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Windparkvergleich --- Windindexvergleich --- Windangebotsvergleich ---- >agorameter

Windpark Creußen

Parkvergleich

Windgeschwindigkeit und Windrichtung

>geographisch 20.01.12

>geographisch 22.03.05

Windprognose Bayreuth in der Nähe des Windparks Creußen

>Die Windräder 20.01.12

>Anlagenvergleich 22.03.05

Orte in der Nähe je eines der sechs Vergleichswindparks

>Jahressollertrag 20.01.12

>Standortgüte 16.01.12

Windvorhersage für weitere Orte: Nord - Süd / West » Ost

>Ertragsverteilung 26.08.05

>Auslastung 16.01.12

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Beschreibung

Geographische Lage des Windpark Creussen

Creußen ist eine Kleinstadt in Nordbayern im Südosten von Oberfranken ca 13 Kilometer südlich von Bayreuth.
Die drei Windenergieanlagen NEG-Micon 1500 kW mit 82 m Rotordurchmesser stehen auf dem Schloßberg 3 km östlich von Creußen, ca. 700 m bis 900 m südöstlich von Neuhof und ca 1 km nördlich von Preußling. Ca. 1500 m südöstlich vom Standort in Richtung Altencreußen verläuft die kontinentale Wasserscheide Nordsee - Schwarzes Meer.
Das weitgehend landwirtschaftlich genutzte Gelände erhebt sich östlich von Creußen von 424 m bis auf 551m über NN. Der nach Osten abfallende Hügel in Richtung Prebitz ist bewaldet. Die Standorthöhe sollte auch noch in einem Bereich liegen, daß eine Beeinträchtigung des Betriebs im Winter wegen Vereisung des Windmeßeinrichtungen kaum zu befürchten ist.
Die drei Anlagen sind so angeordnet, daß sie sich bei der Hauptwindrichtung West bis Südwest nicht gegenseitig abdecken.
Etwa 2 km südöstlich des Standorts in Altencreußen entspringt die Creußen. Ihr Tal erstreckt sich in nach ostsüdost bis nach Grafenwöhr und mündet dann ins Heidenaabtal. Bei Ost- bis Südost-Wind bildet das Tal einen Windtrichter in Richtung Standort zwischen den Hügelketten des Katzenbühl im Osten und des Kütschenrain im Süden.
Das Rotmaintal erstreckt sich von Creußen in Richtung Norden nach Bayreuth und dann weiter Richtung Kulmbach. Damit werden auch Winde aus Nord-Nord-West in Richtung Standort kanalisiert.
In Richtung Südwesten liegt das Pegnitztal, allerdings nicht so markant ausgeprägt. Zumindest schafft es Abstand zur nächsten Hügelkette. In Hauptwindrichtung Südwest liegt nämlich in ca 20 km Entfernung die fränkische Schweiz mit Höhen von 500 bis 600 m über NN. Deren störenden Einfluß wird durch die große Turmhöhe der Anlagen zum großen Teil ausgeglichen
Winde direkt aus Süden werden durch den etwa 5 km entfernten Kütschenrain mit 650 m über NN etwas abgehoben. Winde aus Nordost müssen über das 15 km entfernte Fichtelgebirge von gut 1000 m über NN


 

 



Die Windräder von Creußen

Ich war ganz überrascht, als ich in der Zeitschrift neue Energie im Frühjahr 2004 von einem Windpark Creußen las, und dazu noch mit guter Bewertung.
Die Turmhöhe mit 108,6 m und der Rotordurchmesser mit 82 m sind so bemessen, daß bis zur Flügelspitze mit 149,6 m der Grenzwert für Flugsicherung von 150 m eingehalten wird. Dies war für das Binnenland lange Zeit die maximale Höhe. Gemeinsam mit den 100 m Höhenunterschied des Hügels im Vergleich zur Umgebung erheben sich die Windräder deutlich aus der Landschaft, wie man z.B, vom Rauhen Kulm (ca 15 km Ost) gut sehen kann, und sollten damit gut aus den Höhenwinden schöpfen können. Gespräche mit Personen aus dem Ort Neuhof bestätigen das Gefühl, daß an diesem Standort „immer der Wind geht“.
Wie meine Überlegungen zur > Windenergieanlagenplanung zeigen, liegt die Nennleistung mit 1500 kW je Anlage in einem für Binnenstandorte betriebswirtschaftlich günstigen Bereich.
Recht positiv fand ich auch die Erkenntnis, daß die Anlagen von der örtlichen Bevölkerung weitgehend angenommen werden. Zum Teil sprechen die Leute sogar von Ihren Windrädern“. Dies zeigt, daß die Projektleitung der Fa. > Sowitec-Projekt GmbH gemeinsam mit Personen vor Ort das Projekt offensichtlich gut vorbereitet haben.
Ein reiner Sicherheitsabschlag von 12 % auf den erwarteten Ertrag gibt Sicherheit, daß auch einmal ein so windarmes Jahr wie z.B.das Jahr 2010 ohne Liquiditätsprobleme zu überstehen ist.


Der Hersteller der Windräder und dessen Konkurrenz

Einziger Wehrmutstropfen ist für meine Begriffe die Tatsache, daß die Fa. NEG-Micon nicht mehr eigenständig ist. Bisher scheinen sich die Leute von Vestas schon um die Anlagen zu kümmern. Zumindest waren sie im Sommer 2004 damit beschäftigt, der Ursache von Knackgeräuschen aus dem Naben- oder den Flügelinnenleben auf den Grund zu gehen. Leider kommt die aktive Fehlersuche ziemlich spät, nachdem die Stimmung der Anwohner schon deutlich gelitten hat. Bei einem Besuch im Windpark am 22.08.04 herrschte endlich die heiß ersehnte Ruhe. Etwas kommt da schon der Verdacht auf, daß Bayern von Dänemark etwas „weit weg“ ist.
Vielleicht kommt ja eines Tages auf einem benachbarten Hügel eine deutschte Firma wie z. B REpower oder Enercon zum Zuge, die sich bisher einen recht guten Namen gemacht haben aber leider lange keine Tauglichkeit für das Binnenland hatten.

 

 



Ertrag Creußen

Der Jahressollertrag

Der laut Prospekt zu erwartende Jahresertrag beträgt 9750 MWh, was 66,18 % des > Referenzertages der NEG Micon 1500/82 bedeutet. Der Referenzertrag bezieht sich auf die Turmhöhe von 108,9 m, Rotordurchmesser von 82 m und Nennleistung von 1500 kW. Würde dieser Ertrag von 9750 MWh pro Jahr erbracht, dann wären dies genau 100 % des Sollertrages dieses Windparks. In > Bild 19 ist der Durchschnittssollertrag für das jeweilige Monat durch die 100 % Linie dargestellt. Eigentlich erwartet man mehr, weil ein Sicherheitsabschlag von 12 % vom theoretisch laut Windgutachten erwarteten Ertrag abgezogen ist. Ohne Abzug dieses Sicherheitsabschlag läge die Ertragserwartung bei 75,20 % des Referenzertrages. Dies ist für einen Binnenstandort schon ein recht guter Wert, der sich im Schnitt der ersten Betriebsjahre bestätigt hat.


 

 



Was ist der Windindex (Bild 27) und wie hat er sich verändert (Bild 27a bis 27f)

Die Institute > IWR und > IWET geben mit ihren Indizes den für den jeweiligen Monat im Schnitt zu erwartenden Windertrag als Kennzahl wider.
Während IWR nur von einem Binnenindex und einem Küstenindex ausgeht, unterteilt IWET (Betreiber-Datenbasis) Deutschland in 25 Regionen. Für lokale Vergleiche ist daher der IWET-Index, auch bekannt unter Keiler-Häuser-Windindex oder BDB-Index, besser geeignet.
Das linke Bild der Index-Regionen in Deutschland habe ich als jpg-Datei irgendwo im Internet gefunden, komprimiert von 40 kB auf 9 kB und als Gif-Datei hier eingefügt, das recht Bild habe ich auf der Seite > http://www.betreiber-datenbasis.de/PDF/karte_Indexregion.jpg gefunden


Bild 27: 25 Index-Regionen Betreiberdatenbasis
 
Index-Regionen Betreiber-Datenbasis
 
Indexregionen IWET neue Grafik
 

 

 

Vergleich der Windindexversionen Version 1999, Version 2002, Version 2006 und Version 2011 IWET anhand von 6 Schaubildern

IWET verwendet als Bezugsgröße ab 2004 meines Wissens den Schnitt der Jahre 1989 bis 2002. Vorher galt der Mittelwert der Jahre 1989 bis 1999 als Basis. Ab 2006 wurde der IWET wieder auf eine neue Basis umgestellt und zwar auf den Zeitraum 1975 bis 2004. Ab 2012 gibt es eine weitere Änderung der Basis und zwar auf den Zeitraum 1996 bis 2009.
Die erste Korrektur von 89/99 auf 89/02 hatte zur Folge, daß die neuen Indizes den schwächeren Winden 2000 bis 2002 angepaßt wurden. Die Korrektur führte in allen Zonen zu höheren Indizes, die von bestehenden Anlagen schwerer erreicht werden können. Als Prognosegrundlage bedeutet dies, daß bei Zugrundelegung des höheren Windindex mehr Planungssicherheit vorliegt.
Während in Süddeutschland die Werte um die 0,5% stiegen, waren es in Schleswig-Holstein Korrekturen von zum Teil über 4% und im übrigen Deutschland von um die 2%. Die Veränderung ist in folgender Grafik zusammengefaßt. Wie sich später herausstellen sollte, reichte die Korrektur vielfach bei weitem nicht.
Bild 27a Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-1999 (Vers. 99) auf 1989-2002 (Vers. 03)


 

 



Dramatischer änderten sich die Bezugsgrößen ders IWET- Index ab 2006. So wurden die IWET-Werte in Norddeutschland und in der Lausitz nochmals etwa um 5 bis 7 % nach oben korrigiert. In Teilen von Schleswig-Holstein liegt der Korrektur bei über 10%. In Mitteldeutschland und Ostdeutschland mit Ausnahme der Lausitz änderte sich wenig. Die südlichen und südwestlichen Bundesländer Rheinland-Pfalz, Saarland Baden-Württemberg und Bayern kamen sehr gut davon. Die Indexwerte wurden um 5 bis 7% nach unten korrigiert mit Rheinland-Pfalz an der Spitze. Bisherige Anlagen in Süddeutschland sollten also zukünftig deutlich über dem jeweiligen Windindex liegen, während in Norddeutschlands viele Anlagen den neuen IWET-Index Version 06 wohl nur noch schwer erreichen können, wenn deren Erträge auf Basis der alten Daten berechnet wurden. Gerade in Norddeutschland sollten Investoren darauf achten, daß bei zukünftigen Anlagen der neue Index Version 06 zugrunde liegt. In Süddeutschland werden die Verkäufer von Windparks sehr gerne auf den neuen Index verweisen. Windparks, die noch nach der Version 03 berechnet sind, sollten nämlich ein zusätzliches Sicherheitspolster haben. Auch hier ein Überblick über die prozentualen Veränderungen.
Bild 27b Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-2002 (Vers.03) auf 1975-2004 (Vers. 06)
Veränderung IWET 2003 auf IWET 2006
 


 

 

Eine weitere sehr starke Veränderung erfuhr der Windindex mit der Version 2011, diesmal vor allem im Süden und Südwesten Deutschlands, wo noch 2006 eine Korrektur in die andere Richtung erfolgte. Eine Anlage in Rheinland Pfalz erreicht ihre Planwerte heute erst bei einem Index von 118%, wenn die Planung auf dem Index 2006 basiert. Eine Grafik dazu habe ich gefunden auf:
> http://www.anemos.de/9/files/120228_enerviews_2012_Februar_Windindex_Auswirkungen.pdf. Dort wird allerdings der Index Version 2011 als 100 bewertet und die Version 2006 zurückgerechnet. Man sieht also dort wieviel eine Anlage ab 2012 weniger als bringt als bei Planung unter Vers. 06, wenn der Index Vers06 und Vers11 jeweils 100% beträgt.
Bild 27f Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1975-2004 (Vers. 06) auf 1996-2009 (Vers. 11)
 




 

 



Da sehr viele Anlagen noch nach dem alten IWET-Windindex Version 99 Basis 1989 bis 1999 kalkuliert sind, hier noch eine Grafik zur Umrechnung der Version 99 auf die Version 06. Wenn eine Anlage im Süden von Schleswig-Holstein erbaut z.B in 2002 kam bei einem Windindex Version 99 von damals z.B. 100% auf 100% Leistung kam, dann liegt der Index 2006 bei gleichem Windangebot in der Region 6 heute um 17% höher, also bei 117%
Umgekehrt sinkt in einem Windjahr, welches nach neuem IWET-Index Version 06 gerade die 100% Marke erreicht, der tatsächliche Ertrag des obigen Beispielwindparks auf knapp auf etwa 85,4%.
Bild 27c Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-1999 (Vers. 99) auf 1975-2006 (Vers. 06)
Veränderung IWET 99 auf IWET 2006
 


 

 



Bisweilen könnte auch einmal ein Vergleich von 1999 zu 2011 interessant sein. Dazu folgende Grafik.
Bild 27d Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-1999 (Vers. 99) auf 1996-2009 (Vers. 11)
 


 

 



Und hier noch der Vollständigkeit halber die Veränderungen von Version 2003 auf Version 2011 IWET
Bild 27e Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-2002 (Vers.03) auf 1996-2009 (Vers. 11)
 


 

 

Windindex IWR und ISET



Die Bezugsgröße für den IWR-Index 10Jahre ist immer der Zeitraum der vergangenen 10 Jahre. Die Bezugsgröße des IWR ändert ich also jedes Jahr. Ein Vergleich über mehrere Jahre hinweg ist daher grundsätzlich „verfälscht“. Gegenüber dem Index 2003 (Basis 1993 bis 2002) schätze ich den Wert des Index 2004 10 Jahre nur noch auf 97,5%. 2005 erfolgte schätzungsweise eine weitere Korrektur der Indizes um ca 2,5% nach oben. Im Binnenland müßte die Korrektur 2006 nochmals ca 2% nach oben betragen, während an der Küste ich die Korrektur auf ca 1% schätze. 2007 sollten im Binnenland die Werte mit den von 2006 weitgehend übereinstimmen. An der Küste sollte dafür nochmals eine Korrektur von ca 1% nach oben fällig sein. Man braucht sich daher nicht wundern, wenn Anlagen, die 2003 fünf Prozent besser als der IWR-Index waren, 2006 diesen um zwei Prozent verfehlen.
Der IWR-Binnenland 10 Jahre 2007 könnte einen Wert von 130 erreichen, so meine Meinung Ende Juni 2007. Da gemäß Siebenschläfer-Regel (Ende Juni bis Anfang Juli) der Sommer 2007 weiter verregnet und damit meist auch windig bleiben sollte, hielt ich diesen Wert zum Zeitpunkt 30.6.07 für das ganze Jahr für realistisch. Beim Vergleich mit dem Jahr 2003 (Basis 1993 bis 2002) entspräche dies aber nur etwa 120%. Doch ab August 2007 gingen die Werte für den Rest des Jahres in den Keller. Gerade August und Oktober waren ungewöhnlich windschwach. Statt bei 130 % landete der IWR-Index-10-Jahre für 2007 bei 102,7%
Trotzdem ist für 2008 eine Korrektur des IWR-Index nach unten zu erwarten. Für den Windindex 2008 gilt die Basis 1998 bis 2007. Das schwache Windjahr 1997 (ca 90%) wird durch das insgesamt dennoch noch gute Windjahr 2007 ersetzt. Es werden in 2008 mehr Anlagen den IWR-Index erreichen als 2007, da sich die Basis um gut 1% nach oben verschiebt.
Die Jahreswerte des IWR-10-Jahres-Index sind auf der Interenetseite des > IWR zu finden. Für das laufende Jahr gibt das IWR auf seiner Seite nur den auf 100% in Teilmonatsbeträgen aufsummierten bisherigen Jahresertrag an. Daraus kann man aber leicht auf die einzelnen Monatsindizes schließen.
Seit 2007 ist in der Zeitschrift neue energie der > ISET Windindex veröffentlicht. Er beruht auf der Basis von Windmeßdaten in 50 m Höhe im Vergleich zum langjährigen Mittelwert. 3800 Quadrate von jeweils 10 Mal 10 km bilden 3800 Einzelindizes in Deutschland. Daraus wird monatlich und jährlich der Mittelwert für ganz Deutschland im Verhältnis zum langjährigen Mittel berechnet. Daß die Basis des ISET in 2007 deutlich höher liegen muß, als die des IWR 10 Jahre, wird durch die Werte des Januar 2007 deutlich. Der IWR-10-Jahre-Küste liegt bei 272%, der des IWR-10-Jahre-Binnenland bei 251 %. Der ISET für den Januar 2007 liegt dagegen nur bei 190 %.
Ich hoffte die Uni Kassel ließe die Basis für ihren Index unverändert. Nur so ist ein langfristiger Anlagenvergleich ohne größere Gedankenverrenkungen möglich. Doch wie mir im Juli 2007 mitgeteilt wurde, wird auch dieser Index fortschreitend den neuen Jahren angepaßt.


 

 

Der Kütschenrain als möglicher Standort für Windenergieanlagen

Der Kütschenrainberg erstreckt sich von Kirchenthumbach nach Schnabelwaid auf ca 12 km in nordwestlicher Richtung und erreicht etwa zwischen Sassenreuth und Schönfeld auf ca. 8 km Länge eine Höhe von über 550 m NN. 1000 m nordöstlich von Thurndorf erreicht der Küschenrain mit fast 650 m seine höchste Erhebung.
Von der Bundesstraße B470, Abzweigung Altzirkendorf, führt eine gut ausgebaute Straße über Neuzirkendorf nach Thurndorf. Die Kuppe ist über Flurbereinigungswege gut erschlossen. Weiter nordwestlich verbindet eine Gemeindestraße über den Scheitel Thurndorf mit Heinersberg. Entlang des Scheitels verläuft nach Nordwest bis Schönfeld eine öffentlicher Schotterweg.
Der Scheitel des Kütschenrain verläuft auf ca 5 km Länge auf Höhe von Tagmanns bis Oberlenkenreuth entlang der kontinentalen Wasserscheide Rhein - Donau, also Nordsee - Schwarzes Meer.
Aufgrund der weitgehenden Bewaldung im Bereich des Scheitels kann ein Mindestabstand zu bewohntem Gebiet von 1000 m gut eingehalten werden.
Als größerer Stromabnehmer könnte die Hauptstadt von Oberfranken, Bayreuth, in knapp 20 km Entfernung gesehen werden. Mit etwa 70 km in südwestlicher Richtung liegt auch Nürnberg noch in regionaler Reichweite. Creußen könnte somit eine Pilotanlage für diese Region darstellen, die beweisen kann, daß sich auch im tiefen Binnenland Bayern Windkraft lohnt, sowohl ökologisch als auch betriebswirtschaftlich.

 

 



Die zeitliche Ertragsverteilung in Creußen

Eine Erfassung der Erträge im Tagesrhythmus zur Beobachtung der Schwankungen halte ich für angebracht. Schwankungen im Stundenrhythmus werden eher regional ausgeglichen und sind damit für die weiträumige Versorgungsplanung weniger von Bedeutung, weil sich Hoch- und Tiefdruckgebiete häufig im Bereich zwischen einem Tag und einer Woche mit Einfluß auf die örtlichen Windverhältnisse ändern. Zum Ausgleich von Tagesschwankungen ist daher schon eher eine überregionale Vernetzung mit unterschiedlichen Luftdrücken erforderlich.
Um zu berechnen, welche Anforderungen an so ein Stromnetz gestellt werden, um Schwankungen auszugleichen, ist es wichtig, die Schwankungsbreite zu kennen. Zwar kann mit täglich fortgeführten Balkendiagramm (z.B. und Sprung Bild 26 ) eine hervorragende Anschaulichkeit erreicht werden; zur Charakterisierung der Windschwankungen über mehrere Tagen halte ich aber die mathematische Größe der Standardabweichung (> Bild 24) für besser geeignet. Diese könnte auch als Grundlage dienen, einen überregionalen Versorgungsplan zu erstellen. Je größer die Bereiche gewählt werden, desto geringer sollte der Wert der Standardabweichung werden. Die Betrachtung eines einzelnen Windparks ergibt wahrscheinlich die größten Schwankungen. Interessant wäre z.B. ein Vergleich der Standardabweichungen innerhalb der einzelnen Regionen nach IWET (> Bild 27), innerhalb einzelner Länder oder auch die Betrachtung des ganzen Kontinents Europa. Mit diesen Daten ließen sich dann Schwankungsreserven und Netzkapazitäten planen.
Weitere Hinweise zu dem Thema Flaute habe ich auf meiner Seite > Grundlagen der Windenergie unter > Gegenargument Nr.3

 

 

Bild 24: Streuung der Erträge (mit > Hinweis auf Erklärung des Schaubildes)
Standardabweichung der Monatserträge von Creußen
 


 

 



Die Bedeutung der Standardabweichung der Tageserträge aufgezeigt anhand von drei Einzelmonaten

Der Monat November 2004 steht für ein Beispiel mit recht großer Schwankungsbreite. Z.B. liegt die > Standardabweichung der Tageserträge von Creussen im > November bei 81,3%. des Monatsmittelwerts. Gerade für so einen Monat mit ein paar Tagen schwachen Wind an einem Standort ist es interessant, wie die Tageserträge in diesem Monat an anderen Standorten in Deutschland oder Europa liegen. Als Beispiel möge der Standort Scholen ca 20 km südlich von Bremen dienen mit einer Standardabweichung der Tageserträge von 86,4% für den November. Bei einer Gewichtung der Erträge der beiden Windparks von eins zu eins würde die Standardabweichung auf 53,2 % sinken. Es liegt also schon ein recht guter Ausgleich vor. Noch interessanter wäre es, ganze Regionen oder Länder von ganz Europa gegenüberzustellen. Mich würde vor allem interessieren, wie sich dann die Standardabweichung als mathematische Kenngröße für die Schwankungsbreite reduziert, wenn sich selbst innerhalb Deutschland schon eine so gute Vergleichmäßigung ergeben kann. Aufgrund des europäischen Stromverbundes sollte es auch kein Problem sein, eine Flaute in einem ganzen Land durch Wind in anderen Ländern auszugleichen, so daß Tage ohne Stromproduktion aus Wind praktisch ausgeschlossen sind. Ich finde es Schade, daß in einem Bericht des ZDF am 06.10.04 nach dem Heute Journal auf diesen statistischen Ausgleichsmechnismus nicht hingewiesen wurde.


 

 

Bild 25: Scholen und Creußen im November 2004 (Haben Sie schon den Sprung Kommentar zu diesem Bild gelesen?)
Tägliche Auslastung Creußen und Scholen im Nov 2004
 


 

 

Rein optisch sieht man anhand des Diagramms vom Januar 2005, daß dieser Monat besser liegen muß als der Monat November 2004. Die > Standardabweichung der Tageserträge für Creußen liegt mit 55,8% bezogen auf den Monatsmittelwert zwar immer noch recht hoch, aber deutlich besser als im Dezember 2004 mit 102,7% oder > November mit 81,3%. Der Windpark Scholen liegt im Januar 2005 mit 65,7% höher, was ich darauf zurückführe, daß die Enercon-Anlagen die Spitzenwinde des Januars besser ausnützen und in Spitzenerträge umwandeln. Der Monat Januar 2005 ist ein recht gutes Beispiel für die Kappung von Ertragsspitzen und damit eine geringere Streuung durch kleinere Generatoren. Im Abschnitt > Windenergieanlagenplanung gehe ich näher auf diese Thema ein.
Die wenigen Tage im Januar mit geringem Wind waren in Deutschland ziemlich gleich verteilt. Dies hat zur Folge, daß für den Mittelwert der Tageserträge aus beiden Standorten die Standardabweichung mit 61,6% nur etwas niedrigerer wird als bei dem Schwergewicht Scholen alleine. Bei einer Gewichtung der beiden Windparks von eins zu eins liegt der Wert mit 56,5% ähnlich dem Wert von Creußen alleine, was meine Meinung unterstützt, Windenergieanlagen möglichst gleichmäßig im Land zu verteilen, um eine Vergleichmäßigung zu erzielen. Außerdem macht es deutlich, daß ein Land wie Deutschland alleine zu klein ist, Windschwankungen gut auszugleichen. Besser müßte dies innerhalb Europas möglich sein.

 

 

Bild 26: Scholen und Creußen im Januar 2005 (Zur Interpretation möge der > Kommentar zu diesem Bild dienen.)
Tägliche Auslastung Creußen und Scholen im Jan 2005
 


 

 



Rein optisch sieht man anhand des Diagramms vom Juli 2005, daß dieser Monat als typischer Sommermonat keine besonders guten Erträge liefert. Da in Sommermonaten öfter Tage mit sehr wenig Wind dabei sind, steigt auch die Standardabweichung der Tageserträge an. Für Creußen liegt der Wert bei 87,8% bezogen auf den Monatsmittelwert noch in einem annehmbaren Bereich. Der Windpark Scholen liegt im Juli 2005 mit 135,5 % schon sehr hoch, was ich darauf zurückführe, daß bei schwachem Wind durch Abschirmung eines Teils der Anlagen die Auslastung zusätzlich sehr stark nach unten gedrückt wird. Vom 11. bis zum 15.07.2005 waren die Anlagen in Scholen ganz oder teilweise wegen Arbeiten am Netz abgeschaltet. Ich schätze, daß sie auch bei 100% Verfügbarkeit an diesen Tagen die Standardabweichung zwischen 120 und 125 % gelegen hätte.
Der Monat Juli 2005 ist für mich ein recht gutes Beispiel für die Vorzüge eines Windparks mit wenigen Windrädern mit großem Rotordurchmesser, sowohl in Richtung Ertrag, als auch hinsichtlich Optimierung der Streuung.
Auffällig ist, daß bei allen drei genannten Beispielen die Standardabweichung von Creußen mit drei Binnenwindrädern niedriger liegt als die von Scholen mit zehn normalen Windrädern im Windpark.
Im Abschnitt > Windenergieanlagenplanung gehe ich auch näher auf das Thema > Parkwirkungsgrad bei schwachen Winden ein.
Bild 28: Scholen und Creußen im Juli 2005 (Zur Interpretation möge der > Kommentar zu diesem Bild dienen.)
Tägliche Auslastung Creußen und Scholen im Jul 2005
 





 

 



Vergleich von Creußen mit anderen Windparks

Es werden sieben Windparks miteinander verglichen.

geographischer Vergleich

Bezeichnung

Standort

Lage innerhalb von Deutschland

IWET¹

Creussen

Neuhof

in Bayern ca 15 km südlich von Bayreuth

25 (20)

Freiheit III

Drense

in Brandenburg östlich von Prenzlau in Brandenburg ca 80 km nördlich von Berlin

13

 

Strokow

in Brandenburg ca 40 km nördlich von Berlin

13

 

Brehna

Sachsen-Anhalt in der Mitte von Halle, Leipzig, Bitterfeld.

17 (20)

Randowhöhe I

Wollin

in Brandenburg östlich von Prenzlau und Drense ca 80 km nördlich von Berlin

13 (9)

Scholen

Scholen

in Niedersachsen 20 km südlich von Bremen

11

Schliekum

Schliekum

in Niedersachsen 15 km südlich von Hannover

15 (16)

Fröhnd

Fröhnd

in Baden-Württemberg, Südschwarzwald, Ittenschwander Horn

24

Frauental

Frauental

in Baden-Württemberg, seitlich des Taubertals ca 80 km westlich von Nürnberg

25 (24)

¹) Die Bereiche nach IWET wurden durch Abschätzung der geographischen Lage angegeben. Die Werte in Klammern könnten ebenfalls richtig sein, grenzen aber auf alle Fälle sehr nahe an den jeweiligen Windpark.



 

 



Die Anlagen

Bezeichnung

Standort

Zahl

Hersteller

Typ

Rotor

Nabenhöhe

Nennleistung

Planung

Freiheit III

Drense

3

DeWind

DeWind D6

62,0 m

68,5 m

1000 kW

> Enertrag

 

Strokow

5

Nordex

S77

77,0 m

100,0 m

1500 kW

 

 

Brehna

3

Nordex

S77

77,0 m

90,0 m

1500 kW

 

Randowhöhe I

Wollin

4

Enercon

E 66-18.70-3

70,4 m

98,0 m

1800 kW

> Enertrag

 

Wollin

2

GE Wind

GE 1,5 SL

77,0 m

100,0 m

1500 kW

 

 

Wollin

6

Nordex

S77

77,0 m

100,0 m

1500 kW

 

 

Wollin

5

Vestas

V 80

80,0 m

100,0 m

2000 kW

 

Creussen

Neuhof

3

NEG Micon

NM 82/1500

82,0 m

108,6 m

1500 kW

> SoWiTec

Scholen

Scholen

10*

Enercon

E 66-18.70-3

70,4 m

98,0 m

1800 kW

> Windwärts

Schliekum

Schliekum

2

Nordex

S77

77,0 m

85,0 m

1500 kW

> Windwärts

 

Pattensen

3

Nordex

N90

90,0 m

100,0 m

2300 kW

 

Fröhnd

Fröhnd

2

Enercon

E 70 E4

71,0 m

85,0 m

2000 kW

> Ökostrom

Frauental

Frauental

3

REpower

MD77energyplus

77,0 m

100,0 m

1500 kW

 

 

* die zehn Anlagen werden im Pool von zwei Eigentümer betrieben (sieben von Windwärts und drei von Landvolk)



 

 



Standortgüte

Bild 20: Standortgüte verschiedener Windparks
StandortgüteDie Ertragserwartung pro Jahr laut Prospekt liegt in
Randowhöhe I bei 65,13 GWh, Freiheit III bei 32,2 GWh, Creussen bei 9,75 GWh, Scholen bei 36,86 GWh, Schliekum II bei 20,96 GWh in Fröhnd bei 6,58 GWh und in Frauental bei 9,00 GWh (1 GWh sind 1000000 kWh). Aufgrund unterschiedlicher Art und Anzahl von Anlagen lassen sich diese Werte nicht direkt vergleichen.
Anhand des erwarteten Ertrags bezogen auf die Summe der > Referenzerträge aller Anlagen am jeweiligen Standort läßt sich dessen Güte ablesen, der an dem betreffendem Standort für die Zukunft erwartet wird
Als reine Sicherheitsabschläge für die Sollerträge laut Plan sind für Randowhöhe I 10,0 % berücksichtigt, für Freiheit III 8,2 %, für Creussen 10,0 %, für Scholen 7,0%, für Schliekum II 8,5%, für Fröhnd 15% und für Frauental 10%
Das schlechtere Windangebot in Creußen macht es erforderlich, spezielle Binnenwindanlagen mit langen Flügeln und verhältnismäßig kleinen Generatoren einzusetzen, um diesen Nachteil wettzumachen. Auch Fröhnd im Schwarzwald und Frauental an der Grenze zwischen Bayern und Baden Württemberg erreichen laut Gutachten nicht ganz die Güte eines norddeutschen Standorts. Die Höhe von 990 bis 1000 m im Schwarzwald machte es erforderlich nur Windenergieanlagen einzusetzen, die den geringsten Aufwand an Wartung erwarten ließen, da die verschneiten Hügel des Schwarzwaldes im Winter nur schwer zugänglich sind. Im Jahre 2005 galt diesbezüglich Enercon als erste Wahl. Typische Binnenwindanlagen hatten die von Enercon bis zum 11.04.2005 aber leider nicht. Daher wurde einfach die E70 auch für das Binnenland verwendet. Die auf der Hannovermesse 2005 vorgestellte E82 sollte ein ganz gute Ergänzung für das Binnenland sein, kommt aber für Fröhnd zu spät.



Die dramatische Verschlechterung der Standordgüte von Fröhnd in der Praxis, wohl wesentlich durch die geringe Nabenhöhe bedingt und auch dadurch, daß weiter entfernte Berge im Windgutachten wohl nicht richtig bewertet wurden, führten schließlich eine gutes Jahr nach dem Aufbau der beiden Anlagen zum Abbau der schlechteren Anlage.
Dies sollte ein mahnendes Beispiel sein, im Binnenland kein Windrad ohne Windmessung und nur aufgrund Windberechnungen zu errichten und schon gar nicht in einem Wald und mit geringer Nabenhöhe und zu kurzen Flügeln.
Bei den Gutachten der übrigen Windparks wurde dieser Fehler nicht gemacht und trotzdem ist da auch nicht immer alles Gold was glänzt
Bei Scholen und Randowhöhe I hatte ich bereits 2005 den Verdacht, daß der Parkwirkungsgrad zu hoch angesetzt wurde. Außerdem ist der Wind im Norden doch nicht ganz so kräftig wie noch in den 90er Jahren angenommen. Somit bleibt bei diesen Windparks der Planertrag die Zielgröße, bei den übrigen ist es der Planertrag ohne Abzug des Sicherheitsabschlages. Ich muß heute 2011 zugeben, dass ich da in 2005 wohl eher zu optimistisch war.
Wie sich in der Praxis herausstellte, sind norddeutsche Standorte wie z.B. Scholen zwar tatsächlich besser als süddeutsche Standorte wie z.B Creussen. Doch die Unterschiede sind bei weitem geringer als noch Anfang des 21. Jahrhunderts vorausgesagt. Die hohen Pachtpreise gerade in Norddeutschland halte ich daher nicht immer berechtigt.











 

 



Auslastung

Bild 21: Sollauslastung verschiedener Windparks
SollauslastungSechs von den sieben Windparks sind so konzipiert, daß im Jahresschnitt mit einer Sollauslastung von 23 bis 25% der Nennleistung gerechnet werden kann. Sogar die typischen Binnnenwindanlagen von Creussen laufen trotz nicht ganz so gutem Windangebot mit einer guten Auslastung von 25 %. Die Auslastung in Scholen mit 23,4% und Frauental mit 22,83 % laut Plan liegt an der unteren Grenze. Die 25% Marke sollten sie aber in der Praxis wegen des Sicherheitsabschlages erreichen. Nur beim siebten Windpark Fröhnd wird mit weniger als 20 % der Sollauslastung kalkuliert. Dies ist aber auch der Windpark mit dem höchsten Sicherheitsabschlag. Die beste Auslastung nach Plan schafft Randowhöhe I dicht gefolgt von Creußen mit den typischen Binnenwindanlagen. Die Generatoren der Enercon-Anlagen von Scholen und Fröhnd sind so groß bemessen, daß die Auslastung trotz recht gutem > Windangebot laut Gutachten geringer ausfällt als bei Creußen mit dem schlechtesten Windangebot dieser sieben Standorte.
In der Praxis wird wohl Creußen langfristig am ehesten die Planauslastung erreichen ev sogar übertreffen, da nach neuesten Erkenntnissen in Süddeutschland die Windstärken eher unterschätzt wurden. In Scholen dagegen wird der Sicherheitsabschlag durch die Änderung des Windindex quasi aufgefressen. Durch Zubau weiterer Anlagen in Scholen südwestlich ist mit knapp zwei Prozent weiterer Verschlechterung zu rechnen. In Fröhnd lag das Windgutachten derart daneben, daß zunächst nur etwa die Hälfte der ursprünglich geplanten Auslastung zu beobachten war und das trotz 15% Sicherheitsabschlag. Erst der Abbau der schlechteren der beiden Anlagen führte dazu, daß zumindest die verbliebene Anlage auf 70% der geplanten Auslastung kommen sollte. Solche Schnitzer in einem Windgutachten darf es nicht geben. Dazu brauche ich keinen Gutachter. Bei den übrigen Windparks sollte die Planauslastung erreicht oder leicht übertroffen werden, was in diesen Fällen für die Qualität der Gutachten spricht. Im Sinne meiner Gedanken zur > Windenergieanlagenplanung liegen selbst die besten Auslastungen der obigen Anlagen nur gut halb so hoch, wie für eine maximale Versorgung einer Region mit Windkraft möglich ist, ohne daß das Netz ausgebaut werden müßte. Gerade im Norden von Brandenburg könnte schon bald die dortige Windenergieanlagendichte eine Grenze erreicht haben, die bei Vollast die Kapazität des vorhandenen Netzes überschreitet, so meine Vermutung in 2005. Gemäß Einspeisegesetz 2005 müßte es dann wohl in Richtung Süden ausgebaut werden. In Bayern und Baden-Württemberg dagegen sind Windräder im Jahre 2005 noch so dünn angesiedelt, daß ich noch keine Bedenken hinsichtlich Netzkapazität befürchte, weswegen die geringe geplante Auslastung von ca 18% in Fröhnd nicht ganz so dramatisch ist. Leider ist die tatsächliche Auslastung der einen verbliebenen Anlage wohl eher bei 12% was ich in die Gattung Fehlplanung einstufe. Die eine Anlage mit weniger als 10% wurde bereits wieder abgebaut.









 

 



Bildersammlung Creussen


> Bild 20 Ertragserwartung verschiedener Windparks in Bezug auf den jährlichen Referenzertag
> Bild 21 durchschnittliche Auslastung der Anlagen in verschiedenen Windparks
> Bild 24 Monatliche Durchschnittsleistung des Windparks Creußen im Vergleich mit der Standardabweichung
> Bild 25 Auslastung im Windpark Creußen und Scholen November 2004 als Beispiel hoher Streuung
> Bild 26 Auslastung im Windpark Creußen und Scholen Januar 2005 als Beispiel deutlich geringerer Streuung.
> Bild 27 Karte der 25 Windregionen gemäß Betreiber-DAtenbasis (IWET)
> Bild 27a Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-1999 (Vers. 99) auf 1989-2002 (Vers. 03)
> Bild 27b Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-2002 (Vers. 03) auf 1975-2004 (Vers. 06)
> Bild 27c Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-1999 (Vers. 99) auf 1975-2004 (Vers. 06)
> Bild 27d Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-1999 (Vers. 99) auf 1996-2009 (Vers. 11)
> Bild 27e Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1989-2002 (Vers. 03) auf 1996-2009 (Vers. 11)
> Bild 27f Veränderung des IWET-Windindex von Basis 1975-2004 (Vers. 06) auf 1996-2009 (Vers. 11)
> Bild 28 Auslastung im Windpark Creußen und Scholen Juli 2005 als Beispiel sehr hoher Streuung.


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