Faktensammlung zur Windenergie 2007 - Andreas Otto

Faktensammlung zur Windenergie 2007
Prof.Dr. Andreas Otto, otto@uni-duesseldorf.de
Motivation zur Faktensammlung:
Diese Sammlung war unter anderem Grundlage für das Kapitel 5 (Windenergie) der Studie
der Deutschen Physikalischen Gesellschaft „Klimaschutz und Energieversorgung in
Deutschland 1990-2020“, erschienen im Sept. 2005 ( www.dpgphysik.de/broschueren/index.html).
Diese Studie kam zu dem quantitativen Schluß „Sollten
die Kernkraftwerke gestoppt werden, wäre das Ergebnis von 30 Jahren „Klimaschutz“ nicht
mehr als ein Absenken um 26% gegenüber dem Ausgangspunkt von 1990. Die Studie enthält
Pladoyers für das Weiterlaufenlassen der Kernkraft und für solarthermische Kraftwerke im
Süden. Der folgende Vergleich der Energieproduktionszahlen zeigt, daß die Erneuerbaren
Energien z.Zt nicht die Kernkraft ersetzen können.
In dieser Graphik ist das schon immer eingesetzte Holz als biogener Festbrennstoff
eingezeichnet-zieht man dessen Anteil ab, verbleiben 90.91 Milliarden Kilowattstunden
(=TWh). Große (schon lange bestehende, nicht EEG gefördert) und kleine (EEG gefördert)
Wasserkraft sind zusammen angeführt.
Kernenergie Erneuerbare ohne Erneuerbare Gefördert nach EEG
(VDEW)
Holz (BMU) (VDEW)
(VDN)
158.7 90.81 71.4 46.087
Tabelle: Im Jahre 2006 erzeugte Energiemengen , in Milliarden Kilowattstunden (=TWh).
Diese Sammlung verfolgt unter anderem zeitnah den weiteren Ausbau der Windkraft im
Vergleich zu den entsprechenden Vorhersagen der dena-Studie und den wissenschaftlich
ermittelten Trends in der DPG-Studie.
Diese Sammlung richtet sich nicht gegen die Windkraft-Nutzung an Küsten und „off-shore“,
hält aber einen weiteren Ausbau (inclusive Repowering) im deutschen Binnenland für
ineffektiv.
1

In vielen politischen Stellungnahmen wird nicht klar, ob das primäre Ziel des Ausbaus der
Erneuerbaren Energien die Vermeidung von CO2 oder der Ersatz für die abzuschalteten
deutschen Kernkraftwerke ist. Die zunehmende Erderwärmung wird wohl allmählich den
ersten Gesichtspunkt in den Vordergrund rücken.
Die Diskussion über die beste Energieversorgung nach dem erhofften Anhalten des
Temperaturanstiegs sollte man künftigen Generationen überlassen. In diesem Jahrhundert
brauchen wir alle CO2-freien Verfahren, ob schon im Einsatz, in der Erprobung oder noch in
Entwicklung. Als wichtigste Methode für Deutschland und China halte ich die CO2 –
Sequestrierung, siehe http://www.fkphy.uni-duesseldorf.de/Public lecture at Xiada.pdf
Inhalt:
I) Stand der Windenergie-Nutzung in Deutschland Ende 2006 Seite 3
II) Detaillierte Entwicklung der Windenergie-Nutzung bis 2003Seite 5
III) Abschätzung des Marktwerts des Windstroms Seite 5
IV) Fortschritte des Wind-Energie-Anlagenbaus Seite 6
V) Räumliche Verteilung der Wind-Energie Anlagen (WEA) Seite 8
VI) Standortabhängige Stromgestehungskosten Seite 11
VII) Zukünftige Planung, insbesondere Ausbau der off shore
Windenergienutzung (Stand 2005) Seite 13
A) Vorbehalt der dena Studie
B) Weiterer Ausbau der Windenergienutzung an Land, insbesondere Repowering
C) Offshore Installationen in den ausschließlichen deutschen Wirtschaftszonen in der
Nordsee und Ostsee
VIII) Problem der zeitlichen Windenergie-Schwankungen Seite 20
IX) Beitrag der Windkraft zur Reduktion der CO2- Emission in
Deutschland (Stand 2005) Seite 23
X) Europäische Windresourcen Seite 25
XI) Anhänge
A) Referenzanlage, Referenzstandort und Referenzertrag Seite 28
B) Gestehungskosten und Vergütung Seite 29
XII) Schlußfolgerung Seite 32
Danksagungen
Anhang: Neue Entwicklungen
Zu Kapitel III
A) EEG –Aufwand und Durchschnittsvergütung Seite 32
Zu Kapitel VII
A) Der erste off shore Windpark: Horns Rev in dänischen Gewässern. Seite 33
B) Vor Borkum entsteht das erste Windenergie-Testfeld Seite 33
C) Lex Eon Seite 34
D) Gemeinsame Kabeltrasse im Nationalpark Seite 35
Zu Kapitel IX
A) Richtigstellung zu einem Zitats von Amory B.Lovins Seite 36
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Abkürzungen
BSH Bundesamts für Seefahrt und Hydrographie
BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
BWE Bundesverband WindEnergie eV
dena Deutsche Energie-Agentur GmbH
DEWI Deutsches Windenergie –Institut GmbH
EEG Energie Einsparungsgesetz
EWEA European Wind Energy Association
IAEA International atomic energy agency
IEA International energy agency
IPPC International panel on climatic change
ISET Institut für Solare Energieversorgungstechnik
REISI Renewable Energy Information System on Internet
VDEW Verband der Elektrizitätswirtschaft
VDN Verband der Netzbetreiber eV
WEA Windenergieanlage („Windmühle“)
WMPE Wissenschaftliches Meß- und Evaluierungs-Programm des ISE
I ) Stand der Windenergie-Erzeugung in Deutschland 2006
Die gesamte deutsche Stromproduktion stieg 2006 um 2,6 Prozent auf 596 (2005: 581)
Milliarden Kilowattstunden (Mrd. kWh), ermittelte der VDEW nach vorläufigen Erhebungen.
Der BWE meldete zur Windenergie
Installierte Leistung 31.12.2006: 20.622 Megawatt und 18685 Windenergieanlagen
Installierte Leistung Ende 2005: 18.428 Megawatt und 17574 Windenergieanlagen
Neu installierte Leistung (Zubau) 2006: 2.233 Megawatt
Neu installierte Leistung (Zubau) 2005: 1.808 Megawatt
Potenzielle Jahresenergieerzeugung für 2006: 37,81 Mrd. Kilowattstunden
(Der potenzielle Jahresenergieertrag gibt an, wie viel Strom alle am Ende eines Jahres in
Deutschland installierten Windenergieanlagen produzieren würden, wenn sie unter
durchschnittlichen Bedingungen (100% Windjahr, 98% Verfügbarkeit) ein Jahr lang Strom
produzierten. Er weicht insofern von der tatsächlichen Einspeisung ab, da die meisten
Anlagen erst im Laufe des Jahres in Betrieb genommen werden und jährlich schwankende
Windverhältnisse vorliegen.)
Reale Einspeisung 2006 (laut BMU) 30,6 Mrd.kWh(=Terawattstunden (TWh))
Der Beitrag der realen Windenergie zur allgemeinen Versorgung betrug demnach im Jahre
2006 5.13 %.
Abb.1
Balken: Jährlich neu
errichtete
Windenergie –
Anlagen (linke Skala)
Durchgezogene Linie:
Anwachsender
Gesamtbestand
(rechte Skala)
Abbildung
übernommen von
BWE.
3

Mittelfristige Prognosen über die Entwicklung der EEG-Strommengen hat der VDN für die
Jahre 2005 und 2006 abgegeben: Damit sind die Beträge der Erneuerbaren Energien gemeint,
die nach dem EEG mit Vorzug und zu festen Preisen abgenommen werden müssen. Die dabei
jährlich fälligen Geldbeträge, also die laufende öffentliche Förderung, der sog. EEG-
Aufwand, sind in Abb.25 angegeben.
Stand 4.11.2005
Stand 29.9.2006
„Die EEG-Mittelfristprognose zur möglichen Entwicklung der förderfähigen Strommengen,
der Vergütungszahlungen und der daraus bezüglich EEG resultierenden Quote und
Durchschnittsvergütung für die Jahre bis 2011 (2012) wurden zum Teil in Abstimmung mit
anderen Verbänden bzw. Institutionen durch den VDN aktualisiert. Die hier veröffentlichten
Werte sind lediglich Abschätzungen (unverbindliche Vorschauwerte), die eine
wahrscheinliche Entwicklung der EEG-relevanten Daten bis zum Jahr 2011 (2012)
wiedergeben. Der Vollständigkeit halber wurden die Abrechnungsergebnisse aus den Jahre
2000-2004 in der Übersicht mit aufgenommen.“
Die Prognose zur Windenergie ist 2006 im Vergleich zu 2005 leicht zurückgenommen
worden.
4

II) Detaillierte Entwicklung der Windenergie-Nutzung bis
2003
Stand Juli 2003 war: 14179 Wind-Turbinen mit 12865 MW kumulierter Spitzen-Leistung,
31937207 m 2 kumulierte Fläche der WT (Quelle REISI), in das Stromnetz eingespeiste
Energie 18.919 TWh/a = 18.919 Mrd. kWh (Quelle BWE, nach BMU, VDN). Im Jahr 2003
betrug demnach der Wirkungsgrad (Realleistung/Spitzenleistung): 17.04% oder 68.6W/m 2
(Als Vergleich kann die Solarkonstante von etwa 1kW/m 2 dienen).
Abb.2 zeigt die schnelle historische Entwicklung der Windkraft.
Kurve: Kummulierte installierte Nennleistung (Million kW)
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0
Punkte:
Mehrkosten der Vergütung nach EEG 1 Mrd.
Euro
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 0
Abb. 2
Ausgezogene Kurve:
Kumulierte installierte
Nennleistung in
Millionen kiloWatt
(=GW=10 9 W) (DEWI)
Balkenhöhe bedeutet
eingespeiste
Windenergie in
Mrd.kWh pro Jahr (a)
(BWE)
Punkte: Mehrkosten der
Vergütung nach EEG
(VDEW und DEWI) in
Milliarden €
Die gesamte Netto-
Strom-Erzeugung belief
sich in Deutschland im
Jahre 2003 auf 560 Mrd kWh (Quelle VDEW) (entspricht gemittelter Leistung von 63.92
GW). Hierzu trugen nicht nur die großen Stromversorger bei, sondern auch Industrie und
private Stromerzeuger. Letztere speisten z.B. von Januar bis Juni 2004 rund 21 Mrd. kWh in
die Stromnetze ein – 22 Prozent mehr als im gleichen Zeitraum 2003.
Damit betrug der Anteil der Windenergie im Jahre 2003 an der Netto-Strom-Erzeugung 3.38
%. Flächenbedarf: Die dena geht in ihrer Untersuchung grundsätzlich von einem mittleren
Flächenbedarf von 7 Hektar pro MW installierte Windenergieleistung aus.
Das bedeutet, daß im Jahre 2003 etwa 1010 km 2 Jahr
, entsprechend 0.28% der Gesamtfläche
Deutschlands für die Windenergiegewinnung zur Verfügung stand. Geht man davon aus, daß
die Fläche, von der die Windkraftanlagen einsichtig sind, etwa 30 - 100 mal größer ist, so
ergibt sich hier eine Fläche von 14-28%. Mit der angestrebten Erhöhung der Naben wird diese
Fläche noch zunehmen.
III) Abschätzung des Marktwerts des Windstroms
Die mittleren Gestehungskosten einer Anlage mit 100% Referenzertrag (Erklärung siehe
Anhang A), bei Standard-Investition und 20 Jahren Laufzeit (siehe Abb. 8) liegen bei etwa
6.6c pro abgegebener kWh.
Einer Anlage mit Referenzwert von 100% (siehe Anhang A), errichtet im Januar 2003 wird
über 20 Jahre gemittelt eine Vergütung von 8.34c/kWh garantiert (siehe Anhang B, Daten von
ISET).
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Balken: Windeinspeisung (Mrd.kWh/a)
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Mehrkosten sind die Differenz zwischen Vergütungssatz und Marktpreis des Stroms, sie
werden unter den Energieversorgungsunternehmen gleichmäßig aufgeteilt (Bundesweite
Ausgleichsregelung) und auf den Energiepreis aufgeschlagen, also von allen Stromabnehmern
getragen.(Quelle Wikipedia) Die Mehrkosten der Vergütung nach dem EEG in 2003 betrugen
1.2 Mrd € (Quelle VDEW und VDI), entsprechend 6.34 c€/kWh (1c€ = 0.01€), gemittelt über
alle Standorte. In den Grenzen dieser Mittelung beträgt der mittlere Marktwert des
Windstroms demnach etwa 2c€/kWh. Dieser vergleichsweise niedrige Wert ist
wahrscheinlich auf die mit den Windfluktuationen verbundenen Kosten zurückzuführen, siehe
Abschnitt VI. Die mittlere Vergütung liegt wahrscheinlich über 8.84c/kWh, weil die
durchschnittliche Standortqualität sehr wahrscheinlich unter 100% liegt. Damit beträgt die
mittlere Vergütung zwischen dem 4 -5 fachen des Marktwerts. Weitere Details zur Vergütung
findet man im Anhang B
IV) Fortschritte des Windenergie-Anlagenbaus
Abb.3 zeigt, daß sich in den letzten Jahren in Deutschland keine Kostensenkung bei der
Installation von Windenergie-Anlagen ergeben hat. Auch in Dänemark gingen in der Zeit von
1995 bis 2001 die Preise in € pro m 2 Rotorfläche nur von ca. 400 auf ca. 375 € (im €-Wert
von 2001) zurück (Abb. 2.4 der EWEA-Studie, Wind energy, the facts, appendices).
Abb. 3
Preistendenz pro kW installierter Nenn-Leistung, 2003, in € von 1995 (Windreport 2004,
ISET). Ausgehend von rund 1.260 €/kW bei 60 MW kumulierter installierter Nennleistung
1990 fielen die spezifischen Kosten auf rund 960 €/kW bei 13.000 MW installierter Leistung
im Jahr 2003. Der Progress ratio ist das Verhältnis der Preise nach zu vor einem
Verdoppelungsschritt der gesamten installierten Nennleistung.
Auszug aus dem Windreport Deutschland 2004 (ISET): „Berücksichtigt man bei der
Ermittlung der Preistendenzen die durch größere Nabenhöhen und vergrößerte
Rotordurchmesser erzielbare Effizienzsteigerung, so erhält man eine Lernkurve, die einerseits
ein deutlich größeres „Progress Ratio“ (90%) aufweist und andererseits auch für die
zurückliegenden Jahre reale Preisreduktionen erkennen läßt. Anstelle der Generator-
Nennleistung (vorige Abb. 3.) wird als Bezugsgröße für den Anlagenpreis der Referenzertrag
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eingesetzt. Der Referenzertrag ist nach dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) die
Jahresarbeit, die eine Windenergieanlage am sogenannten Referenzstandort erbringt. Das
Windregime am Referenzstandort wiederum ist definiert als Rayleighverteilung mit 5,5 m/s
mittlerer Jahreswindgeschwindigkeit in 30 m Höhe und einer Rauhigkeitslänge zog = 0,1 m.
(Weitere Erklärung zum Referenzwert in Anhang B) Rechnerisch ergeben sich für diese
Lernkurve die folgenden Werte: bei ca. 60 MW kumulierter Leistung in 1990 ca. 0,84 € je
Kilowattstunde Jahresarbeit (Referenzertrag). Für 2003 ist das Preisniveau bei etwa 13.000
MW kumulierter Leistung real etwa 0,4 € je Kilowattstunde Jahresarbeit (Referenzertrag). Im
Vergleich mit dem Stand von 1990 entspricht dies, bei erheblich verbesserter Anlagentechnik,
einer Preisreduzierung von 53 % bzw. einem Preisrückgang von ca. 10% pro
Verdoppelungsschritt“.
Abb. 4
€(inflationskorrigiert auf den Stand 1995) pro jährlichen kWh des Referenzertrages
aufgetragen gegen die gesamte installierte Nennleistung in MW (aus Windreport Deutschland
2004 (ISET)
Eigener Kommentar: Die Lernkurve in Abb. 4 entspricht dem hypothetischen Fall, daß am
festen Referenz-Standort jedes Jahr das Durchschnittsmodell der in diesem Jahr neu
errichteten WEA’s aufgestellt wird. Der Referenzertrag wird sich mit zunehmender
Nabenhöhe, Flügeldurchmesser, Möglichkeiten der Flügelverstellung etc. erhöhen.
Im Jahre 2003 betrug der Gesamtpreis der Anlage 960€/kW (Nennleistung), siehe Abb. 3,
also umgerechnet 0.1096€/[kWh/a]Nennleistung . Der auf die Referenzleistung bezogene Preis
betrug 0.40€/[kWh/a]ref (Abb. 4)
Der „Nutzungsgrad “ des Referenzstandorts , berechnet als Quotient beider Preise betrug in
2003 demnach 0.2740. Der entsprechende Vergleich im Jahre 1990 ergibt den Nutzungsgrad
von 0.1712. Die Steigerung der Nutzung eines unveränderlichen Referenzstandorts durch
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Fortschritte des Anlagenbaus von WEA’s zwischen 1990 und 2003 beträgt also 60%.
Diese Steigerung schlägt sich nicht in der Gesamtbilanz der Windenergie in Deutschland
nieder. Die Qualität, hier definiert als Quotient aus Jahres-gemittelter eingespeister Leistung
und kumulierter Nennleistung, gewonnen aus den Daten in Abb. 2 zeigt keine positive
Tendenz, siehe die folgende Tabelle:
Jahr 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Qualität (%) 38.3 17.8 20.55 17.9 17.1 20.0 15.1 19.4 14.7 16.16 15.9
Die Qualität wird bestimmt durch das jährlich schwankende Windangebot und über die
mittlere Windgeschwindigkeit an den Plätzen der installierten WEA’s.
Die technische Steigerung von 60% wird kompensiert durch die Errichtung neuer Anlagen an
Plätzen immer geringeren Windangebots in Mittelgebirgen und in der Norddeutschen
Tiefebene, siehe die Abb. 6 und 7. Dieser Ausbau in Richtung abnehmender
Wirtschaftlichkeit in den Jahren 1990 bis 2003 war „subventionsgetrieben“, siehe Anhang B
V) Räumliche Verteilung der Wind-Energie Anlagen (WEA)
Die Zahl der sog. Vollaststunden (=erzeugte Energie pro Jahr /Nennleistung) hängt stark vom
Standort ab, siehe Abb. 5a und b.
Abb. 5a Regionale Verteilung der Energielieferung in Vollaststunden/Jahr, gemittelt über
1992-2003 (rot) und für 2003 (gelb). Schwarzer Balken: Schwankungsbreite. Aus WMEP
.
8

Abb. 5b Qualität der gemittelten Windhöffigkeit in kWh/(a m 2 ) in den 15 Bundesländern
Die Entwicklung der Nutzung der Windkraft in Deutschland läuft in Richtung niedriger
Rentabilität, wie der Vergleich der Zubaus an Küste , Mittelgebirge und Norddeutsche
Tiefebene (Windreport 2004, ISET) (Abb. 6) und die unterschiedlichen
Windgeschwindigkeiten an diesen Standorten (Abb. 7) zeigen
9

Abb. 6 (aus Windreport Deutschland 2004(ISET)): Zeitliche Verteilung des Leistungszubaus
an der Küste, in den Mittelgebirgen und in der Norddeutschen Tiefebene
Abb.7 (aus Windreport Deutschland 2004 (ISET)):Mittelwerte der Windleistung (in der
Einheit W/m²) der Jahre 1993 bis 2003 für Küstenlinie und Inseln (blau), Mittelgebirge
(violett), Norddeutsche Tiefebene unbewaldet (grün) und bewaldet (rot). Die Werte beruhen
auf Windgeschwindigkeitsmessungen des WMEP in 10 m Höhe, die - unter Annahme einer
Standardatmosphäre und durch Korrektur der Normluftdichte um den Einfluß der Höhe ü.
NN. - zu Jahresmittelwerten der Windleistung verarbeitet wurden.
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VI)Standortabhängige Stromgestehungskosten.
Die Gestehungskosten für Strom aus Windenergie in Deutschland, aufgetragen als spezifische
Kosten pro erzeugter kWh gegen den Referenzertrag nach EEG (dies ist ein Maß für die Güte
des Standorts) ist in Abb. 8 angetragen.
Meines Erachtens ist der deutsche Referenzwert (Definition siehe Anhang A) nicht genau in
jährliche Vollaststunden umzurechen. Ein indirekter Vergleich der Definition dort mit der
(stetige Windgeschwindigkeit von 5.5m/s angenommen) Charakteristik einer WEA Enercon
E70 mit Spitzenleistung 2000 kW ergibt etwa 900 Vollaststunden. Der um die mittlere
Geschwindigkeit schwankende Wind bringt mehr Vollaststunden.
Nach dem ISET Windreport 2004 kann für eine 1000 kW Windanlage bei einem
Referenzwert von 100% mit Gestehungskosten 7.5c/kWh gerechnet werden. (Das ist höher als
der Wert, den man Abb. 8 entnehmen kann).
Man erreicht Übereinstimmung mit der Abschätzung der Gestehungskosten durch die
dänische Risø National Academy (veröffentlicht durch die EWAA) in Abb.9 wenn man etwa
1600 Vollaststunden bei einem deutschen Referenzwert von 100% annimmt.
Abb. 8 Mittlere Gestehungskosten in €/kWh, innerhalb 20 Jahren, bei günstiger und normaler
Investition (aus Abb. 20 in Anhang B, nach ISET Windreport 2004)
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Abb. 9 Gestehungskosten in c€/kWh gegen full load hours per year (von 1500-2800) nach
EWAA (Risø National Academy, Denmark).The calculations relate to a new land-based
medium sized WT of 850-1,500 kW, which could be erected today. Investment costs of 900 to
1,100 €/kW are based on data from Spain, UK, Germany and Denmark. O&M costs are
assumed to be 1.2 c€/kWh as an average over the lifetime of the wind turbine (WT). The
lifetime of the WT is 20 years, in accordance with most technical design criteria. The discount
rate is assumed to range within an interval of 5% to 10% a year. In the basic calculations, an
annual discount rate of 7.5% is used, and a sensitivity analysis of the importance of the
interest range is performed. Economic analyses are carried out as simple national economic
ones. No taxes, depreciation, risk premia, etc. are taken into account. Everything is calculated
at fixed 2001 prices.
Abb. 9 zeigt, daß die kalkulierten Kosten stark von Standort, gekennzeichnet durch der Zahl
der Vollaststunden, abhängt. Diese Kurve ist auf die Windverhältnisse in Dänemark
12

zugeschnitten, die niedrigen in Deutschland erreichten Vollaststunden (Abb. 5a) unter 1500
Stunden im Jahr sind nicht berücksichtigt. Das bedeutet, daß keine Aussicht besteht, daß
Windenergieanlagen im deutschen Inland profitabel werden. Sie verdanken ihre Existenz
allein der weltweit höchsten finanziellen Förderung in Deutschland..Der Vergleich von Abb.
5a und 9 zeigt, daß selbst für die Windanlagen in Schleswig Holstein die Kosten noch bei
etwa 6 cent /kWh (Wert von 2001) liegen. Windkraft-Anlagen mit etwa 3500 Vollaststunden
pro Jahr werden die Kosten von 4c/kWh erreichen, und damit in etwa mit Braunkohle-
Kraftwerken mit CO2 – Sequestrierung konkurrenzfähig werden. Geeignete Orte wird man
innerhalb der EU vor allem an den Küsten von Irland und Schottland finden, siehe Abschnitt
VIII..
Bei den Abschätzungen der Kosten in Abb. 8 und Abb. 9 sind wahrscheinlich noch nicht die
Windfolgekosten berücksichtigt.
Aus der Vorhaltung von Ersatzkraftwerken (siehe Kapitel VI) ergeben sich sogenannte backup-Kosten.
Die Bandbreite von 0,7-1,8 Ct/kWh für diese Kosten ergibt sich je nach Wahl
eines Gas- bzw. Steinkohleersatzkraftwerkes (Auskunft Prof. A.Voß). Rechnet man noch die
Kosten für Netzausbau und Netzverluste von 0.2Ct/kWh (von e-on Energie) hinzu, so erhält
man Windfolgekosten von 0.9-2.0 Ct/kWh.
VI) Zukünftige Planung des Ausbaus, dena –Studie.
A) „Vorbehalt“
Zitat aus der Kurzfassung der dena – Studie ( Köln, Februar 2005):
„Aufgrund der Altersstruktur des heutigen Kraftwerksparks und des vereinbarten
Kernenergieausstiegs ist bis zum Jahr 2020 eine installierte Leistung von schätzungsweise
40.000 MW neu zu errichten. Dieser Kraftwerks-Erneuerungsprozess fällt in den gleichen
Zeitraum wie der geplante Ausbau der Windenergienutzung. Somit bestehen die Möglichkeit
und die Aufgabe, die Struktur des Kraftwerksparks an die veränderten Bedingungen
anzupassen, die durch die vorrangig aufzunehmende und stark fluktuierende Einspeisung aus
Windenergie geprägt sind“. „Die Erkenntnisse der Untersuchungen in der dena Netzstudie
für das Windausbauszenario 2020 zeigen, daß auf der Grundlage der getroffenen Annahmen
sowie der gesetzlichen Rahmenbedingungen eine Systemlösung zur Integration des
Windstroms nicht erarbeitet werden konnten, bei geänderten Rahmenbedingungen sind
weitere Optimierungspotentiale zu untersuchen.“
„Die DEWI-Prognose bis 2020 basiert darauf, daß die stärkere Nutzung der Windenergie im
Sinne der energiepolitischen Zielorientierung der Bundesregierung auf politischer und
administrativer Ebene uneingeschränkt unterstützt und durch die Schaffung positiver
Rahmenbedingungen gefördert wird. Es ist darauf hinzuweisen, daß die Betrachtung
politischer und administrativer Einschränkungen des möglichen Nutzungspotentials – z.B. in
Folge degressiver Einspeisevergütungen und restriktiver Genehmigungsbestimmungen – nicht
Gegenstand der vorliegenden Studie ist. Auch mögliche Verzögerungen beim notwendigen
Netzausbau an Land werden für die Prognose der Offshore-Windenergieentwicklung nicht
betrachtet“.
B) Weiterer Ausbau der Windenergienutzung an Land, insbesondere
Repowering
Mit der über die Jahre abnehmenden Einspeisevergütung für Strom aus Windenergie (Anhang
B) wird der Neubau von WEA an Plätzen geringen Referenz-Ertrags unrentabel, und die in
Abschnitt V konstatierte „Wanderung zu ungeeigneten Plätzen“ zum Erliegen kommen.
Entsprechend bleibt die prognostizierte Leistung „onshore“ ab 2010 ziemlich konstant, siehe
Abb. 12.
13

Windkraftanlagen werden stets nur mit einer Lebensdauer von 20 Jahren angesetzt, danach
soll im positiven Fall Repowering folgen. Es ist unklar, ob dies der Vergütung nach dem EEG
oder technischen Gründen geschuldet ist. Für Kraftwerke mit fossilen Brennstoffen gibt die
dena- Studie stets eine Lebensdauer von 40 Jahren an.
In Abb. 10 sind frühere optimistische Vorhersagen bis 2030 angeführt:
Abb. 10 Ausbau von 1990 bis 2004 und Vorhersage des weiteren Ausbaus der WEA bis 2030
Repowering an Land in gelber Farbe.
Im Sinne von Abb. 10 wird hier das Schreiben Von Ralf Bischof, Leiter Hauptstadtbüro,
Bundesverband Wind-Energie angeführt: „Windenergieanlagen (bis ca. 500 kW
Nennleistung) werden durch moderne neue ersetzt (ca. 2,0 MW Nennleistung). Die neuen
Anlagen besitzen größere Rotorflächen, größere Nabenhöhen, höheren Wirkungsgrad (z.B.
durch drehzahlvariablen Betrieb, bessere Flügelprofile, geringere - auf die Leistung bezogene
– Schallemissionen). Dadurch ist es möglich, auf der gleichen Fläche des alten Windparks die
Nennleistung etwa zu verdoppeln und den Ertrag etwa um den Faktor 3 zu erhöhen“.
Die Aussage der dena-Studie (Köln Februar 2005) präzisiert:
„Für das Repowering von WEA, die nach 1998 in Betrieb genommen wurden, wird laut
Beschluß des Fachbeirats jeweils die Hälfte des WEA-Bestands nach 15 und 20 Jahren ersetzt
mit einem Faktor für den Leistungszuwachs des Repowering von 1,2.
Für das Repowering sieht das DEWI-Szenario vor, dass der WEA-Bestand, der nach 1998 in
Betrieb genommen wurde, zu je einem Drittel nach 12, 15 und 20 Jahren ersetzt wird mit
einem Faktor für den Leistungszuwachs des Repowering von 1,4. Für WEA, die vor 1998
(d.h.vor In-Kraft-Treten der BauGB-Novelle) errichtet wurden, wird angenommen, daß 1/3
des Bestands “repowert” wird und daß im Mittel eine Verdreifachung der Leistung erreicht
wird.“ und „Ebenfalls schwer einzuschätzen sind die Auswirkungen auf das nutzbare
Flächenpotential, die sich durch die Vergrößerung bestehender Abstandsregelungen in
einzelnen Bundesländern ergeben. So geht der BWE im Zusammenhang mit den Ende 2003
neu gefassten Abstandsbestimmungen für Schleswig-Holstein und Niedersachsen von
14

deutlichen Einbußen der Nutzungsflächen in einer Größenordnung von 35% bis 50% aus
[Neue Energie (2003a) und Neue Energie (2004a)]. Es ist in diesem Zusammenhang jedoch
zu beachten, daß beim Einsatz moderner WEA ohnehin größere Abstände eingehalten werden
müssen, um den immissionsschutzrechtlichen Bestimmungen (TA Lärm) entsprechen zu
können.“
Zum Vergleich mit Abb. 10 wird hier Abb. 11 aus der dena-Studie (Köln, Februar 2005)
angeführt:
Abb.11 Jährlicher Zubau an installierter Leistung bis 2020 (dena-Studie)
Im Vergleich zu Abb. 10 ist repowering deutlich geringer, siehe den Vergleich:
In Abb. 12 ist die entsprechende kumulierte installierte Nennleistung (nicht zu verwechseln
mit der abgegebenen jahresgemittelten Leistung) angegeben.
15

Abb.12 Prognose der Windenergieentwicklung (Nennleistung) in Deutschland an Land und
offshore bis 2020 (kumuliert)-Szenario „Beschluß dena-Fachbeirat“.
C) Offshore Installationen in den ausschließlichen deutschen Wirtschaftszonen in der
Nordsee und Ostsee
Abb. 13 DEWI- Prognose des regionalen Ausbaus in der ausschließlichen deutschen
Wirtschaftszone in der Nordsee.
Die dena –Studie enthält die Prognosen des deutschen Windenergie Instituts (DEWI), das an
der Studie teilgenommen hat , siehe Abbildung 13
16

Die bisherigen Planungen sind den Karten des Bundesamts für Seefahrt und Hydrographie
(BSH) zu entnehmen, siehe Abb. 14
Abb 14 blau: Ausschließliche deutsche Wirtschaftszone in der Nordsee. vom Bundesamt für
Seeschiffahrt und Hydrographie (BSH). Zur Zeit gibt es nur geplante Netzanbindungen. Das
einzig in Betrieb befindliche WEA-Feld ist das dänische Horns Rev. (Siehe hierzu Anhang C)
Die genehmigten Windparks sind in der folgenden Tabelle angeführt:
"Borkum West", Prokon Nord
"Butendiek", OSB Offshore Bürger- Windpark
Butendiek GmbH & Co. KG
"Borkum Riffgrund", PNE2 Riff I GmbH
"Borkum Riffgrund West", Energiekontor AG
"Amrumbank West", Amrumbank West GmbH
"Nordsee Ost", WINKRA Offshore Nordsee
Planungs- und Betriebsgesellschaft mbH
"Sandbank 24", Sandbank 24 GmbH & Co KG
12 WEA, Standort: 43 km nördlich von
Borkum, genehmigt am 09.11.2001
80 WEA, Standort: 35 km westlich von
Sylt, genehmigt am 18.12.2002
77 WEA, Standort: 34 km nördlich von
Borkum, genehmigt am 25.02.2004
80 WEA, Standort: 40 km nordwestlich
von Borkum, genehmigt am 25.02.2004
80 WEA, Standort: 37 km westlich von
Amrum, genehmigt am 09.06.2004
80 WEA, Standort: 35 km nordwestlich
von Helgoland, genehmigt am 09.06.2004
80 WEA, Standort: 100 km westlich von
Sylt, genehmigt am 23.08.2004
17

"ENOVA Offshore Northsea Windpower",
ENOVA Offshore Projektentwicklungsgesellschaft
mbH & Co. KG
"DanTysk" Gesellschaft für Energie und
Oekologie mbH
"Nördlicher Grund" Nördlicher Grund GmbH
Genehmigte Windparkprojekte in der Ostsee:
"Kriegers Flak" Offshore Ostsee Wind AG
48 WEA, Standort: 40 km nördlich von
Juist, genehmigt am 11.02.2005
80 WEA, Standort: 70 km westlich von
Sylt, genehmigt am 23.8.2005
80 WEA, Standort: 84 km westlich von
Sylt, genehmigt am 1.12.2005
80 WEA, Standort: 30 km nördlich von
Rügen, genehmigt am 06.04.2005
Die Zahl der hier angeführten WEA beträgt 697. Zum Vergleich: Im Jahre 2005 wurden 1049
WEA an Land errichtet.
Die Ausbaupläne der Deutschen Wind-Agentur sind ehrgeizig: Hierzu Stephan Kohler,
Geschäftsführer der Deutschen Energie Agentur in der Frankfurter Allgemeine Zeitung vom
25.11.2004.
„Die Off-shore-Windanlagen im Meer werden in Zukunft eine große Rolle spielen, da der
Wind dort viel länger bläst als an Land. Die ersten Pilotprojekte werden in den Jahren 2005
bis 2007 getestet. Bis zum Jahr 2010 werden wir dann 2000 bis 3000 Megawatt Kapazität im
Meer stehen haben. Der Ausbau und die Synchronisation mit dem Verbundnetz an Land
müssen parallel dazu erfolgen. Im Zeitraum von 2020 bis 2030 sollen 20 000 bis 25 000
Megawatt Stromerzeugungskapazität im Meer stehen. Das entspricht etwa der Leistung der
heute in Deutschland betriebenen Atomkraftwerke“.
Hier hat sich Herr Kohler unklar ausgedrückt: Nicht die Kapazität = Nennleistung muß
erreicht werden, sondern die erzielte Leistung muß gleich der der Atomkraftwerke sein (z.Zt
sind das bei den Windanlagen an Land nur 17,04% der Nennleistung)
Anfang 2006 war noch kein Windpark im Bau. Offshore wird es vor 2007/2008 keine
Installation in Deutschland geben, nach Auskunft von R: Bischof, BWA. Die Prognose in
Abb.13 ist also nicht erfüllt. Im Falle des Bürgerwindparks Butendieck, ist die
Baugenehmigung des BSH bis zum 1. Oktober 2008 verlängert worden. Butendiek hat mit
dem Bau noch nicht begonnen, u.a. weil das Land Schleswig-Holstein die Genehmigung zur
Kabeltrasse noch nicht erteilt hat. Das Verfahren ist allerdings nach Mitteilung der Betreiber
weit vorangeschritten.
Das einzige off shore WEA-Feld in Betrieb ist das dänische Horns Rev, siehe Anlage C. Die
erste einzelne deutsche WEA von 4.5 MW Nennleistung befindet sich im Nearshore-Bereich
der Ems bei Emden.
Die dena Studie enthält einige Punkte, die den vorgesehenen Ausbau der offshore WEA
zumindest verzögern können.
a) Aus Sicht des DEWI kann mit dem kommerziellen Einsatz von 5 MW-WEA frühestens ab
2007 gerechnet werden. Vorher werden allenfalls einzelne Pilotprojekte zum Nachweis der
Zuverlässigkeit begonnen werden. Zumindest ist ausgeschlossen, daß mit der Serienreife in
2007 ein sprunghafter Anstieg auf Nennkapazität in der Fertigung bei den Herstellern
stattfinden wird, selbst wenn ansonsten alle anderen negativen Einflüsse auf die Projektdurchführung
beseitigt wären.
b) Ohne Nachweis der real verfügbaren Hafeninfrastruktur kann gesagt werden, daß die
vorhandenen Strukturen für die konzentrierte Verladung in den 120 windschwachen Tagen
18

eines Jahres nicht ausreichen werden, sollen bis 2020 insgesamt 20 GW Windenergieleistung
auf dem Meer installiert werden.--- Das Verhalten der Politik zeigt, dass diese nicht bereit ist,
zumindest zum jetzigen Zeitpunkt nicht, vorab größere Summen in ein nicht gesichertes
Offshore-Zeitalter zu investieren. Grund hierfür ist nicht nur die z. Z. herrschende
Mittelknappheit, sondern auch die Befürchtung, eine Investition zu tätigen, die vielleicht in
dem geplanten Umfang nicht erforderlich sein könnte. Damit steht die erforderliche
Hafeninfrastruktur mit großer Wahrscheinlichkeit nicht zeitgleich mit der Nachfrage zur
Verfügung, d.h., zeitliche Verzögerungen in der Errichtung der Offshore-Windparks sind
einzukalkulieren.
c) Einzelne Offshore-Windparks erfordern schnell Finanzierungen von mehreren hundert
Millionen Euro. Nach Auskunft der Banken werden als Partner nur Generalübernehmer
gesehen, die nicht nur das erforderliche Eigenkapital (25% und mehr) sondern auch die
verlangte finanzielle Sicherheit bieten können. Wahrscheinlich werden diese Bedingungen im
wesentlichen nur Energieversorgungsunternehmen erfüllen können.
Werden 20.000 MW in 14 Jahren (ab 2006) jährlich gleichverteilt errichtet und beträgt die
durchschnittliche Größe des Windparks 400 MW, dann muss bei angenommenen zehn
verschiedenen Betreiberfirmen jede jeweils alle 2,8 Jahre einen Offshore-Windpark mit 400
MW ans Netz bringen. Diese zeitliche Verteilung ist aber sehr unwahrscheinlich. Würden,
wie vom BMU angenommen, im Zeitraum 2010 bis 2020 insgesamt 17.000 MW mit einer
jährlich konstanten Rate errichtet, dann müsste jeder dieser zehn Betreiber schon alle 2,3
Jahre einen Windpark in Betrieb nehmen. Der Aufstellrhythmus wird sich also gegen Ende
des Zeitraums bis 2020 deutlich steigern. Jetzt stellt sich allerdings die Frage, ob ein solcher
Generalübernehmer technisch und finanziell bereit und fähig ist, mehrere Projekte gleichzeitig
durchzuführen, was dann nämlich erforderlich wäre. Ist dies nicht der Fall (z.B. aus
Kapazitäts- oder Risikoerwägungen heraus), dann müsste mit einem langsameren Ablauf der
Entwicklung gerechnet werden.
d) Solange die Politik den für den Transport der Windenergie notwendigen Netzausbau an
Land nicht mit einer eindeutigen Priorität gegenüber dem Naturschutz ausstattet, wird der
Onshore-Netzausbau das Nadelöhr der Offshore-Entwicklung sein und damit das
Entwicklungstempo entscheidend bestimmen. Für die Studie muss angenommen werden, dass
hier relativ kurzfristig eine für die Windenergie positive Situation geschaffen werden kann, da
sonst ein zeitliches Szenario bis zum Jahr 2020 nicht entwickelt werden kann.
e) Gelingt es dem Vorhabenträger im Rahmen des aufwändigen Planungs- und
Gehmigungsverfahren etwa nicht, den Offshore-Windpark vor dem 1.1.2011 in Betrieb zu
nehmen, wird für den erzeugten Strom lediglich noch eine Vergütung von 5,71 Cent pro kWh
gezahlt (statt 8,57 Cent/kWh über zwölf Jahre für Projekte, die noch in 2010 in Betrieb
gehen). Es ist aus heutiger Sicht fraglich, ob Vorhaben, die erst nach 2010 den Betrieb
aufnehmen können, wirtschaftlich zu betreiben sind.
f) Generell ist hier festzustellen, dass eine technische Projektentwicklung, die über den
genauen Ablauf des Baus und vor allem zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeit eines
Offshore-Windparks notwendig ist, zum Zeitpunkt der Berichterstellung von keinem der
Projektentwickler in vollem Umfang durchgeführt wurde. Es sind deshalb derzeit weder für
die Banken die Finanzierungsvoraussetzungen gegeben, noch für den Projektierer die genauen
Anforderungen des Baus bekannt. (Ende der Zitate)
Bis 2008 soll 45 Kilometer von der Nordseeinsel Borkum entfernt das erste Windenergie-
Testfeld entstehen, bestehend aus 12 Anlagen der 5 Megawatt-Klasse, siehe Anhang D
19

VIII) Das Problem der zeitlichen Windenergie-Schwankungen
Kurzzeitige Schwankungen können „geglättet“ werden durch Zusammenfassung im
deutschenVerbundnetz, siehe Abb.15a. Dadurch kann die Bereitstellung von größeren
fossilen Kraftwerks-Kapazitäten etwa 15-60 Minuten im Voraus geplant werden.
Abb.15a, Verringerung der Häufigkeit der Änderung des 15-Minuten-Mittels durch
Verbundnetze, aus Windreport Deutschland 2004 (ISET)
Trotzdem gibt es aber zeitlich stark schwankende tägliche Leistungen, siehe Abb.15b.
Abb. 15b. Rechnerisch
erzeugte
Summenganglinien aller
WEA in Deutschland
2004. Dargestellt sind die
Tagesmittelwerte der
Leistung. Diese
Datenreihen wurden mit
dem am ISET entwickelten
Simulationsprogramm
SEPCaMo berechnet.
20

Die regelmäßigen Tag-Nacht Unterschiede des Verbrauchs korrelieren nicht mit der
Windenergie-Einspeisung (Abb.16a).
Abb.16b Verlauf der Windenergieeinspeisung aller Anlagen in Deutschland
Abb.16a Vergleich
von Bedarf und
Einspeisung
(Quelle: Vortrag
Prof. Dr.-Ing.
A.Voß,
Windenergie -
Entwicklungen,
Erwartungen und
energiewirtschaftli
che Einordnung,
Stuttgart 30.6.
2003)
Auch die Zusammenfassung der momentanen Leistung aller Windkraftanlagen in
Deutschland (ISET)vermag die starken Leistungsschwankungen nicht auszugleichen, siehe
Abb.16b
21

Daher müssen zur Anpassung der schwankenden Einspeisung stets andere Kraftwerke
bereitstehen, siehe Abb.17
Abb. 17 Leistungskredit der Windstromerzeugung bezogen auf die installierte
Windanlagenleistung Der Leistungskredit ist der Betrag an installierter konventioneller
Leistung, der durch Einbindung von regenerativen Energien (hier der Windenergie)
substituiert werden kann ohne das Zuverlässigkeitsniveau des Mischsystems gegenüber dem
Zuverlässigkeitsniveau des konventionellen Ausgangssystems zu ändern. Die Durchdringung
ist der Anteil der Energieerzeugung aus regenerativen Quellen an der Gesamtstromerzeugung
(Auskünfte Prof. Voß).
In der Pressekonferenz „Leistungsbilanz 2002/2003“, Berlin, 15. Januar 2004 hat Dr. Werner
Brinker, Präsident des Verbandes der Elektrizitätswirtschaft (VDEW)) mitgeteilt: „Der starke
Zuwachs von 3.000 MW Windkraftanlagen zwischen 2001 und 2002 steigerte den Bedarf an
Reservekapazitäten. Je MW Windkraftleistung müssen etwa 0,85 MW Reservekapazität aus
konventionellen Anlagen bereitstehen für die Zeit der Windflauten“.
Aus der Vorhaltung von Ersatzkraftwerken ergeben sich sogenannte back-up-Kosten. Die
Bandbreite von 0,7-1,8 Ct/kWh für diese Kosten ergibt sich je nach Wahl eines Gas- bzw.
Steinkohleersatzkraftwerkes (Auskunft Prof. Voß). Rechnet man noch die Kosten für
Netzausbau und Netzverluste von 0.2Ct/kWh (von e-on Energie) hinzu, so erhält man die
Windfolgekosten von 0.9-2.0 Ct/kWh.
Aus der dena-Studie:
„Die ursprünglich vorgesehene Analyse eines Szenarios 2020 mit einer installierten WEA-
Leistung von 48,1 GW und einer Windenergieerzeugung von 115,4 Mrd.kWh mit Hilfe der
Elektrizitätswirtschaftsmodelle hat gezeigt, dass eine Gesamteinspeisung in dieser Höhe im
Jahr 2020 – unter den durch die Projektsteuerungsgruppe beschlossenen Rahmenannahmen
(keine Erzeugungsbeschränkung der WEA-Anlagen oder andere Anpassungsmaßnahmen) –
nicht mehr in das Kraftwerkssystem integrierbar sein würde. Das im Fachbeirat und der
22

Projektsteuerungsgruppe festgelegte und durch das DEWI und ISET konkretisierte Szenario
führt zu einer Situation, in der die Erzeugung auf Basis von Technologien, die nicht oder nur
unzureichend flexibel eingesetzt werden können, und unter Berücksichtigung des derzeitigen
Kenntnisstandes, keinen oder nur einen unzureichenden Beitrag zur Systemstabilität leistet.
Insbesondere die erforderliche Vorhaltung von negativer Regel- und Reserveleistung im Jahr
2020 wirkt sich Problem verschärfend aus. Die Vorhaltung negativer Regelleistung kann zum
einen durch in Deutschland installierte Pumpspeicherkraftwerke (rund 8 GW) sowie durch
thermische Kraftwerke im Erzeugungsmodus erfolgen, die ihre Produktion im Bedarfsfall auf
ihre technische Mindestlast reduzieren. Folglich müssen thermische Kraftwerkskapazitäten
unter Berücksichtigung der technischen Mindestteillast von Kraftwerken in Höhe von
mindestens etwa 20 bis 30 GW zur Vorhaltung negativer Regelleistung ständig mit
Nennleistung am Netz sein. Hinzuzurechnen sind noch must-run Kapazitäten, die in Folge
von Primär- und Sekundärregelleistungsanforderungen in Betrieb sein müssen sowie
wärmegeführte Kraft-Wärme-Kopplung-Anlagen, deren Betrieb zur Deckung der
Wärmenachfrage erforderlich ist. Als Konsequenz ergibt sich eine technisch bedingte und der
Systemstabilität geschuldete Kraftwerksparkerzeugung, die die zu deckende Netzlast nach
Einspeisung der WEA (auch unter Berücksichtigung von Exporten und
Pumpspeicherverbrauch) übersteigt. Die WEA-Stromerzeugung müsste also in diesen
Perioden (bei hohem Windaufkommen und niedriger Last) beschränkt werden, um Raum für
die notwendige Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken zu schaffen. (In wie weit
die Möglichkeit der Bereitstellung von negativer Regel-/Reserveleistung durch WEA die
Situation entschärfen könnten, muss in einer Folgeuntersuchung geklärt werden).“
IX) Beitrag der Windkraft zur Reduktion der CO2- Emission
in Deutschland
Das Kyoto-Protokoll erfordert EU-Lastenverteilung (engl.: EU burden sharing). Die EU hat
ihre gemeinsame Reduktionsverpflichtung von -8% in der ersten Verpflichtungsperiode (2008
– 2012) gemäß einer EU-internen Lastenverteilung im Juni 1998 intern neu verteilt. Danach
lauten die Reduktionsverpflichtungen und Emissionsobergrenzen der EU-Mitgliedsstaaten
bezogen auf ihre 1990er Emissionen:
Deutschland, -21%, bis 2012. Eine darüber hinausgehende Verpflichtung existiert z. Zt
nicht, jedoch hat die Bundesregierung am 15.12.2004 auf dem Klimagipfel in Buenos Aires
ankündigt, Deutschland werde bis 2020 seinen Kohlendioxyd-Ausstoß um 40 Prozent
gegenüber 1990 reduzieren – unter der Bedingung, daß die restliche EU sich ihrerseits zu
einer Verringerung um 30 Prozent verpflichte.
Auszug aus der Datenbank des Statistischen Bundesamts Deutschland:
CO2-Emission von allen deutschen Wirtschafts-Sektoren und durch Endverbrauch der
privaten deutschen Haushalte, in 1000t, in ausgewählten Jahren
1990 1995 2000 2002
1013723 897807 854915 858623
Dem vertraglich festgelegten Ziel der Reduktion um 21% bis 2012 entspricht eine Obergrenze
der Emission von 8.00841 10 8 t CO2/a im Jahre 2012.
Es fehlen nach 2002 bis 2012 noch Einsparungen von 5.7782 10 7 t CO2/a = 57.782
Millionen t CO2/a . Das sind 5.70% der CO2 – Emission im Jahre 1990.
23

Die in den Jahren 1989 bis 2003 durch die Windkraft eingesparte CO2 – Emission hängt stark
von der Annahme ab, welche Elektrizitätswerke weniger Energie liefern sollen, entsprechend
der von allen installierten WEA’s abgegebenen Energie (Dies ist nicht gleichbedeutend mit
„permanentem Abschalten“, da diese Quellen ja zum Ausregeln der Schwankungen des
Windenergie – Angebots zu einem großen Teil weiter gebraucht werden, siehe oben in
Abschnitt VIII . Im Windenergie Report Deutschland 2004 (ISET) ist eine Einsparung von
0.84kg CO2 pro kWh (Wind) angenommen, durch Reduzierung der abgegebenen Leistung
von Steinkohle-Kraftwerken des Mittellastbereichs.
Nach einem Datenblatt des Bundes für Windenergie waren im Jahre 2002 die vermiedenen
Treibhausgasemissionen (CO2, CH4, N2O) in CO2 -Äquivalenten 809 g/kWh.
Bei einer durchschnittlichen Einspeisevergütung, die über 20 Jahre nach EEG zu erwarten ist
von ca 0,081 €/kWh (siehe Anhang B ) beträgt der Preis pro eingesparten kg CO2 aus
Mittellast Steinkohlekraftwerken ca 0.0964€/kgCO2. Wenn man die Windfolgekosten bei
Vorhaltung von Steinkohlekraftwerken von 2.0Ct/kWh richtigerweise mit berücksichtigt, und
das CO2 Äquivalent von 809g/kWh wählt, so belaufen sich die Kosten auf 124.8 €/t
CO2,äquivalent. Dies ist etwa 6 bis 10 mal teurer als die geschätzten Kosten der CO2 –
Sequestrierung beim Braunkohlewerk Lippendorf in der Lausitz. (Vortrag Lars Stromberg
,Vattenfall AB, A future ”CO2 Free” Power Plant for Coal Technology and Economics, The
annual fall meeting of the German Physical Society, Bad Honnef, October 21-22, 2004)
Die bis 2003 von ISET berechnete eingesparte CO2 - Menge ist in Abb. 18 zu sehen
Je nach Szenario variiert die prognostizierte vermiedene Menge CO2 im Jahre 2015 zwischen
27.2 und 39.5 Millionen t, die CO2 – Vermeidungskosten zwischen 40.6 und 66.6 € je t CO2
siehe die folgende Tabelle (dena- Studie)
Abb.18 Kopie aus dem Windreport Deutschland 2004 (ISET).
24

Im Alternativ-Szenario (Hoher Erdgaspreis und CO2-Brennstoffpreisaufschlag) entspräche
die CO2 Minderung von 39.4 Millionen t im Jahre 2015 etwa 4.6% der gesamten CO2
Emissionen Deutschlands im Jahre 2000, wenn die Windkraft Steinkohlekraftwerke ersetzt.
X) Europäische Windresourcen
Nach Angabe der europäischen Windkarten (Abb. 19 und 20) für die küstennahen Bereiche
im Nordwesten von Irland und Schottland werden auf Hügeln und Kämmen (violett in Abb.
19) schon in 50 m Höhe über dem Grund Windleistungen über 1800W/m2 erreicht.
In der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone in der südlichen Nordsee (rot in Abb 19)
können diese Windleistungen noch nicht einmal in 200m Höhe erreicht werden.
Im Vergleich zu diesen Leistungsdichte-Angaben ist die reale in Deutschland im Jahre 2003
erreichte Leistungsdichte von 68.6W/ (siehe Abschnitt I) 30 mal geringer. Zur Überprüfung
und evtl Korrektur dieses erstaunlichen Unterschieds sind Angaben über existierende WEA
sehr wichtig.
Eine Recherche des Max-Planck-Instituts für Meteorologie (Frau Dr. Jakob) ergab, daß auf
den Orkney Islands auf speziellen Hügeln (siehe den Burgar Hill in Abb.21), mit ca. 150 m
Höhe ca. 10 bis 11 m/s mittlere Windgeschwindigkeit herrschen. Im Vergleich zu der
deutschen Nordseeküste (offshore), wo 100 m über dem Wasserspiegel mittlere
Windgeschwindigkeiten von ca. 9 m/s , ausnahmsweise auch 10 m/s zu finden sind, ist dies
deutlich mehr. Die entsprechenden Vollaststunden von Windanlagen mit liegen mit etwa 4150
(Tabelle) höher als die für die Nordsee optimistisch angenommenen 3500h.
Standort MW installiert Jahresleistung GJ Vollaststunden
Burgar Hill (1) 4.25 63663 4160
Burgar Hill (2) 1.3 19473 4153
Stronsay 2.70 40445 4161
Quelle: http://www.oref.co.uk/orkney_energy_audit.htm
25

Abb.19. Offshore Windkarte. Man beachte den Unterschied zwischen dem nördlichen und
südlichen Teil der Nordsee.
26

Abb.20. „on shore“ Windkarte
27

Abb. 21. Windpark Bougar Hill auf den Orkney Islands. Diese WEA benötigen keine
Gründung auf offener See, werden an Land aufgebaut, gewartet und brauchen keine
immensen Naben-Höhen
Entsprechend engagieren sich die deutschen Energieunternehmen zunächst nicht offshore,
sondern in Schottland, wie die folgende Pressenotiz zeigt:
“Industrial news von National electrical Manufacturers Association, vom 27.12.2004
Siemens Power generation(PG) has secured an order to supply 40 wind turbines in Scotland.
The order value for the turnkey project, with a total capacity of 92 MW, is approximately 90
million euros. The purchaser is npower renewables, Berkshire, a subsidiary of RWE npower
plc. The new wind power division of Siemens PG will deliver 40 wind turbines with a
capacity of 2.3 MW and a rotor diameter of 82.4 meters each for the Farr Wind Farm, which
will be built approximately 10 kilometers south to Inverness in Northern Scotland. The
project is scheduled to go online in spring of 2006 and will be npower renewables’ largest
wind farm measured by installed capacity. The company currently operates four wind farms
in Scotland, with a total combined capacity of more than 95 MW”.
Diese Windfarmen haben die gleiche Größenordnung wie die einzelnen in der Nordsee
beantragten, siehe Abschnitt V.
XI) Anhänge
A) Referenzanlage, Referenzstandort und Referenzertrag
Dazu Auszug aus Bundes Gesetz-Blatt I 2000, 308 - 309;
1. Referenzanlage ist eine Windkraftanlage eines bestimmten Typs, für die sich entsprechend
ihrer von einer dazu berechtigten Institution vermessenen Leistungskennlinie an dem
Referenzstandort ein Ertrag in Höhe des Referenzertrages errechnet.
28

2. Der Referenzertrag ist die für jeden Typ einer Windkraftanlage einschließlich der
jeweiligen Nabenhöhe bestimmte Strommenge, die dieser Typ bei Errichtung an dem
Referenzstandort rechnerisch auf Basis einer vermessenen Leistungskennlinie in fünf
Betriebsjahren erbringen würde.
3. Der Typ einer Windkraftanlage ist bestimmt durch die Typenbezeichnung, die
Rotorkreisfläche, die Nennleistung und die Nabenhöhe gemäß den Angaben des Herstellers.
4. Referenzstandort ist ein Standort, der bestimmt wird durch eine Rayleigh-Verteilung mit
einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,5 Metern je Sekunde in einer Höhe von 30
Metern über Grund, einem logarithmischen Höhenprofil und der Rauigkeitslänge von 0,1
Metern.
5. Die Leistungskennlinie ist der für jeden Typ einer Windkraftanlage ermittelte
Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und Leistungsabgabe unabhängig von der
Nabenhöhe. Die Leistungskennlinie ist zu ermitteln nach dem einheitlichen Verfahren gemäß
den Technischen Richtlinien für Windenergieanlagen, Revision 13, Stand: 1. Januar 2000,
herausgegeben von der Fördergesellschaft Windenergie e.V. (FGW) mit Sitz in Hamburg,
oder der technischen Richtlinie Power Performance Measurement Procedure Version 1 vom
September 1997 des Network of European Measuring Institutes (MEASNET) mit Sitz in
Brüssel, Belgien. Soweit die Leistungskennlinie nach einem vergleichbaren Verfahren vor
dem 1. Januar 2000 ermittelt wurde, kann diese anstelle der nach Satz 2 ermittelten
Leistungskennlinie herangezogen werden, soweit nach dem 31. Dezember 2001 nicht mehr
mit der Errichtung von Anlagen des Typs, für die sie gelten, im Geltungsbereich dieses
Gesetzes begonnen wird.
6. Zur Vermessung der Leistungskennlinien und Berechnung der Referenzerträge von
Anlagentypen am Referenzstandort sind für die Zwecke dieses Gesetzes die Institutionen
berechtigt, die entsprechend der technischen Richtlinie „Allgemeine Kriterien zum Betreiben
von Prüflaboratorien“ (DIN EN 45001), Ausgabe Mai 1990, für die Vermessung der
Leistungskennlinien im Sinne von Nummer 5 akkreditiert sind. Das Bundesministerium für
Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit veröffentlicht diese Institutionen nachrichtlich im
Bundesanzeiger.
B) Gestehungskosten und Vergütung
Nach dem seit 2004 gültigen EEG erhalten Windenergieanlagen, die bis zum 31.12.2004 in
Betrieb gegangen sind, ist zunächst eine Anfangsvergütung von 8,7 c€/ kWh für einen
Mindestzeitraum von fünf Jahren festgeschrieben. Je nach Standortqualität wird die
Einspeisevergütung anschließend nach dem "Referenzertragsmodell" auf einen Wert von 5,5
c€/kWh abgesenkt. An ertragsstarken Standorten kann die Absenkung unmittelbar nach
Ablauf des fünften Betriebsjahres erfolgen, an windschwachen Standorten kann die Zahlung
des erhöhten Vergütungssatzes bis zu 20 Jahre dauern. Je nach Standortqualität ergibt sich
somit, über 20 Jahre betrachtet, eine durchschnittliche Einspeisevergütung zwischen 8,7 und
6,3 c€/kWh.
29

Abb. 22, Vergleich der Gestehungskosten in €/kWh aus Abb. 8 mit der Vergütung nach dem
Erneuerbare – Energien-Gesetz (EEG), für Anlagen mit Aufstellungsbeginn in den Jahre
2004 (Kurve 1) und 2010 (Kurve 2), jeweils gemittelt über 20 Jahre. Der Unterschied
zwischen Kurven 1 und 2 erklärt sich durch die Abnahme der Einspeisevergütung zwischen
2000 und 2010, siehe Abb. 24
30

Abb.23 (Windreport Deutschland 2004, ISET)
Diese Darstellung zeigt exemplarisch die spezifischen Stromgestehungskosten (Säulen) und
die durchschnittliche Vergütungshöhe (horizontal laufendes Band) für die
Anlagenkonfigurationen (Typ, Rotordurchmesser, Nabenhöhe) mit den in 2003 höchsten
Installationszahlen und Nennleistungen von 600, 1.000,1.300, 1.500, 1.800 und 2.000 kW.
Für eine Anlage mit 1.000 kW Nennleistung kann bei einen Jahresenergieertrag von 100%
des Referenzertrages für diesen Typ mit Stromgestehungskosten von ca. 0,075 €/kWh
gerechnet werden. Dieser Wert liegt noch unter der durchschnittlichen Einspeisevergütung,
die über 20 Jahre nach EEG zu erwarten ist (ca.0,081 €/kWh), siehe Abb. 21). Die WEA-
Preise hängen auch von Nabenhöhe und Rotordurchmesser ab, die wiederum Einfluss auf den
jährlichen Energieertrag und somit auf die Stromgestehungskosten haben. Die jeweiligen
Nabenhöhen der ausgewählten Anlagen sind in der Grafik explizit angeben. Daten zu den
Preisen und Referenzerträgen der Anlagen beruhen auf Angaben der Marktübersicht
Windenergie des Bundesverband Windenergie sowie eigenen RAISA-Recherchen.
Abb.24. Entwicklung der Einspeisevergütung für Strom aus Windenergie bei
Aufstellungsbeginn der WEA, siehe Abb. 20
31

XII) Schlußfolgerung.
Diese Zusammenfassung unterstützt die allgemeineren Aussagen und Plädoyers der Studie
der Deutschen Physikalischen Gesellschaft „Klimaschutz und Energieversorgung in
Deutschland 1990 – 2020, Bad Honnef, September 2005, insbesondere die Bemerkungen zu
Kapitel 5, Windenergie, dort:
„...die Zeitplanung der dena-Studie bis 2020 erscheint vollkommen unrealistisch. Wenn der
Ausbau der deutschen Windkraft in diesem Umfang überhaupt stattfindet, so wird er sich über
einen längeren Zeitraum erstrecken und mit einem anderen Finanzierungsmodell
funktionieren. Angesichts der vorhandenen Schwierigkeiten gehen wir davon aus, dass die
Ausbaustufe, die in der dena-Studie mit "2015" markiert wurde, nicht vor 2020 verwirklicht
werden kann.“
Danksagungen.
Ich danke Herrn R. Bischof von der BWE für häufig erteilte Auskünfte und
Frau Dr.Jakob, MPI für Meteorologie für die Recherche über die Windverhältnisse auf den
Orkney Islands.
Anhang: Neue Entwicklungen
zu Kap III, Stromgestehungskosten
A) EEG-Aufwand und EEG –Durchschnittsvergütung
(EEG = Energie-Einspeisungsgesetz)
Abbildung 25 zeigt erstens die EEG Strommengen (siehe Tabellen in Kapitel 1) und die EEG
– Zusatzvergütungen.
32

Zu Kapitel V : Räumliche Verteilung der Wind-Energie
Anlagen (WEA)
Nimmt das Windenergieangebot in Deutschland durch die globale Erwärmung ab?
Hierzu die zeitliche Fortsetzung des Windenergieangebots in Abb.7 bis 2006
Es ist auffällig, daß sowohl an der deutschen Küstenlinie und auf den vorgelagerten Inseln,
wie auch in Mittelgebirgslagen seit 1993 das über die Jahre geglättete Windenergieangebot
um etwa 25% gesunken ist. Wahrscheinlich gilt dies nicht nur in 10m Höhe, sondern auch in
150m Höhe und 40km vor der Küste, wo die off-shore-Anlagen aufgestellt werden sollen.
Der Metereologe Prof. Dr.C.D. Schönwiese, J.W. Goethe-Universität Institut für
Atmosphäre und Umwelt, Mitglied des IPCC schreibt dazu:
Meines Wissens sind die Klimamodelle gerade beim Wind sehr unzuverlässig. Aus Sicht der
Beobachtungen wird aber im nächsten IPCC-Bericht stehen, dass in mittleren Breiten eine
geringfügige Erhöhung der Windgeschwindigkeit (insbesondere bei Westwind) eingetreten
ist, was deswegen plausibel wäre, weil im Zuge der globalen Erwärmung die polaren Breiten
eine stärkere Temperaturerhöhung aufweisen als die mittleren, was den Temperaturkontrast
und somit auch den Wind verstärken sollte. Ihr Befund spricht dem entgegen und könnte
daher ein regional begrenzter Effekt sein. Andererseits hat in den letzten ca. 10 Jahren die
Nordatlantik-Oszillation (NAO) leicht abgenommen (Luftdruckdifferenz zwischen Azoren-
Hoch und Island-Tief), was mit Ihrem Ergebnis konform wäre. Problem: Im Zuge der
33

Klimaänderungen sollte die NAO eher zunehmen, was sich auch ca. 1960-1990 markant getan
hat.
zu Kap.VII, Off shore Ausbau
A) Der erste off shore Windpark: Horns Rev in dänischen Gewässern.
DIE ZEIT 17.06.2004 Nr.26
Windstrom in Seenot
Der größte Rotoren-Park auf offener See steht vor der dänischen Küste. Jetzt muss er
komplett repariert werden Von Marcus Franken und Oliver Lönker
Einer hatte es vorher gewusst. „Wir haben bereits Mitte vergangen Jahres gesagt, dass diese
Technik die Belastungen auf hoher See nicht aushält“, sagt Peter Weißferdt, Technischer
Geschäftsführer des geplanten Windparks Butendiek in der deutschen Nordsee. Verhindert hat
die Warnung nichts: Die feuchtsalzige Seeluft hat dem größten Offshore-Windpark der Welt
in Horns Rev vor der dänischen Nordseeküste derart zugesetzt, dass nun alle 80 Windräder
abgebaut und an Land repariert werden müssen. Für den Hersteller der Windräder, die
dänische Vestas A/S, ist das eine Horrormeldung.
Doch nicht nur Vestas, die gesamte Windbranche steht unter Schock. Weil in Deutschland
und Dänemark der Platz an Land knapp geworden ist, liegen die Standorte der Zukunft auf
dem Meer. Deshalb müssen Firmen wie Vestas oder die deutsche Enercon dort erfolgreich
sein. Das Projekt Horns Rev mit 80 Meter hohen Maschinen in den Nordseewellen sollte ein
Schritt zum großen Offshore-Boom sein.
Tatsächlich gruseln sich vor dem technischen Sprung selbst Brancheninsider. „Wir haben mit
der Windkraft an Land eine gute Chance, die Energiewende einzuleiten. Das dürfen wir nicht
durch unkalkulierbare Risiken zerstören“, warnt Enercon-Chef Aloys Wobben in der
Fachzeitschrift Neue Energie.
Genau dazu könnte sich aber das Malheur von Horns Rev auswachsen. „Die Bedeutung dieser
Schäden ist hoch“, sagt Ralf Peters, Sprecher des Windrad-Produzenten Nordex AG in
Hamburg. Banken und Versicherungen seien ohnehin sehr zurückhaltend bei der Finanzierung
der Hunderte Millionen Euro teuren Offshore-Projekte.
„Das ist ein großes Problem“, heißt es auch im Hause eines dänischen Windparkversicherers.
Die Versicherer hätten zwar mit Kinderkrankheiten gerechnet. Aber die Ausfälle häuften sich.
Tatsächlich brach in den vergangenen Monaten ein Feuer im Maschinenhaus eines Rotors vor
Schwedens Küste aus, vor englischen Gestaden riss ein Stromkabel, und schon 2001 mussten
zwölf Transformatoren in einem Ostsee-Windpark ausgetauscht werden. „Mit so vielen
Schäden haben wir nicht gerechnet“, sagt der Däne. Die Konsequenz: Einige Versicherungen
würden aus dem Offshore-Geschäft aussteigen.
B) Vor Borkum entsteht das erste Windenergie-Testfeld
Kommerzielle Nutzung nach 2008 angestrebt / Gabriel: Versorgungssicherheit und
Industriepolitik
Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 04.10.2006 Seite 13
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nf. BERLIN, 3. Oktober 2006. Bis 2008 soll 45 Kilometer von der Nordseeinsel Borkum
entfernt das erste Windenergie-Testfeld entstehen. Darauf haben sich die Bundesregierung,
die Energiekonzerne Eon, EWE (Oldenburg) und Vattenfall sowie die Windanlagenhersteller
Repower und Multibrid verständigt. Das Pilotprojekt mit einem Volumen von annähernd 180
Millionen Euro soll wichtige Erkenntnisse über die Windenergiegewinnung auf hoher See
(„off shore“) liefern und eine kommerzielle Nutzung nach 2008 ermöglichen. Man müsse
daher möglichst schnell mit der Nutzung und der Auswertung der Erfahrungen beginnen,
mahnte Bundesumweltminister Sigmar Gabriel (SPD). Die Bundesregierung beteiligt sich an
der Erforschung der Technik und ihrer Risiken mit insgesamt 50 Millionen Euro.
„Wir schlagen hier ein neues Kapitel in der Zukunft der erneuerbaren Energien auf, und zwar
ganz kräftig“, sagte Gabriel. Ziel der Bundesregierung sei es, im Jahr 2030 rund 15 Prozent
des heutigen Stromverbrauchs durch Windkraftanlagen in der Nord- und Ostsee zu gewinnen.
(PS: Dies ist eine wesentlich bescheidenere Aussage als die von Stephan Kohler am
25.11.2004.: „Das entspricht etwa der Leistung der heute in Deutschland betriebenen
Atomkraftwerke“ Die Kernenergie stellte 2006 nach VDEW-Angaben mit 27 Prozent den
größten Anteil an der Strom-Produktion).
Dies sei nicht nur ein Beitrag zur Sicherung der Energieversorgung, sondern auch ein
„zentraler Meilenstein“ in der Industriepolitik. Er setze darauf, daß sich auch diese neue
Technologie weltweit vermarkten lasse. Schon jetzt würden drei von vier Windkraftanlagen in
Deutschland für den Export hergestellt. Repower-Vorstandschef Fritz Vahrenholt hob hervor,
daß mit Beginn der Serienfertigung mehr als 500 Arbeitsplätze in strukturschwachen
Regionen geschaffen würden. „Und das ist nur der Anfang.“ Die neuen Windräder sollten ein
„Schaufenster deutscher Ingenieurskunst“ werden. Interesse an Off-shore-Windanlagen gebe
es in Schweden, den Niederlanden und China.
Zwar seien in Deutschland schon 15 Windparks auf offener See genehmigt, aber erst zwei
davon in Küstennähe errichtet worden, sagte Gabriel. Man habe die Anforderungen und
Belastungen zum Teil deutlich unterschätzt, was zu Sicherheitsaufschlägen der Banken bei
der Finanzierung geführt habe. Die Einigung zwischen Regierung und Wirtschaft trage
insofern auch dazu bei, die Finanzierungskonditionen der Unternehmen zu verbessern.
Vattenfall-Chef Klaus Rauscher verwies ebenfalls auf „viele Probleme“ wie die Korrosion,
die Kabelanbindung über weite Strecken sowie die Einspeisung der schwankend anfallenden
Stromleistung. Ein wirtschaftlicher Betrieb sei „unter derzeitigen Bedingungen keinesfalls zu
erreichen“, sagte Bernhard Fischer, Vorstandsmitglied von Eon-Energie. Ob Off-shore-
Windparks nach 2008 kommerziell betrieben werden könnten, hänge vom Ausgang der
Testphase ab.
Die zwölf Anlagen der Fünf-Megawatt-Klasse sind jeweils 150 bis 180 Meter hoch. Die 18
Tonnen schweren Rotoren haben einen Durchmesser von rund 120 Metern und überstreichen
damit die Fläche zweier Fußballfelder. Die Windräder sollen 50 bis 150 Kilometer von der
Küste entfernt in 20 bis 40 Meter tiefer See errichtet werden. Da sie etwa die Hälfte des
Jahres liefen, könnten sie als Mittellastkraftwerke eingesetzt werden, betonte Vahrenholt.
Eine Anlage könne für rund 6000 Drei-Personen-Haushalte Strom liefern. Inzwischen stehen
in Deutschland 18 000 Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von gut 19 000
Megawatt. Damit hat die Windenergie nach Angaben des Bundesverbands Windenergie einen
potentiellen Anteil von 6,8 Prozent am Nettostromverbrauch in Deutschland. Die Branche
beschäftigt rund 64 000 Menschen.
C) Lex Eon
Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 18.11.2006 Seite 14
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Die Zusatzregelung, die bei den Schlußverhandlungen der großen Koalition noch
überraschend Eingang in das Infrastrukturbeschleunigungsgesetz fand, ist kurz, ihre Wirkung
dagegen gewaltig. Denn sie legt fest, daß die Kosten für den Anschluß von Windrädern, die in
den kommenden Jahren vor der Küste gebaut werden sollen, von den Stromkunden bezahlt
werden. Dabei geht es nicht um kleine Beträge. In einer Studie der Deutschen Energieagentur
werden die Anschlußkosten an das Netz bis zum Jahre 2010 auf 2,5 Milliarden Euro beziffert.
Berechnungen aus dem Kreis der betroffenen Übertragungsnetzbetreiber Eon, RWE,
Vattenfall und ENBW zufolge könnten sie bis zum Ende dieses Jahrzehnts auf bis zu 3,5
Milliarden Euro steigen. Die genaue Entwicklung ist unklar, weil niemand vorhersagen kann,
wie schnell und in welchem Umfang Seewindanlagen in der Deutschen Bucht verankert
werden. Entsprechend vage sind Schätzungen, die von einem zweistelligen Milliardenbetrag
bis zum Jahre 2020 ausgehen. In Kreisen der Bundesregierung wird aber nicht der
Einschätzung widersprochen, daß die Zusatzkosten, die die Stromkunden tragen müssen, die
Einsparungen im Netzbetrieb übertreffen werden, die die Bundesnetzagentur derzeit den
Stromversorgern auferlegt. Die Neuregelung für die Offshore-Windräder weicht von der
Anschlußregelung für Windräder auf dem Land ab. Hier müssen die Betreiber den Anschluß
an das Überlandnetz selber zahlen. Die Kosten müssen sie aus der garantierten, über dem
„normalen“ Strompreis liegenden Vergütung bezahlen. Das gilt für die ebenfalls
subventionierten Seewindräder nicht mehr. Hier zahlt der Stromkunde dann künftig zweimal
per Umlage: einen höheren Preis für den Öko-Wind und einen erhöhten Transportpreis. Als
Investoren für die Seewindparks kommen die großen Erzeuger in Frage. Beteiligte sprechen
deshalb auch von einer „Lex Eon“. (ami.)
Auszug aus dem Infrastrukturbeschleunigungsgesetz:
5.Aus den unter den Nummern 1 bis 4 genannten Gründen müssen in Deutschland mehrere hundert
Kilometer 380-kV- Leitungen neu gebaut sowie auf mehreren hundert Kilometern
Netzverstärkungsmaßnahmen durchgeführt werden.Dieser besonderen Herausforderung werden die
bislang bestehenden allgemeinen Vorschriften des Verwaltungsverfahrensgesetzes zur Genehmigung
des Baus und der Änderung von Hochspannungsfreileitungen nicht gerecht. Es bedarf über das
bisherige EnWG hinaus umfassender Beschleunigungsregeln, insbesondere einer Straffung der
Verfahrensfristen und einer frühzeitigen Einbeziehung der nach dem Bundesnaturschutzgesetz
anerkanntenVereine und sonstigenUmweltschutzvereinigungen.
D) Gemeinsame Kabeltrasse im Nationalpark
Mitteilungen des Internationales Wirtschaftsforum Rebenerative Energien (IWR), 30.1.2007:
Die Offshore-Stiftung, eine Gründung der deutschen Industrie, einigte sich mit den Planern
von weiteren sieben Windparks vor der ostfriesischen Küste auf eine gemeinsame
Kabeltrasse. Die Leitungen sollen über die Insel Norderney gebündelt werden. Damit sollen
die Auswirkungen auf den Nationalpark Niedersächsisches Wattenmeer möglichst gering
bleiben
E) Weitere Testfelder
Mitteilungen des Internationales Wirtschaftsforum Rebenerative Energien (IWR), 30.1.2007:
Der norddeutsche Windanlagen-Hersteller REpower kündigte am Montag an, er werde im
nordfriesischen Westre nahe der dänischen Grenze drei Anlagen mit je fünf Megawatt
Leistung in einem Testfeld für die Offshore-Nutzung bauen. Zwei weitere Anlagen sollen
noch in diesem Jahr in einem Testfeld bei Cuxhaven entstehen.
F)Vergleich des Standes der off shore Entwicklung Ende 2006 mit den Vorhersagen der
dena-Studie in Abbildung 13
Die Entwicklung wird mindestens 1 Jahre verspätet eintreten, mit 15 Anlagen von 5MW
Spitzenleistung, also insgesamt nur mit einer Installation von 75MW statt 750MW.
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Zu Kapitel VII, Beitrag der Windkraft zur CO2-Reduktion.
A) Richtigstellung zu einem Zitats von Amory B.Lovins
„Deutschland installiert jährlich so viele Megawatts an Windenergie wie die ganze Welt neue
Kernenergie“. (Amory B.Lovins in der Süddeutschen Zeitung am 8.2.2007)
Lovins ist eine Ikone der grünen Umweltbewegung, (Amory B.Lovins. Sanfte Energie ,das Programm
für die energie- und industriepolitischen Umrüstung unserer Gesellschaft, Rowohlt 1978, und Soft
energy paths 1977)
Nettostrom-Erzeugung aus Wind in Deutschland (VDEW)
2005: 27.3 Mrd.kWh; 2006: 30.5 Mrd.kWh, Zunahme 3.2 Mrd.kWh
Meine Abschätzung des potentiellen Anteils des Zubaus 2006 : 4.6 Mrd.kWh
Vergleich mit einem kleineren Kernkraftwerk Neckarwestheim 1(eins) : Nettoleistung
785MW, Verfügbarkeit in 2004: 94.1% (Angaben RWE), folgt in 2004 abgegebene Energie
6.47Mrd.kWh
Also:
Die potentielle elektrische Energie aus dem Zubau an Windenergieanlagen in 2006 in
Deutschland beträgt 71% der abgegebenen Energie eines kleinen deutschen
Kernkraftwerks (Neckarwestheim 1) (bezogen auf die realen Werte in 2006 57%)
In 2005 waren weltweit 27 Reaktoren in Konstruktion, mit 21811 MW el Nennleistung
(Angaben IAEA). Bei Annahme einer Bauzeit von 5 Jahren und einer Verfügbarkeit von 80%
sind das 30.5 Mrd.kWh Zubau im Jahr.
Der jährliche weltweite Zuwachs an „Atomenergie“ (Stand 2006) entspricht in etwa der
Gesamtenergie aus deutscher Windkraft im Jahr oder dem 6.6 fachen des potentiellen
Anteil des Zuwachses der Windenergie in Deutschland in 2006.
Vergleich der CO2-Einsparung durch deutsche Windenergie-Anlagen mit dem globalen CO2-
Ausstoß im Durchschnitt der Jahre 2000-2005 von ca 26.4 Milliarden t CO2 aus fossilen
Quellen und von ca 5.9 Milliarden t durch Veränderung der Landnutzung (Quelle: IPCC,
Summary for policy makers, 2007)
(The primary source of the increased atmospheric concentration of carbon dioxide since the preindustrial
period results from fossil fuel use, with land use change providing another significant but
smaller contribution. Annual fossil carbon dioxide emissions4 increased from an average of 6.4 [6.0 to
6.8] 5 GtC (23.5 [22.0 to 25.0] GtCO2) per year in the 1990s, to 7.2 [6.9 to 7.5] GtC (26.4 [25.3 to
27.5] GtCO2) per year in 2000–2005 (2004 and 2005 data are interim estimates). Carbon dioxide
emissions associated with land-use change are estimated to be 1.6 [0.5 to 2.7] GtC (5.9 [1.8 to 9.9]
GtCO2) per year over the 1990s, although these estimates have a large uncertainty. {2.3, 7.3})
Nach Angabe des ISET kann man jeder kWh Windenergie eine Einsparung von 0.84 kg CO2
zuordnen.
Der Erzeugung von 30.6 Mrd.kWh elektrischer Energie durch die deutschen
Windenergieanlagen im Jahre 2006 kann man eine jährliche CO2 – Einsparung von 25.7
Millionen t CO2 zuordnen. Das sind 0.08% des weltweiten jährlichen CO2-Ausstoßes.
Auszug aus dem annual report der International energy association (IEA) wind: (IEA Länder sind
australia, Canada, Denmark, Finland, Germany , greece, Ireland, Italy , Japan, Korea, Mexico,
Netherlands, Normay, Portugal, Spain, Sweden, Switzerland, United Kingdom, United states.
Since 1995, total electrical generation from wind energy in the IEA Wind Member Countries has
increased from less than 10 Mrd.kWh to nearly 100 Mrd.kWh in 2005.
Das entspricht (den deutschen Energiemix vorausgesetzt) 0.26% des weltweiten CO2-
Ausstoßes.
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Weltweit waren 2005 insgesamt 59.000 Megawatt Windleistung installiert, (Nennleistung)
davon 31 Prozent in Deutschland.
Die (sehr positive) Annahme einer weltweiten Windkraft-Energie-Erzeugung von 200
Mrd.kWh in 2006 entspricht einer jährlichen CO2-Einsparung von 168 Millionen t CO2.
Das sind 0.52% des weltweiten jährlichen CO2-Ausstoßes.
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