Windpark-Glossar
Volllaststunden
Volllaststunden Es wird gemessen, wieviel elektrische Arbeit eine WKA bestimmter Nennleistung im praktischen Betrieb, in welchem auch Abschaltungen wegen Wartungsarbeiten oder aus sonstigen Gründen und Teillastbetrieb vorkommen, in einem bestimmten Zeitraum (meistens Kalenderjahr) umsetzt. Die Zeit, die eine bei Nennleistung betriebene gleiche Anlage benötigt, um die gleiche elektrische Arbeit umzusetzen, wird mit V bezeichnet. Mit dem Anteil der V an den Gesamtstunden eines Kalenderjahres (= 8.760) erhält man eine Kennzahl für den Auslastungsgrad der WKA (Subventionsbedürftigkeit). Die Zahl der V einer WKA wurde für den 10-Jahreszeitraum bis 2014 vom Fraunhofer auf der Grundlage der von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜBN) erfaßten Daten mit durchschnittlich 1.510 ermittelt; der durchschnittswert für das Jahr 2014 betrug 1.485 (= 17 %) der im Gesamtjahr verfügbaren Stunden (Ertragsgutachten, Leistung, Windertrag). Für 2016 kann ein Wert für die V von 1.600 angegeben werden (Kohleverstromung, Daten zu Erzeugung und Emissionen). Diese empirisch gewonnenen Werte sind Ausdruck der vielfältigen Einflüsse, die ein andauerndes Rundlaufen der Rotoren im Bereich der Energieproduktion verhindern. Die Faktoren der Leistungsminderung werden systematisch bei der Einschätzung der leistbaren V bei der Planung und Errichtung eines Windparks verdrängt. Ein Beispiel, wie zweifelhaft ermittelte V, einmal in die Welt gesetzt, ein eigenständiges Leben entfalten können: Die im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Marktanalyse – Windenergie an Land, Untersuchung im Rahmen des Vorhaben IIE zur Stromerzeugung aus Windenergie (erstattet am 18.02.2015) schluußfolgert deutlich im Widerspruch zu den Ermittlungen des Fraunhofer Instituts: „Der Zeitraum 2012 bis 2014 zeigt deutlich gestiegene Volllaststunden: Diese liegen bei durchschnittlich 2.151 h an den 70-%-Standorten beziehungsweise 3.425 an 120-%-Standorten“. Zwar beruft sich das Leipziger Institut auf Erhebungen der Betreiber-Datenbasis (in diese gehen auf freiwilliger Basis von Windpark-Betreibern gemeldete Einspeisemengen ein), stellt aber deren Vorgehen auf den Kopf: „Grundlage der Datenauswertung ist die Betreiber-Datenbasis, sie liefert mittlere Jahreserträge an den einzelnen Standorten. Bei dem mittleren Jahresertrag einer Windenergieanlage handelt es sich um den wahrscheinilchen langjährigen Ertrags-Mittelwert. Der mittlere Jahresertrag einer Windkraftanlage ist auf ein 100-%-Ertragsjahr bezogen, der mittels BDB-Index errechnet wird“. Hier wird zwar Ursache und Ergebnis verwechselt, jedoch man bewegt sich noch im Bereich empirischer Daten. Nun aber: „Anhand der Angaben zum Hersteller, zur Leistung, der Nabenhöhe und dem Rotordurchmesser weist das IE Leipzig jeder Anlage zudem den spezifischen Referenzertrag zu“. Dies führt dazu, Standortqualitäten in der Spannweite etwa von 60-%-Standorten bis zu 150-%-Standorten zu differenzieren. Der Grund für diesen Schritt ist nicht ersichtlich. Und obwohl das Leipziger Institut, angibt, die zu jedem Standort gehörige V „aus den Angaben zu den mittleren Jahreserträgen und installierten Leistungen“ zu ermitteln, kommt es zu diesen grotesken Überschätzungen gegenüber den empirisch gewonnenen Werten der ÜNB-Daten. Resignierend steht dazu in Fn 6 auf S. 31: „Es ist großflächig nicht vergleichbar, inwieweit die Erträge der Betreiber-Datenbasis im Mittel mit den tatsächlich eingespeisten Mengen (ÜNB-Statistik) übereinstimmen. Die Datenbanken können nicht verglichen werden, da ein gemeinsames/verbindendes Merkmal der Statistiken fehlt“. Wie wäre es denn, einfach der ÜNB-Statistik zu trauen, denn darin steht das, was letztendlich abgerechnet wird!