Optimale Nutzung der Windkraft-Technisches Potential von Wind-Onshore Anlagen

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1 Optimale Nutzung der Windkraft-Technisches Potential von Wind-Onshore Anlagen IZES, 3. Energiekongress am Johannes Lackmann 1

2 Potenzial in Deutschland IWES ermittelte Optimum zwischen PV, Wind an Land und Offshore-Wind bis 2050 unter Berücksichtigung des Wärmemarktes (800 TWh FEE-Strom entspricht 80% Ziel). Wind an Land: 194 GW mit 390 TWh, 49% des EE-Stromes bis 2050 Offshore: 54 GW mit 258 TWh, 32% des EE-Stromes bis 2050 PV: 275 GW mit 248 TWh, 31% des EE Stromes bis 2050 Quelle: IWES-Studie: Energiewirtschaftliche Bedeutung der Offshore-Windenergie für die Energiewende 2

3 Electrical Power [GW] Renewable power (20%) & power consumption 2010 Germany red consumption green wind & solar production only Quelle: Prof. Dr. Ing. habil. Ingo Stadler 3

4 Electrical Power [GW] Renewable power (40%) & power consumption 2010 Germany red consumption green wind & solar production only Quelle: Prof. Dr. Ing. habil. Ingo Stadler 4

5 Electrical Power [GW] Renewable power (80%) & power consumption 2010 Germany red consumption green wind & solar production only Quelle: Prof. Dr. Ing. habil. Ingo Stadler 5

6 Electrical Power [GW] Renewable power (100%) & power consumption 2010 Germany red consumption green wind & solar production only Quelle: Prof. Dr. Ing. habil. Ingo Stadler 6

7 Electrical Power [GW] Renewable power (120%) & power consumption 2010 Germany red consumption green wind & solar production only Quelle: Prof. Dr. Ing. habil. Ingo Stadler 7

8 Quelle: Deutsche Windguard GmbH 8

9 UBA-Studie : Methodische Vorgehensweise Die Ermittlung des Potenzials erfolgte in 2 Schritten: 1. Auf Basis detaillierter digitaler Daten wurde zunächst das Flächenpotenzial ermittelt, indem nicht nutzbare Flächen definiert und diese ausgeschlossen wurden 2. Im zweiten Schritt wurde anhand moderner WEA das mögliche Leistungs-und Ertragspotenzial modelliert Ermittlung des Flächenpotenzials Berechnung der Ausschlussflächen Ermittlung der Flächen für kombinierte Betriebsweis Ermittlung Leistungs-und Ertragspotenzial Ermittlung der Auslasten Aggregieren der Potenzialflächen Erzeugung der Basiskarte Anlagenplatzierung Korrektur der Ergebnisse Datengrundlage DLM (Digitale Landschaftsmodelle) DGM Schutzgebiete Flächen für den Biotopverbund Waldfunktionenkartierung Kriterienkatalog Ausschlussflächen Abstandsvorgaben Referenzanlagen (Kalibrierte) Wetterdaten UBA-Studie: POTENZIALE DER WINDENERGIE AN LAND Studie zur Ermittlung der bundesweiten technisch-ökologischen Flächen- und Leistungspotenziale der Windenergienutzung an Land 9

10 UBA-Studie: POTENZIALE DER WINDENERGIE AN LAND Studie zur Ermittlung der bundesweiten technisch-ökologischen Flächen- und Leistungspotenziale der Windenergienutzung an Land 10

11 UBA-Studie: POTENZIALE DER WINDENERGIE AN LAND Studie zur Ermittlung der bundesweiten technisch-ökologischen Flächen- und Leistungspotenziale der Windenergienutzung an Land 11

12 UBA-Studie: POTENZIALE DER WINDENERGIE AN LAND Studie zur Ermittlung der bundesweiten technisch-ökologischen Flächen- und Leistungspotenziale der Windenergienutzung an Land 12

13 Technische Daten der Referenzanlage zur Berechnung des Ertragspotenzials UBA-Studie: POTENZIALE DER WINDENERGIE AN LAND Studie zur Ermittlung der bundesweiten technisch-ökologischen Flächen- und Leistungspotenziale der Windenergienutzung an Land 13

14 UBA-Studie: POTENZIALE DER WINDENERGIE AN LAND Studie zur Ermittlung der bundesweiten technisch-ökologischen Flächen- und Leistungspotenziale der Windenergienutzung an Land 14

15 UBA-Studie: POTENZIALE DER WINDENERGIE AN LAND Studie zur Ermittlung der bundesweiten technisch-ökologischen Flächen- und Leistungspotenziale der Windenergienutzung an Land 15

16 Schlussfolgerungen Unter den im Rahmen der Studie zugrundeliegenden Annahmen wurde für die Wind - energie an Land ein Flächenpotenzial von rund km² bzw. etwa 13,8 % der Landesfläche der Bundesrepublik Deutschland ermittelt. Dies entspricht einem Potenzial von rund GW installierbarer Leistung mit einem Ertrag von TWh/a. Bei der Potenzialermittlung wurde keine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung durchgeführt, sondern nur technische und ökologische Restriktionen berücksichtigt. Allerdings konnten Belange, die Einzelfallbetrachtungen bedürfen (vor allem der besondere Artenschutz, aber auch z. B. Radaranlagen) im Rahmen der Studie nicht sinnvoll abgebildet werden. Das technisch-ökologische Potenzial, bei dem u. a. auch der besondere Artenschutz zu betrachten ist, fällt somit erheblich kleiner aus. Das unter planerischen Rahmenbedingungen realisierbare Ausbaupotenzial für die Windenergienutzung an Land ist deutlich geringer einzuschätzen UBA-Studie: POTENZIALE DER WINDENERGIE AN LAND Studie zur Ermittlung der bundesweiten technisch-ökologischen Flächen- und Leistungspotenziale der Windenergienutzung an Land 16

17 Größenentwicklung der WEA einschließlich historischer Entwicklung 17

18 Größenentwicklung der Windenergieanlagen Onshore 18

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22 SIEMENS D

23 SIEMENS D

24 SIEMENS D

25 Kostenentwicklung 25

26 Die Hauptinvestitionskosten haben so einen Anteil zwischen 73 % und 78 % der Gesamtinvestitionskosten und liegen damit leicht unter den Werten früherer Analysen. Betrachtet man die spezifischen Kosten der WEA bezogen auf die Rotorkreisfläche in /m² wird deutlich, dass seit 2008 die spezifischen Kosten in /m² in der Anlagenklasse zwischen 2 und 3 MW um bis zu 15 % reduziert werden konnten (vgl. Kapitel 5.3). Der Grund hierfür liegt in der Entwicklung sogenannter Schwachwindanlagen, die bezogen auf die installierte Leistung Einen großen Rotordurchmesser aufweisen und darüber hinaus mit großen Nabenhöhen angeboten werden. Gerade diese technische Entwicklung hat zu einer erheblichen Reduktion der Stromgestehungskosten an windschwächeren Standorten geführt. Bisher sind besonders effiziente WEA mit hohen Türmen und großen Rotordurchmessern aufgrund administrativer Hemmnisse wie Höhenbegrenzung und Baurichtlinien an windstarken Standorten kaum realisierbar. Mit geeigneten Rahmenbedingungen könnten auch diese Kostensenkungspotenziale in Zukunft gehoben werden Quelle: Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland, Nov

27 Ein Vergleich der spezifischen Investitionsnebenkosten mit früheren Analysen weist seit 2010 eine leichte Kostensenkung auf, die ggf. auf die Entwicklung Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland 3 immer größerer WEA zurückzuführen ist (vgl. Kapitel 6.3) Planungskosten und Sonstige Kosten weisen als größte Kostenblöcke unter den Betriebskosten eine große Bandbreite auf, zeigen aber keine klare Tendenz in Bezug auf Kostensenkungen. Eher stagnierende oder auch leicht steigende absolute Kosten insbesondere bei den konventionellen Technologien wie Fundament, Erschließung und Netzanbindung führen bei immer größeren, leistungsstärkeren WEA zu einem leichten Sinken der spezifischen Investitionsnebenkosten in /kw Quelle: Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland, Nov

28 Quelle: Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland, Nov

29 Entwicklung der Betriebskosten - Tendenz Tendenziell lässt sich eine leichte Senkung der spezifischen Betriebskosten über die letzten 14 Jahre feststellen. Die Kosten für Wartung und Reparatur steigen hingegen im Zeitverlauf an. Ebenso die personalintensiven Betriebsführungskosten. Die in der Branche diskutierten, aktuell drastisch steigenden Pachtkosten bestätigen sich im Vergleich der aktuellen Daten mit den Daten aus älteren Studien nicht. Es zeigt sich lediglich ein leichter Anstieg dieser mittleren Kosten seit Aber auch hier gilt, dass es sich um mittlere Werte handelt, die bei einzelnen Projekten immer abweichen können. Kostensenkungen sind im Bereich der Versicherungskosten und Rücklagen zu beobachten. Diese Entwicklung deutet darauf hin, dass bei Versicherung und Rücklagenbildung inzwischen auf Erfahrungswerte mit der Windenergie-Technologie zurückgegriffen werden kann. Damit steigt die Kalkulierbarkeit der Risiken, was zu sinkenden Versicherungskosten und Rücklagen führt. Quelle: Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland, Nov

30 EEG-Förderung basierend auf der zum 1. Januar 2012 novellierten Fassung, Datenquelle: EEG 30

31 Erneuerbare-Energien-Gesetz vom Die Differenzierung nach Standorten nimmt den Druck von der Küste, da auch an windgünstigen Binnenlandstandorten ein wirtschaftlicher Betrieb ermöglicht wird. Für Offshore-Anlagen ab 3 Seemeilen außerhalb der Küstenlinie wird die anfänglich hohe Vergütung von 9,10 Cent pro kwh für einen Zeitraum von 9 Jahren (anstelle von 5 Jahren) gewährt, damit auch hier ein wirtschaftlicher Betrieb ermöglicht wird (wegen derzeit höheren spezifischen Errichtungs- und Instandhaltungskosten). Diese Regelung ist für Anlagen befristet, die bis 31. Dez in Betrieb gehen. Für Altanlagen wird die Hälfte der bisherigen Laufzeit für die Ermittlung der anfänglich hohen Vergütungsstufe angerechnet; diese hohe Stufe gilt mindestens 4 Jahre nach Inkrafttreten des EEG (Bestandsschutz). Degression der Vergütungssätze jährlich für neu in Betrieb gehende Windanlagen ab 1. Jan. 2002: 1,5 %. Der Zeitraum der Anfangsvergütung verlängert sich für Offshore-WEA, die in einer Entfernung von mindestens zwölf Seemeilen (ca. 22,2 km) oder in einer Wassertiefe von mindestens 20 m errichtet werden. Für jede volle Seemeile, die über zwölf Seemeilen hinausgeht, wird der Zeitraum um einen halben Monat und für jeden zusätzlichen vollen Meter Wassertiefe um 1,7 Monate verlängert. Einige der geplanten Windparks können bis zu vier Jahre länger, also insgesamt für 16 Jahre, die hohe Anfangsvergütung erhalten 31

32 Hohe Volllaststunden versus optimale Betriebskosten, Anpassung an Netze oder Netzausbau? 32

33 Volllaststunden Onshore Offshore Historisch h/a Aktuell h/a h/a Aktuell gebaut h/a h/a Zukunft h/a h/a 33

34 Systemintegration FEE Lastverlagerung regional Neue Lasten Wärme Mobilität Power to heat 34

35 Überwindung der Systemgrenzen des Stromsektors Transfer Leistungsspitzen Transfer Leistungsspitzen Rücktransfer bei Schwachlast Ressourcen: Erdgas Biogas Biomasse Flüssigtreibstoff Gas

36 Nur Stromsektor Erzeugung P Energieerzeugung Installierte Leistung: 100% Energiebedarf Speicherbedarf: 100% t

37 Überwindung der Systemgrenzen des Stromsektors P Stromerzeugung Installierte Leistung: 150% Energiebedarf Speicherbedarf: 60% Speicherbedarf: 100% t Stromerzeugung Installierte Leistung: 100%

38 Stromsektor Lastverschiebung Lastverschiebung Tageslastgang Photovoltaik

39 Grid connected mobility instead of batteries Proposed by german expert council for environment (SRU) Fount:

40 40

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42 Technische Trends: Lichtkennzeichnung, Serrations, Timbertower, Bahnstrom, Rotorblattheizung, 42

43 Hinterkantenkamm TES am Beispiel der WEA E-82 E2 43

44 TimberTower Die Polygontürme bestehen aus 54 kreuzverleimten Brettsperrholzplatten. Die vorgefertigten Elemente werden miteinander verbunden und an den horizontalen und vertikalen Schnittstellen verklebt. Die Folienstöße der Holzplatten werden mit Hilfe des integrierten Außenaufzuges zu einem lückenlosen Oberflächenschutz verschweißt. 44

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46 WestfalenWIND GmbH Johannes Lackmann