Vortrag Windgutachten im Spiegel der EEG-Reform. Rostock Wind

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1 INGENIEURBÜRO FÜR WIND- UND SOLARENERGIE Vortrag Windgutachten im Spiegel der EEG-Reform Rostock Wind PLANkon Dipl.-Ing. Roman Wagner vom Berg Blumenstrasse 26 D Oldenburg

2 PLANkon WINDENERGIE UND SOLARENERGIE seit 20 Jahren unabhängiges technisches Planungs- und Gutachterbüro für Windenergie und Solarenergie Technische Dienstleistungen, Gutachten, Projektprüfungen bis zu schlüsselfertigen Planungen Durchführung und Betreuung aller Antragsverfahren inkl. Bauvorlageberechtigung Ausschreibung, Bauüberwachung und Bauleitung Akkreditiert durch DAKKS gem. DIN

3 Leistungen im Bereich Wind- und Ertragsgutachten Voranalysen zu Wind und Energieertrag Wind- und Ertragsgutachten (Akkreditierung DAKKS) Referenzertragsberechnungen (Akkreditierung DAKKS) Bestimmung Referenzertrag von WEA (Akkreditierung DAKKS) Gutachten auf Grundlage TR 6 der FGW bzw. TR 5 Berechnungen mit WAsP und 3D Modell WINDSim Modellierung im komplexem Gelände über 3D-Modell und Mesoskalendaten möglich Vorbereitung, Betreuung und Auswertung von Windmessungen (Akkreditierung DAKKS) Windpotentialstudien, Erstellung von Windkarten 3

4 Windgutachten als Basis eines Gebotes nach EEG 2017 Gem. EEG 2017 sind Windgutachten wichtige Basis für die Gebotshöhe im Ausschreibungsverfahren Grundlage für Einstufung des Standortes zum Referenzertrag Basis für Anwendung der Korrekturfaktoren Genauigkeit der Ermittlungen werden entscheidend Wahl der Überschreitungswahrscheinlichkeiten liegt beim Bieter Bestimmung Referenzertrag EEG 2017 ist geändert ggü. EEG 2014 Gutachten müssen auf Grundlage der TR 6 Rev.9 erstellt sein Nach 5, 10, 15 Jahren erfolgen Überprüfungen durch die Realerträge und ein Vergleich mit dem Referenzertrag innerhalb einer Frist von 2 Monaten ( 36 h EEG 2017) 4

5 Neues Referenzertragsmodell im EEG 2017 Ermittlung mit neuer meteorologischer Basis erforderlich Bisher keine aktuelle Veröffentlichung auf FGW-Homepage Aktuelle Berechnungen sind für Gebote erforderlich Berechnungen auch mit berechneten Kennlinien möglich Niedrigere/höhere Referenzerträge unter/über ca. 135 m Höhere Nabenhöhen werden ggf. vorteilhafter und dies kann zu weiterer Erhöhung der geplanten Nabenhöhen führen V Wind bei 100 m von 6,66 m/s auf 6,45 m/s gesenkt (Anlage 2 zu 36h) Hellmannexponent a = 0,25 (Anlage 2 zu 36h) deutlich niedriger als Bundesdurchschnitt aus Messungen von 0,30-0,35, d.h. in der Realität steigt das Windpotential mit der Höhe stärker als das Referenzertragsmodell 5

6 Grafik Referenzertragsmodell EEG 2017 vs. EEG 2014 Quelle: Windguard

7 Vergleich Referenzertrag eno 126 für verschiedene Hellmannexponenten a 0,25 / 0,30 / 0,35 Hellmann Exp. 0,25 0,30 Differenz 0,35 Differenz Nabenhöhe zu 0,25 zu 0,25 m MWh MWh % MWh % ,3% ,7% ,5% ,0% ,7% ,4% 7

8 Vergleich Ertragsprofil Referenzertrag und Standort (freie WEA eno 126 in Mecklenburg-Vorpommern) 8

9 Korrekturfaktoren Korrekturfaktoren ergeben sich aus dem Verhältnis zum 100 % Referenzertrag Ermittlung Korrekturfaktoren erfolgt inkl. aller Verluste, jedoch darf die Verfügbarkeit 98 % nicht unterschreiten Für WEA bis 50 KW gilt der Korrekturfaktor für 70 % ( 46 EEG 2017) RISIKO : Langzeitschwankungen in 5-Jahreszeiträumen, da nach 5/10/15 Jahren nur 5-Jahreszeiträume betrachtet werden (ca %) Anpassung sind bei Abweichungen des Gütefaktors von größer 2 % erforderlich Für Rückzahlungen an Netzbetreiber werden Zinsen fällig (gem. 36 h EEG 2017 mit 1 % über Euro Interbank Offered Rate-Satz = EURIBOR für die Beschaffung von Zwölf-Monatsgeld; zur Zeit 0,05 %) 9

10 Korrekturfaktoren Quelle: BWE

11 Entwicklung Euribor 12-Monats-Zinssatz Quelle: 11

12 Gleitende 5-Jahres-Mittel WEA-Energieindex (für Beispielstandort in Mecklenburg Vorpommern) 106,0 104,0 102,0 100,0 98,0 96,0 94,0 ConWx Merra 92,0 90,0 88,0 12

13 Gleitende 5-Jahres-Mittel WEA-Energieindex (für Beispielstandort in Mecklenburg Vorpommern) Gleitende 5-Jahres-Mittel Energieindex von bis ConWx Merra ,0 100, ,6 101, ,5 101, ,6 96, ,9 96, ,3 95, ,5 94, ,3 97, ,0 101, ,5 100, ,4 99, ,4 103, ,9 101, ,0 98, ,6 99, ,5 103,9 13

14 Standortbeispiel für verschiedene Nabenhöhen Standort in Mecklenburg - Vorpommern WEA eno 126, 3,5 MW, mit 117 m, 137 m und 165 m Nabenhöhe Berechnung des Nettoertrages nach allen Verlusten als P50 Ansatz diverser Verlustarten als Worst-Case Ansatz Verfügbarkeit gem. EEG 2017 mit max. 98 % Ausser Parkwirkungsgrad keine höhenabhängigen Anpassungen der weiteren Verluste (vereinfachter Ansatz) höchster Gebotsansatz mit 7,0 ct/kwh bei 100 % Referenzertrag ohne Degressionen 14

15 Standortbeispiel Nabenhöhe 117 m eno m NH Ertrag Verh Refertrag Gütefaktor MWh % WEA frei ,7 105% Verluste WGrad Parkwirkung 84, ,1 89% Schall 95, ,9 84% Schatten 99, ,7 83% Fledermaus 98, ,3 82% Turbulenz 97, ,3 79% Verfügbarkeit 98, ,3 78% Netzverluste 98, ,3 76% 1,21 Vergütung pro Jahr Maximalgebot bei 7 ct/kwh für Gütefaktor 1,0 bei 100 % Referenzertrag 15

16 Standortbeispiel Nabenhöhe 137 m eno m NH Ertrag Verh Refertrag Gütefaktor MWh % WEA frei ,2 106% Verluste WGrad Parkwirkung 85, ,8 90% Schall 95, ,9 86% Schatten 99, ,4 85% Fledermaus 98, ,6 83% Turbulenz 97, ,5 81% Verfügbarkeit 98, ,8 79% Netzverluste 98, ,3 78% 1,19 Vergütung pro Jahr Maximalgebot bei 7 ct/kwh für Gütefaktor 1,0 bei 100 % Referenzertrag Diff. Ertrag zu 117 m 8,6% Diff. Vergütung zu 117 m 6,3% 16

17 Standortbeispiel Nabenhöhe 165 m eno m NH Ertrag Verh Refertrag Gütefaktor MWh % WEA frei ,3 106% Verluste WGrad Parkwirkung 87, ,6 93% Schall 95, ,4 88% Schatten 99, ,9 87% Fledermaus 98, ,1 86% Turbulenz 97, ,7 83% Verfügbarkeit 98, ,2 81% Netzverluste 98, ,4 80% 1,16 Vergütung pro Jahr Maximalgebot bei 7 ct/kwh für Gütefaktor 1,0 bei 100 % Referenzertrag Diff. Ertrag zu 117 m 20,1% Diff. Vergütung zu 117 m 15,0% 17

18 Genauigkeit von Windgutachten - Vergleichstests Windgutachterbeirat Gem. Vergleichstest Langzeitbezug im Windgutachterbeirat in 2013 ergaben deutlich verbesserte Übereinstimmungen der Ergebnisse ggü. Vergleichstest 2008: - Standardabweichung Ergebnisse betrug 2013 im Mittel 2,5 % ggü. 5,1 % in Maximalwert Ergebnisse betrug 2013 im Mittel 108,5 % ggü. 117,4 % in Minimalwert Ergebnisse betrug 2013 im Mittel 89,2 % ggü. 87,5 % in Niveau der sich ergebenden Erträge sinkt im Mittel um 6,1 % Im Vergleichstest Windgutachten 2014/2015 betrug die - Standardabweichung der Ergebnisse für den untersuchten Park je nach Untersuchungsvorgabe 5,3-6,3 % - Standardabweichung der untersuchten Vergleichswindparks 2,6-3,3 % 18

19 Vergleichstest Windgutachten 2014/2015 Ergebnisse zu untersuchtem WP Ergebnisse zu Vergleichs-WPs 19

20 Genauigkeit von Windgutachten - Auswertung Gutachten vs. Realerträge Auswertung von 390 Gutachten Windparks mit Gutachten vor 1995 bis 2014 Gegenüberstellung Realerträge und prognostizierte Erträge Auswertung durch WPD Windmanager Im Ergebnis wurden bei Betrachtung - aller Gutachten im Schnitt die Erträge P75 um ca. 3 % überschritten bei durchschnittlichen Unsicherheiten von 11,7 % - von Gutachten ab 2008 im Schnitt die Erträge P50 um ca. 5 % überschritten bei durchschnittlichen Unsicherheiten von 12,7 % - von Gutachten ab 2013 Erträge im Schnitt bei P20 - P30 erreicht Allgemein war festzustellen, dass - die Prognosequalität der Gutachten angestiegen ist - die Unsicherheitsansätze in jüngerer Vergangenheit zu hoch sind - die Erträge von WEA mit hohen Nabenhöhen unterschätzt wurden 20

21 Genauigkeit von Windgutachten TR 6 Rev. 9 / hohe Nabenhöhen Gem. TR 6 Rev.9 erfolgt eine wesentlich umfangreichere und detailliertere Bestimmung der Verluste und Unsicherheiten verbesserte Langzeitbezüge möglich durch verschiedene/bessere Datenquellen Einschränkung der als repräsentativ verwendbaren Daten gem. TR 6 Rev.9 wie z.b. Lage der Vergleichsdaten in max km mind. 2 Datenquellen für den Langezeitbezug benutzen mind. Daten in 2/3 der Nabenhöhe Regularien zur Auswertung von Fernmessverfahren gem. TR 6 Rev.9 Jedoch : hohe Nabenhöhen werden bei der Ertragsprognose oft unterschätzt wegen fehlender Vergleichsdaten in den geplanten Höhen Abhilfe kann bei ausreichend repräsentativen Vergleichs-WEA durch Kurzzeitmessungen (mind. 3 Monate) mit Fernerkundungsverfahren (Lidar/Sodar) geschaffen werden 21

22 Fazit - Referenzerträge werden im EEG 2017 nach neuem Modell gerechnet - Der Referenzertrag steigt meist nicht so wie das Ertragsprofil am Standort - Die Überprüfung nach 5/10/15 Jahren wird meistens zu Anpassungen des Gütefaktors führen - Die Genauigkeit von Gutachten ist entscheidend für die Gebotssicherheit - Der Qualität der Datengrundlagen kommt eine hohe Bedeutung zu - Die TR 6 Rev.9 begünstigt dies mit verschärften Qualitätsanforderungen - Gutachten der jüngeren Vergangenheit sind im Schnitt genauer geworden - Berechnungen in hohen Nabenhöhen sind oft konservativ - Kurzzeitmessungen zum Windprofil sind für hohe Nabenhöhen oft anzuraten 22

23 VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT! PLANkon Dipl.-Ing. Roman Wagner vom Berg Blumenstrasse 26 D Oldenburg info@plankon.de 23