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Windenergie Report Deutschland 2016

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Windenergie Report 2016 des Fraunhofer IWES.

WINDENERGIE REPORT

WINDENERGIE REPORT DEUTSCHLAND 2016 Einen für Deutschland höher aufgelösten Ertragsindex zeigt Abbildung 5.19. Im flächenmäßig größten Teil Deutschlands lag der Ertragsindex im Jahr 2016 zwischen 85 Prozent und 90 Prozent des langjährigen Mittels, in weiten Teilen jedoch auch zwischen 80 Prozent und 85 Prozent. Insbesondere im komplexen Gelände der Mittelgebirgslagen zeigen sich tendenziell für 2016 niedrigere Erträge als im langjährigen Mittel. Nach dem ertragsstarken Jahr 2015 ist das Jahr 2016, wie auch das Jahr 2014, insgesamt als windschwaches Jahr einzuordnen. Abbildung 5.19: Ertragsindex 2016 (5x5 km Auflösung) für Deutschland im Verhältnis zum 20-jährigen Mittel auf Basis von NCEP/NCAR- Daten. Quelle: [67] 10 10 Erwartete lokale Windbedingungen. Entscheidend für den Ertrag und die Wirtschaftlichkeit der einzelnen WEA sind die spezifischen Windbedingungen am jeweiligen Standort. In der Planungsphase werden daher sogenannte Windgutachten erstellt, auf deren Basis die weitere Planung und Kalkulation der Projekte erfolgt. Grundlage der Windgutachten sind in der Regel Windmessungen oder historische Daten benachbarter Anlagen. Durch den Abgleich mit langfristigen Daten, beispielsweise einem Wind- oder Ertragsindex, wie in Abbildung 5.18 dargestellt, erfolgt eine Abschätzung der langfristigen Windbedingungen am Standort. Erwartete mittlere Windgeschwindigkeit des Windgutachtens [m/s] 8 6 4 2 0 WEA installiert in 2015 Mittelwert Extremwert Median oberes/unteres Quartil 8 6 4 2 0 WEA installiert in 2016 Abbildung 5.20: Erwartete Windbedingungen der Windgutachten an den Standorten neu installierter WEA. Datenquelle: [9] Der Boxplot in Abbildung 5.20 zeigt die erwartete mittlere Windgeschwindigkeit aus den Windgutachten der in den Jahren 2015 und 2016 errichteten WEA. In beiden Jahren wurden 50 Prozent der Projekte bei erwarteten mittleren Windgeschwindigkeiten zwischen 6,2 und 7,1 m/s realisiert. Der Mittelwert der mittleren Windgeschwindigkeiten ist für die in 2016 installierten WEA mit 6,77 m/s gegenüber 6,71 m/s in 2015 leicht gestiegen. Die Gründe für Änderungen zwischen den verschiedenen Jahren sind vielfältig. Neben der Qualität der verfügbaren Standorte und der gewählten Nabenhöhen können auch Änderungen am Wind- / Ertragsindex oder der Prognosemodelle zu abweichenden Ergebnissen führen. 44

Onshore WINDMESSUNG MITTELS FLUGDROHNEN Beim Ausbau der Windenergie an Land werden komplexe Standorte in Mittelgebirgsregionen und Wäldern immer häufiger. Eine genaue Kenntnis der Windbedingungen an diesen Standorten ist daher besonders wichtig. Zur Windmessung kommen heute meist Messmasten und LiDAR-Geräte zum Einsatz. Mit einem Messmast lässt sich die Windgeschwindigkeit sehr genau bestimmen, der Einsatz ist jedoch auf einen ausgewählten Standort begrenzt. LiDAR-Geräte lassen sich deutlich einfacher versetzen, durch eine Kombination mehrerer Geräte wurden in Forschungsvorhaben außerdem bereits Windfelder vermessen. Im komplexen Gelände bedarf es zur Korrektur der LiDAR-Messung jedoch einer ergänzenden CFD-Simulation. Zur Messung des tatsächliches Windfeldes bzw. der Strömungsbedingungen an einem komplexen Standort lassen sich auch unbemannte Flugdrohnen einsetzen, welche beliebige Positionen eines Standorts vermessen können. Die so gewonnen Daten können auch zur Validierung der Rechenmodelle eingesetzt werden. Im Special Report »Fliegende Messsysteme« werden ab Seite 72 die entsprechenden Forschungsarbeiten und Erkenntnisse der Universitäten Stuttgart und Tübingen vorgestellt. Betriebsergebnisse Volllaststunden. Wird der Jahresertrag einer WEA durch ihre Nennleistung dividiert, erhält man die Anzahl der Stunden die ebenjene WEA theoretisch bei voller Leistung betrieben werden muss um den Jahresenergieertrag bilanziell zu erreichen. Diese sog. Volllaststunden ermöglichen durch die Normierung auf die Leistung den Vergleich zwischen verschiedenen Standorten, Anlagen oder Jahren. Deutsche Onshore-WEA erreichten in 2016 nach vorläufigen Daten etwa 1553 Volllaststunden (vgl. Abbildung 5.21) und liegen damit wieder deutlich niedriger als im sehr ertragsstarken Jahr 2015. Die vorläufigen Volllaststundenzahlen für 2016 basieren auf den Hochrechnungsdaten der ÜNB. In der Vergangenheit wurden die tatsächlichen Erträge durch die Hochrechnungsdaten sowohl deutlich unter- als auch überschätzt. Gleichzeitig liegt die Volllaststundenzahl auch unter dem 5-Jahres-Mittel (1625 Volllaststunden) sowie dem 10-Jahres-Mittel (1651 Volllaststunden). Der Einfluss der unterjährig installierten Leistung führt in 2016 zu einer Unsicherheit von rund 11 Prozent. Insgesamt wird das durch den Ertragsindex in Abbildung 5.19 zu erwartende schwache Windjahr durch die vorläufigen Volllaststunden des deutschen Anlagenparks bestätigt. Volllaststunden [h] 2.000 1.500 1.000 500 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* 5-Jahres-ø 10-Jahres-ø Abbildung 5.21: Entwicklung der Onshore-Volllaststunden für Gesamtdeutschland. Datenquellen: [8], [9], [68], [44, 47–49] 45

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