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WID-WHITEPAPER Die Grenzen des Wachstums sind noch nicht erreicht

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Gemeinsames Papier der deutschen Windenergieforscher Von der Garagen-Werkstatt zum Weltmarkt – in der Vergangenheit hat die Windenergie alle ihr vorhergesagten Wachstumsgrenzen überschritten. Der Blick zurück zeigt: Jetzt steht die Branche vor neuen technischen Herausforderungen. Der Fokus gerade auch der Forschung wird in den nächsten Jahren auf Netzverträglichkeit und genauerer Ressourcenabschätzung liegen.

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WiD WHITEPAPER | Grenzen des Wachstums 4 Rasantes Größenwachstum Alle in der Vergangenheit vorhergesagten Wachstumsgrenzen wurden überschritten, wobei die Konstrukteure immer neue Lösungen für anstehende technische Hürden fanden. Bei gleichbleibenden Proportionen wächst das Gewicht des Rotors eigentlich mit der dritten Potenz seines Durchmessers, während die dem Wind zu entziehende Leistung nur quadratisch mit dem Rotordurchmesser wächst (Square-Cube-Law). Dieses Square-Cube-Law wurde in der Vergangenheit erheblich unterboten; die Masse wuchs in der Realität mit einer Potenz von etwa 2,3 zum Rotordurchmesser. Der mittlere Durchmesser der im jeweiligen Jahr neu hinzu gebauten Anlagen hat sich in den letzten 23 Jahren von etwas über 22 Meter auf über 115 Meter etwa verfünffacht. In der gleichen Zeit wuchs die durchschnittliche Nennleistung um den Faktor 15 von rund 160 kW auf über 2500 kW (Fehler: Referenz nicht gefunden 1). Die aktuellen Produkte der Hersteller liegen um 130 Meter Durchmesser bei Nennleistungen zwischen 3 und 7,5 Megawatt (MW). Noch größere Anlagen wurden von den Herstellern für den Einsatz an Land nicht angekündigt. Prototypen für Offshore- Anlagen zeigen dagegen, dass bereits heute Anlagen mit 8 MW Leistung und über 164 m Rotordurchmesser möglich sind. Mehrere Prototypen von Modellen mit 7 MW werden derzeit getestet [Windpower 2015]. Die Grenzen des Wachstums sind damit noch nicht erreicht. Rotorblätter mit 85 m Länge wurden bereits getestet und eine großangelegte europäische Studie zeigt sogar Möglichkeiten für eine Anlage mit 20 MW Nennleistung und 250 m Durchmesser auf [Fichaux2011]. Entlang der Lernkurve sind Kosten Onshore stark gesunken Nachdem erste Kostenreduktionen in den 90er Jahren bei Windenergieanlagen (WEA) erreicht werden konnten, sanken diese nach Einführung des Erneuerbaren-Energien- Gesetzes (EEG) zwar auch stetig, aber langsamer. Insbesondere die Netzanschlusskosten an Land sind durch das EEG deutlich zurückgegangen. Bei der Installation an Land ist die Turbine mit ca. 75 % der Investitionskosten immer noch der größte Kostentreiber. Offshore nehmen dagegen die Kosten für Fundament und elektrische Installation, welche an Land deutlich gesunken sind, mit 30 bis 50 % signifikante Werte an. Die spezifischen Investitionskosten für WEA liegen an Land bei durchschnittlich 1.150 Euro pro Kilowatt (€/kW), während die Offshoreanlagen noch gut das Dreifache kosten [Rehfeldt2013, ISE2013]. Die Stromgestehungskosten von WEA - onshore durchschnittlich etwa 75 €/MWh - können inzwischen an guten Standorten Werte wie konventionelle Kraftwerke erreichen und es werden allgemein noch weitere Kostensenkungen durch größere Anlagen, geringere spezifische Leistungen und eine optimierte Instandhaltung erwartet. Für Offshoreanlagen

WiD WHITEPAPER | Grenzen des Wachstums 5 Bild 2: Volllaststunden der verschiedenen Anlagen-Generationen VOLLLASSTUNDEN [h] 2.000 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 WINDJAHR 2011 WINDJAHR 2012 WINDJAHR 2013 GENERATION , 95 40-44m ROTOR 61m TURM GENERATION , 00 60-66m ROTOR 77m TURM GENERATION , 05 70-77m ROTOR 92m TURM GENERATION , 10 82-90m ROTOR 104m TURM werden perspektivisch Stromgestehungskosten von ca. 140 €/MWh im Jahr 2020 [Fichtner2013] bis hin zu 100 €/MWh im Jahr 2025 erwartet [ORE2012]. Insgesamt hat die Windenergie Onshore eine starke Lernkurve durchlaufen, aber in einigen Bereichen immer noch Kostensenkungspotential. Offshoreanlagen stehen noch deutlich früher in der Lernkurve. Perspektive: Onshore 2250, Offshore 4500 Volllaststunden Eine Beurteilung der Leistungsfähigkeit von WEA und ein Vergleich unterschiedlicher Standortbedingungen erfolgt typischerweise durch die Normierung der Jahresenergielieferung auf die Nennleistung der WEA. So ergibt sich die Zahl der Volllaststunden, die angibt, wie lange eine Anlage konstant bei Nennleistung hätte betrieben werden müssen, um die tatsächlich erzielte Energielieferung zu erreichen. In der Vergangenheit erzielten die WEA in Deutschland (ohne offshore) im Mittel etwa 1640 Volllaststunden. Ein Vergleich unterschiedlich alter Anlagen an ähnlichen Standorten im Binnenland zeigt aber, dass die neueren Anlagen deutlich mehr Volllaststunden erreichen, was den größeren Nabenhöhen und der gezielten Auslegung für geringere Windgeschwindigkeiten zugeschrieben werden kann. Anlagen mit Baujahr um 2010 mit rund 100 m Nabenhöhe erreichen im Durchschnitt aller Standorte schon fast 2000 Volllaststunden (Abbildung 2), alle seit 2013 errichteten Anlagen sogar rund 2150 Volllaststunden, wobei hier die Datenlage noch relativ knapp ist. Immerhin beträgt

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