Windenergie Seminare zu Grundlagen für Einsteiger

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Hier bündelt das Haus der Technik seine Seminar und Tagungen im Bereich Windenergie-Grundlagen und Basiswissen. Es werden sowohl Ingenieure und Techniker als auch Kaufleute, Juristen und Nicht-Techniker angesprochen. Außerdem finden sich hier Sonderthemen, die nicht in die aktuelle Gliederung passen.

Die Windenergie ist in Deutschland mit mehr als 27 GW installierter Nennleistung die tragende Säule der erneuerbaren Energien. Für die zukünftige Wettbewerbsfähigkeit von Windenergieanlagen gegenüber konventionellen und anderen erneuerbaren Energieträgern ist die Steigerung des jährlichen Energieertrags entscheidend. Viele Angebote beschäftigen sich mit diesem Thema. 

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Hier bündelt das Haus der Technik seine Seminar und Tagungen im Bereich Windenergie-Grundlagen und Basiswissen. Es werden sowohl Ingenieure und Techniker als auch Kaufleute, Juristen und Nicht-Techniker angesprochen. Außerdem finden sich hier Sonderthemen, die nicht in die aktuelle Gliederung passen.

Die Windenergie ist in Deutschland mit mehr als 27 GW installierter Nennleistung die tragende Säule der erneuerbaren Energien. Für die zukünftige Wettbewerbsfähigkeit von Windenergieanlagen gegenüber konventionellen und anderen erneuerbaren Energieträgern ist die Steigerung des jährlichen Energieertrags entscheidend. Viele Angebote beschäftigen sich mit diesem Thema. 

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Grundlagen Windenergie hdt.de Ein­satz von Kra­nen und He­be­ein­rich­tun­gen bei Wind­ener­gie­an­la­gen
Sie erfahren mit Praxisberichten von WEA-Herstellern, Transportunternehmen, Kranverleihern und -herstellern die notwendigen Schritte, um eine Windkraftanlage an den Bestimmungsort zu bringen, sicher aufzustellen, sicher zu betreiben.
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Kompakter Einstieg in die Windenergie. Behandelt werden physikalische Grundlagen, technische Aspekte, wie Belastung und Lebensdauer, sowie wirtschaftliche Aspekte.
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Grundlagen Windenergie hdt.de Grund­la­gen Wind­ener­gie
Ideal für Brancheneinsteiger, die sich verstärkt mit Windenergie beschäftigen werden, neue Mitarbeiter von Unternehmen der Windkraftbranche, von Behörden, Banken, Beratern, Anwaltskanzleien und Energieversorgungsunternehmen.

1. Aufbau von Windenergieanlagen
Die aktuelle Bauform von Windenergieanlagen ist gekennzeichnet durch eine horizontale Rotorachse und drei Rotorblätter. Der Rotor befindet sich auf der dem Wind zugewandten Seite des Turmes (Luvläufer).
Der Rotor von Windenergieanlagen muss der Windrichtung nachgeführt werden. Die Gondel ist daher mit einem Azimutlager horizontal drehbar auf dem Turm angebracht. Die Windrichtung wird über einen Windrichtungsgeber (Windfahne) ermittelt. Die Ausrichtung des Rotors in den Wind erfolgt dann mittels Stellmotoren (Azimutantriebe).
Eine Windenergieanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und Rotorblättern sowie einer Maschinengondel, die den Generator und häufig ein Getriebe beherbergt. Die Gondel ist drehbar auf einem Turm gelagert, dessen Fundament die notwendige Standsicherheit gibt. Dazu kommen die Überwachungs-, Regelungs- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Turmfuß oder außerhalb des Turmes.

 

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer Windenergieanlage. Mit ihnen wird die mechanische Energie dem Wind entnommen und dem Generator zugeführt. Sie werden nicht nur stets auf einen hohen Wirkungsgrad, sondern auch auf Geräuschminderung hin optimiert. Die Rotordurchmesser bei den heute üblichen Anlagengrößen (800-2500 kW) liegen zwischen 40 und 100 Metern mit einem Trend zu noch größeren Durchmessern.
Moderne Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Auch leichtere Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden. Die Rotorblätter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerüstet, das mit der Erdung des Maschinenhauses verbunden ist.
Für die Umwandlung der mechanischen Energie in elektrische Energie werden Drehstrom-Asynchrongeneratoren oder Drehstrom-Synchrongeneratoren eingesetzt. Die Drehzahl des Generators (und damit des Rotors) kann konstant oder variabel sein. Es haben sich verschiedene Varianten von getriebegekoppelten Asynchron- oder Synchrongeneratoren sowie direkt an den Rotor gekoppelte, vielpolige Synchrongeneratoren etabliert.
Der Generator und das ggfs. vorhandene Getriebe werden auf Lebensdauer, Gewicht, Größe, Wartungsaufwand und Kosten optimiert. Ein weiterer Parameter ist die Polpaarzahl des Generators, womit das Übersetzungsverhältnis des ggfs. vorhandenen Getriebes festgelegt ist.
Die Art der Rotorbremse hängt von der Wahl der Rotorblattsteuerung ab. Bei Windenergieanlagen mit Stallregelung muss die Bremse in der Lage sein, die gesamte Bewegungsenergie des Rotors und des Generators im Notfall aufzunehmen. Sie muss deshalb sehr leistungsfähig sein. Teilweise wird sie auch als Betriebsbremse eingesetzt, um die Rotordrehzahl bei Windböen innerhalb der Toleranzen zu halten. Hierzu kommen meist große Scheibenbremsen zum Einsatz. Windenergieanlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die Rotorblätter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fällt dann kleiner aus oder kann sogar ganz entfallen. Alle Windenergieanlagen müssen mit zwei voneinander unabhängigen Bremssystemen ausgerüstet sein. Dazu zählen auch unabhängig voneinander verstellbare Rotorblätter.
Die elektrische Ausrüstung lässt sich in den Generator, in das System zur Netzeinspeisung und in das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb unterteilen.
Bei den älteren, drehzahlstarren Windenergieanlagen ist der Generator direkt an das Stromnetz gekoppelt. Bei einem Asynchrongenerator mit Kurzschlussläufer wird eine Vorrichtung zur Blindleistungskompensation parallel zum Generator geschaltet. Bei modernen drehzahlvariabeln Windenergieanlagen mit Synchron- oder Asynchrongenerator schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Amplitude. Deshalb wird er mit einem gesteuerten Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt und in einem Kondensator zwischengespeichert (Zwischenkreis), anschließend in einem Wechselrichter in netzfrequenten Wechselstrom transformiert. Zuletzt wird die Ausgangsspannung (üblich: Niederspannung 400-690V) über einen Anlagentransformator auf Netznennspannung (üblich. Mittelspannung 10-34,5 kV) transformiert. Die Windenergieanlage wird über Messwandler zur Ermittlung der übertragenen Leistungen und Leistungsschalter mit dem Stromnetz verbunden. Der Turm, auf den die bis zu mehreren hundert Tonnen schwere Maschinengondel aufgesetzt wird, ist ein hochbelastetes Bauteil. Er muss unter allen Betriebsbedingungen den Schwingungen der Gondel und den auftretenden Windkräften sicher widerstehen. Die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Windenergieanlage von 20 Jahren.
Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer Windenergieanlage, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufenen Turbulenzen wesentlich verringert sind und der Wind somit stärker und gleichmäßiger weht. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, stellt man im Binnenland zumeist höhere Türme auf. Die Hersteller bieten verschiedene Turmhöhen und Varianten für die gleiche Anlage an. Beispiele für Turmhöhen in Bezug auf Rotordurchmesser und Nennleistung:
• 50-60 m Rotordurchmesser, ca. 1 MW Nennleistung, Nabenhöhe 50-75 m
• 70–100 m Rotordurchmesser, 1,5–3 MW Nennleistung, Nabenhöhe 70-115 m

Stahltürme bestehen meist aus zwei bis vier Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen 20 bis 40 Millimeter. Betontürme können in Gleitschalung gebaut werden (Ortbeton-Turm). Der Bau von Betontürmen in Fertigteilbauweise ist ebenfalls möglich. Dabei werden vorgefertigte Elemente auf der Baustelle aufeinander gesetzt und mit Stahlseilen, die durch Leerrohre in der Wandung geführt werden, auf Vorspannung gebracht (Spannbeton). Eine weitere Turmvariante ist der Gittermastturm.
Bei kleineren Windenergieanlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. Größere Windenergieanlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsätzlich innerhalb des Turmes bestiegen. Große Türme (über 80 m) haben im Inneren in aller Regel einen Fahrkorb, der den Aufstieg erleichtert. Daneben gibt es oft auch eine Materialwinde zum Transport von Ersatzteilen.
Die Windenergieanlage muss sicher im Boden verankert werden. An Land wird am häufigsten eine Flachgründung gewählt. Am Anlagenstandort wird auf einer Sauberkeitsschicht eine kreisförmige oder auch eine vier- oder mehreckige Fundamentplatte bewehrt, geschalt und dann mit Beton gegossen. Die Platte befindet sich in der Regel unter einer Erddeckschicht unterhalb der Geländeoberkante. Bei inhomogenen Bodenverhältnissen kann vor dem Fundamentbau ein Bodenaustausch zur Verbesserung der Tragfähigkeit notwendig sein. Stehen in der Gründungsebene nur sehr weiche Böden an, dann werden Pfähle in tragfähigere Schichten gebohrt oder gerammt und deren gekappte Köpfe mit der Fundamentbewehrung verflochten (Pfahlgründung oder Tiefgründung). Da die Pfähle Druck- und Zugkräfte abtragen können, sind Pfahlkopf-Fundamente in der Regel kleiner als Flachgründungs-Fundamente.
Quelle: PowerWind GmbH
 

 
2. Regelung von Windenergieanlagen
Für die Regelung von Windenergieanlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auch auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken.
Die Windenergieanlagen werden von der Anlagensteuerung bei ertragsversprechenden Windgeschwindigkeiten (Anlaufwindgeschwindigkeit) angefahren und bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet. Die Windgeschwindigkeit wird dabei von der Anlagensteuerung über das Gondelanemometer ermittelt. Ist die Windgeschwindigkeit zu gering, wird die Anlage in den Leerlauf-bzw. Trudelbetrieb versetzt. Dabei werden die Blätter bei Windenergieanlagen mit Pitchregelung in Fahnenstellung gedreht, Windenergieanlagen mit Stallregelung werden aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die Lager und das Getriebe mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator beziehungsweise der netzseitige Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Steuerelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windrichtungsnachführung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Die Windenergieanlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Fahnenstellung drehen oder bremsen) zu gewährleisten.
Ab einer Windgeschwindigkeit von 2–4 m/s (Windstärke 2–3 Beaufort) schaltet die Steuerung die Windenergieanlage ein, da erst dann Energie in das Stromnetz abgegeben werden kann. Im normalen Betrieb wird die Anlage dann entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten betrieben.
Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (typische Abschaltgeschwindigkeit 25–35 m/s, Windstärke 10–12 Beaufort) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden durch mechanische Überbelastung zu vermeiden. Pitchgeregelte Windenergieanlagen drehen ihre Blätter in Fahnenstellung und gehen in den Trudelbetrieb, stallgeregelte Windenergieanlagen werden aus dem Wind gedreht und durch die Bremse festgesetzt. Windenergieanlagen der Firma Enercon besitzen eine Sturmregelung. Diese schaltet die Anlage nicht einfach ab, sondern erlaubt den reduzierten sicheren Betrieb der Anlage bei fast jeder Windgeschwindigkeit, da sie bei Sturm die Rotorblätter so verstellt, dass die Anlage in einem sicheren Betriebszustand verbleibt.
Eine Windenergieanlage ist nur dann optimal zu betreiben, wenn die Rotordrehzahl und die Generatordrehzahl auf die augenblicklich herrschende Windgeschwindigkeit abgestimmt sind. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiver Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.
Bei einem Rotor mit Stallregelung tritt oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit ein Strömungsabriss am Rotorblatt auf, der die Drehzahl und damit die Leistung begrenzt. Diese konstruktive Regelung ist sicher und einfach, bringt jedoch auch einige Nachteile mit sich. Bei Rotorblättern mit aktiver Stallregelung kann der Punkt des Strömungsabrisses zusätzlich über eine Veränderung des Rotorblattanstellwinkels gesteuert werden. Da diese Windenergieanlagen in der Regel mit netzsynchronen Generatoren arbeiten, muss die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors sehr schnell auf die sich ständig ändernde Windgeschwindigkeit abgestimmt werden, um die Frequenz und den Betrag der Spannung innerhalb der geforderten Toleranzen zu halten.
Rotoren mit Pitchregelung werden ebenfalls durch Verstellen des Anstellwinkels an die momentane Windgeschwindigkeit angepasst, aber das Wirkprinzip unterscheidet sich von dem der Stallregelung. Durch die Drehung des Rotorblattes um die eigene Achse wird die Auftriebskraft und somit die Rotationsgeschwindigkeit geändert. Diese Windenergieanlagen arbeiten in einem weiten Bereich drehzahlvariabel.
Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf, das von der Leistungsabgabe des Generators und der Drehzahl abhängig ist.
Drehzahlvariable pitchgeregelte Windenergieanlagen stellen zurzeit den aktuellen Stand der Technik im Windenergieanlagenbau dar. Es wird zwischen zwei Betriebszuständen unterschieden: der Drehzahlregelung im Teillastbetrieb (Drehzahl/Drehmomentenregelung) und der Drehzahlregelung im Volllastbetrieb (Pitchregelung).

Drehzahl-/Drehmomentenregelung: Um eine optimale Leistungsausbeute zu erreichen, wird die Drehzahl der Anlage im Teillastbereich auf das optimale Verhältnis zwischen Umfangsgeschwindigkeit des Rotors und Windgeschwindigkeit eingestellt (Schnelllaufzahl λ optimal). Die Blätter sind dabei auf den Blattwinkel eingestellt, der das höchste Antriebsmoment an der Rotorwelle erzeugt. Die Drehzahl wird über das Gegenmoment am Generator beeinflusst.
Pitchregelung: Ist bei der Nennwindgeschwindigkeit das maximale Gegenmoment am Generator (Nennleistung) erreicht, kann die Drehzahl durch weiteres Erhöhen des Generatormoments nicht mehr auf dem Arbeitspunkt gehalten werden. Daher wird der aerodynamische Wirkungsgrad der Blätter verschlechtert, indem sie aus ihrem optimalen Anstellwinkel herausgefahren werden. Diesen Vorgang nennt man Pitchen. Die Drehzahl der Anlage wird daher ab Erreichen des maximalen Generatormoments über den Anstellwinkel der Blätter beeinflusst. Böen werden durch kurzzeitige Erhöhung der Rotordrehzahl und Verstellung des Anstellwinkels besser abgefangen als bei anderen Anlagentypen.
Windenergieanlagen mit Pitchregelung werden zumeist ausschließlich aerodynamisch abgebremst. Dabei wirken die drei voneinander unabhängigen Blattverstellsysteme als Bremse. Sie besitzen meistens keine mechanische Betriebsbremse. Der Rotor wird nur zu Wartungsarbeiten festgesetzt.

Netzsynchrone Windenergieanlagen mit Stallregelung („Dänisches Konzept“) waren lange Zeit Stand der Technik im Windenergieanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 Kilowatt. Sie haben einen Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der sein Drehmoment über ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator läuft netzsynchron. Durch die Anwendung der Stern/Dreieck-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen gefahren werden, um den Teillast-und Volllastbereich abzudecken. Die Windenergieanlagen sind teilweise durch die Rotorblattauslegung nicht in der Lage, bei wenig Wind selbständig anzulaufen. Daher wird bei nicht ausreichender Windgeschwindigkeit der Generator kurz als Motor verwendet, um den Rotor in Drehung zu versetzen. Die Rotorblätter sind so geformt, dass im Nennlastbereich ein Strömungsabriss auftritt und so die Leistung auch bei starkem Wind auf die Nennleistung begrenzt ist(Stalleffekt).
Windenergieanlagen mit aktiver Stallregelung sind der Versuch, das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebs ohne teureren Gleich-und Wechselrichter auch auf größere Windenergieanlagen bis in den Megawattbereich zu übertragen. Bei diesen Windenergieanlagen lässt sich der Strömungsabriss an den Rotorblättern zusätzlich über eine Blattverstellung steuern. Schwankungen im Wind (Böen) können so besser als bei Windenergieanlagen mit Stallregelung ausgeglichen werden. Die Blattverstellung arbeitet entgegengesetzt der Pitchregelung und erhöht den Anstellwinkel immer weiter, bis es zum Strömungsabriss kommt. Im Sturmfall können die Blätter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden (siehe AN Bonus). Die Anlage muss dann nicht aus dem Wind gedreht werden.
Die Windrichtungsnachführung erfolgt bei modernen Windenergieanlagen durch Stellmotoren (Azimutantriebe). Die Windrichtung wird dabei über eine auf der Gondel angebrachte Windfahne ermittelt. Um Schwingungen der Anlage um die Turmachse zu vermeiden, werden die Stellmotoren gegeneinander verspannt oder das gesamte Lager wird mit einer Bremse festgesetzt, wenn es nicht in Bewegung ist. Auch die natürliche Dämpfung von Gleitlagern wird genutzt. Bei Bewegung der Gondel wirken starke Widerstandsmomente auf den Rotor und die übrige Struktur ein. Die Windrichtungsnachführung erfolgt daher langsam und stark gedämpft.
Quelle: PowerWind GmbH


1. BERICHTSWESEN


Das Berichtswesen stellt eine bedeutende Aufgabe für die kaufmännische Geschäftsführung dar. Mit den Berichten an die Eigentümer der Windkraftanlagen gibt die Geschäftsführung Rechenschaft über die im abgelaufenen Berichtszeitraum eingetretenen Ereignisse und Ergebnisse und beschreibt gleichzeitig die Chancen und Risiken für die Zukunft. Hierzu behilft sie sich auch durch Berichte der technischen Betriebsführung, die die Ereignisse im technischen Bereich darstellen.
Aufgabe der Geschäftsführung ist es dagegen, die aus dem Betrieb der technischen Anlagen resultierenden finanziellen und wirtschaftlichen Beurteilungen und Schlussfolgerungen darzulegen.
Die folgenden Ausführungen beziehen sich, wenn nichts anderes erwähnt ist, vornehmlich auf die Rechtsform einer GmbH & Co. KG, die mittels eines Dienstleistungsvertrages die Geschäftsführung beauftragt.

1.1 Geschäftsberichte
Der Geschäftsbericht erfolgt üblicherweise im Vorfeld zur Einladung der Gesellschafterversammlungen. Die Rechtsform ist dabei unerheblich. So kann beispielsweise bei einer Personengesellschaft (GmbH & Co. KG), aber auch bei einer Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GbR) ein Geschäftsbericht der Einladung zur Gesellschafterversammlung beigefügt werden. .
1.1.1 Inhalte
Die Inhalte und der Umfang des Berichtswesens variieren je nach Art und Anspruch der Geschäftsführung oder der Gesellschafter (Eigentümer). Dabei ist in der gebotenen Kürze, aber auch mit der erforderlichen Genauigkeit und Vollständigkeit zu berichten. So existieren Geschäftsberichte von einem nur geringen Seitenumfang, dem Autor sind aber auch Geschäftsberichte bekannt, die einen Umfang von 20 bis 50 Seiten aufweisen. Die Gründe hierfür liegen in der gebotenen Vollständigkeit der Darstellung. Die Geschäftsführung ist verpflichtet, ein vollständiges Bild der finanziellen und wirtschaftlichen Lage im Berichtszeitraum zu geben. Sie darf keine wesentlichen Vorgänge und Ereignisse verschweigen oder in ihrer Bedeutung schmälern, sie soll aber auch nicht unnötig dramatisieren. Es ist ein Mittelweg zu finden, da allzu ausführliche Berichte von den Eigentümern nicht in jedem Fall zur Kenntnis genommen werden bzw. der Vorwurf erhoben werden kann, in einer Flut von Detailinformationen wichtige Schlussfolgerungen zu verschleiern.
Je nachdem, ob sich der Anlagenbetrieb in einer unproblematischen oder einer problematischen Situation befindet, kann der Umfang und der Detailgrad des Berichtes unterschiedlich ausfallen. So wird beispielsweise bei einer wiederkehrenden Unterschreitung der prognostizieren Stromproduktion eine Anpassung der Ergebnisprognose erforderlich werden. Da dies erhebliche Auswirkungen auf den wirtschaftlichen Erfolg des gesamten Engagements hat, sollte eine solche in die Zukunft gerichtete Schlussfolgerung mit der gebotenen Ausführlichkeit dargestellt werden. Die Erfahrung zeigt auch hier, dass „die Wahrheit nur einmal weh tut“.
Steuerebene
Auf der Steuerebene interessiert die Gesellschafter insbesondere die Frage, welche Steuererklärungen bereits bestandskräftig sind und bei welchen Steuererklärungen noch der Vorbehalt der Nachprüfung vorliegt. Üblicherweise werden die Windparkgesellschaften alle 5 Jahre einer Betriebsprüfung durch das Finanzamt unterzogen, in der auf Gesellschaftsebene die steuerlichen Ergebnisse der Gesellschaft auf ihre Vereinbarkeit mit den steuerrechtlichen Bestimmungen überprüft werden. Kritische Punkte sind hier derzeit insbesondere in der gewählten Abschreibungsdauer der technischen Anlagen zu sehen. Die Finanzverwaltung geht davon aus, dass die Anlagen bei einem geplanten Betrieb von 20 Jahren auch über 20 Jahre abgeschrieben werden müssen, was die Höhe der jährlichen Abschreibung verringert und damit den steuerlichen Gewinn erhöht. Viele Windparkgesellschaften haben sich dagegen bei den Abschreibungen an den amtlichen AfA-Tabellen orientiert, die z. T. eine Laufzeit der Maschinen von 12 Jahren vorsahen. Derzeit laufen hierzu juristische Verfahren vor der Finanzgerichtsbarkeit, die in Kürze entschieden werden. Ziel der Betreibergesellschaften ist es, die Gültigkeit der in den AfA-Tabellen ausgewiesenen Abschreibungsdauern festzustellen. Die von der Finanzverwaltung vertretene Position würde für die Gesellschafter zu einer früheren Gewinnversteuerung führen. Vielen Gesellschafter haben dagegen die Beteiligung zu einem Zeitpunkt erworben, zu dem sie hohe individuelle Steuersätze hatten und den Zeitpunkt der einsetzenden Gewinnversteuerung für Zeiten vorgesehen, in denen der individuelle Steuersatz niedriger ausfällt (Rentenbeginn).
Ein weiterer Punkt auf der Steuerebene ist die Anerkennung oder Nichtanerkennung von geltend gemachten Sonderbetriebsausgaben. Hierzu zählen Darlehenszinsen für die Finanzierung der Beteiligung oder Fahrtkosten zu Gesellschafterversammlungen, Steuerberatungskosten usw.. Diese auf Gesellschafterebene anfallenden Aufwendungen werden bei Personengesellschaften über die Steuererklärung der Gesellschaft geltend gemacht und nicht in der individuellen Steuererklärung. Das Interesse der Gesellschafter bezieht sich hier insbesondere auf Änderungen in der steuerlichen Behandlung durch das Finanzamt.

 

 


2 LIQUIDITÄTSPLANUNG IN WINDPARKS


2.1 Kosten und Erlösübersichten
In Kosten-und Erlösübersichten werden Aussagen über die Wirtschaftlichkeit eines Betriebes getroffen. Dabei sollen Tendenzen bei Kostenpositionen, wie
z. B. steigende Aufwendungen für Wartung und Instandhaltung, aber auch für bezogenen Strom oder Pachtaufwendungen (bei Anbindung an Preisindizes) frühzeitig erkannt werden. Diese fließen in die Ergebnisprognose als neue Planwerte ein und ermöglichen es, für die mittelfristige Liquiditätsplanung mit Sicherheit zu planen. (Ein Beispiel für eine unterjährige (monatsgenaue) Liquiditätsplanung findet sich am Ende dieses Kapitels.)
Auch vertraglich vereinbarte Mittelabflüsse (insbes. Kapitaldienst) und per Beschluss zu bestimmende Abflüsse (z. B. Ausschüttungen) können auf diese Weise geplant werden.
2.1.1 Steuererklärungen und Bescheide
Umsatzsteuer
Umsatzsteuervoranmeldungen sind monatlich abzugeben. Sie werden üblicherweise vom Steuerberater erstellt und von diesem zum Finanzamt weitergeleitet. In den Voranmeldungen werden die auf erhaltenen Rechnungen gezahlte Mehrwertsteuer als Vorsteuer und die auf ausgestellten Rechnungen erhaltene Mehrwertsteuer miteinander saldiert. Liegt die gezahlte Vorsteuer höher als die erhaltene Mehrwertsteuer, so erstattet das Finanzamt den Differenzbetrag. Dies kann insbesondere bei den hohen Investitionskosten in der Errichtungsphase eines Windparks zu hohen Erstattungen des Finanzamtes führen. Die in den Rechnungen an den Energieversorger enthaltene Mehrwertsteuer führt dann im weiteren Verlauf üblicherweise zu einer Mehrwertsteuerzahllast. Bei größeren nachträglichen Investitionen (z. B. Getriebetausch) kann sich dies zeitweilig wieder umkehren.
Gewerbesteuer
Mit der Gewerbesteuer wird die Ertragskraft eines Gewerbebetriebes besteuert. Die Gewerbesteuer trägt maßgeblich zur Finanzierung der Gemeinden bei. Bei Windparks stellt sich dabei immer wieder die Frage, in welcher Gemeinde die Gewerbesteuer anfällt: dort, wo die Windkraftanlagen stehen oder dort, wo der Sitz der Gesellschaft bzw. der Geschäftsführung liegt? Unterhält ein Gewerbebetrieb Betriebsstätten an mehreren Orten (z. B. der Windpark und die Büros der Geschäftsführung), so erfolgt eine Zerlegung der Gewerbesteuer. Als Zerlegungsmaßstab dienen üblicherweise die
Arbeitslöhne. Bei einer Windparkgesellschaft würde dies allerdings zu einem unbilligen Ergebnis führen, da am Standort der Windenergieanlagen keine Löhne anfallen. Damit die Standortgemeinde der Windenergieanlage nicht leer ausgeht, ist also bereits bei der Gewerbesteuerzerlegung darauf zu achten, dass die geplanten (und teilweise in der Projektentstehungszeit den Gemeinden versprochenen) Gewerbesteuerzahlungen auch tatsächlich in der Gewerbesteuerzerlegung berücksichtigt werden. Hierzu wird ersatzweise der erzielte Umsatz (Stromerlöse am Standort und Arbeitslöhne (Honorare) der Geschäftsführung) herangezogen. Auf diese Weise gerechnet kann im Ergebnis die Gewerbesteuer zu weit über 90 % der Standortgemeinde zufließen.
Im Zusammenhang mit dem Jahressteuergesetz 2009 haben soll die Zerlegung der Gewerbesteuer für Windparks zwischen Standortgemeinde und Sitz der Gesellschaft im Verhältnis 70:30 aufgeteilt werden.
Bei der oft gewählten Rechtsform GmbH & Co. KG wird die von der Gesellschaft abgeführte Gewerbesteuer teilweise auf die Einkommenssteuer der Kommanditisten angerechnet.
Auf die komplizierten Hinzurechnungen und Kürzungen bei der Ermittlung des Gewerbeertrages in der Gewerbesteuererklärung soll hier jedoch nicht weiter eingegangen werden.
Gesonderte und einheitliche Erklärung
Die gesonderte und einheitliche Erklärung fasst die steuerlichen Ergebnisse der Gesellschaft und die von einzelnen Gesellschaftern (gesondert) geltend gemachten Sonderbetriebsausgaben in einer (einheitlichen) Erklärung zusammen. Da in einer Kommanditgesellschaft (GmbH & Co. KG) jeder Kommanditist Mitunternehmer ist, müssen die im Zusammenhang mit einer Beteiligung an einem solchen Unternehmen anfallenden Sonderbetriebsausgaben und die Sonderbetriebseinnahmen (z. B. Beiratsvergütungen) über die Gesellschaft steuerlich geltend gemacht werden. Eine individuelle Geltendmachung im Rahmen der persönlichen Steuererklärung ist nicht möglich.
Die so erstellte Steuererklärung wird dem Betriebsstättenfinanzamt am Sitz der Gesellschaft zur Prüfung übermittelt. Nach abgeschlossener Prüfung durch das Finanzamt erhalten die Wohnsitzfinanzämter der Kommanditisten durch das Betriebsstättenfinanzamt die auf die Beteiligung entfallenden steuerlichen Ergebnisse. Ein bereits erteilter Steuerbescheid wird dann ggf. nochmals von Amts wegen korrigiert.


3 VERFÜGBARKEITSABRECHNUNG


Eine Einnahmeposition, die insbesondere während der Gewährleistung auftreten kann, stellen Zahlungen des Herstellers bei Unterschreiten der garantierten Verfügbarkeit dar. Die Regelungen dazu sind bei allen Herstellern unterschiedlich und müssen von der Geschäftsführung kontrolliert werden. Dies wird im Regelfall in enger Zusammenarbeit mit der technischen Betriebsführung erfolgen. Es empfiehlt sich, mit der Abstimmung bezüglich der Verfügbarkeit nicht bis zum Ende des Garantiezeitraumes zu warten, sondern die Ermittlung im jährlichen Turnus durchzuführen.

 

 


Zentrale Fragen sind hier insbesondere, welche Betriebszustände als verfügbar gelten, wer diese Ermittlung aufgrund welcher Datengrundlage erstellt und ob es einem Betreiber möglich ist, die so ermittelten Werte zu überprüfen.
Siehe hierzu auch die Tabelle Elemente von Verfügbarkeitsabrechnungen am Ende dieses Kapitels.

4.GRUNDSTÜCKS-UND PACHTFRAGEN


Es existieren für Pachtabrechnungen mehrere Berechnungsgrößen und Ansätze.
4.1 Festpacht
Bei der Festpacht erhält der Grundstückseigentümer einen festen Betrag in Euro. Dieser Betrag ist gleichbleibend stabil und kann in die Wirtschaftlichkeitsberechnung eingeplant werden. Nachteil ist, dass diese Kostenposition auch bei windschwachen Jahren fix ist. Die Ertragselastizität der Kosten wird mit solchen Kostenpositionen tendenziell verringert.
4.2 Ertragsabhängige Pacht
Häufiger finden sich Regelungen, die die Pachthöhe in Abhängigkeit von den erzielten Erlösen aus der Stromproduktion am Standort ermitteln. Bezugsgröße hierfür kann eine konkrete Anlage, aber auch der gesamte Windpark sein. Die vertraglichen Regelungen hierzu sehen größtenteils eine Regelung vor, die einen prozentualen Anteil an den Stromerlösen als Basis vorsieht. Die Prozentsätze liegen dabei je nach Standort und Verhandlungsgeschick bei 2 bis 5 %. Unterschiede existieren allerdings in der Höhe des Prozentsatzes. Vorteil dieser Regelung ist, dass der jährliche Aufwand mit den Erlösen mitschwankt, was tendenziell die Ertragselastizität der Kosten erhöht. Vorteil ist auch, dass der Verpächter ein gewisses Interesse hat, einen ungestörten Anlagenbetrieb zu realisieren. Nachteil ist, dass die Pachten jährlich im Nachhinein berechnet werden müssen und so zu den Jahresabschlussarbeiten gehören.
4.3 Pacht mit Indexierung
Manche Pachtverträge enthalten Regelungen zur Anpassung der Pacht an die allgemeine Preisentwicklung. Dies kann wiederum mit einem pauschalen Prozentsatz erfolgen oder mit einer Anbindung an die Preisentwicklung, die anhand von Indexänderungen ermittelt wird. So enthalten Pachtverträge Bestimmungen, die besagen, dass die Pacht bei Überschreitung von vereinbarten Schwellenwerten -bezogen auf Veränderungen bestimmter Preisindizes angepasst wird. Als Preisindex herangezogen werden der Verbraucherpreisindex oder auch der Index der gewerblichen Produkte oder der Index der Energiepreise. Die Regelungen hierzu können sehr komplex sein, insbesondere, wenn ein Index nicht mehr vom Statistischen Bundesamt berechnet wird. Dann muss eine Alternative gefunden werden, deren Heranziehung wiederum vereinbart werden muss. Weiterhin kann die Heranziehung eines Index, der großen Veränderungen unterworfen ist (wie beispielsweise der Index der Energiepreise), zu starken Erhöhungen der Pachten führen.
In alten Verträgen ist teilweise auch noch die Pacht an die Änderung der Einspeisevergütungen gekoppelt. Hintergrund ist die im Stromeinspeisegesetz vorgesehene Anbindung der Einspeisevergütung an die Strompreise. Da Pachtverträge üblicherweise für den gesamten Betriebszeitraum von mehr als 20 Jahren abgeschlossen werden, können also auch hier gesetzliche Änderungen oder wirtschaftliche Entwicklungen einen zum Teil erheblichen Einfluss ausüben. Nachteilig bei Indexberechnungen ist, dass diese mit der Kosten-und Ertragsentwicklung des Windparks nicht parallel verlaufen. Da die Einspeisevergütung -und damit die Einspeiseerlöse -über einen langen Zeitraum konstant sind, wirken sich indexierte Vertragspreise über die Laufzeit erheblich auf die Wirtschaftlichkeit aus.
4.4 Flächen und Standortpacht
Es gibt eine Variante der Pachtermittlung, die nicht nur den Grundstückseigentümern, auf deren Grundstücken Windenergieanlagen stehen, Pachten zugesteht, sondern auch anderen Grundstückseigentümern, die im windhöffigen Gebiet Flächen besitzen, jedoch weder über Standorte oder Kabeltrassen noch über Abstandsflächen betroffen sind. Hintergrund einer solchen Regelung ist die Sorge um den sozialen Frieden innerhalb einer Standortgemeinde, der dadurch in Frage gestellt werden kann, dass einzelne Grundeigentümer von den Windenergieanlagen profitieren und andere nicht, obwohl ihre Grundstücke ebenfalls im windhöffigen Gebiet liegen. So existieren Vertragswerke, die auch diesen Grundeigentümern einen gewissen Vorteil zugestehen. Hier spielen allerdings eher soziale oder moralische Gründe eine Rolle und weniger rechtliche Verpflichtungen.
4.5 Grundbuchabsicherung
Es ist erstaunlich, in welchem Umfang selbst bei landwirtschaftlich genutzten Grundstücken neue Eintragungen und Änderungen im Grundbuch erfolgen. Aufgrund der großen Bedeutung der grundbuchlichen Absicherung des Nutzungsrechtes für die Errichtung und den Betrieb einer WEA auf einem fremden Grundstück sollte diesem Gebiet große Aufmerksamkeit zukommen.
Da sowohl Standortrechte als auch Kabelrechte für den Betrieb eines Windparks vorliegen müssen und im Einzelfall durchaus eine Vielzahl von Flurstücken, Grundeigentümern und staatliche Stellen einzubeziehen sind, lohnt es sich, Änderungen in genutzten Grundstücken akkurat zu prüfen und ggf. aktuelle Grundbuchauszüge anzufordern. Kommt es zu einem Eigentümerwechsel (aufgrund von Verkauf, Erbschaft usw.), so führt dies zu einer Änderung in der Person des Pachtempfängers und der Pachtzahlungen.

5 VERGÜTUNG FÜR STROM AUS WINDENERGIEANLAGEN IN EUROPA


5.1. Festpreis vs. Quotensystem
Strom aus Windenergieanlagen ist gegenüber der konventionellen Stromerzeugung auf Grundlage fossiler Brennstoffe teurer in den Produktionskosten. Um die Wettbewerbsfähigkeit für Strom aus Windenergieanlagen herzustellen, bedarf es eines Förderinstrumentes, da das volkswirtschaftliche Ziel eines Umbaus der Energieerzeugung hin zu erneuerbaren Energien und zur Verringerung der Abhängigkeit vom Import von Energieträgern sonst nicht frühzeitig genug in Gang kommt. Der Weg, den die jeweiligen Länder hierfür beschreiten, ist dabei sehr unterschiedlich. Grundsätzlich gibt es zwei Modelle: Das Festpreissystem sowie das Quotensystem. Das Festpreissystem setzt mit politisch bestimmten Preisen einen gewünschten Anreiz für die Investition in erneuerbare Energien. Aufgrund des Festpreises besteht auf kaufmännischer Seite Sicherheit über die Vermarktung des produzierten Stroms. Die Entwicklung der Festpreise über die Jahre wird ebenfalls politisch bestimmt und erfährtin regelmäßigen Abständen eine Überprüfung. Dies ist im Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) bereits festgeschrieben. Da sich die Investitionskosten nur sehr unwesentlich von den jeweiligen Standorten der Anlagen bestimmen, die Erträge an den jeweiligen Standorten aber sehr wohl stark unterscheiden, wird ein System angewandt, das die Einspeisevergütung je nach Standort für einen definierten Zeitraum um eine erhöhte Anfangsvergütung festlegt. Damit werden auch Binnenlandstandorte mit ihren gegenüber küstennahen Standorten geringeren Erträgen ebenfalls finanzierbar.
Beim Quotensystem werden den Stromlieferanten per politischer Bestimmung vorgegeben, welchen Anteil von Strom aus erneuerbaren Quellen in der Gesamtheit der Stromlieferungen enthalten sein müssen. Gleichzeitig erhalten die Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energiequellen Zertifikate (REC, renewable energy certificat). Soweit es Stromversorger oder Verbraucher gibt, die nicht genügend Strom aus erneuerbaren Energiequellen selbst produzieren, können die Zertifikate an einer Börse gekauft und verkauft werden. Dem Gesetzgeber stellt
sich hier also die Frage, wie er die Quoten über die Jahre verändert um die Klimaschutzziele zu erreichen. Auch hier gilt, dass der Markt gefordert aber nicht überfordert werden darf. Der Mehrpreis für den Zertifikatekauf legt der Stromversorger auf die Endkunden um.
Die Vorteile des Festpreissystems (wie im EEG praktiziert) liegen auf der Hand: Es besteht Investitionssicherheit aufgrund der vorab bekannten Preise für den verkauften Strom. Soweit eine ausreichende Rendite erwirtschaftet werden kann, werden sich Investoren finden. Beim Quotensystem ist dagegen der Preis nicht dauerhaft fixiert. Das Quotensystem dagegen gibt nur die Ausbauziele vor. Auf welchem Wege sich diese Ziele wirtschaftlich optimal erzielen lassen, wird dem Markt überlassen. Dies kann volkswirtschaftlich zu einer besseren Allokation führen. Die derzeitige Realität zeigt aber, dass das Quotensystem nicht genügend Druck auf die Märkte ausübt, so dass die Ausbauziele nicht in dem Maße erreicht werden, wie geplant.
Vergütungssysteme in Europa
5.2.1. Spanien
Spanien kann beim Ausbau der erneuerbaren Energien und hier namentlich bei der Windkraft auf eine ähnliche Erfolgsgeschichte blicken wie Deutschland. Spanien setzt dabei neben einem Verkauf des erzeugten Windstroms zu festen Preisen auf die Möglichkeit des Verkaufs an der Strombörse mit einem Zuschlag. Windstromerzeuger (Onshore) können zwischen zwei Tarifen wählen: einem festen (7,3228 €Cent/kWh) oder einem variablen Einspeisetarif. Der variable Tarif setzt sich hauptsächlich zusammen aus einer Festpreiskomponente von 2,75 Cent bis 2,9 Cent und dem durchschnittlichen Marktpreis für Strom. Die variable Vergütung liegt in der Summe zwischen 6,9 und 7,5 Cent/kWh. Bei bestimmten Anlagetypen dürfen die Einnahmen aus Marktpreis und Bonus vorgeschriebene Höchst- und Mindestgrenzen nicht über- bzw. unterschreiten. Tritt einer der beiden Fälle ein, kann dies u einer Preisanpassung führen. (Quelle: BMU, Rechtsquellen Erneuerbare Energien 2008)

6 ERHÖHTE EINSPEISEVERGÜTUNG


Verfahren zur Bestimmung der erhöhten Anfangs-Einspeisevergütung
Eine zentrale Frage bei der Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit einer Windenergieanlage ist die nach dem Zeitraum, in dem die erhöhte Anfangsvergütung gezahlt wird. Nach dem Ende dieses Zeitraums verringert sich die Einspeisevergütung drastisch. Besondere Bedeutung erhält diese Frage bei Offshore-Anlagen, bei denen die Ermittlung des Zeitraums die durch Wassertiefe und Entfernung vom Festland bedingten höheren Investitionskosten kompensieren soll.
6.1. Anspruchsgrundlage / EEG-Bestimmungen
Das derzeit gültige „Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien“ (EEG) vom 21.Juli 2004 enthält folgende Bestimmung:
EEG 2004 § 10: Vergütung für Strom aus Windenergie
(1) Für Strom aus Windenergieanlagen beträgt die Vergütung vorbehaltlich des Absatzes 3 mindestens 5,5 Cent pro Kilowattstunde. Für die Dauer von fünf Jahren, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme, erhöht sich die Vergütung nach Satz 1 um 3,2 Cent pro Kilowattstunde für Strom aus Anlagen, die in dieser Zeit 150 Prozent des errechneten Ertrages der Referenzanlage (Referenzertrag) nach Maßgabe der Bestimmungen der Anlage zu diesem Gesetz erzielt haben. Für sonstige Anlagen verlängert sich diese Frist um zwei Monate je 0,75 Prozent des Referenzertrages, um den ihr Ertrag 150 Prozent des Referenzertrages unterschreitet. (Quelle: BGBl I 2004, 1918)
EEG 2000 § 7: Vergütung für Strom aus Windkraft
(1) Für Strom aus Windkraft beträgt die Vergütung mindestens 9,10 Cent pro Kilowattstunde für die Dauer von fünf Jahren, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Danach beträgt die Vergütung für Anlagen, die in dieser Zeit 150 vom Hundert des errechneten Ertrages der Referenzanlage (Referenzertrag) gemäß dem Anhang zu diesem Gesetz erzielt haben, mindestens 6,19 Cent pro Kilowattstunde. Für sonstige Anlagen verlängert sich die Frist des Satzes 1 für jedes 0,75 vom Hundert des Referenzertrages, um den ihr Ertrag 150 vom Hundert des Referenzertrages unterschreitet, um zwei Monate. (Quelle: BGBl I 2000, 305 vom 29. März 2000)
EEG 2009 § 10: Vergütung für Strom aus Windenergie
Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG
§ 29 Windenergie

(1) Für Strom aus Windenergieanlagen beträgt die Vergütung 5,02 Cent pro Kilowattstunde (Grundvergütung).

(2) Abweichend von Absatz 1 beträgt die Vergütung in den ersten fünf Jahren ab der Inbetriebnahme der Anlage 9,2 Cent pro Kilowattstunde (Anfangsvergütung). Diese Frist verlängert sich um zwei Monate je 0,75 Prozent des Referenzertrages, um den der Ertrag der Anlage 150 Prozent des Referenzertrages unterschreitet. Referenzertrag ist der errechnete Ertrag der Referenzanlage nach Maßgabe der Anlage 5 zu diesem Gesetz. Die Anfangsvergutung erhöht sich fur Strom aus Windenergieanlagen, die vor dem 1. Januar 2014 in Betrieb genommen worden sind, um 0,5 Cent pro Kilowattstunde (Systemdienstleistungs-Bonus), wenn sie ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme die Anforderungen der Verordnung nach § 64 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 nachweislich erfullen. (Hervorhebung durch den Autor)

(3) § 66 Übergangsbestimmungen

6. Die Vergütung für Strom aus Windenergieanlagen, die nach dem
31. Dezember 2001 und vor dem 1. Januar 2009 in Betrieb genommen worden sind, erhöht sich für die Dauer von fünf Jahren um 0,7 Cent pro Kilowattstunde (Systemdienst-leistungs-Bonus), sobald sie infolge einer Nachrüstung vor dem 1. Januar 2011 die Anforderungen der Verordnung nach § 64 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 erstmals einhalten.
Beteiligte an diesem Verfahren sind:
1 Hersteller der Windenergieanlage als Entwickler der technischen Modifikation
2 Zertifizierer (Einheitenzertifizierer)
3 Betreiber als Auftraggeber
4 Sachverständiger (Gutachten)
5 Netzbetreiber (SDL Bonus)


7 WIEDERKEHRENDE PRÜFUNGEN


7. Wiederkehrende Prüfungen
Eine WEA ist in regelmäßigen Intervallen einer Prüfung zu unterziehen. Wie oft eine Anlage überprüft und gewartet werden muss, ergibt sich aus der Typenprüfung, die vom Germanischen Lloyd oder dem TÜV vorgenommen wurde. Werden die Prüfungen nicht durchgeführt, kann eine WEA die Genehmigung verlieren.
7.1 Baugenehmigungsauflagen
Wiederkehrende Prüfungen sind in regelmäßigen Intervallen durch Sachverständige an Maschine und Rotorblättern und auch an der Turmkonstruktion durchzuführen. Die Prüfintervalle hierfür ergeben sich aus den gutachterlichen Stellungnahmen zur Maschine. Sie betragen höchstens 2 Jahre, dürfen jedoch auf vier Jahre verlängert werden, wenn durch von der Herstellerfirma autorisierte Sachkundige eine laufende (mindestens jährliche) Überwachung und Wartung der Windenergieanlage durchgeführt wird. (Quelle: Richtlinie für Windenergieanlagen, Einwirkungen und Standsicherheitsnachweise für Turm und Gründung; Fassung März 2004, Deutsches Institut für Bautechnik -DIBt, Berlin; Schriften des Deutschen Instituts für Bautechnik, Reihe B, Heft 8 STB)
Weitere Auflagen in der Genehmigung beziehen sich auf Arbeitsschutzvorschriften. Hierzu gehört die Anbringung eines Feuerlöschers, dessen Funktionsprüfung in Abständen von höchstens zwei Jahren zu erfolgen hat.
Außerdem sind die sicherheitstechnischen Prüfungen der Steigleitern sowie der in den Anlagen gelagerten persönlichen Schutzausrüstungen spätestens alle zwei Jahre einer Prüfung zu unterziehen.
7.2 Versicherungsbestimmungen
• regelmäßige Prüfungen bei Anlagen < 1500 kW jeweils alle 24 Monate, bei anderen Anlagen alle 12 Monate,
• Prüfungen an den Rotorblättern alle 24 Monate; die Prüfungen sind als visuelle Kontrollen des Triebstrangs und als Endoskopie des Getriebes durchzuführen, • Funktionskontrolle des Ölkreislaufs mittels Ölanalyse, • Videoendoskopie • frequenzselektive Schwingungsanalyse des Triebstrangs, • Zustandskontrolle der Rotorblätter. Wird der vorgeschriebene Rhythmus der Kontrollen um mehr als drei Monate überschritten, kann bei Schäden an nicht untersuchten Bauteilen der Versicherungsschutz entfallen. Existiert an Anlagen eine zertifiziertes Condition Monitoring System, so ist keine frequenzselektive Schwingungsanalyse mehr erforderlich. Es kann mit der Versicherung vereinbart werden, dass eine Videoendoskopie nur erfolgen muss, wenn das CMS eine Auffälligkeit detektiert hat.
7.3 Finanzierungsauflagen
In den Kreditbedingungen werden Auflagen für die regelmäßige Überprüfung der WEA gestellt. Neben der Auflage, die Anlagen gemäß Hersteller-Pflichtenheft halbjährlich zu warten, können auch Vorgaben bezüglich der Rotorblattwartung (alle zwei Jahre) erfolgen. Weitere Auflagen können sich auf die Prüfung der Gesamtanlage alle 4 Jahre beziehen. Damit auch bei einem Ausfall des Herstellers die Wartung und Instandhaltung der Anlagen sichergestellt ist, muss der Zugriff auf die Konstruktionspläne und die Betriebssteuerungsprogramme der WEA gegeben sein. Dies erfolgt üblicherweise durch Hinterlegung der Konstruktionspläne und Computerprogramme bei einem Notar. Dieser hat die Aufgabe, die Unterlagen treuhänderisch zu verwahren und unter definierten Bedingungen an den Betreiber herauszugeben. Inwieweit diese Lagerung von Zeichnungen und CDs auch nach mehrjähriger Lagerung noch nutzbar ist, sei dahingestellt. Bei unsachgemäßer Lagerung können CDs bereits nach 5-10 Jahren unleserlich werden. Die Hinterlegung von Plänen und Software auf CD bei einem Notar stellt also nur scheinbar eine Sicherheit dar.
7.4 Gewährleistungsgutachten und -ablauf
In Kaufverträgen von WEA sind Gewährleistungszeiten festgelegt. Die vertraglich vereinbarte Gewährleistungszeit schwankt zwischen 24 und 60 Monaten. In der Regel wird die Gewährleistung für 24 Monate vereinbart. Für Großkomponenten (Rotorblätter, Triebstrang, Generator) wird teilweise eine längere Gewährleistung von 60 Monaten vereinbart.

8 CONDITION-MONITORING AUS KAUFMÄNNISCHER SICHT


8. Investitionen in ein Condition-Monitoring-System (CMS)
Investitionen in ein Condition-Monitoring-System werden derzeit in immer mehr WEA vorgenommen. Im folgenden sollen einige Fragestellungen diskutiert werden, die bei einer solchen Investition zu bedenken sind.
8.1 Unterschiedliche Systeme
CMSe werden von einer Vielzahl von Unternehmen angeboten. Die Systeme unterscheiden sich dabei insbesondere durch die Anzahl und Bauart der implementierten Sensoren sowie durch die Auswertungs-und Alarmalgorithmen. Hier soll aber weniger auf die technischen Details eingegangen werden, als eher auf die Fragen, die sich aus der Sicht der Geschäftsführung bei der Beurteilung von CMS stellen.
18.2 Condition-Monitoring
Üblicherweise wird unter einem CMS die Überwachung des gesamten Triebstrangs mit Hilfe von Sensoren -beginnend mit dem Hauptlager über das Getriebe bis hin zum Generator -verstanden. Mittlerweile existieren sogar Überwachungssensoren für die Rotorblätter.
Neben der Überwachung von Frequenzen und Schwingungen kann auch mit speziellen Systemen eine Überwachung von Veränderungen in Betriebsstoffen erfolgen. Beispielsweise wird in Getrieben die Veränderung der Zahl und Größe der Metallpartikel im Getriebeöl überwacht, weil dies ein sensitives Instrument für die Detektierung von Getriebeproblemen ist.
Die erste Frage muss also sein, welche Komponenten überwacht werden sollen. Je nach Standort kann diese Frage bereits zu unterschiedlichen Ergebnissen führen. So wird die Frage bei Offshore-Anlagen sicherlich aufgrund der schlechteren Zugänglichkeit anders zu beantworten sein als für Onshore-Anlagen.
8.3 Vor- und Nachteile
Die Geschäftsführung muss hier also eine Abwägung treffen. Da aus finanziellen Gründen nicht jede technische Innovation umgesetzt werden kann, stellt sich die Frage nach den Vor-und Nachteilen. Soll der komplette Triebstrang überwacht werden? Welche Prognosesicherheit besteht? Kann das System einen falschen positiven Alarm geben, der einen Komponententausch auslöst, der sich später, bei der Untersuchung des fälschlicherweise als defekt erkannten Bauteils, als unnötig herausstellt? Ist, um einen solchen blinden Alarm zu überprüfen, eine weitere Endoskopie oder Schwingungsanalyse vor Ort erforderlich, die wiederum mit Kosten verbunden ist? Welche Auswirkungen hat ein CMS auf die Versicherung? Verringern sich die Prämien, die Selbstbehalte, die Haftzeiten? Welche Anlagenteile und Schadensentwicklungen werden von CMS nicht erfasst und müssen weiterhin durch die Betriebsführung oder den Betreiber überwacht werden?
8.4 Kosten eines CMS
Neben den Installationskosten für ein CMS mit Frequenzsensoren (Sensoren, Verkabelung, Netzwerkeinbindung, Datenübermittlung, Anbindung an Betriebsparameter) müssen noch weitere Kosten betrachtet werden:
• Die ermittelten Daten müssen per Datenleitung übermittelt werden. Teilweise sind hierfür weitere Datenverbindungen erforderlich, da die Datenmengen zu groß sind oder die Fernüberwachung beeinflussen können.
• Die übermittelten Daten müssen fachkundig ausgewertet werden. Hierfür bieten die CMS-Anbieter meist eine jährliche Pauschale mit unterschiedlichem Detaillevel an. Dies muss in der Kostenplanung berücksichtigt werden.
• Kann diese Leistung auch von der Technischen Betriebsführung erbracht werden?
• Wer installiert die Sensoren neu, wenn beispielsweise ein Getriebewechsel stattgefunden hat, und was kostet das?
8.5 Kosten-/ Nutzen-Analyse
CMSe werden installiert, um eine laufende Überwachung der Anlage zu gewährleisten und sich entwickelnde Schäden frühzeitig zu detektieren. Ziel ist es, die Vorhersehbarkeit von Reparaturen zu verbessern und unerwartete Anlagenstillstände zu verringern. Darüber hinaus soll die Schwere von Schäden
vermindert werden, so dass sowohl die Kosten für die Reparatur als auch der Stillstand verringert werden. Dies ist insbesondere bei den zum Teil sehr langen Lieferzeiten und den damit einhergehenden Betriebsunterbrechungen und Ertragsausfällen von ausschlaggebender Bedeutung. So kann ein Anlagenstillstand von 6 Monaten aufgrund eines unerwarteten Getriebeschadens
in windstarken Monaten einen Ertragsausfall verursachen, der den Kosten der Getriebereparatur gleich ist. Die Kosten eines solchen Systems können mit ca. 10.000 Euro pro WEA angenommen werden. Dabei spielt natürlich auch die beauftragte Stückzahl eine große Rolle. Je mehr Systeme bestellt werden, desto niedriger fallen die Kosten aus und desto günstiger gestaltet sich die Installation und Inbetriebnahme.

Quelle: Herr Wilfried Schäfer

1. Aufbau von Windenergieanlagen Die aktuelle Bauform von Windenergieanlagen ist gekennzeichnet durch eine horizontale Rotorachse und drei Rotorblätter. Der Rotor befindet sich auf der dem... mehr erfahren »
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1. Aufbau von Windenergieanlagen
Die aktuelle Bauform von Windenergieanlagen ist gekennzeichnet durch eine horizontale Rotorachse und drei Rotorblätter. Der Rotor befindet sich auf der dem Wind zugewandten Seite des Turmes (Luvläufer).
Der Rotor von Windenergieanlagen muss der Windrichtung nachgeführt werden. Die Gondel ist daher mit einem Azimutlager horizontal drehbar auf dem Turm angebracht. Die Windrichtung wird über einen Windrichtungsgeber (Windfahne) ermittelt. Die Ausrichtung des Rotors in den Wind erfolgt dann mittels Stellmotoren (Azimutantriebe).
Eine Windenergieanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und Rotorblättern sowie einer Maschinengondel, die den Generator und häufig ein Getriebe beherbergt. Die Gondel ist drehbar auf einem Turm gelagert, dessen Fundament die notwendige Standsicherheit gibt. Dazu kommen die Überwachungs-, Regelungs- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Turmfuß oder außerhalb des Turmes.

 

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer Windenergieanlage. Mit ihnen wird die mechanische Energie dem Wind entnommen und dem Generator zugeführt. Sie werden nicht nur stets auf einen hohen Wirkungsgrad, sondern auch auf Geräuschminderung hin optimiert. Die Rotordurchmesser bei den heute üblichen Anlagengrößen (800-2500 kW) liegen zwischen 40 und 100 Metern mit einem Trend zu noch größeren Durchmessern.
Moderne Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Auch leichtere Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden. Die Rotorblätter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerüstet, das mit der Erdung des Maschinenhauses verbunden ist.
Für die Umwandlung der mechanischen Energie in elektrische Energie werden Drehstrom-Asynchrongeneratoren oder Drehstrom-Synchrongeneratoren eingesetzt. Die Drehzahl des Generators (und damit des Rotors) kann konstant oder variabel sein. Es haben sich verschiedene Varianten von getriebegekoppelten Asynchron- oder Synchrongeneratoren sowie direkt an den Rotor gekoppelte, vielpolige Synchrongeneratoren etabliert.
Der Generator und das ggfs. vorhandene Getriebe werden auf Lebensdauer, Gewicht, Größe, Wartungsaufwand und Kosten optimiert. Ein weiterer Parameter ist die Polpaarzahl des Generators, womit das Übersetzungsverhältnis des ggfs. vorhandenen Getriebes festgelegt ist.
Die Art der Rotorbremse hängt von der Wahl der Rotorblattsteuerung ab. Bei Windenergieanlagen mit Stallregelung muss die Bremse in der Lage sein, die gesamte Bewegungsenergie des Rotors und des Generators im Notfall aufzunehmen. Sie muss deshalb sehr leistungsfähig sein. Teilweise wird sie auch als Betriebsbremse eingesetzt, um die Rotordrehzahl bei Windböen innerhalb der Toleranzen zu halten. Hierzu kommen meist große Scheibenbremsen zum Einsatz. Windenergieanlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die Rotorblätter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fällt dann kleiner aus oder kann sogar ganz entfallen. Alle Windenergieanlagen müssen mit zwei voneinander unabhängigen Bremssystemen ausgerüstet sein. Dazu zählen auch unabhängig voneinander verstellbare Rotorblätter.
Die elektrische Ausrüstung lässt sich in den Generator, in das System zur Netzeinspeisung und in das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb unterteilen.
Bei den älteren, drehzahlstarren Windenergieanlagen ist der Generator direkt an das Stromnetz gekoppelt. Bei einem Asynchrongenerator mit Kurzschlussläufer wird eine Vorrichtung zur Blindleistungskompensation parallel zum Generator geschaltet. Bei modernen drehzahlvariabeln Windenergieanlagen mit Synchron- oder Asynchrongenerator schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Amplitude. Deshalb wird er mit einem gesteuerten Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt und in einem Kondensator zwischengespeichert (Zwischenkreis), anschließend in einem Wechselrichter in netzfrequenten Wechselstrom transformiert. Zuletzt wird die Ausgangsspannung (üblich: Niederspannung 400-690V) über einen Anlagentransformator auf Netznennspannung (üblich. Mittelspannung 10-34,5 kV) transformiert. Die Windenergieanlage wird über Messwandler zur Ermittlung der übertragenen Leistungen und Leistungsschalter mit dem Stromnetz verbunden. Der Turm, auf den die bis zu mehreren hundert Tonnen schwere Maschinengondel aufgesetzt wird, ist ein hochbelastetes Bauteil. Er muss unter allen Betriebsbedingungen den Schwingungen der Gondel und den auftretenden Windkräften sicher widerstehen. Die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Windenergieanlage von 20 Jahren.
Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer Windenergieanlage, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufenen Turbulenzen wesentlich verringert sind und der Wind somit stärker und gleichmäßiger weht. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, stellt man im Binnenland zumeist höhere Türme auf. Die Hersteller bieten verschiedene Turmhöhen und Varianten für die gleiche Anlage an. Beispiele für Turmhöhen in Bezug auf Rotordurchmesser und Nennleistung:
• 50-60 m Rotordurchmesser, ca. 1 MW Nennleistung, Nabenhöhe 50-75 m
• 70–100 m Rotordurchmesser, 1,5–3 MW Nennleistung, Nabenhöhe 70-115 m

Stahltürme bestehen meist aus zwei bis vier Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen 20 bis 40 Millimeter. Betontürme können in Gleitschalung gebaut werden (Ortbeton-Turm). Der Bau von Betontürmen in Fertigteilbauweise ist ebenfalls möglich. Dabei werden vorgefertigte Elemente auf der Baustelle aufeinander gesetzt und mit Stahlseilen, die durch Leerrohre in der Wandung geführt werden, auf Vorspannung gebracht (Spannbeton). Eine weitere Turmvariante ist der Gittermastturm.
Bei kleineren Windenergieanlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. Größere Windenergieanlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsätzlich innerhalb des Turmes bestiegen. Große Türme (über 80 m) haben im Inneren in aller Regel einen Fahrkorb, der den Aufstieg erleichtert. Daneben gibt es oft auch eine Materialwinde zum Transport von Ersatzteilen.
Die Windenergieanlage muss sicher im Boden verankert werden. An Land wird am häufigsten eine Flachgründung gewählt. Am Anlagenstandort wird auf einer Sauberkeitsschicht eine kreisförmige oder auch eine vier- oder mehreckige Fundamentplatte bewehrt, geschalt und dann mit Beton gegossen. Die Platte befindet sich in der Regel unter einer Erddeckschicht unterhalb der Geländeoberkante. Bei inhomogenen Bodenverhältnissen kann vor dem Fundamentbau ein Bodenaustausch zur Verbesserung der Tragfähigkeit notwendig sein. Stehen in der Gründungsebene nur sehr weiche Böden an, dann werden Pfähle in tragfähigere Schichten gebohrt oder gerammt und deren gekappte Köpfe mit der Fundamentbewehrung verflochten (Pfahlgründung oder Tiefgründung). Da die Pfähle Druck- und Zugkräfte abtragen können, sind Pfahlkopf-Fundamente in der Regel kleiner als Flachgründungs-Fundamente.
Quelle: PowerWind GmbH
 

 
2. Regelung von Windenergieanlagen
Für die Regelung von Windenergieanlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auch auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken.
Die Windenergieanlagen werden von der Anlagensteuerung bei ertragsversprechenden Windgeschwindigkeiten (Anlaufwindgeschwindigkeit) angefahren und bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet. Die Windgeschwindigkeit wird dabei von der Anlagensteuerung über das Gondelanemometer ermittelt. Ist die Windgeschwindigkeit zu gering, wird die Anlage in den Leerlauf-bzw. Trudelbetrieb versetzt. Dabei werden die Blätter bei Windenergieanlagen mit Pitchregelung in Fahnenstellung gedreht, Windenergieanlagen mit Stallregelung werden aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die Lager und das Getriebe mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator beziehungsweise der netzseitige Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Steuerelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windrichtungsnachführung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Die Windenergieanlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Fahnenstellung drehen oder bremsen) zu gewährleisten.
Ab einer Windgeschwindigkeit von 2–4 m/s (Windstärke 2–3 Beaufort) schaltet die Steuerung die Windenergieanlage ein, da erst dann Energie in das Stromnetz abgegeben werden kann. Im normalen Betrieb wird die Anlage dann entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten betrieben.
Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (typische Abschaltgeschwindigkeit 25–35 m/s, Windstärke 10–12 Beaufort) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden durch mechanische Überbelastung zu vermeiden. Pitchgeregelte Windenergieanlagen drehen ihre Blätter in Fahnenstellung und gehen in den Trudelbetrieb, stallgeregelte Windenergieanlagen werden aus dem Wind gedreht und durch die Bremse festgesetzt. Windenergieanlagen der Firma Enercon besitzen eine Sturmregelung. Diese schaltet die Anlage nicht einfach ab, sondern erlaubt den reduzierten sicheren Betrieb der Anlage bei fast jeder Windgeschwindigkeit, da sie bei Sturm die Rotorblätter so verstellt, dass die Anlage in einem sicheren Betriebszustand verbleibt.
Eine Windenergieanlage ist nur dann optimal zu betreiben, wenn die Rotordrehzahl und die Generatordrehzahl auf die augenblicklich herrschende Windgeschwindigkeit abgestimmt sind. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiver Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.
Bei einem Rotor mit Stallregelung tritt oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit ein Strömungsabriss am Rotorblatt auf, der die Drehzahl und damit die Leistung begrenzt. Diese konstruktive Regelung ist sicher und einfach, bringt jedoch auch einige Nachteile mit sich. Bei Rotorblättern mit aktiver Stallregelung kann der Punkt des Strömungsabrisses zusätzlich über eine Veränderung des Rotorblattanstellwinkels gesteuert werden. Da diese Windenergieanlagen in der Regel mit netzsynchronen Generatoren arbeiten, muss die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors sehr schnell auf die sich ständig ändernde Windgeschwindigkeit abgestimmt werden, um die Frequenz und den Betrag der Spannung innerhalb der geforderten Toleranzen zu halten.
Rotoren mit Pitchregelung werden ebenfalls durch Verstellen des Anstellwinkels an die momentane Windgeschwindigkeit angepasst, aber das Wirkprinzip unterscheidet sich von dem der Stallregelung. Durch die Drehung des Rotorblattes um die eigene Achse wird die Auftriebskraft und somit die Rotationsgeschwindigkeit geändert. Diese Windenergieanlagen arbeiten in einem weiten Bereich drehzahlvariabel.
Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf, das von der Leistungsabgabe des Generators und der Drehzahl abhängig ist.
Drehzahlvariable pitchgeregelte Windenergieanlagen stellen zurzeit den aktuellen Stand der Technik im Windenergieanlagenbau dar. Es wird zwischen zwei Betriebszuständen unterschieden: der Drehzahlregelung im Teillastbetrieb (Drehzahl/Drehmomentenregelung) und der Drehzahlregelung im Volllastbetrieb (Pitchregelung).

Drehzahl-/Drehmomentenregelung: Um eine optimale Leistungsausbeute zu erreichen, wird die Drehzahl der Anlage im Teillastbereich auf das optimale Verhältnis zwischen Umfangsgeschwindigkeit des Rotors und Windgeschwindigkeit eingestellt (Schnelllaufzahl λ optimal). Die Blätter sind dabei auf den Blattwinkel eingestellt, der das höchste Antriebsmoment an der Rotorwelle erzeugt. Die Drehzahl wird über das Gegenmoment am Generator beeinflusst.
Pitchregelung: Ist bei der Nennwindgeschwindigkeit das maximale Gegenmoment am Generator (Nennleistung) erreicht, kann die Drehzahl durch weiteres Erhöhen des Generatormoments nicht mehr auf dem Arbeitspunkt gehalten werden. Daher wird der aerodynamische Wirkungsgrad der Blätter verschlechtert, indem sie aus ihrem optimalen Anstellwinkel herausgefahren werden. Diesen Vorgang nennt man Pitchen. Die Drehzahl der Anlage wird daher ab Erreichen des maximalen Generatormoments über den Anstellwinkel der Blätter beeinflusst. Böen werden durch kurzzeitige Erhöhung der Rotordrehzahl und Verstellung des Anstellwinkels besser abgefangen als bei anderen Anlagentypen.
Windenergieanlagen mit Pitchregelung werden zumeist ausschließlich aerodynamisch abgebremst. Dabei wirken die drei voneinander unabhängigen Blattverstellsysteme als Bremse. Sie besitzen meistens keine mechanische Betriebsbremse. Der Rotor wird nur zu Wartungsarbeiten festgesetzt.

Netzsynchrone Windenergieanlagen mit Stallregelung („Dänisches Konzept“) waren lange Zeit Stand der Technik im Windenergieanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 Kilowatt. Sie haben einen Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der sein Drehmoment über ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator läuft netzsynchron. Durch die Anwendung der Stern/Dreieck-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen gefahren werden, um den Teillast-und Volllastbereich abzudecken. Die Windenergieanlagen sind teilweise durch die Rotorblattauslegung nicht in der Lage, bei wenig Wind selbständig anzulaufen. Daher wird bei nicht ausreichender Windgeschwindigkeit der Generator kurz als Motor verwendet, um den Rotor in Drehung zu versetzen. Die Rotorblätter sind so geformt, dass im Nennlastbereich ein Strömungsabriss auftritt und so die Leistung auch bei starkem Wind auf die Nennleistung begrenzt ist(Stalleffekt).
Windenergieanlagen mit aktiver Stallregelung sind der Versuch, das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebs ohne teureren Gleich-und Wechselrichter auch auf größere Windenergieanlagen bis in den Megawattbereich zu übertragen. Bei diesen Windenergieanlagen lässt sich der Strömungsabriss an den Rotorblättern zusätzlich über eine Blattverstellung steuern. Schwankungen im Wind (Böen) können so besser als bei Windenergieanlagen mit Stallregelung ausgeglichen werden. Die Blattverstellung arbeitet entgegengesetzt der Pitchregelung und erhöht den Anstellwinkel immer weiter, bis es zum Strömungsabriss kommt. Im Sturmfall können die Blätter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden (siehe AN Bonus). Die Anlage muss dann nicht aus dem Wind gedreht werden.
Die Windrichtungsnachführung erfolgt bei modernen Windenergieanlagen durch Stellmotoren (Azimutantriebe). Die Windrichtung wird dabei über eine auf der Gondel angebrachte Windfahne ermittelt. Um Schwingungen der Anlage um die Turmachse zu vermeiden, werden die Stellmotoren gegeneinander verspannt oder das gesamte Lager wird mit einer Bremse festgesetzt, wenn es nicht in Bewegung ist. Auch die natürliche Dämpfung von Gleitlagern wird genutzt. Bei Bewegung der Gondel wirken starke Widerstandsmomente auf den Rotor und die übrige Struktur ein. Die Windrichtungsnachführung erfolgt daher langsam und stark gedämpft.
Quelle: PowerWind GmbH


1. BERICHTSWESEN


Das Berichtswesen stellt eine bedeutende Aufgabe für die kaufmännische Geschäftsführung dar. Mit den Berichten an die Eigentümer der Windkraftanlagen gibt die Geschäftsführung Rechenschaft über die im abgelaufenen Berichtszeitraum eingetretenen Ereignisse und Ergebnisse und beschreibt gleichzeitig die Chancen und Risiken für die Zukunft. Hierzu behilft sie sich auch durch Berichte der technischen Betriebsführung, die die Ereignisse im technischen Bereich darstellen.
Aufgabe der Geschäftsführung ist es dagegen, die aus dem Betrieb der technischen Anlagen resultierenden finanziellen und wirtschaftlichen Beurteilungen und Schlussfolgerungen darzulegen.
Die folgenden Ausführungen beziehen sich, wenn nichts anderes erwähnt ist, vornehmlich auf die Rechtsform einer GmbH & Co. KG, die mittels eines Dienstleistungsvertrages die Geschäftsführung beauftragt.

1.1 Geschäftsberichte
Der Geschäftsbericht erfolgt üblicherweise im Vorfeld zur Einladung der Gesellschafterversammlungen. Die Rechtsform ist dabei unerheblich. So kann beispielsweise bei einer Personengesellschaft (GmbH & Co. KG), aber auch bei einer Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GbR) ein Geschäftsbericht der Einladung zur Gesellschafterversammlung beigefügt werden. .
1.1.1 Inhalte
Die Inhalte und der Umfang des Berichtswesens variieren je nach Art und Anspruch der Geschäftsführung oder der Gesellschafter (Eigentümer). Dabei ist in der gebotenen Kürze, aber auch mit der erforderlichen Genauigkeit und Vollständigkeit zu berichten. So existieren Geschäftsberichte von einem nur geringen Seitenumfang, dem Autor sind aber auch Geschäftsberichte bekannt, die einen Umfang von 20 bis 50 Seiten aufweisen. Die Gründe hierfür liegen in der gebotenen Vollständigkeit der Darstellung. Die Geschäftsführung ist verpflichtet, ein vollständiges Bild der finanziellen und wirtschaftlichen Lage im Berichtszeitraum zu geben. Sie darf keine wesentlichen Vorgänge und Ereignisse verschweigen oder in ihrer Bedeutung schmälern, sie soll aber auch nicht unnötig dramatisieren. Es ist ein Mittelweg zu finden, da allzu ausführliche Berichte von den Eigentümern nicht in jedem Fall zur Kenntnis genommen werden bzw. der Vorwurf erhoben werden kann, in einer Flut von Detailinformationen wichtige Schlussfolgerungen zu verschleiern.
Je nachdem, ob sich der Anlagenbetrieb in einer unproblematischen oder einer problematischen Situation befindet, kann der Umfang und der Detailgrad des Berichtes unterschiedlich ausfallen. So wird beispielsweise bei einer wiederkehrenden Unterschreitung der prognostizieren Stromproduktion eine Anpassung der Ergebnisprognose erforderlich werden. Da dies erhebliche Auswirkungen auf den wirtschaftlichen Erfolg des gesamten Engagements hat, sollte eine solche in die Zukunft gerichtete Schlussfolgerung mit der gebotenen Ausführlichkeit dargestellt werden. Die Erfahrung zeigt auch hier, dass „die Wahrheit nur einmal weh tut“.
Steuerebene
Auf der Steuerebene interessiert die Gesellschafter insbesondere die Frage, welche Steuererklärungen bereits bestandskräftig sind und bei welchen Steuererklärungen noch der Vorbehalt der Nachprüfung vorliegt. Üblicherweise werden die Windparkgesellschaften alle 5 Jahre einer Betriebsprüfung durch das Finanzamt unterzogen, in der auf Gesellschaftsebene die steuerlichen Ergebnisse der Gesellschaft auf ihre Vereinbarkeit mit den steuerrechtlichen Bestimmungen überprüft werden. Kritische Punkte sind hier derzeit insbesondere in der gewählten Abschreibungsdauer der technischen Anlagen zu sehen. Die Finanzverwaltung geht davon aus, dass die Anlagen bei einem geplanten Betrieb von 20 Jahren auch über 20 Jahre abgeschrieben werden müssen, was die Höhe der jährlichen Abschreibung verringert und damit den steuerlichen Gewinn erhöht. Viele Windparkgesellschaften haben sich dagegen bei den Abschreibungen an den amtlichen AfA-Tabellen orientiert, die z. T. eine Laufzeit der Maschinen von 12 Jahren vorsahen. Derzeit laufen hierzu juristische Verfahren vor der Finanzgerichtsbarkeit, die in Kürze entschieden werden. Ziel der Betreibergesellschaften ist es, die Gültigkeit der in den AfA-Tabellen ausgewiesenen Abschreibungsdauern festzustellen. Die von der Finanzverwaltung vertretene Position würde für die Gesellschafter zu einer früheren Gewinnversteuerung führen. Vielen Gesellschafter haben dagegen die Beteiligung zu einem Zeitpunkt erworben, zu dem sie hohe individuelle Steuersätze hatten und den Zeitpunkt der einsetzenden Gewinnversteuerung für Zeiten vorgesehen, in denen der individuelle Steuersatz niedriger ausfällt (Rentenbeginn).
Ein weiterer Punkt auf der Steuerebene ist die Anerkennung oder Nichtanerkennung von geltend gemachten Sonderbetriebsausgaben. Hierzu zählen Darlehenszinsen für die Finanzierung der Beteiligung oder Fahrtkosten zu Gesellschafterversammlungen, Steuerberatungskosten usw.. Diese auf Gesellschafterebene anfallenden Aufwendungen werden bei Personengesellschaften über die Steuererklärung der Gesellschaft geltend gemacht und nicht in der individuellen Steuererklärung. Das Interesse der Gesellschafter bezieht sich hier insbesondere auf Änderungen in der steuerlichen Behandlung durch das Finanzamt.

 

 


2 LIQUIDITÄTSPLANUNG IN WINDPARKS


2.1 Kosten und Erlösübersichten
In Kosten-und Erlösübersichten werden Aussagen über die Wirtschaftlichkeit eines Betriebes getroffen. Dabei sollen Tendenzen bei Kostenpositionen, wie
z. B. steigende Aufwendungen für Wartung und Instandhaltung, aber auch für bezogenen Strom oder Pachtaufwendungen (bei Anbindung an Preisindizes) frühzeitig erkannt werden. Diese fließen in die Ergebnisprognose als neue Planwerte ein und ermöglichen es, für die mittelfristige Liquiditätsplanung mit Sicherheit zu planen. (Ein Beispiel für eine unterjährige (monatsgenaue) Liquiditätsplanung findet sich am Ende dieses Kapitels.)
Auch vertraglich vereinbarte Mittelabflüsse (insbes. Kapitaldienst) und per Beschluss zu bestimmende Abflüsse (z. B. Ausschüttungen) können auf diese Weise geplant werden.
2.1.1 Steuererklärungen und Bescheide
Umsatzsteuer
Umsatzsteuervoranmeldungen sind monatlich abzugeben. Sie werden üblicherweise vom Steuerberater erstellt und von diesem zum Finanzamt weitergeleitet. In den Voranmeldungen werden die auf erhaltenen Rechnungen gezahlte Mehrwertsteuer als Vorsteuer und die auf ausgestellten Rechnungen erhaltene Mehrwertsteuer miteinander saldiert. Liegt die gezahlte Vorsteuer höher als die erhaltene Mehrwertsteuer, so erstattet das Finanzamt den Differenzbetrag. Dies kann insbesondere bei den hohen Investitionskosten in der Errichtungsphase eines Windparks zu hohen Erstattungen des Finanzamtes führen. Die in den Rechnungen an den Energieversorger enthaltene Mehrwertsteuer führt dann im weiteren Verlauf üblicherweise zu einer Mehrwertsteuerzahllast. Bei größeren nachträglichen Investitionen (z. B. Getriebetausch) kann sich dies zeitweilig wieder umkehren.
Gewerbesteuer
Mit der Gewerbesteuer wird die Ertragskraft eines Gewerbebetriebes besteuert. Die Gewerbesteuer trägt maßgeblich zur Finanzierung der Gemeinden bei. Bei Windparks stellt sich dabei immer wieder die Frage, in welcher Gemeinde die Gewerbesteuer anfällt: dort, wo die Windkraftanlagen stehen oder dort, wo der Sitz der Gesellschaft bzw. der Geschäftsführung liegt? Unterhält ein Gewerbebetrieb Betriebsstätten an mehreren Orten (z. B. der Windpark und die Büros der Geschäftsführung), so erfolgt eine Zerlegung der Gewerbesteuer. Als Zerlegungsmaßstab dienen üblicherweise die
Arbeitslöhne. Bei einer Windparkgesellschaft würde dies allerdings zu einem unbilligen Ergebnis führen, da am Standort der Windenergieanlagen keine Löhne anfallen. Damit die Standortgemeinde der Windenergieanlage nicht leer ausgeht, ist also bereits bei der Gewerbesteuerzerlegung darauf zu achten, dass die geplanten (und teilweise in der Projektentstehungszeit den Gemeinden versprochenen) Gewerbesteuerzahlungen auch tatsächlich in der Gewerbesteuerzerlegung berücksichtigt werden. Hierzu wird ersatzweise der erzielte Umsatz (Stromerlöse am Standort und Arbeitslöhne (Honorare) der Geschäftsführung) herangezogen. Auf diese Weise gerechnet kann im Ergebnis die Gewerbesteuer zu weit über 90 % der Standortgemeinde zufließen.
Im Zusammenhang mit dem Jahressteuergesetz 2009 haben soll die Zerlegung der Gewerbesteuer für Windparks zwischen Standortgemeinde und Sitz der Gesellschaft im Verhältnis 70:30 aufgeteilt werden.
Bei der oft gewählten Rechtsform GmbH & Co. KG wird die von der Gesellschaft abgeführte Gewerbesteuer teilweise auf die Einkommenssteuer der Kommanditisten angerechnet.
Auf die komplizierten Hinzurechnungen und Kürzungen bei der Ermittlung des Gewerbeertrages in der Gewerbesteuererklärung soll hier jedoch nicht weiter eingegangen werden.
Gesonderte und einheitliche Erklärung
Die gesonderte und einheitliche Erklärung fasst die steuerlichen Ergebnisse der Gesellschaft und die von einzelnen Gesellschaftern (gesondert) geltend gemachten Sonderbetriebsausgaben in einer (einheitlichen) Erklärung zusammen. Da in einer Kommanditgesellschaft (GmbH & Co. KG) jeder Kommanditist Mitunternehmer ist, müssen die im Zusammenhang mit einer Beteiligung an einem solchen Unternehmen anfallenden Sonderbetriebsausgaben und die Sonderbetriebseinnahmen (z. B. Beiratsvergütungen) über die Gesellschaft steuerlich geltend gemacht werden. Eine individuelle Geltendmachung im Rahmen der persönlichen Steuererklärung ist nicht möglich.
Die so erstellte Steuererklärung wird dem Betriebsstättenfinanzamt am Sitz der Gesellschaft zur Prüfung übermittelt. Nach abgeschlossener Prüfung durch das Finanzamt erhalten die Wohnsitzfinanzämter der Kommanditisten durch das Betriebsstättenfinanzamt die auf die Beteiligung entfallenden steuerlichen Ergebnisse. Ein bereits erteilter Steuerbescheid wird dann ggf. nochmals von Amts wegen korrigiert.


3 VERFÜGBARKEITSABRECHNUNG


Eine Einnahmeposition, die insbesondere während der Gewährleistung auftreten kann, stellen Zahlungen des Herstellers bei Unterschreiten der garantierten Verfügbarkeit dar. Die Regelungen dazu sind bei allen Herstellern unterschiedlich und müssen von der Geschäftsführung kontrolliert werden. Dies wird im Regelfall in enger Zusammenarbeit mit der technischen Betriebsführung erfolgen. Es empfiehlt sich, mit der Abstimmung bezüglich der Verfügbarkeit nicht bis zum Ende des Garantiezeitraumes zu warten, sondern die Ermittlung im jährlichen Turnus durchzuführen.

 

 


Zentrale Fragen sind hier insbesondere, welche Betriebszustände als verfügbar gelten, wer diese Ermittlung aufgrund welcher Datengrundlage erstellt und ob es einem Betreiber möglich ist, die so ermittelten Werte zu überprüfen.
Siehe hierzu auch die Tabelle Elemente von Verfügbarkeitsabrechnungen am Ende dieses Kapitels.

4.GRUNDSTÜCKS-UND PACHTFRAGEN


Es existieren für Pachtabrechnungen mehrere Berechnungsgrößen und Ansätze.
4.1 Festpacht
Bei der Festpacht erhält der Grundstückseigentümer einen festen Betrag in Euro. Dieser Betrag ist gleichbleibend stabil und kann in die Wirtschaftlichkeitsberechnung eingeplant werden. Nachteil ist, dass diese Kostenposition auch bei windschwachen Jahren fix ist. Die Ertragselastizität der Kosten wird mit solchen Kostenpositionen tendenziell verringert.
4.2 Ertragsabhängige Pacht
Häufiger finden sich Regelungen, die die Pachthöhe in Abhängigkeit von den erzielten Erlösen aus der Stromproduktion am Standort ermitteln. Bezugsgröße hierfür kann eine konkrete Anlage, aber auch der gesamte Windpark sein. Die vertraglichen Regelungen hierzu sehen größtenteils eine Regelung vor, die einen prozentualen Anteil an den Stromerlösen als Basis vorsieht. Die Prozentsätze liegen dabei je nach Standort und Verhandlungsgeschick bei 2 bis 5 %. Unterschiede existieren allerdings in der Höhe des Prozentsatzes. Vorteil dieser Regelung ist, dass der jährliche Aufwand mit den Erlösen mitschwankt, was tendenziell die Ertragselastizität der Kosten erhöht. Vorteil ist auch, dass der Verpächter ein gewisses Interesse hat, einen ungestörten Anlagenbetrieb zu realisieren. Nachteil ist, dass die Pachten jährlich im Nachhinein berechnet werden müssen und so zu den Jahresabschlussarbeiten gehören.
4.3 Pacht mit Indexierung
Manche Pachtverträge enthalten Regelungen zur Anpassung der Pacht an die allgemeine Preisentwicklung. Dies kann wiederum mit einem pauschalen Prozentsatz erfolgen oder mit einer Anbindung an die Preisentwicklung, die anhand von Indexänderungen ermittelt wird. So enthalten Pachtverträge Bestimmungen, die besagen, dass die Pacht bei Überschreitung von vereinbarten Schwellenwerten -bezogen auf Veränderungen bestimmter Preisindizes angepasst wird. Als Preisindex herangezogen werden der Verbraucherpreisindex oder auch der Index der gewerblichen Produkte oder der Index der Energiepreise. Die Regelungen hierzu können sehr komplex sein, insbesondere, wenn ein Index nicht mehr vom Statistischen Bundesamt berechnet wird. Dann muss eine Alternative gefunden werden, deren Heranziehung wiederum vereinbart werden muss. Weiterhin kann die Heranziehung eines Index, der großen Veränderungen unterworfen ist (wie beispielsweise der Index der Energiepreise), zu starken Erhöhungen der Pachten führen.
In alten Verträgen ist teilweise auch noch die Pacht an die Änderung der Einspeisevergütungen gekoppelt. Hintergrund ist die im Stromeinspeisegesetz vorgesehene Anbindung der Einspeisevergütung an die Strompreise. Da Pachtverträge üblicherweise für den gesamten Betriebszeitraum von mehr als 20 Jahren abgeschlossen werden, können also auch hier gesetzliche Änderungen oder wirtschaftliche Entwicklungen einen zum Teil erheblichen Einfluss ausüben. Nachteilig bei Indexberechnungen ist, dass diese mit der Kosten-und Ertragsentwicklung des Windparks nicht parallel verlaufen. Da die Einspeisevergütung -und damit die Einspeiseerlöse -über einen langen Zeitraum konstant sind, wirken sich indexierte Vertragspreise über die Laufzeit erheblich auf die Wirtschaftlichkeit aus.
4.4 Flächen und Standortpacht
Es gibt eine Variante der Pachtermittlung, die nicht nur den Grundstückseigentümern, auf deren Grundstücken Windenergieanlagen stehen, Pachten zugesteht, sondern auch anderen Grundstückseigentümern, die im windhöffigen Gebiet Flächen besitzen, jedoch weder über Standorte oder Kabeltrassen noch über Abstandsflächen betroffen sind. Hintergrund einer solchen Regelung ist die Sorge um den sozialen Frieden innerhalb einer Standortgemeinde, der dadurch in Frage gestellt werden kann, dass einzelne Grundeigentümer von den Windenergieanlagen profitieren und andere nicht, obwohl ihre Grundstücke ebenfalls im windhöffigen Gebiet liegen. So existieren Vertragswerke, die auch diesen Grundeigentümern einen gewissen Vorteil zugestehen. Hier spielen allerdings eher soziale oder moralische Gründe eine Rolle und weniger rechtliche Verpflichtungen.
4.5 Grundbuchabsicherung
Es ist erstaunlich, in welchem Umfang selbst bei landwirtschaftlich genutzten Grundstücken neue Eintragungen und Änderungen im Grundbuch erfolgen. Aufgrund der großen Bedeutung der grundbuchlichen Absicherung des Nutzungsrechtes für die Errichtung und den Betrieb einer WEA auf einem fremden Grundstück sollte diesem Gebiet große Aufmerksamkeit zukommen.
Da sowohl Standortrechte als auch Kabelrechte für den Betrieb eines Windparks vorliegen müssen und im Einzelfall durchaus eine Vielzahl von Flurstücken, Grundeigentümern und staatliche Stellen einzubeziehen sind, lohnt es sich, Änderungen in genutzten Grundstücken akkurat zu prüfen und ggf. aktuelle Grundbuchauszüge anzufordern. Kommt es zu einem Eigentümerwechsel (aufgrund von Verkauf, Erbschaft usw.), so führt dies zu einer Änderung in der Person des Pachtempfängers und der Pachtzahlungen.

5 VERGÜTUNG FÜR STROM AUS WINDENERGIEANLAGEN IN EUROPA


5.1. Festpreis vs. Quotensystem
Strom aus Windenergieanlagen ist gegenüber der konventionellen Stromerzeugung auf Grundlage fossiler Brennstoffe teurer in den Produktionskosten. Um die Wettbewerbsfähigkeit für Strom aus Windenergieanlagen herzustellen, bedarf es eines Förderinstrumentes, da das volkswirtschaftliche Ziel eines Umbaus der Energieerzeugung hin zu erneuerbaren Energien und zur Verringerung der Abhängigkeit vom Import von Energieträgern sonst nicht frühzeitig genug in Gang kommt. Der Weg, den die jeweiligen Länder hierfür beschreiten, ist dabei sehr unterschiedlich. Grundsätzlich gibt es zwei Modelle: Das Festpreissystem sowie das Quotensystem. Das Festpreissystem setzt mit politisch bestimmten Preisen einen gewünschten Anreiz für die Investition in erneuerbare Energien. Aufgrund des Festpreises besteht auf kaufmännischer Seite Sicherheit über die Vermarktung des produzierten Stroms. Die Entwicklung der Festpreise über die Jahre wird ebenfalls politisch bestimmt und erfährtin regelmäßigen Abständen eine Überprüfung. Dies ist im Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) bereits festgeschrieben. Da sich die Investitionskosten nur sehr unwesentlich von den jeweiligen Standorten der Anlagen bestimmen, die Erträge an den jeweiligen Standorten aber sehr wohl stark unterscheiden, wird ein System angewandt, das die Einspeisevergütung je nach Standort für einen definierten Zeitraum um eine erhöhte Anfangsvergütung festlegt. Damit werden auch Binnenlandstandorte mit ihren gegenüber küstennahen Standorten geringeren Erträgen ebenfalls finanzierbar.
Beim Quotensystem werden den Stromlieferanten per politischer Bestimmung vorgegeben, welchen Anteil von Strom aus erneuerbaren Quellen in der Gesamtheit der Stromlieferungen enthalten sein müssen. Gleichzeitig erhalten die Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energiequellen Zertifikate (REC, renewable energy certificat). Soweit es Stromversorger oder Verbraucher gibt, die nicht genügend Strom aus erneuerbaren Energiequellen selbst produzieren, können die Zertifikate an einer Börse gekauft und verkauft werden. Dem Gesetzgeber stellt
sich hier also die Frage, wie er die Quoten über die Jahre verändert um die Klimaschutzziele zu erreichen. Auch hier gilt, dass der Markt gefordert aber nicht überfordert werden darf. Der Mehrpreis für den Zertifikatekauf legt der Stromversorger auf die Endkunden um.
Die Vorteile des Festpreissystems (wie im EEG praktiziert) liegen auf der Hand: Es besteht Investitionssicherheit aufgrund der vorab bekannten Preise für den verkauften Strom. Soweit eine ausreichende Rendite erwirtschaftet werden kann, werden sich Investoren finden. Beim Quotensystem ist dagegen der Preis nicht dauerhaft fixiert. Das Quotensystem dagegen gibt nur die Ausbauziele vor. Auf welchem Wege sich diese Ziele wirtschaftlich optimal erzielen lassen, wird dem Markt überlassen. Dies kann volkswirtschaftlich zu einer besseren Allokation führen. Die derzeitige Realität zeigt aber, dass das Quotensystem nicht genügend Druck auf die Märkte ausübt, so dass die Ausbauziele nicht in dem Maße erreicht werden, wie geplant.
Vergütungssysteme in Europa
5.2.1. Spanien
Spanien kann beim Ausbau der erneuerbaren Energien und hier namentlich bei der Windkraft auf eine ähnliche Erfolgsgeschichte blicken wie Deutschland. Spanien setzt dabei neben einem Verkauf des erzeugten Windstroms zu festen Preisen auf die Möglichkeit des Verkaufs an der Strombörse mit einem Zuschlag. Windstromerzeuger (Onshore) können zwischen zwei Tarifen wählen: einem festen (7,3228 €Cent/kWh) oder einem variablen Einspeisetarif. Der variable Tarif setzt sich hauptsächlich zusammen aus einer Festpreiskomponente von 2,75 Cent bis 2,9 Cent und dem durchschnittlichen Marktpreis für Strom. Die variable Vergütung liegt in der Summe zwischen 6,9 und 7,5 Cent/kWh. Bei bestimmten Anlagetypen dürfen die Einnahmen aus Marktpreis und Bonus vorgeschriebene Höchst- und Mindestgrenzen nicht über- bzw. unterschreiten. Tritt einer der beiden Fälle ein, kann dies u einer Preisanpassung führen. (Quelle: BMU, Rechtsquellen Erneuerbare Energien 2008)

6 ERHÖHTE EINSPEISEVERGÜTUNG


Verfahren zur Bestimmung der erhöhten Anfangs-Einspeisevergütung
Eine zentrale Frage bei der Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit einer Windenergieanlage ist die nach dem Zeitraum, in dem die erhöhte Anfangsvergütung gezahlt wird. Nach dem Ende dieses Zeitraums verringert sich die Einspeisevergütung drastisch. Besondere Bedeutung erhält diese Frage bei Offshore-Anlagen, bei denen die Ermittlung des Zeitraums die durch Wassertiefe und Entfernung vom Festland bedingten höheren Investitionskosten kompensieren soll.
6.1. Anspruchsgrundlage / EEG-Bestimmungen
Das derzeit gültige „Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien“ (EEG) vom 21.Juli 2004 enthält folgende Bestimmung:
EEG 2004 § 10: Vergütung für Strom aus Windenergie
(1) Für Strom aus Windenergieanlagen beträgt die Vergütung vorbehaltlich des Absatzes 3 mindestens 5,5 Cent pro Kilowattstunde. Für die Dauer von fünf Jahren, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme, erhöht sich die Vergütung nach Satz 1 um 3,2 Cent pro Kilowattstunde für Strom aus Anlagen, die in dieser Zeit 150 Prozent des errechneten Ertrages der Referenzanlage (Referenzertrag) nach Maßgabe der Bestimmungen der Anlage zu diesem Gesetz erzielt haben. Für sonstige Anlagen verlängert sich diese Frist um zwei Monate je 0,75 Prozent des Referenzertrages, um den ihr Ertrag 150 Prozent des Referenzertrages unterschreitet. (Quelle: BGBl I 2004, 1918)
EEG 2000 § 7: Vergütung für Strom aus Windkraft
(1) Für Strom aus Windkraft beträgt die Vergütung mindestens 9,10 Cent pro Kilowattstunde für die Dauer von fünf Jahren, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Danach beträgt die Vergütung für Anlagen, die in dieser Zeit 150 vom Hundert des errechneten Ertrages der Referenzanlage (Referenzertrag) gemäß dem Anhang zu diesem Gesetz erzielt haben, mindestens 6,19 Cent pro Kilowattstunde. Für sonstige Anlagen verlängert sich die Frist des Satzes 1 für jedes 0,75 vom Hundert des Referenzertrages, um den ihr Ertrag 150 vom Hundert des Referenzertrages unterschreitet, um zwei Monate. (Quelle: BGBl I 2000, 305 vom 29. März 2000)
EEG 2009 § 10: Vergütung für Strom aus Windenergie
Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG
§ 29 Windenergie

(1) Für Strom aus Windenergieanlagen beträgt die Vergütung 5,02 Cent pro Kilowattstunde (Grundvergütung).

(2) Abweichend von Absatz 1 beträgt die Vergütung in den ersten fünf Jahren ab der Inbetriebnahme der Anlage 9,2 Cent pro Kilowattstunde (Anfangsvergütung). Diese Frist verlängert sich um zwei Monate je 0,75 Prozent des Referenzertrages, um den der Ertrag der Anlage 150 Prozent des Referenzertrages unterschreitet. Referenzertrag ist der errechnete Ertrag der Referenzanlage nach Maßgabe der Anlage 5 zu diesem Gesetz. Die Anfangsvergutung erhöht sich fur Strom aus Windenergieanlagen, die vor dem 1. Januar 2014 in Betrieb genommen worden sind, um 0,5 Cent pro Kilowattstunde (Systemdienstleistungs-Bonus), wenn sie ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme die Anforderungen der Verordnung nach § 64 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 nachweislich erfullen. (Hervorhebung durch den Autor)

(3) § 66 Übergangsbestimmungen

6. Die Vergütung für Strom aus Windenergieanlagen, die nach dem
31. Dezember 2001 und vor dem 1. Januar 2009 in Betrieb genommen worden sind, erhöht sich für die Dauer von fünf Jahren um 0,7 Cent pro Kilowattstunde (Systemdienst-leistungs-Bonus), sobald sie infolge einer Nachrüstung vor dem 1. Januar 2011 die Anforderungen der Verordnung nach § 64 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 erstmals einhalten.
Beteiligte an diesem Verfahren sind:
1 Hersteller der Windenergieanlage als Entwickler der technischen Modifikation
2 Zertifizierer (Einheitenzertifizierer)
3 Betreiber als Auftraggeber
4 Sachverständiger (Gutachten)
5 Netzbetreiber (SDL Bonus)


7 WIEDERKEHRENDE PRÜFUNGEN


7. Wiederkehrende Prüfungen
Eine WEA ist in regelmäßigen Intervallen einer Prüfung zu unterziehen. Wie oft eine Anlage überprüft und gewartet werden muss, ergibt sich aus der Typenprüfung, die vom Germanischen Lloyd oder dem TÜV vorgenommen wurde. Werden die Prüfungen nicht durchgeführt, kann eine WEA die Genehmigung verlieren.
7.1 Baugenehmigungsauflagen
Wiederkehrende Prüfungen sind in regelmäßigen Intervallen durch Sachverständige an Maschine und Rotorblättern und auch an der Turmkonstruktion durchzuführen. Die Prüfintervalle hierfür ergeben sich aus den gutachterlichen Stellungnahmen zur Maschine. Sie betragen höchstens 2 Jahre, dürfen jedoch auf vier Jahre verlängert werden, wenn durch von der Herstellerfirma autorisierte Sachkundige eine laufende (mindestens jährliche) Überwachung und Wartung der Windenergieanlage durchgeführt wird. (Quelle: Richtlinie für Windenergieanlagen, Einwirkungen und Standsicherheitsnachweise für Turm und Gründung; Fassung März 2004, Deutsches Institut für Bautechnik -DIBt, Berlin; Schriften des Deutschen Instituts für Bautechnik, Reihe B, Heft 8 STB)
Weitere Auflagen in der Genehmigung beziehen sich auf Arbeitsschutzvorschriften. Hierzu gehört die Anbringung eines Feuerlöschers, dessen Funktionsprüfung in Abständen von höchstens zwei Jahren zu erfolgen hat.
Außerdem sind die sicherheitstechnischen Prüfungen der Steigleitern sowie der in den Anlagen gelagerten persönlichen Schutzausrüstungen spätestens alle zwei Jahre einer Prüfung zu unterziehen.
7.2 Versicherungsbestimmungen
• regelmäßige Prüfungen bei Anlagen < 1500 kW jeweils alle 24 Monate, bei anderen Anlagen alle 12 Monate,
• Prüfungen an den Rotorblättern alle 24 Monate; die Prüfungen sind als visuelle Kontrollen des Triebstrangs und als Endoskopie des Getriebes durchzuführen, • Funktionskontrolle des Ölkreislaufs mittels Ölanalyse, • Videoendoskopie • frequenzselektive Schwingungsanalyse des Triebstrangs, • Zustandskontrolle der Rotorblätter. Wird der vorgeschriebene Rhythmus der Kontrollen um mehr als drei Monate überschritten, kann bei Schäden an nicht untersuchten Bauteilen der Versicherungsschutz entfallen. Existiert an Anlagen eine zertifiziertes Condition Monitoring System, so ist keine frequenzselektive Schwingungsanalyse mehr erforderlich. Es kann mit der Versicherung vereinbart werden, dass eine Videoendoskopie nur erfolgen muss, wenn das CMS eine Auffälligkeit detektiert hat.
7.3 Finanzierungsauflagen
In den Kreditbedingungen werden Auflagen für die regelmäßige Überprüfung der WEA gestellt. Neben der Auflage, die Anlagen gemäß Hersteller-Pflichtenheft halbjährlich zu warten, können auch Vorgaben bezüglich der Rotorblattwartung (alle zwei Jahre) erfolgen. Weitere Auflagen können sich auf die Prüfung der Gesamtanlage alle 4 Jahre beziehen. Damit auch bei einem Ausfall des Herstellers die Wartung und Instandhaltung der Anlagen sichergestellt ist, muss der Zugriff auf die Konstruktionspläne und die Betriebssteuerungsprogramme der WEA gegeben sein. Dies erfolgt üblicherweise durch Hinterlegung der Konstruktionspläne und Computerprogramme bei einem Notar. Dieser hat die Aufgabe, die Unterlagen treuhänderisch zu verwahren und unter definierten Bedingungen an den Betreiber herauszugeben. Inwieweit diese Lagerung von Zeichnungen und CDs auch nach mehrjähriger Lagerung noch nutzbar ist, sei dahingestellt. Bei unsachgemäßer Lagerung können CDs bereits nach 5-10 Jahren unleserlich werden. Die Hinterlegung von Plänen und Software auf CD bei einem Notar stellt also nur scheinbar eine Sicherheit dar.
7.4 Gewährleistungsgutachten und -ablauf
In Kaufverträgen von WEA sind Gewährleistungszeiten festgelegt. Die vertraglich vereinbarte Gewährleistungszeit schwankt zwischen 24 und 60 Monaten. In der Regel wird die Gewährleistung für 24 Monate vereinbart. Für Großkomponenten (Rotorblätter, Triebstrang, Generator) wird teilweise eine längere Gewährleistung von 60 Monaten vereinbart.

8 CONDITION-MONITORING AUS KAUFMÄNNISCHER SICHT


8. Investitionen in ein Condition-Monitoring-System (CMS)
Investitionen in ein Condition-Monitoring-System werden derzeit in immer mehr WEA vorgenommen. Im folgenden sollen einige Fragestellungen diskutiert werden, die bei einer solchen Investition zu bedenken sind.
8.1 Unterschiedliche Systeme
CMSe werden von einer Vielzahl von Unternehmen angeboten. Die Systeme unterscheiden sich dabei insbesondere durch die Anzahl und Bauart der implementierten Sensoren sowie durch die Auswertungs-und Alarmalgorithmen. Hier soll aber weniger auf die technischen Details eingegangen werden, als eher auf die Fragen, die sich aus der Sicht der Geschäftsführung bei der Beurteilung von CMS stellen.
18.2 Condition-Monitoring
Üblicherweise wird unter einem CMS die Überwachung des gesamten Triebstrangs mit Hilfe von Sensoren -beginnend mit dem Hauptlager über das Getriebe bis hin zum Generator -verstanden. Mittlerweile existieren sogar Überwachungssensoren für die Rotorblätter.
Neben der Überwachung von Frequenzen und Schwingungen kann auch mit speziellen Systemen eine Überwachung von Veränderungen in Betriebsstoffen erfolgen. Beispielsweise wird in Getrieben die Veränderung der Zahl und Größe der Metallpartikel im Getriebeöl überwacht, weil dies ein sensitives Instrument für die Detektierung von Getriebeproblemen ist.
Die erste Frage muss also sein, welche Komponenten überwacht werden sollen. Je nach Standort kann diese Frage bereits zu unterschiedlichen Ergebnissen führen. So wird die Frage bei Offshore-Anlagen sicherlich aufgrund der schlechteren Zugänglichkeit anders zu beantworten sein als für Onshore-Anlagen.
8.3 Vor- und Nachteile
Die Geschäftsführung muss hier also eine Abwägung treffen. Da aus finanziellen Gründen nicht jede technische Innovation umgesetzt werden kann, stellt sich die Frage nach den Vor-und Nachteilen. Soll der komplette Triebstrang überwacht werden? Welche Prognosesicherheit besteht? Kann das System einen falschen positiven Alarm geben, der einen Komponententausch auslöst, der sich später, bei der Untersuchung des fälschlicherweise als defekt erkannten Bauteils, als unnötig herausstellt? Ist, um einen solchen blinden Alarm zu überprüfen, eine weitere Endoskopie oder Schwingungsanalyse vor Ort erforderlich, die wiederum mit Kosten verbunden ist? Welche Auswirkungen hat ein CMS auf die Versicherung? Verringern sich die Prämien, die Selbstbehalte, die Haftzeiten? Welche Anlagenteile und Schadensentwicklungen werden von CMS nicht erfasst und müssen weiterhin durch die Betriebsführung oder den Betreiber überwacht werden?
8.4 Kosten eines CMS
Neben den Installationskosten für ein CMS mit Frequenzsensoren (Sensoren, Verkabelung, Netzwerkeinbindung, Datenübermittlung, Anbindung an Betriebsparameter) müssen noch weitere Kosten betrachtet werden:
• Die ermittelten Daten müssen per Datenleitung übermittelt werden. Teilweise sind hierfür weitere Datenverbindungen erforderlich, da die Datenmengen zu groß sind oder die Fernüberwachung beeinflussen können.
• Die übermittelten Daten müssen fachkundig ausgewertet werden. Hierfür bieten die CMS-Anbieter meist eine jährliche Pauschale mit unterschiedlichem Detaillevel an. Dies muss in der Kostenplanung berücksichtigt werden.
• Kann diese Leistung auch von der Technischen Betriebsführung erbracht werden?
• Wer installiert die Sensoren neu, wenn beispielsweise ein Getriebewechsel stattgefunden hat, und was kostet das?
8.5 Kosten-/ Nutzen-Analyse
CMSe werden installiert, um eine laufende Überwachung der Anlage zu gewährleisten und sich entwickelnde Schäden frühzeitig zu detektieren. Ziel ist es, die Vorhersehbarkeit von Reparaturen zu verbessern und unerwartete Anlagenstillstände zu verringern. Darüber hinaus soll die Schwere von Schäden
vermindert werden, so dass sowohl die Kosten für die Reparatur als auch der Stillstand verringert werden. Dies ist insbesondere bei den zum Teil sehr langen Lieferzeiten und den damit einhergehenden Betriebsunterbrechungen und Ertragsausfällen von ausschlaggebender Bedeutung. So kann ein Anlagenstillstand von 6 Monaten aufgrund eines unerwarteten Getriebeschadens
in windstarken Monaten einen Ertragsausfall verursachen, der den Kosten der Getriebereparatur gleich ist. Die Kosten eines solchen Systems können mit ca. 10.000 Euro pro WEA angenommen werden. Dabei spielt natürlich auch die beauftragte Stückzahl eine große Rolle. Je mehr Systeme bestellt werden, desto niedriger fallen die Kosten aus und desto günstiger gestaltet sich die Installation und Inbetriebnahme.

Quelle: Herr Wilfried Schäfer

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