Nordsee - Offshore-Windparks (Planungen)
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Nordsee – Offshore-Windparks
(Planungen)
Horns Rev
Sandbank 24
Dan Tysk
Butendiek
Nördlicher Grund
(Uthland) Böxlund
Vencotec Nord 1
(Weiße Bank)
Globaltech I
Einspeisung Amrumbank West
Nordsee Wilhelmshaven
od. Diele Nordsee Ost
He dreiht
Meerwind
North See
Borkum West Windpower
Borkum Riffgrund West
Godewind
Borkum
Riffgrund Brunsbüttel
Nordergründe
Enova Riffgat
Wilhelmshaven/
Maade
Emden /
Borssum
Netzanschluss
Diele BSH Baugenehmigung liegt vor
UVS/Risikoanalyse eingereicht
Quelle: BSH – M5212 Stand: 29.01.2004 ROV abgeschlossen
Wind Offshore
Gründungsarten
Monopile Tripod Jacket
Wind Offshore
Gründung mittels Schwerkraftfundament
Geeignet für Wassertiefen
< ca. 8 m
Windpark Middelgrunden/DK
Quelle: Universität Duisburg-Essen
Wind Offshore
Gründung mittels Monopile
Geeignet für Wassertiefen von
ca. 8 bis ca. 25 m
Windpark Blyth/UK
Quelle: Universität Duisburg-Essen
Wind Offshore
Gründung mittels Tripod
geeignet für Wassertiefen
> ca. 25 m
Quelle: Universität Duisburg-Essen
Wind Offshore
Gründung mittels Jacket
geeignet für Wassertiefen
> ca. 25 m
Quelle: Universität Duisburg-Essen
Windpark Las Planas
Spanien (RWE Harpen)
Lage
Chomba de Plágano
Hochplateau „Plana
Cepeda de la Mora de Zaragoza“
Zaragoza 12 km südlich von
Grisel Las Planas Zaragoza
600 m ü. NN
Hidroeléctrica del
Trasvase (Rússula)
Plana de Plana de Los Acampo
Gesamt
la Balsa Zaragoza Labrados Armijo
Technische Daten
Gesell-
schaftsanteil % 81 81 81 100
Anzahl WEA 32 32 32 24 120
Leistung
pro WEA kWel 750 750 750 750
Gesamt-
leistung MWel 24 24 24 18 90
Soll-
produktion GWhel 63 57 59,9 50,3 230,2
Vollbe-
nutzungs-
stunden h 2.623 2.375 2.497 2.793 2.558
Offshore Windpark North Hoyle
Der erste große Offshore-Windpark
in UK
7-8 km vor der Küste Northwales
Installierte Leistung 60 MW
(30 x 2 MW)
Kosten ca. 80 Mio. £ (115 Mio €)
Baubeginn April 2003
Bauzeit insgesamt 1 Jahr
Leistungs-Ganglinien eines 50-MW-
Windparks (2001)
100
P %
Pinst
60
40
20
0
Januar Februar November Dezember
• eingeschränkt prognostizierbar, stochastische Abweichungen
• nicht steuerbar
Ausgleich der Leistungsbilanz Erzeugung-Verbrauch durch
konventionelle Kraftwerke
• Dauerreserve (ca. 85 bis 90% der installierten Leistung)
• Kurzzeitreserve
Quelle: Dany, IEA, RWTH Aachen
Stand: 2003
Rahmenbedingungen für den weiteren
Ausbau der Windenergie in Deutschland
Onshore:
- gute Standorte größtenteils besetzt.
- weiterer Ausbau stößt auf Akzeptanzprobleme
- EEG-Förderung von windschwachen Standorten wenig sinnvoll
- Kapazität der Transportnetze an vielen Standorten nicht
ausreichend
Offshore:
- Genehmigungsverfahren für Park und Kabeltrasse sehr aufwendig
- 5 MW Anlagenklasse noch nicht verfügbar
- Gründung in bis zu 40 m Wassertiefe ist aufwendig
- massiver Ausbau des Netzes erforderlich
- Finanzierbarkeit schwierig wegen fehlender Erfahrungen
Quelle: RWE Power, PNS-E
Stand: November 2004Stromerzeugung aus Sonnenenergie
in Deutschland
Erzeugung in 2003 0,3 TWh < 0,1 % am Gesamtstromverbrauch
Installierte Leistung ca. 400 MWp Ende 2003 (ohne Inselanlagen)
Ausbaupotenzial 115.000 MWp * Insgesamt bis zu 19 % * am
Gesamtstromverbrauch
spez. Investkosten 5.000 – 7.000 €/kW
Erzeugungskosten 40 – 70 ct/kWh
Vergütung nach EEG 45,7 – 62,4 ct/kWh
* Bei Einsatz nur an geeigneten Dach, Fassaden und Siedlungsflächen
Die Sonnenenergie ist der erneuerbare Energieträger mit dem
größten technischen Potenzial aber auch mit den höchsten Kosten.
11
Quelle: RWE Power, PNS-T/E (November 2004), BMU (März 2004)Fotovoltaik
Bei Solarzellen lassen sich i.W. drei Trägermaterialien unterscheiden:
– monokristallin (η = 24% (Labor), η = 14-17% (Massenfertigung), hohe Kosten,
ca. 30% des Marktes)
– polykristallin (η = 18% (Labor), η = 13-15% (Massenfertigung), ca. 50% des
Marktes)
– amorph (η = 6-8% (Massenfertigung), aber kein wesentlicher Preisvorteil,
finden in Uhren oder Taschenrechnern Verwendung)
Sonneinstrahlung in Deutschland max. 1000 W/m². Damit max. 130 -170
W/m² elektrische Leistung erzielbar
über das Jahr kumuliert sich die Einstrahlungsenergie auf ca 800 kWh/m²
in Deutschland, auf ca 2.200 kWh/m² in der SaharaPrinzip Fotovoltaik: Licht zu Strom
Herauslösen von Elektronen aus einem p-
n-Übergang (Diode; vorzugsweise
Silizium) durch Licht - Photonen
Durch „konstruktiven“ Aufbau einer
elektronenreichen und elektronenarmen
Schicht gezielte Ableitung freier
Elektronen über Stromkreislauf. Es
entsteht Gleichstrom
Quelle: VDEW e.V.: Energiewelten, 2000
Leistung direkt proportional zur Fläche
und Strahlungsstärke
Aufbau aus modularen Elementen in 600
Dezem ber
Parallel - und oder Reihenschaltung Septem ber
Einstrahlung [W/m2]
500
Juni
Erzeugung von Wechselstrom über 400
300
Wechselrichter
200
100
0
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
Zeit [h]
Quelle: ISI, Fraunhofer, NorderneyPhotovoltaik
Fotovoltaikanlage
Entwicklung der installierten
Fotovoltaikleistung in Deutschland
Quelle: BMU
Stand: März 20044,0 MWp Solarpark Göttelborn
Rahmenbedingungen Fotovoltaik
In Deutschland liegen die Stromerzeugungskosten bei der
Fotovoltaik im Vergleich zu den übrigen Regenerativen
Energien im Mittel um mehr als Faktor 5 höher.
Aufgrund der geringen Sonnenscheindauer in Deutschland
liegen die Jahresvolllaststunden für Fotovoltaik bei ca. 900
Stunden.
Die Fertigungskapazität für Solarzellen in Deutschland lag
Ende 2003 bei 175 MW/a, für 2004 ist ein Ausbau auf 250
MW/a geplant.
Quelle: RWE Power, PNS-E
Stand: November 2004Stromerzeugung aus Biomasse
in Deutschland
Erzeugung in 2003 5,1 TWh * 0,9 % am Gesamtstromverbrauch
Installierte Leistung 950 MW *
Ausbaupotenzial ca. 9.000 MW Langfristig (nach 2020) bis zu 10 %
am Gesamtstromverbrauch möglich
spez. Investkosten 2.000 – 5.000 €/kW
Erzeugungskosten 8 – 18 ct/kWh
Vergütung nach EEG 8,4 – 17,5 ct/kWh
* Biogene Festbrennstoffe, biogene flüssige Brennstoffe, Biogas, Klär- und Deponiegas,
ohne biogenen Anteil des Abfalls (in netzgekoppelten Anlagen inkl. Kraft-Wärme-Kopplung)
Biomasse steht nur eingeschränkt zur Verfügung. Sie wird neben
der Stromerzeugung auch im Wärmemarkt sowie zur Herstellung
von Biokraftstoffen verwendet.
19
Quelle: RWE Power, PNS-T/E (November 2004), BMU (März 2004)Schema Biomassekraftwerk (Altholz)
Schema Biomassekraftwerk (NaWaRo‘s)
250 kW Beispielanlage in Breddorf
Vergärung reiner Maissilage
Quelle: CorntecStromerzeugung aus Geothermie
in Deutschland
Erzeugung in 2003 0 TWh Das mögliche Ausbaupotenzial der Geo-
thermie zur Stromerzeugung liegt nach
heutiger Einschätzung bei 10 – 50 %
Installierte Leistung 0,21 MW am Gesamtstromverbrauch.
Ausbaupotenzial ca. 1.000 MW bis 2010
spez. Investkosten 5.000 – 15.000 €/kW
Erzeugungskosten 8 – 22 ct/kWh *
Vergütung nach EEG 7,16 – 15 ct/kWh
Das technische Potenzial zur geothermischen Stromerzeugung ist
sehr hoch. Der Anreiz zum Ausbau wurde mit der EEG Novelle
2004 gesetzt. Welcher Anteil des möglichen Potenzials zur Strom-
und Wärmeerzeugung erschlossen wird, bleibt abzuwarten.
23
Quelle: RWE Power, PNS-T/E (November 2004), BMU (März 2004)
* nach Paschen et al. TAB Studie (24.10.2003)Geothermische Grundlagen
Temperaturen im Erdinneren
Entfernung von
der Erdober-
fläche:
0 - 100 km Erdkruste & Lithosphäre
100 - 2.886 km Erdmantel
2.886 - 5.156 km äußerer Kern
5.156 - 6.371 km innerer Kern
930 °C
2760 °C
4200 °C
Quelle: GtV (Geothermische Vereinigung) u. a
Stand: 2003 / 2004Temperaturverteilung im Untergrund Deutschlands
ca. 3.000 m Tiefe ca. 5.000 m
Quelle: Paschen et al. TAB Studie
Stand: 24.10.2003Funktionsprinzip des Geothermie-
Prozesses
In der Tiefe wird ein heißer
Kraftwerk Thermalwasserhorizont durch
(Sekundärkreislauf)
zwei Bohrungen erschlossen.
Wärme-
Kalina-Prozess (Siemens)
tauscher
Das Gestein ist ausreichend permeabel,
ORC-Prozess (z.B. Ormat) um große Mengen (>100 l/s) heißes
Einpresspumpe
Wasser zu fördern bzw. zu verpressen.
Das geförderte Wasser hat eine
Förderpumpe 10m Temperatur von über 100 °C.
Die thermische Energie wird mit einem
ORC- oder Kalina-Prozess in elektrische
Energie umgewandelt.
Das genutzte Thermalwasser wird
wieder in den Aquifer zurückgeführt.
Förderbohrung
Primär-
kreislauf Reinjektions-
bohrung
Horizontal-
bohrung Side-Track
2km
Thermalwasserhorizont
Quelle: vgl. HotRock GmbH
Stand: 2003Rahmenbedingungen für die
geothermische Stromerzeugung
Die geothermische Stromerzeugung bei guten geologischen
Bedingungen ist weltweit etabliert. In 2002 waren ca. 8.300 MWel
weltweit installiert und der weitere Ausbau erfolgt dynamisch.
Die geologischen Verhältnisse in Deutschland lassen eine
geothermische Stromerzeugung nur bei geeigneten Förder-
instrumenten zu. Die EEG Novelle legt Einspeisevergütungen
von bis zu 15 ct/kWh für Anlagen bis 5 MW fest.
Ob sich die geothermische Stromerzeugung in Deutschland
etablieren kann, werden die nächsten 5 bis 10 Jahre zeigen.
Quelle: RWE Power, PNS-E
Stand: November 2004Geothermische Nutzung
Installierte Leistung weltweit > 8.000 MWel
Übliche Basis sind Heißwasser-Aquifere / Dampflagerstätten
Hohe Anlagenverfügbarkeit (90%)
Typische Anlagengröße 5 ... 40 MWel (> 1.000 MW)
Lebensdauer 20 ... 80 Jahre
Ein- und zweifach Kreislaufsysteme
Mit und ohne Rückführung
des Wassers
Quelle: GtV (Geothermische Vereinigung) u. a
Stand: 2003 / 2004Hot Dry Rock
Funktionsprinzip
high pressure
Kraftwerk
pumps
Oberfläche
8 °C 0 m
40 °C Deckschicht - 1.000 m
80 °C - 2.000 m
120 °C - 3.000 m
massiver
160 °C trockener - 4.000 m
Granit
200 °C - 5.000 m
240 °C - 6.000 m
Quelle: GtV (Geothermische Vereinigung) u. a
Stand: 2003 / 2004„Seaflow“
Zeichnung „Wavedragon“
Bild „Wavedragon“
VideoPolitische Ziele und rechtliche Rahmen-
bedingungen in der EU
Politische Ziele (Europäisches Parlament und der Rat der
Europäischen Union):
– “Die Förderung regenerativer Energien ist eine vorrangige Maßnahme zum
Umweltschutz, zur dauerhaften Entwicklung, zur Schaffung lokaler
Arbeitsplätze, zur Verbesserung des sozialen Zusammenhalts, als Beitrag
zur Sicherheit der Versorgung und zur schnelleren Erreichung der Kyoto
Ziele.”1
RES Richtlinie 2001/77/EC
– Hauptziel ist die Steigerung des Anteils der regenerativen Energien am
Bruttostromverbrauch von 13,9% in 1997 auf 22% in 2010.
– Definition „indikativer“ nationaler Ziele für jeden Mitgliedsstaat.
– Nationale Fördersysteme zur Zielerreichung müssen eingesetzt und ihr
Erfolg soll durch die Mitgliedsstaaten beurteilt werden.
– Eine Herkunftsgarantie für Elektrizität die aus regenerativen Quellen
erzeugt wird muss eingerichtet und darüber berichtet werden.
Die Mitgliedsstaaten mussten die zur Umsetzung der RES Richtlinie
notwendigen Gesetze bis zum 27. Oktober 2003 verabschiedet haben.
Quelle: RWE Power, PNS-E (November 2004) 1
Präambel der RES RichtlinieEE-Bruttostromerzeugung in 2003 und
Ausbauziele bis 2010 in EU 25
Frankreich 53,9
Spanien 24,2
Schweden 33,0
Deutschland 33,0
Italien 33,0
Österreich 14,2
Finnland 10,1 Anteil Wasser in 2003
Portugal 2,5
Großbritannien 31,6 Anteil Sonstiges 2003
Dänemark 3,6 Anteil Wind 2003
Griechenland 6,3
Niederlande 4,8 erforderlicher Zubau bis 2010
Slowakei 6,6
Polen 8,8
Slowenien 1,8
Tschech. 4,8 Bruttostromerzeugung 2003 in EU 25 = 3.125 TWh
Lettland davon aus Regenerativen Energien = 407 TWh (13 %)
Belgien 3,9
Irland 2,2 davon: Wasser = 325 TWh (80 %)
Litauen 0,5 Biomasse / Sonstiges = 38 TWh ( 9 %)
Luxemburg Wind = 44 TWh (11 %)
Ungarn 1,0
Estland 0,5 erforderlicher Zubau bis 2010 = 280 TWh ( 9 %)
Zypern 0,3
Malta 0,1
TWh/a
0 20 40 60 80 100 120 140Fördersysteme für regenerative Stromerzeugung
in der EU 25
Land Investitions- Steueranreize Einspeise- Zertifikats- Ausschreibung
zuschüsse vergütungen systeme
Frankreich X X
United Kingdom X X X
Italien X X X
Spanien X X
Deutschland X X
Schweden X X X
Portugal X X X
Österreich X X X
Griechenland X X
Niederlande X X X
Finnland X X
Dänemark X X X
Belgien X X X X
Irland X X
Luxemburg X X X
Estland X X
Lettland X
Litauen X
Malta
Polen X
Slowakei
Slowenien X
Tschech. Republik X
Ungarn X X
Zypern X XMögliche Förderinstrumente für den Ausbau
von Erneuerbaren Energien
Angebotsorientierte Flank. Maßnahmen Nachfrageorientierte
Förderinstrumente sonstige Instrumente Förderinstrumente
Preis- Mengen- Preis- Mengen-
basiert basiert basiert basiert
Einspeise- Quoten- F&E Grüner Strom Quoten-
vergütungsmodelle regelung regelung
(Produzenten) (Verbraucher)
Bonusmodell Exportförderung Öko-Strom
Finanzierungs- Ausschreib.- Selbstverpflicht-
hilfen modelle ungserklärungen
Förder- …
programmeEinspeisevergütungsmodell
EE Betreiber erhalten Anschluss- und Abnahme-Garantie sowie
feste Einspeisevergütungen für den produzierten Strom
Vorteile Nachteile
feste Rahmenbedingungen für fehlende Anreize zur
Investoren Systemintegration
Differenzierung möglich für: Innovationswettbewerb wird nicht
- Technologien gefördert
- Standorte
Der Ausbau erfolgt nicht
- Anlagengröße
marktorientiert.
geeignetes Instrument zur
Erreichung ambitionierter ZieleQuotenmodell
Erzeuger, Verteiler oder Verbraucher werden zu einer bestimmten
EE Quote (über die Zeit steigend) verpflichtet und zahlen bei
Nichterfüllung eine Strafe. EE Produzenten vermarkten den Strom
sowie den Zusatzwert (Zertifikate).
Vorteile Nachteile
Verpflichtete können frei wählen: Im Modellvergleich geringste
Zertifikatekauf, Strafzahlung oder Planungssicherheit für Investoren
Ausbau EE
keine Berücksichtigung ent-
Modell mit der größten wicklungsfähiger Technologien
Marktnähe, Wettbewerb zwischen
Handlungszwang für
Technologien, Standorten und
Quotenbetroffenen
Erzeugern gewährleistet
Zielerreichung schwierig; Erfolg
EU-weiter Ausbau zu geringsten
abhängig von den Rahmen-
Kosten möglich
bedingungen (Quote, Pönale)
Kompatibel mit anderen
Instrumenten ( ET)Ausschreibungsmodell
Projektentwickler können sich mit konkreten EE Projekten an
Ausschreibungsrunden beteiligen. Bei Zuschlag erhalten Sie für
Ihr Projekt eine feste Vergütung über einen bestimmten Zeitraum.
Vorteile Nachteile
feste Rahmenbedingungen für hoher bürokratischer Aufwand
Investoren
Anfällig gegen Bieterabsprachen
Differenzierung möglich für:
Realisierung der Projekte nicht
- Technologien
immer gewährleistet
- Standorte
- Anlagengröße Zur Erreichung ambitionierter
Ziele nur bedingt geeignet
Wettbewerb auf Anbieterseite
führt zu Innovation und
Kostendegression.Bonusmodell
EE Produzenten vermarkten den Strom und erhalten zusätzlich
einen Bonus als Ausgleich für die „marktferne“ bzw. den
„Zusatznutzen“ Ihres Stroms.
Vorteile Nachteile
Eigenvermarktung schafft Die Festlegung geeigneter Boni
günstige Vorraussetzung für ist schwierig
Systemintegration
Planungssicherheit für Investoren
Differenzierung möglich für: geringer als bei Festpreissystem
Technologien, Standorte,
Zur Erreichung ambitionierter
Anlagengröße
Ausbauziele nur bedingt geeignet
Besseres Klima für Innovations-
wettbewerb als bei Festpreis-
systemZertifikatsmodelle in UK, I, PL
United Kingdom Italien Polen
Systemein- in 2002 in 2002 in 2005
führung
Abnahme- ja ja ja
verpflichtung
Vergütung für Marktpreis (orientiert an Marktpreis (behörd- Marktpreis (behördlich
base load) lich festgelegt) festgelegt)
Strom (~ 50 €/MWh) (~ 60 €/MWh) (~ 30 €/MWh)
Quoten- Endkundenvertriebe
Produzenten + Importeure
Endkundenvertriebe
verpflichtung mit > 100 GWh
Technologie- nein
für Anlagen < 1 MW
Nein
differenzierung Ö feste Einspeisevergütung
Quoten- 4,3 % in 2003 steigend 2,0 % in 2002 steigend 2,1 % in 2005 steigend
festlegung bis 15,4 % in 2015 bis 3,05 % 2006 bis 9,0 % in 2010
nein nein
Einbeziehung Ja
(Zertifikate von Altanlagen (Zertifikate von Altanlagen
wenn entsprechend
von Altanlagen werden durch Netzbehörde werden durch Netzbehörde
qualifiziert
vermarktet) vermarktet)
~ 70 €/MWh ~ 100 €/MWh < 60 €/MWh
Zertifikatspreise begrenzt durch buy out und begrenzt durch Festpreis für festgelegt für 2005
zu erwartendem smear back Zertifikate aus Altanlagen und 2006
Strafe bei Das 1,5-fache des durchschn.
buy out Ersatzgebühr
Zertifikatspreis der
Nichterfüllung ~ 50 €/MWh zzt. 60 €/MWh
HandelsperiodeAusbauziele der Bundesregierung
2010 / 2020
Quelle: BMU, Stand: 2002EEG - Einspeisung
40 37,1
Schätzung
28,5
30
Erzeugung (TWh)
24,9
17,8
20 Einspeisung EEG
Einspeisung StrEG
10 10,3
3,6
0
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Quelle: BMU, Stand: März 2004
VDN, Stand: 20.10..2004Ausbaupotenzial regenerativer
Energieträger in Deutschland
[TWh/a] Foto- Bio Geo
Wasser Wind voltaik -masse -thermie
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Erzeugung in 2003
langfristiges Nutzungspotenzial laut Einschätzung BMU
technisches Potenzial (min.) Einschätzung IE Leipzig
technisches Potenzial (max.) Einschätzung IE Leipzig
Quelle: BMU / VDN / IE Leipzig
Stand: Januar 2004Jahresvolllaststunden verschiedener
Anlagen zur Stromerzeugung (in h/a)
8.760
7.600 7.500
5.500
4.700
3.500
1.700
900
Jahr Kern- Braun- Lauf- Stein- Wind Wind Sonne
energie kohle wasser kohle (Offshore) (Binnen- (Deutsch-
land) land)
Quelle: RWE Power (November 2004)Stromerzeugungskosten fossiler und
erneuerbarer Energieträger in Deutschland*
[ct/kWh]
40 - 70
50
40
30
20 8 - 18 Kostenbandbreite
8 - 22
auf Basis fossiler
5 - 10 6 - 10
10 Energieträger
3,3 – 3,5 €ct/kWh
0
Foto-
Wasser Wind voltaik Biomasse Geothermie
Quelle: RWE Power, PNS-E (November 2004), BMU (März 2004), Paschen et al. TAB Studie (24.10.2003)
* in neuen AnlagenSie können auch lesen
