Wirtschaftlichkeit von Windenergieprojekten in NDS

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1 Wirtschaftlichkeit von Windenergieprojekten in NDS Relevante Rahmenbedingungen und Einfluss des EEG OLEC Jahrestagung Oldenburg,

2 Überblick Deutsche WindGuard GmbH Erfahrungen Windenergieausbau in Niedersachsen Standortqualitäten in Niedersachsen Entwicklung Stromgestehungskosten und Vergütungsstrukturen Technologieentwicklung - Ausblick Fazit 1

3 Deutsche WindGuard GmbH Deutsche WindGuard Consulting, Varel WindGuard Certification GmbH, Varel Deutsche WindGuard Wind Tunnel Services, Varel Deutsche WindGuard Engineering, Bremerhaven Deutsche WindGuard Offshore, Bremerhaven Deutsche WindGuard Systems, Berlin WindGuard North America, USA Beginn der Geschäftstätigkeit: Anzahl der Mitarbeiter: 150 Hoch qualifiziertes Personal (Physiker, Ingenieure, Techniker) Reines Dienstleistungsunternehmen Weltweite Tätigkeit Standorte: Varel, Berlin, Bremerhaven, Springfield (VA USA), Ukraine WindGuard Eastern Europe Ukraine 2

4 WindGuard Universe Where science teams with experience: WindGuard Universe. Ever-expanding. Onshore. Offshore. Worldwide. 3

5 Markets & Politics Planung Errichtung Betrieb Repowering Due Diligence Windenergiemarkt Offshore-Grid Häfen und OWE Internat. Studien Machbarkeitsstudien Wirtschaftlichkeitsanalysen Projektbegleitung Kosten Statistik WE Szenarien Kostensituation EEG-Beratung 50,2 Hz Vorhaben 4

6 Windenergieausbau in Niedersachsen

7 Zielsetzungen NDS Zielsetzung bis 2050: 20 GW Kalkuliert wird mit etwa WEA à Ø 5 MW Maßgebliche Pfade zur Zielerreichung: Bessere Flächenausnutzung durch Repowering Neuausweisung von Flächen Bebauung mit moderner WEA-Technologie 6

8 Anteile NDS am jährlichen Zubau 7

9 Standortqualitäten NDS Tendenzen Tendenzen: Küstenbereich: > % Binnenland: Standorte >=60-100% vorherrschend Tieferes Binnenland: Standorte <60% bis max. 80% Quelle: DWD

10 Einfluss Indexierung NDS = Indexregionen 7,8,10,11,12,15,16 Ø Indexänderung NDS: 8,6% Quelle: BDB-Index 9

11 Projektwirtschaftlichkeit Einfluss Indexierung Datenbasis: BDB ( ) 10

12 Projektwirtschaftlichkeit Einfluss Indexierung Planungen vor 2011 mit Windgutachten auf Basis des Index 2006 Reale Erträge bleiben häufig hinter den Erwartungen zurück besonders bei Projekten, die nicht im Bereich der sehr guten Küstenstandorte liegen Bedeutet aus heutiger Sicht andere Bewertung von Standorten Bzgl. Repowering: Entscheidungsgrundlage in erster Linie wirtschaftliche Situation wenn weniger gut, eher Weiterbetrieb des Altprojektes 11

13 Verteilung Standortqualitäten NDS nach Index 2011 Häufiger Bereich NDS Auswertung auf Basis Index

14 Entwicklung Stromgestehungskosten und Vergütungsstrukturen 13

15 Stromgestehungskosten 2012/13 Häufiger Bereich NDS 14

16 Vergütungsreduktion von EEG 2012 auf EEG % Reduktion der Vergütung [%] 20% 15% 10% 5% 0% Häufiger Bereich NDS Prozentuale Reduktion der mittleren Vergütung Standortqualität von der Vergütung 2014 nach EEG 2012 mit SDL-Bonus zur Vergütung 2014 nach EEG 2014 abzüglich Vermarktungsaufwand von 4 /MWh 15

17 Sensitivitätsanalyse Hauptinvestitionskosten Steigerung HIK um 10% Senkung HIK um 10% 16

18 Sensitivitätsanalyse Fremdkapitalzins Erhöhung FK-Zins um 1,2% Senkung FK-Zins um 0,8% Ausgangsannahme: FK-Zins von 3,8% 17

19 Hoher Kostendruck Häufiger Bereich NDS 18

20 Technologieentwicklung Ausblick 19

21 Technologieentwicklung: Nennleistung Deutlicher Anstieg der Nennleistung von WEA Auf dem Markt verfügbare WEA werden mit Verzögerung durch Planungszeiträume auch installiert. Ähnliche Entwicklung bei Rotordurchmesser und Nabenhöhe 20

22 Technologieentwicklung: Spezifische Leistung Entwicklung von Anlagen mit kleinem Verhältnis von Leistung zu Rotorkreisfläche Installation von WEA mit kleinem Verhältnis von W/m 2 vor allem in Schwachwindregionen (IEC III) Zukünftig auch zunehmender Einsatz von WEA mit kleinem Verhältnis von W/m 2 auch in windstärkeren Regionen (IEC II) 21

23 Technologieentwicklung: Leistungsdauerkennlinie Analyse auf dem Markt verfügbarer WEA-Technologien Entwicklung spezieller WEA für spezifische Standortanforderungen (niedriges Verhältnis von W/m²) Optimierung der Leistungsdauerkennlinien, d.h. Erhöhung der Volllaststunden 22

24 Fazit Niedersachsen ist das Windland Nr. 1 in Deutschland Weiterer Ausbau der Windenergie in NDS ist politisches Ziel Langzeitanalysen weisen auf eine Überschätzung der Windpotenzials in den Indexregionen auch in NDS => Indexkorrektur in 2011 Druck auf Kostensenkung nimmt stark zu - EEG mit Ankündigung von Ausschreibung ab 2017 Entwicklung von WEA mit geringer Flächenleistung und großen Nabenhöhen => Einsatz zukünftig auch in windstärkeren Regionen (IEC II) Hierdurch kann zukünftig Kostensenkungspotenzial genutzt werden 23

25 Dr.-Ing. Knud Rehfeldt Vielen Dank! 5. OLEC Jahrestagung Oldenburg,

26 Technologieentwicklung: Masse Analyse auf dem Markt verfügbarer WEA-Technologien Steigende Leistung und Rotordurchmesser lassen die absolute Turmkopfmasse stetig steigen (links) Spezifische Turmkopfmasse sinkt jedoch sowohl bezogen auf Nennleistung (Bild unten mitte) und auf Rotorkreisfläche (Bild unten rechts) Starke Reduktion der spezifischen Turmkopfmasse 25

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