Auszug aus dem Tagungsband zur Veranstaltung AUF WIND 99 5. ÖSTERREICHISCHES SYMPOSIUM ÜBER DIE MÖGLICHKEITEN DER WINDENERGIENUTZUNG Elfi Salletmaier, Hans Winkelmeier (Herausgeber)
Kurzstudie zu Betriebserfahrungen mit Windenergieanlagen des 250 MW Wind -Programms Zuverlässigkeit, Störfälle, Kostentendenzen Dipl.-Ing. Michael Durstewitz, Dipl.-Ing. Berthold Hahn Institut für Solare Energieversorgungstechnik e. V. Königstor 59, D 34119 Kassel 1 Das 250 MW Wind -Programm Um statistisch belegbare Erfahrungswerte für den praktischen Einsatz von Windenergieanlagen (WEA) in der Bundesrepublik Deutschland zu gewinnen, wurde vom Bundesminister für Forschung und Technologie im Juni 1989 ein Breitentestprogramm, zunächst unter dem Titel "100 MW Wind", verkündet. Das Ziel dieser Fördermaßnahme ist ein mehrjähriges Großexperiment, in dem die Nutzung der Windenergie in energiewirtschaftlicher Größenordnung erprobt werden soll. Bereits im Dezember 1990 lagen rund 2000 Förderanträge für ca. 450 MW vor. Bedingt durch diese große Nachfrage und die deutsche Wiedervereinigung wurde das Förderprogramm 1991 auf 250 MW aufgestockt. Das angestrebte Fördervolumen bezieht sich einheitlich auf die von den Windenergieanlagen bei 10 m/s Windgeschwindigkeit abgegebene Leistung. Mit dem Erreichen der Gesamtleistung von 250 MW konnte Ende 1996 die Bewilligungsphase des Programms abgeschlossen werden. Bezogen auf die jeweils vom Hersteller angegebene Nennleistung (meist maximale Leistung bei höherer Windgeschwindigkeit) beträgt der gesamte Förderumfang heute rund 350 MW. Diese Kapazität wird durch etwa 1.500 WEA im Programm zur Verfügung gestellt. In den Anfangsjahren stellte das 100 / 250 MW Programm die wichtigste Plattform zur Förderung der Windenergie in Deutschland dar. Es wurde später zusätzlich durch weitere Förderprogramme der Länder und seit 1991 besonders durch das Stromeinspeisungsgesetz unterstützt. Hinsichtlich des erfolgten boomartigen Ausbaus der Windenergie in Deutschland hat das Stromeinspeisungsgesetz seit Mitte der 90er Jahre die mit Abstand wichtigste Rolle übernommen und bildet so das eigentliche Rückgrat der deutschen Windenergieförderung. Das Wissenschaftliches Meß- und Evaluierungsprogramm kurz WMEP ist eine Begleitmaßnahme zur Fördermaßnahme 250 MW Wind, zur Gewinnung statistisch relevanter Erfahrungswerte aus dem praktischen Einsatz von Windenergieanlagen. Das Institut für Solare Energieversorgungstechnik e. V. (ISET), Kassel, wurde mit der Durchführung des WMEP beauftragt. Im Rahmen dieses Programms wurden seit 1989 über 1.500 geförderte Windenergieanlagen mit vielfältigen technischen Konzeptionen und in vielen verschiedenen Regionen Deutschlands in das Programm aufgenommen [1]. Von diesen Anlagen werden für einen Zeitraum von zehn Jahren ausgewählte Betriebsdaten und -ergebnisse erfaßt und ausgewertet. Für die ältesten dieser Anlagen liegen also bereits Erfahrungen aus zehn Betriebsjahren vor, im Durchschnitt haben die Anlagen im WMEP ein Betriebsalter von etwa 5 Jahren erreicht. Die Altersstruktur der Anlagen im WMEP zeigt Abb. 1. Die Betreiber der geförderten WEA berichten dem ISET regelmäßig über Energieerträge, Wartungs- und Instandsetzungsmaßnahmen sowie Betriebskosten. Auf den im Rahmen des WMEP vorbereiteten Formularen für die Wartungs- und Instandsetzungsberichte geben die Betreiber den Ausfallzeitraum, die ggf. beschädigte Komponente und - soweit möglich - Ursache und offensichtliche Auswirkungen auf Anlage und Betrieb an. Bis heute gingen dem ISET über 38.000 Wartungs- und Instandsetzungsberichte zu. 2
Betriebsalter in Jahren 10 15 9 172 8 233 7 292 6 312 5 266 4 142 3 48 2 10 1 6 Abb. 1: 0 50 100 150 200 250 300 350 Anzahl WEA Altersverteilung der Windenergieanlagen im WMEP Die Auswertungen des WMEP konzentrieren sich vor allem auf die Schwerpunkte: Windangebot: z. B. lokale und regionale Verteilung der Windgeschwindigkeit, standortspezifische Bedingungen, Betriebsergebnisse: z. B. Energielieferung, Eigenverbrauch, Netzkoppelzeiten, Vollastdauer, Leistungscharakteristik, Zuverlässigkeit: z. B. technische Verfügbarkeit, Störungsursachen, Fehlfunktionen, Komponentenausfälle, Wirtschaftlichkeit: z. B. Erträge, Kosten für Wartung, Instandsetzung und Versicherungen. Zu diesen Schwerpunkten werden mit den von allen Betreibern laufend abgefragten Betriebsdaten umfangreiche statistische Auswertungen durchgeführt, die in regelmäßigen Publikationen sowie im Internet der Öffentlichkeit zur Verfügung stehen. Die Datenbeschaffung von inzwischen etwa 1.500 Windenergieanlagen erfolgt auf zwei unterschiedlichen Wegen. Zum einen führen alle Betreiber, die mit ihren Anlagen am WMEP teilnehmen, ein sogenanntes Logbuch, in dem alle Stammdaten der Anlagen, Betriebsergebnisse, Wartungen, Instandsetzungen, usw., eingetragen werden. Jeweils ein Duplikat der Logbücher wird am ISET geführt und ständig mit Berichten der Betreiber ergänzt. Darüber hinaus werden an 172 Standorten (Stand: Ende 1998) die abgegebene elektrische Leistung der Windenergieanlagen sowie Windgeschwindigkeit und -richtung gemessen. Dafür wurde ein Fernmeßnetz aufgebaut, über das die Anlagen mit der Datenzentrale im ISET verbunden sind. Die gemessenen Daten werden täglich übertragen, plausibilisiert und einer standardisierten Vorauswertung unterzogen. 3
1.1 Logbuchdaten Die Teilnehmer im 250 MW Wind - Programm sind im Rahmen der Förderbedingungen verpflichtet, für jede Windenergieanlage ein sogenanntes Logbuch zu führen, mit dem folgende Informationen erfaßt werden: Stammdaten: Sie umfassen allgemeine Projektdaten sowie technische Daten der WEA, Netzanbindung, Standorttopographie, usw. Energielieferung und -bezug: Die Erfassung erfolgt durch regelmäßige Ablesungen geeichter, zu Verrechnungszwecken zugelassener Elektrizitätszähler zum Monatsende. Störungen sowie Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten: Ihre Registrierung erfolgt über Formblätter, die jeweils nach Abschluß von Wartungs- bzw. Instandsetzungsarbeiten an die zentrale Auswertestelle eingesandt werden. Betriebskosten: Dokumentiert werden regelmäßige Kosten für Wartungsverträge, Versicherungen und sonstige Kosten. An Hand der Formblätter Jahresbericht über Betriebskosten werden die im Jahresverlauf gemeldeten Betriebskosten vervollständigt und überprüft. Die vorliegenden Studie beruht im wesentlichen auf Auswertungen auf der Basis von Daten über Störungsmeldungen gemäß eingegangener Wartungs- und Instandsetzungsberichte sowie auf die mit dem Betrieb der Windenergieanlagen verbundenen Kosten, die durch die Betreiber jeweils in einem Jahresbericht über Betriebskosten dem WMEP mitgeteilt werden. 1.2 WMEP-Fernmeßnetz An ausgesuchten Standorten sind zur Ergänzung der mittels Logbuch erfaßten Daten automatische Datenerfassungsgeräte (DEG) und Windmeßeinrichtungen installiert. Die DEG sind über Modem und das öffentliche Fernsprechnetz mit der Datenzentrale im ISET verbunden und bilden so das WMEP-Fernmeßnetz. Die folgenden Signale werden mit einer Abtastrate von 10 Hz registriert: Elektrische Wirkleistung der Windenergieanlage, Status der Netzkopplung, Windgeschwindigkeit, Windrichtung. Aus diesen Rohdaten werden die Langzeitdaten mit einer Intervalllänge von 5 Minuten gebildet und auf 22 statistische Größen reduziert. Diese sind in sogenannten Tagesfiles in einem Ringspeicher abgelegt. Jedes Tagesfile besteht aus: Langzeitmeßreihen (288 Fünf-Minuten-Intervalle), Windgeschwindigkeitsklassifizierung (19 Klassen), Ereignisdaten (durch Ereignistriggerung), Diagnosedaten (Zustand der Meßeinrichtung), Meßparameter. 4
Die Tagesfiles werden jede Nacht automatisch von der Datenzentrale abgerufen und in eine Datenbank geladen. Neben den Langzeitmessungen besteht die Möglichkeit, bei Überschreitung von Triggerwerten, Ereignismessungen zur hochaufgelösten Erfassung (10 Hz) von Extremsituationen durchzuführen. Zusätzlich können 10 Hz-Abtastwerte auch direkt online und über beliebig lange Zeiträume abgerufen werden, ohne die statistische Langzeiterfassung zu unterbrechen. Sämtliche Projektdaten des WMEP, einschließlich aller Meßdatensätze, werden am ISET in einem Datenbanksystem verwaltet. Die am ISET größtenteils selbst entwickelte Software für die Datenzentrale erfüllt folgende Aufgaben: Steuerung der gesamten Datenerfassung, Überwachung und Steuerung des Fernmeßnetzes, Plausibilitätsprüfung und Archivierung, Durchführung von Basisauswertungen, Datenbereitstellung für fachspezifische Auswertungen, Datenbereitstellung für das Online-Informationssystem im Internet (REISI), Unterstützung bei Verwaltungsaufgaben. Die Anforderungen an die EDV sind durch Standard-Hard- und Software nur teilweise zu erfüllen. Darüber hinaus zeichnen sich die zu verarbeitenden Daten durch ihren Umfang und durch die Heterogenität ihres Informationsgehaltes aus. Das eingesetzte Datenbanksystem beruht auf einem relationalen Ansatz. Hierdurch wird sichergestellt, daß während der gesamten Projektlaufzeit die Struktur der Datenbank den jeweiligen Anforderungen angepaßt werden kann. So konnten in der Vergangenheit bereits mehrfach Änderungen und Ergänzungen der Datenerfassung in das bestehende System integriert werden. 2 Windenergieangebot Das Windenergieangebot an den jeweiligen Standorten ist die wesentliche Größe, die den Jahresenergieertrag und somit auch die langfristige Wirtschaftlichkeit der Projekte bestimmt. 250 W/m² Küstenlinie, Inseln (1993-'98: 179 W/m²) 200 183 209 179 Mittelgebirge (1993-'98: 106 W/m²) Norddeutsche Tiefebene (1993-'98: 88 W/m²) Norddeutsche Tiefebene, bewaldet (1993-'98: 63 W/m²) 173 182 150 147 100 50 113 98 71 125 102 74 111 84 52 76 70 50 92 84 61 119 87 70 0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 Luftdichte berechnet auf Grundlage der Standardatmosphäre, unter Berücksichtigung der Standorthöhe ü. NN. Abb. 2: Brutto-Windenergieangebot in den Jahren 1993-1998 auf Basis von WMEP-Messungen in 10m Höhe 5
Für die Windverhältnisse in Deutschland ist ein ausgeprägtes Nord-Süd-Gefälle zu beobachten, d. h. das Windenergieangebot wird mit zunehmender Entfernung von der Küste schlechter. In Abb. 2 sind die Mittelwerte der Windleistung (in der Einheit W/m²) der Jahre 1993 bis 1998 für vier unterschiedliche Standortkategorien dargestellt. Die Werte beruhen auf Windgeschwindigkeitsmessungen des WMEP in 10m Höhe, die unter Annahme einer Standardatmosphäre und durch Korrektur der Normluftdichte um den Einfluß der Höhe ü. NN. zu Jahresmittelwerten der Windleistung verarbeitet wurden. Deutlich sind die regionalen Unterschiede des Windangebots zu erkennen. In 1998 wurden Werte zwischen 70 W/m² (Kategorie 3) und 182 W/m² (Kategorie 1) erreicht. Dennoch finden sich, insbesondere in den Mitelgebirgslagen, vereinzelt auch Standorte die bezüglich des Windenergieangebots und des Jahresenergieertrags sich durchaus mit guten Standorten der Kategorie Küste messen können. Im Vergleich zu den zwei vorangegangenen schlechteren Jahren 1996 und 1997 entsprechen die Werte des Jahres 1998 in etwa den Mittelwerten des Zeitraums 1993 1998. 3 Anlagenzuverlässigkeit Der prinzipielle Verlauf der Zuverlässigkeit technischer Systeme kann durch eine sogenannte Badewannenkurve dargestellt werden. Diese zeigt mit beginnender Betriebszeit eine Phase mit häufigen Ausfällen, die als sogenannte Kinderkrankheiten bekannt sind. Hieran schließt sich im allgemeinen ein Zeitraum mit sporadischen Ausfällen an, bevor mit zunehmendem Betriebsalter die Schäden durch z. B: Abnutzung wieder zunehmen [2] (Abb. 3). Prinzipiell kann auch bei WEA von einer ähnlichen Entwicklung ausgegangen werden. Abb. 3: Zuverlässigkeit technischer Systeme 3.1 Technische Verfügbarkeit Mit dem zügigen Ausbau der Windenergienutzung in Deutschland in den letzten 10 Jahren fand auch eine umfangreiche technische Weiterentwicklung der Windenergieanlagen statt. Die eingesetzte Technik hat ein solches Qualitätsniveau erreicht, daß die Windenergieanlagen mittlerweile eine technische Verfügbarkeit von 99% erreichen. Das bedeutet, daß eine WEA durchschnittlich rund eine halbe Woche pro Jahr für Wartungen oder Reparaturen stillgesetzt wird. Unter Berücksichtigung der Tatsache, daß die Anlagen über Jahre hinweg praktisch ununterbrochen und ohne Betriebspersonal im Einsatz sind, ist dies eine geringe 6
Ausfallzeit. Der Frage, ob diese Zuverlässigkeit auch noch nach mehreren Betriebsjahren zu erwarten ist, soll im folgenden Beitrag nachgegangen werden. Die technische Verfügbarkeit der Windenergieanlagen des 250 MW Wind -Programms mit zunehmenden Anlagenalter zeigt Abb. 4. 100% WKA < 500 kw WKA 500/600 kw WKA > 600 kw 99% 98% 97% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Anlagenbetriebsjahr Abb. 4: Technische Verfügbarkeit im 250 MW Wind -Programm 3.2 Betriebsstörungen Bei der Auswertung der Betreiberberichte über Wartungs- und Instandsetzungsmaßnahmen erfolgt unter anderem auch eine Unterscheidung in interne und externe Störungsursachen. Zu externen Störungsursachen zählen Ereignisse wie Sturm, Blitzschlag, Vereisung und auch Netzausfall, die einen Stillstand der jeweiligen Anlage zur Folge haben. Sensorik 12% Triebstrang 2% Hydraulik 10% Regelungseinheit 16% Bremsen 6% Nabe 6% Getriebe 3% Elektrik 19% Elektrische Komponenten Generator 5% Blätter 8% Tragende Teile 3% Windr.- nachführung 10% Mechanische Komponenten Abb. 5 Anteile der einzelnen Hauptkomponenten an der Gesamtzahl von Betriebsstörungen in 1998 7
Bei internen Störungsursachen erkennt die Betriebsführung einen kritischen oder unzulässigen Anlagenzustand und veranlaßt eine Abschaltung der Windenergieanlage, die je nach Situation als störungsbedingte Normal- oder auch als Notabschaltung erfolgen kann. Externe und interne Störungsursachen können Folgeschäden nach sich ziehen, die den Aufwand zur Instandsetzung sowie deren Kosten und Stillstandsdauer beeinflussen können. Von den dem ISET gemeldeten Wartungs- und Instandsetzungsmaßnahmen betreffen anteilsmäßig jeweils etwa 50 Prozent mechanische Komponenten und 50 Prozent elektrische bzw. elektronische Baugruppen. Diese Aufteilung hat sich in der Laufzeit des WMEP praktisch nicht geändert (Abb. 5). In der Darstellung sind nicht nur die aufgetretenen Schäden an den Komponenten, sondern alle Betriebsstörungen erfaßt. Z. B. kann eine mangelhaft arbeitende Betriebsführungseinheit Betriebsstörungen auslösen, ohne Schäden zu verursachen, u. U. aber durch eine Änderung von Parametern in der Software nachgebessert werden. 3.3 Störungshäufigkeit Die meisten aktuellen Windenergieanlagen sind von ihren Konstrukteuren für eine Lebensdauer von 20 Jahren ausgelegt worden. Die bisher vorliegenden Betriebserfahrungen dekken aber nur einen Teil der Auslegungslebensdauer ab, so daß über die tatsächlich zu erwartende Lebensdauer von modernen WEA derzeit noch keine endgültige Aussage getroffen werden kann. Dennoch soll im folgenden die bisherige Tendenz der Schadenshäufigkeiten (ausgedrückt durch die Anzahl von Schäden je Zeiteinheit, Ausfallrate ) mit zunehmendem Betriebsalter der Anlagen dargestellt werden. Stillsetzungen für Wartungsarbeiten u. ä. sind hier nicht berücksichtigt. 3.5 3.0 WKA < 500 kw WKA 500/600 kw 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Betriebsjahr Abb. 6 Entwicklung der Schadenshäufigkeit mit zunehmenden Anlagenalter In Abb. 6 wird deutlich, daß die Ausfallrate der heute installierten Anlagen in den ersten Betriebsjahren fast kontinuierlich abgenommen hat. Dies gilt sowohl für die älteren Anlagen mit Nennleistungen unter 500 kw als auch für die 500/600 kw-klasse, wobei die größeren Anlagen erheblich häufiger repariert werden mußten. Beide Gruppen liegen aber nach fünf Betriebsjahren - mit weiter sinkender Tendenz - bei etwas mehr als einer Störung im Jahr. 8
3.5 3.0 2.5 WKA im WMEP mit 500/600 kw Küste Tiefebene Mittelgebirge 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 1 2 3 4 5 Betriebsjahr Abb. 7: Entwicklung der Störungshäufigkeiten in den unterschiedlichen Standortkategorien Die Unterscheidung der 500/600 kw Anlagen in den Landschaftskategorien Küste, Norddeutsche Tiefebene und Mittelgebirge in Abb. 7 zeigt, daß die fallende Tendenz in allen drei Landschaftskategorien trotz unterschiedlicher externer Bedingungen (mittlere Windgeschwindigkeit, Turbulenz, Eisansatz, Blitzschlaghäufigkeit,...) relativ ähnlich verläuft. 3.4 Externe Störungsursachen in unterschiedlichen Standortkategorien Die Windverhältnisse sowie klimatische und externe elektrische Einflüsse auf den Betrieb von Windenergieanlagen in Deutschland werden im Rahmen des WMEP systematisch untersucht. Als Informationsquellen werden die langjährigen Windmessungen an ca. 170 Standorten sowie Instandsetzungsberichte der Betreiber zu den Störungsursachen Blitzschlag, Eisansatz, Sturm und Netzausfall herangezogen. Für die statistische Auswertung der externen Betriebsbedingungen, d. h. des Windenergieangebots, der klimatischen und externen elektrischen Einflüsse, werden die Standorte in folgende vier Kategorien unterschieden: Kategorie 1: Küstenlinie, Inseln (Gebiete bis wenige Kilometer landeinwärts), Kategorie 2: Norddeutsche Tiefebene, unbewaldet (Gebiete mit offenem, größtenteils waldfreien Gelände), Kategorie 3: Norddeutsche Tiefebene, bewaldet (wie Kategorie 2, hier jedoch mit größeren zusammenhängenden Waldgebiete, z. B. Lüneburger Heide), Kategorie 4: Mittelgebirge (Gebiete in exponierten Lagen in 200 bis 1100 m Höhe ü. NN.). In den folgenden Abschnitten werden die Ergebnisse der Auswertungen zur Störungshäufigkeit auf Grund externer Störungsursachen für die einzelnen Standortkategorien zusammengestellt. 9
Störungsursache Blitzschlag In den Jahren 1992 bis 1998 wurden durch das ISET insgesamt 711 Instandsetzungsberichte mit einer Zuordnung zur Störungsursache Blitzschlag" ausgewertet. In 1998 hatten die im WMEP erfaßten WEA 26 direkte Blitzeinschläge sowie weitere 100 indirekte Blitzschäden d. h. Überspannungsschäden nach Blitzeinschlag in das Stromnetz zu verzeichnen. Lediglich vier der 26 Direkteinschläge hatten umfangreiche Instandsetzungsmaßnahmen zur Folge, die mit mittleren Kosten in Höhe von rund 80.000 DM verbunden waren. Durch die verbesserte Blitzschutztechnik, die mittlerweile zur Standardausrüstung fast aller Windenergieanlagen zählt, wird ein Großteil der Einschläge auch ohne nennenswerte Schäden überstanden. Dennoch birgt die Störungsursache Blitzschlag mit einem Anteil von 17 Prozent der im Jahr 1998 dokumentierten Instandsetzungskosten (sowie 13 Prozent der Anlagenstillstandszeit) noch immer ein erhebliches Reduktionspotential für Instandsetzungskosten. Die regionale Verteilung aller registrierten Blitzeinschläge zeigt mit 14 Meldungen in 100 Betriebsjahren (d.h. einer Wahrscheinlichkeit von 14 Prozent pro Betriebsjahr) ein erheblich höheres Blitzschlagrisiko für Windenergieanlagen im Mittelgebirge im Vergleich mit den übrigen Standortkategorien. Die folgenden Tabellen 1 und 2 geben einen Gesamtüberblick über registrierte Störungsmeldungen durch Blitzschlag für den Zeitraum 1992 bis 1998 sowie über die Häufigkeit von Blitzschlagereignissen nach Standortkategorien. Tabelle 1: Störungsursache Blitzschlag - Gesamtüberblick 1992 1998 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 gesamt WEA-Anzahl 741 1058 1329 1475 1520 1510 1496 1557*) WEA-Betriebsjahre 575 898 1185 1409 1500 1505 1495 8565 Meldungen gesamt 58 79 149 120 70 109 126 711 davon Direkteinschläge 9 16 48 58 15 31 26 203 Meldungen pro 100 WEA-Betriebsjahre 10 9 13 9 5 7 8 8 davon Direkteinschläge 16% 20% 32% 48% 21% 28% 21% 29% Tabelle 2: Regionale Verteilung von Blitzschäden 1992-1998 Küste Norddt. Tiefebene Tiefebene bewaldet Mittelgebirge gesamt WEA-Anzahl 629*) 427*) 119*) 382*) 1557*) WEA-Betriebsjahre 3673 2323 689 1880 8565 Meldungen gesamt 214 178 52 267 711 davon Direkteinschläge 68 42 13 80 203 Meldungen pro 100 WEA-Betriebsjahre 6 8 8 14 8 davon Direkteinschläge 32% 24% 25% 30% 29% *) Sämtliche bisher im WMEP erfaßten Anlagen 10
Störungsursache Eisansatz Die Störungsursache Eisansatz" wird gewöhnlich während der Monate Oktober bis März an Alpenstandorten bis in den Mai registriert. Von 1992 bis zum Jahresende 1998 wurden insgesamt mehr als 660 Berichte über Abschaltungen auf Grund von Vereisung ausgewertet. In 1998 wie auch im gesamten bisherigen Auswertezeitraum hatte diese Störungsursache Stillstandszeiten mit einem Anteil von 4 Prozent der gesamten Stillstandszeit zur Folge. Demgegenüber betrugen die zugehörigen Instandsetzungskosten nur 0,2 Prozent der registrierten Gesamtkosten, da in der überwiegenden Anzahl der Fälle eine Wiederinbetriebnahme durch Anlagenreset nach Abschmelzen des Eisüberzugs auf Rotorblättern und/oder Sensoren möglich ist. Nur in wenigen Fällen ist der Austausch von Windgebern oder anderen Komponenten notwendig. Bei längeren Stillstandszeiten ist allerdings unter Umständen mit einem beträchtlichen Ertragsausfall zu rechnen, da die meisten Betriebsstörungen durch Eisansatz zwischen Dezember und Januar, auftreten einer Jahreszeit mit gewöhnlich günstigen Windbedingungen. Die dokumentierten Stillstandszeiten reichten in 1998 von wenigen Stunden bis zu mehreren Wochen, mit einem vergleichsweise hohen Durchschnittswert von 48 Stunden. Der langjährige Mittelwert liegt zur Zeit bei knapp 20 Stunden (Tabelle 3). Bei der Standortabhängigkeit zeigt sich erwartungsgemäß für die Störungsursache Eisansatz an Mittelgebirgsstandorten ein erheblich höheres Risiko als an anderen Standorten, welches darüber hinaus mit deutlich längeren Ausfallzeiten verbunden ist (Tabelle 4). Tabelle 3: Störungsursache Eisansatz - Gesamtüberblick 1992 1998 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 gesamt WEA-Anzahl 741 1058 1329 1475 1520 1510 1496 1557*) WEA-Betriebsjahre 575 898 1185 1409 1500 1505 1495 8565 Anzahl Meldungen 28 67 40 149 240 67 70 661 Meldungen pro 100 WEA-Betriebsjahre 5 7 3 11 16 4 5 8 Typische Stillstandszeit**) in Stunden 52,4 13,0 14,9 16,0 25,4 15,0 48,0 19,5 Tabelle 4: Regionale Verteilung von WEA-Störungen durch Eisansatz 1992-1998 Küste Norddt. Tiefebene Tiefebene bewaldet Mittelgebirge gesamt WEA-Anzahl 629*) 427*) 119*) 382*) 1557*) WEA-Betriebsjahre 3673 2323 689 1880 8565 Anzahl Meldungen 147 84 18 412 661 Meldungen pro 100 WEA-Jahre 4 4 3 22 8 Typische Stillstandszeit**) in Stunden 10,0 9,0 14,0 37,0 19,5 *) Sämtliche bisher im WMEP erfaßten Anlagen. **) Als typische Stillstandszeit wird der Medianwert angegeben, d.h. eine identische Anzahl von gemeldeten Werten liegt unterhalb und oberhalb dieses statistischen Wertes. 11
Störungsursache Sturm Bei zu hohen Windgeschwindigkeiten werden Windenergieanlagen in der Regel automatisch durch die Anlagensteuerung abgeschaltet und in Warteposition gebracht. Die Abschaltwindgeschwindigkeiten liegen typenabhängig zwischen nominell 20 bis 25 m/s. Bei den meisten Anlagentypen erfolgt bei späterem Abflauen ein automatischer Neustart. Die Störungsursache Sturm wurde in den Jahren 1992 bis 1998 insgesamt 1022 mal als Grund für einen Anlagenstillstand genannt. In der Mehrzahl dieser Fälle wurde Überlast, Überdrehzahl oder Vibrationen als Konsequenz angegeben, die zumeist nur geringe Kosten (z. B. für Sicherungen) und Stillstandszeiten von wenigen Stunden nach sich zogen. In den zurückliegenden Jahren sanken die dokumentierten Stillstandszeiten pro Vorfall kontinuierlich bis zu einem Wert von 4,8 Stunden in 1998. Dieser statistische Medianwert der Stillstandszeit wird im Unterschied zum (arithmetischen) Mittelwert nicht durch einzelne Extremwerte beeinflußt und kann damit als typischer Wert der Stillstandszeit gelten. Darüber hinaus waren aber auch in 1998 einzelne schwerwiegende Beeinträchtigungen und Komponentenschäden (z. B. Azimutgetriebe, Schlaggelenk eines Rotorblattes, komplette Gondel) mit hohen Kosten durch Sturmschäden zu verzeichnen (Tabelle 5 und Tabelle 6). Tabelle 5: Störungsursache Sturm - Gesamtüberblick 1992 1998 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 gesamt WEA-Anzahl 741 1058 1329 1475 1520 1510 1496 1557*) WEA-Betriebsjahre 575 898 1185 1409 1500 1505 1495 8565 Anzahl Meldungen 93 277 175 173 64 129 111 1022 Meldungen pro 100 WEA-Betriebsjahre 16 31 15 12 4 9 7 12 Typische Stillstandszeit**) in Stunden 16,8 10,8 9,0 8,3 7,6 5,4 4,8 8,8 Tabelle 6: Regionale Verteilung von WEA-Störungen durch Sturm 1992-1998 Küste Norddt. Tiefebene Tiefebene bewaldet Mittelgebirge gesamt WEA-Anzahl 629*) 427*) 119*) 382*) 1557*) WEA-Betriebsjahre 3673 2323 689 1880 8565 Anzahl Meldungen 249 275 120 378 1022 Meldungen pro 100 WEA-Jahre 7 7 5 20 12 Typische Stillstandszeit**) in Stunden 8,0 7,6 15,5 8,9 8,8 *) Sämtliche bisher im WMEP erfaßten Anlagen **) Als typische Stillstandszeit wird der Medianwert angegeben, d.h. eine identische Anzahl von Werten liegt unterhalb und oberhalb dieses statistischen Wertes. 12
Störungsursache Netzausfall Die Störungsursache Netzausfall wurde in 1998 in 170 Fällen als Grund für einen Anlagenstillstand genannt. Zumeist waren Netzarbeiten des EVU der Grund hierfür, die lediglich Ertragsausfälle, jedoch keine weitergehenden WEA-Instandsetzungsmaßnahmen zur Folge hatten. Die Anzahl der Meldungen hängt auch von der Anzahl der gleichzeitig von Netzarbeiten betroffenen WEA (d.h. Windparkgröße) ab. Hiermit ist der geringe Wert für die Standortkategorie Norddeutsche Tiefebene, bewaldet zu erklären, da hier vor allem Einzelanlagen betrieben werden. Die typischen dokumentierten Stillstandszeiten betrugen in 1998 ca. 6,8 Stunden, in einzelnen Fällen auch mehrere Tage (Tabelle 7 und Tabelle 8). Tabelle 7: Störungsursache Netzausfall - Gesamtüberblick 1992 1998 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 gesamt WEA-Anzahl 737 1054 1325 1471 1516 1508 1495 1553*) WEA-Betriebsjahre 571 894 1181 1405 1496 1503 1494 8542 Anzahl Meldungen 101 115 129 292 375 217 170 1399 Meldungen pro 100 WEA-Betriebsjahre 18 13 11 21 25 14 11 16 Typische Stillstandszeit**) in Stunden 2,1 0,8 0,8 0,8 1,0 1,6 0,9 1,1 Tabelle 8: Regionale Verteilung von WEA-Störungen durch Netzausfall 1992 1998 Küste Norddt. Tiefebene Tiefebene bewaldet Mittelgebirge gesamt WEA-Anzahl 629*) 426*) 118*) 380*) 1553*) WEA-Betriebsjahre 3673 2318 684 1867 8542 Anzahl Meldungen 617 461 37 284 1399 Meldungen pro 100 WEA-Jahre 17 13 2 15 16 Typische Stillstandszeit**) in Stunden 0,9 0,7 1,4 2,1 1,1 *) Sämtliche bisher im WMEP erfaßten Anlagen mit Netzanschluß **) Als typische Stillstandszeit wird der Medianwert angegeben, d.h. eine identische Anzahl von Werten liegt unterhalb und oberhalb dieses statistischen Wertes. 4 Kostentrends bei der Windenergienutzung Die Windenergietechnik hat in den vergangenen Jahren weltweit eine bemerkenswerte Entwicklung durchlaufen. Auf Deutschland bezogen wurden die großen Erfolge der Windenergienutzung durch positive Randbedingungen maßgeblich angestoßen. Hierzu zählen staatliche Forschungs- und Fördermaßnahmen, wie zum Beispiel das 250 MW Wind -Programm und weiterer Fördermöglichkeiten auf Länderebene sowie niedrige Zinsen auf dem Kapitalmarkt. Insbesondere brachte das Stromeinspeisungsgesetz ab 1991 die prinzipielle Möglichkeit des Netzzugangs für die Erzeuger erneuerbarer Energien, durch seine Mindestpreisregelung die Voraussetzung die kalkulierbare Finanzierung der Projekte innerhalb gewisser Grenzen ermöglicht. Insgesamt hat die Windenergietechnik mittlerweile an windgünstigen Standorten die Schwelle zur Wirtschaftlichkeit erreicht. Auch nach Einschätzung internationaler Organisationen deren Präferenzen explizit nicht im Bereich Windenergie liegen, z. B: 13
der Internationalen Atom Energie Agentur (IAEA), wird die Windenergie mittelfristig, (etwa 2005 bis 2010) in einem engen ökonomischen Sinn konkurrenzfähig zur fossilen und nuklearen Energieerzeugung sein. Mit enger ökonomischer Sinn ist hier eine wirtschaftliche Überlegenheit auch ohne Berücksichtigung von sozialen und externen Kosten gemeint, welche mit zu den großen Vorteilen der Windenergie zählen [3]. 4.1 Lernkurve Windenergie Windenergieanlagen zur Stromerzeugung werden mittlerweile seit etwa zwei Jahrzehnten produziert. Durch die erhöhte Nachfrage am Produkt Windenergieanlage werden diese inzwischen als serienmäßige Industriegüter hergestellt. Durch größere Stückzahlen, optimierte Fertigungsverfahren sowie Lern- und Wettbewerbseffekte sind die Marktpreise für Windenergieanlagen kontinuierlich gefallen. Die Dynamik der Preisentwicklung der spezifischen Kosten mit steigenden Installationszahlen kann als Lernkurve dargestellt werden, wie Abb. 8 für den Markt in Deutschland im Zeitraum 1990 bis 1998 zeigt. Ausgehend von spezifischen Kosten von rund 2.450 DM/kW (ab Werk) bei 60 MW kumulierter installierter Nennleistung in 1990 fielen die spezifischen Kosten auf rund 1.750 DM/kW bei 2.850 MW installierter Leistung in 1998. Diese Preise sind inflationsbereinigt und auf das Preisniveau von 1995 normiert und als Lernkurve dargestellt. Die Progress Ratio von 92 Prozent gibt an, daß in diesem Betrachtungszeitraum die Preise der Anlagen je Verdoppelungsschritt der kumulierten installierten Leistung real d. h. inflationsbereinigt um 8 Prozent niedriger liegen [4]. 10000 Preis (log DM(1995)/kW) 1990 Progress Ratio 92% 1998 1000 10 kumulierte installierte Leistung (log MW) 10000 Abb. 8: Lernkurve Windenergieanlagen in Deutschland 4.2 Betriebskosten Der Betrieb von Windenergieanlagen zur privaten und gewerblichen Stromerzeugung ist mit Kosten verbunden, die vom Anlagenbetreiber getragen werden müssen. Die Kosten des Anlagenbetriebs sind vielschichtig, dieser Aufwand ist jedoch mit Voraussetzung für einen ordnungsgemäßen und zuverlässigen Anlagenbetrieb. Die Hauptkostenarten sind im wesentlichen Ausgaben für Versicherungen, Pacht, Wartungsverträge, Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten, Geschäftsführung, Fernüberwachung, Mühlenwart, Betriebsstrom, Verbandsbeiträge und während der Finanzierungsphase vor insbesondere Kapitalkosten. 14
Einnahmen beim Betrieb von Windenergieanlagen werden durch Erlöse aus dem Stromverkauf an Energieversorgungsunternehmen oder andere Abnehmer erzielt sowie ggf. auch durch Betriebskostenzuschüsse oder andere Fördermittel. Wird der erzeugte Windstrom ganz oder teilweise im eigenen Haushalt oder Betrieb des Betreibers selbst genutzt, können zusätzlich die hierdurch vermiedenen Strombezugskosten als Einsparungen verbucht werden. Bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen müssen diese Einspareffekte mit berücksichtigt werden. Im Rahmen des WMEP werden alle für den Betrieb erforderlichen Aufwendungen regelmäßig von den Betreibern an ISET gemeldet. Erträge aus Einspeisevergütungen sowie die vermiedenen Strombezugskosten werden auf Basis der jeweiligen Einspeisungs- und Bezugstarife sowie den gemeldeten monatlichen Zählerständen berechnet. In den nachfolgenden Auswertungen werden die gemeldeten Kosten als Durchschnittswerte für Wartungen, Instandsetzungen und Versicherungen, nach Leistungsklassen differenziert, dargestellt. Bei der Interpretation der dargestellten Ergebnisse ist zu beachten, daß nicht für jede Anlage alle Versicherungsarten abgeschlossen sind. Daher beziehen sich die genannten durchschnittlichen Kosten jeweils auf nicht-identische Datenbestände. Eine Ermittlung der Gesamtkosten durch einfache Addition der jeweiligen Einzelposten ist daher nicht möglich. Mit dem Erwerb von Windenergieanlagen ist in der Regel eine zweijährige Gewährleistungsverpflichtung durch den Anlagenhersteller für auftretende Schäden oder Störungen an den Anlagen im Kaufpreis enthalten. Nach Ablauf der Gewährleistungsphase werden anfallende Kosten für Wartungen und Instandsetzungen nicht mehr vom Anlagenhersteller übernommen, sondern gehen zu Lasten der Betreiber. Zum Jahresbeginn 1998 waren etwa 1.435 Anlagen mit einem Betriebsalter von mehr als zwei Jahren im WMEP registriert. In den nachfolgenden Auswertungen werden ausschließlich diese Anlagen berücksichtigt. Leistungklasse[kW] 1-70 62 71-140 55 141-210 58 211-280 59 281-350 43 351-420 36 421-490 48 491-560 31 561-630 42 771-840 24 981-1050 35 0 10 20 30 40 50 60 70 DM / kw a Abb. 9: Durchschnittliche jährliche Betriebskosten pro kw installierter Leistung [1] 15
Die Auswertung Betriebskosten (Abb. 9) zeigt die Mittelwerte der jährlichen Kosten als auf die Anlagennennleistung bezogene Größen [DM/kW], die im Rahmen des WMEP erfaßt und gemeldet werden. Die erhobenen Daten umfassen Wartungen, Instandsetzungen, Versicherungen, Pacht, Fernüberwachung, etc., die mit eventuellen Rückerstattungen aus Versicherungsfällen verrechnet werden. Strombezugskosten für den Energieeigenverbrauch, die in der Regel bei Werten kleiner 1% der Stromproduktion liegen, Steuern sowie Geschäftsführungskosten der Windenergieanlagen sind in dieser Auswertung nicht enthalten. Für Windenergieanlagen mit z. B. 600 kw Nennleistung ergeben sich nach dieser Auswertung jährliche Betriebskosten von durchschnittlich 42 DM/kW bzw. rund 25.000 DM jährlich. Dieser Wert entspricht bei einem Anschaffungspreis von 1 Million DM ab Werk einem Betriebskostenanteil von ca. 2,5%. Insgesamt ist ein deutlicher Trend zu reduzierten spezifischen Betriebskosten mit zunehmender Anlagengröße zu erkennen [1]. Leistungklasse[kW] 1-70 71-140 141-210 211-280 281-350 351-420 421-490 491-560 561-630 771-840 Haftpflicht Betriebsausfall Masch.-Schaden 981-1050 0 5 10 15 20 25 DM / kw a 30 Abb. 10: Durchschnittliche Versicherungskosten nach Leistungsklassen Die gesamten Betriebskosten (Ausnahme Geschäftsführung und Eigenstrom) lassen sich noch weiter in die Hauptposten Versicherungen und Ausgaben für Wartung und Instandsetzungen differenzieren. Für die Mehrzahl der im WMEP erfaßten WEA, insbesondere Anlagen der mittleren und oberen Leistungsklassen, werden Versicherungen abgeschlossen, die in Maschinenschaden-, Betriebsausfall- sowie Haftpflichtversicherungen unterschieden werden. Deren jährliche Durchschnittswerte sind für einige Leistungsklassen als auf die Nennleistung bezogene Größen (DM/kW) dargestellt. Auch diese Auswertung zeigt die Tendenz zu geringeren spezifischen Kosten pro kw installierter Leistung mit zunehmender Anlagengröße. (Abb. 10) Die Kosten für Wartungs- und Instandsetzungen setzen sich aus Zahlungen für Reparaturen, Ersatzteile, Betriebsmittel, Arbeitslohn, Fahrtkosten, Service- und Wartungsverträge, usw. zusammen. Die Daten sind um etwaige Versicherungserstattungen der Maschinenschadenversicherung reduziert. Für den überwiegenden Teil der im WMEP registrierten Anlagen (etwa 70%) sind Wartungsverträge mit den Herstellerfirmen oder anderen Serviceanbietern gemeldet (vgl. Abb. 11). Die Betriebskosten von Windenergieanlagen in Abhängigkeit vom Alter sind keine statische Größe, sondern hängen auch von äußeren Faktoren, z. B. der allgemeinen Preissteigerung für Produkte und Dienstleistung usw. ab. Mit zunehmendem Alter der Anlagen ist jedoch auch mit einem erhöhtem Aufwand für Wartung und Instandsetzung zu rechnen. Eine aktu- 16
elle Untersuchung [5] des WMEP belegt insbesondere für alle Aufwendungen im Bereich Wartung und Instandsetzung deutlich ansteigende Kosten mit zunehmendem Anlagenalter (s. Abb. 12). Leistungklasse[kW] 1-70 71-140 141-210 211-280 281-350 351-420 421-490 491-560 561-630 771-840 981-1050 Wartungsverträge Wartung & Instandsetzung 0 10 20 30 40 DM / kw a 50 Abb. 11: Jährliche Kosten für Wartung und Instandsetzungen nach Leistungsklassen 45 40 35 30 DM/kW 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Alter [Jahre] Abb. 12: Entwicklung der spezifischen Wartungs- und Instandsetzungskosten nach Betriebsjahren 17
4.3 Einnahmen durch Windstrom Die Erträge die durch den Betrieb von Windenergieanlagen durch die Betreiber erzielt werden, setzen sich im wesentlichen aus den Einspeisevergütungen aus dem Stromverkauf sowie bei Windenergieanlagen mit Energieeigennutzung als Einsparungen der Betreiber durch verringerten Strombezug, den sogenannten vermiedenen Strombezugskosten zusammen. Abb. 13 zeigt die durchschnittlichen Jahreserträge, die nach unterschiedlichen Standortkategorien differenziert sind. In der Auswertung sind, zwecks besserer Vergleichbarkeit, nur Anlagen des WMEP berücksichtigt, für die über das gesamte Jahr 1998 Berichte vorliegen, und deren Netzeinspeisungsvergütung ausschließlich nach dem Stromeinspeisungsgesetz erfolgt. Windenergieanlagen, die von regionalen bzw. kommunalen EVU betrieben werden, sind daher in dieser Abbildung nicht berücksichtigt. Die Auswertung zeigt einen deutlichen Unterschied zwischen Küstenstandorten und Standorten im Binnenland, die in der Darstellung als die Kategorien Norddeutsche Tiefebene bzw. Mittelgebirge bezeichnet werden. Dieser signifikante Unterschied muß bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen für geplante Projekte berücksichtigt werden. Mit Hilfe der Tabelle lassen sich näherungsweise die durchschnittlichen Einnahmen sowie die durchschnittliche Stromproduktion für Windenergieanlagen in den einzelnen Leistungsklassen ermitteln. Beispiel 500 kw-anlage in der Standortkategorie Mittelgebirge: Der durchschnittliche monetäre Ertrag liegt bei 300 DM/kW. Hieraus ergeben sich Jahreseinnahmen: von 300 DM/kW 500 kw = 150.000 DM. Der mittlere Jahresenergieertrag kann mit 150.000 DM 0,1679 DM/kWh auf rund 893.000 kwh entsprechend etwa 1.800 Vollaststunden abgeschätzt werden. Die Durchschnittswerte für Anlagen dieser Leistungsklasse an Küstenstandorten: rund 211.500 DM Jahreseinnahmen, 1,26 Mio. kwh Jahresstromproduktion und 2.500 Vollaststunden. DM / kw a 500 400 300 200 100 0 1-71 - 141-211 - 281-351 - 421-491 - 561-771 - 981-1471 - Leistungsklassen [kw] 70 140 210 280 350 420 490 560 630 840 1050 1540 Küste 409 315 437 416 452 399 401 423 382 467 Norddeutsche Tiefebene 186 205 266 242 305 228 278 316 381 434 Mittelgebirge 189 213 303 257 290 247 300 250 283 278 Abb. 13: Spezifische Jahreserträge in DM/kW installierter Leistung nach Standortkategorien 4.4 Stromgestehungskosten und Jahresarbeit Die spezifischen Stromgestehungskosten (DM/kWh) der derzeitig den Markt dominierenden Windenergieanlagen von 500 kw bis 1500 kw sind in Abhängigkeit ihrer jährlichen Stromproduktion in Abb. 14 dargestellt. Die der Berechnung zugrunde liegenden Randbedingungen, wie Investitionsnebenkosten, Betriebskosten, Zinsen und Finanzierungszeit entsprechen den aktuellen Konditionen in vielen Projekten. In den vorangegangenen Jahren mußten auf dem Kapitalmarkt jedoch noch wesentlich höhere Zinsen gezahlt werden, wodurch sich die Wirtschaftlichkeit der Projekte ungünstiger darstellte. Steuerliche Aspekte und Förderungen durch Bund oder Länder sind in dieser Berechnung nicht berücksichtigt. 18
Entsprechend der jährlichen Energielieferung (1500 bis 3000 Vollaststunden) können der Grafik die spezifischen Kosten entnommen werden. Bei der Höhe der Einspeisevergütung von ca. 16,79 Pfennig je Kilowattstunde (D, 1998) ist zur Finanzierung einer Windenergieanlage der 1,5 MW-Klasse über einen Zeitraum von 10 Jahren eine durchschnittliche Jahresarbeit von rund 3,3 GWh erforderlich. Diese Jahresproduktion entsprechend etwa 2300 Vollaststunden wird nur an windgünstigen Standorten, z. B. in Küstennähe erreicht. Das langjährige Mittel für Anlagen des WMEP in dieser Standortkategorie liegt bei etwa 2100 Vollaststunden. Die Neuerrichtung von Windenergieanlagen zu den hier aufgezeigten günstigen Zinsbedingungen spielte sich in den letzten Jahren jedoch zunehmend in den küstenfernen und somit windschwächeren Regionen des Binnenlandes ab. Nach dem Auswertungen des WMEP liegen die langjährigen Mittelwerte der durchschnittlichen Vollaststunden in der norddeutschen Tiefebene bei rund 1280 Vollaststunden, an den Mittelgebirgsstandorten werden im Mittel etwa 1230 Vollaststunden erreicht. Abb. 14: Stromgestehungskosten für Windenergieanlagen Abb. 15 zeigt die spezifischen Stromgestehungskosten in DM/kWh für die derzeitig meist vertretenen Anlagentypen im Nennleistungsbereich von 150 bis 1500 kw unter Zugrundelegung gleicher Randbedingungen, wie in Abb. 14 genannt. Man erkennt, daß für eine Anlage mit 150 kw Nennleistung und z. B. 2500 Vollaststunden entsprechend 375.000 kwh pro Jahr mit Stromgestehungskosten geringfügig unterhalb der derzeitigen Einspeisungsvergütung von etwa 0,17 DM/kWh gerechnet werden muß. Insgesamt stellt sich bislang aufgrund der gesunkenen Marktpreise bei den Anlagen bis etwa 1000 kw Nennleistung eine verbesserte Wirtschaftlichkeit dar. Bei der Anlagengeneration um 1500 kw Nennleistung ist anhand der Marktpreise, die laut Liste bei 2000 DM/kW liegen, dieser Größenvorteil derzeit noch nicht erkennbar. Bei der Berechnung der Stromgestehungskosten muß berücksichtigt werden, daß die durchschnittlichen jährlichen Betriebskosten mit 3 Prozent für den gesamten Betrachtungszeitraum von zehn Jahren konstant günstig angenommen wurden. So könnte sich z. B. durch eine grundsätzlich mögliche Verdoppelung der Betriebskosten die Wirtschaftlichkeit der Anlage im obigen Beispiel in der Gestalt verschlechtern, daß die Stromgestehungskosten bei 2500 Vollaststunden von etwa 0,17 DM/kWh auf über 0,19 DM/kWh ansteigen. Nach abgeschlos- 19
sener Finanzierungsphase ist jedoch, auch unter Berücksichtigung deutlich erhöhter Betriebskosten, eine deutliche Verbesserung der Wirtschaftlichkeit zu erwarten. Abb. 15: Vergleich der Stromgestehungskosten für Windenergieanlagen im Leistungsbereich 150 bis 1500 kw Die in den Abbildungen 14 und 15 genannten Bänder kennzeichnen Jahresenergieerträge an günstigen Binnenlandstandorten im Bereich von 1500 bis 2000 Vollaststunden sowie durchschnittliche bis sehr gute Standorte im Küstenbereich von etwa 2000 bis 3000 Vollaststunden. Auswertungen des WMEP zeigen für diese Standortkategorien charakteristische Werte von ca. 2100 Vollaststunden für Küstenstandorte und etwa 1250 Vollaststunden an Binnenlandstandorten im Bereich der Norddeutschen Tiefebene sowie in Mittelgebirgslagen. Die folgende Grafik (Abb. 16) zeigt die Häufigkeitsverteilung der Vollaststunden für die drei genannten Standortkategorien. Die Differenzen in den Häufigkeitsverteilungen der Vollaststunden an Standorten im Bereich Norddeutsche Tiefebene und Mittelgebirge sind marginal. Um so deutlicher treten die Qualitätsunterschiede dieser Standorte zu jenen in der Kategorie Küste hervor. 20
20% 15% Häufigkeit 10% 5% 0% 0 500 1000 1500 2000 Vollaststunden [h] 2500 3000 3500 4000 Küste Tiefland Mittelgebirge Abb. 16: Häufigkeitsverteilung der Vollaststunden nach Standortkategorien 4.5 Stromgestehungskosten laufender Projekte im 250 MW Wind - Programm Für eine Auswahl von etwa 230 Anlagen des WMEP mit insgesamt 100 MW Nennleistung wurden die Stromgestehungskosten, die sich bislang aus einer rückwärtigen Betrachtung über eine Betriebszeit von maximal 5 Jahren ergeben, ermittelt. Der Betrachtungszeitraum ist also noch ausgesprochen kurz und beinhaltet auch die meist zwei Jahre dauernde Garantiezeit. Die statistische Datenbasis dieser Auswertung setzt sich insgesamt aus etwa 700 dokumentierten Jahresbetriebsergebnissen zusammen und umfaßt ausschließlich solche Anlagen, die nach dem 1. April 1994 in das WMEP aufgenommen worden sind. Berechnungsgrundlagen sind die förderfähigen Investitionskosten, die Stromproduktionsdaten und Betriebskosten laut Betreibermeldungen sowie die mittleren Zinssätze für Darlehen mit zehnjähriger Laufzeit für Umweltschutzprojekte (in Anlehnung an Mitteilungen der Deutschen Ausgleichsbank). Die Förderbeträge, die im Rahmen des 250 MW Wind -Programms gewährt werden, sind nicht berücksichtigt. Für die einzelnen Jahre aller untersuchten Projekte während der bisherigen Betriebszeit ergeben sich mittlere jährliche Stromgestehungskosten von 0,21 DM/kWh, wobei die Standardabweichung bei 0,09 DM/kWh und der Medianwert bei 0,19 DM/kWh liegen. Über 90 Prozent dieser berechneten Gestehungskosten liegen in einem Band zwischen 0,1 und 0,3 DM/kWh. Für etwa 10 Prozent der Jahresbetriebsergebnisse wurden Kosten über 0,3 DM/kWh ermittelt (Abb. 17). Da sich die Auswertung der einzelnen Projekte nur auf die ersten Betriebsjahre bezieht, lassen sich aber noch keine Rückschlüsse auf den gesamten Refinanzierungszeitraum von in der Regel 10 Jahren ziehen. Die enorme Spannweite der Ergebnisse ergibt sich aus der jahresbezogenen Auswertung. Einzelne kostenintensive Instandsetzungsmaßnahmen aber auch Rückvergütungen der Versicherungen, die erst im Folgejahr gebucht wurden, lassen die Stromgestehungskosten von einem Kalenderjahr zum anderen stark schwanken. 21
15% [%] 10% > 0,3 DM/kWh 5% 0% 0,10 0,15 0,20 0,25 [DM/kWh] 0,30 Abb. 17: Häufigkeitsverteilung von Stromgestehungskosten ausgewählter Anlagen im WMEP 4.6 Stromgestehungskosten an unterschiedlichen Standortkategorien Die Energieausbeute und somit die Stromgestehungskosten sind abhängig von den jeweiligen Windbedingungen am Anlagenstandort sowie von den Betriebskosten und der Zuverlässigkeit der jeweiligen Windenergieanlagen. In Abb. 18 werden die Berechnungsergebnisse für unterschiedliche Standortkategorien gezeigt. Als durchschnittliche Stromgestehungskosten für die einzelnen Standortkategorien ergeben sich hier die folgenden Eckdaten: Küste: Mittelwert 0,165 DM/kWh, Median 0,155 DM/kWh (berechnet mit Daten aus 175 Anlagenjahren) Bereich Norddeutsche Tiefebene: 0,209 DM/kWh; Median 0,189 DM/kWh (berechnet mit Daten aus 227 Anlagenjahren) Mittelgebirgslagen: 0,232 DM/kWh, Median 0,210 DM/kWh (berechnet mit Daten aus 313 Anlagenjahren) Die Bezugsgröße bei der Berechnung der einzelnen Verteilungen ist jeweils die Gesamtheit der Anlagen in den einzelnen Kategorien. Auch diese Betrachtung läßt aufgrund der relativ kurzen Betriebszeit von bisher nur 5 Jahren noch keine belastbare Schätzung der weiteren Kostenentwicklung zu. 22
15% Küste Norddt. Tiefebene Mittelgebirge > 0,3 DM/kWh 10% 5% 0% 0,10 0,15 0,20 0,25 [DM/kWh] 0,30 Abb. 18: Häufigkeitsverteilungen von Stromgestehungskosten nach Standortkategorien 5 Schlußfolgerungen Nachdem die ältesten Windenergieanlagen im WMEP nunmehr seit neun Jahren in Betrieb sind, erscheint die Tendenz sinkender Ausfallraten in der ersten Betriebsphase bei gleichzeitig steigender technischer Verfügbarkeit sicher. Die sinkenden Ausfallraten sind mit der Behebung von Kinderkrankheiten zu erklären und sorgen zusammen mit einem verbesserten Service für reduzierte Stillstandzeiten. Diese Tendenz ist sowohl für die kleineren Anlagen unter 500 kw als auch für die WEA der 500/600 kw Leistungsklasse zu beobachten. Allerdings sorgen ablaufende Garantiezeiten ab dem dritten Betriebsjahr für erhöhte Betriebskosten mit zunehmendem Anlagenalter. Danach stagnieren bei den kleineren Anlagen die Kosten ab dem sechsten Betriebsjahr. Die Anlagen der 500/600 kw Leistungsklasse liegen fast beständig um etwa 35% darunter, allerdings ist ein Übergang zu konstanten Kosten noch nicht zu erkennen. Aufgrund mangelnder anderweitiger Erfahrungen und aufgrund der relativ kleinen Stichprobe der ältesten im WMEP erfaßten Anlagen ist eine Prognose der weiteren Entwicklung sehr schwierig. Allerdings sind die Entwicklungen von Zuverlässigkeit und Betriebskosten der beiden unterschiedlichen WEA-Leistungsklassen, trotz unterschiedlicher absoluter Zahlenwerte, sehr ähnlich und vom Prinzip her auch aus anderen Technikbereichen bekannt. Daher ist mit einiger Wahrscheinlichkeit für alle Windenergieanlagen nach der Behebung anfänglicher Schwierigkeiten mit einer längeren Periode gleichmäßig niedriger Ausfallraten und relativ konstanter Betriebskosten zu rechnen. Für die beobachteten Anlagen muß festgestellt werden, daß nach Ablauf der Garantiezeit vor allem die Kosten für Reparaturen ansteigen. Der über den Zeitraum mehrerer Jahre ansteigende Reparaturkostenanteil kann durch die unterschiedlich langen von den verschiedenen Herstellern gewährten Garantiezeiten erklärt werden. 23
Danach bleiben die Reparaturkosten für Anlagen unter 500 kw für mehrere Jahre nahezu konstant. Die Betriebskosten, ohne Steuern, Geschäftsführungskosten und Strombezugskosten betragen - bezogen auf die Nennleistung der jeweiligen Anlage - ab dem sechsten Betriebsjahr ungefähr 65 DM/kW. In der Leistungsklasse 500/600 kw stiegen die Kosten auf insgesamt 30 DM/kW im fünften Betriebsjahr und liegen damit deutlich niedriger als bei den kleineren Anlagen. Auch fällt der Anstieg der Kosten nach Ablauf der Garantiezeit moderater aus. Die Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen im 250 MW Wind -Programm zeigt, unter Zugrundelegung einer zehnjährigen Finanzierungsdauer, eine große Bandbreite der Stromgestehungskosten. Diese liegen zwischen minimal etwa 0,1 DM/kWh und erreichen Werte, die deutlich über 0,3 DM/kWh liegen. Windenergieanlagen im Küstenbereich tendieren auf Grund besserer Windbedingungen zu günstigeren Stromgestehungskosten als vergleichsweise Anlagen, die an Binnenlandstandorten errichtet werden. Insgesamt wird die Entwicklung der Windenergienutzung in Deutschland durch das Stromeinspeisungsgesetz getragen, welches in Kombination mit z. B. zusätzlichen Investitionsförderungen die Nutzung der Windenergie unter den derzeitigen Randbedingungen auch an vielen windschwächeren Standorten sicherstellt. 6 Literatur [1] M. Durstewitz, C. Enßlin, B. Hahn, M. Hoppe-Kilpper. Jahresauswertung 1998 des Wissenschaftlichen Meß- und Evaluierungsprogramms; ISET, Kassel, 1999 [2] B. Hahn: Zuverlässigkeit von Windkraftanlagen - Auswertungen des Wissenschaftlichen Meß- und Evaluierungsprogramms (WMEP), Tagungsbeitrag OTTI- Anwenderforum Windenergie im Binnenland, Kassel, Oktober 1998. [3] EUREC Agency; The Future for Renwable Energy Prospects and Directions ; James &James; London; 1996. [4] Clas-Otto Wene (IEA) Stimulating Learning Investments through the 250 MW Wind - Programme ; veröffentlicht in: Jahresauswertung 1998 des Wissenschaftlichen Meßund Evaluierungsprogramms; ISET, Kassel, 1999 [5] M. Durstewitz, M. Hoppe-Kilpper; Untersuchung zur aktuellen Kostensituation der Windenergienutzung in Deutschland ( Interne Studie); ISET e.v.; Kassel, 8/1999. 24