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Windenergie

Die Windenergie oder die Windkraft ist eine erneuerbare Energiequelle. Dabei wird die kinetische Energie von Wind, also bewegten Luftmassen der Atmosphäre, technisch genutzt. Die Windenergie wird seit dem Altertum genutzt, um Energie aus der Umwelt für technische Zwecke verfügbar zu machen. Während sie in der Vergangenheit vor allem mit Windmühlen oder Segelschiffen genutzt wurde, ist heute die Stromerzeugung mit Windkraftanlagen die mit großem Abstand wichtigste Form der Windenergienutzung. Auf guten Standorten ist mittlerweile die Wettbewerbsfähigkeit mit konventionellen Wärmekraftwerken gegeben. Ende 2012 waren weltweit in 100 Staaten mehr als 200.000 Windkraftanlagen mit zusammen 282 GW Nennleistung installiert, die mit rund 580 TWh jährlicher Produktion rechnerisch nahezu den kompletten deutschen Strombedarf von 594,5 TWh bzw. mehr als 3 % des weltweiten Strombedarfs decken könnten. Weitere moderne Nutzungsformen sind in der zumeist nichtkommerziellen Segelschifffahrt zu finden.

Geschichte der Windenergienutzung

Die Windenergie wird seit Jahrtausenden vom Menschen für seine Zwecke genutzt. Eine wichtige Funktion kam der Windenergie bei der Fortbewegung zu, zunächst mit Segelschiffen (siehe auch: Segeln), deutlich später auch für die Luftfahrt mit Ballons. Ebenfalls wurde die Windenergie zur Verrichtung mechanischer Arbeit mit Hilfe von Windmühlen und Wasserpumpen eingesetzt.
In Europa existierten im 19. Jahrhundert einige 100.000 Windräder, die unter guten Windverhältnissen bis zu 25-30 kW Leistung erzielten.[4] In Frankreich, England, Deutschland, den Niederlanden, Belgien und Finnland gab es in der ersten Hälfte des 19. Jahrhunderts zwischen 50.000 und 60.000 Windmühlen, um 1900 alleine an der Nordsee etwa 30.000. Insbesondere in den Niederlanden waren Windmühlen stark verbreitet, hier gab es in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts alleine etwa 9.000 Mühlen. Einsatzzwecke waren neben dem Mahlen von Getreide, die Baumwollspinnerei und Tuchwalkerei, zudem dienten die Mühlen als Kraftquelle für das Stoßen von Leder, das Sägen von Holz, die Herstellung von Öl, Papier und Tabak sowie das Entwässern von Sumpfgebieten oder unter dem Meeresspiegel liegenden Landflächen.

In Deutschland stieg die Zahl der Windmühlen während der Industriellen Revolution zunächst bis zur Hochindustrialisierung weiter an und erreichte in den 1880er Jahren einen Höhepunkt. Anschließend wurden die Windmühlen sukzessive durch fossile Kraftquellen bzw. elektrische Antriebe ersetzt, sodass ihre Zahl wieder zurückging. 1895 waren in Deutschland rund 18.000 Windmühlen in Betrieb. 1914, zu Beginn des Ersten Weltkrieges, wird die Zahl der Windmühlen auf ca. 11.400 geschätzt, 1933 waren noch 4.000 bis 5.000 Windmühlen vorhanden. Eine ebenfalls wichtige Rolle spielten Windpumpen, wie sie insbesondere in Form des vielflügeligen Western-Windrades mit einer Leistung von wenigen 100 Watt weit verbreitet waren. Bis ca. 1930 wurden über sechs Millionen Westernmills produziert, von denen noch immer ca. 150.000 vorhanden sind.

Nach der Entdeckung der Elektrizität und der Erfindung des Generators lag auch der Gedanke der Nutzung der Windenergie zur Stromerzeugung nahe. Anfänglich wurden die Konzepte der Windmühlen nur abgewandelt und statt der Umsetzung der kinetischen Energie des Windes in mechanische Energie wurde über einen Generator elektrische Energie erzeugt. Mit der Weiterentwicklung der Strömungsmechanik wurden auch die Aufbauten und Flügelformen spezialisierter. Seit den Ölkrisen in den 1970er Jahren wird weltweit verstärkt nach Alternativen zur Energieerzeugung geforscht und damit wurde auch die Entwicklung moderner Windkraftanlagen vorangetrieben.

Stromerzeugung durch Windenergie

Windenergieanlagen können in allen Klimazonen, auf See und in allen Landformen (Küste, Binnenland, Gebirge) zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Daher wird häufig nur zwischen der Windenergienutzung an Land sowie der Nutzung auf See in Offshore-Windparks unterschieden. Bisher ist vor allem die Windenergie an Land von Bedeutung, während die Offshore-Windenergie global gesehen mit einem Anteil von 1,9 % an der installierten Leistung bisher noch ein Nischendasein fristet. Auch langfristig wird mit einer Dominanz des Onshore-Sektors gerechnet, allerdings mit steigendem Anteil der Offshore-Installationen. So geht z.B. die IEA davon aus, dass bis 2035 rund 80 % des Zubaus an Land erfolgen werden.

Physikalische Grundlagen

Bei der Leistung ist zu unterscheiden zwischen der elektrischen Nennleistung, die sich aufgrund der technischen Konstruktion ergibt, und dem tatsächlich am Standort erzielbaren Ertrag, der sich noch aus einer Reihe weiterer Faktoren ergibt. Bei der Planung werden Daten aus Wetterbeobachtungen (Windstärke, Windrichtung) verwendet, um daraus eine Prognose zu berechnen. Diese Prognosen sind Mittelwerte und können wetterbedingt von den Ergebnissen der einzelnen Jahre abweichen. Langzeitbetrachtungen sind für eine großmaßstäbliche Nutzung der Windenergie, die Planung von Stromnetzen und Speicherkapazitäten unerlässlich.

Die erzielbare Leistung nimmt also mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit zu. Die Windgeschwindigkeit ist daher wichtig für ihre Nutzung sowie ein Schlüsselfaktor für die Wirtschaftlichkeit.
Die Häufigkeitsverteilung der erzeugten Windleistung kann mit der Log-Normalverteilung gut angenähert werden. Dieselbe Verteilungsart beschreibt auch die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit. (Hinweis: Auch die erzeugte Leistung aus der Photovoltaik lässt sich mit der Log-Normalverteilung beschreiben.)
Die starke Wetterabhängigkeit der aus Windkraft erzeugten elektrischen Energie kann aus dem zweiten Diagramm abgeleitet werden. Wegen der hohen Variabilität ist eine möglichst genaue Prognose der erwarteten Einspeisung aus Windkraftquellen unerlässlich (siehe auch Artikel Windleistungsvorhersage), um eine entsprechende Planung und Verteilung im elektrischen Stromnetz vornehmen zu können.

Potential Weltweit

2009 ermittelten Forscher der Harvard-Universität unter konservativen Annahmen das globale Windenergiepotential und kamen zu dem Ergebnis, dass es den Weltenergiebedarf weit übersteigt: den damaligen Bedarf an elektrischer Energie um das 40-fache, den Gesamtenergiebedarf um das 5-fache.
Weltweit bietet die bodennahe Windenergie theoretisch Potential für über 400 Terawatt Leistung, würde zusätzlich die Energie der Höhenwinde genutzt, wären sogar 1.800 Terawatt möglich, etwa das 100-fache des derzeitigen weltweiten Energiebedarfs.

Deutschland

Der von der Agentur für Erneuerbare Energien im Jahr 2010 erstellte 'Potenzialatlas Deutschland' kam zu dem Ergebnis, dass Windkraftanlagen auf 0,75 % der Landfläche 20 % des deutschen Strombedarfs 2020 decken könnten.
2013 veröffentlichte das Umweltbundesamt eine Studie[15] zum bundesweiten Flächen- und Leistungspotential der Windenergie an Land. Das Potential wurde vom Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik auf Grundlage detaillierter Geodaten und moderner Windenergieanlagentechnik modelliert. Demnach stehen auf Basis der getroffenen Annahmen prinzipiell 13,8 Prozent der Fläche Deutschlands für die Windenergienutzung zur Verfügung. Dieses Flächenpotential ermöglicht eine installierte Leistung von rund 1.190 GW mit einem jährlichen Stromertrag von ca. 2.900 TWh. Das realisierbare Potential der Windenergie an Land wird aber erheblich kleiner geschätzt, weil verschiedene Aspekte im Rahmen der Studie nicht betrachtet wurden (z. B. artenschutzrechtliche Belange oder wirtschaftliche Rahmenbedingungen).
Nach Volker Quaschning liegt das Potential der Onshore-Windenergie in Deutschland selbst unter restriktiven Flächennutzungskriterien bei 189 GW. Damit ließen sich 390 TWh/a produzieren und somit über 60 % des deutschen Strombedarfes decken.

Bereitstellungssicherheit

Windenergie ist Teil eines Energiemix und bildet nur eine Säule der erneuerbaren Energien. Ihr Hauptnachteil ist die unregelmäßige, mit dem Wind schwankende Leistungsabgabe, die durch ein sinnvolles Kraftwerksmanagement ausgeglichen werden muss. Bei starkem Wind erzeugt eine WEA 100 % ihrer Nennleistung (= Volllast), bei Flaute 0 %. Maßgeblich ist jedoch die Summe der eingespeisten Energie über größere Gebiete, da sich die Schwankungen der jeweiligen Windgeschwindigkeiten durch Kombination von Windenergieanlagen an verschiedenen Standorten teilweise gegenseitig ausmitteln. 2012 betrug z.B. die maximale (am 3. Januar 2012 gemessene) onshore Einspeisung in Deutschland mit 24.086 MW etwa 78 % der installierten Gesamtnennleistung.

Andere erneuerbare Energien können ausgleichend wirken und haben teils ein gegenläufiges Angebotsverhalten. Die durchschnittliche Kurve der Einspeiseleistung von Windenergieanlagen zeigt in Westeuropa im Durchschnitt tagsüber höhere Werte als nachts und im Winter höhere als im Sommer, sie folgt somit über den Tagesverlauf wie auch jahreszeitlich dem jeweils benötigten Strombedarf. Gleichwohl kann auch in einer ganzen Regelzone einige Tage lang die produzierte Windenergiemenge sehr hoch oder fast Null sein.
Meteorologische Prognosesysteme ermöglichen es, die von Windparks in das Stromnetz eingespeiste Leistung per Windleistungsvorhersage im Bereich von Stunden bis zu Tagen im Voraus abzuschätzen. Bei einem Vorhersagezeitraum von 48 h bis 72 h beträgt die Genauigkeit 90 %, bei einer 6-Stunden-Vorhersage mehr als 95 %. So werden zur Aufrechterhaltung eines störungsfreien Stromangebotes nur wenige regelenergieliefernde Kraftwerke benötigt.

Regelenergiebedarf

Seit der Novellierung des Gesetzes für den Vorrang erneuerbarer Energien (EEG) zum 1. Juli 2004 sind die Regelzonenbetreiber zum sofortigen horizontalen Ausgleich der Windenergieeinspeisung verpflichtet. Wird die Summenleistung von aktuell über 22.000 Windenergieanlagen im deutschen Stromnetz betrachtet, so ergibt sich eine sehr langsame Summenganglinie. Die große Mittlung aus vielen Anlagen, räumlicher Verteilung und unterschiedlichem Anlagenverhalten führt bereits in einzelnen Regelzonen dazu (Ausnahme sind extreme Wetterlagen), dass die Schwankung der Windstromeinspeisung mit Mittellastkraftwerken ausgeglichen werden kann. Teure Regelenergie (Primär- und Sekundärregelung) wird in der Regel nicht benötigt. Dies belegen zum Beispiel Untersuchungen für das im Auftrag mehrerer Stadtwerke erstellte „Regelmarkt-Gutachten“. Für einen marktrelevanten Zusammenhang zwischen Windstromeinspeisung und Regelenergiemenge und -preis gibt es keine Belege. Zwar geht man davon aus, dass sich mit einer verstärkten Nutzung der Windenergie auch der Regelenergiebedarf, insbesondere an negativer Regelenergie erhöht, die tatsächlich bereitgestellte Regelenergie blieb jedoch in den letzten Jahren gleich bzw. nahm leicht ab.
Werden fossile Kraftwerke zur kurzfristigen Bereitstellung von (negativer) Regelleistung im Teillastbetrieb gefahren statt vollständig abgeschaltet, nimmt der Wirkungsgrad etwas ab. Für die moderne Steinkohlekraftwerke liegen die Wirkungsgrad im Volllastbetrieb bei ca. 45-47 %. Werden diese Kraftwerke auf 50 % Leistung gedrosselt sinkt der Wirkungsgrad auf ca. 42-44 % ab. Bei GuD-Kraftwerken mit einem Volllastwirkungsgrad von 58–59 % reduziert sich der Wirkungsgrad bei 50 % Leistung bei Einblock-Konfiguration auf 52-55 %.
2013 prognostizierte eine Studie des NREL die zusätzlichen Kosten für das vermehrte Regeln bzw. An- und Abfahren konventioneller Kraftwerke aufgrund einer höheren Einspeisung aus Wind- und Solarenergie. Bei einem Anteil von 33 % dieser fluktuierenden Energieformen an der Gesamteinspeisung würden sich in den westlichen USA die Betriebskosten konventioneller Kraftwerke um 2-5 % erhöhen, entsprechend 0,47-1,28$/MWh. Damit würden sich die Mehrkosten auf 35 bis 157 Mio. US-Dollar belaufen, während sich durch den eingesparten Brennstoff Ersparnisse in Höhe von ca. 7 Mrd. US-Dollar ergeben würden. Verglichen mit den Einsparungen durch den vermehrten Betrieb von Wind- und Solaranlagen sei die Erhöhung der Kohlendioxidemissionen durch vermehrtes Regeln in Höhe von 0,2 % vernachlässigbar.
Die Höhe der vorzuhaltenden Reserveleistung hängt erheblich von der Vorhersagegenauigkeit des Windes, der Regelungsfähigkeit des Netzes sowie dem zeitlichen Verlauf des Stromverbrauchs ab. Bei einem starken Ausbau der Windenergiegewinnung, wie es in der dena-Netzstudie für Deutschland untersucht wurde, wird der Bedarf an Regel- und Reservekapazität (Mittellastkraftwerke) zwar steigen, kann aber laut Studie ohne Neubau von Kraftwerken (also nur mit dem bestehenden Kraftwerkspark) gedeckt werden. Ein Zubau von Windenergieanlagen führt nicht automatisch zu einem Abbau der dann schlechter ausgelasteten, nach Bedarf steuerbaren, Kraftwerkskapazitäten. Aufgrund der Unstetigkeit des Windes kann die mit Windenergieanlagen gewonnene elektrische Energie nur im Verbund mit anderen Energiequellen oder mit Speichern wie Pumpspeicherkraftwerken oder der Umwandlung in Windgas für eine kontinuierliche Energiebereitstellung genutzt werden. Durch Prognose der Einspeisung und Austausch in und zwischen den Übertragungsnetzen (Regelzonen) muss die schwankende Stromerzeugung im Zusammenspiel mit anderen Kraftwerken wie die normalen Verbrauchsschwankungen ausgeglichen werden. Für Deutschland geht man laut einer Studie der DENA derzeit (20XX) von 20 bis 25 % maximalem Anteil beim nur moderaten Ausbau der Netzinfrastruktur aus. Weitere Möglichkeiten, zukünftig den Anteil an Windstrom an der Gesamtstromerzeugung über einen solchen Wert hinaus zu erhöhen, sind:
Verstärkung und Vermaschung des Hochspannungsnetzes mit benachbarten Regelzonen über moderaten Ausbau hinaus
Energiespeicherung, zum Beispiel durch Pumpspeicherkraftwerke und Druckluftspeicherkraftwerk oder durch Speicherung nach Umwandlung als Windgas
 Auslegung der Windkraftanlagen auf einen höheren Kapazitätsfaktor durch Erhöhung der Rotorfläche bei gleichbleibender Nennleistung
Erhöhung der installierten Nennleistung und zeitweise Abschaltung bei Leistungsüberschuss
Aufgrund begrenzter Netzkapazitäten kann es insbesondere während Sturmphasen lokal bzw. regional zu Abschaltung bzw. Drosselung von Windkraftanlagen kommen („Abregelung“). 2010 gingen so in Deutschland 150 GWh verloren, 2011 waren es 407 GWh. Dies entsprach 0,4 bzw. 0,83 % der in den jeweiligen Jahren eingespeisten Windenergie. Die Betreiber werden für solche Produktionsdrosselungen nach Erneuerbare-Energien-Gesetz entschädigt; die Stromverbraucher zahlen auch für nicht eingespeisten Strom. Im Jahr 2012 sank die abgeregelte Arbeit auf 385 GWh, was ca. 0,71 % der insgesamt eingespeisten Windstromproduktion entspricht. Hauptsächlich betroffen waren mit ca. 93,2 % Windkraftanlagen. Hierfür wurden Entschädigungen in Höhe von 33,1 Mio Euro gezahlt.

In zahlreichen, zumeist dieselgestützten Inselnetzen mit Windstromeinspeisung (Australien, Antarktis, Falklands, Bonaire), werden neben dem Demand Side Management zudem Batterien und teilweise auch Schwungradspeicher zur kurz- und mittelfristigen Netzstabilisierung und -optimierung eingesetzt, wobei relativ schlechte Wirkungsgrade aus wirtschaftlichen Gründen (Reduktion des sehr teuren Dieselstromanteils) akzeptiert werden können. Speicherung von Windstrom durch Wasserstoffelektrolyse und -verbrennung (siehe Wasserstoffspeicherung, Wasserstoffwirtschaft) und Schwungradspeicher wurde in einem Modellprojekt auf der norwegischen Insel Utsira erprobt.

Blindleistungsregelung

Ältere drehzahlstarre Windenergieanlagen mit Asynchrongeneratoren, die in der Frühphase der Windenergienutzung (d. h. von den 1970er bis in die frühen 1990er Jahre) zum Einsatz kamen, haben zum Teil Eigenschaften, die bei einem starken Ausbau Probleme im Netzbetrieb bereiten können; dies betrifft vor allem den sog. Blindstrom. Dem kann durch Blindstromkompensation abgeholfen werden; moderne drehzahlvariable Anlagen mit elektronischem Stromumrichter können den Blindstromanteil ohnehin nach den Anforderungen des Netzes beliebig einstellen und auch Spannungsschwankungen entgegenwirken, so dass sie sogar zur Netzstabilisierung beitragen können.Im Zuge des sogenannten Repowering sind zahlreiche alte Anlagen abgebaut worden.

Wirtschaftlichkeit

Bei der modernen Windenergienutzung handelt es sich um eine Technologie, die nach den Anfängen in den späten 1970er Jahren erst seit den 1990er Jahren in größerem Ausmaß zum Einsatz kommt. Die Verbesserungspotentiale werden daher erst allmählich durch Skaleneffekte infolge weiterer Erforschung und der mittlerweile bei den meisten Herstellern etablierten industriellen Serienfertigung erschlossen, weshalb noch ein deutliches Kostensenkungspotential aufgrund technischer Weiterentwicklung bestehen könnte. Größter Kostenfaktor bei der Windstromerzeugung sind die relativ hohen Anfangsinvestitionen in die Anlagen; die Betriebskosten (u.a. Wartung; ggfs. Standortmiete) und der der Rückbau sind relativ gering. Praktisch weltweit sind Standorte im Binnenland wirtschaftlich nutzbar; Windkraftanlagen auf guten Onshore-Standorten sind seit vor 2008 ohne Förderung mit konventionellen Kraftwerken konkurrenzfähig. Aufgrund ihrer Wirtschaftlichkeit kommt der Windenergie daher eine wichtige Rolle zur Dämpfung des Strompreisanstiegs zu.
Laut Fraunhofer ISE (Stand 2013) können Windkraftanlagen auf guten Standorten zu niedrigeren Stromgestehungskosten – bis zu 4,5 ct/kWh – produzieren als neue Steinkohle- und Gaskraftwerke, die Stromgestehungskosten von 6,3 ct/kWh bis 8,0 ct/kWh bzw. 7,5 ct/kWh bis 9,8 ct/kWh aufweisen. Weiterhin günstiger sind Braunkohlekraftwerken mit 3,8 ct/kWh bis 5,3 ct/kWh. Insgesamt schwanken die Stromgestehungskosten der Windenergie je nach Standortgüte zwischen 4,5 ct/kWh auf sehr guten und 10,7 ct/kWh auf sehr schlechten Standorten. Als sehr schlechter Standort gilt eine Windhöfigkeit von 5,3 m/s durchschnittlicher Windgeschwindigkeit auf 130 m Nabenhöhe.
Offshore-Anlagen sind dagegen aufgrund des größeren Bauaufwandes sowie höheren Finanzierungs- und Betriebskosten trotz mehr Volllaststunden deutlich teurer, ihre Stromgestehungskosten liegen (Stand 2013) bei 11,9–19,4 ct/kWh.
Ähnliche Zahlen liefert eine 2013 erschienenen Studie der Deutschen Windguard, die sich ausschließlich mit der Onshore-Windenergie in Deutschland befasst. In dieser Studie wurden auf sehr guten Standorten (150 % des Referenzertrages) Stromgestehungskosten von 6,25 ct/kWh ermittelt. Auf schlechteren Standorten steigen die Stromgestehungskosten an. Bei einer durchschnittlichen Kostenstruktur und üblichen Renditeerwartungen der Betreiber gelten Standorte bis etwa 80 % des Referenzertrages als rentabel. Auf diesen Standorten werden Stromgestehungskosten von ca. 9 ct/kWh erreicht, was in etwa der aktuell für Windkraftanlagen gezahlten Einspeisevergütung entspricht. Zwischen 2010 und 2013 sanken die Stromgestehungskosten auf schwächeren Standorten inflationsbereinigt um ca. 11 % pro Jahr, auf guten Standorten um 5,2 % pro Jahr. Weiteres Kostensenkungspotential wird in der Weiterentwicklung der Anlagentechnik sowie insbesondere in der Auslegung der Windkraftanlagen mit größeren Rotordurchmessern und Nabenhöhen ausgemacht.
Diese Grundannahmen werden von Bloomberg gestützt. Demnach sind Windkraftanlagen in einigen Staaten mit guten Windbedingungen und vergleichsweise hohen Stromkosten wie Brasilien, Argentinien, Kanada, Portugal und dem Vereinigten Königreich bereits heute gegenüber konventionellen Stromerzeugern wettbewerbsfähig. Bis 2016 soll auch in einigen weiteren Gebieten mit moderaten Windbedingungen die Netzparität erreicht werden. Für Australien errechnete Bloomberg beispielsweise im Februar 2013, dass Windkraftanlagen eines Windparks deutlich kostengünstiger produzieren könnten als neu zu bauende Kohle- oder Gaskraftwerke. So lägen die Stromgestehungskosten eines neuen Windparks bei umgerechnet 80 Australischen Dollar pro MWh, während Kohlekraftwerke mit 143 A$ und Gaskraftwerke mit A$116 deutlich höhere Stromgestehungskosten aufwiesen. Bei letzteren waren die Kosten des CO2-Austoßes mit eingerechnet, diese wurden in Australien mit 23 Australischen Dollar pro Tonne CO2 festgesetzt. In Brasilien, das zu den Ländern gehört, in denen die Nutzung der Windenergie im weltweiten Vergleich mit am günstigsten ist, liegen die Stromgestehungskosten von Windkraftanlagen mittlerweile bei unter 60 US-Dollar/MWh, umgerechnet ca. 47,6 Euro/MWh.

Förderung

Um die erwünschten Investitionen in Windenergie auch an Standorten mit geringerer Windhöffigkeit zu erleichtern, werden diese in vielen Staaten unabhängig von politischer Ausrichtung gefördert. Mögliche Förderungsmaßnahmen sind:

    Förderung von Forschung und Entwicklung
    Förderung von Prototypen und Demonstrationsobjekten
    teilweise Übernahme der Investitionskosten
    Günstigere Kredite
    Steuervergünstigungen (z.B. PTC in den USA)

Als wichtigstes Kriterium für den Ausbau nennen Gasch u. a. Planungssicherheit, wie sie vor allem bei Mindestpreissystemen auf Basis von Einspeisevergütungen erreicht wird. Erste Gesetze hierzu wurden 1981 in Dänemark, 1991 in Deutschland und 1993 in Spanien erlassen und führten dort zu einem langfristigen und stabilem Ausbau der Windenergie. Als wenig zielführend gelten hingegen Quotensysteme, wie sie in England und bis 2002 in Frankreich existierten; ihr Erfolg wird mit "mäßig bis null" beziffert. Mittlerweile setzen viele Staaten auf Mindestpreissysteme (z.B. Beispiel Deutschland, Spanien, Österreich, Frankreich, Portugal, Griechenland, Großbritannien), da auf diese Weise mehr installierte Leistung erzielt wird.
Der Einspeisetarif für Windkraft in Österreich liegt bei 7,8 ct/kWh. 2013 betrug die in Deutschland nach EEG für mindestens 5 Jahre gezahlte Anfangsvergütung für Onshore-Windenergie 8,80 ct/kWh; die nach Ablauf der Anfangsvergütung gezahlte Grundvergütung lag bei 4,80 ct/kWh. Beide sinken jährlich um 1,5 %.

Auswirkungen auf den Strompreis

Die Windenergie trägt als erneuerbare Energie zum Merit-Order-Effekt bei und senkt durch die Verdrängung konventioneller Kraftwerke den Strompreis an der Börse. Der Merit-Order-Effekt berücksichtigt allerdings nicht die langfristigen Veränderungen in der Zusammensetzung der Kraftwerke, so dass nachhaltige Auswirkungen in Bezug auf den Strompreis durch den besagten Effekt nicht zweifelsfrei geklärt werden können.
Wird an windstarken Tagen viel aus Windenenergie erzeugter Strom eingespeist, sinkt der Großhandelspreis an der Strombörse. Ist wenig Windenergie vorhanden, steigt der Preis an der Strombörse. Die Strompreissenkung durch Windenergie entsteht durch die gesetzliche Abnahmepflicht für produzierten Windstrom. Ist viel Strom aus Windenergie verfügbar, wird der Einsatz teurer konventioneller Kraftwerke, insbesondere Gaskraftwerke, („Grenzkosten-Theorie“) vermindert, was zu einem Absinken der Preise an der Strombörse führt. Im Jahr 2007 betrug dieser preisdämpfende Effekt ca. 5 Mrd. Euro. Im 2. Quartal 2008 kostete Strom an der Leipziger Strombörse im Mittel 8,495 ct/kWh, ging aber u. a. durch die verstärkte Einspeisung der Erneuerbaren Energien bis 2012 auf ca. 4 ct/kWh zurück.

Vermeidung externer Kosten

Verglichen mit konventionellen Stromerzeugungsformen weist die Windenergie deutlich geringere externe Kosten auf. Dabei handelt es sich um nicht in die Strompreise mit einfließende Schadenseffekte durch Treibhausgasemissionen, Luftschadstoffe usw., die sich z.B. im Klimawandel, Gesundheits- und Materialschäden sowie landwirtschaftliche Ertragsverluste äußern. Bei Kohlekraftwerken liegen die Externen Kosten in Bereich von 6-8 ct/kWh, bei GuD-Kraftwerken bei ca. 3 ct/kWh. Erneuerbare Energien liegen zumeist unter 0,5 ct/kWh, die Photovoltaik im Bereich von 1 ct/kWh. Unter Einbeziehung dieser externen Kosten ergeben sich für die Windkraft deutlich niedrigere Vollkosten als bei der konventionellen Energieerzeugung und damit volkswirtschaftliche Einspareffekte.
So wurden z. B. im Jahr 2011 in Deutschland durch die Erneuerbaren Energien insgesamt ca. 9,1 Mrd Euro an externen Kosten eingespart. Da die Messung externer Kosten und Nutzen jedoch aufgrund verschiedener Methodiken nicht eindeutig zu beziffern ist, kamen ältere Studien mit Daten nicht neuer als 2004 zu anderen Ergebnissen.

Quelle: Wikipedia