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PLANkon

INGENIEURBÜRO FÜR WIND- UND SOLARENERGIE

PLANkon Dipl.-Ing. Roman Wagner vom Berg

Blumenstrasse 26 D - 26121 Oldenburg

0441- 390 34-0

Vortrag Windgutachten im Spiegel der EEG-Reform

Rostock Wind 2016

12.08.2016

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PLANkon Vortrag Windgutachten im Spiegel der EEG-Reform 12.08.2016

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 17025

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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

Vortrag Windgutachten im Spiegel der EEG-Reform 12.08.2016

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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)


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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

• VWind 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 Bundes-

durchschnitt aus Messungen von 0,30-0,35, d.h. in der Realität steigt das Wind- potential mit der Höhe stärker als das Referenzertragsmodell


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Grafik Referenzertragsmodell EEG 2017 vs. EEG 2014


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Quelle: Windguard 2016

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Vergleich Referenzertrag eno 126 für verschiedene Hellmannexponenten a 0,25 / 0,30 / 0,35


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Hellmann Exp. 0,25 0,30 Differenz 0,35 Differenz

Nabenhöhe zu 0,25 zu 0,25

m MWh MWh % MWh %

117 57187231 57945713 1,3% 58705721 2,7%

137 61012714 62546054 2,5% 64081254 5,0%

165 65545599 67985598 3,7% 70416872 7,4%

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Vergleich Ertragsprofil Referenzertrag und Standort

(freie WEA eno 126 in Mecklenburg-Vorpommern)


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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. +- 5 %)

• 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 %)


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Korrekturfaktoren


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Quelle: BWE 2016

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Entwicklung Euribor 12-Monats-Zinssatz


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Quelle: http://de.euribor-rates.eu/

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Gleitende 5-Jahres-Mittel WEA-Energieindex 1996-2015 (für Beispielstandort in Mecklenburg Vorpommern)


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88,0

90,0

92,0

94,0

96,0

98,0

100,0

102,0

104,0

106,0

ConWx

Merra

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Gleitende 5-Jahres-Mittel WEA-Energieindex 1996-2015 (für Beispielstandort in Mecklenburg Vorpommern)


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Gleitende 5-Jahres-Mittel Energieindex

von bis ConWx Merra

1996 2000 99,0 100,5

1997 2001 100,6 101,4

1998 2002 100,5 101,6

1999 2003 96,6 96,0

2000 2004 97,9 96,9

2001 2005 96,3 95,1

2002 2006 96,5 94,7

2003 2007 99,3 97,3

2004 2008 103,0 101,6

2005 2009 101,5 100,0

2006 2010 100,4 99,6

2007 2011 104,4 103,8

2008 2012 101,9 101,4

2009 2013 99,0 98,7

2010 2014 99,6 99,6

2011 2015 103,5 103,9

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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


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Standortbeispiel Nabenhöhe 117 m


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eno 126 117 m NH

Ertrag Verh Refertrag Gütefaktor

MWh %

WEA frei 11.972,7 105%

Verluste WGrad

Parkwirkung 84,6 10.124,1 89%

Schall 95,0 9.617,9 84%

Schatten 99,0 9.521,7 83%

Fledermaus 98,0 9.331,3 82%

Turbulenz 97,0 9.051,3 79%

Verfügbarkeit 98,0 8.870,3 78%

Netzverluste 98,5 8.737,3 76% 1,21

Vergütung pro Jahr Maximalgebot 741.269 €

bei 7 ct/kWh für Gütefaktor 1,0 bei 100 % Referenzertrag

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eno 126 137 m NH


MWh %

WEA frei 12.905,2 106%

Verluste WGrad

Parkwirkung 85,2 10.997,8 90%

Schall 95,0 10.447,9 86%

Schatten 99,0 10.343,4 85%

Fledermaus 98,0 10.136,6 83%

Turbulenz 97,0 9.832,5 81%


Netzverluste 98,5 9.491,3 78% 1,19



Diff. Ertrag zu 117 m 8,6%

Diff. Vergütung zu 117 m 6,3%

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eno 126 165 m NH


MWh %

WEA frei 13.960,3 106%

Verluste WGrad

Parkwirkung 87,1 12.163,6 93%

Schall 95,0 11.555,4 88%

Schatten 99,0 11.439,9 87%

Fledermaus 98,0 11.211,1 86%

Turbulenz 97,0 10.874,7 83%


Netzverluste 98,5 10.497,4 80% 1,16



Diff. Ertrag zu 117 m 20,1%

Diff. Vergütung zu 117 m 15,0%

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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 2008 - Maximalwert Ergebnisse betrug 2013 im Mittel 108,5 % ggü. 117,4 % in 2008 - Minimalwert Ergebnisse betrug 2013 im Mittel 89,2 % ggü. 87,5 % in 2008 - 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 %


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Vergleichstest Windgutachten 2014/2015


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Ergebnisse zu untersuchtem WP

Ergebnisse zu Vergleichs-WPs

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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


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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. 2-10 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


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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

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VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT!

PLANkon Dipl.-Ing. Roman Wagner vom Berg

Blumenstrasse 26 D - 26121 Oldenburg

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