1. Wirtschaftlichkeit und Technik von
Kleinwindenergieanlagen zur
Eigenstromversorgung
präsentiert im Rahmen einer Veranstaltung der
Energiezukunft Rosenheim
www.ezro.de

2. INFORMATIONSVERANSTALTUNG
„KLEINE WINDKRAFTANLAGEN“
Landratsamt Rosenheim, 10. Juli 2013
Wirtschaftlichkeit und Technik von
Kleinwindenergieanlagen
zur Eigenstromversorgung
Maria Kopfinger
C.A.R.M.E.N. e.V.

3. C.A.R.M.E.N. e.V.
Centrales Agrar-Rohstoff Marketing- und Energie-Netzwerk
Koordinierungsstelle für Nachwachsende Rohstoffe, Erneuerbare Energien und
Energieeffizienz im ländlichen Raum
Sitz am Kompetenzzentrum
für Nachwachsende
Rohstoffe in Straubing
36 MitarbeiterInnen
Teil der Initiative
LandSchafftEnergie

4. C.A.R.M.E.N. e.V.
Centrales Agrar-Rohstoff Marketing- und Energie-Netzwerk e.V.
• 1992 gegründet
• Über 70 Mitglieder, 36 Mitarbeiter
• Beratung, Öffentlichkeitsarbeit und Projektarbeit in der stofflichen und
energetischen Nutzung Nachwachsender Rohstoffe und zu Erneuerbaren
Energien
• Projektbeurteilung und -begleitung im Auftrag des Bayerischen
Staatsministeriums für Landwirtschaft und Forsten
•
ca. 320 Bioenergie-Projekte
•
umfangreiche Informationen unter www.carmen-ev.de

5. C.A.R.M.E.N. e.V.
Geschäftsführung
Edmund Langer
Christian Leuchtweis (Stellv.)
Feste Brennstoffe
Abteilungsleiter
Gilbert Krapf
Bernhard Pex
Christian Letalik
Sabine Hiendlmeier
Niels Alter
Melanie Zenker
Christian Schröter
Biogas und Biokraftstoffe
Abteilungsleiter
Robert Wagner
Hubert Maierhofer
Melanie Arndt
Ulrich Kilburg
Ursula Schulte
Sekretariat
Margit Vogt
Rita Spieth
Johanna Krembs
Nina Herrmann
Evelyn Köhler
Industrielle Nutzung
Energie vor Ort
Abteilungsleiter
Sebastian Kilburg, Maria Kopfinger
Julia Günzel
Franziska Materne
Carolin Pillichshammer
Christoph Zettinig
Daniel Gampe
Wolfram Schöberl
Vanessa Sigel
Thiemo Müller
Keywan Pour-Sartip
Abteilungsleiter
Dr. Bettina Schmidt
Jutta Einfeldt
N.N.
Netzwerk Forst und Holz
Abteilungsleiter
Alexander Schulze
Anke Wischnewski

6. C.A.R.M.E.N. e.V.
Beratung und
Koordinierung
•
•
•
Biomasse
Erneuerbare Energien
Energieeffizienz
Aufgaben
Begutachtung, Betreuung
und Evaluierung
einschlägiger Projekte
Öffentlichkeitsarbeit
• Publikationen
• Vorträge
• Veranstaltungen
Technologie- und
Informationstransfer
5

7. INHALTE
1. Definition der Kleinwindkraft
2. Potentiale für
Kleinwindenergieanlagen in
Bayern
3. Bauformen
4. Wirtschaftlichkeit
5. Exkurs: Speicherung
6. Fazit

8. 1. DEFINITION DER KLEINWINDKRAFT
Wo hört Kleinwind auf –
wo fängt Großwind an?
Bildquelle: Bundesverband Windenergie, http://www.wind-energie.de/infocenter/technik

9. 1. DEFINITION DER KLEINWINDKRAFT
Anlagengrößen von KWEA:
• Gesamthöhe
< 50 m
• Rotorfläche
< 200 m²
• Anlagenleistung
< 100 kW
(„BImSchG-Grenze“)
(Rotordurchmesser < 16 m)
Leistungsklassen von Kleinwindenergieanlagen
(gemäß BWE)
Leistungsklasse I
Bis 5 kW
Mikrowindenergieanlagen
– Privatanwender und Einfamilienhäuser
– Gekoppelt ans Stromnetz oder
batteriegestütztes Inselsystem
Leistungsklasse II
5 - 30 kW
Miniwindenergieanlagen
– Gewerbebetriebe und Landwirtschaft
Leistungsklasse III
30 - 100 kW
Mittelwindenergieanlagen
– Gewerbebetriebe und Landwirtschaft
– Anschluss an Mittelspannungsnetz

10. 2. WINDPOTENTIALE IN BAYERN
P: Leistung in Watt
ρ: Luftdichte in kg/m³ (1,225 kg/m³)
AR: durchströmte Rotorfläche in m²
vW: Windgeschwindigkeit in m/s
Wichtige Einflussgröße:
Windgeschwindigkeit vW³
Verdoppelung der
Windgeschwindigkeit
 8-fache Windleistung
Bildquelle: Bayerischer Windatlas, Windgeschwindigkeiten in 10 m Höhe

11. 2. WINDPOTENTIALE IN BAYERN
Auf ca. 90 % der Fläche Bayerns
herrschen Windgeschwindigkeiten
unter 3 m/s vor.
Bildquelle: Bayerischer Windatlas, Flächenverteilung der Windgeschwindigkeiten in 10 m Höhe

12. WINDPOTENTIAL AM STANDORT
Freie Anströmbarkeit aus der Hauptwindrichtung
Wind
2H
Turbulenter
Strömungsbereich
H
20 H
H: Höhe des Windhindernisses
Turbulente Strömungen werden kaum in elektrische Energie umgewandelt.

13. WINDMESSUNGEN
• Flatterbandtest
(um Turbulenzen festzustellen)
• Hand-Windmesser
(zur groben Einschätzung des
Windenergiepotentials)
• Windmessstation
(für Langzeitmessungen zur fundierten
Standortevaluierung)

14. ERGEBNISSE DER WINDMESSUNG
• Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit
in Nabenhöhe, angegeben in m/s
• Windrichtung
veranschaulicht in sog. Windrose
• Windhäufigkeitsverteilung
bedeutend wegen des
überproportionalen Anstiegs
der Windleistung mit der
Geschwindigkeit
Bildquelle: Deutscher Wetterdienst

15. 3. TECHNISCHE EIGENSCHAFTEN
• Bauformen
horizontale und vertikale Rotoren
• Leistungsverhalten
Anlaufgeschwindigkeit, Nennleistung und
Leistungsbegrenzung

16. BAUFORMEN:
HORIZONTALE ROTORACHSE
Merkmale:
Auftriebsläufer,
i.d.R. Luv-Läufer mit aktiver Windnachführung
Vorteile:
Hohe Wirkungsgrade (Leistungsbeiwert cp)
Bewährte Technik
Gutes Preis-/Leistungsverhältnis
Nachteile:
Windnachführung erforderlich
Ggf. höhere Geräuschentwicklung

17. BAUFORMEN:
VERTIKALE ROTORACHSE
Merkmale:
Savonius-Rotor:
Widerstandsläufer
(H-)Darrieus-Rotor:
Auftriebsläufer
Vorteile:
Unempfindlicher gegenüber
drehenden Winden
Keine Windnachführung
Nachteile:
Geringere Wirkungsgrade ( niedrigere Stromerträge!)
Begrenzte Masthöhen wegen des starken Resonanzverhaltens
Höheres Gewicht
Geringe Marktreife
Bildquelle: E. Hau, Windkraftanlagen, 1996

18. LEISTUNGSVERHALTEN DER
KLEINWINDANLAGE
Überstrichene Rotorfläche AR,
„Winderntefläche“
 Sollte möglichst groß sein
Bildquelle: Outsourceng Ltd&Co.KG, winDual
Aerodynamisch
wirksame
Rotorfläche AR

19. LEISTUNGSVERHALTEN DER
KLEINWINDANLAGE
Leistung (kW)
Nennleistung im
relevanten
Geschwindigkeitsbereich
Windgeschwindigkeit (m/s)
Leistungskurve
Leistungsbeiwert cp

20. 4. WIRTSCHAFTLICHKEIT
EINFLUSSFAKTOREN
Voraussetzungen
HOHE STROMERTRÄGE
Windpotential am
Standort
Windhöffigkeit
(Jahresdurchschnittsgeschwindigkeit in
Nabenhöhe)
Windenergieanlage
Hoher Wert des
Windstroms
- Leistungsverhalten
- Rotordurchmesser
- Nennleistung
Eigenverbrauch
vs. EEGVergütung

21. ERLÖSE
AUS DEM ERZEUGTEN WINDSTROM
- EEG-Einspeisevergütung für Windstrom: 8,8 ct/kWh
- Strompreise bei 25 (+ x) ct/kWh
weitere jährliche Preissteigerungen realistisch

Mehrerlös bei Eigenverbrauch des Windstroms

Ziel: Eigenverbrauch maximieren
- Nennleistung der Windanlage nur so hoch wie nötig
- Windstrom zur Deckung der Grundlast

22. STANDARDLASTPROFILE
IN DER LANDWIRTSCHAFT
Strombedarf
Tageslastgang Milchviehbetrieb, 3. Januar
Grundlast
00:00:00
Datenquelle: EON
06:00:00
12:00:00
18:00:00
00:00:00

23. KOSTEN EINER
KLEINWINDKRAFTANLAGE
Investitionskosten
Betriebskosten
• Technische
Anlagenkomponenten
• Zuwegung, Kranstellfläche
• Kabel, Anschlüsse
• Planung, Genehmigung
• evtl. Ausgleichsmaßnahmen
•
•
•
•
Bezogen auf Nennleistung:
3.000 – 7.000 €/kW
Aussagekräftiger:
Bezug auf Rotorfläche
Wartung
Versicherung
Rücklagen
evtl. Pacht
500 – 1.000 €
pro Jahr

24. PARAMETER DER
WIRTSCHAFTLICHKEITSBERECHNUNG
• Drei Szenarien:
- 3 m/s in Nabenhöhe
- 4 m/s in Nabenhöhe
- 5 m/s in Nabenhöhe
• 3 % Strompreissteigerung
• 3 % Betriebskostenentwicklung (Inflation)
• Inbetriebnahme März 2013
• Verschiedene Eigenverbrauchsanteile:
(Eigenverbrauchsquote = Anteil des Eigenverbrauchs am selber erzeugten
Windstrom)
- 0 %  Netzeinspeisung des Windstroms gegen EEG-Vergütung
- 50 % Eigenverbrauchsquote
- 75 % Eigenverbrauchsquote
- 100 % Eigenverbrauchsquote

25. WIRTSCHAFTLICHKEIT BEISPIELANLAGE
Windenergieanlage – 10 kW
Rotordurchmesser (m)
12,0
Rotorfläche (m²)
113,0
Investition (€)
70.000,00
Investitionskosten bezogen auf Leistung (€/kW)
7.000,00
Jährliche Betriebskosten (€/a)
1.000,00
Jahresstromertrag (kWh/a) bei
3 m/s
10.000
Jahresstromertrag (kWh/a) bei
4 m/s
16.000
Jahresstromertrag (kWh/a) bei
5 m/s
29.000
Ertragsdaten basierend auf dem Small Wind Turbine Yield Estimator V3.2010
(Berechnungstool für Kleinwindenergieanlagen, frei downloadbar)

26. AMORTISATIONSDAUER BEI 3 m/s
Break-Even-Point
Amortisationsdauer
120.000,00 €
100.000,00 €
Kosten (Invest und Betrieb)
80.000,00 €
100% Eigenverbrauchsquote
75% Eigenverbrauchsquote
60.000,00 €
50% Eigenverbrauchsquote
0% (reine EEG-Vergütung)
40.000,00 €
20.000,00 €
0,00 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Betriebsjahre

27. AMORTISATIONSDAUER BEI 4 m/s
Break-Even-Point
Amortisationsdauer
140.000,00 €
120.000,00 €
100% Eigenverbrauchsquote
100.000,00 €
75% Eigenverbrauchsquote
80.000,00 €
50% Eigenverbrauchsquote
0% (reine EEG-Vergütung)
60.000,00 €
Kosten (Invest und Betrieb)
40.000,00 €
20.000,00 €
0,00 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Betriebsjahre

28. AMORTISATIONSDAUER BEI 5 m/s
Break-Even-Point
Amortisationsdauer
250.000,00 €
200.000,00 €
100% Eigenverbrauchsquote
75% Eigenverbrauchsquote
150.000,00 €
50% Eigenverbrauchsquote
0% (reine EEG-Vergütung)
100.000,00 €
Kosten (Invest und Betrieb)
50.000,00 €
0,00 €
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Betriebsjahre

29. BEGÜNSTIGENDE FAKTOREN FÜR DIE
WIRTSCHAFTLICHKEIT
• Hohe Eigenverbrauchsquote
Der direkte Verbrauch vor Ort spart den Strombezug vom
Energieversorger.
Je weniger Strom eingespeist wird, desto höher ist der Wert des erzeugten
Windstroms.
• Höhere Strompreissteigerungen
Berechnungen basieren auf 3 % p. a.
Aber: durchschnittliche Steigerung der letzten 10 Jahre: > 5 % p. a.,
Steigerungen von 2012 auf 2013 von rund 12 %
• Höhere Windgeschwindigkeit
3. Potenz der Windgeschwindigkeit:
Verdopplung bedeutet achtfache Windleistung.
• Binnenland-Windanlage
Nennleistung schon bei niedrigen Windgeschwindigkeiten,
große aerodynamisch relevante Rotorfläche

30. 5. EXKURS SPEICHERUNG:
FUNKTIONSPRINZIP
Kleinwindkraft-Anlage
Speicher
Verbrauch
Netz

31. ANSCHLUSS DES BATTERIESYSTEMS
(GLEICHSTROMSEITIG)
KWEA
Verbraucher
Wechselrichter
Laderegler
Stromzähler
Vorteile: – Nur eine Umwandlung ACDC
 höhere Gesamtwirkungsgrade
– Meist kostengünstiger bei einer Neuanlage
Akku
DC
AC
Nachteil: – Sehr aufwändig bei vorhandenerer Anlage und
Nachrüstung

32. WIRTSCHAFTLICHKEIT
BLEI-SPEICHER - BEISPIEL
Beispiel:
–
–
–
–
5 kWh-Speicher (Nennkapazität)
50 % Nutzkapazität ( 2,5 kWh)
Kosten: Speicher installiert ca. 500 €/kWh  ca. 2.500 €
Lebensdauer: 10 Jahre (2.000 Zyklen)
 Jährlich gespeicherter Strom: 500 kWh/a
 Über Lebensdauer:
5.000 kWh/10a
 Betriebskosten:
0,50 €/kWh

33. 5. FAZIT KLEINWINDENERGIEANLAGEN
 Eigenen Bedarf decken
 Einspeisung minimieren
 Nur so groß wie nötig dimensionieren:
Nennleistung ≤ Grundlast
 Unabhängigkeit von steigenden Energiepreisen
erlangen
 Der wirtschaftliche Betrieb von Kleinwindanlagen
ist möglich!

34. IHRE FRAGEN ?
Kontakt
C.A.R.M.E.N. e.V., Schulgasse 18, 94315 Straubing
Tel.: +49 (0)9421 960-300, Fax: +49 (0)9421-960-333
contact@carmen-ev.de, www.carmen-ev.de

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