Johannes Overbeck, Head of Investments der Qualitas Energy Deutschland GmbH, erklärt, wie Bestandsanlagenbetreiber mit Qualitas ins Geschäft kommen:
Warum ist es für Betreiber von älteren Windparks interessant, mit Ihnen ins Gespräch zu kommen?
Johannes Overbeck: Qualitas Energy verfolgt mit dem Aufbau einer 4-GW-Projektpipeline sehr ambitionierte Investitionsziele auf dem deutschen Markt. Mit diesem Fokus erwerben wir Windparks für Repowering-Vorhaben und sind außerdem an Projektrechten für Neuparks interessiert. Unsere Strategie umfasst die Akquisition von Projekten in sämtlichen Größen und Entwicklungsstadien. Dank langjähriger Erfahrung in der Projektbewertung sind wir in der Lage, attraktive Angebote zu machen und preisen z. B. das Repowering-Potenzial bereits mit ein.
In der Akquisitionsphase erhält der Anlagenbesitzer einen festen Ansprechpartner, der ihn durch den gesamten Prozess begleitet. Da wir unsere Einkäufe zu 100 Prozent aus Eigenmitteln finanzieren, sind kurze Entscheidungswege garantiert. Gemeinsam gehen wir so sehr pragmatisch, partnerschaftlich und effizient durch den Transaktionsprozess.
Bieten Sie Altanlagen-Betreibern auch Kooperationsmöglichkeiten an?
Johannes Overbeck: Absolut. Die Zusammenarbeit mit Windparkbetreibern endet nicht zwangsläufig nach Abschluss der Kaufverträge. Wir bieten auch Kooperationen in verschiedenen Formen an und sind stets auf der Suche nach kompetenten Partnern. Dabei streben wir eine langfristige Zusammenarbeit auf Augenhöhe an. Gegenseitiges Vertrauen, Zuverlässigkeit und Loyalität bilden die Grundlage für eine gewinnbringende Partnerschaft. Uns verbindet die gemeinsame Mission zur Beschleunigung der Energiewende in Deutschland.
Kümmert sich Qualitas Energy auch um den Rückbau?
Johannes Overbeck: Qualitas Energy deckt im Bereich der erneuerbaren Energien die gesamte Wertschöpfungskette mit einem Team von mehr als 250 Mitarbeitenden allein in Deutschland ab.
Wieviel Erfahrung haben Sie mit der Realisierung von Repowering-Vorhaben?
Johannes Overbeck: In der Projektentwicklung bauen wir auf langjährige Erfahrung im Team. Aktuell entwickeln wir mehr als 80 Projekte deutschlandweit, ein großer Teil davon ist Repowering.
Qualitas Energy
ENOVA: Windenergie neu denken
Hauke Brümmer, CEO, ENOVA, findet, wir müssen Windenergie neu denken, wenn es um den Bestand geht:
Welche Rolle spielt Repowering bei ENOVA?
Hauke Brümmer: Schon früh haben wir das Repowering-Potenzial in Deutschland erkannt. So haben wir uns ein breites Leistungsspektrum aufgebaut und sind mittlerweile nicht nur als Projektierer, sondern auch als Betreiber, Investor und Serviceanbieter in der Branche tätig. Repowering-Projekte stellen dabei einen zentralen Bestandteil unserer Strategie dar. Unser Ziel ist es, bis 2030 ein weiteres GW an Repowering-Projekten sowie 500 MW an Neuplanungen umgesetzt zu haben.
Wie sieht Ihr Repowering-Konzept aus?
Hauke Brümmer: Mit der ENOVA Value fokussieren wir uns auf den wirtschaftlichen Weiterbetrieb und den Erwerb von Altwindparks mit Repowering-Potenzial. Für die effektive und nachhaltige Umsetzung setzen wir auf eine Kombination aus technischem und kaufmännischem Know-how: Während sich die Projektentwicklung um das Repowering kümmert, sichert die technische & kaufmännische Betriebsführung den Weiterbetrieb. ENOVA Service sorgt für eine kostengünstige, auf das Alter und die zu erwartende Lebensdauer der Anlagen abgestimmte Wartung, und das Investment & Asset-Management strukturiert die Eigen-/Fremdkapitalseite. So schaffen wir eine Win-win-Situation für Gemeinden, Anwohner, Grundstückseigentümer und langfristige Projektpartner, mit denen wir bei Projekten immer wieder zusammenarbeiten.
Wie unterscheiden Sie sich dabei vom Wettbewerb?
Hauke Brümmer: Wir denken Windenergie neu. Den Satz „das haben wir schon immer so gemacht“ gibt es bei uns nicht. Stattdessen ist das gesamte Team bei ENOVA dazu angehalten, bestehende Strukturen zu hinterfragen und neue, innovative Ansätze einzubringen. Mit einer Kombination aus Schnelligkeit, Pragmatismus und einem tiefen Verständnis für die Bedürfnisse aller Beteiligten passen wir uns stets neuen Marktbedingungen an und setzen in der Branche Maßstäbe.
ENOVA
PPA: Ü-20-Anlagen wirtschaftlich weiter betreiben: BayWa r.e.
Mike Kutzner, Leiter Key Account Management, BayWa r.e. Energy Trading, erklärt, wie man mit PPA Ü-20-Anlagen wirtschaftlich weiter betreiben:
Wie viele Bestandsanlagen haben Sie unter Vertrag?
Mike Kutzner: Unser Vermarktungsportfolio umfasst derzeit mehr als 6,6 GW, davon sind etwa 4,6 GW Windenergieanlagen und 1,8 GW PV-Anlagen.
Welche Voraussetzungen müssen erfüllt sein, damit Sie ein PPA mit dem Betreiber einer Altanlage abschließen?
Mike Kutzner: Die Anlage sollte eine Mindestgröße von 500 kW haben. Grundlage für den Abschluss eines PPA ist ein Direktvermarktungsvertrag. In der Regel vereinbaren wir mit dem Betreiber dann eine Zielpreisvereinbarung, in der er uns seinen gewünschten Zielpreis nennt, zu dem er die Ü-20-Anlage wirtschaftlich weiter betreiben möchte. Unsere Handelsexperten beobachten anschließend den Terminmarkt für Strom an der EEX und fixieren den Preis, sobald dieser erreicht wird. Dann kommt ein gültiges PPA zustande. Wird der Preis nach vier Wochen nicht erreicht, kann eine neue Zielpreisvereinbarung geschlossen werden.
Über welchen Zeitraum wird der Vertrag gewöhnlich abgeschlossen?
Mike Kutzner: Bei Altanlagen werden Festpreisverträge wie PPA in der Regel über 1 bis 2 Jahre geschlossen, auch 3 Jahre sind möglich. Hier gilt es, das Risiko eines Anlagenausfalls zu berücksichtigen.
Wie sieht die Vergütung aus?
Mike Kutzner: Erfolgt die Vergütung mit einem PPA, verkauft unser Handelsteam die prognostizierten Erzeugungsmengen aus der Windenergieanlage am Tag des Vertragsabschlusses am Terminmarkt der Strombörse. Der Strompreis ist also für den vereinbarten Zeitraum fixiert und Anlagenbetreiber haben garantierte Erlöse, mit denen sie im Weiterbetrieb planen können.
Wie sieht die variable Vergütung aus?
Mike Kutzner: Alternativ zum Festpreisvertrag können Anlagen nach Ende der EEG-Förderung mit einem variablen Vergütungsmodell vermarktet werden. Die Vergütung erfolgt zum Monatsmarktwert oder zum stündlichen Spotmarktpreis. Dies bietet sich an, wenn die Preise an den Terminmärkten relativ niedrig sind. Betreiber tragen so das Risiko fallender Strompreise; können aber von steigenden Preisen an den Strommärkten profitieren.
BayWa r.e.
