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Die Anreizwirkungen der bundesdeutschen Förderpolitik auf die Supply Chain im Markt für Windenergie in Deutschland

Diplomarbeit 2011 82 Seiten

VWL - Sonstiges

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Fragestellung und Ziele der Arbeit

2. Historische Entwicklung der Windenergie in Deutschland
2.1 Bisherige Entwicklung der Offshore-Windenergie
2.1.1 Politische Faktoren
2.1.2 Gesetzliche Faktoren
2.1.3 Treibende Faktoren

3. Wirtschaftliche Betrachtung
3.1 Finanzierung
3.2 Projektkosten
3.3 Gesamtes Investitionsvolumen
3.4 Investitionsnebenkosten
3.5 Betriebskosten
3.6 Stromentstehungskosten
3.7 Kostensenkungspotenziale
3.8 Rendite und Ausblick

4. VWL-Sichtweise
4.1 Energieimporte
4.2 Energieeffizienz
4.3 Energiepolitik
4.4 Potenziale Offshore-Windparks

5. Wertschöpfungskette
5.1 Grundlagen / Probleme
5.2 Aufbau und Logistik eines Windparks
5.3 Varianten der Offshore-Logistik
5.3.1 Variante 1
5.3.2 Variante 2
5.3.3 Variante 3
5.4 Akteure der Wertschöpfungskette
5.5 Häfen als Standortvorteil
5.6 Arbeitsmarkt
5.7 Standortfaktoren und räumliche Nähe
5.7.1 Modell von Alfred Weber
5.7.2 Neoklassische Modelle vs. Behavioristische Modelle
5.7.3 Innovationen
5.7.4 Agglomerationseffekte
5.7.5 Wissenstransfer
5.7.6 Unternehmenscluster
5.7.7 Arten von Wissen
5.8 Praxisbeispiel Region Bremerhaven
5.9 Fazit

6. Förderinstrumente
6.1 Energiepolitische Instrumente
6.1.1 Institutionelle Instrumente
6.1.2 Monetäre Instrumente
6.1.2.1 Einspeisevergütung
6.1.3 Mengensteuerung
6.1.3.1 Das Quotenmodell
6.1.4 Förderprogramme
6.2 Bewertung

7. Anreizwirkungen der EEG auf die Wertschöpfungskette
7.1 Auswertungen der Umfrage
7.1.1Energieversorger
7.1.2 Logistikunternehmen
7.1.3 Zulieferer
7.2 Fundamentale Betrachtung der Anreizwirkungen
7.2.1 WEA-Hersteller
7.2.2 Energieversorger
7.3 Zusammenfassung und Ausblick

8. Fazit

Anhang

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Energieverbrauch Vergleich pro Kopf

Abbildung 2: Vergleich Wirtschaftswachstum und Energieverbrauch in

Deutschland

Abbildung 3: Akteure der Wertschöpfungskette

Abbildung 4: Produkttheorie

Abbildung 5: Auswirkungen der Umweltsteuer

Abbildung 6: Investitionen in WEA

Abbildung 7: Umsätze der WEA-Hersteller

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Zeitrahmen Windenergie

Tabelle 2: Offshore-Entwicklung

Tabelle 3: Projektkosten

Tabelle 4: Abhängigkeit Energieimporte

Tabelle 5: Angaben der WEA-Hersteller

Tabelle 6: Verwendete Ressourcen

Tabelle 7: Deutsche Offshore-Häfen

Tabelle 8: Berufe in der Wertschöpfungskette

Tabelle 9: Anteil an erneuerbaren Energien

1 Einleitung

„Nichts ist mächtiger als eine Idee, deren Zeit gekommen ist.“[1]

Das obere Zitat von Victor Hugo Zitat aus dem Jahre 1869 lässt sich auch auf unsere Zeit interpretieren. Spätestens seit dem Reaktorunglück in Fukushima wird der weltweiten Bevölkerung vor Augen geführt, welche Restrisiken durch Atomenergie entstehen können. Auch wenn die Atomenergie in Deutschland als sicher gilt, so ist es im Zuge der Energiewende ein wichtiger Schritt, einen für die Zukunft aufgelegten Energiemix anzubieten. Hierbei wird die Offshore­Windenergie eine substanzielle Rolle spielen. Da sich diese Technologie noch im Anfangsstadium befindet, ist es umso wichtiger diese effektiv zu fördern und Kapazitäten kontinuierlich auszubauen. Die Erzeugung von Strom durch Offshore-Windenergie senkt schließlich nicht nur die CO2 -Emissionen, son­dern bildet vielmehr auch die Grundlage für einen neuen Wirtschaftszweig. Arbeitsplätze werden gesichert und neue direkt und indirekt geschaffen. Zudem werden neue innovative Produkte generiert, was gerade auch regional benach­teiligten Regionen Wachstumsimpulse verspricht. Damit diese Potenziale auch vollständig abgerufen werden können und nicht an Deutschland vorbeiziehen, muss sich diese Art der Stromerzeugung sobald und so intensiv wie möglich in Deutschland durchsetzen.

1.1 Fragestellung und Ziele der Arbeit

Die Erzeugung von Offshore-Windenergie ist zurzeit noch mit relativ hohen Risiken, zum Teil unkalkulierbaren Kosten und Bürokratie verbunden. Zudem besteht zurzeit noch ein Mangel an Know-how, den es zu beseitigen gilt. Die entsprechende Förderung dieser Technologie ist ein wichtiger Schritt der Bun­desregierung. Die vorliegende Diplomarbeit hat sich zum Ziel gesetzt, die Anreizwirkungen der Bundesdeutschen Förderung auf die Wertschöpfungsket­te im Offshore-Markt zu analysieren. Der Fokus der Arbeit richtet sich auf die Förderung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Die einzelnen Ket­ten der Wertschöpfung sollen mithilfe von Umfragen und Analysen untersucht

werden, um einfach zu veranschaulichen, welche Anreize die Unternehmen in der Praxis tatsächlich erreichen und welche Auswirkungen sie auf die jeweilige Entwicklung der betroffenen Regionen haben.

2. Historische Entwicklung der Windenergie in Deutschland

Die historische Entwicklung der Windenergienutzung lässt sich grundsätzlich in sechs Phasen unterteilen: die Pionierphase (1970-1986), die Veränderungen im energiepolitischen Umfeld (1986-1990), der erste Windenergieboom (1991­1995), der Entwicklungsknick (Mitte der 1990er Jahre), ein zweiter Windener­gieboom (1998-2002) sowie eine darauffolgende Konsolidierung und der Be­ginn der Offshore-Planung (ab 2002).

In der Pionierphase bzw. der Experimentierphase trug die Windenergie nur zu einem Bruchteil der Energieversorgung in Deutschland bei. In dieser Phase konnte man die Windenergieanlagen in zwei Lager trennen. Auf der einen Sei­te entstanden die Windenergieanlagen mit geringen Stromerzeugungskapazitä­ten, größtenteils für den Eigenbedarf von Landwirten sowie Ingenieuren und Bastlern. Auf der anderen Seite wurde mithilfe der Regierung versucht Groß­windanlagen zu entwickeln. Diese Phase wurde zunehmend von der Ölpreiskri­se sowie durch den Beginn der Anti-Atom-Kraft-Bewegung geprägt.

Die zweite Phase (1986-1990) wurde bestimmt durch die Kernschmelze im Reaktor von Tschernobyl. Durch diesen Super-GAU wurde der Bevölkerung vor Augen geführt, wie gefährlich die Atomenergie sein kann bzw. welche dramatischen Folgen durch sie entstehen können. Zudem wurden in den 1980er Jahren erste Studien zum Klimawandel veröffentlicht. Dies führte dazu, dass sich in Deutschland ein neues Umweltschutzbewusstsein entwickelte. Desweiteren entstand eine neue Förderungspolitik. In den 1980er Jahren wur­den die ersten Förderprogramme für die Windenergie in Schleswig-Holstein und Niedersachsen initiiert. [2]

Auf Bundesebene wurde das „250 MW Wind“-Förderprogramm aufgelegt, welches entweder als Investitionszulage oder als Zulage zur Einspeisevergütung in Anspruch genommen werden konnte. Windenergieanla­genbetreiber wurden dadurch über 15 Jahre lang zusätzlich zu der Einspeisevergütung unterstützt. [3] Zusätzlich wurden auf Länderebene Förder­programme aufgelegt. Durch diese Kombination aus Bund- und Länderförder­mittel wurden starke Anreize für Unternehmen geschaffen, um in den Wind­energiemarkt zu investieren. [4]Über 1 Mrd. Euro wurde von den Bundesländern von 1991 bis 2001 für erneuerbare Energien investiert, davon 14,5% in Wind­energie.

In der dritten Phase (1991-1995) entstand eine neue Dynamik auf dem Wind­energiemarkt. Der Markt wurde professioneller und kommerzieller. Hervorzu­heben ist die Verabschiedung des Stromeinspeisungsgesetzes. So wurde eine berechenbare Grundlage zur Kalkulation der Vergütung für die Betreiber von Windenergieanlagen geschaffen. Weitergehend wurde die Effizienz der Anla­gen mithilfe von technischen Innovationen deutlich gesteigert. Es entstand ein erhöhter Wettbewerb unter den Herstellern. Da auch die Anlagen immer größer wurden, mussten sich der Bund und die Länder mit der räumlichen Steuerung befassen, weil es zu ersten Konflikten mit dem Umwelt- und Naturschutz kam. Das Stromeinspeisungsgesetz trat am 1. Januar 1991 in Kraft und leitete eine dynamische Entwicklung des Windenergiemarktes mit ein. Die Energieversor­ger waren von nun an verpflichtet, den in ihrer Region erzeugten Strom aus der Windkraft abzunehmen und mit mindestens 90% des Durchschnittserlöses der Stromabgabe an Endverbraucher des Vorjahres zu vergüten. Der Bund wollte hiermit ein Zeichen für die Bereitschaft der Reduktion der CO2 Emission set- zen. [5]

Das Bundesförderprogramm „250 MW“ wurde massiv ausgebaut, was der Windenenergie zum Durchbruch verhalf. Es löste eine große Anzahl an Anträ­gen für neue Windenenergieanlagen aus. [6]

Die vierte Phase begann Mitte der 1990er Jahre und wird als Entwicklungs­knick bezeichnet. Eine Verkettung verschiedener Problemen führte in dieser Phase zu einem Markteinbruch im Windenenergiesektor. Abzulesen ist der Einbruch an der sinkenden Beschäftigungszahl sowie der installierten Anlagen pro Jahr. Nach dem Boom kam es zu einer Konsolidierung in der Branche. Förderprogramme liefen aus, Genehmigungsverfahren für neue Windenener­ gieanlagen zogen sich in die Länge. Allmählich bildete sich in der Bevölkerung Widerstand gegen neue große Windenergieanlagen und infolgedessen zögerten die Banken bei der Finanzierung neuer Projekte.

In der fünften Phase (1998-2002) kam es am Windenergiemarkt zu einem zweiten Boom. Dieser war möglich, da in den Jahren zuvor durch die Konsoli­dierung und den Wettbewerb die bestehenden Unternehmen bzw. Windanla­genbetreiber sich restrukturiert bzw. neu aufgestellt hatten. Zudem wurden durch eine rot-grüne Regierung auch in politischer Hinsicht neue Impulse ge­setzt. So wurde die rechtliche Unsicherheit durch das Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG) beseitigt. Die neue Regierung hatte auch ein neues Klimaschutz­programm ins Leben gerufen. Der Europäische Gerichtshof unterstützte die Vorhaben, indem er das Stromeinspeisungsgesetz mit dem EU-Recht vereinbar nannte. Dies führte zu neuem Optimismus bei den Investoren, Betreibern und den Anlagenherstellern. Hinzu kam der technische Fortschritt der die Anlagen noch effizienter werden ließ.[7]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

In der sechsten Phase (ab 2002) lassen sich zwei neue Trends erkennen. Zum Einen stagniert der Onshore-Ausbau bzw. ist sogar rückläufig, zum Anderen entsteht ein neuer Sektor: die Offshore-Windenergie. [8] (vgl. Tabelle 1) Dies be­deutet, dass eine Verlagerung der Stromerzeugung auf das offene Meer ent­steht. Allerdings ist die technische Realisierung von Offshore-Standorten zu diesem Zeitpunkt noch recht kompliziert. Auch die Wirtschaftlichkeit wird noch in Frage gestellt. Es sind zudem keine ausreichenden Netzkapazitäten vorhanden. Dazu müssten sehr kostenintensive Hochspannungsleitungen von Nord- nach Süddeutschland gelegt werden, was auf zunehmenden Protest der lokalen Bevölkerung stößt. [9] Dennoch ist man sich in der Bundesregierung so­wie bei den anderen beteiligten Akteuren sicher, dass die Offshore­Windenenergie zentralisiert und industrialisiert werden soll, um im großen Maßstab bundesweit zur Energieversorgung beizutragen. [10] [11]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.1 Bisherige Entwicklung der Offshore-Windenergie

Die Bundesregierung geht von einem enormen Potenzial für die Offshore­Windenergieerzeugung aus und hat sich daher zum Ziel gesetzt, dass bis zum Jahr 2020 mindestens 20% des Strombedarfs aus regenerativen Energien er­zeugt werden. Damit dieses Ziel verwirklicht werden kann, muss das Offshore­Potenzial ausgeschöpft werden. Nach Plänen der Bundesregierung sollen bis zum Jahr 2030 Offshore-Windparks mit einer Leistung von ca. 20.000-25.000 Megawatt errichtet werden. Die Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee sollen rund 15% des Bedarfs in Deutschland decken. Somit wird der Offshore­Windenergie ein hoher Stellenwert beigemessen, um die Importunabhängigkeit zu gewährleisten. [12] Die Anfänge der ersten Offshore-Windparks gehen bis in die 1970er Jahre zurück. Die ersten Prototypen sind in den Niederlanden, Dä­nemark und Schweden gebaut worden. Bei diesen Projekten handelte es sich aber lediglich um kleine Anlagen in küstennahen Standorten, welche nicht wirtschaftlich betrieben werden konnten. Es handelte sich dabei um Anlagen der 500kW-Klasse. Danach entstanden EU-weit neue Projekte zum Thema Offshore-Windenergie. Beteiligt waren vor allem Energieversorger, Behörden sowie weitere Großkonzerne. Ab 2002 entstanden die ersten kommerzialisier­ten Offshore-WEA mit einer Nennleistung von bis zu 2 MW auf hoher See, basierend auf den Onshore-WEA mit speziellen Modifikationen. Somit hatten die ersten großen Offshore-Projekte eine Gesamtleistung von bis zu 160 MW. Um jedoch Offshore-WEA möglichst schnell wirtschaftlich zu betreiben, fo­kussieren sich die Betreiber und Hersteller auf immer höhere Megawattleistun­gen. So sind in der zweiten kommerzialisierten Generation von Offshore-WEA Leistungen von 3-5 MW gebaut worden. Gleichzeitig wurde jedoch an Anla­gen mit 5 MW und mehr gebaut. So versuchen viele Hersteller direkt in der höchsten Klasse einzusteigen. Allerdings ist dies auch mit Risiken verbunden, da es einen enormen technischen Sprung unumgänglich macht. Die Kosten der Offshore-WEA sind jedoch sehr stark von ihrem Standort abhängig, z.B. von der Wassertiefe, vom Windangebot sowie der Netzanbindung. Die in Deutsch­land beantragten Projekte basieren auf Wassertiefen von 15-35 m und haben mehr als 50 km Weg zum Netzanschluss. Da für derartige Wassertiefen und Entfernungen noch keine Referenzprojekte existieren, muss das entsprechende technische Know-how noch entwickelt werden. Diese Umstände sind durch gesetzliche Rahmenbedingungen von der Regierung geschaffen worden. [13] Die folgende Grafik zeigt den aktuellen Stand(vgl. Tabelle 2):

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2: Offshore-Entwicklung

Quelle: In Anlehnung an https://www.offshore-info.de/ioomla/index.php/der-offshore-windkraft- markt/marktteilnehmer/uebersicht-projektierer-und-betreiber-von-windparks.

2.1.1 Politische Faktoren

Die in Deutschland herrschenden Rahmenbedingungen sind mit anderen Län­dern nicht zu vergleichen, da hier die Offshore-Parks in größeren Entfernungen zur Küste errichtet werden und somit auch in tieferen Gewässern erbaut wer­den müssen. Dies hat Auswirkungen auf die zu benutzende Technik, Aufbau, Fundamente und Wartungsintervalle. Trotzdem hat sich die Bundesregierung ambitionierte Ziele gesetzt und möchte bis zum Jahr 2020 den Anteil der er­neuerbaren Energien auf 20% erhöhen. Es wird sogar davon ausgegangen, dass auch ein Wert von 25% realistisch sei. 2050 soll der Anteil von erneuerbaren Energien am Primärverbrauch sogar bei 50% liegen. Ein besonders hoher Stel­lenwert wird der Offshore-Windenergie beigemessen. So soll sie einen mögli­chen Stromertrag von 85 bis 100 TWh liefern. Zurzeit wird die Energieversor­gung durch konventionelle Energieträger sowie durch Atomkraft sicher ge­stellt. Da die Laufzeitverlängerung der Atomkraftwerke nach dem Reaktorun­glück von Fukushima in Japan wieder rückgängig gemacht worden ist, werden die Erwartungen an die Offshore-Windenergie noch höher ausfallen. Das be­deutet, dass eine Energieeffizienzsteigerung zusammen mit dem Einsatz erneu­erbarer Energien auch ohne Atomkraft die Versorgungssichert garantieren soll. Um diese Langfristziele zu erreichen, müssen konstant neue Offshore­Windenergieanlagen installiert werden. Damit dieses Vorhaben realisiert wer­den kann, hat die Regierung gesetzliche Maßnahmen, wie das EEG sowie das Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz aufgelegt. [14]

2.1.2 Gesetzliche Faktoren

Das EEG trat im April 2000 in Kraft. Seitdem wird es jedoch ständig ange­passt, um sich der dynamischen Entwicklung der erneuerbaren Energien adä­quat anzugleichen. So wird die nächste Änderung im Januar 2012 in Kraft tre­ten. Das EEG bietet den Akteuren im Erneuerbare-Energien-Sektor stabile Rahmenbedingungen. Demnach erhalten die Betreiber über eine Dauer von 20 Jahren einen festen Vergütungssatz für ihren Strom. Der Vergütungssatz ist allerdings abhängig vom Standort und von der Technologie. Der Vergütungs­satz ist degressiv festgelegt, um auch den EU-Richtlinien zu entsprechen sowie Anreize für technologischen Fortschritt und zur Kostenreduktion zu setzen. Desweiteren ist im EEG geregelt, dass der Strom aus Erneuerbare-Energien- Anlagen bevorzugt behandelt wird. Das bedeutet für die Betreiber eine garan­tierte Abnahmesicherheit sowie einen unverzüglichen Anschluss der Erneuer- bare-Energien-Anlage ans Stromnetz. Das EEG wird benötigt, um die Benach­teiligung zu den konventionellen Energieträgern auszugleichen. Kohle und Atomstrom wurden jahrzehntelang subventioniert und bilden somit keine fairen Marktpreise ab. Weitergehend werden die externen Kosten wie Umweltver­schmutzung und Emissionen nicht im Preis für Strom abgebildet. Die EEG- Förderung soll helfen, diese Ungleichheiten schneller auszugleichen, bis diese unter Wettbewerbsbedingungen am Markt kosteneffizient bestehen können. Mithilfe des EEG konnte von 1999-2009 der Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch von 5,4% auf 16% verdreifacht werden. Im Jahr 2009 konnten dank des EEG alleine 74 Millionen Tonnen CO2-Emissionen eingespart wer­den. Das entspricht den jährlichen Emissionen vom EU-Staat Rumänien. Windkraftanlagen auf dem Festland erhalten eine Anfangsvergütung von 9,2 Cent/kWh. Nach dieser Anfangszeit verringert sich die Vergütung auf eine Grundvergütung in Höhe von 5,02 Cent/kWh. Bei Anlagen mit einem geringe­ren Ertrag kann sich der Zeitraum um zwei Monate je 0,75% Minderertrag ver­längern, zu dem 150% Referenzertrag. Der Referenzwert richtet sich nach dem Typ der Windkraftanlage. Alle Windkraftanlagen, die vor dem 1.1.2014 in Be­trieb genommen werden, haben einen Anspruch auf den Systemdienstleitungs­bonus. Dieser kann realisiert werden, wenn die Voraussetzungen aus § 66 Abs. Ziff. 6 EEG erfüllt sind. Da die Kosten für Offshore-Windkraftanlagen deutlich höher sind, wurden die Vergütungssätze im Jahr 2009 erhöht. Die Offshore­Windanlagen erhalten die Anfangsvergütung über eine Dauer von zwölf Jah­ren. Zudem wird der Referenzertrag nicht berücksichtigt. Der Vergütungssatz beträgt in den Anfangsjahren 13 Cent je kWh. Diese Vergütung verlängert sich auch mit dem Abstand zur Küste: ab 12 Seemeilen um 0,5 Monate je Seemeile. Ab einer Wassertiefe von 20 Metern verlängert sich die Anfangsvergütung um 1,7 Monate je zusätzlichen Meter. [15] Die EEG Novelle 2012 verbessert noch einmal die Konditionen für den Wind auf See:

- So wird die Sprinterprämie (2ct/kWh) in die Anfangsvergütung hinzu­gefügt, sodass diese von 13 auf 15 ct/kWh steigt.
- Der Degressionsbeginn wird von 2015 auf 2018 verschoben.
- Einführung des Stauchungsmodells: Anfangsvergütung steigt auf 19 ct/kWh, wird aber nur acht Jahre lange ausgezahlt, statt wie zuvor zwölf Jahre. Im Anschluss daran bleibt die von Küstenentfernung und Wassertiefe abhängige Verlängerungsphase.
- Zur Erleichterung der Finanzierung wird das 5Mrd.-Programm der KfW Bank aufgelegt.
- Die Befristung der Netzanbindungspflicht wird gestrichen. [16]

Das am 17.12.2009 in Kraft getretene Infrastrukturgesetz regelt, dass die Netz­betreiber für den Anschluss der Offshore-Windparks sorgen müssen. Dies stellt eine enorme Entlastung für die Betreiber der Offshore-Windparks dar, denn die Netzanschlusskosten können bis zu einem Drittel der Gesamtkosten betragen. [17] Zudem werden auch die Leitungsverluste aus den Seekabeln von den Netzbe­treibern übernommen. Die Kosten hierfür werden dann bundesweit umgelegt. Weil darüber hinaus die Windkraftleistung vom Norden Deutschlands in den Süden transportiert werden muss, muss auch das deutsche Hochspannungsnetz bis zum Jahr 2015 um 850 Kilometer wachsen. Die Kosten hierfür belaufen sich nach Schätzungen der Beteiligten Netzbetreiber auf über 1,1 MRD Euro. [18] Die Erneuerbare-Energien-Branche ist ein starker Wachstumsmarkt geworden und hat bislang schon ca. 280.000 Arbeitsplätze geschaffen. An dieser Stelle wird nun deutlich, wie erfolgreich die Branche als das wichtigste Klimaschutz­instrument für Deutschland ist. Dieses erfolgreiche System wurde zum Teil sehr ähnlich in über 50 anderen Ländern übernommen. [19]

2.1.3 Treibende Faktoren

Gründe für eine schnelle Expansion der erneuerbaren Energien gibt es ver­schiedene. Zum Einen gefährden kontinuierlich steigende Ölpreise die Welt­wirtschaft. Zusätzlich drohen militärische Konflikte um knappe Ressourcen. Auf der anderen Seite steigen mit der Nutzung von fossilen Energieträgern die CO2-Emissionen. Somit ist es wichtig, frühzeitig Klimaschutzmaßnahmen zu ergreifen. Aus diesem Anlass hat die EU die Richtlinie 2001/77 EG zur Um­setzung aufgelegt. [20] Hier werden die EU Staaten dazu verpflichtet, geeignete Instrumente zu entwickeln, um die Zielvorgaben zum Ausbau der erneuerbaren Energien zu erreichen. [21] Ein weiterer wichtiger Faktor ist, dass die Welten­energiebehörde von einem Anstieg des Energieverbrauchs um 40% bis 2020 ausgeht. Hiermit wird deutlich, dass ein Umdenken unumgänglich ist und man das Vorantreiben der erneuerbaren Energien ernsthaft forcieren muss. [22] Durch die Förderung erneuerbarer Energien entsteht ein ganz neuer Markt für die Be­teiligten. [23] Es werden neue Arbeitsplätze geschaffen indem Industrieparks an­gesiedelt werden. So profitiert vor allem auch die regionale Wirtschaft vom Bau eines Offshore-Windparks. Es müssen z.B. Häfen ausgebaut werden, Windanlagenhersteller bauen neue Fabriken in Küstennähe und die gesamte Logistik muss aufgebaut werden. Somit müssen sich die Beteiligten an den Erneuerbaren Energien zum Ziel setzen, diese so schnell wie möglich wirt­schaftlich betreiben zu können. Dazu sollen im folgenden Kapitel die Gesamt­kosten bzw. die wirtschaftliche Betrachtung eines Offshore-Windparks analy­siert werden.

3. Wirtschaftliche Betrachtung

Dieses Kapitel beschäftigt sich mit der betriebswirtschaftlichen Sichtweise von Offshore-Windparks. Es werden hier die verschiedenen Kosten aufgezeigt und analysiert.

3.1 Finanzierung

Die Finanzierung von Offshore-Windprojekten ähnelt der von Onshore- Windprojekten. Das bedeutet konkret, sie erfolgt in Form von Projektfinanzie­rungen. Das nötige Kapital für die Investitionen wird auf dem Kapitalmarkt beschafft. Das Eigenkapital wird meistens über Fonds durch Projektgesell­schaften im privaten Sektor eingesammelt. Die Höhe des Eigenkapitals liegt in der Regel zwischen 10 bis 30 % des gesamten Investitionsvolumens. Bei der Projektfinanzierung müssen alle laufenden Kosten aus dem Projekt finanziert werden. [24]

Weitere Kosten entstehen bei der Inbetriebnahme der WEA durch:

- Betriebspersonal
- Wartungskosten
- Kapitalkosten
- Grundstückskosten
- Versicherungskosten
- Steuern
- Verbandsbeiträge
- Sonstige

Die Haupteinnahmen der WEA werden durch den Stromverkauf generiert. Die Einnahmen aus den Stromverkäufen sind im EEG klar definiert und abhängig von der Wassertiefe sowie der Entfernung zur Küste. Weitere Einnahmen kön­nen zum Beispiel Zinseinnahmen aus Rücklagen darstellen. Diese spielen hier­bei aber nur eine untergeordnete Rolle (vgl. 2.1.1 Politische Faktoren). Durch diese Subventionierung wird im Durchschnitt jeder deutsche Haushalt mit 5,15 Euro monatlich belastet. [25] Überschüssige liquide Mittel werden zum Aufbau von Rücklagen für unvorhersehbare Mindereinahmen wie Betriebsstörungen und Schwachwindzeiten gebildet. Die restlichen liquiden Mittel werden dann als Dividende an die Kommanditisten und Anteilseigner ausgeschüttet.[26]

3.2 Projektkosten

Die Höhe der gesamten Projektkosten ergibt sich, wie die nachfolgende Grafik zeigt, aus den Betriebskosten und den gesamten Kosten für die Investition, welche aus den Investitionskosten und den Investitionsnebenkosten gebildet werden. (vgl. Tabelle 3)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 3: Projektkosten Quelle: In Anlehnung an Treder, 2004, S.15.

3.3 Gesamtes Investitionsvolumen

Die Kosten betragen pro installiertes MW für einen Offshore-Windpark ca. 2,5 Mio. Euro. Sie können jedoch je nach Standort abweichen und sind im Durch­schnitt doppelt so hoch wie für einen Onshore-Windpark. Die DENA Netzstu­die geht davon aus, dass im Jahr 2020 eine Leistung von 20.400 MW Strom vor der deutschen Küste produziert wird. Dies würde demnach 15% des deut­schen Stromverbrauchs decken. Dieses Unternehmen würde ein gesamtes In- vestitionsvolumen von 50 Mrd. Euro haben. [27]

3.4 Investitionsnebenkosten

Den höchsten Kostenfaktor bei den Investitionsnebenkosten bilden die Netzan­bindungskosten. Das deutsche Stromnetz muss massiv ausgebaut werden, um den Strom von der Küste abzutransportieren. Laut der DENA Netzstudie wer­den zusätzlich 850 Kilometer Hochspannungstrassen benötigt, um die Ziele der Bundesregierung zu verwirklichen. Dies würde die Netzbetreiber 1,1 Mrd. Eu­ro kosten. Zusätzlich sind die Netzbetreiber dazu verpflichtet, die Verkabelung vom Windpark bis ins Stromnetz von jeder WEA zu gewährleisten.

3.5 Betriebskosten

Die Betriebskosten einer Offshore-WEA haben einen enormen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit. Die Kosten für Betrieb und Instandhaltung belaufen sich bei Offshore-WEA auf 20 bis 25 %. Der Anteil bei Onshore-WEA liegt lediglich bei 10 bis 15%. Die Erfahrungswerte der letzten Jahre zeigen, dass die Kosten für Betrieb und Instandhaltung teilweise bis zum dreifachen Wert des zuvor kalkulierten Budgets steigen können. Diese Kostenzunahme wurde vor allem bei Offshore-WEA der Multi MW-Klasse festgestellt. Der Kostenanstieg lässt sich dabei auf verschiedene Faktoren zurückführen. Ein Aspekt dabei ist, dass die neuen Anlagen in immer unwirtschaftlicheren Umgebungen aufgestellt werden und immer stärkere Turbinen verwenden. Dies führt dazu, dass viele Komponenten dieser Anlage noch nicht lange erprobt worden sind und somit Pilotcharakter besitzen. Das bedeutet, dass sich die Laufzeiten der Anlagen verkürzen. Ein weiterer Faktor ist, dass durch den Boom der letzten Jahre bei den Offshore-WEA die Wertschöpfungskette überfordert war bzw. nicht im Stande war die angefragten Kapazitäten bereitzustellen. Somit mussten Kom­ponenten kurzfristig bei fremden Produktionsstätten geordert werden. Wie sich jedoch später zeigte, hatten diese Offshore-WEA überdurchschnittlich viele Fehler in Getrieben, Rotorblättern und Generatoren. Somit ergibt sich als ein besonders wichtiger Faktor, welcher zu erhöhten Kosten führt, der unplanmä­ßige Austausch von Ersatzteilen. So kostet ein neues Getriebeboxlager im Ein­kauf lediglich 2000 Euro, jedoch steigen die Kosten für den unplanmäßigen Austausch eines solchen Lagers auf bis zu 200.000 Euro an. Es wird ange­nommen, dass im Jahr 2030 die Kosten für Betrieb und Instandhaltung bei 10 Mrd. Euro liegen werden. Umso wichtiger sind somit vorausschauende und präventive Instandhaltungsstrategien, um langfristig unnötige Kosten zu ver- meiden bzw. das wirtschaftliche Risiko zu minimieren. [28]

3.6 Stromentstehungskosten

Onshore-WEA erreichen an guten Standorten heute schon Stromentstehungs­kosten, die im Bereich von konventionellen Kraftwerken liegen. Sie belaufen sich auf Werte, die zwischen 0,06 und 0,08 Euro/kWh liegen. Die Offshore- WEA erreichen selbst, trotz höherer Volllaststunden, Werte zwischen 0,10 und 0,14 Euro/ kWh. Der Unterschied liegt vor allem darin, dass die Betriebskosten und die Installation auf dem Meer deutlich teurer sind. Somit haben die Offshore-WEA noch keine wettbewerbsfähigen Stromentstehungskosten. Offshore-WEA, die in Küstennähe liegen, erreichen durchschnittlich 0,145 Euro/kWh. Offshore-WEA hingegen, welche einen küstenfernen Standort be­ziehen, erreichen bereits jetzt 0,117 Euro/kWh. Jedoch sind bei diesen die In- stallation, die Betriebskosten und die Netzanbindung deutlich teurer. [29]

3.7 Kostensenkungspotenziale

Offshore-WEA können im Durchschnitt noch nicht zu wettbewerbsfähigen Preisen Strom produzieren. Somit ist es für die zukünftige Entwicklung von enormer Bedeutung, Kostensenkungspotenziale zu erkennen und zu fördern. Offshore-Parks werden erst durch eine hohe Anzahl von Turbinen wirtschaft­lich. Das bedeutet, dass man die Kosten in Zukunft durch Serienfertigung, grö­ßere Einkaufsvolumina und Lerneffekte eindämmen kann. So könnten zudem auch Synergieeffekte der verschiedenen Betreibergesellschaften genutzt wer­den. Wenn es die geografische Lage zulässt, könnten z.B. mehrere Offshore­Windparks über ein gemeinsames Seekabel verbunden werden, um den Strom ans Land zu transportieren. [30] Nach einer Studie von PWC ergibt sich weiteres Kostensenkungspotenzial im Errichtungsablauf eines Offshore-Windparks. Durch die aktuell zu erwartende Konjunkturerholung sollten sich die Preise für Baustoffe wie Stahl und Beton, welche einen erheblichen Anteil an der Inves­titionssumme haben, nicht senken sondern eher steigen. Weiterhin ist fraglich, ob man zusätzlich durch größere Einkaufsvolumina die Preise bei den Liefe­ranten senken könnte, weil deren Produktionskapazitäten vollständig ausgelas­tet würden bzw. es sogar jetzt schon zu Lieferengpässen kommt und die Ab­nehmer zu Zukäufen von fremden Herstellern gezwungen werden.

3.8 Rendite und Ausblick

Eine aktuelle Studie von KPMG hat ergeben, dass bei einem Offshore- Windpark-Projekt mit einer Rendite von zurzeit 7% gerechnet werden kann. Diese Rendite ist allerdings auch mit weniger risikoreichen Projekten bzw. auch mit dem Bau von Offshore-Windparks in Großbritannien zu erzielen. Dies ist ein wichtiger Grund, warum bisher nur ein kommerzieller Offshore­Windpark (Baltic1) in Betrieb genommen worden ist. Hinzu kommt, dass die­ser Offshore-Windpark vergleichsweise klein ist, denn sogar der Prototyp Park Alpha Ventus ist größer. Zudem dauern Genehmigungsverfahren zum Bau der erforderlichen Hochspannungstrassen 10-15 Jahre. Diese Faktoren erschweren die Finanzierung von neuen Offshore-Parks durch Banken. Dies ist auch ein Grund, warum die großen Energieversorger Eon, RWE, Vattenfall und ENBW im Ausland schon längst Offshore-Windparks errichten und sich in Deutsch­land lediglich die Genehmigungen sichern. [31] Dies erklärt das Hinauszögern von Projekten. Die Stromkonzerne haben ein Interesse daran, die Förderkondi­tionen weiter zu verbessern um gleichzeitig die Rendite für sich selber zu erhö­hen. Sie begrüßen daher die neusten Änderungen im EEG wie z.B. die Beibe­haltung des Sprinterbonus, bei dem die Anfangsvergütung von 15 ct/ KWh für Offshore-Strom auch nach 2015 erhalten bleibt. Zudem plant die Regierung ein sogenanntes Stauchungsmodell einzuführen, bei dem die Gesamtförderung zwar gleich bleibt, aber schon nach 9 Jahren vollständig abgerufen werden kann. Weitergehend wird ein höherer Vergütungssatz von bis zu 19 ct/kWh gefordert. Hierdurch würde sich die Projektrendite erhöhen und die Finanzie­rung dieser sehr langfristigen Projekte vereinfachen. [32] Die Betreiber hätten somit in den ersten neun Jahren höhere Renditen zu erwarten und könnten im Anschluss den Strom aus den abgeschriebenen WEA zu Marktpreisen anbieten.

4. VWL-Sichtweise

Deutschland ist mit ca. 82 Mio. Einwohnern auf einer Fläche von 357.104 qkm das bevölkerungsreichste Land der EU. Die Bevölkerungsdichte liegt bei 229 Einwohnern pro qkm. Es liegt eine föderale Struktur auf drei Ebenen vor, das bedeutet Bund, Länder und Kommunen. Da Deutschland und China die größ­ten Exportnationen der Welt sind, wurde auch Deutschland im Zuge der Welt­wirtschaftskrise durch den Einbruch der Nachfrage an deutschen Gütern stark negativ beeinflusst. Aktuell befindet sich die Bundesrepublik in einem starken Aufschwung. Die Arbeitslosenquote ist auf 6,9% gesunken und die Wirtschaft wächst mit einem BIP von 3,3, trotz der Euro-Krise um die Verschuldung von Griechenland, Portugal und Irland, stabil. Auch die hohe US- Staatsverschuldung bzw. die Diskussionen um eine nötige Anhebung der Staatsoberschuldengrenze konnten dieses Wachstum nicht beeinflussen. Deutschland ist, gemessen an seinem pro Kopf Energieverbrauch, einer der größten Energieverbraucher der Welt. Zudem besteht bei der Industrienation Deutschland gerade bei den Energieträgern eine enorme Rohstoffabhängigkeit. Die Energieimporte beschränken sich zudem auf einige wenige Länder, was langfristig gefährlich werden kann. Diese makroökonomische Einordnung ist deswegen von großer Bedeutung, da die gesamtwirtschaftliche Lage, die Res­sourcen, die Infrastruktur und die gesellschaftlichen Ansichten zu einem gro- ßen Teil die Struktur des Energiesystems von Deutschland beeinflussen. [33] [34]

4.1 Energieimporte

Die Importquote von Energieträgern ist in Deutschland in den letzten Jahren rasant gestiegen. Zurzeit werden ca. 75% der benötigten Energieträger impor­tiert. Die Tendenz ist weiter steigend, da die Vorräte an Öl und Gas begrenzt sind und der Anteil der in Deutschland geförderten Steinkohle immer geringer wird. Die Kosten sind trotz hoher Subventionen immer noch hoch. Die Kohle­subventionen kosten den Steuerzahler ca. 2 Mrd. Euro pro Jahr. [35] Zudem sollen ab 2014 auf Druck der EU hin die Förderzahlungen komplett eingestellt wer­den. Die Grafik verdeutlicht, dass 97% des Ölbedarfs, 82% des Bedarfs an Erdgas, 60% des Bedarfs an Steinkohle und 100% des Bedarfs an Uran bereits jetzt importiert werden müssen. Ein weiteres Problem ist, dass die wichtigsten Energiereserven auf nur wenige Länder verteilt sind. So sind zum Beispiel über 60% der weltweiten Erdölreserven im Nahen Osten, über 30% der Erdgas­reserven liegen in Russland und über 80% des weltweit verfügbaren Urans verteilt sich auf lediglich vier Länder. Es wird somit deutlich, dass die wichti­gen Energieressourcen auf Regionen verteilt sind, die politisch relativ instabil sind, was die Gefahr von weiter steigenden bzw. volatilen Preisen birgt sowie zu weiteren Konflikten führen kann. Dies verdeutlicht, weshalb der Ausbau der Offshore-Windenergie weiter vorangetrieben werden muss, um eine steigende Abhängigkeit von den Energieexporteuren zu vermeiden (vgl. Tabelle 4). [36] [37]

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[1] Hugo, 1869.

[2] Vgl. Heymann 1995,S. 425.

[3] Vgl. Staiß 2003, S. 162-163.

[4] Vgl. Kords 1993, S. 90-92.

[5] Vgl. Hoppe-Klipper 2003, S.87-88.

[6] Vgl. KOM, 1997.

[7] Vgl. Bruns, 2008, S.16ff. Vgl. Haack, 2005, S. 22.

[8] Vgl. Dena, 2005.

[9] Vgl. Energie-Agentur, 2005.

[10] Vgl. EEG-2011, 2011.

[11]Vgl. EEG-Aktuell, 2011.

[12]Vgl. Neue Energie, 2006, S.20.

[13]Vgl. Neue Energie, 2005, S.12.

[14]Vgl. EEG-Aktuell, 2011.

[15]Vgl. Europäisches Parlament, 2001.

[16]Vgl. BMU, 2010.

[17]Vgl. Espey, 2001, S.12.

[18]Vgl. Reiche, 2004, S.28.

[19]Vgl. Universität Kassel, 2001, S. 38.

[20]Vgl. BMU, 2011a.

[21]Vgl. Stadtwerke Northeim, 2010.

[22] Vgl. Espey, 2001, S.12.

[23] Vgl. Reiche, 2004, S.28.

[24] Vgl. Universität Kassel, 2001, S. 38.

[25] Vgl. BMU, 2011a.

[26] Vgl. Stadtwerke Northeim, 2010.

[27] Vgl. Bundesverband Windenergie, 2007.

[28] Vgl. Umweltmagazin, 2011, S.60.

[29] Vgl. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme, 2010, S.13.

[30] Vgl. Universität Kassel, 2001, S. 49.

[31] Vgl. BMWi, 2010a.

[32] Vgl. BMU, 2011b.

[33] Vgl. BMWi, 2011a.

[34] Vgl. Statistisches Bundesamt Deutschland, 2011.

[35] Vgl. BMWi, 2010a.

[36] Vgl. BMU, 2011b.

[37] Vgl. BMWi, 2011a.

Details

Seiten
82
Jahr
2011
ISBN (eBook)
9783656204497
ISBN (Buch)
9783656206514
Dateigröße
1 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v194842
Institution / Hochschule
Ruhr-Universität Bochum
Note
2,3
Schlagworte
Windenergie Förderung Wertschöpfungskette offshore wind offshore-windenergie Deutschland Bundesdeutsche Förderung Markt Anreizwirkungen Supply Chain finanzierung VWL Förderinstrumente EEG

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Titel: Die Anreizwirkungen der bundesdeutschen Förderpolitik auf die Supply Chain im Markt für Windenergie in Deutschland