­­

Marktanalyse Windenergie an Land

Vorbemerkung

Die Erarbeitung der Marktanalyse für den Bereich der Windenergie an Land stützt sich auf verschiedene Stu-dien und Ausarbeitungen. Insbesondere für den Bereich der Planungs- und Genehmigungsprozesse wurde auf die Veröffentlichungen der Fachagentur Windenergie „Dauer und Kosten der Planungs- und Genehmigungsprozesse“1 (2015) und der Stiftung Umweltenergierecht „Planungs- und genehmigungsrechtliche Anknüpfungspunkte als materielle Präqualifikationsmerkmale“2 (2015) Bezug genommen, die sich sehr aktuell mit den verschiedenen Fragestellungen auseinandergesetzt haben.

Darüber hinaus waren auch die Veröffentlichungen des Vorhabens „Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichts 2014 gemäß § 65 EEG“ des IE Leipzig im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums fachliche Grundlage für Ableitungen der vorliegenden Marktanalyse im Hinblick auf technische Entwicklungen, die Zubauverteilung sowie Projektstrukturen3.

Seit dem 1. August 2014 müssen alle neu in Betrieb genommenen EE-Anlagen beim neu geschaffen Anlagen-register der Bundesnetzagentur verbindlich angemeldet werden, um Anspruch auf die EEG-Vergütung zu haben. Betreiber von Windenergieanlagen müssen sogar die Erteilung der Genehmigung registrieren lassen. Somit steht ab August 2015 erstmalig für ein volles Jahr eine umfangreiche und zeitnahe Statistik beim Zubau bzw. der Erteilung der Genehmigungen zur Verfügung. So können die Entwicklungen beim Neubau, aber insbeson-dere auch bei Anlagenstillegungen deutlich zeitnäher abgeschätzt werden.

1. Aktuelle Marktsituation

Die Windenergie an Land hat in 2014 einen neuen Zubau-rekord aufgestellt. Nach einer Erhebung der Deutschen WindGuard4 im Auftrag des Bundesverbandes Windener-gie (BWE) sowie des Verbands der Deutschen Maschinen- und Anlagenbauer (VDMA) wurden 1.766 Windenergie-anlagen mit einer Gesamtleistung von 4.750 MW neu errichtet. Gleichzeitig wurden mindestens 544 alte Wind-energieanlagen mit einer Leistung von 364 MW zurück-gebaut5. Damit kam es 2014 zu einem Nettozubau (nach Abzug des Rückbaus) in einer Größenordnung von 1.222 Windenergieanlagen und 4.386 MW.

Beim Vergleich des Jahres 2014 mit dem bisherigen Rekordjahr 2002 wird deutlich, wie schnell sich die Anlagentechnologie und damit auch die Wirkung der Windenergie an Land im Landschaftsbild entwickelt und verändert hat.

Im Vergleich zum Jahr 2002 wurden 2014 550 Windener-gieanlagen weniger errichtet, wobei die Leistung in 2014 gleichzeitig um 1.500 MW höher lag. Die durchschnittli-che Leistung je Windenergieanlage verdoppelte sich nahezu, von 1,4 MW (2002) auf 2,7 MW (2014). Der Ersatz einer Vielzahl kleiner alter Windenergieerlagen durch den deutlich weniger, aber größere Anlagen verändert die Wirkung der Windenergienutzung im jeweiligen Landschaftsbild teilweise deutlich.

Der durchschnittliche Neubau von 2000 – 2014 lag bei rund 2.300 MW brutto. Die Abbildung 1 Bruttozubau seit 1995 deutlich, dass der Neubau deutliche Schwankungen aufweist. Die Schwankungen werden im Wesentlichen

1 Download unter www.fachagentur-windenergie.de

2 Download unter www.stiftung-umweltenergierecht.de

3 Download unter www.erneuerbare-energien.de

4 Download unter www.deutsche-windguard.de

5 Bisher gibt es keine ausreichende verbindliche statistische Erhebung des Rückbaus, so dass der Rückbau wahrscheinlich eher unter-schätzt wird. Mit der Verpflichtung zur Angabe des Rückbaudatums im Rahmen des EE-Anlagenregisters ab dem 1. August 2014 hat der Gesetzgeber die Problematik im Rahmen der Novelle des EEG 2014 entsprechend adressiert.

2

durch die Verfügbarkeit geeigneter Flächen bestimmt und weniger durch wirtschaftlich-technische Rahmen-bedingungen.

Die Strom gestehungskosten sind sehr stark von den jeweiligen Windverhältnissen, aber auch projektspezifi-schen Besonderheiten (Netzanschlusskosten, Größe des Parks, Genehmigungsauflagen) abhängig. Die Abbildung 2 stellt die Bandbreite der Stromgestehungskosten in Abhängigkeit der Windstandortgüte (letztere angegeben in Prozent des Referenzertrags nach Anlage 2 zum EEG 2014) dar. Demnach liegen die durchschnittlichen Kos-ten aktuell zwischen 5,5 Ct/kWh (150 %) und 9 Ct/kWh (70 %).

Die Verteilung des Bestandes der Windenergieanlagen nach Windstandortgüte (Abbildung 3) zeigt, dass die deutliche Mehrzahl der Windenergieanlagen im Bereich zwischen 60 und 90 % der Referenzstandortgüte errich-tet wurden.

Die Verteilung des Zubaus 2012–2014 nach Standortgüte (Abbildung 4) zeigt, dass

­z die Grundtendenz der Zubauverteilung erhalten bleibt,

­z der aktuell hohe Zubau in Schleswig-Holstein zu einer etwas stärkeren Gewichtung der windhöffigen bis sehr windhöffigen Standorte führt und

­z die Volllaststunden bei allen Standortgüten deutlich ansteigen (größere Nabenhöhen und sich verändern-des Rotor-Generator-Verhältnis [W/m2]).

Tabelle 1: Kennzahlenvergleich der Zubaujahre 2002 und 2014

Bruttozubau Rückbau Nettozubau Durchschnitt beim Neubau

Anzahl MW Anzahl MW Anzahl MW Rotor[m]

Naben-höhe [m]

Leistung [MW]

2002 2.328 3.247 16 5,4 2.312 3.242 66 79 1,4

2014 1.766 4.750 544 364 1.222 4.386 99 116 2,7

Quelle: BMWi

0

2,5

5,0

7,5

20142013201220112010200920082007200620052004200320022001200019991998199719961995

Abbildung 1: Bruttozubau seit 1995Jährlicher Zubau in GW

Quelle: [BMWi 2014], [BDB 2015], Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2015

0,5 0,4 0,5 0,8

1,6 1,7

2,73,2

2,62,0 1,8

2,21,7 1,6 1,9

1,4

2,32,0

3,0

4,7

3

Abbildung 2: Stromgestehungskosten in Abhängigkeit der Referenzstandortgütein Cent pro Kilowattstunde

Quelle: [IE 2014]; Darstellung: IE Leipzig 2015

0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

11,0

12,0

13,0

14,0

70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % 140 % 150 %

Standort E/R

Log. (Oberer Grenzfall ) Log. (Unterer Grenzfall ) Log. (mengengewichtete Auswertung 2 bis 3,5 MW)

Oberer Grenzfall Unterer Grenzfall mengengewichtete Auswertung 2 bis 3,5 MW

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

Volllaststunden (h)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

150 %140 %130 %120 %110 %100 %90 %80 %70 %60 %< 60 %

Abbildung 3: Verteilung des Bestandes der Windenergieanlagen nach Standortgüte

Anzahl von WEA durchschnittliche Volllaststunden

Quelle:   [BDB 2015]; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2015

246 281

1.152

Anzahl der Anlagen

6.561

5.2004.804

2.632

1.4071.066

659390

2.751

3.354

2.031

1.461

1.7632.015

2.201 2.2212.432

2.619 2.695

4

Die Struktur des gesamten Anlagenbestands in Deutsch­land nach Anlagenanzahl und Leistung (Abbildung 5 und 6) ist äußerst kleinteilig. So wurden 15 Prozent des gesamten Anlagenbestands nach Auswertung der Betreiberdatenbank (Stand: 31.12.2014) als Einzelanla-gen installiert. 35 Prozent des Bestands befindet sich in Windparks mit bis zu 3 Anlagen, fast 60 Prozent in Parks mit bis zu 6 Anlagen.

Gründe für diese kleinteilige Struktur sind die dichte Besiedlung in Deutschland sowie die topographischen Bedingungen, die bewirken, dass größere Windparks oft nicht genehmigt werden können. Diese Struktur des

Gesamtbestandes ist im Übrigen auch für Rückbauakti-vitäten von hoher Bedeutung, da sich hieraus eigen-tumsrechtliche und planungsrechtliche Herausforde-rungen ergeben.

Auch für den Zubau in den vergangenen drei Jahren (2012 bis 2014. Abb. 7a+b) setzt sich dieser Trend der kleinteiligen Windparkstrukturen fort. Höhere Anlagen mit einem größeren Rotor benötigen mehr Fläche, auch weil größere Abstände untereinander und zu anderen Nutzungen erforderlich sind. Heute werden also weni-ger Windenergieanlagen mit einer größeren Gesamt-leistung geplant und errichtet. Bei jahresscharfer Ana-

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

Volllaststunden (h)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

150 %140 %130 %120 %110 %100 %90 %80 %70 %60 %< 60 %

Abbildung 4: Verteilung des Zubaus 2012–2014 nach Standortgüte (E/R)

Anzahl von WEA durchschnittliche Volllaststunden

Quelle:   [BDB 2015]; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2015

1952

176

Anzahl der Anlagen

886

547

748

536

210276

147

69

3.954

4.748

1.424

1.8062.151

2.416

2.799 2.8322.876

3.4253.493

1.380 (5 %) 6

1.990 (8 %) 5

2.264 (9 %) 4

2.466 (10 %) 3

2.844 (11 %) 2

3.897 (15 %) 1

Andere 10.583 (42 %)

Abbildung 5: Struktur des Anlagenbestands (31.12.14) nach Anlagenanzahl

Quelle: [BDB 2015]; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2015

7 1.204 (5 %)

8 1.176 (5 %) 9 1.134 (4 %)

10 1.040 (4 %)

> 10 6.029 (24 %)

5

2.387 (6 %) 6

3.424 (9 %) 5

3.456 (9 %) 4

3.529 (9 %) 3

3.819 (10 %) 2

3.787 (10 %) 1

Andere 17.606 (47 %)

Abbildung 6: Struktur des Anlagenbestands (31.12.14) nach Leistung

Quelle: [BDB 2015]; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2015

7 2.043 (6 %)

8 2.035 (5 %) 9 1.893 (5 %)

10 1.747 (5 %)

> 10 9.888 (26 %)

288 (8 %) 6

WEA-Anzahl in „Windparks“ – 2012 bis 2014

Leistung (MW) der „Windparks“ – 2012 bis 2014

445 (12 %) 5

372 (10 %) 4

393 (10 %) 3

428 (11 %) 2

465 (12 %) 1

Andere 1.381 (37 %)

7 280 (7 %)

8 184 (5 %)

9 171 (5 %)

10 60 (2 %)

> 10 686 (18 %)

827 (8 %) 6

1.198 (12 %) 5

970 (10 %) 4

1.049 (11 %) 3

1.067 (11 %) 2

1.082 (11 %) 1

Andere 3.561 (37 %)

7 732 (67 %)

8 469 (5 %)

9 446 (5 %)

10 158 (2 %)

> 10 1.755 (18 %)

Abbildung 7 a+b: Struktur des Anlagenbestands des Zubaus 2012 bis 2014 nach Leistung

Quelle: [BDB 2015]; Berechnung und Darstellung: IE Leipzig 2015

6

lyse der Daten wird auch deutlich, dass die Anzahl der Windenergieanlagen pro Windpark regional sehr starke Unterschiede vorweist. Grund hierfür sind unterschied-liche räumliche Gegebenheiten, aber auch individuelle Planungsansätze der Länder und Kommunen. Dabei ist grundsätzlich zu beobachten, dass in den nördlichen Bundesländern größere Windparks als in Mittel- und Süddeutschland errichtet werden.

2. Entwicklung der EEG-Vergütung

Die wesentlichen Änderungen durch das EEG 2014 wer-den nachfolgend kurz skizziert:

­z Festlegung des Zielkorridors: 2,4 – 2,6 GW (netto)

­z Mengensteuerung durch atmenden Deckel

­z Degression: 0,4 % pro Quartal (1,6 %/a)­z Anpassung Degression entsprechend realem

Zubau ab 1.1.2016

­z Vergütung:

­z Anfangsvergütung 8,9 Ct/kWh, Grundvergütung 4,95 Ct/kWh­z Streichung SDL- und Repowering-Bonus­z Anpassung der Vergütungsstruktur in Abhängig-

keit der spezifischen WindbedingungenDie Tabelle 2 stellt die Entwicklung der Vergütungssätze seit 2000 dar.

Aus dem Ausbauziel von 2.500 MW Nettozubau pro Jahr ergibt sich grundsätzlich nachfolgend dargestellter Neu-baubedarf in den einzelnen Jahren, bei einem unter-stellten Rückbau der alten Anlagen nach 20 Jahren (plus Inbetriebnahmejahr). Für den Zeitraum 2016 – 2035 ergibt sich daraus ein durchschnittlicher Neubau pro Jahr von 4.400 MW (2016 – 2025: 4,1 GW, 2026 – 2035: 4. 800 MW). Es ist zu erwarten, dass Anlagen der Leis-tungsklasse ab 2 MW bzw. Inbetriebnahme ab 2005 – 2010 länger als 20 Jahre betrieben werden können, so dass der in Abb. 9 dargestellte Brutto-Zubau ab 2030 geringer ausfallen könnte.

Tabelle 2: Entwicklung der Vergütungssätze seit 2000

Vergütungs-/Bonusart EEG 2000 EEG 2004 EEG 2009 EEG 2012 EEG 2014

Anfangsvergütung (ab EEG 2014 Anfangswert)

9,10 ct/kWh 8,70 ct/kWh 9,20 ct/kWh 8,93 ct/kWh 8,90 ct/kWh*

Grundvergütung (ab EEG 2014 Grundwert)

6,19 ct/kWh 5,50 ct/kWh 5,02 ct/kWh 4,87 ct/kWh 4,95 ct/kWh*

Systemdienstleistungs- bonus (SDL-Bonus)

– – 0,50 ct/kWh 0,48 ct/kWh weggefallen

Repowering-Bonus – Verlängerung des Vergütungszeitraums

der Anfangsvergü-tung um 2 Monate je 0,6 % Leistung

unter dem Referen-zertrag (statt 0,75 % ohne Repowering)

0,50 ct/kWh 0,50 ct/kWh weggefallen

Degression 1,5 % 2,0 % 1,0 % 1,5 % 0 % in 2015, ab 2016: vierteljährliche

Degression von 0,4 % bzw. höhere oder

niedrigere Degression je nach Über- oder

Unterschreitung des Zubau-Zielkorridors

von 2.400 bis 2.600 MW

* Kosten für die verpflichtende Direktvermarktung in Höhe von 0,4 ct/kWh sind in den anzulegenden Werten eingepreist.

Quelle: EEG 2000, EEG 2004, EEG 2009, EEG 2012, EEG 2014; Darstellung: IE Leipzig 2015

7

3. Künftige Ausbaupotentiale und Kostendegression

Das Umweltbundesamt (UBA) hat sich im Rahmen der Publikationen „Potential der Windenergie an Land“ (2013)6 sowie „Einfluss des Abstands zwischen Winde-nergieanlagen und Wohnbauflächen auf das Potential der Windenergie an Land“ (2014)7 intensiv mit der Frage der künftigen Ausbaupotentiale auseinandergesetzt. Im Ergebnis wird dabei deutlich, dass die vorhandenen Potentiale grundsätzlich ausreichend sind, um die Aus-bauziele entsprechend des Ausbaupfads nach dem EEG2014 zu erreichen.

Eine Vielzahl von Aspekten, wie die spezifischen räumli-chen Entwicklungsziele der Gebietskörperschaften, die Frage der regionalen Akzeptanz (Flächeneigentümer, Anwohner), wirtschaftliche und artenschutzfachliche Bedingungen im Einzelfall sowie nicht quantifizierbare Nutzungskonkurrenzen (u.a. zivile und militärische Funk- oder Radaranlagen sowie weitere militärische Belange) konnten nicht bzw. nicht vollständig abgebil-det werden, so dass die beiden Untersuchungen Ten-denzen, aber keine absoluten Zahlen im Hinblick auf das Gesamtpotential aufzeigen. Im Wesentlichen zeigen die Untersuchungen:

­z die räumliche Verteilung der Potentiale nach der jeweiligen Windqualität sowie

­z die Abhängigkeit der Potentials von pauschalen Abstandsvorgaben.

a) Deutschlandweite Verteilung nach der jeweiligen Windqualität

Die Ergebnisse der Untersuchungen des Umweltbun-desamtes sind ähnlich der Verteilung des aktuellen Bestandes von rd. 38.000 MW zum Stand Ende 2014 (siehe auch 1.). Die Hauptpotenziale in Deutschland konzentrieren sich entsprechend der Abbildung 9 mit rd. 70 Prozent vom Gesamtpotenzial auf die Referenz-standortgüten von 60 bis 90 Prozent. Nur knapp 20 Pro-zent der Potenziale liegen im Bereich 90 bis 150 Prozent Referenzstandortgüte, mit einer starken Konzentration auf Nord- und in Teilen auch Mitteldeutschland.

b) Abhängigkeit der Potentials von pauschalen Abstandsvorgaben.

Die Untersuchungen zeigen deutlich, dass das erschließ-bare Potential sehr stark von planerischen Vorgaben abhängt. Aktuell wird versucht, auf eine Vielzahl von Fragen im Hinblick die Nutzung der Windenergie mit pauschalen Vorsorgeabständen zu reagieren. Dies gilt z. B. für:

­z Abstände zur Wohnbebauung,

­z Abstände zu Funknavigationsanlagen der zivilen Luftfahrt, Wetterradaranlagen,

­z Abstände aus Natur- und Artenschutzgründen

6 www.umweltbundesamt.de/publikationen/potenzial-windenergie-an-land

7 www.umweltbundesamt.de/publikationen/einfluss-des-abstands-zwischen-windenergieanlagen

0,0

2,5

5,0

7,5

10,0

203520342033203220312030202920282027202620252024202320222021202020192018201720162015

Abbildung 8: Brutto-Zubau Windenergie an Land 2015–2035 Jährlicher Zubau in GW

Quelle: BMWi

4,0

3,0 2,9 3,0 3,34,1 4,2

5,25,7

5,14,5 4,3

4,74,2 4,1 4,4 4,5

3,9

4,85,5

7,2

8

Abb. 9: Verteilung des deutschlandweiten Potentials nach Windqualität

Quelle: eigene Darstellung nach UBA, 2013

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Prozent des Referenzertrags

Inst

allie

rte

Leis

tung

(GW

)

Süden (BW, BY, SL) Mitte (HE, NW, RP, SN, TH) Norden (BE, BB, HB, HH, MV, NI, ST, SH) Prozent Anteil an Gesamtleistung

Häu�gkeitsverteilung Referenzertrag

0,1 0,2 0,5 0,51,4

3,5

7,07,6 7,8

10,1

15,014,4

9,5

4,95,4

4,33,4

1,21,1

0,6 0,5 0,2 0,1

­z Abstände zu Autobahnen und Straßen,

­z Abstände aus Landschafts- und Denkmalschutzgrün-den.

Die Abbildung 10 zeigt das Ausbaupotential in Abhän-gigkeit des Mindestabstands zwischen Windenergiean-lagen und Wohnbebauung auf. Danach wird deutlich, dass die zum Teil geforderten Mindestabstände von bis zu 2.000 m (10 mal Höhe der Anlagen) in einigen Regio-nen Deutschlands einem faktischen Ausbaustopp gleichkommen.

Pauschale Abstände schränken das Potential massiv ein und werden in der Regel dem spezifischen Problem nicht gerecht. Es ist bisher offen, ob beispielsweise die Akzeptanz aufgrund eines größer werdenden Abstan-des tatsächlich steigt oder ob nicht vielmehr die gene-relle Einstellung zur Windenergie ausschlaggebend ist.

Aktuell gibt es eine sehr intensive Diskussion über die Erhöhung der pauschalen Schutzradien bei Funknavi-gationsanlagen für die zivile Luftfahrt von 3 km auf 15 km (12% der Landesfläche sind hiervon betroffen) oder in Bezug auf pauschale Abstände aus Artenschutzgrün-

den. Um einen möglichst großen planerischen Spiel-raum zur Erschließung der wirtschaftlichsten Standorte der jeweiligen Region zu erreichen, wird es neuer Ansätze bedürfen, die den jeweiligen Belangen durch differenzierte Regelungen gerecht werden. Insbesondere dort, wo es technische Lösungen gibt, sollten diese ver-stärkt verfolgt werden. Bei der Befeuerung (Beleuch-tung) von Windenergieanalgen sowie der Vereinbarkeit mit militärischen Radaranalagen wurden in den letzten Jahren gezeigt, dass sinnvolle Lösungen zu einem gemeinsamen Grundkonsens aller Beteiligten führt. Insofern wird es drauf ankommen, dass in den genann-ten Themenbereichen von allen Beteiligten ergebnisof-fen Lösungen entwickelt werden.

Entsprechend der Stromgestehungskosten in Abhängig-keit von der Windhöffigkeit wird deutlich, dass insbe-sondere auch die planerischen Rahmenbedingungen für die Entwicklung der Projekte sich auf positiv (breiter Suchraum) oder auch negativ (kaum Entwicklungs-räume) auf mögliche Kostendegressionen auswirken können.

9

4. Planungs- und Realisierungszeiträume

Aufgrund der breiten Akteursvielfalt sowie den zum Teil stark voneinander abweichenden Planungsansätzen in den Ländern und Regionen, ist der Grad der Projektent-wicklung in Deutschland nicht mit statistischen Zahlen belegt. Zahlen verschiedener Regionen sind erst zu einem sehr späten Zeitpunkt untereinander vergleich-bar. Auch die projektspezifischen Merkmale der einzel-nen Windparks variieren in der Regel sehr stark vom Beginn der Projektplanungen bis hin zur Inbetrieb-nahme und zum Teil selbst im Betrieb. Insofern unter-scheidet sich die Windenergie an Land bspw. sehr stark von größeren (Freiflächen-)PV-Projekten.

Entsprechend der Ausarbeitung der Fachagentur Wind­energie an Land (2015) lassen sich die Planungs- und Genehmigungsprozesse zumindest aus Sicht der Pro-

jektentwickler in vier Phasen (Vorprüfung, Planung, Genehmigung, Realisierung) unterteilen. Im Ergebnis kann festgehalten werden, dass ein durchschnittliches Projekt rund 5 Jahre vom Prozessbeginn bis zur Inbe-triebnahme der Anlagen benötigt und die geplante Größe des Windparks von der späteren tatsächlichen Größe zum Teil deutlich abweicht.

Die ermittelten Zeit- und Finanzwerte weisen allesamt hohe Standardabweichungen auf, da Einzelwerte stark um den statistischen Mittelwert streuen. Insofern sind die genannten Werte durchschnittliche Orientierungs-größen. Projektspezifische Angaben können teilweise stark von den rechnerischen Durchschnittswerten abweichen.

Nachfolgend werden die Phasen des Planungs- und Genehmigungsprozesses dargestellt:

Abb. 10: Ein�uss des Abstandes zu Wohnbau�ächen auf die Höhe des Flächenpotentials

Quelle: eigene Darstellung nach UBA, 2013

600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 2.000

16 %

14 %

12 %

10 %

8 %

6 %

4 %

2 %

0 %

Abstand zu Wohnbau�ächen (m)

Fläc

henp

oten

zial

(Pro

zent

der

Bun

des�

äche

)

10

1. Vorprüfung

grundlegende Klärung örtlicher, rechtlicher und technischer Aspekte, insbesondere:

­z die Standorteignungsprüfung (planungsrechtliche Situation, Windhöffigkeit Ertrag, Grobkonzept für Windparklayout und -infrastruktur) sowie

­z die Flächensicherung (Abstimmung mit Kommune, Abschluss von Pacht- / Kauf-(Vor-)verträgen)

Mittlere Dauer: 15 MonateMittlere Kosten: 10–15 €/kW (geplante Leistung)

2. Planung

Erstellung wesentlicher Gutachten (Naturschutz, Technik) sowie Abgleich, ggf. auch Anpassungen des Vorhabens mit der Regional- und Bauleitplanung

Mittlere Dauer: 21 Monate (Phasen 1 + 2: 36 Monate)Mittlere Kosten: 30–50 €/kW (Phasen 1 + 2: 40–65 €/kW geplante Leistung) 3. Genehmigung

Einreichung des immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsantrags bis zum formalen Bescheid

Mittlere Dauer: 17 Monate (Phasen 1–3: 53 Monate)Mittlere Kosten: 30–50 €/kW (Phasen 1–3: 70 – 115 €/kW geplante Leistung) 4. Realisierung

Ab Erteilung der Genehmigung bis zur Inbetriebnahme

Mittlere Dauer: 12 Monate (Phasen 1–4: 65 Monate)Mittlere Kosten: abhängig vom jeweiligen Projekt

Abbildung 11: Projektentwicklungsphasen, Fachagentur Windenergie an Land

Quelle: Fachagentur Windenergie an Land, 2015

1.-2. 3.-4. 5.-6. 7.-8. 9.-10. 11.-12 . 13.-14. 15.-16. 17.-18. 19.-20. 21.-22. 23.-24. 25.-26. 27.-28. 29.-30. 31.-32. 33.-34. 35.-36. 37.-38. 39.-40. 41.-42. 43.-44. 45.-46. 47.-48. 49.-50. 51.-52. 53.-54. 55.-56. 57.-58. 59.-60. 61.-62. 62.-63. …

Planungsphase

Genehmigungsphase

Realisierungsphase

Natur-/Artenschutzgutachten

Aufstellung Bebauungsplan

Aufstellung/Änderung Flächennutzungsplan

Neuaufstellung/Änderung Regionalplan

Vorprüfungsphase

Inbe

trie

bnah

me

Win

dene

rgie

anla

ge

Beg

inn

Win

dene

rgie

proj

ektie

rung

11

5. Wettbewerbssituation im Markt

Die wesentlichen Akteure für die engere Projektrealisie-rung lassen sich auf vier Gruppen (Projektentwickler, Planungsträger, Investoren, Betreiber, Hersteller, Zulie-ferer) verteilen. Bei der Analyse wird deutlich, dass die Akteursstruktur aufgrund der Kleinteiligkeit des Mark-tes und fehlender belastbarerer Quellen vornehmlich qualitatitativ beschrieben werden kann. Eine aktuelle Veröffentlichung des Bundesverbands Windenergie beschreibt die Akteursstruktur8.

1. Projektentwickler

Bei den Projektentwicklern gibt es eine Vielzahl von regionalen und überregionalen Unternehmen. Insbe-sondere regionale Projektentwickler sind in der Regel kleinere Unternehmen mit einem starken regionalen Bezug, die eher selten in andere Planungsregionen aus-weichen und insofern kein Portfolioeffekt nutzen kön-nen. Die Finanzierung der Projektentwicklungsphase stellt insbesondere kleinere Projektentwickler (Anzahl und Größe der Windparks)eine verhältnismäßig große Herausforderung dar. Bei überregionalen und großen Entwicklern ist in den letzten Jahren teilweise eine Kon-zentration über eigenes Wachstum, Firmenaufkäufe bzw. Kooperationen zu verzeichnen. Verstärkt wird die-ser Trend durch das wachsende Engagement von gro-ßen Energieversorgungsunternehmen und Stadtwerken, deren Markteintritt sich teilweise stark verzögert, insbe-sondere vor dem Hintergrund der erforderlichen Flä-chenakquise.

Erkennbar ist, dass vor allem regionale Projektentwick-ler zu einer Verbesserung der Akzeptanz führen können und damit die entsprechenden Projekte mit einer höhe-ren Wahrscheinlichkeit auch realisiert werden können. Alternativ können auch überregionale Projektentwickler, die relevanten regionalen Akteure frühzeitig umfassend durch Kommunikation oder auch durch finanzielle Be-teiligungsoptionen bzw. Kooperationen einbinden, die notwendige Akzeptanz in der regionalen Bevölkerung herbeiführen.

2. Investoren/Betreiber

Die Unternehmens- und Beteiligungsstruktur während der Betriebsphase ist deutlich heterogener und dynami-scher als die Projektierungsphase. Häufig verkaufen die ursprünglichen Projektenwickler mit Projektrealisie-rung bzw. nach Inbetriebnahme entweder Anteile am Windpark oder den gesamten Windpark an Investoren. Insbesondere Stadtwerke, die selbst keine Windparks entwickeln, Unternehmen, die Windparks zur Eigenver-sorgung betreiben, insbesondere aber auch strategische Investoren, wie Versicherungen und Rentenfonds wer-den erst während der Betriebsphase zu Anteilseignern an Windparks. Dabei sind die genauen Strukturen der Betreibergesellschaften nicht bekannt. Hierzu fehlen entsprechende statistische Analysen. Im Grundsatz kann davon ausgegangen werden, dass bei einer hohen regionalen Beteiligung der Bevölkerung der nachhaltige Betrieb von Windparks an Land dauerhaft gewährleistet wird. Die jeweilige regionale Beteiligung durch Projekt-entwickler erfolgt mittels unterschiedlicher Modelle, die von reinen Bürgerwindparks, über den Verkauf von Anteilen bis hin zu reinen Akzeptanzmaßnahmen gehen. Im Wesentlichen hängt die regionale Beteiligung von der Bereitschaft und Leistungsfähigkeit der Initia-toren des Projektes ab.

3. Planungsträger (staatliche Akteure)

Den Planungsträgern kommt eine gesonderte Rolle bei der Windenergie an Land zu. Planungsträgern obliegt nach dem jeweiligen Bundes- oder Landesrecht die Kompetenz für die Planung. Die öffentlichen Planungs-träger steuern auf der jeweiligen Planungsebene die räumliche Entwicklung ihrer jeweiligen Planungsregion.

Im Bereich der Windenergie an Land kommt Ihnen eine besondere Bedeutung zu, da in Abhängigkeit der zum Teil sehr unterschiedlichen Planungsansätze in den Ländern und Regionen sie über den in den Regionen zur Verfügung stehenden Flächen zur Nutzung der Windenergie im Rahmen ihres Abwägungsspielraums entscheiden. Neben dem Planungswillen und der jewei-ligen Ausrichtung (z. B. Schleswig-Holstein (2 % der Landesfläche) im Vergleich zu Bayern (Mindestabstands-regelung 10 mal der Höhe der Anlage) entscheidet ins-besondere die Erfahrung und die personelle Ausstattung der regionalen Planungsträger über die Dauer und Qualität der Planungsprozesse.

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4. Hersteller

Zwei Hersteller dominieren den deutschen Markt. Dies wird für den gesamten Anlagenbestand, als auch für den Zubau der letzten Jahre deutlich. Zusammen decken beide Hersteller rund 70 Prozent des jährlichen Neu-baus ab. Zurückzuführen ist dies u.a. auf die langjähri-gen Erfahrungen der Projektentwickler mit diesen Her-stellern und die sehr starke Verankerung und Präsenz der Hersteller insbesondere in Norddeutschland. Wei-terhin haben sich diese Hersteller sehr stark auf den kleinteiligen deutschen Markt eingerichtet und gehen umfassend auf die entsprechenden Bedürfnisse des heterogenen Markts im Rahmen der Vertragsgestaltung ein. Dagegen haben Unternehmen, die sich auf die Strukturen im deutschen Markt nicht umfassend ein-stellen können, Schwierigkeiten auf die Vielfalt der Pro-jektentwickler mit der entsprechend notwendigen Fle-xibilität und entsprechenden Vertragsgestaltungen zu reagieren.

6. Zusammenfassung

Ziel des EEG 2014 ist es, dass 2.500 MW aus Wind an Land pro Jahr netto zugebaut werden. Je nachdem wie viele Windenergieanlagen abgebaut werden, bedeutet das einen Neubau von 3 - 5 GW pro Jahr im Zeitraum bis 2035. Die aktuellen Zubauzahlen unterstreichen, dass gegenwärtig hinreichend Flächen zur Verfügung stehen. Bei der Flächenverfügbarkeit bestehen aber grundsätzlich Risiken. Die Planung zur Bereitstellung von geeigneten Flächen ist in der Regel den entspre-chenden Genehmigungsverfahren vorgeschaltet und hat einen sehr hohen Zeitbedarf. Dabei ist der Umfang der Flächenentwicklung von einer Vielzahl von Vor-gaben sowie sehr stark von der Akzeptanz vor Ort ab -hängig. Bei der Frage der Akzeptanz kommt den Pla-nungsträgern auf staatlicher Seite auch insbesondere den Ent wicklern und Investoren eine sehr große Bedeu-tung zu.

Die Bandbreite der heutigen Gestehungskosten liegt aktuell zwischen 6 und 9 Ct/kWh, wobei die überwie-gende Mehrzahl der heute betriebenen Anlagen sowie der ermittelten Potentiale zwischen 7,5 und 9 Ct/kWh liegt.

Von der ersten Projektidee bis zur Inbetriebnahme ver-gehen durchschnittlich 5 Jahre.

Der deutsche Windenergiemarkt ist sehr kleinteilig. So liegt der Anteil kleiner Windparks mit weniger als 6 An -lagen bei über 60 % aller Windenergieanlagen. Weiter-hin ist der Markt geprägt durch eine große Akteursviel-falt. Aus dieser Akteursvielfalt ergibt sich ein großer Wettbewerb um geeignete Flächen, zugleich aber auch eine breite und vielfältige Flächenentwicklung, was sich u.a. in aktuellen Zubauzahlen widerspiegelt.

Aufgrund der unterschiedlichen Planungsansätze in den Ländern und Regionen kommt den Planungsträ-gern eine besondere Bedeutung zu. Personelle Ressour-cen sowie die Erfahrung mit der Windenergieplanung beeinflussen erheblich die räumliche Steuerung der Windenergie.

Bei den überregionalen Projektentwicklern sowie Her-stellern besteht eine große Kenntnis über den deutschen Markt (Kosten, verfügbare Flächen etc.).