11. Windgutachten

Hierbei wurden für die Windhöffigkeit einmal die Daten der Windmessung verwendet, sowie alternativ sogenannte reale Geschwindigkeitsdaten. Hierzu wurden aus den veröffentlichten Daten von in der Nähe liegenden 3 Windräder des Windparks Hainhaus, deren Erträge vom Netzbetreiber Amprion erfasst werden, die dazugehörigen Geschwindigkeiten rückgerechnet. Die Ermittlung basiert auf der sogenannten Hellmann Extrapolation.

„Als mittlere Windgeschwindigkeit aus den 3 Anlagen wurde nun diejenige der größten Anlage, der WEA 9 angenommen, also v m = 5,7 m/s. Die übrigen Kenngrößen sind hier weniger interessant, da es nur um die mittlere Windgeschwindigkeit geht. Man sieht aber z.B. an der Standortgüte, dass sie ganz knapp über der üblichen Mindestschranke von 60 % liegen, die von Investoren und Banken geforderten 80 % erreichen sie nicht. Ebenso kann die sogenannte mittlere gekappte Windleistungsdichte, die z. B. in BW als Eignungsschwelle empfohlenen 215 W/m² nicht erreichen.
Somit hätte man jetzt die mittlere Windgeschwindigkeit an einem benachbarten Ort in 140 m über Grund zu 5,7 m/s. Dieser Wert muss jetzt noch über die oben erwähnte Hellmann Extrapolation auf die Nabenhöhen von 151 umgerechnet werden. Dies ergibt:

für 151 m: v m = 5,7*(151/140)0,25= 5,81 m/s

Wenn nun der Wind von einer höheren Ebene in eine tiefere Ebene strömt, weitet sich der Strömungsquerschnitt aus, der Wind wird dadurch etwas verzögert. Die Windgeschwindigkeiten auf der bayerischen Seite der Grenze werden also etwas geringer sein als auf der hessischen Seite. Der hessische Windatlas ist zwar grenzüberschreitend (er hört nicht abrupt an der Landesgrenze auf), gibt aber keine Geschwindigkeitswerte, sondern nur Geschwindigkeitsrichtungen an. Eine Hellmann Extrapolation von Hessen nach Bayern ist nicht zulässig, da es sich nicht mehr um eine Extrapolation entlang eines vertikalen Profils handelt, sondern entlang einer diagonalen Linie in komplexem Gelände.

Deshalb wurde der Windatlas des DWD zu Rate gezogen. Er bietet ähnlich dem bayerischen Windatlas interaktive Karten für ganz Deutschland an, ist also an den Landesgrenzen grenzüberschreitend. Er arbeitet zudem mit einem ähnlichen Prinzip wie der bayerische Windatlas, der Lösung der Reynolds gemittelten Navier-Stokes Gleichungen. Die Ergebnisse sind nicht identisch, aber es kann davon ausgegangen werden, dass zumindest die Gradienten einigermaßen korrekt wiedergegeben werden. Und dieser DWD Atlas zeigt beim Übergang von Lützelbach in das Gebiet des geplanten Windparks von Wörth ein Geschwindigkeitsdefizit von 0,2 m/s an, d. h. die mittlere Geschwindigkeit in BY ist um 0,2 m/s geringer als diejenige in Hessen.
Berücksichtigt man dies, so hat man schließlich für das Gebiet in Bayern folgende mittleren Geschwindigkeiten:

für 151 m: v m = 5,61 m/s

Dies wäre schon mal deutlich geringer als die Messungen in 150 m Höhe über Grund mit 6.0 – 6,5 m/s. Eine weitere Vergleichsmöglichkeit gibt es in Bayern selbst: Etwa 20 km südöstlich gibt es zwischen den Orten Schippach und Heppdiel 3 Nordex N117-2.400 mit 141 m Nabenhöhe. Führt man auch hier für den im bayerischen Windatlas angegebenen Ertrag von 4.610 MWh eine Geschwindigkeitsberechnung nach o. g. Muster durch, so erhält man für 140 m Nabenhöhe einen Wert von v m = 4,85 m/s. Der Windatlas gibt dagegen einen Wert von vm = 5,85 m/s an, also 1 m/s zu viel!

In dem bei Wörth in Frage kommenden Bereich gibt der Windatlas einen mittleren Wert von 6,3 m/s in 140 m Höhe an. Geht man auch hier davon aus, dass dies um 1 m/s zu hoch ist (An den Landesgrenzen ist der Windatlas besonders ungenau) so wäre die tatsächliche Geschwindigkeit v m = 5,30 m/s in 140 m Höhe. Umgerechnet auf die entsprechenden Nabenhöhen ergibt sich dann:

für 151 m: v m = 5,3*(151/140)0,25= 5,4 m/s

Bildet man nun die Mittelwerte aus den aus Hessen extrapolierten Werten und den in BY ermittelten Werten, so hat man wahrscheinlich die beste Abschätzung für die mittlere Geschwindigkeit. Also:

für 151 m: v m = (5,4 m/s + 5,6 m/s) /2 = 5,5 m/s (1)

Für die mittleren Geschwindigkeiten aus der Geschwindigkeitsmessung ist der Rechenweg wesentlich einfacher: Die Messwerte in 150 m über Grund bewegen sich zwischen 6.0 m/s und 6,5 m/s, der Mittelwert beträgt also 6,25 m/s. Rechnet man nun auch diesen Wert gemäß der Hellmann Extrapolation auf die Nabenhöhen hoch, so erhält man:

für 151 m: v m = 6,25*(151/150)0,25= 6,25 m/s (2)

Die Beziehungen (1) und (2) geben nun zwar die Werte in den richtigen Nabenhöhen an, aber noch bezogen auf die mittlere Standhöhe von 352,5 m. Rechnet man dies noch auf die aktuellen Standhöhen um, so erhält man schließlich die endgültigen Werte für die mittleren Geschwindigkeiten:

In der folgenden Tabelle handelt es sich bei den blau hervorgehobenen Größen um berechnete Kenngrößen, die lila hervorgehobenen sind besonders wichtige und aussagekräftige Größen.

5. Häufigkeitsverteilungen

Bei der Ertragsermittlung muss ja die Häufigkeit der Geschwindigkeitsverteilung mit der Leistungskurve der Anlage verknüpft werden, daraus entstehen dann die Ertragsverteilung und schließlich der Gesamtertrag. Für die Häufigkeitsverteilung wird das Geschwindigkeitsspektrum in einzelne Geschwindigkeitsklassen von jeweils 0.5 m/s Unterschied aufgeteilt. Also 0 – 0,5 m/s, 0,5 – 1 m/s, 1 – 1,5 m/s usw. Die Wahr- scheinlichkeitsverteilung der einzelnen Geschwindigkeitsklassen ist durch die Verteilungsfunktion f(u) gegeben. Hierfür wird die Dichteverteilung einer Weibullfunktion angenommen.

Mit den Formparameter k und dem Skalenparameter A. Der Skalenparameter A ist dabei von der mittleren Geschwindigkeit abhängig und kann aus ihr ermittelt werden. Der Formparameter k ist ein dimensionsloser Faktor und liegt im Binnenland so zwischen 1,8 und 2,1. Für eine typische Mittelgebirgslandschaft ist er etwa 1,95. Damit kann über diese mathematische Funktion die Häufigkeitsverteilung der Geschwindigkeit anhand von 2 Parametern dargestellt werden. Dies ist laut allgemeiner Auffassung die bestmögliche Approximation der experimentell beobachteten Geschwindigkeitsverteilung.

In den nachfolgenden Diagrammen sind nun die jeweiligen Häufigkeitsverteilungen der Geschwindigkeit als blaue Säulen dargestellt. Die Länge der Säulen geben die Häufigkeit der betreffenden Geschwindigkeitsklasse in % des Jahres an. So tritt z. B. in Abbildung 3 die Geschwindigkeitsklasse 4,0 – 4,5 m/s an 6,7 % des Jahres auf, das sind 587 h oder 24,5 Tage.

Diese Zeit tritt natürlich nicht zusammenhängend auf, sondern beliebig über das Jahr verteilt. Wie man nun aus Abbildung 3 sieht, häufen sich die Geschwindigkeitsklassen um die mittlere Geschwindigkeit herum, höhere Geschwindigkeitsklassen treten immer seltener auf, Geschwindigkeiten über 20 m/s kommen praktisch nicht mehr vor. Diese stark asymmetrische Form ist typisch für die Häufigkeitsverteilung der Geschwindigkeiten. Bei höheren mittleren Geschwindigkeiten wird die Kurve flacher und breiter, das Maximum verschiebt sich dann nach links in Richtung höherer Geschwindigkeiten. Die rote Kurve ist die Leistungskurve der Anlage. Sie gibt an, welche Leistung bei welcher Geschwindigkeit abgegeben wird. Man sieht, dass bis 3 m/s (Einschaltgeschwindigkeit) überhaupt keine Leistung abgegeben wird, die Maschine steht still. Das sind aber Geschwindigkeitsklassen die sehr häufig vorkommen. Ebenso steigt die Kennlinie zunächst sehr langsam an und gibt sehr wenig Leistung ab. Auch diese Geschwindigkeitsklassen kommen sehr häufig vor. Kurzum, man erkennt deutlich, dass die Häufigkeitsverteilung des Windes und die Leistungskurve der Anlage gegeneinander verschoben sind, sie passen nicht zusammen. Aufgrund der Abhängigkeit der Leistungsabgabe von der 3. Potenz der Geschwindigkeit, tragen die häufig vorkommenden geringen Geschwindigkeiten sehr wenig zum Ertrag bei, die eher selten vorkommenden höheren Geschwindigkeiten dagegen sehr viel, wie man an der magentafarbenen Ertragskurve sieht.

Das bedeutet wiederum, dass ein Windrad über die meiste Zeit des Jahres nur sehr wenig Ertrag abgibt, häufig sogar komplett still steht und nur an wenigen Monaten des Jahres richtig Strom erzeugt. Da diese Zeiten beliebig über das Jahr verteilt sind, führt dies zu der bekannten Volatilität der Windkraft, die nicht zu verhindern ist. Deshalb ist die Windstromerzeugung grundsätzlich ineffektiv.

Anhand der Ertragskurve kann man nun sehr leicht herausfiltern an welchen Tagen welche Strommengen erzeugt wurden und an wie vielen Tagen die Anlage still stand usw. Dies ist in den nachfolgenden Diagrammen für die verschiedenen Szenarien für jeweils eine gemittelte Geschwindigkeit geschehen.

Diese Darstellungen decken die Schwäche der Windstromerzeugung, nämlich ihre Unfähigkeit für eine zuverlässige Stromversorgung zu sorgen schonungslos auf. Wie erwähnt treten diese Schwachwind- und Stillstandzeiten nicht zusammenhängend auf, sondern beliebig über das Jahr verteilt, aber sie treten eben auf.

Die Tabelle besagt nun folgendes:

• An zusammengefasst 57 Tagen herrschte kompletter Stillstand
• An zusammengefasst 151 Tagen war die Leistung geringer als 10 % der Nennleistung. (Inklusive des Stillstandes). In dieser Zeit wurden 456 MWh an Strom erzeugt. Dies entspricht 3,7 % des Jahresertrages.
• An zusammengefasst 222 Tagen lag die Leistung unter 20 % der Nennleistung. (Inklusive der beiden vorherigen Anteile). In dieser Zeit wurden insgesamt 1.770 MWh Strom erzeugt. Dies entspricht 14,8 % des Jahresertrages.

D. h. an über 7 Monaten des Jahres wurden lediglich 14,8 % des Jahresertrages erzeugt! Die Windräder stehen also die meiste Zeit nur unproduktiv herum! Dies alles aufgrund der vorherrschenden Häufigkeitsverteilung des Windes. Zusätzlich können noch genehmigungsrechtlich verordnete Stillstandszeiten hinzukommen.

6. Fazit

Die Ertragsermittlungen zeigen, dass die untersuchten Standorte bei realen Windverhältnissen nach offiziellen Beurteilungskriterien wie Standortgüte und Windleistungsdichte nur sehr bedingt als Standort für Windkraft geeignet sind. Allerdings spielt das bei der gegenwärtigen hohen Subvention der Erzeugerpreisen keine Rolle mehr, den ein finanzieller Gewinn für den Investor ist damit immer garantiert. Mangelnde Windhöffigkeit wird durch hohe Subventionen ausgeglichen. Die Stromerzeugung und Versorgung wird dadurch aber nicht verbessert. Gerade im Sinn einer Energiewende ist es wenig sinnvoll mit enormem Ressourceneinsatz nur geringe Erträge zu erwirtschaften.
Völlig ernüchternd ist hingegen die Ertragsverteilung, die sich aus der Häufigkeitsverteilung des Windes ergibt und die Schwäche der Windstromerzeugung schonungslos aufdeckt: Die häufigen Schwachwind und Sillstandphasen, die sich auch durch noch so große Anlagen nicht verhindern lassen.“