Windenergie-Nutzung – Stand 2018

Vorbemerkungen

Dieser Beitrag setzt die Analyse für die Zeit von 2006 bis 2017 fort, die im Januar 2018 veröffentlicht wurde – siehe Windenergie-Analyse 2006-2017.

Auch wird auf eine Analyse der Nutzung der Photovoltaik hingewiesen, diese wurde erstmals für die Zeit von 2009 bis 2017 durchgeführt und im Mai 2018 veröffentlicht – siehe Photovoltaik in Deutschland –Analyse 2009 bis 2017.

Da in Deutschland die Nutzungen von Wind und Sonne politisch als ultimativ für die zukünftige Stromversorgung beurteilt werden, stehen die Analysen im Zusammenhang.

Auf die Veröffentlichung „Photovoltaik – 2009 bis 2018“ wird verwiesen – [noch in Vorbereitung!].

Somit stehen nun vier Publikationen zur Beurteilung der zukünftigen Stromversorgung aus Wind und Sonne zur Verfügung.

Auch die jüngeren Entwicklungen zeigen nicht, dass die Versorgung mit elektrischem Strom, allein mit sog. Erneuerbaren Energien gesichert werden kann. Die Windenergie-schwachen Zeiten sowie die deutlich mangelnde Verfügbarkeit der Stromerzeugung in Photovoltaik-Anlagen im Winterhalbjahr und nachts, erzwingen große Stromspeicher. Diese sind nicht vorhanden.

Projekte für Pumpspeicher-Wasserkraft-Anlagen werden regelmäßig blockiert, sind auch aus vielerlei Gründen derzeit unwirtschaftlich. Obwohl diese nach wie vor, im Vergleich mit anderen Speicher-Systemen, die sinnvollsten und grundsätzlich konkurrenzfähigsten sind. Die Kapazität der bestehenden Pumpspeicher-Kraftwerke beträgt etwa 40 GWh (siehe 2., dabei insbesondere den Tagesbedarf).

1. Daten

Die analysierten Werte der Windenergie-Nutzung sind die
„Installierten Leistungen“ und die
Viertelstunden-Leistungswerte der monatlichen Höchstwerte (Maximale-Leistung) und der monatlichen Niedrigstwerte (Minimale-Leistung) aller Windanlagen.

Die Daten werden von der „EEX-Strombörse Leipzig“ und vom „Verband der europäischen Übertragungs-Netzbetreiber – Entsoe, Brüssel“ veröffentlicht. Insoweit sind die Daten verlässlich.

Aus den genannten Quellen werden Daten-Zusammenfassungen in jüngerer Zeit von „Vernunftkraft – Landesverband Hessen, Verfasser Rolf Schuster“ zur Verfügung gestellt. Insbesondere wird die Veröffentlichung über den Monat Dezember 2018 genutzt. Davor hat der Verfasser Wagner direkt die Daten bei EEX und die installierten Leistungen auch bei Fraunhofer-IWES, Kassel, abfragen können (Internet).

Die Werte der Stromerzeugung und der Volllaststunden (Fachbegriff: Ausnutzungsdauer) sind aus den vorgenannten veröffentlichten Werten errechnet worden.

Dimensionen:

Leistung:
1 MW (Megawatt) = 1.000 kW (Kilowatt).

Strom-Erzeugung:
1 TWh (Terawattstunde) = 1.000 GWh
1 GWh (Gigawattstunde) = 1.000 MWh (Megawattstunden) = 1 Mio. kWh (Kilowattstunden).

Volllaststundenzahl
h/a (Stunden pro Jahr).

2. Stromwirtschaftliche Jahresdaten

Zur Orientierung werden die bisher aufgetretenen Jahres-Verbrauchsdaten genannt:
Netzhöchstlast etwa 80.000 MW,
Netztiefstlast etwa 35.000 MW,
Jahresverbrauch etwa 550.000 GWh (= 550 TWh),
Tagesbedarf etwa 1.600 GWh (= 1,6 TWh).

3. Betriebsergebnisse 2018

Leistung, Erzeugung, Volllaststundenzahl

Ende 2018 betrug die installierte Leistung aller Windkraft-Anlagen 58.669 MW. Die Stromerzeugung betrug 110.878 GWh (höchster Jahreswert seit 2006). Das ergibt für 2018 eine Volllaststundenzahl von 1.890 h/a. Der bisher höchste aufgetretene Wert in den Jahren 2006 bis 2018 betrug 1.902 h/a (2017).

Maximale-Leistung
Die bisher höchste monatlich abgegebene Leistung (maximale Leistung) wurde im Dezember 2018 mit 45.725 MW erreicht. Sie entspricht 78 % der installierten Leistung.

Minimale-Leistung
Die aufgetretenen Minimalen-Leistungen waren im Jahresverlauf sehr unterschiedlich. Der geringste Wert der monatlich minimalen Leistungen trat im Februar auf – 237 MW, der Höchstwert im Dezember mit 2.892 MW. Das waren 0,4 % bzw. 4,9 % der jeweils installierten Monats-Leistungen.

Weitere Höchstwerte der Minimal-Leistungen wurden 2018 registriert: 1.960 MW im November; 1.505 MW im April. Diese sehr hohen Werte der Minimalen-Leistungen werden konterkariert durch niedrigste Werte (alle unter 100 MW in schwachwind-Wetterlagen): 69 MW April 2006; 75 MW Juni 2009; 88 MW Juli 2011; 24 MW Juli 2014; 93 MW November 2015.

Die Minimalen-Leistungen sind maßgebend für die Beurteilung der Zuverlässigkeit der Stromerzeugung aus Windanlagen für die gesamte Stromversorgung in Deutschland. Die Stromversorgungs-Unternehmen müssen anhand dieser Werte, den Einsatz und die Verfügbarkeit ihrer konventionellen Kraftwerke (Reserve) planen.

Das Diagramm 1 zeigt den Verlauf der Windenergie- und der PV-Einspeisung (addiert, blaue plus gelbe Flächen). Die braune Fläche stellt den Leistungsbedarf der allgemeinen Stromversorgung dar. Erkennbar sind die von den Verbrauchern angeforderten Höchstwerte mit etwa 77.000 MW. Die Tiefstwerte liegen bei etwa 45.000 MW; in der Weihnachtszeit bei etwa 38.000 MW.

Die obere rote Linie zeigt die gesamte installierte Leistung der Wind- und PV-Anlagen (addiert) zum Ende des Jahres mit 104.413 MW. Das mangelnde, naturgegebene Leistungs-Dargebot von Wind und Sonne ist deutlich ersichtlich.

Die Leistungs-Differenz zwischen der braunen Fläche einerseits und der blauen Fläche, einschließlich der gelben Spitzenflächen, andererseits, muss von konventionellen Kraftwerken geliefert werden.

2019-01-wind-bild-1

Diagramm 1

4. Gesamtergebnisse 2006 bis 2018

Im Diagramm 2 sind die Monats-Daten der Jahre 2006 bis 2018 dargestellt:
Installierte Leistungen,
Maximale aufgetretene Leistungen (Viertel-Stunden-Mittelwerte),
Minimale aufgetretene Leistungen (Viertel-Stunden-Mittelwerte),
Strom-Erzeugungen,
Volllaststundenzahlen (Fachbegriff Ausnutzungsdauer), die sich als Quotient aus der Strom-Erzeugung und der Installierten Leistung zum Ende jeden Berichtsjahres ergeben.

2019-01-wind-bild-2-web

Diagramm 2

Installierte Leistungen
Im Jahr 2006 waren Windanlagen mit etwa 20.000 MW maximal möglicher Abgabe-Leistung in Betrieb. Bis 2013 ist ein gleichmäßiger Anstieg des Anlagen-Zubaus erkennbar – Trendlinie B. Ab 2014 ist ein erheblicher Anstieg aufgetreten, was mit veränderten Vergütungen der Strom-Einspeisungen in Zusammenhang steht – Trendlinie C. Allein im Jahr 2017 betrug der Anlagenzubau gegenüber Ende 2016 etwa 5545 MW. Dieser Anstieg ist auf erneute Änderungen der Genehmigungs- und Vergütungs-Prozeduren zurückzuführen. Der Anlagen-Zubau seit Anfang 2018 bis Ende 2018 hat sich etwas vermindert (etwa 3.115 MW).

Maximale-Leistungen
Im Diagramm 2 sind die wetterabhängigen erzielbaren Leistungen dargestellt. Tiefste Maximale Leistungen treten in den Sommer-Monaten auf. Höchstwerte werden typisch in den Herbst- und Winter-Monaten erreicht. Die Schwankungen der abgegebenen Leistungen sind sehr groß. Daraus ergibt sich der zusätzliche Leistungsbedarf, der aus anderen, konventionellen Kraftwerken, mit planbaren Betriebsleistungen, bereitgestellt werden muss (siehe auch Diagramm 1).

Andere Kraftwerksarten, mit erneuerbaren Energien betrieben, können diese Schwankungen nicht ausgleichen. Die Photovoltaik-Anlagen verschärfen die Versorgungsprobleme zusätzlich. Allein die „große Wasserkraft“ (meist nicht EEG-Anlagen) vermag generell, planbare Leistungen bereitzustellen. Ebenso ist dies für Anlagen der Müll-Verbrennung und der Biomasse-Anlagen festzustellen. Die Geothermie-Anlagen haben bisher keine Bedeutung erreicht.

Minimale-Leistung
Die monatlichen Werte verharren auf einem sehr niedrigen Niveau, im Diagramm 2 ersichtlich als braune untere Linie. Der Monats-Mittelwert in den Jahren 2006 bis 2018 beträgt nur 339 MW. Die bisher höchsten Werte wurden im April 2018 mit 1.505 MW, im November 2018 mit 1.960 MW und im Dezember 2018 mit 2.892 MW erreicht.
Auf die Darlegungen in Punkt 3 wird verwiesen.

Volllaststunden
Der Volllaststunden-Mittelwert für die Jahre 2006 bis 2018 beträgt 1.597 h/a. 2017 war demnach mit 1.902 h/a ein sehr starkes Windjahr. Zu beachten ist, dass die Ermittlung der Volllaststundenzahlen, üblich immer auf den Höchstwert der installierten Leistung zu einem Jahresende erfolgt. Diese Rechen-Methode kann kritisiert werden. Eine Berechnung, z. B. bei Berücksichtigung des Zubaus während eines Jahres, bringt keinen Erkenntnisgewinn. Der „Fehler“ nimmt mit dem Zuwachs des Anlagenbaues im Laufe der Jahre ab.

5. Trends der Leistungs-Entwicklungen

Im Diagramm 2 sind die Trendlinien für die „Installierten Leistungen“ (gesamter Trend A, schwarze Linie) und die „Maximalen monatlichen Viertelstunden-Leistungen“ (rote Linie, Trend D) eingezeichnet. Ab 2014 zeigt sich eine auffallende Spreizung der Trendlinien C und D. Eigentlich wäre von einer Parallelität der Trendlinien C und D auszugehen, wie in Jahren 2006 bis 2013.

Ursachen für das Auseinanderlaufen der Trendlinien können sein:

  • Der Anlagen-Zubau erstreckt sich immer mehr in Schwach-Wind- Gebiete.
  • Die Wind-Ergiebigkeiten (Natur) sind grundsätzlich fallend (Ausnahmen bisher die Jahre 2017 und 2018.
  • Die Haupt-Windrichtungen (Natur) haben sich in ihrer Häufigkeit zeitweise bedeutsam verändert.
  • Die gegenseitige – negative – Beeinflussungen der Windanlagen haben sich durch Zubauten vergrößert; die Anlagen stehen zu nahe beieinander.
  • Die technische Anlagen-Verfügbarkeit ist abnehmend, wegen Alterung der Anlagen.
  • Die Anlagen müssen wegen insgesamt nicht benötigter Leistung der Verbraucher, zunehmend mit geringerer Leistung betrieben werden. Deshalb sind Absteuerungen/Abregelungen durch Vorgaben der Netzbetreiber notwendig; der Vorwurf „fehlender Netze und mangelnde Netzkapazität“ ist wenig relevant. Es entsteht auch der Effekt der „Negativen Strompreise“ an der Börse. Das EEG sieht für diese Situationen eine Weiterzahlung für den „Nicht-Produzierten Strom“ bzw. den „Nicht-benötigten Strom“ vor! Diese „Strommengen“ werden durch die Anlagen-Betreiber anhand der Windsituationen theoretisch berechnet und den Normal-Stromkunden über die Netzentgelte in Rechnung gestellt!

 

6. Leistungs-Bedarf und Kraftwerks-Leistung

Die Versorgung mit Elektroenergie (Strom) ist erstrangig ein Problem der Sicherstellung der momentanen (Sekunde) Gleichheit von Bedarfs-Leistung und Kraftwerks-Leistung.

Das Diagramm 3 zeigt die Verläufe dieser Leistungen für die Jahre 2010 bis 2018 als Jahres-Mittelwerte. Die Stromversorger müssen sowohl auf die mögliche höchste Leistung (rote Linie) als auch die niedrigste Leistung (gestrichelte rote Linie) „vorbereitet“ sein. Hieraus ergeben sich die Einsatz-Planungen für die Kraftwerke. Historisch sind die Unternehmen dieser Aufgabe weitgehend klaglos gerecht geworden (Ausnahmen Wetter-Katastrophen).

Seit der gesetzlichen Verpflichtung vorrangig Strom aus Anlagen, die Erneuerbaren Energien nutzen, und Strom aus Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung abzunehmen (EEG, KWKG), unabhängig davon, ob nun Strom gebraucht wird oder eben nicht, haben sich die Probleme der Sicherstellung der Versorgung deutlich verändert und verschärft. Die „Noteingriffe“ in das Versorgungssystem sind von seinerzeit eine Hand voll, nun auf etwa 1.000 pro Jahr gestiegen.

Im Diagramm 3 sind die Leistungsverläufe dargestellt. Der Leistungsbedarf liegt bei etwa 80.000 MW (rote Linie). Die Installierten Leistungen von Wind- und Solaranlagen übersteigen seit etwa 2014 den Leistungsbedarf zunehmend deutlich. 2018 waren es bereits etwa 30 % (80.000 MW zu 105.000 MW).

Die natur-bereitgestellten Leistungen der Wind- und Solaranlagen (gelbe Flächen) haben zeitweise den minimalen Leistungs-Bedarf erreicht oder überschritten (Grenze zur rotgestrichelten Linie). Die „Restfläche“ (auch Residual-Bedarf genannt), also oberhalb der gelben Fläche bis zur Linie des maximalen Bedarfs (rote Linie) muss durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden. Hier offenbart sich die Notwendigkeit von Doppelinvestitionen, die grundsätzlich volkswirtschaftlich zu hinterfragen sind.

2019-01-windbild-3Diagramm 3

7. Offshore- und Onshore-Windanlagen – 2018

Die Offshore-Anlagen (seit August 2009 mit steigender Anlagenzahl in Betrieb) zeigen noch keinen wirksamen Einfluss auf eine durchschnittliche „Erhöhung“ der Minimalwerte. Die installierte Leistung in Nord- und Ostsee betrug Ende 2018 etwa 6.300 MW. Das Diagramm 4 zeigt die Werte für den Monat Dezember 2018. Der Verlauf der Viertelstunden-Leistungs-Mittelwerte zeigt auch auffällige minimale Werte. Daraus ergibt sich, dass die Offshore-Anlagen ebenfalls „Windflauten“ erleben, wie es aus dem Onshore-Bereich bekannt ist.

2019-01-wind-bild-4Diagramm 4

Eindeutig ersichtlich sind die fast identischen Leistungsverläufe von maximalen und minimalen Leistungen. Daraus ist abzuleiten, dass die Windgeschwindigkeiten, sowohl „offshore“ als auch „onshore“ nicht grundsätzlich und dauerhaft voneinander abweichen. Die Wind-Verteilung – von stark bis schwach – erfolgt großflächig über ganz Deutschland, auch über Europa, wie sich zeigen lässt. Offshore-Wind kann demnach nicht generell windschwache Situationen auf dem Festland kompensieren. Der Berichtsmonat Dezember 2018 ist diesbezüglich keine Besonderheit.

8. Beitrag der Wind- und PV-Anlagen zur Bedarfsdeckung, Negative Strompreise

Im Diagramm 1 sind für den Monat Dezember 2018 die abgegebenen Leistungen aus den Wind- und PV-Anlagen (blaue bzw. gelbe Flächen) einerseits, dem Verlauf des Leistungsbedarfs (braune Fläche) andererseits für Deutschland gegenübergestellt. Es zeigen sich erhebliche Differenzen zwischen den natürlich auftretenden Wind- und PV-Leistungen und den gesamten Leistungs-Anforderungen.

Augenfällig sind die Minimalwerte von Wind– und PV-Leistungen. Auch ein Verzigfachen der Wind- und PV-Anlagen kann dem gezeigten Defizit nicht abhelfen. Es kommen noch andere, technische Erschwernisse hinzu, z. B. die elektrische Netzstabilität, eine Voraussetzung für den Betrieb der EEG-Anlagen überhaupt, kann nach Lage der Dinge nur durch konventionelle Kraftwerke sichergestellt werden.

Das Diagramm 5 zeigt die Beiträge aller Kraftwerksarten zur Bedarfsdeckung, sowie die Strom-Exporte als auch die Strom-Importe – beispielhaft für die Zeit vom 6. bis zum 13. Dezember 2018. Die rote durchgezogene Linie stellt den Verlauf des Leistungsbedarfes dar.

Am 9. Dezember 2018 trat der Effekt der „Negativer Strompreis“ auf. Das Leistungs-Angebot aus Wind -und Solar-Anlagen und das der konventionellen Kraftwerke war deutlich größer als der Leistungsbedarf. Die konventionellen Kraftwerke wurden weitgehend mit der Mindest-Betriebsleistung betrieben, nur so kann auf einen nicht vorhersehbaren Bedarfsanstieg schnell reagiert werden.

2019-01-wind-bild-5-webDiagramm 5

Die gleichzeitig auftretenden Exporte und Importe erklären sich aus dem Stromhandel mit dem benachbarten Ausland (Handelsverträge). Außerdem werden durch den Stromaustausch ggf. regionale Bedarfsschwankungen ausgeglichen.

9. Negative Strompreise

Die volkswirtschaftliche Absurdität der Bildung von sog. „Negativen Strompreisen“ an der Strombörse wird im Diagramm 5 ersichtlich. Strom, der nicht in Deutschland gebraucht wird, muss exportiert werden, um die elektrische Netzstabilität sicher zu stellen. Dadurch wird den konventionellen Kraftwerken der Mindest-Leistungsbetrieb ermöglicht (Sofort-Reserve).

Diese exportierten Strommengen werden nicht nur kostenlos abgegeben, sondern zusätzlich mit einer Prämie versehen, um überhaupt Abnehmer zu finden. Üblicherweise sind die Abnehmer, Betreiber von Pumpspeicher-Kraftwerken in den Nachbar-Staaten. Der Strom wird als „Pumpstrom“ eingesetzt, zur Füllung der Oberbecken mit Wasser. In Spitzenbedarfszeiten in Deutschland wird dann der (sog. veredelte) Strom zurückgekauft (echt gekauft!).

Resümee

Diese Analyse belegt, dass es illusorisch ist, mit der Nutzung von Wind- und Sonnen-Energie allein, eine bedarfsgerechte, sichere und preiswerte Stromversorgung zu realisieren.

Dank

Der Autor Wagner dankt Rolf Schuster für die zur Verfügung gestellten Diagramme.

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  1. Stand der Dinge: Windkraft | Energie-Fakten - 1. Februar 2019

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