Analyse von technischen Risiken und deren Auswirkungen auf Investitionsstrategien in Windenergieprojekten


Studienarbeit, 2007

75 Seiten, Note: 1,0


Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung
1.1. Problemstellung
1.2. Zielsetzung
1.3. Aufbau der Arbeit

2. Investitionsstrategien in Erneuerbare Energien- Projekte

3. Das Lebenszyklusmodell von Windenergieanlagen

4. Beschreibung von ausgewählten Risiken des Betriebs von Windenergieanlagen
4.1. Grundlagen
4.1.1. Physikalische Grundlagen der Windenergienutzung
4.1.2. Windverhältnisse
4.1.3. Beschreibung von Windenergiekonvertersystemen
4.2. Methoden der Ertragsprognose von Windenergieanlagen
4.2.1. Die Windklimabestimmung
4.2.2. Modellierung des Windfelds
4.2.3. Modellierung des Parkwirkungsgrads
4.2.4. Technische Daten der WEA
4.2.5. Die Langzeitprognose
4.3. Unsicherheiten der Ertragsprognose
4.3.1. Unsicherheiten der meteorologischen Daten
4.3.2. Die Unsicherheit der Modellierung des Windfelds
4.3.3. Parkwirkungsgradunsicherheiten
4.3.4. Die Unsicherheit der Leistungskennlinie
4.3.5. Die Aggregation der Teilunsicherheiten
4.4. Technische Risiken und Betriebsrisiken
4.4.1. Der Klimawandel
4.4.2. Die Jahresschwankungen
4.4.3. Technische Verfügbarkeit
4.4.4. Netzengpässe
4.4.5. Kosten- und Preisunsicherheiten

5. Entwicklung eines Simulationsmodells für die Renditeerwartung von Windenergieprojekten

6. Möglichkeiten der Reduzierung von Projektunsicherheiten im Vorfeld der Investitionsentscheidung
6.1. Darstellung ausgewählter technischer Maßnahmen
6.2. Darstellung ausgewählter betriebswirtschaftlicher Methoden

7. Zusammenfassung und Ausblick

Danksagung

Quellenverzeichnis

Verzeichnis der Anhänge

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Struktur eines EE- Investitionsprojekts

Abbildung 2: Investitionszielgebiete von Iberdrola

Abbildung 3: Das Lebenszyklusmodell für ein Windenergieprojekt

Abbildung 4: Verlauf des Leistungsbeiwertes in Abhängigkeit des Windverhältnisses

Abbildung 5: Hindernisturbulenzen

Abbildung 6: Rotormaterialkennwerte

Abbildung 7: Vorgehensweise der Windenergieertragsbestimmung

Abbildung 8: Ermittlung von Langzeitprognosen aus Kurzzeitmesswerten

Abbildung 9: Weibull- Verteilung

Abbildung 10: Ablaufplan der Ertragsprognose mit WAsP

Abbildung 11: Oberfläche des Programms WAsP

Abbildung 12: Nachlaufeffekt einer WEA

Abbildung 13: WEA- Aufstellungsmöglichkeiten mit und ohne bevorzugte Windrichtung

Abbildung 14: Berechnete Leistungskennlinie einer Enercon E–82

Abbildung 15: Meteorologische Unsicherheiten

Abbildung 16: Vergleich WAsP, FITNAH und Messwerte

Abbildung 17: Technische Daten der WEA

Abbildung 18: Stark abweichende Leistungskurve eines komplexen Standorts

Abbildung 19: Gesamtunsicherheit von Windenergieprojekten

Abbildung 20: Szenarienergebnisse WETTREG

Abbildung 21: Entwicklung der regionalen Windgeschwindigkeiten in Deutschland

Abbildung 22: Verteilungscharakteristik der Langzeitprognose

Abbildung 23: Normierte Ertragsschwankungen von 2003 bis 2007

Abbildung 24: Technische Verfügbarkeit im Jahr 2005

Abbildung 25: Störungsursachen WEA

Abbildung 26: Erhaltungsaufwand und Zeitpunkt von WEA- Komponenten

Abbildung 27: Schematische Darstellung des N

Abbildung 28: Darstellung der Normalverteilung

Abbildung 29: Histogramm für den Ertragswert bei geringen Unsicherheiten

Abbildung 30: Energieertragsunsicherheiten unter verschiedenen Parametern

Abbildung 31: Funktionsweise eines Windderivats

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Patentanmeldungen ausgewählter WEA- Anlagenhersteller

Tabelle 2: Rauhigkeitswerte

Tabelle 3: Getriebearten

Tabelle 4: Windtrends

Tabelle 5: Prognose der Windverhältnisse in Nordeuropa

Tabelle 6: Ausfallrate (MTBF)

Tabelle 7: Simulierte mittlere WEA Energieerträge bei verschiedenen Unsicherheiten

Tabelle 8: Simulierte Kapitalwerte bei verschiedenen Unsicherheiten

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einleitung

1.1. Problemstellung

„Pleiten, Pech und Pannen“, auch so können einige Projekte im Bereich der Erneuerbaren Energien zusammengefasst werden. Unrealistische Ertragsprognosen und unterschätzte Betriebskosten sind Folgen einer schlechten Planung im Vorfeld der Investition und können zum Scheitern des gesamten Projektes führen. Trotz der garantierten Einspeisevergütung und (teilweise) vergünstigter Kredite werden/ wurden die finanziellen Erwartungen nicht immer erfüllt. Beispielhaft sei hier der bayrische Windenergiepark Himmelreich genannt, der von prognostizierten 3,1 Mio. kWh im Durchschnitt nur etwa 1,9 Mio. kWh Energieertrag pro Jahr und Anlage erbrachte. Damit sind die Erlöse um fast 40 % niedriger als erwartet. Die Wirtschaftlichkeit des Projekts ist somit nicht mehr garantiert. Die Anleger, die für ihren Beitrag zur Vermeidung von Kohlendioxidemissionen auch eine Rendite für das dafür eingesetztes Kapital erhalten wollten, haben ihr Geld verloren (vgl. Politikforum, 2002).

1.2. Zielsetzung

Das Ziel dieser Studienarbeit ist die Benennung und Beschreibung von Risiken und Unsicherheiten bei Investitionen in Anlagen zur Gewinnung von Energie aus Erneuerbaren Quellen. Daraus werden Maßnahmen zur Verringerung der Risiken abgeleitet. Besonders risikoreich sind Windenergieprojekte, da der Wind eine sehr unbeständige Energiequelle ist. Demzufolge ist es für den Investor wichtig, sehr genaue Informationen über die Risiken der Energieertragsbestimmung zu erhalten. Bei der Nutzung von Windenergie sind viele Variablen für den Erfolg oder Misserfolg eines Projektes verantwortlich. Eine Modellierung des Zusammenwirkens der einzelnen Parameter ist eine gute Möglichkeit, die optimale Entscheidungsgrundlage zu erhalten[1]. Da die Risiken im Vorfeld der Investition bestimmt werden sollen, bietet sich eine Simulation durch Erzeugung von künstlichen Stichproben an. Eine geeignete Methode hierfür ist eine Monte- Carlo- Simulation. Für die Ableitung von Investitionsstrategien sind neben der Kenntnis von Risiken von Projekten auch Motive und Ziele der Investoren sowie das Zusammenwirken der Akteure entlang der Wertschöpfungskette hilfreich.

Zusammenfassend ist die zentrale wissenschaftliche Fragestellung die systematische Darstellung der Risiken und deren Auswirkungen bei Windenergieprojekten. Die vorhandene Literatur geht vorwiegend auf spezielle technische bzw. auf globale Fragestellungen im Bereich der Windenergie ein. Auch in Windgutachten für die Ertragsprognose wird bspw. das Nichtverfügbarkeitsrisiko der Anlagen meist ausgeklammert. Eine detaillierte Darstellung aller Risikofaktoren fehlt. Untersuchungen von Projektrisiken im Bereich der Windenergie setzen eine interdisziplinäre Herangehensweise voraus, was die Schwierigkeit der Themenstellung der Fragestellung verdeutlicht. Aufgrund der sehr speziellen Risikofaktoren bei der Ertragsprognose kann nur wenig von Erfahrungen aus anderen Investitionsprojekten zurückgegriffen werden.

Das Ergebnis dieser Arbeit sind neben einem Monte- Carlo- Simulationstool, die zu beachtenden Unsicherheitsfaktoren und Handlungsoptionen zur Verringerung der Risiken.

1.3. Aufbau der Arbeit

Nach der Einleitung, die die Problemstellung und Zielsetzungen der Arbeit erläutert, wird in Kapitel zwei auf Investitionsstrategien in Erneuerbare Energien- Projekte eingegangen. Das dritte Kapitel stellt das Zusammenspiel der Akteure im Lebenszyklus einer Windenergieanlage dar.

Im vierten Kapitel, der Beschreibung der Risiken des Betriebs von Windenergieanlagen, geht der Verfasser zunächst auf die Grundlagen der Windenergienutzung ein. Hierbei wird kurz dargestellt, welche physikalischen Prozesse bei der Windenergienutzung relevant sind. Außerdem werden die standortspezifischen Windverhältnisse und die Technologie von Windenergieanlagen beschrieben. Für die Ertragsprognose werden Windgutachten erstellt, die im Gliederungspunkt „Methoden der Ertragsprognose von Windenergieanlagen“ erläutert werden. Der dritte und vierte Abschnitt des Kapitels vier stellt die Unsicherheiten der Ertragsprognose sowie die Technischen Risiken und Betriebsrisiken dar.

Des Weiteren wird mit einer Monte- Carlo- Simulation dargestellt, welchen Einfluss die Unsicherheitsfaktoren, die in Abschnitt drei beschrieben wurden, auf die Rendite eines Projektes haben (Kapitel fünf).

Schließlich werden im Kapitel sechs, anhand der Ergebnisse der Monte- Carlo- Simulation sowie den Ergebnissen der Abschnitte 4.3 und 4.4, Maßnahmen zur Reduzierung der betrieblichen Risken und die Minimierung des betriebswirtschaftlichen Risikos dargestellt (Kapitel sechs).

Das Fazit im Kapitel sieben bildet mit der Zielstellung den Rahmen dieser Studienarbeit und fasst die Ergebnisse des Verfassers zusammen.

2. Investitionsstrategien in Erneuerbare Energien- Projekte

In diesem Kapitel untersucht der Verfasser Motive, Strategien und Ziele von Investoren in Erneuerbare Energien speziell in Windenergieprojekte.

Ein Investitionsprojekt im Bereich der Erneuerbaren Energien kann in die Art des Projekts, die Finanzierung sowie in die Wertschöpfungstiefe unterteilt werden (vgl. Abbildung 1).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Struktur eines EE- Investitionsprojekts

(Quelle: Eigene Darstellung)

Im Folgenden werden ausgewählte Akteure benannt und deren Strategien dargestellt.

a) Motive für die Investition

Zu Beginn der 90er Jahre waren Strom erzeugende WEA nur vereinzelt in Deutschland installiert. Durch den „Pioniergeist“ einzelner Investoren wurden erste Anlagen errichtet. Den Investoren ist das Bestreben nach umweltfreundlichen, neuen Energiequellen zu unterstellen. Letztlich haben diese Investoren überhaupt erst dafür gesorgt, dass sich eine Nachfrage nach der WEA Technologie gebildet hat, die dann zu erhöhten Produktionskapazitäten und einem entsprechenden Angebot an WEA führten. Zum Ende des Jahrtausends und dem Wechsel der Bundesregierung in Deutschland kam ein neues ökologisches Bewusstsein auf (vgl. SPIEGEL Online, Januar 2000). Es wurde ein neues Gesetz zur Förderung der Erneuerbaren Energien geschaffen, welches durch eine hohe gesicherte Einspeisevergütung den Ausbau insbesondere von WEA stark förderte. Auch steuerliche Vergünstigungen sorgten für eine hohe Nachfrage im Bereich der Erneuerbaren Energien. Dies führte dazu, dass neben dem Umweltgedanken vor allem der Renditegedanke der Investoren in den Vordergrund rückte. Rasante Wachstumsraten und der Aufbau von Produktionskapazitäten waren die Folge.

b) Ziele der Investoren

Damit eine Investition erfolgreich wird, müssen im Vorfeld Ziele gesetzt werden, an denen der Erfolg oder Misserfolg gemessen wird. Die Ziele bilden damit auch die Motive ab, die Zielanforderungen genügen müssen. Mögliche Ziele für Investoren im Markt für Erneuerbare Energien sind (vgl. Becker, 1993, 13):

Rentabilitätsziele

- Erreichen eines definierten Gewinns
- Hohe Ausschüttungen an Anteilseigner und Partner
- Marktgerechter ROI
- Risikominimierung durch ein diversifiziertes Portfolio

Markt- und Prestigeziele

- Erreichen eines „Umweltimages“ und Prestige
- Befriedigung des ökologischen Bewusstseins der Investoren

Finanzielle Ziele

- Nutzung von Steuer sparenden Geldanlagen
- konstante Erträge
- Ausschöpfung aller Fördermöglichkeiten

Marktstellungsziele

- Erreichen eines definierten Marktanteils/ Umsatz durch Eindringen in EE- Markt

c) Strategien von Investoren im EE- Bereich

Aus den Motiven und Zielen leitet sich bei einer Realisation der Investition die Strategie ab, mit der die gesetzten Ziele erreicht werden sollen. Je nach Position, die das Unternehmen am EE – Markt einzunehmen plant, müssen strategische Geschäftsfelder definiert werden. Hat das Unternehmen mehrere Geschäftsfelder, so grenzen diese sich durch eine eigenständige Marktaufgabe, einen eigenen Marktauftritt und einen individuellen Beitrag zum Unternehmenserfolg ab (vgl. Hax/ Majluf; 32 – 33 und 104 – 106). Im Folgenden werden Strategien benannt, die zur jeweiligen beschriebenen Zielerreichung genutzt werden. Dabei wird nach Akteuren unterschieden.

- Die Anlagenhersteller

Den Anlagenherstellern sind Ziele aus allen genannten Zielgruppen zu unterstellen. Um im Wettbewerb zu bestehen, lassen sich nach Porter (vgl. Meffert, 2000, 239- 242) drei Wettbewerbsstrategien für Anlagenhersteller identifizieren.

Kostenführerschaft

Die Strategie basiert auf besonders kostenorientiertem Denken und Handeln. Es werden dabei durch Großeinkäufe, Ausnutzen der Marktmacht und günstige Vertriebswege Rabatte beim Einkauf für die einzelnen WEA- Komponenten realisiert, die an den Kunden weiter gegeben werden können. Aufgrund von Qualitätsansprüchen und Zuverlässigkeitsanforderungen von WEA kann diese Strategie trotz geringer Preise zu Absatzproblemen führen.

Technologiespezialisierung

Die Technologiespezialisierung basiert auf einem Vorsprung durch ein einzigartiges Produkt. Das Gebiet der EE- Technologien ist eine junge Branche. Dementsprechend hoch ist der technische Differenzierungsgrad. Einen Vorsprung kann ein Anlagenhersteller nur dann erlangen, wenn er eine Technik entwickelt, die die Energieproduktion positiv beeinflusst, die Wartungskosten senkt oder die Verfügbarkeit der Anlage erhöht. Der Technologievorsprung muss durch entsprechende Patente gesichert werden und kann damit andere Markteilnehmer stark einschränken. Hier ist der WEA- Hersteller GE (General Electric Power) zu nennen, der durch die Entwicklung und Patentierung drehzahlvariabler WEA den Marktzugang anderer Anlagenhersteller in den USA deutlich gehemmt hat. Dies führte dazu, dass die Mitbewerber andere Technologien entwickeln mussten, um die Vorzüge drehzahlvariabler WEA zu nutzen und auf dem amerikanischen Markt Fuß zu fassen. Auch ein Lizenzerwerb zur Verwendung eines Patents des Konkurrenten ist möglich. Das führt zu unterschiedlichen Strategien bei Patenten. Es gibt Hersteller, die durch umfangreiche Patentsicherung ihre Technologien und Märkte schützen (De Vries, 2007; 88f.). Die folgende Tabelle zeigt eine Übersicht ausgewählter Patente und die notwendige Investition für die Anmeldung der Patente (Quelle: Eigene Darstellung/ Berechnungen, in Anlehnung an Weinhold, 2006a, 42-45).

Tabelle 1: Patentanmeldungen ausgewählter WEA- Anlagenhersteller

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Durch ein hohes Engagement im Patentbereich und die damit verbundenen großen Anstrengungen im F&E- Bereich zeichnet sich insbesondere der deutsche Hersteller Enercon aus. Aufgrund der Entwicklung von Ringgeneratoren bspw. kann Enercon auf das Getriebe verzichten und hat damit einen Technologie- und Qualitätsvorsprung gegenüber anderen Anbietern.

Gesamtmarktabdeckungsstrategie

Neben dem Bau von WEA- Anlagen erweitern die Hersteller ihren Geschäftsbereich zunehmend, indem sie sowohl bei der Erstellung von Windertragsgutachten, bei der Planung und Realisierung von Windenergieprojekten und bei der Wartung der Anlagen in Form von Vollwartungsverträgen aktiv werden.

- Windenergie– Investoren

Als Investoren können Privatpersonen, Betreibergemeinschaften, EVU’s, (Renten-) Fonds, institutionelle Anleger, Finanzgesellschaften und Firmen, deren Geschäftsbereiche eigentlich in anderen Bereichen liegen, unterschieden werden. Zunehmend werden Unternehmen aus der Energie- und Bauwirtschaft[2] tätig. Ein Beispiel für eine starke Tätigkeit ist das spanische Unternehmen Iberdrola. Das Unternehmen hat die Erneuerbaren Energien als Haupttreiber der Wachstumsstrategie benannt[3].

Iberdrola hat sich zum Ziel gesetzt das weltweit führende Unternehmen des Erneuerbaren Energien Sektors zu werden. Durch das strategische Investment bei Gamesa Eólica[4] sichert sich Iberdrola einen zuverlässigen WEA- Hersteller und kann seine Expansionsstrategie bei der Auslieferung der WEA absichern. Damit ist Iberdrola sowohl bei der technischen Betriebsführung, als auch bei der Entwicklung von Anlagen involviert. Die installierten Windkapazitäten sollen von fast 4.000 MW (Jahr 2005), über 7.000 MW (Jahr 2007) auf über 10.000 MW im Jahr 2010 erhöht werden (vgl. Ristau, 2007, 103f., Iberdrola, May, 2007, 80). Die Hauptzielgebiete der Investitionen zeigt Abbildung 2. Mit dem weltweiten Engagement und dem großem Portfolio (auch an andere Erneuerbaren Energien) kann Iberdrola das Ertragsrisiko minimieren (vgl. bzgl. des Portfoliogedanken Blaha, 2007, 21- 28).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Investitionszielgebiete von Iberdrola

(Quelle: Iberdrola)

Das spanische Beispiel zeigt, dass auch etablierte Unternehmen der Energiewirtschaft ihre Strategie auf erneuerbare Energien ausrichten. Die deutschen EVU’s zeigen hier erst seit dem Jahr 2005 größeres Engagement[5]. Zuvor verzichteten sie auf einen Wachstumsmarkt, die Diversifizierung der Erzeugung, hohe Renditen und eine Verringerung der Abhängigkeit von Rohstoffen. Mit ihrem Know- How, den Personalressourcen und ihrer Kapitalkraft haben sie jedoch herausragende Chancen, erfolgreich in diesem Segment tätig zu werden. Zudem bieten die Erneuerbaren Energien hohe Renditechancen sowie eine Möglichkeit, das Image zu verbessern.

- Die Projektentwickler

Die Projektentwickler sind durch eine starke Spezialisierung oder durch eine breite Aufstellung gekennzeichnet. Abbildung 1 zeigt, dass sich viele Projektentwickler auf die Standortakquisition, die Planung und Realisierung des Projekts beschränken[6]. Das Betreiben der Anlagen übernimmt ein technischer und/ oder wirtschaftlicher Betreiber. Auch die Finanzierung mit Fremd- und Eigenkapital wird oft an Finanzinstitute wie z.B. an die Umweltbank abgegeben (vgl. Bettzieche, 2007, 72). Diese legt zur Finanzierung des Projekts einen Fonds auf, oder beschafft anderweitig das benötigte Kapital (vgl. Abbildung 1). Es gibt jedoch auch Unternehmen, die alle Wertschöpfungsbereiche inkl. der Finanzierung abdecken.

Auch in dem Bereich der Projektentwicklung, Realisierung und Anlagenbau ist der Marktführer mit dem Misch-, Bau- und Immobilienkonzern Acciona ein spanisches Unternehmen. Die bisher 163 errichteten Windparks haben eine Kapazität von 4.357 MW. Diese werden in Eigenregie betrieben, oder wurden für andere Windparkbetreiber errichtet (vgl. www.acciona-energia.com und May, 2007, 80f.).

Auf die Ziele und Strategien weiterer Investoren soll im Rahmen dieser Arbeit verzichtet werden.

3. Das Lebenszyklusmodell von Windenergieanlagen

Die Lebenszyklusanalyse versteht sich als ein Instrument der systematischen Erfassung von Produkten und Dienstleistungen, mit deren Hilfe Schlussfolgerungen zu ökonomischen, technischen, sozialen und ökologischen Fragestellungen getroffen werden (vgl. Marheineke, 2000, 9).

Der Lebenszyklus von WEA beginnt mit der Planungsphase, die grob von der Projektidee, über die Standortakquisition bis zur Bau- und Einspeisegenehmigung abläuft. Für die erfolgreichen Genehmigungen ist der intensive Kontakt zu den Gemeinden, mit den Grundstückseigentümern, dem Netzbetreiber und anderen Interessensgruppen notwendig. Die zum Teil parallel ablaufende technische Planung umfasst Schall- und Schattenwurfsgutachten, die sehr wichtigen Wind- und Ertragsgutachten, Verhandlungen mit WEA- Herstellern und eine Bauleitplanung. Eine weitere zentrale, zeitgleich ablaufende Komponente ist die Erarbeitung der Finanzierungsstruktur, die die Eigen- und Fremdkapitalausstattung des Projekts sicherstellt. Dabei bedarf es Verhandlungen mit Kreditinstituten, der Erstellung von Emissionsprospekten, Beratungen für Investoren sowie Kontrollen durch unabhängige Gutachter[7]. Mit der Errichtung, Inbetriebsetzung und dem Probebetrieb endet die Arbeit des Projektentwicklers[8]. Die technische und kaufmännische Betriebführung kann durch eine eigene Abteilung, oder durch andere Unternehmen übernommen werden. Der Dauerbetrieb ist mit bis zu 35 Jahren (in Wirtschaftlichkeitsrechnungen wird meist mit 20 Jahren kalkuliert) die längste Phase im Lebenszyklus, hier werden die Erlöse zur Bedienung des Fremd- und Eigenkapitaldienstes erwirtschaftet. In dieser Phase sind Serviceunternehmen für die Wartung, Instandhaltung und Instandsetzung zur Sicherung der Anlagenverfügbarkeit notwendig. Der technische Betriebsführer beauftragt die Servicedienstleister, wertet Energieerträge aus und sorgt mittels Fernüberwachung für eine ständige Kontrolle der Anlagen. Auch die WEA- Hersteller sind in dieser Phase für die Versorgung mit Ersatzteilen und bei Vollwartungskonzepten für den Anlagenservice tätig. Mit der Außerbetriebnahme der WEA endet der Lebenszyklus. Die anfallenden Kosten für den Rückbau müssen bei der Planung berücksichtigt werden[9].

In Abbildung 3 ist der Lebenszyklus in einer Matrix aus Lebenszyklusphase, Zeitdauer, Cashflow und Akteuren dargestellt. Es ist zu erkennen, dass die Projektentwickler und Windgutachter in der eigentlichen Betriebsphase, in der die Erlöse erwirtschaftet werden, nicht tätig sind. Zur Risikominimierung des Projekts können einerseits Anreize geschaffen werden, um diese Akteure am Erfolg, aber auch am Misserfolg zu beteiligen. Andererseits können die Unsicherheiten, die sich aus den Windgutachten und anderen fundierten Annahmen ergeben, mit einer Monte- Carlo- Simulation simuliert werden. Die Möglichkeiten und Schlussfolgerungen einer Simulation zeigt der Verfasser im Rahmen dieser Arbeit.

In der Planungsphase müssen die Grundlagen für ein erfolgreiches Projekt geschaffen werden, was der Zusammenarbeit von Kreditinstituten, Windgutachtern und Projektentwicklern bedarf. Teilweise wird dies auch praktiziert. Durch intensive Zusammenarbeit können Interessenskonflikte gelöst werden und das Projekt mit hoher Wahrscheinlichkeit erfolgreich durchgeführt werden (Quelle: Eigene Recherchen mit Informationen von PROKON Energiesysteme, Boreas Energie und Energiekontor).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Das Lebenszyklusmodell für ein Windenergieprojekt[10]

(Quelle: Eigene Darstellung und Recherche)

4. Beschreibung von ausgewählten Risiken des Betriebs von Windenergieanlagen

4.1. Grundlagen

4.1.1. Physikalische Grundlagen der Windenergienutzung

In diesem Abschnitt wird der Zusammenhang zwischen der im Wind enthaltenen Leistung und der nutzbaren elektrischen Leistung durch die Windenergieanlage beschrieben (vgl. hierzu auch Hau, 2003, 79-84; Kaltschmitt et al., 2006, 277- 283; Gasch/ Twele, 2005, 179- 184).

Die kinetische Energie von Luftmassen (Ekin, Wind) kann als

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(Gleichung 1)

ausgedrückt werden.

Die in der Luftströmung enthaltene Leistung (also die Energie pro Zeiteinheit) kann durch ersetzen der Masse Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthaltendurch den Massenstrom Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthaltenausgedrückt werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(Gleichung 2)

Der Massenstrom berechnet sich aus dem Produkt der Dichte (ρWind), der Geschwindigkeit und der Fläche (AWind), die der Wind durchströmt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(Gleichung 3)

Durch Einsetzen der Gleichung 3 in Gleichung 2 ergibt sich die im Wind enthaltene Leistung als:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(Gleichung 4)

Die durchströmte Fläche des Windes ergibt sich bei Horizontalkonvertern aus der Kreisfläche des Rotors (ARotor).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(Gleichung 5)

Somit ergibt sich für die theoretisch nutzbare Leistung für eine kreisförmig durchströmte Fläche als:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(Gleichung 6)

Anhand der Gleichung sind die drei maßgeblichen Parameter Dichte, Durchmesser und Geschwindigkeit ersichtlich.

Die Optimierung dieser Parameter geschieht durch Standort- und Anlagenauswahl. Die Windgeschwindigkeit geht mit der dritten Potenz in die Leistungsfähigkeit der Luftmassen ein und ist somit der Faktor mit der größten Relevanz. Der Durchmesser ist aus technischen Gründen, örtliche Gegebenheiten und behördlichen Auflagen begrenzt. Die Luftdichte ist der Parameter, der nur eine untergeordnete Relevanz hat, jedoch für die Ertragsbestimmung nicht außer Acht gelassen werden kann.

Die hier dargestellte theoretisch nutzbare Leistung des Windes (PWind) ist nicht vollständig in mechanische Leistung umwandelbar. Ein Wirkungsgrad von 100% heißt, dass die Luftteilchen vollständig abgebremst werden. Die darauf folgenden Luftmassen können die Rotorfläche nicht mehr durchströmen.

Dieses Prinzip erkannte Prof. Albert Betz bereits in den zwanziger Jahren des 20. Jahrhunderts bei Turbinenuntersuchungen. Er stellte fest, dass das optimale Verhältnis abströmender und einströmender Luftmassen 1 zu 3 beträgt. Das Verhältnis von tatsächlich nutzbarer Windleistung PNutz, WEA zur Leistung des Windes vor der WEA PWind wird über den Leistungsbeiwert cp beschrieben:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(Gleichung 7)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Verlauf des Leistungsbeiwertes in Abhängigkeit des Windverhältnisses

(Quelle: Hau, 2003,82)

Damit ergibt sich eine maximale Umwandlung der im Wind zu Verfügung stehenden Leistung in Rotationsleistung von etwa 60%.

Die dargestellten Energie- und Leistungswerte sind idealisiert. So ist die Leistungsdichte des Windes nicht homogen, sondern variiert. Damit reichen praktische Leistungsbeiwerte von cp= 0,4 bis 0,5 (vgl. Braun-Windtechnik, 2007).

Des Weiteren müssen die Verluste des Generators, des Transformators und der Transport zum Einspeisepunkt (hier mit ηel zusammengefasst) berücksichtigt werden. Damit ergibt sich die eingespeiste Leistung in das Einspeisenetz als:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(Gleichung 8)

4.1.2. Windverhältnisse

Die globalen Ursachen für die Entstehung von Windmassenströmungen sind die Erwärmung der Erde durch die Sonne und die Rotationsbewegung der Erde um die eigene Achse.

Unterschiedliche Wärmekapazitäten von Land, Wasser, Wüsten und Wäldern etc. führen zu unterschiedlichen Temperaturen, Drücken und Dichten. Daraus resultieren Ausgleichskräfte, die zu Luftmassenbewegungen führen. Durch die Rotationsbewegung der Erde entstehen außerdem Corioliskräfte, die den Effekt der Bewegung von Luftmassen verstärken. Eine detaillierte Darstellung der Windentstehung findet sich in der Studienarbeit von Marc Blaha (Blaha, 2007, 2-12). Die Luftströmungen in großer Höhe werden als geostrophischer Wind bezeichnet. Der geostrophische Wind ist unbeeinflusst von der Bodenreibung und hat seine Ursache in den Druckunterschieden der Atmosphäre (Gasch/ Twele, 2005, 124f.).

Die Ursache für lokale Winde sind im wesentlichen Temperaturunterschiede. Die wichtigsten sind See-Land- und Berg-Tal- Winde.

Die See- Land- Winde

Tagsüber erwärmt sich das Land stärker als das Wasser. Die darüber liegenden Luftmassen sind ebenfalls unterschiedlich temperiert. Es entsteht ein Druckgefälle vom Meer (oder auch größeren Seen), so dass eine landeinwärts gerichtete Luftmassenströmung entsteht. In den Abend- und Nachtstunden kehren sich die Verhältnisse um. Das Festland kühlt schneller als das Wasser ab, so dass ein seewärts gerichteter Wind entsteht.

Die Berg- Tal- Winde

Bei größeren Gefällen entstehen thermische Zirkulationen, die ihre Ursache in strahlungsintensiven Hochdruckwetterlagen haben. Stark besonnte Berghänge führen zu thermisch bedingten Auftriebswinden. Die aufströmenden Luftmassen werden von Luftmassen im Tal ersetzt. In der Nacht kühlt sich die hangnahe Luft schneller ab als die Luft in freier Atmosphäre. Es entstehen unter Einfluss der Schwerkraft kalte Hangabwinde, die beim Zusammenströmen im Tal den zum Talausgang gerichteten Bergwind erzeugen.

Aufgrund dieser beschriebenen Phänomene lässt sich erklären, weshalb im Standortvergleich zwischen Küste, Binnenland und Mittelgebirge stark unterschiedliche Energieerträge festzustellen sind. An der Küste sind deutlich höhere Erträge bei vergleichbaren Nabenhöhen zu erwirtschaften (vgl. Gasch/ Twele, 2005,125f.).

Die Windverhältnisse an einem Standort sind zusätzlich zu den bereits genannten Faktoren durch die Oberfläche des Standorts beeinflusst. Je nach Untergrund verlieren die Luftmassen Energie durch Reibung. Es wird zwischen den Einflussgrößen Orographie, Windhindernisse und der Rauhigkeit unterschieden.

Die Orographie

Die Orographie beschreibt die Struktur des Geländes. Je stärker ein Standort durch Höhenunterschiede, Hänge und Ähnliches gegliedert ist, desto stärker werden die Luftmassen abgebremst und turbulent verwirbelt. Das hat Auswirkungen auf die Nutzung der im Wind enthaltenen Energie durch WEA. Neben dem Leistungsverlust sind stark unterschiedliche Beanspruchungen der WEA aufgrund von Turbulenzen zu berücksichtigen.

Die Windhindernisse

Größere natürliche oder anthropogen geschaffene Erhebungen haben ebenfalls Einfluss auf die Windenergiegewinnung und müssen für die Ertragsprognose berücksichtigt werden. Beispiele hierfür sind Gebäude, Bäume, Hügel und Ähnliches. Die Abbildung 5 zeigt die Turbulenzen des Luftstromes, die durch das Hindernis (rot) verursacht wird (vgl. Reuter, 1996,19).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Hindernisturbulenzen

(Quelle: Danish Wind Industry Association/ 1)

Die Rauhigkeit

Unter der Rauhigkeit versteht man die Unebenheit des Geländes. Unterschiedliche Rauhigkeitskennwerte sind in folgender Übersicht dargestellt. Häufig wird zur Klassifizierung der Rauhigkeit eine Einteilung in Rauhigkeitsklassen bzw. in Rauhigkeitslängen vorgenommen (Freebody, 2004, 5).

Tabelle 2: Rauhigkeitswerte

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Für die Windenergienutzung zeigt sich, dass ebene Flächen, idealerweise Wasser, die geringsten Rauhigkeitswerte aufweisen und damit den Luftmassen nur wenig Energie entzogen wird.

Auch die Vegetation hat Einfluss auf die Windgeschwindigkeit. Die durch verschiedene Rauhigkeiten entstehenden Turbulenzen haben bis zu einer 15- fachen Höhe des Hindernisobjektes Einfluss. Allerdings nimmt mit zunehmender Höhe der Einfluss der Rauhigkeit ab, so dass WEA in großen Höhen über dem Erdboden fast unbeeinflusst von dem geostrophischen Wind angeströmt werden (vgl. Gasch, 1993, 102).

4.1.3. Beschreibung von Windenergiekonvertersystemen

Im Teilabschnitt 4.1.3 wird auf die wesentlichen Merkmale von Windenergiekonvertersystemen und auf deren Komponenten eingegangen.

Der Verfasser bezieht sich im Weiteren nur auf die Strom erzeugenden Windenergieanlagen. Diese stellen den zahlenmäßig größten Anteil dar[11].

Ein Windkonvertersystem lässt sich in die Komponenten

- Rotor mit Rotorblättern, aerodynamischer Bremse und Nabe,
- Triebstrang mit Rotorwelle, -lagern, Getriebe, mechanischer Bremse und Generator,
- Windnachführung mit Azimutlager und –antrieb zwischen Gondel und Turm,
- Turm und Fundament,
- elektrische Komponenten für Steuerung und Netzaufschaltung

einteilen (vgl. Gasch/ Twele, 2005, 52).

Im Folgenden werden die wesentlichen Elemente und deren Funktion kurz dargestellt. Eine Darstellung der Anordnung der Einzelkomponenten befindet sich im Anhang B.

Der Rotor

Eines der bedeutendsten Elemente einer Windenergieanlage ist der Rotor. Dieser wandelt die Windenergie in mechanische Energie um. Bei den Horizontalachsenanlagen wird in Luv- und Leeläufer unterschieden (vgl. Gasch/ Twele, 2005, 54)[12].

Die Rotorblätter bestehen aus Kunststoffen, Stahl, sehr selten auch aus Holz. Die Kunststoffe sind in der Regel Faserverbundstoffe aus Glas-, Kohle- oder Aramidfasern. Für die Materialauswahl entscheidend sind Kenngrößen wie Gewicht, zulässige Bruchspannung, der Elastizitätsmodul und die Bruchfestigkeit (vgl. Abbildung 6). Die üblichen Längen variieren je nach Anlagengröße von 5 bis über 60 m (vgl. Kaltschmitt et al., 2006, 296).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Rotormaterialkennwerte

(Quelle: Gasch/ Twele, 2005, 62)

Die Rotornabe ist die Verbindung der Rotorblätter mit der Rotorwelle[13] (vgl. Gasch/ Twele, 2005, 63). Bei Anlagen, die über eine Blattverstellung verfügen, befindet sich in der Rotornabe die hierfür notwendige Mechanik. Außerdem ist die Nabe mit Blattlagern ausgestattet. Die Nabe besteht aus geschweißten Stahlblechkonstruktionen[14].

Der Blattverstellmechanismus ist eine Einrichtung, die durch Blattwinkelverstellung die Anströmung des Windes verändert und damit die Leistungsabgabe und Drehzahl regelt. In Fahnenstellung (Stellung ohne Tangentialkraft) wird zudem ein erzwungener Ruhestand des Rotors erreicht. Damit ist der Blattverstellmechanismus auch ein Sicherheitssystem (Kaltschmitt et al., 2006, 297f.).

Das Getriebe

Die Rotordrehzahlen von 10 bis 50 U/min müssen für die am Markt verfügbaren Generatoren, die mit 1.000 bis 1.500 U/min laufen, übersetzt werden[15]. Hierfür werden Getriebe eingesetzt. Neben der Transformation der Drehzahlen kann das Getriebe gleichzeitig als Lager der Welle dienen. Eine Übersicht für eingesetzte Drehzahlwandler zeigt Tabelle 3 (Quelle: Eigene Darstellung nach Gasch/ Twele, 2005, 87):

Tabelle 3: Getriebearten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Das Getriebe ist ein bei Windkraftanlagen stark beanspruchtes System. Im Vergleich zu anderen technischen Anwendungen kommt es bei der Windenergieumwandlung zu häufigen Last- und Betriebszustandswechseln. (Gasch/ Twele, 2005, 86-92). Neben den hohen Ansprüchen an die Robustheit der Getriebe ist ein niedriger Schallleistungswert aufgrund von einzuhaltenden Verordnungen (z. B. TA- Lärm) gefordert.

[...]


[1] Erst mit der Bestimmung von Eintrittswahrscheinlichkeiten kann von einem Risiko gesprochen werden. Ohne Kenntnis der Wahrscheinlichkeit für das Eintreten eines Ereignisses spricht man genau genommen von Unsicherheit (vgl. Schwarz, 2002, 221).

[2] Mittlerweile dominieren sie den Markt deutlich.

[3] Auch das portugiesische Unternehmen Energias de Portugal (EDP) ist stark im regenerativen Bereich aufgestellt. Iberdrola ist an diesem Unternehmen mit 9,5% beteiligt (vgl. May, 2007, 77- 81).

[4] Iberdrola ist mit 24,39% an Gamesa Eólica beteiligt (vgl. Geschäftsbericht Iberdrola 2006).

[5] Hierbei sind besonders E.ON und Vattenfall Europe aktiv geworden.

[6] Deshalb ist der „Betrieb“ gestrichelt dargestellt.

[7] Eine zeitliche Abschätzung der Phasen befindet sich in Abbildung 3.

[8] Die Finanzierungsbestandteile wie die Implementierung eines Fonds kann ebenfalls an einen Dienstleister wie die Umweltbank abgegeben werden.

[9] Für den Rückbau von WEA liegen bisher wenige Erfahrungen vor, so dass Kostenabschätzungen schwierig sind. Der TÜV- Nord bietet Abschätzungen an.

[10] Schraffierte Punkte zeigen eine passive/ geringe Teilnahme des Akteurs an der Phase des Lebenszyklus an. Zwischen Inbetriebsetzung der Anlagen und dem Probebetrieb findet die Übergabe an den technischen Betriebsführer statt.

[11] Weitere Windenergieanlagentypen sind im Anhang A dargestellt.

[12] Seit 1995 sind 100% der in Deutschland installierten Anlagen Luvläufer (Quelle: ISET, 2006, 33). Durch die Anordnung des Rotors nach dem Turm bei Leeläufern treten hohe Wechselbeanspruchungen des Rotors sowie hohe Lärmemissionen auf.

[13] Die Rotorblätter werden durch Hülsen und Stehbolzen, oder durch Querbolzen verbunden.

[14] Eine Übersicht über verschiedene Nabenbauarten befindet sich im Anhang C.

[15] Andernfalls müssen eigene Generatoren speziell für die Windenergienutzung eingesetzt werden.

Ende der Leseprobe aus 75 Seiten

Details

Titel
Analyse von technischen Risiken und deren Auswirkungen auf Investitionsstrategien in Windenergieprojekten
Hochschule
Brandenburgische Technische Universität Cottbus  (Institut für Energietechnik)
Note
1,0
Autor
Jahr
2007
Seiten
75
Katalognummer
V92952
ISBN (eBook)
9783640097098
ISBN (Buch)
9783640124657
Dateigröße
4296 KB
Sprache
Deutsch
Anmerkungen
Die Aufgabenstellung wurde hervorragend bearbeitet. Die Investitionsstrategien wurden ausführlich beschrieben und klassifiziert, die wesentlichen technischen Risiken herausgearbeitet und die modelltechnische Umsetzung sehr gut bewältigt. Besonders hervorzuheben ist die verständliche Beschreibung der komplizierten technischen und mathematisch-statistischen Sachverhalte.
Schlagworte
Analyse, Risiken, Auswirkungen, Investitionsstrategien, Windenergieprojekten
Arbeit zitieren
Dipl.-Ing Marco Groschke (Autor), 2007, Analyse von technischen Risiken und deren Auswirkungen auf Investitionsstrategien in Windenergieprojekten, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/92952

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