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Windenergie Report Deutschland 2016

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Windenergie Report 2016 des Fraunhofer IWES.

WINDENERGIE REPORT

WINDENERGIE REPORT DEUTSCHLAND 2016 Volllaststunden [h] Erwartete Volllaststunden des Windgutachtens [h] 2.000 1.600 1.200 800 400 0 Investitionskosten. Die Kosten zur Errichtung von WEA werden sich in Haupt- (Gondel, Turm, Rotorblätter, Transport und Installation der Anlage) und Nebeninvestitionskosten unterteilt. Die nachfolgenden Zahlen (siehe Abbildung 5.24) zu Investitionskosten stammen aus einer in 2015 aktualisierten Studie der Deutschen WindGuard. Es werden die Ergebnisse zu den in Deutschland am häufigsten aufgestellten Anlagentypen vorgevorläufiges Ergebnis 2016 Mittelwert 2010-2015 50Hertz Transmission GmbH TransnetBW GmbH Amprion GmbH TenneT TSO GmbH Gesamt Abbildung 5.22: Volllaststunden in den vier Regelzonen der ÜNB (2010–2015). Datenquellen: [8], [9], [68], [44, 47–49] 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 WEA installiert in 2015 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 Mittelwert Extremwert Median oberes/unteres Quartil 0 WEA installiert in 2016 Abbildung 5.23: Erwartete Volllaststunden der installierten WEA. Datenquelle: [9] Abbildung 5.22 zeigt die mittleren historischen Volllaststunden in den Regelzonen der ÜNB im Vergleich zu den vorläufigen Volllaststunden des Jahres 2016. WEA, die in der Regelzone des ÜNB TenneT errichtet wurden, erreichten im Durchschnitt über die Jahre 2010–2015 mit 1689 Volllaststunden die höchsten Werte. Mit durchschnittlichen 1648 Volllaststunden erreichten Anlagen in der Regelzone von 50Hertz die zweithöchsten Volllaststunden. Der Grund für die Unterschiede zwischen den verschiedenen Netzbetreibern liegt primär in der unterschiedlichen Standortqualität in den vier Regelzonen. So handelt es sich beispielweise bei der Regelzone von TransnetBW ausschließlich um Binnenlandstandorte. Eine große Unsicherheit in der Angabe der Volllaststundenzahl für die Regelzone von TransnetBW resultiert aus der Steigerung der Windenergieleistung in dieser Zone um fast 44 Prozent im Jahr 2016. Der starke Zubau von Schwachwindanlagen in dieser Regelzone erklärt auch die Steigerung der Volllaststunden gegenüber dem langjährigen Mittelwert. Einen deutlichen Kontrast zu den in 2016 vom deutschen Anlagenbestand erreichten Volllaststunden bilden die erwarteten mittleren Volllaststunden der in 2016 neu errichteten WEA. Mit 2721 h liegen die erwarteten Volllaststunden der neuen WEA um den Faktor 1,7 höher als das 10-Jahres-Mittel des Anlagenbestandes. Der Boxplot in Abbildung 5.23 zeigt, dass 50 Prozent der in 2016 errichteten WEA im langjährigen Mittel Volllaststunden zwischen 2450 und 3060 h erreichen sollen. Beim Vergleich mit den erwarteten mittleren Windgeschwindigkeiten der Windgutachten (Abbildung 5.20) ist auffällig, dass die erwarteten Volllaststunden der in 2016 installierten WEA gegenüber den in 2015 installierten WEA sinken, während die erwarteten mittleren Windgeschwindigkeiten leicht steigen. 46

Onshore stellt, welche sich in den Leistungsklassen von 3 MW bis 4 MW befinden und eine Nabenhöhe zwischen 120 m und 140 m aufweisen. Die mittleren Hauptinvestitionskosten belaufen sich auf rund 1180 € / kW, was einem Anteil von 75 Prozent der Gesamtinvestitionskosten entspricht. Mit Nebeninvestitionskosten i. H. v. 387 € / kW ergeben sich Gesamtinvestitionskosten von etwa 1567 € / kW. Abhängig vom jeweiligen Projekt und Standort sind deutliche Abweichungen möglich.[69] Betriebskosten. Im Betrieb von Windenergieanlagen entstehen klassische Fixkosten, etwa für die Pacht des Grundstückes, für Versicherungsbeiträge, Geschäfts- und Betriebsführung und sonstige Verwaltungskosten. Die Kosten für Wartung und Reparaturmaßnahmen verhalten sich zu einem Teil fix, zum anderen Teil nutzungs- und belastungsabhängig. Je nach Art des Servicevertrags werden die Instandhaltungskosten durch regelmäßige Zahlungen getragen. Dem Betreiber wird dafür eine Mindest-Verfügbarkeit garantiert. Die Höhe der Zahlungen hängt auch davon ab, ob große Reparaturen oder der Tausch von Großkomponenten im Vertrag mit eingeschlossen sind. Höhe und Zusammensetzung der Betriebskosten veranschaulicht Abbildung 5.25. Die Auswertung basiert auf der Sammlung von 1410 Jahresabschlüssen aus den Jahren 2000 bis 2013 von 219 Windenergiebeteiligungsgesellschaften des Steuerberaters Werner Daldorf. Dabei liegt der Schwerpunkt der Daten auf Parks, die in den Jahren 1998 bis 2006 in Betrieb genommen wurden. Die nominalen Kosten aus den jeweiligen Jahren wurden mit dem Verbraucherpreisindex auf den Kostenstand 2016 verteuert. Erschließung 3% Netzanbindung 5% Fundament 5% Gesamtinvestitionskosten: 1.567 €/kW OPEX pro kW Parknennleistung, p.a. [€_2016/kW] 60 50 40 30 20 10 0 Sonstiges 6% Planung 6% Hauptinvestitionskosten 75% Abbildung 5.24: Verteilung der mittleren Gesamtinvestitionskosten (Anlage 3–4 MW, 120 m – 140 m Nabenhöhe). Datenquelle: [69] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Betriebsjahr Grundstückskosten Versicherungsbeiträge Verwaltung und Sonstige Kosten Geschäfts- und Betriebsführung Wartungskosten Reparatur, Rückbau Abbildung 5.25: Betriebskosten bezogen auf die Nennleistung, Kostenstand 2016 angepasst. Datenquelle: [70] Die Betriebskosten steigen nach dem Ablauf der Garantie in den ersten Jahren deutlich an. Etwa ab dem 7. Betriebsjahr machen die Wartungs- und Reparaturkosten mehr als die Hälfte der Betriebskosten aus. Bezogen auf die Nennleistung liegen die Betriebskosten in den ersten Jahren bei 30 € / kW und erreichen etwa ab dem 6. Jahr ein Niveau von 50 € / kW (vgl. Abbildung 5.25). Für eine Abschätzung der Kostenentwicklung in den letzten Betriebsjahren ist die Datengrundlage bisher noch nicht ausreichend. 47

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