Das Erneuerbare-Energien-Gesetz hat jetzt seinen 25. Geburtstag gefeiert. Mit ihm wurden feste Einspeisetarife für erzeugten Ökostrom eingeführt, von denen die Energieerzeuger teilweise bis heute profitieren. Es war der Startschuss für den massiven Ausbau der Erneuerbare-Energien-Kapazitäten in Deutschland.
Inzwischen sind viele der Anlagen, die seither entstanden sind, in die Jahre gekommen. Zum Teil ist ihre damals vorgesehene Betriebsdauer abgelaufen, zum Teil sind sie aber auch schon vor der Zeit technisch überholt: Moderne Windenergie- und Photovoltaikanlagen sind wesentlich effizienter und leistungsstärker. Da stellt sich unweigerlich die Frage, was mit diesen Assets nun passieren soll.
In vielen Fällen ist Repowering das Gebot der Stunde, also das Ersetzen der veralteten technischen Anlagen an einem Standort durch modernere Anlagen. Eine Windenergieanlage mit größerer Nabenhöhe und einem doppelt so großen Rotordurchmesser hat in der Regel eine fünf- bis sechsmal so große Nennleistung und kann im Laufe des Jahres auch mehr Volllaststunden liefern, was die produzierte Strommenge nochmals erhöht. Auch mit größeren und moderneren PV-Modulen lassen sich signifikante Produktionssteigerungen erzielen.
Für das PV-Portfolio der Commerz Real wurde das beispielhaft durchgerechnet: Derzeit hat Commerz Real elf deutsche PV-Kraftwerke mit einer installierten Nennleistung von 57 MWp im Portfolio, die das jeweilige Ende ihres gesetzlichen EEG-Vergütungszeitraums bis spätestens Ende 2029 erreichen werden. Vereinfacht angenommen könnten diese Assets mit modernem Stand der Technik bei fest aufgeständerten Modulen eine Leistung von 130 MWp erreichen, bei nachgeführten Modulsystemen (Tracker) sogar bis zu 270 MWp. Damit würde die installierte Leistung je nach eingesetzter Technik verdoppelt oder gar vervierfacht.
Ein klarer Vorteil gegenüber einem Neubau „auf der grünen Wiese“ ist der etablierte und bereits mit Netzanschluss und Zufahrtswegen erschlossene Standort. Genehmigungen und Pachtverträge für die Altanlagen liegen vor, was das Prozedere für neue Anlagen am selben Standort erleichtern kann. Auch die öffentliche Akzeptanz ist oftmals höher. Doch trotz aller Vorteile ist das Repowering von Altanlagen nicht ganz so trivial, wie es den Anschein haben mag. Es sind einige zentrale Fragen zu beantworten und Herausforderungen zu lösen.
Der Netzanschluss ist der Dreh- und Angelpunkt
Das Wichtigste ist der bestehende Netzanschluss zur Stromeinspeisung am Standort. Er stellt am Ende des technischen und wirtschaftlichen Lebenszyklus der Altanlage zumeist den letzten wesentlichen Wert dar. Auch wenn dieser finanziell nicht immer messbar ist, so bedeutet ein vorhandener Netzanschluss in jedem Fall einen signifikanten Zeit- und Kostenvorteil gegenüber einem Projekt ohne fertiggestellten Netzanschluss oder gar ohne Netzanschlusszusage.
Ein Repoweringprojekt strebt in der Regel die Erhöhung der installierten Erzeugungskapazität an. Das wirft die Frage nach der Erweiterung der Netzanschlusskapazität auf. Dazu ist die Abstimmung mit dem Netzbetreiber zu suchen. Bei einer Kapazitätserweiterung können auch Folgekosten für die Erweiterung der peripheren Infrastruktur wie Transformatoren und Umspannwerke entstehen, sofern vorhanden.
Limitierend wirkt also die meist unmittelbar an der bisherigen Erzeugungskapazität ausgerichtete Netzanschlusskapazität. Ist eine Erhöhung der Kapazität nicht möglich oder nicht wirtschaftlich darstellbar, lässt sich ein Repowering trotzdem sinnvoll durchführen, indem nicht die Erzeugungskapazität gesteigert, sondern die benötigte Fläche reduziert wird: Es wird vereinfacht genauso viel Strom wie vorher erzeugt, nur kostensparend mit weniger Technik und auf kleinerer Fläche.
Eine andere Variante, vor allem im PV-Bereich, ist die gezielte Überbauung der Netzanschlusskapazitäten. Das bedeutet, dass die Nennleistung der Erzeugungsanlagen größer ist als die Netzkapazitäten. Denn Volllast, also die maximale Leistung, wird nur an wenigen Zeitpunkten im Jahr erreicht. Gleichzeitig erreicht man durch Überbauung, dass die vorhandene Netzkapazitäten über einen größeren Zeitraum optimal ausgelastet sind. Die nicht ein[1]gespeiste Stromerzeugung ist in der Regel gering und entsteht vor allem dann, wenn ein großes Stromangebot zur Verfügung steht und die Preise entsprechend niedrig sind.
Hybridisierung kann eine sinnvolle Ergänzung oder Alternative sein
Wird das Kraftwerk noch um einen Batteriespeicher ergänzt, lassen sich die nicht eingespeisten Erzeugungsspitzen auch speichern und zu einem späteren Zeitpunkt – im Idealfall zu höheren Abnahmepreisen – einspeisen, wenn die Netzkapazität nicht voll ausgelastet ist. Man spricht dann von einer Hybridisierung, also der Kombination unterschiedlicher Erzeugungsarten und/oder Speicherkapazitäten an ein und demselben Standort beziehungsweise Netzanschlusspunkt. Hybridisierung kann auch unabhängig davon eine sinnvolle Alternative oder Ergänzung zum Repowering sein, um das Erzeugungsprofil zu „glätten“ und die Netzkapazität gleichmäßiger und effizienter zu nutzen.
Frühere Geschäftsmodelle gingen bisher in der Regel von einem Rückbau der Assets zum Ende des wirtschaftlich erwarteten Lebenszyklus aus, eine Repowering-Alternative wurde bisher selten von vornherein berücksichtigt. Dies sollte bei neu aufgelegten Strukturen heutzutage einbezogen werden, selbst wenn die Umsetzung später anderen Projektgesellschaften überlassen wird, sodass die erfolgten Vorleistungen in einer späteren Verkaufsbewertung einbezogen werden.
Die Durchführung eines Repowerings erfordert jedoch einen großen Einsatz von neuem Eigen- oder Fremdkapital. Viele der Bürgerenergiegesellschaften und geschlossenen Fonds dürften angesichts ihrer bereits langen Existenz damit überfordert sein. Um dennoch ein Repowering umzusetzen, gibt es für sie zwei Optionen: Entweder, sie suchen einen Exit und überlassen die Umsetzung einem anderen Marktteilnehmer, woraus sich für diese neue Geschäftsmodelle und Investment-Cases ergeben.
Oder sie versuchen, die Assets in einem Fortführungsvehikel selbst zu repowern, was die komplexere Lösung ist.
Pachtverträge sind neu zu verhandeln
Windparks und PV-Freiflächenanlagen in größerem Maß[1]stab werden fast ausschließlich auf gepachteten Flächen errichtet. Die Pachtverträge decken aber zumeist nur die ursprünglich erwartete Betriebsdauer der Altanlagen ab, in manchen Fällen zwar mit einer Verlängerungsoption, die jedoch gewöhnlich nicht einen zweiten Bau- und Betriebszyklus abdeckt. Die Verhandlungen mit den Grundstückseigentümern, die gerade bei Windparks schnell eine zweistellige Anzahl erreichen, können ähnlich aufwendig und zeitintensiv wie bei Neubauprojekten sein. Bei größeren und höheren Anlagen können sich dabei auch die erforderlichen Flächenzuschnitte verändern.
Bleibt die Frage nach dem richtigen Zeitpunkt für ein Repowering. Zunächst bietet sich natürlich das Ende der ursprünglich geplanten Betriebsdauer an. Angesichts der starken technischen Leistungssteigerungen kann es jedoch mit Blick auf höhere Strommengen sinnvoll sein, schon viel früher ein Repowering in Betracht zu ziehen – mitunter schon nach zehn Jahren. Dem steht allerdings entgegen, dass frühzeitiger Rückbau und Ersatz eines „noch nicht im Geld“ befindlichen Projekts durch das Repowering einschließlich aller Risiken überkompensiert werden müsste.
Auch in Bezug auf die durch einen Neubau entstehenden Treibhausgasemissionen stellt sich die Frage, ob ein frühzeitiges Repowering aus emissionstechnischer Sicht sinnvoll und der „Kipppunkt“ schon erreicht ist. Das hängt letztlich auch davon ab, was mit den Altanlagen geschehen soll: Werden sie an anderer Stelle weiter betrieben oder vollständig recycelt, verbessert dies den emissionstechnischen Fußabdruck des Repowering-Vorhabens.
Für den weiteren Ausbau der Erneuerbare-Energien-Kapazitäten in Deutschland führt an der Erneuerung bestehender, akzeptierter und angeschlossener Standorte kein Weg vorbei. Sie ist in Anbetracht der limitierten Netzkapazitäten und zunehmend auch Flächennutzungskonflikten derzeit der stärkste Hebel und wird für die kommenden Jahre prägend sein.
Dieser Artikel erschien im Magazin GoodCapitalist.
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