Aktuelle Situation der Offshore-Windenergie in Deutschland Andreas Wagner Geschäftsführer Stiftung OFFSHORE- WINDENERGIE 2. Offshore-Summit Fährhafen Sassnitz, 15.08.2014
Unsere Arbeit Unabhängiges Sprachrohr und Kommunikationsplattform für Politik, Wirtschaft & Forschung Durchführung von Drittmittelprojekten Moderationsprozesse und Impulsgeber (Initiativen/Studien) Informationen, Presse- & Öffentlichkeitsarbeit Begleitung weiterer Ausbau, OFT (Offshore- Testfeld 2) Beratung BReg Offshore-Strategie (OffWEA) Netz- und Systemintegration Themen Vernetzung maritime Wirtschaft & Wind (AK Vernetzung) Analyse Offshore- Infrastruktur (OffMaster) Studien zu Kostendegression u. E-wirtschaftliche Bedeutung Offshore-Wind Ökologische Auswirkungen 2
Offshore Windparks in Deutschland In Betrieb und am Netz (Q2/2014) alpha ventus (DOTI) In Betrieb seit 04/2010 12 OWEA, 60 MW Gesamtleistung 30 m Wassertiefe, 45 km Küstenentfernung Jährliche Stromproduktion ca. 250 GWh BARD Offshore 1 (BARD/Ocean Breeze) In Betrieb seit 08/2013 80 OWEA, 400 MW Gesamtleistung 40 m Wassertiefe, 90 km Küstenentfernung 120 km HGÜ Seekabel Baltic 1(EnBW) In Betrieb seit 05/2011 21 OWEA, 48 MW Gesamtleistung 18 m Wassertiefe, 15 km Küstenentfernung Jährliche Stromproduktion ca. 190 GWh Riffgat (EWE) In Betrieb seit 02/2014 30 OWEA, 108 MW Gesamtleistung 20 m Wassertiefe, 15 km Küstenentfernung Verzögerte Netzanbindung (OWP betriebsbereit seit 08/2014) 3
Offshore-Windparks in Deutschland Ausbaustand 06/2014 Siehe auch www.offshore-windenergie.net 4
Überblick Offshore Windparks in Deutschland (Status 12.08.2014) > 3,5 GW initiiert durch EEG 2009/12 Initiiert von EEG 2014? In Betrieb In Bau FID erfolgt FID? alpha ventus Baltic 1 Bard Offshore 1 Riffgat Borkum West 2* Meerwind Süd/Ost* Global Tech 1 Nordsee Ost Dan Tysk Borkum Riffgrund 1 Baltic 2 Amrumbank West Butendiek Gode Wind I & II Sandbank** Wikinger 1.270 MW Veja Mate Deutsche Bucht Albatros I MEG Offshore 1 Nordergründe Nordsee One Borkum Riffgrund 2 B. Riffgrund West 1 Arkonabecken SO Trianel WP Borkum (2. Ausbaustufe) Initiiert von ONEP? FID? Nördlicher Grund Hohe See HeDreiht Kaikas Delta Nordsee 1,2 Nordsee 2 Nordsee 3 2.647 MW 3,650 MW 616 MW 2.653 MW 2010-2014 2014 2015 2015 2016 Bis 2020? Insgesamt > 20 weitere OWP vollständig genehmigt d.h. knapp 7 GW zusätzliche Kapazitäten * OWP fertiggestellt in 06/2014 warten auf Netzanbindung ** Investitionsentscheidung am 11.08.2014 veröffentlicht 5
Status Offshore-Netzanbindung in Deutschland (06/2014) Siehe auch www.offshore-windenergie.net 6
Politische Ausbauziele für Offshore-Wind (2020 und 2030) o 6,5 GW bis 2020 (+1,2 GW Netzkapazitäten) - 33 Prozent im Vergleich zum 10 GW-Ziel (NREAP von 2010) o 15 GW bis 2030 25-40 Prozent weniger als ursprgl. Ziel von 20-25 GW (Offshore-Strategie 2002 und IEKP der BReg) Kumulierte Investitionkosten (exkl. Offshore-Netzanbindung): - ca. 25 Mrd. Euro bis 2020 (Annahme: ca. 4 M /MW) - ca. 50 Mrd. Euro bis 2030 (Annahme: ca. 3,5 M /MW) Neues Ziel für 2030 entspricht Zubau von 800 MW p.a. (nach 2020) d.h. gebremste Ausbaudynamik, statische Entwicklung 7
ct/kwh Vergleich EEG 2011/14 Vergütungssystem für Offshore-Wind *Vergütung beinhaltet Vermarktungskosten von 0,4 ct/kwh 31 EEG 2012 50 EEG 2014 Grundvergütung 3,5 ct/kwh 3,9 ct/kwh* Basismodell 15,0 ct/kwh für 12 Jahre 15,4 ct/kwh* für 12 Jahre Stauchungsmodell 19,0 ct/kwh für 8 Jahre Inbetriebnahme vor 01.01.2018 19,4 ct/kwh* für 8 Jahre Inbetriebnahme vor 01.01.2020 22,00 20,00 18,00 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 Einspeisevergütung für Offshore-Windenergie nach 50 EEG 2014 Stauchungsmodell 19,40 ct/kwh 8 Jahre Basismodell 15,40 ct/kwh 12 Jahre Grundvergütung 3,90 ct/kwh 0,00 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Stauchungsmodell Basismodell Grundvergütung 31 EEG 2014: (Absenkung der Förderung für Windenergieanlagen auf See): Abs. 1 (nach 50 Abs: 2) a) zum 01.01.2018 um 0,5 ct/kwh b) zum 01.01.2018 um 1,0 ct/kwh c) ab 01.01.2021 jährlich um 0,5 ct/kwh, Abs. 2. (nach 50 Abs: 3) zum 01.01.2018 um 1,0 ct/kwh. 8
ct/kwh ct/kwh EEG 2014 Verlängerung der (Anfangs)Vergütung 31 EEG 2012 50 EEG 2014 Verlängerung Für jede über zwölf Seemeilen hinausgehende volle Seemeile Verlängerung um 0,5 Monate Für jeden zusätzlichen Meter über 20 Meter Wassertiefe Verlängerung um 1,7 Monate 20,00 18,00 16,00 Verlängerung der Vergütung beim Basismodell nach 50 EEG 2014 Offshore-Windpark 12 Seemeilen vor der Küste 20 m Wassertiefe Um 2 Jahre verlängerte Anfangsvergütung 20,00 18,00 16,00 Verlängerung der Vergütung beim Stauchungsmodell nach 50 EEG 2014 Offshore-Windpark 12 Seemeilen vor der Küste 20 m Wassertiefe Um 2 Jahre verlängerte Vergütung von 15,40 ct/kwh 14,00 12,00 10,00 Basismodell 15,40 ct/kwh 12 Jahre 14,00 12,00 10,00 Stauchungsmodell 19,40 ct/kwh 8 Jahre 8,00 8,00 6,00 4,00 Grundvergütung 3,90 ct/kwh 6,00 4,00 Grundvergütung 3,90 ct/kwh 2,00 2,00 0,00 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 0,00 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Verlängerung Basismodell Grundvergütung Verlängerung Stauchungsmodell Grundvergütung 9
Kostensenkungspotenzialstudie Veröffentlichung der Kurzfassung im August 2013 Auftraggeberkonsortium (Koordination: SOW) 10 10
Die Stromgestehungskosten sinken bis zum Jahr 2023 im Mittel über alle drei Standorte um 31 % (Szen. 1) bis 39 % (Szen. 2) Stromgestehungskosten nach Standorten in den Szenarien 1 und 2, in Cent 2012 /kwh Stromgestehungskosten nach Standorten in den Szenarien 1 und 2, in Cent 2012 /kwh 12,8 12,8 11,7 11,7 11,5 11,5 10,2 10,2 9,7 9,7 9,1 9,1 8,2 8,2 14,2 14,2 12,5 12,5 12,3 12,3 10,9 10,9 10,2 10,2 9,7 9,7 8,7 8,7 14,8 14,8 12,8 12,612,8 12,6 11,2 11,2 10,5 10,5 10,0 10,0 9,0 9,0 2013 2017 2020 2023 2013 2017 2020 2023 2013 2017 2020 2023 Windpark 2013 2017 A Windpark (30 m WT; 2020 A40 km 2023 HE) Windpark 2013 2017 B Windpark (40 m WT; 2020 B 80 km 2023 HE) Windpark 2013 C 2017 Windpark (50 m WT; 2020 C120 km 2023 HE) Windpark A Szenario 1 Windpark B Szenario 2 Windpark C Status quo Szenario 1 Szenario 2 Status quo Prognos/Fichtner 11
2/3 des Kostensenkungspotenzials entfallen auf Technik & Betrieb, 1/3 Finanzierung Szenario 1 Szenario 2 Finanzierungskosten 9,6% 8,4% Tragstruktur 5,5% 6,6% Betrieb & Wartung 5,4% 7,8% Installation 3,6% 5,0% Relative Reserve* 2,3% 0,7% Absolute Reserve* 1,8% 2,6% Umspannwerk 1,6% 1,7% Stilllegung Zertifizierung & Genehmigung 0,9% 0,8% Investition Betrieb & Wartung 1,3% 1,6% Sonstige 0,4% Finanzierung & Risiko 0,6% Turbine 0,2% Stilllegung 2,4% Gesamt 32% 39% 0% 10% 20% 30% 40% 0% 10% 20% 30% 40% *Reserve (relative/absolute) für Risiken bei der Projektumsetzung (Wetterrisiken, Lieferverzögerung, Netzanbindung etc.) Prognos/Fichtner 12
Handlungsempfehlungen aus Kostenstudie (Prognos/Fichtner) Handlungsempfehlungen politisches und regulatorisches Umfeld: o o o Stabile gesetzliche und politische Rahmenbedingungen schaffen Standards für Anlagenkomponenten und Netzanschlüsse definieren Zertifizierungs- und Genehmigungskriterien vereinfachen Handlungsempfehlungen an die Industrie zur technischen Innovation: o o o o Anlagentechnik auf hohe Auslastung oder maximalen Windertrag optimieren Bestehende Tragstrukturen optimieren und neue entwickeln Installationslogistik verbessern Forschung und Entwicklung intensivieren Handlungsempfehlungen an Industrie zur Steigerung der Effizienz: o o Betreiberübergreifende Wartungs- und Installationskonzepte entwickeln Serienfertigung vorantreiben Regulatorischen Rahmen stabilisieren Politik & Verwaltung Industrie & Forschung Technische Innovationen Kostensenkungspotenzial Effizienzentwicklung 13
Energiewirtschaftliche Vorteile von Offshore Wind Kernaussagen 1. Energiewende benötigt bis 2050 800 TWh aus Wind und Solar nur möglich mit großem Anteil von Offshore-Windenergie! 2. Offshore-Wind führt zu geringeren Flexibilisierungskosten 3. Offshore-Wind hat annähernd Kraftwerkseigenschaften wichtig für Energieversorgungssicherheit (Regelenenergie, hohe Fahrplantreue, etc.) Veröffentlichung Nov. 2013 4. Stabiler und kontinuierlicher Ausbau von Offshore-Wind Voraussetzung zur Nutzung der energiewirtschaftlichen Vorteile und Kostensenkungspotenziale 14
Kenngrößen der Szenarien
Szenarioergebnisse Übersicht Flexibilisierungskosten p.a. und Stromgestehungskosten (2050) Kraftwerkseigenschaften Offshore Wind: Stetigere Stromproduktion/hohe VLS-Zahl Ausbauszenario optimiert 2.9 5.6 Mrd. Einsparung bei Flexibilisierungskosten p.a. Gesamtkostenbetrachtung :Ausbauszenario optimiert 1-6.2 Mrd. Kosteneinsparung p.a. 16
FAZIT Vorteile Offshore-Windenergie 0,80 durchschnittliche Einspeisung im Zeitbereich Anteil an der Nennleistung 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 P25 P50 P75 - Jahr Q1 Q2 Q3 Q4 Sinnvoller Mix aller EE notwendig, Systemeigenschaften beachten Sehr gute Windverhältnisse offshore, hohe Volllaststundenzahl Junge Technologie = Großes Kostendegressionspotenzial STUDIEN i.a. der Stiftung (Kostensenkungspotenziale und Systemische Bedeutung von Offshore-Wind) Sommer/Herbst 2013
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Andreas Wagner Stiftung OFFSHORE WINDENERGIE Büro Berlin: Schiffbauerdamm 19, 10117 Berlin Tel: +49 30 27595241 a.wagner@offshore-stiftung.de Informationsplattform Offshore-Wind: www.offshore-windenergie.net Geschäftsstelle Varel Oldenburger Str. 65, 26316 Varel info@offshore-stiftung.de www.offshore-stiftung.de 18
EXKURS: Wertschöpfungskette Offshore-Windenergie
Wertschöpfung am Beispiel Testfeld alpha ventus und (prognostizierte) Entwicklung der Beschäftigtenzahlen* 2021: 33.100 2016: 24.400 2012: 18.000 2011: 8.600 2010: 6.900 * http://www.pwc.de/de/energiewende/offshorewindenergie-kommt-gewaltig-in-fahrt.jhtml