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Windenergie Report Deutschland 2016

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Windenergie Report 2016 des Fraunhofer IWES.

WINDENERGIE REPORT

WINDENERGIE REPORT DEUTSCHLAND 2016 Nennleistung [kW] 140 120 100 80 60 40 20 0 0 0 0 Rotordurchmesser [m] Nabenhöhe [m] Nennleistung [kW] spez.Nennleistung [kW/m²] Mittelwert Extremwert Median oberes/unteres Quartil Abbildung 5.4: Boxplots von Rotordurchmesser, Nabenhöhe, Nennleistung und spezifischer Nennleistung der im Jahr 2016 installierten WEA. Datenquelle: [9] 8.000 6.000 4.000 2.000 0 WEA 2016 WEA bisher 175 150 125 100 75 50 25 Abbildung 5.5: Nennleistung nach Rotordurchmesser verschiedener Anlagetypen. Datenquellen: [8], [9] 4.900 4.200 3.500 2.800 2.100 1.400 700 Starkwind 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Rotordurchmesser [m] 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Schwachwind Leistungsklassen. Nachdem im Jahr 2015 WEA der 3–4 MW- Leistungsklasse erstmals einen Anteil von mehr als 50 Prozent erreichten, hat sich der Trend zu leistungsstärkeren WEA weiter fortgesetzt und der Anteil dieser Klasse ist auf 58 Prozent gestiegen, siehe Abbildung 5.1b. In der Klasse der WEA ab 5 MW Leistung, welche sich auf den Anlagentyp E-126 des Herstellers Enercon beschränkt, wurden seit dem Jahr 2014 keine neuen WEA mehr errichtet. In 2016 lag die maximale Leistung bei 4500 kW, welche kurz vor Jahresende mit drei WEA des neuen Anlagentyps Gamesa G128/4500 in Niedersachsen realisiert wurde. Die mittlere Nennleistung der in 2016 installierten WEA lag bei 2,83 MW, dabei hatten 50 Prozent der WEA eine Leistung von 2,4–3,2 MW. Die gesamte Spannbreite der installierten Nennleistung lag zwischen 0,8 und 4,5 MW (vgl. Abbildung 5.4). Anlagengröße. 2016 wurden in Deutschland insgesamt 146 verschiedene Anlagetypen und Konfigurationen mit unterschiedlichen Leistungen, Rotordurchmessern und Nabenhöhen errichtet. Sowohl in Bezug auf die Leistung als auch hinsichtlich des Rotordurchmessers und der Nabenhöhe, findet eine Anpassung der verwendeten Anlagentypen an standortspezifische Bedingungen statt. Abbildung 5.4 zeigt, dass die Rotordurchmesser der 2016 zugebauten Anlagen im Bereich von 48–131 m mit einem Mittelwert von 109 m liegen. Wie der Boxplot zeigt, wurden trotz dieser großen Spannbreite 50 Prozent der WEA mit einem Rotordurchmesser im engen Band von 101 m bis 115 m errichtet. Den größten Rotordurchmesser der für den Onshore- Markt konzipierten Anlagen halten, wie schon im Jahr 2015, Anlagen vom Typ Nordex N131. Der mittlere Rotordurchmesser der in 2016 zurückgebauten WEA lag im Vergleich bei 55 m. Die in Abbildung 5.4 dargestellten technischen Eigenschaften kamen 2016 in der Praxis in vielfältigen Kombinationen zum Einsatz, siehe auch Abbildung 5.5. Als Beispiele der in 2016 installierten Anlagentypen lassen sich an dieser Stell die Anlagentypen Enercon E-70 und GE 2.5-120 heranziehen. Während sich beide Anlagentypen mit 2,3 MW bzw. 2,5 MW in der Leistung ähnlich sind, ist der Rotordurchmesser der Anlage von GE rund 1,7 mal größer. Die vom Wind überstrichene Fläche des Rotorblattes ist sogar rund dreimal so groß. 38

Onshore Mit steigender Höhe nimmt die Windgeschwindigkeit je nach Standort erheblich zu. Da die im Wind enthaltene Leistung proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit ist, hat die Nabenhöhe maßgeblichen Einfluss auf den Ertrag der WEA. 2016 lag die Nabenhöhe der errichteten WEA zwischen 50 und 164 m (siehe Abbildung 5.4). Die höchste in 2016 errichtete WEA war eine Anlage vom Typ Nordex N131 mit einer Nabenhöhe von 164 m. Damit wurde in 2016 auch der noch aus dem Jahr 2006 stammende Höhenrekord von 160 m eingestellt, siehe Abbildung 5.6. Auch die maximale Gesamthöhe einer WEA bis zur Flügelspitze hat sich somit auf rund 230 m erhöht. Im Mittel hatten die neu errichteten WEA eine Nabenhöhe von 127 m, dabei lagen 50 Prozent der WEA zwischen 119 und 141 m. Gleichzeitig resultieren die an bestimmten Standorten existierenden Höhenbeschränkungen in den teilweise niedrigen Nabenhöhen neu errichteter WEA. Nennleistung [kW] 8.000 6.000 4.000 2.000 0 WEA 2016 WEA bisher 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Nabenhöhe [m] Abbildung 5.6: Nennleistung nach Nabenhöhe verschiedener Anlagetypen und Konfigurationen. Datenquellen: [8], [9] Wird die Nabenhöhe in Bezug zur jeweiligen DIBt-Windzone des Standorts gesetzt (siehe Abbildung 5.7), zeigt sich, dass sich der Zubau von WEA mit kleiner Nabenhöhe weitgehend auf die Windzonen II,III und IV beschränkt. In den Windzonen I und II sind hauptsächlich große Nabenhöhen zu finden. Da an der Küste schon in geringeren Höhen starke Windgeschwindigkeiten vorherrschen, können die Anlagen dort bereits mit niedrigeren Nabenhöhen einen hohen Ertrag erzielen. Durch eine höhere Oberflächenrauigkeit werden im Mittelgebirge gute Windgeschwindigkeiten erst in besonders großen Höhen erreicht. Anteil am Zubau 2016 [%] 40 30 20 10 DIBt - Windzone I DIBt - Windzone II DIBt - Windzone III DIBt - Windzone IV 0 40-60 m 60-80 m 80-100 m 100-120 m 120-140 m über 140 m Nabenhöhe Einhergehend mit dem Trend zu Anlagen mit größeren Dimensionen, steigt auch die durchschnittliche Anlagenleistung weiter kontinuierlich an. Mit rund 2,83 MW wuchs die durchschnittliche Leistung der 2016 errichteten WEA ggü. 2015 um 4,1 Prozent. Die 2016 errichteten Anlagen haben im Mittel einen Rotor durchmesser von rund 109 m (+ 4,3 Prozent ggü. 2015) und eine Nabenhöhe von rund 128 m (4,8 Prozent ggü. 2015). Das kurze Einknicken der mittleren Nabenhöhe im Jahr 2014 bleibt damit eine Ausnahme. Abbildung 5.7: Anteile der verschiedenen Nabenhöhen am Zubau und den DIBt-Windzonen. Datenquellen: [9], [60] 39

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