3 Ansatz und Rahmenbedingungen
5.3 Potenzial zur Stromerzeugung
5.3.2 Technisches Potenzial SchweizSchweiz
In der EGES-Studie (EGES 1987) wurde für die Windenergie ein technisch nutzbares Potenzial von 1800 Anlagen ausgewiesen, und für das Jahr 2025 ein ausschöpfbares Potenzial von 96 GWh/a bei einem technisch nutzbaren Potenzial von 132 GWh/a prognostiziert. Nach (Horbaty 1996) müssen diese Aussagen heute relativiert werden, denn das Schwergewicht der eingesetzten Anlagen lag damals auf 75- bzw. 150 kW-Anlagen. Heute sind grössere Anlagen mit 600 kW bis 2 MW oder noch mehr Leistung weit verbreitet. Dadurch werden der Energieertrag pro Standort massiv gesteigert und die Stromgestehungskosten deutlich gesenkt.
Gemäss einer Studie von (Buser et al. 1996) ist eine Energieproduktion von 1628 GWh/a aus Windkraft als realistisch anzusehen, was 3% des Gesamtelektrizitätsverbrauchs des Jahres 2000 in der Schweiz entspricht. Dieses Potenzial beinhaltet die Gebiete erster und zweiter Priorität, die Standorte
mit Windgeschwindigkeiten von über 4.5 m/s (Jahresmittel) respektive über 3.5 m/s (Jahresmittel) einschliessen und zusätzlich Aspekte des Landschaftsschutzes berücksichtigen. Sämtliche Gebiete dritter Priorität wurden aus den Potenzialberechnungen ausgeschlossen, da diese aus Gründen des Landschaftsschutzes ein zu grosses Konfliktpotenzial aufweisen.
Die Potenzialberechnungen von (Buser et al. 1996) basierten auf der Annahme, dass Anlagen mit einer installierten Leistung von 250 kW bis maximal 500 kW errichtet würden. Aus heutiger Sicht und unter Berücksichtigung der geplanten Anlagen dürfte dies in einer Unterschätzung des gesamten Potenzials resultieren. Deshalb wurde eine eigene Abschätzung vorgenommen, die von einer installierten Leistung von 600 kW pro Anlage ausgeht, was der maximal installierbaren Leistung pro Rasterzelle im GIS-Modell von (Buser et al. 1996) entspricht. Daraus ergibt sich ein Gesamtpotenzial von 2142 GWh/a, davon entfallen 605 GWh/a auf Gebiete 1. Priorität und 1537 GWh/a auf solche 2. Priorität. Hierzu ist jedoch einschränkend anzumerken, dass ein solches „Upscaling“ nur bedingt Sinn macht, da es aktuellen Bemühungen einer Konzentration von Windkraftanlangen an geeigneten Standorten nur beschränkt nachkommt.
Im Gegensatz dazu integriert das aktuelle „Konzept Windenergie Schweiz“ (BFE/BUWAL/ARE 2004a) das Prinzip der Konzentration von Windturbinen bei der Standortwahl. Deshalb fokussiert das Konzept bewusst auf Windparksa, da hier einer übergeordneten Koordination eine entscheidende Rolle zukommt. Basierend auf der Methode der früheren Studie von (Buser et al. 1996) wurden mittels einer aktualisierten und erweiterten GIS-Modellierung in der ganzen Schweiz potenzielle Windkraft-Standorte lokalisiert. Für die Auswahl der Windkraft-Standorte wurden die folgenden Kriterien angewandt:
- Nur Standorte ausserhalb nationaler Inventare und Schutzgebiete mit einem zusätzlichen Abstand von mindestens 200 m
- Keine Standorte in geschlossenem Wald, sowie ein Mindestabstand von 50 m zum Waldrand - Mindestabstand von 300 m zu Siedlungsgebieten und bewohnten Gebäuden
- Mittlere jährliche Windgeschwindigkeit von mindestens 4.5 m/s auf Nabenhöhe (70 m)
Das Konzept berücksichtigt ausserdem sämtliche zur Zeit vorhandenen, fortgeschrittenen Studien und Planungen auf kantonaler Ebense und soweit bekannt auf kommunaler Ebene. Eine ausführliche Beschreibung der Kriterien und Grundsätze zur Standortwahl findet sich in (BFE/BUWAL/ARE 2004a). Es ist ausserdem anzumerken, dass die angewandten Kriterien sich auch für die Beurteilung von Einzelanlagen eignen.
Basierend auf der computergestützten Modellierung konnten 110 potenzielle Windpark-Standorte identifiziert werden (Tab. 5.6). Davon wurden 12 Standorte als mehrheitlich unbedenklich beurteilt („prioritär“) und weitere 68 Standorte als nicht grundsätzlich umstritten („übrige“). Insgesamt 30 Standorte wurden wegen grundsätzlicher Vorbehalte im Vernehmlassungsverfahren eliminiert („ausgeschiedene“). Zusätzlich wurden jedoch Standorte miteinbezogen, die von Kantonen und Gemeinden festgelegt wurden, so dass schliesslich 96 Standorte als potenzielle Windpark-Standorte resultierten, wobei sich diese vor allem im Jurabogen sowie in den Voralpen und Alpen befinden.
Tab. 5.6 Aufteilung der ursprünglichen 110 Standorte und der kantonalen/kommunalen Standorte (Daten aus BFE/BUWAL/ARE 2004a).
Standortkategorie Anzahl Standorte
„prioritär“ 12
„übrige“ 68
„ausgeschiedene“ 30
Total 110
kantonale/kommunal 16
Total kantonale/kommunale, „prioritäre“ und „übrige“ 96
Für die Abschätzung des Produktionspotenzials der Windpark-Standorte wurde von einer Referenzanlage mit einer Nennleistung von 1250 kW, einer Nabenhöhe von 70 m und einem Rotordurchmesser von 60 m ausgegangen.In Tab. 5.7 sind die Windenergie-Potenziale für die verschiedenen Standortkategorien zusammengefasst, welche ein Gesamtpotenzial von 1157 GWh/a ergeben. Würden zusätzlich alle möglichen Standorte für Einzelanlagen berücksichtigt, welche die Kriterien des Konzepts erfüllen, so würden zusätzliche 2850 GWh/a hinzukommen, was sich auf ein um gut das 3.5-fache höheres Potenzial von rund 4000 GWh/a summieren würde (BFE/BUWAL/ARE 2004b).
Tab. 5.7 Windenergie-Potenziale der kantonalen/kommunalen, „prioritären“ und „übrigen“ Windpark-Standorte, wenn Vollausbau angenommen wird (Daten aus BFE/BUWAL/ARE 2004a).
Standortkategorie Anzahl Standorte Anzahl WKA Energieproduktion (GWh)
kantonal/kommunal 16 113 198
„prioritär“ 12 76 118
„übrige“ 68 539 841
Total 98 728 1157
R. Horbaty (Horbaty 2004) hat gemäss persönlicher Mitteilung weitere Potenzialberechnungen durchgeführt, wobei für das Jahr 2004 von Anlagen mit einer Nennleistung von 1750 kW und für 2020 mit 2000 kW ausgegangen wurde. Die entsprechenden Potenziale betragen etwa 1470 GWh/a (2004) respektive 1680 GWh/a (2020). Diese Resultate können als Anhaltspunkte dienen wie sich zukünftige technologische Entwicklungen in einer Erhöhung der Produktionspotenziale niederschlagen können, was jedoch eine starke Förderung der Windkraftnutzung voraussetzt.
Abschliessend kann festgehalten werden, dass das bereits in (Buser et al. 1996) angegebene Potenzial zur Windkraftnutzung in der Schweiz als weitgehend robust anzusehen ist, mit dem heutigen Stand der Technologie jedoch mit einer Konzentration auf eine geringere Anzahl geeigneter Standorte erreicht werden kann. Dazu wäre ein Vollausbau sämtlicher Windparkstandorte aus dem Konzept Windenergie Schweiz notwendig sowie ungefähr 15% der Standorte für Einzelanlagen.
Bis zum Jahr 2010 sollen im Rahmen des Programms Energie Schweiz zusätzlich 500 GWh/a Strom aus erneuerbaren Energien produziert werden. Diesbezüglich hat das UVEK zusammen mit den Bundesämtern ARE, BUWAL und BFE im Jahr 2001 festgehalten, dass die Windenergie einen Beitrag von 10 - 20%, also 50 - 100 GWh/a leisten soll. Basierend auf den Resultaten verschiedener Studiena, haben (Gantner & Hischberg 1997) unter der Voraussetzung starker Fördermassnahmen
a BEW 1995; BFE 1996; CAN 1995; EGES 1987; Eicher & Kaufmann 1997; Energieforum 1995; Kriesi 1995; Prognos 1994;
SGS 2002; VSE 1995
folgende realistisch-optimistische Potenziale etabliert. Für das Jahr 2010 ebenfalls einen Anteil von 50 GWh/a der Windenergie an der Stromproduktion und für das Jahr 2020 einen weiteren Anstieg auf 200 GWh/a. Im Gegensatz dazu geht eine Infras-Studie (Iten & Oettli 2003b) davon aus, dass bis ins Jahr 2030 eine Stromproduktion aus Windenergie von nur 12 - 24 GWh/a realisiert werden kann, was deutlich unter den angestrebten Zielsetzungen liegt.
Im Jahr 2003 wurde das anvisierte Ziel von 50 GWh/a für 2010 mit einer Stromproduktion von 5.4 GWh erst zu gut 10% erreicht. Zur konkreten Umsetzung des Ziels sind Anlagen mit einer installierten Leistung von gesamthaft 40 – 80 MW notwendig. Dies entspricht etwa 60 - 90 Anlagen
>0.5 MW oder 9 - 18 Anlagen der Grösse Mont Crosin (SuisseEole 2003a). Um bis ins Jahr 2020 einen Anteil von 200 GWh/a zu erreichen, müssten zwischen 2000 und 2020 pro Jahr im Durchschnitt 16 Anlagen mit 600 kW installierter Leistung in Betrieb genommen werden. Die prognostizierten Ziele könnten auch mit der Installation einer kleineren Anzahl grosser Windturbinen an sorgfältig gewählten Standorten erreicht werden, was die Streuung in der Landschaft vermindert und auch marktfähige Produktionskosten ermöglicht. Diesem Aspekt trägt auch das Konzept Windenergie Schweiz (BFE/BUWAL/ARE 2004a) Rechnung, da bereits eine nur teilweise Ausnutzung der kantonalen/kommunalen und „prioritären“ Standorte mit einem Gesamtpotenzial von 316 GWh/a (vgl.
Tab. 5.7) sowohl für die Erreichung der Zielwerte für 2010 wie 2020 bei weitem ausreicht. Obwohl diese Strategie von den involvierten Bundesämtern (BUWAL, ARE, BFE) befürwortet wird und auch von einigen Umweltorganisationen prinzipiell unterstützt wird, ist bei konkreten Projekten dennoch mit Einsprachen zu rechnen (vgl. Projekt Crêt Meuron in Abschnitt 5.1.3).
Frühere Studien von (Buser et al. 1996) und (Horbaty 1999) gingen davon aus, dass bis ins Jahr 2030 das gesamte Windkraftpotenzial in der Schweiz weit gehend ausgeschöpft werden kann. Dies scheint jedoch aus mehreren Gründen eine zu optimistische Annahme zu sein. So entwickeln sich baureife Projekte langsamer als erwartet, Verzögerungen durch Einsprachen nehmen eher zu und die EMG-Abstimmung hat zu Unsicherheiten im Elektrizitätsmarkt geführt (Horbaty 2002). Es erscheint deshalb realistischer von der Annahme auszugehen, das Windkraftanlagen vorrangig an den 28 kantonalen/kommunalen und „prioritären“ Standorten errichtet werden, die im Rahmen des Konzepts Windenergie Schweiz (BFE/BUWAL/ARE 2004a) bestimmt wurden, und erst danach ein forcierter Ausbau der „übrigen“ Standorte sowie von Einzelanlagen erfolgt.
In (BFE/BUWAL/ARE 2004b) wird dabei von erschliessbaren Potenzialen von 600 GWh/a (320 GWh/a an Windparkstandorten und 280 GWh/a an Einzelanlagenstandorten) für 2025 und sogar 4000 GWh/a (1150 GWh/a und 2850 GWh/a) für 2050 ausgegangen. Dies ist zwar nicht unrealistisch, jedoch als sehr optimistisches Szenario zu betrachten, vor allem hinsichtlich eines Vollausbaus des Einzelanlagen-Potenzials bis 2050. Eine solche Entwicklung könnte nur mittels starker Fördermassnahmen erreicht werden und wenn ausserdem die in den vorangehenden Abschnitten und in Kapitel 5.6.2 ausführlich diskutierten, hemmenden Faktoren praktisch nicht zum Tragen kommen.
In der vorliegenden Studie wird deshalb von einer langsameren Erschliessung der Potenziale ausgegangen, was dann eher einem realistisch-optimistischen Szenario entsprechen dürfte, wobei eine konsequente Förderung der Windenergie ebenfalls vorausgesetzt wird. Ausserdem erfolgt eine
2.98 5.40 0.05
50 - 100
200
600
1150
0 200 400 600 800 1000 1200
1990 2000 2002 2010 2020 2035 2050
GWh/a
Zielwerte von Energie Schweiz
Konzept Windenergie Schweiz 2004
Fig. 5.4 Historische und mögliche zukünftige Entwicklung der Windenergie in der Schweiz. Für die zukünftigen Potenziale wurden nur Windpark-Standorte berücksichtigt (vgl. auch Text).
Europa
Angaben zum technischen Potenzial für die Onshore-Windenergienutzung in Westeuropa reichen von 1300 TWh/a (World Energy Council 1994) über 4100 TWh/a (Hoogwijk 2004; Johansson &
Turkenburg 2004) bis zu 4800 TWh/a (Grubb & Meyer 1993)a.
Einen detaillierten Vergleich der technischen Onshore-Potenziale in den Ländern der EU-15 und in Norwegen erlaubt jedoch nur die Studie von (van Wijk & Coelingh 1993). In Tab. 5.8 sind die Werte für die einzelnen Länder sowie das Gesamtpotenzial von 649 TWh/ab dargestellt. Dieses Potenzial liegt deutlich tiefer als die summarischen Werte in den anderen Studien. Ausserdem dürften aufdatierte Annahmen sowohl für die Technologien, wie auch für die Randbedingungen in einem deutlich höheren Potenzial resultieren. In diesem Zusammenhang sei auch auf die Prognosen bis ins Jahr 2030 in den folgenden Abschnitten verwiesen. Trotzdem zeigt sich, dass sogar bei diesen sehr konservativen Schätzungen einzig Deutschland seine Windressourcen annähernd bis zum im Jahr 1993 geschätzten Potenzial ausbauen konnte.
a Für eine zusammenfassende Darstellung sowie detailliertere Informationen sei auf (Goldemberg 2000b) und (Thomas B.
Johansson et al. 2004) verwiesen.
b (Lako 2002) gibt einen Wert von nur 630 TWh/a an, da für Dänemark ein Potenzial von 10 TWh/a anstatt 29 TWh/a angenommen wird.
Tab. 5.8 Technische Onshore-Potenziale in der EU-15 und in Norwegen (Quelle: EWEA 2004a).
Land Verbrauch im Jahr 2002 (TWh)1
van Wijk & Coelingh Technisches Potenzial
(TWh/yr)
Windenergieproduktion (TWh, 2002) 2; und % des
Technischen Potenzial
Österreich 60.15 3 0.24 8
Belgien 81.73 5 0.088 2
Dänemark 34.01 29 5.28 18
Finnland 79.64 7 0.08 1
Frankreich 431.83 85 0.20 0.2
Deutschland 531.78 24 18.49 77
Griechenland 48.60 44 0.65 1
Irland 22.14 44 0.27 1
Italien 295.08 69 1.18 2
Luxemburg 5.65 0 0.048
-Niederlande 105.81 7 1.36 19
Portugal 42.55 15 0.39 3
Spanien 221.42 86 11.95 14
Schweden 138.16 41 0.66 2
Grossbritannien 349.20 114 1.45 1
Norwegen 114.94 76 0.26 0.3
Total 2'562.69 649 42.60 6.6
1 Extrapoliert von 2001 unter Verwendung von IEA-Daten aus “Electricity Information 2003”.
2 Abschätzung basierend auf der installierten Leistung unter Verwendung von Eurostat-Daten für das Jahr 2000.
Abschätzungen zu den technischen Offshore-Potenzialen für Europa weisen ebenfalls eine grosse Bandbreite auf. So geht etwa (Hoogwijk 2004) von einem Potenzial von 8500 TWh/a aus. Dabei wird eine Wassertiefe bis 50 m berücksichtigt, während die meisten anderen Studien nur bis 40 m gehen.
Entsprechend tiefere Werte zwischen 3030 TWh/a (Garrad Hassan et al. 1995) und 459.5 – 564.5 TWh/a (CA-OWEE 2001) werden in diesen Studien ausgewiesen. Eine vergleichende Darstellung dieser beiden Studien ist in Tab. 5.9 aufgeführt.
In (Millais & Teske 2004) wird detailliert beschrieben, wie das Potenzial von 3030 TWh/a durch sehr konservative Annahmen stark reduziert wurde, um zu einer realistischen Einschätzung der mittelfristig
„nutzbaren Ressourcen“ zu gelangen.
- Aufgrund der momentan noch sehr hohen Kosten, wurden alle Wassertiefen über 20 m nicht berücksichtigtÆ Restpotenzial 1523 TWh/a
- Standorte in Entfernung von <10 km zum Festland wurden aus Rücksicht gegenüber visuellen Beeinträchtigungen um 90% reduziert Æ Restpotenzial 514 TWh/a
Tab. 5.9 Technische Offshore-Potenziale in Westeuropa (Quelle: EWEA 2004a).
Zusätzlich zur reinen Abschätzung von diesen technischen Potenzialen wird in den folgenden Abschnitten deren mögliche Ausschöpfung ausführlich dargestellt, wobei Prognosen für die zukünftige Entwicklung bis ins Jahr 2030 erläutert werden.
Die Prognosen der Europäischen Windenergie Vereinigung gehen von einer installierten Leistung in der EU-15 von 75'000 MW im Jahr 2010 und 180'000 MW im Jahr 2020 aus (EWEA 2003). Die (WindEnergy Studie 2004) gibt für 2010 mit 72’600 MW einen sehr ähnlichen Wert an, während für 2020 keine Prognose verfügbar ist, da die Studie nur den Zeithorizont bis 2012 abdeckt.
Gemäss Schätzungen von (EWEA 2003) sollen sich die Offshore-Anteile im Jahr 2010 auf 10'000 MW und 2020 auf 70'000 MW belaufen. Die Studie von (Övermöhle & Lehmann 2003) weist für 2010 mit 10'500 MW nur eine geringe Abweichung auf, für 2020 mit 29'600 MW jedoch eine beinahe 60% tiefere Schätzung aus, was als untere Limite der möglichen Entwicklung anzusehen ist.
Gemäss (EWEA 2003) entfallen 2010 beinahe 75% der installierten Leistung auf die vier Länder Deutschland (28'000 MW), Spanien (15'000 MW), Frankreich (6000 MW) und Grossbritannien (6000 MW). In einigen Ländern wie Niederlande, Dänemark und Grossbritannien wird die Zunahme vor allem durch die rasche Entwicklung bei den Offshore Windkraftanlagen erfolgen. Der Beginn der Offshore-Anwendung wird in Deutschland nach neuesten Prognosen erst 2006/07 anstatt bereits 2004 erwartet, aber es wird dann mit einer schnelleren Entwicklung gerechnet als bisher angenommen, die 2012 in einer Offshore-Leistung von 6800 MW in Nord- und Ostsee resultieren könnte (WindEnergy Studie 2004).
Für Deutschland finden sich bei (Voss 2003) folgende Angaben zu den technischen Potenzialen der Windenergieerzeugung (Voss 2003). Vom Onshore Potenzial von insgesamt 116.6 TWh/a entfallen 90.5 TWh/a auf Standorte mit Windgeschwindigkeiten von 4-5 m/s, 21.2 TWh/a auf Standorte mit 5-6 m/s und nur 4.9 TWh/a auf Standorte mit >6 m/s. Demgegenüber wird das Offshore Potenzial auf 130 – 237 TWh/a geschätzt, wobei nur Standorte mit Windgeschwindigkeiten >6 m/s berücksichtigt wurden. Eine Übersicht der geplanten Offshore-Parks in der Nordsee ist in Fig. 5.5 dargestellt.
Weitere Informationen sind in (Övermöhle & Lehmann 2003) oder im Internet auf der Webseite der
„IWR - Die Welt der Regenerativen Energiewirtschaft“averfügbar.
ahttp://www.iwr.de/wind/offshore/nat_plan.html (Mai 2004).
In (WindEnergy Studie 2004) wird das Ausbaupotenzial in Deutschland (Fig. 5.6) für Onshore-Windparks bis ins Jahr 2030 mit 24.3 GWa angegeben, wobei nach 2010 nur noch ein geringer Zubau zu erwarten ist, der hauptsächlich durch Repowering erfolgt. Für den Offshore-Bereich geht die Studie bis ins Jahr 2030 von einer installierten Leistung von 30.5 GW aus, wobei die stärkste Zunahme zwischen 2010 und 2020 von ungefähr 2 GW auf 20 GW zu erwarten ist. In (Rehfeldt et al. 2001) wird das Ausbaupotenzial für Offshore-Windparks bis ins Jahr 2030 mit Werten zwischen 20 GW und 25 GW noch deutlich tiefer eingeschätzt.
Fig. 5.5 Karte geplanter Offshore-Parks in der Nordsee (aus M. Luther 2003).
5.4 Kosten
Da für dieses Projekt auch die Möglichkeiten des Imports von Windstrom berücksichtigt werden sollen, wird im Folgenden die Situation in der Schweiz auch im europäischen und internationalen Vergleich betrachtet.
5.4.1 Derzeitige Situation Investitionskosten
Für grössere Windkraftanlagen in der Schweiz betragen die durchschnittlichen Investitionskosten zwischen 1700 bis 2000 CHF/kW (BFE/BUWAL/ARE 2004a; Horbaty 2002). Die konkreten Zahlen für die Anlagen auf dem Mont Crosin beliefen sich auf 2000 CHF/kW für die Anlage West und 1500 CHF/kW für die Anlage Ost (Vollenweider 2002). Der schweizerische Durchschnitt liegt somit im oberen Bereich der von (Voss 2003) für Onshore-Anlagen in Deutschland angegebenen Spannweite und teilweise deutlich über den Maximalwerten der anderen Informationsquellen (vgl. Tab. 5.10). Die neue Anlage Mont Crosin Ost zeigt jedoch, dass auch in der Schweiz Anlagen errichtet werden können, die im internationalen Vergleich kompetitive Investitionskosten aufweisen. Generell dürften derart tiefe Kosten jedoch nur an den besten schweizerischen Standorten zu erreichen sein.
Die entsprechenden Kosten für Offshore-Anlagen sind mindestens 35% höher als für Onshore-Anlagen, wobei es in Einzelfällen zu Differenzen bis 100% kommen kann (IEA 2003). Bei einem Vergleich der verschiedenen Quellen (vgl. Tab. 5.1 ) fällt der sehr tiefe Minimalwert der (IEA 2003) auf. Dieser dürfte nur unter sehr guten Bedingungen zu erreichen sein, da aufwändige Bauarbeiten vor Ort und die Netzanbindung oft zu höheren Kosten führen (IEA 2003). Seit dem Beginn der 90er Jahre konnten die Kosten jedoch deutlich reduziert werden. Während die Kosten für die ersten dänischen Offshore Windparks (Vindeby 1991, Tuno Knob 1995) noch ungefähr 2200 EUR/kW betrugen (CA-OWEE 2001), erreichen kürzlich fertigestellte Projekte deutlich tiefere Werte von 1688 EUR/kW für Horns Rev (2002) (Övermöhle & Lehmann 2003) oder sogar 1234 EUR/kW für Middelgrunden (2001) (IEA 2003).
0
Tab. 5.10 Vergleich der derzeitigen Investitionskosten für Windenergieanlagen in der Schweiz mit denjenigen im Ausland. Für Vergleichszwecke wurden auch Offshore-Anlagen berücksichtigt. Umrechnungsfaktoren:
EUR/CHF 1.55; USD/CHF 1.30; GBP/CHF 2.30.
Onshore CHF/kW
Offshore CHF/kW
Quelle
Schweiz 1700 – 2000 -- BFE/BUWAL/ARE 2004a;
Horbaty 2002
Deutschland 1430 – 2220
(920 – 1430 EUR)
2640 – 3100 (1700 – 2000 EUR)
Voss 2003 (basierend auf Kaltschmitt et al. 2003 und Staiss 2003)
Deutschland 1860
(~1200 EUR)
-- DEWI 2002
Dänemark 1415 CHF (914 EUR) -- Morthorst (2004)
Europa 1190 – 1550
Övermöhle & Lehmann 2003
Europa 1090 – 1550 Internationaler Durchschnitt 1100 – 1240
(850 – 950 USD) Internationaler Durchschnitt Referenz Szenario 1
1400 CHF (900 EUR)
1 Referenz-Szenario onshore: Lernfaktoren (Progress Ratios) für den Zeitraum 2000-2030 variieren von 0.9 (Rotor + Gondel) über 0.96 (Turm) bis 0.98 (Bauten, Infrastruktur, Netzanbindung). Enron Wind Corp.: Szenario basiert auf Schätzungen der Firma Enron.
2 Referenz-Szenario near-shore / offshore: Lernfaktoren (Progress Ratios) für den Zeitraum 2000-2030 variieren von 0.9 (Rotor + Gondel + Turm) über 0.95 (Offshore Bauten) bis 0.975 (Verkabelung und Netzanbindung).
Die Fig. 5.7 zeigt wie sich die Gesamtinvestionskosten einer Windkraftanlage (WKA) auf die
Die Betriebskosten für Onshore-Anlagen liegen zwischen 2 und 5% der Anlagekosten, wobei Wartung und Instandhaltung mehr als ein Viertel beitragen. (DEWI 2002; Voss 2003). Für Offshore-Anlagen sind die Betriebskosten sogar auf 5 - 7.5% der Anlagekosten zu veranschlagen (Voss 2003), da insbesondere die Wartung und Instandhaltung auf dem Meer viel aufwändiger und damit teurer ist.
Ausserdem gilt es die zeitliche Entwicklung der Betriebskosten zu berücksichtigen, da diese in den ersten vier Betriebsjahren stark ansteigen und ab dem fünften Jahr knapp 5% der WKA-Investition betragen. Der Anstieg der Betriebskosten geht im wesentlichen auf den steigenden Reparatur- und Wartungsaufwand zurück, der in den ersten Jahren offenbar durch Garantieleistungen der Hersteller abgemindert wird. Allerdings nehmen auch die Versicherungskosten mit der Zahl der Betriebsjahre signifikant zu (DEWI 2002).
71
Windkraftanlage Fundamentierung Netzanbindung Einrichtungen für Betrieb und Unterhalt Planung Sonstige Kosten
[%]
Onshore Offshore
Fig. 5.7 Zusammensetzung der derzeitigen Gesamtinvestitionskosten für Onshore und Offshore Windenergieanlagen in Europa (modifiziert nach CA-OWEE 2001).
Gestehungskosten
Die Stromgestehungskosten des grössten Windkraftwerks in der Schweiz auf dem Mont Crosin betragen gemäss Angaben BKW 20 Rp./kWh für die Anlage West und 12 Rp./kWh für die Anlage Ost (Horbaty 2002; Vollenweider 2002). Nach (Horbaty 2004) ergaben im Rahmen des Konzepts Windenergie Schweiz durchgeführte Auswertungen für das Jahr 2004 für Anlagen mit 70 m Nabenhöhe und einer Nennleistung von 1750 kW durchschnittliche Gestehungskosten von 17 Rp./kWh. Gemäss diesen Resultaten könnte an der Mehrzahl der evaluierten Standorte im Bereich 20 ± 4 Rp./kWh Windstrom produziert werden, was im Bereich der Anlage Mont Crosin West liegt.
Gestehungskosten von 12 Rp./kWh (Mont Crosin Ost) oder weniger würden jedoch nur an wenigen Standorten erreicht. Für eine typische Kleinanlage in der Schweiz (z.B. Grenchenberg, 150 kW) steigen die Kosten auf 50 – 60 Rp./kWh (SATW 1999b; Vollenweider 2002) und für noch kleinere Anlagen erreichen sie bis 90 Rp./kWh (SATW 1999b). Im Vergleich dazu können typische Anlagen im Ausland mit Kosten unter 10 Rp./kWh Strom produzieren, die besten ausländischen Anlagen sogar im Bereich von 5 Rp./kWh (Vollenweider 2002). Weitere Quellen geben für die Stromkosten die folgenden Werte an: (Buser 1999) 20 – 30 Rp./kWh, (AVES 2003) 20 – 51 Rp./kWh und (Gaude &
Kunz 2003) 13 – 20 Rp./kWh. Für die geplanten Windkraftanlagen Crêt-Meuron und St. Croix werden die Gestehungskosten auf 20 Rp./kWh respektive 25 Rp./kWh geschätzt (SuisseEole 2004a).
Die folgende Zusammenstellung in Tab. 5.11 gibt eine Übersicht der Gestehungskosten in verschiedenen Ländern aber auch internationalen Durchschnittswerten. Dabei sind die schweizerischen Gestehungskosten generell deutlich höher als im europäischen und internationalen Vergleich. Einzig in der Anlage Mont Crosin Ost kann Windstrom zu international kompetitiven Gestehungskosten erzeugt werden. Dabei gilt es jedoch zu beachten, dass dies für schweizerische Verhältnisse die momentan absolut beste Anlage ist, während sie im internationalen Vergleich einem eher durchschnittlichen Standort entspricht. Ein Vergleich der maximalen Gestehungskosten für Deutschland (DEWI 2002; Voss 2003) mit jenen der Anlage Mont Crosin West ist ebenfalls nur bedingt zulässig, da auch hier Standorte unterschiedlicher Qualität verglichen werden, sowohl betreffend Volllaststunden als auch durschnittlicher Windgeschwindigkeiten. Der Zusammenhang ist in (Voss 2003) ersichtlich (vgl. Fig. 5.8). Typischerweise werden in der Schweiz an guten Standorten (Schweizer Jura) bei Windgeschwindigkeiten von durchschnittlich 5 m/s zwischen 1200 und 1500 Volllaststunden pro Jahr erreicht.a Dies trägt zu den substantiell höheren Gestehungskosten in der Schweiz bei. Weitere kostensteigernde Faktoren beinhalten die höheren Kosten für Planung, Installation und Wartung.
Sogar im deutlich kostenintensiveren Offshore-Bereiche produzieren ausländische Windparks Strom zu Preisen, die in der Schweiz nur von der Anlage Mont Crosin erreicht werden. In diesem Zusammenhang stellt sich auch die Frage, ob und zu welchen Bedingungen die Schweiz in Zukunft Windstrom aus dem Ausland importieren könnte. Entsprechende Szenarien werden im Kapitel 5.4.2 genauer betrachtet.
Tab. 5.11 Vergleich der derzeitigen Gestehungskosten für Windenergieanlagen in der Schweiz mit denjenigen im Ausland. Für Vergleichszwecke wurden auch Offshore-Anlagen berücksichtigt. Umrechnungsfaktoren:
EUR/CHF 1.55; USD/CHF 1.30; GBP/CHF 2.30
Onshore
-- Horbaty 2004 (70 m Nabenhöhe und 1750 kW im Jahr 2004) Typische Kleinanlage Schweiz 50 – 60 -- SATW 1999b; Vollenweider
2002
Kleinstanlagen (<150 kW) max. 90 SATW 1999b
Deutschland 7.8 – 20.2
(5 – 13 ct EUR)
-- DEWI 2002
Deutschland 12.4 – 20.2
(8 – 13 ct EUR)
-- Voss 2003 (basierend auf Kaltschmitt et al. 2003 und Staiss 2003)
Ost-Österreich 12.4 – 13.2
(8 – 8.5 ct EUR)
-- Millais & Teske 2004
Europa 6.2 – 10.9
(4 – 7 ct EUR)
10.9 – 18.6 (7 – 12 ct EUR)
ESTIR 2002
Grossbritannien 8.5 – 12.4
(3.7 – 5.4 Pence)
Internationaler Durschnitt 5.2 – 15.6 (4 – 12 ct USD)
Johansson & Turkenburg 2004 (keine Angaben ob nur On- oder Offshore oder zusammen) Internationaler Durschnitt 9.9 – 19.1
(6.4 – 12.3 ct EUR)
14.9 – 19.2 (9.6 – 12.4 ct EUR)
DLR/IFEU/WI 2004 Internationaler Durchschnitt -- 9.5 – 10.9
DLR/IFEU/WI 2004 Internationaler Durchschnitt -- 9.5 – 10.9