Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindkraftanlage

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1 HOCHSCHULE FÜR ANGEWANDTE WISSENSCHAFTEN LANDSHUT FAKULTÄT ELEKTROTECHNIK UND WIRTSCHAFTSINGENIEURWESEN Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindkraftanlage Masterarbeit vorgelegt von Ramona Schmelmer aus Deggendorf Eingereicht: Betreuer: Prof. Dr. Petra Denk

2 Zusammenfassung Zusammenfassung Im Rahmen dieser Masterarbeit wird ermittelt, ob vertikale Kleinwindkraftanlagen unter derzeitigen Bedingungen eine wirtschaftlich sinnvolle Investition darstellen. Dabei wird zunächst ein Überblick über die internationale Kleinwindbranche gegeben und im Anschluss die verschiedenen Bauformen von Kleinwindanlagen aufgeführt. Des Weiteren wird aufgezeigt, dass die deutsche Kleinwindindustrie im internationalen Vergleich nachhinkt und noch einige Hemmnisse überwunden werden müssen. Die Wirtschaftlichkeitsanalyse wird anhand eines geplanten Pilotprojektes durchgeführt. Dabei werden für vier verschiedene Kleinwindtypen die Gesamtinvestitionskosten, der Energieertrag und die daraus folgende Rentabilität ermittelt. Resultierend ergibt sich, dass selbst die beste Kleinwindanlage, eine Biotec BVT-5, mit einem IRR v. St. von -15 % nicht wirtschaftlich ist. Anschließend werden die für einen wirtschaftlichen Betrieb notwendigen Parameter ermittelt. Abstract This Master s Thesis evaluates small, vertical wind turbines under the current conditions in Germany in order to determine their economic viability. An overview of the international small wind turbine industry is provided followed by a presentation of the varying types of turbine constructions. Furthermore, this Thesis discloses the fact that, when compared internationally, the German small wind turbine industry lags behind other comparable countries and still has a number of impediments to overcome. An economic analysis, based on the planned pilot project, has been undertaken. The total investment costs, energy yield and the resulting commercial viability of four differing wind turbines have been investigated. The results clearly demonstrate that even the best turbine, namely the Biotec BVT-5, with an internal rate of return before tax of -15 %, is not economically viable. In conclusion, the parameters required for a cost-effective operation are presented.

3 Inhaltsverzeichnis II Inhaltsverzeichnis Zusammenfassung... I Abstract... I Inhaltsverzeichnis... II Abbildungsverzeichnis... V Tabellenverzeichnis... VII Anhangsverzeichnis... VIII Abkürzungsverzeichnis... IX 1 Einführung Entwicklung der Kleinwindenergie Ziel und Vorgehensweise Definition Kleinwindanlage Firmenvorstellung Bauformen Kleinwindkraftanlagen Widerstands- und Auftriebsläufer Schnell- und Langsamläufer Vertikal- und Horizontalläufer Savonius Rotor Darrieus Rotor Darrieus-H Rotor Darrieus-Helix Rotor Vergleich horizontale und vertikale Kleinwindanlagen Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage Bestimmung der Windverhältnisse Windmessung Höhenabhängigkeit der Windgeschwindigkeit... 20

4 Inhaltsverzeichnis III 3.2 Berechnung des jährlichen Energieertrags auf Basis gemessener Winddaten Berechnung des jährlichen Energieertrags aus einer Verteilungsfunktion Weibull-Verteilung Rayleigh-Verteilung Auftretende Verluste Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Hemmnisse der Kleinwindenergie Einspeisevergütung Genehmigungspflicht Statik Lärm Fehlende Standards Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Projektvorstellung Anlagenstandort Taufkirchen Bestimmung der Windverhältnisse am Standort Taufkirchen Energieertragsberechnung einer Kleinwindanlage am Standort Taufkirchen Konzept 1 Annahme der gemessenen Häufigkeitsverteilung für ein Betriebsjahr Konzept 2 Annäherung der gemessenen Häufigkeitsverteilung an eine Weibullverteilung Konzept 3 Auffüllen des fehlenden Messzeitraums durch Windmessungen einer anderen Messstation Vergleich der Windverhältnisse in Taufkirchen und München Vergleich der Windverhältnisse in Taufkirchen und Hohenpeißenberg... 57

5 Inhaltsverzeichnis IV Konzept 4 Indexierung der gemessen Werte durch Messwerte von München Fazit Energieertragsberechnung Herstellervergleich vertikaler Kleinwindanlagen am Standort Taufkirchen Vorselektion der favorisierten Anlagentypen Allgemeine Informationen über favorisierte Anlagentypen Anlagentyp 1 Biotec BVT Anlagentyp 2 Fairwind F Anlagentyp 2 Amperius VK Anlagentyp 4 AirVVin AV-R Kostenaufstellung Energieertragsvergleich Wirtschaftlichkeitsvergleich Fazit Herstellervergleich vertikaler Kleinwindanlagen am Standort Taufkirchen Sensitivitätsanalyse Gesamtinvestitionskosten Strompreis Energieertrag Anteil des Eigenverbrauchs Fazit Sensitivitätsanalyse Wirtschaftlichkeit von Kleinwindanlagen in Großbritannien Zusammenfassung und Ausblick Anhang Literaturverzeichnis

6 Abbildungsverzeichnis V Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Ausblick der weltweit installierten Leistung von Kleinwindanlagen... 2 Abbildung 2: Referenzanlagen der Bayernwerk Natur GmbH... 7 Abbildung 3: Übersicht Bauformen Kleinwindkraftanlagen... 8 Abbildung 4: Widerstandsläufer... 9 Abbildung 5: Darstellung Luftströmung an Rotorblatt Abbildung 6: Luftkräfte an Rotorblatt eines Auftriebsläufers Abbildung 7: Typische Schnelllaufzahlen und Leistungsbeiwerte verschiedener Windkrafttypen Abbildung 8: Rotortypen vertikale Windkraftanlagen Abbildung 9: Neue Bauform Savonius Rotor Abbildung 10: Darrieus Rotor Abbildung 11: Darrieus-H Rotor Abbildung 12: Darrieus-Helix Rotor Abbildung 13: Aufbau eines Schalenkreuzanemometers Abbildung 14: Atmosphärische Grenzschicht Abbildung 15: Übersicht über den Zusammenhang der Klassenhäufigkeit h i (a), die Klassenleistung P i (b) und den Klassenertrag E i (c) Abbildung 16: Weibull-Verteilung mit verschiedenen Skalierungsfaktoren A und konstantem Formfaktor k = 1, Abbildung 17: Weibull-Verteilung mit verschiedenen Formfaktoren k und konstanter mittlerer Windgeschwindigkeit von 8 m/s Abbildung 18: Einspeisetarife verschiedener Länder Abbildung 19: Immissionsrichtwerte außerhalb von Gebäuden nach TA Lärm Abbildung 20: Noise Label des BWEA Abbildung 21: Netzcenter der Bayernwerk AG in Taufkirchen Abbildung 22: Ausschnitt aus Windkarte mit durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten in 10 m Höhe Abbildung 23: Aufbau Windmessung in Taufkirchen Abbildung 24: Windenergie Logger PCE-WL Abbildung 25: Standort Windmessung Dachdraufsicht Gebäudeplan Netzcenter Taufkirchen... 45

7 Abbildungsverzeichnis VI Abbildung 26: Häufigkeitsverteilung Taufkirchen für Messzeitraum bis (Bin-Breite 0,5 m/s) Abbildung 27: Häufigkeitsverteilung Taufkirchen für Messzeitraum bis (Bin-Breite 1 m/s) Abbildung 28: Leitungsdiagramm Biotec BVT Abbildung 29: Ermittlung Weibullparameter Suisse Eole Abbildung 30: Windverlauf Taufkirchen, München und Hohenpeißenberg von Uhr bis Uhr Abbildung 31: Windverlauf Taufkirchen und München Ausschnitt im Dezember Abbildung 32: Windverlauf Taufkirchen und Hohenpeißenberg Ausschnitt im Dezember Abbildung 33: Biotec BVT Abbildung 34: Fairwind F Abbildung 35: Amperius VK Abbildung 36: AirVVin AV-R Abbildung 37: Leistungskennlinien verschiedener Anlagentypen Abbildung 38: Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag verschiedener Anlagentypen in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit Abbildung 39: Sensitivitätsanalyse Kleinwindkraftanlagen Abbildung 40: IRR v. St. in Abhängigkeit vom Energieertrag Abbildung 41: Prozentuale Verteilung der mittleren jährlichen Windgeschwindigkeit in Bayern Abbildung 42: Übersicht Windpotential in Bayern in 10 m Höhe Abbildung 43: IRR v. St. in Abhängigkeit vom Eigenverbrauch Abbildung 44: Durchschnittliche Windgeschwindigkeiten in Großbritannien in 10 m Höhe... 91

8 Tabellenverzeichnis VII Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Länderübersicht Definition Kleinwindanlagen... 5 Tabelle 2: Gegenüberstellung verschiedener Definitionen für Kleinwindanlagen... 6 Tabelle 3: Rauhigkeitsklassen und Rauhigkeitslängen nach Europäischem Windatlas Tabelle 4: Hellmannscher Höhenexponent für verschiedene Geländetypen Tabelle 5: Weibullparameter für verschiedene Regionen in 10 m und 30-40m Höhe Tabelle 6: Energieerträge in München für die Jahre 2012 und Tabelle 7: Zusammenfassung der Konzepte zur Berechnung des langjährig mittleren Jahresenergieertrags in Taufkirchen Tabelle 8: Vergleich verschiedener Anlagentypen für vertikale Kleinwindanlagen Tabelle 9: Priorisierung Anlagentypen Kleinwindanlagen Tabelle 10: Zusammenfassung Gesamtinvestitionskosten Tabelle 11: Übersicht der langjährig mittleren Jahresenergieerträge verschiedener Kleinwindanlagen Tabelle 12: Übersicht Gesamtinvestitionskosten und langjährig mittlere Jahresenergieerträge Tabelle 13: Zusammenfassung finanzwirtschaftlicher Kennzahlen... 79

9 Anhangsverzeichnis VIII Anhangsverzeichnis Anhang 1 Häufigkeitsverteilung der Windmessung in Taufkirchen Anhang 2 Datenblatt WINDY BOY 5000TL Anhang 3 Datenblatt Windenergie Logger PCE-WL Anhang 4 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 1 (Bin-Breite 0,5 m/s) Anhang 5 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 1 (Bin-Breite 1 m/s) Anhang 6 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 2 (Bin-Breite 1 m/s) Anhang 7 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 4 (Bin-Breite 0,5 m/s) Anhang 8 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 4 (Bin-Breite 1 m/s) Anhang 9 Detaillierte Auflistung des Herstellervergleichs Anhang 10 Datenblatt und Leistungsdiagramm Biotec BVT Anhang 11 Datenblatt Fairwind F Anhang 12 Datenblatt Amperius VK Anhang 13 Datenblatt AirVVin AV-R Anhang 14 Preisliste für eine Biotec BVT Anhang 15 Preisaufstellung für eine Fairwind F16.05 von True Energy Anhang 16 Angebot für eine Amperius VK der Firma Loosen Windkraft GmbH Anhang 17 Angebot für eine AV-R3-OFFG der Axeptor AG Anhang 18 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag einer Fairwind F Anhang 19 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag einer Amperius VK Anhang 20 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag einer AirVVin AV-R Anhang 21 DCF- Rechnung Biotec BVT Anhang 22 DCF- Rechnung Fairwind F Anhang 23 DCF- Rechnung Amperius VK Anhang 24 DCF-Rechnung AirVVin AV-R

10 Abkürzungsverzeichnis IX Abkürzungsverzeichnis AWEA BayBO BVKW BWE BWEA C.A.R.M.E.N CFK DCF EEG GFK GW ICAO IEC IRR IRR v. St ISE ISET IWES IWR kw KWA kwh LEE LM Jahresenergieertrag LUV MCS MW rel. Häufigkeit SD SODAR SWA American Wind Energy Association Bayerische Bauordnung Bundesverband Kleinwindanlagen e.v. Bundesverband WindEnergie e.v. British Wind Energy Association Centrales Agrar- Rohstoff- Marketing- und Energie-Netzwerk e.v. Carbonfaserverstärkter Kunststoff Discounted-Cash-Flow Erneuerbare-Energien-Gesetz Glasfaserverstärkter Kunststoff Gigawatt International Civil Aviation Organisation International Electrotechnical Commission Internal Rate of Return Internal Rate of Return vor Steuern und Finanzierung Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme Institut für Solare Energieversorgungstechnik e.v. Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien Kilowatt Kleinwindanlage Kilowattstunde Leeläufer Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Lufläufer Microgeneration Certification Scheme Megawatt relative Häufigkeit Secure Digital Sonic Detecting and Raging Sonnenwindanlagen GmbH

11 Abkürzungsverzeichnis X TA Lärm WWEA Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm World Wind Energy Association

12 Einführung 1 1 Einführung 1.1 Entwicklung der Kleinwindenergie Die Wind-Energie entwickelt sich in Deutschland zu einem bedeutenden Wirtschaftszweig. Dabei geht es aber nicht nur um Großturbinen. Auch die Kleinwindanlagen nehmen vor allem in der privaten Energieversorgung immer mehr Fahrt auf. [vgl. Die Welt 2013]. Mit diesem Slogan beginnt ein Artikel, der im Mai 2013 in der Zeitung DIE WELT erschienen ist. Dieser soll den Leser darauf aufmerksam machen, dass von dem Boom der Windbranche nicht nur Großanlagen im Megawatt (MW) Bereich betroffen sind, sondern ebenfalls Kleinwindkraftanlagen eine immer bedeutendere Rolle spielen. Auf Grund des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) und der damit zusammenhängenden Einspeisevergütung für erneuerbare Energien wurden vor allem die Windenergie und Photovoltaik in den letzten Jahren massiv ausgebaut. Laut einem Bericht des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) wurden in Deutschland bis März 2013 rund 30 Gigawatt (GW) Wind- und 33 GW Solarleistung installiert [vgl. Burger 2013]. Während in der Photovoltaik-Branche kleine Dachanlagen, <1 Kilowatt (kw), bis hin zu großen Solarparks im MW-Bereich am Boom beteiligt waren, standen Kleinwindanlagen (KWA) immer im Hintergrund ihrer großen Schwestern. Obwohl KWAs bereits seit Beginn des 20. Jahrhunderts für die Erzeugung von Strom genutzt wurden und somit die Vorreiter der Großwindanlagen sind, schwappte der Boom der Großwindbranche nicht auf diesen Industriezweig über. Grund hierfür ist, dass dieser Anlagentyp höhere spezifische Investitionskosten (Kosten pro kw) als Großanlagen hat, jedoch dieselbe EEG-Vergütung für jede erzeugte Kilowattstunde (kwh) erhält. Dies hat zur Folge, dass eine Netzeinspeisung bei Kleinwindanlagen in Deutschland für den Betreiber weniger rentabel ist. Bisher wurden diese Anlagen vor allem an Standorten installiert, an denen eine Anbindung an das Stromnetz nicht möglich ist und somit eine Insellösung zur eigenen Stromproduktion notwendig ist. Solche Insellösungen versorgen unter anderem abgelegene Ferienhäuser, Schiffe, Mobilfunkstationen oder Forschungseinrichtungen mit Strom. Privathaushalte haben in den letzten Jahrzehnten Kleinwindanlagen meist nur als Hobby und nicht aus wirtschaftlichen Gründen auf ihren Dächern oder in ihrem Garten installiert.

13 Einführung 2 In den letzten Jahren hat sich jedoch im Rahmen der Energiewende einiges gewandelt. Der Atomausstieg, das immer stärker werdende Energiebewusstsein der Bevölkerung und die stetig steigenden Energiepreise führen dazu, dass die eigene Versorgung mit Strom immer mehr zur Debatte steht. Dies hat zur Folge, dass Kleinwindenergieanlagen nun mehr und mehr das Interesse auf sich ziehen [vgl. Die Welt 2013]. Die World Wind Energy Association (WWEA) berichtet in ihrem Small Wind World Report 2013, dass von 2009 bis 2011 die Leistung der weltweit neu installierten Kleinwindanlagen um das Dreifache, von ca. 50 MW auf 150 MW, angestiegen ist. Experten gehen davon aus, dass die kumulierte weltweit installierte Leistung der KWA bis zum Jahr 2020 die MW Grenze überschreiten wird und sich die Anzahl der jährlich neu installierten Anlagen von 150 MW auf MW erhöhen wird. In Abbildung 1 wird aufgezeigt, wie die Anzahl der neu installierten Leistung und die kumulierte Kleinwindleistung von 2009 bis 2011 angestiegen sind und wie sich die Kleinwindenergie laut Experten bis 2020 weiterentwickeln wird [vgl. WWEA 2013]. Abbildung 1: Ausblick der weltweit installierten Leistung von Kleinwindanlagen [vgl. WWEA 2013] Der Anstieg der global installierten Kleinwindanlagen bringt steigende Stückzahlen und eine wachsende globale Produktion mit sich. Demzufolge kann davon ausgegangen werden, dass die Investitionskosten von Jahr zu Jahr geringer werden. Durch eine Senkung der Anschaffungskosten, der Erhöhung der Strompreise sowie der Wille und das Interesse

14 Einführung 3 zur eigenen, dezentralen Energieversorgung der Bevölkerung, rückt das Zeitalter der Kleinwindanlagen immer näher. Euphoriker der Branche vergleichen den jetzigen Stand der Kleinwindturbine gerne mit dem Stand der kleinen Photovoltaikanlagen vor ein paar Jahren und prophezeien einen gleichartigen Erfolg für die Kleinwindenergie. Aufgrund dieser Faktoren stellt sich die Frage, ob Kleinwindanlagen in Bayern bereits zu diesem Zeitpunkt eine wirtschaftlich sinnvolle Investition sind. 1.2 Ziel und Vorgehensweise Hinsichtlich obiger Fragestellung wird im Rahmen dieser Abschlussarbeit untersucht, ob vertikale Kleinwindkraftanlagen in Bayern eine wirtschaftlich rentable Investition darstellen. Hierzu werden zunächst die verschiedenen Bauformen von Kleinwindanlagen aufgeführt und im Anschluss in die Theorie der Energieertragsberechnung bei Windkraftanlagen eingeführt. Darauffolgend werden die derzeitigen Hemmnisse und Defizite der deutschen Kleinwindbranche im internationalen Vergleich aufgezeigt und Verbesserungsvorschläge gegeben. In Kapitel 5 wird die Wirtschaftlichkeit von Kleinwindanlagen anhand eines Pilotstandortes in Taufkirchen erörtert. Dabei werden die am Standort gemessenen Winddaten ausgewertet und darauf basierend vier Konzepte zur Energieertragsberechnung erstellt. Im Anschluss werden verschiedene Kleinwindanlagentypen im Rahmen eines Herstellervergleichs untersucht. Hierbei werden die Kosten, der Energieertrag und die daraus folgende Wirtschaftlichkeit der Anlagen ermittelt und anhand dessen eine Aussage über die Wirtschaftlichkeit von Kleinwindanlagen getroffen. Des Weiteren werden in einer Sensitivitätsanalyse die Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit von KWA analysiert und ermittelt, unter welchen Parametern sich eine geforderte Mindestverzinsung vor Steuern und Finanzierung von 5 % einstellen würde. Ziel ist es dabei, nicht nur eine Aussage über den derzeitigen Stand der Wirtschaftlichkeit zu geben, sondern aufzuzeigen, unter welchen Standortbedingungen der wirtschaftliche Betrieb einer Kleinwindanlage möglich wäre. Abschließend folgt eine Zusammenfassung der Ergebnisse und ein kurzer Ausblick in die Zukunft der Kleinwindanlagen.

15 Einführung Definition Kleinwindanlage Es gibt derzeit keine eindeutige Definition für Kleinwindanlagen, sodass es hierbei oft zu Missverständnissen im Gebrauch des Begriffes Kleinwindanlage kommt. Ursprünglich wurde eine KWA dadurch gekennzeichnet, dass sie an einen privaten Haushalt gekoppelt ist und dessen Stromverbrauch deckt. Da jedoch der Energiebedarf privater Haushalte in jedem Land unterschiedlich ist, ist diese Definition bereits lange überholt. Während ein amerikanischer Haushalt z.b. eine 10 kw Turbine zur Deckung des Stromkonsums benötigt, sind in Europa eine 4 kw und in China eine 1 kw Turbine ausreichend. Die am häufigsten verbreitete und international anerkannte Definition von Kleinwindanlagen kommt von der International Electrotechnical Commission (IEC). Nach dem Standard IEC gelten Windanlagen als Kleinwindanlagen, wenn deren überstrichene Rotorfläche kleiner 200 m² und deren Gleichstromspannung geringer V bzw. Wechselstromspannung geringer V ist. Dies entspricht in etwa einer Kapazität von 50 kw. Neben diesem Internationalen Standard haben viele Länder eigene Raster entwickelt, nach denen sie Kleinwindanlagen definieren. In Tabelle 1 können die länderspezifischen Definitionen der vier größten Kleinwindnationen nachgelesen werden, vgl. hierzu ausführlich den Small Wind World Report 2013 [WWEA 2013].

16 USA UK China Kanada Einführung 5 Land Organisation Definition Anlagenspezifikation Natural Resources Canada Canadian Wind Energy Association Miniwindanlagen Kleinwindanlagen 0,3 bis 1 kw 1 bis 30 kw Renewable energy & Energy Efficiency Partnership Kleinwindanlagen 0 bis 100 kw 0 bis 1,5 kw Mikrowindanlagen 0,5 bis 5 m Höhe < kwh jährlicher Energieertrag 1,5 bis 15 kw Renewable UK Kleinwindanlagen 2 bis 250 m Höhe < kwh jährlicher Energieertrag 15 bis 100 kw Klein-Mittel-Windanlagen 50 bis 250 m Höhe < kwh jährlicher Energieertrag Microgeneration Certificate Scheme Mikro- und Kleinwindanlagen 0 bis 50 kw American Wind Energy Association Kleinwindanlagen 0 bis 100 kw Tabelle 1: Länderübersicht Definition Kleinwindanlagen [vgl. WWEA 2013] Auch in Deutschland gibt es keine einheitliche Unterteilung der Windanlagen. In folgender Tabelle 2 werden die in Deutschland am häufigsten diskutierten Definitionen zusammengefasst. Im Rahmen dieser Masterarbeit wird eine Kleinwindenergieanlage mit einer Nennleistung kleiner 10 kw definiert, dies entspricht der Spezifikation des Fraunhofer-Institutes für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Kleine Windenergieanlage Kategorie- XS.

17 Einführung 6 Quelle Definition Anlagenspezifikation Bundesverband WindEnergie ev (BWE) [vgl. Twele 2011] Mikrowindanlagen Miniwindenergieanlagen Mittelwindenergieanlagen 0 bis 5 kw 5 bis 30 kw 30 bis 100 kw Bundesverband Kleinwindanlagen ev (BVKW) [vgl. BVKW 2013] Mikro-Windturbinen Kleinwindanlagen zur Selbstversorgung 0 bis 1,5 kw Windangriffsfläche < 6 m² 0 bis 6 kw Kleinwindanlagen Windangriffsfläche < 200 m² Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) [vgl. Kühn 2010] Uwe Hallenga (Kleinwindexperte, Autor und Betreiber des Forums [vgl. Hallenga 2012] Kleine Windenergieanlagen Kategorie XS Kleine Windenergieanlagen Kategorie S Miniwindanlagen Kleinwindanlagen Windanlagen 0 bis 10 kw Windangriffsfläche < 40 m² 0 bis 75 kw Windangriffsfläche < 200 m² 0 bis 0,05 kw 0,5 bis 10 kw 10 bis 100 W Tabelle 2: Gegenüberstellung verschiedener Definitionen für Kleinwindanlagen

18 Einführung Firmenvorstellung Die Bayernwerk Natur GmbH ist eine Tochtergesellschaft der Bayernwerk AG, ehemalige E.ON Bayern AG. Die Bayernwerk AG ist der regionale Netzbetreiber in Bayern und zählt mit ihren Mitarbeitern zu den größten Energiedienstleistern in Deutschland. Das regionale Unternehmen, Bayernwerk Natur, beschäftigt derzeit ca. 70 Angestellte und hat ihren Hauptsitz in München. Die Kernaufgabe ist das Errichten und Betreiben von Anlagen zur dezentralen Wärmeerzeugung und verteilung. Hierbei kommen zunehmend die Vorteile der erneuerbaren Energien zum Einsatz, wodurch der Bereich der dezentralen Wärme- und Stromerzeugung immer mehr in den Vordergrund rückt. Zu diesen Wärmeerzeugungsanlagen gehören Biomasse-Heizwerke, Blockheizkraftwerke, Biogas- und Bio- Erdgasanlagen, Wärmepumpenanlagen, konventionelle Kraftwerke mit Wärmeauskopplung und fossil befeuerte Heizwerke. Mit momentan 109 installierten Erzeugungsanlagen werden rund Haushalte, Gewerbe- und Industriebetriebe in Bayern versorgt. In Abbildung 2 werden die größten Erzeugungsanlagen der Bayernwerk Natur dargestellt. Der Umsatz im Jahr 2012 betrug 64 Millionen Euro. Dieser unterteilt sich in 619 GWh Wärmeund 85 GWh Stromabsatz [vgl. Bayernwerk Natur 2013]. Abbildung 2: Referenzanlagen der Bayernwerk Natur GmbH [vgl. Bayernwerk Natur 2013]

19 Bauformen Kleinwindkraftanlagen 8 2 Bauformen Kleinwindkraftanlagen Auf dem Markt der Kleinwindanlagen sind viele verschiedenen Turbinentypen anzutreffen. Die Unterschiede reichen dabei von ihrer aerodynamischen Wirkungsweise bis hin zur konstruktiven Bauweise. Windkraftanlagen nutzen zum einen das Widerstandsprinzip zur Windenergieumwandlung und zum anderen das Auftriebsprinzip, analog zu einem Flugzeugflügel. Des Weiteren gibt es Unterschiede in der Drehachse des Rotors. Dreht sich der Rotor um eine vertikale Achse, so handelt es sich um eine vertikale Windkraftanlage. Horizontale Windkraftanlagen verfügen über eine horizontale Rotordrehachse. Eine weitere Differenzierung erfolgt durch Schnell- und Langsamläufer. Folgende Abbildung 3 zeigt einen Überblick über handelsübliche Kleinwindanlagen und deren unterschiedliche Bauformen. Im Anschluss werden die einzelnen Bauformen aufgeführt und im Detail erläutert. Abbildung 3: Übersicht Bauformen Kleinwindkraftanlagen [vgl. Twele 2011]

20 Bauformen Kleinwindkraftanlagen Widerstands- und Auftriebsläufer Die Umwandlung der Leistung in mechanische Energie erfolgt bei Windkraftanlagen nach dem Widerstands- oder Auftriebsprinzip. Das Widerstandsprinzip ist das einfachste und älteste Prinzip zur Windenergienutzung. Wird ein Widerstandsläufer durch eine Windgeschwindigkeit v w angeströmt, so stellt dessen Angriffsfläche A einen Widerstand im Wind dar. Dadurch entsteht eine Widerstandskraft F W, die parallel zur Anströmrichtung das Rotorblatt antreibt, vgl. Abbildung 4. Ein Nachteil der Widerstandsläufer ist der schlechte Leistungsbeiwert 1 von maximal 0,2. Ein Vorteil gegenüber dem Auftriebsläufer ist jedoch, dass Widerstandsläufer aufgrund der größeren Angriffsfläche eine geringere Einschaltgeschwindigkeit benötigen, vgl. hierzu E. Hau [Hau 2008]. Abbildung 4: Widerstandsläufer [vgl. BWE 2013a] Die Rotorblätter eines Auftriebsläufers basieren auf dem Prinzip eines Flugzeugflügels und werden durch aerodynamischen Auftrieb bewegt. Der anströmende Wind wird ober- und unterhalb des Rotorblattes vorbeigeführt. Durch die Wölbung des Blattes muss die Luft auf der Oberseite schneller fließen als auf der Unterseite, da sie auf der Oberseite eine weitere Strecke zurück zulegen hat, siehe Abbildung 5. 1 Der Leistungsbeiwert c P beschreibt, welcher Anteil der Windleistung in mechanische Leistung umgewandelt werden kann. Also der Wirkungsgrad bei der Umwandlung von Windenergie in mechanische Energie. Laut Betz liegt der ideale maximale Leistungsbeiwert c PR bei 0,593 [vgl. Hau 2008].

21 Bauformen Kleinwindkraftanlagen 10 Abbildung 5: Darstellung Luftströmung an Rotorblatt [vgl. BWE 2013b] Auf der Oberseite entsteht dadurch ein Unterdruck und auf der Unterseite ein Überdruck. Dieser Druckunterschied erzeugt eine senkrecht zur Anströmungsrichtung verlaufende Auftriebskraft F A, welche die Rotorblätter in Bewegung versetzt, vgl. Abbildung 6. Antriebsläufer finden heutzutage die meiste Anwendung, da diese über einen besseren Leistungsbeiwert als Widerstandsläufer verfügen. Die effizientesten Anlagen auf Basis des Auftriebsprinzips erreichen bereits einen Leistungsbeiwert von 0,52 [vgl. BWE 2013b]. Abbildung 6: Luftkräfte an Rotorblatt eines Auftriebsläufers [vgl. Hau 2008]

22 Bauformen Kleinwindkraftanlagen Schnell- und Langsamläufer Schnell- und Langsamläufer werden durch die Schnelllaufzahl λ definiert. Die Schnelllaufzahl gibt das Verhältnis zwischen der Umfangsgeschwindigkeit der Rotorblattspitze und der Windgeschwindigkeit an [vgl. Hau 2008]. Der Leistungsbeiwert ist ebenso abhängig von der Schnelllaufzahl. In Abbildung 7 werden typische Leistungsbeiwerte und Schnelllaufzahlen diverser Windanlagen aufgezeigt. In der Literatur herrscht keine Einigkeit, ab welcher Schnelllaufzahl eine Windturbine als Schnellläufer gilt. Im Allgemeinen sind Widerstandsläufer, wie zum Beispiel der Savonius Rotor, die Amerikanische Windturbine und die Holländer Windmühle als Langsamläufer anzusehen. Abbildung 7: Typische Schnelllaufzahlen und Leistungsbeiwerte verschiedener Windkrafttypen [vgl. Hau 2008]

23 Bauformen Kleinwindkraftanlagen Vertikal- und Horizontalläufer Je nach Drehachse des Rotors handelt es sich um einen Vertikal- oder Horizontalläufer. Dreht sich der Rotor um eine vertikale Achse, so wird dieser Rotor als Vertikalläufer bzw. die jeweilige Windturbine als Vertikalanlage bezeichnet. Rotoren mit einer horizontalen Drehachse werden als Horizontalläufer bezeichnet und die entsprechende Windturbine als Horizontalanlage. Vertikale Windanlagen stellen dabei die älteste Bauform dar, denn Persische Windmühlen basierten bereits um 1700 auf diesem Prinzip. Heute gibt es vier verschiedene Typen der Vertikalachser, den Savonius, Darrieus, Darrieus-H und Darrieus- Helix Rotor. Horizontalanlagen werden in der Regel mit 1 Blatt-, 2 Blatt-, oder 3 Blatt- Rotoren betrieben. Die historischen Westernmills (Amerikanische Windmühlen) sind ebenfalls noch vereinzelt aufzufinden. Heutzutage finden aber aufgrund ihrer höheren Leistungsausbeute hauptsächlich 3 Blatt-Rotoren Anwendung. Bei Horizontalanlagen wird außerdem zwischen Lee- oder Luvläufer unterschieden. Bei Luvläufern (LUV) befinden sich die Rotorblätter in Windrichtung vor dem Installationsmast, bei Leeläufern (LEE) in Windrichtung hinter dem Mast [vgl. BWE 2013c]. Da im Rahmen dieser Masterarbeit vertikale Kleinwindanlagen untersucht werden, werden an dieser Stelle nur Savonius, Darrieus, Darrieus-H, sowie die neuartigen Darrieus-Helix Rotoren, vgl. Abbildung 8, im Detail aufgeführt und ein Vergleich zu horizontalen Windturbinen aufgestellt. Savonius Darrieus Darrieus-H Darrieus-Helix Abbildung 8: Rotortypen vertikaler Windkraftanlagen [eigene Darstellung in Anlehnung an Ecosources 2013 und Hau 2008 ]

24 Bauformen Kleinwindkraftanlagen Savonius Rotor Der Savonius Rotor wurde von dem Finnen Sigurd Savonius erfunden und galt zunächst als reiner Widerstandsläufer mit einer Schnelllaufzahl kleiner eins. Die ursprüngliche Bauform der Savonius Rotoren, siehe Abbildung 8, ist bei Schalenkreuzanemometern üblich. Die heutzutage gängigen Savonius Rotoren bei Windkraftanlagen sind eine Kombination aus Widerstands- und Auftriebsläufer, vgl. hierzu Abbildung 9. Hierbei sind die beiden Zylinderhälften versetzt angeordnet, sodass der anströmende Wind von der offenen Seite zur entgegengesetzt gerichteten Seite umgeleitet wird. Dadurch können eine bessere Schnelllaufzahl und Leistungsbeiwert, im Vergleich zu den reinen Widerstandsläufern, erreicht werden [vgl. Gipe 2004]. Nach E. Hau liegt der maximale Leistungsbeiwert bei 0,25. Reine Widerstandsläufer hingegen erreichen nur ein Maximum von 0,2 [vgl. Hau 2008]. Als Vorteile der Savonius Rotoren gelten der einfache Aufbau und die Montage sowie ein hohes Drehmoment bei relativ niedriger Drehzahl. Außerdem kann dieser Rotor bereits bei sehr niedrigen Windgeschwindigkeiten von 2-3 m/s betrieben werden [vgl. Mukinovic 2009]. Abbildung 9: Neue Bauform Savonius Rotor [vgl. Windside 2013] Darrieus Rotor Der Darrieus Rotor ist ein Auftriebsläufer und wurde 1925 von dem Franzosen George Darrieus entwickelt. Hierbei kreisen zwei bis drei auf einer Bogenlinie gekrümmte Rotorblätter um eine vertikale Drehachse. Die Rotorblätter sind dabei sehr aufwendig und kompliziert in der Herstellung. Ein bedeutender Vorteil dieses Anlagentyps ist, dass die mechanischen und elektrischen Komponenten in der Nähe des Erdbodens angesiedelt sind und dadurch eine einfache Wartung möglich ist. Der Darrieus Rotor verfügt über eine bessere Schnelllaufzahl (λ = 5) und besseren Leistungsbeiwert (c p = 0,4) als ein Abbildung 10: Darrieus Rotor [vgl. BWE 2013]

25 Bauformen Kleinwindkraftanlagen 14 Savonius Rotor. Die Unfähigkeit von alleine anlaufen zu können sowie keine Möglichkeit der Leistungsanpassung stellen die negativen Aspekte dieses Rotors dar [vgl. Hau 2008] Darrieus-H Rotor Der Darrieus-H Rotor ist eine spezielle Abwandlung des Darrieus Rotors. Anstatt der gebogenen Blätter, werden senkrecht angeordnete Rotorblätter über Haltestreben mit der Rotorwelle verbunden. Dabei besitzen die Rotorblätter einen konstanten Abstand zur Drehachse. Durch die abgeänderte Form, ist eine einfachere Fertigung und theoretisch eine bessere Leistungsausbeute möglich. In der Praxis verursachen die Halterungen und Verstrebungen jedoch einen so großen Widerstand, dass bisher keine bessere Leistungsausbeute erreicht wird. Des Weiteren ist bei Darrieus-H Rotoren keine Starthilfe nötig [vgl. Hau 2008]. Abbildung 11: Darrieus-H Rotor [vgl. Axeptor 2013] Darrieus-Helix Rotor Der Darrieus-Helix Rotor basiert ebenfalls auf dem Prinzip eines Darrieus Rotors, allerdings mit einer spiralförmigen Anordnung der Rotorblätter. Dieser Rotortyp stammt ursprünglich aus der Hydroenergie und wurde 2001 von Alexander Gorlov patentiert. Durch die spezielle Formung der Rotorblätter benötigt dieser Rotortyp ebenfalls keine Starthilfe und verursacht keinen störenden Schattenschlag, im Vergleich zu einem Darrieus oder Darrieus-H Rotor. In der Regel besitzen Windkraftanlagen dieses Rotortyps einen Leistungsbeiwert von 0,35 [vgl. WindDose 2013]. Abbildung 12: Darrieus-Helix Rotor [vgl. quietrevolution 2013]

26 Bauformen Kleinwindkraftanlagen Vergleich horizontale und vertikale Kleinwindanlagen Kleinwindanlagen mit vertikaler Drehachse können von jeder Seite angeströmt werden und benötigen dadurch keine Windnachführung. Dies bringt nicht nur einen geringeren Bauaufwand, da kein Windrichtungsmesser und keine Nachführeinheit angebracht werden müssen, sondern zudem eine bessere Windausbeute mit sich. Durch die Trägheit der Mess- und Nachführeinrichtung sowie des Rotors können schnelle Änderungen der Windrichtung nicht zur Energiegewinnung genutzt werden, da der Rotor zeitweise nicht optimal angeströmt wird. Aufgrund der Windrichtungsunabhängigkeit vertikaler Rotoren, eignen sich diese besonders gut bei turbulenten Windströmungen, welche vor allem bei Standorten für Kleinwindanlagen auftreten. Wartungsanfällige Komponenten einiger vertikaler Kleinwindanlagen können außerdem in Bodennähe installiert werden, wodurch eine einfache Wartung möglich ist. Die geringe Lärmemission vertikaler Windanlagen ist ein weiterer Pluspunkt im Vergleich zu horizontalen Anlagen. Denn dadurch, dass Rotoren mit vertikaler Drehachse über eine geringere Schnelllaufzahl und somit über eine geringe Blattspitzengeschwindigkeit verfügen, entstehen weniger Geräusche. Da Kleinwindanlagen in Wohngebieten errichtet werden, spricht vor allem dieser Aspekt für vertikale Rotoren. Der irritierende Schattenschlag tritt bei den meisten vertikalen Windkraftanlagen ebenfalls nicht auf, vgl. hierzu M. Mukinovic [Mukinovic 2009]. Als großer Nachteil der vertikalen Kleinwindanlagen gilt jedoch die geringere Leistungsausbeute im Vergleich zu den horizontalen Geschwistern. Während Horizontalanlagen einen Leistungsbeiwert von bis zu 0,5 aufweisen können, erreichen vertikale Windanlagen einen Maximalwert von 0,4. Durch die geringeren Investitionskosten bei horizontalen Kleinwindanlagen fallen diese außerdem in der Wirtschaftlichkeit besser aus. Ein weiterer negativer Aspekt der Vertikalläufer sind die verursachten Resonanzen. Vertikale Kleinwindkraftanlagen geben starke Vibrationen ab, weshalb komplizierte und kostenaufwändige Unterkonstruktionen bei Dachinstallationen benötigt werden [vgl. Jüttemann 2013a]. Aus den obig genannten Punkten geht hervor, dass vertikale Kleinwindanlagen durch ihre Windrichtungsunabhängigkeit, geringen Schallemissionen und der Vermeidung von Schattenschlag besonders gut für den Betrieb in Wohngebieten geeignet sind. Im Vergleich zu Horizontalanlagen sind sie jedoch leistungsschwächer und kostenintensiver. Es ist allerdings zu berücksichtigen, dass während der letzten Jahrzehnte intensiv an der Technologie der horizontalen Windkraftanlagen geforscht wurde und vertikale Windanlagen

27 Bauformen Kleinwindkraftanlagen 16 dadurch einen enormen Forschungsrückstand erleiden mussten. Durch das globale Wachstum der Kleinwindkraft werden vertikale Rotortypen nun mehr und mehr erforscht, um die Entwicklungsrückstände aufzuholen und eine kommerzielle Einsatzreife zu erreichen.

28 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage 17 3 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage Der Energieertrag einer Kleinwindkraftanlage ist von folgenden Faktoren abhängig: Windverhältnisse am Anlagenstandort Leistungskennlinie der Windturbine Auftretende Verluste In diesem Kapitel wird erläutert, wie sich die Windverhältnisse bestimmen lassen und sich aus den gemessenen Windgeschwindigkeiten eine Häufigkeitsverteilung ableiten lässt. Des Weiteren wird aufgezeigt, wie der Windverlauf durch eine Verteilungsfunktion beschrieben werden kann. Anschließend wird darauf eingegangen, wie sich der jährliche Energieertrag sowie der langjährig mittlere Jahresenergieertrag berechnen lassen und welche Verluste bei einer KWA zu betrachten sind. 3.1 Bestimmung der Windverhältnisse Der Haupteinflussfaktor auf den Energieertrag einer Windturbine ist die Windgeschwindigkeit, denn wie folgende Formel zeigt, ist der spezifische Energiefluss einer Windkraftanlage proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit, vgl. hierzu ausführlich E. Hau [Hau 2008]. [W/m²] ρ = Luftdichte bei Normatmosphäre 2 (1,225 kg/m³) = Windgeschwindigkeit [m/s] Eine möglichst detaillierte Ermittlung der Windverhältnisse am Anlagenstandort ist deshalb unumgänglich und entscheidend für die Höhe des Energieertrages. Eine falsche Windprognose hat verheerende Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit einer KWA. Windprognosen können mit Hilfe unterschiedlicher Vorgehensweisen ermittelt werden. Die genaueste Methode zur Bestimmung der Windverhältnisse ist die Durchführung eigener Windmes- 2 Eigenschaften der Normatmosphäre nach International Civil Aviation Organisation (ICAO): Höhe: 0 m Temperatur: 15 C Luftdruck: 1,0133 bar Luftdichte: 1,255 kg/m³ [vgl. Sigloch 2009]

29 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage 18 sungen am Anlagenstandort. Des Weiteren können Informationen zu den Windverhältnissen am Anlagenstandort, zum Beispiel Windmessungen über ein Kalenderjahr, von meteorologischen Dienstleistern erworben werden. Vor allem bei Kleinwindanlagen ist es jedoch unabdingbar eigene Messungen durchzuführen. Da KWA meist auf Dächern oder auf Masten in Bebauungsgebieten errichtet werden, sind die Windbedingungen hier sehr standortspezifisch. Gegenstände, wie z.b. Bäume oder Häuser, können den Wind stark beeinflussen. Gekaufte Winddaten sind meist nur in 100 m Raster verfügbar und sind somit für Kleinwindanlagen kaum nutzbar, da an dem geplanten Standort Bäume oder Häuser den Wind massiv beeinflussen können Windmessung Aufgrund des hohen Einflusses der Windgeschwindigkeit auf den Energieertrag ist es von besonderer Bedeutung, dass diese Messungen möglichst akkurat durchgeführt werden und möglichst wenige Messfehler verursacht werden. Aufgrund dessen ist die Qualität der Windmessgeräte und Sensoren äußerst wichtig, um über einen längeren Zeitraum hinweg, ohne Unterbrechungen, genaue Messdaten zu erhalten. Ideal wäre, wenn die Messung über ein Jahr erfolgen würde, sodass eine Aussage über den Windverlauf für ein komplettes Betriebsjahr gemacht werden kann. Die Windverhältnisse sind ausschlaggebend für die Wirtschaftlichkeit einer Kleinwindanlage und sollten deshalb stets vor dem Kauf einer Anlage ermittelt werden um eine Fehlinvestition im Vorhinein zu vermeiden. Es gibt diverse Geräte, die zur Messung von Windgeschwindigkeiten eingesetzt werden können. Neben dem in der Praxis am häufigsten verbreiteten mechanisch betriebenen Schalenkreuzanemometer gibt es Messgeräte auf Ultraschallbasis, wie das Ultraschallanemometer, oder Messgeräte nach dem Prinzip des Radarverfahrens, das Sonic Detecting and Ranging (SODAR). Da hauptsächlich ein Schalenkreuzanemometer zur Windmessung verwendet wird, wird dieses im Anschluss näher beschreiben, vgl. hierzu ausführlich R. Gasch [Gasch 2011]. Das Schalenkreuzanemometer basiert auf dem Prinzip eines Savonius Rotors. An der vertikalen Welle befinden sich Hebelarme mit schalenförmigen Widerstandsflächen (Kegel- oder Kugelschalen), die eine Rotation verursachen, vgl. hierzu Abbildung 13.

30 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage 19 Die Messung basiert auf analogen bzw. digitalen Signalen die proportional zur Windgeschwindigkeit sind. Zum einen kann die Windgeschwindigkeit ermittelt werden, indem durch Rotation an einem Tachogenerator Spannung erzeugt wird, welche wiederum proportional zur Drehzahl und somit auch proportional zur Windgeschwindigkeit ist. Zum anderen kann die Windgeschwindigkeit bestimmt werden, indem über einen bestimmten Zeitraum hinweg die, durch Umdrehungen induzierten, Impulse gezählt werden. Ein Nachteil des Schalenkreuzanemometers ist jedoch die Trägheit des rotierenden Schalenkreuzes. Aufgrund der Trägheit ergibt sich bei schneller Änderung der Anströmgeschwindigkeit eine Verzögerung 1. Ordnung, die Weglänge. Die Weglänge kann durch das Windtunnelverfahren ermittelt werden. Hierbei wird bei gleichmäßiger Windgeschwindigkeit, nach Freigabe des Anemometers, die Beschleunigung gemessen. Des Weiteren kann die Weglänge durch eine Gegenüberstellung des zu vermessenden Anemometers und einem Ultraschallanemometer mit hoher Auflösung ermittelt werden [vgl. Gasch 2011]. Abbildung 13: Aufbau eines Schalenkreuzanemometers [vgl. Gasch 2011]

31 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage Höhenabhängigkeit der Windgeschwindigkeit Die Windgeschwindigkeit nimmt mit fallender Höhe ab bzw. steigt mit zunehmender Höhe an. Dies hängt damit zusammen, dass die Reibung der Luftmassen an der Erdoberfläche den Wind mit ungestörter Geschwindigkeit (= geostrophischer Wind) auf bis zu 0 m/s in Erdbodennähe abbremst. Der Bereich zwischen Erdboden und geostrophischem Wind stellt die atmosphärische Grenzschicht dar. Je nach Witterung und Tageszeit liegt diese zwischen 600 und m über dem Erdboden. Vor allem im bodennahen Bereich der Grenzschicht, der sogenannten Prandtl-Schicht, beeinflusst die Reibung der Luftströmung die Strömungsverhältnisse. Der Aufbau der atmosphärischen Grenzschicht kann in Abbildung 14 betrachtet werden. Die Höhe der Prandtl-Schicht variiert je nach Tageszeit und meteorologischen Bedingungen zwischen 10 und 150 m Höhe. Diese Turbulenzen in der Prandtl-Schicht sind der Grund, weshalb Windturbinen mit möglichst hoher Nabe errichtet werden. Denn je höher die Nabe einer Windkraftanlage ist, umso weniger Stunden befindet sich diese in turbulenten Windströmungen [vgl. Gasch 2011]. Abbildung 14: Atmosphärische Grenzschicht [vgl. Gasch 2011] Während die momentane Veränderung der Windgeschwindigkeit von der atmosphärischen Stabilität bestimmt wird, hängt die mittlere Windgeschwindigkeit hauptsächlich von der Bodenrauhigkeit der Erdoberfläche ab. Die atmosphärische Stabilität wird von mehreren Faktoren, wie zum Beispiel der Temperaturschichtung und Feuchtigkeit, beeinflusst. Die Bodenrauhigkeit der Erdoberfläche wird als Rauhigkeitslänge z o bezeichnet und wird in Rauhigkeitsklassen unterteilt. Die jeweilige Rauhigkeitslänge ist abhängig von der Be-

32 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage 21 schaffenheit des Erdbodens. Je weniger Hindernisse den Wind beeinflussen können, umso geringer ist die Rauhigkeitslänge [vgl. Hau 2008]. In Tabelle 3 wird eine Übersicht über verschiedene Rauhigkeitsklassen und Rauhigkeitslängen gegeben. Rauhigkeitsklasse Rauhigkeitslänge 0 0,0002 m Wasserflächen 0,5 0,0024 m 1 0,03 m 1,5 0,055 m Geländetyp Offenes Terrain mit glatter Oberfläche, z.b. Beton, Landebahnen auf Flughäfen, gemähtes Gras Offenes landwirtschaftliches Gelände ohne Zäune und Hecken, eventuell mit weitläufig verstreuten Häusern, sehr sanfte Hügel Landwirtschaftliches Gelände mit einigen Häusern und 8 Meter hohen Hecken mit Abstand von ca Meter 2 0,1 m 2,5 0,2 m 3 0,4 m Landwirtschaftliches Gelände mit einigen Häusern und 8 Meter hohen Hecken mit Abstand von ca. 500 Meter Landwirtschaftliches Gelände mit vielen Häusern, Büschen, Pflanzen oder 8 Meter hohen Hecken mit Abstand von ca. 250 Meter Dörfer, Kleinstädte, landwirtschaftliches Gebäude mit vielen oder hohen Hecken, Wäldern und sehr raues und unebenes Terrain 3,5 0,8 m Größere Städte mit hohen Gebäuden 4 1,6 m Großstädte, hohe Gebäude, Wolkenkratzer Tabelle 3: Rauhigkeitsklassen und Rauhigkeitslängen nach Europäischem Windatlas [vgl. Van Radecke 2012] Im Bereich der Prandtl-Schicht kann die Zunahme der Windgeschwindigkeit mit der Höhe, genannt Höhenprofil der Windgeschwindigkeit, durch das exponentielle Windprofil nach Hellmann oder das logarithmische Windprofil berechnet werden. Dies gilt jedoch nur bei neutraler Schichtung und einheitlicher Oberflächenrauhigkeit. Unter neutraler Schichtung versteht man, dass ein adiabates Temperaturprofil herrscht und die Zunahme der Windgeschwindigkeit nur von der Reibung der Erdoberfläche beeinflusst wird.

33 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage 22 Das Windprofil nach Hellmann wird durch folgende Formel beschrieben: ( ) v 1 = Windgeschwindigkeit in Höhe z 1 v 2 = Windgeschwindigkeit in Höhe z 2 z 1 = Messhöhe 1 z 2 = Messhöhe 2 = Hellmannscher Höhenexponent Der Hellmannsche Höhenexponent nimmt je nach Geländetyp näherungsweise folgende Werte an. Hellmannscher Höhenexponent α Geländetyp 0,1 Offene See 0,14-0,2 Flaches offenes Land 0,22 0,32 Waldgelände 0,4 Gelände mit großen unregelmäßigen Hindernissen Tabelle 4: Hellmannscher Höhenexponent für verschiedene Geländetypen [vgl. Rebhan 2002] Wird der Höhenexponent durch eine Messung ermittelt, so ist dieser nur an dem jeweiligen Messstandort, für die Messhöhen z 1 und z 2, gültig. Der Exponent kann nicht für andere Standorte und andere Höhen verwendet werden, da dieser von der Höhe, der atmosphärischen Schichtung, der Rauhigkeit und der Geländestruktur abhängig ist und diese Faktoren je nach Standort variieren [vgl. Gasch 2011].

34 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage 23 Das logarithmische Windprofil, auch genannt das logarithmische Wandgesetz von Prandtl berücksichtigt zusätzlich die Bodenrauhigkeit z 0 und berechnet das Höhenprofil des Windes mit folgender Formel. Diese gilt für turbulente Grenzschichten, z.b. in Strömungskanälen und in der Atmosphäre. ( ) ( ) * = Schubspannungsgeschwindigkeit z = Höhe über Boden k = Kármánkonstante ( 0,4) z o = Rauhigkeitslänge Die Schubspannungsgeschwindigkeit gibt an, welche Schubspannung auf die Erdoberfläche wirkt. Die Schubspannung ist dabei die tangential zur Oberfläche wirkende Reibungskraft pro Flächeneinheit [vgl. GeoDataZone 2013]. Der Faktor kann durch die gemessene Geschwindigkeit v 1 in Höhe z 1 ersetzt werden, dadurch ergibt sich folgende vereinfachte Form des logarithmischen Höhenprofils: ( ) ( ) ( ) ( ) v1 = Windgeschwindigkeit in Höhe z1 v2 = Windgeschwindigkeit in Höhe z2 zo = Rauhigkeitslänge Damit lässt sich von der gemessenen Geschwindigkeit in Höhe z 1 auf die zu erwartende Windgeschwindigkeit in Höhe z 2 schließen. Dies ist vor allem bei Großwindanlagen von Bedeutung, da hier eine Messung in Nabenhöhe aus wirtschaftlichen Gründen meist nicht möglich ist und sich dadurch von der gemessenen Windgeschwindigkeit in Messhöhe auf die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe schließen lässt, vgl. hierzu H. van Radecke [Radecke 2012].

35 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage Berechnung des jährlichen Energieertrags auf Basis gemessener Winddaten Bei der Energieertragsberechnung einer Windkraftanlage ist die Windgeschwindigkeit und -verteilung der wichtigste Einflussfaktor. Wenn eine Messung der Windgeschwindigkeit vorgenommen wurde, liegen in der Regel einzelne Messwerte vor. Um aus diesen Messwerten den Energieertrag einer WKA berechnen zu können, werden sie in eine Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit umgewandelt. Hierbei wird dargestellt, wie oft bzw. über welchen Zeitanteil an der Gesamtzeit T die jeweilige Klassengeschwindigkeit herrscht. Hierzu werden die Windgeschwindigkeiten in Klassen i bzw. Bins 3 sortiert und in sogenannte relative Häufigkeiten 4 h i aufsummiert. Als Klassenbreite bzw. Bin-Breite Δʋi für die jeweiligen Windgeschwindigkeiten wird meistens 1 m/s oder 0,5 m/s festgelegt. Die Summe der relativen Häufigkeiten ergibt 1 bzw. 100 %. Der Gesamtenergieertrag E ges berechnet sich durch die Aufsummierung der einzelnen Klassenerträge E i. Der jeweilige Klassenertrag eines Bins ergibt sich aus folgender Formel: h i : relative Häufigkeit einer Klasse i P i : Klassenleistung einer Klasse i T: betrachteter Zeitraum in Stunden P i ist die jeweilige Klassenleistung in kw. Diese wird bestimmt, indem einer Klasse i der jeweilige Leistungswert auf der Leistungskennlinie P(ʋ) zugewiesen wird. Die Gesamtzeit T gibt den betrachteten Zeitraum an. Für die Bestimmung des Jahresenergieertrags ist T = Stunden. Die Berechnung der Klassenerträge ist zur besseren Veranschaulichung in Abbildung 15 dargestellt [vgl. hierzu Gasch 2011]. 3 Bin ist der englische Begriff für Klasse. 4 Die relative Häufigkeit (rel. Häufigkeit) gibt das Verhältnis der gemessenen Windgeschwindigkeiten einer Klasse und der Gesamtanzahl an Messwerten an.

36 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage 25 Der Jahresenergieertrag mit gemessener Häufigkeitsverteilung des Windes lässt sich durch folgende Formel beschreiben. [kwh/jahr] Abbildung 15: Übersicht über den Zusammenhang der Klassenhäufigkeit h i (a), die Klassenleistung P i (b) und den Klassenertrag E i (c) [eigene Darstellung in Anlehnung an Gasch 2011]

37 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage Berechnung des jährlichen Energieertrags aus einer Verteilungsfunktion Die Häufigkeitsverteilung der gemessenen Windgeschwindigkeiten kann auch durch eine Verteilungsfunktion h(ʋ) beschrieben werden. Der Energieertrag wird durch folgendes Integral berechnet, vgl. hier und zu Folgendem R. Gasch [Gasch 2011]. (ʋ) (ʋ) ʋ In der Praxis wird jedoch eine Summenbildung vorgenommen und Analog zu 3.2 berechnet. Der jährliche Energieertrag mit Hilfe einer Verteilungsfunktion lässt sich praxisbedingt wie folgt darstellen. Hierbei ist hi = h(ʋ)dʋ h(ʋi) Δʋi Die Verteilungsfunktion der Windgeschwindigkeit wird durch eine Weibull- Verteilungsfunktion angegeben. Auf diese wird in folgendem Kapitel genauer eingegangen Weibull-Verteilung Die Weibulldichtefunktion wird durch zwei Parameter, den Formfaktor k und den Skalierungsfaktor A, beschrieben. (ʋ) ( ʋ ) ( ( ) ) [ ] Der Skalierungsfaktor A hat die Einheit [m/s] und gibt die, für die Zeitreihe beschreibende Windgeschwindigkeit an. Der Formfaktor k variiert zwischen 1 bis 4 und ist ein Maß für die Schwankungen um den Mittelwert der Windgeschwindigkeit ʋ. Hierbei gilt, je größer der k- Wert umso geringere Schwankungen treten auf. In Abbildung 16 und Abbildung 17 wird dargestellt, wie sich die Form einer Weibullverteilung mit variierendem A- bzw. k-faktor verändert.

38 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage 27 Abbildung 16: Weibull-Verteilung mit verschiedenen Skalierungsfaktoren A und konstantem Formfaktor k = 1,6 Abbildung 17: Weibull-Verteilung mit verschiedenen Formfaktoren k und konstanter mittlerer Windgeschwindigkeit von 8 m/s [eigene Darstellung in Anlehnung an Gasch 2011]

39 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage 28 Es gilt näherungsweise folgender Zusammenhang zwischen dem Skalierungsfaktor A, Formfaktor k und der mittleren Windgeschwindigkeit ʋ [vgl. Molly 1990]. ʋ ( ) [m/s] In darauffolgender Tabelle 5 werden typische Werte des A- und k-faktors für verschiedene Regionen in 10 m und m Höhe, in Deutschland aufgeführt. 10 m Höhe m Höhe Region k A [m/s] k A [m/s] Küste 1,79 5,54 2,17 7,02 Mittelgebirge 1,66 4,50 1,91 5,55 Norddeutsche Tiefebene 1,58 4,03 1,97 5,52 Tabelle 5: Weibullparameter für verschiedene Regionen in 10 m und 30-40m Höhe [vgl. Windenergie-Report 2008] Wird eine gemessene Häufigkeitsverteilung an eine Verteilungsfunktion (ʋ) angenähert bzw. soll diese mit einer Verteilungsfunktion verglichen werden, so ist folgender Zusammenhang zu beachten: ( ) ( ) Dies ist darauf zurück zu führen, dass Verteilungsfunktionen die Dimension [ ] haben und an die Klassenbreite Δʋ i angepasst werden müssen. Das bedeutet, dass die relative Häufigkeit bei einer Verteilungsfunktion mit der gewählten Bin-Breite des Histogramms multipliziert wird. Wählt man z.b. eine Bin-Breite von 0,5 m/s ist die relative Häufigkeit der Verteilungsfunktion in der Klasse i: ( ) ( )

40 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage Rayleigh-Verteilung Für den Sonderfall k = 2 wird die Weibull-Verteilung zu einer Rayleigh-Verteilung. Dies ist eine vereinfachte Darstellung, denn hierbei wird nur die mittlere Windgeschwindigkeit für eine Berechnung der Verteilungsfunktion benötigt. R ( ) ( ) ( ( ) ) [ ] Der Formfaktor k = 2 bedeutet eine geringe Schwankung um die mittlere Windgeschwindigkeit. In ca. 40 m Höhe treten k-werte größer zwei nur in Küstengebieten auf. Die Rayleigh-Verteilung wird in der Regel nur für eine erste Abschätzung des jährlichen Energieertrages verwendet, da bei frühen Berechnungen meist nur die mittlere Windgeschwindigkeit eines Standortes bekannt ist [vgl. Gasch 2011].

41 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage Auftretende Verluste Ein weiterer Aspekt, der den Energieertrag beeinflusst, ist die Qualität der Systemkomponenten und die dadurch auftretenden Verluste. Bei Kleinwindanlagen müssen bei der Energieertragsberechnung die Wechselrichterverluste, die Leitungsverluste und die Verluste bei der Netzeinspeisung mit berücksichtigt werden. Unter Betrachtung der auftretenden Verluste gilt für den jährlichen Energieertrag einer Kleinwindanlage: η ges ist hierbei der Gesamtwirkungsgrad. Dieser ergibt sich aus dem Produkt der vorherrschenden Komponentenwirkungsgrade [vgl. SWA Stiller 2013]. ges = w l netz Hierbei gilt: η w = Wechselrichterwirkungsgrad 5 η l = Leitungswirkungsgrad η netz = Wirkungsgrad Netzeinspeisung Folgende Werte treten typischerweise in der Praxis auf: η w = 96,5 % 6 η l = 99,5 % η netz = 99% 5 Bei Energieertragsberechnungen wird mit dem Europäischen Wirkungsgrad gerechnet, denn dieser berücksichtigt die verschiedenen Teillastbereiche des Wechselrichters, [vgl. Witte 2009]. 6 Variiert je nach Wechselrichter. Hier: SMA Windy Boy TL5000, vgl. Anhang 2.

42 Berechnung des Energieertrags einer Windkraftanlage Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Die wirtschaftliche Bewertung von Windkraftanlagen erfolgt in der Regel durch eine Wirtschaftlichkeitsrechnung über einen Zeitraum von 20 Jahren. Der jährliche Energieertrag spiegelt jedoch nur die Stromproduktion im entsprechenden Windmessjahr wieder und kann dadurch nicht für eine langfristige Betrachtung verwendet werden, da die Windverhältnisse jedes Jahr stark schwanken. Handelt es sich zum Beispiel in einem Jahr um ein äußerst gutes bzw. schlechtes Windjahr, so wird in der Wirtschaftlichkeitsrechnung über 20 Jahre ein guter bzw. schlechter Ertrag angenommen und eine falsche Renditeprognose berechnet. Aus diesem Grund wird für die Langzeitbetrachtung das gemessene Windjahr auf das langjährige Mittel der Windverhältnisse bezogen und der langjährig mittlere Jahresenergieertrag E Jahrlm gebildet. Hierbei wird das gemessene Windjahr mit dem langjährigen Mittel der Windverhältnisse verglichen und durch den sogenannten Windindex bewertet. Dieser gibt in Prozentpunkten an, wie hoch die Abweichung vom Mittel ist. Entsprechen die gemessenen Windverhältnisse dem langjährigen Mittel, so gilt ein Windindex von 100 %. Fällt das Windaufkommen in einem Jahr um 4 % geringer aus (Abweichung -4 %), so ergibt dies einen Windindex von 96 % [vgl. Wind-Lexikon 2013]. ahrlm ahr WI = Windindex des jeweiligen Messjahres Die jeweiligen Windindices können von verschiedenen Anbietern erworben werden, wie zum Beispiel der Betreiber-Datenbasis (BDB-Index) oder dem Internationalen Wirtschaftsforum für Regenerative Energien (IWR-Index).

43 Hemmnisse der Kleinwindenergie 32 4 Hemmnisse der Kleinwindenergie Deutschland hinkt in der Kleinwindbranche anderen Ländern, wie zum Beispiel Großbritannien, stark hinterher. Während diese Nationen eigene Einspeisevergütungen für Kleinwindanlagen und Zertifizierungsstandards für Hersteller und Installateure eingeführt haben, gibt es in Deutschland nicht einmal ein bundesweit einheitliches Genehmigungsverfahren. Die Defizite und Hindernisse der deutschen Kleinwindbranche werden daher in diesem Kapitel aufgezeigt und Verbesserungsvorschläge aufgeführt. 4.1 Einspeisevergütung Wird der produzierte Strom einer Kleinwindanlage in das Stromnetz eingespeist, so erhält der Anlagenbetreiber eine Einspeisevergütung nach dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG). Während andere Länder die Kleinwindenergie gezielt fördern und eine gesonderte Einspeisevergütung für Kleinwindkraftanlagen eingeführt haben, wird in Deutschland bei der Windenergie nicht zwischen Groß- und Kleinanlagen unterschieden. Im Jahr 2013 liegt der Vergütungssatz bei, 88 /kwh. Kleinwindanlagen bzw. Anlagen mit einer Nennleistung kleiner 50 kw, erhalten diese Vergütung über einen Zeitraum von 20 Jahren [vgl. C.A.R.M.E.N 2013]. Aufgrund des geringen Einspeisetarifes für KWA, ist eine Netzeinspeisung bei Kleinwindanlagen wirtschaftlich nicht sinnvoll. Da dieser unter dem zu entrichtenden Strompreis liegt, ist ein Eigenverbrauch des erzeugten Stromes anzustreben. In Abbildung 18 werden internationale Einspeisevergütungen für Kleinwindanlagen aufgeführt. Es ist deutlich erkennbar, dass Deutschland im internationalen Vergleich die geringste Förderung für Kleinwindkraftanlagen aufbringt. Der BWE und der BVKE fordern deshalb schon seit einiger Zeit einen eigenen Einspeisetarif für Kleinwindanlagen im EEG.

44 Hemmnisse der Kleinwindenergie 33 Abbildung 18: Einspeisetarife verschiedener Länder [vgl. WWEA 2013] 4.2 Genehmigungspflicht Kleinwindanlagen sind bauliche Anlagen und somit genehmigungspflichtig. Das anzuwendende Baurecht einer KWA ist jedoch nicht abhängig von der Installationsgröße in Kilowatt, sondern von der Anlagenhöhe. Da es in Deutschland derzeit kein einheitliches Baurecht für Kleinwindanlagen gibt, hängt das Genehmigungsverfahren zusätzlich vom Installationsstandort ab, denn es wird durch die jeweilige Landesbauordnung geregelt. In dem Punkt, dass alle KWAs mit einer Gesamthöhe 7 größer 10 m genehmigungspflichtig sind, sind sich jedoch alle Bundesländer einig. Ein Genehmigungsverfahren nach dem Bundes- Immissionsschutzgesetz entfällt bei Kleinwindkraftanlagen, da diese in der Regel eine Höhe von 50 m nicht überschreiten. Da für die Bayernwerk Natur GmbH eine Kleinwindanlage in Bayern von Interesse ist, wird an dieser Stelle ausschließlich das Genehmigungsrecht für Kleinwindanlagen in Bayern erläutert, vgl. zum Folgenden die Bayerische Bauordnung (BayBO). 7 Gesamthöhe = Höhe Mast + Rotor bei vertikalen Windturbinen bzw. Höhe Mast + Rotorradius bei horizontalen Windturbinen.

45 Hemmnisse der Kleinwindenergie 34 Gesamthöhe 1 m In Bayern gelten Kleinwindkraftanlagen mit einer Gesamthöhe kleiner zehn Meter als verfahrensfrei 8. Verfahrensfrei bedeutet, dass die zuständige Bauaufsichtsbehörde nicht über den Bau einer Kleinwindanlage informiert werden muss. Für den Anlagenbetreiber ist hierbei ein Vorteil, dass Zeit und Kosten für einen Bauantrag gespart werden. Der Nachteil ist jedoch, dass der Anlagenbetreiber keinerlei Rechtssicherheit hat und bei Beschwerden der Nachbarn ein Rückbau veranlasst werden kann. Wird der geforderte Mindestabstand eingehalten, so wird es für den Nachbarn schwer, eine Demontage der Anlage einzufordern. Der Mindestabstand einer Windkraftanlage wird durch einen Kreis um die Mittelachse der Anlage definiert. Der Radius dieses Kreises berechnet sich aus der halben Mastlänge plus Länge des Rotors 9. Um nachfolgenden Beschwerden und einem möglichen Rückbau im Voraus entgegenzuwirken, sollte das Einverständnis der Anlieger, selbst bei eingehaltenem Mindestabstand, frühestmöglich und vor allem vor Baubeginn eingeholt werden. 10 m < Gesamthöhe < 30 m Für Kleinwindanlagen, die eine Gesamthöhe von 10 Meter überschreiten, jedoch kleiner als 30 m sind, besteht die Möglichkeit der Genehmigungsfreistellung 10. Bei einer Genehmigungsfreistellung sind die erforderlichen Dokumente bei der zuständigen Bauaufsichtsbehörde, z.b. Gemeinde oder Landratsamt, einzureichen. Die angrenzenden Nachbarn müssen laut BayBO spätestens bei Einreichung der Genehmigungsunterlagen über die geplante Montage informiert werden. Eine Genehmigungsfreistellung liegt vor, wenn folgende Punkte gegeben sind: Eine örtliche Bauvorschrift der Gemeinde schließt eine Genehmigungsfreistellung bei Kleinwindkraftanlagen nicht aus. Die Kleinwindanlage liegt im Geltungsbereich eines Bebauungsplans und widerspricht dessen Festsetzungen sowie den örtlichen Bauvorschriften nicht. Die Erschließung ist nach Baugesetzbuch abgesichert. 8 Art. 57 Abs. 1 Nr. 3 Buchst. B (BayBO) 9 Art. 63 Abs. 1 BayBO 10 Art 58 BayBO

46 Hemmnisse der Kleinwindenergie 35 Die zuständige Bauaufsichtsbehörde kann innerhalb einer einmonatigen Frist, ab Abgabedatum der Unterlagen, eine vorläufige Untersagung beantragen oder festlegen, dass ein vereinfachtes Baugenehmigungsverfahren durchgeführt werden muss. 3 m Gesamthöhe < 5 m Ab einer Anlagenhöhe von 30 Meter gelten KWAs als Sonderbauten und somit als genehmigungspflichtig 11. Die zuständige Genehmigungsbehörde, in der Regel das Landratsamt, lehnt sich hierbei an die Vorgaben des Bayerischen Windkrafterlasses, vgl. hierzu ausführlich den Bayerischen Windenergieerlass [Bayerischer Windenergieerlass 2011]. Cornelia Walter vom Landratsamt Rosenheim berichtet in einer Infoveranstaltung zum Thema Kleinwindanlagen des Landratsamtes Rosenheim, dass es beim Bayerischen Windkrafterlass noch immer Grauzonen gibt, welche im Ermessen jeder Bauaufsichtsbehörde unterschiedlich behandelt werden. Die jeweiligen Unterschiede im Genehmigungsprozess reichen von unterschiedlichen Gebühren (bis zu dreifacher Kostenunterschied), bis hin zu Ablehnungen [vgl. Walter 2013]. Auch P. Fest, Referent im Ministerium für Klimaschutz, Umwelt, Landwirtschaft, Natur und Verbraucherschutz des Landes Nordrhein- Westfalen, klagt, dass bei Kleinwindanlagen ein Flickenteppich des Genehmigungsrechts herrscht, der Anlagenprojektierer und Betreiber vor einen unübersichtlichen Genehmigungsprozess stellt [vgl. Fest 2011]. Um Klarheit in diesen Gesetzesdschungel zu bringen, ist es unbedingt notwendig, nicht nur auf Landesebene, sondern auch auf Bundesebene, ein einheitliches Baurecht ohne überzogene Anforderungen für Kleinwindanlagen zu verabschieden. 4.3 Statik Wird eine Kleinwindanlage auf Wohn- oder Nebengebäuden installiert, so sollte die Statik stets beachtet werden. Neben dem Gewicht des Rotors wird das Dach zusätzlich durch die Aufständerung belastet. Während zum Beispiel eine 500 W Turbine ein Dach mit weniger als 50 kg belastet, kann eine 5 kw Anlage eine Belastung des Daches von bis zu kg bedeuten. Laut dem Kleinwindexperten und Windenergie-Gutachter, Uwe Hallenga, sollte ab einer Nennleistung von 1 kw ein professionelles Statikgutachten durchgeführt werden [vgl. Hallenga 2011]. Hierbei sollte nicht nur geprüft werden, ob das Gebäu- 11 Art. 2 Abs. 4 Nr. 2 BayBO

47 Hemmnisse der Kleinwindenergie 36 de, selbst unter starken Sturmbedingungen, das Gewicht der Kleinwindanlage tragen kann, sondern auch ob, störende Vibrationen verursacht werden. Die Statik ist somit ein sehr wichtiger Punkt, der in der Planung keinesfalls unterschätzt werden darf. Erfüllt ein Dach nicht die erforderlichen statischen Bedingungen oder verursacht eine Anlage störende Vibrationen im Gebäude, so kann dies die geplante Installation zum Scheitern bringen, sofern kein Ausweichstandort, wie zum Beispiel ein Mast neben dem Gebäude, gefunden werden kann. 4.4 Lärm Der Bau einer Kleinwindkraftanlage hängt im Wesentlichen auch von der Akzeptanz der umliegenden Nachbarn ab. Fühlen sich diese durch eine Kleinwindanlage in ihrer Lebensqualität gestört, so können sie bewirken, dass es gar nicht erst zur Installation einer Anlage kommt. Hauptgrund für deren Ablehnung gegenüber Kleinwindanlagen sind vor allem die dadurch entstehenden Schallemissionen. Aus diesem Grund sollten bei der Wahl der richtigen Windturbine auch die Lärmimmissionswerte mit in die Entscheidung einfließen. Ein lauter Lärmpegel ist für alle Anlieger störend und sollte deshalb im Vorhinein geklärt werden. In einigen Fällen kam es sogar dazu, dass selbst die Anlagenbetreiber den Lärmpegel als störend empfanden und ihre Anlagen demontiert haben. Generell gelten für Kleinwindanlagen die in Abbildung 19 aufgeführten Immissionsrichtwerte außerhalb von Gebäuden nach der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm (TA Lärm). Die Immissionsrichtwerte geben vor, welche Lautstärke in den jeweiligen Gebieten, zu einer bestimmten Tageszeit, einzuhalten ist.

48 Hemmnisse der Kleinwindenergie 37 ART DER FLÄCHE Tags (6-22 Uhr) Nachts (22-6 Uhr) Industriegebiete 70dB(A) 70dB(A) Gewerbegebiete 65dB(A) 50dB(A) In Kerngebieten, Dorfgebieten und Mischgebieten In allgemeinen Wohngebieten und Kleinsiedlungsgebieten 60dB(A) 55dB(A) 45dB(A) 40dB(A) In reinen Wohngebieten 50dB(A) 35dB(A) In Kurgebieten, für Krankenhäuser und Pflegeanstalten 45dB(A) 35dB(A) Abbildung 19: Immissionsrichtwerte außerhalb von Gebäuden nach TA Lärm [vgl. Twele 2011] Die British Wind Energy Association (BWEA) fordert in ihrem Small Wind Certification Standard, dass Anlagenhersteller in ihren Produktspezifikationen die Lärmemissionen in einem sogenannten Noise Label graphisch darstellen, vgl. hierzu Abbildung 20. Hiermit wird veranschaulicht, wie sich die Lärmbelästigung der Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit zur Entfernung des Rotors verhält. Mithilfe dieser Grafik ist für Interessenten schnell ersichtlich, wie das Lärmverhalten der Kleinwindanlage ist und ob die benötigten Lärmgrenzen eingehalten werden [vgl. BWEA]. Abbildung 20: Noise Label des BWEA [vgl. BWEA 2008]

49 Hemmnisse der Kleinwindenergie 38 Windanlagenexperte und Autor Jochen Twele fordert deshalb, dass diese grafische Darstellung der Lärmimmissionen, mit leichten Änderungen, auch in Deutschland verwendet werden sollte. Eine Änderung wäre dahingehend nötig, dass die farbliche Markierung der Schallwerte an die Abstufung der TA Lärm (35 db(a) bis 70 db(a) in 5 db (A) Stufen) angepasst werden müsste, vgl. hierzu ausführlich J. Twele [Twele 2011]. 4.5 Fehlende Standards Immer wieder werden in Foren und Literatur Kleinwindinteressenten vor falschen Herstellerangaben gewarnt. Es gibt einige Turbinenhersteller die ihren Kunden mit falschen Leistungs- und Ertragsangaben eine schön gerechnete Wirtschaftlichkeit versprechen und im Nachhinein enttäuschte Anlagenbesitzer hinterlassen. Die Qualität der Anlagenhersteller ist für Interessenten oft schwer einzuschätzen, denn es mangelt derzeit an Standards und Zertifizierungen. Obwohl eine Zertifizierung nach dem internationalen Standard IEC möglich wäre, scheuen sich viele Hersteller vor dem damit verbundenem Aufwand und den anfallenden Kosten. Um einen gewissen Qualitätsstandard für Kleinwindenergieanlagen sicherzustellen, ist es notwendig, dass Zertifizierungen eingeführt werden, die zugleich für die Hersteller unter angebrachten Kosten und Aufwand zu erreichen sind. Sinnvoll wäre es hierbei, sich an den Vorreitern der Kleinwindindustrie zu orientieren. In den USA wurde bereits 2009 ein Standard für Kleinwindanlagen von der American Wind Energy Association (AWEA) im AWEA Small Wind Turbine Performance and Safety Standard festgelegt. Dieser schreibt explizit vor, welche Eigenschaften Anlagen erfüllen müssen, um eine Zertifizierung vom landeseigenen Zertifizierungsinstitut für Kleinwindanlagen zu erhalten. Der Windverband Großbritanniens übernahm daraufhin diesen Standard, mit minimalen Änderungen, als Zertifizierungsgrundlage für das landeseigene Zertifizierungsinstitut Microgeneration Certification Scheme (MCS). Großbritannien geht in der Qualitätssicherung sogar noch einen Schritt weiter und verlangt eine Zertifizierung des Herstellers sowie des ausführenden Installateurbetriebes nach MCS. Ansonsten wird der

50 Hemmnisse der Kleinwindenergie 39 eingespeiste Strom nicht nach dem Feed- In Tariff scheme 12 vergütet, vgl. hierzu ausführlich J. Twele [Twele 2011]. 12 Feed-In Tariff scheme ist das britische äquivalent zur Einspeisevergütung nach EEG.

51 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 40 5 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Im Rahmen eines Pilotprojektes der Bayernwerk Natur GmbH soll untersucht werden, ob sich der Betrieb einer vertikalen Kleinwindanlage mit einer Nennleistung von 5 kw als wirtschaftlich erweist. Hierzu wird in diesem Kapitel das geplante Pilotprojekt zur Installation einer KWA in Taufkirchen kurz vorgestellt und im Anschluss die durchgeführte Windmessung am Anlagenstandort beschrieben. Des Weiteren wird ein Konzept erörtert, mit dem sich der langjährig mittlere Jahresenergieertrag einer vertikalen Windturbine am Pilotstandort prognostizieren lässt. Darauffolgend soll im Rahmen eines Herstellervergleichs die beste KWA ausgewählt werden. Hierzu wird von Anlagentypen verschiedener Hersteller eine Vorauswahl getroffen und die selektierten Favoriten hinsichtlich ihrer Ertragsleistung, ihren Gesamtinvestitionskosten und der daraus folgenden Wirtschaftlichkeit bewertet. Dabei wird nicht nur die beste Kleinwindanlage herauskristallisiert, sondern zudem eine Aussage über die Wirtschaftlichkeit einer KWA in Taufkirchen getroffen. Abschließend werden in einer Sensitivitätsanalyse die einzelnen Einflussfaktoren der Rentabilität von Kleinwindanlagen untersucht, um ein Fazit zur allgemeinen Wirtschaftlichkeit von vertikalen Kleinwindanlagen abgeben zu können. Durch die Sensitivitätsanalyse soll vor allem untersucht werden, unter welchen Bedingungen der Betrieb einer Kleinwindanlage als wirtschaftlich sinnvoll anzusehen ist. 5.1 Projektvorstellung Die Bayernwerk Natur GmbH möchte anhand eines Pilotprojekts untersuchen, ob sich der Betrieb einer Kleinwindanlage als wirtschaftlich rentabel erweist und sich diese als ein neues Geschäftsfeld in Zusammenarbeit mit Kommunen beweisen können. Angedacht ist hierbei, dass nicht nur die theoretische Wirtschaftlichkeit einer Kleinwindanlage untersucht wird, sondern in einem sechsmonatigen Testbetrieb geprüft wird, ob sich die prognostizierten Ergebnisse tatsächlich realisieren lassen. Auf einem Gebäude der Bayernwerk AG soll deshalb eine vertikale Windturbine mit einer Nennleistung von circa 5 kw installiert werden und deren Leistungsabgabe über ein halbes Jahr ausgewertet werden. Um fundierte Daten zur theoretischen Energieertragsberechnung zu erhalten, wird im Vorfeld eine Windmessung am Anlagenstandort durchgeführt. Geplant ist, den Probebetrieb in Kooperation mit einem Anlagenhersteller oder dessen Vertriebspartner einzugehen. Im Rahmen dieser Zusammenarbeit soll der Kooperationspartner eine vertikale Windturbine inklusive Wech-

52 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 41 selrichter und Installationsmast während der Testphase kostenfrei zur Verfügung stellen. Die Bayernwerk Natur übernimmt alle restlichen Kosten für die Unterkonstruktion, Schaltschrank, Transport, Montage und Netzanschluss, Überprüfung der Statik, Windmessung sowie interne Projektmanagementkosten. Erbringt die Kleinwindanlage während des Testbetriebs die theoretisch berechnete Leistung, so wird die Kleinwindanlage von der Bayernwerk Natur erworben. Sollte sich herausstellen, dass die gewünschte Performance nicht erreicht wird, so bleibt die KWA in Besitz des Kooperationspartners und wird auf Kosten der Bayernwerk Natur demontiert. Ziel des Projektes stellen nicht nur die Wirtschaftlichkeit und der Praxisbetrieb einer Kleinwindanlage dar. Diese Referenzanlage dient auch dazu, Kommunen an die Kleinwindkraft heranzuführen und ihnen die Möglichkeit zu verschaffen, sich ein Bild über den Betrieb einer solchen Anlage zu machen. Diese Referenzanlage soll Bürgermeistern und Kommunalleitern zeigen, ob es sich lohnt, in die Kleinwindkraft zu investieren und hiermit einen Schritt in Richtung dezentraler Energieversorgung zu wagen. Erweist sich der Betrieb der getesteten Anlage als zufriedenstellend und wird der Referenzanlage seitens der Kommunen ein entsprechendes Interesse entgegen gebracht, so möchte die Bayernwerk Natur GmbH in dieses Geschäftsfeld einsteigen und in Zusammenarbeit mit Kommunen neue Projekte zum Thema Kleinwindkraft entwickeln. Sowohl Bayernwerk Natur, als auch die Kooperationspartner können von diesem Pilotprojekt profitieren. Während für die Bayernwerk Natur GmbH ein geringeres Risiko durch das Rückgaberecht einer leistungsschwachen Turbine besteht, kann der Anlagenhersteller die Leistungsfähigkeit seiner Turbine kostenlos unter Beweis stellen und dabei einen zusätzlichen Vertriebskanal durch die Bayerwerk Natur gewinnen.

53 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Anlagenstandort Taufkirchen Als Anlagenstandort der Pilotanlage wird das Netzcenter der Bayernwerk AG in der Karwendelstraße 7, Taufkirchen gewählt, siehe Abbildung 21, weil sich diese Liegenschaft in einer windarmen Region befindet. Eine Region wird als windarm angesehen, wenn ihre mittlere Windgeschwindigkeit in 10 m Höhe unter 3,0 m/s liegt. In Taufkirchen herrscht, laut dem Energie-Atlas Bayern, eine mittlere Windgeschwindigkeit von 2,5-2,9 m/s, vgl. Abbildung 22. Diese windschwache Region wurde deshalb ausgewählt, weil im Rahmen des Pilotprojektes untersucht werden soll, ob eine Kleinwindanlage auch unter suboptimalen Windbedingungen wirtschaftlich rentabel ist und einen zufriedenstellenden Betrieb vorweisen kann. Diese Anlage soll ein Vorzeigeprojekt für Kommunen und Bürgermeister sein. Darum ist es wichtig, dass die Anlage an einem Ort installiert wird, der sich in einer zentral und leicht zugänglich gelegenen Stätte befindet, was ebenfalls für den Standort Taufkirchen spricht. Des Weiteren war eine Lage am Stadtrand gewünscht, um möglichen Beschwerden der Nachbarn im Vorfeld aus dem Weg zu gehen. Abbildung 21: Netzcenter der Bayernwerk AG in Taufkirchen [vgl. Google Maps 2013 ]

54 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 43 Abbildung 22: Ausschnitt aus Windkarte mit durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten in 10 m Höhe [vgl. Energie-Atlas Bayern 2013]

55 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Bestimmung der Windverhältnisse am Standort Taufkirchen Für eine plausible Ertragsabschätzung reichen die Angaben zur mittleren Windgeschwindigkeit des Energie-Atlas Bayern nicht aus, denn dieser enthält keine standortspezifischen Informationen zur mittleren Windgeschwindigkeit. Er dient lediglich dazu, einen groben Überblick über windstarke und windschwache Gebiete zu schaffen. Um die Windverhältnisse auf dem Netzcenter in Taufkirchen möglichst präzise zu bestimmen, ist eine Windmessung über einen möglichst großen Zeitraum erforderlich. Die Windmessung wurde von der Firma Sonnenwindanlagen GmbH (SWA) betrieben und am 7. Dezember 2012 begonnen. Hierzu wurde auf dem Flachdach ein ca. 2 m hohes Stativ mit dem Messgerät Windenergie Logger PCE-WL 2 montiert. Der genaue Standort und Aufbau der Messung werden in Abbildung 23 bis Abbildung 25 dargestellt. Dieser Sensor mit Datenlogger misst die Windgeschwindigkeit auf Basis eines Schalenkreuzanemometers und die Windrichtung mittels einer Windfahne. Die gemessenen Minutendurchschnitts- und Maximalwerte der Windgeschwindigkeit sowie die Windrichtungswerte werden auf einer Secure Digital (SD) Speicherkarte gespeichert und können mit einem PC ausgelesen und bearbeitet werden. Die Messgrenzen der Windgeschwindigkeiten reichen von 0-40 m/s und der Windrichtung von ,5. Nähere Informationen zum Windenergie Logger können in Anhang 3 nachgelesen werden. Abbildung 23: Aufbau Windmessung in Taufkirchen [vgl. John 2013]

56 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 45 Abbildung 24: Windenergie Logger PCE-WL 2 [vgl. PCE 2013] Standort Messung Abbildung 25: Standort Windmessung Dachdraufsicht Gebäudeplan Netzcenter Taufkirchen [vgl. Böllmann Bayernwerk 2013]

57 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 19,0 20,0 Rel. Häufigkeit Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 46 Die Windmessung wurde von 7. Dezember 2012 bis 26. Juli 2013 durchgeführt. Zur Auswertung werden die Winddaten in regelmäßigen Abständen ausgelesen und in Microsoft Excel importiert. Nachdem alle Messdaten importiert wurden, werden im nächsten Schritt die Windverhältnisse analysiert. Hierbei wird eine Häufigkeitsverteilung für alle gemessenen Windgeschwindigkeiten gebildet und dadurch die Windgeschwindigkeitsverteilung ermittelt. Für die Windgeschwindigkeiten 0 bis 20 m/s werden Klassen bzw. Bins mit einer Bin-Breite von 0,5 m/s und 1 m/s gebildet. Eine Windgeschwindigkeit größer 20 m/s wurde bisher nicht erreicht. Die Histogramme der Windgeschwindigkeiten werden in folgender Abbildung 26 und Abbildung 27 grafisch dargestellt. Eine Analyse der Hauptwindrichtung wird nicht vorgenommen, da in Taufkirchen eine vertikale Windturbine installiert werden soll und diese keine Nachführung in Windrichtung erfordert. Die einzelnen relativen Häufigkeiten der Histogramme können in Anhang 1 überprüft werden. Alle gemessenen Windwerte können im digitalen Anhang nachgesehen werden. 20% Häufigkeitsverteilung Taufkirchen Messzeitraum bis (Bin-Breite 0,5 m/s) 18% 16% 14% 12% 10% 8% Rel. Häufigkeit 6% 4% 2% 0% Windgeschwindigkeit m/s Abbildung 26: Häufigkeitsverteilung Taufkirchen für Messzeitraum bis (Bin-Breite 0,5 m/s)

58 Rel. Häufigkeit Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 47 35% Häufigkeitsverteilung Taufkirchen Messzeitraum bis (Bin-Breite 1 m/s) 30% 25% 20% 15% Rel. Häufigkeit 10% 5% 0% >20 Windgeschwindigkeit m/s Abbildung 27: Häufigkeitsverteilung Taufkirchen für Messzeitraum bis (Bin-Breite 1 m/s) Beide Grafiken veranschaulichen den Unterschied der gewählten Bin-Breiten. Bei einer Bin-Breite von 0,5 m/s tritt zum Beispiel eine Windgeschwindigkeit von 2 m/s mit einer relativen Häufigkeit von 9,8 % auf. Bei einer Bin-Breite von 1 m/s ergibt sich hingegen eine relative Häufigkeit von 23,6 %. Dies hängt damit zusammen, dass eine größere Bin-Breite mehr Messwerte beinhaltet und weniger Klassen bzw. Bins gebildet werden. Zur genauen Analyse der Windgeschwindigkeiten wird Abbildung 26 herangezogen, da diese die detailliertere Auswertung der Windverhältnisse darstellt. Hier ist zu erkennen, dass eine Windgeschwindigkeit von 0 m/s am häufigsten auftritt. Dabei ist jedoch zu berücksichtigen, dass alle Windgeschwindigkeiten kleiner 0,2 m/s vom Anemometer als 0 m/s aufgezeichnet werden. Bei der Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten ergibt sich außerdem, dass mehr als 90 % der auftretenden Windgeschwindigkeiten unter 5 m/s betragen. Es kann sogar nur ein Drittel des Windaufkommens für die Kleinwindkraft genutzt werden, da die Windgeschwindigkeiten von 0 bis 2 m/s in Summe eine relative Häufigkeit von 67 % besitzen und ein Großteil der Kleinwindanlagen eine Einschaltgeschwindigkeit von 2 m/s benötigen.

59 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Energieertragsberechnung einer Kleinwindanlage am Standort Taufkirchen Um die Wirtschaftlichkeit einer Kleinwindanlage am Standort Taufkirchen zu untersuchen, muss zunächst der langjährig mittlere Jahresenergieertrag berechnet werden. Da dieser einen erheblichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit ausübt, ist eine möglichst präzise Berechnung anzustreben. Wie bereits in Kapitel 3 beschrieben, berechnet sich der langjährig mittlere Jahresenergieertrag mit folgender Formel. Die einzelnen Parameter der Formel werden im Anschluss genauer beschrieben. Häufigkeitsverteilung Wind h i : Ausgangspunkt für die Berechnung bilden die Winddaten der durchgeführten Windmessung. Im Rahmen der Windmessung wurden jedoch nur Werte für den Zeitraum von Dezember bis Juli ermittelt. Diese Daten spiegeln nicht den gesamten Zeitraum eines Betriebsjahres wieder und sind deshalb nicht ausreichend für die Bestimmung des jährlichen Energieertrages bzw. den daraus folgenden langjährig mittleren Jahresenergieertrag. Um diesen möglichst genau zu ermitteln, muss ein geeigneter Ansatz zur Prognose der Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit für ein Jahr gefunden werden. Diesbezüglich werden im Folgenden vier verschiedene Ansätze, mit den sich daraus ergebenden Jahresenergieerträgen aufgeführt. In Konzept 1 wird zunächst untersucht, welcher Energieertrag sich einstellt, wenn die gemessene Häufigkeitsverteilung des Messzeitraums für ein ganzes Betriebsjahr angenommen wird. Im zweiten Konzept wird der Energieertrag durch eine Annäherung der gemessenen Häufigkeitsverteilung an eine Weibullverteilung aufgeführt. Die Berechnung der generierten Energie durch Auffüllen des fehlenden Messzeitraums mit Daten einer anderen Messstation wird in Konzept 3 behandelt. In Konzept 4 wird anhand von Messdaten aus München ein Index gebildet. Dieser beschreibt, welchen Anteil der Energieertrag des Messzeitraums am Jahresenergieertrag hat. Abschließend werden die einzelnen Berechnungsansätze bewertet und das beste Konzept ausgewählt. Die Energieerträge der einzelnen Konzepte werden für je eine Bin-Breite von

60 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 49 0,5 m/s und 1 m/s berechnet, um den Einfluss der Bin-Breite auf den Energieertrag darzustellen. Leistungskennlinie Windturbine P i : Zur Berechnung der Energieerträge werden die Leistungsdaten einer Biotec BVT-5 verwendet, vgl. Abbildung 28. Abbildung 28: Leitungsdiagramm Biotec BVT-5 [SWA Köhne 2013] Verluste η ges : Es wird angenommen, dass ein Wechselrichter von SMA des Typs Windyboy 5000TL verwendet wird. Dieser hat einen Wirkungsgrad von 96,5 %, siehe Datenblatt in Anhang 2. Des Weiteren werden Kabelverluste von 0,5 % angenommen. Netzeinspeisungsverluste werden beim Vergleich der Energiekonzepte vernachlässigt, da diese nur im Falle einer Netzeinspeisung für den eingespeisten Strom anfallen würden. Folglich gilt für den Gesamtwirkungsgrad: ges = w l ges =96,02% η w = 96,5 % η l = 99,5 %

61 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 50 Windindex WI Jahr : Um den langjährig mittleren Jahresenergieertrag zu ermitteln, müssen die gemessenen Windverhältnisse auf das langjährige Mittel bezogen werden. Hierzu wird der IWR- Windertragsindex Binnenland des Internationalen Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR) verwendet, da dieser als einer der wenigen im Internet frei zugänglich ist, vgl. hierzu die Internetseite des IWR [IWR 2013]. Das Windjahr 2012 entsprach mit einer Abweichung von -0,4 % und dem daraus folgenden Windindex von 99,6 % fast dem langjährigen Mittel der vorangegangenen 10 Jahre ( ). Die Windverhältnisse 2013 waren bisher (Stand Juni) vergleichsweise schlecht mit einer Abweichung zum 10-Jahres- Ertragsmittelwert ( ) von -6,4 %. Obwohl die Windmessung in Taufkirchen bereits im Dezember 2012 begonnen wurde, wird dennoch der Windindex des Jahres 2013 verwendet, da der Großteil der Messung 2013 durchgeführt wurde. In Konzept 4 wird der Windindex vom Jahr 2012 verwendet, da sich diese Berechnung auf Messwerte des Jahres 2012 bezieht. WI 2012 = Windindex Jahr 2012 = 99,6 % WI 2013 = Windindex Jahr 2013 = 93,6 % Konzept 1 Annahme der gemessenen Häufigkeitsverteilung für ein Betriebsjahr Zunächst wird untersucht, wie der langjährig mittlere Jahresenergieertrag E jahrlm1 ausfällt, wenn die gemessene Windverteilung des achtmonatigen Messzeitraums für ein ganzes Betriebsjahr angenommen wird. E ahrlm = h i P i 8. h η ges Die detaillierte Berechnung mit Excel wird in Anhang 4 (Bin Breite 0,5 m/s) und Anhang 5 (Bin-Breite 1 m/s) dargestellt. Je nach gewählter Bin-Breite ergibt sich folgender langjährig mittlerer Jahresenergieertrag. Bin-Breite 0,5 m/s: kwh/jahr Bin-Breite 1 m/s: kwh/jahr

62 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 51 Anhand beider Ergebnisse ist klar erkennbar, dass eine größere Bin-Breite den Energieertrag verschönert, da die Sprünge der Leistungsklassen höher sind. Die Differenz beträgt hierbei sogar 20 %. Da dieses Ergebnis nur auf Messdaten eines achtmonatigen Zeitraums beruht, wird bei dieser Berechnung der Windverlauf über ein komplettes Betriebsjahr nicht berücksichtigt Konzept 2 Annäherung der gemessenen Häufigkeitsverteilung an eine Weibullverteilung Im Rahmen des Konzepts 2 wird die gemessene Häufigkeitsverteilung mit Hilfe eines Online-Tools, dem sogenannten Weibull-Rechner, an eine Weibullverteilung angenähert. Das Online-Tool wurde im Auftrag des Schweizer Bundesamts für Energie von der Firma Meteotest entwickelt und ist im Internet frei zugänglich, vgl. hierzu Suisse Eole [Suisse Eole 2013]. Um die gemessene Häufigkeitsverteilung an eine Weibullverteilung anzunähern, werden die gemessenen relativen Häufigkeiten der Windgeschwindigkeiten in Taufkirchen in den Weibull-Rechner eingegeben. Hierbei ist zu beachten, dass nur die relativen Häufigkeiten mit Bin-Breite 1 m/s der Klassen 0 bis 20 eingegeben werden können. Der Rechner ermittelt dann, durch ein iteratives Rechenverfahren, den Skalierungsparameter A und Formfaktor k zur Annäherung an eine Weibullverteilung. In Abbildung 29 wird die Ermittlung der Weibullfaktoren durch einen Screenshot des Online-Tools veranschaulicht.

63 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 52 Abbildung 29: Ermittlung Weibullparameter Suisse Eole [vgl. Suisse Eole 2013] Für Taufkirchen liegt laut Weibull-Rechner folgende Weibullfunktion vor: (ʋ) ( ʋ ) ( ( ) ) Skalierungsparameter A: 1,41 m/s Formfaktor k: 1,0 Der Formfaktor k gibt Auskunft über die Schwankung der Windgeschwindigkeit und kann Werte zwischen 1 und 4 annehmen. Je kleiner der Formfaktor ist, desto größer sind die Windschwankungen. In diesem Fall ist der Formfaktor 1, somit handelt es sich in Taufkirchen um sehr starke Schwankungen. Die für die Zeitreihe beschreibende Windgeschwindigkeit liegt bei 1,41 m/s. Laut Patrick Jüttemann, Kleinwindexperte und Betreiber eines Forums für Kleinwindanlagen, liegen die typischen Weibull-Parameter im Umland von

64 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 53 München bei k = 1,4 und A = 3,2 [vgl. Jüttemann 2013]. Daraus folgt, dass im Vergleich zum Münchner Umland die Windverhältnisse auf dem Netzcenter in Taufkirchen stärker schwanken und die mittlere Windgeschwindigkeit geringer ist. Nachdem die Weibullfaktoren ermittelt wurden, kann der langjährig mittlere Jahresenergieertrag berechnet werden. Hierfür wird die in Kapitel 3.3 angegebene vereinfachte Formel zur Berechnung des Energieertrages mit einer Verteilungsfunktion verwendet. h iw = h(ʋ)dʋ h(ʋ i ) Δʋ i Δʋ i = 1 m/s In Anhang 6 wird die detaillierte Kalkulation mit Excel dargestellt. Nach Abzug der Verluste ergibt sich für Konzept 2 ein Energieertrag E jahrlm2 von kwh/jahr. Somit fällt der Energieertrag im Vergleich zu Konzept 1 niedriger aus Konzept 3 Auffüllen des fehlenden Messzeitraums durch Windmessungen einer anderen Messstation In Konzept 3 soll der Jahresenergieertrag berechnet werden, indem für die fehlenden Messwerte, im Zeitraum Juli bis Dezember, Windmesswerte einer anderen Messstation verwendet werden. Hierzu wurden von Herrn Rolf Kapp, Betreiber der Website Minga- Weda [vgl. Kapp 2013], Messdaten zur Verfügung gestellt. Diese Windmessung wurde in München auf einem Hochhaus in 35 Meter Höhe durchgeführt und beinhaltet Minutenwerte von Januar 2012 bis Juli Des Weiteren wurden Messwerte des Deutschen Wetterdienstes vom Hohenpeißenberg durch die Firma Sonnenwindanlagen zur Verfügung gestellt. Diese Daten wurden in einer Höhe von 15 m gemessen und beinhalten den Zeitraum Januar bis Dezember 2012 als Stundenmittelwerte. Alle Messwerte von München und Hohenpeißenberg können im digitalen Anhang betrachtet werden. Im Folgendem soll untersucht werden, ob einer der beiden Standorte dasselbe Windaufkommen vorweist, wie

65 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 54 Taufkirchen und welcher Energieertrag sich ergibt, wenn der fehlende Messzeitraum mit den Winddaten dieses Standortes aufgefüllt wird. Da für Taufkirchen ab 7. Dezember 2012 Messungen vorliegen und die Messungen in München und Hohenpeißenberg den Dezember 2012 ebenfalls beinhalten, wird der Zeitraum von Uhr bis Uhr auf Kompatibilität überprüft. Zur Kompatibilitätsprüfung wird zunächst ein einheitliches Messformat geschaffen, wobei die Minutendurchschnittswerte von Taufkirchen und München in Stundendurchschnittswerte umgewandelt werden. Nachdem für jede Stunde ein Stundenmittelwert gebildet wurde, wird der Verlauf der Windgeschwindigkeiten an allen drei Standorten anhand Abbildung 30 grafisch dargestellt. Die Unterschiede des Windaufkommens an den drei Standorten sind klar erkennbar. Die Messstation auf dem Hohenpeißenberg weist, wie erwartet, die höchsten Windgeschwindigkeiten auf. In München und Taufkirchen gibt es, trotz der geographischen Nähe, ebenfalls erhebliche Unterschiede in den einzelnen Windwerten. Dies beweist, dass in Großstädten, selbst in großen Höhen, schlechtere Windverhältnisse herrschen. In Abbildung 29 ist bereits zu erkennen, dass die Windkennlinien nicht aufeinander passen. Um diese Kennlinien detaillierter zu untersuchen, wird der rot markierte Ausschnitt in Abbildung 30 separat betrachtet, sodass eine präzisere Aussage getroffen werden kann.

66 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 55 Abbildung 30: Windverlauf Taufkirchen, München und Hohenpeißenberg von Uhr bis Uhr

67 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Vergleich der Windverhältnisse in Taufkirchen und München Nachfolgende Abbildung 31 zeigt den Ausschnitt des Windverlaufs von Taufkirchen und München im Dezember Anhand der gelben Gerade (= Windverlauf Taufkirchen) und grünen Gerade (= Windverlauf München) ist zu erkennen, dass die generellen Windverläufe zueinander passen. Während in Taufkirchen tendenziell höhere Windgeschwindigkeiten herrschen, gibt es ebenso Momente, an denen in München ein stärkerer Wind bläst. Aufgrund der variierenden Differenz der Kennlinien, können die Windgeschwindigkeiten von München nicht durch einen Faktor an Taufkirchen angepasst werden. Die entstehenden Abweichungen würden den Energieertrag zu stark verfälschen. Daraus folgt, dass die Winddaten von München nicht mit Taufkirchen kompatibel sind und deshalb die Winddaten von München nicht für Taufkirchen verwendet werden können. Abbildung 31: Windverlauf Taufkirchen und München Ausschnitt im Dezember 2012

68 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Vergleich der Windverhältnisse in Taufkirchen und Hohenpeißenberg Abbildung 32 zeigt den Ausschnitt des Windverlaufs von Hohenpeißenberg und Taufkirchen im Dezember Analog zur vorherigen Darstellung zeigen hier ebenfalls die lila (= Windverlauf Hohenpeißenberg) und gelbe Gerade, dass sich hier ein ähnlicher Verlauf der Windgeschwindigkeit erkennen lässt. Die Differenz zwischen den Windgeschwindigkeiten variiert auch hier. Analog zu München, können deshalb die Winddaten von Hohenpeißenberg nicht für Taufkirchen verwendet werden. Abbildung 32: Windverlauf Taufkirchen und Hohenpeißenberg Ausschnitt im Dezember 2012 Nachdem gezeigt wurde, dass das Windaufkommen sowohl in München als auch am Hohenpeißenberg nicht mit Taufkirchen kompatibel ist, kann der fehlende Messzeitraum in Taufkirchen nicht mit diesen Messdaten aufgefüllt werden. Derartige Unterschiede der Windgeschwindigkeiten würden eine zu große Abweichung des Energieertrages hervorrufen. Folglich kann der Energieertrag für Taufkirchen mit Hilfe anderer Messdaten nicht berechnet werden, da keine kompatiblen Messwerte zur Verfügung stehen.

69 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Konzept 4 Indexierung der gemessen Werte durch Messwerte von München Da von München Messwerte des kompletten Jahres 2012 und von Januar bis Juli 2013 zur Verfügung gestellt wurden, kann ermittelt werden, welchen prozentualen Anteil das Windaufkommen bzw. der Energieertrag von Dezember 2012 bis Juli 2013 (Messzeitraum Taufkirchen) an dem Gesamtwindaufkommen bzw. Jahresenergieertrag des Jahres 2012 haben. Es wird also eine Art Windindex c gebildet, der beschreibt, welchen Anteil die Monate Dezember bis Juli am Jahresenergieertrag 2012 haben. In Konzept 3 wurde ermittelt, dass die Standorte München und Taufkirchen eine grundsätzliche Ähnlichkeit im Windverlauf vorweisen. Deshalb kann angenommen werden, dass der für München berechnete Index c Rückschlüsse auf Taufkirchen zulässt. Der Index c lässt sich im Allgemeinen mit folgender Formel berechnen. P i T P i T h imdez-juli = Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten in München von Dezember 2012 bis Juli 2013 T Dez-Juli = Summe der Stunden von Dezember bis Juli = h h im2012 = Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten im Jahr 2012 von München η ges = Verluste können hierbei ignoriert werden, da diese gekürzt werden In Tabelle 6 werden die Monatserträge sowie der Jahresertrag, ohne Berücksichtigung der Verluste, von München dargestellt. Außerdem gibt die Tabelle einen Überblick über die prozentualen Anteile der Monate am Jahresenergieertrag Durch Anwendung der oben genannten Formel ergibt sich, dass die Monate Dezember 2012 bis Juli 2013 einen Anteil von 74 % an der gesamten Energieproduktion im Jahr 2012 haben. Die detaillierte Auswertung der Häufigkeitsverteilungen sowie die Berechnung der Energieerträge können im digitalen Anhang nachvollzogen werden.

70 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Energieertrag Anteil an 2012 Energieertrag Anteil an 2012 Januar 86 kwh 9% 86 kwh 9% Februar 108 kwh 11% 92 kwh 10% März 82 kwh 9% 82 kwh 9% April 70 kwh 7% 70 kwh 7% Mai 74 kwh 8% 99 kwh 10% Juni 79 kwh 8% 81 kwh 8% Juli 94 kwh 10% 70 kwh 7% August 67 kwh 7% September 56 kwh 6% Oktober 58 kwh 6% November 51 kwh 5% Dezember 139 kwh 14% Summe 964 kwh 100% 584 kwh 60% Tabelle 6: Energieerträge in München für die Jahre 2012 und 2013 Der Jahresenergieertrag E Jahr4 des Jahres 2012 für Taufkirchen lässt sich daher wie folgt darstellen. T Dez-Juli = h c = 0,74 E ahr = h i P i T e uli η ges Um den langjährig mittleren Jahresenergieertrag E jahrlm4 zu erhalten, muss der Windindex vom Jahr 2012 mit einberechnet werden. Es wird hier der Windindex von 2012 verwendet, da sich der Jahresenergieertrag auf das Jahr 2012 bezieht. E ahrlm = h i P i T e uli η ges Die detaillierte Berechnung des Energieertrags kann in Anhang 7 (Bin-Breite 0,5 m/s) und Anhang 8 (Bin-Breite 1 m/s) nachgelesen werden. Je nach gewählter Bin-Breite ergibt sich folgender langjährig mittlerer Jahresenergieertrag. Bin-Breite 0,5 m/s: kwh/jahr Bin-Breite 1 m/s: kwh/jahr

71 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 60 Auffällig ist, dass es hier ebenfalls eine Abweichung von 20 % bei den unterschiedlich gewählten Bin-Breiten gibt. Somit bestätigen Konzept 1 und Konzept 4, dass eine grob gewählte Bin-Breite das Ergebnis verschönert. Die Ergebnisse dieses Konzeptes reihen sich zwischen Konzept 2 und Konzept 1 ein.

72 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Fazit Energieertragsberechnung Tabelle 7 zeigt eine Zusammenfassung der vorgestellten Ansätze und die zugehörigen langjährig mittleren Jahresenergieerträge. Der Energieertrag variiert je nach Konzept und gewählter Bin-Breite zwischen kwh und kwh pro Jahr. Die Differenz von über 700 kwh zeigt auf, wie wichtig es ist, den präzisesten Ansatz zur Prognose des Energieertrages zu finden. Wird der Ertrag mit einem falschen Berechnungsmodell ermittelt, so führt dies zu falschen Wirtschaftlichkeitsergebnissen. Konzept Beschreibung Energieertrag Bin-Breite 0,5 m/s Energieertrag Bin-Breite 1 m/s 1 Hochrechnung gemessener Werte auf 1 Jahr kwh/jahr kwh/jahr 2 Annäherung der gemessenen Häufigkeitsverteilung an eine Weibullverteilung kwh/jahr 3 4 Auffüllen des fehlenden Messzeitraums durch Windmessungen einer anderen Messstation Indexierung der gemessen Werte durch Messwerte von München Nicht möglich kwh kwh Tabelle 7: Zusammenfassung der Konzepte zur Berechnung des langjährig mittleren Jahresenergieertrags in Taufkirchen Konzept 1 wird als der schlechteste Ansatz zur Berechnung der Energieproduktion gesehen. Denn hierbei wird angenommen, dass das bisher gemessene Windaufkommen über das ganze Jahr herrscht. Dieser Ansatz ist zu ungenau, und kann nicht für eine Prognose verwendet werden. Die Anpassung an eine Weibullverteilung ist ebenfalls kein geeigneter Rechenansatz, denn diese ermittelte Weibullverteilung basiert, wie Konzept 1 auch, nur auf Messwerten von Dezember bis Juli und spiegelt somit nicht das Windaufkommen eines ganzen Betriebsjahres wieder. Ein besserer Rechenansatz wäre Konzept 3, denn hierbei wird der fehlende Messzeitraum mit kompatiblen Werten aufgefüllt. Dabei ist es möglich, den Windverlauf eines vollständigen Jahres wieder zu spiegeln und somit eine präzise Aussage über den jährlichen Energieertrag zu machen. Da für den Standort Taufkirchen jedoch die vorhandenen Messwerte

73 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 62 von Hohenpeißenberg und München nicht verwendbar sind, kann dieses Konzept nicht angewendet werden. Konzept 4 stellt die sinnvollste Prognose des Energieertrages dar. Anhand der Messwerte aus München, kann eine Aussage darüber gemacht werden, welchen Anteil der Energieertrag von Dezember 2012 bis Januar 2013 am Jahresenergieertrag des Jahres 2012 hat. Da Taufkirchen und München über eine geographische Nähe verfügen und eine Ähnlichkeit im Windverhalten aufweisen, kann dieser Index ebenfalls für Taufkirchen verwendet werden. Dieses Konzept nimmt Bezug auf den Jahresverlauf des Windes und ist deshalb als sinnvollster Ansatz zur Prognose des Jahresertrages anzusehen. Aus diesem Grund wird für nachfolgende Berechnungen das Berechnungskonzept 4 verwendet.

74 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Herstellervergleich vertikaler Kleinwindanlagen am Standort Taufkirchen Nachdem ein geeignetes Berechnungskonzept entwickelt wurde, muss im nächsten Schritt ein passendes Kleinwindfabrikat ausgewählt werden. In folgendem Abschnitt wird deshalb untersucht, welche vertikale Windturbine mit einer Nennleistung von circa 5 kw die wirtschaftlichste Lösung für den Standort Taufkirchen darstellt. Nachdem in einer Vorauswahl die favorisierten Anlagentypen gewählt wurden, werden diese anhand ihrer finanzwirtschaftlichen Kennzahlen verglichen. Zur Berechnung dieser Kennzahlen, im Rahmen einer Discounted-Cash-Flow Rechnung, müssen zudem der langjährig mittlere Jahresenergieertrag und die Gesamtinvestitionskosten der selektierten Turbinentypen ermittelt werden Vorselektion der favorisierten Anlagentypen Um einen Herstellervergleich durchführen zu können, wird als erstes nach Herstellern von vertikalen Kleinwindanlagen mit einer Nennleistung von 5 kw ±1 kw gesucht und diese aufgelistet. Im Anschluss werden diese Anlagentypen hinsichtlich folgender Eigenschaften bewertet und eine Vorselektion getroffen. Erreichen der Nennleistung Dauer Betrieb in Nennleistung Referenzen/Kritik Durch die Kriterien Erreichen der Nennleistung und auer Betrieb in Nennleistung soll beurteilt werden, bei welchen Windgeschwindigkeiten die Anlagen ihre Nennleistung erreichen und wie lange diese in ihrer Nennleistung betrieben werden können, bevor sie aufgrund von zu starkem Wind abgeschaltet werden müssen. Ein weiteres Kriterium sind Referenzen und Kritik. Dabei wird untersucht, ob ein bestimmter Anlagentyp schlechte oder gute Kritik von anderen Betreibern z.b. in Foren für Kleinwindanlagen erhalten hat. Des Weiteren fließen Referenzen und Vollständigkeit der Daten sowie Internetauftritt in die Bewertung mit ein. Für die einzelnen Kriterien werden drei Bewertungsstufen - / 0 / + vergeben. Hierbei ist - als negative, als durchschnittliche und + als positive Bewertung zu interpretieren. Wird in der Kategorie Referenzen/Kritik eine negative Bewertung ( - ) vergeben, so ist dies als K.o. Kriterium anzusehen, denn ein Anlagentyp mit schlechten Referenzen wird im Vorhinein ausgeschlossen. Eine Zusammenfassung der vorgenom-

75 Referenzen/ Kritik Dauer Betrieb Nennleistung Erreichen Nennleistung Abschaltgeschwindigkeit [m/s] Nenngeschwindigkeit [m/s] Einschaltgeschwindigkeit [m/s] Nennleistung [kw] Typ-Bezeichnung Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 64 menen Bewertung wird in nachfolgender Tabelle 8 aufgeführt. Die detaillierte Auflistung mit Bemerkungen zu den jeweiligen Anlagentypen kann in Anhang 9 nachgelesen werden. Vorauswahl Hersteller AirVVin US, Inc. AV-R3 5 1, Amperius VK ,5 12, Biotec BVT-5 5 2, CrossWind CrossWind 5 kw 5 1, Eightwind EW 5 5 1, Energy Technik Center DSFTV 4,2 2, Fairwind F Neuhäuser Windtec Vata H5 5 0,5 10, quietrevolution qr5 6 4,5 12, Ropatec Maxi Vertical Silent Future Silent Future 4,2 4,2 3 11, Winddam AWT(2) x ,9 10, XCO2 XCO2 6 4,5 15, Tabelle 8: Vergleich verschiedener Anlagentypen für vertikale Kleinwindanlagen Aus der Bewertung der einzelnen Anlagentypen ergibt sich, dass Anlagen folgender Hersteller aufgrund des K.o. Kriteriums negative Referen en / Kritik ausselektiert werden können. CrossWind Eightwind Energy Technik Center Ropatec Winddam XCO2 Die Windturbine von Silent Future wird ebenfalls ausgeschlossen, da diese in keinem der drei Kriterien eine positive Bewertung vorweisen kann.

76 Ausselektiert Favoriten Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 65 Somit verbleiben sechs Anlagentypen in der engeren Auswahl. Zur besseren Übersicht ist nachfolgend eine Zusammenfassung der Anlagenpriorisierung gegeben. Hersteller AirVVin US, Inc. Typ-Bezeichnung AV-R3 Amperius VK 250 Biotec BVT-5 Fairwind F16.05 Neuhäuser Windtec quietrevolution Vata H5 qr5 CrossWind CrossWind 5 kw Eightwind EW 5 Energy Technik Center DSFTV Ropatec Ropatec Maxi Vertical WER.060 Silent Future Silent Future 4,2 Winddam AWT(2) x2000 /4 kw Tabelle 9: Priorisierung Anlagentypen Kleinwindanlagen Nachdem eine erste Vorselektion durchgeführt wurde, werden von den Herstellern oder Vertriebsstellen der favorisierten Turbinentypen nähere Angaben zur Leistungskennlinie und Angebote mit Preisangaben eingeholt. Mithilfe dieser Informationen können im Anschluss der Energieertrag und die Wirtschaftlichkeit jedes einzelnen Anlagentyps berechnet werden und auf Basis dessen eine Auswahl zugunsten der renditestärksten KWA getroffen werden. Eine qr5 von quietrevolution kann im Folgenden nicht näher betrachtet werden, da selbst nach mehrmaliger Anfrage keine Informationen und Preisangaben zur Verfügung gestellt wurden. Eine Vata H5 von Neuhäuser Windtec wird an dieser Stelle ebenfalls ausselektiert, da der Hersteller von einer Dachinstallation abrät.

77 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Allgemeine Informationen über favorisierte Anlagentypen Nachfolgend werden die vier favorisierten Windturbinen Biotec BVT-5, Fairwind F16.05, Amperius VK 250 und AirVVin AV-R3 im Detail vorgestellt Anlagentyp 1 Biotec BVT-5 Die vertikale Windturbine BVT-5 verfügt über eine Nennleistung von 5 kw und wird von dem schottischen Hersteller Biotec International LTD. produziert. Ein deutscher Vertriebspartner ist die in München ansässige Firma Sonnenwindanlagen GmbH (SWA). Ihr Rotor aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) basiert auf dem Savonius-Prinzip. Mit einer Höhe von 4,40 m und einer Breite von 2,40 m überstreicht ihr Rotor eine Fläche von 15,84 m². Durch ein Gesamtgewicht von 792 kg (inklusive 3 m Mast) gehört diese KWA zu den leichtesten ihrer Klasse. Laut Beschreibung ist die BVT-5 eine KWA mit einer Nennleistung von 5 kw. In ihrem Leistungsdiagramm erreicht die Biotec Turbine jedoch eine Nennleistung von 6 kw bei einer Windgeschwindigkeit von 12 m/s. Ihre Abschaltgeschwindigkeit liegt erst bei 40 m/s, was den Betrieb bei starkem Sturm ermöglicht. Bei dem Generator handelt es sich, wie bei allen im Folgenden vorgestellten Windkraftanlagen auch, um einen getriebelosen Permanentmagnetgenerator. Des Weiteren bietet Biotec eine Garantie von 5 Jahre auf alle Komponenten mit der Option diese auf 20 Jahre zu verlängern. Die Merkmale der Biotec BVT-5 können in Anhang 10 nachgelesen werden. Abbildung 33: Biotec BVT-5 [vgl. Biotec 2013]

78 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Anlagentyp 2 Fairwind F16.05 Die 5 kw Kleinwindanlage F16.05 des belgischen Herstellers Fairwind sa wird von der True Energy GmbH in Deutschland vertrieben. Ihr Darrieus-H Rotor wiegt 1085 kg und ist somit der schwerste Rotor unter den vier Favoriten. Bei einer Installation auf einen 8 m hohen Mast wird das Dach mit einem Gewicht von kg belastet. Die drei Rotorblätter aus legiertem Aluminium überstreifen, bei einer Länge und einem Durchmesser von 4 m, eine Fläche von 16 m². Ihre Nenngeschwindigkeit 13 liegt bei 12 m/s und ihre Abschaltgeschwindigkeit bei 20 m/s, vgl. hierzu Anhang 11. Abbildung 34: Fairwind F16.05 [vgl. True Energy 2013] Anlagentyp 2 Amperius VK 250 Die KD Stahl und Maschinenbau GmbH stellt unter dem Namen Amperius vertikale Kleinwindanlagen auf dem Darrieus-Helix Prinzip her. Informationen und Preise der Anlage wurden von dem in Bayern ansässigen Vertriebspartner Loosen Windkraft GmbH eingeholt. Die drei aerodynamisch geformten Rotorblätter werden aus GFK und carbonfaserverstärktem Kunststoff (CFK) gefertigt. Mit einer Höhe von 4,5 m und Durchmesser von 4,5 m umstreift der Rotor eine Fläche von 24,3 m². Das Gewicht des Rotors, inklusive kleinem Masten zur Dachmontage, beträgt ca. 860 kg. Bei diesem Anlagentyp handelt es sich ebenfalls um einen Generator mit Permanentmagneten. Die Amperius VK 250 erreicht ihre Abbildung 35: Amperius VK 250 [vgl. Loosen 2013a] Nennleistung erst bei einer Windgeschwindigkeit von 12,5 m/s und muss ab 15 m/s abgeschaltet werden. Diese Anlage hat bereits positive Kritik für äußerst leisen Betrieb im Fo- 13 Nennleistung wird ab dieser Windgeschwindigkeit erreicht.

79 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 68 rum für Kleinwindanlagen erhalten [vgl. Dodgemaster 2012]. Das Datenblatt der Firma Loosen mit Informationen zur Turbine ist in Anhang 12 aufgeführt Anlagentyp 4 AirVVin AV-R3 Die vertikale Windturbine AV-R3 besteht ebenfalls aus einem Darrieus-H Rotor. Die Anlage wird vom dem amerikanischen Hersteller AirVVin US, Inc. produziert. Ihr Kooperationspartner AXEPTOR AG übernimmt die Vermarktung und Projektkoordination in Europa. Diese KWA erreicht ihre Nennleistung von 6 kw bereits bei einer Windgeschwindigkeit von 10 m/s und somit früher als die anderen Anlagentypen. Der Betrieb dieser Anlage ist mit geringem Lärmaufkommen verbunden, denn bei Nenngeschwindigkeit wird lediglich eine Lautstärke von 6 db in 5 m Entfernung zur Achse erreicht. Hierbei übersteigt der Geräuschpegel der Umgebung bzw. des Windes meist die Geräuschentwicklung der KWA. Der Rotor besteht aus fünf Rotorblättern und überstreicht, mit einer Höhe von 4,3 m und einem Durchmesser von 4,18 m, eine Fläche von 17,97 m². Das Gewicht des Permanentmagnetgenerators und Rotors (ohne Mast) liegt bei 428 kg, siehe Datenblatt in Anhang 14. Abbildung 36: AirVVin AV-R3 [vgl. Axeptor 2013]

80 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Kostenaufstellung Zur Ermittlung der Investitionskosten der jeweiligen Kleinwindanlage wurden von den oben genannten Vertriebspartnern der Hersteller Angebote bzw. Richtpreise eingeholt. Die Gesamtinvestitionskosten des jeweiligen Anlagentyps setzen sich zusammen aus den Kosten für die Anlagenkomponenten, Schaltschrank, Unterkonstruktion, Montage und Inbetriebnahme, Transport, Netzanschluss, Prüfung der Statik, Windmessung und interne Projektmanagementkosten. Zunächst werden die anlagenunabhängigen Kosten erläutert und anschließend die spezifischen Anlagenkosten sowie Gesamtinvestitionskosten der betrachteten KWA aufgeführt. Alle Kosten werden ohne Mehrwertsteuer in Nettopreisen angegeben. Anlagenunabhängige Kosten: Die Ausgaben für Statik, Netzanschluss, Windmessung und interne Projektmanagementkosten müssen unabhängig vom Anlagentyp an die jeweiligen Dienstleister entrichtet werden und fallen deshalb für jede KWA in gleicher Höhe an. Netzanschluss: Aufgrund von Erfahrungswerten der Bayernwerk Natur GmbH werden die Kosten für einen Net anschluss auf 1.5 geschät t. Statikprüfung: Eine Einschätzung der Honorarkosten für eine Statikprüfung wurde von Cordes + Partner Beratende Ingenieure GmbH eingeholt. Diese beläuft sich auf circa 700 Euro. Windmessung: Für die Windmessung wird von der Firma Sonnenwindanlagen ein Pauschalpreis von 750 abgerechnet. Interne Projektmanagementkosten Bei der Bayernwerk Natur werden interne Projektmanagementkosten in einer Höhe von 4 % der Gesamtprojektkosten angesetzt. Da in diesem Fall für alle Anlagentypen unterschiedliche Investitionskosten, aber derselbe Managementaufwand anfallen, wird mit einer Pauschale von 1. kalkuliert.

81 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 70 Die Kosten für die Unterkonstruktion, Transport und Schaltschrank wurden nur von einzelnen Vertriebsbüros im Angebot inkludiert. Da diese aber bei allen Anlagentypen anfallen, werden diese Kosten ebenfalls hier aufgeführt. Schaltschrank: Sofern ein Schaltschrank im Angebot der Vertriebspartner nicht berücksichtigt wurde, wird dieser mit einberechnet. Dieser Preis wurde von der Firma Loosen Windkraft für einen Schaltschrank angegeben. Unterkonstruktion: Bei allen Kleinwindanlagen treten enorme statische und dynamische Belastungen sowie Vibrationen auf. Um eine sichere Statik und keine Vibrationen zu gewährleisten, sind bei allen Dachinstallationen spezielle Unterkonstruktionen erforderlich. Da jedes Dach eine unterschiedliche Statik aufweist, gibt es hierfür keine Standards. Deshalb müssen diese für jedes Installationsdach individuell geplant und angefertigt werden, wobei ein sehr hoher Kostenaufwand entstehen kann. Die Firma Loosen Windkraft hat das Gebäude in Taufkirchen näher untersucht und eine Kostenschät ung für die Unterkonstruktion von 15. abgegeben. Transportkosten: Die Transportkosten für Unterkonstruktion, Turbine und Mast wurden lediglich im Angebot der Firma Loosen Windkraft mit 2.35 berücksichtigt. a Transportkosten auch bei allen anderen Anlagentypen anfallen werden, werden diese bei allen Kleinwindtypen veranschlagt.

82 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 71 Anlagenspezifische Kosten Anlagenspezifische Kosten sind vom jeweiligen Anlagentyp abhängig und beinhalten die Kosten der Anlagenkomponenten inklusive Mast und Schaltschrank sowie Montage und Inbetriebnahme. Folgend werden für jeden Anlagentyp die Anlagenspezifischen Kosten aufgeführt. Biotec BVT-5 Die Kosten für eine BVT-5 inklusive aller Komponenten, belaufen sich laut Preisliste auf Mündlich wurde jedoch ein Rabatt ugesichert, wodurch sich der Preis auf 1. redu iert. Die Kosten für eine Dachinstallation mit Befestigung und Mast belaufen sich laut Preisliste auf 2.8. Die Kosten des Schaltschrankes werden mit angenommen. Die Anlagenspezifischen Kosten belaufen sich somit auf eine Summe von ie Preislisten der Firma SWA können in Anhang 14 nachgelesen werden. Fairwind F16.05 Die Anlagenspezifischen Kosten einer F16.05 wurden von der Firma True Energy mit angegeben. Hierbei fallen 29.3 für die Kleinwindanlage mit allen Komponenten und Schaltschrank an. Für einen 6-8 m hohen Masten werden 5.2 und für Montage und Inbetriebnahme 4.1 berechnet, siehe Richtpreisaufstellung Anhang 15. Amperius VK 250 Zur Ermittlung der Kosten für eine Amperius VK 250 wurde ein Angebot der Firma Loosen Windkraft eingeholt. Diese berechnet Anlagenspezifische Kosten von abei fallen für die Kleinwindanlage an. er Schaltschrank wurde mit ausgewiesen. Für den Installationsmast nannte Herr Loosen einen Preis von Montage und Inbetriebnahme werden mit angesetzt, vgl. hierzu Anhang 16. AirVVin AV-R3 Laut Preisliste der Axeptor AG, fallen für die AV-R3, inklusive aller Komponenten, an. er Betonmast wird mit usät lichen verrechnet. Eine Auskunft über Montage- und Inbetriebnahmekosten ist nicht erfolgt. Die Montagekosten wurden in einem Telefonat auf. geschät t, da diese nach Aufwand berechnet werden. Ein Schaltschrank wurde im Angebot nicht berücksichtigt. Aus diesem Grund werden die Kosten hierfür mit angeset t. Die Anlagenspezifischen Kosten einer AV-R3 belaufen sich

83 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 72 somit auf eine Summe von ie Preisliste der Axeptor AG ist in Anhang 17 abgebildet. Gesamtinvestitionskosten Aus der Summe der oben genannten anlagenunabhängigen und anlagenspezifischen Kosten ergeben sich für jeden Anlagentyp folgende Gesamtinvestitionskosten, vgl. Tabelle 10. Biotec BVT-5 Fairwind F16.05 Amperius VK250 AirVVin AV-R3 Gesamtinvestitionskosten , , , ,13 KWA inkl. aller Komponenten 1., , 2 2.4, 29.3, Schaltschrank 1.954, , ,13 Mast Montage und Inbetriebnahme 2.8, 5.2, 3.422, 3.195, 4.1, 8.3 1,4., Unterkonstruktion 15., 15., 15., 15., Transport 2.3 5, 2.3 5, 2.3 5, 2.3 5, Netzanschluss 1.5, 1.5, 1.5, 1.5, Statikgutachten,,,, Windmessung 5, 5, 5, 5, Internes Projektmanagement 1., 1., 1., 1., Tabelle 10: Zusammenfassung Gesamtinvestitionskosten Eine Biotec BVT-5 stellt mit Gesamtinvestitionskosten die günstigste Variante dar. Bei diesem Anlagentyp fallen die geringsten Kosten für die KWA und deren Komponenten an. Des Weiteren sticht dieser Anlagentyp durch sehr geringe Montagekosten heraus. Eine Fairwind F16.05, Amperius VK 250 und AirVVin AV-R3 bewegen sich im selben Preissegment von rund.. Im Rahmen der Kostenanalyse sollte usät lich erwähnt werden, dass lediglich das Angebot der Firma Loosen alle anfallenden Kosten, wie z.b. für eine Unterkonstruktion, berücksichtigt. Bei den anderen Herstellern stellte sich erst nach erneuter Nachfrage heraus, dass etwaige Kosten im Angebot nicht enthalten sind.

84 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 73 Nachdem die Gesamtinvestitionskosten der verschiedenen Turbinentypen betrachtet wurden, werden im Anschluss die einzelnen Anlagen hinsichtlich ihres Leistungsverhaltens beurteilt Energieertragsvergleich Zur Berechnung des Energieertrages der einzelnen Anlagentypen wird das in Kapitel 5.4 favorisierte Konzept 4 herangezogen. Bei diesem Ansatz wird anhand Münchner Messwerte ein Index gebildet, der besagt, welchen Anteil der Energieertrag des Messzeitraums am Jahresenergieertrag hat. Um ein möglichst genaues Ergebnis zu erhalten, wird bei der Häufigkeitsverteilung eine Bin-Breite von 0,5 m/s gewählt. Bei der Kalkulation des langjährig mittleren Jahresenergieertrags in Konzept 4 wurde mit den Leistungsdaten einer Biotec BVT-5 gerechnet. Somit ist der Jahresertrag dieses Anlagentyps mit kwh bereits bekannt, vgl. Anhang 7. Um den Energieertrag der restlichen Anlagen zu ermitteln, müssen bei der Berechnung lediglich die Leistungsdaten der BVT-5 durch die Leistungskennlinien der Fairwind-, Amperius- oder AirVVin-Anlage ersetzt werden. Die Leistungskennlinien werden von den jeweiligen Datenblättern entnommen. Eine Übersicht der unterschiedlichen Leistungskennlinien zeigt Abbildung 37. Es ist deutlich zu erkennen, dass die Fairwind F16.05 und Amperius VK 250 einen schlechteren Anstieg der Leistung aufweisen. In dieser Grafik werden ebenso die Unterschiede der anlagenbezogenen Nennleistungen 14 und Abschaltgeschwindigkeiten verdeutlicht. Es ist bereits auf den ersten Blick ersichtlich, dass die Amperius- und Fairwindturbine die schlechtesten Leistungsdaten aufweisen und der jährliche Energieertrag dieser Anlagentypen niedriger als im Vergleich zu einer Biotec oder AirVVin, ausfallen wird. Eine BVT-5 und AV-R3 hingegen unterscheiden sich nur geringfügig in ihrem Leistungsverhalten. Beide Anlagen erreichen eine Nennleistung von rund 6 kw und können lange in dieser betrieben werden, bevor sie abgeschaltet werden müssen. Während eine AirVVin Anlage ihre Nennleistung bereits früher als eine Biotec erreicht, muss diese erst später abgeschaltet werden und kann somit länger in Nennleistung gefahren werden. Ein weiterer Vorteil der Biotec ist, 14 Die Nennleistungen einer Biotec-, AirVVin- und Amperiusanlage übersteigen die in den jeweiligen Datenblättern genannten Nennleistungen. Dies hängt damit zusammen, dass die Leistungsangabe im Datenblatt eher ein konservativ gewählter Richtwert ist, denn die tatsächliche Nennleistung variiert mit gewähltem Wechselrichter.

85 Leistung [kw] Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 74 dass diese vor allem bei sehr geringen Windgeschwindigkeiten über eine bessere Leistung, im Vergleich zu den anderen Anlagen, verfügt. 7 6 Leistungskennlinien verschiedener Anlagenhersteller BIOTEC BVT-5 AirVVin AV R3 Amperius VK 250 Fairwind F Windgeschwindigkeit [m/s] Abbildung 37: Leistungskennlinien verschiedener Anlagentypen Wird die Berechnung des jährlichen Energieertrages nach Konzept 4 mit den jeweiligen Leistungskennlinien der Anlagenhersteller durchgeführt, so ergeben sich für die einzelnen Anlagen unten genannte langjährig mittlere Jahresenergieerträge (LM Jahresenergieerträge). Die detaillierten Energieertragsberechnungen der Fairwind, Amperius und AirVVin KWA können in Anhang 18 bis Anhang 20 nachgelesen werden. Biotec Fairwind Amperius AirVVin BVT-5 F16.05 VK250 AV-R3 LM Jahresenergieertrag kwh 491 kwh 494 kwh kwh Tabelle 11: Übersicht der langjährig mittleren Jahresenergieerträge verschiedener Kleinwindanlagen Beim Vergleich der langjährig mittleren Jahresenergieerträge, ist auf den ersten Blick erkennbar, dass die Biotec BVT-5 und AirVVin AV-R3 die beste Leistungsperformance abgeben und annähernd die gleiche Menge an Strom produzieren. Der Energieertrag der anderen beiden Anlagentypen fällt im Vergleich hierzu sehr gering aus. Während eine Biotec Turbine rund kwh pro Jahr produziert, generieren eine Fairwind und Amperius

86 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 75 Turbine weniger als die Hälfte. Abbildung 38 zeigt die Aufteilung der generierten kwh in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit. Durch die Grafik wird verdeutlicht, wie sich die unterschiedlichen Leistungskennlinien auf den Energieertrag auswirken und welchen Energieertrag eine Anlage bei einer bestimmten Windgeschwindigkeit vorweist. Es ist eindeutig erkennbar, dass die Fairwind- und Amperiusanlagen bei niedrigen Windgeschwindigkeiten ein großes Defizit gegenüber einer Biotec oder AirVVin KWA haben. Dies liegt vor allem daran, dass die Biotec und AirVVin Kleinwindanlage eine niedrigere Anlaufgeschwindigkeit und einen früheren Anstieg der Kennlinie aufweisen. Die frühe Abschaltgeschwindigkeiten einer Amperius VK 250 und AirVVin AV-R3 tragen in diesem Fall nicht zum Ertragsunterschied bei, da eine Windgeschwindigkeit von 15 m/s in Taufkirchen bisher nicht überschritten wurde. Die unterschiedlichen Nennleistungen wirken sich ebenso nur gering auf den Ertragsunterschied aus. In der Abbildung ist eindeutig erkennbar, dass die gravierenden Ertragsunterschiede bei Geschwindigkeiten kleiner 11 m/s auftreten, also nicht im Betrieb bei Nennleistung. Daraus lässt sich schließen, dass bei der Wahl einer geeigneten Kleinwindanlage für Taufkirchen ein möglichst langer Betrieb in Nennleistung und eine möglichst späte Abschaltgeschwindigkeit nicht so ausschlaggebend sind, denn diese werden nur selten erreicht. Von viel größerer Bedeutung für den Energieertrag ist, dass die jeweilige Anlage ein gutes Schwachwindverhalten und einen schnellen Anstieg der Leistungskurve vorweist.

87 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 76 Abbildung 38: Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag verschiedener Anlagentypen in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit

88 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Wirtschaftlichkeitsvergleich Nachdem für alle vier Anlagentypen der Energieertrag berechnet wurde, folgt im nächsten Schritt die Berechnung der Wirtschaftlichkeit. Hierbei wird im Rahmen einer Discounted- Cash-Flow (DCF) Rechnung der Interne Zinssatz, engl. Internal Rate of Return (IRR), vor Steuern und Finanzierung (IRR v. St.) für die verschiedenen Anlagentypen ermittelt. Auf Basis dieser finanzwirtschaftlichen Kennzahlen wird bewertet, ob die analysierten Anlagentypen als wirtschaftlich rentabel gelten und welche Windturbine die beste Variante darstellt. Für die DCF-Rechnung werden, bis auf die Gesamtinvestitionskosten und langjährig mittleren Jahresenergieerträge, für alle Anlagen identische Parameter angenommen, da diese nicht vom spezifischen Anlagentyp abhängig sind. Im Anschluss werden die allgemeinen Annahmen zur Investitionsrechnung aufgeführt und im Detail erläutert. Allgemeine Annahmen zur Investitionsrechnung Eigenverbrauch: Es wird geschätzt, dass der erzeugte Strom zu 90 % selbst verbraucht wird. Des Weiteren wird mit einem Strompreis von,25 /kwh gerechnet. Nach Auskunft des E.ON Bayern Vertrieb beläuft sich die Strompreissteigerung in den nächsten Jahren auf 5 % pro Jahr. Netzeinspeisung: Nachdem ein Eigenverbrauch von 90 % angenommen wird, ergibt sich eine Netzeinspeisung von 10 % des generierten Stromes. Im Jahre 2013 erhält der Anlagenbetreiber nach EEG eine Vergütung von, 88 /kwh. Des Weiteren wird mit einem Ertragsverlust von 1 % bei der Netzeinspeisung kalkuliert. Das bedeutet, dass nur 99 % des eingespeisten Stroms nach EEG vergütet werden. Degradationsfaktor: Der Energieertrag mindert sich aufgrund von Verschleiß der Anlage um 0,2 % pro Jahr.

89 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 78 Abschreibungsdauer: Die Anlagenhersteller versprechen eine Lebensdauer der Turbinen von mindestens 20 Jahren, deshalb wird eine Laufzeit der Turbine mit 20 Jahren angesetzt. Die Investitionskosten werden über die gesamte Laufzeit linear abgeschrieben. Betriebskosten: Die Betriebskosten setzen sich zusammen aus den Kosten für Wartung und einer Verwaltungspauschale. Sie fallen jährlich an und werden mit einem Kostenanstieg von 1 % pro Jahr verrechnet. Die jährlichen Wartungsarbeiten umfassen in der Regel folgende Arbeiten: Schmieren der Lager Nachziehen der Schrauben Überprüfung des Bremssystems Sichtprüfung der kompletten Anlage Da sich die Anlage an einem leicht zugänglichen Ort befindet und diese Arbeitsschritte nur einen geringen Aufwand verursachen, werden die Wartungskosten auf 150 pro ahr geschätzt. Die Verwaltungspauschale wird jährlich mit 5 eingerechnet.

90 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 79 Gesamtinvestitionskosten und langjährig mittlere Jahresenergieerträge Die Gesamtinvestitionskosten und langjährig mittleren Jahresenergieerträge wurden in obigen Abschnitten berechnet und werden zur besseren Übersicht in nachfolgender Tabelle zusammenfassend dargestellt. Biotec Fairwind Amperius AirVVin BVT-5 F16.05 VK250 AV-R3 LM Jahresenergieertrag kwh 491 kwh 494 kwh kwh Gesamtinvestitionskosten 43. 9, ,.114, ,13 Tabelle 12: Übersicht Gesamtinvestitionskosten und langjährig mittlere Jahresenergieerträge Die detaillierten DCF-Rechnungen der unterschiedlichen Windturbinen können in Anhang 21 bis Anhang 24 nachgelesen werden. Unter den oben genannten Prämissen stellen sich über eine Laufzeit von 20 Jahren folgende finanzwirtschaftliche Kennzahlen ein. Biotec BVT-5 Fairwind F16.05 Amperius VK250 AirVVin AV-R3 Stromertrag 8. 8,9 3. 5,8 3. 9, ,07 Angefallene Kosten -4,4 9, , , ,93 Cash-Flow ,9 -. 1, ,13-55.,8 IRR v. St. -15,03 % -32,03 % -31,66 % -17,28 % Tabelle 13: Zusammenfassung finanzwirtschaftlicher Kennzahlen 15 Kumuliert und nicht diskontiert.

91 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 80 In der Wirtschaftlichkeitsanalyse wurde ermittelt, dass keine der vier Anlagentypen einen positiven IRR v. St. erwirtschaftet. Eine Biotec BVT-5 generiert im Vergleich das beste Ergebnis mit einem IRR v. St. von -15 %. Die AirVVin AV-R3 erzielt nach einer Biotec Turbine das zweitbeste Ergebnis mit einem IRR v. St. von -17 %. Eine Amperius VK 250 und Fairwind F16.05 schneiden aufgrund der fast identischen Kosten und Energieerträge auch bei der Wirtschaftlichkeitsanalyse, mit einem IRR v. St. von -32 %, gleich ab. Das Ergebnis zeigt, dass eine vertikale Kleinwindanlage und den genannten Bedingungen nicht wirtschaftlich ist und sogar Verluste in der Höhe eines Automobils im Premiumsektor generiert werden.

92 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Fazit Herstellervergleich vertikaler Kleinwindanlagen am Standort Taufkirchen Aus dem Herstellervergleich geht hervor, dass keine der vier Anlagentypen ein positives Ergebnis erzielt und deshalb eine Kleinwindanlage am Standort Taufkirchen wirtschaftlich nicht rentabel ist. Es handelt sich hierbei um Investitionen mit einem Verlust von bis zu 60 Tausend Euro. Eine Biotec BVT-5 schneidet im Herstellervergleich, aufgrund ihrer guten Leistungsperformance und geringen Kosten, am besten ab. Mit einem IRR v. St. von -15 % generiert diese Anlage den geringsten Verlust von Am zweitbesten schneidet die AirVVin AV-R3 ab. Dieser Anlagentyp verfügt ebenso über sehr gute Leistungsdaten. Es fallen jedoch höhere Investitionskosten im Vergleich zu einer Biotec an. Eine Amperius VK-250 und Fairwind F16.05 schneiden im Wirtschaftlichkeitsvergleich am schlechtesten ab, da diese ein schlechteres Leistungsverhalten bei niedrigen Windgeschwindigkeiten aufweisen. Aufgrund der schlechten wirtschaftlichen Ergebnisse hat die Bayernwerk Natur GmbH beschlossen, das geplante Pilotprojekt nicht durchzuführen. Durch die Installation einer 5 kw Referenzanlage sollte die Kleinwindkraft Kommunen näher gebracht werden. Derzeit zieht der Betrieb einer solchen Anlage jedoch hohe Verluste mit sich, sodass das Interesse seitens der Kommunen nicht gegeben ist. Während der Nachforschungen der unterschiedlichen Anlagentypen konnte zudem ein Einblick in die derzeitige Marktsituation verschafft werden. Hierbei wurde sehr schnell ersichtlich, dass es gravierende Unterschiede im Know-how und serviceorientiertem Denken der Anbieter gibt. Die Warnungen auf diversen Internetseiten und Fachbüchern, dass es unter den Herstellern viele schwarze Schafe gibt, haben sich im Rahmen dieser Nachforschungen bestätigt. Kleinwindinteressenten ist deshalb zu raten, sich ausgiebig zu informieren und Angebotsleistungen genau zu hinterfragen, um spätere Enttäuschungen zu vermeiden.

93 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Sensitivitätsanalyse Nachdem im vorherigen Kapitel gezeigt wurde, dass eine Kleinwindanlage in Taufkirchen keine wirtschaftlich sinnvolle Investition ist, wird in diesem Unterkapitel untersucht, welchen Einfluss die Investitionskosten, der langjährig mittlere Jahresenergieertrag, der Strompreis und der Anteil des Eigenverbrauchs auf die interne Verzinsung der Investition haben. Hierbei werden die Einflussfaktoren einzeln variiert und die Parameter für den wirtschaftlich rentablen Betrieb einer KWA festgelegt. Als wirtschaftlich rentabel gilt eine interne Verzinsung vor Steuern und Finanzierung von mindestens 5 %. Dieses Ergebnis wird jedoch nur bei extremen Bedingungen erzielt. Aus diesem Grund soll im Folgenden das Hauptaugenmerk darauf gerichtet werden, unter welchen Parametern zumindest eine Amortisation erreicht werden kann. Ausgangspunkt der Analyse bilden die Investitionskosten und der Energieertrag der Biotec BVT-5, da diese als beste Kleinwindanlage ausgewählt wurde. Zunächst wird in Abbildung 39 dargestellt, wie sich der IRR v. St. in Abhängigkeit von den Investitionskosten, dem Strompreis und dem Energieertrag ändert. Die Auswirkungen der Energieertragsänderungen werden in einer weiteren Grafik zusätzlich diskutiert. Im Anschluss wird ebenfalls auf die Veränderung des IRR v. St. in Abhängigkeit vom Eigenverbrauch eingegangen. Abschließend wird ein kurzer Einblick über die Wirtschaftlichkeit von KWA im Kleinwindpionierland Großbritannien gegeben.

94 IRR v. St. Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 83 10% Sensitivität Kleinwindanlagen 5% 0% -50% -25% 0% 25% 50% 75% 100% -5% -10% -15% -20% -25% Senkung der Gesamtinvestitionskosten Erhöhung des Strompreises Erhöhung des Energieertrags IRR v. St. (Investitionskosten) IRR v. St. (Strompreis) IRR v. St. (Energieertrag) Abbildung 39: Sensitivitätsanalyse Kleinwindkraftanlagen Gesamtinvestitionskosten Die blau gestrichelte Linie stellt den Verlauf des IRR v. St. in Abhängigkeit von der relativen Veränderung der Investitionskosten dar. Der positive Abschnitt der Abszisse bedeutet eine Senkung der Strompreise um die jeweilige Prozentzahl, analog bedeutet die negative Abszisse eine Steigerung. In der Grafik lässt sich erkennen, dass die Investitionskosten den größten Einfluss auf eine positive interne Verzinsung haben. Um zumindest eine Amortisation der Kosten zu erlangen, müssten sich die Gesamtinvestitionskosten um 90 % auf senken. Ein Preisabfall durch einen Anstieg der globalen Produktion, analog zur Photovoltaik, ist zu erwarten. Bei der Photovoltaik lag der Kostenverfall in den letzten sieben Jahren bei 75 % [vgl. BSW-Solar]. Das lag vor allem daran, dass durch Economies of Scale und günstige Produktionskosten asiatischer Modulproduzenten die Modulpreise gefallen sind. Ob dieser Effekt ebenfalls bei Kleinwindanlagen auftreten wird, ist allerdings fragwürdig.

95 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Strompreis Die orange durchgezogene Linie in obiger Abbildung zeigt den Verlauf des IRR v. St. in Abhängigkeit vom Strompreis. Die positive Abszisse zeigt die relative Erhöhung des Strompreises, mit einem Ausgangsstrompreis von,25 /kwh. Analog zeigt die negative Abszisse eine relative Senkung des Strompreises. Im Vergleich zu den Investitionskosten hat der Strompreis einen geringeren Einfluss auf einen positiven IRR v. St. Eine Absenkung der Strompreise hat dafür einen höheren Einfluss. 0,25 /kwh wurde bereits als sehr hoher Strompreis angenommen. Kommunale Einrichtungen zahlen im Durchschnitt 0,20 /kwh, wobei sich der IRR v. St. bereits auf ca. -17 % verschlechtert. Selbst bei einer Verdoppelung des Strompreises, wäre der wirtschaftliche Betreib mit einem IRR v. St. von 5 % erst ab einer Jahresenergieproduktion von kwh und einer Reduzierung der Gesamtinvestitionskosten auf 25. möglich Energieertrag Die grün gestrichelte Linie in Abbildung 39 veranschaulicht die Entwicklung des IRR v. St. in Abhängigkeit vom Energieertrag. Es ist zu erkennen, dass selbst eine Verdoppelung der Energieproduktion auf kwh keine Amortisation bewirken würde. Um einen besseren Überblick zu bekommen welchen Energieertrag eine Anlage produzieren müsste, um zumindest einen IRR v. St. von 0 % zu erhalten wird eine zusätzliche Abbildung 40 aufgeführt.

96 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 85 Abbildung 40: IRR v. St. in Abhängigkeit vom Energieertrag Diese zeigt, dass selbst auf dem Hohenpeißenberg, mit einem langjährig mittleren Jahresenergieertrag von kwh, kein wirtschaftlicher Betrieb möglich ist. Erst ab einer Energieausbeute von ca kwh pro Jahr ist eine Amortisation realisierbar. Unter Annahme einer Weibullfunktion, mit dem für Bayern typischen Formfaktor k = 1,4, würde sich dieser Energieertrag ab einer durchschnittlichen jährlichen Windgeschwindigkeit von 3,8 m/s erreichen lassen. Laut dem Bayerischen Windatlas treten mittlere jährliche Windgeschwindigkeiten größer 3,8 m/s mit einer relativen Häufigkeit von weniger als 4 % in 10 m Höhe in Bayern auf, siehe Abbildung Auf Basis der Leistungsdaten einer BVT-5, Bin-Breite 0,5 m/s, η ges = 96,02 %, Windindex 2012 = 99,60 %.

97 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 86 Abbildung 41: Prozentuale Verteilung der mittleren jährlichen Windgeschwindigkeit in Bayern [Bayerischer Windatlas 2010] Eine geografische Übersicht der mittleren jährlichen Windgeschwindigkeiten in 10 m Höhe zeigt die Windkarte des Energie-Atlas Bayern in nachfolgender Abbildung 42. Hierbei treten in den orange und rot gefärbten Flächen mittlere Windgeschwindigkeiten höher 3,8 m/s auf. Wie bereits erwähnt, gibt diese Kartenübersicht jedoch nur einen groben Überblick über regionale Windverhältnisse. Um die genauen Windverhältnisse an einem Standort zu analysieren müssen stets Windmessungen durchgeführt werden.

98 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 87 Abbildung 42: Übersicht Windpotential in Bayern in 10 m Höhe [vgl. Energie-Atlas Bayern 2013] Anteil des Eigenverbrauchs Folgend wird in Abbildung 43 aufgezeigt, welche Auswirkungen der Anteil des Eigenverbrauchs auf die Wirtschaftlichkeit einer Kleinwindanlage hat. Es ist auf den ersten Blick ersichtlich, dass die Wirtschaftlichkeit von KWA sehr stark vom Anteil des Eigenverbrauchs abhängig ist. Sinkt der Eigenverbrauch minimal, so bedeutet dies bereits einen rapiden Abfall des IRR v. St. Dieser steile Abfall der Wirtschaftlichkeit lässt sich dadurch begründen, dass der nicht selbst verbrauchte und somit eingespeiste Strom mit einer geringen Einspeisevergütung von nur 0,088 /kwh vergütet wird. Kleinwindanlagen sollten deshalb ausschließlich zur Deckung der Grundlast eines Verbrauchers beitragen, sodass möglichst ein 100%iger Verbrauch gewährleistet werden kann.

99 IRR v. St. Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 88-5% IRR v. St. in Abhängigkeit vom Eigenverbrauch 0% 25% 50% 75% 100% -10% -15% -20% IRR v. St. (Anteil Eigenverbrauch) -25% -30% Anteil Eigenverbrauch Abbildung 43: IRR v. St. in Abhängigkeit vom Eigenverbrauch Fazit Sensitivitätsanalyse Zusammenfassend lässt sich aus der Betrachtung der Sensitivitäten schließen, dass eine Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von Kleinwindanlagen am effektivsten durch Reduzierung der Investitionskosten erreicht werden kann. Aufgrund des globalen Wachstums der Kleinwindenergie kann erwartet werden, dass sich die Kosten senken werden. Zu welchem Prozentsatz dies sein wird, kann derzeit nicht prognostiziert werden. Die Bayerische Staatsregierung möchte energieautarke Gebäude im Rahmen des Häuser Programms fördern. In diesem Förderprogramm sollen Kleinwindkraftanlagen ebenfalls berücksichtigt werden. Von der Bayernwerk AG wurde in einer Stellungnahme zu diesem Förderprogramm vorgeschlagen, dass Kleinwindanlagen bis zu einer Installationsgröße von 5 kw einen Investitionskostenzuschuss von 1. pro installiertem KW erhalten [vgl. Hofer 2013]. Die Anzahl der Förderungen ist allerdings auf 250 Anlagen limitiert. Bei einer 5 kw Anlage würden sich durch diese Förderung die Anschaffungskosten um reduzieren. Dadurch würde sich der IRR v. St. auf -14 % verbessern. Somit ist diese Förderung eher als ein kleiner Bonus anzusehen, der zur Wirtschaftlichkeit der Anlagen wenig beiträgt.

100 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 89 Des Weiteren wurde ermittelt, dass eine Strompreissteigerung nur wenig Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit hat. Es wäre ein unrealistischer Preis von 1,35 /kwh notwendig, um unter derzeitigen Bedingungen in Taufkirchen einen positiven IRR v. St. zu erlangen. Bei Kleinwindanlagen im kommunalen Einsatzbereich müssen weitere Abstriche in der Wirtschaftlichkeit gemacht werden. Denn kommunale Einrichtungen entrichten durchschnittlich,2 /kwh, wobei sich der IRR v. St. bereits auf -17 % verschlechtert. Mittelständische Unternehmen liegen in der Regel bei 0,17 /kwh und somit einem IRR v. St. von -18 %. Der Energieertrag ist ebenso ein wichtiger Einflussfaktor auf die Wirtschaftlichkeit von Kleinwindanlagen, denn sinkt der Energieertrag so beeinflusst dies den IRR v. St. erheblich. Um eine Amortisation der Kleinwindanlage zu erhalten, muss die jährliche Energieausbeute größer kwh sein. Dieser Jahresenergieertrag wird jedoch nur an sehr wenigen Standorten oder in sehr großen Höhen möglich sein. Nach dem logarithmischen Höhenprofil müsste, bei einer durchschnittlichen Windgeschwindigkeit von 2,9 m/s in 10 m Höhe, die Kleinwindanlage in 35 m Höhe installiert werden, um eine durchschnittliche Windgeschwindigkeit von 4 m/s und einen Energieertrag von kwh zu erhalten. Dies würde jedoch einen Anstieg der Montagekosten oder der Mastkosten (bei Mastmontage auf dem Erdboden) mit sich bringen, wobei die Wirtschaftlichkeit wiederum reduziert wird. Es wurde ebenfalls aufgezeigt, dass der Eigenverbrauch des produzierten Stromes unabdingbar ist und deshalb ein 100%iger Eigenverbrauch zur Deckung der Grundlast angestrebt werden muss. Unter Annahme eines idealen Standortes mit einem langjährig mittleren Jahresenergieertrag von 5. kwh, einem 1 %igen Eigenverbrauch, Stromkosten von,25 /kwh sowie einer Preisreduktion um 50 %, ließe sich der wirtschaftliche Betrieb mit einem IRR v. St. von 5 % erzielen. Daraus kann geschlossen werden, dass bei einer zukünftigen Preisreduktion sowie einem zu erwartenden Strompreisanstieg die Wirtschaftlichkeit von Kleinwindanlagen an Standorten mit hervorragenden Windverhältnissen gegeben ist. Verhält sich die Preisentwicklung der Kleinwindanlagen identisch mit der Photovoltaik, so würde dieser Fall, laut dem BSW-Solar Photovoltaik-Preisindex [vgl. BSW-Solar 2012] in vier Jahren eintreten. An Standorten mit guten Windverhältnissen (>3.000 kwh Jahresenergieertrag) wäre dann zumindest eine Amortisation der Anlage möglich.

101 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage Wirtschaftlichkeit von Kleinwindanlagen in Großbritannien In der Einführung wurde beschrieben, dass die Kleinwindindustrie vor allem im Ausland einen Aufschwung erlebt. Es stellt sich deshalb die Frage, ob eine Kleinwindanlage in einem Kleinwindpionierland, wie zum Beispiel Großbritannien, wirtschaftlich ist. In Großbritannien gilt zum einen eine Einspeisevergütung für Kleinwindanlagen. Für eine 5 kw Anlage liegt der Tarif bei,343 /kwh [vgl. WWEA 2013]. Des Weiteren herrschen in Großbritannien bessere Windverhältnisse als in Bayern. In folgender Abbildung werden die durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten in 10 m Höhe in Großbritannien aufgezeigt. Hier lässt sich erkennen, dass eine durchschnittliche Windgeschwindigkeit von 4 m/s in 10 m Höhe nur selten unterschritten wird. An sehr guten Standorten gilt sogar eine durchschnittliche Windgeschwindigkeit von 9 m/s. An einem windreichen Standort mit einer Durchschnittsgeschwindigkeit von 5,6 m/s in 10 m Höhe ergibt sich eine Jahresenergieproduktion von kwh 17. Unter Annahme derselben Gesamtinvestitions- und Betriebskosten sowie einer 100%igen Netzeinspeisung würde eine Biotec BVT-5 einen IRR v. St. von 8 % erwirtschaften. Dies zeigt, dass aufgrund der besseren Windverhältnisse und einer besseren Vergütung vertikale Kleinwindanlagen in Großbritannien durchaus eine wirtschaftlich rentable Investition darstellen und deshalb die Kleinwindkraft in diesem Land einen Boom erlebt. 17 Annahme einer Rayleigh-Verteilung, da nur die mittlere Windgeschwindigkeit gegeben ist.

102 Wirtschaftlichkeitsanalyse einer vertikalen Kleinwindanlage 91 Abbildung 44: Durchschnittliche Windgeschwindigkeiten in Großbritannien in 10 m Höhe [vgl. Rensmart 2013]

103 Zusammenfassung und Ausblick 92 6 Zusammenfassung und Ausblick Während Kleinwindanlagen lange Zeit im Hintergrund der Großanlagen standen, rücken sie nun immer mehr in den Vordergrund. Vor allem im internationalen Raum, wie den USA oder Großbritannien, nimmt die Kleinwindkraft immer mehr an Fahrt auf. Von der World Wind Energy Association (WWEA) wird prognostiziert, dass die Anzahl der installierten Kleinwindanlagen im Jahre 2020 auf MW ansteigen wird. Aufgrund dieses globalen Booms stellte sich die Frage, ob die Kleinwindkraft bereits zu diesem Zeitpunkt eine wirtschaftlich rentable Investition darstellt. Im Rahmen dieser Masterarbeit wurde deshalb untersucht, ob der wirtschaftliche Betrieb unter derzeitigen Bedingungen möglich ist. Dabei lag das Augenmerk auf vertikalen KWA. Denn diese weisen einige Vorteile bei der Installation in Wohngebieten, im Gegensatz zu horizontalen Kleinwindanlagen, auf. Neben geringen Lärmemissionen verursachen sie zudem keinen Schattenschlag und sind deshalb besonders wohngebietsfreundlich. Des Weiteren eignen sich diese Anlagen vor allem für bodennahe Installationen in denen turbulente Windströmungen vorherrschen, denn sie benötigen keine Windnachführung. Da in den letzten Jahrzehnten vor allem die Horizontalanlagen ausgebaut und erforscht wurden, unterliegen die Vertikalanlagen hier vor allem kosten- und leistungstechnisch den horizontalen Kleinwindanlagen. Durch das steigende Interesse an Vertikalanlagen im Kleinwindbereich werden jedoch zunehmend Forschungsund Entwicklungsarbeiten getätigt, um etwaige Entwicklungsrückstände aufzuholen. Derzeit gibt es noch einige Hemmnisse in der Kleinwindindustrie, die es zu überwinden gilt. Während andere Nationen einen eigenen Einspeisetarif für Kleinwindanlagen eingeführt haben, gilt in Deutschland eine einheitliche Einspeisevergütung für Groß- und Kleinanlagen. Des Weiteren ist in Deutschland ein einheitliches Genehmigungsrecht auf Länder- und Bundesebene für Kleinwindanlagen anzustreben. Da durch eine Dachinstallation der Kleinwindanlage hohe Lasten und Vibrationen für das Gebäude entstehen, sind aufwendige Unterkonstruktionen notwendig. Die Kosten für eine solche Unterkonstruktion gilt es zu minimieren, um die Gesamtinvestitionskosten gering zu halten. Obwohl vertikale Windturbinen relativ geräuscharm sind, gibt es dennoch Unterschiede im Geräuschverhalten der jeweiligen Anlagentypen. Lärmimmissionen sind dabei ein entscheidender Faktor, der den Bau einer Kleinwindanlage zu Fall bringen kann. In den meisten Infobroschüren finden sich jedoch nur ungefähre Angaben der Betreiber, wie zum Bei-

104 Zusammenfassung und Ausblick 93 spiel leiser Betrieb. Um einen besseren Überblick über die Lärmemissionen einer Windanlage zu erhalten, sollten sich deshalb deutsche Anlagenhersteller ein Beispiel an der in England üblichen Noise-Label arstellung nehmen. Ein weiteres Defizit sind fehlende Standards. Viele Hersteller scheuen sich vor den Kosten für eine international anerkannte IEC Zertifizierung. Um einen konstanten Qualitätspegel zu halten, ist es wichtig einen einheitlichen Standard zu definierten. Sinnvoll wäre es deshalb, sich auch hier an den USA und Großbritannien zu orientieren, die einen landesinternen Standard für Kleinwindhersteller und zum Teil Installateure eingeführt haben. Dieser sollte außerdem zu einem angemessenen Aufwand und Preis erreichbar sein. Die Wirtschaftlichkeit von Kleinwindanlagen wurde anhand eines Pilotprojektes auf dem Netzcenter in Taufkirchen berechnet. Bereits im Dezember 2012 wurde auf dem Dach eine Windmessung aufgebaut, sodass eine Windauswertung von Dezember 2012 bis Juni 2013 möglich ist. Aus der Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten ergibt sich, dass lediglich ein Drittel des Windaufkommens von Dezember bis Juni die geforderte Einschaltgeschwindigkeit von 2 m/s überschreitet und zur Windenergie umgewandelt werden kann. Da die Windmessung nicht den kompletten Jahresverlauf wiederspiegelt, muss zur Bestimmung des jährlichen Energieertrages ein Konzept zur Prognose des jährlichen Windaufkommens ermittelt werden. Hierzu wurden insgesamt vier Ansätze aufgestellt. In Konzept 1 wurden die vorhandenen Messdaten für ein Jahr angenommen und in Konzept 2 an eine Weibullverteilung angepasst. Bei beiden Ansätzen wird jedoch nicht das komplette Jahresverhalten des Windes wiedergegeben, sondern angenommen, dass der gemessene Wind von Dezember bis Juli den Jahresverlauf wiederspiegelt. Deshalb sind diese Konzepte für die Berechnung des Jahresenergieertrages bzw. des langjährig mittleren Jahresenergieertrag nicht geeignet. In Konzept 3 wurde untersucht, ob der fehlende Messzeitraum durch Winddaten des Jahres 2012 einer Messstation in München oder auf dem Hohenpeißenberg ersetzt werden kann. Ein Vergleich der Windkennlinien, in einem übereinstimmenden Messzeitraum, ergibt jedoch keine Kompatibilität der Messwerte. Aufgrund dessen ist dieses Konzept nicht umsetzbar. Im letzten Konzept wurden ebenfalls die Messwerte von München herangezogen. Da vom Messstandort München eine ganzjährige Messung im Jahr 2012 und die Monate Januar bis Juli 2013 verfügbar sind, kann ein Index gebildet werden, der besagt, welchen Anteil die Monate Januar bis Juli am Gesamtwindaufkommen im Jahr 2012 haben. Dieser Index kann, aufgrund der geographischen Nähe zu Taufkirchen sowie einem grundsätzlich ähnlichem Windverlauf, ebenfalls für Taufkir-

105 Zusammenfassung und Ausblick 94 chen verwendet werden und dadurch das Windaufkommen in Taufkirchen für das Jahr 2012 prognostiziert werden. Aufgrund des Jahresbezugs wurde dieser Ansatz zur Prognose des jährlichen Windaufkommens sowie daraus folgender Berechnung des langjährig mittleren Jahresenergieertrags ausgewählt. Im darauffolgendem Herstellervergleich wurden vier Anlagentypen vertikaler Kleinwindanlagen (Biotec BVT-5, Fairwind F16.05, Amperius VK 250 und AirVVin AV-R3) hinsichtlich ihres Leistungsverhalten, Gesamtinvestitionskosten und daraus folgender Wirtschaftlichkeit miteinander verglichen. Resultierend ergibt sich, dass keine der vier Anlagen einen wirtschaftlichen Betrieb in Taufkirchen vorweisen kann. Aufgrund des besten Schwachwindverhaltens und der geringsten Gesamtinvestitionskosten schneidet im Vergleich eine Biotec BVT-5 am besten ab. Aber selbst mit dieser Anlage stellt sich in Taufkirchen ein Ergebnis mit einem IRR v. ST. von -15 % und einem Verlust von mehr als ein. Eine AirVVin Turbine generierte das zweitbeste Ergebnis, wobei hier bereits Verluste von über eintreten. Ein schlechtes Schwachwindverhalten führt bei einer Amperius und Fairwind KWA zu einem geringeren Energieertrag. Deshalb schneiden diese mit einem kumulierten Cash-Flow von - 1. am schlechtesten ab. Die Bayernwerk Natur wollte mit einem Pilotprojekt den Kommunen eine vertikale Kleinwindanlage näher bringen. Da kommunale Einrichtungen im Durchschnitt einen Strompreis von,2 /kwh u entrichten haben, würde sich an einem Standort mit Taufkirchener Windverhältnissen der IRR v. St. sogar auf -17 % verschlechtern. Die Bayernwerk Natur hat deshalb beschlossen, das geplante Pilotprojekt zu stoppen und die Kleinwindkraft im Moment nicht weiter zu untersuchen. Um in Taufkirchen zumindest eine Amortisation der Kosten zu erhalten, müssten die Gesamtinvestitionskosten um 90 % auf 4.4 gesenkt werden. Eine derartige Kostenreduktion ist jedoch völlig unrealistisch und nicht zu erreichen. Aus der Sensitivitätsanalyse ergibt sich ebenfalls, dass sich eine Kleinwindanlage unter derzeitigen Rahmenbedingungen erst ab einer langjährig mittleren Jahresenergieproduktion von kwh über einen Zeitraum von 20 Jahren amortisiert. Diese Jahresenergieproduktion ist allerdings erst ab einer mittleren Windgeschwindigkeit von 3,8 m/s erreichbar. Mittlere Windgeschwindigkeiten größer 3,8 m/s in 10 m Höhe treten in Bayern jedoch nur mit einer relativen Häufigkeit von 4 % auf. Zum wirtschaftlichen Betrieb mit einem IRR v. St. von 5 % wären sogar

106 Zusammenfassung und Ausblick kwh nötig. Dieser Energieertrag kann jedoch mit den untersuchten vertikalen Kleinwindanlagen und unter normalen Montagebedingungen 18 in Bayern nur unter extremen Windbedingungen, z.b. auf einem Berggipfel in den Alpen, erreicht werden. Anhand dieser Ergebnisse wird belegt, dass eine vertikale Kleinwindanlage unter derzeitigen Rahmenbedingungen in Bayern nicht wirtschaftlich ist. Es können nicht einmal die angefallenen Kosten gedeckt werden. Ein Installationsargument der heutigen Betreiber von vertikalen Kleinwindanlagen ist also nicht die erwirtschaftete Rendite, sondern eher das Hobby zur eigenen Stromversorgung. Viele Firmen sehen eine Kleinwindanlage auch als Werbeobjekt. Oft wird davon gesprochen, man möchte mittels einer Kleinwindanlage ein Zeichen für die Energiewende setzen. Dabei wäre ein Zeichen im Rahmen einer Photovoltaikanlage jedoch als wirtschaftlich sinnvollere Option anzusehen. Kleinwindanlagen stellen dennoch in anderen Ländern, aufgrund besserer Einspeisevergütungen und Windverhältnisse, eine wirtschaftlich rentable Investition dar. Es wird deshalb erwartet, dass sich durch den globalen Anstieg der Kleinwindindustrie die Investitionskosten in den nächsten Jahren senken werden. In welcher Höhe diese Preisreduzierung auftreten wird, ist derzeit nicht vorhersehbar. Sollte es in der Kleinwindbranche einen ähnlichen Preisverfall wie bei der Photovoltaik geben, so würden sich die Kosten bereits innerhalb von vier Jahren auf die Hälfte reduzieren. An Standorten mit sehr guten Windverhältnissen, wie zum Beispiel am Hohenpeißenberg, würde dann der wirtschaftliche Betrieb von Kleinwindanlagen möglich sein. An Standorten mit guten Windverhältnissen, wäre unter dieser Annahme zumindest eine Amortisation der Kosten über die Betriebsdauer möglich. Grundvoraussetzung ist dabei immer, dass der produzierte Strom möglichst zu 100 % selbst verbraucht wird. Treten diese Annahmen ein, so könnten Kleinwindanlagen ein Standbein der dezentralen Energieversorgung werden und zur Versorgungssicherheit der Betreiber beitragen. Solange jedoch keine Kostenamortisation generiert wird, wird der Betrieb einer Kleinwindanlage in Bayern auch langfristig ein Hobby oder ein Werbemittel bleiben. 18 Dachmontage oder Installation auf Masten bis zu 10 m Höhe.

107 Anhang 96 Anhang Anhang 1 Häufigkeitsverteilung der Windmessung in Taufkirchen Häufigkeitsverteilung Taufkirchen Messzeitraum bis (Bin-Breite 0,5 m/s) Dezember Januar Februar März April Mai Juni Juli SUMME Windgeschwindigkeit Bin Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Rel. Häufigkeit 0,0 0, ,27% 0,5 0, ,08% 1,0 1, ,29% 1,5 1, ,75% 2,0 2, ,84% 2,5 2, ,67% 3,0 3, ,43% 3,5 3, ,92% 4,0 4, ,02% 4,5 4, ,40% 5,0 5, ,08% 5,5 5, ,85% 6,0 6, ,70% 6,5 6, ,61% 7,0 7, ,51% 7,5 7, ,44% 8,0 8, ,34% 8,5 8, ,27% 9,0 9, ,19% 9,5 9, ,13% 10,0 10, ,09% 10,5 10, ,05% 11,0 11, ,03% 11,5 11, ,02% 12,0 12, ,01% 12,5 12, ,01% 13,0 13, ,00% 13,5 13, ,00% 14,0 14, ,00% 14,5 14, ,00% 15,0 15, ,00% 15,5 15, ,00% 16,0 16, ,00% 16,5 16, ,00% 17,0 17, ,00% 17,5 17, ,00% 18,0 18, ,00% 18,5 18, ,00% 19,0 19, ,00% 19,5 19, ,00% 20,0 20, ,00% >20 More ,00% %

108 Anhang 97 Häufigkeitsverteilung Taufkirchen Messzeitraum bis (Bin-Breite 1 m/s) Dezember Januar Februar März April Mai Juni Juli SUMME Windgeschwindigkeit Bin Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Frequency Rel. Häufigkeit ,27% ,37% ,59% ,10% ,95% ,48% ,54% ,13% ,78% ,46% ,21% ,08% ,03% ,01% ,00% ,00% ,00% ,00% ,00% ,00% ,00% >20 More ,00% ,00%

109 Anhang 98 Anhang 2 Datenblatt WINDY BOY 5000TL [vgl. SMA 2013]

110 Anhang 99

111 Anhang 100 Anhang 3 Datenblatt Windenergie Logger PCE-WL 2 [vgl. PCE 2013]

112 Anhang 101 Anhang 4 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 1 (Bin-Breite 0,5 m/s) Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen - Annahme der gemessenen Häufigkeitsverteilung für ein Betriebsjahr (Bin-Breite 0,5 m/s) T = 8760 Stunden Windgeschwindigkeit [m/s] Leistung P i [kw] Rel. Häufigkeit h i0,5 Energieertrag [kwh] 0,0 0,00 19,27% 0,00 0,5 0,00 17,08% 0,00 1,0 0,00 17,29% 0,00 1,5 0,00 13,75% 0,00 2,0 0,15 9,84% 129,26 2,5 0,18 6,67% 105,17 3,0 0,21 4,43% 81,48 3,5 0,28 2,92% 71,71 4,0 0,37 2,02% 65,60 4,5 0,47 1,40% 57,63 5,0 0,57 1,08% 53,91 5,5 0,97 0,85% 71,96 6,0 1,44 0,70% 88,06 6,5 1,80 0,61% 96,68 7,0 2,13 0,51% 96,07 7,5 2,48 0,44% 95,04 8,0 2,81 0,34% 83,87 8,5 3,20 0,27% 76,36 9,0 3,64 0,19% 60,44 9,5 3,85 0,13% 42,21 10,0 4,09 0,09% 30,98 10,5 4,50 0,05% 19,43 11,0 5,01 0,03% 11,68 11,5 5,50 0,02% 8,89 12,0 6,00 0,01% 5,08 12,5 6,00 0,01% 3,18 13,0 6,00 0,00% 2,07 13,5 6,00 0,00% 0,79 14,0 6,00 0,00% 1,11 14,5 6,00 0,00% 0,16 15,0 6,00 0,00% 0,00 15,5 6,00 0,00% 0,16 16,0 6,00 0,00% 0,00 16,5 6,00 0,00% 0,00 17,0 6,00 0,00% 0,00 17,5 6,00 0,00% 0,00 18,0 6,00 0,00% 0,00 18,5 6,00 0,00% 0,00 19,0 6,00 0,00% 0,00 19,5 6,00 0,00% 0,00 20,0 6,00 0,00% 0,00 >20 6,00 0,00% 0,00 SUMME 1.358,96 Jährlicher Energieertrag (ohne Verluste) 1358,96 kwh/jahr Wirkungsgrade Wechselrichter 96,5% Leitung 99,5% Wirkungsgrad Gesamt 96,02% Jährlicher Energieertrag (mit Verluste) 1304,84 kwh/jahr Windindex 93,60% Langjähriger mittlerer Jahresenergieertrag 1394,05 kwh/jahr

113 Anhang 102 Anhang 5 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 1 (Bin-Breite 1 m/s) Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag - Annahme der gemessenen Häufigkeitsverteilung für ein Betriebsjahr (Bin-Breite 1 m/s) T = 8760 Stunden Windgeschwindigkeit [m/s] Leistung P i [kw] Rel. Häufigkeit h i1 Energieertrag [kwh] 0,0 0,0 19,27% 0,00 1,0 0,0 34,37% 0,00 2,0 0,2 23,59% 309,96 3,0 0,2 11,10% 204,18 4,0 0,4 4,95% 160,36 5,0 0,6 2,48% 123,80 6,0 1,4 1,54% 194,88 7,0 2,1 1,13% 210,47 8,0 2,8 0,78% 191,55 9,0 3,6 0,46% 147,30 10,0 4,1 0,21% 75,82 11,0 5,0 0,08% 33,30 12,0 6,0 0,03% 14,78 13,0 6,0 0,01% 5,24 14,0 6,0 0,00% 1,91 15,0 6,0 0,00% 0,16 16,0 6,0 0,00% 0,16 17,0 6,0 0,00% 0,00 18,0 6,0 0,00% 0,00 19,0 6,0 0,00% 0,00 20,0 6,0 0,00% 0,00 >20 6 0,00% 0,00 SUMME 1.673,87 Jährlicher Energieertrag (ohne Verluste) 1673,87 kwh/jahr Wirkungsgrade Wechselrichter 96,5% Leitung 99,5% Wirkungsgrad Gesamt 96,02% Jährlicher Energieertrag (mit Verluste) 1607,21 kwh/jahr Windindex 93,60% Langjähriger mittlerer Jahresenergieertrag 1717,10 kwh/jahr

114 Anhang 103 Anhang 6 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 2 (Bin-Breite 1 m/s) Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen - Anpassung der gemessenen Häufigkeitsverteilung an eine Weibullverteilung T = 8760 Stunden Windgeschwindigkeit [m/s] Leistung P i [kw] Rel. Häufigkeit h iw Energieertrag [kwh] 0,0 0,00 0,00% 0,00 1,0 0,00 34,90% 0,00 2,0 0,15 17,17% 225,61 3,0 0,21 8,45% 155,41 4,0 0,37 4,16% 134,72 5,0 0,57 2,05% 102,12 6,0 1,44 1,01% 126,94 7,0 2,13 0,50% 92,38 8,0 2,81 0,24% 59,97 9,0 3,64 0,12% 38,22 10,0 4,09 0,06% 21,13 11,0 5,01 0,03% 12,74 12,0 6,00 0,01% 7,50 13,0 6,00 0,01% 3,69 14,0 6,00 0,00% 1,82 15,0 6,00 0,00% 0,89 16,0 6,00 0,00% 0,44 17,0 6,00 0,00% 0,22 18,0 6,00 0,00% 0,11 19,0 6,00 0,00% 0,05 20,0 6,00 0,00% 0,03 >20 6,00 0,00% 0,00 SUMME 983,98 Jährlicher Energieertrag (ohne Verluste) 983,98 kwh/jahr Wirkungsgrade Wechselrichter 96,5% Leitung 99,5% Wirkungsgrad Gesamt 96,02% Jährlicher Energieertrag (mit Verluste) 944,79 kwh/jahr Windindex 93,60% Langjähriger mittlerer Jahresenergieertrag 1009,39 kwh/jahr

115 Anhang 104 Anhang 7 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 4 (Bin-Breite 0,5 m/s) Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen - Annahme der gemessenen Häufigkeitsverteilung für ein Betriebsjahr (Bin-Breite 0,5 m/s) T = 5832 Stunden Windgeschwindigkeit [m/s] Leistung P i [kw] Rel. Häufigkeit h i0,5 Energieertrag [kwh] 0,0 0,00 19,27% 0,00 0,5 0,00 17,08% 0,00 1,0 0,00 17,29% 0,00 1,5 0,00 13,75% 0,00 2,0 0,15 9,84% 86,06 2,5 0,18 6,67% 70,02 3,0 0,21 4,43% 54,24 3,5 0,28 2,92% 47,74 4,0 0,37 2,02% 43,68 4,5 0,47 1,40% 38,37 5,0 0,57 1,08% 35,89 5,5 0,97 0,85% 47,90 6,0 1,44 0,70% 58,62 6,5 1,80 0,61% 64,36 7,0 2,13 0,51% 63,96 7,5 2,48 0,44% 63,27 8,0 2,81 0,34% 55,84 8,5 3,20 0,27% 50,84 9,0 3,64 0,19% 40,24 9,5 3,85 0,13% 28,10 10,0 4,09 0,09% 20,62 10,5 4,50 0,05% 12,93 11,0 5,01 0,03% 7,77 11,5 5,50 0,02% 5,92 12,0 6,00 0,01% 3,39 12,5 6,00 0,01% 2,12 13,0 6,00 0,00% 1,38 13,5 6,00 0,00% 0,53 14,0 6,00 0,00% 0,74 14,5 6,00 0,00% 0,11 15,0 6,00 0,00% 0,00 15,5 6,00 0,00% 0,11 16,0 6,00 0,00% 0,00 16,5 6,00 0,00% 0,00 17,0 6,00 0,00% 0,00 17,5 6,00 0,00% 0,00 18,0 6,00 0,00% 0,00 18,5 6,00 0,00% 0,00 19,0 6,00 0,00% 0,00 19,5 6,00 0,00% 0,00 20,0 6,00 0,00% 0,00 >20 6,00 0,00% 0,00 SUMME 904,73 Index c 0,74 Jährlicher Energieertrag (ohne Verluste) 1222,61 kwh/jahr Wirkungsgrade Wechselrichter 96,5% Leitung 99,5% Wirkungsgrad Gesamt 96,02% Jährlicher Energieertrag (mit Verluste) 1173,92 kwh/jahr Windindex 99,60% Langjähriger mittlerer Jahresenergieertrag 1178,63 kwh/jahr

116 Anhang 105 Anhang 8 Berechnung langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen Konzept 4 (Bin-Breite 1 m/s) Langjährig mittlerer Jahresenergieertrag Taufkirchen - Hochrechnung der Ergebnisse mittels eines Vergleichsindex T = 5832 Stunden Windgeschwindigkeit [m/s] Leistung P i [kw] Rel. Häufigkeit h iw Energieertrag [kwh] 0,0 0,00 19,27% 0,00 1,0 0,00 34,37% 0,00 2,0 0,15 23,59% 206,36 3,0 0,21 11,10% 135,93 4,0 0,37 4,95% 106,76 5,0 0,57 2,48% 82,42 6,0 1,44 1,54% 129,74 7,0 2,13 1,13% 140,12 8,0 2,81 0,78% 127,53 9,0 3,64 0,46% 98,07 10,0 4,09 0,21% 50,48 11,0 5,01 0,08% 22,17 12,0 6,00 0,03% 9,84 13,0 6,00 0,01% 3,49 14,0 6,00 0,00% 1,27 15,0 6,00 0,00% 0,11 16,0 6,00 0,00% 0,11 17,0 6,00 0,00% 0,00 18,0 6,00 0,00% 0,00 19,0 6,00 0,00% 0,00 20,0 6,00 0,00% 0,00 >20 6,00 0,00% 0,00 SUMME 1.114,38 Index c 0,74 Jährlicher Energieertrag (ohne Verluste) 1505,92 kwh/jahr Wirkungsgrade Wechselrichter 96,5% Leitung 99,5% Wirkungsgrad Gesamt 96,02% Jährlicher Energieertrag (mit Verluste) 1445,95 kwh/jahr Windindex 99,60% Langjähriger mittlerer Jahresenergieertrag 1451,76 kwh/jahr

117 Hersteller Amperius Amperius VK 250 Vertikal ,5 12,5 15 k.a. ja CrossWind CrossWind 5 kw Vertikal k.a. 5 1, k.a. k.a. Eightwind Eightwind EW 5 Vertikal , k.a. ja Energy Technik Center DSFTV Vertikal 520 4,2 2,3 k.a. 12 k.a. k.a. quietrevolution qr5 Vertikal ,5 12,5 26 k.a. ja Ropatec Maxi Vertical Vertikal k.a. k.a. Winddam AWT(2) x2000 Vertikal k.a. 4 2,9 10,5 14 k.a. k.a. XCO2 XCO2 Vertikal k.a. 6 4,5 15,5 16 k.a. k.a. Anmerkung Gute Kritik im Forum Kleinwindanlagen in Patentanmeldungsphase / Technologie noch nicht ausgereift schlechter Beitrag Bayerischer Rundfunk Vertriebsbüro in Bayern - schlechte Angaben zum Windturbinenhersteller von RWE Innogy in Deutschland vertrieben - Investor bei quietrevolution schlechte Kritik im Forum Kleinwindanlagen - Brand Steuerung, Abriss nach Sturm keine Homepage gefunden/ aus Catalogue of European Urban Wind Turbine Manufacturers keine Homepage gefunden/ aus Catalogue of European Urban Wind Turbine Manufacturers Vorauswahl Homepage Anhang 106 Anhang 9 Detaillierte Auflistung des Herstellervergleichs Referenzen/Kritik Dauer Nennleistung Erreichen Nennleistung Zertifizierung Lautstärke in db (Abstand in Meter von Achse bei Nenngeschwindigkeit) Abschaltgeschwindigkeit [m/s] Nenngeschwindigkeit [m/s] Einschaltgeschwindigkeit [m/s] Nennleistung [kw] Gewicht Rotor [kg] Rotortyp Typ-Bezeichnung AirVVin US, Inc. AV-R3 Vertikal , (5) k.a Biotec Biotec BVT-5 Vertikal , (5) ja Fairwind F16.05 Vertikal k.a. k.a Neuhäuser Windtec Vata H5 Vertikal ,5 10,5 14 k.a. ja Silent Future Silent Future 4,2 Vertikal 390 4,2 3 11,3 13 k.a. k.a

118 Anhang 107 Anhang 10 Datenblatt und Leistungsdiagramm Biotec BVT-5 [vgl. SWA Köhne 2013]

119 Anhang 108

120 Anhang 109 Anhang 11 Datenblatt Fairwind F16.05 [vgl. True Energy 2013]

121 Anhang 110 Anhang 12 Datenblatt Amperius VK 250 [vgl. Loosen 2013]

122 Anhang 111

123 Anhang 112 Anhang 13 Datenblatt AirVVin AV-R3 [vgl. Axeptor 2013]

124 Anhang 113

125 Anhang 114 Anhang 14 Preisliste für eine Biotec BVT-5 [vgl. SWA Köhne 2013]

126 Anhang 115

127 Anhang 116 Anhang 15 Preisaufstellung für eine Fairwind F16.05 von True Energy [vgl. True Energy 2013]

128 Anhang 117 Anhang 16 Angebot für eine Amperius VK der Firma Loosen Windkraft GmbH [vgl. Loosen 2013]

129 Anhang 118

130 Anhang 119 * *Von der Firma Loosen wurden die Kosten für eine Unterkonstruktion etwas hoch angesetzt. Nach genauerer Analyse des Daches reduzierten sich die Kosten der Unterkonstruktion auf insgesamt Für die Mastkosten wurden genannt.

131 Anhang 120 Anhang 17 Angebot für eine AV-R3-OFFG der Axeptor AG [vgl. Axeptor 2013]