Faktensammlung zur Windenergie 2007 Prof.Dr. Andreas Otto,

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1 Faktensammlung zur Windenergie 2007 Prof.Dr. Andreas Otto, Motivation zur Faktensammlung: Diese Sammlung war unter anderem Grundlage für das Kapitel 5 (Windenergie) der Studie der Deutschen Physikalischen Gesellschaft Klimaschutz und Energieversorgung in Deutschland , erschienen im Sept ( Diese Studie kam zu dem quantitativen Schluß Sollten die Kernkraftwerke gestoppt werden, wäre das Ergebnis von 30 Jahren Klimaschutz nicht mehr als ein Absenken um 26% gegenüber dem Ausgangspunkt von Die Studie enthält Pladoyers für das Weiterlaufenlassen der Kernkraft und für solarthermische Kraftwerke im Süden. Der folgende Vergleich der Energieproduktionszahlen zeigt, daß die Erneuerbaren Energien z.zt nicht die Kernkraft ersetzen können. In dieser Graphik ist das schon immer eingesetzte Holz als biogener Festbrennstoff eingezeichnet-zieht man dessen Anteil ab, verbleiben Milliarden Kilowattstunden (=TWh). Große (schon lange bestehende, nicht EEG gefördert) und kleine (EEG gefördert) Wasserkraft sind zusammen angeführt. Kernenergie (VDEW) Erneuerbare ohne Holz (BMU) Erneuerbare (VDEW) Gefördert nach EEG (VDN) Tabelle: Im Jahre 2006 erzeugte Energiemengen, in Milliarden Kilowattstunden (=TWh). Diese Sammlung verfolgt unter anderem zeitnah den weiteren Ausbau der Windkraft im Vergleich zu den entsprechenden Vorhersagen der dena-studie und den wissenschaftlich ermittelten Trends in der DPG-Studie. Diese Sammlung richtet sich nicht gegen die Windkraft-Nutzung an Küsten und off-shore, hält aber einen weiteren Ausbau (inclusive Repowering) im deutschen Binnenland für ineffektiv. 1

2 In vielen politischen Stellungnahmen wird nicht klar, ob das primäre Ziel des Ausbaus der Erneuerbaren Energien die Vermeidung von CO 2 oder der Ersatz für die abzuschalteten deutschen Kernkraftwerke ist. Die zunehmende Erderwärmung wird wohl allmählich den ersten Gesichtspunkt in den Vordergrund rücken. Die Diskussion über die beste Energieversorgung nach dem erhofften Anhalten des Temperaturanstiegs sollte man künftigen Generationen überlassen. In diesem Jahrhundert brauchen wir alle CO 2 -freien Verfahren, ob schon im Einsatz, in der Erprobung oder noch in Entwicklung. Als wichtigste Methode für Deutschland und China halte ich die CO 2 Sequestrierung, siehe lecture at Xiada.pdf Inhalt: I) Stand der Windenergie-Nutzung in Deutschland Ende 2006 Seite 3 II) Detaillierte Entwicklung der Windenergie-Nutzung bis 2003Seite 5 III) Abschätzung des Marktwerts des Windstroms Seite 5 IV) Fortschritte des Wind-Energie-Anlagenbaus Seite 6 V) Räumliche Verteilung der Wind-Energie Anlagen (WEA) Seite 8 VI) Standortabhängige Stromgestehungskosten Seite 11 VII) Zukünftige Planung, insbesondere Ausbau der off shore Windenergienutzung (Stand 2005) Seite 13 A) Vorbehalt der dena Studie B) Weiterer Ausbau der Windenergienutzung an Land, insbesondere Repowering C) Offshore Installationen in den ausschließlichen deutschen Wirtschaftszonen in der Nordsee und Ostsee VIII) Problem der zeitlichen Windenergie-Schwankungen Seite 20 IX) Beitrag der Windkraft zur Reduktion der CO 2 - Emission in Deutschland (Stand 2005) Seite 23 X) Europäische Windresourcen Seite 25 XI) Anhänge A) Referenzanlage, Referenzstandort und Referenzertrag Seite 28 B) Gestehungskosten und Vergütung Seite 29 XII) Schlußfolgerung Seite 32 Danksagungen Anhang: Neue Entwicklungen Zu Kapitel III A) EEG Aufwand und Durchschnittsvergütung Seite 32 Zu Kapitel VII A) Der erste off shore Windpark: Horns Rev in dänischen Gewässern. Seite 33 B) Vor Borkum entsteht das erste Windenergie-Testfeld Seite 33 C) Lex Eon Seite 34 D) Gemeinsame Kabeltrasse im Nationalpark Seite 35 Zu Kapitel IX A) Richtigstellung zu einem Zitats von Amory B.Lovins Seite 36 2

3 Abkürzungen BSH BMU BWE dena DEWI EEG EWEA IAEA IEA IPPC ISET REISI VDEW VDN WEA WMPE Bundesamts für Seefahrt und Hydrographie Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Bundesverband WindEnergie ev Deutsche Energie-Agentur GmbH Deutsches Windenergie Institut GmbH Energie Einsparungsgesetz European Wind Energy Association International atomic energy agency International energy agency International panel on climatic change Institut für Solare Energieversorgungstechnik Renewable Energy Information System on Internet Verband der Elektrizitätswirtschaft Verband der Netzbetreiber ev Windenergieanlage ( Windmühle ) Wissenschaftliches Meß- und Evaluierungs-Programm des ISE I ) Stand der Windenergie-Erzeugung in Deutschland 2006 Die gesamte deutsche Stromproduktion stieg 2006 um 2,6 Prozent auf 596 (2005: 581) Milliarden Kilowattstunden (Mrd. kwh), ermittelte der VDEW nach vorläufigen Erhebungen. Der BWE meldete zur Windenergie Installierte Leistung : Megawatt und Windenergieanlagen Installierte Leistung Ende 2005: Megawatt und Windenergieanlagen Neu installierte Leistung (Zubau) 2006: Megawatt Neu installierte Leistung (Zubau) 2005: Megawatt Potenzielle Jahresenergieerzeugung für 2006: 37,81 Mrd. Kilowattstunden (Der potenzielle Jahresenergieertrag gibt an, wie viel Strom alle am Ende eines Jahres in Deutschland installierten Windenergieanlagen produzieren würden, wenn sie unter durchschnittlichen Bedingungen (100% Windjahr, 98% Verfügbarkeit) ein Jahr lang Strom produzierten. Er weicht insofern von der tatsächlichen Einspeisung ab, da die meisten Anlagen erst im Laufe des Jahres in Betrieb genommen werden und jährlich schwankende Windverhältnisse vorliegen.) Reale Einspeisung 2006 (laut BMU) 30,6 Mrd.kWh(=Terawattstunden (TWh)) Der Beitrag der realen Windenergie zur allgemeinen Versorgung betrug demnach im Jahre %. Abb.1 Balken: Jährlich neu errichtete Windenergie Anlagen (linke Skala) Durchgezogene Linie: Anwachsender Gesamtbestand (rechte Skala) Abbildung übernommen von BWE. 3

4 Mittelfristige Prognosen über die Entwicklung der EEG-Strommengen hat der VDN für die Jahre 2005 und 2006 abgegeben: Damit sind die Beträge der Erneuerbaren Energien gemeint, die nach dem EEG mit Vorzug und zu festen Preisen abgenommen werden müssen. Die dabei jährlich fälligen Geldbeträge, also die laufende öffentliche Förderung, der sog. EEG- Aufwand, sind in Abb.25 angegeben. Stand Stand Die EEG-Mittelfristprognose zur möglichen Entwicklung der förderfähigen Strommengen, der Vergütungszahlungen und der daraus bezüglich EEG resultierenden Quote und Durchschnittsvergütung für die Jahre bis 2011 (2012) wurden zum Teil in Abstimmung mit anderen Verbänden bzw. Institutionen durch den VDN aktualisiert. Die hier veröffentlichten Werte sind lediglich Abschätzungen (unverbindliche Vorschauwerte), die eine wahrscheinliche Entwicklung der EEG-relevanten Daten bis zum Jahr 2011 (2012) wiedergeben. Der Vollständigkeit halber wurden die Abrechnungsergebnisse aus den Jahre in der Übersicht mit aufgenommen. Die Prognose zur Windenergie ist 2006 im Vergleich zu 2005 leicht zurückgenommen worden. 4

5 II) Detaillierte Entwicklung der Windenergie-Nutzung bis 2003 Stand Juli 2003 war: Wind-Turbinen mit MW kumulierter Spitzen-Leistung, m 2 kumulierte Fläche der WT (Quelle REISI), in das Stromnetz eingespeiste Energie TWh/a = Mrd. kwh (Quelle BWE, nach BMU, VDN). Im Jahr 2003 betrug demnach der Wirkungsgrad (Realleistung/Spitzenleistung): 17.04% oder 68.6W/m 2 (Als Vergleich kann die Solarkonstante von etwa 1kW/m 2 dienen). Abb.2 zeigt die schnelle historische Entwicklung der Windkraft. Kurve: Kummulierte installierte Nennleistung (Million kw) Punkte: Mehrkosten der Vergütung nach EEG 1 Mrd. Euro Abb. 2 Ausgezogene Kurve: Kumulierte installierte Nennleistung in Millionen kilowatt (=GW=10 9 W) (DEWI) Balkenhöhe bedeutet eingespeiste Windenergie in Mrd.kWh pro Jahr (a) (BWE) Punkte: Mehrkosten der Vergütung nach EEG (VDEW und DEWI) in Milliarden Jahr Die gesamte Netto- Strom-Erzeugung belief sich in Deutschland im Jahre 2003 auf 560 Mrd kwh (Quelle VDEW) (entspricht gemittelter Leistung von GW). Hierzu trugen nicht nur die großen Stromversorger bei, sondern auch Industrie und private Stromerzeuger. Letztere speisten z.b. von Januar bis Juni 2004 rund 21 Mrd. kwh in die Stromnetze ein 22 Prozent mehr als im gleichen Zeitraum Damit betrug der Anteil der Windenergie im Jahre 2003 an der Netto-Strom-Erzeugung 3.38 %. Flächenbedarf: Die dena geht in ihrer Untersuchung grundsätzlich von einem mittleren Flächenbedarf von 7 Hektar pro MW installierte Windenergieleistung aus. Das bedeutet, daß im Jahre 2003 etwa 1010 km 2, entsprechend 0.28% der Gesamtfläche Deutschlands für die Windenergiegewinnung zur Verfügung stand. Geht man davon aus, daß die Fläche, von der die Windkraftanlagen einsichtig sind, etwa mal größer ist, so ergibt sich hier eine Fläche von 14-28%. Mit der angestrebten Erhöhung der Naben wird diese Fläche noch zunehmen. III) Abschätzung des Marktwerts des Windstroms Die mittleren Gestehungskosten einer Anlage mit 100% Referenzertrag (Erklärung siehe Anhang A), bei Standard-Investition und 20 Jahren Laufzeit (siehe Abb. 8) liegen bei etwa 6.6c pro abgegebener kwh. Einer Anlage mit Referenzwert von 100% (siehe Anhang A), errichtet im Januar 2003 wird über 20 Jahre gemittelt eine Vergütung von 8.34c/kWh garantiert (siehe Anhang B, Daten von ISET) Balken: Windeinspeisung (Mrd.kWh/a) 5

6 Mehrkosten sind die Differenz zwischen Vergütungssatz und Marktpreis des Stroms, sie werden unter den Energieversorgungsunternehmen gleichmäßig aufgeteilt (Bundesweite Ausgleichsregelung) und auf den Energiepreis aufgeschlagen, also von allen Stromabnehmern getragen.(quelle Wikipedia) Die Mehrkosten der Vergütung nach dem EEG in 2003 betrugen 1.2 Mrd (Quelle VDEW und VDI), entsprechend 6.34 c /kwh (1c = 0.01 ), gemittelt über alle Standorte. In den Grenzen dieser Mittelung beträgt der mittlere Marktwert des Windstroms demnach etwa 2c /kwh. Dieser vergleichsweise niedrige Wert ist wahrscheinlich auf die mit den Windfluktuationen verbundenen Kosten zurückzuführen, siehe Abschnitt VI. Die mittlere Vergütung liegt wahrscheinlich über 8.84c/kWh, weil die durchschnittliche Standortqualität sehr wahrscheinlich unter 100% liegt. Damit beträgt die mittlere Vergütung zwischen dem 4-5 fachen des Marktwerts. Weitere Details zur Vergütung findet man im Anhang B IV) Fortschritte des Windenergie-Anlagenbaus Abb.3 zeigt, daß sich in den letzten Jahren in Deutschland keine Kostensenkung bei der Installation von Windenergie-Anlagen ergeben hat. Auch in Dänemark gingen in der Zeit von 1995 bis 2001 die Preise in pro m 2 Rotorfläche nur von ca. 400 auf ca. 375 (im -Wert von 2001) zurück (Abb. 2.4 der EWEA-Studie, Wind energy, the facts, appendices). Abb. 3 Preistendenz pro kw installierter Nenn-Leistung, 2003, in von 1995 (Windreport 2004, ISET). Ausgehend von rund /kw bei 60 MW kumulierter installierter Nennleistung 1990 fielen die spezifischen Kosten auf rund 960 /kw bei MW installierter Leistung im Jahr Der Progress ratio ist das Verhältnis der Preise nach zu vor einem Verdoppelungsschritt der gesamten installierten Nennleistung. Auszug aus dem Windreport Deutschland 2004 (ISET): Berücksichtigt man bei der Ermittlung der Preistendenzen die durch größere Nabenhöhen und vergrößerte Rotordurchmesser erzielbare Effizienzsteigerung, so erhält man eine Lernkurve, die einerseits ein deutlich größeres Progress Ratio (90%) aufweist und andererseits auch für die zurückliegenden Jahre reale Preisreduktionen erkennen läßt. Anstelle der Generator- Nennleistung (vorige Abb. 3.) wird als Bezugsgröße für den Anlagenpreis der Referenzertrag 6

7 eingesetzt. Der Referenzertrag ist nach dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) die Jahresarbeit, die eine Windenergieanlage am sogenannten Referenzstandort erbringt. Das Windregime am Referenzstandort wiederum ist definiert als Rayleighverteilung mit 5,5 m/s mittlerer Jahreswindgeschwindigkeit in 30 m Höhe und einer Rauhigkeitslänge z og = 0,1 m. (Weitere Erklärung zum Referenzwert in Anhang B) Rechnerisch ergeben sich für diese Lernkurve die folgenden Werte: bei ca. 60 MW kumulierter Leistung in 1990 ca. 0,84 je Kilowattstunde Jahresarbeit (Referenzertrag). Für 2003 ist das Preisniveau bei etwa MW kumulierter Leistung real etwa 0,4 je Kilowattstunde Jahresarbeit (Referenzertrag). Im Vergleich mit dem Stand von 1990 entspricht dies, bei erheblich verbesserter Anlagentechnik, einer Preisreduzierung von 53 % bzw. einem Preisrückgang von ca. 10% pro Verdoppelungsschritt. Abb. 4 (inflationskorrigiert auf den Stand 1995) pro jährlichen kwh des Referenzertrages aufgetragen gegen die gesamte installierte Nennleistung in MW (aus Windreport Deutschland 2004 (ISET) Eigener Kommentar: Die Lernkurve in Abb. 4 entspricht dem hypothetischen Fall, daß am festen Referenz-Standort jedes Jahr das Durchschnittsmodell der in diesem Jahr neu errichteten WEA s aufgestellt wird. Der Referenzertrag wird sich mit zunehmender Nabenhöhe, Flügeldurchmesser, Möglichkeiten der Flügelverstellung etc. erhöhen. Im Jahre 2003 betrug der Gesamtpreis der Anlage 960 /kw (Nennleistung), siehe Abb. 3, also umgerechnet /[kwh/a] Nennleistung. Der auf die Referenzleistung bezogene Preis betrug 0.40 /[kwh/a] ref (Abb. 4) Der Nutzungsgrad des Referenzstandorts, berechnet als Quotient beider Preise betrug in 2003 demnach Der entsprechende Vergleich im Jahre 1990 ergibt den Nutzungsgrad von Die Steigerung der Nutzung eines unveränderlichen Referenzstandorts durch 7

8 Fortschritte des Anlagenbaus von WEA s zwischen 1990 und 2003 beträgt also 60%. Diese Steigerung schlägt sich nicht in der Gesamtbilanz der Windenergie in Deutschland nieder. Die Qualität, hier definiert als Quotient aus Jahres-gemittelter eingespeister Leistung und kumulierter Nennleistung, gewonnen aus den Daten in Abb. 2 zeigt keine positive Tendenz, siehe die folgende Tabelle: Jahr Qualität (%) Die Qualität wird bestimmt durch das jährlich schwankende Windangebot und über die mittlere Windgeschwindigkeit an den Plätzen der installierten WEA s. Die technische Steigerung von 60% wird kompensiert durch die Errichtung neuer Anlagen an Plätzen immer geringeren Windangebots in Mittelgebirgen und in der Norddeutschen Tiefebene, siehe die Abb. 6 und 7. Dieser Ausbau in Richtung abnehmender Wirtschaftlichkeit in den Jahren 1990 bis 2003 war subventionsgetrieben, siehe Anhang B V) Räumliche Verteilung der Wind-Energie Anlagen (WEA) Die Zahl der sog. Vollaststunden (=erzeugte Energie pro Jahr /Nennleistung) hängt stark vom Standort ab, siehe Abb. 5a und b. Abb. 5a Regionale Verteilung der Energielieferung in Vollaststunden/Jahr, gemittelt über (rot) und für 2003 (gelb). Schwarzer Balken: Schwankungsbreite. Aus WMEP. 8

9 Abb. 5b Qualität der gemittelten Windhöffigkeit in kwh/(a m 2 ) in den 15 Bundesländern Die Entwicklung der Nutzung der Windkraft in Deutschland läuft in Richtung niedriger Rentabilität, wie der Vergleich der Zubaus an Küste, Mittelgebirge und Norddeutsche Tiefebene (Windreport 2004, ISET) (Abb. 6) und die unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten an diesen Standorten (Abb. 7) zeigen 9

10 Abb. 6 (aus Windreport Deutschland 2004(ISET)): Zeitliche Verteilung des Leistungszubaus an der Küste, in den Mittelgebirgen und in der Norddeutschen Tiefebene Abb.7 (aus Windreport Deutschland 2004 (ISET)):Mittelwerte der Windleistung (in der Einheit W/m²) der Jahre 1993 bis 2003 für Küstenlinie und Inseln (blau), Mittelgebirge (violett), Norddeutsche Tiefebene unbewaldet (grün) und bewaldet (rot). Die Werte beruhen auf Windgeschwindigkeitsmessungen des WMEP in 10 m Höhe, die - unter Annahme einer Standardatmosphäre und durch Korrektur der Normluftdichte um den Einfluß der Höhe ü. NN. - zu Jahresmittelwerten der Windleistung verarbeitet wurden. 10

11 VI)Standortabhängige Stromgestehungskosten. Die Gestehungskosten für Strom aus Windenergie in Deutschland, aufgetragen als spezifische Kosten pro erzeugter kwh gegen den Referenzertrag nach EEG (dies ist ein Maß für die Güte des Standorts) ist in Abb. 8 angetragen. Meines Erachtens ist der deutsche Referenzwert (Definition siehe Anhang A) nicht genau in jährliche Vollaststunden umzurechen. Ein indirekter Vergleich der Definition dort mit der (stetige Windgeschwindigkeit von 5.5m/s angenommen) Charakteristik einer WEA Enercon E70 mit Spitzenleistung 2000 kw ergibt etwa 900 Vollaststunden. Der um die mittlere Geschwindigkeit schwankende Wind bringt mehr Vollaststunden. Nach dem ISET Windreport 2004 kann für eine 1000 kw Windanlage bei einem Referenzwert von 100% mit Gestehungskosten 7.5c/kWh gerechnet werden. (Das ist höher als der Wert, den man Abb. 8 entnehmen kann). Man erreicht Übereinstimmung mit der Abschätzung der Gestehungskosten durch die dänische Risø National Academy (veröffentlicht durch die EWAA) in Abb.9 wenn man etwa 1600 Vollaststunden bei einem deutschen Referenzwert von 100% annimmt. Abb. 8 Mittlere Gestehungskosten in /kwh, innerhalb 20 Jahren, bei günstiger und normaler Investition (aus Abb. 20 in Anhang B, nach ISET Windreport 2004) 11

12 Abb. 9 Gestehungskosten in c /kwh gegen full load hours per year (von ) nach EWAA (Risø National Academy, Denmark).The calculations relate to a new land-based medium sized WT of 850-1,500 kw, which could be erected today. Investment costs of 900 to 1,100 /kw are based on data from Spain, UK, Germany and Denmark. O&M costs are assumed to be 1.2 c /kwh as an average over the lifetime of the wind turbine (WT). The lifetime of the WT is 20 years, in accordance with most technical design criteria. The discount rate is assumed to range within an interval of 5% to 10% a year. In the basic calculations, an annual discount rate of 7.5% is used, and a sensitivity analysis of the importance of the interest range is performed. Economic analyses are carried out as simple national economic ones. No taxes, depreciation, risk premia, etc. are taken into account. Everything is calculated at fixed 2001 prices. Abb. 9 zeigt, daß die kalkulierten Kosten stark von Standort, gekennzeichnet durch der Zahl der Vollaststunden, abhängt. Diese Kurve ist auf die Windverhältnisse in Dänemark 12

13 zugeschnitten, die niedrigen in Deutschland erreichten Vollaststunden (Abb. 5a) unter 1500 Stunden im Jahr sind nicht berücksichtigt. Das bedeutet, daß keine Aussicht besteht, daß Windenergieanlagen im deutschen Inland profitabel werden. Sie verdanken ihre Existenz allein der weltweit höchsten finanziellen Förderung in Deutschland..Der Vergleich von Abb. 5a und 9 zeigt, daß selbst für die Windanlagen in Schleswig Holstein die Kosten noch bei etwa 6 cent /kwh (Wert von 2001) liegen. Windkraft-Anlagen mit etwa 3500 Vollaststunden pro Jahr werden die Kosten von 4c/kWh erreichen, und damit in etwa mit Braunkohle- Kraftwerken mit CO 2 Sequestrierung konkurrenzfähig werden. Geeignete Orte wird man innerhalb der EU vor allem an den Küsten von Irland und Schottland finden, siehe Abschnitt VIII.. Bei den Abschätzungen der Kosten in Abb. 8 und Abb. 9 sind wahrscheinlich noch nicht die Windfolgekosten berücksichtigt. Aus der Vorhaltung von Ersatzkraftwerken (siehe Kapitel VI) ergeben sich sogenannte backup-kosten. Die Bandbreite von 0,7-1,8 Ct/kWh für diese Kosten ergibt sich je nach Wahl eines Gas- bzw. Steinkohleersatzkraftwerkes (Auskunft Prof. A.Voß). Rechnet man noch die Kosten für Netzausbau und Netzverluste von 0.2Ct/kWh (von e-on Energie) hinzu, so erhält man Windfolgekosten von Ct/kWh. VI) Zukünftige Planung des Ausbaus, dena Studie. A) Vorbehalt Zitat aus der Kurzfassung der dena Studie ( Köln, Februar 2005): Aufgrund der Altersstruktur des heutigen Kraftwerksparks und des vereinbarten Kernenergieausstiegs ist bis zum Jahr 2020 eine installierte Leistung von schätzungsweise MW neu zu errichten. Dieser Kraftwerks-Erneuerungsprozess fällt in den gleichen Zeitraum wie der geplante Ausbau der Windenergienutzung. Somit bestehen die Möglichkeit und die Aufgabe, die Struktur des Kraftwerksparks an die veränderten Bedingungen anzupassen, die durch die vorrangig aufzunehmende und stark fluktuierende Einspeisung aus Windenergie geprägt sind. Die Erkenntnisse der Untersuchungen in der dena Netzstudie für das Windausbauszenario 2020 zeigen, daß auf der Grundlage der getroffenen Annahmen sowie der gesetzlichen Rahmenbedingungen eine Systemlösung zur Integration des Windstroms nicht erarbeitet werden konnten, bei geänderten Rahmenbedingungen sind weitere Optimierungspotentiale zu untersuchen. Die DEWI-Prognose bis 2020 basiert darauf, daß die stärkere Nutzung der Windenergie im Sinne der energiepolitischen Zielorientierung der Bundesregierung auf politischer und administrativer Ebene uneingeschränkt unterstützt und durch die Schaffung positiver Rahmenbedingungen gefördert wird. Es ist darauf hinzuweisen, daß die Betrachtung politischer und administrativer Einschränkungen des möglichen Nutzungspotentials z.b. in Folge degressiver Einspeisevergütungen und restriktiver Genehmigungsbestimmungen nicht Gegenstand der vorliegenden Studie ist. Auch mögliche Verzögerungen beim notwendigen Netzausbau an Land werden für die Prognose der Offshore-Windenergieentwicklung nicht betrachtet. B) Weiterer Ausbau der Windenergienutzung an Land, insbesondere Repowering Mit der über die Jahre abnehmenden Einspeisevergütung für Strom aus Windenergie (Anhang B) wird der Neubau von WEA an Plätzen geringen Referenz-Ertrags unrentabel, und die in Abschnitt V konstatierte Wanderung zu ungeeigneten Plätzen zum Erliegen kommen. Entsprechend bleibt die prognostizierte Leistung onshore ab 2010 ziemlich konstant, siehe Abb

14 Windkraftanlagen werden stets nur mit einer Lebensdauer von 20 Jahren angesetzt, danach soll im positiven Fall Repowering folgen. Es ist unklar, ob dies der Vergütung nach dem EEG oder technischen Gründen geschuldet ist. Für Kraftwerke mit fossilen Brennstoffen gibt die dena- Studie stets eine Lebensdauer von 40 Jahren an. In Abb. 10 sind frühere optimistische Vorhersagen bis 2030 angeführt: Abb. 10 Ausbau von 1990 bis 2004 und Vorhersage des weiteren Ausbaus der WEA bis 2030 Repowering an Land in gelber Farbe. Im Sinne von Abb. 10 wird hier das Schreiben Von Ralf Bischof, Leiter Hauptstadtbüro, Bundesverband Wind-Energie angeführt: Windenergieanlagen (bis ca. 500 kw Nennleistung) werden durch moderne neue ersetzt (ca. 2,0 MW Nennleistung). Die neuen Anlagen besitzen größere Rotorflächen, größere Nabenhöhen, höheren Wirkungsgrad (z.b. durch drehzahlvariablen Betrieb, bessere Flügelprofile, geringere - auf die Leistung bezogene Schallemissionen). Dadurch ist es möglich, auf der gleichen Fläche des alten Windparks die Nennleistung etwa zu verdoppeln und den Ertrag etwa um den Faktor 3 zu erhöhen. Die Aussage der dena-studie (Köln Februar 2005) präzisiert: Für das Repowering von WEA, die nach 1998 in Betrieb genommen wurden, wird laut Beschluß des Fachbeirats jeweils die Hälfte des WEA-Bestands nach 15 und 20 Jahren ersetzt mit einem Faktor für den Leistungszuwachs des Repowering von 1,2. Für das Repowering sieht das DEWI-Szenario vor, dass der WEA-Bestand, der nach 1998 in Betrieb genommen wurde, zu je einem Drittel nach 12, 15 und 20 Jahren ersetzt wird mit einem Faktor für den Leistungszuwachs des Repowering von 1,4. Für WEA, die vor 1998 (d.h.vor In-Kraft-Treten der BauGB-Novelle) errichtet wurden, wird angenommen, daß 1/3 des Bestands repowert wird und daß im Mittel eine Verdreifachung der Leistung erreicht wird. und Ebenfalls schwer einzuschätzen sind die Auswirkungen auf das nutzbare Flächenpotential, die sich durch die Vergrößerung bestehender Abstandsregelungen in einzelnen Bundesländern ergeben. So geht der BWE im Zusammenhang mit den Ende 2003 neu gefassten Abstandsbestimmungen für Schleswig-Holstein und Niedersachsen von 14

15 deutlichen Einbußen der Nutzungsflächen in einer Größenordnung von 35% bis 50% aus [Neue Energie (2003a) und Neue Energie (2004a)]. Es ist in diesem Zusammenhang jedoch zu beachten, daß beim Einsatz moderner WEA ohnehin größere Abstände eingehalten werden müssen, um den immissionsschutzrechtlichen Bestimmungen (TA Lärm) entsprechen zu können. Zum Vergleich mit Abb. 10 wird hier Abb. 11 aus der dena-studie (Köln, Februar 2005) angeführt: Abb.11 Jährlicher Zubau an installierter Leistung bis 2020 (dena-studie) Im Vergleich zu Abb. 10 ist repowering deutlich geringer, siehe den Vergleich: In Abb. 12 ist die entsprechende kumulierte installierte Nennleistung (nicht zu verwechseln mit der abgegebenen jahresgemittelten Leistung) angegeben. 15

16 Abb.12 Prognose der Windenergieentwicklung (Nennleistung) in Deutschland an Land und offshore bis 2020 (kumuliert)-szenario Beschluß dena-fachbeirat. C) Offshore Installationen in den ausschließlichen deutschen Wirtschaftszonen in der Nordsee und Ostsee Abb. 13 DEWI- Prognose des regionalen Ausbaus in der ausschließlichen deutschen Wirtschaftszone in der Nordsee. Die dena Studie enthält die Prognosen des deutschen Windenergie Instituts (DEWI), das an der Studie teilgenommen hat, siehe Abbildung 13 16

17 Die bisherigen Planungen sind den Karten des Bundesamts für Seefahrt und Hydrographie (BSH) zu entnehmen, siehe Abb. 14 Abb 14 blau: Ausschließliche deutsche Wirtschaftszone in der Nordsee. vom Bundesamt für Seeschiffahrt und Hydrographie (BSH). Zur Zeit gibt es nur geplante Netzanbindungen. Das einzig in Betrieb befindliche WEA-Feld ist das dänische Horns Rev. (Siehe hierzu Anhang C) Die genehmigten Windparks sind in der folgenden Tabelle angeführt: "Borkum West", Prokon Nord "Butendiek", OSB Offshore Bürger- Windpark Butendiek GmbH & Co. KG "Borkum Riffgrund", PNE2 Riff I GmbH "Borkum Riffgrund West", Energiekontor AG "Amrumbank West", Amrumbank West GmbH "Nordsee Ost", WINKRA Offshore Nordsee Planungs- und Betriebsgesellschaft mbh "Sandbank 24", Sandbank 24 GmbH & Co KG 12 WEA, Standort: 43 km nördlich von Borkum, genehmigt am WEA, Standort: 35 km westlich von Sylt, genehmigt am WEA, Standort: 34 km nördlich von Borkum, genehmigt am WEA, Standort: 40 km nordwestlich von Borkum, genehmigt am WEA, Standort: 37 km westlich von Amrum, genehmigt am WEA, Standort: 35 km nordwestlich von Helgoland, genehmigt am WEA, Standort: 100 km westlich von Sylt, genehmigt am

18 "ENOVA Offshore Northsea Windpower", ENOVA Offshore Projektentwicklungsgesellschaft mbh & Co. KG "DanTysk" Gesellschaft für Energie und Oekologie mbh "Nördlicher Grund" Nördlicher Grund GmbH Genehmigte Windparkprojekte in der Ostsee: "Kriegers Flak" Offshore Ostsee Wind AG 48 WEA, Standort: 40 km nördlich von Juist, genehmigt am WEA, Standort: 70 km westlich von Sylt, genehmigt am WEA, Standort: 84 km westlich von Sylt, genehmigt am WEA, Standort: 30 km nördlich von Rügen, genehmigt am Die Zahl der hier angeführten WEA beträgt 697. Zum Vergleich: Im Jahre 2005 wurden 1049 WEA an Land errichtet. Die Ausbaupläne der Deutschen Wind-Agentur sind ehrgeizig: Hierzu Stephan Kohler, Geschäftsführer der Deutschen Energie Agentur in der Frankfurter Allgemeine Zeitung vom Die Off-shore-Windanlagen im Meer werden in Zukunft eine große Rolle spielen, da der Wind dort viel länger bläst als an Land. Die ersten Pilotprojekte werden in den Jahren 2005 bis 2007 getestet. Bis zum Jahr 2010 werden wir dann 2000 bis 3000 Megawatt Kapazität im Meer stehen haben. Der Ausbau und die Synchronisation mit dem Verbundnetz an Land müssen parallel dazu erfolgen. Im Zeitraum von 2020 bis 2030 sollen bis Megawatt Stromerzeugungskapazität im Meer stehen. Das entspricht etwa der Leistung der heute in Deutschland betriebenen Atomkraftwerke. Hier hat sich Herr Kohler unklar ausgedrückt: Nicht die Kapazität = Nennleistung muß erreicht werden, sondern die erzielte Leistung muß gleich der der Atomkraftwerke sein (z.zt sind das bei den Windanlagen an Land nur 17,04% der Nennleistung) Anfang 2006 war noch kein Windpark im Bau. Offshore wird es vor 2007/2008 keine Installation in Deutschland geben, nach Auskunft von R: Bischof, BWA. Die Prognose in Abb.13 ist also nicht erfüllt. Im Falle des Bürgerwindparks Butendieck, ist die Baugenehmigung des BSH bis zum 1. Oktober 2008 verlängert worden. Butendiek hat mit dem Bau noch nicht begonnen, u.a. weil das Land Schleswig-Holstein die Genehmigung zur Kabeltrasse noch nicht erteilt hat. Das Verfahren ist allerdings nach Mitteilung der Betreiber weit vorangeschritten. Das einzige off shore WEA-Feld in Betrieb ist das dänische Horns Rev, siehe Anlage C. Die erste einzelne deutsche WEA von 4.5 MW Nennleistung befindet sich im Nearshore-Bereich der Ems bei Emden. Die dena Studie enthält einige Punkte, die den vorgesehenen Ausbau der offshore WEA zumindest verzögern können. a) Aus Sicht des DEWI kann mit dem kommerziellen Einsatz von 5 MW-WEA frühestens ab 2007 gerechnet werden. Vorher werden allenfalls einzelne Pilotprojekte zum Nachweis der Zuverlässigkeit begonnen werden. Zumindest ist ausgeschlossen, daß mit der Serienreife in 2007 ein sprunghafter Anstieg auf Nennkapazität in der Fertigung bei den Herstellern stattfinden wird, selbst wenn ansonsten alle anderen negativen Einflüsse auf die Projektdurchführung beseitigt wären. b) Ohne Nachweis der real verfügbaren Hafeninfrastruktur kann gesagt werden, daß die vorhandenen Strukturen für die konzentrierte Verladung in den 120 windschwachen Tagen 18

19 eines Jahres nicht ausreichen werden, sollen bis 2020 insgesamt 20 GW Windenergieleistung auf dem Meer installiert werden.--- Das Verhalten der Politik zeigt, dass diese nicht bereit ist, zumindest zum jetzigen Zeitpunkt nicht, vorab größere Summen in ein nicht gesichertes Offshore-Zeitalter zu investieren. Grund hierfür ist nicht nur die z. Z. herrschende Mittelknappheit, sondern auch die Befürchtung, eine Investition zu tätigen, die vielleicht in dem geplanten Umfang nicht erforderlich sein könnte. Damit steht die erforderliche Hafeninfrastruktur mit großer Wahrscheinlichkeit nicht zeitgleich mit der Nachfrage zur Verfügung, d.h., zeitliche Verzögerungen in der Errichtung der Offshore-Windparks sind einzukalkulieren. c) Einzelne Offshore-Windparks erfordern schnell Finanzierungen von mehreren hundert Millionen Euro. Nach Auskunft der Banken werden als Partner nur Generalübernehmer gesehen, die nicht nur das erforderliche Eigenkapital (25% und mehr) sondern auch die verlangte finanzielle Sicherheit bieten können. Wahrscheinlich werden diese Bedingungen im wesentlichen nur Energieversorgungsunternehmen erfüllen können. Werden MW in 14 Jahren (ab 2006) jährlich gleichverteilt errichtet und beträgt die durchschnittliche Größe des Windparks 400 MW, dann muss bei angenommenen zehn verschiedenen Betreiberfirmen jede jeweils alle 2,8 Jahre einen Offshore-Windpark mit 400 MW ans Netz bringen. Diese zeitliche Verteilung ist aber sehr unwahrscheinlich. Würden, wie vom BMU angenommen, im Zeitraum 2010 bis 2020 insgesamt MW mit einer jährlich konstanten Rate errichtet, dann müsste jeder dieser zehn Betreiber schon alle 2,3 Jahre einen Windpark in Betrieb nehmen. Der Aufstellrhythmus wird sich also gegen Ende des Zeitraums bis 2020 deutlich steigern. Jetzt stellt sich allerdings die Frage, ob ein solcher Generalübernehmer technisch und finanziell bereit und fähig ist, mehrere Projekte gleichzeitig durchzuführen, was dann nämlich erforderlich wäre. Ist dies nicht der Fall (z.b. aus Kapazitäts- oder Risikoerwägungen heraus), dann müsste mit einem langsameren Ablauf der Entwicklung gerechnet werden. d) Solange die Politik den für den Transport der Windenergie notwendigen Netzausbau an Land nicht mit einer eindeutigen Priorität gegenüber dem Naturschutz ausstattet, wird der Onshore-Netzausbau das Nadelöhr der Offshore-Entwicklung sein und damit das Entwicklungstempo entscheidend bestimmen. Für die Studie muss angenommen werden, dass hier relativ kurzfristig eine für die Windenergie positive Situation geschaffen werden kann, da sonst ein zeitliches Szenario bis zum Jahr 2020 nicht entwickelt werden kann. e) Gelingt es dem Vorhabenträger im Rahmen des aufwändigen Planungs- und Gehmigungsverfahren etwa nicht, den Offshore-Windpark vor dem in Betrieb zu nehmen, wird für den erzeugten Strom lediglich noch eine Vergütung von 5,71 Cent pro kwh gezahlt (statt 8,57 Cent/kWh über zwölf Jahre für Projekte, die noch in 2010 in Betrieb gehen). Es ist aus heutiger Sicht fraglich, ob Vorhaben, die erst nach 2010 den Betrieb aufnehmen können, wirtschaftlich zu betreiben sind. f) Generell ist hier festzustellen, dass eine technische Projektentwicklung, die über den genauen Ablauf des Baus und vor allem zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeit eines Offshore-Windparks notwendig ist, zum Zeitpunkt der Berichterstellung von keinem der Projektentwickler in vollem Umfang durchgeführt wurde. Es sind deshalb derzeit weder für die Banken die Finanzierungsvoraussetzungen gegeben, noch für den Projektierer die genauen Anforderungen des Baus bekannt. (Ende der Zitate) Bis 2008 soll 45 Kilometer von der Nordseeinsel Borkum entfernt das erste Windenergie- Testfeld entstehen, bestehend aus 12 Anlagen der 5 Megawatt-Klasse, siehe Anhang D 19

20 VIII) Das Problem der zeitlichen Windenergie-Schwankungen Kurzzeitige Schwankungen können geglättet werden durch Zusammenfassung im deutschenverbundnetz, siehe Abb.15a. Dadurch kann die Bereitstellung von größeren fossilen Kraftwerks-Kapazitäten etwa Minuten im Voraus geplant werden. Abb.15a, Verringerung der Häufigkeit der Änderung des 15-Minuten-Mittels durch Verbundnetze, aus Windreport Deutschland 2004 (ISET) Trotzdem gibt es aber zeitlich stark schwankende tägliche Leistungen, siehe Abb.15b. Abb. 15b. Rechnerisch erzeugte Summenganglinien aller WEA in Deutschland Dargestellt sind die Tagesmittelwerte der Leistung. Diese Datenreihen wurden mit dem am ISET entwickelten Simulationsprogramm SEPCaMo berechnet. 20

21 Die regelmäßigen Tag-Nacht Unterschiede des Verbrauchs korrelieren nicht mit der Windenergie-Einspeisung (Abb.16a). Abb.16a Vergleich von Bedarf und Einspeisung (Quelle: Vortrag Prof. Dr.-Ing. A.Voß, Windenergie - Entwicklungen, Erwartungen und energiewirtschaftli che Einordnung, Stuttgart ) Abb.16b Verlauf der Windenergieeinspeisung aller Anlagen in Deutschland Auch die Zusammenfassung der momentanen Leistung aller Windkraftanlagen in Deutschland (ISET)vermag die starken Leistungsschwankungen nicht auszugleichen, siehe Abb.16b 21

22 Daher müssen zur Anpassung der schwankenden Einspeisung stets andere Kraftwerke bereitstehen, siehe Abb.17 Abb. 17 Leistungskredit der Windstromerzeugung bezogen auf die installierte Windanlagenleistung Der Leistungskredit ist der Betrag an installierter konventioneller Leistung, der durch Einbindung von regenerativen Energien (hier der Windenergie) substituiert werden kann ohne das Zuverlässigkeitsniveau des Mischsystems gegenüber dem Zuverlässigkeitsniveau des konventionellen Ausgangssystems zu ändern. Die Durchdringung ist der Anteil der Energieerzeugung aus regenerativen Quellen an der Gesamtstromerzeugung (Auskünfte Prof. Voß). In der Pressekonferenz Leistungsbilanz 2002/2003, Berlin, 15. Januar 2004 hat Dr. Werner Brinker, Präsident des Verbandes der Elektrizitätswirtschaft (VDEW)) mitgeteilt: Der starke Zuwachs von MW Windkraftanlagen zwischen 2001 und 2002 steigerte den Bedarf an Reservekapazitäten. Je MW Windkraftleistung müssen etwa 0,85 MW Reservekapazität aus konventionellen Anlagen bereitstehen für die Zeit der Windflauten. Aus der Vorhaltung von Ersatzkraftwerken ergeben sich sogenannte back-up-kosten. Die Bandbreite von 0,7-1,8 Ct/kWh für diese Kosten ergibt sich je nach Wahl eines Gas- bzw. Steinkohleersatzkraftwerkes (Auskunft Prof. Voß). Rechnet man noch die Kosten für Netzausbau und Netzverluste von 0.2Ct/kWh (von e-on Energie) hinzu, so erhält man die Windfolgekosten von Ct/kWh. Aus der dena-studie: Die ursprünglich vorgesehene Analyse eines Szenarios 2020 mit einer installierten WEA- Leistung von 48,1 GW und einer Windenergieerzeugung von 115,4 Mrd.kWh mit Hilfe der Elektrizitätswirtschaftsmodelle hat gezeigt, dass eine Gesamteinspeisung in dieser Höhe im Jahr 2020 unter den durch die Projektsteuerungsgruppe beschlossenen Rahmenannahmen (keine Erzeugungsbeschränkung der WEA-Anlagen oder andere Anpassungsmaßnahmen) nicht mehr in das Kraftwerkssystem integrierbar sein würde. Das im Fachbeirat und der 22

23 Projektsteuerungsgruppe festgelegte und durch das DEWI und ISET konkretisierte Szenario führt zu einer Situation, in der die Erzeugung auf Basis von Technologien, die nicht oder nur unzureichend flexibel eingesetzt werden können, und unter Berücksichtigung des derzeitigen Kenntnisstandes, keinen oder nur einen unzureichenden Beitrag zur Systemstabilität leistet. Insbesondere die erforderliche Vorhaltung von negativer Regel- und Reserveleistung im Jahr 2020 wirkt sich Problem verschärfend aus. Die Vorhaltung negativer Regelleistung kann zum einen durch in Deutschland installierte Pumpspeicherkraftwerke (rund 8 GW) sowie durch thermische Kraftwerke im Erzeugungsmodus erfolgen, die ihre Produktion im Bedarfsfall auf ihre technische Mindestlast reduzieren. Folglich müssen thermische Kraftwerkskapazitäten unter Berücksichtigung der technischen Mindestteillast von Kraftwerken in Höhe von mindestens etwa 20 bis 30 GW zur Vorhaltung negativer Regelleistung ständig mit Nennleistung am Netz sein. Hinzuzurechnen sind noch must-run Kapazitäten, die in Folge von Primär- und Sekundärregelleistungsanforderungen in Betrieb sein müssen sowie wärmegeführte Kraft-Wärme-Kopplung-Anlagen, deren Betrieb zur Deckung der Wärmenachfrage erforderlich ist. Als Konsequenz ergibt sich eine technisch bedingte und der Systemstabilität geschuldete Kraftwerksparkerzeugung, die die zu deckende Netzlast nach Einspeisung der WEA (auch unter Berücksichtigung von Exporten und Pumpspeicherverbrauch) übersteigt. Die WEA-Stromerzeugung müsste also in diesen Perioden (bei hohem Windaufkommen und niedriger Last) beschränkt werden, um Raum für die notwendige Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken zu schaffen. (In wie weit die Möglichkeit der Bereitstellung von negativer Regel-/Reserveleistung durch WEA die Situation entschärfen könnten, muss in einer Folgeuntersuchung geklärt werden). IX) Beitrag der Windkraft zur Reduktion der CO 2 - Emission in Deutschland Das Kyoto-Protokoll erfordert EU-Lastenverteilung (engl.: EU burden sharing). Die EU hat ihre gemeinsame Reduktionsverpflichtung von -8% in der ersten Verpflichtungsperiode ( ) gemäß einer EU-internen Lastenverteilung im Juni 1998 intern neu verteilt. Danach lauten die Reduktionsverpflichtungen und Emissionsobergrenzen der EU-Mitgliedsstaaten bezogen auf ihre 1990er Emissionen: Deutschland, -21%, bis Eine darüber hinausgehende Verpflichtung existiert z. Zt nicht, jedoch hat die Bundesregierung am auf dem Klimagipfel in Buenos Aires ankündigt, Deutschland werde bis 2020 seinen Kohlendioxyd-Ausstoß um 40 Prozent gegenüber 1990 reduzieren unter der Bedingung, daß die restliche EU sich ihrerseits zu einer Verringerung um 30 Prozent verpflichte. Auszug aus der Datenbank des Statistischen Bundesamts Deutschland: CO 2 -Emission von allen deutschen Wirtschafts-Sektoren und durch Endverbrauch der privaten deutschen Haushalte, in 1000t, in ausgewählten Jahren Dem vertraglich festgelegten Ziel der Reduktion um 21% bis 2012 entspricht eine Obergrenze der Emission von t CO 2 /a im Jahre Es fehlen nach 2002 bis 2012 noch Einsparungen von t CO 2 /a = Millionen t CO 2 /a. Das sind 5.70% der CO 2 Emission im Jahre

24 Die in den Jahren 1989 bis 2003 durch die Windkraft eingesparte CO 2 Emission hängt stark von der Annahme ab, welche Elektrizitätswerke weniger Energie liefern sollen, entsprechend der von allen installierten WEA s abgegebenen Energie (Dies ist nicht gleichbedeutend mit permanentem Abschalten, da diese Quellen ja zum Ausregeln der Schwankungen des Windenergie Angebots zu einem großen Teil weiter gebraucht werden, siehe oben in Abschnitt VIII. Im Windenergie Report Deutschland 2004 (ISET) ist eine Einsparung von 0.84kg CO 2 pro kwh (Wind) angenommen, durch Reduzierung der abgegebenen Leistung von Steinkohle-Kraftwerken des Mittellastbereichs. Nach einem Datenblatt des Bundes für Windenergie waren im Jahre 2002 die vermiedenen Treibhausgasemissionen (CO 2, CH 4, N 2 O) in CO 2 -Äquivalenten 809 g/kwh. Bei einer durchschnittlichen Einspeisevergütung, die über 20 Jahre nach EEG zu erwarten ist von ca 0,081 /kwh (siehe Anhang B ) beträgt der Preis pro eingesparten kg CO 2 aus Mittellast Steinkohlekraftwerken ca /kgco 2. Wenn man die Windfolgekosten bei Vorhaltung von Steinkohlekraftwerken von 2.0Ct/kWh richtigerweise mit berücksichtigt, und das CO 2 Äquivalent von 809g/kWh wählt, so belaufen sich die Kosten auf /t CO 2,äquivalent. Dies ist etwa 6 bis 10 mal teurer als die geschätzten Kosten der CO 2 Sequestrierung beim Braunkohlewerk Lippendorf in der Lausitz. (Vortrag Lars Stromberg,Vattenfall AB, A future CO2 Free Power Plant for Coal Technology and Economics, The annual fall meeting of the German Physical Society, Bad Honnef, October 21-22, 2004) Die bis 2003 von ISET berechnete eingesparte CO 2 - Menge ist in Abb. 18 zu sehen Je nach Szenario variiert die prognostizierte vermiedene Menge CO 2 im Jahre 2015 zwischen 27.2 und 39.5 Millionen t, die CO 2 Vermeidungskosten zwischen 40.6 und 66.6 je t CO 2 siehe die folgende Tabelle (dena- Studie) Abb.18 Kopie aus dem Windreport Deutschland 2004 (ISET). 24

25 Im Alternativ-Szenario (Hoher Erdgaspreis und CO2-Brennstoffpreisaufschlag) entspräche die CO2 Minderung von 39.4 Millionen t im Jahre 2015 etwa 4.6% der gesamten CO2 Emissionen Deutschlands im Jahre 2000, wenn die Windkraft Steinkohlekraftwerke ersetzt. X) Europäische Windresourcen Nach Angabe der europäischen Windkarten (Abb. 19 und 20) für die küstennahen Bereiche im Nordwesten von Irland und Schottland werden auf Hügeln und Kämmen (violett in Abb. 19) schon in 50 m Höhe über dem Grund Windleistungen über 1800W/m2 erreicht. In der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone in der südlichen Nordsee (rot in Abb 19) können diese Windleistungen noch nicht einmal in 200m Höhe erreicht werden. Im Vergleich zu diesen Leistungsdichte-Angaben ist die reale in Deutschland im Jahre 2003 erreichte Leistungsdichte von 68.6W/ (siehe Abschnitt I) 30 mal geringer. Zur Überprüfung und evtl Korrektur dieses erstaunlichen Unterschieds sind Angaben über existierende WEA sehr wichtig. Eine Recherche des Max-Planck-Instituts für Meteorologie (Frau Dr. Jakob) ergab, daß auf den Orkney Islands auf speziellen Hügeln (siehe den Burgar Hill in Abb.21), mit ca. 150 m Höhe ca. 10 bis 11 m/s mittlere Windgeschwindigkeit herrschen. Im Vergleich zu der deutschen Nordseeküste (offshore), wo 100 m über dem Wasserspiegel mittlere Windgeschwindigkeiten von ca. 9 m/s, ausnahmsweise auch 10 m/s zu finden sind, ist dies deutlich mehr. Die entsprechenden Vollaststunden von Windanlagen mit liegen mit etwa 4150 (Tabelle) höher als die für die Nordsee optimistisch angenommenen 3500h. Standort MW installiert Jahresleistung GJ Vollaststunden Burgar Hill (1) Burgar Hill (2) Stronsay Quelle: 25

26 Abb.19. Offshore Windkarte. Man beachte den Unterschied zwischen dem nördlichen und südlichen Teil der Nordsee. 26

27 Abb.20. on shore Windkarte 27

28 Abb. 21. Windpark Bougar Hill auf den Orkney Islands. Diese WEA benötigen keine Gründung auf offener See, werden an Land aufgebaut, gewartet und brauchen keine immensen Naben-Höhen Entsprechend engagieren sich die deutschen Energieunternehmen zunächst nicht offshore, sondern in Schottland, wie die folgende Pressenotiz zeigt: Industrial news von National electrical Manufacturers Association, vom Siemens Power generation(pg) has secured an order to supply 40 wind turbines in Scotland. The order value for the turnkey project, with a total capacity of 92 MW, is approximately 90 million euros. The purchaser is npower renewables, Berkshire, a subsidiary of RWE npower plc. The new wind power division of Siemens PG will deliver 40 wind turbines with a capacity of 2.3 MW and a rotor diameter of 82.4 meters each for the Farr Wind Farm, which will be built approximately 10 kilometers south to Inverness in Northern Scotland. The project is scheduled to go online in spring of 2006 and will be npower renewables largest wind farm measured by installed capacity. The company currently operates four wind farms in Scotland, with a total combined capacity of more than 95 MW. Diese Windfarmen haben die gleiche Größenordnung wie die einzelnen in der Nordsee beantragten, siehe Abschnitt V. XI) Anhänge A) Referenzanlage, Referenzstandort und Referenzertrag Dazu Auszug aus Bundes Gesetz-Blatt I 2000, ; 1. Referenzanlage ist eine Windkraftanlage eines bestimmten Typs, für die sich entsprechend ihrer von einer dazu berechtigten Institution vermessenen Leistungskennlinie an dem Referenzstandort ein Ertrag in Höhe des Referenzertrages errechnet. 28

29 2. Der Referenzertrag ist die für jeden Typ einer Windkraftanlage einschließlich der jeweiligen Nabenhöhe bestimmte Strommenge, die dieser Typ bei Errichtung an dem Referenzstandort rechnerisch auf Basis einer vermessenen Leistungskennlinie in fünf Betriebsjahren erbringen würde. 3. Der Typ einer Windkraftanlage ist bestimmt durch die Typenbezeichnung, die Rotorkreisfläche, die Nennleistung und die Nabenhöhe gemäß den Angaben des Herstellers. 4. Referenzstandort ist ein Standort, der bestimmt wird durch eine Rayleigh-Verteilung mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,5 Metern je Sekunde in einer Höhe von 30 Metern über Grund, einem logarithmischen Höhenprofil und der Rauigkeitslänge von 0,1 Metern. 5. Die Leistungskennlinie ist der für jeden Typ einer Windkraftanlage ermittelte Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und Leistungsabgabe unabhängig von der Nabenhöhe. Die Leistungskennlinie ist zu ermitteln nach dem einheitlichen Verfahren gemäß den Technischen Richtlinien für Windenergieanlagen, Revision 13, Stand: 1. Januar 2000, herausgegeben von der Fördergesellschaft Windenergie e.v. (FGW) mit Sitz in Hamburg, oder der technischen Richtlinie Power Performance Measurement Procedure Version 1 vom September 1997 des Network of European Measuring Institutes (MEASNET) mit Sitz in Brüssel, Belgien. Soweit die Leistungskennlinie nach einem vergleichbaren Verfahren vor dem 1. Januar 2000 ermittelt wurde, kann diese anstelle der nach Satz 2 ermittelten Leistungskennlinie herangezogen werden, soweit nach dem 31. Dezember 2001 nicht mehr mit der Errichtung von Anlagen des Typs, für die sie gelten, im Geltungsbereich dieses Gesetzes begonnen wird. 6. Zur Vermessung der Leistungskennlinien und Berechnung der Referenzerträge von Anlagentypen am Referenzstandort sind für die Zwecke dieses Gesetzes die Institutionen berechtigt, die entsprechend der technischen Richtlinie Allgemeine Kriterien zum Betreiben von Prüflaboratorien (DIN EN 45001), Ausgabe Mai 1990, für die Vermessung der Leistungskennlinien im Sinne von Nummer 5 akkreditiert sind. Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit veröffentlicht diese Institutionen nachrichtlich im Bundesanzeiger. B) Gestehungskosten und Vergütung Nach dem seit 2004 gültigen EEG erhalten Windenergieanlagen, die bis zum in Betrieb gegangen sind, ist zunächst eine Anfangsvergütung von 8,7 c / kwh für einen Mindestzeitraum von fünf Jahren festgeschrieben. Je nach Standortqualität wird die Einspeisevergütung anschließend nach dem "Referenzertragsmodell" auf einen Wert von 5,5 c /kwh abgesenkt. An ertragsstarken Standorten kann die Absenkung unmittelbar nach Ablauf des fünften Betriebsjahres erfolgen, an windschwachen Standorten kann die Zahlung des erhöhten Vergütungssatzes bis zu 20 Jahre dauern. Je nach Standortqualität ergibt sich somit, über 20 Jahre betrachtet, eine durchschnittliche Einspeisevergütung zwischen 8,7 und 6,3 c /kwh. 29

30 Abb. 22, Vergleich der Gestehungskosten in /kwh aus Abb. 8 mit der Vergütung nach dem Erneuerbare Energien-Gesetz (EEG), für Anlagen mit Aufstellungsbeginn in den Jahre 2004 (Kurve 1) und 2010 (Kurve 2), jeweils gemittelt über 20 Jahre. Der Unterschied zwischen Kurven 1 und 2 erklärt sich durch die Abnahme der Einspeisevergütung zwischen 2000 und 2010, siehe Abb

31 Abb.23 (Windreport Deutschland 2004, ISET) Diese Darstellung zeigt exemplarisch die spezifischen Stromgestehungskosten (Säulen) und die durchschnittliche Vergütungshöhe (horizontal laufendes Band) für die Anlagenkonfigurationen (Typ, Rotordurchmesser, Nabenhöhe) mit den in 2003 höchsten Installationszahlen und Nennleistungen von 600, 1.000,1.300, 1.500, und kw. Für eine Anlage mit kw Nennleistung kann bei einen Jahresenergieertrag von 100% des Referenzertrages für diesen Typ mit Stromgestehungskosten von ca. 0,075 /kwh gerechnet werden. Dieser Wert liegt noch unter der durchschnittlichen Einspeisevergütung, die über 20 Jahre nach EEG zu erwarten ist (ca.0,081 /kwh), siehe Abb. 21). Die WEA- Preise hängen auch von Nabenhöhe und Rotordurchmesser ab, die wiederum Einfluss auf den jährlichen Energieertrag und somit auf die Stromgestehungskosten haben. Die jeweiligen Nabenhöhen der ausgewählten Anlagen sind in der Grafik explizit angeben. Daten zu den Preisen und Referenzerträgen der Anlagen beruhen auf Angaben der Marktübersicht Windenergie des Bundesverband Windenergie sowie eigenen RAISA-Recherchen. Abb.24. Entwicklung der Einspeisevergütung für Strom aus Windenergie bei Aufstellungsbeginn der WEA, siehe Abb