Eine betriebswirtschaftliche Analyse der Attraktivität von Investitionen in Offshore Windenergie aus der Sicht deutscher Energieversorgungsunternehmen

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Anhangsverzeichnis

Symbolverzeichnis

1. Einführung in die Arbeit
1.1 Ausgangslage der Arbeit
1.2 Zielsetzung der Arbeit
1.3 Vorgehensweise der Arbeit

2 Die Entwicklung der Offshore Windenergie
2.1 Der Ursprung der Offshore Windkraft in der Europäischen Union
2.2 Die kommerzielle Nutzung der Offshore Windenergie

3 Ökologische Transformation des europäischen Energieversorgungssystems
3.1 Klimapolitische Ziele der Europäischen Union
3.2 Beitrag der Offshore Windenergie zur Erreichung der europäischen Klimaschutzziele

4 Politische Rahmenbedingungen zur Förderung der Offshore Windenergie
4.1 Vergütungssysteme in den europäischen Mitgliedsstaaten
4.2 Regelungen zur Netzanbindung in den europäischen Mitgliedsstaaten

5 Strategie der deutschen Energieversorger zur Nutzung der Offshore Windenergie
5.1 Neuausrichtung der Erzeugungsstrategie
5.2 Rahmenbedingungen der Offshore Windenergie
5.3 Offshore Windparkprojekte der deutschen Energieversorgungsunternehmen
5.3.1 Offshore Windparkprojekte der E.ON AG
5.3.2 Offshore Windparkprojekte der RWE AG
5.3.3 Offshore Windparkprojekte der EnBW AG
5.3.4 Offshore Windparkprojekte der EWE AG und der Stadtwerke München
5.3.5 Offshore Windparkprojekte von Gemeinschaftsunternehmen

6 Betriebswirtschaftliche Analyse der geplanten Offshore Windparkprojekte
6.1 Analyse der Investitionskosten der geplanten Offshore Windparkprojekte
6.1.1 Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten von der Küstenentfernung..
6.1.2 Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten von der Wassertiefe
6.1.3 Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten von der Turbinengröße
6.2 Erwartete Betriebskosten der geplanten Offshore Windparkprojekte
6.3 Erwartete Winderträge der geplanten Offshore Windparkprojekte
6.4 Bewertung der Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsberechnung

7 Schlussbetrachtung und Ausblick

8 Literaturverzeichnis

9 Verzeichnis der Gesetze

10 Anhang

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Realisierung von Offshore Windparks in Abhängigkeit von Standortfaktoren

Abbildung 2: Installierte Offshore Windparkleistungen

Abbildung 3: Nationale Ziele für den Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch bis zum Jahr

Abbildung 4: Nationale Ausbauziele Offshore Windenergie

Abbildung 5: Vergütungssysteme für regenerative Erzeugungstechnologien innerhalb Europas

Abbildung 6: Vergleich der Volllaststunden in Europa

Abbildung 7: Entwicklung der Wassertiefe zur Küstenentfernung in der deutschen Nord- und Ostsee

Abbildung 8: Offshore Windenergieportfolio der E.ON AG

Abbildung 9: Offshore Windparkstandorte RWE AG

Abbildung 10: Offshore Windenergieportfolio der RWE AG

Abbildung 11: Erschließung der Offshore Windparkprojekte der EnBW AG

Abbildung 12: Zusammensetzung der Investitionskosten eines Offshore Windparks

Abbildung 13: Spezifische Investitionskosten in Abhängigkeit zur Küstenentfernung

Abbildung 14: Spezifische Investitionskosten in Abhängigkeit zur Wassertiefe

Abbildung 15: Gründungsstrukturen der Offshore Windenergieanlagen

Abbildung 16: Verwendete Gründungskonzepte der untersuchten Offshore Windparks

Abbildung 17: Spezifische Investitionskosten in Abhängigkeit zur Turbinengröße

Abbildung 18: Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten (Fino 1 und Fino 2)

Abbildung 19: Leistungskennlinie der Areva Wind M5000 Windenergieanlage

Abbildung 20: Auswirkung des Stauchungsmodells auf die Rentabilität deutscher Offshore Windparks

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Offshore Demonstrationsprojekte von 1990 bis 1998

Tabelle 2: Realisierte Offshore Windparkprojekte in Großbritannien

Tabelle 3: Offshore Windenergievergütung in Frankreich

Tabelle 4: Vergleich der Kosten und Potenziale regenerativer Erzeugungstechnologien

Tabelle 5: Realisierte Offshore Windparkprojekte (2001-2007)

Tabelle 6: Offshore Windparkprojekte der deutschen Energieversorger (2008 - 2014)

Tabelle 7: Ertragskennzahlen der geplanten Offshore Windparkprojekte

Tabelle 8: Rentabilität der untersuchten Offshore Windparks

Anhangsverzeichnis

Anhang 1: Karte Offshore Windparks Nordsee

Anhang 2: Karte Offshore Windparks Ostsee

Anhang 3: Korrelationsberechnung

Anhang 4: Wirtschaftlichkeitsberechnung Robin Rigg

Anhang 5: Wirtschaftlichkeitsberechnung Rhyl Flats

Anhang 6: Wirtschaftlichkeitsberechnung Rødsand II

Anhang 7: Wirtschaftlichkeitsberechnung Greater Gabbard

Anhang 8: Wirtschaftlichkeitsberechnung Thornton Bank Phase 1

Anhang 9: Wirtschaftlichkeitsberechnung Thornton Bank Phase 2

Anhang 10: Wirtschaftlichkeitsberechnung Thornton Bank Phase 3

Anhang 11: Wirtschaftlichkeitsberechnung Thornton Bank gesamt

Anhang 12: Wirtschaftlichkeitsberechnung London Array

Anhang 13: Wirtschaftlichkeitsberechnung Gwynt y Môr

Anhang 14: Wirtschaftlichkeitsberechnung Alpha Ventus

Anhang 15: Wirtschaftlichkeitsberechnung Baltic 1

Anhang 16: Wirtschaftlichkeitsberechnung Bard Offshore 1

Anhang 17: Wirtschaftlichkeitsberechnung Borkum West II

Anhang 18: Wirtschaftlichkeitsberechnung Nordsee Ost

Anhang 19: Wirtschaftlichkeitsberechnung Baltic 2

Anhang 20: Wirtschaftlichkeitsberechnung Global Tech 1

Anhang 21: Wirtschaftlichkeitsberechnung Dan Tysk

Anhang 22: Wirtschaftlichkeitsberechnung Alpha Ventus EEG 2012 Stauchungsmodell

Anhang 23: Wirtschaftlichkeitsberechnung Baltic 1 EEG 2012 Stauchungsmodell

Anhang 24: Wirtschaftlichkeitsberechnung Bard Offshore 1 EEG 2012 Stauchungsmodell

Anhang 25: Wirtschaftlichkeitsberechnung Borkum West II EEG 2012 Stauchungsmodell

Anhang 26: Wirtschaftlichkeitsberechnung Nordsee Ost EEG 2012 Stauchungsmodell

Anhang 27: Wirtschaftlichkeitsberechnung Baltic 2 EEG 2012 Stauchungsmodell

Anhang 28: Wirtschaftlichkeitsberechnung Global Tech 1 EEG 2012 Stauchungsmodell

Anhang 29: Wirtschaftlichkeitsberechnung Dan Tysk EEG 2012 Stauchungsmodell

Symbolverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einführung in die Arbeit

1.1 Ausgangslage der Arbeit

In der Geschichte der Menschheit dominierte die Nutzung der erneuerbaren Energien die Energieversorgung der Bevölkerung über Hunderte von Jahren. Bis in das 18. Jahrhundert wurde die Wärmeerzeugung vor allem durch die Verbrennung von Holz und die benötigte mechanische Arbeit durch die Nutzung von Wasser- und Windkraft sowie mit Hilfe von Arbeitstieren gedeckt.

Der Beginn der industriellen Revolution leitete gleichzeitig auch das Zeitalter der fossilen Energieversorgung ein, das von der Substitution der bisher genutzten regenerativen Energiequellen durch die verstärkte Förderung und Verbrennung von Kohle geprägt war. Die Verwertung von weiteren fossilen Energieträgern wie Erdöl und Erdgas sowie die friedliche Nutzung der Kernenergie führten zu einer dauerhaften Wandlung der Energieversorgung der Industriestaaten, die bis heute vor allem durch die beherrschende Stellung der fossilen Energieträger am Primärenergieverbrauch gekennzeichnet ist.¹

Jedoch neigt sich das Zeitalter der billigen konventionellen Energieversorgung aufgrund der negativen Auswirkungen auf das Weltklima und der Endlichkeit der fossilen Energieträger dem Ende zu, sodass ein erneuter Wandel des Energiesystems durch die Renaissance der erneuerbaren Energien notwendig ist, um auch in Zukunft eine bezahlbare, sichere und klimaverträgliche Energieversorgung gewährleisten zu können.²

Neben bereits etablierten erneuerbaren Energietechnologien wie der Wasserkraft und der Windkraft an Land soll insbesondere die Offshore Windenergie eine entscheidende Rolle bei der Neuausrichtung des Energieversorgungssystems einnehmen. Dem großen Potenzial der relativ jungen Erzeugungstechnologie und dem wachsenden Interesse der Energieversorger stehen jedoch lediglich geringe Erfahrungswerte bezüglich der zu erwartenden Rendite und dem damit verbundenen Risiko gegenüber.

1.2 Zielsetzung der Arbeit

Das Ziel der vorliegenden Arbeit ist es aufzuzeigen, warum deutsche Energieversorgungsunternehmen bei der Neuausrichtung ihrer Erzeugungsstrategie verstärkt in die Offshore Windenergietechnologie inve]stieren und welche Faktoren die wirtschaftliche Attraktivität der Offshore Windparkprojekte beeinflussen.

1.3 Vorgehensweise der Arbeit

Vor diesem Hintergrund erfolgt zu Beginn eine Einführung über den bisherigen Verlauf des Ausbaus der Offshore Windenergie innerhalb Europas, wobei der Schwerpunkt sowohl auf der technischen Entwicklung der Windkraftanlagen als auch auf dem derzeitigen Stand der kommerziellen Nutzung der Offshore Windenergie in den Meeresanrainerstaaten der Nord- und Ostsee liegt.

Dem folgt im 3. Kapitel eine Darstellung der klimapolitischen Ziele der Europäischen Union und der daraus resultierenden Notwendigkeit, den ökologischen Transformationsprozess des Energieversorgungssystems fortzusetzen. Besonders hervorgehoben wird dabei die Nutzung des Offshore Windenergiepotenzials, das einen wichtigen Beitrag zur Erreichung der nationalen und europäischen Klimaschutzziele leisten soll.

Das 4. Kapitel setzt sich anschließend mit den unterschiedlichen politischen Rahmenbedingungen der europäischen Mitgliedsstaaten zur Förderung der Offshore Windenergie auseinander, wobei zwischen den staatlichen Vergütungssystemen und Regelungen zur Übernahme der Netzanbindungskosten differenziert wird.

Innerhalb des 5. Kapitels erfolgt eine Untersuchung der Neuausrichtung der Erzeugungsstrategie der deutschen Energieversorgungsunternehmen. Dabei wird das Potenzial der Offshore Windenergie im Vergleich zu diversen erneuerbaren Energietechnologien aufgezeigt. Im Anschluss erfolgt auf Basis von öffentlich zugänglichen Quellen eine ausführliche Übersicht über die bereits realisierten und geplanten Offshore Windparkprojekte der deutschen Energieversorgungsunternehmen.

Im 6. Kapitel liegt der Fokus auf der Darstellung der wirtschaftlichen Attraktivität der Offshore Windparkprojekte der deutschen Energieversorgungsunternehmen. Im Zuge einer Regressionsanalyse wird dabei die Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten eines Offshore Windparks von den Faktoren der Küstenentfernung, der Wassertiefe und der Turbinengröße analysiert. Daneben bildet die Bestimmung der zu erwartenden Betriebskosten und der Erträge die Grundlage für die Bewertung der Rentabilität der Offshore Windparkprojekte.

Im letzten Kapitel der Arbeit werden sämtliche gewonnenen Erkenntnisse in einer Schlussbetrachtung nochmals explizit hervorgehoben.

2 Die Entwicklung der Offshore Windenergie

2.1 Der Ursprung der Offshore Windkraft in der Europäischen Union

Die Nutzung der Windenergie hat in den letzten 20 Jahren eine rasante Wachstumsdynamik erfahren und kann in zahlreichen europäischen Staaten durchaus als Erfolgsgeschichte angesehen werden. Seit der Errichtung erster kommerzieller Windkraftanlagen Anfang der 90er Jahre hat sich diese Erzeugungstechnologie zu einem festen Bestandteil, sowohl der deutschen als auch der europäischen Energieversorgung, entwickelt. So waren nach Angaben des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) bis zum Ende des Jahres 2009 mit 25.777 Megawatt über ein Drittel der gesamten europäischen Windkraftleistung innerhalb der Bundesrepublik Deutschland installiert. Durch die Erzeugung von insgesamt 38,6 Terawattstunden Strom konnten die 21.164 deutschen Windenergieanlagen mit einem Anteil von 6,6 Prozent am Bruttostromverbrauch³ maßgeblich zu einem umweltfreundlicheren Energiemix beitragen.⁴ Außerhalb von Deutschland leistete die Windenergie aber auch in Dänemark und Portugal, mit einem Anteil von 24 beziehungsweise 14,8 Prozent am gesamten Stromverbrauch, einen wichtigen Beitrag zur nationalen Energieversorgung.⁵

Nach der erfolgreichen Entwicklung der Windenergie an Land ist in den letzten Jahren auch die Möglichkeit der Windenergienutzung auf dem Meer bereits Realität geworden. Die Ursprünge der Offshore Windenergie gehen dabei bis Anfang der 70er Jahre zurück, als erste Studien in Dänemark die Möglichkeit der Nutzung des Windenergiepotenzials auf dem offenen Meer untersuchten.⁶ Die praktische Umsetzung der erzielten Erkenntnisse erfolgte schließlich Anfang der 90er Jahre mit der Errichtung der ersten 220 Kilowatt Demonstrationsanlage Nogersund mit 250 Metern Entfernung von der schwedischen Küste und der Realisierung des weltweit ersten, aus elf Windenergieanlagen bestehenden, Offshore Windparks Vindeby (4,95 MW) vor der Küste Dänemarks.⁷ Die gewonnenen Betriebserfahrungen von weiteren Pilotprojekten in Dänemark, Schweden und den Niederlanden (siehe Tabelle 1) zeigten jedoch, dass die Wirtschaftlichkeit für die kommerzielle Nutzung von Offshore Windparks in größerer Entfernung zur Küste und in höheren Wassertiefen aufgrund der hohen Baukosten noch nicht gegeben war. Erst die Entwicklung der Windkraftanlagen der Megawattklasse Anfang des 21. Jahrhunderts leitete den Beginn der kommerziellen Nutzung der Offshore Windenergie ein.⁸

Tabelle 1: Offshore Demonstrationsprojekte von 1990 bis 1998

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Hau (2008), S. 710

2.2 Die kommerzielle Nutzung der Offshore Windenergie

Insbesondere in Dänemark löste die technische Weiterentwicklung der Windkraftanlagen einen ersten Boom im Ausbau der Offshore Windenergie aus. So wurden allein im Zeitraum von 2001 bis 2004, nach Angaben des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (Fraunhofer IWES), 182 Windenergieanlagen mit einer Gesamtkapazität von 388,6 Megawatt in einer Entfernung von bis zu 17 Kilometern vor dem dänischen Festland errichtet.⁹ Jedoch zeigten im Jahre 2004 die technischen Probleme am Offshore Windpark Horns Rev (160 MW), die den Austausch sämtlicher 80 Gondeln aufgrund von defekten Transformatoren und Generatoren verursachten, mit welchen Herausforderungen und Risiken der Offshore Einsatz verbunden ist.¹⁰

Trotz der negativen Erfahrungen in Dänemark wurde der Ausbau der Offshore Windenergie weiter vorangetrieben. Die folgende Entwicklung vollzog sich jedoch zunehmend in Großbritannien, da die vorherrschenden Standortbedingungen ähnlich wie in Dänemark eine Projektrealisierung in geringer Entfernung zum Festland und in geringer Wassertiefe ermöglichten.¹¹ Daneben waren die in Großbritannien tätigen Energieversorger, aufgrund staatlich verordneter Quoten zur Einspeisung von Ökostrom, verpflichtet in regenerative Erzeugungstechnologien zu investieren.

In Kombination mit einer attraktiven Vergütung des durch Offshore Windenergieanlagen erzeugten Stroms und einem Zuschuss von 10 Millionen Pfund für die Fertigstellung der ersten Offshore Windparks erwiesen sich die Projekte der 1. Ausschreibungsrunde der Britischen Krone für die Energieversorger als besonders interessant. Genau wie in Dänemark erfolgte der Einstieg Großbritanniens in die Offshore Technologie durch die Inbetriebnahme des Pilotprojektes Blyth (4 MW) im Jahre 2001. Basierend auf den gewonnenen Erkenntnissen der Pilotanlage konnte der erste kommerzielle Windpark North Hoyle (60 MW) bereits im Jahr 2004 den Betrieb vor der Küste von Wales aufnehmen.¹² Bis Ende 2010 konnten somit bis auf das Projekt Teesside (90 MW) alle ausgeschriebenen Vorhaben der 1. Vergaberunde erfolgreich umgesetzt werden (siehe Tabelle 2).

Durch die zusätzliche Inbetriebnahme der ersten Offshore Windparkprojekte der 2. Ausschreibungsrunde - Gunfleet Sands II (64,8 MW) und Thanet (300 MW)¹³ - ist Großbritannien mit einer Gesamtkapazität von 1.341,2 Megawatt bis heute führend im Betrieb von Offshore Windenergieanlagen.¹⁴

Tabelle 2: Realisierte Offshore Windparkprojekte in Großbritannien

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene grafische Darstellung basierend auf Daten von EWEA (2010), S. 4 und The Crown Estate (2010)

Abgesehen von Großbritannien und Dänemark ist auch weiteren europäischen Staaten der kommerzielle Einstieg in die Offshore Windenergieerzeugung durch die Realisierung erster Projekte gelungen. Der Anfang wurde dabei im Jahre 2003 in Irland unter dem erstmaligen Einsatz von sieben Windturbinen der 3-Megawattklasse im Windpark Arklow Bank 1 (25 MW) gemacht.¹⁵ Ab 2007 setzten auch zunehmend die skandinavischen Staaten Schweden und Finnland die positiven Betriebserfahrungen anderer europäischer Länder mit Offshore Windparks in die ersten kommerziellen Projekte Lillgrund (110,4 MW), Kemi Ajos 1+2 (24 MW) und Gässlingegrund (30 MW) um.¹⁶ Aufgrund der rasanten Weiterentwicklung der Offshore Technologie wurden ab 2007 aber auch zunehmend Projekte unter ungünstigeren Standortbedingungen zuerst in den Niederlanden, anschließend in Belgien und letztendlich in Deutschland realisiert (siehe Abbildung 1).¹⁷

Abbildung 1: Realisierung von Offshore Windparks in Abhängigkeit von Standortfaktoren

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene grafische Darstellung basierend auf Daten des Fraunhofer IWES (2010)

Herauszuheben sind dabei die 2010 fertiggestellten Offshore Windparkprojekte Belwind Phase 1 (165 MW) und der erste Offshore Windpark innerhalb der deutschen Hoheitsgewässer Alpha Ventus (60 MW), die jeweils in einer Entfernung von mehr als 40 Kilometern vor der Küste in einer Wassertiefe von über 30 Metern errichtet wurden. Während im belgischen Windpark auf bewährte Windenergieanlagen der 3- Megawattklasse zurückgegriffen wurde, kamen beim deutschen Pionierprojekt zwölf Windenergieanlagen der 5-Megawattklasse zum Einsatz, mit denen bisher nur im Testfeld Belgien Betriebserfahrungen gesammelt wurden.¹⁸

Insgesamt befanden sich somit nach Angaben der European Wind Energy Association (EWEA) bis Ende 2010 1.136 Offshore Windenergieturbinen mit einer kumulierten Leistung von 2.946 Megawatt im Betrieb, wodurch unter normalen Windbedingungen rund 11,5 Terawattstunden produziert werden könnten. Regional ist die Entwicklung innerhalb der neun europäischen Staaten jedoch unterschiedlich weit vorangeschritten. Während die Pionierstaaten Dänemark und Großbritannien zusammen rund 75 Prozent der installierten Offshore Windenergieleistung unter sich vereinen, befindet sich die Entwicklung in den restlichen europäischen Küstenstaaten noch am Anfang (siehe Abbildung 2).¹⁹

Abbildung 2: Installierte Offshore Windparkleistungen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene grafische Darstellung basierend auf Daten der EWEA (2010), S. 1 ff.

Inwieweit der Ausbau der Offshore Windenergie in den einzelnen Staaten auch in der Zukunft weiter voranschreiten wird, ist dabei sowohl von der weiteren technischen Entwicklung als auch von den politischen Rahmenbedingungen auf europäischer und nationaler Ebene abhängig, die einen maßgeblichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit der Projekte haben.

3 Ökologische Transformation des europäischen Energieversorgungssystems

3.1 Klimapolitische Ziele der Europäischen Union

Mit der Mitteilung der Kommission vom 10.01.2007 an den Europäischen Rat und das Europäische Parlament hat sich die Europäische Union auf eine gemeinsame Energiepolitik verständigt. Ziel ist es, die steigenden Herausforderungen der Energieversorgung - die hohe Importabhängigkeit von Energierohstoffen, steigende Energiepreise und den Klimawandel - durch eine gemeinsame Energiestrategie zu bewältigen. Um auch in Zukunft eine bezahlbare und sichere Energieversorgung zu gewährleisten, sieht der gemeinsame Aktionsplan vor, die Energiewirtschaft in einen hocheffizienten und emissionsarmen Wirtschaftszweig umzugestalten.²⁰ Die Europäische Union strebt dabei eine signifikante Reduzierung des Verbrauchs von fossilen Energieträgern an, der als eine direkte Ursache für den von der Menschheit verursachten Klimawandel angesehen werden.²¹

Als erster Schritt zur Eindämmung des Klimawandels wird das 1997 unterzeichnete Kyoto-Protokoll angesehen, indem sich alle damaligen 15 Mitgliedsstaaten der Europäischen Union zu einer Reduktion der Treibhausgasemissionen um insgesamt 8 Prozent im Vergleich zum Niveau von 1990 verpflichteten. Die Lastenverteilung der übernommenen Verpflichtungen erfolgte hierbei in Abhängigkeit der volkswirtschaftlichen Entwicklungen der einzelnen Mitgliedsstaaten. Deutschland stimmte demnach einer Verringerung der Emissionen um 21 Prozent zu und leistet somit zusammen mit Luxemburg (28 Prozent) und Dänemark (21 Prozent) den größten Beitrag zur Reduktion der Treibhausgase innerhalb der Europäischen Union.²²

Die im Kyoto-Protokoll festgelegte einheitliche europäische Klimapolitik wurde durch die Formulierung der gemeinsamen europäischen Strategie zur Begrenzung des globalen Klimawandels auf zwei Grad Celsius mit konkreten Maßnahmen zur Eindämmung der Erderwärmung weiter vorangetrieben. In diesem gemeinsamen Klima- und Energiepaket („20-20-20“-Strategie) verpflichteten sich alle 27 EU-Mitgliedsstaaten bis zum Jahr 2020 die Treibhausemissionen um mindestens 20 Prozent gegenüber dem Niveau von 1990 zu verringern. Daneben erklärt sich die Europäische Union dazu bereit, ihr Emissionsreduktionsziel auf insgesamt 30 Prozent zu erhöhen, sofern andere Industrieländer und die Entwicklungsländer sich ebenfalls zu einem angemessenen Beitrag zur Verminderung der Treibhausgase verpflichten würden. Die Verringerung der Treibhausgase soll vor allem durch die Ausweitung des seit 2005 bestehenden Emissionshandelssystems erfolgen.²³ Dies beinhaltet unter anderem, dass ab 2013 keine kostenlosen Emissionszertifikate für die Stromerzeugung vergeben werden. Stattdessen sind die Erzeuger verpflichtet die Verschmutzungsrechte zu ersteigern, wodurch der Ausstoß von Kohlendioxid sich für Energieversorgungsunternehmen deutlich verteuern wird.²⁴ Zusätzlich sollen erhebliche Emissionseinsparungen durch die Verbesserung der Energieeffizienz um 20 Prozent und vor allem durch die Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch der Europäischen Union auf 20 Prozent bis zum Jahre 2020 realisiert werden.²⁵

Das Gesamtziel der Europäischen Gemeinschaft zur Nutzung von regenerativen Energiequellen wurde mit der 2009 in Kraft getretenen EU-Richtlinie (2009/28/EG) in verbindliche Ausbauziele der einzelnen Mitgliedsstaaten überführt. Bei der Festlegung dieser Ziele wurden die unterschiedlichen Ausgangssituationen und das Potenzial im Bereich der erneuerbaren Energiequellen in den Mitgliedsstaaten sowie deren wirtschaftliche Leistung berücksichtigt, um eine faire und angemessene Aufteilung der Ausbauziele zu gewährleisten. Die nationalen Ziele der EU-Mitgliedstaaten für das Jahr 2020 liegen demnach zwischen einem Anteil der erneuerbaren Energiequellen von 10 Prozent des Bruttoendenergieverbrauchs für Malta und 49 Prozent für Schweden. Deutschland hat sich dabei verpflichtet, den Anteil der erneuerbaren Energien von 5,8 Prozent des Bruttoendenergieverbrauchs im Jahre 2005 auf 18 Prozent bis zum Jahr 2020 anzuheben (siehe Abbildung 3).

Abbildung 3: Nationale Ziele für den Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch bis zum Jahr 2020

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene grafische Darstellung basierend auf Daten von Eurostat (2010), S. 2

3.2 Beitrag der Offshore Windenergie zur Erreichung der europäischen Klimaschutzziele

Welche erneuerbaren Energietechnologien zur Erreichung der Klimaschutzziele eingesetzt werden sollen, wurde von der Europäischen Union nicht explizit vorgegeben. Lediglich die einheitliche Erhöhung des Biokraftstoffanteils am Benzin- und Dieselkraftstoffverbrauch auf mindestens 10 Prozent muss von allen Mitgliedsstaaten umgesetzt werden.²⁶

Allerdings hat die Europäische Kommission die besondere Stellung der Windenergie und speziell der Offshore Windenergie zur Erreichung der klimapolitischen Ziele hervorgehoben. Neben der kohlendioxidneutralen Energieerzeugung sichert ein verstärkter Ausbau der Windenergie die Versorgung und steigert die europäische Wettbewerbsfähigkeit. Die Kommission rechnet damit, dass die installierte Leistungskapazität und somit das nutzbare Potenzial der Offshore Windenergie sich ausgehend von 1,1 Gigawatt im Jahr 2007 um das 30- bis 40-fache bis zum Jahr 2020 erhöhen wird.²⁷ Bis zum Jahr 2030 wird sogar ein weiterer Ausbau der Offshore Windenergiekapazitäten auf bis zu 150 Gigawatt für realistisch erachtet, wodurch zwischen 12,8 und 16,7 Prozent des zukünftigen europäischen Stromverbrauchs gedeckt werden könnten.²⁸

Auch innerhalb der nationalen Aktionspläne, die die notwendigen Maßnahmen eines jeden Mitgliedsstaates zur Erreichung der individuellen Klimaschutzziele sowie die Entwicklung des Ausbaus der erneuerbaren Energien enthalten, kommt der Offshore Windenergietechnologie insbesondere bei den Meeresanrainerstaaten eine entscheidende Rolle zu.

Dabei setzt vor allem die britische Regierung mit dem geplanten Bau einer Leistungskapazität von 25 Gigawatt hauptsächlich auf den Ausbau der Offshore Windenergie, um den Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch auf 30 Prozent zu erhöhen und somit die ambitionierten Klimaziele mit einem regenerativen Anteil am Bruttoendenergieverbrauch von 15 Prozent im Jahre 2020 zu erreichen.²⁹ Der Ausbau der Offshore Windenergienutzung vor der britischen Küste wird dabei maßgeblich von der staatlichen Liegenschaftsverwaltung Crown Estate vorangetrieben, die sowohl für die Festlegung der Eignungszonen, als auch für die Vergabe der Betriebskonzessionen verantwortlich ist.³⁰ Bisher konnten somit in drei Ausschreibungsrunden Projektlizenzen für eine Offshore Windkraftkapazität von insgesamt 49 Gigawatt an Investoren vergeben werden, wodurch im Falle einer vollständigen Realisierung fast die Hälfte des heutigen britischen Stromverbrauchs gedeckt werden könnte.³¹

Aber auch die deutsche Bundesregierung hat sich in ihrem nationalen Aktionsplan einen anspruchsvollen Fahrplan zur Erschließung des Windenergiepotenzials in der deutschen Nord- und Ostsee festgelegt. So sieht die Strategie zum Ausbau der Offshore Windenergie nach Realisierung des Testfeldes Alpha Ventus (60 MW) im Frühjahr 2010 vor, die Leitungskapazitäten der installierten Offshore Windenergieanlagen kontinuierlich auf bis zu 10 Gigawatt im Jahre 2020 auszubauen.³² Den Ausbauzielen der Bundesregierung stehen dabei 26, vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) genehmigte, Offshore Windparks mit einer Gesamtkapazität von 9,25 Gigawatt in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) der Nord- und Ostsee gegenüber (siehe Anhang 1 und 2).³³ Zusätzlich wurde weiteren vier Projekten, welche sich innerhalb der 12-Seemeilen-Zone befinden, eine Baugenehmigung zur Errichtung einer Windkraftleistung von 0,3 Gigawatt durch die zuständigen Landesbehörden erteilt,³⁴ sodass aus genehmigungsrechtlicher Sicht der geplante Ausbau der Offshore Windenergie in Deutschland durchaus als realistisch angesehen werden kann.³⁵

Sollten die von der Bundesregierung gesteckten Ausbauziele erreicht werden, könnten bereits in zehn Jahren nahezu 32,5 Terawattstunden, was in etwa 5,6 Prozent³⁶ des heutigen Bruttostromverbrauchs entspricht, durch den Einsatz der Offshore Windenergietechnologie in Deutschland gedeckt werden. Darüber hinaus plant die Bundesregierung eine Errichtung von weiteren 15 Gigawatt Windkraftleistung bis zum Jahr 2030 vorzunehmen, wodurch sich der Anteil der Offshore Windenergie am Bruttostromverbrauch auf über 15 Prozent erhöhen würde.³⁷

Neben Deutschland und Großbritannien haben sich weitere fünf EU-Mitgliedsstaaten konkrete Ziele zur Nutzung des Windpotenzials vor den europäischen Küsten gesetzt. So plant die schwedische Regierung bis zum Jahr 2020 etwa 10 Terawattstunden durch den Einsatz von Offshore Windenergieanlagen zu erzeugen, was bei einer Auslastungsquote von 40 Prozent einer zu installierenden Leistungskapazität von rund 2,9 Gigawatt entspricht.³⁸ Daneben beabsichtigt auch die dänische Regierung die Offshore Windkapazitäten von derzeit 854 Megawatt auf bis zu 4,6 Gigawatt bis zum Jahr 2025 auszuweiten. Unter zusätzlicher Berücksichtigung der geplanten Offshore Windparkprojekte vor den niederländischen, belgischen und französischen Küsten könnten nach den Vorstellungen der jeweiligen Regierungen innerhalb der nächsten zehn Jahre die bestehenden europäischen Offshore Kapazitäten von derzeit knapp 3 Gigawatt auf bis zu 56,6 Gigawatt ausgeweitet werden (siehe Abbildung 4).³⁹

Abbildung 4: Nationale Ausbauziele Offshore Windenergie

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene grafische Darstellung basierend auf Daten der EWEA (2010) und KPMG (2010)

Der sich daraus ergebende Investitionsbedarf in Offshore Windenergieanlagen wird allein in Deutschland auf über 30 Milliarden Euro bis zum Jahr 2020 eingeschätzt.⁴⁰ Unter der Annahme des abgeleiteten spezifischen Investitionsvolumens von 3 Millionen Euro pro Megawatt Offshore Windenergieleistung wäre ein Kapitalvolumen in Höhe von etwa 169,8 Milliarden Euro notwendig, um die gesetzten nationalen Ausbauziele innerhalb Europas in den nächsten zehn Jahren zu erreichen.

Um die Investitionsbereitschaft sowohl der Energieversorger als auch von institutionellen Kapitalgebern zu erhöhen, wurden seitens der Politik unterschiedliche Förderungsmaßnahmen für die Verbesserung der Rahmenbedingungen für den Ausbau der Offshore Windenergie ergriffen.

4 Politische Rahmenbedingungen zur Förderung der Offshore Windenergie

4.1 Vergütungssysteme in den europäischen Mitgliedsstaaten

Die Wirtschaftlichkeit eines Offshore Windparks ist maßgeblich von dem bestehenden Vergütungssystem innerhalb des standortbedingten Hoheitsgebietes abhängig. Die dabei innerhalb Europas verwendeten Förderungsmodelle lassen sich grundsätzlich in die drei Gruppen der Einspeisevergütung, Mengenregelung und des Ausschreibungsverfahrens eingliedern (siehe Abbildung 5).

Abbildung 5: Vergütungssysteme für regenerative Erzeugungstechnologien innerhalb Europas

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Vahrenholt (2009), S. 7

Das System der Einspeisevergütung⁴¹ garantiert dabei eine Mindestvergütung für die in das Stromnetz eingespeiste Elektrizität über einen festgelegten Zeitraum oder für eine bestimmte Menge an regenerativ erzeugtem Strom.⁴² Innerhalb Europas sieht dabei insbesondere das im Jahre 2009 novellierte Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) der Bundesrepublik Deutschland eine fixe Einspeisevergütung für die Förderung des aus Offshore Windenergieanlagen produzierten Stroms vor. Das EEG garantiert nach § 31 jedem Betreiber von Offshore Windenergieanlagen eine Grundvergütung von 3,5 Cent für jede ins Netz eingespeiste Kilowattstunde Strom über einen zwanzigjährigen Zeitraum. Für die ersten zwölf Jahre ab der Inbetriebnahme der Anlagen wird nach § 20 EEG zusätzlich eine erhöhte Anfangsvergütung von 13 Cent pro Kilowattstunde gewährt, die sich nochmals um die sogenannte Sprinterprämie um 2 Cent pro Kilowattstunde erhöht, falls der Betrieb der Windenergieanlagen vor dem 1. Januar 2016 aufgenommen wird. Für Offshore Windenergieanlagen, die nach 2015 in Betrieb genommen werden, beträgt die jährliche Degression der Einspeisevergütung 5 Prozent.

Um auch eine wirtschaftliche Nutzung von küstenfernen und in großen Wassertiefen errichteten Offshore Windparks zu gewährleisten, verlängert sich nach § 31 EEG der Zeitraum der Anfangsvergütung für Standorte, die sowohl in einer Distanz von mehr als 12 Seemeilen vom Festland als auch in einer größeren Wassertiefe von mehr als 20 Metern errichtet wurden um 0,5 Monate für jede darüber hinausgehende volle Seemeile und um 1,7 Monate für jeden zusätzlichen vollen Meter Wassertiefe. Ferner ermöglicht der deutsche Gesetzgeber dem Anlagenbetreiber nach § 17 EEG auch die Möglichkeit, den erzeugten Strom direkt an Dritte zu vermarkten. Dies erweist sich insbesondere nach Auslaufen der erhöhten Anfangsvergütung als vorteilhaft, wenn die am Markt erzielbaren Erlöse über der Grundvergütung von 3,5 Cent pro Kilowattstunde liegen.⁴³

Im Zuge der für das Jahr 2012 geplanten Novellierung des EEG sieht die Handlungsempfehlung des BMU ferner vor, die Sprinterprämie in Höhe von 2 Cent pro Kilowattstunde in die Anfangsvergütung zu integrieren, sodass die garantierte Einspeisevergütung auf 15 Cent pro Kilowattstunde ansteigt. Gleichzeitig soll eine Erhöhung des Degressionssatzes von 5 auf 7 Prozent vorgenommen werden, wobei sich der Beginn der Degression der Einspeisevergütung auf den 01. Januar 2018 verschieben soll. Optional wird den Betreibern zusätzlich die Möglichkeit eingeräumt bei der Inbetriebnahme eines Offshore Windparks bis zum 31. Dezember 2016 eine Stauchung der Vergütung vorzunehmen. Die geplante Regelung innerhalb des Stauchungsmodells sieht dabei vor, die Anfangsvergütung von 15 Cent pro Kilowattstunde auf 19 Cent pro Kilowattstunde, bei einer gleichzeitigen Absenkung der Förderungsdauer von zwölf auf acht Jahre, anzuheben. Bei einer standortbedingten Verlängerung des EEG Vergütungsanspruchs über acht Jahre hinaus wird der eingespeiste Strom aber auch weiterhin mit 15 Cent pro Kilowattstunde vergütet.⁴⁴

Neben der deutschen Förderung der Offshore Windenergie greifen sowohl Frankreich als auch die Niederlande, obgleich in einer abgewandelten Form, auf eine garantierte Einspeisevergütung zurück. Betreiber von Offshore Windparks in den Niederlanden erhalten nach dem staatlichen SDE Programm für einen Zeitraum von 15 Jahren eine Subventionszahlung zuzüglich zu dem am Markt erzielten Strompreis. Die Höhe der staatlichen Förderung richtet sich dabei nach einem jährlich festgelegten Basisbetrag (12 Cent pro Kilowattstunde im Jahr 2010), der sich wiederum an den marktüblichen Produktionskosten orientiert. Nach Abzug des mit dem Faktor 1,25 multiplizierten Strompreises (durchschnittlich 5,2 Cent pro Kilowattstunde) vom Basisbetrag ergab sich somit für das Jahr 2010 eine Subventionszahlung von 5,5 Cent pro Kilowattstunde, sodass sich die Gesamterlöse eines Offshore Windparks in den Niederlanden auf 10,7 Cent pro Kilowattstunde summierten.⁴⁵

Im Gegensatz dazu sieht das französische Modell eine Anfangsvergütung von 13 Cent pro Kilowattstunde für den Zeitraum von zehn Jahren sowie eine Anschlussförderung über weitere zehn Jahre vor. Die Höhe der Anschlussförderung ist abhängig von der jährlichen Auslastung des Windparks. Sie liegt zwischen 3 Cent pro Kilowattstunde für Anlagen mit einer Auslastung von mehr als 3.900 Volllaststunden und 13 Cent pro Kilowattstunde für Anlagen, die weniger als 2.800 Volllaststunden im Jahr im Betrieb sind (siehe Tabelle 3).⁴⁶

Tabelle 3: Offshore Windenergievergütung in Frankreich

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Koordinierungsstelle Windenergie e.V. (2009), S. 7

Gleichzeitig ermöglicht das französische Förderungsprogramm auch die Höhe des Einspeisetarifs durch ein Ausschreibungsverfahren zu ermitteln, wie es derzeit in Dänemark praktiziert wird.⁴⁷ Aufgrund des Bieterwettbewerbs wurden im Vergleich zur deutschen und französischen garantierten Einspeisevergütung jedoch aus der Sicht der Investoren bisher deutlich niedrigere Stromvergütungstarife erzielt. Beispielsweise erhält der sich im Bieterverfahren erfolgreich durchgesetzte deutsche Energieversorger E.ON für den bereits in Betrieb genommenen dänischen Offshore Windpark Rødsand II (207 MW) eine Vergütung von 62,9 Öre pro Kilowattstunde (ca. 8,4 Cent pro Kilowattstunde) über einen Zeitraum von zwölf Jahren.⁴⁸

Während das Ausschreibungsmodell das Ziel einer möglichst kosteneffektiven Erzeugung von regenerativem Strom verfolgt, liegt der Schwerpunkt der Mengenregulierung auf der verbindlichen Einhaltung der von staatlicher Seite festgelegten Quoten der regenerativen Stromerzeugung an der Gesamtstromerzeugung. Der Nachweis des aus erneuerbaren Energieanlagen erzeugten Stroms erfolgt dabei mithilfe von handelbaren Zertifikaten, die den Energieversorgern für die Erzeugung von regenerativer Elektrizität zugeteilt werden.⁴⁹

Vor allem in Großbritannien wurde das Quotensystem bisher sehr erfolgreich umgesetzt und hat maßgeblich zum bisherigen Ausbau der Offshore Windenergie beigetragen. So erhalten Betreiber von Offshore Windenergieanlagen für jede erzeugte Kilowattstunde Strom seit April 2010 für eine maximale Förderungsdauer von 20 Jahren zusätzlich zur Marktpreisvergütung zwei Renewable Obligation Certificates (ROCs) sowie steuerliche Entlastung durch sogenannte Levy Exemption Certificates (LECs).⁵⁰ Nach Angaben der HSH Nordbank betrugen demnach die Gesamterlöse für Offshore Windparkbetreiber im 2. Quartal 2010 insgesamt 14,35 Pence pro Kilowattstunde (ca. 17,5 Cent pro Kilowattstunde), wobei 9,83 Pence pro Kilowattstunde auf den Verkauf der zwei ROCs, 0,47 Pence pro Kilowattstunde auf Steuervergünstigungen und 4,05 Pence pro Kilowattstunde auf den Stromverkauf zu Marktpreisen zurückzuführen sind.⁵¹

Analog zum britischen Förderungsmodel ist auch in Schweden die Vergütung für regenerative Stromerzeugung durch Offshore Windenergieanlagen von den Strom- und Zertifikatmarktpreisen abhängig. Jedoch erweisen sich die Erlöse der Offshore Windparkbetreiber in Schweden mit etwa 6,76 Cent pro Kilowattstunde, die sich aus einem durchschnittlichen Strommarktpreis von 4,36 Cent pro Kilowattstunde und einem Zertifikatpreis von 2,4 Cent pro Kilowattstunde zusammensetzen, momentan als deutlich unattraktiv im Vergleich zu den in Großbritannien zu erwartenden Erlösen.⁵²

Im Gegensatz dazu können Betreiber von Offshore Windparks in belgischen Hoheitsgewässern mit einer höheren Förderung über 20 Jahre rechnen, da das belgische Quotensystem eine Mindestvergütung für die Zertifikate festgelegt hat. Weil im freien Handel keine Preise oberhalb der Mindestvergütung von 10,7 Cent pro Kilowattstunde bis zu einer Leistungskapazität von 216 Megawatt pro Offshore Windpark und 9 Cent pro Kilowattstunde für den in jedem weiterem Megawatt Leistung produzierten Strom bezahlt wurden, werden die Zertifikate bisher ausschließlich zum garantierten Mindestpreis verkauft. Durch die zusätzliche Vergütung der produzierten Elektrizität zu durchschnittlichen Marktpreisen von 4,4 Cent pro Kilowattstunde konnten somit insgesamt zwischen 13 und 15,1 Cent pro Kilowattstunde an Erlösen erwirtschaftet werden.⁵³

4.2 Regelungen zur Netzanbindung in den europäischen Mitgliedsstaaten

Neben den von den Meeresanrainerstaaten gewährten erhöhten Vergütungen des regenerativ erzeugten Stroms durch Offshore Windparks sind insbesondere die gesetzlichen Regelungen der Netzanbindung für die Wirtschaftlichkeit ausschlaggebend, zumal in etwa 21 Prozent der Gesamtinvestitionskosten bei der Errichtung eines Offshore Windparks auf die Netzanbindung zum Festland entfallen.⁵⁴ Die dabei vorhandenen gesetzlichen Unterschiede reichen von einer kompletten Kostenübernahme der Netzanbindung durch den Staat beziehungsweise den Übertragungsnetzbetreiber bis zu einer eigenständigen Finanzierung der Netzanbindung durch den Anlagenbetreiber.

Für Offshore Windparks innerhalb der Bundesrepublik Deutschland findet dabei das seit 2006 bestehende Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz Anwendung. Nach § 17 Abs 2a EnWG i.V.m. § 118 EnWG ist der Übertragungsnetzbetreiber zur Errichtung und zum Betrieb der „… Leitung vom Umspannwerk der Offshore Anlagen bis zum technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungs- und Verteilernetzes …“ verpflichtet, falls mit dem Bau des Offshore Windparks „… bis zum 31. Dezember 2015 begonnen worden ist …“. Die anfallenden Kosten der Netzanbindung werden auf alle deutschen Übertragungsnetzbetreiber verteilt und dürfen letztendlich durch die Umlagefinanzierung in Form von Netzentgelten an die Stromkunden weitergegeben werden.⁵⁵

Während auch in Dänemark und Frankreich eine ähnliche Regelung zur Entlastung der Projektentwickler von Offshore Windparks beiträgt, wird die Netzanbindung in Belgien nur zu einem Drittel, jedoch maximal mit 25 Millionen Euro, durch den Staat subventioniert.⁵⁶ Dagegen müssen die Betreiber der Offshore Windenergieanlagen in Großbritannien, Irland, Schweden⁵⁷ und in den Niederlanden mit weitaus höheren Belastungen rechnen, da die gesetzlichen Regelungen bisher keine Übernahmen der Netzanschlusskosten bzw. Subventionen für den Netzanschluss vorsehen.⁵⁸

Die doch erheblichen Unterschiede zwischen den Maßnahmen zur Förderung der Offshore Windenergie haben dabei große Auswirkungen auf die Strategie als auch auf die Investitionsentscheidungen der deutschen Energieversorgungsunternehmen.

5 Strategie der deutschen Energieversorger zur Nutzung der Offshore Windenergie

5.1 Neuausrichtung der Erzeugungsstrategie

Das Ziel der Europäischen Union und ihrer Mitgliedsstaaten die Energieversorgung verstärkt auf erneuerbare Energietechnologien zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen auszurichten und erneuerbare Erzeugungstechnologien zu fördern, verlangt auch von den deutschen Energieversorgungsunternehmen die bisherige Erzeugungsstrategie zu überdenken.

Grundsätzlich besteht dabei zwischen den deutschen Energieversorgern ein Konsens über die Notwendigkeit einer drastischen Reduktion der Kohlendioxidemissionen in der Stromerzeugung durch die Substitution von kohlendioxidintensiven Erzeugungstechnologien durch klimaschonende Kraftwerkstechniken. Der in Düsseldorf ansässige Energieversorgungskonzern E.ON strebt dabei durch den kontinuierlichen Ausbau der erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2020 eine Verminderung der Kohlendioxidemissionen innerhalb Europas um 50 Prozent gegenüber dem Niveau von 1990 an.⁵⁹ Vergleichbare strategische Ziele werden auch vom RWE Konzern verfolgt, der durch den Umbau seines Erzeugungsparks die Kohlendioxidemissionen für jede erzeugte Kilowattstunde Strom von derzeit 730 Gramm auf 450 Gramm bis zum Jahr 2020 senken möchte.⁶⁰ Dagegen liegt der Kohlendioxidausstoß der EnBW mit 299 Gramm pro Kilowattstunde bereits heute deutlich unter dem Bundesdurchschnitt von 508 Gramm pro Kilowattstunde. Trotzalledem setzt auch der baden-württembergische Energiekonzern auf einen Umbau des Erzeugungsportfolios, dessen Anteil im Jahr 2020 zu 20 Prozent aus erneuerbaren Erzeugungstechnologien bestehen soll.⁶¹

Neben den großen Energiekonzernen haben aber auch zahlreiche mittlere und kleinere Versorgungsunternehmen, wie beispielsweise der in Oldenburg ansässige EWE Konzern, sowie zahlreiche regional agierende Stadtwerke ihre Erzeugungsstrategie auf eine klimaverträglichere Stromversorgung ausgerichtet. Insbesondere die Stadtwerke München verfolgen dabei das ambitionierte Ziel, den gesamten Strombedarf der bayerischen Landeshauptstadt von 7,5 Terawattstunden bis zum Jahr 2025 vollständig aus regenerativen Stromquellen zu decken.⁶²

Für die Umsetzung einer verstärkt auf erneuerbare Energien ausgerichteten Erzeugungsstrategie kommt jedoch eine Erzeugungstechnologien infrage. In diesem Zusammenhang kam die Unternehmensberatung Horváth & Partners in einer Studie zur Strategieentwicklung der Energieversorgung in Deutschland aber zu dem Ergebnis, dass insgesamt 96 Prozent der befragten führenden deutschen Energieversorgungsunternehmen die Windkraft als die Schlüsseltechnologie für den ökologischen Umbau der Stromerzeugung ansehen.⁶³

Tabelle 4: Vergleich der Kosten und Potenziale regenerativer Erzeugungstechnologien

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: RWE AG (2010), S. 6

Die Gründe für die einseitige Konzentration der Energieversorger auf die Windenergie sind vor allem auf die im Vergleich zu alternativen erneuerbaren Erzeugungstechnologien geringen Stromgestehungskosten und Kohlendioxid-Vermeidungskosten in Kombination mit einem großen Ausbaupotenzial zurückzuführen (siehe Tabelle 4). In der vom Energieversorger RWE durchgeführten Studie zur Energieversorgung der Zukunft taxiert der Energiekonzern die Stromgestehungskosten der Windkraft in Abhängigkeit vom Standort auf 30 bis 90 Euro pro Megawattstunde und die Kosten zur Vermeidung des Kohlendioxidausstoßes auf 0 bis 70 Euro pro Tonne. Lediglich durch den verstärkten Einsatz der Wasserkraft wäre eine günstigere Stromproduktion aus erneuerbaren Energiequellen zu bewerkstelligen, jedoch ist das Ausbaupotenzial mit etwa 4 Terawattstunden im Vergleich zum Potenzial der Windkraft mit circa 110 Terawattstunden in Deutschland limitiert. Im Vergleich zur Wasser- und Windkraft erweisen sich die erneuerbaren Erzeugungstechnologien der Photovoltaik und Geothermie aufgrund hoher Erzeugungskosten und geringer Ausbaupotenziale in Deutschland als ungeeignet, um konventionelle Kraftwerksleistungen zu ersetzten.

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¹ Vgl. Quaschning (2010), S. 14 ff.

² Vgl. Zerta et al. (2011), S. 7.

³ Der Bruttostromverbrauch in der Bundesrepublik Deutschland betrug im Jahr 2009 580 Terawattstunden.

⁴ Vgl. BMU (2010), S. 21 ff.

⁵ Vgl. EWEA (2011), S. 11.

⁶ Vgl. Kruppa (2007), S. 106.

⁷ Vgl. Kühn (2002), S. 77.

⁸ Vgl. Hau (2008), S. 710.

⁹ Vgl. Fraunhofer IWES (2009), S. 11.

¹⁰ Vgl. Lönker (2004), S. 22.

¹¹ Vgl. Richter (2009), S. 11.

¹² Vgl. Lönker & May (2005).

¹³ Thanet ist mit einer Leistungskapazität von 300 MW derzeit der größte Offshore Windpark der Welt.

¹⁴ Vgl. EWEA (2010), S. 4.

¹⁵ Vgl. General Electric (2003).

¹⁶ Vgl. EWEA (2010), S. 2 ff.

¹⁷ Vgl. Fraunhofer IWES (2009), S. 26.

¹⁸ Vgl. Weinhold (2009).

¹⁹ Vgl. EWEA (2011a).

²⁰ Vgl. Kommission der Europäischen Gemeinschaften (2007), S. 3 ff.

²¹ Vgl. Lars, Heun-Rehn & Dratwa (2010), S. 106 ff.

²² Vgl. Oberthür & Ott (2000), S. 200 ff.

²³ Vgl. Kommission der Europäischen Gemeinschaften (2007a), S. 2.

²⁴ Vgl. Benz & Sturm (2008), S. 811.

²⁵ Vgl. Kommission der Europäischen Gemeinschaften (2007a), S. 6.

²⁶ Vgl. Pollak, Schubert & Slominski (2010), S. 139.

²⁷ Vgl. Kommission der Europäischen Gemeinschaften (2008), S. 2 f.

²⁸ Vgl. EWEA (2009), S. 66.

²⁹ Vgl. Great Britain Department of Climate Change (2009), S. 8.

³⁰ Vgl. Diekmann (2008), S.55 f.

³¹ Vgl. Global Wind Energy Council (2011), S.64.

³² Vgl. Bundesrepublik Deutschland (2010), S. 111.

³³ Vgl. Bundesamt für Naturschutz (2011), S. 2.

³⁴ Weitere 69 Offshore Windparkprojekte mit einer Leistung von insgesamt 25.980 Megawatt befinden sich im Genehmigungsverfahren.

³⁵ Vgl. Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (2011).

³⁶ Der Bruttostromverbrauch in der Bundesrepublik Deutschland betrug im Jahr 2009 580 Terawattstunden.

³⁷ Vgl. Wenzel & Nietsch (2010), S. 29 f.

³⁸ Vgl. Swedish Energy Agency (2010), S. 10.

³⁹ Vgl. KPMG (2010), S. 25.

⁴⁰ Vgl. Wind Energy Network Rostock e.V. et al. (2010), S. 1.

⁴¹ Das System der Einspeisevergütung garantiert dem Betreiber eine marktpreisunabhängige Vergütung, wodurch aufgrund des nicht vorhandenen Preisschwankungsrisikos eine erhöhte Investitionssicherheit gewährleistet ist.

⁴² Vgl. Lehmann & Peter (2005), S. 4.

⁴³ Vgl. West LB (2009), S. 46.

⁴⁴ Vgl. BMU (2011), S. 120.

⁴⁵ Vgl. HSH Nordbank AG (2010), S. 51 f.

⁴⁶ Vgl. Koordinierungsstelle Windenergie e.V. (2009), S. 7.

⁴⁷ Vgl. KPMG (2010), S. 31.

⁴⁸ Vgl. HSH Nordbank AG (2010), S. 55.

⁴⁹ Vgl. Lehmann & Peter (2005), S. 12 f.

⁵⁰ Vgl. KPMG (2010), S. 33.

⁵¹ Vgl. HSH Nordbank AG (2010), S. 39.

⁵² Vgl. KPMG (2010), S. 36 f.

⁵³ Vgl. KPMG (2010), S. 25 f.

⁵⁴ Vgl. Fraunhofer IWES (2009), S. 42.

⁵⁵ Vgl. Jarass, Obermair & Voigt (2009), S. 196.

⁵⁶ Vgl. KPMG (2010), S. 26 f.

⁵⁷ Innerhalb Schwedens übernimmt zwar der Netzübertragungsbetreiber die Kosten für den Netzanschluss, jedoch werden die Kosten in Form von Netzentgeltzahlungen an den Betreiber weitergegeben.

⁵⁸ Vgl. KPMG (2010), S. 31 ff.

⁵⁹ Vgl. E.ON AG (2011), S. 49.

⁶⁰ Vgl. RWE AG (2011), S. 7.

⁶¹ Vgl. EnBW Energie Baden Württemberg AG (2011), S. 25.

⁶² Vgl. Stadtwerke München (2009), S. 1 f. Vielzahl von regenerativen

⁶³ Vgl. Horváth & Partners (2010), S. 2.