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03.12.05

01.11.12


 

 

Grundlagen der Windenergie

 

 

 

Thema

weitere Themen

 

Einführung

Nötige Veränderungen des EEG

Windgeschwindigkeit

 

Überblick

Nachteile EEG 2004, 2008, 2012

Leistungskennlinie

 

Gegenargumente

mein Vorschlag EEG 2008

Ertrag

 

Grundprinzipien

Vier Anlagenbeispiele in Tabellenform

Auslastung

 

vertikale Achse

Vier Anlagenbeispiele in Grafikform

Leistungsverteilung

 

horizontale Achse

Vier Windparkbeispiele in Tabellenform

Rotorfläche

 

Linksammlung

Einspeisevergütung an Extremstandorten

Nabenhöhe

 

Windkaft

 

Referenzertrag

 

Energie

 

Planung

 

Hersteller

 

Gesamtenergiekonzept



Nachteile EEG 2004, 2008, 2012


- Kein Anreiz durch das EEG 2004, 2008 und nun auch 2012 für Windkraftanlagen mit besserer
Auslastung. Ganz im Gegenteil wird sogar die schlechtere Auslastung gefördert Siehe Beispiele aus meinem Appell an die Politik

- Die Standortgüte wird nur unzureichend berücksichtigt. Mäßige bis schon recht gute Standorte haben die gleiche Vergütung. Vermehrte Nutzung von Standorten mittlerer Qualität mit einem Ertrag von 60 bis 70 % des Referenzertrags könnten in Deutschland die Windradverteilung vergleichmäßigen. Die Erträge liegen jedoch dann oft an der Grenze zur Kostendeckung oder darunter.

- leichte Dehnung des Zeitraums für die erhöhte Vergütung: Der Referenzertrag einer Anlage kann relativ kostengünstig durch den Einbau eines Generators mit hoher Nennleistung erhöht werden. Da der Ertrag im Binnenland mit der Nennleistung nur wenig steigt, sinkt der Anteil am Referenzertrag und somit läßt sich die Kappungsgrenze der Einspeisevergütung für recht gute Standorte sogar zum Teil umgehen. Noch leichter lässt sich der Standort durch viele Windräde in Form eines großen Parks „verschlechtern“

- Das Thema Solarstromspeicherung zur Verbesserung der Auslastung von Solaranlagen wird durch das EEG bis 2012 nicht aufgegriffen.


Beispiel für Tageserträge von Windkraftanlagen unterschiedlicher Auslastung.
Folgende Grafik zeigt die tatsächlichen Tageserträge vom Januar 2008. Man erkennt deutlich, das die etwas besseren Erträge von Gehrden sich auf die wenigen Tage mit sehr starkem Wind beschränken, während bei schwachem bis mäßigem Wind eher Schliekum II vorne liegt. Dies sollte durch eine höhere Einspeisevergütung für Schliekum II belohnt werden, weil weniger Spitzenstrom erzeugt wird. Dies wird bisher im EEG nicht berücksichtigt
Mittlerweile in 2012 gibt es Standartanlagen mit noch wesentlich höherer Auslastung als die hier zum Vergleich gewählten Anlagen von Schliekuum II
Bild 35. Tageserträge von Gehrden im Vergleich mit Schliekum II

prozentualer Tagesertrag Vergleich Gehrden und Schliekum II
 



 

 



Mein Vorschlag

Das EEG müßte dahingehend geändert werden, daß in die Einspeisevergütung bei Windkraft mehr der Rotordurchmesser, die Nabenhöhe und auch die Flügelform eingehen, und weniger die Nennleistung. Das gilt auch für das neue EEG von 2008, wo der pauschale Preis auf 9,2 ct /kWh angehoben wurde. Wäre jedes 2008 existierende Windrad mit einem Generator der halben bisherigen Nennleistung bestückt, wäre die Schwankung deutlich geringer. Doch bisher macht dies keiner freiwillig, obwohl es volkswirtschaftlich sinnvoll wäre, da bei Netzausbau und Regelenergie gespart würde. Der Ertrag würde trotz halber Nennleistung (=Maximalleisutng) je nach Binnenstandort zwar nur um 10 bis 20% sinken. Die Einsparung von lediglich 5 bis 10% der Investitionskosten je nach Typ des Windrades kann diesen Verlust jedoch nicht kompensieren. Da jedoch die Kappungsgrenze aufgrund der recht deutlichen Senkung des Referenzertrages in diesem Fall künstlich herabgesetzt wird, wird die Bereitstellung von schwankungsärmeren Windstrom sogar noch bestraft.
Ich schlage vor, als weitere Referenzgröße den Referenzertrag durch die Nennleistung zu teilen. Dies ergibt die Anzahl der Volllaststunden, welche proportional zur
Auslastung sind.
Positiv für die Förderung wirken sich somit aus: hohe Nabenhöhe, lange Flügel,  kleine Nennleistung, kleine Windparks und große Abstände zwischen den Windräder im Falle von größeren Windparks, also genau die Kenngrößen, die für eine Vergleichmäßigung des Stromangebots sorgen.
Um eine Überförderung an guten Standorten zu vermeiden geht in die Formel auch die wie bisher
Standortgüte mit ein, allerdings von Anfang an und nicht erst ab einer bestimmten Grenze.
Unter einer Standordgüte von 60 % möge es weiterhin keine Förderung geben, das dies wirtschaftlich keinen Sinn macht.

Als Berechnungsgrundlage für Auslastung und Standortgüte gelten für die ersten 60 Monate die Sollwerte laut Gutachten. Ab dem 61 Monat die tatsächlichen Fünfjahresmittelwerte
Mein Vorschlag für eine Formel für die Einspeisevergütung in Cent/kWh lautet ab 2008:

(
8,65+(Auslastung in% - 35) * 0,08)/(100+Standortgüte in%)*200 * (1-(Jahr-2008)* 0,01)+ Meeresbeitrag
Es wird damit mit einer einzigen Formel jeder beliebige Standort hinreichend abgedeckt. Als Meeresbeitrag möge ab 2008 ein Wert von 8 Cent/kWh gelten, der pro Jahr um 1 Cent also innerhalb von 8 Jahren auf 0 reduziert wird,
Als Standortgüte gelte in den ersten fünf Jahren das Verhältnis des fünf-fachen Planertrags zum Reverenzertrag, welcher ja ebenfalls ein Fünfjahresmittel darstellt. Danach wird der Planertrag durch den tatsächlichen Ertrag der letzten fünf Betriebsjahre ersetzt.
Der Wert für die Auslastung ergibt sich aus dem Verhältnis Planertrag zu theoretisch möglichem Ertrag bei ständig optimalem Wind und optimaler Verfügbarkeit. Der Planertrag möge auch hier nach fünf Jahren durch den tatsächlichen Ertrag ersetzt werden
In der neuen Formel 2008 sind die massiven Kostensteigerungen für die Herstellung der WEA ab 2008 berücksichtigt, um einen Einbruch des weiteren Ausbaus von Windenergie im deutschen Binnenland zu vermeiden.


 

 



Vier Anlagenbeispiele Tabellenform

Vier Tabellen geben einen Vergleich der Einspeisevergütungen von vier Anlagen drei davon mit gleicher Nennleistung an verschiedenen Standorten gemäß meiner Formel EEG 2008

Tabelle: Beispiel für Einspeisevergütung nach Vorschlag Formel 2008 für NM 82 Nabenhöhe109 m
Der Standort Creussen hat mit dieser Anlage eine Standortgüte von ca 70% Istwert (Plan 66,18%)

Anlage NM82
109 m Nabenhöhe
1,5 MW Nennleistung

Planaus-
lastung
%

Volllast-
stunden
h

Planertrag pro Jahr in MWh

Referenzertrag ein Jahr in MWh

Standort- güte
%

Einspeise- vergütung
2008 ct/ kWh

 

22,42

1964

2947

4911

60

9,55

 

24,29

2128

3192

4911

65

9,45

 

26,16

2292

3438

4911

70

9,34

 

28,03

2456

3683

4911

75

9,25

 

29,9

2619

3929

4911

80

9,16

 

31,77

2783

4174

4911

85

9,07

 

33,64

2947

4420

4911

90

8,99

 

35,51

3110

4665

4911

95

8,91

 

37,37

3274

4911

4911

100

8,84



Tabelle: Beispiel für Einspeisevergütung nach Vorschlag Formel 2008 für MM 82 Nabenhöhe100 m
Trotz geringerer Nabenhöhe ist der Referenzertrag höher als bei der Anlage NM82 mit 1,5kW
Der Standort Creussen hätte mit dieser Anlage eine Standortgüte von schätzungsweise ca 67%

Anlage MM82
100 m Nabenhöhe
2,0 MW Nennleistung

Planaus-
lastung
%

Volllast-
stunden
h

Planertrag pro Jahr in MWh

Referenzertrag ein Jahr in MWh

Standort- güte
%

Einspeise- vergütung
2008 ct/ kWh

 

17,25

1511

3022

5036

60

9,04

 

18,69

1637

3274

5036

65

8,9

 

20,12

1763

3526

5036

70

8,78

 

21,56

1889

3777

5036

75

8,66

 

23

2015

4029

5036

80

8,54

 

24,44

2141

4281

5036

85

8,44

 

25,87

2266

4533

5036

90

8,34

 

27,31

2392

4785

5036

95

8,24

 

28,75

2518

5036

5036

100

8,15





Tabelle: Beispiel für Einspeisevergütung nach Vorschlag Formel 2008 für E82 Nabenhöhe138 m
Der Standort Creussen hätte mit dieser Anlage eine Standortgüte von schätzungsweise ca 75%

Anlage E82
138 m Nabenhöhe
2,0 MW Nennleistung

Planaus-
lastung
%

Volllast-
stunden
h

Planertrag pro Jahr in MWh

Referenzertrag ein Jahr in MWh

Standort- güte
%

Einspeise- vergütung
2008 ct/ kWh

 

22,88

2004

4009

6681

60

9,60

 

24,79

2171

4343

6681

65

9,49

 

26,69

2338

4677

6681

70

9,39

 

28,6

2505

5011

6681

75

9,30

 

30,51

2672

5345

6681

80

9,21

 

32,41

2839

5679

6681

85

9,13

 

34,32

3006

6013

6681

90

9,05

 

36,23

3173

6347

6681

95

8,97

 

38,13

3341

6681

6681

100

8,90






Tabelle: Beispiel für Einspeisevergütung nach Vorschlag Formel 2008 für E70 Nabenhöhe 64 m
Der Standort Creussen hätte mit dieser Anlage eine Standortgüte von schätzungsweise ca 64%

Anlage E70
64 m Nabenhöhe
2,00 MW Nennleistung

Planaus-
lastung
%

Volllast-
stunden
h

Planertrag pro Jahr in MWh

Referenzertrag ein Jahr in MWh

Standort-
güte
%

Einspeise- vergütung
2008 ct/ kWh

 

14,50

1270

2540

4234

60

8,76

 

15,71

1376

2752

4234

65

8,61

 

16,92

1482

2964

4234

70

8,47

 

18,13

1588

3176

4234

75

8,34

 

19,33

1694

3387

4234

80

8,22

 

20,54

1799

3599

4234

85

8,1

 

21,75

1905

3811

4234

90

7,99

 

22,96

2011

4022

4234

95

7,88

 

24,17

2117

4234

4234

100

7,78



 

 



Vier Beispiele in Grafikform

Es folgt eine grafische Gegenüberstellung der Auslastung und der Einspeisevergütung nach Vorschlag Formel für EEG 2008 der zwei unterschiedlichen Anlagen E70 mit 64 m Nabenhöhe, bzw. E82 mit 138 m Nabenhöhe an den verschiedenen Standorten.
Ein Teil der besseren Auslastung durch den gewählten Anlagentyp wird durch eine höhere Einspeisevergütung honoriert.
An guten Standorten wird ein Teil des Mehrertrags durch leichte Abschläge auf die Einspeisevergütung gekürzt.

 

Bild 35a Auslastungsvergleich Die Standortgüte bezieht sich auf die jeweilige Anlage


 









Bild 35b Auslastungsvergleich an einem bestimmten Standort
Die Standortgüte ist für <100% bei der E82 138 höher, bei der E70 64 m und der MM82 niedriger als die hier aufgetragenen Werte der NM82 109 m


 









Bild 35c Vergleich Einspeisevergütung Vorschlag EEG 2008


 





 

 



Vier tatsächliche Windparks

Jetzt soll die Formel noch an vier praktischen Beispielen erläutert werden, Gehrden, Schliekum II, Creussen und Scholen.
Die beiden ersten Standorte befinden sich bei südlich von Hannover, Creussen südlich von Bayreuth, Scholen südlich von Bremen. Die folgende Tabelle zeigt die Situation, als wären die Anlagen 2008 ans Netz gegangen.
Die
schlechte Auslastung von Gehrden führt zu einer deutlich reduzierten Einspeisevergütung im Vergleich zu Creussen trotz ähnlicher Standortgüte. Gute Standorte wie Schliekum II und vor allem Scholen erhalten trotz ähnlicher Auslastung wie Creussen eine reduzierte Einspeisevergütung, weil der Standort ganz einfach besser und damit ertragreicher ist.



Tabelle Beispiele für Einspeisevergütung nach Vorschlag Formel 2008 für konkrete Windparks erste fünf Jahre

Windpark

Nenn-
leistung MW

Planaus-
lastung
%

Volllast-
stunden
h

Planertrag pro Jahr in MWh

Referenzertrag ein Jahr in MWh

Standort-
güte
%

Einspeise- vergütung
2008 ct/ kWh

Gehrden
5 * E 70E4

10,00

16,55

1450

14540

21170

68,68

8,51

Creussen
3 * NM 92

4,50

24,74

2167

9750

14733

66,18

9,42

SchliekumII
3 * N 90
2 * S77

9,90

24,11

2112

20964

26658

78,64

8,71

Scholen
10 * E 66

18,00

23,38

2048

36859

42378

86,98

8,26





Tabelle: Beispiele für Einspeisevergütung nach Vorschlag Formel 2008 für konkrete Windparks ab fünf Jahre Sowohl Istauslastung als auch Standortgüte habe ich nach Erträgen bis 2008 geschätzt

Windpark

Nenn-
leistung
MW

Istaus-
lastung
geschätzt
%

Volllast-
stunden
h

Istertrag geschätzt pro Jahr in MWh

Referenzertrag ein Jahr in MWh

Standort-
güte
geschätzt
%

Einspeise- vergütung
2008 ct/ kWh

Gehrden
5 * E 70E4

10,00

18,07

1583

15878

21170

75

8,34

Creussen
3 * NM 92

4,50

26,17

2292

10313

14733

70

9,35

SchliekumII
3 * N 90
2 * S77

9,90

26,37

2310

22926

26658

86

8,56

Scholen
10 * E 66

18,00

22,31

1954

35172

42378

83

8,34



 

 



Extremstandorte nach meiner EEG-Formel (Formel 2008)

Hier weitere Beispiele an verschiedenen Standorten und verschiedenen Nennleistungen
Anlage mit 90 m Rotordurchmesser, 105 m Nabenhöhe.
Die Standorte sind so gewählt, daß mit einer 2000 kW-Anlage am Binnenstandort 70 % des Referenzertrags erzielt wird, an der Küste 140% und auf dem Meer 200%. Die Standortgüte hängt in geringem Maße auch von der Nennleistung abhängt, besonders an recht guten Standorten aber in umgekehrter Richtung auch an schlechten Standorten
Tabelle: Standortgüte als Funktion der Generatorstärke
Nennleistung
Meer
Küste
Referenz
Binnenland
1000 kW

137%

124%

100%

74%

2000 kW

200%

140%

100%

70%

3000 kW

224%

148%

100%

67%






Bild 29: Standortgüte als Funktion der Generatorstärke

Standortgüte als Funktion der Generatorstärke
 





 

 



Tabelle: Auslastung als Funktion von Standort und Generatorstärke
Die Anlage kommt an einem Referenzstandort bei einer Nennleistung von 2000 kW auf etwa 35% Auslastung und soll dort eine Einspeisevergütung von 8,65 Cent/kWh erzielen (Formelbasis). Die übrigen Werte für die Auslastung sind anhand von Windverteilungen und Leistungskurven abgeschätzt. Als erstebenswert gelten für mich Auslastungswerte von 35% bis 60%
Auf offener See bieten sich Generatoren von 3000 kW für eine Anlage von 90 m Rotordurchmesser an. Im Binnenland würde für die gleiche Anlage ein 1000 kW-Generator völlig genügen.
Nennleistung
Meer
Küste
Referenz
Binnenland
1000 kW
80%
72%
57,00%
43%
2000 kW
70%
49%
35%
25%
3000 kW
56%
37%
25%
17%





Bild 30: Auslastung als Funktion von Standort und Generatorstärke


 







 

 







Tabelle: Übersicht Vergütung für Windstrom gemäß EEG-Formel (Formel 2008)
Vergütung in Cent /kWh
Meer
Küste
Referenz
Binnenland
Jahr

2008

2012

2008

2012

2008

2012

2008

2012

1000 kW

17,20

12,83

10,41

9,99

10,49

10,07

10,68

10,25

2000 kW

14,93

10,66

8,14

7,82

8,65

8,30

9,24

8,87

3000 kW

13,99

9,75

7,10

6,82

7,85

7,54

8,63

8,29






Bild 31: geplante Vergütung gemäß Vorschlag EEG im Jahr 2008 (Formel 2008)
Schwächere Anlagen erhalten eine höhere Vergütung für gleichmäßigeren Strom

 





 

 





Bild 32: geplante Vergütung gemäß Vorschlag EEG im Jahr 2012 (Formel 2008)
Schwächere Anlagen erhalten eine höhere Vergütung für gleichmäßigeren Strom

geplante Vergütung gemäß Vorschlag EEG im Jahr 2012
 










Tabelle: Ertragserwartung an den verschieden Standorten mit verschiedenen Generatoren zu verschiedenen Zeiten
Werte in Euro / Stunde
Das Ziel, Anlagen mit kleineren Generatoren auf dem Festland lukrativer zu machen, kann mit dem Vorschlag neues EEG gut erreicht werden. EEG-Formel (Basis: Formel 2008)
Ertrag in Euro / Stunde
Meer
Küste
Referenz
Binnenland
Jahr

2008

2012

2008

2012

2008

2012

2008

2012

1000 kW

 137,59

102,64

 74,64

71,65

59,34

56,96

45,92

44,08

2000 kW

 209,07

149,18

79,79

76,60

 60,55

58,13

46,18

44,33

3000 kW

 234,99

163,77

78,86

75,71

 58,88

56,52

44,04

42,28





Bild 33: Ertragserwartung gemäß Vorschlag EEG im Jahr 2008 EEG-Formel (Formel 2008)
Durch die hohen Erträge im Jahr 2008 soll ein Anreiz für die hohen Investitionen auf offener See geschaffen werden.
Im Binnenland sind die Erträge trotz geringerer Einspeisevergütung an guten Standorten dort noch besser als an schlechteren, was in einem gewissen Rahmen auch vertreten werden kann.


 



 

 





Bild 34: Ertragserwartung gemäß Vorschlag EEG im Jahr 2012 EEG-Formel (Formel 2008)
Auf dem Festland sollten sich die Anlagen mit den schwächeren Generatoren auch betriebswirtschaftlich lohnen
 


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