„Service macht fast ein Drittel des Branchenumsatzes aus“

Matthias Brandt, Vorstand der Deutschen Windtechnik in Bremen, über die Konkurrenz zwischen unabhängigen Serviceanbietern und Herstellern, seine Gewinnmargen und warum er keine Freude an einer reinen Billigpreis-Diskussion hat.

Herr Brandt, das Geschäft mit der Neuaufstellung in Deutschland steuert 2014 auf einen Allzeit-Rekord zu. Wie macht sich das für das Servicegeschäft bemerkbar?

Über Umwege. Die größeren Planer überlegen sich schon beim Erwerb der Anlagen, ob sie einen langfristigen Servicevertrag mit dem Hersteller abschließen oder ein Exit nach zwei oder fünf Jahren suchen. Große Projektierer, Energieversorger und Bürgerwindparks versuchen darum, beim Service zweigleisig zu fahren: Mit einem günstigen, langfristigen Hersteller-Vertrag und gleichzeitig sondieren sie bei uns, zu welchen Konditionen sie zu einem unabhängigen Serviceunternehmen wechseln können.

Wie halten die Hersteller dagegen?

Alle Hersteller versuchen natürlich, das Servicegeschäft mitzunehmen und spielen ihre Trumpfkarten. Sie locken mit vermeintlich tollen Konditionen bei 15-Jahres-Verträgen. Aber die größeren Akteure am Markt können sich das offen halten.

Wenn ein Energieversorger in Aussicht stellen kann, pro Jahr auch mal einige Dutzend Anlagen zu kaufen, dann bekommt er alle Freiheiten in der Vertragsgestaltung und erhält auch die technischen Dokumentationen.

Das öffnet den Service dann auch für Dritte. Die großen Betreiber, die auch international planen, wollen nicht ewig an einen Serviceanbieter gebunden sein. Darauf haben sich inzwischen auch die mittelständischen deutschen Hersteller eingestellt.

Auf dem Markt werden so genannte Upgrades zur Erhöhung der Erträge angeboten. Diese Upgrades erfordern meist detaillierte Kenntnisse der Anlagen, die nur den Herstellen vorliegen. Wie bewerten Sie diese Upgrades und können unabhängige  Anbieter das auch?


Die unabhängigen Serviceanbieter können das nicht nur, sie sind sogar stärkster Treiber für solche Upgrades. Es ist falsch, dass nur die Hersteller tiefste Detailkenntnisse der Anlage besitzen. Vielmehr sind es gerade die Unabhängigen, die durch ihre Konzentration auf Instandhaltung, ihren objektiven Blick auf die Anlage, und dem systematischen aufarbeiten und analysieren von Daten, neue Innovationen für Bestandsanlagen in den Markt bringen. Die meisten Hersteller wenden diese dann natürlich gerne auch für die Neuentwicklung an.


Um wie viel billiger bekommen die Utilities eine Windkraftanlage?


Bei den Preisen sehe ich nicht so große Unterschiede. Denn auch Bürgerwindparks haben oft Projektierer, die gut verdrahtet sind. Aber bei den oben genannten Vertragsinhalten haben die internationalen Projektentwickler und die großen Betreiber häufig Vorteile.

Wie hoch ist 2014 in der Windbranche der Umsatz in Service und Wartung gegenüber dem Verkauf?

Das kann man sehr vereinfacht relativ leicht hochrechnen. Eine Anlage kostet rund eine Million Euro je Megawatt (MW), ein Vollwartungsvertrag ganz grob zwischen 2,5 und 3 % der Investitionssumme.

Über 20 Jahre erreichen Service und Wartung rund 60 % vom Invest.

Wenn ein Hersteller über den gesamten Zeitraum die Vollwartung macht, setzt er also 50 bis 70 % des Kaufpreises noch mal als Service um.

Warum ist Service so attraktiv?

Der Verkauf der Neuanlagen schwankt. Beim Service weiß ich, was im nächsten Jahr kommt. Das ist das stetigere Geschäft.

Wenn die Neuinstallation in Deutschland dieses Jahr 3500 MW erreicht, belaufen sich die Investitionen auf rund 3,5 Milliarden Euro. Wie hoch wird 2014 der Umsatz der Servicebranche sein?

Wenn Sie Gutachter und alle Nebendienstleister mit hinein nehmen, kostet der Service im weiteren Sinne rund 30.000 Euro je MW und Jahr. Bei einer Installierten Leistung von 30.000 MW setzt die Branche als knapp eine Milliarde Euro um. Fast ein Drittel der Neuinstallation.

Analysten erwarteten vor einigen Jahren beim Service Umsatzrenditen um die 15 %. Trifft das zu?

Unser Unternehmen macht eine Umsatzrendite von 5  bis 7 % und das auch sehr unterschiedlich in den einzelnen Bereichen. Und ich sehe uns bei den größeren Unabhängigen damit verhältnismäßig weit vorne. Es gibt noch ein paar kleine Anbieter, die eine höhere Marge haben. Aber es nutzt nichts, das zu pauschalisieren: Wenn ich einen Vollwartungsvertrag für Mühlen abschließe, die sehr schlecht laufen, verliere ich auch sehr viel Geld. Das ist auch manchen Herstellern und bei manchen Windanlagen-Serien passiert. Bei gut laufenden Produkten kann ich viel Geld verdienen, weil ich wenig Austausch und Reparaturen habe. Man muss also schon sehr differenziert hinschauen.

Was machen Sie besser als andere?

Bei uns sehe ich vor allem die völlige Konzentration auf wenige Themen: Auf Instandhaltung sowie auf die Anlagen von Siemens und Vestas.

Und wir verfolgen eine Bayern-München artige Einkaufspolitik: Wir stellen nur die besten Experten am Markt ein.

Das sieht man in Bremen, wo wir hochqualifizierte Mitarbeiter aus der ehemaligen Europazentrale von Siemens übernommen haben, Und in Ostenfeld haben wir den ehemaligen NEG Micon Deutschlandhauptsitz übernommen sowie eine große Nähe zu Vestas. Die führt zu einem ambivalenten aber dennoch positiven Verhältnis. Wir haben schon zahlreiche Mitarbeiter übernommen, stehen gleichwohl in Kontakt bezüglich Geschäftsbeziehungen in beide Richtungen.

Warum nehmen über 80 % Ihrer Kunden Vollwartungsverträge?

Stopp! Das gilt nur für die größeren und die neueren Mühlen. Im Gesamtportfolio von 1700 Anlagen haben wir nur 600 Vollwartungsverträge. Ja - es gibt in Deutschland einen Trend zur Vollwartung, und zwar  gerne bei institutionellen Investoren oder auch bei Betreibern mit einem breiten Portfolio und vielen unterschiedlichen Anlagen. Das wollen auch deren Banken und Versicherungen sehen. Aber international sind Vollwartungsverträge längst nicht so populär.

Wie sieht das international aus?

Wenn wir mit Playern verhandeln wie Iberdrola, Acciona Florida Light and Power oder RWE, Eon die mehr als 1000 Mühlen haben, davon auch großen Zahlen von einem Anlagentyp, dann wollen sie die Instandhaltung verstehen. Diese Betreiber wollen kein Paket kaufen, das sie nicht durchleuchtet haben. Sie wollen technisch eintauchen, mit einem kompetenten Partner sprechen und die verschiedenen Instandhaltungskonzepte ganz genau hinterfragen. Die Partner für diesen Anspruch waren in den vergangen Jahren nicht die Hersteller. Dafür sind unabhängige Anbieter wie wir die Antreiber.

Wie hoch liegen die Betriebskosten einer modernen Anlage typischerweise?

Die reinen Instandhaltungskosten liegen zwischen 0,8 und 1,2 Cent je produzierter Kilowattstunde. Die Instandhaltung ist nur ein Teil der gesamten Betriebskosten, sie macht aber meistens den Hauptteil aus – gerne auch mal mehr als 50 %Die Pacht ist häufig ein weiterer teurer Aspekt, es folgen Kosten für Betriebsführung, Versicherungskosten und weitere. Die gesamten Betriebskosten liegen häufig zwischen 20 bis 30 % der Umsätze.

In Deutschland wollen die Betreiber wissen: Was muss man machen, damit eine alte Anlagen lange günstig betrieben werden kann?

Kurz und pauschal gesagt: Sie müssen zusehen, dass Sie ihre Anlagen in Schuss halten, indem sie eine ordentliche Instandhaltung mit ordentlichen Partnern machen. Darauf hat der Betreiber den entscheidenden Einfluss.

Wie bereiten sich die Serviceunternehmen darauf vor, dass immer mehr Betreiber einen Weiterbetrieb über eine Betriebsdauer von 20 Jahren wollen?

Da kann ich primär nur für uns sprechen. Dieses Thema wird von uns intensiv bearbeitet. Wir sind auch im entsprechenden BWE Ausschuss vertreten. Zugute kommt uns, dass wir uns dem Thema sowohl aus Servicesicht der verschiedenen Disziplinen wie Rotor, Maschine, Fundament und so fort nähern, als auch mit unserer Gutachterabteilung.
Ich würde hier ebenfalls anmerken, dass grundsätzlich auch wieder die Unabhängigen Anbieter dieses Thema forcieren.


Verstehen Sie die Klagen von Betreibern, denen die Stundensätze der Monteure von 77,50 Euro zu hoch sind?

Unser Stundenlohn liegt knapp unter 60 Euro. Aber die Preisdiskussion muss immer eine Preis-Leistungs-Diskussion sein. Die Frage ist: Was bekommt man für sein Geld?

Ich warne vor Billigangeboten. Das sieht vielleicht auf den ersten Blick gut aus. Aber wir haben erlebt, dass billige Ersatzteile wie schlecht überholte Getriebe nur zwei Jahre gehalten haben.

Oder ein falscher Kran bestellt wurde, weil jemand 500 Euro sparen wollte. Da hat sich dann die Reparatur verzögert und der neue Kran musste auch noch extra bezahlt werden. Stundenlöhne sind meist nicht die absolut entscheidenden Faktoren.

Bekommen die Serviceanbieter alle Ersatzteile, auch von den Zulieferern der Hersteller?

Das war nur früher ein Problem. Heute werden wir von allen beliefert. Auch Vestas und Siemens verkaufen Teile an uns. Das Thema ist Vergangenheit.

Wie wird der Service darauf reagieren, wenn in Zukunft der Windstrom nicht mehr konstant vergütet wird sondern nach Strom-Angebot und -Nachfrage? Dann müssten Sie die Monteure genau dann schicken, wenn der Strompreis an der Börse gegen Null geht.

Im Fokus der Instandhaltung liegen immer Zuverlässigkeit, Verfügbarkeit und in Zukunft noch stärker die Flexibilität.

Darum bekommen Flexibilitätsmodelle zur Zeit viel Aufmerksamkeit. Aber wir legen schon heute die Serviceintervalle bestmöglich auf die ertragsarmen Schwachwindphasen und in den Sommer. Aber das hat Grenzen: Wenn 1600 Kunden verlangen, dass wir nur am windstillen 1. Juli arbeiten, muss ich viele neue Leute einstellen. Das wird dann für alle zu teuer. Die Frage ist: Was lohnt sich wirtschaftlich für die Betreiber.

Wartung kann man planen. Aber inwieweit lassen sich Reparaturen verschieben?

Die meisten Reparaturen müssen gemacht werden, wenn sie anfallen. Sie sind nur partiell planbar und meist nur wenig verschiebbar. Diese Diskussion ist für uns besonders spannend, wenn der Servicedienstleister Verantwortung für energetische Verfügbarkeiten übernimmt, also im Grunde bestimmte Erträge garantiert. Das muss er sich aber auch bezahlen lassen – und dann wird es auch für den Betreiber zu einem Rechenmodell zwischen Kosten und Leistung. Energetische Verfügbarkeit kann um die 5 % mehr kosten, allerdings sehr individuell vom Risiko abhängig.  Man muss dann nachrechnen, ob auch der Stromertrag in dem Rahmen steigt. Sonst kann ich mir das als Betreiber sparen.

„Vorbeugende Instandhaltung“ ist eine Technik die es auch im Braunkohleabbau bei großen Motoren und Getrieben gibt. Was wird da für den Wind angeboten?

Alle Instandhaltungsstrategien sind ein Mix, man versucht mit Begriffen wie "vorbeugend“ oder „zustandsorientiert“ einen bestimmten Schwerpunkt heraus zu arbeiten. Unsere Vollwartung etwa ist großteilig zustandsorientiert und partiell vorausschauend.

Wo machen Sie was?

Zustandsorientiert beobachten wir den Verschleiß: Bei den Rotorblättern, Turm, Fundament sowie bei Großkomponenten wie Getriebe, Generator und Hauptlager, wenn sie noch kein Condition Monitoring System CMS haben. Wir nutzen dabei alles, was Daten liefert, als Analysetools: Die Sensoren für Mechanik, Akustik, Elektrik, Thermische Veränderungen, aber auch Leistungsdaten, das Schaltverhalten der Anlage und auftretende Fehlerbilder.

Lassen CMS Daten sich vor allem von sehr erfahrenen Experten richtig interpretieren?

Bei CMS ist die Frage, welche Daten die Anlage auswirft und wie viel Muße man in die Analyse steckt. CMS macht Sinn, aber es bringt einen gewissen Arbeitsaufwand mit sich und es hat Grenzen. Man muss Experte sein, entsprechende Grunddaten haben und auch den Einfluss externer Faktoren wie des Windes richtig rausfiltern, sonst interpretiert man jede Böe gleich als Lagerschaden. Und wenn ich weiß, dass bestimmte Fehler bei einem Anlagentyp erst nach einer bestimmten Zeit oder gar nicht auftauchen, dann muss man den richtigen Einsatz von CMS definieren..

Sagen sie ein Beispiel?

Je nach Anlage, Rotorblättern und Standortbedingen – turbulent oder schwachwind - sind bestimmte Schäden typisch. Es ist eine Frage der Erfahrung, das richtige Maß an Analyse anzusetzen. Wenn man zu viel Analyse macht wird es teuer, hat aber gar keinen Effekt.

Wie ziehen Sie ökonomisch die Grenze?

Ein Beispiel: Wenn ich einen Schaden durch ein CMS System vermeide, das mich im Jahr 5000 Euro kostet, klingt das erst mal gut. Aber wenn ich das Bauteil genauso für 4000 Euro versichern kann, dann habe ein besseres ökonomisches Konzept. Also müssen die CMS Systeme besser, schneller und günstiger sein als die Versicherungslösung. Es geht immer um die rentabelste Lösung.

Was kostet ein CMS-System?

Sehr unterschiedlich. Relativ umfängliche Systemekosten gerne zwischen 10.000 und 30.000 Euro bei einer 2 MW Anlage.

Eine offene Schadensdatenbank würde helfen, Risiken besser einzuschätzen. Die Hersteller halten ihre Daten aber weitgehend unter Verschluss. Welche Entwicklungen gibt es hier?

Die Hersteller, die Serviceunternehmen und großen Betreiber können mit ihren individuellen Analysetools sehr starke Aussagen treffen. Die machen das aber meist nicht öffentlich zugänglich und das wird auch nicht passieren. Gleichzeitig ist es sehr schwer, eine substanzielle, allgemein zugängliche und allgemein gepflegte  Schadensdatenbanken zu installieren. Es gibt spannende Projekte wie das „Verbundprojekt zur Erhöhung der Verfügbarkeit von Windkraftanlagen“, kurz EVW, am Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik. Wir sind dort mit anderen Windfirmen im Beirat. Aber auch hier gibt es Probleme, übergreifend und nach gleicher Syntax und Systematik die Schäden zu benennen und die Schadensdatenbanken zu pflegen.

Wie gehen Sie damit in Zukunft um?

Wir sehen uns das Thema Big Data und die Analyse durch künstliche Intelligenz an, durch kluge Algorythmen. Das zielt auf die totale Vermessung der Maschine. Wir haben zwei Forschungsprojekte: PrognoseBrain und PrognoseSenses, um „lernende, korrelativ und prognostisch interpretierende Algorithmen zum Condition Monitoring zu generalisieren und mit einer schlanken Hardware für den Mittelstand schnell und kostengünstig nutzbar machen“, wie es in der Projektbeschreibung heißt.  Kurz gesagt: wir versuchen alle Register zu ziehen, damit wir durch Soft- und Hardware, Vergangenheit einfangen, Gegenwart sofort erkennen und Zukunft vorhersehen können. Aber man muss schnell wieder auf Kosten und Leistung zu sprechen kommen. Auch ein Mensch kann bei sich selbst dauerhaft Blutwerte, Blutdruck und Herzfrequenz messen lassen. Vielleicht wird er dann über einen Herzinfarkt früher informiert. Das ist aber eben auch sehr teuer und macht vielleicht in den ersten dreißig Jahren auch keinen Sinn.

Rotorblätter waren lange kaum ein Thema für klassische Serviceanbieter. Man sah immer nur die spezialisierten Kletterer an den Anlagen und kleine Ingenieurbüros für die Gutachten. Hat sich das geändert?

Für uns war das von Anfang an ein großes Thema, unsere Gesellschaft „Deutsche Windtechnik Rotor und Turm“ gibt es seit über 10 Jahren. Denn wir müssen die Risiken gerade bei Vollwartungsverträgen kalkulieren können.

Sehr große Probleme am Rotorblatt treten nicht so häufig auf. Aber wenn, dann hat man ein richtig großes Problem.

Was sind typischen Schäden?

Da gibt es keine pauschale Antwort. An einem Blatt wie dem AL 40 das häufiger  bei 1,5 MW-Anlagen eingesetzt wird, haben Sie gelegentlich Probleme mit der Beschichtung, deshalb gibt es Auskreidungen, Weißbruch und dann können Feuchtigkeit und Öl eintreten. Daneben gibt es natürlich die üblichen Verschleißschäden wie Erosion, kleine Löcher, Lunker, abgerissene Strömungselemente, aufgelöste Klebestellen und viele mehr. So muss man über jedes einzelne Blatt sprechen. Aber: Wir sehen, dass 70 bis 80 % der größeren Schäden ihren Grund nicht in der Konstruktion haben, sondern in Fertigungsfehlern. Da hat dann jemand etwa beim teilautomatisierten Einbringen der Injektionsharze oder dem Verkleben der Schalen nicht aufgepasst.


Wie nähert man sich bei der Kontrolle dem Rotorblatt: Mit dem Ohr, dem Fernglas oder sofort mit der Kletterausrüstung?

Hören und Fernglas sind zum Rantasten OK. Aber sobald Sie ein ernsthaftes Gutachten machen wollen, ist Seilzugangstechnik die erste Variante. Es gibt auch Laservermessung, Infrarot oder auch mal Helikopter. Aber seilgestützter Zugang macht immer noch 95 % der Einsätze aus. Der Mann am Blatt hat seine Hände, seine Augen und kann das Blatt abklopfen. Er sieht auch, wenn Öl austritt oder eine Schmauchspur das ist und kann gleichzeitig noch das Blitzschutzsystem durchmessen.

Ist der Einsatz von Drohnen mehr als ein Medienhype?


Wenn ich irgendwo ran muss um, mal ein paar erste Bilder zu machen, kann das gut sein. Aber wenn ich das zum selben Preis mit einem Kletterer machen kann, nimmt man doch besser den Mann, der zahlreiche weitere Aufgaben nebenher erledigen kann. Die Grundidee der Drohne ist gut. Das Preisverhältnis muss sich aber stark ändern. Denn auch bei der Drohne muss ein ausgebildeter Flieger dabei sein, der bezahlt wird.

Was sind die neuen Wachstumsfelder für die Deutsche Windtechnik?

Das europäische Ausland. Wir sehen hier wir eine gewisse Überschneidung von Akteuren. Wir schauen danach, wo Vestas- und Siemens-Anlagen stehen und wir kennen die Betreiber dann oft schon von anderen Projekten. Die Märkte sind da, wo die meisten Anlagen stehen: In Spanien, UK, Polen, Frankreich und Italien.

Und Offshore in Deutschland?

Das ist der Heimatmarkt. Aber in UK und künftig in Skandinavien gibt es die größeren Märkte. Und mal gucken was in Frankreich läuft.

Sie haben für das erste Halbjahr 2014 gemeldet, dass 108 Windenergieanlagen mit fast 200 MW neu mit Wartungsverträgen gewonnen haben. Wie wird die Halbjahresmeldung für 2019 aussehen?

Fünf Jahre planen wir nicht, wir stellen konkrete Pläne nur fürdrei Jahre auf. Und Ende 2016 rechnen wir damit, dass wir mindestens 2200 Mühlen unter Vertrag haben bei 1,7 MW im Schnitt. Im Moment liegen wir bei 1600 Anlagen mit durchschnittlich 1,3 MW. Und heute machen die Kunden im Ausland erst 5 bis 10 % des Bestandes aus.Ich persönlich gehe stark davon aus, dass wir Ende 2016 zusätzlich auch international auf mindestens 300 bis 500 Mühlen kommen. Das sind dann schon 30 bis 50 % der neuen Verträge.