Projekt LIDAR-Windmessung Sennwald

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1 Projekt LIDAR-Windmessung Sennwald Windgutachten Schlussbericht nach LIDAR-Messung im Frühling 2012 und Vergleich zu Turmwindmessung der Solargenossenschaft Liechtenstein im Ruggeller Riet Auftraggeber: Elektrizitätswerk Sennwald Hauptstrasse 3 CH-9466 Sennwald Rii-Seez Power Naturstrom-Fonds Geschäftsstelle Grünaustrasse 31 CH-9471 Buchs 1

2 Inhaltsverzeichnis 1 Zusammenfassung Empfehlungen Standorte für Windmessungen Messstandorte Datenverfügbarkeit Windmessungen mit LIDAR-Windmesser Windcube V Eingangsdaten und Unsicherheit Ertragsschätzung Kenndaten von Windkraftanlagen Unsicherheit der Schätzung des langjährigen Nettostromertrags Korrektur mit Referenzwindreihe der MeteoSchweiz Resultate Sennwald Rheindamm Vergleich mit Windmessung Ruggeller Riet Standorteignung, Windertrag und Stromgestehungskosten Windpotential Stromgestehungskosten Anhang Fachbegriffe Weitere Resultate

3 1 Zusammenfassung Im Auftrag des Elektrizitätswerk Sennwald und des Rii-Seez Power Naturstrom-Fonds wurden im April und Mai 2012 die Windverhältnisse im Industriegebiet von Sennwald mit einem LIDAR-Windmesser über knapp 5 Wochen untersucht. Parallel dazu konnte auch ein Windpotentialvergleich quer zur Talachse mit Hilfe der Windmessung im Ruggeller Riet der Solargenossenschaft Liechtenstein vorgenommen werden. Die Resultate zeigen, dass auf einer mutmasslichen Nabenhöhe von 108 Metern das jährliche Bruttowindenergiepotential bei rund 1000 kwh/m2 liegt. Im Vergleich dazu liefert die Sonne auf eine südwärts geneigte Fläche über 1400 kwh/m2 pro Jahr. Die jährlichen Volllaststunden für eine Windkraftanlage liegen im Bereich von 700 Stunden mit einer Unsicherheit von ±25%. Die geschätzten Stromgestehungskosten inklusive Netzanschlusskosten liegen im Bereich von 31 Rappen pro Kilowattstunde (Rp./kWh) bei einer konventionellen Finanzierung via Bank mit 4% jährlicher Verzinsung. Für ein Finanzierungsmodell via eine Bürgerbeteiligung mit linearer Abschreibung der Anlagekosten über die Nutzungsdauer von 20 Jahren sind Stromgestehungskosten von rund 21 Rp./kWh erzielbar. Zum Vergleich: der maximale KEV-Vergütungssatz für Strom von Windanlagen liegt seit dem 1. März 2012 bei 21.5 Rp./kWh. Dieser Maximalsatz würde aufgrund des vorliegenden Windaufkommens über die gesamten 20 Jahre zum Tragen kommen. Das Windenergiepotential steigt über Sennwald mit der Höhe ungewöhnlich stark an, sodass eine Windkraftanlage mit 138 Metern Nabenhöhe knapp 20% mehr Strom liefern würde als auf 108 Metern Höhe. Dieser Mehrertrag muss jedoch den höheren Kosten für den Kauf und den Bau einer höheren Windkraftanlage gegenübergestellt werden. Der Vergleich mit der Windmessung Ruggeller Riet zeigt, dass sich die Windströmung entlang des Rheintals tendenziell etwas mehr auf der westlichen Talseite in der Region Sennwald konzentriert, vor allem bei Talwindlagen (Wind talaufwärts vom Bodensee in Richtung Buchs Sargans). Es kann im Industriegebiet Sennwald mit einem Strommehrertrag von 20% - 30% gerechnet werden gegenüber dem Ruggeller Riet. Das Industriegebiet Sennwald und die nördlich angrenzende Sennwalder Au sind bezüglich der Erschliessung, dem Abstand zu bewohntem Gebiet, der Lärmvorbelastung durch Autobahn und Bahn und der landschaftlichen Vorbelastung durch Hochspannungsleitung und Industriebauten für den Bau von Windkraftanlagen sehr geeignet. Das erwartete Windaufkommen lässt zur Zeit den wirtschaftlichen Betrieb einer Windkraftanlage als eher unwahrscheinlich erscheinen. Eine Ausnahme könnte ein Finanzierungsmodell via eine Bürgerbeteiligung bilden. Mittelfristig dürfte der Anstieg der Stromenergiekosten und die zunehmende Wichtigkeit der Stromeigenversorgung den Bau von Windkraftanlagen auch im Rheintal fördern, sofern künftig noch genügend Freiflächen dafür vorhanden sind. 1.1 Empfehlungen Vergleich mit Windmessung auf dem Dach der Röfix AG erstellen lassen Stromgestehungskosten einer Windkraftanlage mit 138 Metern bestimmen lassen Alternative Finanzierungsmodelle überprüfen (Beispiel: Bürgerbeteiligungsmodell) Vergleich mit Windsimulationsstudie NTB erstellen lassen (erst 2013 oder 2014) 3

4 2 Standorte für Windmessungen 2.1 Messstandorte Abbildung 1: LIDAR-Windmessung Sennwald (rot), Windmessung Ruggeller Riet (magenta) und Röfix AG (blau). Die Abbildung 1 zeigt die Messstandorte in der Region Sennwald Ruggell. Die Messung auf dem Dach des 38m hohen Röfix-Gebäudes im Industriegebiet von Sennwald wird voraussichtlich in einem späteren Gutachten noch separat beurteilt werden. Die Abbildung 2 zeigt von links nach rechts die beiden Standorte Sennwald Rheindamm und den 50 Meter hohen Windmasten im Ruggeller Riet, der seit Mitte März 2012 durch die Solargenossenschaft Liechtenstein betrieben wird. Abbildung 2: Bild links: Windcube-V2 LIDAR westlich von Rheindamm in Sennwald mit Blick Richtung Norden, Bild Mitte: Blick von LIDAR-Standort Richtung Süden, Bild rechts: Turmwindmessung mit Windmessern auf 10m, 30m und 50m im Ruggeller Riet der Solargenossenschaft Liechtenstein. Bilder: Bruno Dürr. Die LIDAR-Windmessung fand auf der Westseite des Rheindamms am Dammfuss auf dem begrünten Areal eines ehemaligen Kieswerks statt (Abbildung 2). Die Parzelle befindet sich im Besitz des Rheinbauunternehmens des Kantons St.Gallen. Die Stromversorgung wurde durch eine provisorische 4

5 230V-Leitung von der Trafostation zum LIDAR sichergestellt. Das Industriegebiet Sennwald westlich des Rheins liegt weit abseits von dichter bewohnten Gebieten und ist daher bezüglich Lärm, Schattenwurf und Landschaftsschutz kaum exponiert. Die Erschliessung ist dank der Nähe zur Autobahnausfahrt Sennwald sogar sehr gut. Tabelle 1 fasst die Angaben für die Messstandorte und die Referenzstation Vaduz der MeteoSchweiz zusammen. Standort CH-Koordinaten Höhe m ü.m. Auswertungsperiode Betreiber/Auftraggeber Vaduz MeteoSchweiz / Januar 1982 Mai 2012 MeteoSchweiz Sennwald Rheindamm / EW Sennwald / Rii-Seez Power Naturstrom-Fonds Ruggeller Riet / Solargenossenschaft FL Tabelle 1: Angaben zur Referenz-Windstation Vaduz und den beiden Messungen Sennwald und Ruggell. Abbildung 3 zeigt den Kartenausschnitt und die Spur des Geländeprofils entlang der Hauptwindrichtung und senkrecht dazu. Die Hauptwindrichtung liegt parallel zur Talachse und zum Rhein von Nord-Nordost nach Süd-Südwest. Abbildung 3: Standort der Windmessung Sennwald Rheindamm. Rote Linien zeigen den Verlauf der Geländeprofile in Abbildung 4. Die Hauptwindrichtung verläuft von Nord-Nordost nach Süd-Südwest (SwissMap, LKVIS 1.2.6). Die Höhenprofile in Abbildung 4 zeigen, dass die Rheinebene sehr sanft nach Süden ansteigt (links) und dass der Talrand vor allem im Westen in Richtung Alpstein sehr steil aufragt (rechts). Im rechten Bild ist Richtung Osten der Schellenberg angedeutet, der die Windströmung in diesem Abschnitt des Rheintals auf den untersten 300m über Grund etwas zu kanalisieren vermag. 5

6 Abbildung 4: Links das Höhenprofil Süd-Nord und rechts West-Ost der LIDAR-Messung Sennwald Rheindamm. Rote Linien markieren die Position und Höhe des Messstandorts (SwissMap, LKVIS 1.2.6). 2.2 Datenverfügbarkeit Zu Beginn der Messung musste das Modem für die Datenübertragung ausgetauscht werden. Während der für 4 Wochen geplanten Messperiode traten immer wieder Probleme mit der Sensorik für das Scheibenwischer-System auf. Das Scheibenwischer-System sorgt dafür, dass die Schutzscheibe für die Optik möglichst frei von Verschmutzung bleibt und so die Windmessung nicht verfälscht wird. Leider scheint der Sensor dieses Windcube-V2 Geräts zu sensibel eingestellt zu sein, sodass der Scheibenwischer oft ohne Grund zu wischen begann, und eine Messung während dieser Zeit nicht möglich war. Zusätzlich trat am 23. April ein Software-Problem bei der Datenspeicherung auf. Aufgrund der Probleme wurde die Messperiode ohne Zusatzkosten um 4 Tage verlängert. Die Datenverfügbarkeit bezüglich der geplanten 4 Wochen Messung lag für den Bereich von 40m bis 100m über Grund bei über 90%, und reduzierte sich stetig nach oben bis auf 61% auf 200m über Grund. Für den Vergleich mit der Referenzwindreihe in Vaduz werden nur diejenigen Zeitpunkte berücksichtigt, für welche gültige Messwerte vorhanden waren, sodass der Einfluss der Datenlücken auf das Ergebnis deutlich reduziert werden kann. 3 Windmessungen mit LIDAR-Windmesser Windcube V2 Der LIDAR-Windmesser Windcube V2 von der französischen Firma Leosphere konnte ohne spezielle kantonale oder nationale Bewilligung eingesetzt werden. Dies im Gegensatz zu konventionellen Turmwindmessungen, welche zuerst durch das Bundesamt für Zivilluftfahrt (BAZL) bewilligt werden müssen. Der Windcube-V2 kann von 40m bis 200m über Grund die Windstärke und die Windrichtung auf verschiedenen Höhen bestimmen. Voraussetzung für die Messung ist ein 230V-Stromanschluss, wobei das Gerät nur 45 W Leistung benötigt. Als Resultat der LIDAR-Messung stehen Zehnminutenmittel für die Analyse des Windpotentials zur Verfügung. 4 Eingangsdaten und Unsicherheit Ertragsschätzung Für das vorliegende Gutachten wurden folgende Datenquellen benutzt: Minutenmittelwerte vom Windcube V2 LIDAR für Sennwald Rheindamm der Windstärke und 6

7 der Windrichtung Minutenmittelwerte der Windmessung Ruggeller Riet der Solargenossenschaft, Verwendung der Temperatur und Feuchte für Messung Sennwald 3. Langjährige Reihe der 10-Minutenmittelwerte der Windstärke der MeteoSchweiz-Station Vaduz von Januar 1982 Mai 2012, Verwendung Luftdruck für Messung Sennwald 4.1 Kenndaten von Windkraftanlagen Für die Berechnung des langjährigen Nettostromertrags wurden die Leistungskennlinien von 11 verschiedenen Windkraftanlagen (WKA) verwendet, welche eine Nennleistung zwischen 600 kw bis maximal 3000 kw aufweisen (siehe Tabelle 2). Die meisten dieser Anlagen zeichnen sich dadurch aus, dass sie kein Getriebe benötigen, und daher wartungs- und geräuscharm sind. Ausnahmen sind die Anlagen von Fuhrländer, Gamesa und Powerwind. Die Auswahl eines geeigneten WKA-Typs aufgrund der Wind- und Turbulenzverhältnisse am Standort wird durch den Hersteller vorgenommen. Je höher die Flächenspezifische Leistung PF ist, desto robuster ist die WKA gegenüber sehr grossen Windstärken und Windböen. Auf der anderen Seite sinkt entsprechend die Auslastung der WKA und die Anzahl der Volllaststunden pro Jahr. Windkraftanlage (WKA) Nennleistung Kilowatt (kw) Blattlänge Meter (m) Flächenspezifische Leistung PF (W/m2) Nabenhöhe der WKA (m) Fuhrländer FL Gamesa G Powerwind Enercon E Leitwind LTW Vensys Enercon E-82 E / 108 / 138 Enercon E-82 E / 108 / 138 Enercon E / 108 Enercon E-82 E / 108 / 138 Enercon E Tabelle 2: Übersicht Windkraftanlagen für Jahresertrags- und Volllaststundenvergleich. 4.2 Unsicherheit der Schätzung des langjährigen Nettostromertrags Die vorliegende Auswertung berücksichtigt die folgenden 6 Fehlerquellen, welche einen Einfluss auf die Berechnung des Jahresertrags haben: 1. Systematische Abweichungen der gemessenen Windgeschwindigkeit von den realen langjährigen Windverhältnissen am Standort: jeder Windmesser kann einen gewissen permanenten Messfehler aufweisen, d.h. der Windmesser kann aufgrund einer schlechten Justierung, eines Defektes oder aufgrund von vereinfachenden physikalischen Annahmen bei der Windberechnung (LIDAR) permanent zu tief oder zu hoch messen. Ein solcher Messfehler wirkt 7

8 sich deutlich auf die Berechnung der Bruttowindleistung aus, da die Windenergie mit der 3. Potenz der Windgeschwindigkeit ansteigt: eine Verdopplung der Windgeschwindigkeit bedeutet 8 Mal mehr Windenergie! Für die LIDAR-Messung wird eine Unsicherheit von ±10% angenommen. 2. Abweichung der realen von der angenommenen Messhöhe. Unsicherheit: ± 1 Meter. 3. Systematische Abweichung der geschätzten mittleren Rauigkeit des Geländes in der Umgebung des Standortes: für die Berechnung der Windleistung auf der Höhe der Nabe der WKA muss abgeschätzt werden, wie stark die umliegenden Gebäude und Bäume den Wind abbremsen ( Unsicherheit: ± 30%. 4. Systematische Abweichung der realen Herstellerangaben. Unsicherheit: ± 10%. Leistungskennlinie einer WKA von den 5. Systematische Differenz des langjährigen relativen Jahresganges der Windleistung am Standort zur Referenzstation der MeteoSchweiz: der relative Jahresgang gibt an, wie viel prozentual jeder einzelne Monat zur Gesamtjahressumme des Nettostromertrages beiträgt. Je nach der Topographie des Standortes und des regionalen Windklimas kann der Jahresgang am Standort vom Jahresgang an der Referenzstation deutlich abweichen. Unsicherheit: ± 4% 6. Bruchstellen in der langjährigen Referenz-Windreihe der MeteoSchweiz aufgrund von Instrumenten- oder Standortwechseln. Unsicherheit: ± 3%. Auf das ganze Jahr gerechnet addieren sich die Unsicherheitsfaktoren zu einem Unsicherheitsbereich, der in den Abbildungen durch eine sogenannte Untergrenze und Obergrenze markiert ist: Die Untergrenze markiert den schlechtesten anzunehmenden Fall: der Windmesser hat eine konstant zu hohe Windgeschwindigkeit gemessen, die reale Messhöhe ist höher als angenommen, die Umgebung bremst den Wind weniger stark als erwartet, die Herstellerangaben für die WKA sind zu optimistisch, die Monate der Windmessperiode haben einen höheren Anteil an der Jahressumme im Vergleich zur Referenzstation und die Referenzstation hat zu hohe Windgeschwindigkeiten gemessen. Die Obergrenze markiert den besten anzunehmenden Fall: der Windmesser hat permanent eine zu tiefe Windgeschwindigkeit gemessen, die reale Messhöhe ist tiefer als angenommen, die Umgebung bremst den Wind stärker ab als erwartet, die Herstellerangaben für die WKA sind zu pessimistisch, die Monate der Windmessperiode haben einen geringeren Anteil an der Jahressumme im Vergleich zur Referenzstation und die Referenz-Windreihe hat zu tiefe Windgeschwindigkeiten gemessen. Die Untergrenze und Obergrenze markieren also die Schranken, innerhalb welcher der Erwartungswert liegen kann. Der Erwartungswert entspricht dem mittleren jährlichen Nettostromertrag (inklusive aller Anlagenverluste), der für einen bestimmten Standort im Mittel über einen langjährigen Zeitraum erwartet werden kann. Je kürzer die Messperiode, desto grösser in der Regel die Differenz zwischen der Unterund Obergrenze, und desto unsicherer die Position des Erwartungswerts. 4.3 Korrektur mit Referenzwindreihe der MeteoSchweiz Für die Berechnung des langjährigen Nettostromertrages werden meteorologische Windmessungen möglichst nahe am Standort der Windkraftanlage (WKA) und möglichst auf der Höhe der Nabe der WKA über Grund benötigt. In der Regel wird empfohlen, dass am geplanten Standort die Windenergie über mindestens 1 Jahr gemessen wird. Die Länge der Messperiode kann jedoch dadurch verkürzt werden, 8

9 indem der Winddatensatz mit Hilfe einer langjährigen Messreihe einer MeteoSchweiz-Station Monat für Monat abgeglichen wird. Mit Hilfe der langjährigen Windreihe kann festgestellt werden, ob ein bestimmter Monat besonders windarm oder windstark war. Dies gilt jedoch nur unter der Voraussetzung, dass sich der Wind am Messstandort und an der Referenzstation ähnlich verhält. Um dies festzustellen, werden für jeden Monat alle Tagesmittel der Anlagenleistung einer bestimmten WKA auf einer bestimmten Nabenhöhe am Messstandort und an der Referenzstation miteinander verglichen, indem der Korrelationskoeffizient c der Tagesmittel an den beiden Standorten bestimmt wird. c kann alle Werte zwischen 1 und -1 annehmen. Wenn der Wert gleich 1 ist, dann verhält sich die Anlagenleistung am Messstandort exakt gleich wie an der Referenzstation. Der Koeffizient c wird dazu benutzt, den monatlichen Korrekturfaktor rm zu gewichten, um die aus den Messdaten am Messstandort geschätzte mittlere monatliche Anlagenleistung AL'' klimatologisch mit Hilfe der langjährigen Referenzmessstation zu korrigieren: AL '= AL ' '. Der monatliche Korrekturfaktor rm ist das Verhältnis der aus den (c (r m 1))+1 Messdaten an der Referenzstation geschätzten Anlagenleistung für einen bestimmten Monat zum langjährigen Mittelwert der Anlagenleistung für diesen Monat an der Referenzstation für die vorgegebene WKA und Nabenhöhe. Die monatliche Korrektur auf der Basis der mittleren Anlagenleistung ist darum vorteilhaft, weil diese im Gegensatz zur Bruttowindleistung viel weniger anfällig ist auf das unterschiedlich starke Auftreten des Föhns an der Mess- und Referenzstation. Um aus den Monatserträgen der Messperiode auf den jährlichen Nettostromertrag schliessen zu können, muss bekannt sein, wie viel prozentual jeder Monat im langjährigen Mittel zum Jahrestotal beiträgt. Dies wird als relativer Jahresgang der mittleren Anlagenleistung bezeichnet. Da diese Information aufgrund der meist kurzen Messperiode fehlt, wird grossteils auf den langjährigen Jahresgang an der Referenzstation zurückgegriffen, um den jährlichen Korrekturfaktor rj zu bestimmen. Zusammen mit der mittleren Anlagenleistung AL' über alle Monate der Messperiode ergibt sich die mittlere jährliche '. Die Tabelle 3 zeigt die monatlichen Korrelationskoeffizienten c Anlagenleistung AL mit: AL=r j AL und Korrekturfaktoren rm, und den jährlichen Korrekturfaktor rj bezüglich der Referenzstation Vaduz. Sennwald Rheindamm Monat April 2012 Mai 2012 Korrelationskoeffizient c Korrekturfaktor rm Korrekturfaktor rj Tabelle 3: Monatlicher Korrelationskoeffizient c und Korrekturfaktor r m für die klimatologische Korrektur der Anlagenleistung für eine Enercon E-82 E2 mit 2 MW Nennleistung und 108m Nabenhöhe im Vergleich zur Referenzstation Vaduz der MeteoSchweiz. Die durchschnittliche korrigierte Anlagenleistung wird mit dem Korrekturfaktor rj auf die mittlere jährliche Anlagenleistung gebracht. Für den April musste die Anlagenleistung beinahe halbiert werden bezüglich dem langjährigen Durchschnitt aufgrund der überdurchschnittlich häufigen und starken Föhnlagen. Ganz anderes das Bild im Mai, wo die ersten 14 Tage sehr windarm waren, und deshalb die Anlagenleistung um mehr als 1 Drittel erhöht werden musste. Insgesamt sind der April und der Mai Monate, die im langjährigen Mittel überdurchschnittlich viel zum gesamten Jahresertrag beitragen. Deshalb musste die Anlagenleistung mit dem Faktor rj um rund 22% nach unten korrigiert werden, um das Jahresmittel zu erhalten. 9

10 5 Resultate 5.1 Sennwald Rheindamm Die Winde traten während der Messperiode ungefähr gleich häufig aus südwestlicher Richtung und nordöstlicher Richtung (Abbildung 5) auf. Speziell auffällig ist der grosse Anteil von hohen Windgeschwindigkeiten aus Richtung Südwesten, welcher vor allem durch die lange und sehr starke Föhnphase Ende April verursacht wurde. Ein zweites markantes Merkmal ist der kleine Anteil von starken Winden genau aus Richtung Norden, welcher durch eine markante Bisenlage am 15. und 16. April verursacht wurde. Die übrigen Talaufwinde (Talwind) aus Richtung Nordosten erreichten nur selten Windgeschwindigkeiten von mehr als 8 m/s. Insgesamt ist der Mittelwert der Windgeschwindigkeit über die gesamte Messperiode mit Abbildung 5: Prozentuale Häufigkeit, woher der 4.84 m/s sehr hoch ausgefallen hauptsächlich aufgrund Wind mit welcher Windstärke im Sennwald bläst der überdurchschnittlich starken Föhnlagen. auf 100m über Grund und Mittelwert der Die Abbildung 6 zeigt die prozentuale Häufigkeit der Windgeschwindigkeit während der Messperiode. verschiedenen Windgeschwindigkeiten. Die häufigste Windklasse ist diejenige zwischen 0-1 m/s, also praktisch windstill. Ein zweites Maximum wird im Bereich von 7 m/s erreicht, was vor allem den Föhnlagen zuzuschreiben ist. Die Verteilung der verschiedenen Windgeschwindigkeiten lässt sich durch die sogenannte Weibull-Kurve nur sehr ungenau beschreiben. Die Turbulenzintensität bewegt sich meist im Bereich zwischen 15% und 20% und liegt somit immer innerhalb der entsprechenden Normen. Abbildung 6: Prozentuale Häufigkeit verschiedener Windgeschwindigkeiten mit anliegender Kurve der Weibullverteilung und mittlere Turbulenzintensität (%) pro Windklasse mit Angabe der Normwerte nach IEC auf 100m über Grund für den Standort Sennwald Rheindamm. Die Abbildung 7 zeigt den jährlichen Stromertrag inklusive 3% Verluste und die Anzahl Volllaststunden pro Jahr für 4 verschiedene WKA für eine Nabenhöhe von 108m. Der Ertrag der E-82 E2 mit 2000 kw 10

11 Nennleistung liegt bei rund 1.55 GWh pro Jahr, was rund 750 Volllaststunden entspricht. Die Unsicherheit der Abschätzung beträgt -23% / +35%, was aufgrund der grossen Distanz zur Referenzstation Vaduz keine Überraschung darstellt. Abbildung 7: Nettostromertrag (oben) und Volllaststunden (unten) für Sennwald Rheindamm für WKA mit 108m Nabenhöhe. Die meisten Volllaststunden erreicht die Enercon E-82 E2 mit 2000 kw Nennleistung. Die Abbildung 8 zeigt die Zunahme der Bruttowindleistung, und somit der Windenergie, über die Höhe im Monatsmittel für die beiden Monate April und Mai. Die Windgeschwindigkeit und damit die Bruttowindleistung nehmen mit der Höhe rasch zu, vor allem oberhalb von rund m über Grund. Diese starke Zunahme mit der Höhe führt dazu, dass der Windstromertrag mit einer Anlage mit 138m Nabenhöhe knapp 19% höher ausfällt als mit 108m Nabenhöhe, wie Abbildung 9 zeigt. Für diese Anlagehöhe werden Volllaststunden im Bereich von 900 Stunden pro Jahr erreicht. 11

12 Abbildung 8: Zunahme der Bruttowindleistung mit der Höhe über Grund. Ab 100m - 120m nimmt die Windenergie mit der Höher stärker zu. Abbildung 9: Nettostromertrag (oben) und Volllaststunden (unten) wie Abbildung 7, aber mit 138m Nabenhöhe. 12

13 5.2 Vergleich mit Windmessung Ruggeller Riet Die Windmesung Ruggeller Riet (siehe Abbildung 1 und Tabelle 1) der Solargenossenschaft Liechtenstein startete Mitte März 2012 und somit sind Messdaten parallel zur LIDAR-Messung verfügbar. Der Messmasten befindet sich nahe der Achse quer zur Hauptwindrichtung (Abbildung 3). Die Abbildung 10 zeigt den Vergleich der Windgeschwindigkeit und der Windrichtung auf 108m Nabenhöhe. Die Messkurven sind sich sehr ähnlich. Bei der Windgeschwindigkeit beträgt die Korrelation der Zehnminutenmittel über 0.91, was sehr hoch ist. Während der Föhnlage ist der Wind in Sennwald und Ruggell ähnlich stark, aber bei der Bisenlage am 15./16. April ist der Nordwind in Sennwald deutlich Abbildung 10: Vergleich Windgeschwindigkeit (oben) und Windrichtung (unten) für Sennwald (schwarz) und Ruggeller Riet (rot). stärker. Das deutet darauf hin, dass die Windströmung bei diesen starken Nordlagen sich mehr auf die westliche Rheintalseite konzentriert. Die Windrichtung im Ruggeller Riet ist im Uhrzeigersinn um rund 13

14 20 gedreht, was durch den Einfluss des Schellenbergs im Osten zu erklären ist, der die Strömung entsprechend etwas ablenkt. Ein Vergleich der Anlagenleistung für eine Enercon E-82 E2 mit 2 MW Leistung in Abbildung 11 zeigt, dass während der Föhnperiode Ende April beide Anlagen im Volllastbetrieb gestanden wären. Im Sennwald wurde der Volllastbetrieb auch während der Bisenlage beinahe erreicht. Für eine Nabenhöhe von 108m kann in Sennwald mit einem Strommehrertrag von 20%-30% gerechnet werden gegenüber Ruggell. Abbildung 11: Vergleich Anlagenertrag mit knapp 20% mehr Leistung in Sennwald als für das Ruggeller Riet. 14

15 6 Standorteignung, Windertrag und Stromgestehungskosten 6.1 Windpotential Stationsname Sensor m v m/s vmax Sennwald m/s Weibull Weibull Rauigkeitslänge Windscherung A m/s k z0 m α TI (v = 15 m/s) % 17.2 Tabelle 4: Ergebnisse der LIDAR-Messung Sennwald während der Messperiode (siehe Tabelle 1). Sensor ist die Höhe des Windmessers, v ist der Mittelwert der Windgeschwindigkeit, vmax ist das höchste 10Minutenmittel, A und k beschreiben die Weibull-Verteilung, z0 ist die Rauigkeitslänge, α die vertikale Windscherung und TI die mittlere Turbulenzintensität für Windgeschwindigkeiten von m/s. Die Tabelle 4 zeigt die Ergebnisse der LIDAR-Messung Sennwald. Es wurde das Messniveau gewählt, welches am nächsten zur Nabenhöhe von 108 Meter in Tabelle 5 liegt. TI höher als ca. 19% bedeutet, dass die IEC-Richtlinien für Windkraftanlagen überschritten werden. Die Grenzwerte für die Turbulenzintensität (TI) werden also eingehalten (fett markiert), jedoch liegt die Zunahme der Windgeschwindigkeit mit der Höhe über den Grenzwerten. α sollte laut den IEC-Richtlinien im Mittel tiefer als 0.20 sein. Diese starke Zunahme mit der Höhe konnte bisher bei allen LIDAR-Messungen im Talboden nachgewiesen (Fläscher Riet bei Balzers und Rheinau südlich von Buchs). Die Resultate der bisherigen LIDAR-Messungen deuten darauf hin, dass der Wind in der Talebene in den ersten 100m über Grund sehr stark abgebremst wird. Einerseits spielen dabei sicher die verbreiteten Windschutzstreifen und die Bebauung eine wichtige Rolle. Andererseits bilden sich in der Nacht und im Winterhalbjahr am Talboden sogenannte Kaltluftseen, welche das Durchgreifen des Windes bis zum Boden behindern. Kalte Luft ist schwerer als warme Luft, und lagert sich am Talboden ab. Dieser Kaltluftsee bildet sich durch den Zufluss von kalter Luft aus den Seitentälern des Rheintals und von den Talflanken. Die Messresultate zeigen deutlich, dass die Nabenhöhe von Windanlagen im Rheintal so hoch wie möglich gewählt werden muss. Stationsname v m/s PS W/m2 Windpotential kwh/m2/a PS >= PF % Produktion h/a Ertrag E-82 E2 MWh/a Volllaststunden h Sennwald Tabelle 5: Ergebnisse der geschätzten langjährigen Mittelwerte auf einer Nabenhöhe von 108 Meter über Grund. v ist der Mittelwert der Windgeschwindigkeit, PS ist die mittlere Bruttowindleistung, PS >= PF gibt an, wie häufig die E-82 E2 die Nennleistung erreicht (siehe PF in Tabelle 2). Produktion ist die Anzahl Stunden pro Jahr, wo die WKA Strom produzieren könnte, und Ertrag die Schätzung für den jährlichen Stromertrag für die E-82 E2 mit 2000 kw Nennleistung (Anlagenverluste inklusive). Die Volllaststunden gegen an, wie viele Stunden die Anlage mit voller Leistung laufen müsste, um den jährlichen Stromertrag zu produzieren. Die Ergebnisse in Tabelle 5 machen deutlich, dass das Windpotential gegenüber dem Sonnenenergiepotential zurückbleibt, welches für eine optimal nach Süden geneigte Fläche über 1400 kwh/m2 pro Jahr erreicht. Auch für eine ebene Fläche liegt die mittlere Einstrahlungsleistung der Sonne mit rund 130 W/m2 höher als die Bruttowindleistung mit 114 W/m 2. Jedoch hätte die Enercon E-82 E2 einen höheren Erntefaktor von 26% gegenüber den 15% 20% von kristallinen PV-Modulen, was die Unterschiede zwischen Windkraft- und PV-Anlagen wieder etwas ausgleicht. Der Jahresstromertrag ist 1.55 GWh. 15

16 6.2 Stromgestehungskosten Für die Berechnung der Stromgestehungskosten einer Enercon E-82 E2 mit 2000 kw Nennleistung und mit 108 Meter Nabenhöhe werden zwei gegensätzliche Modelle angenommen: 1. Eine konventionelle Finanzierung via Bank und einem Verzinsungssatz von 4%. 2. Eine Finanzierung über ein Bürgerbeteiligungsmodell ohne Verzinsung des Kapitals und mit linearer Abschreibung der Anlagekosten über die Nutzungsdauer. Die Betriebs- und Unterhaltskosten werden mit 80'000.- jährlich angenommen (Vollservicevertrag Enercon mit 15 Jahren Laufzeit). Bei beiden Modellen müssen verschiedene Kostenfaktoren wie die Nutzungsdauer der WKA, die gesamten Investitionskosten und die jährlichen Unterhaltskosten in Betracht gezogen werden. Die generellen Annahmen für die lauten: Nutzungsdauer der Gesamtanlage: 20 Jahre gesamte Investitionskosten: 5.2 Mio. CHF (Wechselkurs 1 = 1.25 CHF, beinhaltet grobe Schätzung der Netzanschlusskosten an das Netz des Stromversorgers) beinhaltet keine Mehrwertsteuer Für das 1. Modell gibt es ein Wirtschaftlichkeitsberechnungstool, welches durch SuisseEole zur Verfügung gestellt wird ( und durch die Firma Weisskopf Partner GmbH in Zürich erstellt wurde. Die entsprechende Excel-Tabelle steht für die LIDAR-Messung Sennwald in elektronischer Form zur Verfügung. Für die Berechnung des 2. Modells und die Berechnung der durchschnittlichen KEV-Vergütung über die Nutzungsdauer von 20 Jahren wurde eine separate Excel-Tabelle erstellt. Die Tabelle 6 fasst die Stromgestehungskosten und die durchschnittliche KEV-Vergütung über 20 Jahre zusammen. Stromgestehungskosten (Rp./kWh) Durchschnittliche KEV-Vergütung (Rp./kWh) Differenz (Rp./kWh) Bankdarlehen Bürgerbeteiligung Tabelle 6: Vergleich der Stromgestehungskosten mit der durchschnittlichen KEV-Vergütung über die Nutzungsdauer der Windkraftanlage auf der Basis des jährlichen Stromertrags einer Enercon E-82 E2 (siehe Tabelle 5). Eine übliche Finanzierungsvariante mit 100%-Fremdfinanzierung und Verzinsung dieses Kapitals führt zu Stromgestehungskosten von rund 31 Rp./kWh, was deutlich über dem maximalen Vergütungssatz des KEV liegt. Die Energiekosten für Bürgerbeteiligungsmodell liegen im Bereich von 21 Rp./kWh. Die genauen Anlagenkosten müssten anhand einer aktuellen Offerte durch die Firma Enercon und aufgrund der Netzanschlusskosten festgestellt werden. 16

17 7 Anhang 7.1 Fachbegriffe WKA: Windkraftanlage, für verschiedene Standorte mit unterschiedlicher Stärke der Turbulenz (siehe Turbulenzintensität weiter unten) gibt es verschiedene Anlagentypen für verschiedene Windstärke- und Turbulenzklassen Windstärke: skalarer (arithmetischer) Mittelwert der Windgeschwindigkeit über 10 Minuten, Einheit: Meter pro Sekunde (m/s), 1 m/s entspricht 3.6 km/h Windgeschwindigkeit v: vektorieller Mittelwert der Windgeschwindigkeit über 10 Minuten, die einzelnen Windvektoren werden mit der jeweiligen Windrichtung gewichtet, man erhält als Resultat den mittleren Windvektor über 10 Minuten, der Betrag dieses Vektors ist immer kleiner oder gleich der Windstärke im gleichen Zeitraum, Einheit: m/s Windböe: maximaler 3-Sekundenwert der Windgeschwindigkeit innerhalb 10 Minuten (m/s) Turbulenzintensität TI: (auch Turbulenzgrad genannt) Verhältnis aus der Standardabweichung zum Mittelwert der Windstärke über 10 Minuten, wird multipliziert mit Faktor 100, Einheit: %; die Turbulenzintensität ist eine der wichtigsten Grössen in der Windenergie, sie beschreibt, wie stark der Wind innerhalb von 10 Minuten schwankt, je grösser die Schwankungen sind, desto stärker wird die WKA beansprucht Nabe: Höhe der Rotornabe der WKA über Boden (Meter) Langjährig: Durchschnittswert über eine Zeitperiode von Jahren (Klimaperiode) Jährlicher Verlust: Bei der Produktion von Windenergie durch WKA's geht Energie verloren bei der Umwandlung des Gleichstroms in Wechselstroms, bei der Synchronisation des Wechselstroms im Umrichter (1.5%), durch Wartungsarbeiten (2%), durch Abschaltung bei starken Stürmen (1%) und durch Vereisung (0.5%), der Gesamtanlagenverlust einer WKA wird generell mit 6% angenommen Bruttowindleistung WL: totale Windleistung pro Fläche (Watt pro Quadratmeter: W/m 2), berechnet mit der Formel: 0.5*rho*v3, wobei rho: Luftdichte (kg/m3), v: Windgeschwindigkeit (m/s); eine Verdopplung von v bedeutet 8 Mal mehr Bruttowindleistung! Erntefaktor: eine moderne WKA kann in bestimmten Geschwindigkeitsbereichen über 50% der Bruttowindleistung ernten, theoretisch maximaler Erntegrad liegt bei 59% (Betz) Anlagenleistung AL: Nettoleistung einer bestimmten WKA (inkl. Verluste) in kw Nennleistung: maximal erreichbare Anlagenleistung einer bestimmten WKA Nettostromertrag: langjähriger Stromertrag einer bestimmten WKA (inkl. Verluste) Volllaststunde: Verhältnis von jährlichem Nettostromertrag zur Nennleistung einer WKA Ausnutzungsgrad: Verhältnis der Volllaststunden zu allen Stunden des Jahres 17

18 7.2 Weitere Resultate Die Abbildung 12 zeigt die jährlichen Volllaststunden für 2 niedrigere Nabenhöhen auf 60m, resp. 85m Höhe. Mit abnehmender Höhe nehmen die Windstromerträge rasch ab. Abbildung 12: Volllaststunden 60m Nabenhöhe (oben) und 85m Nabenhöhe (unten). 18