Vor dem Hintergrund der neuen Randbedingungen veränderlicher Strommarktpreise und variabler Anlagenlaufzeit wurden in diesem Forschungsprojekt neuartige Betriebsführungsstrategien für Windenergieanlagen (WEA) und Windparks entwickelt, um
- aus Sicht des Betreibers einen wirtschaftlichen Betrieb sicherzustellen und den Gewinn über die Lebensdauer der Anlagen zu maximieren,
- aus Sicht des WEA-Herstellers die Betriebsführung besser an den individuellen Standort und die individuellen Erfordernisse des Windparkbetreibers anzupassen und die Konkurrenzfähigkeit in einer angespannten globalen Marktsituation zu verbessern und
- aus Sicht des Netzes eine bedarfsgerechte Einspeisung des Windstromes zu minimalen Kosten zu ermöglichen.
Zur Klärung der Frage, wie derartige Betriebsstrategien gestaltet sein sollten, wurden Methoden und Modellierungsansätze aus verschiedenen Bereichen der Ingenieur- und Wirtschaftswissenschaften zu einem komplexen Gesamtsystem kombiniert, das die Auswirkung der Betriebsweise auf die Rentabilität der Windparkprojekte aus Betreibersicht berechnet. Im Einzelnen setzt sich das Gesamtsystem zusammen aus
- einem gemeinsamen, probabilistischen Modell der Windverhältnisse und des Strompreises am Spotmarkt,
- KI-basierten Metamodellen, die die Komponentenbeanspruchung und Einspeiseleistung charakterisieren,
- einem Zuverlässigkeitsmodell, das die Betriebskosten berechnet, und
- der Annuitätenmethode zur wirtschaftlichen Bewertung.
Es liefert zu einer gegebenen Betriebsstrategie die Laufzeit und die Annuität des Windparkprojektes.
Dies ermöglicht einer übergeordneten Optimierungsheuristik, Betriebsstrategien zu finden, die die Wirtschaftlichkeit des Projektes aus Sicht von Betreiber bzw. Investor maximieren. Die Wirtschaftlichkeitsbewertung gemäß der Annuitätenmethode setzt die Investitionskosten (CAPEX) in Beziehung zu den über die gesamte Laufzeit des Projekts abgezinsten und akkumulierten Betriebskosten (OPEX) und den Vergütungs- bzw. Vermarktungserlösen. Eine besondere Rolle spielt dabei die Berücksichtigung einer variablen Laufzeit des Projektes. Diese kann nicht größer sein als die technische Lebensdauer der nichtaustauschbaren Anlagenkomponenten, die über deren Beanspruchungsmodelle stark von der Betriebsweise beeinflusst sind. Es ist damit möglich, die Verringerung kurzfristiger Erlöse zu Gunsten einer Verlängerung der Projektlaufzeit ganzheitlich zu bewerten.
Mit Hilfe des Optimierungstools wurden anhand historischer Daten Fallstudien und Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Hierfür wurden meteorologische Daten von vier deutschen Windparkregionen verwendet, die unterschiedliche Windhöffigkeit und windabhängige Preisgefälle bzgl. ihres Windstrom-Marktwertes aufweisen. Als Referenzprojekt diente ein Onshore-Park mit 20 Anlagen mit jeweils 3,35 MW Nennleistung und einer nominalen Gesamtinvestition von 98,7 Mio €.
Verschiedene Betriebsstrategien wurden für den Windpark mit der Annahme einer Direktvermarktung des Stromes am Day-Ahead-Markt untersucht: Zum einen eine einfache, strompreisabhängige Zuschaltung der Anlagen und zum anderen eine komplexere Zuschaltstrategie in Abhängigkeit einer Kombination von Strompreis mit den 10-Min.-Mittelwerten von Windgeschwindigkeit und Turbulenzintensität. Für die einfache Strategie zeigte sich, dass eine preisabhängige Zuschaltung bei 20 €/MWh die Laufzeit je nach Standort um 2 bis 6 Jahre verlängert und zusätzliche Annuitäten zwischen 130 und 430 T€/a ermöglicht. Die komplexere, preis- und windbedingungsabhängige Strategie erzielt sogar die Verlängerung der Laufzeit um 7 bis 10 Jahre und zusätzliche Annuitäten zwischen 280 und 790 T€/a. Allerdings benötigt die komplexere Variante eine nach derzeitigem Stand der Technik noch nicht verfügbare Prognose der Turbulenzintensität.
Die durch den Windpark insgesamt erzeugte Strommenge, die mittels gezielter Anlagenabschaltung über eine entsprechend verlängerte Park-Standzeit generiert wird, erhöhte sich. Je nach betrachtetem Standort betrugen die Steigerungen für die einfache strompreisabhängige Strategie zwischen 1 und 4 %, und für die komplexere Strategie zwischen 13 und 24 %.
Es wurde auch ein Weiterbetriebsszenario betrachtet, bei dem die Anlagen nach Ablauf von 20 Jahren EEG-Einspeisevergütung den Windstrom über Direktvermarktung veräußern. Hierbei halten die Anlagen bei einer Ü20-Betriebsstrategie mit einem Mindeststrompreis von 30 €/MWh gegenüber einer Strategie mit einem Mindeststrompreis von 0 €/MWh vier Jahre länger und erlösen – ohne Berücksichtigung der Option von Repowering – insgesamt ca. 5,6 Mio. € mehr.
Im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse wurden verschiedene Parameter der Szenarien systematisch variiert, und die Auswirkung dieser Variationen auf die Wirtschaftlichkeit untersucht. Dabei ergibt sich, dass die neuen, optimierten Betriebsstrategien die Empfindlichkeit der Annuität z.B. bezüglich der Unterschätzung von Anlagenschädigung und Betriebskosten verringern und somit eine höhere Robustheit der Projektrentabilität ermöglichen.
Insgesamt zeigen die Forschungsergebnisse das große ökonomische und ökologische Potenzial von Betriebsstrategien, bei denen die Anlagen in wirtschaftlich ungünstigen Situationen abgeschaltet werden. Entgangene niedrige Erlöse bei schadensintensiven Windverhältnissen werden durch die Erlöse über eine deutlich verlängerte Anlagenstandzeit wiedergewonnen. Die Projektrentabilität erhöht sich aus Sicht des Betreibers bzw. Investors und der Windpark speist insgesamt mehr Energie ins elektrische Netz.
Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und 
