Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen an - karl

Die wirtschaftliche Nutzung der Windenergie an Binnenstandorten –
Analyse verschiedener Quellen hinsichtlich der Rentabilität mit Hilfe
der Kapitalwertmethode
Projektarbeit im Studiengang Wirtschaftsingenieurwesen Maschinenbau
Benjamin Pauli
10023067
1
Inhaltsverzeichnis
1. EINLEITUNG....................................................................................................................... 6
2. SCHÄTZUNG DER KOSTEN EINER WINDENERGIEANLAGE .............................. 7
2.1 KOSTENGLIEDERUNG ......................................................................................................... 8
2.2 KOSTENINFORMATIONEN UNTERSCHIEDLICHER QUELLEN ............................................... 12
2.3 FAZIT ............................................................................................................................... 13
3. KAPITALWERTBERECHNUNG ................................................................................... 14
3.1 INVESTITIONSSUMME ....................................................................................................... 14
3.2 EINZAHLUNGEN ............................................................................................................... 15
3.3 AUSZAHLUNGEN .............................................................................................................. 16
3.3.1 Pachtzahlungen ....................................................................................................... 17
3.3.2 Wartungs- und Reparaturkosten.............................................................................. 18
3.3.3 Versicherungen ........................................................................................................ 19
3.3.4 Kosten für die Betriebs- und Geschäftsführung ...................................................... 20
3.3.5 Fazit zu den jährlichen Auszahlungen ..................................................................... 20
3.4 KALKULATIONSZINSSATZ ................................................................................................ 21
3.5 ZEITRAUM ....................................................................................................................... 22
3.6 BERECHNUNG .................................................................................................................. 22
4. FAZIT .................................................................................................................................. 27
5. LITERATURVERZEICHNIS .......................................................................................... 29
2
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1 – Schematischer Aufbau einer WEA
- 9–
Abbildung 2 - Verteilung der Herstellkosten auf die Hauptkomponenten einer Windkraftanlage in Standardbauweise mit Getriebe
- 10 –
Abbildung 3 – Kapitalwertverlauf Enercon mit einem kalkulatorischen Zinssatz von 6% - 24 –
Abbildung 4 – Kapitalwertverlauf GE mit einem kalkulatorischen Zinssatz von 6%
- 25 –
Abbildung 5 – Vollaststunden bei neutralem Kapitalwert unter Annahme verschiedener
Zinssätze
- 26 –
Abbildung 6 – Renditen europäischer Staatsanleihen (10 Y)
3
- 26 –
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1 – Kostenschätzungen verschiedener Institutionen
- 12 –
Tabelle 2 – Betriebskosten
- 21 –
Tabelle 3 – Daten für die Kapitalwertberechnung
- 22 –
Tabelle 4 – Ausgangsdaten Kalkulationszinssatz 6%
- 23 –
Tabelle 5 – Ausgangsdaten Kalkulationszinssatz 5,5%
- 23 –
Tabelle 6 – Ausgangsdaten Kalkulationszinssatz 6% GE 2.5
- 23 –
Tabelle 7 – Ausgangsdaten Kalkulationszinssatz 5,5% GE 2.5
- 24 –
4
Abkürzungsverzeichnis
DENA
Deutsche Energie-Agentur
EEG
Erneuerbare Energien Gesetz
EinsMan
Einspeisemanagement
EWEA
European Wind Energy Association
INK
Investitionsnebenkosten
IRENA
International renewable energy agency
kWh
Kilowattstunde
MW
Megawatt
SDL
Systemdienstleistung
WEA
Windenergieanlage
5
1. Einleitung
Der Beschluss der Bundesregierung zum Atomausstieg bis 2022 und der sofortigen Abschaltung von 8 Kernkraftwerken führte dazu, dass die Energiewende, die Umsetzung der nachhaltigen Energieversorgung aus erneuerbaren Energien, zusätzliche Schubkraft bekam.
Die Gewinnung von Elektrizität aus Windkraft hat mit 7,3% unter den erneuerbaren Energien
den größten Anteil an der Bruttostromerzeugung in Deutschland. 1 Aus diesem Grund ist es
von Interesse zu hinterfragen, zu welchen Kosten der Strom erzeugt werden kann und inwieweit die in der Literatur genannten Angaben der Realität entsprechen. Windenergieanlagen
sind besonders von ihrem Standort und den dort gegebenen Windverhältnissen abhängig und
müssen strenggenommen individuell von Fall zu Fall betrachtet werden.
Die vorliegende Arbeit beschäftigt sich mit der wirtschaftlichen Nutzung der Windenergie zur
Stromerzeugung im Binnenland. Dabei sollen die Kosten die zur Errichtung und zum Betrieb
einer Anlage anfallen, aufgeschlüsselt und mit angegebenen Zahlen von Unternehmen und
Magazinen, sowie Institutionen verglichen und interpretiert werden. Ziel ist es, eine Aussage
darüber zu treffen, inwiefern eine generelle Angabe zur Wirtschaftlichkeit überhaupt möglich
ist.
Zur Analyse wird die Kapitalwertmethode angewendet, um die Kapitalentwicklung über die
Lebensdauer einer Anlage zu vergleichen. Hier werden Beispielanlagen ausgewählt, die mit
ihrer Leistung und Bauart dem aktuellen Stand der neu hinzugebauten Windenergieanlagen
entsprechen.
1
BDEW (2013): Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken (2013). URL:
http://www.bdew.de/internet.nsf/id/17DF3FA36BF264EBC1257B0A003EE8B8/$file/Energieinfo_EE-und-dasEEG-Januar-2013.pdf [Stand: 11.09.2013].
6
Ebenfalls werden die Unsicherheiten, die mit dem Betrieb in Verbindung stehen, näher betrachtet und in die Analyse mit einfließen. Außerdem wird die besondere Rolle der Pachtkosten erläutert.
2. Schätzung der Kosten einer Windenergieanlage
Die Kosten einer Windenergieanlage lassen sich auf verschiedene Weisen gliedern. Zuerst sei
erwähnt, dass die Kosten vorzugsweise auf die angegebene Nennleistung der Anlage heruntergerechnet werden, sprich es werden die anfallenden Investitionssummen pro kW, respektive pro MW angegeben. 2 Diese Angabe erleichtert den Vergleich mit konventionellen Kraftwerken, welche fossile Brennstoffe zur Energieerzeugung verwenden. Bei diesen Anlagen
werden die Bau- und Betriebskosten auf die Nennleistung umgelegt. 3 Dies ist legitim, da ein
Energieträger (Gas oder Kohle) kontrolliert zugeführt und mit einem gleichbleibenden Ertrag
verwertet wird. Der Ertrag von Windenergieanlagen unterliegt Schwankungen, die sich aus
der Verfügbarkeit vom Wind und den Eigenschaften der Anlage ergeben. 4 Eine Windenergieanlage kann nur Strom erzeugen, wenn der Faktor Wind in einer bestimmten Stärke vorhanden ist. Die Firma Enercon gibt an, dass mit ihrem Modell E70 E4 erst ab einer Windgeschwindigkeit von 15m/s die Nennleistung von 2,3MW erreicht wird. 5 Die Nennleistung sagt
noch nichts über den Ertrag einer Anlage aus, da die Windgeschwindigkeit nie konstant den
gleichen Wert über eine Periode aufweist. Daher ist es besser, die produzierte Energie, die im
Laufe einer Periode erzeugt wird, auf die Investitionskosten umzulegen. Der Kennwert „Investitionskosten pro erzeugte Kilowattstunde im Jahr“ (€/ kW a) eignet sich deshalb zur Charakterisierung eines konkreten Anwendungsprojektes.“ 6
Weiter muss die Leistungsklasse der Windenergieanlage festgelegt werden. Neugebaute Anlagen hatten 2012 in Nordrhein-Westfalen eine durchschnittliche Nennleistung von 2053 kW,
einen durchschnittlichen Rotordurchmesser von 80,1 m und eine durchschnittliche Nabenhöhe
2
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) (2013): Thema Energie. Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen.
http://www.thema-energie.de/energie-erzeugen/erneuerbare-energien/windenergie/grundlagen/wirtschaftlichkeitvon-windenergieanlagen.html [Stand: 11.09.2013].
3
Vgl. Hau 2008, S. 799
4
Ebd., S. 800
5
Enercon GmbH (2013): Enercon Produktübersicht
http://www.enercon.de/p/downloads/ENERCON_Produkt_de_web_072013.pdf [Stand 11.09.2013]
6
Hau 2008, S. 800
7
von 101,8m. 7 Somit beziehen sich die weiteren getroffenen Annahmen auf Windenergieanlagen die einer Leistung von 2-3MW entsprechen. Diese Angabe bezieht sich auf die Nennleistung der Anlage.
2.1 Kostengliederung
Die Kosten einer Windenergieanlage lassen sich nach zwei Oberpunkten gliedern. Dies sind
zum einen die Investitionskosten, die im direkten Zusammenhang mit den für die Anlage anfallenden Kosten stehen und die Investitionsnebenkosten, die nicht direkt für die Anlage anfallen, jedoch unabdingbar für die Errichtung einer Windenergieanlage sind.
Die Investitionskosten sind wie bereits erwähnt, die Kosten für die Anlage selbst. Diese lassen sich in die einzelnen Komponenten der Anlage unterteilen. 8
Zu den Komponenten einer Anlage gehören:
•
Rotorblatt
•
Rotornabe mit Blatteinstellmechanismus
•
Rotorwelle und Lagerung
•
Getriebe
•
Rotorbremse
•
Generator
•
Elektrische Schaltanlagen und das Regelungssystem
•
Maschinenhaus
•
Windrichtungsnachführung
•
Leistungskabel
7
Deutsche WindGuard GmbH (2013): Status des Windenergieausbaus in Deutschland
http://www.windguard.de/fileadmin/media/pdfs/UEber_Uns/Statistik_Ausbau_Windenergie/Gesamtjahr_2012/F
act_Sheet_Statistik_WE_2012-12-31.pdf [Stand 11.09.2013]
8
Vgl. Hau 2008, S. 71
8
•
Turm
•
Elektrischer Anschluss (Transformator)
Abbildung 1 Schematischer Aufbau einer WEA 9
Am schematischen Aufbau einer WEA (Abb.1) lässt sich bereits erkennen, dass die einzelnen
Komponenten aus unterschiedlichen Industriezweigen kommen Die Rotorblätter, welche zum
Beispiel aus glasfaserverstärktem Kunststoff hergestellt werden unterscheiden sich vom Turm
der beispielsweise aus Stahl gefertigt wird. Da in den einzelnen Komponenten unterschiedliche Werkstoffe verarbeitet werden, ist das Spektrum an benötigten Rohstoffen groß.
9
Quelle: Hau 2008, S. 71
9
.
Abbildung 2 Verteilung der Herstellkosten auf die Hauptkomponenten einer Windkraftanlage
in Standardbauweise mit Getriebe 10
„Die Verteilung der Herstellkosten auf die Einzelkomponenten macht deutlich, dass es offensichtlich nicht die Komponente gibt, welche die Kosten einer Windkraftanlage dominiert
(Bild 19.9).“ 11
Die Investitionsnebenkosten lassen sich in die Bereiche der Fundamentkosten, Planungskosten, Erschließungskosten, Netzanbindungskosten und sonstige Kosten unterteilen. 12
Die Fundamentkosten werden im Wesentlichen von der Größe der Anlage und den örtlichen
Gegebenheiten des Bodens beeinflusst. 13 Ebenfalls werden die Kosten von den Tiefbauunternehmen der Region und deren Konkurrenzsituation zueinander bestimmt, wobei die Kosten
mit zunehmender Erfahrung der Unternehmen sinken. 14
10
Quelle: Hau 2008, S. 816
Hau 2008, S. 815
12
Vgl. A. Wallasch/Rehfeldt/J. Wallasch 2011, S.71f
13
Vgl. Hau 2008, S.828
14
Ebd., S. 828
11
10
Erschließungskosten sind eng verknüpft mit den Kosten für ein Fundament. Die Zuwegung zu
der Anlage gehört hierzu, ebenso wie die Bodenbefestigung, um Baufahrzeuge und schweres
Gerät zur Installation der Windenergieanlage aufnehmen zu können. 15
Planungskosten fallen im Vorfeld für den Bau einer Windenergieanlage an. Das sind beispielsweise Baugenehmigungen, Boden- und Windgutachten und Umweltverträglichkeitsprüfungen. 16
Die Netzanbindung wird von zwei Faktoren beeinflusst, die Entfernung zum Verknüpfungspunkt und dem örtlichen Spannungsniveau des Netzes. 17 Schnittstelle, bis zu dem die Kosten
von dem Windkraftanlagenbetreiber bezahlt werden müssen, ist in der Regel die Eigentumsgrenze. 18
15
Vgl. Hau 2008, S.829
Ebd., S.828
17
Ebd., S.829
18
Ebd.
16
11
2.2 Kosteninformationen unterschiedlicher Quellen
Die folgende Tabelle zeigt auf, mit welchen Werten unterschiedliche Quellen die Kosten der
Anlage und die Nebenkosten beziffern.
Windkraftanlagen
Quelle
DENA
EWEA
Twele und Gasch
Energielandschaft.de
IRENA
LK
2,5MW
2MW
1,5MW
2MW
2MW
Gesamtkosten 3125 T€
2456 T€
1745 T€
2340 T€
2652-3822 T€
Anlagekosten 2500 T€
1856 T€
1432 T€
1800 T€
1724-3210 T€
INK
526 T€
313 T€
540 T€
451-1529 T€
625 T€
Tabelle 1 Kostenschätzungen verschiedener Institutionen 19
Hier zeigt sich bereits, dass es zwischen den unterschiedlichen Organisationen und Unternehmen deutliche Unterschiede gibt. Dies liegt zum Teil an den betrachteten Leistungsklassen, den verschiedenen Standorten und an den unterschiedlichen Betrachtungszeitpunkten.
Die international renewable energy agency (irena) bezieht ihre Angaben auf durschnittliche
Werte in Industriestaaten. 20 Im Gegensatz dazu beziehen sich die Autoren R. Gasch und J.
Twele mit ihrer Kalkulation auf ein konkretes Projektvorhaben aus dem Jahr 2009. 21 Die Angaben der European Wind Energy Association (EWEA) basieren auf Daten des Jahres 2006,
19
Vgl. Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) (2013): Thema Energie. Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen. http://www.thema-energie.de/energie-erzeugen/erneuerbareenergien/windenergie/grundlagen/wirtschaftlichkeit-von-windenergieanlagen.html [Stand: 11.09.2013]; EWEA:
Cost and investment-structures http://www.wind-energy-the-facts.org/fr/part-3-economics-of-windpower/chapter-1-cost-of-on-land-wind-power/cost-and-investment-structures/ [Stand: 11.09.2013]
; Gasch, R.; Twele, J. (2011): Windkraftanlagen: Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb, S. 523; Energielandschaft Morbach o. J. : Informationen zur Technologie
http://www.energielandschaft.de/energie/windkraft/technologie-allgemein/ [Stand: 11.09.2013]
; International Renewable Energy Agency (2012): Renewable energy technologies:C Cost analysis series. Wind
Power http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/RE_Technologies_Cost_AnalysisWIND_POWER.pdf [Stand: 11.09.2013]
20
Vgl. http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/RE_Technologies_Cost_AnalysisWIND_POWER.pdf S.18 Tabelle 4.1
21
Vgl. R. Gasch, J. Twele 2011 S.523
12
also vor der Finanz- und Wirtschaftskrise. 22 Die deutsche Energie Agentur, dena, bezieht ihre
Werte auf eine Anlage mit einer Nennleistung von 2,5 MW. Dies entspricht der durchschnittlichen Anlagengröße für Onshore-Windenergieanlagen im Jahr 2012. 23
Gestützt werden die Angaben der Anlagenkosten auch durch das wissenschaftliche Begleitgutachten zum EEG-Erfahrungsbericht, wo die spezifischen Investitionskosten, in der Leistungsklasse von 2-2,9MW und einer Nabenhöhe zwischen 100 und kleiner 120 Meter, mit
circa 1100€/kW angegeben werden. 24
2.3 Fazit
Die Gesamtkosten die für eine Windenergieanlage anfallen, sind, wie oben beschrieben, von
vielen Faktoren abhängig. Eine individuelle Berechnung für ein konkretes Projekt ist daher
notwendig. Das wissenschaftliche Begleitgutachten zum EEG-Gesetz gibt einen statistischen
Wert von 1100€/kW als spezifische Investitionskosten an, mit denen man eine grobe Vorgabe
erhält. Vor allem die Investitionsnebenkosten können von Projekt zu Projekt stark schwanken.
Die örtlichen Gegebenheiten sind hier ein entscheidender Faktor. Der Fundamentbau und die
Erschließung des Geländes können sich auf Kuppen der Mittelgebirgszüge, die beispielsweise
als geeignete Flächen ausgewiesen wurden, als schwierig erweisen. Der Netzanschluss ist ein
weiterer Faktor, der jedes Mal beachtet werden muss, da die örtliche Netzsituation weitere
Kosten verursachen kann.
22
Vgl. http://www.wind-energy-the-facts.org/fr/part-3-economics-of-wind-power/chapter-1-cost-of-on-landwind-power/cost-and-investment-structures/
23
Deutsche Windguard GmbH (2013): Status des Windenergieausbaus in Deutschland
http://www.windguard.de/fileadmin/media/pdfs/UEber_Uns/Statistik_Ausbau_Windenergie/Gesamtjahr_2012/F
act_Sheet_Statistik_WE_2012-12-31.pdf [Stand 11.09.2013]
24
A Wallasch/K. Rehfeldt/J. Wallasch (2011): Vorbereitung und Begleitung der Erstellung
des Erfahrungsberichtes 2011
gemäß § 65 EEG http://www.bmu.de/fileadmin/bmuimport/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_eb_2011_windenergie_bf.pdf [Stand 11.09.2013]
13
3. Kapitalwertberechnung
Die Kapitalwertmethode, oder auch Present Value genannt, ist ein dynamisches Investitionsrechenverfahren, das bei der Entscheidung für eine Investition helfen soll. 25Der Kapitalwert
vergleicht die Summe der Barwerte der Ein- und Auszahlungen zum investierten Kapital im
Zeitpunkt 0. 26 Er gibt den Vermögenszuwachs an, der erzielt wird nach Tilgung der Anschaffungsauszahlung unter dem Kalkulationszinssatz. 27
Für die Kapitalwertberechnung sind im Vorfeld einige Parameter zu bestimmen. Dazu gehört
die Investitionssumme, die Ein- und Auszahlungen, die Dauer der Betrachtung und der Kalkulationszinssatz.
3.1 Investitionssumme
Die Investitionssumme wird von den unterschiedlichen Quellen genannt (siehe Tab.1), die
Ein- und Auszahlungen hängen von der produzierten Menge Strom ab, die eine Anlage während eines Jahres erzeugt. An durchschnittlichen Onshore-Standorten in Deutschland wurden
zwischen 2006-2011 jährlich 1500-1800 Volllaststunden erreicht. 28 Eine Volllaststunde ist die
Zeit, die eine Anlage unter Nennleistung in einem Jahr läuft, um die von ihr erzeugte Menge
Strom zu produzieren. 29 Eine Enercon E-82E2 mit einer Nennleistung von 2,3MW produziert
unter der Annahme von 1500 Volllaststunden, 3450000 kWh Strom im Jahr.
25
Burgfeld-Schächer 2009, S. 55
Ebd. S.56
27
Ebd.
28
Kost u. a. (2012): Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien
http://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/veroeffentlichungen-pdf-dateien/studien-undkonzeptpapiere/studie-stromgestehungskosten-erneuerbare-energien.pdf [Stand 11.09.2013]
29
Wikipedia. o. J:Volllaststunde http://de.wikipedia.org/wiki/Volllaststunde [Stand: 11.09.2013]
26
14
3.2 Einzahlungen
Die produzierte Menge Strom beeinflusst im besonderen Maße die Einzahlungen, die erzielt
werden. Die Höhe der Einspeisevergütung richtet sich nach einem Referenzertrag, der von der
Fördergesellschaft Windenergie für jedes Windkraftmodell, zur Verfügung gestellt wird. Die
oben genannte Beispielanlage, hat eine Rotorkreisfläche von 5281m2, eine Nennleistung von
2,3MW, eine Nabenhöhe von 108m und eine Referenzmenge von 31432470kWh in 5 Jahren 30 (Die ausgewählte Anlage entspricht mit ihren Daten dem Durchschnitt der Anlagen die
2012 neu gebaut wurden). 31
Nach §29 Absatz 1 EEG-Gesetz, beträgt die Einspeisevergütung für Windenergieanlagen 4,87
Cent/kWh. 32 Diese Grundvergütung wird ergänzt durch §29 Absatz 2 EEG-Gesetz, die besagt, dass in den ersten fünf Jahren der Inbetriebnahme eine Anfangsvergütung von 8,93
Cent/kWh gezahlt wird. Außerdem wird ein Bonus von 0,48 Cent/kWh gewährt, wenn die
Anlage vor dem 1. Januar 2015 in Betrieb genommen wurde und die Anforderungen des Systemdienstleistungsbonus erfüllt. Dieser Bonus, auch SDL-Bonus genannt, dient dazu die steigenden Anforderungen an die Stromnetze zu erfüllen, die durch den steigenden Anteil an
Windenergieanlagen auftreten. 33 Ziel ist es die Sicherheit und Stabilität der Stromnetze zu
garantieren und die technische Weiterentwicklung auf diesem Gebiet zu verbessern. 34 Die
Anfangsvergütung wird verlängert, wenn die Ertragsmenge 150% der Referenzmenge unterschreitet.
Die
Verlängerung
in
Monaten,
𝑉𝑒𝑟𝑙ä𝑛𝑔𝑒𝑟𝑢𝑛𝑔 𝑑𝑒𝑟 𝐴𝑛𝑓𝑎𝑛𝑔𝑠𝑣𝑒𝑟𝑔ü𝑡𝑢𝑛𝑔 =
(
150% 𝑑𝑒𝑟 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑚𝑒𝑛𝑔𝑒−𝐽𝑎ℎ𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑡𝑟𝑎𝑔 𝑖𝑛 % 𝑣𝑜𝑚 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑒𝑟𝑡𝑟𝑎𝑔
0,75%
einer jährlichen Degression von 1,5%-Punkten. 36
30
errechnet
sich
aus:
) ∗ 2. 35Die Vergütung unterliegt
FGW Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien (2013): Veröffentlichung der Referenzerträge http://www.wind-fgw.de/pdf/Ref_ENERCON.pdf [Stand: 11.09.2013]
31
Deutsche WindGuard GmbH (2013): Status des Windenergieausbaus in Deutschland
http://www.windguard.de/fileadmin/media/pdfs/UEber_Uns/Statistik_Ausbau_Windenergie/Gesamtjahr_2012/F
act_Sheet_Statistik_WE_2012-12-31.pdf [Stand 11.09.2013]
32
§29 Absatz 1 EEG-Gesetz
33
O. V. (2009): Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen
http://www.bdew.de/internet.nsf/id/A82388C30FB7138BC125786B004ADBFB/$file/sdl_windv.pdf [Stand:
11.09.2013]
34
ebd.
35
§29 Absatz 2 EEG-Gesetz
36
§20 Absatz 2 Ziffer 7b EEG-Gesetz
15
Wieder unter der Annahme der oben genannten Werte produziert die Anlage des Marktführers
für Windenergieanlagen in Deutschland mit 1800Volllaststunden, 4140000kWh Strom in einem Jahr. Die Referenzmenge beträgt 6286494kWh pro Jahr. Daraus ergibt sich eine verlängerte Anfangsvergütung von 224,37 Monaten. Mit den 5 Jahren der erhöhten Anfangsvergütung ab Inbetriebnahme, wird über die komplette Lebensdauer der Anlage eine erhöhte Vergütung gezahlt. Der Wert beläuft sich von 9,41 Cent/kWh im ersten Jahr und sinkt mit der
Zeit auf 7,06 Cent/kWh im 20. Jahr.
3.3 Auszahlungen
Die Auszahlungen sind die Kosten, die während des Betriebs anfallen. Hier sind zu nennen:
•
Pachtzahlungen
•
Wartungskosten
•
Reparaturkosten
•
Versicherungen
•
Kosten für kaufmännische Betriebsführung
•
Kosten für technische Betriebsführung
•
Kosten für Geschäftsführung
•
Bildung von Rücklagen für den Anlagenrückbau
•
Sonstige Kosten 37
37
A Wallasch/K. Rehfeldt/J. Wallasch (2011): Vorbereitung und Begleitung der Erstellung
des Erfahrungsberichtes 2011
gemäß § 65 EEG http://www.bmu.de/fileadmin/bmuimport/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_eb_2011_windenergie_bf.pdf [Stand 11.09.2013]
16
3.3.1 Pachtzahlungen
Für die Errichtung von Windenergieanlagen werden in der Regel für die benötigten Flächen
Pachtzahlungen fällig. 38 Diese Zahlungen können auf unterschiedliche Weise erfolgen. Möglich ist es eine monatliche Pacht zu vereinbaren, die über die komplette Laufzeit der Windenergieanlage an den Grundstückseigentümer gezahlt wird. 39 Außerdem kann der Betreiber
das Grundstück kaufen. Dies ist aber nur dann sinnvoll, wenn der Käufer bereits eine weitere,
zweite Nutzung des Grundstücks als Einnahmequelle einplant. 40 Beide Varianten geben dem
Grundstückseigentümer hohe Planungssicherheit, da die zu zahlenden Beträge festgelegt sind.
Die wahrscheinlich gängigste Methode ist die Vereinbarung einer variablen Pacht, die sich an
den Erlösen aus der Stromerzeugung orientiert. 41 „Üblich sind zum Beispiel 5% von den jährlichen Stromerlösen.“ 42 Dies ist der Stand vom Jahr 2006. 43 „Meistens wird der Prozentsatz in
den ersten (meist 12) Einspeisejahren wegen der Finanzierung niedriger sein und dann bis
zum Pachtende um 2%-Punkte ansteigen.“ 44
Aktuell können Grundstückseigentümer Erlöse zwischen 20000€-50000€ erzielen, abhängig
von der Qualität des Standortes. 45 Andere Quellen berichten von bis zu 90000€ an windreichen Standorten in Norddeutschland. 46 Hier werden Anteile von bis zu 12 Prozentpunkten an
den Stromerträgen verlangt. Ein durchschnittlicher Standort in Deutschland mit einer Stromproduktion von 6 Millionen kWh pro Jahr bringt eine Pacht von 60000€. 47
Die Pachtforderungen sind in den letzten Jahren kontinuierlich gestiegen. 48 Grund dafür sind
die wenigen geeigneten Flächen für die Errichtung einer Windenergieanlage. 49 Nutznießer
38
Vgl. Hau 2008, S. 840
Blumsolar (2013): Pachtmodelle bei Windkraftnutzung
http://www.blumsolar.de/content3.php?linkid3=11&linkbez=Windkraft&linkid2=51&nr=&resnr=&we_id=
[Stand: 11.09.2013]
40
Vgl. Hau 2008, S.841
41
Ebd.
42
Hau 2008, S.841
43
Vgl. Hau 2008, S.841
44
Henties, Amelung (2011):Windpacht: Geldsegen mit Tücken In: Top Agrar 10/2011, S.43
45
N. Fichtner (2012): Reich werden die anderen http://www.zeit.de/2012/51/Windenergie-Kosten
[Stand:11.09.2013]
46
(2013): Windbranche kämpft mit hohen Landpachten
http://www.handelsblatt.com/unternehmen/industrie/erneuerbare-energien-windbranche-kaempft-mit-hohenlandpachten/8064224.html [Stand 11.09.2013]
47
Ebd.
48
Vgl. Hau 2008, S.840
49
Handelsblatt GmbH (2013): Windbranche kämpft mit hohen Landpachten
http://www.handelsblatt.com/unternehmen/industrie/erneuerbare-energien-windbranche-kaempft-mit-hohenlandpachten/8064224.html [Stand 11.09.2013]
39
17
sind Landwirte, denen das Land gehört. 50 Eine einzelne Anlage benötigt für ihr Fundament
und Stellfläche nur rund 2000m2. 51 Aus diesem Grund ist es die logische Konsequenz für den
Grundstücksbesitzer, bei geeigneter Standortqualität, die Verpachtung an einen Windenergieanlagenbetreiber vorzuziehen. Denn für die Verpachtung eines Hektars Ackerland, bekommt
ein Landwirt nicht mehr als ein paar Hundert Euro im Jahr. 52 Die EU-Flächenprämie von
359€ je Hektar pro Jahr 53 hat bei Beträgen von mindestens 20000€ im Jahr, auf einem Fünftel
der Fläche, kaum Bedeutung.
3.3.2 Wartungs- und Reparaturkosten
Die Wartungs- und Reparaturkosten waren lange Zeit einer der größten Unsicherheitsfaktoren
in Bezug auf die Wirtschaftlichkeitsberechnungen einer Windenergieanlage. 54 Dies war auf
die noch junge Technologie zurückzuführen. 55 Das Auftreten von mindestens einem „schweren Schaden“ pro Jahr ist von 50% im Jahr 1979, bereits auf 5% im Jahr 1984 gesunken. 56
Heutzutage verfügen die Windenergieanlagenhersteller über viele Erfahrungswerte, die die
Wahrscheinlichkeit für das Auftreten von schwerwiegenden Störungen minimieren. 57 Die
Wartungs- und Reparaturkosten betragen pro Jahr ca. 10000-15000 € 58. Diese Angaben beziehen sich auf Werte aus dem Jahr 2006 für Anlagen mit einer Nennleistung von 1,5MW. Es
ist davon auszugehen, dass diese Kosten, auf Grund der Zeitspanne weiter gesunken sind.
Viele Hersteller bieten den Betreibern Wartungs- und Gewährleistungsverträge an, welche
unterschiedliche Leistungsumfänge umfassen können. 59 Es gibt auch sogenannte „Vollservice-Verträge“ für Anlagenbetreiber. 60 Beispielsweise bietet der Marktführer in Deutschland,
50
N. Fichtner (2012): Reich werden die anderen http://www.zeit.de/2012/51/Windenergie-Kosten
[Stand:11.09.2013]
51
Vgl. Henties, Amelung (2011):Windpacht: Geldsegen mit Tücken In: Top Agrar 10/2011, S.43
52
N. Fichtner (2012): Reich werden die anderen http://www.zeit.de/2012/51/Windenergie-Kosten
[Stand:11.09.2013]
53
Deutscher Bauernverband (2013): 4.3 Gemeinsame Agrarpolitik (GAP) – „Erste Säule“
http://www.bauernverband.de/43-gemeinsame-agrarpolitik-gap-erste-saeule [Stand 11.09.2013]
54
Vgl Hau, 2008 S.837
55
Ebd.
56
Vgl Hau, 2008, S.838
57
Ebd.
58
Hau, S. 839
59
Vgl. Hau 2008, S.838
60
Ebd., S.839
18
Enercon, das „Partnerkonzept“ an. „Von der Wartung über Sicherheitsleistungen bis hin zur
Instandhaltung und Reparatur sind alle Eventualitäten über nur einen einzigen Vertrag abgesichert.“ 61 Dies hat zur Folge, dass Versicherungen eingespart werden können. 62 Dieser Vertrag
hat eine Laufzeit von 15 Jahren und kann einen Anschlussvertrag für die Betriebsjahre 15-20
enthalten. 63 Die Kosten für einen solchen Vollservicevertrag betragen 1-1,5Cent/kWh. 64
3.3.3 Versicherungen
Versicherungen dienen dazu, im Fall eines Schadens für die Kosten aufzukommen und den
Betreiber abzusichern. 65 Zu nennen sind die Haftpflichtversicherung, die Maschinenversicherung, die für Kosten aufkommt die durch größere Reparaturen entstehen und unter eine Betriebsunterbrechungsversicherung, die für Stillstand der Anlage aufkommt, die nicht geplant
sind. 66
Haftpflichtversicherungen kosten 100-150€ pro Jahr für eine mittelgroße Anlage und fallen
somit nicht ins Gewicht. 67 Für größere Anlagen werden die Kosten nicht sonderlich höher
ausfallen, da eine Haftpflichtversicherung für Schadensersatzansprüche Dritter aufkommt und
die Anlagengröße nicht der entscheidende Faktor dafür ist.
Maschinenversicherungen kosten jährlich circa 0,5% der Anlagenkosten, was ca. 12500€ entspricht. 68 Hier sind die Kosten relativ hoch, da Reparaturen kostenintensiv sind. Betriebsunterbrechungsversicherungen verursachen jährliche Kosten von 0,05% der Anlagenkosten. 69
61
Enercon GmbH (2013): Enercon Partnerkonzept (EPK) http://www.enercon.de/de-de/partnerkonzept.htm
[Stand 11.09.2013]
62
Vgl Hau 2008, S. 839
63
Enercon GmbH (2013): Enercon Partnerkonzept (EPK)
http://www.enercon.de/p/downloads/Enercon_EPK_2010_deu.pdf [Stand: 11.09.2013]
64
Hau 2008, S. 839
65
Vgl Hau 2008, S. 839
66
Ebd., S.840
67
Vgl. Hau 2008, S. 839
68
Ebd., S. 840
69
Ebd.
19
3.3.4 Kosten für die Betriebs- und Geschäftsführung
Die Kosten für die Betriebsführung und sonstige Kosten werden jeweils mit 1% der Anlagenkosten berechnet. Hier werden im ersten Fall hauptsächlich die Kosten für die Verwaltung
berechnet. 70 Im zweiten Fall sind es Kosten für Strom, der aus dem Netz entnommen wird,
um die Windenergieanlage und Nebeneinrichtungen mit Strom zu versorgen, da sie einen gewissen Bedarf haben. 71
3.3.5 Fazit zu den jährlichen Auszahlungen
Die jährlich zu entrichtenden Beträge lassen sich schwer angeben, da sie sehr individuell sind.
Aus diesem Grund werden bei den Berechnungen Durchschnittswerte aus dem wissenschaftlichen Begleitgutachten zum EEG genutzt.
Die Betriebskosten werden im wissenschaftlichen Begleitgutachten mit 2,19 Cent/kWh in den
ersten 10 Betriebsjahren und 2,49 Cent/kWh in den darauf folgenden 10 Jahren angegeben. 72
Abweichend von den Angaben des Begleitgutachtens sind in der folgenden Tabelle die prozentualen Werte für eine Anlage aufgeführt, die 2,5 Millionen € kostet und Stromeinnahmen
von 325000 € pro Jahr generiert.
70
Ebd.
Ebd., S. 841
72
A Wallasch/K. Rehfeldt/J. Wallasch (2011): Vorbereitung und Begleitung der Erstellung
des Erfahrungsberichtes 2011
gemäß § 65 EEG http://www.bmu.de/fileadmin/bmuimport/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_eb_2011_windenergie_bf.pdf [Stand 11.09.2013]
71
20
Ursache
Kosten
Pacht
16250€
Wartung und Reparatur
15000€
Versicherungen
13900€
Betriebsführung
25000€
Sonstige Kosten
25000€
Σ
95150€
Tabelle 2 Betriebskosten
Teilt man die Summe der einzelnen Punkte durch die Anzahl der erzeugten Kilowattstunden
pro Jahr, erhält man Betriebskosten von 2,76 Cent/kWh.
3.4 Kalkulationszinssatz
Der Kalkulationszinssatz ist die aus einem Marktzins und Risikogesichtspunkten abgeleitete
Mindestverzinsung, die aus Sicht des Investors mindestens erbracht werden muss. 73 Da sich
das Kapital im Regelfall in Eigen- und Fremdkapital aufteilt, wird der Kalkulationszinssatz
sich an den Zinsen der Mittelherkunft orientieren. 74 Die Mischfinanzierung, setzt sich aus
75% Fremdkapital und 25% Eigenkapital zusammen. 75 Zinssätze werden sich aus diesem
Grund eher an den Forderungen der Fremdkapitalgeber orientieren müssen, da sie ¾ der Mittel zur Verfügung stellen. Das wissenschaftliche Begleitgutachten zum EEG gibt eine Eigenkapitalverzinsung von 12% an einem 100%-Standort an und einen Fremdkapitalverzinsung
von 5,5%. 76 Unter Annahme dieser Angaben beträgt der Kalkulationszinssatz 7,125%. Er
errechnet sich nach folgender Formel zur Gesamtkapitalrendite: 𝑟𝐸𝐾 = 𝑟𝐺𝐾 + 𝑉 ∗ (𝑟𝐺𝐾 −
𝑟𝐹𝐾 )→ 𝑟𝐺𝐾 =
𝑟𝐸𝐾 +𝑉∗𝑟𝐹𝐾
1+𝑉
mit:
•
r GK = Gesamtkapitalzins
•
r EK = Eigenkapitalzins
73
Burgfeld-Schächer 2009, S. 49
Ebd., S.50
75
A Wallasch/K. Rehfeldt/J. Wallasch (2011): Vorbereitung und Begleitung der Erstellung
des Erfahrungsberichtes 2011
gemäß § 65 EEG http://www.bmu.de/fileadmin/bmuimport/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_eb_2011_windenergie_bf.pdf [Stand 11.09.2013]
76
Ebd.
74
21
•
r FK = Fremdkapitalzins
•
V= Verschuldungsgrad (Verhältnis von Fremdkapital zu Eigenkapital)
Zuerst wird ein Kalkulationszinssatz von 6% genutzt.
3.5 Zeitraum
Die Dauer der Betrachtung beträgt 20 Jahre. Dies ist die Nutzungsdauer von aktuellen Windenergieanlagen. 77
3.6 Berechnung
Der Kapitalwert lässt sich nach folgender Formel berechnen:
𝑇
𝐾0 = −𝐴0 + � 𝑍𝑡 ∗ (1 + 𝑖)−𝑡
𝑡=1
A 0 ist die Anschaffungsauszahlung, sprich die Investitionssumme die zu Beginn gezahlt wird.
Anlagentyp
2,3 MW Enercon E-82E2
Referenzertrag laut Gutachten
31432470 kWh in 5 Jahren
Volllaststunden
1500
Investitionskosten
3125000 €
Betriebskosten
2,19 Cent/kWh (Jahr 1-10); 2,49 Cent/kWh
(Jahr 11-20)
Kalkulationszinssatz i
6%
Betriebszeit
20 Jahre
Tabelle 3 Daten für die Kapitalwertberechnung
77
A Wallasch/K. Rehfeldt/J. Wallasch (2011): Vorbereitung und Begleitung der Erstellung
des Erfahrungsberichtes 2011
gemäß § 65 EEG http://www.bmu.de/fileadmin/bmuimport/files/pdfs/allgemein/application/pdf/eeg_eb_2011_windenergie_bf.pdf [Stand 11.09.2013]
22
Für den ersten angenommenen Fall beträgt der Kapitalwert K 0 =-703142,82€. Zu beachten ist
in jedem Fall noch der nicht miteinkalkulierte Liquidationserlös, den die Anlage am Ende der
Betriebszeit erzielt. Es lässt sich in diesem Beispiel jedoch festhalten, dass der Liquidationserlös circa 30% der Anlagenkosten betragen müsste um einen positiven Kapitalwert zu erzielen.
Dies scheint bei Betrachtung der Anlagenkomponenten die besonders kapitalintensiv sind
(Beispielsweise der Turm) unrealistisch, da eine weitere Nutzung nicht möglich ist.
Unter Annahme der gleichen Anlage mit verschiedenen Bedingungen
Volllaststunden
Kalkulationszinssatz
Kapitalwert in €
1500
6%
-703142,82
1800
6%
-218771,39
2000
6%
104142,91
Tabelle 4 Ausgangsdaten Kalkulationszinssatz 6%
Volllaststunden
Kalkulationszinssatz
Kapitalwert in €
1500
5,5%
-610657,41
1800
5,5%
-107788,89
2000
5,5%
227456,79
Tabelle 5 Ausgangsdaten Kalkulationszinssatz 5,5%
Nachfolgend werden die gleichen Berechnungen für den Anlagentyp GE 2.5 der Firma GE
Energy mit einer Nennleistung von 2,5MW durchgeführt.
Volllaststunden
Kalkulationszinssatz
Kapitalwert in €
1500
6%
-492546,54
1800
6%
33944,15
2000
6%
384937,94
Tabelle 6 Ausgangsdaten Kalkulationszinssatz 6% GE 2.5
Volllaststunden
Kalkulationszinssatz
Kapitalwert in €
1500
5,5%
-392018,92
1800
5,5%
154577,30
23
2000
5,5%
518974,77
Tabelle 7 Ausgangsdaten Kalkulationszinssatz 5,5% GE 2.5
Hier zeigt sich, dass ab 1800 Volllaststunden im Jahr der Kapitalwert positiv ist. Auch hier
werden Liquidationserlöse nicht beachtet.
Die folgende Grafik zeigt den Zusammenhang zwischen dem Kapitalwert und den Volllaststunden für eine Enercon E-82E2. Die erhöhte Anfangsvergütung wird über die gesamte Betriebszeit der Anlage gezahlt, sofern die Jahresproduktionsmenge 82,5% der Referenzmenge
nicht überschreitet. Dies ergibt sich aus der Tatsache, dass die erhöhte Anfangsvergütung 5
Jahre ab Inbetriebnahme gezahlt wird und um maximal 15Jahre verlängert werden darf. Dies
entspricht 180 Monaten. Laut der Formel für die Berechnung der verlängerten Anfangsvergütung,
𝑉𝑒𝑟𝑙ä𝑛𝑔𝑒𝑟𝑢𝑛𝑔 𝑑𝑒𝑟 𝐴𝑛𝑓𝑎𝑛𝑔𝑠𝑣𝑒𝑟𝑔ü𝑡𝑢𝑛𝑔 =
(
150% 𝑑𝑒𝑟 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑚𝑒𝑛𝑔𝑒−𝐽𝑎ℎ𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑡𝑟𝑎𝑔 𝑖𝑛 % 𝑣𝑜𝑚 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑧𝑒𝑟𝑡𝑟𝑎𝑔
0,75%
) ∗ 2, darf der Jahresertrag 82,5%
von Referenzertrag betragen. Dies entspricht einer Strommenge von 5186357,55kWh, oder
2254,94 Volllaststunden.
Kapitalwert mit Kalkulationszinssatz 6%
200000
104142,91
Kapitalwert in €
100000
0
1000
-100000
1500
2000
-200000
2500
-218771,39
-300000
-400000
-500000
-600000
-700000
-800000
-703142,82
Volllaststunden
y = 1614,6x - 3E+06
Abbildung 3 - Kapitalwertverlauf Enercon mit einem kalkulatorischen Zinssatz von 6%
24
Ab 1936 Volllaststunden wird unter diesen Bedingungen ein positiver Kapitalwert erreicht.
Die zweite Grafik zeigt den gleichen Zusammenhang von Kapitalwert und Volllaststunden für
eine Anlage des Typs GE Energy 2.5. Hier werden 1781 Volllaststunden benötigt, um einen
positiven Kapitalwert zu erzielen.
Kapitalwert mit Kalkulationszinssatz 6%
500000
400000
384937,94
300000
Kapitalwert in €
200000
100000
33944,15
0
-1000001000
1500
2000
-200000
-300000
-400000
-492546,54
-500000
-600000
y = 1755x - 3E+06
Volllaststunden
Abbildung 4 - Kapitalwertverlauf GE mit einem kalkulatorischen Zinssatz von 6%
25
2500
Nachfolgend ist der Zusammenhang zwischen den Volllaststunden, die benötigt werden um
einen neutralen Kapitalwert zu erzielen, und verschiedener Zinssätze dargestellt.
Volllaststunden
Benötigte Volllaststunden um einen
Kapitalwert von 0 zu erhalten unter Annahme
verschiedener Zinssätze (Anlage: GE Energy 2.5)
1950
1900
1850
1800
1750
1700
1650
1600
4,50%
1931,59
1780,658
1715,16
1649,1
5,00%
5,50%
6,00%
6,50%
7,00%
7,50%
Zinssatz
Abbildung 5 – Vollaststunden bei neutralem Kapitalwert unter Annahme verschiedener
Zinssätze
Der angenommene Zinssatz von 5% stützt sich auf die Rendite deutscher Staatsanleihen mit
einer Laufzeit von 10 Jahren, die vor der Finanzkrise etwas unterhalb von 5% lagen
Abbildung 6 – Renditen europäischer Staatsanleihen (10 Y) 78
78
Markt-daten.de (2013): Rendite europäischer Staatsanleihen (10-jährig) http://www.marktdaten.de/charts/zinsen/staatsanleihen-eu.htm [Stand 19.09.2013]
26
Der obere Zinssatz von 7,125% ergibt sich aus den Vorgaben des wissenschaftlichen
Begleitgutachtens zum EEG-Gesetz.
4. Fazit
Die Anlagenkosten laut DENA von 2,5 Millionen €, die sich für eine Anlage mit einer Nennleistung von 2,5 MW ergeben, zeigen unter den allgemeinen Angaben, dass überdurchschnittliche Volllaststunden an den Standorten erzielt werden müssen, um diese wirtschaftlich betreiben zu können. Die Angaben der Deutschen Energie-Agentur decken sich mit den allgemeinen Investitionskosten die im wissenschaftlichen Begleitgutachten zum EEG aufgeführt
sind. Das Beispiel der Enercon E-82E2, welche eine Nennleistung von 2,3 MW besitzt, ist
trotzdem aufgeführt, da es sich um eine Anlage des Marktführers von Windenergieanlagen in
Deutschland handelt, die mit ihren Maßen eine durchschnittliche Anlage repräsentiert.
Besondere Beachtung müssen in der Gesamtbetrachtung auch die mit dem Betrieb verbundenen Unsicherheiten erhalten. Dabei ist zu beachten, dass Ausfallzeiten nur bedingt über Versicherungen entschädigt werden. Auch eventuell damit verbundene Reparaturen können zu
verminderten Einnahmen führen.
Ein weiterer Punkt ist das Einspeisemanagement (EinsMan), das heißt die Herunterregelung
oder Abschaltung der Windenergieanlage durch den Netzbetreiber aufgrund von Netzüberlastungen. 79 13% der installierten Windleistung in Deutschland war 2010 vom Einspeisemanagement betroffen. 80 „Je nach Netzbetreiber waren dies 2-40% der jeweils dort installierten
Windleistung“ 81 In den nächsten Jahren ist mit einer Steigerung des Einspeisemanagements
zu rechnen, da die Jahre vergangenen Jahre 2009 und 2010 vergleichsweise schlechte Windjahre waren. 82 Laut §12 EEG-Gesetz ist der Netzbetreiber verpflichtet, die Betreiber zu entschädigen.
79
Bundesverband Windenergie o. J.: Einspeisemanagement http://www.windenergie.de/politik/netze/einspeisemanagement [Stand 11.09.2013]
80
J. Bömer (2011): Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach EEG 2009 http://www.eegaktuell.de/wp-content/uploads/2010/07/2011-10_ecofys_einsman.pdf [Stand: 11.09.2013]
81
Ebd.
82
Ebd.
27
Wie die Berechnungen zeigen, sind die Volllaststunden ein entscheidender Punkt bezüglich
der Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen. Jedoch führt eine höhere Anzahl an Volllaststunden zu einer Aufwertung des Standortes. Dadurch bedingt, dass eine Anlage länger unter
Volllast Strom erzeugt, steigen die Einnahmen aus der Einspeisevergütung. Jedoch profitieren
nicht die Anlagenbetreiber, sondern die Verpächter der Grundstücke. Geeignete Grundstücke
für den Betrieb von Windenergieanlagen an Land sind selten. Standorte mit überdurchschnittlichen Windverhältnissen führen zu höheren Pachten, die somit die Mehreinnahmen wieder
ausgleichen.
Die Wirtschaftlichkeit einer Windenergieanlage an Binnenstandorten ist gegeben, wenn die
Renditeforderungen den Bedingungen des Standortes angepasst werden (Siehe Abbildung 5).
Das bedeutet, dass ein Standort mit wenig Volllaststunden, einen geringen Zinssatz aufweisen
muss um wirtschaftlich zu sein. Ausgewählte Standorte, sind in der Lage eine Eigenkapitalrendite von 12% zu erreichen. Wie im oben gezeigten Beispiel ist die jedoch nur mit einer
überdurchschnittlichen Anzahl an Volllaststunden möglich (durchschnittlich 1500-1800 Volllaststunden im Jahr (2006-2011) 83). Eine generelle Aussage über die Wirtschaftlichkeit ist
daher nur schwer zu treffen, da die Investitionskosten und der Wind, die Rentabilität stark
beeinflussen.
83
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http://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/veroeffentlichungen-pdf-dateien/studien-undkonzeptpapiere/studie-stromgestehungskosten-erneuerbare-energien.pdf [Stand 11.09.2013]
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32
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