Bald fallen erste Windparks aus der EEG-Förderung. Ove Petersen von GP Joule erläutert, wie sich der Strom dieser „Ü20-Anlagen“ wirtschaftlich vermarkten lässt.

Ist der Verkauf von Strom zu Börsenpreisen eine Option für Altanlagen?

Petersen: Bei aktuell steigenden Börsenstrompreisen ist die Direktvermarktung sicherlich eine Option, aber definitiv nicht die wirtschaftlich attraktivste. Denn die Preise schwanken an den Strommärkten und versprechen keine verlässlichen und ausreichenden Erträge für den wirtschaftlichen Weiterbetrieb.

Zu welchem Preis können abgeschriebene Altanlagen Strom produzieren?

Petersen: Nach Studien und aktueller Marktmeinung werden die reinen Betriebskosten bei ca. 2,8 bis 3,6 ct je kWh liegen. Diese Kostenspanne ist abhängig von Parametern wie Pachthöhe und Vertragskonditionen – zugleich werden die Betriebskosten durch die künftige Erhaltungsstrategie des Betreibers beeinflusst.

Sollte der Betreiber beim Weiterbetrieb Rücklagen bilden für Reparaturen oder Tausch von Großkomponenten?

Petersen: Ja, das ist sinnvoller als eine Versicherung. Aber er sollte den Fokus dabei auf gebrauchte Teile legen. Manche Altbetreiber haben bereits Ersatzteile auf Halde, da der eigene WEA-Typ nicht mehr produziert wird, die Herstellerfirmen bereits aufgekauft wurden bzw. gar nicht mehr existieren. Auch lohnt es sich immer, über die Landesgrenzen hinweg nach Teilen zu suchen wie etwa in Holland und Dänemark. Dort gibt es auch durch das Abschalten und das Repowering Teile.

Welche Vermarktung ist neben der Einspeisung zu Börsenpreisen denkbar?

Petersen: Jede Stromvermarktung, die entweder langfristig sicherer oder höhere Strompreise als an der Börse verspricht. Hierbei wird sich eine intelligente Kombination auszahlen. So sind auch die regionale Stromvermarktung oder direkte Stromlieferverträge interessant.

Was muss der Anlagenbetreiber tun?

Petersen: Er muss zunächst einen Abnehmer finden. Das können Energieversorger sein, genauso wie große Stromnachfrager aus der Industrie. Allerdings sind die Preisverhandlungen und der Abschluss von entsprechenden Verträgen unter Beachtung aller rechtlich notwendigen Vorgaben sehr anspruchsvoll. Außerdem wird der Anlagenbetreiber selbst zum Energieversorgungsunternehmen im Sinne des EEG, woraus sich weitere Pflichten begründen, die vorab zu prüfen sind.

Neben dem Stromverkauf gilt auch die Sektorkopplung als Option, also die Nutzung von Strom zur Wärme- oder Wasserstoffproduktion. Auch Sie sind in diesem Bereich bereits aktiv. Wann erreichen diese Verfahren die Markt-reife?

Petersen: Die Technologie ist unseres Erachtens marktreif. Wir brauchen aber einen klareren Rechtsrahmen für die Stromvermarktung. Auch fehlen noch Marktanreize, damit auch kleine und mittlere Projekte finanziell tragbar werden. Allerdings rechnet es sich schon heute, Wasserstoff für die „grüne“ Mobilität auf der Straße oder Schiene herzustellen. Die dabei anfallende Wärme kann dann meist in den lokalen Wärmenetzen mit genutzt werden.

Erste Projekte zu Power-to-Gas, d.h. die Erzeugung von Wasserstoff aus Windstrom mittels Elektrolyse bzw. Elektrolyseuren, entstehen derzeit in Schleswig-Holstein. Zum anderen ist Power-to-Heat interessant, d.h. die Bereitstellung von Wärme zusammen mit Wärmepumpen und -speichern. Auch hierfür gibt es bereits erfolgreiche Beispiele.

Ist die Sektorkopplung eine echte Alternative zum reinen Stromverkauf oder eine Ergänzung?

Petersen: Wir sehen die Sektoren-kopplung zum jetzigen Zeitpunkt als Ergänzung bzw. als Optimierung durch eine solche Veredelung. Sicherlich kann eine einhundertprozentige Verwendung für die Sektorenkopplung an einigen Standorten auch jetzt schon die bessere Alternative zum Stromverkauf sein. Das hängt vom Standort, der Anlage und vielen weiteren Parametern ab.