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Windpark-Glossar

Ertragsgutachten

Ertragsgutachten Von Sachverständigen Dritten (meist Ingenieurbüros) erstellte Expertisen über den langfristig durch den Betrieb eines Windparks zu erzielenden Windertrag gemessen in MWa (Leistung).

 

I. Einmal Theorie Im Groben haben die E zwei Themenbereiche: die Gewinnung von Daten über den vermutlich auf die Rotoren einwirkenden Wind (kinetische Energie) und weiter die Ermittlung des mit diesem Wind zu erwartenden Energieertrages (Umwandlung der kinetischen über mechanische Energie in elektrische Energie). Die Winddaten können entweder unmittelbar durch Messung des wehenden Windes am Standort der geplanten WKa´s  über einen längeren Zeitraum und Extrapolation in die Zukunft gewonnen werden. Dieses  Verfahren bedingt, daß die Umstände des tatsächlichen Betriebes möglichst genau abgebildet werden. Dies gilt sowohl für die Windqualität, den Meßzeitraum, der in den meisten Fällen aus Kostengründen zu kurz gehalten wird, als auch für die Höhe, auf der die Meßinstrumente angebracht werden. Die indirekte Vorgehensweise verzichtet auf Windmessungen, sie strebt Ergebnisse auf der Grundlage von Vergleichen mit gleichgelagerten Fällen an. Am Beginn der Arbeiten steht hier eine Besichtigung des für das Vorhaben ins Auge gefaßten Geländes. Dessen Verhältnisse werden dann genauer durch Erfassung seiner Rauigkeit, durch Anlage einer Orographie und durch Ermittlung einer möglicherweise existenten Verdrängungshöhe beschrieben. Anschließend sucht man sich eine vergleichbare Fläche, für die bereits Wind-Erfahrungswerte vorliegen; diese werden dann für die Prognose der Windgeschwindigkeit herangezogen, ggf. unter Hinzuziehung meteorologischer Daten. Der nächste Schritt, die Ermittlung des Energieertrages der WKA, erfordert genaue Kenntis der Wirkungsweise der technischen Gegebenheiten der WKA´s in ihrer Beziehung zur Windgeschwindigkeit. Hierzu werden meist die Ergebnisse vergleichbarer Anlagen (Referenzertrag) herangezogen. Auch die dem so errechneten Windertrag zu Grunde liegende Gleichung unterstellt, daß sie immer gelte. In einem weiteren Schritt sind die Faktoren der Leistungsminderung und eine Annahme über die leistbaren Volllaststunden einzubeziehen. Hierfür sind die Bedingungen des Betriebs in der Praxis möglichst genau abzuschätzen (Einschaltgschwindigkeit, Abschaltgeschwindigkeit), Beschränkungen der technischen Verfügbarkeit - auch soweit  behördlich bedingt (nächtliche Ruhezeiten), Einrechnung von Leistungsminderungen durch Leitungs- oder andere technisch verursachte Energieverluste. In aller Regel ist von dem Meßergebnis ein Sicherheitsabschlag für sonstige Auslastungsrisiken vorzunehmen, er liegt gewöhnlich zwischen 5% und 10% des Brottoergebnisses. In Windparks nehmen sich die WKAs gegenseitig Wind (Abschattungseffekt), dies ist durch einen Abschlag zu berücksichtigen, der letztlich zu einem Parkwirkungsgrad führt. Eine weitere Vorsichtsmaßnahme bei der Prognose von Winderträgen ist die Angabe sog. P-Werte (P 50, P 75 und P 90): Der zu P 75 angegebene Wert ist beispielsweise der Windertrag, der mit 75%iger Wahrscheinlichkeit im tatsächlichen Betrieb übertroffen wird usw. Dieser Wert wird meistens als Ausgangsdatum für die Erlösprognose genommen (Subventionsbedürftigkeit).

 

II. Und einmal Praxis  Der Bundesverband Windenergie verlangt von seinen Mitgliedern, nur nach der Technischen Richtlinie 6 der Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien (FGW e. V) erstellte Gutachten zu verwenden (diese Richtlinie ist als PDF im Internet veröffentlicht, enthält aber nur ein Inhaltsverzeichnis und einige Definitionen - es fehlen etwa 42 Seiten Text über die Ausführung der Gutachten!). Entsprechende Verpflichtungserklärungen beim BWE haben (Stand Mai 2015) 9 Ingenierbüros unterschrieben, wozu die beiden im folgenden genannten nicht gehören. Ein Ingenieurbüro (CUBE Engineering GmbH) hat im Auftrag der Gemeinde Biebertal für den geplanten Windpark Helfholz ein Gutachten nach der oben beschriebenen indirekten Methode erstellt, zu dem das Fraunhofer-Institut eine Stellungnahme abgegeben hat. Das CUBE-Gutachten hat auf Grund der gewählten Vorgehensweise naturgemäß viele Annahmen zu treffen, Korrekturen an vielen vorgefundenen Vergleichswerten vorzunehmen was auch verständlich ist, wenn das Geländeprofil des Standorts aus einer Landkarte Im Maßstab 1 : 25.000 durch manuelle Eingabe der Daten der Karte in ein EDV-Programm gewonnen wurde. Zitat aus dem Gutachten dazu: "Die in Tabelle 8 ersichtlichen Abweichungen von Berechnungsergebnissen und tatsächlich erwirtschafteten Energieerträgen sind Ausdruck der mit den verwendeten Daten und Berechnungsmodellen verbundenen Unsicherheiten". Offenbar werden  diese Ungenauigkeiten eines Gutachtens in der Branche toleriert: Das Fraunhofer-Institut bescheingt dem Gutachten in seinem Fazit, daß das Gutachten sorgfältig und dem Stand der Technik entsprechend durchgeführt wurde. Aber auch die Fraunhofer-Stellungnahme genügt den Anforderungen an eine Stellungnahme oder ein Gutachten nicht in idealer Weise. Weder wird ein Auftraggeber genannt, noch der Auftrag selbst beschrieben. So nimmt es auch nicht wunder, daß das Fraunhofer-Institut lediglich Stellung zur Gewinnung der Winddaten, aber nicht zur eigentlichen Ermittlung des Energieertrags nimmt. Fraunhofer-Institut bemerkt, daß die von CUBE gewählte Heranziehung von Refenrenzanlagen sich von der Nutzung von Windmessungen unterscheide, da hier "modellierte Daten Eingang" fänden. "Ein dokumentierter Vergleich zwischen den beiden Vorgehensweisen" läge "allerdings nicht vor". Diese Feststellung legt eigentlich nahe, daß eine solche Dokumentierung zum Gutachten-Standard gehört und ihr Fehlen zu einer Beanstandung hätte führen müssen. Ist dadurch die positive Bewertung des CUBE-Gurtachtens noch gerechtfertigt? Angesicht der umfangreichen Freizeichnungsklausel am Beginn der Stellungnahme wird sich der "Stellungnehmer" aber nichts vorzuwerfen haben. Liebe Leser! Mißtrauen und Aufklärung, nicht blindes Vertrauen und Gutmenschentum! In solchen Gutachten liegt ein Verführungspotential: Das katastrophale Mißverhältnis zwischen prognostizierten und realisierten Einspeisevergütungen in Vergangenheit und Gegenwart hat hier seine Ursachen (Ausschüttung). Das macht die Lektüre der folgenden Datenbankauswertungen besonders wichtig.

 

Was sagt die Datenbank? Von den erfaßten Windparkbetreibern in Verkaufsprospekte geben 64% an, Ertragsgutachten zu besitzen, wiederum nur 42% von diesen verfügen über Gutachten auf Grund von Windmessungen am geplanten Standort. Letztere erreichen einer durchschnittlichen Windgeschwindigkeit von 5,8 m/s durchschnittliche Winderträge (P 75) nach dem oben dargestellten Verfahren von 31.596 MWa für den Windpark und einen durchschnittlichen MWa-Wert pro WKA von 5.266. Um hieraus die unterstellte Volllaststundenzahl zu errechnen bedarf es noch der Division durch die durchschnittliche Nennleistung der WKA´s und der Multiplikation dieses Qutienten mit 1.000. Bei einer durchschnittlichen Nennleistung von 2.683 ergibt sich ein Wert für die Volllaststunden pro Jahr von 1.963. Diesen verglichen mit dem empirischen Durchschnittswert, den das Fraunhofer Institut für den 10-Jahreszeitraum bis 2014 ermittelt hat, ergibt sich eine positive Differenz der Volllaststunden von 453. Zurück gerechnet auf den Windertrag, der der Erlösplanung zu Grunde glegt wird, ist dieser in den Gutachten im Durchschnitt um 7.292 MWa überschätzt worden, das sind 22% des von den Gutachtern genannten Betrages oder 28% des empirisch richtigen Betrages. Da keiner der Probanden weniger als die durchschnittlichen Volllaststunden prognostiziert hat, ist von einer systemischen Überschätzung der Winderträge auszugehen. Die Gruppe von Initiatoren mit Windgutachten auf der Grundlage der Werte von Referenzanlagen liefert noch weniger ermutigende Ergebnisse. Im Durchschnitt repräsentieren sie einen Windertrag von 22.411 MWa eine durchschnittliche Anzahl von 3 WKA´s mit durchschnittlicher Nennleistung von 2.542 KWh. Nach obiger Rechnung ergibt dies eine Volllaststundenzahl für die Durchschnitts-WKA von 2.939, also 1.429 Volllaststunden mehr pro Jahr als der 10-Jahres-Durchschnittswert lt. Fraunhofer-Institut. Wieder auf den Windertrag zurückgerechnet bedeutet dies einen erhöhten Windertrag von 10.898 MWa. Der empirisch richtige Betrag wurde damit im Ertragsgutachten fast verdoppelt, obwohl nach Angaben der Initiatoren mit Sicherheitsabschlägen nicht gegeizt wurde. Hierzu waren Angaben über die Windgeschwindigkeit, die Nennleistung pro Anlage, die Anzahl der Anlagen, den prognostizierten Windertrag nach allen Sicherheitsabschlägen und den prognostizierten Windertrag vor allen Sicherheitsabschlägen notwendig. Diese gewannen wir bei 54,5% der Anbieter.Mit der Division des prognostizierten Windertrags durch die Gesamtnennleistung des Windparks erhält man eine Kennziffer für den Ertrag pro investierter Kilowattstunde. Ob dieser Quotient nennenswert durch die Windgeschwindigkeit beeinflußt wird, erfährt man, indem er durch die Windgeschwindigkeit dividiert wird.  Bei gleicher Beeinflussung des Windertrags durch die Windgeschwindigkeit müßte das Divisionsergebnis über alle verglichenen Windparks in etwa gleich sein. Ist es aber nicht, selbst wenn die durch individuelle, bei den Windparks verschiedenen Risiken verursachten Abschläge außer Betrachtung bleiben also die rein technisch begründete Beziehung betrachtet wird, reichen die Werte des Quotienten von 0,29 bis 0,48. Würde man also dem Windpark mit dem höchsten Quotienten den niedrigsten zuordnen, müßte sein Windertrag vor Risikoabschlägen von 58.825 MWa auf  35.489 sinken, umgekehrt der desjenigen mit dem niedrigsten Quotienten müßte von 20.255 MWa auf 33.573 MWa steigen.

 

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