Lösungsansätze zur Standortdifferenzierung der Förderung bei Windenergie in Österreich
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Lösungsansätze zur Standortdifferenzierung der Förderung bei Windenergie in Österreich IEWT 2021, Wien, 9. September 2021 Gustav Resch – TU Wien, Energy Economics Group (EEG) Dieser Vortrag basiert auf Arbeiten im Zuge der Erstellung eines Gutachtens zu Betriebs- und Investitionsförderungen im Rahmen des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes (EAG), durchgeführt von TU Wien, AIT und Fraunhofer ISI im Auftrag des BMK Email: resch@eeg.tuwien.ac.at Web: http://www.eeg.tuwien.ac.at
Hintergrund: Historische Entwicklung der Windenergie in Österreich
Der Blick zurück …
Marktentwicklung & Förderanreize
Vergleich installierte Leistung und Einspeisevergütung der Windkraft im Zeitraum 2003 bis 2020 historisch:
3 000 120 • Durch die gewährten
2 548 2 483 Förderanreize konnte in den
Installierte Leistung aller Anlagen unter
97,0 97,0 95,0 94,5
2 500 93,6 92,7 2 344 100
90,4 89,5
82,0
Jahren 2003 bis 2020 ein
Einspeisetarif (in €/MWh)
81,2 81,2
OeMAG-Vertrag (in MW)
2 000
78,0 78,0 78,0 75,5 75,4 75,3 1 981 2 349 2 347
2 291 80 teilweise signifikanter
1 555 Windkraftausbau realisiert
1 500 53,5 1 307 60 werden.
1 056
1 000 817
954 972 961 984 988
40 • Ein Zusammenhang zwischen
595 den zugrundeliegenden
500 396 20 Förderanreizen und dem
erreichten Ausbau ist klar
0 0
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020* erkennbar, wobei neben der
*Angaben für 2020 beziehen sich auf den Stand Ende des 2. Quartals (30.6.2020) Förderhöhe auch die zur
Verfügung stehenden
Abbildung: Gegenüberstellung installierte Leistung der Anlagen
Förderkontingente entscheidend
unter OeMAG-Kontrahierung und für Neuanlagen jeweilig
gültige Einspeisevergütung der Windenergie (2003-2020) waren.
(Quelle: Eigene Darstellung basierend auf (E-Control, 2020 und 2021)
Anmerkung: in obiger Abbildung sind nur jene WKA mit OeMAG-Vertrag erfasst. Vergleich 2019: 2.548 MW (OeMAG) vs 3.208 MW (Gesamt)
08.09.2021 IEWT, Resch – Standortdifferenzierung Windenergie 2Hintergrund: Historische Entwicklung der Windenergie in Österreich
Status Quo (2020)
• Bisheriger Ausbau konzentriert auf
den Osten des Landes,
vorwiegend im Flachland (NÖ, Bgld.),
aber auch im voralpinen Bereich
vereinzelt (Stk.)
Abbildung: Kumulierte installierte Kapazität (2020) der
Windkraft (am Land), regional aufgeschlüsselt (auf NUTS3-
Ebene) und dargestellt als Leistungsdichte (GW pro km2)
Quelle: Eigene Analysen basierend auf Eurostat und Wind Power
(kommerzielle Datenbank, 2021)
08.09.2021 IEWT, Resch – Standortdifferenzierung Windenergie 3Hintergrund: Ziele (2030) der Windenergie in Österreich
Blick in die Zukunft (2030)
Ambitionierte Ziele für den Ausbau bis 2030:
• Die EAG-Ausbauziele sehen ausgehend von der
Stromproduktion des Jahres 2019 (6,9 TWh)
10 TWh zusätzliche Erzeugung aus Windenergie
bis zum Jahr 2030 vor.
• Dieses Ziel ist als in hohem Maße ambitioniert
einzustufen.
• Legt man in Analogie zum EAG zur Abschätzung
der Ausbaumengen mittlere Volllaststunden in
Höhe von 2.500 h/a zugrunde, so resultiert ein
jährlicher Kontrahierungs- und Ausbaubedarf
in Höhe von 400 MW.
Dies erfordert auch den Ausbau der Windkraft in bis dato wenig bis
gar nicht genutzten Landesteilen … quasi „von Ost nach West“ Abbildung: Der österreichische Windatlas und
daraus ableitbare Windhöffigkeitsklassen
Die „besten“ Standorte werden hierzu ebenso nicht ausreichen –
auch bis dato weniger lukrative Standorte gilt es zu erschließen (Quelle: (AuWiPot, 2011))
08.09.2021 IEWT, Resch – Standortdifferenzierung Windenergie 4Hintergrund: EAG Vorgaben
EAG Vorgaben zur Standortdifferenzierung
Standortdifferenzierung der Förderanreize
als Mittel zur Effektivität & Kosteneffizienz gemäß EAG
EAG-Kontext: Das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) sieht vor, dass auf den Zuschlagswert bzw. die
Förderung für Windkraftanlagen ein Korrekturfaktor zur Anwendung kommt, um
standortbedingte Unterschiede bei den Stromerträgen auszugleichen.
• Der Korrekturfaktor soll als Auf- oder Abschlag auf den anzulegenden Wert für einen
Normstandort implementiert werden.
• Der Normstandort hat den durchschnittlichen Stromertrag einer dem Stand der
Technik entsprechenden, in Österreich errichteten Windkraftanlage anhand der
Jahreswindgeschwindigkeit, des Höhenprofils und der Rauhigkeitslänge
widerzuspiegeln.
08.09.2021 IEWT, Resch – Standortdifferenzierung Windenergie 5Entwicklung eines Lösungsansatzes zur Standortdifferenzierung gemäß EAG
Entwicklung eines
Lösungsansatzes
Vorgehensweise: Stufe 2: Analyse repräsentativer künftiger
Stufe 1: Überblick und Kurzbewertung Windprojekte in Österreich zwecks
verschiedener Optionen zur Standortdifferenzierung Identifikation zentraler LCOE-Einflussgrößen
• Für die Umsetzung dieser Vorgabe kommen • Betreiberdatenerhebung E-Control
unterschiedliche Optionen in Frage • Beispieldaten IG Windkraft/OE
• Die anvisierte Ausarbeitung eines konkreten Modells zur
Standortdifferenzierung für Windkraft erforderte eine
Präzisierung und Festlegung auf eine dieser Optionen. Stufe 3: Detailerarbeitung des Modells zur
• Eingangs wurden hierfür drei konkrete Optionen Standortdifferenzierung
hinsichtlich ihrer Vor- und Nachteile analysiert auf Basis rotorflächenspezifischer Energieerträge
Fazit: Differenzierung auf Basis spezifischer
Energieerträge je Rotorkreisfläche erscheint am
zielführendsten zur Umsetzung einer
Standortdifferenzierung der Förderung
08.09.2021 IEWT, Resch – Standortdifferenzierung Windenergie 6Entwicklung eines Lösungsansatzes zur Standortdifferenzierung gemäß EAG
Grundschemata: Standortdifferenzierung auf Basis rotorflächenspezifischer Energieerträge
• Vom Grundprinzip werden die realen Stromerträge einer WKA für die Bestimmung der Fördersätze (also im
Rahmen der Marktprämienförderung der Ermittlung der azW) herangezogen. Konkret werden auf jährlicher
Basis ermittelte Stromerträge einer WKA in Relation zur Rotorfläche, also der vom Wind umstrichenen
Fläche, gesetzt. Es resultiert hieraus der rotorflächenspezifische Stromertrag (in kWh/m2).
- Ist dieser Wert hoch, so zeigt dies eine hohe Standortgüte, was im Regelfall niedrige LCOE impliziert.
- Fällt er hingegen niedrig aus, so offenbart dies eine geringere Standortgüte und in Folge höhere LCOE.
• Die somit gewonnene Information dient der Differenzierung der Fördersätze, sodass ansatzweise
bedarfsgerecht gefördert wird. Standorte mit geringerer Güte erhalten höhere Fördersätze und vice versa.
• Als Ankerpunkt dient hierbei der Bezug auf einen Normstandort, also der Vergleich des tatsächlichen,
gemessenen, rotorflächenspezifischen Ertrags einer WKA mit dem per VO normierten repräsentativen
Normwert bzw. Normertrag (rotorflächenspezifischer Ertrag einer Normanlage am Normstandort).
• Der Normwert beschreibt den Ertrag, welchen eine dem Stand der Technik entsprechende, in Österreich
errichtete Windkraftanlage an einem hinsichtlich der Windenergieeignung als durchschnittlich zu
klassifizierendem Standort (Normstandort) erzielen könnte.
• Die standortspezifische Differenzierung der Fördersätze erfolgt auf jährlicher Basis mittels Korrekturfaktoren,
also durch Zu- oder Abschläge zum Basis-azW. Der Basis-azW kennzeichnet die Stromgestehungskosten am
Normstandort (mittlerer Standortgüte) und ist administrativ via Verordnung festzulegen.
08.09.2021 EAG – Fachtreffen Windenergie 7Entwicklung eines Lösungsansatzes zur Standortdifferenzierung gemäß EAG
Standortdifferenzierung auf Basis rotorflächenspezifischer Energieerträge: Parametrierung
1. Festlegung eines • Zur Festlegung eines Normstandorts für Österreich kann ein repräsentativer Standort
Normstandorts mittleren Windertrags, charakterisiert durch eine mittlere Jahreswindgeschwindigkeit von
(repräsentativ für Österreich) 6,5 m/s in Nabenhöhe, herangezogen werden.
• Gemäß österreichischem Windatlas entspricht dies einem Standort der Güteklasse B.
• Bis dato fand der Ausbau der Windkraft konzentriert in ausgewählten Regionen
Ostösterreichs statt. Zum Erreichen der Ausbauziele 2030 erscheint es
unerlässlich, vermehrt auch in anderen Regionen und Bundesländern
windschwächere Standorte zu erschließen.
• Die Festlegung des Normstandorts spiegelt folglich den
künftigen Ausbaubedarf wider und kommt daher hinsichtlich
des durchschnittlichen Winddargebots unter dem Mittel bis
dato realisierter WKA zu liegen.
08.09.2021 EAG – Fachtreffen Windenergie 8Entwicklung eines Lösungsansatzes zur Standortdifferenzierung gemäß EAG
Standortdifferenzierung auf Basis rotorflächenspezifischer Energieerträge: Parametrierung
2. Ermittlung der rotorflächenspezifischen
Energieerträge gemäß Stand-der-Technik WKA
Nettoerträge: Spezifische Nettoenergieerträge
Brutto abzgl. pauschal
Repräsentative Auswahl an Berechnung der 18% Verluste je m2 Rotorfläche
Stand-der-Technik WKA-Typen rotorflächenspezifischen 1.000
verschiedener Hersteller Energieerträge Normstandort:
Spezifische Energieerträge in kWh/m2
874
Spezifische
für alle 13 WKA 900 694 kWh/m2
Hersteller Type Leistung RD Rotorfläche
Leistung
787
[kW] [m] [m²] [W/m²]
Bruttoerträge: 800
V126-3.45MW 3 450 126,0 12 469 277
V136-3.45MW 3 450 136,0 14 527 237
• Seehöhe 400m 694
VESTAS V136-4.2MW 4 200 136,0 14 527 289 • Temperatur 15° 700
V150-4.2MW 4 200 150,0 17 672 238 • 100% Verfügbarkeit 596 Mittelwert
V162-6.0MW 6 000 162,0 20 612 291
• Ohne Windpark- 600
E115-EP3 2 990 115,7 10 514 284
abschattung und
E126-EP3 4 000 127,0 12 668 316 497
ENERCON
E138-EP3 4 200 138,3 15 011 280 elektr. Verluste 500
E147-EP5 5 000 147,0 16 972 295 • Berechnung mit
N117-3.6MW 3 600 116,8 10 715 336 Rayleighverteilung 400
N131-3.6MW 3 600 131,0 13 478 267
NORDEX
N149-4.8MW 4 800 149,1 17 460 275 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5
N163-5.0MW 5 000 163,0 20 867 240 Nettoerträge: pauschal Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe in m/s
18% Verluste
08.09.2021 EAG – Fachtreffen Windenergie 9Entwicklung eines Lösungsansatzes zur Standortdifferenzierung gemäß EAG
Standortdifferenzierung auf Basis rotorflächenspezifischer Energieerträge: Parametrierung
3. Festlegung einer repräsentativen Normanlage
zwecks nachfolgender LCOE-Berechnung und azW-Bestimmung
WKA-Kennwerte (Mittel der 13 repräsentativen WKA-Typen)
Rotorkreisfläche (m2) 15.198 Mittelwert
Durchmesser (m) 139,1 Rückrechnung
Generatorleistung (MW) 4,2 Mittelwert
Spezifische Erträge je m 2
Standortgüte Rotorfläche Energieerträge je WKA Mittlere Volllaststunden
Energieerträge Energieerträge Vol l l a s t-
Energi e- netto Energi e- netto s tunden Volllaststunden
Vmed-Nabe erträ ge brutto (18%Verluste) erträ ge brutto (18%Verluste) brutto netto
m/s kWh/(m2*a ) kWh/(m2*a) MWh/Ja hr MWh/Jahr h h
5,5 605,5 496,5 9.203 7.546 2.191 1.797
6,0 727,4 596,5 11.055 9.065 2.632 2.158
6,5 846,4 694,0 12.863 10.548 3.063 2.511
7,0 959,9 787,1 14.589 11.963 3.474 2.848
7,5 1.066,4 874,5 16.208 13.291 3.859 3.164
08.09.2021 EAG – Fachtreffen Windenergie 10Entwicklung eines Lösungsansatzes zur Standortdifferenzierung gemäß EAG
Standortdifferenzierung auf Basis rotorflächenspezifischer Energieerträge: Parametrierung
4. LCOE-Berechnung und azW-Bestimmung:
Überblick zu Eingangsgrößen Eingangsgrößen
Technologiefeld: Wind Wind Wind Wind Wind
• In einem nächsten Schritt folgt die LCOE- Standort B- Standort A-
Berechnung und auf Basis dessen die Standort C, C, Standort B, B, Standort A,
Windenergie Bei s pi el fa l l : Normanlage Normanlage Normanlage Normanlage Normanlage
Ermittlung der azW.
Anlagenspezifikation:
• In die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung finden Leistung Windpark MW 25,2 25,2 25,2 25,2 25,2
neben den Ertragskennzahlen und den Stromerzeugung Windpark MWh 45.277 54.391 63.288 71.780 79.745
Volllaststunden h/a 1.797 2.158 2.511 2.848 3.164
technischen Spezifikationen (d.h. Anzahl WKA 1 6 6 6 6 6
Rotordurchmesser, Generatorleistung) der Leistung je WKA MW 4,20 4,20 4,20 4,20 4,20
Normanlage repräsentative Kostenparameter Standortspezifikation:
Eingang. Standort-Güteklasse C B-C B A-B A
Nabenhöhe m 135 135 135 135 135
Hierfür dienen die auf Basis von Rotordurchmesser m 139 139 139 139 139
Betreiberdaten ermittelten repräsentativen Vmed auf 100m m/s 5,1 5,6 6,0 6,5 7,0
Vmed in Nabenhöhe m/s 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5
Investitions- und Betriebskosten. Parkwirkungsgrad (inkl. Verluste, EV) % 82% 82% 82% 82% 82%
Spezifischer Ertrag je m² Rotorkreis kWh/m2 496,5 596,4 694,0 787,1 874,5
Kostenparameter:
Investitionskosten GESAMT €/kW 1.520 1.520 1.520 1.520 1.520
Betriebskosten GESAMT €/MWh 25,6 23,0 21,1 19,8 18,8
08.09.2021 EAG – Fachtreffen Windenergie 11Entwicklung eines Lösungsansatzes zur Standortdifferenzierung gemäß EAG
Standortdifferenzierung auf Basis rotorflächenspezifischer Energieerträge: Parametrierung
4. LCOE-Berechnung und azW-Bestimmung:
Basis-azW & Korrekturfaktoren (Zu- & Abschläge)
Stromgestehungskosten und AzW Korrekturfaktor (Zu- & Abschläge)
in Abhängigkeit vom spezifischen Ertrag in Abhängigkeit vom spezifischen Ertrag Deckelung der
je Rotorfläche je Rotorfläche Zuschläge: 20% … untere
Korrektur-faktor
Wirtschaftlichkeitsschranke
Korrekturfaktor Standortspezifikation in %
25% 20% LCOE-Basis
LCOE 20% von vmed 5,8 m/s
14%
15% Korrekturfaktor
AzW Anreize bestmögliche
LCOE & AzW in €/MWh
10% AzW-Basis
5%
Standorte zu nutzen
0%
Basis azW 0% plus Deckelung der
-5% -8% Abschläge
-10% -14% (-14%): Um zu
-15% gewährleisten, dass
-20% Investor*innen und
500 550 600 650 700 750 800 850 900 Projektentwickler*innen
Spezifischer Ertrag je Rotorfläche in kWh/m2 stets bei der Standortwahl
bevorzugt bestmögliche
500 550 600 650 700 750 800 850 900 y = -2,5232E-11x4 + 6,8399E-08x3 - 6,6483E-05x2
+ 2,6076E-02x - 3,0859E+00 Windstandorte wählen
Spezifischer Ertrag je Rotorfläche in kWh/m2 R² = 1,0000E+00
08.09.2021 EAG – Fachtreffen Windenergie 12Plausibilitätsprüfung und Fazit
Standortdifferenzierung auf Basis rotorflächenspezifischer Energieerträge: Plausibilitätsprüfung
A) Prüfung auf Basis generischer WKA-Typen B) Prüfung auf Basis auf Basis repräsentativer
Beispielprojekte
Plausibilitätsprüfung auf Basis generischer WKA-Typen
zeigt hohe Tauglichkeit des entwickelten Fördermodells Direkter Vergleich zu anderen Fördermodellen:
hinsichtlich der Eignung zur Standortdifferenzierung. vielfach ähnliche Charakteristika, Modell gewährt
WKA-Typenvergleich: eine maßvolle aber im Allgemeinen eine maßvollere Förderung im
Standortdifferenzierung für alle untersuchten WKA- Einklang mit den wirtschaftlichen Erfordernissen.
Typen. Bei einigen Beispielprojekten der bereitgestellten
Unterschiede zwischen Designvarianten bestehen: Liste empfiehlt sich eine Umplanung unter
WKA mit großem Rotordurchmesser werden vom Berücksichtigung der Anreiz-/Lenkungswirkung des
Fördermodell wirtschaftlich besser gestellt im entwickelten Fördermodells (tendenziell große
Vergleich zu Anlagen mit kleinem Rotor oder Rotoren im Verhältnis zur Generatorleistung).
großem Generator. Wenige Projekte erscheinen zu den angegebenen
Ein gewünschter Effekt aufgrund gleichmäßigerer Kosten und Ausgestaltungsvarianten wirtschaftlich
Stromproduktion von Anlagen mit großem Rotor nicht realisierbar unter den gebotenen Anreizen
(bessere Systemtauglichkeit) (analog zu DE-Referenzertragsmodell).
Umplanung der Projekte mit Fokus
auf Kosteneffizienz.
08.09.2021 EAG – Fachtreffen Windenergie 13Plausibilitätsprüfung und Fazit
Standortdifferenzierung auf Basis rotorflächenspezifischer Energieerträge: Plausibilitätsprüfung
A) Prüfung auf Basis generischer WKA-Typen B) Prüfung auf Basis auf Basis repräsentativer
Beispielprojekte
Plausibilitätsprüfung auf Basis generischer WKA-Typen zeigt
hohe Tauglichkeit des entwickelten Fördermodells hinsichtlich Direkter Vergleich zu anderen Fördermodellen: vielfach
der Eignung zur Standortdifferenzierung. ähnliche Charakteristika, Modell gewährt aber im
WKA-Typenvergleich: eine maßvolle Standortdifferenzierung für Allgemeinen eine maßvollere Förderung im Einklang mit
alle untersuchten WKA-Typen. den wirtschaftlichen Erfordernissen.
Unterschiede zwischen Designvarianten bestehen: Bei einigen Beispielprojekten der bereitgestellten Liste
WKA mit großem Rotordurchmesser werden vom empfiehlt sich eine Umplanung unter Berücksichtigung der
Fördermodell wirtschaftlich besser gestellt im Vergleich Anreiz-/Lenkungswirkung des entwickelten Fördermodells
zu Anlagen mit kleinem Rotor oder großem Generator. (tendenziell große Rotoren im Verhältnis zur
Generatorleistung).
Ein gewünschter Effekt aufgrund gleichmäßigerer
Stromproduktion von Anlagen mit großem Rotor Wenige Projekte erscheinen zu den angegebenen Kosten
(bessere Systemtauglichkeit) und Ausgestaltungsvarianten wirtschaftlich nicht
realisierbar unter den gebotenen Anreizen (analog zu DE-
Referenzertragsmodell).
Umplanung der Projekte mit Fokus
auf Kosteneffizienz.
Vielen Dank für Ihre Dr. Gustav Resch
Contact details:
08.09.2021 EAG – Fachtreffen Windenergie
Aufmerksamkeit! resch@eeg.tuwien.ac.at
+43-1-58801-370354
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