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Windenergie-Report Deutschland 2018

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Herausgegeben vom Fraunhofer-Institut IEE

WINDENERGIE REPORT

WINDENERGIE REPORT DEUTSCHLAND 2018 Volllaststunden [h] 2000 1600 1200 800 400 0 Mittelwert 2012-2017 Vorläufiges Ergebnis 2018 50Hertz Transmission GmbH Amprion GmbH TransnetBW GmbH TenneT TSO GmbH Gesamt Abbildung 5.22: Volllaststunden in den vier Regelzonen der ÜNB (2012-2018). Datenquellen: [10, 80, 86–89]. Abbildung 5.22 zeigt die mittleren historischen Volllaststunden in den Regelzonen der ÜNB im Vergleich zu den vorläufigen Volllaststunden des Jahres 2018. WEA, die in der Regelzone des ÜNB Tennet betrieben werden, erreichten im Durchschnitt über die Jahre 2012 - 2017 mit 1691 Volllaststunden die höchsten Werte. Mit durchschnittlich 1660 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 und dem installierten Anlagenportfolio. So handelt es sich beispielweise bei der Regelzone von TransnetBW ausschließlich um Binnenlandstandorte. Dort erreichten die wenigen älteren WEA in der Vergangenheit aufgrund der vergleichsweise schlechten Windbedingungen nur niedrige Volllaststunden. Durch den stark gestiegenen Zubau von Schwachwindanlagen sind die mittleren Volllaststunden in der Regelzone von TransnetBW deutlich angestiegen. Einen deutlichen Kontrast zu den vom deutschen Anlagenbestand erreichten Volllaststunden bilden die erwarteten mittleren Volllaststunden der in 2018 neu errichteten WEA. Mit 2788 Stunden liegen die erwarteten Volllaststunden der neuen WEA um den Faktor 1,67 höher als das 10-Jahres-Mittel des Anlagenbestandes. Kostensituation Investitionsausgaben, Betriebs- und Stromgestehungskosten. Das Fraunhofer ISE hat im Jahr 2018 seine Studie zu den Stromgestehungskosten der erneuerbaren Energien [90] aktualisiert. Abhängig vom Standort und den Investitionskosten werden die Stromgestehungskosten für im Jahr 2018 installierte Onshore-WEA mit 3,99 ct / kWh bis 8,23 ct / kWh angegeben. Zu den Annahmen zählen dabei eine Lebensdauer der WEA von 25 Jahren, 80 Prozent Fremdkapital mit einem Zinssatz von 4 Prozent und eine Eigenkapitalrendite von 7 Prozent. Die Investitionskosten werden mit 1500 € / kW bis 2000 € / kW an- 48

Onshore genommen und die Volllaststunden mit 1800 Stunden – 3200 Stunden. Die mittleren erwarteten Volllaststunden der 2018 tatsächlich in Betrieb genommenen WEA liegen im Vergleich bei 2788 Stunden. Bei nahezu keinem Projekt wurden weniger als 2000 Volllaststunden angegeben. Die letzte detaillierte Betrachtung der Kostensituation für Onshore-WEA stammt aus Dezember 2015 und wurde von der Deutschen Windguard veröffentlicht [91]. Die Kosten zur Errichtung von WEA werden in Haupt- (Gondel, Turm, Rotorblätter, Transport und Installation der Anlage) und Nebeninvestitionen (Fundament, Netzanbindung, Transport, Planung etc.) sowie Finanzierungskosten unterteilt. Für WEA der Leistungsklassen von 3 MW bis 4 MW mit einer Nabenhöhe zwischen 120 Meter und 140 Meter liegen die mittleren Hauptinvestitionen bei rund 1180 € / kW. Mit Nebeninvestitionen i. H. v. 387 € / kW ergeben sich Gesamtinvestitionen von etwa 1567 € / kW. Betriebskosten umfassen hauptsächlich Wartungs- und Reparaturarbeiten, Betriebsführungskosten sowie Pachtzahlungen und Versicherungen. Rücklagen für den Rückbau der Anlage und sonstige anfallende Kosten werden ebenfalls in den Betriebskosten aufgeführt. Für einen 80 Prozent Standort werden die Betriebskosten im Mittel mit 56 € / kW pro Jahr angenommen. Zwischen der ersten und zweiten Betriebsdekade sind jedoch deutliche Unterschiede zu berücksichtigen. Stromgestehungskosten berücksichtigen Investitionsausgaben, Betriebs- und Finanzierungskosten sowie den erzeugten Windstrom über den gesamten Projektzeitraum. Damit bilden sie Aufwand und Ertrag des gesamten Lebenszyklus ab. Die Erträge hängen wesentlich von den Windbedingungen am Standort ab. Für Projekte, die in 2016 / 17 realisiert wurden, gibt die Deutsche Windguard eine Kostenspanne von 9,6 ct / kWh für schwache Standorte bis hin zu 5,3 ct / kWh bei einer Standortqualität von 150 Prozent an. Gemeinsam Wissen aufbauen und nutzen Nach der Inbetriebnahme einer WEA lässt sich ihr wirtschaftlicher Erfolg im Wesentlichen nur noch durch die Betriebs- und Instandhaltungsstrategie beeinflussen. Ziel muss eine hohe Verfügbarkeit und Effizienz der WEA bei gleichzeitig möglichst niedrigen Kosten sein. Durch die Einführung des Ausschreibungsverfahrens hat sich der Erfolgsdruck auch in der Betriebsphase weiter erhöht. Um die eigene Betriebs- und Instandhaltungsstrategie bewerten und im Bedarfsfall optimieren zu können bedarf es eines Benchmarks sowie einer breiten Datenbasis. Im Windenergie-Informations-Daten-Pool (WInD- Pool) baut das Fraunhofer IEE zusammen mit derzeit 15 Industriepartnern eine entsprechende Wissens- und Erfahrungsdatenbank als Brancheninitiative auf. Im Wind-Pool werden Betriebs- und Instandhaltungsdaten von über 3000 WEA gesammelt und unternehmensübergreifend ausgewertet. Im Special Report »Windenergie-Informations-Daten- Pool« stellen Philip Görg und Sebastian Pfaffel ab Seite 84 Ergebnisse zu den Standortbedingungen, Verfügbarkeiten, Betriebszuständen und Ereignissen aus dem Wind-Pool vor. 49

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