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Kosten der Offshore-Windenergie

 

Der technische und finanzielle Aufwand für Planung, Errichtung, Betrieb und Rückbau von Offshore-Windparks ist signifikant höher als bei Onshore-Projekten. Höhere Erträge offshore, große Windparkeinheiten und -Cluster, große Anlagennennleistungen sowie die Einspeisevergütungen tragen dazu bei, die Offshore-Windenergie wirtschaftlich zu nutzen.

 

 

Zum Jahresende 2017 speisten etwa 1200 Offshore-Windenergieanlagen mit rund 5400 MW Nennleistung Windstrom in die deutschen Energienetze ein. Der erste Offshore-Windpark alpha ventus ist als Pilotprojekt mit 12 Windenergieanlagen im Verhältnis zu den aktuellen Offshore-Windparkgrößen mit jeweils um 50 bis 80 Anlagen eher ein »Kleinprojekt«. Durch die Weiterentwicklung der Anlagentechnik, der Methoden und Verfahren, durch Synergie- und Lerneffekte konnten die Stromgestehungskosten der Offshore-Windenergie kontinuierlich gesenkt werden. 

 Diese bisher erzielten Technologieerfolge spiegeln sich auch in den Projektionen in verschiedenen Studien über zukünftige Stromgestehungskosten der Offshore-Windenergie wieder. Im Vergleich zu den Ergebnissen einer Abschätzung aus 2013 [Fraunhofer_IWES_Off] prognostizieren aktuelle Studien aus 2017 Stromgestehungskosten, die mit 5,7 ct / kWh in 2024 [Gavin_Smart] und 5,4 ct / kWh in 2030 [Inno Energy] deutlich niedriger liegen.

 

 

Entwicklung der Stromgestehungskosten Offshore-Windenergie: Vergleich der Annahmen aus der Studie 2013 mit jüngsten Studienergebnissen [Stiftung_Offshore]

 

Die aktuellen Studien gehen davon aus, dass die Anlagengrößen bis etwa 2025 / 2030 für Offshore-Projekte um den Faktor 3 bis 4 über den heutigen Anlagengrößen liegen, also bei etwa 10 bis 15 MW Nennleistung. Die Rotordurchmesser dieser Maschinen liegen dann in der Größenordnung von etwa 190 bis 205 Meter. InnoEnergy untersucht in ihrer Studie ein Arsenal von über 50 Innovationseinflüssen, die in Summe bei Kostenreduzierungen von rund 36 Prozent liegen. Den größten Anteil an den Kostenreduktionen macht mit 16,6 Prozent das »Upscaling« aus, also die Leistungserhöhung der Anlagen [Inno Energy].

 

Beschreibung

Einheit

6 MW (2017) baseline

8 MW (2017)

10 MW (2020)

Nennleistung OWP

MW

500

500

500

Anzahl Anlagen

1

83

62

50

Anlagennennleistung

MW

6

8

10

Rotordurchmesser

m

154

164

190

Nabenhöhe

m

100

110

120

Wassertiefe

m

25

25

25

Küstenentfernung

km

40

40

40

Gründung und Fundament

Typ

Monopile

Monopile

Monopile

Betriebsdauer

Jahre

25

25

25

 

In ihrer Analyse gibt InnoEnergy Abschätzungen zu zukünftigen Stromgestehungskosten (LCOE) für WEA-Typen mit 6 MW bis 12 MW Nennleistung an, für die zwischen 2017 und 2030 finale Investitionsentscheidungen (FID) getroffen werden. Die Abschätzungen werden für zwei charakteristische Standorttypen, A und D, ausgewertet. Die Standorteigenschaften sind wie folgt definiert: Typ A: Küstenentfernung 40 km, Wassertiefe 25 Meter, Wind 9,0 m / s, Parkgröße 500 MW; Typ D: Küstenentfernung 125 km, Wassertiefe 35 Meter, Wind 10,0 m / s, Parkgröße 500 MW. An Kategorie-A Standorten kommen Monopiles als Gründungen zum Einsatz, für Kategorie-D-Standorte wird der Einsatz von Jackets angenommen. Unter Berücksichtigung der getroffenen Parameter und den durch die Weiterentwicklung steigenden Netto-Kapazitätsfaktoren bzw. Volllaststunden ergeben sich rechnerisch folgende Stromgestehungskosten.

 

 

Jahr (FID)

 

WEA-Typ

2017

2020

2025

2030

Standorttyp

6-MW

93,2

79,5

 

 

A

 

104,9

85,2

 

 

D

8-MW

84,3

71,7

60,9

 

A

 

 

77

63,4

 

D

10-MW

 

67,5

55,7

48,8

A

 

 

71,6

57,8

50,3

D

12-MW

 

 

52,2

46,2

A

 

 

 

54,4

47,0

D