Ungenutzte Potenziale im Binnenland Onshore-Windkraft ist noch lange nicht ausgereizt
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- Götz Fischer
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1 Ungenutzte Potenziale im Binnenland Onshore-Windkraft ist noch lange nicht ausgereizt Bundesregierung und Verbände setzen in vergangener Zeit verstärkt auf Offshore- Windanlagen, um die anvisierten Energieziele zu erreichen. Doch eine aktuelle Studie des Fraunhofer Instituts zeigt: Auch die Potenziale von Onshore-Wind sind noch lange nicht ausgereizt. Dank neuer Technologien könnte mehr als die Hälfte der bundesweit benötigten Energie im Binnenland erzeugt werden und das deutlich kostengünstiger als offshore. Die Voraussetzung dafür ist eine umfassende Potenzialanalyse vor Ort. Die vom Bundesverband WindEnergie in Auftrag gegebene Fraunhofer-Studie berücksichtigt nicht nur die bereits ausgewiesenen Flächen, sondern nimmt erstmals alle geophysikalisch vielversprechenden Gebiete Deutschlands in den Blick, also jene Areale, in denen genügen Wind für Großanlagen weht. Das Ergebnis: Rund Quadratkilometer wären theoretisch geeignet. Dies entspricht 8 Prozent der Landesfläche Deutschlands. Bereits 2 Prozent der Fläche könnten nach den Berechnungen 189 Gigawatt (GW) Windleistung liefern. Das würde mehr als die Hälfte des bundesdeutschen Strombedarfs decken. Möglich ist dies dank neuer Technologie: Wachsende Nabenhöhen, große Rotoren und Generatoren mit bis zu 6 MW Leistung sind mittlerweile serienreif. Moderne Windenergieanlagen (WEA) kommen auf diese Weise bis in die windreichen und turbulenzarmen Luftschichten oberhalb von 100 Meter. Dadurch lassen sich nicht nur mehr Binnenstandorte wirtschaftlich betreiben: Alternativ zu freien, exponierten Lagen sind nun auch Windanlagen in Waldgebieten möglich. Die Rotoren können sich hoch oben über den Baumkronen drehen. So sind heute auch im südlichen deutschen Binnenland Energieerträge möglich, wie sie vor einigen Jahren nur in den Küstenregionen denkbar waren. Besonders profitieren davon bergige Gebiete mit ihren Kuppenstandorten. Wald als Standort von Windenergieanlagen Ein Beispiel dafür ist der erste Waldwindpark Bayerns im oberfränkischen Gattendorf und Regnitzlosau bei Hof: die Fasanerie. Er ist Ende 2010 ans Netz gegangen. Die fünf Anlagen des Typs Enercon E-82 mit je 2 MW Leistung haben einen Rotordurchmesser von 82 Metern und produzieren bei einer Nabenhöhe von 140 Metern 22,5 Millionen Kilowattstunden Strom pro Jahr (kwh/a). Unser Kunde hat das Projekt mit verschiedenen Gutachten unterstützt. Wegen des guten Ertrags werden derzeit weitere 100 Standorte in bayerischen Staatsforsten auf ihre Eignung für Windparks überprüft. Allerdings gilt es, bei Waldstandorten die Besonderheiten vor Ort in die Analyse einzubeziehen, wenn Gebiete als potenzielle Anlagenstandorte in den Blick kommen. Wälder sind komplexe und inhomogene Gebiete, die Dichte des Waldes, die Kronenbreiten und die Höhe des Baumbestands variieren. Dies bedingt lokale Effekte, die sich auf eine WEA auswirken können. Deshalb ist eine individuelle Betrachtung unerlässlich. Ebenso müssen saisonale Änderungen, Laubaufkommen, Schädlingsbefall und thermische Eigenschaften des spezifischen Waldstandorts berücksichtigt werden. Denn nur mit einem belastbaren Datenfundament, in das alle relevanten Informationen eingegangen sind, lassen sich die optimale Nabenhöhe und die effizientesten Abstände zwischen den Anlagen ableiten, um die WEA wirtschaftlich zu betreiben. Standorte in Wirtschaftswäldern bieten zahlreiche Vorteile. So liegen ihre windhöffige Regionen meist in großer Entfernung zu Siedlungen. Dies minimiert die Beeinträchtigung der
2 Anwohner durch Schall und Schattenwurf. Zudem verfügen Wirtschaftswaldgebiete oft über ein bestehendes Forstwegenetz. Dies kann zur Standorterschließung in der Regel genutzt werden. Sollten Rodungen erforderlich sein die fünf Anlagen der Fasanerie beanspruchen zum Beispiel rund einen Hektar Forstfläche, kann dies grundsätzlich durch Ersatzaufforstungen ausgeglichen werden. Zugleich gewährleisten Rückbaubürgschaften die Wiederherstellung des ursprünglichen Zustands nach Ablauf der rund 20-jährigen Laufzeit der WEA. Potenziale auch in Baden-Württemberg Das Beispiel Bayerns könnte auch in Baden-Württemberg Schule machen. Das Energiekonzept des Bundeslandes sieht vor, den jährlichen Windstrom von 0,6 Terawattstunden (TWh) im Jahr 2009 auf mindestens 1,2 TWh im Jahr 2020 zu erhöhen. Deshalb sollen 150 zusätzliche Windenergieanlagen entstehen mit einer Gesamtleistung von rund 350 MW. Um die Datengrundlage für die Windenergienutzung zu verbessern und um regionalen und kommunalen Planern eine Hilfe bei der Ausweisung von mehr und besseren Vorranggebieten zur Verfügung zu stellen, hat das Baden-Württembergische Wirtschaftsministerium unseren Kunden beauftragt, einen Windatlas zu erstellen, der die gesamte Landesfläche systematisch kartiert. Im März dieses Jahres legten die Windexperten das Ergebnis vor. Mit einer Auflösung von 50 x 50 Meter für ertragreiche Standorte und berechneten Windgeschwindigkeiten in 100 und 140 Meter Höhe stellt dieser Windatlas die Qualität der Standortdaten auf ein neues Niveau. Mit der Windkartierung verfügt Baden-Württemberg nun über die genaueste Windpotenzialanalyse in Deutschland. Breite Datenbasis für belastbare Ergebnisse Vielerorts werden die Analysen der vorhandenen Windpotenziale nicht systematisch genug vorgenommen oder die Potenziale werden zu positiv beurteilt. Fundierte Daten sind aber unerlässlich, damit einerseits die tatsächlich ertragreichen Gebiete ausgewiesen werden können und andererseits Betreiber und Investoren geeignete wirtschaftliche Standorte lokalisieren können. Für den Windatlas Baden-Württemberg wurde deshalb eine möglichst breite Datenbasis angestrebt. Unser Kunde hat eine Vielzahl an Datenquellen ausgeschöpft und eng mit Verbänden, Ministerien, regionalen Betreibern und Anlagenherstellern zusammengearbeitet. Auf diese Weise konnte eine hohe Datenqualität erreicht werden. Herangezogen wurde zum Beispiel: topographische Eingangsdaten, meteorologische Daten und Winddaten sowie Ertragsdaten bereits vorhandener Anlagen. Um die Ergebnisse zu vertiefen wurden zudem unter anderem Bestandsaufnahmen vor Ort vorgenommen.
3 Topographische Eingangsdaten Für die Modellierung der Geländetopographie lieferte unter anderem die Landesanstalt für Umwelt, Messungen und Naturschutz digitale Landschafts- und Geländemodelle, topographische Karten sowie Karten mit Grenzverläufen auf Kreisebene. Auf diese Weise konnten sowohl die Rauigkeitswerte der Geländeoberflächen als auch die Höhenstruktur besonders genau modelliert werden. Meteorologische Daten und Winddaten Messstationen von Wetterdiensten verfügen in der Regel über meteorologische Langzeitdaten, die wertvolle Informationen für eine Windkartierung liefern. So wurden unter anderem von den in Baden-Württemberg vorhandenen meteorologischen Standorten des Deutschen Wetterdienstes jene ausgewählt, die den hohen Qualitätsanforderungen für die Erstellung des Windatlasses entsprachen. Windmessdaten wurden von Landesanstalten und unabhängigen Instituten zur Verfügung gestellt. So konnte zum Beispiel auf Windmessdaten des Karlsruher Instituts für Technologie zurückgegriffen werden. Ebenso steuerten Privatfirmen Messdaten bei. Diese konnten zum Abgleich mit den Berechnungen der Windkartierung verwendet werden und sorgten so für zusätzliche Genauigkeit. Ertragsdaten vorhandener Anlagen Betreiber von WEA verfügen mit ihren Ertragsdaten über eine wichtige Datengrundlage für die Windkartierung. Mit diesen Informationen ließen sich die Berechnungen für den Windatlas zum einen validieren, indem für die bestehenden Anlagenstandorte eine modellarische Nachberechnung vorgenommen wurde. Zum anderen können bei ausreichender Datendichte zusätzliche Eingangsdaten erzeugt werden. Für den Windatlas Baden-Württemberg stellten die Betreiber zahlreicher Windparks vor allem folgende Informationen zur Verfügung: Betriebsdaten, Typ und Leistungskennlinie der Anlagen, Standortkoordinaten, monatliche Erträge und die verfügbaren zeitaufgelösten Daten zu Windgeschwindigkeit, Windrichtung und Leistung. Bestandsaufnahmen vor Ort Zur Validierung von Daten unternahm unser Kunde auch Standortbegehungen. Diese ermöglichen es, vorhandene Informationen über eine Anlage oder einen Windpark gutachterlich zu bewerten. Zum Einsatz kamen hierbei fotografische Aufnahmen, detaillierte Beschreibungen der Umgebung, die Ermittlung der Standortkoordinaten mittels GPS (Global Positioning System) und die Dokumentation der Messgeräte vor Ort. Modellierung in zwei Phasen Eine Windkartierung im Binnenland stellt eine besondere Herausforderung dar. Denn anders als in Küstengebieten wird hier das bodennahe Windfeld stark durch Reliefstrukturen beeinflusst. Dies erschwert die räumliche Modellierung der Windgeschwindigkeit. Um eine effiziente Modellierung zu erzielen, hat unser Kunde den Windatlas Baden-Württemberg in zwei Phasen berechnet.
4 In Phase eins erstellen die Sachverständigen eine Windkarte mit einer Auflösung von 250 x 250 Meter in einer Höhe von 100 Meter. Anhand dieser Karte wurden Gebiete identifiziert, die den Schwellenwert von 5,3 Meter pro Sekunde (m/s) überschreiten. Ab dieser Windgeschwindigkeit gilt ein Standort als wirtschaftlich für die Stromerzeugung. In Phase zwei wurden die ertragversprechenden Gebiete in einer genaueren Auflösung von 50 x 50 Meter und in Höhen bis zu 140 Meter detailliert berechnet. Dabei setzten die Experten unterschiedliche Softwaremodelle ein, die individuell auf die jeweiligen Verhältnisse abgestimmt waren. Es zeigte sich: Die Windgeschwindigkeiten sind in 140 Meter Höhe meist deutlich höher als in 100 Meter Höhe. Windstarke Standorte in Baden-Württemberg Ein Vergleich der untersuchten Höhenschichten zeigt: Bereits 40 zusätzliche Höhenmeter verdoppeln die Zahl der möglichen Standorte. Somit existieren in Baden-Württemberg auf einer Fläche von insgesamt Quadratkilometern Windgeschwindigkeiten von mehr als 5,3 m/s (in 140 m Höhe). Dies entspricht rund 50 Prozent der Landesfläche. Besonders ertragreich sind die Hohenloher Ebene, die Schwäbische Alb und der Schwarzwald. Erträge zuverlässig abschätzen Um leistungsfähige Standorte zu identifizieren, die sowohl wirtschaftlich als auch umweltverträglich sind, reicht die Bestimmung der Windgeschwindigkeiten allein jedoch nicht aus. Hierzu sind weitere Informationen nötig. Berücksichtigt werden müssen dafür: die Geländeformation, die Höhenlage die Standortlage die Leistungskennlinie und die Nabenhöhe. Anhand dieser Daten lässt sich eine Ertragsabschätzung vornehmen. Die Geländeformation Der Windatlas Baden-Württemberg gibt die mittlere Jahresgeschwindigkeit für einen bestimmten Punkt an. Dieser Mittelwert sagt jedoch nichts darüber aus, wie häufig bestimmte Geschwindigkeiten auftreten. Doch gerade die Häufigkeitsverteilung gibt Aufschluss über die wirtschaftliche Rentabilität eines Standorts. Die Energieausbeute steigt mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. Dies bedeutet: Schon eine kleine Steigerung der Windgeschwindigkeit bewirkt einen großen Ausbeutegewinn. Eine Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten spiegelt diesen Zusammenhang rechnerisch wider. Damit trägt sie wesentlich zu einer genaueren Abschätzung des Ertrags einer Windanlage bei. Von zentraler Bedeutung ist dabei der sogenannte Formparameter der Häufigkeitsverteilung. Ein Beispiel soll dies verdeutlichen: An Standort 1 herrscht kontinuierlich eine Windgeschwindigkeit von 5 m/s. An Standort 2 hingegen wird zur Hälfte des Jahres eine
5 Windgeschwindigkeit von 0 m/s und zur anderen Hälfte eine Geschwindigkeit von 10 m/s gemessen. Die mittlere Windgeschwindigkeit für beide Standorte beträgt 5 m/s. Dennoch würde eine Windenergieanlage an Standort 2 deutlich höhere Erträge liefern. Der Grund dafür liegt darin, dass die Energieausbeute mit der genannten dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt. In diesem Fall bedeutet das: (10 m/s) 3 in einem halben Jahr an Standort 2 bringen im Endeffekt rund vier Mal so viel Ertrag wie (5 m/s) 3 im ganzen Jahr an Standort 1. Genau dieser Unterschied wird mit dem Formparameter wiedergegeben. Die Leistungskennlinie Um den Jahresenergiebetrag zu errechnen, wird die sogenannte Leistungskennlinie (oder Leistungskurve) herangezogen. Sie ist anlagenspezifisch und gibt die erzeugte Leistung einer WEA in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit wieder. Die Leistungskennlinie kann als theoretisch berechnete Größe oder als nach der Norm IEC vermessener Wert vorliegen. Grundsätzlich ist die vermessene Leistungskennlinie vorzuziehen, da der theoretische Wert keine Angaben über das tatsächliche Verhalten im Betrieb zulässt. Die Leistungskennlinie wird insbesondere durch den Rotordurchmesser und den Wirkungsgrad der Anlage bestimmt: Je größer der Rotordurchmesser und der Wirkungsgrad, desto mehr Energie liefert die WEA. In der Praxis sind Rotorblätter von mehr als 80 Meter Durchmesser inzwischen üblich. Der technische Maßstab wird derzeit durch die Multi- Megawatt-Anlagen mit Rotoren von über 100 Meter Durchmesser gesetzt. Die Nabenhöhe Fast ein Jahrzehnt lang haben Nabenhöhen von rund 100 Metern den Markt bestimmt. Doch seit geraumer Zeit bieten Hersteller auch Anlagen mit Nabenhöhen von bis zu 160 Metern an. Diese sind zwar in der Anschaffung teuer, doch da sie in die windreichen und turbulenzarmen Regionen oberhalb von 100 Meter ragen, erzeugen sie einen größeren Ertrag. Um die Wirtschaftlichkeit einer Anlage zu bestimmen, müssen deshalb die Mehrkosten für die größere Nabenhöhe mit den dadurch möglichen höheren Erträgen jeweils individuell gegengerechnet werden. Die Höhenlage Um die Leistungskennlinie nach der Norm IEC zu bestimmen, muss die mittlere Jahrestemperatur und der mittlere Jahresluftdruck berücksichtigt werden. Beide Werte sind standortspezifisch. Insbesondere sind sie von der Höhenlage abhängig. Um die Wirtschaftlichkeit einer WEA zu ermitteln, muss deshalb die Höhenlage mit eingerechnet werden. Näherungsweise kann für die benötigten Größen die Luftdichte herangezogen werden, da sie direkt proportional zur Windleistung ist. Die Standortlage Für viele Standorte in Baden-Württemberg ist der Wert der Windgeschwindigkeit, der im Windatlas angegeben ist, ausreichend genau. Doch in komplexen Gebieten können lokale Effekte auftreten, die eine gutachterliche Tätigkeit vor Ort erfordern. Deshalb ist eine
6 individuelle Analyse der Anströmbedingungen am Standort unabdingbar. Nur so kann die tatsächliche Windgeschwindigkeit am Anlagenstandort ausreichend exakt bestimmt werden. Zumeist werden unabhängige Gutachter dafür herangezogen. Es sollte sowieso bedacht werden: Eine übergreifende und systematische Windkartierung, wie sie mit dem Windatlas Baden-Württemberg vorliegt, ist kein Ersatz für ein akkreditiertes Gutachten, das für einen spezifischen Standort erstellt wird. Ein solches Gutachten kann zudem einen wesentlichen Baustein für das Sicherheitskonzept der Anlage darstellen und ist oft auch ein wichtiges Element für die Kreditvergabe. Ertragsabschätzung Inwiefern der Jahresbetrag einer Windenergieanlage von der Windgeschwindigkeit, der Geländeformation, der Leistungskennlinie, der Nabenhöhe, der Höhen- sowie der Standortanlage beeinflusst wird, zeigt die Beispielrechnung in Tabelle 1. Sie vergleicht drei unterschiedliche fiktive Anlagen an verschiedenen Standorten. Als Leistungskennlinie wird für alle drei eine marktübliche WEA der 2-MW-Klasse angenommen. Die finanzielle Vergütung beruht auf dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG, 2009). Derzeit beträgt die Einspeisevergütung 0,0902 Euro pro kwh (Stand Februar 2011). Standort A Standort B Standort C Windgeschw. (v) aus Atlas 6.0 m/s 6.0 m/s 6.3 m/s Geländeformation Flachland Mittelgebirge Mittelgebirge Leistungskennlinie 2 MW 2 MW 2 MW Nabenhöhe (NH real) 100 m 100 m 140 m Standortlage freie Lage Waldlage Waldlage Reduktion v 0 m/s 0.2 m/s 0.2 m/s tatsächliche v 6.0 m/s 5.8 m/s 6.1 m/s Höhenlage ü. NN 300 m 600 m 600 m Luftdichte kg/m kg/m kg/m 3 Jahresertrag MWh/a MWh/a MWh/a Jahresvergütung /a /a /a Tabelle 1: Beispielrechnung für jährliche Stromerträge und Vergütung
7 Kosten und Amortisierungszeiten Die Wirtschaftlichkeit eines Standorts erschließt sich aus der Gegenüberstellung von Einnahmen aus der Stromvergütung mit den Ausgaben. Die Kosten einer WEA, die hierfür beachtet werden müssen, umfassen unter anderem: den Anschaffungspreis der Anlagenelemente sowie Planungs-, Gutachten- und Betriebsführungskosten, die Aufwendungen für Fundament, Verkabelung, Netzanbindung und Geländeerschließung sowie Betriebs-, Wartungs- und Grundstückskosten. Die Gesamtkosten variieren je nach Standort. So sind die Ausgaben zur Geländeerschließung im Flachland zum Beispiel geringer als im Mittelgebirge. Nahegelegene Netzanschlusspunkte und günstige Bodenbedingungen können ebenfalls zusätzliche Kosten einsparen. Viele Einzelaufwendungen fallen natürlich weniger ins Gewicht, wenn statt einer einzelnen Anlage ein ganzer Windpark errichtet wird. Insbesondere die Erschließungskosten vermindern sich dadurch. Tabelle 2 greift die Beispielanlagen aus Tabelle 1 erneut auf und stellt die Einnahmen der jeweiligen Windanlage den Kosten gegenüber, zudem wird der Amortisierungszeitraum errechnet. Für eine WEA der 2-MW-Klasse, wie sie für die drei fiktiven Anlagen angenommen wird, betragen die Betriebskosten in den ersten zehn Jahren zirka 1,5 Prozent der jährlichen Gesamtinvestitionskosten. In der zweiten Dekade steigt der Betriebskostenanteil auf rund 2,5 Prozent an. Zu beachten ist bei der Wirtschaftlichkeitsrechnung auch, dass nach dem EEG eine sogenannte erhöhte Anfangsvergütung gezahlt wird, deren Laufzeit vom Erreichen des Referenzertrags abhängt. Standort A Standort B Standort C Investitionskosten Jahresertrag MWh/a MWh/a MWh/a Jahresvergütung /a /a /a Anfangsvergütung 5+15 Jahre 5+15 Jahre 5+15 Jahre Vergütung für 20 Jahre jährl. Betriebskosten 1. Dek. jährl. Betriebskosten 2. Dek Betriebskosten 20 Jahre Erlöse nach 20 Jahren Amortisationszeitraum 8,0 Jahre 9,3 Jahre 8,5 Jahre Tabelle 2: Berechnung des Amortisierungszeitraums
8 Ob und wann ein Projekt wirtschaftlich sinnvoll ist, kann auch im Rahmen einer unabhängigen Due Diligence (Sorgfaltsprüfung) bestimmt werden. Die ökonomischen Rahmenbedingungen werden dabei ebenso bewertet wie die Betriebskosten und die Ertragssituation. Auch Immissionsprognosen, Genehmigungen, Verträge und Zusagen werden geprüft. Mit einer umfassenden Due Diligence können sich Betreiber und Investoren deshalb auch gegen potenzielle Risiken absichern. Fazit Die Identifizierung neuer Onshore-Standorte entlastet den Ausbaudruck überregionaler Netze und fördert eine preiswerte dezentrale Energieversorgung. Immer mehr Bundesländer entschließen sich deshalb zu einer umfassenden Bestandsaufnahme ihres Windpotenzials. Denn eine systematische Windkartierung bietet der Regionalplanung ein einheitliches Datenfundament und stellt die Ausweisung von Vorranggebieten für Windparks auf ein belastbares Niveau. Zugleich unterstützt sie Investoren, Planer und Betreiber beim Auffinden von attraktiven Standorten und dem Abschätzen von Amortisierungszeiten. Für den konkreten Einzelstandort sind darüber hinaus weitere Analysen notwendig, zum Beispiel im Rahmen einer umfassenden Due Diligence, die Potenzialanalysen, Windmessungen, Ertragsprognosen, Turbulenz- und Extremwindgutachten, aber auch immissions-, natur- und landschaftsschutzrechtliche Bestimmungen einbezieht. Erschienen in: et energiewirtschaftliche Tagesfragen Auflage: Anzeigenäquivalent: Kontakt: Intellisource GmbH Solmsstraße 6a Frankfurt am Main Tel: Fax: Internet:
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