Design of Wind Turbines and Storage: A Question of System Optimisation

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1 Design of Wind Turbines and Storage: A Question of System Optimisation Auslegung von Windturbinen und Speicher: Eine Frage der Systemoptimierung J. P. Molly; DEWI GmbH, Wilhelmshaven English - Deutsch Introduction Today the specific power installation of wind turbines is designed purely under economic aspects, i.e. a wind farm operator will install the wind turbine type which promises maximum profit. Depending on its design, a wind turbine produces stronger or weaker variations in power output which in connection with a high penetration of the volatile energy sources sun and wind in the electricity supply grid, desired because of the turnaround in energy policy, calls for suitable energy storage and necessary transmission capacities. Storage systems can be used to level out fluctuations in the output of renewable energy sources so that their use within the electricity supply system becomes more predictable under different conditions. One of the problems, however, is that the wind farm operator is not concerned about the output fluctuations of the wind farm, whereas storage system and grid operators have to design their systems to accommodate the fluctuations occurring. Obviously, an optimised system of wind turbine, storage and transport grid is more cost-effective from an overall economic point of view than an uncoordinated, independent design of the three components. If, for example, because of poor wind conditions, wind power achieves only an annual average output of 25% of the rated capacity, only 25% of the electric grid s capacity would be used on average, but the grid Einleitung Windturbinen werden heute in ihrer spezifischen Leistungsinstallation nach betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten ausgelegt, das heißt, der Windparkbetreiber wird diejenige Windturbine installieren, die ihm den größten Gewinn verspricht. Abhängig von der Auslegung der Windturbine produziert diese stärkere oder schwächere Leistungsschwankungen, die in Verbindung mit dem durch die Energiewende angestrebten hohen Anteil der volatilen Energieträger Sonne und Wind die Frage nach geeigneten Energiespeichern und den notwendigen Übertragungskapazitäten für den Stromtransport aufwerfen. Mit den Speichern sollen die Angebotsschwankungen dieser regenerativen Energiequellen so ausgeglichen werden, dass sie im elektrischen Energieversorgungssystem unter verschie densten Randbedingungen vorhersagbar verwendet wer den können. Eine der Schwierigkeiten liegt allerdings darin, dass den Windparkbetreiber die Abgabeschwankungen seines Windparks nicht interessieren und der Speicher- und Netzbetreiber wiederum sein System nach den auftretenden Energieschwankungen auslegen muss. Es liegt jedoch auf der Hand, dass ein in der Auslegung optimiertes System aus Wind turbine, Speicher und Transportnetz volkswirtschaftlich gesehen preisgünstiger wird als eine nicht aufeinander abgestimmte, unabhängige Auslegung der drei Komponenten. DEWI MAGAZIN NO. 40, FEBRUARY

2 3,5 3,0 v = mittlere Windgeschwindigkeit in 100m Nabenhöhe average wind velocity at 100m hub height (Rayleigh distribution) v = 5 m/s Fig. 1: Abb. 1: Relative energy production costs as a function of the specific power installation of the wind turbine and with the site-specific wind speed as parameter. Relative Energieerzeugungskosten in Abhängigkeit der spezifischen installierten Leistung der Windturbine und mit der Standortwindgeschwindigkeit als Parameter. Spezifische Energieerzeugungskosten Specific Energy Generation Cost 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, Spezifische installierte Leistung / Specific Power Installation, W/m² v = 6 m/s v = 7 m/s V = 8 m/s v = 10 m/s v = 12 m/s Nordsee / North Sea Wiefels Neuentwicklungen / New Developments Heutige Windturbinen / Today's Wind Turbines would still have to be designed for the rated power output achieved during less than 10% of the time, in other words, it would have to be able to transport four times as much power. If under the same wind conditions the capacity factor of wind energy were 50%, the degree of capacity utilisation of the grid would be much higher, i.e. on average the same transmission line would be able to transport twice the amount of energy with the same rated wind power output. However, the wind turbine with the high capacity factor produces less energy in relation to the rotor disk area under the same wind conditions, i.e. it can only be operated economically when a higher remuneration is paid. A similar connection exists between wind turbine design and required storage capacity. It is therefore necessary and reasonable from an overall economic point of view to design the system consisting of wind turbine, storage and transmission in such a way that on the whole it will cause the lowest possible cost of energy. While the energy supply monopolies were still in place, i.e. when production, transport and distribution of energy were in one hand, the utilities were responsible for the economically optimised design of the energy supply system consisting of the three components mentioned above. Because energy prices were under public supervision, this type of business driven system design more or less complied with the overall economic criteria. Today the question is who is going to be the system supervisor, who will take responsibility for an optimised economic interaction of the parties involved in energy supply. In the past, power stations were built where the consumers were. This meant short transmission routes to the customer or in other words, a cost-optimised supply system. The idea to build a power station in Schleswig-Holstein (Northern Germany) when electric energy was needed in an industrial area in Southern Germany would never have occurred to a power company. By contrast, renewable energy plants are built where the energy source is available, i.e. normally where the wind farm or solar plant operator finds the most favourable conditions, which is not necessarily in the vicinity of consumers. The present article deals with the cost-optimised design of wind turbines and the possible cost-optimised design of a system consisting of wind turbine and storage system. In this connection it is necessary to correct part of the statement made in the article Rated Power of Wind Turbines: What is Best? Erreicht die Windenergie beispielsweise eine windbedingte Durchschnittsleistung von 25% der Nennleistung, ist das Netz im Durchschnitt nur zu 25% ausgelastet, müsste aber für die weniger als 10% der Zeit auftretende Nennleistung ausgelegt werden, also die vierfache Leistung transportieren können. Wäre der Kapazitätsfaktor der Windenergie unter denselben Windbedingungen 50%, so ist die Auslastung des Netzes wesentlich höher, d.h., mit derselben Leitung kann im Durchschnitt bei derselben Windnennleistung die doppelte Energiemenge transportiert werden. Allerdings produziert die Windturbine mit dem hohen Kapazitätsfaktor bei den gleichen Windbedingungen weniger Energie bezogen auf ihre Rotorkreisfläche, wäre also nur bei Zahlung einer höheren Vergütung wirtschaftlich zu betreiben. Ein ähnlicher Zusammenhang besteht zwischen Windturbinenauslegung und erforderlicher Speichergröße. Es ist also notwendig und volkswirtschaftlich sinnvoll, das System aus Windturbine, Speicher und Übertragung so auszulegen, dass es insgesamt zu den niedrigsten Energiekosten führt. Im Zeitalter der Energieversorgungsmonopole, also zu Zeiten als Erzeugung, Transport und Verteilung der Energie in einer Hand lagen, übernahmen die Energieversorger die betriebswirtschaftlich optimierte Auslegung dieses aus den genannten drei Komponenten gestalteten Energieversorgungssystems. Durch öffentliche Kontrolle der Energiepreisgestaltung genügte diese Art der betriebswirtschaftlichen Systemauslegung mehr oder weniger den volkswirtschaftlichen Kriterien. Heute stellt sich die Frage, wer der Systemverantwortliche ist, wer für das optimierte volkswirtschaftliche Zusammenwirken der verschiedenen an der Energieversorgung Beteiligten verantwortlich ist. Früher wurden die Kraftwerke dort gebaut, wo der Verbraucher war. Das bedeutete kurze Übertragungswege bis zum Kunden oder mit anderen Worten, ein kostenoptimiertes Versorgungssystem. Kein Energieversorger wäre auf die Idee gekommen, in Schleswig-Holstein ein Kraftwerk zu bauen, wenn er in einer Industrieregion in Süddeutschland elek trische Energie benötigte. Anlagen zur regenerativen Strom er zeugung werden aber dort gebaut, wo die Energiequelle zu haben ist, d.h. in der Regel dort, wo für den Windoder Solarparkbetreiber die günstigsten Standorte sind, nicht aber unbedingt dort, wo der Verbraucher ist. In der folgenden Abhandlung wird die kostenoptimierte Auslegung der Windturbine und die mögliche kostenoptimierte 24 DEWI MAGAZIN NO. 40, FEBRUARY 2012

3 published in DEWI magazine No. 38. In this article, 400 W/m² had wrongly been assumed to be the cost-optimised size of rated capacity installed in a wind turbine, because the majority of wind turbines for normal wind belong to this category. It therefore seemed obvious to assume that the industry considers this size of installed capacity as the cost optimum when designing a wind turbine. Even while working on the previous article, I came across the phenomenon that the specific power installation thought to produce the most cost-effective kilowatt hour could not be the usual 400 W/m² available on the market, but must be considerably lower according to the computation model I had devised. I therefore assumed, wrongly, that my simplified model did not reflect the reality properly, but only showed the changing trend when varying the installed power. In the meantime I had to recognise that the more or less forced standardisation to the value of 400 W/m² described in my article was wrong. Although the resulting trend of the cost development is correct, according to new and more detailed calculations the minimum energy production cost of a wind turbine is reached at a significantly lower specific power installation. In the second part of this report, the cost trend for the kilowatt hour produced in relation to the installed specific power of the wind turbine is coupled with the capacity-related cost trend of a storage system not further specified in order to find the optimum cost of energy production for a system comprising both components. Development of Wind Turbine Cost as a Function of the Installed Specific Rated Power The principle of the method described in the article Rated Power of Wind Turbines: What is Best? remains the same. It is based on keeping a certain rotor diameter constant and then changing the rated power of the generator installed. If the rotor speed is kept constant (constant blade tip speed) the torque will change in proportion to the power output. To be able to transmit the torque, the necessary material masses of the individual components depend directly or indirectly on the torque. In the computational model used the following components have been taken into account: rotor blade, hub, gearbox, generator, nacelle structure, tower, foundation, grid connection. For each of these components a certain price/ mass ( /kg) ratio is used which is considered to be constant irrespective of the size of the components, so that the price of each component results from the mass derived from torque, output, thrust etc. The resulting production costs of the differently designed theoretical wind turbines are set in relation to the annual energy yield at various annual mean wind speeds, as shown in Fig. 1. From the diagram in Fig. 1 the following approximate information can be obtained: For one thing, it is clear that for inland sites with low wind speed the cost minimum for the wind turbine is very distinctive, i.e. the energy production cost will rise very quickly in case of small deviations from the optimum. The stronger the mean site-specific wind speed, the flatter the minimum, i.e. the cost for the production of a kilowatt hour will rise only slightly if the design of the wind turbine does not meet the cost minimum precisely. This means that for weakwind sites it is very important to choose the correct output for the wind turbine (weak-wind turbine), whereas with strongwind sites the need for an exact adaptation of the output to the site-specific wind speed is less important. Auslegung eines Systems aus Windturbine und Speicher behandelt. In diesem Zusammenhang muss auch ein Teil der Aus sage des Artikels Leistungsinstallation bei Windturbinen: Was ist richtig?, veröffentlicht im DEWI Magazin Nr. 38, korrigiert werden. Darin wurde fälschlicherweise von 400 W/m² als kostenoptimierte Leistungsinstallation für Windturbinen ausgegangen, denn das Gros der Windturbinen für normalen Wind lag in dieser Größenordnung. Es lag also nahe, anzunehmen, dass die Industrie diese Leistungsinstallation als das Kostenoptimum bei der Auslegung einer Windturbine ansieht. Schon bei der Ausarbeitung des damaligen Artikels trat allerdings die Merkwürdigkeit auf, dass die zur Erzeugung der kostengünstigsten Kilowattstunde genannte spezifische Leistungsinstallation nicht die üblichen im Markt vorzufindenden ca. 400 W/m² sein könne, sondern nach dem von mir ausgearbeiteten Rechenmodell eigentlich deutlich niedriger hätte liegen müssen. Ich kam daher zu der fälschlichen Annahme, dass mein stark vereinfachtes Rechenmodell die Wirklichkeit nicht richtig wiedergab, sondern nur die Veränderungstendenz bei Variation der installierten Leistung. Heute muss ich einsehen, dass meine im genannten Artikel dargestellte, mehr oder weniger erzwungene Normierung auf den Wert von 400 W/m² falsch war. Zwar sind die sich ergebenden Tendenzen der Kostenentwicklung richtig, aber die Kostenminima liegen nach den neueren und detaillierteren Berechnungen bei deutlich niedrigeren Leistungsinstallationen. Diese von der installierten spezifischen Leistung der Windturbine abhängige Kostentendenz für die erzeugte Kilowattstunde wird im zweiten Teil des Berichts mit einer speicherkapazitätsabhängigen Kostenentwicklung eines nicht weiter spezifizierten Speichers gekoppelt, um das Kostenoptimum der Energieerzeugung für das System aus beiden Komponenten zu finden. WEA-Kostenentwicklung in Abhängigkeit der installierten spezifischen Nennleistung Das Prinzip des im Artikel Leistungsinstallation bei Windtur binen: Was ist richtig? angewandten Verfahrens wurde bei behal ten. Dieses basiert darauf, einen bestimmten Rotordurchmesser konstant zu halten und dann die Nennleistung des in stallierten Generators zu ändern. Wird die Drehzahl konstant gelassen (konstante Blattspitzengeschwindigkeit), dann ändert sich das Drehmoment proportional mit der Leistung. Um das Drehmoment übertragen zu können, muss eine direkt oder indirekt vom Drehmoment abhängige Materialmasse der einzelnen Komponenten vorhanden sein. In dem benutzten Berechnungsmodell sind folgende Komponenten berücksichtigt: Rotorblatt, Nabe, Getriebe, Generator, Gondelstruktur, Turm, Fundament, Netzanschluss. Für jede dieser Komponenten wird ein bestimmter Preis/Masse ( /kg) verwendet, der unabhängig von der Größe der einzelnen Kom po nenten als konstant angesehen wird, so dass sich der Preis der Komponente entsprechend der aus Drehmoment, Leistung, Schub, etc. abgeleiteten Masse ergibt. Die sich daraus ergebenden Herstellungskosten der verschieden ausgelegten theoretischen Wind turbinen werden mit dem jährlichen Energieertrag bei verschiedenen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten in Beziehung gesetzt, so dass sich die Darstellung in Abb. 1 ergibt. Aus dem Diagramm Abb. 1 können mehrere Informationen näherungsweise entnommen werden. Zunächst wird deutlich, dass für Binnenlandstandorte mit geringer Windgeschwindigkeit das Kostenminimum für die WEA sehr ausgeprägt 26 DEWI MAGAZIN NO. 40, FEBRUARY 2012

4 50% Fig. 3: Abb. 3: Relative variation of costs for the energy generated by the wind turbine, for storage and for the sum of both components. Relative Veränderung der Kosten für die von der WEA erzeugte Energie, für den Speicher und für die Summe beider Komponenten Relative Speicher- und Energieerzeugungskosten, % Relative Storage and Energy Yield Costs, % 40% 30% 20% 10% 0% -20% -30% -40% 50% Kostentendenz von Windenergie + Speicher Cost Tendency for Windenergy + Storage Tendenz Windenergie-Erzeugungskosten Wind Energy Cost Tendency Normiert auf / Normalised to: Windturbine / Wind Turbine: 350 W/m², 150 m Rotordurchmesser / Rotor Diameter Offshoreleistung / Offshore Power: MW Energieertrag / Energy Yield: 51,68 TWh/a Speichermenge / Storage Capacity: 16,88 TWh Energieabgabe / Energy Supply: konst. Durchschnittsleistung / const. Power Output Spezifische installierte Leistung / Specific Installed Capacity, W/m² Tendenz Speicherkosten Storage Cost Tendency % Neuentwicklungen / New Developments Heutige Windturbinen / Today's Wind Turbines new wind turbines for weak-wind sites with a power installation between 220 and 250 W/m² for wind speeds between 6 and 7 m/s fit into the scheme of diagram Fig. 1. Effects of the Lower Specific Rated Power Installation in Wind Turbines As a consequence of this development it can be noted that the new design of wind turbines with relatively low specific power installation results in higher capacity factors and therefore due to lower fluctuations in the energy output requires less storage capacity and leads to a better utilization of the transmission grids. Now we have to find out if this reduction of the specific rated power in connection with a storage system is already sufficient or if a further reduction is necessary to minimise the cost of the energy supply system Wind. In the following the impact of the wind turbine s capacity factor on the storage capacity will be investigated, because with the modification of the specific power the required storage capacity will also rise or fall and so increase or reduce the costs for production and operation of the storage facility. For a basic estimation of the cost behaviour of wind turbines and storage system together it is sufficient to make a rough estimate of the storage cost in proportion to its capacity, in other words, a required storage capacity is to be defined which changes in proportion to the capacity factor of the wind turbine. Greatly simplified, we can assume that over the year, wind turbine and storage output together always equal the average power output of the wind turbine (zero storage loss). In that case the curves would be as depicted in Fig. 2. A wind turbine with 350 W/m² installed offshore would feature a power duration curve as in Fig. 2, with an average power output of W/m² (capacity factor = 0.59), another wind turbine with 200 W/m² would reach an average output of 140 W/m² (capacity factor = 0.70). If the wind turbine were to be operated constantly at average power output, then all output in excess of the average output would have to be stored (red area), and if the wind turbine output should fall below the average output, this missing power would have to be drawn from the storage (blue area). With lost-free storage, both areas are of the same size. The smaller areas for the wind turbine with a lower specific power installation of 200 W/m² ermittelten deutlich höheren 360 W/m² aus dem oben erwähnten Artikel im DEWI Magazin. Allerdings war ich in der Zwischenzeit für den vergleichbaren Fall selbst auf einen erheblich niedrigeren Wert von etwa 280 W/m² gelangt (Abb. 1, Wiefels = 7,4 m/s). Seit dieser Zeit im Frühjahr 2011 wurden dann überraschend Windturbinen angekündigt, die genau in das Diagramm Abb. 1 hineinpassen. Beispielsweise die neuen Offshore-Windturbinen mehrerer Hersteller in der Größenordnung 150 m Rotordurchmesser und 6 MW bzw. 164 m und 7 MW. Sie alle liegen zwischen 330 W/m² und 340 W/m², während die heute offshore aufgestellten Windturbinen der 5 bis 6,5 MW-Klasse mit einer spezifischen Leistung von 430 bis 560 W/m² deutlich höher liegen. Aber auch die neuen Schwachwind-Windturbinen liegen mit 220 bis 250 W/m² für Windgeschwindigkeiten zwischen 6 und 7 m/s nicht anders als das Diagramm Abb. 1 erwarten lässt. Auswirkungen der niedrigen spezifischen Nennleistung der Windturbinen Als Ergebnis dieser Entwicklung lässt sich festhalten, dass die neue Auslegung der Windturbinen mit relativ niedriger spezifischer Leistung höhere Kapazitätsfaktoren bewirkt und deshalb wegen der geringeren Energieabgabefluktuation zu kleinerer Speicherkapazität und auch zu besserer Auslastung der Übertragungsnetze führt. Es gilt jetzt abzuleiten, ob diese Absenkung der spezifischen Nennleistung im Zusammenwirken mit einem Speicher schon ausreicht oder ob eine weitere Absenkung zur Kostenminimierung des Energieversorgungssystems Wind notwendig ist. Hier soll nun die Auswirkung des Kapazitätsfaktors der Windturbine auf die Speicherkapazität untersucht werden, denn mit der Veränderung der spezifischen Leistung wird die erforderliche Speicherkapazität steigen oder sinken und damit sich der Kostenaufwand für die Herstellung und den Betrieb des Speichers verteuern oder verbilligen. Für eine prinzipielle Abschätzung des Kostenverhaltens von Wind turbine und Speicher zusammen genügt es, die Speicherkosten näherungsweise proportional zu seiner Kapazität anzunehmen. Es gilt also einen Speicherkapazitätsbedarf zu definieren, der sich mit dem Kapazitätsfaktor der Windturbine verändert. Stark vereinfacht könnte angenommen werden, dass Windturbine und Speicher über das Jahr gesehen 28 DEWI MAGAZIN NO. 40, FEBRUARY 2012

5 show that such a wind turbine requires less storage capacity, i.e. the storage cost should be lower. When combining the cost trend for the energy produced by the wind turbine from Fig. 1 with the cost trend for the storage system, the costs for one kilowatt hour of wind power including storage costs would result in the cost trend shown in Fig. 3, depending on the specific power installation of the wind turbine. When the costs for wind energy production and storage are standardised to a bench mark value of 350 W/m², the cost minimum of the wind turbine/storage system would be reached at approx. 225 W/m² under the assumptions made, i.e. tending once more towards a lower power installation per square metre rotor area of the wind turbine. In case of lossfree storage, with a power installation of 350 W/m² approx. 32.7% of the energy produced by the wind turbine would have to be stored in order to supply the constant average output of the wind turbine for one year; in case of 225 W/m² this would be only 27.7%. Conclusion This theoretical model shows that today's development of wind turbines towards a lower rated power installation is a step in the right direction. According to this model, wind turbines installed offshore with a specific rated power of 430 to 560 W/m² would produce energy approx. 3 to 10% more expensively than wind turbines with 310 to 380 W/m² (Fig. 1). If an optimally designed wind turbine is combined with a storage technology, which, assuming loss-free storage, ensures a constant supply of the average output of the wind turbine over the period of one year, it would be possible, with a specific power installation of the wind turbine of 225 W/m², to produce the resulting kilowatt hour at approx. 9% less cost than with a wind turbine of 350 W/m². This of course means that a financial incentive would need to be offered to the wind farm operator to encourage him to install the wind turbine with the lower rated power of 225 W/m², because from a business point of view this turbine would produce the kilowatt hour approx. 7.5% more expensively than a wind turbine with 350 W/m². Despite the additional remuneration the energy produced by the wind turbine/storage system would still be 9% less expensive, i.e. the consumer would have to pay less. The model presented here does not take into account cost savings through a better utilisation of the transmission grids, nor any storage losses. zusammen immer die Durchschnittsleistung der Windturbine abgeben (Speicherverluste gleich null). Dann würde sich eine Darstellung wie in Abb. 2 ergeben. Eine Windturbine mit 350 W/m² würde an einem Offshore-Standort eine Leis tungsdauerlinie wie in Abb. 2 aufweisen, mit einer auf das Jahr bezogenen Durchschnittsleistung von 206,5 W/m² (Kapa zi tätsfaktor = 0,59), eine andere mit 200 W/m² käme auf 140 W/m² Durchschnittsleistung (Kapazitätsfaktor = 0,70). Soll die Windturbine konstant mit der Durchschnittsleistung betrieben werden, dann müssten alle Leistungen, die größer als die Durchschnittsleistung sind, gespeichert werden (rote Fläche) und bei Leistungen der Windturbine geringer als die Durchschnittsleistung diese aus dem Speicher bezogen werden (blaue Fläche). Bei verlustfreier Speicherung sind beide Flächen gleich groß. Wie die betreffenden kleineren Flächen für die Windturbine mit der geringeren spezifischen Leistung von 200 W/m² zeigen, benötigt diese Windturbine eine geringere Speichergröße, d. h. die Speicherkosten müssten geringer sein. Wird die Kostenentwicklung der von der Windturbine erzeugten Energie aus Abb. 1 mit der Kostenentwicklung des Speichers kombiniert, so ergibt sich für die Kosten der Kilowattstunde aus Wind einschließlich der Speicherkosten die in Abb. 3 dargestellte Kostentendenz in Abhängigkeit der installierten spezifischen Leistung der Windturbine. Werden die Kosten der Windenergiezeugung und die Kosten des Speichers auf den Bezugspunkt 350 W/m² normiert, so liegt bei den getroffenen Annahmen das Kostenminimum des Systems aus Windturbine und Speicher bei ca. 225 W/m², also nochmals hin zu niedrigeren installierten Leistungen pro Quadratmeter Rotorfläche der Windturbine. Bei verlustfreier Speicherung würde bei 350 W/m² etwa 32,7 % der von der Windturbine erzeugten Energie durch den Speicher gehen müssen, um über ein Jahr die konstante Durchschnittsleistung der Windturbine abgeben zu können, bei 225 W/m² wären es nur etwa 27,7 %. Fazit Das theoretische Beispiel zeigt, dass die heute einsetzende Ent wicklung der Windturbinen hin zu niedrigeren installierten Nennleistungen in die richtige Richtung geht. Windturbinen mit spezifischer Nennleistung von 430 bis 560 W/m² wür den die Energie im Offshore-Einsatz nach dem gezeigten Beispiel etwa 3 bis 10% teurer erzeugen als solche mit 310 bis 380 W/m² (Abb. 1 und 3). Wird die optimale Windturbine mit einem Speicher gekoppelt, der bei verlustfreier Speicherung dazu führt, dass über den Zeitraum eines Jahres die Durchschnittsleistung der Windturbine konstant abgegeben werden kann, dann könnte die resultierende Kilowattstunde bei einer spezifischen Leistungsinstallation der Windturbine von 225 W/m² fast 9% preis werter erzeugt werden als mit einer Windturbine von 350 W/m². Dies bedeutet allerdings, dass dem Windparkbetreiber ein finanzieller Anreiz gegeben werden muss, damit er die mit 225 W/m² niedriger installierte Windturbine aufstellt, denn sie würde ja aus seiner betriebswirtschaftlichen Sicht die Kilowattstunde etwa 7,5% teurer erzeugen als jene mit 350 W/m². Trotz dieser Zusatzvergütung wäre dann dennoch die Energieerzeugung des Systems Windturbine/Speicher 9% billiger, d. h. der Stromkunde würde weniger belastet. In diese hier gezeigte Überlegung wurden die Kosteneinsparungen durch die bessere Nutzung der Übertragungsnetze nicht einbezogen, ebenso wie die Speicherverluste unberücksichtigt blieben. DEWI MAGAZIN NO. 40, FEBRUARY

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