DEWI RS15 04608 final · 2020-06-05 · DEWI-GER- RS15-04608 Seite 2 / 40 Dienstleistung Studie „Kurzstudie zum 1-stufigen EEG-Vergütungsmodell im Rahmen der Ausschreibung für

Studie

Kurzstudie zum 1-stufigen EEG-Vergütungsmodell im Rahmen der

Ausschreibung für Windenergieprojekte

- Endbericht -

23.10.2015

DEWI-GER-RS15-04608

DEWI-GER- RS15-04608

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Dienstleistung Studie

„Kurzstudie zum 1-stufigen EEG-Vergütungsmodell im Rahmen der

Ausschreibung für Windenergieprojekte“

Bearbeitungszeitraum 09/2015 – 10/2015

Angebot 21005838 / 11.09.2015

Auftrag 22004608 / 11.09.2015

Auftraggeber Landesverband Erneuerbare Energien NRW e.V.

Corneliusstraße 18

40215 Düsseldorf

Ministerium für Klimaschutz, Umwelt, Landwirtschaft, Natur- und

Verbraucherschutz des Landes Nordrhein-Westfalen

Schwannstraße 3

40476 Düsseldorf

Auftragnehmer

UL International GmbH - DEWI

Ebertstraße 96

26382 Wilhelmshaven

Bearbeiter Till Schorer

Bernd Neddermann

Jens Peter Molly


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Inhaltsverzeichnis

Zusammenfassung ........................................................................................................... 6

1 Hintergrund und Aufgabenstellung ....................................................................... 7

2 Prognosegüte von Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen ...................... 8

2.1 Vorüberlegungen ........................................................................................... 8

2.2 Ergebnisse der Auswertung zur Prognosegüte von Ertragsermittlungen ........ 9

2.3 Fazit ............................................................................................................. 13

2.4 Berücksichtigung von Energieertragsermittlungen im Rahmen der 1-stufigen

Ausschreibung ............................................................................................. 14

3 Betrachtung der Schwankungen und Unsicherheiten von 5 Jahres-Zeiträumen .... 16

3.1 Vorüberlegungen ......................................................................................... 16

3.2 Betrachtung von 5 Jahreszeiträumen ........................................................... 16

3.3 Berücksichtigung im Rahmen eines 1-stufigen Vergütungsmodells .............. 20

4 Einsatzmöglichkeiten von Stark- oder Schwachwind-WEA an Schwach- oder

Starkwindstandorten .......................................................................................... 22

4.1 Vorüberlegungen ......................................................................................... 22

4.2 Anlagenauslegung und Referenzertragsmodell ............................................ 26

4.3 Auswirkungen in einem 1-stufigen Vergütungsmodell ................................. 29

5 Berechnungen des Referenzertrages für WEA ...................................................... 30

5.1 Kurzabriss Referenzertrag und EEG .............................................................. 30

5.2 Berechnungsgrundlage des Referenzertrages .............................................. 31

5.3 Aktuelle Ausbausituation und die Effekte des Referenzertrages .................. 34

5.4 Änderungen am Referenzertrag ................................................................... 36

6 Kurzbetrachtungen zu ertragsabhängigen Kosten ................................................ 37

7 Quellenangaben ................................................................................................. 40


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Verwendete Abkürzungen

BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

BWE Bundesverband Windenergie e.V.

EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz

FGW Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien e.V.

kW, MW Kilowatt, Megawatt

WEA Windenergieanlage

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Abweichungen der Laufzeit der erhöhten Vergütung pro Prozentpunkt ........... 19

Tabelle 2: Übersicht über die verfügbaren WEA-Typen- Teil 1 – Stand Oktober 2015 ....... 23

Tabelle 3: Übersicht über die verfügbaren WEA-Typen- Teil 2 – Stand Oktober 2015 ....... 24

Tabelle 4: Neu Installationen im ersten Halbjahr 2015 aufgegliedert nach Windzonen [12]27

Tabelle 5: Vorgefundene Höhenexponenten an verschiedenen Standorten zwischen 80

und 140m ......................................................................................................................... 33

Tabelle 6: Differenz der Energieerträge auf Basis des EEG-Windprofils und unter

Berücksichtigung von verschiedenen Höhenexponenten für eine Nabenhöhe von 120m . 35

Tabelle 7: Differenz der Energieerträge auf Basis des EEG-Windprofils und unter

Berücksichtigung von verschiedenen Höhenexponenten für eine Nabenhöhe von 140m . 35


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Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Verteilung der Abweichungen zwischen Prognose-Wert und tatsächlich

erreichter und langzeitnormierter Stromerzeugung ......................................................... 10

Abbildung 2: Verteilung der Abweichungen in Abhängigkeit des Erstellungsdatums. ........ 11

Abbildung 3: Verteilung der Abweichungen zwischen angegebener p75-Wert und

tatsächlich erreichter und langzeitnormierter Produktion ................................................ 12

Abbildung 4: Verteilung der Abweichungen bezogen auf p75 in Abhängigkeit des

Erstellungsdatums ............................................................................................................ 13

Abbildung 5: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des von DEWI modifizierten BDB-

Index ................................................................................................................................ 17

Abbildung 6: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des erstellen Index auf Basis der

MERRA-Daten ................................................................................................................... 18

Abbildung 7: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des Mittewertes beider

verwendeten Langzeitdatenquellen ................................................................................. 19

Abbildung 8: Spezifische installierte Leistung in W/m2 aufgeteilt in die DiBT-Windzonen

[12]................................................................................................................................... 22

Abbildung 9: Regionale Verteilung der DiBT-Windzonen in Deutschland .......................... 25

Abbildung 10: Vergleich verschiedener Anlagentypen hinsichtlich des erzielbaren

Referenzertrages in Abhängigkeit des Windprofils zur Ermittlung des Referenzertrages .. 26

Abbildung 11: Anzahl der WEA Gesamthöhen der jährlichen Aufstellungen für das Jahr

2014 und das erste Halbjahr 2015 [12][17] ....................................................................... 28

Abbildung 12: Normierte Energieerzeugungskosten in Abhängigkeit der spezifischen

installierten Leistung der Windturbine [14] ...................................................................... 29

Abbildung 13: Durchschnittliche Vergütung in Abhängigkeit von Referenzstandort nach

EEG 2014 .......................................................................................................................... 30

Abbildung 14: Anteil der Nabenhöhen an den Aufstellungen im Jahr 2014 und im ersten

Halbjahr 2015 [12][17] ..................................................................................................... 31

Abbildung 15: Verlauf des Windprofils auf Basis des EEG .................................................. 32

Abbildung 16: Verlauf des Windprofils bei Anwendung verschiedener Höhenexponenten

im Vergleich mit dem im EEG zu Grunde gelegten WIndprofil ................. 34


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Zusammenfassung

Vor dem Hintergrund aktueller Diskussionen zur Gestaltung eines Vergütungsmodells der im

EEG 2014 für das Jahr 2017 festgelegten Ausschreibung für Windenergie an Land werden im

Rahmen der vorliegenden Kurzstudie verschiedene Teilfragestellungen betrachtet, die sich

im Zusammenhang mit einem einstufigen Vergütungsmodell ergeben.

Auf Basis ausgewerteter Untersuchungen zeigt sich, dass Windpotenzial- und Energie-

ertragsermittlungen, die vor Inbetriebnahme von WEA erstellt werden, geeignet sind als

Basis zur Festlegung der Standortgüte herangezogen zu werden. Hierbei ist darauf zu achten,

einen entsprechenden Sicherheitsabschlag in Anknüpfung der ermittelten Unsicherheiten

eines Windgutachtens zu berücksichtigen und entsprechend einen p75-Wert zu Grunde zu

legen. Weiterhin ist es notwendig, im Rahmen der Energieertragsermittlungen bestimmte

Verluste zu berücksichtigen. Eine Anpassung der FGW-Richtlinie ist hierzu nicht erforderlich.

Die vorgenommenen Auswertungen zur Variation von 5 Jahreszeiträumen zeigen auf, dass

Abweichungen von einem Langzeitwert von z.B. 20 Jahren auftreten. Es wird daher

empfohlen, eine Überprüfung der eingespeisten Erträge nach 5 oder 10 Jahren ergänzend

durch eine Langzeitnormierung abzusichern, um die aufgezeigten Variationen zu minimieren

und eine Vergleichbarkeit mit den herangezogenen Windpotenzial- und Energieertrags-

ermittlungen, die als Basis zur Ermittlung der Vergütung herangezogen werden, herzustellen.

Die aktuelle Berechnungsgrundlage zur Ermittlung des spezifischen Referenzertrages von

WEA-Typen benachteiligt große Nabenhöhen und bedarf daher einer Überarbeitung. Es wird

deshalb empfohlen, die bisherige Berechnungsgrundlage entsprechend anzupassen.

Bei Berücksichtigung der o.g. Empfehlungen können die derzeit beim Referenzertragsmodell

bestehenden Ungenauigkeiten und Manipulationsmöglichkeiten künftig vermieden werden.

Die aktuellen Aufstellungszahlen zeigen, dass vermehrt Anlagentypen mit einer geringeren

spezifischen installierten Leistung (Verhältnis von Generatorleistung zu Rotorgröße) aufge-

stellt werden, als es in der Vergangenheit der Fall war. Die Installation von Anlagen mit einer

geringen spezifischen installierten Leistung ist nicht nur an Schwachwindstandorten sondern

ebenfalls an Standorten mit höheren Windgeschwindigkeiten sinnvoll und auch technisch

möglich. Vor diesem Hintergrund ist es notwendig, eventuell bestehende administrative

Hemmnisse, wie z.B. Höhenbeschränkungen zu beseitigen, um diese kostenoptimierten

Anlagen auch an Standorten mit höheren Windgeschwindigkeiten installieren zu können. Für

den wirtschaftlichen Betrieb an Binnenlandstandorten ist der Einsatz von WEA mit großer

Turmhöhe und Rotorgröße von grundsätzlicher Bedeutung.


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1 Hintergrund und Aufgabenstellung

Mit der im August 2014 in Kraft getretenen Novelle des Erneuerbare-Energien Gesetzes (EEG

2014) [3] wurde ein grundlegender Systemwechsel der Rahmenbedingungen für die

Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland eingeleitet. Im

EEG 2014 ist festgelegt, dass spätestens ab 2017 auch für Windenergieanlagen (WEA) die

Förderhöhe durch Ausschreibungen ermittelt wird.

Die Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns ist derzeit in der politischen Diskussion. Hierzu

wurde bereits durch das BMWi ein Eckpunktepapier zur Konsultation herausgegeben [1].

In der aktuellen Diskussion wurde durch den Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) [2] ein

Beitrag im Rahmen des aktuellen Konsultationsverfahrens eingebracht. Darin ist vorgesehen,

anstelle der aktuellen 2-stufigen Vergütungsregelung auf ein 1-stufiges Vergütungsverfahren

im Rahmen des Ausschreibungsprozesses umzustellen.

Im Rahmen der hier vorgelegten Kurzstudie sollen Teilaspekte, mögliche Rahmenbedin-

gungen und Grundlagen eines 1-stufigen Vergütungsmodells herausgearbeitet werden.

In diesem Zusammenhang werden Teilbereiche untersucht, zu denen sich Fragestellungen

bei einem 1-stufigen Vergütungsmodell ergeben.

Dies betrifft insbesondere die Verwendbarkeit von Windpotenzial- und Energie-

ertragsermittlungen (erstellt vor Inbetriebnahme der Windenergieanlagen) zur Einschätzung

der Standortgüte, sowie die zu erwartenden Unsicherheiten hinsichtlich der Verwendung

von 5-Jahreszeiträumen zur Bestimmung der erhöhten Vergütung.

Weiterhin wird die aktuelle Berechnungsgrundlage zur Ermittlung des Referenzertrages

insbesondere vor dem Hintergrund der aktuell errichteten Nabenhöhen betrachtet und ein

Vorschlag zur künftigen Ausgestaltung der Ermittlung des Referenzertrages unterbreitet.

Ergänzend wird betrachtet, inwiefern durch den Einsatz der aktuell verfügbaren Anlagen-

technologie ein Vor- bzw. Nachteil im Rahmen des Bieterverfahrens bei Ausschreibungen

durch den Einsatz an Stark- bzw. Schwachwindstandorten entstehen kann.

Eine Kurzbetrachtung auf Basis von aktuell verfügbaren Kostenannahmen zur Berechnung

der Wirtschaftlichkeit schließt den vorliegenden durch DEWI bearbeiteten Teil der Studie ab

und leitet zu dem weiteren Untersuchungsbereich über, der durch IE Leipzig erarbeitet wird.


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2 Prognosegüte von Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen

2.1 Vorüberlegungen

Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen vor der Inbetriebnahme stellen eine we-

sentliche Kenngröße zur Bewertung der Wirtschaftlichkeit eines Windenergieprojektes dar.

Im Rahmen von Finanzierungsentscheidungen werden in der Regel 2 unabhängige Wind-

potenzial- und Energieertragsermittlungen herangezogen, aus deren Werten (in vielen Fällen

der Mittelwert oder auch ein gewichteter Wert aus beiden Gutachten) der zu erwartende

langjährige Energieertrag bestimmt wird. Auf Basis der zu Grunde gelegten Gutachten

bestimmt sich die Finanzierungsstruktur bezüglich Kreditlaufzeit, Eigenkapitalquote u.ä. des

Windenergieprojektes.

In diesem Zusammenhang ist von besonderer Bedeutung, inwiefern die in den Ertrags-

ermittlungen berechneten Erträge der tatsächlichen Stromerzeugung der WEA während des

Betriebszeitraumes entsprechen.

Vor dem Hintergrund der notwendigen Einstufung hinsichtlich der Standortqualität

(basierend auf dem Referenzertragsmodell) im Kontext eines 1-stufigen Vergütungsmodells

ist es weiterhin von großer Relevanz, eine Einschätzung der zu erwartenden Energieerträge

im Rahmen der Beteiligung an einer Ausschreibung festzulegen, an denen sich dann

wiederum das Angebot hinsichtlich der Vergütungshöhe orientiert.

Auf Basis des EEG 2014 [3] wird im Rahmen des aktuell gültigen 2-stufigen Vergütungs-

modells die Laufzeit der erhöhten Vergütung anhand der tatsächlich eingespeisten Strom-

menge nach 5 Jahren bestimmt. Die tatsächlich eingespeiste Strommenge berücksichtigt

damit Abweichungen von einem (theoretischen) freien Energieertrag durch Effekte wie Park-

wirkungsgrad, Verfügbarkeit, genehmigungsrechtliche Abschaltungen, weiteren Abschaltun-

gen sowie Netz- und Trafoverluste. Diese nach 5 Jahren tatsächlich eingespeiste Strom-

menge wird mit dem Referenzertrag des eingesetzten WEA-Typs (veröffentlicht auf der

Homepage der FGW e.V. [4]) verglichen. Dieser Referenzertrag bezieht sich auf den freien

Energieertrag ohne Berücksichtigung der oben genannten Aspekte, die auf die tatsächlich

eingespeiste Strommenge Einfluss haben.

Im Rahmen der Stellungnahmen zum Eckpunktepapier des BMWi durch den BWE [2] wurde

in diesem Zusammenhang dargelegt, dass die Standortgüte bzw. der zu erwartende

Energieertrag, auf dessen Basis ein Angebot im Rahmen einer Ausschreibung abgeben wird,

anhand von Windgutachten ermittelt werden soll.


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Im Folgenden soll daher auf die Frage eingegangen werden, inwiefern sich Windpotenzial

und Energieertragsermittlung dazu eignen, belastbar die Standortgüte zu bestimmen,

welche Anforderungen an Windgutachten in diesem Zusammenhang bestehen und wie

konkret die Einbeziehung von Windgutachten im Rahmen eines möglichen Ausschreibungs-

designs aussehen kann.

2.2 Ergebnisse der Auswertung zur Prognosegüte von Ertragsermittlungen

Berechneter Energieertrag (p50) im Abgleich mit der tatsächlichen Produktion

Durch DEWI wurde erstmalig im Jahr 2008 eine Ermittlung der Prognosegüte von

Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen durchgeführt [5] und im Jahr 2012 erneut

bestimmt [6].

Im Rahmen der 2012 durchgeführten Ermittlung wurden insgesamt 190 Windparks

betrachtet, die sich auf Deutschland (150), Frankreich (39) und Kroatien (1) verteilen. In der

Studie wurde der berechnete Energieertrag, sowie die unter Berücksichtigung der

projektspezifischen Gegebenheiten ermittelten Unsicherheiten und die daraus abgeleiteten

Überschreitungswahrscheinlichkeiten für bestimmte Energieerträge („p-Werte“) mit den

tatsächlich erzeugten Energiemengen verglichen. Die aus der Anlagensteuerung vorliegende

Stromproduktion wurde mit dem aktuellen Stand der Technik des Bearbeitungsjahres einer

Langzeitnormierung unterzogen und somit auf einen Langjahreswert gebracht. Die

Ermittlung des langjährig zu erwartenden Energieertrages auf Basis der tatsächlichen

Produktion ist insofern wichtig, weil dadurch eine Vergleichbarkeit mit dem berechneten

Energieertrag, der sich ebenfalls auf einen Langjahreszeitraum bezieht, hergestellt wird.

In der Studie wurden neben Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen weiterhin

Energieertragsabschätzungen, Prüfungen von externen Windgutachten sowie Ertragsermitt-

lungen für bereits in Betrieb befindliche Windparks betrachtet. Vor dem Hintergrund der

aktuellen Fragestellung wird sich hier auf die Ergebnisse zu Windpotenzial- und Energie-

ertragsermittlungen beschränkt.

Es wurde in der Untersuchung auf Basis von 152 Energieertragsermittlungen aus den Jahren

1998 bis 2010, wie in Abbildung 1 dargestellt, Abweichungen beim Vergleich des p50-Wertes

(berechneter Energieertrag) von der tatsächlichen und langzeitnormierten Stromerzeugung

festgestellt.


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Abbildung 1: Verteilung der Abweichungen zwischen Prognose-Wert und tatsächlich erreichter und langzeitnormierter

Stromerzeugung

Der Mittelwert der Abweichung über alle betrachteten Ermittlungen liegt bei -8.8%, d.h. im

Mittel wurde die tatsächliche Stromerzeugung um ca. 9% hinsichtlich des p50 überschätzt

und die Ertragsermittlungen waren somit im Mittel zu optimistisch.

Wie aus Abbildung 1 ersichtlich, liegt allerdings auch ein Anteil von nahezu 50% in den

betrachteten Klassen von -5% bis +5%.

Im Rahmen einer weiteren Untersuchung durch die Fa. WPD Windmanager [7] wurden mehr

als 10 unterschiedliche Gutachter einer vergleichbaren Untersuchung unterzogen. In dieser

Untersuchung wurde über 390 Gutachten aus den Jahren 1995 bis 2014 ein Mittelwert der

Abweichung von -11.1% ermittelt.

Vor dem Hintergrund der entsprechenden Weiterentwicklung von Anforderungen an Wind-

potenzial- und Energieertragsermittlungen und veränderter technischer Rahmenbedingun-

gen ist im Zusammenhang mit den betrachteten Abweichungen eine detailliertere Analyse

für den Zeitpunkt der Erstellung der Ertragsermittlungen notwendig. Folgende Abbildung

stellt die Abweichungen von der tatsächlichen und langzeitnormierten Produktion für die

einzelnen Erstellungszeitpunkte dar.


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Abbildung 2: Verteilung der Abweichungen in Abhängigkeit des Erstellungsdatums

Wie aus Abbildung 2 ersichtlich, nimmt der Grad der Abweichung im Mittelwert mit dem

Alter der Gutachten ab. Es zeigt sich somit eine stetige Verbesserung der

Prognosegenauigkeit hinsichtlich des Vergleichs des berechneten Energieertrages mit der

tatsächlichen und langzeitnormierten Stromerzeugung in den letzten Jahren.

Eine vergleichbare Aussage ist aus der Untersuchung von WPD Windmanager [7] abzuleiten,

in der ebenfalls der Mittelwert der Abweichung bei 150 Gutachten aus den Jahren 2008 bis

2014 ermittelt wurde. Die betrachteten Gutachten weichen im Mittelwert nur noch -4% von

der tatsächlichen und langzeitnormierten Produktion ab.

Berechneter Energieertrag unter Berücksichtigung von Unsicherheiten im Abgleich mit der tatsächlichen Produktion

Im Rahmen der Windpotenzial- und Energieertragsermittlung sind nach den geltenden Richt-

linien [8] die projektspezifischen Unsicherheiten des berechneten Energieertrages anzuge-

ben.


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Somit ist auch der berechnete Energieertrag hinsichtlich seiner weiteren Verwendung im

Rahmen von z.B. Wirtschaftlichkeitsberechnungen immer im Zusammenhang mit den

projektspezifischen Unsicherheiten zu betrachten. Diese Unsicherheiten werden üblicher-

weise mit dem Energieertrag in Form von Überschreitungswahrscheinlichkeiten verknüpft.

Je nach Höhe der Unsicherheiten wird (anhand einer Gaußschen Normalverteilung) ein

Abschlag auf den berechneten Energieertrag berücksichtigt und in einer Ertragsermittlung

dargestellt (z.B. als p25, p75 oder p90).

Es stellt sich in diesem Zusammenhang die Frage, ob unter Berücksichtigung der jeweiligen

Unsicherheit in Verknüpfung mit einer Überschreitungswahrscheinlichkeit eine höhere

Prognosegüte erreicht werden kann. Beispielhaft wird diese Frage anhand des p75-Wertes

untersucht.

Wie Abbildung 3 zeigt, ist beim Vergleich des angegebenen p75-Wertes mit der

tatsächlichen und langzeitnormierten Stromerzeugung eine deutliche Verschiebung der

Abweichungen in die Bereiche -5 bis +5% zu erkennen, die in vorliegender Auswertung

nunmehr 66% ausmachen.

Abbildung 3: Verteilung der Abweichungen zwischen angegebener p75-Wert und tatsächlich erreichter und

langzeitnormierter Produktion

Das Mittel über alle betrachteten Ermittlungen liegt bei 0.2%. Es wird somit im Mittel exakt

der tatsächliche und langzeitnormierte Energieertrag erreicht.

Diese Verbesserung der Prognosegenauigkeit durch Berücksichtigung der projekt-

spezifischen Unsicherheiten zeigt sich auch in der Auswertung durch WPD Windmanager, die

unter Berücksichtigung aller Gutachten für den Zeitraum 1995 bis 2014 eine Abweichung im


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Mittelwert von -3.3% ermitteln. Werden hingegen nur die Gutachten aus dem Zeitraum

2008 bis 2014 betrachtet, so liegt die Abweichung im Mittel bei 5.9%. Die ermittelten

Energieerträge wären somit zu konservativ im Vergleich mit der tatsächlichen Produktion.

Abbildung 4: Verteilung der Abweichungen bezogen auf p75 in Abhängigkeit des Erstellungsdatums

Abbildung 4 stellt die Abweichungen bezogen auf den p75 auf Basis der Untersuchungen

durch DEWI hinsichtlich des Erstellungsdatums dar und zeigt in diesem Zusammenhang,

dass, wie ebenfalls durch WPD Windmanager festgestellt, die Abweichung in den letzten

Jahren sich eher ins Positive verkehrt, was auf einen eher konservativen p75 hinweist.

2.3 Fazit

Wie die betrachteten Auswertungen zeigen, hat sich die Prognosegüte von

Energieertragsermittlungen in den vergangenen Jahren stetig verbessert. Aus den

Auswertungen von WPD Windmanager lässt sich sogar eine Tendenz von früher zu

optimistischen Ermittlungen zu eher konservativen Ermittlungen ableiten. Betrachtet man

allerdings die immer noch vorhandenen Abweichungen des berechneten p50-Wertes von

den tatsächlichen Energieerträgen, so ist eine Berücksichtigung der projektspezifischen


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Unsicherheiten als zwangsläufig notwendig anzusehen. Eine als belastbar anzusehende

Größe, die im Rahmen von Wirtschaftlichkeitsberechnungen näherungsweise der

tatsächlichen Produktion entspricht, stellt bei den herangezogenen Untersuchungen der

p75-Wert dar.

2.4 Berücksichtigung von Energieertragsermittlungen im Rahmen der 1-stufigen Ausschreibung

Im Rahmen eines 1-stufigen Vergütungsmodells ist es notwendig, bereits bei Abgabe des

Angebotes eine Einstufung der Standortgüte vorzunehmen. Folgt man der Argumentation

des BWE [2], so wird im Rahmen des 1-stufigen Modells auf einen 100%-Standort im Sinne

des Referenzertragsmodells geboten und je nach Standortgüte ein Auf- bzw. Abschlag in

noch zu definierender Höhe angesetzt. Zur Festlegung der Standortgüte wird entsprechend

ein Nachweis notwendig sein.

Aktuell unter Anwendung des EEG 2014 [3] wird nach 5 Jahren die tatsächliche Produktion

unter Berücksichtigung von Parkwirkungsgrad, Verfügbarkeit, genehmigungsrechtlichen

Abschaltungen, weiteren Abschaltungen sowie Netz- und Trafoverlusten mit dem

Referenzertrag des eingesetzten WEA-Typs verglichen. Dieser bezieht sich auf den freien

Energieertrag ohne Berücksichtigung der oben genannten Aspekte.

Durch das Heranziehen der Energieertragsermittlung zur Einstufung der Standortgüte

können alle oben genannten Verluste bereits berücksichtigt werden, da die Ertragsermitt-

lung per se die Parkwirkungsgradverluste sowie die genehmigungsrechtlichen Abschaltungen

berücksichtigt. Weitere Verluste wie z.B. Verfügbarkeit oder Netz- und Trafoverluste können

ebenfalls einbezogen werden. Hier würden dann z.B. die vertraglich garantierten Verfügbar-

keitsangaben durch den Hersteller (Wartungsvertrag) oder die berechneten Netz- und Trafo-

verluste zugrunde gelegt.

Die Revision 9 der Technischen Richtlinie 6 [8] listet bereits alle auftretenden Verluste auf,

deshalb kann hierauf Bezug genommen werden. Eine weitere Anpassung der FGW-Richtlinie

ist also nicht erforderlich.

Das Ergebnis einer Energieertragsermittlung, die alle genannten Aspekte erfasst, ist somit

(unter Berücksichtigung der standortspezifischen Unsicherheiten, z.B. durch p75-Wert)

grundsätzlich vergleichbar mit dem heute verwendeten Wert nach 5 Jahren Einspeisung.

Dabei ist allerdings zu berücksichtigen, dass sich das berechnete Ergebnis einer Energie-

ertragsermittlung auf einen Langjahreswert bezieht (siehe dazu auch Abschnitt 3).


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Allerdings bedarf das Heranziehen von Energieertragsermittlungen zur Einschätzung der

Standortgüte im Rahmen von Ausschreibungen entsprechender Festlegungen:

• Die Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen sind nach der aktuell gültigen

Technischen Richtlinie der FGW zu erstellen

• Es ist eine entsprechende Akkreditierung für die Erstellung von Windpotenzial- und

Energieertragsermittlungen vorzuweisen

• Alle genehmigungsrechtlichen Auflagen sind in der Ermittlung des Energieertrages zu

berücksichtigen

• Weiterhin sind Verfügbarkeitsverluste in Höhe der im Wartungsvertrag angegebenen

garantierten Verfügbarkeit zu berücksichtigen

• Die zu erwartenden Netz- und Transformatorverluste sind projektspezifisch zu

berücksichtigen oder in sinnvoller Höhe abzuschätzen

• Weitere Verluste sind in Abhängigkeit der Projektspezifika zu berücksichtigen

Nach den in Abschnitt 2.3 getätigten Aussagen ist es sinnvoll, die Unsicherheiten, die im

Rahmen der Erstellung von Ertragsermittlungen auftreten, entsprechend zu berücksichtigen.

Vor diesem Hintergrund und auch zur allgemeinen Vergleichbarkeit der Standorteinschät-

zungen ist anzuraten, den p75-Wert zur Bestimmung der Standortgüte heranzuziehen.

Weiterhin werden in der Regel mindestens 2 Windgutachten erstellt. Um Unterschiede in

den Ermittlungen zu minimieren, sollten daher auch 2 Ertragsermittlungen zur Bestimmung

der Standortgüte herangezogen werden. Hieraus ist dann der Mittelwert zu bilden.

Da Abweichungen zwischen der Energieertragsermittlung und dem tatsächlichen Betrieb

auftreten können, wenn auch der p75-Wert einen bestimmten Sicherheitsabschlag darstellt,

sollte nach einem gewissen Zeitraum überprüft werden, inwiefern die tatsächliche Produk-

tion hinsichtlich der Standortgüte, also prozentual zum Referenzertragswert des spezifischen

Anlagentyps, einzuordnen ist.


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3 Betrachtung der Schwankungen und Unsicherheiten von 5 Jahres-

Zeiträumen


Im Rahmen des aktuell angewendeten EEG 2014 wird zur Bestimmung der Laufzeit der

erhöhten Vergütung die tatsächlich eingespeiste Strommenge herangezogen, um diese mit

dem anlagenspezifischen Referenzertragswert zu vergleichen. Dieses Verfahren berücksich-

tigt somit, wie bereits ausgeführt, jegliche im Betrieb auftretende Verluste und setzt die

eingespeiste Strommenge ins Verhältnis zu dem anlagenspezifischen Referenzertragswert.

In einem 1-stufigen Vergütungsmodell wird für die gesamte Laufzeit die Vergütungshöhe

festgelegt. Es ist somit im Rahmen des Bieterverfahrens festzustellen, welche eingespeiste

Strommenge zu erwarten ist. Durch die erste Festlegung auf Basis eines Windgutachtens vor

Inbetriebnahme besteht aber auch die Möglichkeit der Abweichung von diesem Prognose-

wert im tatsächlichen Betrieb. Um diesen Aspekt zu berücksichtigen, ist es sinnvoll, eine

Überprüfung der eingespeisten Strommenge und eine erneute Einschätzung des Verhältnis-

ses zum anlagenspezifischen Referenzertrag vorzunehmen. Dadurch wird auch einer mögli-

chen Manipulation entgegengewirkt.

Es stellt sich hierbei allerdings die Frage, inwiefern die reine Anwendung von 5 Jahres-

zeiträumen zu Variationen führt, die entsprechend zu Vor- oder Nachteilen in Abhängigkeit

vom Inbetriebnahme-Zeitraum führt.

3.2 Betrachtung von 5 Jahreszeiträumen

Zur Beantwortung der eingangs gestellten Frage wurden im Rahmen der Studie 2 aktuell bei

Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen Anwendung findende Langzeitdatenquellen

untersucht, um herauszufinden, wie groß die entsprechenden Variationen bei der Betrach-

tung von 5 Jahreszeiträumen bezogen auf eine Langzeitbetrachtung sind.

Hierzu wurde einerseits der BDB-Index [9] in einer von DEWI modifizierten Version herange-

zogen und weiterhin ein auf Basis der MERRA Daten [10] erstellter Ertragsindex. Beide

Indices wurden auf den Zeitraum 1995 bis 2014 normiert, dieser Zeitraum wird somit als

100% Zeitraum zu Grunde gelegt.

In einem weiteren Schritt wurden jeweilige 5 Jahreszeiträume innerhalb dieses Zeitraumes

betrachtet und die Abweichung zum 100% Zeitraum ermittelt.


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Der BDB-Index in der Version V11 gibt für jeden Monat einen prozentualen Wert an, der im

Bezug zum Langjahresmittelwert steht. Es werden durch den Herausgeber für 25 Regionen

monatliche Werte veröffentlicht. DEWI hat für die einzelnen Regionen eine erneute Lang-

zeitnormierung für den Zeitraum 1995 bis 2014 durchgeführt, sofern für alle Jahre entspre-

chende Werte vorliegen.

Folgende Tabelle zeigt die Ergebnisse für den betrachteten BDB-Index.

Langzeitzeitraum 1995 bis 2014 Mittelwert von 5 Jahreszeiträumen

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variation

5 yCluster

Region 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

1 106 103 104 102 99 98 95 98 100 101 98 99 100 98 96 3.1%

2 109 105 106 104 101 100 96 100 101 102 100 100 99 95 91 4.4%

3 109 105 106 103 100 99 96 99 100 101 98 99 98 95 92 4.4%

4 108 104 104 101 98 97 95 98 99 100 99 100 100 98 94 3.7%

5 103 100 101 99 96 97 95 98 100 101 101 102 104 101 99 2.5%

6 108 104 105 102 99 99 95 99 100 100 98 99 100 96 94 3.6%

7 108 105 106 104 101 100 97 99 100 101 99 99 99 95 92 4.0%

8 107 104 105 103 100 99 96 99 100 101 99 100 100 96 94 3.4%

9 102 104 102 100 100 97 101 102 102 100 102 103 99 95 2.5%

10 110 107 107 105 102 100 97 99 100 101 97 98 97 94 90 5.3%

11 108 105 106 104 102 100 97 100 100 101 98 99 99 95 91 4.4%

12 108 105 106 103 100 99 96 99 100 100 98 99 99 96 92 4.2%

13 107 104 106 104 101 100 97 100 102 101 99 99 100 95 91 3.9%

14 107 105 107 105 102 99 97 100 100 102 98 100 98 95 92 4.3%

15 107 104 106 105 102 99 97 100 101 102 98 100 100 96 92 3.9%

16 106 108 107 103 102 98 102 102 102 99 100 100 95 91 4.4%

17 106 104 102 100 103 103 102 99 99 99 94 90 4.4%

18 103 102 105 104 102 99 98 100 101 102 100 102 101 98 95 2.6%

19 106 104 107 106 103 100 98 101 101 102 99 100 99 95 92 4.1%

20 106 104 108 106 103 102 99 103 103 103 100 100 100 95 90 4.4%

21 107 107 103 102 101 96 93 5.0%

22 105 104 107 106 104 101 100 102 102 103 100 101 100 95 91 4.1%

23 108 106 102 101 102 102 102 99 99 99 94 89 4.8%

24 107 104 100 100 102 101 101 99 99 99 95 91 4.1%

25 100 99 98 98 103 103 104 103 105 105 100 95 3.1%

3.9%Mittelwert über alle Regionen

3.8%

4.2%

4.0%

Abbildung 5: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des von DEWI modifizierten BDB-Index

Wie aus Abbildung 5 ersichtlich, sind durchaus Abweichungen für bestimmte Zeiträume

auffällig, die nicht dem langjährigen Mittel entsprechen.

Für einen weiteren Abgleich wurden ebenfalls monatliche Daten aus den 1-stündig

vorliegenden Windgeschwindigkeiten aus dem MERRA Datensatz [10] für eine diagnostische

Höhe von 50m herangezogen. Die MERRA Daten liegen in einer Auflösung von ⅔° Länge und

½° Breite vor. Für die vorliegende Analyse wurde jeweils der Gitterpunkt verwendet, der am

nächsten zum Zentrum der BDB-Index Region liegt. Die als Windgeschwindigkeitswerte

vorliegenden Daten wurden anhand eines Sensitivitätsfaktors in Energie umgewandelt und

hieraus monatliche Mittelwerte gebildet. Diese monatlichen Mittelwerte wurden in einem

weiteren Schritt auf das Langzeitniveau 1995-2014 normiert.

Die folgende Abbildung zeigt die Ergebnisse auf Basis der MERRA Daten.


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Langzeitzeitraum 1995 bis 2014 Mittelwert von 5 Jahreszeiträumen

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variation

5 yCluster

Region 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

1 102 100 102 100 99 98 97 99 100 101 100 101 102 100 99 1.4%

2 102 100 102 100 99 98 97 99 100 101 100 101 102 100 99 1.5%

3 102 100 102 100 99 98 97 99 100 101 100 101 102 100 1.5%

4 102 100 101 100 98 98 96 99 99 101 99 100 102 100 99 1.5%

5 102 100 101 100 98 98 96 99 100 101 100 101 102 100 99 1.6%

6 103 100 102 100 97 97 95 99 99 101 99 101 102 100 99 2.2%

7 104 102 104 102 100 99 96 99 101 102 100 101 101 98 2.1%

8 104 101 103 101 99 98 96 99 100 101 100 101 101 99 97 2.2%

9 101 99 102 100 98 98 96 100 101 101 100 101 103 100 1.8%

10 106 103 105 103 101 99 97 99 100 102 99 100 100 97 2.7%

11 106 103 106 104 101 99 96 99 100 101 99 100 101 98 2.8%

12 105 102 105 103 100 98 96 99 99 100 99 101 102 99 96 2.8%

13 102 100 103 102 100 99 97 100 101 101 99 101 102 99 97 1.8%

14 106 104 107 105 102 99 97 99 99 100 98 99 98 95 3.6%

15 106 104 106 105 102 99 97 99 99 101 98 100 99 97 3.1%

16 104 107 105 102 100 97 101 101 102 99 100 101 98 2.6%

17 104 101 100 98 101 100 101 99 100 100 96 94 2.7%

18 106 104 107 106 103 100 98 100 99 100 98 99 98 95 94 4.0%

19 103 101 104 104 102 99 99 101 101 102 100 101 101 98 1.6%

20 104 102 105 104 102 100 99 100 100 101 99 100 100 98 2.0%

21 105 102 105 104 101 100 98 101 101 101 99 100 100 96 94 3.0%

22 103 102 103 103 101 100 99 101 101 102 100 101 100 98 96 1.9%

23 103 101 104 104 103 100 100 102 101 102 100 101 100 97 94 2.6%

24 104 103 106 106 104 101 101 102 101 101 100 100 99 95 92 3.6%

25 104 101 105 105 103 101 101 103 102 102 100 101 101 96 92 3.4%


2.0%

2.8%

2.8%

Abbildung 6: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des erstellen Index auf Basis der MERRA-Daten

Auch die Auswertung der MERRA Daten zeigt Abweichungen in den betrachteten 5-

Jahreszeiträumen im Vergleich zum langjährigen Mittel. Die Abweichungen für die einzelnen

Zeiträume und Regionen sind etwas geringer als die des ausgewerteten BDB-Index.

Zur Berücksichtigung beider verwendeten Datensätze wurde eine weitere Auswertung auf

Basis der Mittelwerte beider Indices durchgeführt. Die Ergebnisse sind in der folgenden

Abbildung dargestellt.


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1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variation

5 yCluster

Region 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

1 104 102 103 101 99 98 96 98 100 101 99 100 101 99 98 2.3%

2 105 103 104 102 100 99 97 99 101 102 100 101 100 97 95 2.9%

3 106 103 104 102 99 99 96 99 100 101 99 100 100 98 92 3.4%

4 105 102 103 101 98 98 95 98 99 100 99 100 101 99 97 2.6%

5 102 100 101 99 97 97 96 99 100 101 100 101 103 101 99 2.1%

6 105 102 104 101 98 98 95 99 100 101 99 100 101 98 96 2.8%

7 106 103 105 103 100 99 97 99 100 102 100 100 100 97 92 3.6%

8 105 102 104 102 99 98 96 99 100 101 99 100 101 98 95 2.9%

9 101 101 103 101 99 99 97 100 102 102 100 101 103 99 95 2.3%

10 108 105 106 104 102 99 97 99 100 101 98 99 98 95 90 4.7%

11 107 104 106 104 101 99 97 100 100 101 98 100 100 96 91 4.2%

12 107 104 105 103 100 99 96 99 100 100 98 100 101 97 94 3.6%

13 105 102 104 103 100 99 97 100 101 101 99 100 101 97 94 2.9%

14 107 104 107 105 102 99 97 100 100 101 98 99 98 95 92 4.4%

15 106 104 106 105 102 99 97 100 100 101 98 100 100 96 92 4.0%

16 105 107 106 103 101 98 101 101 102 99 100 101 96 91 4.2%

17 105 102 101 99 102 101 102 99 99 100 95 92 3.7%

18 105 103 106 105 103 100 98 100 100 101 99 100 99 96 94 3.3%

19 105 103 106 105 103 100 98 101 101 102 100 101 100 97 92 3.6%

20 105 103 106 105 103 101 99 101 102 102 100 100 100 96 90 4.1%

21 105 102 105 104 101 100 98 101 104 104 101 101 101 96 93 3.4%

22 104 103 105 105 103 100 100 102 101 102 100 101 100 97 93 3.1%

23 103 101 104 106 104 101 100 102 102 102 100 100 99 96 92 3.6%

24 104 103 106 106 104 100 101 102 101 101 99 100 99 95 92 4.0%

25 104 101 105 102 101 99 99 103 103 103 102 103 103 98 94 2.9%


3.1%

3.9%

3.5%

Abbildung 7: Variation von 5-Jahreszeitraum auf Basis des Mittewertes beider verwendeten Langzeitdatenquellen

Es zeigt sich auch im Rahmen der Mittelwertbildung beider Indices, dass in bestimmten

Zeiträumen Abweichungen zu dem langjährigen Mittel vorzufinden sind.

Die Auswertungen dieser dargestellten 5 Jahreszeiträume zeigen insbesondere, dass es bei

einer Abweichung nach oben (über 100%) zu einer (bezogen auf den Langjahreswert)

geringeren Laufzeit der erhöhten Vergütung kommt, sowie bei einer Abweichung nach unten

zu einer Verlängerung der Laufzeit der erhöhten Vergütung.

Betrachtet man die Auswertungen auf Basis des aktuell gültigen EEG, so verändert sich die

Laufzeit der erhöhten Vergütung in Abhängigkeit des Referenzertragswertes gemäß

folgender Tabelle:

Abweichung pro %-

Punkt (Monate)

80 - 100% 5

100 - 130% 3

Tabelle 1: Abweichungen der Laufzeit der erhöhten Vergütung pro Prozentpunkt


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3.3 Berücksichtigung im Rahmen eines 1-stufigen Vergütungsmodells

Um eventuelle Abweichungen von 5 Jahreszeiträumen im Rahmen einer Beurteilung der

Laufzeit der erhöhten Vergütung (2-stufiges Modell) oder zur Beurteilung des angegebenen

Referenzertragswertes vor Inbetriebnahme (1-stufiges Modell) zu nivellieren, wäre es

hilfreich, nach dem angestrebten Betrachtungszeitraum der Überprüfung (hier 5 Jahre) die

bis dato erzielten Energieerträge ebenfalls in einen Langzeitbezug zu setzen.

Dieses Vorgehen wird heutzutage gängig angewendet, um z.B. im Rahmen von Weiter-

veräußerungen von Windparks nach Inbetriebnahme, bei Festlegung von sog. Earn-out

Klauseln oder auch zur Refinanzierung von Windparks den noch zu erwartenden Energie-

ertrag der WEA oder des Windparks zu bestimmen.

Hierbei bilden die tatsächlich produzierten Energieertragsmengen die wesentliche Eingangs-

größe. Diese werden einer Langzeitnormierung unterzogen und es wird dadurch der lang-

jährig zu erwartende Energieertrag bestimmt.

Im Rahmen einer Ermittlung des langjährig zu erwartenden Ertrages auf Basis der bereits

erzielten Energieerträge werden (zumindest durch DEWI und auch andere Gutachter) immer

die tatsächlichen Verfügbarkeiten, die Verluste durch Netz und Transformator sowie weitere

zu erwartende Verluste berücksichtigt und beziehen sich somit auf den langjährig zu

erwartenden Energieertrag am Übergabepunkt. Abschaltungen und Betriebseinschränkun-

gen jeglicher Art sind bereits in den herangezogenen Ertragsdaten enthalten und bedürfen

keiner gesonderten Berücksichtigung.

Im Vergleich zu Energieertragsermittlungen, die vor Inbetriebnahme der WEA erstellt wur-

den, zeichnet sich die Ermittlung auf Basis der Betriebsdaten dadurch aus, dass die Unsicher-

heiten einer solchen Ermittlung weitaus geringer sind, da z.B. Aspekte wie Unsicherheiten

des Modells, der Leistungskurve oder der Ermittlung des Parkwirkungsgrades hierbei nicht

auftreten.

Darüber hinaus ist die Überprüfung der tatsächlichen Produktion auch deshalb zu empfeh-

len, weil dadurch eine Manipulation des Zeitraums für die Inanspruchnahme der Anfangs-

vergütung vermieden wird. In der bisherigen Praxis waren bei Anwendung des zweistufigen

Vergütunsgmodells entsprechende Manipulationen aufgetreten, um möglichst lange von der

erhöhten Anfangsvergütung zu profitieren. Dies gilt es zukünftig zu vermeiden.


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Aus Sicht des DEWI sollte eine Überprüfung der tatsächlich erzielten Produktion nach 5 bzw.

10 Betriebsjahren folgende Kriterien erfüllen:

• Es sind die tatsächlichen Energieerträge aus der Anlagensteuerung zu verwenden und

auf 100% Verfügbarkeit zu korrigieren

• Die tatsächlichen Energieerträge werden auf ein Langzeitniveau bezogen

(Restlaufzeit)

• Die tatsächliche Verfügbarkeit wird nach Langzeitnormierung wieder abgezogen

• Der Unterschied zwischen den Werten der Anlagensteuerung und den Werten der

Übergabestation (eingespeiste Energie) wird ebenfalls abgezogen (entspricht Netz-

und Transformator-Verlusten)

• Es ist das Zugrundelegen des berechneten p75-Wertes einer Ermittlung ausreichend

Auf Basis dieser Grundlagen ist grundsätzlich auch die Bestimmung des langjährig zu erwar-

tenden Energieertrages bereits bei einem kürzeren Betriebszeitraum möglich und nicht erst

nach 5 Jahren. Hierbei ist allerdings zu berücksichtigen, dass eine belastbare Anzahl an

Datensätzen zur Verfügung stehen muss. Vor dem Hintergrund von Feinjustierungen der

WEA nach Inbetriebnahme, die nicht dem dauerhaften Betriebszustand entspricht, ist

zumeist 15 bis 18 Monate nach Inbetriebnahme eine belastbare und mit geringeren

Unsicherheiten behaftete Aussage möglich. Auf der anderen Seite verringert eine größere

Anzahl an Datensätzen die Unsicherheit der Ermittlung. Vor diesem Hintergrund ist es em-

pfehlenswert, eine Überprüfung der Vergütungshöhe frühestens nach 3 Jahren anzusetzen.


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4 Einsatzmöglichkeiten von Stark- oder Schwachwind-WEA an Schwach-

oder Starkwindstandorten


Betrachtet man die Entwicklung der Anlagentechnologie in den vergangenen Jahren, so zeigt

sich ein Trend hin zu geringeren spezifischen installierten Leistungen (Verhältnis von Gene-

ratorleistung zu Rotorgröße), ausgedrückt in der Kennzahl W/m2 Rotorfläche. Es ist weiter-

hin erkennbar, dass der Rückgang des Verhältnisses in den letzten 3 Jahren ebenso im

Binnenland wie auch in den Küstenregionen einsetzt.

Abbildung 8: Spezifische installierte Leistung in W/m2 aufgeteilt in die DiBT-Windzonen [12]

Die folgenden Tabellen zeigen einen Überblick über die aktuell verfügbaren WEA-Typen

inklusive der spezifischen installierten Leistung sowie der Auslegung der Anlagen hinsichtlich

der Standorteignung.


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Nennleistung Rotor-ø Rotorfläche spez. Leistung IEC DIBt

MW m m2

W/m2 Windklasse Windzone

E-48 0.8 48 1,810 442 II A 3

E-53 0.8 52.9 2,198 364 III S 2 exp

E-70 2.3 71 3,959 581 I A / II A 3

E-82 E2 2.0 82 5,281 379 II A 3

E-82 E2 2.3 82 5,281 436 II A 3

E-92 2.35 92 6,648 354 II A 3

E-101 3.05 101 8,012 381 II A 3

E-101 E2 3.5 101 8,012 437 I A 4

E-115 3.0 115.7 10,514 285 II A 3

E-126 EP4 4.2 127 12,668 332 II A 3

E-126 7.58 127 12,668 598 I A 3

eno 82 2.05 82.4 5,333 384 II A 3

eno 92 2.2 92.8 6,764 325 III A 2

eno 100 2.2 100.5 7,933 277 III A 2

eno 114 3.5 114.9 10,369 338 II S 4, GK 2

eno 126 3.5 126 12,469 281 III S 2

FWT 2500 2.50 90 6,362 393 IIA / III A

FWT 2000 2.05 93.2 6,822 300 IIA / III A

FWT 2000 2.05 100 7,854 261 IIA / III A

FWT 2500 2.50 100 7,854 318 IIA / III A

FWT 2500 2.50 104 8,495 294 IIA / III A

FWT 3000 3.00 120.6 11,423 263 II A

G80-2.0 MW 2.0 80 5,027 398 I A

G87-2.0 MW 2.0 87 5,945 336 I A / II A

G90-2.0 MW 2.0 90 6,362 314 I A / II A

G97-2.0 MW 2.0 97 7,390 271 II A / III A

G106-2.5 MW 2.5 106 8,825 283 I A

G114-2.0 MW 2.0 114 10,207 196 II A / III A

G114-2.5 MW 2.5 114 10,207 245 II A

GE 2.3-107 2.3 107 8,992 256 II S

GE 2.5-120 2.5 120 11,310 221 III S

GE 2.75-120 2.75 120 11,310 243 III S

N90/2500 2.5 90 6,362 393 I A

N100/2500 2.5 99.8 7,823 320 II A

N100/3300 3.3 99.8 7,823 422 I A 3

N117/2400 2.4 116.8 10,715 224 III A 2

N117/3000 3.0 116.8 10,715 280 II A / III A 2 / 3

N131/3000 3.0 131 13,478 223 III A 2

N131/3300 3.3 131 13,478 245 III A S

Hersteller WEA-Typ

eno

Enercon

Nordex

Gamesa

GE

FWT

Tabelle 2: Übersicht über die verfügbaren WEA-Typen- Teil 1 – Stand Oktober 2015


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Nennleistung Rotor-ø Rotorfläche spez. Leistung IEC DIBt

MW m m2

W/m2 Windklasse Windzone

MM82 2.05 82 5,281 388 I A 4, GK 1

MM92 2.05 92.5 6,720 305 II A / S 3, GK 2 / 4, GK 1

MM100 2.0 100 7,854 255 II B / S 3, GK 1, GK 2

3.4M104 3.4 104 8,495 400 I B / II A 4, GK 1

3.2M114VG 3.2 114 10,207 314 II A / III A 3, GK 2 / 4, GK 1, GK 2

3.4M114 3.4 114 10,207 333 II A / III A 3, GK 2 / 4, GK 1, GK 2

3.4M114NES 3.4 114 10,207 333 II A 4, GK 1

3.0M122 3.0 122 11,690 257 III A 3, GK 2

3.2M122NES 3.2 122 11,690 274 III A 3, GK 2

3.4M140EBC 3.4 140 15,394 221 III A 2, GK 2

SWT-2.3-101 2.3 101 8,012 287 II B

SWT-2.3-108 2.3 108 9,161 251 II B

SWT-2.3-120 2.3 120 11,310 203 II B / III A

SWT-3.0-101 3.0 101 8,012 374 I A

SWT-3.2-101 3.2 101 8,012 399 I A

SWT-3.0-108 3.0 108 9,161 327 I A

SWT-3.2-108 3.2 108 9,161 349 I A

SWT-3.0-113 3.0 113 10,029 299 II A

SWT-3.2-113 3.2 113 10,029 319 II A

SWT-3.3-130 3.3 130 13,273 249 k.A.

100 2.5 99.8 7,823 320 III A 2, 3

109 2.5 108.9 9,314 268 II A 3

112 3.0 111.4 9,750 308 II A 3

112 2.5 112.5 9,940 252 III A 2

120 3.0 119.9 11,291 266 III A 2

V90-2.0 MW 2.0 90 6,362 314 III A 2

V112-3.3 MW 3.3 112 9,852 335 I B / II A / S 3 / 4

V117-3.3 MW 3.3 117 10,751 307 II A 2 / 3 / 4

V126-3.3 MW 3.3 126 12,469 265 III A 2

Hersteller WEA-Typ

Vestas

Vensys

Senvion

Siemens

Tabelle 3: Übersicht über die verfügbaren WEA-Typen- Teil 2 – Stand Oktober 2015

Neben der Klassifizierung der Anlagen nach IEC, einer Klassifizierung die weltweit

Anwendung findet, wird in Deutschland weiterhin die Standorteignung anhand der DiBT

Windzonen beurteilt. Die folgende Abbildung zeigt die Verteilung der Windzonen.


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Abbildung 9: Regionale Verteilung der DiBT-Windzonen in Deutschland

Durch die Zertifizierung der Anlagen für bestimmte Standortbereiche auf Basis

verschiedener standortspezifischer Charakteristika ist nicht jede Anlage an jedem Standort

einsetzbar. Insbesondere WEA, die für Schwachwindbereiche ausgelegt sind, sind für den

Einsatz an Starkwindstandorten limitiert. Andererseits können für Starkwindstandorte

ausgelegte Anlagen auch an Schwachwindstandorten installiert werden.

Aus Tabelle 2 und Tabelle 3 wird deutlich, dass die für den deutschen Markt verfügbaren

Windenergieanlagen überwiegend für Standorte der IEC Windklasse II A bzw. DIBt Windzone

3 ausgelegt sind. Abgesehen von den in Abbildung 9 dargestellten küstennahen Bereichen

der DIBt Windzone 4 können diese Anlagen somit in ganz Deutschland eingesetzt werden.

Hinweis: Die Betrachtung des IE Leipzig erfolgt für den WEA-Typ Enercon E-115. Wie Tabelle

2 zeigt, hat dieser Anlagentyp eine geringe spezifische installierte Leistung von 285 W/m2

und ist für den Einsatz an Standorten der IEC Windklasse II A / DIBt Windzone 3 ausgelegt.

Vor dem Hintergrund der Auslegung der WEA stellt sich grundsätzlich die Frage, inwiefern

das Generator-Rotorverhältnis zu einem Vor- oder Nachteil an den durch das EEG

festgelegten Referenzstandorten führt.


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4.2 Anlagenauslegung und Referenzertragsmodell

Im Rahmen einer Studie zur „Vergütung von Windenergieanlagen an Land über das

Referenzertragsmodell“ aus März 2014 wurde bereits das Generator-Rotor-Verhältnis im

Rahmen des aktuellen gültigen Referenzertragsmodells betrachtet [13]. Hierbei wurde

festgestellt, dass unter der Annahme von bestimmten Windprofilen an den betrachteten

Standorten eine Benachteiligung von WEA mit einer geringen spezifischen installierten

Leistung an Schwachwindstandorten besteht, während an Starkwindstandorten eher ein

Vorteil besteht.

Diese Erkenntnis wird entsprechend gestützt, wenn man verschiedene Anlagentypen

betrachtet und den erzielbaren Ertrag auf Basis der Typ-spezifischen Leistungskennlinie über

das im EEG zu Grunde gelegte Windprofil aufträgt. Der 100% Referenzertrag wurde für diese

Analyse auf die Windgeschwindigkeit auf Basis des EEG Windprofils auf 120m für alle

betrachteten WEA-Typen normiert.

Abbildung 10: Vergleich verschiedener Anlagentypen hinsichtlich des erzielbaren Referenzertrages in Abhängigkeit des

Windprofils zur Ermittlung des Referenzertrages

Betrachtet man die Ergebnisse in der Abbildung 10 so wird ersichtlich, dass insbesondere

durch die Anlage mit einer geringen spezifischen installierten Leistung eine verbesserte

Ertragsausbeute bei Standorten mit geringerer Windgeschwindigkeit zu erreichen ist. An

besseren Standorten hinsichtlich der mittleren Windgeschwindigkeiten ist der prozentuale

Unterschied zwischen den betrachteten Anlagentypen etwas geringer.

Allerdings muss einschränkend hinzugefügt werden, dass Anlagen mit großem Generator-

Rotor-Verhältnis an Standorten, die bezogen auf das Verhältnis zum Referenzertrag bei z.B.


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60% liegen, weitaus höhere Windgeschwindigkeiten benötigen. Im Gegensatz dazu können

WEA mit einer geringen spezifischen installierten Leistung bei niedrigeren Windgeschwindig-

keiten eine optimierte Ausnutzung der Windbedingungen an einem Schwachwindstandort

sicherstellen.

Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage nach dem Optimum des Generator-Rotor-

Verhältnisses bezogen auf die Windcharakteristika an einem bestimmten Standort.

Wie aus Tabelle 4 ersichtlich, sinkt die spezifische installierte Leistung bezogen auf die

Rotorfläche mit Abnahme der Windgeschwindigkeiten, während im Gegenzug die

durchschnittliche Nabenhöhe ansteigt, wie hier am Beispiel der Neuaufstellungen im ersten

Halbjahr 2015 deutlich wird.

Tabelle 4: Neu Installationen im ersten Halbjahr 2015 aufgegliedert nach Windzonen [12]

Einerseits ist es natürlich notwendig in schwächeren Windgebieten die Nabenhöhe zu

erhöhen, um in größeren Höhen entsprechende Windgeschwindigkeiten vorzufinden, auf

der anderen Seite sind insbesondere genehmigungsrechtliche Auflagen in windstarken

Gebieten hinsichtlich Nabenhöhenbeschränkungen vorzufinden.

Betrachtet man z.B. die Aufstellungen im Jahr 2014 in Schleswig-Holstein, so fällt auf, dass

die durchschnittliche Nabenhöhe bei 84m liegt, mit einem maßgeblichen Anteil an WEA mit

64 m Nabenhöhe. Im aktuellen Runderlass der Landesplanungsbehörde vom 23. Juni 2015

für Schleswig-Holstein wurde hierin allerdings keine Bauhöhenbeschränkung mehr für

Windenergieanlagen festgelegt [11]. Vor dem Hintergrund dieser Planungsabsichten ist

zukünftig davon auszugehen, dass keine generelle Bauhöhenbeschränkung übergeordnet

festgelegt, sondern wenn auf regionaler Ebene ausgewiesen wird.

Die folgenden Abbildungen zeigen die Anteile der Neuaufstellungen im Bezug zur

Gesamthöhe der WEA für das Jahr 2014 und das erste Halbjahr 2015.


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Abbildung 11: Anzahl der WEA Gesamthöhen der jährlichen Aufstellungen für das Jahr 2014 und das erste Halbjahr 2015 [12][17]

Im Vergleich der beiden betrachteten Zeitfenster zeigt sich, dass vielfach Gesamthöhen von

über 150 m errichtet werden, aber auch ein gewisser Anteil an Gesamthöhen zwischen 100

und 150 m zu berücksichtigen sind.

Wie aus Tabelle 2 und Tabelle 3 zu entnehmen ist, sind vermehrt ebenfalls Anlagen auf dem

Markt verfügbar, die mit einem geringeren Generator-Rotor-Verhältnis auch für

Starkwindgebiete ausgelegt sind.

Der von IE Leipzig als Referenz betrachtete WEA-Typ Enercon E-115 verfügt über ein geringe

spezifische installierte Leistung von 285 W/m2 und ist für den Einsatz an Standorten der IEC

Windklasse II A / DIBt Windzone 3 ausgelegt.

Betrachtet man im Weiteren die Auslegung der Anlage verglichen mit den damit

verbundenen Kosten, so zeigt sich eine Verteilung des Optimums in Abhängigkeit der

Leistungsauslegung pro Rotorfläche und der Windgeschwindigkeit zwischen 200 und 300

W/m2.


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Abbildung 12: Normierte Energieerzeugungskosten in Abhängigkeit der spezifischen installierten Leistung der Windturbine

[14]

Vor diesem Hintergrund ist es wirtschaftlich sinnvoll, ebenfalls an Starkwindstandorten

Anlagen mit einer geringen spezifischen installierten Leistung zu errichten, um entsprechend

eine optimale Ausnutzung der Standorte zu erreichen. Weiterhin wird durch die gleich-

mäßigere Einspeisung entsprechender Anlagen ein Beitrag zur Verstetigung der Einspeisung

geleistet, was sich entsprechend auch auf die Netzstabilität auswirkt.

Bestehende administrative Hemmnisse, wie z.B. Bauhöhenbeschränkungen sollten vor

diesem Hintergrund überwunden werden, um die technischen Möglichkeiten zur Installation

von Anlagen mit niedrigem Generator-Rotor-Verhältnis zu ermöglichen. Für den wirtschaftli-

chen Betrieb an Binnenlandstandorten ist der Einsatz von WEA mit großer Turmhöhe und

Rotorgröße von grundsätzlicher Bedeutung.

4.3 Auswirkungen in einem 1-stufigen Vergütungsmodell

Bei Beibehaltung des Referenzertrags-Konzeptes auch bei einem einstufigen

Vergütungssystem mit einer Differenzierung in Standortqualitäten ist prinzipiell von der

gleichen Ausgangslage wie bei dem aktuellen 2-stufigen Vergütungsmodell auszugehen.


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5 Berechnungen des Referenzertrages für WEA

5.1 Kurzabriss Referenzertrag und EEG

Das im Jahre 2000 erstmals im EEG verankerte System des Referenzertragsmodells hat

maßgeblich zum Ausbau der Windenergie an Land beigetragen.

Das Referenzertragsmodell wurde seit seiner Einführung mit den wesentlichen

Charakteristika der Aufteilung der Vergütung in eine erhöhte Anfangsvergütung und eine

Grundvergütung in Abhängigkeit der Standortqualität sowie der Ermittlung des 100%

Referenzstandortes nicht verändert.

Es fanden allerdings verschiedentliche Anpassungen hinsichtlich der Höhe der Vergütung

(auch unter Berücksichtigung von Boni wie z.B. dem Repowering-Bonus oder dem SDL-

Bonus) sowie der Laufzeit der erhöhten Anfangsvergütung statt.

Im aktuell gültigen EEG 2014 werden maßgeblich Anpassungen hinsichtlich der Laufzeit der

erhöhten Vergütung in dem Bereich von 80% bis 130% des Referenzertrages vorgenommen.

Die folgende Abbildung zeigt die Durchschnittsvergütung in Abhängigkeit des

Referenzertrages.

Abbildung 13: Durchschnittliche Vergütung in Abhängigkeit von Referenzstandort nach EEG 2014


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Wie bereits verschiedene Untersuchungen gezeigt haben, findet der maßgebliche Ausbau

der Windenergie an Land in dem Bereich von 60 bis 90% des Referenzertrages statt [13],[15].

Einen weiteren Aspekt stellen die aktuell realisierten Nabenhöhen dar. So beträgt dir

durchschnittlich errichtete Nabenhöhe im Jahr 2014 116m. Die Verteilung der aufgestellten

Nabenhöhen im Jahr 2014 und im ersten Halbjahr 2015 zeigt die folgende Abbildung.

Abbildung 14: Anteil der Nabenhöhen an den Aufstellungen im Jahr 2014 und im ersten Halbjahr 2015 [12][17]

Vor dem Hintergrund der maßgeblichen Ausbaubereiches und der zwischenzeitlich maßgeb-

lich installierten Nabenhöhen ergeben sich hinsichtlich dieser Aspekte veränderte Anfor-

derungen an ein Referenzertragsmodell.

Einerseits ist es notwendig, die Standortbereiche zwischen 60 und 80% weiterhin einer

Förderung unter Berücksichtigung einer ansteigenden Vergütung zu unterziehen, anderer-

seits ist zu überprüfen, inwiefern die großen Nabenhöhen, die aktuell errichtet werden,

entsprechend in einem Referenzertragsmodell berücksichtigt werden.

Insbesondere auf den Aspekt der hohen Nabenhöhen wird im Folgenden eingegangen.

5.2 Berechnungsgrundlage des Referenzertrages

Im aktuellen EEG 2014 Anlage 2 zu § 49 [3] ist die Berechnungsgrundlage zur Berechnung

des 100% Standortes erläutert. Der Referenzstandort wird bestimmt durch eine mittlere

Windgeschwindigkeit von 5.5 m/s auf 30m Höhe bei einer Rauigkeitslänge von 0.1m und

einer Rayleigh Windverteilung (k=2).

Die Berechnungsgrundlage unter Berücksichtigung der typspezifischen Leistungskennlinie

wird ergänzend dazu in der Technischen Richtlinie 5 der FGW e.V. [18] beschrieben.


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Auf Basis des ermittelten WEA-spezifischen Referenzertrages (bezogen auf 5 Jahre) wird der

tatsächlich eingespeiste Energieertrag verglichen und auf dieser Basis die Laufzeit der

erhöhten Vergütung bestimmt.

Die folgende Abbildung zeigt den Verlauf des Windprofils an einem 100% Standort.

Abbildung 15: Verlauf des Windprofils auf Basis des EEG

Maßgeblich abhängig von dem Verlauf des Windprofils, das sich an der Formel des logarith-

mischen Windprofils orientiert, ist dabei die zu Grunde gelegte Rauigkeitslänge.

Die Bestimmung des Verlaufs des Windprofils anhand einer logarithmischen Funktion kann

insbesondere in geringen Höhen als hinreichend genau beschrieben werden. Durch die

Änderung der Grenzschichten in größerer Höhe (Übergang der durch die Oberfläche beein-

flussten Prandtl-Schicht zu der eher unbeeinflussteren Ekmann-Schicht) lässt sich allerdings

in aktuell erstellen Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen feststellen, dass sich die

Änderung des Windprofils mit der Höhe nicht mehr ausreichend genau durch das logarith-

mische Windprofil darstellen lässt.

Für größere Höhen zeigt sich insbesondere, dass zur Berechnung des Windprofils das

Potenzgesetz nach Hellmann eine genauere Änderung der Windgeschwindigkeiten mit der

Höhe zulässt. Die wesentliche Größe in der Formel nach Hellmann ist dabei der Höhen-

exponent α.


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Betrachtet man den Verlauf des Windprofils im Rahmen des EEG auf Basis des

Potenzgesetzes nach Hellmann so lässt sich feststellen, dass diesem ein Exponent α von

0.144 zu Grund liegt.

Vergleicht man demgegenüber die Höhenexponenten, die im Rahmen von Windpotenzial-

und Energieertragsermittlungen festgestellt wurden, so zeigt sich eine deutliche Abwei-

chung.

Tabelle 5: Vorgefundene Höhenexponenten an verschiedenen Standorten zwischen 80 und 140m

Die folgende Abbildung veranschaulicht den Verlauf des Windprofils unter Berücksichtigung

verschiedener α-Werte. Zur Vergleichbarkeit der Profile wurde als Ausgangswert 100m zu

Grunde gelegt.


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Abbildung 16: Verlauf des Windprofils bei Anwendung verschiedener Höhenexponenten im Vergleich mit dem im EEG zu

Grunde gelegten WIndprofil

5.3 Aktuelle Ausbausituation und die Effekte des Referenzertrages

Betrachtet man nunmehr die Auswirkungen der in der Realität abweichenden Windprofile

an verschiedenen Standorten, so verdeutlichen die folgenden Beispiele eine Einordnung der

Standorte mit hohen Nabenhöhen in das Referenzertragsmodell.

Für die vorgenommene Auswertung wurden für 3 Anlagentypen verschiedene Windge-

schwindigkeiten auf 120m und 140m auf Basis des Referenzertrags-Windprofils mit denen

auf Basis eines Höhenexponenten α von 0.25 und 0.3 resultierenden Windprofil verglichen.

Zur Berechnung der Abweichungen im Energieertrag wurden jeweils anlagenspezifische

Kennlinien verwendet.

Die Eingangsparameter und die Abweichungen zum Referenzertrags-Windprofil sind in der

folgenden Tabelle dargestellt.


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V (Ref) A (Ref) k=2 V(a=0.25) A (a=0.25) k=2 581 W/m2 305 W/m2 224 W/m2

60% 5.64 6.36 5.76 6.50 5% 5% 4%

80% 6.34 7.15 6.47 7.30 5% 4% 3%

100% 6.84 7.72 6.97 7.87 4% 3% 3%

120% 7.71 8.70 7.86 8.87 3% 3% 2%


60% 5.64 6.36 5.81 6.55 7% 6% 6%

80% 6.34 7.15 6.53 7.37 7% 5% 5%

100% 6.84 7.72 7.03 7.94 6% 5% 4%

120% 7.71 8.70 7.93 8.95 5% 4% 3%

120m

Eingangsparameter (m/s) Differenz in Prozent

Tabelle 6: Differenz der Energieerträge auf Basis des EEG-Windprofils und unter Berücksichtigung von verschiedenen

Höhenexponenten für eine Nabenhöhe von 120m


60% 5.77 6.51 5.98 6.75 9% 8% 6%

80% 6.48 7.31 6.72 7.59 8% 7% 6%

100% 6.99 7.89 7.24 8.17 7% 6% 5%

120% 7.87 8.88 8.17 9.22 6% 5% 4%


60% 5.77 6.51 6.08 6.87 12% 11% 9%

80% 6.48 7.31 6.84 7.71 11% 9% 8%

100% 6.99 7.89 7.37 8.31 10% 8% 7%

120% 7.87 8.88 8.31 9.37 9% 7% 6%

140m

Eingangsparameter (m/s) Differenz in Prozent

Tabelle 7: Differenz der Energieerträge auf Basis des EEG-Windprofils und unter Berücksichtigung von verschiedenen

Höhenexponenten für eine Nabenhöhe von 140m

Die dargestellten Abweichungen führen in diesem Zusammenhang zu einer entsprechenden

Erhöhung des Referenzertragswertes, was folglich zu einem höheren Referenzertrag und

damit eine Verkürzung der Laufzeit der erhöhten Vergütung im Rahmen des aktuellen EEG

führt. Bei zu Grunde legen eines einstufigen Vergütungsmodells mit Ab- bzw. Aufschlag der

Vergütung in Abhängigkeit des Referenzertrages wären ebenfalls Vergütungsabschläge für

hohe Nabenhöhen zu verzeichnen.

Wie aus den Tabellen zu entnehmen, zeigt sich ein Anstieg der prozentualen Unterschiede

zwischen der Nabenhöhe von 120 und 140 m sowie ebenfalls ein Anstieg bei geringeren

Windgeschwindigkeiten. Ebenfalls ist erkennbar, dass es leichte prozentuale Unterschiede

zwischen den Anlagentypen gibt.

Es bleibt in diesem Zusammenhang festzuhalten, dass insbesondere an Schwachwindstand-

orten, die ja aufgrund von niedrigeren Windgeschwindigkeiten eine hohe Nabenhöhe


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benötigen, eine Benachteiligung festzustellen ist. Bei WEA mit geringer spezifischer

installierter Leistung, die an Standorten mit nur mäßigen Windbedingungen bevorzugt

eingesetzt werden, können die Energieerträge in einer Größenordnung von 10% von dem im

EEG bisher zu Grunde liegenden Windprofil abweichen (siehe Tabelle 7).

Im Sinne einer möglichst genauen Einschätzung der Standortgüte und zur Vermeidung

indirekter Bietervorteile für bestimmte Standortklassen wird deshalb empfohlen, eine

Anpassung der im aktuellen EEG zu Grunde gelegten Berechnung des Windprofils für hohe

Nabenhöhen vorzunehmen. In diesem Zusammenhang ist auch darauf hinzuweisen, dass die

Anpassung relativ einfach in die Praxis umgesetzt werden kann.

5.4 Änderungen am Referenzertrag

Auf Basis der im vorherigen Kapitel dargelegten Abweichungen des Referenzertrag-

Windprofils im Abgleich mit den vorgefundenen Windprofilen an verschiedenen Standorten

wird empfohlen, eine Änderung am Windprofil für den zu Grunde gelegten Referenzertrag

vorzunehmen. Verschiedene Änderungsvorschläge wurden bereits durch [13] und auch

durch den Fachausschuss Windpotenzial der FGW vorgebracht. In diesem Zusammenhang

wird der Vorschlag des Fachausschuss Windpotenzial durch die oben vorgenommenen

Untersuchungen gestützt. Der Fachausschuss Windpotenzial schlägt vor, den Referenzertrag

analog dem aktuellen Referenzertrag auf 100m festzuhalten. Dies entspricht einer mittleren

Windgeschwindigkeit von 6.66m/s. Ab diesem Stützwert wird der Verlauf des Windprofils

anhand eines Höhenexponenten auf Basis der folgenden Formel bestimmt.

( ) ( )α

=

rr z

zzvzv

Formel 1: Potenzgesetz nach Hellmann (v(z) Windgeschwindigkeit in der Höhe z; zr Bezugshöhe über Grund, die zur

Definition des Winddprofils verwendet wird, z Höhe über Gelände, α Höhenexponent)

Die Festlegung des anzuwendenden Höhenexponenten bedarf einer weiteren Diskussion,

insbesondere vor dem Hintergrund, dass vielfältige Variationen des Höhenexponenten in

Abhängigkeit der Standortgegebenheiten vorzufinden sind.

Eine Festlegung auf einen Höhenexponenten in der Größenordnung zwischen 0.25 und 0.3

ist aber vor dem Hintergrund der aktuell vorliegenden Erkenntnisse gerechtfertigt und

verhindert eine Benachteiligung von großen Nabenhöhen im Rahmen von zukünftigen

Ausschreibungen.


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6 Kurzbetrachtungen zu ertragsabhängigen Kosten

Im Rahmen von Kostenstudien wie z.B. [16] und [15] werden anhand von Branchenbe-

fragungen die durchschnittlichen Kosten bezogen auf die einzelnen Teilbereiche abgefragt.

Vor dem Hintergrund der teilweise großen Spannen in den Antworten der Befragungs-

teilnehmer zeigt sich insbesondere, dass einerseits durch die Verschiedenheit der Standorte

(hinsichtlich vorhandener Infrastruktur, Windangebot, Entfernung zum Netzverknüpfungs-

punkt etc.) und andererseits auch die Verschiedenheit der Projekte (hinsichtlich Auswahl

Anlagentyp, Anzahl der Anlagen, Restriktionen etc.) die angegebenen Werte große Varianzen

aufweisen.

Es sind somit verschiedene Einflussfaktoren aufzufinden, die eine reine Mittelwertbildung

kritisch erscheinen lassen, insbesondere vor dem Hintergrund des Einflusses verschiedener

standortspezifischer Faktoren, die wiederum Einfluss auf einzelne Kostenfaktoren haben.

Im Rahmen der Investitionskosten sind natürlich einerseits unterschiedliche Anlagenpreise

zu nennen, wobei die Abhängigkeit der Investitionskosten von der Leistung der Anlage eine

durchaus realistische Größe darstellt. Mit einem Bereich von 72 bis 78% tragen diese Kosten

den größten Anteil an den Investitionskosten [16].

Auf der anderen Seite spielen die Investitionsnebenkosten wie Fundament, Netzer-

schließung, Planung und sonstige Kosten eine weitere Rolle, die stark standortabhängig ist.

Insbesondere die Entfernung zum Netzverknüpfungspunkt oder die Ausgestaltung des

Fundamentes (z.B. Tiefgründung oder Flachgründung) sind stark standortabhängig und es

zeigt sich in den vorliegenden Untersuchungen, dass eine große Standardabweichung bei

den Investitionsnebenkosten vorzufinden ist [16] [15].

Vor dem Hintergrund des Anteils an den Investitionskosten wirken sich leichte Verschie-

bungen der durchschnittlichen Nebenkosten insgesamt weniger stark auf die Hauptinvesti-

tionen aus, wie bereits durch [16] festgestellt.

Eine pauschale Aufrechnung von Kostenparametern bezogen auf Binnenland bzw. Schwach-

windstandorte oder Küste bzw. Starkwindstandorte lässt sich vor diesem Hintergrund nicht

klar abgrenzen.

Die Hauptinvestitionkosten umfassen neben der Windenergieanlage auch den Transport und

die Installation der Anlage. Es ist i.d.R. davon auszugehen, dass diese Kosten für Binnenland-

standorte höher sind als für Küstenstandorte, weil die Anlagen im Binnenland zumeist mit

sehr großen Nabenhöhen errichtet werden. Anhand der aktuellen Aufstellungszahlen zeigen


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sich die Unterschiede bzgl. der Turmhöhen an Küsten- und Binnenlandstandorten. Der Ein-

satz hoher Türme führt zu deutlich höheren Kosten der WEA und erfordert zudem einen

besonderen Aufwand für den Transport (erschwerte Zugänglichkeit / Zuwegung) und die

Montage der Anlage (Einsatz von Spezialkränen, etc.), z.B. an Standorten im Mittelgebirge.

Bei den Investitionsnebenkosten entstehen dagegen für Küstenstandorte häufig hohe

Zusatzkosten, weil sehr aufwändige Pfahlgründungen anstelle von Flachfundamenten erfor-

derlich sind.

Die vor diesem Hintergrund differenzierte Betrachtung der Investitionskosten kann daher

nur standortspezifisch erfolgen und ist maßgeblich mit dem erzielbaren Ertrag verknüpft. Die

Höhe der Investitionskosten wird sich in den Gebotshöhen widerspiegeln. Standorte mit

deutlich erhöhten Nebenkosten, die sowohl an windreichen wie windarmen auftreten

können, müssen diese durch günstige Betriebskosten oder geringere Renditeansprüche

kompensieren.

Bei den Betriebskosten sind die rein ertragsabhängigen Kostenanteile und die im

Zusammenhang mit Vollwartungsverträgen verbundenen Kosten zu unterscheiden.

Ertragsabhängige Betriebskosten fallen prozentual je nach Umsatz bzw. Ertrag an dem

jeweiligen Standort an. Dies gilt für Pacht, kaufmännische und technische Betriebsfühung,

Versicherungen, usw. Durch den Bezug auf den Ertrag am jeweiligen Standort sind diese

Anteile der Betriebskosten bei einem einstufigen Vergütungsmodell über alle Standort-

klassen gleich und können somit als Fixkosten pro Anlage betrachtet werden.

Wie bereits durch [16] festgestellt, werden in der Regel Vollwartungsverträge mit dem

Anlagenhersteller vereinbart, mit unterschiedlichen Laufzeiten. In diesen Vollwartungs-

verträgen werden zwischenzeitlich vermehrt in Abhängigkeit des Herstellers vergleichbare

Rahmenbedingungen hinsichtlich der Preisstruktur festgelegt. So gibt es in vielen Fällen ein

Kontingent Fixpreis pro WEA und auf der anderen Seite einen ertragsabhängigen, variablen

Kostenanteil, der mit einem bestimmten €/MWh-Preis verknüpft ist. Durch einen ertrags-

abhängigen Anteil verändern sich entsprechend die Kosten für einen Vollwartungsvertrag in

Abhängigkeit des erzielten Energieertrages. Durch die Festlegung eines Energieertrages bei

dem bei Überschreitung weitere Kosten auftreten, wird entsprechend ein höherer Ertrag mit

höheren Kosten eingepreist.

Grundsätzlich stellt sich allerdings die Frage, ob durch diese Aufsplittung in Fixpreis plus

ertragsabhängigen Teil ein Unterschied in den Kosten pro MWh in den einzelnen Referenz-


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klassen auftritt, der sich signifikant niederschlägt. Bei den vertraulich vorliegenden Informa-

tionen sind Unterschiede in den Referenzklassen von im Mittel 4% festzustellen.

Wie in den Studien von [15] und [16] festgestellt, gibt es Unterschiede in den einzelnen

Dekaden bzw. Betriebszeiträumen, die jeweils zu einem durchschnittlichen Kosten pro MWh

führen. Auch dieser Aspekt wird im Rahmen der Konzepte durch die Anbieter von Vollwar-

tungsverträgen berücksichtigt.

Grundsätzlich ist zu beachten, dass die Festlegung der Schwelle zum ertragsabhängigen

Kostenbereich einen maßgeblichen Anteil daran hat, in welcher Höhe ertragsabhängige

Kosten zu entrichten sind.

Durch eine Beteiligung der Wartungsfirmen am Ertragserfolg des Windparks kann u.U.

entsprechend sichergestellt werden, dass entsprechende Reparaturen an der Anlage zeitnah

erfolgen, um somit auch den Ertrag, an dem die Wartungsfirma entsprechend beteiligt ist,

sicherzustellen.

Bei den Betriebskosten ist zukünftig nur noch die Entwicklung der Wartungskosten zu beo-

bachten. Sofern sich Änderungen – egal in welche Richtung – ergeben, sind die Korrektur-

faktoren von dem fiktiven Gebot auf den 100%-Standort entsprechend anzupassen. Alle

anderen Betriebskosten sind über die Standortklassen nahezu gleich.


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7 Quellenangaben

[1] Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Ausschreibungen für die Förderung

Erneuerbare-Energien-Anlagen – Eckpunktepapier, Berlin, Juli 2015.

[2] Stellungnahme des Bundesverbandes WindEnergie e.V. zum Eckpunktepapier des BMWi zu

Ausschreibungen für die Förderung von Erneuerbare-Energien-Anlagen, Berlin, 01.10.2015

[3] Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBI. I S. 1066), das durch Artikel 4 des

Gesetzes vom 22. Juli 2014 (BGBI. I S. 1218) geändert worden ist. 2014

[4] http://www.wind-fgw.de/eeg_referenzertrag.htm; abgerufen: 12.10.2015

[5] Spengemann, P.; Borget, V: Validation of the predicted energy yield of wind farms based on

real energy production data; DEWEK 2008

[6] Schorer, T.; Levée, P: Review of the real energy production of operating wind-farms in

comparison to former predicted energy yields; DEWI Magazin Nr. 42

[7] Peter Spengemann: Windgutachten Quo Vadis? – Auswertungen und Verifizierungen von Windgutachten anhand in Betrieb befindlicher Projekte; Vortrag der Fa. WPD Windmanager

auf dem NRW Branchentag Düsseldorf, 01.07.2015

[8] FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische

Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 6, „Bestimmung von Windpotenzial und

Energieerträgen", Revision 9, Berlin, 2014.

[9] Regionaler monatlicher Windindex der Betreiber-Datenbasis (BDB-Index), Vertrieb seit

01/2005: enveco GmbH, Grevener Strasse 61 c, 48149 Münster

[10] Rienecker, M. M., M.J. Suarez, R. Gelaro, R. Todling, J. Bacmeister, E. Liu, M.G. Bosilovich,

S.D. Schubert, L. Takacs, G.-K. Kim, S. Bloom, J. Chen, D. Collins, A. Conaty, A. da Silva, et al.,

2011. MERRA - NASA's Modern-Era Retrospective Analysis for Research and Applications.

Journal of Climate, Vol. 24, No. 14, 3624-3648. doi: 10.1175/JCLI-D-11-00015.1.

[11] http://www.schleswig-

holstein.de/DE/Landesregierung/I/_startseite/Artikel/150616_WindenergieNeuausrichtung_

Material/planungerlass.html;jsessionid=EC97014B37E3395AF760653BD8036DF3; abgerufen:

14.10.2015

[12] Ender, C: Windenergienutzung in Deutschland Stand 30.06.2015, DEWI Magazin Nr. 47

[13] Agora Energiewende (Hrsg.): Vergütung von Windenergieanlagen an Land über das

Referenzertragsmodell, März 2014

[14] Molly, J.P.: Energieerträge schnell abgeschätzt; DEWI Magazin Nr. 44

[15] Leipziger Institut für Energie: Marktanalyse – Windenergie an Land. 18.02.2015

[16] Deutsche Windguard: Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland. Varel

November 2013

[17] Ender, C: Windenergienutzung in Deutschland Stand 31.12.2014, DEWI Magazin Nr. 45

[18] FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische

Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 5, „Bestimmung und Anwendung des

Referenzertrages", Revision 5, Berlin, 2013.

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DEWI RS15 04608 final · 2020-06-05 · DEWI-GER- RS15-04608 Seite 2 / 40 Dienstleistung Studie „Kurzstudie zum 1-stufigen EEG-Vergütungsmodell im Rahmen der Ausschreibung für