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Windenergie Report Deutschland 2016

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Windenergie Report 2016 des Fraunhofer IWES.

WINDENERGIE REPORT

WINDENERGIE REPORT DEUTSCHLAND 2016 OPEX (normiert auf das Jahr 2016) pro normierte MWh, p.a. [€/MWh] 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Betriebsjahre Küstengebiet: Mittelwert Küstengebiet: Median Abbildung 5.26: Betriebskosten an Küstenstandorten. Daten- quelle: [70] Abbildung 5.26 und Abbildung 5.27 zeigen anhand derselben Datengrundlage die Betriebskosten bezogen auf den erzeugten Windstrom für Standorte in Küstengebieten bzw. im Binnenland. Durch die farbigen Bänder um Median und Mittelwert sind die Quartile dargestellt, das heißt, die Betriebskosten der Hälfte der Anlagen liegen innerhalb der dargestellten Bandbreite. Die Betriebskosten beginnen für beide Standortkategorien bei etwa 15 € / MWh, steigen in den kommenden Betriebsjahren und erreichen etwa ab dem achten Jahr ein stabiles Niveau. Dieses liegt für Küstenstandorte bei 25 € / MWh, während die Streuung an Binnenlandstandorten breiter ist und Werte zwischen 25 € / MWh und 35 € / MWh erreicht werden. Der Grund für die niedrigeren Betriebskosten in den windhöffigeren Küstengebieten ist insbesondere eine Fixkostendegression über die höheren Winderträge. OPEX (normiert auf das Jahr 2016) pro normierte MWh, p.a. [€/MWh] 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Betriebsjahre Binnenland: Mittelwert Binnenland: Median Abbildung 5.27: Betriebskosten an Binnenlandstandorten. Datenquelle: [70] Stromgestehungskosten. Die Stromgestehungskosten berücksichtigen die Investitions-, Betriebs- und Finanzierungskosten sowie den erzeugten Windstrom über den gesamten Projektzeitraum. Damit bilden sie Aufwand und Erträge des gesamten Lebenszyklus ab. Die Erträge hängen wesentlich von den Windbedingungen am Standort ab. Die Deutsche Wind Guard gibt für Projekte, die in 2016 / 17 realisiert wurden, eine Kostenspanne von 9,6 ct / kWh für schwache Standorte und bis hin zu 5,3 ct / kWh bei einer Standortqualität von 150 Prozent an. Die Zahlen liegen jeweils etwa 1 ct / kWh unter den in einer früheren Studie für 2012 / 13 ermittelten Werten. Treiber der fallenden Stromgestehungskosten waren ein Rückgang der Investitionskosten, höhere Erträge durch optimierte Anlagentechnik [69], eine Absenkung der spezifischen Leistung (vgl. Abbildung 5.10) sowie niedrige Finanzierungskosten durch niedrige Zinsen und geringe Eigenkapitalanforderungen. 48

Onshore Rechtliche und finanzielle Rahmenbedingungen Erneuerbare-Energien-Gesetz. In Deutschland wurde die Einspeisevergütung zunächst durch das Anfang 1991 in Kraft getretene Stromeinspeisungsgesetz (StrEG) geregelt. Die Höhe der Vergütung betrug seinerzeit mindestens 90 Prozent des Durchschnittserlöses je Kilowattstunde aus der Stromabgabe von Elektrizitätsversorgungsunternehmen an alle Letztverbraucher. Im April 2000 wurde das StrEG durch das EEG abgelöst. Dieses wurde mittlerweile vielfach novelliert und im Jahr 2016 mehrfach geändert, zuletzt am 22. Dezember 2016. Die maßgeblichen Änderungen erfolgten in 2016 mit dem am 8. Juli 2016 durch den Bundestag beschlossenen »Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien«, welches am 1. Januar 2017 in Kraft getreten ist und nun als EEG 2017 bezeichnet wird. [17] Ausschreibungsverfahren. Kern der nach langen Diskussionen verabschiedeten Änderung des EEG ist der Umstieg auf ein Ausschreibungsverfahren zur Festlegung der Vergütungssätze und Steuerung des Zubaus von Windenergieanlagen. Während bei Photovoltaikanlagen bereits in den Jahren 2015 und 2016 erste Erfahrungen mit dem Ausschreibungsverfahren gesammelt wurden, steht für die Onshore-Windenergie der erste Ausschreibungstermin am 1. Mai. 2017 mit einem Volumen von 800 MW noch bevor. Insgesamt sollen in den Jahren 2017–2019 jeweils 2800 MW Windleistung an Land und ab 2020 pro Jahr 2900 MW ausgeschrieben werden. Bis zu 5 Prozent der ausgeschriebenen Leistung kann unter bestimmten Bedingungen erstmals auch an Projekte im EU-Ausland vergeben werden. Nicht vergebenes Ausschreibungsvolumen wird in das folgende Jahr übertragen. Eine Berücksichtigung des Rückbaus erfolgt nicht, es handelt sich daher bei den genannten Zahlen um den Brutto-Zubau. [17, 71] EXPERTENUMFRAGE ZUR KÜNFTIGEN KOSTEN- ENTWICKLUNG DER WINDENERGIE Werden die Kosten der Windenergie weiter sinken? Und wenn ja, wie schnell und um wie viel? Welche Faktoren haben dabei den größten Einfluss und welche Maßnahmen können Industrie, Politik und Forschung treffen, um diese Kostensenkungen möglichst schnell zu realisieren? Diese Fragen richteten die Teilnehmer des IEA wind Task 26 »Cost of Wind Energy« in der bisher größten Umfrage im Windenergiebereich an weltweit über 160 Experten. In der Studie wurden die Technologien onshore, offshore fixed-bottom und floating untersucht. In allen Bereichen sehen die Experten erhebliches Kostensenkungspotential. Onshore werden vor allem wachsende Erträge erwartet, während offshore die Kosten vor allem durch weiteres Upscaling der Anlagen sinken werden. Dr. Ryan Wiser von den Lawrence Berkeley National Laboratories in Kalifornien stellt die detaillierten Ergebnisse der Umfrage im Special Report »Künftige Kostenentwicklung der Windenergie« ab Seite 92 vor. 49

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