Referenzertragsmodell : Die Verdichtung von Windparks verteuert Strom um viele Milliarden

Um die Energiewende zum Erfolg zu führen, müssen alle Beteiligten ein Interesse daran haben, erneuerbare Energien an Verbraucher so kostengünstig wie möglich zu liefern. Es gibt einige Ineffizienzen im System, die deshalb korrigiert werden müssen. Ein Punkt dabei ist der bestehende Fehlanreiz im EEG, Windparks so dicht zu bestücken, dass die Erzeugungskosten unnötig steigen.

Im EEG wurde ein Referenzertragsmodell eingeführt, um für die unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten an den Wind-Standorten in Deutschland jeweils auskömmliche Vergütungen zu sichern, ohne die sehr guten Standorte im Norden zu überfördern. Das Modell gewährt den Anlagenbetreibern an windschwächeren Standorten eine höhere Vergütung je Kilowattstunde. Das ermöglicht einen deutschlandweiten Anlagenbetrieb zu wirtschaftlichen Konditionen. Insofern hat sich das Referenzertragsmodell bewährt und sollte erhalten bleiben.

Aber das Modell wird seit Jahren mit stark zunehmender Tendenz faktisch „missbraucht“, um sich mit sehr dichter Bestückung in den Windparks einen hohen Umsatz zu sichern, der die Zahlung hoher Grundstückspachten ermöglicht. Im Wettbewerb um die Standorte gewinnen dann die Projektierer, die möglichst viele Windenergieanlagen auf die Fläche quetschen.

Der Fehler im bestehenden Modell besteht darin, dass auch dann eine höhere Vergütung gezahlt wird, wenn nicht der Standort schlecht ist, sondern der Standort erst durch eine zu dichte Bebauung schlecht gemacht wird, indem sich die Anlagen gegenseitig den Wind wegnehmen. Das Modell muss also so verändert werden, dass die Windwegnahme über ein unvermeidliches Maß hinaus nicht zu einer höheren Vergütung führt.

Abschätzung der Mehrkosten

Eine Übersicht des Umweltbundesamtes zeigt, dass die Windparks immer dichter bebaut werden. Damit werden die Erzeugungskosten für den Windstrom künstlich erhöht. Gleichzeitig sinken dann auch die Volllaststunden der Stromproduktion. Der Marktwert des produzierten Windstroms sinkt um etwa 0,2 ct/kWh. Das muss dann durch eine höhere Marktprämie aus Bundesmitteln zusätzlich ausgeglichen werden. Weniger Volllaststunden bedeuten zudem eine weniger effiziente Nutzung der knappen Netzkapazitäten mit Folgen für einen höheren Bedarf an Netzausbau.

Für eine wirtschaftliche Auslegung von Windparks sind gewisse gegenseitige Abschattungen von Anlagen notwendig. Eine Ertragsminderung bis zehn Prozent gilt als vertretbar. Die Übersicht vom UBA zeigt, dass die tatsächlichen Ertragsminderungen durch dichtes Bestücken deutlich darüber hinausgehen. Dadurch steigt die EEG-Vergütung von 9,1 ct/kWh auf 9,62 ct. Zusammen mit dem verminderten Marktwert betragen die Mehrkosten 0,72 ct/kWh. Bezogen auf den Ausbaustand der Onshore-Windkraft Ende 2025 mit 70 GW installierter Windleistung und Volllaststunden von 2.000 h betrifft das rund 140 Terawattstunden Windstrom. Die Mehrkosten betragen dadurch eine Milliarde Euro pro Jahr. Über die 20-jährige Vergütungszeit im EEG hinweg sind es 20 Milliarden Euro, die über die öffentlich finanzierte Marktprämie aufzubringen sind.

Der Handlungsbedarf wird noch größer

Die UBA-Zahlen zeigen, dass die Aufstelldichte immer noch weiter zunimmt. Es ist damit zu rechnen, dass etwa 50 Prozent der Windenergieanlagen auf eine Standortgüte von 60 Prozent oder geringer gedrückt werden. Zusammen mit der Profilentwertung an der Börse ergibt das eine Differenz von 1,3 ct/kWh. Der Ausbau bis 2035 entsprechend den Regierungszielen soll 160 GW betragen. Das bedeutet einen Zubau von 90 GW zum Bestand von 70 GW. Wenn bei 50 Prozent der Zubaumenge (45 GW) die Standortgüte auf 60 Prozent gesenkt wird, betrifft das vor allem die guten Standorte im Norden.

Für die neuen Turbinen mit sieben Megawatt installierter Leistung geht man von 2.800 Volllaststunden aus. Das sind weitere 126 TWh im Jahr. Die Mehrkosten betragen dann 1,6 Milliarden pro Jahr und 32 Milliarden über 20 Jahre. WEA-Hersteller und Gutachter gehen außerdem davon aus, dass die Turbulenzen bei einer dichten Aufstellung langfristig zusätzliche Schäden an den Rotorblättern hervorrufen können. Das wird dann später die Betriebskosten und damit auch die Stromerzeugungskosten weiter erhöhen.

Es gibt also reichlich gute Gründe, die gegenwärtige Fehlentwicklung aufgrund von Fehlanreizen im EEG zu korrigieren. Durch eine rechtzeitige Korrektur des Referenzertragsmodells wären die Mehrkosten vermeidbar gewesen. Wenn wir die Windparks weniger dicht bestücken, reichen die Flächenziele in Deutschland dennoch aus, um insgesamt genügend Strom zu gewinnen.