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Special Reports

 

 

Perspektiven der Windenergie

 

Welche technischen Entwicklungen sind heute besonders wichtig, damit die Windenergie im Jahr 2050 den Großteil der benötigten Energie bereitstellt? In welchen Teilbereichen der Windenergie ist viel Poten­tial vorhanden? Diesen Fragen wird im Special Report „Windenergie – wo stehen wir, wie geht es weiter“ des Windenergie Report Deutschland 2017 nachgegangen.

 

Um den Stand der Windenergie zu bewerten, werden objektive Kriterien definiert an denen die Entwicklung und der Reifegrad der Technologie bestimmt werden können. So können der wesentliche Einfluss auf die Energieeinsparung, der Beitrag zu den Klimazielen und die Kosteneffizienz von Windenergieanlagen im Vergleich zu anderen Technolo­gien dargestellt werden.

 

Für den weiteren Ausbau der Windenergie an Land bestehen wesentliche Herausforderungen darin, geeignete Standorte zu identifizieren und optimal auszunutzen sowie gezielt für die lokalen/regionalen Bedingungen ausgelegte und technisch weitgehend optimierte Anlagen bereitzustellen. Beispiele sind die Lidar-Messtechnik, um Windbedingungen zu progno­stizieren und sich herannahende Turbulenzfelder zu erkennen, oder die Entwicklung von „smart blades“ mithilfe von CFD gestützten Simulationen, welche eine adaptive Strömungsbeeinflussung ermöglichen und die Leistung der Anlage weiter erhöht. Zusätzlich sind die Prozesse von Betriebsführung und Instandhaltung kostenoptimal zu gestalten und alle Umwelteinflüsse der Windenergienutzung so weit wie möglich zu reduzieren bzw. Akzeptanz für die unvermeidlichen Auswirkungen zu schaffen.

 

 

Verbesserung der Versorgung durch eine neue Art der Prognose

 

Eine der wichtigsten Aufgaben für die Übertragungsnetzbetreiber besteht darin, die Netzfrequenz stabil zu halten. Diese Aufgabe verlangt einen vorausschauenden Überblick über das gesamte Stromsystem, die Einspeisepunkte und deren wetterbedingten Abhängigkeiten.

 

Im Special Report „Energieprognosen 2.0“ des Windenergie Report Deutschland 2017 zeigen Malte Siefert, Jan Dobschinski, und Andreas Röpnack wie sich dieser Überblick durch eine neue Art der Prognose gewinnen lässt. Durch ein gemeinsames Wirken der Übertragungsnetzbetreiber, dem Fraunhofer IEE und dem Deutschen Wetterdienst wurden Ziele formuliert um bekannte Problemstellungen zu bewältigen.

 

Als Ziele wurden die Prognose der Einspeisung in einem Zeitraum vom 15 Minuten bis zu einer Woche definiert und dies auf einer Ebene von Netzgebieten, Postleitzahlen aber auch an bestimmten Umspannwerken. Weitere Ziele waren die Kombination von Informationen über Wind- und Solarstrom mit den Wetterdaten. Problemstellungen waren dabei unter anderem in den Wettermodellen zu finden. Hier ergab sich bisher durch den Wechsel von Nacht und Tag und der damit verbundenen Ablösung der stabilen Grenzschichten eine Abweichung in der Prognose. Der mittlere Fehler in der Nacht konnte durch die neue Art der Prognose somit deutlich redu­ziert werden.

 

 

Größer, höher, smarter?

 

Große Rotoren bei kleinen Nennleistungen auf hohen Türmen. Diese Anlagen sind insbesondere in Deutschland als sogenannte Schwachwindanlagen bekannt. Das Verhältnis aus Nennleistung und Rotorfläche wird auch spezifische Leistung genannt. Seit einigen Jahren gibt es einen Trend zu kleineren spezifischen Leistungen. Dies führt zu einer höheren Zahl an Volllaststunden und geringen Stromgestehungskosten. Auch über die Nabenhöhe können die Winderträge gesteigert werden.

 

Alberto Dalla Riva, Janos Hethèy und Elisabeth Buchmann untersuchen in dem Special Report „Größer, höher, smarter?“ des Windenergiereport Deutschland 2017 wie sich der Einsatz von Anlagen mit geringen spezifischen Leistungen auf das gesamte Stromsystem auswirkt. An einem umfassen­den Modell des deutschen und dänischen Marktes zeigen sie, wie sich das Einspeiseprofil der WEA erweitert, wie der Marktwert des erzeugten Windstroms für Anlagen mit unterschiedlicher Auslegung steigt und wie Systemkosten wie der Zubau weiterer Kraftwerks-oder Übertragungskapazität vermieden werden kann. Für den Nordwesten Deutschlands wird in der Studie eine Steigerung des Marktwerts von 4,6 € / MWh berechnet, der sich durch die Wahl großer Nabenhöhen und niedriger spezifischer Nennleistung erreichen lässt. Nach Abzug der dafür veranschlagten Kosten verbleibt ein Vorteil von 3,3 ct / kWh.

 

Auch im Gesamtsystem ergeben sich nach den Berech­nungen Einsparungen durch das breitere Einspeiseprofil in Form von geringeren Brennstoffkosten und in geringerem Maße durch vermiedene Investition in zusätzliche Kraftwerkskapazität.

 

 

Lidar als vielseitiges Instrument zur Windmessung

 

In der Windbranche ist eine detaillierte Kenntnis der Windbedingungen zur Umsetzung erfolgreicher Projekte essentiell. Dies beginnt bei Windatlanten zur Vorauswahl von möglichen Projektstandorten, geht über die detaillierte standortspezifische Windmessung zur Auswahl von Anlagentypen bis zur konkreten Projektkalkulation. Für wissenschaftliche Fragestellungen, z.B. neue Regelungsstrategien, werden das einströmende Windfeld als auch der Nachlauf von existierenden Windenergieanlagen intensiv vermessen.

 

Stand der Technik zur Windmessung sind neben Messmasten heute zunehmend Doppler-Lidar (light detection and ranging), die mittels Laserlicht unter Ausnutzung des Dopplereffektes die Windbedingungen aus der Ferne messen können. Stetige Entwicklungs- und Forschungsarbeit hat dazu geführt, dass Lidar heute in allen zuvor genannten Anwendungsfällen eingesetzt werden und so nicht nur wertvolle Informationen liefern, sondern gegenüber konventionellen Messmasten auch Kosten sparen. Aufgrund der je nach Anwendungszweck sehr unterschiedlichen Anforderungen werden Lidar in diversen Konfigurationen eingesetzt. Als Messboje für die Offshore-Windenergie oder als Spinner-Lidar direkt in der Nabe von WEA. Zur Verringerung der Messunsicherheit und Bedienung weiterer Anwendungsfelder bleiben Lidar weiterhin Gegenstand der Forschung und Entwicklung.

 

Der Special Report „Multitalent Lidar“ von Florian Jäger und Doron Callies im Windenergiereport Deutschland 2017 gibt einen Überblick über die Funktionsweise von Lidar, die möglichen Anwendungsgebiete sowie die aktuellen Forschungsfragestellungen.

 

 

Bewertung des Ausschreibungsverfahrens für die Onshore Windenergie

 

Die Bundesnetzagentur hat in 2017 die ersten drei Ausschreibungsrunden für Onshore-Windenergie durchgeführt. Dabei wurden insgesamt 198 Zuschläge über 2820 MW neue Windleistung vergeben. Die Gebotswerte liegen zwischen 2,2 ct / kWh und 5,71 ct / kWh, der mengengewichtete mittlere Zuschlagswert bei 4,53 ct / kWh.

 

Auf den ersten Blick waren die Ausschreibungsrunden damit ein Erfolg und haben gegenüber den bisher festen Vergütungssätzen nach EEG zu deutlich geringeren Vergütungen geführt. Bei einer näheren Betrachtung ist das Ergebnis jedoch weniger eindeutig. Vergleicht man die Ausschreibungsergebnisse mit der Vergütung nach dem bisherigen System, müssen weitere Faktoren berücksichtigt werden. So hat sich das Referenzertragsmodell zur Anpassung der Vergütung an den Standort im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens erneut geändert. Wichtiger noch ist die Tatsache, dass die Vergütung einer WEA nach bisherigen EEG jeweils vom Stichtag der Inbetriebnahme der WEA abhängig ist. Im Ausschreibungsverfahren gilt demgegenüber eine Realisierungsfrist von bis zu 2,5 Jah­ren bzw. 4,5 Jahren für Bürgerenergiegesellschaften, welche 93 Prozent der Zuschläge erhalten haben. Der Vergleich muss daher immer die zukünftige Degression der Vergütung im Realisierungszeitraum berücksichtigen.

 

Ob die Onshore-Windenergie unter diesen Voraussetzungen durch das Ausschreibungsverfahren tatsächlich billiger geworden ist, diskutiert der Special Report „Durch Auktionen wirklich günstiger?“ im Windenergiereport Deutschland 2017. Das Fraunhofer IEE und das Institut für ZukunftsEnergie- und Stoffstromsysteme an der Universität Saarbrücken stellen darin die gemeinsame Untersuchung zur Bewertung der ersten Ausschreibungsrunden vor.

 

 

Windstrom speichern – aber wie?

 

Abregelung, Abschaltung, negative Strompreise – alle diese Maßnahmen und Auswirkungen, die in dem gegenwärtigen System mit unflexiblen Kraftwerken könnten mit Stromspeichern, zumindest zu einem Teil, abgefedert werden. In diese Stromspeicher wird der »überflüssige« Windstrom zwischengelagert, falls er bei hohem Windstromanteil aber geringem Bedarf nicht benötigt wird. Ein Speicherkonzept wurde in einem Gemeinschaftsprojekt zwischen Hochtief Engineering Consult IKS und Fraunhofer IEE gemeinsam entwickelt und erprobt. Das Speicherkonzept, das ähnlich wie ein Pumpspeicherkraftwerk funktioniert, beruht auf einem bzw. einem Verbund kugelförmiger Hohlräume aus Beton. Diese werden auf dem Meeres­boden verankert. Je nach Situation kann der Speicher be- oder entladen werden. Ein Funktionsmodell wurde im Bodensee erfolgreich getestet. Die genaue Funktionsweise dieses Konzepts ist im Special Report „Submariner Energiespeicher – Betonkugel im Bodensee“ des Windenergiereport Deutschland 2017 beschrieben. Die Autoren des Beitrags sind Stephan Fromknecht, Julian Meyer und Matthias Puchta.

 

 

 

 

Mehr Strom im Wärme und Verkehrssektor

 

Die Europäische Union und die Bundesregierung haben in der Klimapolitik das Ziel formuliert, die Emissionen im Vergleich zum Jahr 1990 um 80 Prozent bis 95 Prozent im Jahr 2050 zu reduzieren.


Auf dem Pfad zur Ablösung der fossilen Brennstoffe müssen neben dem Strommarkt auch der Verkehrs-, der Industrie- und der Wärmesektor betrachtet werden.


Im Special Report des Windenergie Report Deutschland 2016 zeigen Norman Gerhardt und Philipp Härtel vom Fraunhofer IWES, wie die Kopplung der Sektoren und der Einsatz von Strom bei Wärme und Verkehr zum Erreichen der Klimaschutzziele beitragen kann.


Dabei können e-Mobilität und Wärmepumpen als neue effiziente Stromverbraucher auch bei der Nutzung des aktuellen Graustrommixes sofort zur Emissionsreduktion beitragen. Elektrodenkessel und Power-to-Gas-Anwendungen entfalten ihren Klimanutzen hingegen erst später, wenn für längere Zeiträume mit 100 Prozent erneuerbar erzeugtem Strom zusätzliche Flexibilitätsoptionen erforderlich sind.


Elektrische PKW, Oberleitungs-LKW und Wärmepumpen in verschiedenen Anwendungen sind zentrale neue Anwendungsgebiete, die zusammen mit Elektrodenkesseln und Power-to-Gas den herkömmlichen Strombedarf bis zum Jahr 2050 verdoppeln oder bei besonders ambitionierten Klimazielen sogar fast verdreifachen können. So ließen sich große Mengen fossiler Brennstoffe im Wärme- und Verkehrssektor durch erneuerbar erzeugten Strom ersetzen.

 

 

Windmessung mittel Flugdrohnen

 

Beim Ausbau der Windenergie an Land werden komplexe Standorte in Mittelgebirgsregionen und Wäldern immer häufiger. Eine genaue Kenntnis der Windbedingungen an diesen Standorten ist daher besonders wichtig.


Zur Windmessung kommen heute meist Messmasten und LiDAR-Geräte zum Einsatz. Mit einem Messmast lässt sich die Windgeschwindigkeit sehr genau bestimmen, der Einsatz ist jedoch auf einen ausgewählten Standort begrenzt. LiDAR-Geräte lassen sich deutlich einfacher versetzen, durch eine Kombination mehrerer Geräte wurden in Forschungsvorhaben außerdem bereits Windfelder vermessen. Im komplexen Gelände bedarf es zur
Korrektur der LiDAR-Messung jedoch einer ergänzenden CFD-Simulation.


Zur Messung des tatsächliches Windfeldes bzw. der Strömungsbedingungen an einem komplexen Standort lassen sich auch unbemannte Flugdrohnen einsetzen, welche beliebige Positionen eines Standorts vermessen können. Die so gewonnen Daten können auch zur Validierung der Rechenmodelle eingesetzt werden.


Im Special Report »Fliegende Messsysteme« des Windenergie Report Deutschland 2016 werden die entsprechenden Forschungsarbeiten und Erkenntnisse der Universitäten Stuttgart und Tübingen vorgestellt.

 

 

Expertenumfrage zur künftigen Kostenentwicklung der Windenergie

 

Werden die Kosten der Windenergie weiter sinken? Und wenn ja, wie schnell und um wie viel? Welche Faktoren haben dabei den größten Einfluss und welche Maßnahmen können Industrie, Politik und Forschung treffen, um diese Kostensenkungen möglichst schnell zu realisieren?


Diese Fragen richteten die Teilnehmer des IEA wind Task 26 »Cost of Wind Energy« in der bisher größten Umfrage im Windenergiebereich an weltweit über 160 Experten. In der Studie wurden die Technologien onshore, offshore fixed-bottom und floating untersucht. In allen Bereichen sehen die Experten erhebliches Kostensenkungspotential. Onshore werden vor allem wachsende Erträge erwartet, während offshore die Kosten vor allem durch weiteres Upscaling der Anlagen sinken werden.


Dr. Ryan Wiser von den Lawrence Berkeley National Laboratories in Kalifornien stellt die detaillierten Ergebnisse der Umfrage im Special Report »Künftige Kostenentwicklung der Windenergie« im Windenergie Report Deutschland 2016 vor.

 

 

Schwimmende Offshore Windenergieanlagen

 

Die überwiegende Anzahl der bislang gebauten Offshore-Windenergieanlagen erhält ihre Standfestigkeit durch Pfahlgründungen, die tief in den Meeresboden eingebracht werden müssen. Je nach Wassertiefe und Bodenbeschaffenheit kommen unterschiedliche Fundamenttypen zum Einsatz, zum Beispiel »Monopile«-, »Tripod«- oder »Jacket«-Gründungen. Diese Gründungsvarianten können aber nur in relativ seichten Regionen der Meere bis zu einer bestimmten Wassertiefe technisch und wirtschaftlich eingesetzt werden.


In vielen Regionen der Erde fällt der Meeresboden relativ schnell und steil ab, so dass diese Tragstrukturen nicht mehr eingesetzt werden können. Für diese Regionen kommen schwimmende Fundamente für Offshore-Windenergieanlagen in Betracht. Bei diesen Gründungsarten wird die Windkraftanlage auf einem Auftriebskörper montiert und z. B. mit Ankerketten am Meeresgrund fixiert. Ein Konzept ist das Tension-Leg-Prinzip, bei dem der Schwimmkörper über vorgespannte Trossen an Gründungselementen auf dem Meeresboden in Position gehalten wird. Eine derartige Testanlage soll in nächster Zeit im Meer vor Mecklenburg in der relativ flachen Ostsee erprobt werden.


Dr. Ing. Frank Adam und Kollegen stellen dieses Projekt in dem Special Report im Windenergie Report Deutschland 2016 vor.

 

 

...und nun das Wetter

 

Wind und Wetter und die damit verbundenen externen Einflüsse wie Sturm, Seegang, Strömungen spielen bei Installation und Service von Offshore-Windenergieanlagen eine entscheidende Rolle. Ungünstige Witterungsbedingungen können zu einem Kostentreiber werden, wenn es nicht möglich sein sollte, unter den gegebenen Bedingungen die Arbeiten offshore nur eingeschränkt oder überhaupt nicht auszuführen.


Marcel Wiggert und Maxim Hartung von Fraunhofer IWES stellen in einem Special Report über Wettereinflüsse bei der Installation von Offshore-Windparks verschiedene Logistikkonzepte für die Inbetriebnahme von Offshore Windparks. Hierin werden anhand eines exemplarischen Offshore-Windparks Wetterrisiken, Ressourcen und Kosten anylysiert und gegenübergestellt.


Der Special Report »Analyse, Optimierung und Vergleich von Logistikkonzepten in der Inbetriebnahme von Offshore Windparks« stellen die Kollegen von Fraunhofer IWES, Standort Bremerhaven, ihre Arbeiten im Windenergie Report Deutschland 2016 vor.

 

 

Ausbau Wind

  • Kritische Rohstoffe beim Windenergieausbau
    • Der Ausbau der erneuerbaren Energien (EE) wird zunehmend nicht nur im Hinblick auf Kostenaspekte, Versorgungssicherheit,
      Auswirkungen auf Landnutzung und Landschaftsbild oder Akzeptanzfragen, sondern auch hinsichtlich seines Ressourcenverbrauchs
      diskutiert. Dabei ist unstrittig, dass die Gesamt-Ressourceninanspruchnahme eines Energiesystems generell erheblich niedriger ist, je mehr es auf EE basiert (und dabei nicht hauptsächlich auf Biomasse ausgerichtet ist). Dies bedeutet aber nicht zwangsläufig, dass die EE hinsichtlich des Ressourceneinsatzes in jedem Fall als unproblematisch zu betrachten sind. Insbesondere der Verbrauch und die langfristige Verfügbarkeit der mineralischen Rohstoffe, die in der Regel zur Herstellung von Energiewandlern und Infrastruktur benötigt werden, wurden bisher wenig untersucht. Eine aktuelle Studie (Wuppertal Institut 2014) trägt dazu bei, die bisherige Bewertungslücke zu schließen und Hinweise darauf zu geben, ob und wie sich eine Energiewende mit hohem Ausbau der EE ressourceneffizienter gestalten lässt.
  • Regelleistung durch Windenergieanlagen
    • Im Zuge der Energiewende wird in Deutschland inzwischen mehr als 25 % der verbrauchten Elektrizität aus Erneuerbaren Energie
      (EE) bereitgestellt. Diese Energie stammt zum Großteil aus Windenergie- und Photovoltaikanlangen. Daher wird es zunehmend notwendig, dass sich auch EE an der Bereitstellung von Systemdienstleistung beteiligen.

      Die Reform des EEG bietet Erneuerbaren seit Anfang 2012 die Möglichkeit am Markt teilzunehmen. Dies beinhaltet explizit auch die Teilnahme an den Märkten zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen. In diesem Kontext wird Regelleistung bereits von Biogasanlagen und Wasserkraftanlagen erfolgreich bereitgestellt, insgesamt über 1 GW Regelleistung. WEA haben bisher allerdings keine Regelleistung bereitgestellt. Dies liegt hauptsächlich daran, dass die Regularien für den Regelleistungsmarkt eine Teilnahme nicht ermöglichen.

  • Regionale Marktwertfaktoren der Windenergie
    • Mit steigenden Anteilen fluktuierender erneuerbarer Energien (EE) an der Stromerzeugung wird verstärkt eine bessere Marktintegration des regenerativ erzeugten Stroms gefordert. In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage nach dem Wert des dargebotsabhängig erzeugten EE-Stroms. Als eine mögliche Kenngröße geben die sogenannten Marktwertfaktoren Auskunft darüber, wie hoch der Wert des erzeugten Stroms im Vergleich zum mittleren Börsenstrompreis ist. Dieser Wert kann aufgrund unterschiedlicher zeitlicher Erzeugungscharakteristik regional unterschiedlich ausfallen. Aufgrund der mit dem Erneuerbare Energien Gesetz 2014 eingeführten obligatorischen Direktvermarktung des aus Windenergieanlagen (WEA) erzeugten Stroms sind die regionalen Marktwertfaktoren gerade für die Windenergie von Interesse. Zudem soll ab spätestens 2017 die Höhe der finanziellen Förderung für Strom aus EE über ein Ausschreibungssystem ermittelt werden. Die Untersuchung der regionalen Marktwertfakten der Windenergie ist Gegenstand einer Studie, die das Fraunhofer IWES im Auftrag der BNetzA durchgeführt hat.

  • Auswirkungen des Ausschreibungsverfahrens
    • Das EGG 2014 enthält erstmals die politische Festlegung bis spätestens 2017 generell Ausschreibungsverfahren für die finanzielle Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien einzuführen (§ 2 Abs. 5 EEG). Um Erfahrungen zu sammeln, sieht das EEG Pilotausschreibungen für PV-Freiflächenanlagen vor (§ 55 EEG). Die zugehörige Verordnungsermächtigung beinhaltet eine Vielzahl von Vorgaben für dieses Ausschreibungsverfahren (§ 88 EEG). Unter anderem soll die bisherige Akteursvielfalt bei der Stromerzeugung mit EE-Anlagen erhalten bleiben. Im Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens sind verschiedene Studien veröffentlicht worden, die sich kritisch mit der geplanten Ausschreibung auseinandersetzen. Die Erfahrungen im Ausland mit Ausschreibungsverfahren sind demnach gemischt. Die mit Auktionen erwarteten positiven Effekte traten selten ein, die Umsetzung war schwierig. Außerdem wird befürchtet, dass jede Form des Ausschreibungsverfahrens die Akteursvielfalt nicht aufrecht erhält und insbesondere die Bürgerenergie systematisch benachteiligt.

  • Szenarien zum deutschen Offshore-Ausbau
    • Seit Beginn der Überlegungen zum Ausbau der Windenergie auf See existieren verschiedene Szenarien, die eine mögliche Entwicklung der installierten Offshore-Leistung Deutschlands darstellen. Dieser Beitrag gibt einen Überblick über die verschiedenen
      frühen sowie aktuellen Szenarien und ermöglicht auf Basis des gegenwärtigen Ausbaustands sowie der existierenden Projektpipeline eine Einordnung der Szenarien und die Abschätzung einer künftigen Entwicklung der Offshore-Windenergie in
      Deutschland.

 

Wind im Strommix

  • Geschäftsmodell Energiewende
    • Derzeit dominiert in der Diskussion um die Energiewende die Kostenfrage. Diese Sichtweise greift nach Überzeugung von Dr. Carsten Pape, Fabian Sandau und Norman Gerhardt vom Fraunhofer IWES jedoch zu kurz. Sie zeigen in Ihrem Special Report, dass die Investitionen in die Energiewende durchaus rentabel sind.

      Dazu vergleichen sie diefgsfdgsfd Kosten der fossilen Brennstoffe in konventionellen Kraftwerken mit den Investitionskosten in die erneuerbaren Energien. Dabei zeigt sich, dass nach etwa 20 Jahren die Einsparungen bei den Brennstoffkosten die Kosten der erneuerbaren Energien überwiegen und die Energiewende in jedem Jahr danach Geld einspart.

      Wichtig aus wirtschaftlicher Sicht ist dabei, dass frühzeitig auch der Verkehrs- und Wärmesektor von fossilen Brennstoffen auf Strom umgestellt wird. Denn obwohl sich der Anteil der benötigten Primärenergie für die Stromerzeugung in einer ähnlichen Größenordnung bewegt wie die Anteile für Wärme und Verkehr, sind die Beschaffungskosten dafür vergleichsweise gering. Öl und Gas sind dagegen teuer und schwer substituierbar. Zusätzlich sind unbedingt Energie-Effizienzmaßnahmen erforderlich.

      Der Report zeigt damit eindrucksvoll, warum man nicht über die Kosten, sondern besser über die Investitionschancen und das Geschäftsmodell der Energiewende sprechen sollte.

       

  • Finanzierungsmodelle für erneuerbare Energien
    • Der Ausbau der erneuerbaren Energien kann nicht allein über die bestehenden Großhandelsmärkte finanziert werden, da die Preise auf diesen Märkten aktuell und in den nächsten Jahren zu niedrig sind und genauso wenig Investitionen in konventionelle Kraftwerke erlauben. Auch die Regelenergiemärkte helfen hier kaum weiter, da das Marktvolumen im Verhältnis zum Finanzierungsbedarf nahezu vernachlässigbar ist. Insofern geht es nicht um eine „Subventionierung“ oder „Förderung“ der erneuerbaren Energien, sondern schlichtweg um ihre Finanzierung.

      Auf dieser Grundlage diskutieren Prof. Dr. Uwe Leprich und Dr. Uwe Klann vom Institut für ZukunftsEnergieSysteme „Finanzierungsmodelle für Erneuerbare Energien“.

      Die Modelle unterscheiden sich darin, ob sie Unterschiede zwischen einzelnen Technologien berücksichtigen, ob sie technologieneutral oder differenziert sind und ob sie den Strom über eine physikalische Wälzung oder einen Vermarktungsansatz in das System bringen. Bei den Vermarktungsmodellen wird zwischen einer Markt- und einer Kapazitätsprämie unterschieden, wobei erstere als gleitende oder als (ex-ante) fixe Prämie ausgestaltet werden kann.

      Leprich und Klann empfehlen, die Finanzierungsmodelle für die unterschiedlichen EE-Technologien zu differenzieren. Sie schlagen für Offshore-Windenergie ein Ausschreibungsverfahren mit verpflichtender Direktvermarktung vor. Für Onshore-Wind, PV und Wasserkraft soll ein Optionsmodell mit einer Einspeisevergütung für kleine, wenig risikogeneigte Investoren und einer Kapazitätsprämie mit Direktvermarktung für professionelle Investoren die breite Akteursvielfalt erhalten.

       

  • Energiewende Nordhessen
    • Eine Energiewende hin zu einer Stromversorgung, die komplett auf erneuerbare Energien setzt, diskutieren derzeit mehrere Städte und Kommunen. Am Beispiel der Region Nordhessen zeigen Dr. Thorsten Ebert von den Städtischen Werken Kassel und Katharina Henke, M.Sc. vom Fraunhofer IWES in ihrem Special Report wie eine Transformation des Stromversorgungssystems hin zu dezentralen, erneuerbaren Erzeugungstechnologien möglich ist.

      Mehrere Stadtwerke haben sich in einem Verbund zusammengeschlossen, um darin die Maßnahmen zur Umsetzung der Energiewende koordiniert zu planen. Die Untersuchung soll zeigen, dass große Chancen in der Dezentralisierung und Regionalisierung der Energieversorgung liegen. In Nordhessen besteht diesbezüglich ein interessanter Mix aus eher städtisch bzw. industriell geprägten Arealen und großflächigen Räumen mit geringer Bebauungsdichte. Die ländlichen Regionen stellen etwa 1,2 % ihrer Fläche für die Windenergienutzung zur Verfügung. Damit werden 60 % des Strombedarfs gedeckt. In der Stadt liegt der Schwerpunkt auf der Nutzung der Dachflächen für Photovoltaik. Als flexible Erzeugung wird die Verstromung von Biomasse eingesetzt. Insgesamt werden 80 % des Strombedarfs in der Region erneuerbar und dezentral erzeugt.

      Mit dem Umstieg auf die erneuerbare Stromerzeugung steigt auch die kommunale Wertschöpfung im Energiesektor. Henke und Ebert schätzen, dass von den derzeitigen Zahlungsströmen 90 % und damit eine dreistellige Millionensumme in der Region verbleiben können.

       

  • Direktvermarktung von Windenergie
    • Mit der Neufassung des EEG im Jahr 2012 wurden die Regelungen zur Direktvermarktung von regenerativ erzeugtem Strom erweitert. Anlagenbetreiber können nach §33a EEG den erzeugten Strom direkt vermarkten und dafür eine sogenannte Marktprämie erhalten. Zur Teilnahme an der Direktvermarktung ist eine Prognose der Einspeiseleistung erforderlich.
       
      Die Direktvermarktung reizt außerdem die Nachrüstung von Windenergieanlagen mit einer Fernsteuerung an, damit diese bei negativen Preisen abgeschaltet werden können. Außerdem wird erwartet, dass sich die Prognosequalität verbessert und mehr Anlagen am Regelenergiemarkt teilnehmen. Mittelfristig könnten die Kosten für die EEG-Umlage dadurch sinken.
       
      Die Marktprämie findet reges Interesse bei den Anlagenbetreibern. Ende des Jahres 2012 wurden 80 % des Windstroms direkt vermarktet. Die Entwicklung dahin und weitere Details beschreibt Christoph Richts vom Fraunhofer IWES im Special Report.

       

  • Windpotentiale und Windflächen onshore
    • Beim Ausbau der Windenergie an Land wird die Frage geeigneter Standorte zunehmend bedeutender. Neuinstallationen verlagern sich von der Küste ins Hinterland und in die Mittelgebirgslagen. Durch Repowering werden an bestehenden Standorten ältere Anlagen durch weniger, dafür aber leistungsstärkere Windenergieanlagen ersetzt.

      In dem Special Report stellt Dr. Stefan Bofinger die Ergebnisse einer für den BWE durchgeführten Studie vor und zeigt die Potentiale der Onshore-Windenergie in Deutschland auf. Dazu werden die Flächen der Bundesrepublik Deutschland auf ihre Eignung für die Windenergieerzeugung untersucht. Demnach sind 8 % der Landfläche klassisch für die Windenergie nutzbar. Werden auch Wald- und Schutzgebiete genutzt, so erhöht sich der Wert auf 12,3 % oder sogar 22,4 %. In einem Szenario, in dem lediglich 2 % der Fläche für Windenergie genutzt würde, könnten 198 GW Windleistung installiert werden. Bei jährlich etwa 2000 Volllaststunden könnten so ca. 65 % des deutschen Bruttostromverbrauchs des Jahres 2010 erzeugt werden.

       

 

Netzintegration

  • Die technische Netzprüfung der Bundesnetzagentur
    • Der Netzausbau in Deutschland hat 2013 einen wichtigen Meilenstein erreicht. Der Netzentwicklungsplan wurde von der BNetzA geprüft und genehmigt. Der Bundestag verabschiedete daraufhin ein Bundesbedarfsplangesetz als Grundlage für konkrete Planungsverfahren. Aber welche Maßnahmen sind wirksam und erforderlich, damit der Netzausbau mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien Schritt halten kann?

      Bei der Technischen Netzprüfung prüft die BNetzA, ob die vorgeschlagenen Maßnahmen wirksam und erforderlich sind. Sie gewährleistet damit neben der Versorgungssicherheit auch die Verhältnismäßigkeit, Wirtschaftlichkeit und die Robustheit von Netzausbau-Maßnahmen.

      Dazu werden aus den Szenario-Annahmen der Netzentwicklungspläne stündliche Ein- und Ausspeisungen ermittelt und Lastflussberechnungen erstellt. Anhand dieser Modelle werden die Wirkung der Netzausbaumaßnahme und die voraussichtliche Auslastung der neuen Leitung bestimmt.

      Wie die BNetzA bei der Technischen Netzprüfung vorgeht, wie die Netzprüfung an einem Beispiel konkret abläuft und welche Ansätze zur Weiterentwicklung der Prüfmethodik es gibt, zeigen Dr. Swantje Heers, Thomas Dederichs und Achim Zerres von der BNetzA im Special Report.

       

  • Systemdienstleistungen durch Windenergie
    • Mit dem großen Zubau erneuerbarer Stromerzeuger im deutschen und europäischen Netz steigt die Verantwortung für einen stabilen Netzbetrieb. Thermische Kraftwerke mit großen rotierenden Massen werden zunehmend aus dem Erzeugermix verdrängt. Ihre Aufgaben für die Frequenz- und Spannungshaltung müssen von den neuen Erzeugern übernommen werden.

       

      Prof. Dr. Lutz Hofmann zeigt im Special Report wie Windparks und Windparkcluster in Zukunft Systemdienstleistungen bereitstellen können. Anhand von Wetter- und Einspeiseprognosen kann durch ein Windparkcluster-Management-System (WCMS) die Einspeiseleistung aktiv zeitlich gesteuert werden. Darüber hinaus können Windparks positive und negative Regelenergie bereitstellen und Blindleistung zur Spannungshaltung erzeugen. Zudem können Windparkcluster im Rahmen eines vorausschauenden Netzmanagement so geregelt werden, dass Netzengpässe oder Spannungsfehler vermieden werden.

       

      Lesen Sie weiter im Special Report, welche Systemdienstleistungen die Windenergie durch die Vernetzung von Vorhersage-, Anlagen- und Netzinformationen mit einem WCMS erbringen kann. 

 

 

Onshore

  • Recycling von Windenergieanlagen
    • Windenergieanlagen sind darauf ausgelegt, 20 Jahre lang sauberen Strom zu erzeugen. Wenn die Anlage diese Aufgabe erfüllt hat oder durch eine neuere Anlage im Rahmen eines Repowering ersetzt werden soll, muss sie wieder demontiert und verwertet werden.

      Mit der wachsenden Zahl von Anlagen, die sich ihrer Auslegungslebensdauer nähern, wird dieses Thema immer präsenter. Prof. Dr. Henning Albers und Saskia Greiner zeigen in ihrem Special Report, dass es dabei nicht nur um traditionelle Massenmaterialien wie Beton und Stahl geht. Für diese Materialien gibt es etablierte Rücknahme- und Recyclingsysteme. Vielmehr stellen sich Fragen nach der Verwertung der großen Massen glasfaserverstärkter Kunststoffe aus den Rotorblättern und der kleinen, aber besonders werthaltigen Mengen von Schwermetallen oder seltenen Erden, die in der Anlage verbaut sind.

      Albers und Greiner fragen nach den Zielen, Aufgaben und Verantwortlichkeiten in der Prozesskette und zeigen die zu erwartenden Massenströme und die verfügbaren Technologien zur Verwertung auf. Dabei wird deutlich, dass insbesondere im Bereich der Rotorblätter bisher nur wenige Recyclingmöglichkeiten bestehen und die Rückgewinnung der Schwermetalle und der seltenen Erden noch offen ist. Die Branche steht vor der Aufgabe, auch am Ende der Lebensdauer einer Anlage materialeffiziente und umweltgerechte Recyclingsysteme anzubieten.
  • Testbasierte Entwicklung von Anlagensteuerungen
    • Die Entwicklung von Anlagensteuerungen von Windenergieanlagen wird zunehmend durch automatisierte Testsysteme unterstützt. Martin Shan und Dr. Boris Fischer vom Fraunhofer IWES zeigen in ihrem Special Report, wie die Automatisierung des Testens der Steuerungen für die Entwicklung von Windenergieanlagen und den Betrieb von Windparks eingesetzt werden kann.

      Durch den Einsatz von Hardware-in-the-loop-Systemen (HiL) kann das Verhalten des Gesamtsystems für den Test einzelner Komponenten nachgebildet werden. Sie ermöglichen stark verkürzte Entwicklungs- und Inbetriebnahmezeiten sowie das Testen von Extrem- oder Störungssituationen ohne Sicherheitsrisiko. Zudem können sie zukünftig bei der Zertifizierung von Anlagensteuerungen eine wichtige Rolle spielen.

      Die Vorzüge von HiL-Systemen gelten auch bei der Entwicklung von Windparkregelungen. Bei hintereinander angeordneten Windenergieanlagen kann z. B. insgesamt mehr Strom erzeugt werden, wenn die erste Anlage gedrosselt gefahren wird. Werden Abschattungseffekte auf dem HiL-Prüfstand mitsimuliert, lassen sich derartige Optimierungsaufgaben unter Berücksichtigung der Parkkommunikation bequem im Labor lösen.
  • Weiterbetrieb von Windenergieanlagen
    • Die Frage der Betriebszeitverlängerung über die geplante Nutzungsdauer hinaus wird im Bereich der Windenergie erst seit wenigen Jahren diskutiert und bearbeitet. Sie wird aber zunehmend relevant, da zahlreiche Anlagen in den nächsten Jahren das Auslegungsalter von 20 Jahren erreichen. Für die Anlagenbetreiber stellt sich dann die Frage, ob die Anlagen am Standort weiterbetrieben werden können. Die Alternative zum Weiterbetrieb ist der Ersatz durch leistungsstärkere Anlagen. Ein solches Repowering wird mit einem Repowering-Bonus von 0,005 €/kWh auf die Einspeisevergütung gefördert.


      Im Special Report geht der Sachverständige für Windenergieanlagen Jürgen Holzmüller auf die technischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Aspekte einer Laufzeitverlängerung ein und stellt die relevanten Richtlinien, Informationen und Prozeduren zur Entscheidung über einen Weiterbetrieb vor. Er zeigt anhand von Fallbeispielen, wie es heute möglich ist, die Gesamtnutzungsdauer von Windenergieanlagen abzuschätzen.


      Potenziale zur Laufzeitverlängerung bestehen insbesondere dann, wenn die tatsächliche Beanspruchung der Anlage geringer ist als bei den Auslegungskriterien vorgesehen. Das kann etwa durch einen Standort in einer niedrigeren Windklasse oder bei geringerer Turbulenz der Fall sein.


      Lesen Sie, unter welchen Bedingungen Anlagen länger weiterbetrieben werden und was bei einer Laufzeitverlängerung zu beachten ist.

 

  • Neue Ansätze in der Rotorentwicklung
    • Mit den Prototypen für künftige Offshore-Windenergieanlagen in der 6-MW-Klasse errichteten die Unternehmen Alstom und Siemens 2012 die derzeit größten Windenergieanlagen in Frankreich und den Niederlanden (siehe Titelseite). Die Windenergieanlagen erreichen Rotordurchmessern bis zu 154 Metern. Noch größere Anlagen werden intensiv entwickelt. Das Fraunhofer IWES testet derzeit Rotorblätter mit Längen von bis zu 83,5 m.


      Doch was ist der Grund für den ungebrochenen Trend zu immer größeren Anlagen und wie wird sich die Entwicklung fortsetzen? Wo sind die technischen und wirtschaftlichen Grenzen des Größenwachstums?


      Dr. Arno van Wingerde vom Fraunhofer IWES diskutiert diese Fragen im Special Report und wirft einen Blick auf alternative Ansätze zur Windenergienutzung.


      Während die Rotorfläche mit dem Quadrat der Rotorblattlänge wächst, steigt die Masse des Blattes in Länge, Breite und Höhe, also in drei Dimensionen und damit schneller als die Rotorfläche. Die Hersteller müssen immer ausgefeilter konstruieren, hochwertigere Materialien einsetzen und prozesssicherer produzieren, um die Belastungen durch das höhere Eigengewicht kompensieren zu können.


      Ähnliche Gründe können für andere Teile der Turbine angeführt werden, bei denen die Kosten mit mehr als der zweiten Potenz des Rotordurchmessers wachsen. Eine größere Anlage garantiere zukünftig nicht immer auch automatisch geringere Stromgestehungskosten, folgert Wingerde.

 

  • Antriebskonzepte und getriebelose Windenergieanlagen
    • Auf dem Weg vom Wind zum Wechselstrom ist die Umwandlung der Drehbewegung des Rotors in elektrische Energie die Kernaufgabe der Windenergieanlagen. Während auf dem deutschen Markt der Direktantrieb dominiert, setzen die meisten anderen Hersteller weltweit überwiegend Anlagen mit Getrieben ein. Dort wird die Rotordrehzahl auf eine höhere Generatordrehzahl übersetzt, wodurch eine kompakte Bauform von Generator und Turbinenhaus möglich ist.

      Direkt angetriebene Anlagen haben konzeptbedingt einen Generator mit großem Durchmesser, daher einen hohen Materialeinsatz und eine höhere Turmkopfmasse. Anlagen mit Permanent-Magnet-Generatoren (PMG)
      können diesen Nachteil zwar reduzieren, erfordern zudem jedoch den Einsatz von Seltenen Erden (Neodym und Dysprosium). Die bestehenden Abbaukapazitäten für diese Metalle befinden sich überwiegend in China. Die Ausfuhr ist staatlich limitiert.

      In dem Special Report stellt Dr. Jan Wenske die unterschiedlichen Antriebskonzepte, sowie deren Vor- und Nachteile vor. Im Rahmen der Entwicklung von neuen Anlagenkonzepten für den Offshore-Einsatz werden die Anlagenkonzepte vor allem unter den Aspekten der Instandhaltung und Verfügbarkeit neu diskutiert.

 

  • Windmesstechnik
    • Mit der Erschließung der Standorte im Binnenland durch Anlagen mit großen Turmhöhen wird das Wissen um die genauen Windbedingungen zunehmend wichtig. Die Geländesituation ist im Binnenland komplexer, gerade in bewaldeten Gebieten ist die Rauigkeit deutlich höher. Detailliertes Wissen zu den standortspezifischen Windbedingungen ist deshalb ein Schlüssel, um die Auswahl der Standorte und die Auslegung der Anlagen zu optimieren. Um diese Informationen bereit zu stellen, wird die Windmesstechnik weiter entwickelt. Messungen nach dem LiDAR-Verfahren, das den Doppler-Effekt bei der Reflektion optischer  Signale nutzt, werden bereits bei einfachen Orographien erfolgreich eingesetzt.


      In dem Special Report stellt Tobias Klaas vor, wie die LiDAR-Technologie anhand von Vergleichswerten eines extra dafür errichteten 200 m hohen Messmastes für neue Anwendungsfelder weiter entwickelt wird.

 

 

Offshore

  • Floating Lidar-Systeme
    • Windmessungen für die Standortbewertung sind eine besondere Herausforderung für die Projektentwicklung von Offshore-Windparks. Floating-Lidar-Systeme als Alternativen zur Installation von Windmessmasten auf hoher See können helfen, erhebliche Kosten in der Projektentwicklungs- und Planungsphase eines Offshore-Wind-Projekts einzusparen. Im Rahmen des IEA Wind Task 32 werden Handlungsempfehlungen zum Einsatz der Technologie in der Branche erarbeitet.

      Das Fraunhofer IWES hat in dem vom BMU geförderten Projekt „Offshore-Messboje“ ein Floating-Lidar-System auf Basis einer angepassten Leuchtfeuertonne entwickelt. Die Stromversorgung übernimmt ein Inselsystem mit drei Kleinwindenergieanlagen, PV-Modulen und drei Batteriebänken. In einem Offshore-Test von August bis Oktober 2013 in unmittel­barer Nähe zum Windmessmast FINO1 konnten umfangreiche Betriebserfahrungen gesammelt und die Messwerte mit den Werten von FINO1 verglichen werden. Zusätzlich wurden Korrekturalgorithmen entwickelt und überprüft, mit denen Fehler in den Messungen der Windgeschwindigkeit und Turbulenz­intensität durch die Bewegungen der Boje kompensiert werden können.

      Die Tests zeigen, dass die Lidar-Boje die wesentlichen Anforderungen einer hohen Datengenauigkeit und guten Systemzuverlässigkeit erfüllen kann. Die detaillierten technischen Eigenschaften des Systems, die Ergebnisse zur Korrelation der gemessenen Windgeschwindigkeiten mit der Vergleichsmessung und den Einfluss der Bojenbewegungen auf die Messungen stellt Julia Gottschall im Special Report vor.

 

  • Akzeptanz der Offshore-Windenergienutzung
    • Offshore-Windenergie trifft auf Akzeptanz – bei Küstenanwohnern wie bei Touristen. Die Akzeptanz ist allerdings höher, wenn die Anlagen küstenfern errichtet werden und die Sicherheit der Seeschifffahrt an erster Stelle steht.

      Zu dieser Erkenntnis kommt das vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) seit 2009 geförderte interdisziplinäre Projekt „Akzeptanz der Offshore-Windenergienutzung“. In diesem Vorhaben arbeiten Umweltpsychologen der Universität Halle-Wittenberg zusammen mit Landschaftsplanern der Technischen Universitäten Berlin (Dr. Elke Bruns) und München (Prof. Dr. Sören Schöbel-Rutschmann) sowie einem Experten für maritimen Tourismus (Prof. Dr. Michael Vogel, Hochschule Bremerhaven).

      In zwei Befragungswellen, im Sommer 2009 und 2011, wurden mehr als 300 Küstenanwohner und über 700 Touristen zu ihren Erfahrungen mit und ihren Einstellungen zur Nutzung der Offshore-Windenergie befragt. Der Special Report „Akzeptanz der Offshore-Windenergienutzung“ von PD Dr. Gundula Hübner und Dr. Johannes Pohl liefert einen Einblick in die Ergebnisse der Befragungen.

 

  • ORECCA - Meeresenergie
    • Zum Gelingen der Energiewende soll nicht nur die Transformation der Energieerzeugung an Land, sondern auch die Nutzung von Energiequellen im Meer beitragen. Dazu werden die Potentiale der Meeresenergie in dem Forschungsprojekt ORECCA im Rahmen des Siebten EU-Rahmenprogramms für Forschung, technologische Entwicklung und Demonstration (RP7) der Europäischen Kommission europaweit erforscht.

      Nach den ersten Ergebnissen hat dabei die Windenergienutzung offshore mit über 90 % des Potentials den größten Anteil. Dieses Potential erfordert dabei überwiegend die Nutzung von Flächen mit mehr als 50 m Wassertiefe. Wellen- und Gezeitenkraftwerke können einen weiteren Beitrag leisten. Auch die kombinierte Nutzung von Wellen- und Windenergie an den Atlantikküsten von Irland, Großbritannien und Frankreich wird diskutiert.

 

  • Offshore Gründungsstrukturen
    • Eine sichere, zuverlässige, umweltverträgliche und wirtschaftliche Gründungsstruktur für Windenergieanlagen ist eine der spezifischen Herausforderungen der Windenergienutzung auf See.

      Beim Ausbau der Offshore-Windenergie werden Standorte in immer größerer Wassertiefe und Küstenentfernung erschlossen. Die deutschen Offshore-Windparks nehmen mit Wassertiefen von häufig über 20 m dabei im internationalen Vergleich eine Vorreiterrolle ein. Während im küstennahen Bereich überwiegend Schwer­kraftfundamente und Monopile-Gründungen eingesetzt werden, sind für größere Wassertiefen komplexere Tragwerkstrukturen wie Tripoden und Tripile-Konstruktionen erforderlich.

      Zur Unterstützung der Weiterentwicklung und Erprobung dieser Gründungsstrukturen wird ein Test- und Versuchstand für dynamische Untersuchungen am Fraunhofer IWES in Hannover eingerichtet.