokales Forum

28 I

Kooperation zwischen EnBW und einer Verbandsgemeinde

Beteiligungsmöglichkeiten an der Betreibergesellschaft

Vorkaufsrechtsvertrag

über bis zu 49% bei Baureife

Projektentwicklungs-

gesellschaft

Regionale Dachgesellschaft

Institution

Gemeinde

Bürgerenergie-

genossenschaft

Stadtwerk

Bürgerenergiegenossenschaft

(Bürger-Beteiligungsmodell)

Darlehensvertrag Verzinsung

Verpachtung der

Grundstücke

Zwei Alternativen

für Bürger-

beteiligung!

min. 51%

Energie

braucht Impulse

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

http://downloads.akademie-rs.de/migration/130720_pick_windstromerzeugung.pdf

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