Verbesserung des EEG für Windstrom

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03.12.05

24.06.09

	Grundlagen der Windenergie
	Thema	weitere Themen
Einführung	Nötige Veränderungen des EEG	Windgeschwindigkeit
Überblick	Nachteile EEG 2009	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 2009

Ein Anreiz, mehr Anlagen mit besserer Auslastung = (durchschnittliche Leistung / maximale Leistung) (ein Vergleichswert für die Auslastung sind auch die Volllaststunden) und damit gleichmäßigeren Strom zu errichten, ist durch das EEG von 2004 und 2008, gültig ab 2009, nicht gegeben, da die Vergütung unabhängig ist von der Auslastung. Es gibt also keinen Anreitz etwas teuerere Anlagen mit besserer Auslastung zu bauen.
Auch der Aspekt der Standortgüte = (tatsächlicher Ertrag / Ertrag an einem Referenzstandort) ist nur unzureichend im neuen EEG 2009 berücksichtigt. Erst am Ende der Laufzeit von 20 Jahren greift die Kappung der Einspeisevergütung bei recht guten bis sehr guten Standorten. Mäßige bis schon recht gute Standorte haben die gleiche Vergütung
Dies führt dazu, daß an guten Standorten sehr viel verdient wird, meist von den Windparkplanern und den Grundstückverpächtern, die solche Windparks in der Vergangenheit zum Teil überteuert unters Volk brachten und dies wohl auch in Zukunft tun können. 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.
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. Ein stärkerer Generator bei sonst gleichem Windrad (Rotor und Höhe) hat einen höheren Referenzertrag, der nur dadurch zustande kommt, daß bei starken Winden mehr Spitzenstrom produziert wird und macht somit den Standort künstlich schlechter.
Folgende Grafik zeigt die tatsächlichen Tageserträge vom Januar 2008. Dieser Monat war ein Monat mir viel Wind, so daß die Erträge im Schnitt bei beiden Parks mehr als doppelt so gut waren als im Jahresschnitt erforderlich. Man erkennt aber deutlich, daß 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

Bild 35. Tageserträge von Gehrden im Vergleich mit Schliekum II

prozentualer Tagesertrag Vergleich Gehrden und Schliekum II

Mein Vorschlag

Das

EEG 2009 müßte dahingehend geändert werden, daß in die Einspeisevergütung mehr der Rotordurchmesser, die Nabenhöhe und auch die Flügelform eingehen, und weniger die Nennleistung. Das gilt auch für das neue EEG 2009, wo der pauschale Preis auf 9,2 ct /kWh angehoben wurde. Wäre jedes Windrad mit einem Generator der halben bisherigen Nennleistung zu 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%)

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%

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%

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%

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

Pfeile

Bei einer Überprüfung der Links am 28.01.2012 stellte ich fest, dass die Textmarke einiger Bilder verloren ging. Diese wurden heute wieder eingefügt. Sonst wurde keine Änderung vorgenommen.

Ende der Seite

Seit Anfang 2012 werden meine Seiten beim Übertragen mittels ftp um ca. 30 bis 40 kB abgeschnitten.

Aus diesem Grund wurde die Originaldatei um dummy-Zeilen (xxx...xxx) erweitert, die dann schadlos abgeschnitten werden können.

Ein paar dieser Zeilen bleiben noch übrig.

Für Tipps zur Abstellung dieser Eigenheit bin ich dankbar.

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