Standortanalysen
Die akkreditierten Wind- und Ertragsprognosen der anemos GmbH bieten Ihnen zu jedem Zeitpunkt der Windparkplanung eine verlässliche Grundlage.
Ob Sie sich für eine Vorabschätzung im frühen Planungsstadium oder ein Wind- und Ertragsgutachten zur Finanzierung des Windparks entscheiden, mit der langjährigen Erfahrung der anemos GmbH wird eine hohe Qualität der Wind- und Ertragsberechnung erreicht.
Auch mögliche Ertragsverluste berechnet die anemos GmbH mit größter Zuverlässigkeit auf Basis standortspezifischer Zeitreihen.
Für Wind- und Ertragsberechnungen betreibt anemos jeweils dem Gelände angepasste Modelle vom einfachen Strömungsmodell WAsP über das CFD-Modell Meteodyn bis zum Mesoskala-Modell WRF.
Ihre Ansprechpartner
Lasse Blanke
Geschäftsführer
Tel.: +49 (0)4131 8308 - 0
lasse.blanke@anemos.de
Julia Blanke
Dipl.-Meteorologin
Tel.: +49 (0)4131 8308 - 120
julia.blanke@anemos.de
Anna-Lena Stubbenhagen
M.Sc. Meteorologie
Tel.: +49 (0)4131 8308 - 116
anna-lena.stubbenhagen@anemos.de
Lena Fieckel
M.Sc. Meteorologie
Tel.: +49 (0)4131 8308 - 119
lena.fieckel@anemos.de
Andree Nather
M.Sc. Meteorologie
Tel.: +49 (0)4131 8308 - 113
andree.nather@anemos.de
Johannes Hüsener
M.Sc. Technologie und Ressourcenmanagement
Tel.: +49 (0)4131 8308 - 117
johannes.huesener@anemos.de
Ertragsprognosen
Wir begleiten Ihr Projekt von einer Vorabschätzung des Wind- und Ertragspotentials im Anfangsstadium der Projektplanung bis hin zu einem vollständigen, bankfähigen Gutachten zur Teilnahme an der Ausschreibung und als Grundlage zur Finanzierung Ihrer WEA. Je nach Standortcharakteristik hat die anemos GmbH die Möglichkeit auf verschiedene Strömungsmodelle zur Windpotentialberechnung zurückzugreifen, um die Windverhältnisse an Ihrem Standort realitätsgetreu zu simulieren.
Sei es für den Langzeitbezug von Windmessungen bzw. WEA-Ertragsdaten oder als Antriebsparameter für die Strömungsmodelle - die Daten der anemos Windatlanten werden für jedes Gutachten herangezogen. So wird eine Ertragsmodellierung mit einer hohen Genauigkeit erreicht.
Die Gutachten werden dabei gemäß der TR6 "Bestimmung von Windpotenzial und Energieerträgen" in ihrer jeweils aktuellsten Fassung erstellt, an deren Gestaltung die anemos GmbH in hohem Maße beteiligt ist.
Wir bieten Ihnen nachfolgende Produkte an:
- Vorabschätzung des Wind- und Ertragspotentials
- Windpotentialkarten
- Optimierung von WEA-Standorten
- bankfähige Wind- und Ertragsgutachten nach den Richtlinien der TR6
CFD-Simulationen
Die Bestimmung des Windpotentials über komplexem Gelände stellt eine besondere Herausforderung dar. Für diese Aufgabe betreibt die anemos GmbH das Strömungsmodell Meteodyn WT. Dieses CFD (Computational Fluid Dynamics) Programm wurde speziell für Strömungsberechnungen über komplexen Strukturen entwickelt.
Um auch mit diesem aufwendigen Modell in angemessener Zeit Wind- und Ertragsberechnungen durchführen zu können, betreibt die anemos GmbH Hochleistungsrechner, die derartig komplexe Rechnungen zeitnah ermöglichen.
- Anwendung für komplexes Gelände
- Auflösung bis 25m
- Hochentwickelte Modellierung für Waldgebiete
- Berücksichtigung von verschiedenen atmosphärischen Stabilitätsklassen
- Zukunftsweisende Turbulenzmodellierung
Bestimmung der Standortgüte vor Inbetriebnahme
Gemäß EEG 2017 ist für Windenergieanlagen, die nach dem 1.1.2017 genehmigt werden und keinen Ausnahmen unterliegen, die Standortgüte vor Inbetriebnahme zu bestimmen und nach 5, 10 und 15 Jahren zu prüfen. Die Standortgüte ist das Verhältnis des anlagenspezifisch bestimmten Energieertrages unter Berücksichtigung gewisser Verluste (Standortertrag) zum anzusetzenden Referenzertrag des entsprechenden WEA-Typs.
Der Standortertrag vor Inbetriebnahme wird aus dem Bruttostromertrag abzüglich bestimmter Verlustfaktoren ermittelt. Hierzu zählen Abschattungsverluste, Verluste wegen fehlender technischer Verfügbarkeit, elektrische Effizienzverluste und Mindererträge wegen genehmigungsrechtlicher Auflagen.
Die Standortgüte ist entsprechend den Richtlinien der FGW (Fördergesellschaft Windenergie und andere Dezentrale Energien e.V.) durch Gutachten eines akkreditierten Sachverständigen nachzuweisen. Die anemos GmbH ist als eines der ersten Unternehmen für die Bestimmung der Standortgüte akkreditiert.
Die anemos GmbH nimmt aktiv an der Diskussion und der Formulierung der entsprechenden Richtlinien teil. Die Standortgüte vor Inbetriebnahme wird auf Basis eines Ertragsgutachtens bestimmt. Die Bestimmung der Standortgüte nach Inbetriebnahme nach 5, 10 und 15 Jahren führen wir ebenfalls durch.
Die 10-min Zeitreihen des anemos Windatlas sind für die qualitativ hochwertige Analyse unerlässlich.
Darüber hinaus erstellen wir Ihnen deutschlandweite Karten der Standortgüte mit der höchstmöglichen räumlichen Auflösung von etwa 90 x 90 m².
Bestimmung der Standortgüte nach Inbetriebnahme (TR 10)
Für Windenergieanlagen, die nach den Vorgaben des EEG 2017 errichtet wurden, muss nach 5, 10 und 15 Jahren ein Nachweis der Standortgüte erbracht werden. Wenn Sie vor dem Erreichen der ersten 5 Betriebsjahre schon einen Eindruck erhalten möchten, wie es momentan um die Standortgüte Ihrer Windenergieanlage oder Ihres Windparks steht, ist anemos bereits jetzt in der Lage Ihnen diese Zahlen zur Verfügung zu stellen. Dabei greifen wir auf die langjährige Erfahrung im Bereich der Betriebsdatenanalyse sowie der Berechnung der Standortgüte zurück. anemos wirkt aktiv an der Erstellung und der Entwicklung der TR10 mit und hat in diesem Rahmen bereits die sehr komplexen Berechnungsverfahren angewandt und plausible Berechnungsergebnisse erzielt.
Falls bei Ihnen der gesamte Park still stand und somit keine Gondelanemometer-Daten für den Auffüll-Vorgang vorhanden sind (s. TR 10, Rev.0), hat anemos außerdem den Vorteil auf eigene, hochaufgelöste Reanalyse-Zeitreihen (3 km, 10 min) zurückzugreifen, die im Mittel Korrelationskoeffizienten von 80% mit den Gondelanemometern der Windenergieanlagen erreichen (getestet an 27 Windparks, ca. 150 WEA). Der anemos Windatlas dient damit als geeignete Grundlage für ein realistisches Auffüllen der Park-Stillstandzeiten.
Prognose der Standortgüte nach Inbetriebnahme (TR10)
Für Windparks, die bereits nach dem EEG 2017 in Betrieb gegangen sind, muss nach 5 Jahren das erste Mal die Standortgüte nach Inbetriebnahme bestimmt werden. Liegt in der Standortgüte nach 5 Jahren eine Differenz von mehr als 2 %-Punkten zur Standortgüte vor Inbetriebnahme vor, wird der Korrekturfaktor für die Vergütung rückwirkend angepasst. Dies hat zur Folge, dass es zu Ausgleichszahlungen bzw. Rückzahlungen von Betreiberseite kommt. Um bereits frühzeitig die Höhe möglicher Rückzahlungen oder Ausgleichszahlungen abzuschätzen, ist eine Prognose der Standortgüte vor Ablauf der 5 Betriebsjahre empfehlenswert.
Bereits nach einem Jahr Betriebszeit des Windparks ist eine deutlich verbesserte Einschätzung der Standortgüte möglich. Das liegt zum einen daran, dass 20 % des 5-Jahreszeitraumes bereits abgeschlossen sind, zum anderen ist die Berechnung des Langzeitertrages auf Basis von einem Jahr (oder mehr) Ertragsdaten deutlich sicherer als noch vor Inbetriebnahme (Windgutachten). Dieser Langzeitertrag des Windparks ist entscheidend für die Prognose der verbleibenden Jahre bis zum Ende des 5-Jahreszeitraumes. Zusätzlich wird die typische Wind-Schwankungsbreite des Restzeitraums (z.B. 4 Jahre) bestimmt und der Prognose hinzugefügt. Somit erhält man als Ergebnis die mit neuer Methodik prognostizierte Standortgüte inklusive der Überschreitungswahrscheinlichkeiten.
Offshore
Auch über See finden wir eine starke räumliche Variation des Windfeldes, die bei einer einfachen Extrapolation des Windpotentials von Küstenstationen oder Offshore Messstationen nicht berücksichtigt werden kann. Für die horizontale und vertikale Extrapolation und zur Ableitung eines Windindex setzen wir unsere komplexen 3-dimensionalen atmosphärischen Modelle ein. Eine seegangsabhängige Rauigkeitsparameterisierung und ein von der Temperaturschichtung abhängiges vertikales Windprofil werden dabei ebenso berücksichtigt wie die unterschiedlichen Tages- und Jahresgänge der Temperatur über Wasser- und Landflächen.
Die Offshore Windatlanten werden mit den Messungen an den FINO Plattformen in Nord- und Ostsee korreliert und geben so ein detailliertes, an Messungen angepasstes, 3-dimensionales Bild des Windfeldes über See, für ausreichend lange Zeiträume zur Ableitung von Windindizes.
Für die Ertragsberechnungen wendet die anemos GmbH mehrere verschiedene Parkmodelle an, wodurch die Unsicherheit geringgehalten wird.
Die Windpotentialstudien/Windgutachten der anemos GmbH für Offshore Standorte erfüllen die üblichen Met-Ocean Anforderungen. Die langjährige Erfahrung der anemos GmbH im Offshore-Bereich spiegelt sich in der entsprechenden Anzahl der Windgutachten und Due Diligence Berichte für über 35 Offshore-Windparks mit über 14.000 MW wieder.
Turbulenzgutachten
Die Umgebungsturbulenz beeinflusst die für Windkraftanlagen erforderlichen Abstände. Wir ermitteln die Turbulenzintensität mit zwei sehr unterschiedlichen Verfahren, um die inherent bei der Bestimmung dieses Parameters vorhandene Unsicherheit einzuschränken.
Der Vergleich unserer Berechnungen der Turbulenzintensität mit Messungen ist permanenter Bestandteil unseres Qualitätsmanagements. Dies erlaubt eine zunehmend sichere Einschätzung der die Turbulenz beeinflussenden Umgebungsparameter.
Verlustberechnungen
Die Berechnung von Verlusten nimmt einen großen Stellenwert innerhalb eines Wind- und Ertragsgutachtens ein. Neben tageszeitlichen Abschaltungen und Drosselungen von WEA, werden jahreszeitliche sowie witterungsabhängige Restriktionen in der Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz gefordert.
Bei der Berechnung der Verluste greift die anemos GmbH auf hochaufgelöste 10-Minuten-Daten der anemos Windatlanten zurück, die zu jedem Zeitpunkt der vergangenen 20 Jahre standortgenaue Aussagen über das Wind- und Ertragspotential erlauben. Eine genaue Berechnung der Verluste kann somit auch für zukünftige Betriebszeiträume erreicht werden. Viele der vorhandenen Restriktionen treten zeitgleich auf. Die Abhängigkeiten dieser Restriktionen werden über eine Zeitreihenanalyse berücksichtigt, sodass ein gleichzeitiges Auftreten mehrerer Restriktionen als ein Abschaltereignis gewertet wird.
Beispiele möglicher Restriktionen sind:
- Abschaltungen und Drosselungen von WEA zur Geräuschverminderung
- Abschaltungen von WEA zur Einhaltung von Schattenwurf-Grenzwerten
- Abschaltungen zum Schutz der Avifauna (z.B. Fledermausflug, Kranichzug, Brutzeiten, etc.)
- Sektormanagement zur Verminderung mechanischer Lasten
- Abschaltungen aufgrund von Eiswurf
Berechnung der Schallimmissionen
Ein Genehmigungsverfahren von WEA basiert unter anderem auf Gutachten zur Schallbelastung.
Die Schallimmissionen berechnen wir mit dem Modul NOISE des Programmpaketes WindPRO der Fa. EMD International A/S entsprechend der TA Lärm (1998) und der DIN ISO 9613-2 des Deutschen Instituts für Normung e.V. bzw. der Hinweise der Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Immissionsschutz (LAI), Stand 30.05.2016 und dem darin geforderten Interimsverfahren zur Schallausbreitungsberechnung des NALS, Fassung 2015-05.1. Je nach Bundesland werden die landesspezifischen Windenergieerlässe bzw. Regelungen berücksichtigt.
Bei der Erstellung des Schallgutachtens stehen wir in direktem Austausch mit den Genehmigungsbehörden.
Berechnung der Schattenwurfbelastung
Ein Genehmigungsverfahren von WEA basiert unter anderem auf Gutachten zur Schattenwurfbelastung. Die tägliche und jährliche maximale Beschattungsdauer („worst case“) und die erwartete Beschattungsdauer („meteorologisch wahrscheinlich“) berechnen wir mit dem Modul SHADOW des Programmpaketes WindPRO der Fa. EMD International A/S.
Da die Grenzwerte der maximal zumutbaren täglichen und jährlichen Beschattungszeiten gesetzlich nicht verbindlich geregelt sind, werden die Hinweise der Leitlinie des Länderausschusses für Immissionsschutz als Grundlage für die maximal zulässige Beschattungsdauer herangezogen.
Auch bei der Erstellung des Schattenwurfgutachtens stehen wir in direktem Austausch mit den Genehmigungsbehörden.
Risikoabschätzungen / Portfolio-Analysen
Ertragsprognose und Unsicherheit in Kombination bestimmen wesentlich das Risiko einer Investition in ein Windkraftprojekt. In Windgutachten üblich ist eine Betrachtung der Unsicherheit bezüglich der eingesetzten Methoden und vorhandenen Daten. Zu dieser eher technischen Unsicherheit sollte eine umfassende Risikoanalyse auch die Unsicherheit der natürlichen Windschwankungen berücksichtigen.
Eine Analyse dieser Volatilität des Windes erstellen wir auf der Basis der langjährigen detaillierten Windzeitreihen unserer Windatlanten.
Mit unseren Windatlanten ermöglichen wir darüber hinaus eine Analyse und Optimierung von Windpark- bzw. PV-Portfolios mit Bestimmung des Portfolioeffektes des Energieertrages. Neben der technischen Diversifizierung ist besonders die räumliche Diversifizierung zu berücksichtigen.
Kleinwindanlagen
Für den Standort Ihrer Kleinwindanlagen führen wir im Vorfeld eine Ertragsabschätzung auf Basis unseres hausinternen anemos D-3km Atlas durch.
Eine Bestimmung des Windpotentials ist auch auf Basis einer Windmessung möglich.