Einflussgrößen auf den Ertrag von Windenergieanlagen

Der Treibstoff Wind steht kostenfrei in theoretisch unbegrenzter Menge zur Verfügung.

  • wissenschaftliche Studien aus USA zeigen, dass das weltweite Potenzial zur Stromerzeugung mit Windkraftanlagen den derzeitigen globalen Bedarf an elektrischer Energie um ein Vielfaches übersteigt[1][2]
  • die Potenzialstudie von BWE und Fraunhofer Institut 2011 sowie des Umweltbundesamt 2013 zeigen, dass unter Berücksichtigung von Windpotenzial und Restriktionsflächen ein großer Anteil des deutschen Bruttostromverbrauchs durch "Windenergienutzung an Land" gedeckt werden könnte[3]

Ein Ausblick zur globalen Marktentwicklung der Windindustrie von Global Wind Energy Council und Greenpeace International zeigt, dass durch Windkraft bis 2020 etwa 12%, bis 2030 etwa 20% des weltweiten Bedarfs an elektrischer Energie gedeckt werden könnte. Dies wäre bis 2020 ein Wachstum um das 5-fache, würde viele Arbeitsplätze schaffen und eine hohen Beitrag zum Klimaschutz leisten[4]. Bei solch einer dynamischen Marktentwicklung sind noch weitere Fortschritte bei den Windenergieanlagen wie höherer Ertrag und geringere Kosten zu erwarten.

 

Darüber hinaus ist die Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen beeinflusst durch:

  • Stromgestehungskosten unter Berücksichtigung von maßgeblichen Parametern wie Anschaffungsinvestitionen für Bau und Installation der Anlagen, Standortbedingungen (Windhöffigkeit), Betriebskosten während der Nutzungszeit der Anlage, Lebensdauer der Anlage, Finanzierungsbedingungen
  • Einnahmen, z.B. gemäß Erneuerbarer Energien Gesetz

Grundlegende Einflussgrößen und Definitionen

Leistungsbeiwert: Windenergieanlagen erreichen, wie alle Maschinen, nie die theoretisch mögliche Maximalleistung. Am Rotor entstehen die mit Abstand größten Verluste. Deshalb arbeiten alle Hersteller von Windenergieanlagen daran, möglichst hohe Leistungsbeiwerte zu erreichen. Moderne Rotoren erreichen Leistungsbeiwerte von cP = 0,4 bis 0,5. Das sind also etwa 70 % bis 85 % der theoretisch möglichen Nutzung aus der Energie des Windes[5].

 

Rotordurchmesser: die Leistung einer Windkraftanlage steigt nahezu quadratisch mit dem Durchmesser des Rotors. Ein um 9% niedrigerer Leistungsbeiwert kann deshalb bereits durch eine 5%-tige Erhöhung des Rotordurchmessers ausgeglichen werden[5].

 

Windgeschwindigkeit: der Ertrag einer Anlage nimmt mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit zu. Da bei Luft bei steigendem Abstand zum Boden meist stärker und gleichmäßiger weht geht der Trend deshalb auch zu größeren Turm- bzw. Nabenhöhen für Windenergieanlagen. Dies gilt umso mehr für Waldstandorte, da sich in der Nähe der Baumwipfel Turbulenzen bilden (sogenannte Rauigkeit)[5]. Bei Standorten im Wald sollte deshalb die dreifache Waldhöhe für die Blattspitzen-Unterkante gewählt werden. Auch sollte bei einem Windpark im Wald durch größere Abstände der WEAs zueinander vermieden werden, zusätzliche Ablösewirbel (Turbulenzen) von den Baumspitzen zu erhalten. In den Hauptwindrichtungen wird ein Abstand von mindestens 5-fachem Rotordurchmesser, in Nebenwindrichtungen von 3-fachem Rotordurchmessern empfohlen[8]

 

Mittlere Windgeschwindigkeit: zur groben Vorab - Abschätzung des Jahresertrages für Standorte von Windkraftanlagen wird gerne die mittlere Windgeschwindigkeit diskutiert. Sie ist ein Durchschnittswert der über das Jahr auftretenden Windgeschwindigkeiten. Als grobe Anhaltspunkte, ab welchem Bereich ein wirtschaftlicher Betrieb zu erwarten sei, gibt es unverbindlich Hinweise auf mittlere Luftgeschwindigkeiten im Bereich von 5 - 6 m/s. Als Beispiel sei auf die Angabe von 5,4 m/s von DEWI verwiesen[6]. Bei dieser Aussage wird ein Zusammenhang zu Volllaststunden und Vergütung nach EEG hergestellt. Die konkrete Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ist also von weiteren Faktoren abhängig, so dass solchen groben Indizien eine konkrete Ertragsprognose folgen muss.

 

Volllaststunden: mit Volllaststunden wird die Zeit in Stunden bezeichnet, in der eine Anlage unter Volllast (d.h. mit der Nennleistung) laufen müsste, um die gleiche elektrische Arbeit zu erbringen, die sie in einem Jahr tatsächlich erbringt. In anderen Worten: Vollaststunden sind der Quotient der tatsächlich erreichten Jahresstrommenge zur installierten Leistung[5].
Überblick zu Volllaststunden für Windkraft onshore sowie Windkraft offshore in Deutschland: siehe Entwicklung und Trends

Stromgestehungskosten von WEA im Vergleich

Wie bei "Wirtschaftlichkeit Energieträger" gezeigt, ist aus gesamtgesellschaftlicher Sicht Windkraft an Land neben Wasserkraft die wirtschaftlichste Energieform. Um Windkraft zu konkretisieren, hat das Fraunhofer Institut ISE auch

typische Windenergieanlagen miteinander verglichen:

  • „„Onshore (2 - 3 MW)
  • „„Offshore (3 - 5 MW)

Betrachtet wurde der Betrieb von Onshore-WEA in Mitteleuropa bei 1300 bis 2700 Volllaststunden pro Jahr sowie von Offshore-WEA in der Nordsee bei 2800 bis 4000 Volllaststunden pro Jahr[7]. Zu beachten: die tatsächlich erreichten Mittelwerte für Deutschland 2011 wurden bereits unter Entwicklung und Trends detailliert besprochen (onshore ca. 1550 - 1660 Volllaststunden, die in der dena-Netzstudie simulierten Volllaststunden von 3000 - 4500 für Offshore WEA wurden in der Praxis bisher nicht erreicht).

 

Ergebnisse: Die Stromgestehungskosten von WEA sind stark abhängig von den Standortbedingungen (sowohl On- und Offshore Anlagen als auch die erreichbaren Volllaststunden). Die Stromgestehungskosten für Onshore-WEAs an küstennahen Standorten mit 2700 Volllaststunden liegen bei 0,059 Euro/kWh. Standorte mit einem schwächeren Windangebot erzielen Preise von 0,090 bis 0,115 Euro/kWh abhängig von den spezifischen Investitionen. Durchschnittliche Standorte mit 2000 Volllaststunden liegen mit einer Preisspanne von 0,065 bis 0,081 Euro/kWh weiterhin nur geringfügig über dem für fossile Kraftwerke angegebenen Referenzstrompreis von 0,06 Euro/kWh. Aktuelle Offshore-WEA (auch für Standorte mit bis zu 4000 Volllaststunden) haben höhere Stromgestehungskosten als Onshore-WEA. Dies ist dem notwendigen Einsatz von widerstandsfähigeren, teureren Materialien, aufwändiger Verankerung im Meeresgrund, kostenintensiverer Installation und Logistik der Anlagenkomponenten sowie einem höheren Wartungsaufwand geschuldet. Zudem haben aktuell im Bau befindliche Projekte gezeigt, dass die bisherigen Kostenschätzungen für Offshore-WEA erneut nach oben korrigiert werden müssen. Derzeit erreichen Offshore-WEA an sehr guten Standorten Stromgestehungskosten von 0,105 bis 0,150 Euro/kWh. Diese häufig küstenfernen Standorte unterliegen jedoch dem Nachteil einer aufwändigen und teuren Netzanbindung, sowie der Notwendigkeit der Überbrückung der größeren Meerestiefe. Standorte mit einer geringeren Volllaststundenanzahl erzielen Stromgestehungskosten von 0,122 bis 0,183 Euro/kWh. Damit liegen Offshore-WEA an allen Standorten über den Stromgestehungskosten für Onshore-WEA.  Der Spielraum für Kostensenkungen bei Offshore-WEA ist aufgrund der höheren Installations- und Wartungskosten begrenzt, wodurch die Erreichbarkeit eines mit Onshore-WEA vergleichbaren Niveaus derzeit schwierig erscheint[7].

 

Prognose der Stromgestehungskosten bis 2020 und 2030: Onshore-WEA sind die günstigste Form der erneuerbaren Stromerzeugung mit Erzeugungskosten in Deutschland von aktuell weniger als 0,08 Euro/kWh bei 2000 Volllaststunden pro Jahr. Sie werden im betrachteten Zeitraum am günstigsten bleiben, auch wenn die Stromerzeugungskosten nur langsam auf knapp 0,07 Euro/kWh in 2030 sinken. Jedoch ist bereits 2016 von diesen Onshore-WEA Strom günstiger zu beziehen als aus dem konventionellen Strommix. Bei Offshore-WEA dagegen sind etwas größere Kostenreduktionspotentiale vorhanden, um die Wettbewerbsfähigkeit zum konventionellen Strommix zu erreichen. Die erwartete Reduktion der Stromgestehungskosten von 0,14 Euro/kWh auf gut 0,11 Euro/kWh in 2030 wird durch das EEG mit einer jährlichen Einspeisereduktion von 5% ab 2015 unterstrichen[7].