Was kostet Strom aus Wind?

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1 Universität Oldenburg, Institut für Physik, Abteilung für Energie und Halbleiterforschung Was kostet Strom aus Wind? Erich Hau* Welche Faktoren bestimmen die Stromerzeugungskosten? Technische Einflussfaktoren (Risiken und Perspektiven) Stromerzeugungskosten bei verschiedenen Szenarien (Beispiele) Oldenburg, 22. Juni 2005 *Dipl.-Ing. c/o RENERCO AG, München, Nußbaumstr. 10, Tel: 089/ ,

2 Welche Faktoren bestimmen die Stromerzeugungskosten? Wind Windverhältnisse Investition Projektentwicklungskosten Technische Investitionskosten Finanzierungskosten Betrieb Betriebskosten Kapitalkosten Leistung Normierte Leistungskurve der Windkraftanlage Standorteinflüsse auf die Leistungscharakteristik Energieverluste durch Parkaufstellung und elektrische Übertragung Technische Verfügbarkeit der Anlage(n) Aufnahmebereitschaft des Netzes 2

3 Investitionskosten Projekt (Standort) Entwicklungskosten Technisch bedingte Kosten Preis der Windkraftanlage(n) Geländeerschließung Fundamente Elektrische Verkabelung und Netzanbindung Bauüberwachung und sonst. Dienstleistungen und Abgaben Finanzierungskosten Zwischenfinanzierung (Bauzeit) Finanzierungsform (Art des Investors) 3

4 Spezifische Investitionskosten 4

5 Spezifische Turmkopfmassen Quelle: E. Hau: Wind Turbines, 2. Auflage, Springer Verlag

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7 Investitionskosten ausgewählter Projekte, international 7

8 Betriebskosten Standortpacht Routinewartung der WKA (Wartungsverträge) Reparaturen /Ersatzinvestitionen Wartung und Instandsetzung der Nebeneinrichtungen Versicherungen Technische Überwachung Kaufmännische Verwaltung Verwaltungs-Drittkosten (Steuerberater, Rechtsberatung, Gutachter) 8

9 Reparaturen und Ersatzinvestitionen Alle wesentlichen Komponenten einer WKA sind auf 20 Jahre Betriebsdauer ausgelegt, deshalb konzeptionell keine Ersatzinvestitionen zwangsläufig erforderlich Erfahrung zeigt, dass zur Zeit wesentliche Komponenten die Auslegungslebensdauer nicht erreichen (unzureichender Entwicklungsstand!) Getriebe Wälzlager (Getriebe, Generator, Rotorblatt, Rotorlagerung) Rotorblätter 9

10 Wartung und Instandsetzung Routinewartung (Wartungsvertrag) + Reparaturen/Rücklagen (ohne Maschinenbruchversicherung) WKA 1,5 MW/70 m Ø Ab-Werk-Preis Energielieferung 3 Mio. kwh Einnahmen ,- /a BWE Auswertung Fondsfinanzierung (typisch) Vollwartungsverträge typisch 1 Cent/kWh*a E. Hau Windkraftanlagen in Prozent der jährlichen Einnahmen 13 % - 16 % ca. 10 % 11,8 % 9,1 % - 15,3 % in Prozent der WKA Ab- Werk-Kosten 2,6 % - 3,1 % 2,0 % 2,3 % 1,8 % - 3,0 % Aufwand über 20 Jahre in Prozent der WKA Kosten 52 % - 62 % 40 % 46% 36 % - 60 % 10

11 Beispiel: Wartung und Instandsetzung WKA 1,5 MW/ 70 m Ø Ab-Werk-Preis Energielieferung KWh (bei v W = 6,5 m/s) Einnahmen /a bei 8,5 Cent/KWh Betriebsdauer 20 Jahre Aufwand Wartungsvertrag 20 x = Reparaturen Getriebewechsel Ersatz 3 Rotorblätter Sonstige Reparaturen = 64 % der WKA-Kosten Kosten für den Betreiber für Wartungsvertrag für Maschinenbruchversicherung (0,5 % der WKA-Kosten pro Jahr) = 30 % der WKA-Kosten 11

12 Leistungscharakteristik der WKA Normierte Leistungskurve der WKA nach IEC Reale Leistungscharakteristik der WKA am Standort Luftdichte (Höhe über N.N., Sommer-/ Winterbetrieb) Turbulenzeinflüsse Regelungscharakteristik Ein- und Abschaltcharakteristik Windrichtungsnachführcharakteristik Rotorblattoberfläche Individuelle Bauabweichungen (Stall-Anlagen) 12

13 Modellfall: Stromerzeugungskosten Windpark 10 WKA 1,5 MW 70 m Rotordurchmesser 80 m Rotornabenhöhe Windverhältnisse Mittlere Windgeschwindigkeit in Rotornabenhöhe variabel Windgeschwindigkeitsverteilung mit Formfaktor k = 2,0 Kapitalkosten Kalkulatorischer Zinssatz für Eigen- und Fremdkapital 6 % p.a. Annuität bei 20 Jahren Laufzeit 8,72 % 13

14 Günstiges Szenario Geringe Investitionskosten (inkl. Projektentwicklung und Finanzierung) 1050 /KW Geringe jährliche Betriebskosten in % der Ab-Werk-Kosten WKA) 3,5 % Optimale Leistungskurve der WKA C pmax = 0,50 drehzahlvariabel Theoretisch mögliche Energielieferung pro Anlage KWh Keine außergewöhnlichen negativen Standorteinflüsse auf die Leistungscharakteristik - 5 % Günstige Parkaufstellung - 5 % Übliche elektrische Übertragunsverluste Netzanbindung an Mittelspannungsnetz - 2 % Hohe technische Verfügbarkeit der WKA (98 %) - 2 % Reale Energielieferung ca KWh 14

15 Ungünstiges Szenario Hohe Investitionskosten (inkl. Projektentwicklung und Finanzierung) 1200 /KW Hohe jährliche Betriebskosten mit Ersatzinvestitionen in % der Ab-Werk-Kosten WKA 6 % Übliche Leistungskurve der WKA C pmax = 0,43 drehzahlvariabel Theoretisch mögliche Energielieferung pro Anlage KWh Leistungsmindernde Standorteinflüsse - 15 % - Hohe Turbulenz (> 15%) - 5 % - Ungünstige Ein- und Abschalthysterese - 3 % - Nichtoptimale Windrichtungsnachführung - 2 % - Keine optimale Rotorblattoberfläche (Verschmutzung) - 5 % Ungünstige Parkkonfiguration - 10 % Lange elektrische Übertragung Anbindung an Hochspannungsnetz (95 %) - 4 % Niedrige technische Verfügbarkeit - 5 % Reale Energielieferung ca KWh 15

16 Stromerzeugungskosten 16

17 Offshore Windparks Küstennahe Standorte, heutige Anlagen Wassertiefe < 20 m Entfernung zum Land < 50 km Windkraftanlagen 2,5 MW / 80 m Ø Spez. Investitionskosten /KW Mittlere Windgeschwindigkeit (Nabenhöhe) 9,0 m/s Küstenferne Standorte, 5 MW-Anlagen Wassertiefe > 30 m Entfernung zum Land > 100 km Windkraftanlagen 5 MW / 120 m Ø Spez. Investitionskosten /KW Mittlere Windgeschwindigkeit (Nabenhöhe) 10,0 m/s 17

18 Stromerzeugungskosten Offshore 18