2017

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Das Jahr 2017 markiert einen bedeutenden Meilenstein in der Entwicklung der Windkraft, insbesondere in Deutschland und Europa. Es steht für eine Phase der Konsolidierung technologischer Fortschritte, regulatorischer Anpassungen und einer zunehmenden Integration erneuerbarer Energien in die Stromnetze. Die Windenergiebranche sah sich in diesem Jahr mit Herausforderungen wie Netzengpässen, politischen Debatten um die EEG-Umlage und der Notwendigkeit konfrontiert, die Wirtschaftlichkeit von Onshore- und Offshore-Projekten weiter zu verbessern.

Allgemeine Beschreibung

Im Jahr 2017 erreichte die installierte Windkraftleistung in Deutschland erstmals die Marke von 56 Gigawatt (GW), wobei der Zubau im Vergleich zu den Vorjahren leicht rückläufig war. Dieser Rückgang war unter anderem auf die Umstellung des Fördersystems vom festen Einspeisetarif auf Ausschreibungen zurückzuführen, die mit dem novellierten Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2017) eingeführt wurden. Die Ausschreibungen sollten den Wettbewerb zwischen Projektentwicklern erhöhen und die Kosten für die Verbraucher senken, führten jedoch zunächst zu Unsicherheiten in der Branche.

Ein zentrales Merkmal des Jahres 2017 war die zunehmende Bedeutung der Offshore-Windenergie. Während Onshore-Projekte weiterhin den Großteil der neu installierten Leistung ausmachten, erreichten Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee eine kumulierte Leistung von über 5 GW. Die Technologie hatte sich zu diesem Zeitpunkt als zuverlässige Ergänzung zur Onshore-Windkraft etabliert, wobei die höheren Investitionskosten durch längere Betriebszeiten und höhere Volllaststunden ausgeglichen wurden. Gleichzeitig wurden in diesem Jahr erste Projekte ohne staatliche Förderung realisiert, was als Zeichen für die zunehmende Wettbewerbsfähigkeit der Offshore-Windenergie gewertet wurde.

Ein weiterer prägender Aspekt war die Diskussion um die Netzintegration der Windenergie. Aufgrund der geografischen Konzentration von Windkraftanlagen in Norddeutschland und der begrenzten Kapazitäten der Stromtrassen in Richtung Süden kam es 2017 zu einer verstärkten Nutzung von Redispatch-Maßnahmen. Dabei wurden konventionelle Kraftwerke hoch- oder heruntergefahren, um Netzengpässe zu vermeiden. Diese Maßnahmen verursachten zusätzliche Kosten, die über die Netzentgelte auf die Verbraucher umgelegt wurden. Die Debatte um den Ausbau der Stromnetze, insbesondere der Nord-Süd-Trassen, gewann dadurch an Intensität.

Auf internationaler Ebene war 2017 geprägt von einer dynamischen Entwicklung der Windenergie, insbesondere in China und den USA. China baute seine Position als weltweit größter Markt für Windenergie weiter aus und erreichte eine installierte Leistung von über 160 GW. In den USA führte die Politik der Trump-Administration zu Unsicherheiten, doch der Ausbau der Windkraft wurde durch sinkende Kosten und staatliche Förderprogramme auf Ebene der Bundesstaaten vorangetrieben. Europa blieb mit einer installierten Leistung von über 170 GW ein zentraler Akteur, wobei Deutschland, Spanien und Großbritannien die größten Märkte darstellten.

Technische Entwicklungen und Innovationen

Das Jahr 2017 war durch mehrere technische Fortschritte gekennzeichnet, die die Effizienz und Wirtschaftlichkeit von Windkraftanlagen weiter steigerten. Ein zentraler Trend war die zunehmende Größe der Anlagen, insbesondere im Offshore-Bereich. Prototypen von Turbinen mit einer Leistung von 8 bis 9 Megawatt (MW) wurden erstmals installiert, wobei Unternehmen wie Siemens Gamesa und MHI Vestas führend waren. Diese Anlagen ermöglichten eine höhere Energieausbeute pro installierter Leistung und reduzierten die spezifischen Kosten pro Kilowattstunde (kWh).

Ein weiterer wichtiger Fortschritt war die Weiterentwicklung von Rotorblättern. Durch den Einsatz von Kohlenstofffasern und optimierten aerodynamischen Designs konnten die Blätter länger und leichter gestaltet werden, was die Effizienz der Anlagen erhöhte. Gleichzeitig wurden Fortschritte bei der Reduzierung von Lärmemissionen erzielt, was insbesondere für Onshore-Projekte von Bedeutung war. Die Einhaltung von Schallgrenzwerten, wie sie in der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm (TA Lärm) festgelegt sind, blieb eine zentrale Herausforderung für Projektentwickler.

Im Bereich der Netzanbindung von Offshore-Windparks wurden 2017 erste Erfahrungen mit der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) gesammelt. Diese Technologie ermöglicht den verlustarmen Transport von Strom über große Entfernungen und ist für die Anbindung von Windparks in der Nordsee unerlässlich. Die HGÜ-Konverterstationen, die den Wechselstrom der Windkraftanlagen in Gleichstrom umwandeln, wurden weiter optimiert, um die Effizienz zu steigern und die Kosten zu senken.

Ein weiterer technischer Meilenstein war die zunehmende Digitalisierung der Windenergie. Durch den Einsatz von Sensoren und Datenanalysetools konnten Betreiber die Leistung ihrer Anlagen in Echtzeit überwachen und Wartungsarbeiten präventiv planen. Diese Predictive-Maintenance-Ansätze reduzierten Ausfallzeiten und erhöhten die Verfügbarkeit der Anlagen. Gleichzeitig wurden erste Schritte in Richtung einer stärkeren Vernetzung von Windparks mit anderen erneuerbaren Energien und Speichersystemen unternommen, um die Flexibilität des Stromsystems zu erhöhen.

Regulatorische und politische Rahmenbedingungen

Das Jahr 2017 war in Deutschland durch die Umsetzung des EEG 2017 geprägt, das eine grundlegende Reform des Fördersystems für erneuerbare Energien einleitete. Kernstück der Reform war die Einführung von Ausschreibungen für Windkraftprojekte, die den bisherigen festen Einspeisetarif ersetzten. Ziel war es, den Wettbewerb zwischen Projektentwicklern zu erhöhen und die Kosten für die Verbraucher zu senken. Die ersten Ausschreibungsrunden zeigten, dass die Gebote deutlich unter den bisherigen Fördersätzen lagen, was als Erfolg der Reform gewertet wurde. Gleichzeitig führte die Umstellung zu Unsicherheiten, insbesondere bei kleineren Projektentwicklern, die sich gegen große Energieversorger behaupten mussten.

Ein weiterer wichtiger Aspekt war die Diskussion um die EEG-Umlage, die 2017 bei 6,88 Cent pro kWh lag. Die Umlage, die zur Finanzierung der erneuerbaren Energien dient, wurde zunehmend kritisch betrachtet, da sie die Stromkosten für Verbraucher und Unternehmen erhöhte. Die Bundesregierung reagierte mit einer schrittweisen Senkung der Umlage, die jedoch durch steigende Strompreise teilweise kompensiert wurde. Gleichzeitig wurde die Befreiung energieintensiver Unternehmen von der EEG-Umlage fortgesetzt, was zu einer ungleichen Verteilung der Kosten führte.

Auf europäischer Ebene wurde 2017 die Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) vorbereitet, die 2018 in Kraft trat. Die Richtlinie setzte verbindliche Ziele für den Ausbau erneuerbarer Energien bis 2030 und förderte die Zusammenarbeit zwischen den Mitgliedstaaten. Für die Windenergiebranche war insbesondere die Vorgabe relevant, dass 32 % des europäischen Energieverbrauchs bis 2030 aus erneuerbaren Quellen stammen sollen. Die Richtlinie stärkte auch die Rolle von Power Purchase Agreements (PPAs), bei denen Unternehmen direkt Strom von Windparks beziehen, ohne auf staatliche Förderung angewiesen zu sein.

In den USA wurde 2017 die Production Tax Credit (PTC) für Windenergie verlängert, allerdings mit einer schrittweisen Reduzierung der Fördersätze. Die PTC hatte seit den 1990er-Jahren maßgeblich zum Ausbau der Windkraft in den USA beigetragen und wurde als wichtiger Faktor für die Wettbewerbsfähigkeit der Branche angesehen. Die Verlängerung der Förderung gab der Branche Planungssicherheit, auch wenn die politische Unterstützung auf Bundesebene unsicher blieb.

Anwendungsbereiche

• Onshore-Windenergie: Onshore-Windparks blieben 2017 der dominierende Anwendungsbereich der Windkraft. In Deutschland wurden etwa 1.800 MW an neuer Leistung installiert, wobei die meisten Projekte in den windreichen Bundesländern Niedersachsen, Brandenburg und Schleswig-Holstein realisiert wurden. Die Anlagen erreichten durchschnittliche Volllaststunden von 1.800 bis 2.200 Stunden pro Jahr, abhängig von der Standortqualität. Onshore-Projekte waren aufgrund der geringeren Investitionskosten und kürzeren Bauzeiten weiterhin attraktiv, auch wenn die verfügbaren Flächen zunehmend begrenzt waren.
• Offshore-Windenergie: Die Offshore-Windenergie gewann 2017 weiter an Bedeutung, insbesondere in Deutschland, Großbritannien und Dänemark. In der deutschen Nordsee wurden mehrere große Windparks in Betrieb genommen, darunter der Windpark Gode Wind mit einer Leistung von 582 MW. Offshore-Anlagen erreichten Volllaststunden von 3.500 bis 4.500 Stunden pro Jahr, was sie zu einer wichtigen Säule der Stromversorgung machte. Die höheren Investitionskosten wurden durch die längeren Betriebszeiten und die höhere Effizienz ausgeglichen.
• Repowering: Das Repowering bestehender Windparks gewann 2017 an Bedeutung, da viele ältere Anlagen das Ende ihrer technischen Lebensdauer erreichten. Beim Repowering werden alte Anlagen durch moderne, leistungsstärkere Turbinen ersetzt, was die Energieausbeute pro Fläche deutlich erhöht. In Deutschland wurden 2017 etwa 200 MW an Leistung durch Repowering-Projekte ersetzt, wobei die neuen Anlagen oft eine doppelt so hohe Leistung wie ihre Vorgänger hatten.
• Hybridprojekte: 2017 wurden erste Hybridprojekte realisiert, bei denen Windkraftanlagen mit anderen erneuerbaren Energien oder Speichersystemen kombiniert wurden. Ein Beispiel war die Kombination von Windkraft und Photovoltaik, um die Stromerzeugung über den Tag zu glätten. Gleichzeitig wurden erste Projekte mit Batteriespeichern umgesetzt, um die Netzstabilität zu erhöhen und den Eigenverbrauch zu optimieren.

Bekannte Beispiele

• Windpark Gode Wind (Deutschland): Der Offshore-Windpark Gode Wind in der deutschen Nordsee wurde 2017 fertiggestellt und hat eine installierte Leistung von 582 MW. Der Park besteht aus 97 Turbinen des Typs Siemens SWT-6.0-154 und versorgt etwa 600.000 Haushalte mit Strom. Gode Wind war einer der ersten Offshore-Windparks in Deutschland, der ohne staatliche Förderung realisiert wurde, was als Meilenstein für die Wettbewerbsfähigkeit der Offshore-Windenergie galt.
• Windpark Hornsea Project One (Großbritannien): Der Bau des Offshore-Windparks Hornsea Project One begann 2017 und sollte nach seiner Fertigstellung der größte Offshore-Windpark der Welt werden. Mit einer geplanten Leistung von 1,2 GW und 174 Turbinen des Typs Siemens Gamesa SWT-7.0-154 sollte der Park etwa eine Million Haushalte mit Strom versorgen. Das Projekt war ein Beispiel für die zunehmende Größe und Effizienz von Offshore-Windparks.
• Windpark Merkur (Deutschland): Der Offshore-Windpark Merkur in der deutschen Nordsee wurde 2017 in Betrieb genommen und hat eine Leistung von 396 MW. Der Park besteht aus 66 Turbinen des Typs GE Haliade 150-6MW und versorgt etwa 500.000 Haushalte mit Strom. Merkur war einer der ersten Windparks, der mit einer Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) an das Stromnetz angebunden wurde.

Risiken und Herausforderungen

• Netzengpässe und Redispatch-Kosten: Die geografische Konzentration von Windkraftanlagen in Norddeutschland führte 2017 zu erheblichen Netzengpässen, insbesondere bei starkem Windaufkommen. Die Netzbetreiber mussten konventionelle Kraftwerke hoch- oder herunterfahren, um die Stabilität des Stromnetzes zu gewährleisten. Diese Redispatch-Maßnahmen verursachten Kosten in Höhe von über 1 Milliarde Euro, die über die Netzentgelte auf die Verbraucher umgelegt wurden. Die Debatte um den Ausbau der Nord-Süd-Stromtrassen gewann dadurch an Intensität.
• Akzeptanzprobleme in der Bevölkerung: Onshore-Windprojekte sahen sich 2017 zunehmend mit Akzeptanzproblemen konfrontiert, insbesondere in dicht besiedelten Regionen. Bürgerinitiativen und Kommunalpolitiker kritisierten die Auswirkungen auf das Landschaftsbild, den Lärm und die potenziellen Gesundheitsrisiken durch Infraschall. Diese Konflikte führten zu Verzögerungen bei Genehmigungsverfahren und erhöhten die Planungsunsicherheit für Projektentwickler.
• Wirtschaftliche Unsicherheiten durch Ausschreibungen: Die Umstellung auf Ausschreibungen im Rahmen des EEG 2017 führte zu Unsicherheiten in der Branche. Kleinere Projektentwickler hatten Schwierigkeiten, sich gegen große Energieversorger durchzusetzen, was zu einer Konzentration des Marktes führte. Gleichzeitig waren die Gebote in den ersten Ausschreibungsrunden oft so niedrig, dass die Wirtschaftlichkeit einiger Projekte infrage gestellt wurde.
• Technische Herausforderungen bei Offshore-Projekten: Offshore-Windparks waren 2017 mit technischen Herausforderungen konfrontiert, insbesondere bei der Wartung und Instandhaltung. Die rauen Bedingungen auf See erhöhten die Anforderungen an die Materialien und die Logistik. Gleichzeitig waren die Kosten für Wartungsschiffe und Fachpersonal hoch, was die Betriebskosten der Anlagen erhöhte.
• Politische Unsicherheiten: Die politische Unterstützung für die Windenergie war 2017 in einigen Ländern unsicher. In den USA führte die Politik der Trump-Administration zu Bedenken hinsichtlich der langfristigen Förderung der Branche. In Europa wurde die Diskussion um die EEG-Umlage und die Kosten für die Verbraucher zunehmend kontrovers geführt, was die Planungssicherheit für Investoren beeinträchtigte.

Ähnliche Begriffe

• EEG 2017: Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2017 war die gesetzliche Grundlage für die Förderung erneuerbarer Energien in Deutschland im Jahr 2017. Es führte Ausschreibungen für Windkraftprojekte ein und ersetzte das bisherige System der festen Einspeisetarife. Das EEG 2017 war ein zentraler Faktor für die Entwicklung der Windenergie in diesem Jahr.
• Redispatch: Redispatch bezeichnet Maßnahmen der Netzbetreiber, bei denen konventionelle Kraftwerke hoch- oder heruntergefahren werden, um Netzengpässe zu vermeiden. Diese Maßnahmen waren 2017 aufgrund der hohen Einspeisung aus Windkraftanlagen in Norddeutschland besonders relevant und verursachten erhebliche Kosten.
• Volllaststunden: Volllaststunden geben an, wie viele Stunden eine Windkraftanlage bei voller Leistung betrieben werden müsste, um die tatsächlich erzeugte Strommenge zu erreichen. Onshore-Anlagen erreichten 2017 durchschnittlich 1.800 bis 2.200 Volllaststunden, Offshore-Anlagen 3.500 bis 4.500 Stunden.
• Power Purchase Agreement (PPA): Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein langfristiger Stromabnahmevertrag zwischen einem Windparkbetreiber und einem Unternehmen. PPAs gewannen 2017 an Bedeutung, da sie eine Alternative zur staatlichen Förderung darstellten und die Wirtschaftlichkeit von Projekten sichern konnten.

Artikel mit '2017' im Titel

• Gebotswerte 1. November 2017: Zusammenfassung der Gebotswerte 1. November 2017, also der 3. Ausschreibungsrunde: Der niedrigste Gebotswert . . .
• Zuschläge vom 1. Mai 2017: Die Zuschläge vom 1. Mai 2017 sind die Ergebnisse der ersten Ausschreibungsrunde: Der niedrigste Gebotswert . . .

Zusammenfassung

Das Jahr 2017 war ein entscheidendes Jahr für die Windenergiebranche, geprägt durch technologische Fortschritte, regulatorische Veränderungen und die zunehmende Integration erneuerbarer Energien in die Stromnetze. Die Umstellung auf Ausschreibungen im Rahmen des EEG 2017 führte zu einem verstärkten Wettbewerb und sinkenden Fördersätzen, während die Offshore-Windenergie ihre Wettbewerbsfähigkeit durch größere Anlagen und effizientere Technologien unter Beweis stellte. Gleichzeitig sah sich die Branche mit Herausforderungen wie Netzengpässen, Akzeptanzproblemen und politischen Unsicherheiten konfrontiert. Die Entwicklungen des Jahres 2017 legten den Grundstein für die weitere Expansion der Windenergie und ihre Rolle als zentrale Säule der Energiewende.

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