In einem Onlinebeitrag „Windkraft in Deutschland: Große Versprechen, kleine Erträge“ macht die Neue Zürcher Zeitung Stimmung gegen die deutsche Windenergie. Darin bezeichnet das Blatt die Windenergie als schlecht ausgelastet und unrentabel.
"Die Auslastung ihrer Windparks hüten die Betreiber wie ein Staatsgeheimnis. Die NZZ hat sie nun selbst berechnet. Die Ergebnisse sind ernüchternd", heißt es in dem Bericht. Die Auslastung der meisten Turbinentypen lasse sich laut NZZ in einem Modell simulieren.
18.000 hat die NZZ untersucht und dafür stündliche Wetterdaten über einen Zeitraum von zehn Jahren ausgewertet. Das Ergebnis: Knapp ein Viertel der untersuchten Windräder hat danach eine Auslastung von weniger als 20%. Die Auslastung bezeichnet den sogenannten Kapazitätsfaktor.
Wie es in dem Artikel heißt, ergibt sich dieser aus der jährlich produzierten Strommenge in Kilowattstunden (kWh) geteilt durch das Produkt aus Nennleistung der Anlage in Kilowatt (kW) und den 8.760 Stunden eines Jahres. Der Kapazitätsfaktor sei wichtig, um die Wirtschaftlichkeit einer Anlage beurteilen zu können.
Überlebensfähig seien solche Anlagen nur dank des deutschen Fördersystems, das auch schlechte Standorte belohne. Lediglich 15% der Anlagen hätten eine geschätzte Auslastung von mehr als 30%. Nur zwei davon befinden sich laut NZZ in Süddeutschland. Weil Windräder wegen Lärm- und Umweltschutz-Vorschriften oft abgeschaltet würden oder langsamer laufen müssten, dürfte der Anteil real noch geringer sein, urteilt das Blatt.
Längst bekannte Zahlen
„Die Berechnung der NZZ und die daraus gezogenen Schlüsse sind falsch“, sagt Wolfram Axthelm, Geschäftsführer des Bundesverbandes Windenergie (BWE).
Ohnehin ist fraglich, welche Erkenntnis der Bericht liefert. Die Zahlen hätte die NZZ – ohne zu rechnen – leicht nachlesen können. Das Ingenieurbüro „Deutsche Windguard“ hatte erst im Oktober 2020 die Studie „Volllaststunden von Windenergieanlagen an Land – Entwicklung, Einflüsse, Auswirkungen“ veröffentlicht. Danach haben neuere Anlagen im Jahr 2018 tendenziell höhere Volllaststunden erreicht.
Wesentliche Einflussfaktoren dürften die Steigerung der Nabenhöhe sowie das Absinken der spezifischen Nennleistung sein, heißt es in der Studie. Als weitere Effekte können Alterungserscheinungen bei den Altanlagen sowie verbesserte Anlagen- und Parkwirkungsgrade und höhere Anlagenverfügbarkeiten neuerer Anlagen vermutet werden. Keine Überraschung ist zudem, dass im Norden höhere Volllaststunden erreicht wurden als im Süden, was durch die höheren Windgeschwindigkeiten zu begründen ist.
Die Volllaststunden einer Windenergieanlage werden aus dem Verhältnis aus Energieertrag zu Nennleistung ermittelt und in Stunden pro Jahr angegeben. Sie sind ein Maß für den Nutzungsgrad einer Windenergieanlage. „Erreicht eine Windenergieanlage eine hohe Volllaststundenzahl, geht dies in der Regel auch mit einer vergleichsweise geringen Volatilität der Einspeiseleistung einher. V
erfügen zwei Anlagen gleicher Nabenhöhe und gleichen Rotordurchmessers über eine unterschiedliche Nennleistung, wird die leistungsschwächere Anlage an einem vergleichbaren Standort mehr Volllaststunden, aber einen geringeren jährlichen Energieertrag erreichen“, schreiben die Studienautoren. Der Volllaststundenwert sollte daher in Verbindung mit dem Energieertrag bewertet werden.
2.500 bis 3.000 Volllaststunden
Der mittlere Rotordurchmesser hat sich von rund 60 m im Jahr 2000 bis zum Jahr 2019 etwa verdoppelt, wobei dieser im Süden meist etwas höher lag als im Norden. Verläuft der technische Fortschritt wie in der Vergangenheit, könnten Neuanlagen mit Inbetriebnahme im Jahr 2030 in Schleswig-Holstein (ohne Ausfallarbeit durch Einspeisemanagement) im Mittel rund 3.000 Volllaststunden erreichen, erwartet die Deutsche Windguard. In den anderen Regionen liegen die erwarteten mittleren Volllaststunden bei 2.800 im Norden, knapp 2.700 in der Mitte und 2.500 im Süden.
An Standorten mit besonders guten Windbedingungen in Schleswig-Holstein mit mittleren Windgeschwindigkeiten in Nabenhöhe von über 8,2 m/s können je nach Anlagentechnologie zwischen 3.300 und 4.000 Volllaststunden erreicht werden.
Wichtiger Beitrag für Energiewende
Mit dem Referenzertragsmodell im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wollte der Gesetzgeber ganz bewusst einen Ausgleich zwischen dem windreichen Norden und dem windärmeren Süden herstellen – auch mit der Intention, die Windenergieanlagen gleichmäßig über Deutschland zu verteilen.
Angesichts der aktuellen Strompreise ist die Windenergie ohnehin überall rentabel. Denn schon vor dem Preisanstieg im Rahmen der Energiekrise waren die Preise bei Wind- und Solarenergie nur halb so hoch wie bei konventionellen Kraftwerken (allerdings ohne den nötigen Speicher bzw. Ausgleichsenergie gerechnet). Das zeigt die Eröffnungsbilanz des Bundeswirtschaftsministeriums aus dem Jahr 2021.
„Neue Wind- und Solaranlagen liefern Strom zu vier bis fünf Cent je Kilowattstunde. Dies entspricht etwa der Hälfte des aktuellen Niveaus der Börsenstrompreise“, hieß es darin noch im Jahr 2021.
Darüberhinaus ist die Windstromproduktion ein elementares Standbein der Energieerzeugung. „Die Windenergie leistet einen starken Beitrag innerhalb der diesjährigen EE-Stromerzeugung und dürfte den bisherigen Rekordwert von 2021 sogar übertreffen“, erklärt BWE-Geschäftsführer Axthelm. Der deutsche Stromexportüberschuss ist laut BWE jetzt schon größer als im gesamten Jahr 2021.
Zudem liege die EE-Quote an der gesamten Stromerzeugung (öffentliche Netz + Industrieanlagen) für 2022 bei 45,6 %. „Wenn wir ab 2011/12 keine Ausbaubremse gehabt hätten, könnten wir heute leicht etwa 80 % unseres Stroms aus erneuerbaren Energien erzeugen. Unsere Stromkosten wären niedriger und unsere Versorgungssicherheit höher“, sagt Axthelm.
