Windenergie Wind energy Énergie Éolienne energia eólica ... · ΩΩ Editorial Revision of German...

49Editorial Case Study: Conversion System for the Transformation of NM52

Überarbeitung der „LAI-Hinweise“Aufgrund einer erweiterten ...

Extreme Sea Wave PredictionBased on 1-Year Sub-Surface ...

Einführung von Ausschreibungen für Strom aus WEA ...

Europäisches Forschungsprojekt MaRVEN ...

EEG 2017 - Ermittlung und Bedeu-tung der Standortgüte ...

Stilllegungspotenziale für WEA in Norddeutschland ...

Windenergienutzung in Deutschland - Stand 30.06.2016

UL-DEWI News

FINO-Wind Abschlussworkshop belegt großes Interesse ...

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DEWI magazin | AUGUST 2016

08 | 2015

WINDENERGIE WIND ENERGY ÉNERGIE ÉOLIENNE ENERGIA EÓLICA ERNERGÍA EÓLICA

UL International GmbH, Wilhelmshaven, Germany

02 | 2016

Windenergie Wind energy Énergie Éolienne energia eólica ernergía eólica

UL International GmbH, Wilhelmshaven, Germany

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EnglishEditorial

Case Study: Conversion System for the Transformation of NM52 Fixed Speed Wind Turbine to Variable Speed

Extreme Sea Wave Prediction Based on 1-Year Sub-Surface Acoustic Measurements at the FINO 1 Platform

European Research Project MaRVEN - An overview of underwater acoustic terms and the European regulatory basis

Revision of German “LAI-Notes” - Recent mesurements lead to discussions about a transitional regulation regarding sound propagation calculations

Introduction of Auctions for Electricity Generated from Wind Energyin Germany Starting in 2017

EEG 2017 - Determination and importance of site quality in the context of the new auction system and in the operation of wind turbine generators

Potential for WTGS Shutdown in Northern Germany until the End of the Decade

Wind Energy Use in Germany - Status 30.06.2016

FINO-Wind Dissemination Workshop Incites Strong Interest in Offshore Wind Measurements

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DeutschEditorial

nur in Englisch verfügbar


Europäisches Forschungsprojekt MaRVEN: Ein Überblick über Unterwasserschallbegriffe und europäische Normen

Überarbeitung der „LAI-Hinweise“ - Aufgrund einer erweiterten Mess-datenbasis wird die Einführung einer Übergangsregelung für Schallaus-breitungsberechnungen diskutiert

Einführung von Ausschreibungen für Strom aus Windenergieanlagen in Deutschland ab 2017

EEG 2017 - Ermittlung und Bedeutung der Standortgüte im Rahmen der Ausschreibung und im Betrieb von Windenergieanlagen

Stilllegungspotenziale für WEA in Norddeutschland bis Ende des Jahrzehnts


FINO-Wind Abschlussworkshop belegt großes Interesse an Offshore-Windmessungen


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49Case Study: Conversion System for the Transformation of NM52

Revision of German “LAI-Notes”Recent Mesurements lead to ...


Introduction of Auctions for Electricity Generated from Wind ...

European Research Project MaRVEN An overview of underwater acoustic ...

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EEG 2017 - Determination and Importance of Site Quality in ... Potential for WTGS Shutdown in Northern Germany ...

Wind Energy Use in GermanyStatus 30.06.2016

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FINO-Wind Dissemination Workshop

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Editorial

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Editorial The German government has introduced a competitive auction scheme for wind energy to be implemented as from 2017, which is expected to reduce the costs of electricity generated from wind energy related to the wind resources available and the site-specific conditions. This means that in future, remuneration of wind energy in Germany will no longer be based on fixed feed-in tariffs, but on site-specific conditions and regulatory benchmarks. Whether this is wishful thinking or will come true remains to be seen. Conditions such as the annual cap for the overall installed capacity, insufficient availability of wind turbines, more attractive conditions in other countries etc., can lead to a reduced number of bid-ders, coupled with the effect that these are now very well informed about their competitors’ projects and pricing strategy. This is especially true for offshore wind with its very limited number of players. The current model of fixed feed-in tariffs has resulted in a completely free market with uncontrolled expansion and a possibly excessive remuneration of energy. The new model, however, may also have some surprises in store. What happens if no one takes part in a tender, because economic conditions at the time of the planned construction of the wind farm are not known well enough? The precise knowledge of the construc-tion costs becomes more important the closer the possible remuneration gets to the limit of an economical operation. This is what happened in Brazil at the last auction in the spring of this year, where a number of approved wind farms with more than 17,000 MW was available, but not a single megawatt was auctioned, because no bidder participated. The reason was uncertainty about the develop-ment and construction costs of the wind farms in five years’ time. What is the situation in Germany, considering the long development times for offshore wind projects and the many potential delays caused by the difficult installation of wind farms at sea? Is offshore wind energy really mature enough for auctions?

There are quite a number of more or less realistic possibilities that have the potential to lead to an even higher remuneration than we know it today.Unfortunately, when defining the auction requirements, lawmakers missed the opportunity to stipulate conditions that would lead to a better grid integration of the volatile wind energy. It would have made sense to not only remunerate the electricity generated, but also to make a first step towards remunerating secured power contribution to the grid. This would have been an incentive for wind farm developers to fulfill such a requirement in the most cost-effective way. Examples of what can be triggered by such legal requirements can be seen in electromobility. The Government’s wish to have more electric cars on the road initiated the development of increasingly powerful batteries that until recently no one would have believed possible. Similarly, the remuneration of secured power and energy from renewables would lead to unexpected system solutions and thus support the integration of these energies in the grid. Although already 84 GW of wind and solar capacity are installed in Germany, the development of an adequate grid integration is still in its infancy. To cap the expansion of wind power now because of a lack of grid capacity, is the result of failures of the past. For many years, it has become apparent that the simplest way of using renewable energy sources under the maxim „feed in and forget“ cannot yield the desired results.We are looking forward to the challenges emerging from the new auction scheme and as always will support our customers with our proven expertise in solving any issues that may come up.

J. P. MollyDEWI, Wilhelmshaven

Wilhelmshaven, August 2016

Jens Peter MollyManaging Director UL International GmbH

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Case Study: Conversion System for the Transformation of NM52 Fixed Speed Wind Turbine to Variable SpeedThe transformation of a fixed speed wind turbine to a variable speed topology through the installation of an autonomous conversion system enables to maximize the Return on Investment (RoI) of the wind turbine. If an autonomous power converter, INGECON WIND FIX2VAR SPEED solution, is installed in the turbine obtaining a fully integrated and compatible solution, then:• The original electrical generator and wind turbine PLC are kept, thus minimizing the

investment in the transformation to a full converter variable speed topology.• The optimal T(Ω) curve for each location (wind farm) is programmed, thus maximiz-

ing the return on investment.In addition to the specific advantages of the INGECON WIND FIX2VAR SPEED devel-oped by Ingeteam Power Technology (IPT), the transformation to a variable speed topology facilitates the following:• The energy density of the wind turbine is maximized since the system obtains the

optimum Cp (power coefficient) in a wide range of wind speeds inside the Maxi-mum Power Point Tracking (MPPT) regime (below rated) and thus obtaining an incre-ment in the annual energy production (ΔAEP).

• The LTE (Lifetime Extension) is maximized and Levelized Cost of Energy (LCoE) mini-mized due to the reduction of mechanical torque steps in the drive train caused by wind gusts, of transients in the start-up of the turbine, of abrupt changes of the gen-erator’s speed and of transients in emergency stops and grid conditions variations.

• The grid quality is improved since flicker effect is avoided, low frequency harmonics generated by the capacitor banks are removed, power factor regulation is made pos-sible and compliance with all grid codes is ensured.

This INGECON WIND FIX2VAR SPEED has been installed in a Neg Micon NM52 in order to transform it to variable speed. The transformed wind turbine, already commis-sioned, is the system under study, high-lighting the most important achieve-ments obtained during the project. Firstly, the thermal characterization ( ) of the generator in Fixed Speed and Variable Speed conditions was carried out at IPT facilities, specifically at Indar’s full load test bench, achieving an optimal variable speed solution. As a result of this charac-terization, an algorithm was created that ensures the maximum temperature of the HS of the generator (bearings, wind-ings and magnetic core) is not exceeded for all operating points under repowering conditions. Later, the negative effects of the power electronics systems due to the high frequency switching and the com-mon mode voltage applied were solved by including modified switching patterns and a common mode filtering solution ( ). This was implemented inside the

Carlos Gironés; Ingeteam, Spain

Case Study: Conversion System for the Transformation of NM52

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INGECON WIND FIX2VAR SPEED, thus avoiding the inclusion of external elements in the global solution and guaranteeing the reliability of all components in the system (generator, transformer, pumps, auxiliaries...), working as an autonomous power converter.From the point of view of the main wind turbine controller (TOI), the solution implemented ensures the correct operation of both without any effect to the original safety chain of the NM52 turbine. The global solution consists in install-ing the INGECON WIND FIX2VAR SPEED connected to the high speed generator using the original power cable and keeping the soft starter and contactor mod-ules of the original solution in flotation. The low speed generator power cable is grounded at both ends and the generator bearings must be replaced for insu-lated ones ( ).As part of the collaboration with UL-DEWI in the project, the aerolastic model of the wind turbine was created and validated through onsite real measurements performed with the fixed speed configuration in operation. Two main keystones of the project are made possible by this validated aerolastic model. On one side, the aerodynamic validation of the model, which is performed by comparison of the power curve ( ), enables the obtaining of the Cp characteristic of the wind turbine, thus making it possible for the calculation of the optimal torque-speed curve to be implemented in each case (windfarm). On the other side, the structural validation of the model, which is performed by mechanical measure-ments, allows for the calculation of the RUL (Remaining Useful Life) and LTE (Life-time Extension) values of the wind turbine under the case (wind farm) conditions.Currently, IPT team ( )is working on the simulation and characterization of the Variable Speed configuration already operating onsite under various control strategies (modifications of torque-speed curve) in order to obtain all possible scenarios that will minimize the investment maximizing the return on invest-ment for each given case (wind farm).

Case Study: Conversion System for the Transformation of NM52

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Extreme Sea Wave PredictionBased on 1-Year Sub-Surface Acoustic Measurements at the FINO 1 Platform

Abstract

Metocean data from 1 year of combined wind and wave measurements at the FINO 1 platform in the North Sea are analyzed to determine characteristics of the severe and the extreme sea state described by IEC 61400-3. Sub-surface acoustic measure-ments alone yield extreme individual and significant wave heights with a recurrence period of 1 year and 50 years (extreme sea state). Depending on the fitted distribu-tion for extrapolation, extreme wave heights vary between 10.5 and 12.2 m for 1-yr and 13.1 and 16.1 m for 50-yr recurrence. Adding wind data at hub height provides wave height as a function of wind velocity for a joint wind and wave recurrence period of 50 years (severe sea state). Extreme value extrapolation based on one year of data is, however, subject to severe multi-year variability. A comparison to long-term data from a wave buoy shows that 50-yr extreme wave heights vary between 11 and 16 m with 3-5 years period and correlate with the North Atlantic Oscillation winter index (DJFM NAO).

Introduction

Offshore wind turbines are not only exposed to drag and momentum transfer from wind, but need to withstand all forces that are imposed by sea waves and flow. Even during extreme events where wind, waves and flow combine to form the worst case conditions, the structural integrity must not be affected and all mechanical and elec-trical systems are required to work in the expected way. This is especially critical as potential risk to human life for example during maintenance operation cannot be excluded.

In order to face these safety risks the design of the wind turbines has to be adjusted to the local environmental conditions and tested for its resistance against severe and extreme events. Standards like the IEC 61400-3 provide detailed instructions on the design tests and the required metocean data. IEC 61400-3 plays an exceptional role because other standards and guidelines are based on its specifications (e.g., BSH 7005, GL Guideline). A typical specification in the standards requires the structure, for example, to withstand the maximum individual wave height that occurs every 50 years. Flow may show significant spatial variability, but temporal variability beyond typical wave periods occurs usually in well-defined ranges and is therefore predicted with high accuracy, if suitable measurements exist. Waves, however, are much more ran-dom in their appearance and require thorough statistical analysis based on mea-surements that are long enough to cover most of the existing sea states. Only if the measurements represent a statistically significant sub-sample that includes sea-sonal variability, a distribution function can be fitted to the observed distribution to predict rarely occurring extreme wave heights.This article focusses on the derivation of 1-yr and 50-yr extreme wave heights from standard wind and wave measurements following the instructions of IEC 61400-3. After a short description of the data set the data will be analyzed for its distribution. This is followed by the prediction of the wave heights for absolute extremes and sig-nificant wave height maxima in different wind situations. The robustness of the esti-mates from the acoustic measurements will then be tested against predictions from long-term wave buoy observations. Finally, the key statements of the article will be summarized.


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Data

The German Maritime and Hydrographic Agency (Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, BSH) operates several real-time measurement systems at the FINO 1 platform (Forschungsplattformen in Nord- und Ostsee Nr.1, 45 km north of Borkum) and provides processed data for further research. The observatory includes a bottom mounted Nortek Acoustic Wave And Current Meter (AWAC) that measures all required parameters to determine significant wave height, wave period, wave direc-tion, and full depth flow velocity profiles. The sampling rate of the processed data is 1 h-1 for wave data, processed current profiles are sampled every 10 min and have a vertical spatial sampling interval of 2 m. The AWAC observations are complemented by 1-min sampled surface elevation data and 30-min sampled long-term wave data from a Datawell MKIII wave buoy as well as 10-min sampled wind data from a Vec-tor A100LK/LM cup anemometer at 100 m height.This analysis is based on an arbitrarily chosen 1-yr time period from 01 July 2014 through 30 June 2015 ( ). High resolution elevation data ( , blue line) illus-trate the course of the tides with a typical range between -1 and +1 m relative to the 3-day average water level ( , red line). Extreme sea levels reach up to 2.4 m above and down to 1.6 m below the all year average. Water levels show generally more frequent and higher increases during winter time, while summer is character-ized by small deviations from the average. Wave crest heights need to be added to the absolute water levels to determine the maximum height of water at the offshore structure. Significant wave height ( , blue line) of the normal sea state remains below 2 m in summer but increases to about 3 m in winter. Extrema increase in both frequency and magnitude from December through February, but highest significant wave height (>7.7 m) was observed in the second half of October. Wave direction ( , red line) is mostly between 270° and 360°, i.e. northwest. Flow is character-ized by a two layer structure ( ) with an upper layer of about 5 to 8 m thick-ness and a lower layer of about 25 m thickness reaching down to the bottom at about 30 m water depth. Larger current velocities of about 0.5 m s-1 are typical in the shallow upper layer, while flow in the thicker deep layer is very week. Flow in the

upper and lower layer are in the same direction during most part of the record, shal-low and deep flow oppose each other only during single events, e.g. northward velocity in the first half of March. Depending on the type of analysis, data are aver-aged into 1- and 3-h means as required by the IEC 61400-3.

Distribution Fitting

The prediction of rarely occurring extremes requires a sound analysis of the tail of the data distribution. The histogram of 3-h averaged significant wave heights ( ) is therefore compared to three different statistical distributions: 1. the Weibull distri-bution, 2. the Gumbel or Extreme Value Distribution, and 3. for detailed analysis of the tail, the generalized Pareto distribution. As anticipated by the time series, almost all waves arrive from northwestern directions ( ), so there follows no analysis of directional dependencies. All three distributions are fitted to the distribution of the complete 3-h averaged data set. The Weibull distribution clearly fails to properly describe the observed distribution. The maximum of the Weibull distribution is much lower than the observed distribution and the flanks are much higher than the observed distribution. The Gumbel distribution shows better visual agreement with the measured distribution: Both the maximum and the flanks of the observed his-togram are well represented. The Pareto distribution is only fitted to the highest 20% of significant wave heights and therefore covers only the tail. The visual agreement with the data is better than for the Weibull and Gumbel distribution that are both higher for low significant wave heights, but fall below the Pareto distribution for higher significant wave heights.

Wave Height Prediction

Extreme sea statesThe fitted distributions provide an estimate of the likelihood of a certain wave to occur as function of its significant wave height. To predict a wave with a defined like-lihood, the distributions are inverted. The resulting prediction is independent of the





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prevailing wind conditions as defined by IEC 61400-3 for the extreme sea state. The standard further requires to consider significant wave heights that are reached once per year (Hs,1) and once in fifty years (Hs,50). The inversion of the fitted distributions ( ) yield Hs,1 between 5.6 and 6.6 m and Hs,50 between 7.0 and 8.7 m ( ). For both extreme waves, the Weibull distribution estimate is smallest and the Pareto distribution estimate is largest. The Gumbel distribution estimate shows the small-est relative confidence interval. The large confidence interval in the Pareto prediction remains unclear. The significant wave height is four times the standard deviation of the surface elevation and thus not the highest individual wave height. Assuming a Rayleigh distribution of the wave heights, the extreme wave heights can be derived from the extreme significant wave heights by H1 = 1.86 Hs,1 and H50= 1.86 Hs,50 ( ). Extreme wave heights with 1-yr recurrence range from 10.5 to 12.2 m and extreme wave heights with 50-yr recurrence are between 13.1 and 16.1 m. As before, estimates are smallest for Weibull distribution and largest for the Pareto distribution. The rel-ative uncertainty is smallest for the Gumbel distribution.

Severe sea statesWhile the extreme sea state dealt with recurrence periods of waves independent of wind state, the severe sea state scenario requires to consider a combined recurrence likelihood of once in fifty years. The measurements show a joint distribution that implies correlation of wind and waves, i.e. high significant wave heights occur only when wind at hub height (100 m) is also strong ( ). The combinations of low wave height and strong wind were not observed at all as well as the combination of high waves and weak wind did not occur. Most data points are of course confined to the low wave height and weak wind range. Different from the previous distribu-tion function fitting, the 2-dimensional distribution of wind and waves is analyzed using the inverse first-order reliability method (IFORM) as described in Annex G of IEC 61400-3. The idea is to apply a Rosenblatt transformation to a space of known statistical properties, where the recurrence period can be easily described, and then transform back to wind-wave space to obtain an environmental contour that describes the defined recurrence period. The two variables U1 and U2 that span the

transformed space have a standard normal distribution Φ, so that the joint likeli-hood of a 50-yr recurrence becomes a circle with radius , where T = 1h is the averaging period and N=50 yr × 365 d/yr × 24 h/d is the number of sam-ples in 50 years. U1 is derived from the marginal cumulative distribution function FV of the wind V, U1=Φ-1[FV(V)]. Because only the relevant parts of the circle need to be transformed back to wind-wave space, U2 can be replaced by its relation to ß and U1. Then, the significant wave height Hs,SSS for each wind speed V is computed by

s,SSS s ,

where s is the fitted cumulative distribution function of the waves for each wind speed. The 50-yr significant wave height of the severe sea state is generally increas-ing with wind speed at hub height starting as low as 2.5 m for 1 m s-1 wind speed and reaching up to 9.6 m for 25 m s-1 wind speed ( , blue line). Significant wave height then falls back to 7.8 m for the highest measured wind speed bin at 27 m s-1. This reduction in significant wave height is probably due to low data density in the highest wind speed bin, also expressed by the large confidence interval. The confi-dence interval is significantly increasing from about 0.8 m at low wind speed to about 5 m at the highest wind speed bins, so that a further increase of significant wave height at high wind speeds is still possible within the confidence limits ( , blue shading). The goodness of individual distribution function fits is con-firmed by a nonparametric one-sample Kolmogorov-Smirnov test (α=0.01) for most bins ( , red line). As for the extreme wave heights described above, the severe wave heights can be easily derived from the severe significant wave heights by HSSS = 1.86 Hs,SSS, if a Rayleigh distribution is a suitable description of the wave field.

Robustness of Estimates from 1 Year of Data

Defining the appropriate length of the observations is a challenge because all short- and long-term variability needs to be covered. IEC 61400-3 provides no guidance on the length of the observation and requires long-term metocean data. The GL Guide-





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line mentions a maximum extrapolation distance of four times the original data length, thus, 12.5 years of data are required to extrapolate the 50-yr extreme waves, a requirement that can usually only be fulfilled with hindcast studies based on exist-ing nearby (max. 50 km, IEC 61400-3) long-term measurements. In order to test the effect of multi-year variability like e. g. the North Atlantic Oscillation (NAO) on 1-yr measurements, 13 years of continuous measurements recorded by the Datawell MKIII wave buoy near the FINO 1 platform are cut into 1-year-long segments and each segment is analyzed for the 50-yr extreme wave as described above. The 50-yr extreme wave height derived from 1-yr Weibull distribution fits varies between 11 and 16 m with a period of 3-5 years ( ). The run of the curve follows the North Atlantic Oscillation (NAO) index with a correlation coefficient of r=0.72 for the JFM index (not shown) and r=0.77 for the DJFM index ( ). On the inter-decadal time scale a linear fit of the total 13-yr time line reveals an increase from 12.5 to 13.6 m, i.e. 0.9 m per decade. The increase is, however, not significant and the time series is also too short to determine whether it is a trend or decadal variability. The correlation between large intra-decadal variability and the NAO is not surprising because the associated changes in the wind field affect the strength of the fetch during wind wave generation, but it poses severe issues on the definition of obser-vational requirements: If the pre-construction wave measurements occurred during a low NAO phase (e.g., in 2010), the extrapolated 50-yr extreme wave height is sig-nificantly lower than for measurements during a high NAO phase (e.g., in 2012). The maximum difference of 5 m is also unlikely to be absorbed in safety factors. For a conservative estimate, a potential solution to the multi-year variability would be to require measurements to be carried out during high NAO years or correct for mea-surements performed during low NAO phases. Alternatively, longer measurements help to reduce the difference between high and low estimates. The length of the observations would then need to be long enough to cover the full NAO variability. Another alternative is the prediction based on hindcast studies that require some effort to reach an appropriate confidence level: The hindcast model needs to be cal-ibrated and verified with long-term data from stations farther away, and they must also be verified against the measurements at the construction site. Last but not

least, the hindcast model also needs to reproduce the multi-year variability induced by the NAO. The multi-year variability is not confined to the 50-yr extreme wave extrapolation, but affects also the 1-yr extreme wave estimates and the combined wind/wave IFORM analysis.The above analysis of AWAC data falls into a time period of high NAO ( , year 2015), and therefore represents a comparably conservative estimate of all extreme wave heights. The extreme wave heights with 50-yr recurrence between 13.1 and 16.1 m from the AWAC system ( ) agree with the shown Weibull estimate of 14.7 m from the wave buoy ( ). They almost reach the height of the 100-yr extreme wave of 17 m that was assumed during the construction of the FINO 1 platform (cf. FINO 1 web-site).

Summary and Concluding Remarks

Data from a bottom mounted AWAC have been analyzed for extreme waves with a recurrence period of 1 year and 50 years as required to describe the extreme sea state condition in IEC 41600-3. The resulting extreme wave heights depend on the distribu-tion function that has been fitted to the measured data and vary between 10.5 and 12.2 m for 1 year and 13.1 and 16.1 m for 50 years ( ). Lowest uncertainty is obtained if the Gumbel distribu-

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tion function is applied, which results in extreme wave heights of 11.4 m for 1 year and 15.8 m for 50 years.For further analysis the AWAC data has been complemented with wind data at a typical hub height of 100 m. The joint wind and wave distribution has been extrap-olated using the inverse first-order reliability method (IFORM) as described in Annex G of IEC 61400-3. The result is a functional relation between extreme significant wave height and wind speed ( , blue line) that describes the severe sea state.Both the extreme and the severe sea state wave heights are essential for the design process of the structure and are easily derived if sufficient wave and wind data is available. Bottom mounted ADCPs like the AWAC can provide the wave data in excel-lent quality as a self-contained system or as a real-time measurement. With typical metocean measurements in the pre-construction phase having a dura-tion of one year, the extrapolation of extreme values depends severely on the cur-rent state of the North Atlantic Oscillation (NAO). The height of the 50-yr extreme wave of the extreme sea state varies between 11 and 16 m with 3-5 years period. The oscillations correlate with the North Atlantic Oscillation winter index (DJFM NAO) with a correlation coefficient r=0.77. A linear trend shows an increase of about 1 m from 12.5 to 13.6 m over the full observation period of 13 years, i.e. 0.9 m per decade. Both the intra- and inter-decadal variability need to be considered during extreme wave height extrapolation, either by correction for the NAO phases or by time series that are long enough to include multi-year variability.

AcknowledgmentsWe thank the German Maritime and Hydrographic Agency (BSH) for providing the FINO 1 data. The operation of the FINO 1 platform and related research are funded by the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy (BMWI) through the offices of the Forschungszentrum Jülich GmbH research centre (PTJ).

References• IEC 61400-3: 2009, Wind turbines - Part 3: Design requirements for offshore wind turbines, International

Electrotechnical Commission, Geneva, https://webstore.iec.ch/publication/5446• BSH 7005: Standard Konstruktion, Mindestanforderungen an die konstruktive Ausführung von Off-

shore-Bauwerken in der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) , 2015, Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, Hamburg, www.bsh.de/de/Produkte/Buecher/Standard/

• GL Guideline: Guideline for the Certification of Offshore Wind Turbines, Edition 2012, GL Renewables Cer-tification, Hamburg, www.gl-group.com/en/certification/renewables/CertificationGuidelines.php

• NAO index, data set downloaded from: National Oceanic and Atmospheric Administation (NOAA), National Weather Service, Climate Prediction Center, http://www.cpc.ncep.noaa.gov/products/precip/ CWlink/pna/nao_index.html

• FINO1 website: www.fino1.de/standort





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F. Wilts; DEWI, WilhelmshavenF. Thomsen; DHI, Denmark

European Research Project MaRVENAn overview of underwater acoustic terms and the European regulatory basis

Introduction

In Europe ambitious plans exist to install marine renewable energy devices (MREDs) i.e. offshore wind turbines, wave and tidal power plants. The construction and oper-ation of MREDs will lead to the emission of electromagnetic fields, underwater sound, and vibrations into the marine environment. Underwater sound impacts from MREDs have become a particularly important environmental issue due to the fact that water is an excellent medium for sound transmission. For example pile-driving sound during construction of offshore wind farm foundations is of particular concern as it reaches high sound pressure levels and could have significant effects on marine mammals and fish species common in European waters [1]. To have a collaborative overview regarding the importance of these environmental impacts of MREDs a Euro-pean research project MaRVEN (Marine Renewables, Vibrations, Electromagnetics and Noise [2]) was funded by the European Commission, Directorate-General for Research and Innovation. The project lasted from 2013 to 2015. The international con-sortium of nine parties from seven EU countries, which contributed to this project, was:

• DHI, Denmark (Lead and project management)• Cranfield University, UK (Co-Lead)• Centre for Environment, Fisheries and Aquaculture Science (Cefas), UK• Totalförsvarets forskningsinstitut (FOI), Sweden• Scottish Association of Marine Science (SAMS), UK• DEWI – UL International GmbH, Germany• Royal Belgian Institute of Natural Sciences - Operational Directorate Natural Envi-

ronment, Belgium

• Universitat Politècnica de Catalunya - Laboratori d’Aplicacions Bioacústiques, Spain• Quiet Oceans, France

The overall goal of the project was a critical review of the available scientific evidence and significance of those impacts and recommendations on solutions to mitigate or cancel the identified negative impacts. In particular the work was managed under six key areas (see ).In this article we present a review of underwater sound regulations regarding noise emissions during the installation of MREDs in relevant EU member states. This is one of DEWI’s contributions to the project as part of the in depth analysis of current norms and standards related to noise (see ). The study is not restricted to wind but to all MREDs however with the leading role of wind energy, as the standards avail-able are referring mainly to wind turbines. In the following we will first present an overview of the underwater acoustic terms and then conclude with the European reg-ulatory basis, which was established within this project.

A Short Review of Underwater Acoustic Main Parameters

Sound propagates as longitudinal waves – that means pressure and density oscilla-tions - through compressible media like air or water. The loudness of sound is char-acterized by the amplitude of this oscillations and is normally given in logarithmic units called sound pressure levels. shows typical pressure oscillations over time of a hammer blast during offshore installations. There are many different definitions of sound levels. In the context of underwater sound emissions during the installation phase of MREDs the following are of main interest:

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Equivalent continuous sound level LeqAs the sound pressure level can vary largely over time, often an average level, the equiva-lent continuous sound level Leq, is used. It is defined as follows:

eq 1 1²

d

Here p(t) is the waveform of the sound pressure level, p0 the reference sound pressure of 1 µPA and T is the averaging time. The averaging period typically extends over the time interval to be evaluated.

Single event level LE (SEL)For impulse noise (e.g. pile driving noise) the equivalent continuous sound is not only deter-mined by the amplitude, but also by the frequency and number of pulses. As this compli-cates objective comparisons, the single-event sound pressure level LE, which is also referred as „sound exposure level“ (SEL), is defined. This level is a 1s-converted equivalent noise of an isolated sound event and represents a measure of the intensity of a single sound event:

SEL 1log 1

d

Here p(t) is the waveform of the sound pressure level, p0 the reference sound pressure of 1 µPA and T0 = 1 s the averaging time. Integration limits T1 and T2 should be chosen so that they include all significant parts of the single event (see ). Assuming that the Leq is not significantly affected by interference or background noise, the following relationship between the Leq and the SEL is given:

SEL eq log

Where n is the number of individual sound pulses within the averaging time T. At a stroke rate of one beat per second Leq and SEL are identical.

Peak level LpeakThe peak level is a logarithmic measure for the maximum measured pressure fluctuation value:


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peak log peak

Here ppeak is the maximum of all detected positive (pmax) or negative (pmin) sound pres-sures (see Figure 1). Some authors prefer to specify a peak to peak level. This then includes the amplitude between the maximum measured negative and the positive maximum measured sound pressure event.

Sound level and percentile representationThe single event level SEL and the equivalent continuous sound level Leq can be spec-trally resolved (for example, in octave or third-octave bands) or can be represented as broadband levels. Commonly percentile levels are used to gain just one statistical rel-evant value. A 50 % percentile (L50/ percentage are attached as indices to sound level), is for example that sound level which is exceeded by 50 % of measurements during the entire measurement period. While a 5 % percentile is that sound level, which is exceeded in 5% of measurements over the entire measurement period.

Current European Norms and Standards Related to Underwater Noise

Regarding norms and standards the situation is quite diverse, while some EU mem-ber states have started standardisation processes others have only little activities so far. Relevant standard-like documents exist in three member states. Some other states have at least regulations about how to deal with noise emitted by MREDs. All these standards and regulations are mainly dealing with wind energy devices due to high levels emitted during the installation process of offshore wind farms. This leads to a main focus on wind farm construction noise in the following. The review of stan-dards and regulations regarding underwater sound emissions from wind energy installation processes was supported by a survey of European experts. Questionnaires were sent out in summer 2014 to all EU member countries with relevant MRED instal-lations (UK, DK, B, F, NL, GER, SWE). Results are summarised in and . As can be seen from almost all relevant member states attach importance to

different species to be protected against high underwater noise levels. Very few of the member states have defined sound level limits. In all reviewed member states regu-lations are existent. Some states have their own standards (see ) about mea-surements and data analysis while other rely on non-standardized regulations or on foreign standards. With respect to the measurement position it is a common agree-ment to measure at a distance of 750 m to the wind energy installation, however the measuring height above ground is chosen differently. The German standard [7] for example prescribes a measurement position close to the seabed whereas the Neth-erlands [6] recommend two positions in the lower half of the water column. As underwater sound levels show big differences in time and place and are very depth dependent this limits the comparability of measurement data between different countries.To analyse measured data commonly percentile levels are used to gain just one sta-tistical relevant value. The proposed percentile levels are found to be different among the evaluated standards. According to the Dutch standards the 50% percentile of the sound exposure level is the main parameter while the 5 % exceedance percentile, rel-evant in Germany, is not reported. There are also differences in how peak levels are evaluated (see also ). While most member states rely on the measured levels between zero and the maximum peak (Lz-p), France e.g. asks for levels between the positive and negative maxima (Lp-p). Beside the above mentioned documents there are also some relevant international standards about underwater sound measurements of MRED’s, which are still under development. These are:

• ISO/DIS 18405: Underwater acoustics – Terminology• ISO/CD 18406: Underwater acoustics -- Measurement of radiated noise from per-

cussive pile driving.In Germany there is also a guideline under development, which handles the determi-nation of the effectivity of noise mitigation systems (DIN SPEC 45653: Hochseewind-parks - In-situ-Ermittlung der Einfügungsdämpfung schallreduzierender Maßnahmen im Unterwasserbereich).






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Furthermore consideration of underwater sound emitted by ships is handled in ISO/DIS 17208-1 (Underwater acoustics -- Quantities and procedures for descrip-tion and precision measurement of underwater sound from ships -- Part 1: Requirements for precision measurements in deep water used for comparison purposes) and ISO/CD 17208-2 (Underwater acoustics -- Quantities and proce-dures for description and measurement of underwater noise from ships -- Part 2: Determination of source levels).

Conclusions

As a result of the review underwater noise emitted by MREDS is of importance in many EU member states. There are some common agreements however the regulatory basis is still very different. As a conclusion it is desirable to have a con-tinued EU wide standardization process leading to united standards and vali-dated measurement methods delivering comparable results with minimised uncertainty and optimised reproducibility.

References[1] Thomsen F, Lüdemann K, Kafemann R, Piper W (2006) Effects of offshore wind farm noise on marine

mammals and fish, biola, Hamburg, Germany on behalf of COWRIE Ltd, Newbury, UK.[2] Thomsen, F., Gill, A., Kosecka, M., Andersson, M., Andre, M., Degraers, S., Folegot, T., Gabriel, J., Judd, A.,

Neumann, T., Norro, A., Risch, D., Segray, P., Wood, D., Wilson, B. (2015) MarVEN – Environmental impacts of Noise, Vibrations and Electromagnetic Emissions from Marine Renewable Energy, Final Study Report. European Commission, Directorate General for Research and Innovation, Brussels. (available under http://bookshop.europa.eu/en/marven-pbKINA27738/?CatalogCategoryID=fMEKABst_fQA-AAEj0pEY4e5L).

[3] EMEC 2014: Underwater Acoustic Monitoring at Wave and Tidal Energy Sites: Guidance Notes for Reg-ulators

[4] NPL 2014: Good Practice Guide No. 133 Underwater Noise Measurements[5] TNO 2011a: Ainslie, M.A. Standards for measurement and monitoring of underwater noise, Part 1:

Physical quantities and their units. TNO Report ref: TNO-DV2011[6] TNO 2011b: de Jong, C.A.F. (2011) Standards for measurement and monitoring of underwater noise,

Part II: Procedures for measuring underwater noise in connection with offshore wind farm licensing. TNO Report ref: TNO-DV 2011 C251

[7] BSH 2011: Offshore wind farms: Measuring instruction for underwater sound monitoring Current approach with annotations Application instructions


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S. Schulz, J. GabrielDEWI, Wilhelmshaven

Revision of German “LAI-Notes”Recent mesurements lead to discussions about a transitional regulation regarding sound propagation calculations

Summary

Special characteristics of wind turbine generator systems (WTGS) made it neces-sary to introduce adjustments to the German law on immission control. These adjustments differ from federal state to federal state, and their common denom-inator is the document „Hinweise zum Schallimmissionsschutz bei Windener-gieanlagen“ („LAI-Hinweise“) (Notes on noise immission control for wind turbines (also known as LAI Notes). These are currently revised and will soon be adopted by the Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz (LAI) (expert commit-tee of the German federal states). The draft (status 30.06.2016) contains clarifica-tions on impulsiveness and infrasound as well as case distinctions and clear requirements leading to a significant reduction of the scope of interpretation and thus to an enhancement of legal security in immission control. The accuracy of propagation calculations is of particular importance. The present draft of the revised LAI Notes refers to the „Dokumentation zur Schallausbreitung – Inter-imsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen“ [1] (Documentation on sound propagation – interim procedure for the prediction of wind turbine noise immission). In comparison to the current standard ISO 9613-2, this procedure leads to higher calculated immissions. The difference tends to be smaller in case of higher hub heights and shorter distances than in case of low hub heights and receptors at great distances. A motivation for modifying the recommended propagation model came from measurement results of a research project [2], which, however, only covers one hub height and not the operating point of maximum sound power relevant in Ger-many. More research is necessary in order to obtain reliable findings for a modifi-

cation of the propagation model. Based on sound scientific knowledge, the already high standard of wind turbine noise immission control in Germany could be fur-ther improved.

Introduction

Since the beginning of the 1990-ies the „Arbeitskreis Geräusche von Windener-gieanlagen“ (AK) (working group on wind turbine noise) has been working on the subject of how special characteristics of wind turbine noise can best be reflected in the standards and regulations for immission control. On a scientific level, out-door sound propagation – especially from high acoustic sources – is the subject of a DIN subcommittee established in 2006. Both committees collaborated in the revision of the „Hinweise zum Schallimmissionsschutz bei Windenergieanlagen“, (Notes on noise immission control for wind turbines, also known as LAI Notes). The draft (status 30.06.2016) on one hand contains specific implementations derived from good professional practice in immission control. On the other hand, scientif-ic-theoretical considerations can change the basis of sound propagation calcula-tion. Therefore this article consists of a more practice-oriented general part and a more scientific part. Explaining the context of the continuation of the proven pro-cedure in the first part serves for a better understanding of the subsequent detailed analyses. The comments on the uncertainties of the entire immission con-trol procedure should also be seen in this context. Because of its relevance on wind farm design in the future, this article focuses on the discussion of the changes introduced by the Interim Procedure in the standard for noise propagation calcu-lation.

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Background of the Draft of the New LAI Notes

As acoustic sources, wind turbines have special characteristics which require spe-cial regulations under the immission control act. Whereas immissions from other sources can be measured during low wind and therefore without being disturbed by wind-induced background noise, wind turbines need higher wind speeds to reach relevant operating conditions. Therefore measurements at maximum sound power level systematically show small signal to noise ratios. Because of the wind-dependency of the sound emission, the correlation with wind-induced back-ground noise and the weather and vegetation-related measurement restrictions (strong, nocturnal, winterly downwind without precipitation), standardized immis-sion measurements are not likely to yield valuable results.

illustrates this important issue in wind turbine noise immission control. The collage shows the results of a qualified immission measurement at a not untypi-cal relevant receptor location in a rural area. The wind turbine noise practically can-not be distinguished from the wind-induced background noise. In the example shown above it is not possible to provide evidence by measurement that the val-ues comply with the legal requirements. For receptor locations within residential areas it is even less likely that noise limits can be proved by measurement. More than with other industrial sources, immission control of wind turbines has to rely on calculations. That is why the sound propagation calculation is so important. As a rule, the results obtained by this calculation can usually not be verified by mea-surements. In the case of wind turbines, the propagation calculation is not only used for predictions, it is also part of the verification of compliance.

Accuracy of noise immission assessmentsSound propagation calculations are based on the standard DIN ISO 9613-2 [3]. As it was developed with a focus on ground-based sound sources, DIN ISO 9613-2 only specifies the estimated accuracy for medium heights of the propagation path up to 30 meters. The accuracy specified shows a tendency to increase with the height of the source. Up to 1000 m the accuracy is estimated in the DIN ISO 9613-2 at

± 3 dB. For larger distances no accuracy limits are given. What is also special about wind turbines is the extent and height of the source. Considering a swept area in the hectare range and hub heights far exceeding 100 m it is not surprising that the assumption of a stationary point source reflects the reality only to a limited extent. This is probably the most serious limitation of the potential for improve-ment of the accuracy of wind turbine noise sound propagation calculations that are based on a point source at hub height. In order to develop and validate new and more accurate prediction procedures, extensive research and a reliable mea-surement data base are required. The first step was the research project funded by the federal state of North Rhine-Westphalia (NRW) „Messtechnische Untersu-chung der Schallausbreitung hoher Windenergieanlagen“ (Meteorological investi-gation of the sound propagation of high wind turbines) [2]. By increasing the noise emission artificially, the data base of measured wind turbine noise could be extended to distances of more than 1,000 m. Data for higher wind speeds, how-ever, are still missing, and the transferability of data measured in the artificial operating mode to the regular operation with maximum noise emission remains limited. The results of the research project were discussed in the subcommittee „Sound Propagation Outdoors“ of the guideline committee Acoustics, Noise Reduc-tion and Vibration Technology (German acronym NALS) within DIN and VDI and resulted in a “Documentation on Sound Propagation - Interim Procedure for the Prediction of Noise Immissions of Wind Turbines” („Dokumentation zur Schallaus-breitung – Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Wind-kraftanlagen“) [1]. This documentation uses experience from measurements and propagation models used in the military sector. These findings, however, are based on point sources (acoustic impulses caused by explosions in great heights) and for the most part are not available to the public.In order to enhance knowledge about this subject, an extensive measurement project has been initiated by the Ministry of Energy, Agriculture, the Environment and Rural Areas of Schleswig-Holstein. Wind turbine manufacturers and associa-tions also plan to realize further field campaigns. Results and findings derived from these measurements will have to be discussed in relevant committees.





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Revision of the LAI notesSince the last revision, there have been some improvements resulting from prac-tical experience, which, together with an update of the guideline references, will be incorporated in the revised draft (current status 30.06.2016). Clear requirements with case distinctions depending on the reliability of basic data, differentiated rec-ommendations for collateral clauses of building licenses as well as regulations for determining the quality of a prediction will help to reduce the scope of interpre-tation and improve the reliability of immission control. Especially helpful are well-founded clarifications on impulsiveness and infrasound. The planned change of the standard for sound propagation calculation, which is discussed in the follow-ing section, will have significant consequences for wind farm design in the future.

The Interim Procedure

The standard DIN ISO 9613-2 [3] offers well-proven and feasible solutions for noise predictions. Parallel to this, researchers have been involved for decades in the development of more accurate calculation algorithms for sound propagation. As this is a very complex issue we can only discuss some of the aspects. Academic findings help to recognize potential for improvement in simplified regulations. In the end, calculation methods can only supply reliable results in those areas where they have been verified by measurement. The following general explanations on the sound propagation model will help to understand the parameter settings specified in the Interim Procedure based on the above mentioned measurement results.

Explanations on the sound propagation model and parameters of DIN ISO 9613-2The calculation of sound propagation according to DIN ISO 9613-2 [3] uses atten-uation terms reducing the sound level. The following terms are relevant for wind turbine noise

• Attenuation due to geometrical divergence (Adiv)• Attenuation due to atmospheric absorption (Aatm)• Attenuation due to the ground effect (Agr) (or meteorological ground effect)

In connection with the Interim Procedure the attenuation due to the ground effect (Agr) is of particular interest. This definition in the Interim Procedure of „Agr = - 3 dB“ is the critical modification of the sound propagation calculation. The frequency-selective calculation of attenuation due to atmospheric absorption is not a novelty introduced by the Interim Procedure. In order to avoid superposi-tion effects, a frequency-selective calculation of attenuation due to atmospheric absorption is not carried out for the subsequent Agr –parameter studies.

Ground attenuation In the alternative method according to DIN ISO 9613-2 7.3.2 [3] the reflection from the ground near the source is taken into account through a term DΩ in the direc-tivity correction Dc. Therefore Dc reaches values in the range of 3 dB, although the calculation is based on a point source without directivity. In a homogeneous atmo-sphere the sound would propagate following a straight path directly from the source to the receiver and additionally via a reflection on the ground. The ground reflection increases the sound at the receptor location by the value Dc - Agr, where the ground effect Agr depends on the angle of incidence at the point of reflection. Gradients in temperature and wind speed influence the effective speed of sound and thus bend the sound path. Especially downwind and stable atmospheric con-ditions enhance the sound propagation by bending the sound paths downwards. Depending on the geometry other propagation paths are possible which are taken into account by DIN ISO 9613-2 through the ground effect terms for the source region, middle region and receiver region. In case of sources in high locations only sound paths with reflections in the receiver region are possible.The “Interim Procedure“ [1] defines Dc - Agr = 3 dB. This simplified definition of parameters theoretically leads to the same A-weighted results as the reflection on hard ground according to the general procedure of DIN ISO 9613-2. Depending on the radius of curvature, calculations using the so-called ray tracing technique show





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a concentration of the “sound rays” for certain areas. In these areas higher levels can be expected than under the assumption of a rectilinear sound propagation. For other areas, however, this means that there are correspondingly fewer „sound rays“, and consequently a lower sound pressure level is to be expected. shows a radiation pattern from a calculation for a source at a height of 50 m, at a wind speed of 8 m/s in 10 m height, taking into account a neutral stratification (from [4]). In other words, if in one range of distance meteorological effects lead to a higher level than calculated according to simpler propagation models, one cannot conclude that at other distances higher levels are also to be expected.

Methods for calculating the ground and meteorological effectsThe NALS subcommittee “Sound Propagation Outdoors” uses calculations made with the program “Kutex” for comparisons with the Interim Procedure. In particu-lar this concerns the adequate consideration of attenuation due to the ground and meteorological effect. The answer of the NALS subcommittee “Sound Propagation Outdoors” [5] to ques-tions asked by LANUV about the Interim Procedure [6] contains several diagrams which illustrate the differences between various propagation models. The dia-grams show the ground effect as calculated by the alternative method of the DIN ISO 9613-2 [3] (represented by D-Agr), the standard value of 3 dB established in the Interim Procedure, as well as the ground and meteorological effect calculated with the propagation model Kutex, which also takes into account the effects of wind profile and turbulence on the sound propagation. shows an example (Fig. 8 in [5]) averaged over stability classes and wind speeds usually expected at night. According to the Kutex calculations, at distances of approx. 400-1,100 m sound pressure levels are partly higher compared to the standard value of the Interim Procedure, whereas measurement results from [2] in this range are comparable to the Interim Procedure [1]. According to the detailed propagation model (Kutex) the expected sound pressure levels start to drop significantly at distances exceeding approx. 1,100 m. Such a drop of the sound pressure level is also calculated using the alternative method (current standard in Germany) but at much smaller dis-

tances. For the distance range > approx. 1,100 m no measurements are available in [2]. Based on the Kutex calculations shown in [5] it is to be assumed that in the Interim Procedure the sound pressure levels at distances of more than approx. 1,400 m are systematically overestimated. It would therefore be desirable to set an upper limit of distance for the application of the Interim Procedure. Furthermore it should be defined at which minimum source height or medium height of the propagation path the application of the Interim Procedure is appropriate. The following parameter study shows that the differences between the results of the Interim Procedure and the alternative method are higher at lower source heights.

Comparison of the interim procedure with the current standardIn order to illustrate the changes resulting from the fixed value for ground atten-uation compared to the alternative method of DIN ISO 9613-2 [3], calculations for an artificial wind farm were carried out. The configuration consists of 3 wind tur-bines with a hub height of 70 m and 3 wind turbines with a hub height of 140 m. In this theoretical configuration the wind turbines are arranged in a straight line and are 500 m apart. For all wind turbines a sound power level of 105 dB(A) was assumed. The immission points IP 1 to IP 12 were also arranged 500 m apart in a straight line, with IP 1 to IP 6 located on the side of wind turbines with high hub height, and IP 7 to IP 12 on the side of turbines with low hub heights. The points IP 13 to IP 18 are positioned so that they are at equal distances from the wind tur-bines. shows the configuration and the isophones according to the two cal-culation methods. The solid lines show the isophones determined according to the alternative method, the dashed lines represent isophones according to the Interim Procedure, and each color is assigned to one value. shows that the Interim Procedure generally leads to higher values. The difference between the two proce-dures is smaller in those areas where the high wind turbines determine the over-all level than in the areas where the lower wind turbines representing the existing noise load determine the sound pressure level. This becomes even clearer when looking at the detailed calculation results for IP 13 in . Wind turbine ZB 3 with





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a hub height of 140 m is located at the same distance to IP 13 (500 m) as wind tur-bine VB1 with a hub height of 70 m. In case of the high wind turbine, however, the Interim Procedure does not result in a change of the partial noise immission, whereas for the wind turbines with 70 m hub height the result increases by 2.2 dB. The table shows that at a distance of 500 m to the nearest wind turbine the dif-ference between the alternative and the Interim Procedure can be small, depend-ing on the hub height considered. IP 14 shown in the example is located at a dis-tance of 1,000 m from the WTGS VB 1 and ZB 3. At this distance range the difference between the alternative and the Interim Procedure is approx. 3 dB and thus larger than at a smaller distance. If IP 14 was in a “general residential area”, a calculation according to the Interim Procedure would require a night reduction of the wind turbine in order to comply with German night-time noise limits, whereas accord-ing to the alternative method this would not be necessary.IP 15 is located at a distance of 1,500 m to the nearest WTGS in the example. The calculated increase of the expected value by approx. 3.5 dB would require a night-time noise reduction, if the IP was located in a “pure residential area”.

Result of the interim procedure analysis• Measured data of simultaneous emission and immission measurements are

currently only available for a hub height of approx. 100 m up to a distance of approx. 1,100 m.

• Calculations by means of detailed propagation models (see [5]) indicate that immission levels at a distance of more than 1,400 m tend to be systematically overestimated by the interim procedure.

• Although increased hub height (source height) is given as a reason for adjust-ing the calculation method, the proposed Interim Procedure leads to smaller differences compared to the current procedure in case of large source heights than in case of smaller source heights.

A future procedure should be differentiated and limited with regard to source heights and distances, as recommended in the NALS comment [5] on the question of LANUV [6]. For source heights of about 100 m and a distance range between

500 and 1,000 m, the Interim Procedure may lead to values that are comparable to the measurements available, but it remains to be seen if the greatly simplified calculation method of the Interim Procedure can be transferred to other hub heights and larger distances. Until this has been verified by measurement and until, if necessary, a more differentiated propagation model has been developed, it therefore seems appropriate to restrict the application of the Interim Procedure to certain source heights and distances.

Outlook

The incorporation of the revised LAI Notes in the noise immission control regula-tions of the federal states offers the chance to harmonize the previously state-spe-cific regulations. Further research and in particular an extended measurement database will be necessary in order to gather the necessary findings for a revision of the internationally accepted sound propagation standard of ISO 9613-2. For this, a reliable measurement database is absolutely necessary.

References[1] Dokumentation zur Schallausbreitung. Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von

Windkraftanlagen. Fassung 2015-05.1. Beuth-Verlag 2015.[2] Engelen, J., Piorr, D., (2015): Messtechnische Untersuchung der Schallausbreitung hoher Windener-

gieanlagen, Lärmbekämpfung Bd.10 (2015) Nr.6[3] DIN ISO 9613-2, „Dämpfung des Schalls bei der Ausbreitung im Freien; Teil 2: Allgemeines Berech-

nungsverfahren“, Oktober 1999.[4] Lärmermittlung und Massnahmen zur Emissionsbegrenzung bei Windkraftanlagen, Untersuchungs-

bericht 452‘460, int. 562.2432, EMPA, Eidgenössische Materialprüfungs- und Forschungsanstalt, Abtei-lung Akustik, 22.1.2010

[5] Beantwortung der Fragen zum Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Wind-kraftanlagen, (AZ 45.1) NA 001 Normenausschuss Akustik, Lärmminderung und Schwingungstechnik (NALS) im DIN und VDI, B. Kunzmann 17.12.2015

[6] Anfrage des LANUV NRW, D. Piorr, an den Normenausschuss Akustik, Lärmminderung und Schwin-gungstechnik (NALS) im DIN und VDI, UA Schallausbreitung im Freien, bezüglich Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen. 18.9.2015





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Introduction of Auctions for Electricity Generated from Wind Energy in Germany Starting in 2017Introduction

On 1.1.2017 the revision of the Renewable Energy Sources Act (EEG 2017 [1]) will come into effect. With the revision of this law the system change in favor of an auction system already initiated in the EEG 2014 is now completed, which means that the regulatory framework for the funding of electricity generation from renewables in Germany will undergo fundamental changes.In future, funding for electricity generated from wind turbine generator systems (WTGS) will no longer be generally based on statutory feed-in tariffs, but will be granted only for wind turbines that have won a tender under the new auction scheme.Expansion of wind energy will be limited to the predefined annual auction vol-ume, and in North Germany there will be an additional limitation of any further growth of wind energy in regions where the transmission grid is already con-gested.For onshore wind energy, a modified reference yield model is used as a basis for site evaluation. For this purpose a one-tier reference revenue model has been introduced in the EEG 2017 and modifications were made also in the definition of the reference site and the energy yield. The EEG 2017 stipulates a maximum value of 7 cents per kilowatt hour in auctions for onshore wind for a 100% reference site and a 20-year funding period.This article aims to give an overview of the most important changes arising from the revision of the law impacting the operation of onshore wind power installa-

tions. A further article also dealing with the EEG 2017 focuses on the determina-tion and importance of the site quality in the context of the auction system and in the operation of wind farms (see article on page 27).

Auction Volumes for Onshore Wind Energy

The deployment corridor for onshore wind energy has been adjusted in the EEG 2017 and is now defined as a gross expansion of 2,800 MW in the years 2017-2019 and of 2,900 MW from 2020. This means that differing from the regulation in the EEG 2014, the net growth, which takes into account the capacity removed when old wind turbines are decommissioned, is now no longer considered.The annual auction volume for onshore wind energy corresponds to the target values mentioned above. In 2017 there will be three rounds of auctions: bids for 800 MW to be submitted by May 1 and bids for 1,000 MW each to be submitted by August 1 and November 1. For 2018 and 2019 the EEG 2017 provides four bid-ding dates (Feb.1, May 1, August 1 and November 1) with an auction volume of 700 MW each for onshore wind energy. From 2020, auctions will be held for 1,000 MW by Feb. 1 and 950 MW each by June 1 and October 1.From 2018, the auction volume will be increased each year by the auctioned capacity for onshore wind for which in the previous calendar year no contracts were awarded.The EEG 2017 includes a provision for limiting the further expansion of wind energy in North Germany. Specifically, the provision is aimed at controlling the

B. NeddermannDEWI, Wilhelmshaven

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further growth of wind energy in areas where the transmission grids are already congested (so-called “grid expansion areas”). These areas are defined by an ordi-nance initially until the end of 2019 in accordance with grid zone or district boundaries. In these regions, auctions will be limited to 58 % of the average addi-tions between 2013 and 2015. The grid expansion area should consist of contigu-ous areas and not cover more than 20 per cent of the total area of Germany.

Auction Design for Onshore Wind Energy

WTGS with a rated capacity of more than 750 kW will only be eligible for funding of electricity generation if they have participated successfully in an auction. Auc-tions are open to all WTGS that have been approved under the Federal Immissions Control Act (BImSchG) at least three weeks before the end of the bidding period and which have been reported to the Installations Register maintained by the Federal Network Agency. The EEG 2017, however, provides an exemption for citi-zens’ energy cooperatives, which are allowed to participate in auctions even before being granted approval under the Federal Immissions Control Act (see below).All auctions will be conducted by the Federal Network Agency and, as a general rule, announced eight weeks in advance. Bids will be evaluated and decisions taken swiftly. There are no plans to make use of reserve lists.Bidders should state the quantity offered in kilowatt (installed capacity) and the price in cents per kilowatt hour (with two decimal places). In the case of onshore wind energy, bids must refer to a site with 100 percent quality factor according to the defined reference site in an appendix to the law (see below).The auction rounds will be open to single, sealed bids for which a security of 30 Euros per KW of installed capacity of the quantity offered must be lodged. Fund-ing awards will be tied to projects and in the case of wind energy installations, it will not be possible to transfer approvals to other projects.

Bids for Onshore Wind Energy

Bids for onshore wind turbines refer to the reference site defined in an appendix to the law. The value is calculated using a one-tier reference yield model and no longer the previous EEG model according to which funding was divided into a period with an increased initial tariff and a period with a basic tariff. Bids must be based on the „value-to-be-applied“ for a site with a 100 percent quality factor over a funding period of 20 years. The quality factor (often also referred to as ref-erence yield value) describes the quality of a site as the ratio between the energy yield of a wind turbine type on the specific site to the energy yield of the same turbine type on the EEG reference site. After 5, 10 and 15 years of operation, how-ever, the EEG 2017 requires a review of the quality factor, which may lead to an adjustment (see below).In the EEG 2017, the funding period is limited to a duration of twenty years (start-ing with the date of commissioning), whereas the previous funding applied to twenty calendar years plus the operating time in the year of commissioning.In order to allow to compare the bids, the different site quality will be taken into account by using an adjustment factor by which the submitted bid value is mul-tiplied. The EEG 2017 will set out interpolation values in increments of 10 for sites with quality factors between 70 and 150 percent, and linear extrapolation will be used to calculate values that fall in between these intervals. An overview is given in . By adjusting bids to the 100%-reference site and taking into account the adjustment factors mentioned above, the revised law aims to provide compara-ble competitive conditions nationwide and to allow new installations to be built in all regions of Germany.The EEG 2017 provides a new definition of the reference site in order to describe the operation of modern wind turbines more realistically: „The reference site is a site defined by a Rayleigh distribution with a mean annual wind speed of 6.45 meters per second at 100 m above the ground and a height profile to be calcu-lated based on the power-law formula using a Hellmann index α with a value of 0.25.“





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In order to qualify for funding under the new EEG, the successful bidder must pro-vide evidence of the site quality factor before commissioning. For this purpose an energy yield assessment according to the Technical Guidelines for Wind Turbines of FGW e.V. performed by an accredited expert must be submitted to the grid operator. The EEG 2017 also requires a review of the site quality factor applied after 5, 10 and 15 years, again based on an expert opinion. On the basis of the site-specific energy yield determined for the past five years, an adjustment may be necessary. The values to be applied will then be adjusted in line with actual yields obtained during the past five years. In case of a deviation by more than 2 percentage points from the site quality factor last calculated, payments in excess or insufficient must be refunded.The site-specific yield prior to commissioning is calculated from the gross elec-tricity yield minus the wind farm losses (wake effects, technical availability, elec-trical losses, feed-in reduction in case of strong wind, yield losses due to legally required restrictions). The site-specific yield after 5, 10 and 15 years of operation will be calculated on the basis of the amount of electricity fed in during the past five years plus a “fictitious amount of electricity”.The fictitious amount of electricity comprises the sum of the amounts of electric-ity which

a. are due to a technical non-availability of more than 2 percent of the gross amount of electricity output,

b. were not generated due to operator-induced curtailment within the frame-work of feed-in management, and

c. were not fed into the grid due to other shutdowns or reductions, for exam-ple optimized marketing of electricity, power for own use or supplies to third parties.

[see also the article on page 27]In the EEG 2017 a maximum level for bids of 7.00 cents per kilowatt hour for the 100-percent reference site, over 20 years is stipulated. As of 1.1.2018 the maximum level is derived from the average value of the highest bid still accepted of the last three auctions, increased by eight percent, and rounded to two decimal places.

Bids will be accepted, starting with the lowest value, and until the amount of capacity that is being auctioned is reached. When the value offered is the same, acceptance is granted according to the amount of capacity offered, starting with the lowest amount. If both value and quantity are the same in two bids, the deci-sion will be made by lot, if necessary.The amount of funding corresponds to the individual bid („pay-as-bid“), Eine Aus-nahme bilden alle bezuschlagten Gebote für Bürgerenergiegesellschaften, für die der Gebotswert des höchsten noch bezuschlagten Gebots desselben Gebotster-mins als Zuschlagswert gilt (s.u.). except for all successful bids of citizens’ energy companies for which the price of the highest bid still accepted on the same auc-tion date is considered to be the accepted price (see below). Bidders are allowed to submit several bids for different plants within one auction.Once a bid has been accepted, the project must be implemented within a period of two years after acceptance, otherwise penalties are due to be paid to the trans-mission grid operator (10, 20 or 30 euros per kilowatt of capacity not commis-sioned after 24, 26 or 28 months, respectively). After 30 months, the acceptance will no longer be valid. The deadline can be extended once in cases where a law-suit has been filed against a project.

Special Conditions for Citizens’ Energy Projects

With the aim to maintain the current level of diversity of players, the EEG 2017 provides special rules for “locally based citizens’ energy companies”. Citizens’ energy companies are allowed to participate in the auction even before obtaining permission under the Federal Immissions Control Act. Zudem gilt – abweichend von der „pay-as-bid“-Regelung – für alle bezuschlagten Gebote für Bürgerener-giegesellschaften der Gebotswert des höchsten noch bezuschlagten Gebots des-selben Gebotstermins als Zuschlagswert. Furthermore – differing from the “pay-as-bid” rule - for all successful bids of citizens’ energy companies the price of the highest bid still accepted on the same auction date is considered to be the accepted price.





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In the case of citizens’ energy projects there is the prerequisite under the EEG 2017 that the bidder has the agreement of the land-owner for the exclusive use of the site and that an energy yield assessment by an accredited expert in accordance with FGW guidelines has been obtained. Furthermore an initial security of €15/kW must be lodged when the bid is submitted and a second security, also of €15/kW, when the bid is successful.For citizens‘ energy projects, the deadlines mentioned above for implementing the projects are extended by two years, so that only four years after awarding the contract penalties have to be paid and after 4.5 years the award will no longer be valid. The special rules apply for privileged citizens‘ energy companies, if

• at least ten members of the company are natural persons,• each member of the company does not exercise more than 10% of the voting

rights, and the natural persons hold at least 51% of the voting rights,• at least 51% of the voting rights are held by members of the company who

have been registered locally as main residence for at least one year,• it can proved that the community has been offered a financial share of 10% in

the citizens‘ company• the company has not participated in auctions with more than one project

within one year comprising not more than 6 wind turbines of a maximum capacity of 18 megawatts.

Wind Turbine Generator Systems Exempted from Auctions

The following wind turbine generator systems (WTGS) are exempted from the auctions and will not be considered in the awarding procedure:

• WTGS with an installed capacity of under 750 kW• Pilot onshore WTGS with a total capacity of under 125 MW per year• Onshore WTGS approved before 01.01.2017 under the Federal Immissions Con-

trol Act and commissioned before 2019 (so-called “transitional plants“)• Offshore WTGS, provided that an unconditional commitment has been made

before 1.1.2017 to connect them to the grid, or which have been granted a con-nection capacity, and will be commissioned before the end of 2021.

For these WTGS the funding levels under the new EEG 2017 have been stipulated as follows:

Onshore windFor onshore WTGS exempted from auctions under the provisions of EEG 2017, the statutory “values to be applied” shall be valid. For these WTGS, the two-tier refer-ence yield model is continued in the same way as under the EEG 2014, i.e. also using the same definition of the reference site as in the EEG 2014. Ten years after commissioning, but not later than one year before the higher initial tariff expires, however, the EEG 2017 requires a review of the reference yield (site quality factor) and an adjustment of the expiration date of the higher initial tariff. Other than under the auction scheme, WTGS with statutory feed-in tariff will continue to be entitled to funding for a period of twenty years plus the year of commissioning.According to the EEG 2017, the “value to be applied” for WTGS commissioned during the first quarter of 2017 shall be entitled to an initial tariff of 8.38 cents per kilowatt hour and a basic tariff of 4.66 ct/kWh. The values to be applied will be reduced as per 1.3., 1.4., 1.5., 1.6., 1.7. and 1.8.2017 for all WTGS commissioned after these dates by 1.05 percent compared to the values in the preceding calendar month. shows the average funding for WTGS with statutory feed-in tariffs commissioned on 1.1. or on 1.8.2017. For a better understanding the diagram also shows the maximum value of funding for bids under the auction scheme pro-vided by the EEG 2017 – 7.00 ct/kWh for a site with 100 percent site quality fac-tor valid for twenty years (without taking into account the year of commission-ing).For WTGS commissioned later, the initial and basic tariffs are reduced every quar-ter (on 1.10.2017 and on 1.1, 1.4., 1.7. and 1.10.2018) by 0.4 percent compared to the previous quarter. Should the actual development of wind energy exceed the stip-ulated gross expansion, the quarterly reduction of the tariff can even be signifi-cantly more (0.5 up to 2.4 percent).





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According to the provisions of the EEG 2017, operators claiming the statutory EEG feed-in tariff are not allowed to participate in the electricity balancing market.The so-called „transitional plants“ – WTGS for which permission under the Fed-eral Immissions Control Act has been granted before 1.1.2017 – are exempted from the auctions, but are allowed to participate if they give up the claim to the stat-utory feed-in tariff by written declaration before 1.3.2017.

Offshore windFor offshore WTGS for which an unconditional commitment has been made before 1.1.2017 to connect them to the grid, or which have been given a connec-tion capacity and will be commissioned before 2021, the provisions of the EEG 2014 will continue to apply without any changes.The value to be applied for these offshore WTGS is 15.4 ct/kWh as initial tariff for a period of 12 years. Alternatively the so-called „acceleration model“ can be cho-sen. This allows the operator to claim an initial tariff of 19.4 ct/Wh for a reduced period of eight operating years if the offshore WTGS was commissioned before 2020. The basic tariff for offshore wind following the period of the higher initial tariff is 3.9 ct/kWh until the maximum funding period (20 years plus year of com-missioning) has been reached. The aforementioned period for the increased ini-tial tariff is extended depending on the site conditions for projects with at least 12 nautical miles distance from shore and/or a minimum water depth of 20 meters (+ 0.5 months per nautical mile and/or +1.7 months per meter). When making use of the acceleration model referred to above, the extended initial tar-iff will be 15.4 ct/kWh. In accordance with the EEG 2017, the tariff will decrease by 0.5 ct/kWh for offshore WTGS commissioned in 2018 and 2019 and by 1 percent for WTGS commencing operation in 2020. When applying the acceleration model, the initial tariff will be reduced by 1.0 ct/kWh if the WTGS are commissioned in 2018 and 2019.

Offshore Wind Energy Act for Offshore WTGS Starting Operation from 2021

Because of the special framework conditions for the offshore wind energy, a sep-arate „Act on the Development and Funding of Offshore Wind Energy – Offshore Wind Energy Act (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG) has been adopted as part of the revision the EEG. The act regulates the auction of the floating market premium as well as the licensing, building, commissioning and operation of off-shore wind farms and grid connections starting operation after 2021.The regulations of the WindSeeG will not be discussed in further detail in this article.

Other Regulations Included in the EEG 2017

The 2016 revision is based on the principles and regulations introduced in the EEG 2014. Therefore the mandatory direct marketing of electricity and the ability of WTGS to be remote-controlled still remain a pre-requisite for being entitled to the pay-ment of a market premium. Furthermore the provision already included in EEG 2014 that entitlement to the payment also applies to electricity fed into the grid from a storage system (intermediate storage) remains valid.If direct marketing should not be possible temporarily (e.g. insolvency of the direct marketer), wind farm operators are enti-tled to a compensation of 80% of the stat-utory “value to be applied” for a period of up to three consecutive months (but no more than six months per calendar year).



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Another regulation adopted from the EEG 2014 is the provision that wind tur-bines with a capacity of more than 3 MW will temporarily lose their right to compensation if the price at the electricity exchange is negative. This applies for the entire duration of negative values of hourly contracts for the pricing zone Germany/Austria at the spot market of the electricity exchange EPEX in Paris if over a period of more than six consecutive hours the values are neg-ative.Apart from the system change of introducing an auction scheme, only minor modifications of the EEG 2014 were adopted. One example is the possibility to use a regional green electricity label in order to promote the development and acceptance of the energy transition by regional and local marketing schemes.Finally it should be mentioned that the auctioning of funding for 5% of new renewables capacity to be installed each year will be opened up to installa-tions in other European Member States on a basis of reciprocity in order to strengthen the cooperation within the European Union in implementing the energy transition and to further the integration of renewable energies in the European single market. For this purpose, the „Cross-Border Renewable Energy Ordinance” has been adopted, which in a first step, will cover pilot auctions for ground-mounted PV installations, and from 2017, parts of the auctions for other technologies will also be opened up to other EU Member States.

References

[1] Gesetzesbeschluss des Deutschen Bundestages: Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen

für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren

Energien – Bundesrat Drucksache 355/16; 08.07.2016

UL-DEWI begleitet und berät Sie im Rahmen der Ausschreibung für Windenergieprojekte nach EEG 2017

• Durchführung von LIDAR Messungen • Hochwertige und belastbare

Energieertragsermittlungen

• Energieertragsermittlungen für bestehende Windenergieanlagen

• Bestimmung & Nachweis der Standortgüte nach EEG 2017

Mit mehr als 1.500 durchgeführten Energieertragsermittlungen seit dem Jahr 2000 allein in Deutschland nimmt UL-DEWI eine führende Rolle in der Ermittlung von Windpotenzial- und Energieerträgen ein und ist bei Banken und Investoren für seine hochwertigen und belastbaren Ertragsermittlungen anerkannt. UL-DEWI ist nach ISO/IEC 17025:2005 ein durch die DAkkS akkreditiertes Prüflabor für die Erstellung von Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen sowie zur Durchführung von Windmessungen.

EEG 2017 Mit uns stochern Sie nicht im Nebel

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Potential for WTGS Shutdown in Northern Germany ...


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EEG 2017Determination and Importance of Site Quality in the Context of the New Auction System and in the Operation of Wind Turbine Generators

On July 8, 2016, the German parliament and the Bundesrat (upper house of par-liament) passed the revision of the Renewable Energy Sources Act (EEG 2017) [1]. The new law contains a number of new features, the most important of which is the change towards a one-tier reference revenue model within the scope of the newly introduced auction design [see also the article on page 21]. For the application of the modified remuneration system and the determination of the level of remuneration based on statutory correction factors depending on the site quality, the reference yield will continue to play an important role. For example, the law specifies that bids submitted within an auction must be nor-malized by the bidder to a 100% site (EEG 2017, section 30 para. 1 clause 5), and the amount of the actual remuneration is determined by the grid operator on the basis of the site quality assessed and by applying the corresponding correction factors (Section 36h para. 1). Whereas in the previous two-tier remuneration sys-tem the term of the increased initial remuneration was determined after 5 oper-ating years on the basis of the actual amount of electricity fed into the grid in relation to the wind turbine and hub height-specific reference yield, in the new one-tier remuneration system it is necessary to assess the site quality even before commissioning (Section 36h para. 3).In this connection the legislator also changed the characteristics of the reference site on the basis of which the turbine and hub height-specific reference yield for a wind turbine is determined (Appendix 2 of the EEG 2017).The present article focuses in particular on the consequences of the modifications of the reference yield calculation and on the requirements for determining the site under the new one-tier remuneration system for wind turbine generators (WTGS).

Modification of the Calculation Basis for the Reference Yield

According to the EEG 2014 Appendix 2 of Section 49 [2] the reference site was defined by a mean wind speed of 5.5 m/s at 30m height with a roughness length of 0.1m and a Rayleigh wind distribution (k=2), taking into account a logarithmic wind profile. On this basis and considering the type-specific power curve (described in the Technical Guideline Part 5 of FGW e.V. [3]), the turbine and hub height-spe-cific reference yield of a wind turbine is determined. The EEG 2017 now has estab-lished a new definition of the reference site, also known as 100% site (Appendix 2 (b). It is characterized by a wind speed of 6.45m/s at a height of 100m, and a height profile based on the power-law formula using a Hellmann index α with a value of α = 0.25. The Rayleigh wind distribution (k=2) remains the same. The power law according to Hellmann describes the profile of the wind speeds at dif-ferent heights based on the exponent α, which can vary depending on the site characteristics. In contrast, the logarithmic wind profile is characterized by the roughness length. Especially at high hub heights the influence of the surface roughness becomes less significant, and a description of the wind profile on the basis of a logarithmic function leads to a smaller increase of wind speed than actually found at such heights. This has already been proved in practice by vari-ous evaluations of LiDAR measurements.Changing the calculation of the reference yield to a method based on the power law according to Hellmann is therefore conclusive and provides a basis of calcu-lation matching the higher hub heights that have been reached in the meantime. We would like to point out, however, that in reality much higher α-values can occur, as has been proved by numerous measurements, and the value of 0.25 indi-

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EEG 2017 - Determination and Importance of Site Quality in ...

T. SchorerDEWI, Oldenburg

mailto:t.schorer%40dewi.de?subject=






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cated in the EEG on average seems to be rather conservative. In general, because of the changed characteristics of the reference site it has become necessary to recalculate the reference yield for those wind turbine types which are considered in an auction. The basis for calculation remains a power curve measured accord-ing to the FGW Technical Guideline 2 [4]. Based on this power curve and taking into account the new definition of the reference site, the five-year reference yield can then be calculated.When comparing the curves of the wind profile on the basis of the EEG 2014 reg-ulations with the modification introduced by the EEG 2017, shows an inter-section of both curves at approx. 135m. In practice this means that there is no change of the site quality for a 135m wind turbine by either of the methods. On the other hand for hub heights exceeding 135m, higher wind speeds are defined for the 100% site on the basis of the new calculation method, whereas for sites below 135m lower wind speeds are calculated.Consequently this leads to different conditions with regard to the energy yield obtained at the site in comparison to the newly defined reference yield.

shows that the new calculation method results in an increased site quality for lower hub heights. When applying the correction factors defined in the EEG 2017 for determining the level of remuneration (see also the article on page 21), a higher site quality consequently leads to a reduction of the feed-in tariff. A wind turbine with a hub height of under 135m will therefore fetch a lower remunera-tion at an identical site compared to a wind turbine with 135m hub height, and a wind turbine with a hub height of over 135 m will receive a correspondingly higher remuneration.The new calculation method therefore must be rated as a clear vote for high hub heights. Whether it will still be profitable to install wind turbines with lower hub heights in view of the modified legal framework, has to be verified by site-specific analyses.

Determination of Site Quality – The Importance of Energy Yield Assessments in the One-tier Remuneration System

For WTGS which have been or will be commissioned according to the provisions of the EEG 2014, the site quality is determined by the relation of the actual energy yield to the WTGS-specific reference yield. This ratio, expressed in percent, then determines the period of the increased initial remuneration for the WTGS con-cerned. This provision will remain valid under the EEG 2017 for those WTGS which have received a permit until 31.12.2016 and will be commissioned before 31.12.2018 (Sec-tion 22 para. 2).WTGS receiving a permit after 01.01.2017 are required to participate in the auction system. For them a one-tier remuneration system shall apply in the future. This means that, from the date of commissioning, the level of remuneration is deter-mined on the basis of the bid price in the auction based on a 100% site multiplied by the correction factor depending on the site quality. According to the EEG 2017 the site quality and thus the level of remuneration has to be reviewed again after 5, 10 and 15 years of operation on the basis of the elec-tricity actually fed in, plus a fictitious amount of electricity. On this basis the level of remuneration will be adjusted if necessary. Over- or underpayments within the respective period have to be reimbursed.The site quality has to be determined according to the current state of the art by an expert accredited under DIN EN ISO IEC 17025. State of the art according to EEG 2017 is the FGW Technical Guideline Part 6 [5].

Determination of the Site Quality Before Commission of the WTGS

According to EEG 2017 section 36h para. 3 (1), the site quality must be communi-cated to the grid operator before the WTGs are commissioned in order to qualify for a remuneration. The level of remuneration is fixed by the grid operator on the basis of the site quality and the correction factors defined in Section 36h para. 1.







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In Appendix 2 of the EEG 2017 the legislator has stipulated that the site quality is to be determined on the basis of the so-called site yield. The site yield is defined as the gross energy yield determined on the basis of a specific power curve for the hub height to be considered, taking into account the site-specific wind poten-tial, minus the loss factors defined in Appendix 2, para. 7.1. The gross energy yield here is understood as the free energy yield following the definition of the Techni-cal Guideline Part 6, Revision 9 TR 6 of FGW [5]. The following yield losses are considered as loss factors:

• Loss due to wake effects• Loss due to non-availability of 2 % at most• Electrical transformation and transmission losses up to the transfer point • Reduced yield due to permission related restrictions, referring to e.g. noise,

shadow, nature conservation and radar.The site yield derived from the gross energy yield minus the loss factors is then related to the site-specific reference yield and a five-year period.The determination of the site yield and confirmation of the site quality can only be carried out reasonably within the scope of a full wind potential analysis and energy yield assessment. In a site-specific energy yield assessment, the wind potential is analyzed and wake effects and other losses are determined. This is also indirectly referred to in Appendix 2 para. 7.3. of the EEG 2017, which requires the determination of the site yield to be performed according to the current state of the art, specified in detail by the FGW Technical Guidelines, especially in Part 6 of the Guidelines. A revised edition of Part 6, which was last revised in 2014, is currently being prepared, so that the new legal requirements will be reflected in the technical guideline.

Determination of Site Quality After 5, 10 and 15 Years of Operating Time

In order to verify the site quality on the basis of the actual energy yield, the law demands a review of the site quality after 5, 10 and 15 years of operating time.

Proof of this verification has to be submitted to the grid operator not later than 2 months after the beginning of the 6th, 11th and 16th operating year to qualify for a continued remuneration (Section 36h para. 2 and 3). The re-assessment refers to the data corresponding to the preceding five years (Section 36h para. 2). The assessment is based on the energy actually fed into the grid at the transfer point, to which a so-called “fictitious amount of electricity” is added. This fictitious electricity has been defined in Appendix 2 para. 7.2 as the sum of the following partial quantities:

• Amounts of electricity due to a technical non-availability of more than 2 per-cent of the gross energy yield

• Amounts of electricity not generated due to curtailments by the grid operator according to Section 14 (feed-in management)

• Amounts of electricity that were not fed into the grid due to other shutdowns or reductions, for example optimized marketing of electricity, power for own use or supplies to third parties.

Furthermore, para. 7.3 stipulates that these amounts of electricity have to be determined on the basis of „specific WTGS data“ for the preceding operating years. The WTGS operator is required to retain these data, ensure that they can be accessed by third parties and that they cannot be altered subsequently.The fictitious amounts of electricity can be determined in several ways. For exam-ple, in case of the amounts of electricity lost due to curtailments by the grid oper-ator, the data can be taken from the feed-in management statements. The deter-mination of losses due to non-availability or feed-in reduction on the other hand requires a detailed analysis of the high resolution data of each WTGS considered. Analogously to the determination of the site quality before commissioning of a WTGS, the current state of the art also has to be observed here (Appendix 2 para. 7.3 of the EEG 2017). The relevant existing technical guidelines therefore have to be amended and sometimes even revised, in order to comply with the current requirements of the EEG.







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Consequences and Risks

Because of the continuous verification of the site quality in relation to the actual amount of electricity fed in (plus the fictitious amounts mentioned above) it can be assumed with a certain probability that in the course of time the level of remu-neration will be adjusted. Especially in view of the fact that a review only takes into account the previous five-year period. Therefore especially a realistic assess-ment of the site quality before the commissioning of the WTGS is a fundamental requirement for any sound economic assessment.For any deviation from the previous site quality of more than 2 percent over- or underpayments within the respective period have to be reimbursed. Moreover, payment claims from the grid operator are to be paid with interest, at the current EURIBOR interest rate plus 1 percent (ibid.)Basically, however, there is already some degree of uncertainty with regard to the variance of wind speeds in the five-year periods on which the assessments are based. According to analyses carried out by DEWI, taking into account the past years since 1995, there is a variation of 2.3 to 5% with regard to the wind speed for rolling five-year periods based on the BDB index, depending on the index region. Taking into account a maximum deviation of 2% from the previous site quality, a change in the level of remuneration seems very likely simply because of the varying wind speeds in the five-year periods considered.Furthermore, it should be taken into account, especially at the first review after five years, that the determination of the site quality before the commissioning of the WTGS is based on a wind potential and energy yield assessment. These are always subject to uncertainties of different origins. Normally the uncertainties in full energy yield assessments accepted by financing institutions amount to between 10 and 18%. Whereas in the financing of a project as a rule a deduction on the calculated energy yield is made depending on the uncertainties (p-value), in the determination of the site quality before commissioning of the WTGS the calculated energy yield is used without taking into account any uncertainties. Uncertainties in the energy yield assessment therefore can have consequences

for the adjustment of the level of remuneration after the five-year operating period. Against this background it is obvious that a high-quality energy yield assessment with low uncertainties is absolutely necessary in order to avoid adjustments of the level of remuneration due to avoidable uncertainties in the energy yield assessment. These are in particular uncertainties due to insufficient input data, such as refer-ence sites that are too far away or a lack of wind measurements. By employing accredited wind resource experts already in an early stage in order to assess the available data material and to formulate additional requirements for a reduction of uncertainties, however, the risk of future adjustments of the level of remuner-ation can be mitigated. It is also necessary to focus more closely on the losses to be considered, as this is now a legal requirement. An accurate determination of the permission related restrictions and of the electrical transformation and transmission losses contin-ues to be of great importance for a realistic determination of the site quality.To avoid being taken by surprise by possible adjustments to the level of remuner-ation at the time of the first review after five years of operation, it is recom-mended to perform an initial preview of the site quality after one or two years after commissioning, based on the energy actually fed in. On this basis the eco-nomic efficiency calculation can be adjusted accordingly and the operator can prepare for possible payments to the grid operator. This is particularly important if the wind farm configuration has been changed, for example by added wind tur-bines, or by additional or cancelled legal restrictions (shutdown due to bats, mod-ified noise modes).Furthermore it is possible in a review to detect operational aspects that may have consequences for the level of remuneration, especially with regard to the legally allowed non-availability of 2% or possible shutdowns or reductions that have to be added. These aspects still remain important in the future reviews after 10 and 15 years, although the uncertainties of the original energy yield assessment are no longer relevant, but „only“ the variation of wind speeds, possible extensions and operational aspects.






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Conclusion

Due to the fundamental system change and decision by the legislator to determine the remuneration for electricity generated from wind energy on the basis of auctions under the new EEG 2017, the requirements for determin-ing the site quality also have changed. Whereas under the previous EEG the site quality was determined after five years of operation and then the period of the initial increased tariff was established, the site quality is now assessed before commissioning as well as after 5, 10 and 15 years, with the level of remuneration coupled to these assessments. This system which in an extreme case rather corresponds to a four-tier than a one-tier remuneration model, requires a repeated verification of the amount of electricity fed into the grid. The technical guidelines and specifications necessary for implementing the requirements of the EEG 2017 are currently being revised or prepared. They are an important prerequisite for an assessment of the site quality in the review periods stipulated. In order to minimize the risk of a steady decline of the level of remuneration, high-quality and realistic energy yield assessments with low uncertainties as well as a high technical standard of operation are indispens-able requirements.

References[1] Gesetzesbeschluss des Deutschen Bundestages: Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für

Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Ener-gien – Drucksache 355/16; 08.07.2016

[2] 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

[3] FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richt-linien für Windenergieanlagen, Teil 5, „Bestimmung und Anwendung des Referenzertrages“, Revi-sion 6, Berlin, 2016.

[4] FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richt-linien für Windenergieanlagen, Teil 2, „Bestimmung von Leistungskurve und standardisierten Ener-gieerträgen“, Revision 16, Berlin, 2010.

[5[ FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richt-linien für Windenergieanlagen, Teil 6, „Bestimmung von Windpotenzial und Energieerträgen“, Revision 9, Berlin, 2014.

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Potential for WTGS Shutdown in Northern Germany until the End of the DecadeRegarding the expansion of onshore wind energy in Germany, the growing num-ber of shutdowns of old wind turbines will be a factor to be considered in the future. This in particular will be an issue with regard to the bidding on the yearly capacity volumes from 2017 on. According to the 2017 Renewable Energy Sources Act (EEG 2017)1, the auctioned capacity for onshore wind energy in Germany per year will be 2,800 MW. From 2020 the amount will rise to 2,900 MW (gross). The dismantling of old wind turbine generators (WTGS) will not be taken into account. This article examines the age classes of today´s WTGS and the shutdowns to be expected within the next years in Germany’s “wind energy states” Schleswig-Hol-stein and Lower Saxony. It also illustrates how the auctions, starting in 2017, might affect the net growth of installed wind power.The analysis is based on data sets published periodically by the four German trans-mission system operators (TSO) within the scope of the EEG annual settlement.2, 3 Data registered by the EEG installations register, which is managed by the Federal Network Agency for Electricity, Gas, Telecommunications, Post and Railway (BNetzA)4, has been considered as well. The evaluation is narrowed down to WTGS with a minimum capacity of 100 kW. The latest datasets in the installations regis-ter are from 2014 and capture 23,000 wind turbines with a capacity of 37.6 giga-watt (GW). The datasets include the commissioning date for each WTGS, so that the life span can be determined (e.g. reference date 31.12.2014). By the end of 2014 the average age of all operating WTGS in Germany was barely ten years. Wind tur-bines in Hamburg, Saxony and Lower Saxony had the highest average age, wind turbines in Bavaria, Berlin and Saarland the lowest.5 At the end of 2014 5,200 WTGS with a capacity of 7.9 GW were operating in Lower Saxony. The average age of

these WTGS was about 11.3 years, hence nearly one and a half years above the nationwide mean age. 2,750 WTGS with 4,9 GW capacity were installed in Schleswig-Holstein, the average age was 9.5 years, which is almost two years less than the average age of WTGS in Lower Saxony.

Age of WTGS Portfolio in Lower Saxony

The age distribution of all wind turbines in Lower Saxony shows that half of the installed capacity has been in use less than ten years by the end of 2014 ( ). This represents only 35 percent of all installed wind power. The amount of turbines younger than five years is noticeably lower than turbines with an operating time between five and ten years. The capacity installed, however, is the same in both classes (one quarter). This figure highlights the capacity growth during the last years. When looking at capacity categories it is noticeable that turbines with more than two megawatt had been producing energy for up to four years on average by the end of 2014 ( ), whereas the average WTGS with a power up to 250 kW was put into operation more than 20 years ago. In total, turbines with at least 20 years lifetime account for five percent of all WTGS but only one percent of the installed power.

Age of WTGS Portfolio in Schleswig-Holstein

At the end of 2014, half of the installed WTGS in Schleswig-Holstein had been oper-ating for less than five years. illustrates the enormous increase of wind

J. Quentin, D. Sudhaus Fachagentur Windenergie an Land (Onshore Wind Energy Agency)

Picture: © Holger Bedurke

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capacity in the northern state within the last two years. This is also shown by the low average age: turbines with more than 2 MW are on average less than four years old, WTGS with more than 3 MW only 1.4 years. About five percent of the WTGS were installed more than 20 years ago ( ). This represents one percent of the wind power capacity in Schleswig-Holstein. Turbines with such long life-times had an average wattage of 250 kW.

Average Age of Dismantled WTGS

The EEG power plant master data from 20133 and 20142 include 567 WTGS, of which not only the dates of commissioning but also the decommissioning dates are reg-istered. 277 turbines were dismantled in 2014 and 290 turbines in 2013. The BNetzA4 installations register captures 445 WTGS decommissioned in the period of August 2014 to December 2015. All in all 1,003 dismantled WTGS with 718 MW were analyzed with regard to their total operating time. At the time of their shut-down the average lifetime of these turbines was 16.7 years. The frequency distri-bution of operating times of these old plants is shown in . Nearly 60 percent of the turbines were shut down after 15 to 20 years. 18 percent had been connected to the grid for more than 20 years. The maximum age was 25 years; the lowest operating time was 1.8 years. Only 14 out of 1,003 WTGS considered had been con-nected to the grid less than ten years. This corresponds to 1.4 percent of all the tur-bines analyzed. The classification of old turbines into capacity categories ( ) illustrates that WTGS with a specific power of up to 250 kW and decommissioned between 2013 and 2015 had on average been operating for 20 years. In contrast, wind turbines with more than one megawatt reached an average age of 13.6 years. Decommissioned turbines with more than one megawatt power obviously have not reached a very long lifetime, as the average capacity of new turbines has only exceeded the megawatt range for the first time at the turn of the millennium.6For the period up to the end of 2011, DEWI has established that predominantly WTGS with 250 to 600 kW were repowered by turbines in the 2 MW category.7 This also applies to the period between 2013 and 2015, where half of the 1,003 analyzed

turbine-shutdowns belonged to the same category. shows that from 2013 to 2014 the mean lifetime of turbines increased by one year, whereas WTGS decommissioned in 2015 on average had a lower lifetime, but significantly higher installed capacity. Similar average ages for WTGS shut down in 2014 were also established by Deutsche WindGuard. According to them, deactivated turbines had an average age of 17 years in 2014.8 The significantly high number of shutdowns in 2014 and the strong decline of repowering in 2015 was probably caused by the discontinuation of the “repowering bonus”. The repowering bonus had been established by law within the amendment of the EEG in 2004. The bonus was paid for dismantling at least one old wind turbine and installing a new and higher pow-ered one in the same region. It was abolished with the amendment of the EEG in 2014.

Situation in Lower Saxony

For Lower Saxony the data determined by German TSO2, 3 and BNetzA4 display 251 turbine-shutdowns with 159 MW capacity between 2013 and 2015. At the date of decommissioning the average operating time was 17 years,8 hence the mean run-ning time is on the same level as the national average. In Lower Saxony 58 percent of the old turbines were shut down after 15 to 20 years, 22 percent of the WTGS had been used for more than 20 years. Only five turbines were operating less than ten years. In comparison to the nationwide distribution, which rather approaches the Gaussian distribution ( ), the age pattern of shutdowns in Lower Saxony is more heterogenic ( ). The high rate of shutdowns after 17 to 18 years as well as the low number of shutdowns after 15 to 16 and 19 to 20 years is noticeable in Lower Saxony ( ).In , shutdowns are broken down according to power classes, which shows that in Lower Saxony, too, a high share of the WTGS decommissioned only had a low installed capacity. 82 percent of all registered decommissioned turbines had a specific capacity of up to 750 kW. Regarding calendar years ( ), shutdowns in 2015 show a significant lower operating time than in 2013 and 2014. However, the






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number of turbines recorded in 2015 is even higher than in 2013 and 2014. Regard-ing the validity of the results, this has to be taken into consideration. It also has to be noted that the data source differed in 2015 (BNetzA4 instead of ÜNB2). For 2014 a significant increase of shutdowns in comparison to the previous year cannot be established. In 2014 the repowering bonus was granted for the last time.

Situation in Schleswig-Holstein

In Schleswig-Holstein 240 decommissioned WTGS with 186 MW capacity where registered by German TSO2 and BNetzA4 between 2013 and 2015. The average age of these turbines was 17.5 years, thus one year more in comparison to the nation-wide average age. However the age distribution differs in Schleswig-Holstein (see below).

illustrates that the average age in all power classes is higher than the national average age for shutdowns except for the megawatt class ( ). Despite the much lower number of WTGS in comparison to Lower Saxony ( ), the count of dismantled turbines in Schleswig-Holstein was almost the same. Average age and average power were higher in Schleswig-Holstein than in Lower Saxony. More than two thirds of recently recorded shutdowns had a specific power of up to 750 kW.The operating times of dismantled WTGS in Schleswig-Holstein were significantly longer in 2014 than in 2013 and 2015 ( ). Only in 2014 the average age was also higher than the national mean. It can be assumed that a high number of very old turbines were dismantled in 2014 in order to benefit from the repowering bonus, which was last modified in EEG 2012 and then discontinued by the end of 2014.40 percent of the registered turbines closed down in Schleswig-Holstein went offline after 15 to 20 years of operation. One third of the turbines which were shut down worked for more than 20 years. Six of 240 dismantled WTGS were operating for less than ten years.

In comparison to the nationwide situation ( ), in Schleswig-Holstein a rela-tively high rate of turbines was older than 20 years at the date of shutdown ( ). In addition, a relatively large number of turbines was decommissioned within the first 13 years of operation in the northern state. The age distribution of decommis-sioned WTGS in Schleswig-Holstein is more homogeneous than the age distribu-tion of nationwide shutdowns. The early development of wind energy in the north may be one reason for this difference, since a high number of old plants was avail-able for dismantling. This can explain the higher rate of relatively old turbines being dismantled. Furthermore, the funding system in the present EEG (2014) is a two-step system: for high-wind locations an increased initial feed-in tariff is paid for a shorter time than for low-wind areas farther from the coast. This makes repowering in the north more profitable at an earlier stage than elsewhere, and hence the rate of turbines shut down before reaching the operating time of 15 years is higher in Schleswig-Holstein in comparison to the other parts of Germany.

Potential for Shutdown in Lower Saxony and Schleswig-Holstein

Assuming that wind turbines prospectively will also be decommissioned after 17 to 18 years in Lower Saxony and Schleswig-Holstein, the yearly expected disman-tling would be about 3.0 to 3.6 GW (Lower Saxony) and 1.2 to 1.4 GW (Schleswig-Hol-stein) until the end of the decade. Hence, 2,700 to 3,000 turbines in Lower Saxony and 1,200 to 1,350 turbines in Schleswig-Holstein would be shut down by the end of the year 2020. 3,900 to 4,300 WTGS shutdowns with a lost capacity of 4.2 to 5.0 GW could be expected in this case.Assuming that turbines in both regions are shut down after an average age of 20 years, in Lower Saxony 1,700 WTGS with 1.4 GW and 800 WTGS with 0.6 GW in Schleswig-Holstein would go offline by the end of 2020. Thus, 2,500 wind turbines with 2.0 GW would be decommissioned by the end of the decade.The realization of funding auctions - intended by the new EEG from 2017 onwards – may possibly extend the run time of wind turbines, as repowering also will require the acceptance of the tender in the future. Furthermore the risk of acceptance






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might delay investment decisions. For existing turbines outside designated pri-ority areas, the operation time could be restricted to 20 years, if this was lim-ited by the operating permit.Depending on the runtime scenarios, an annual dismantling-volume between 0.4 and 1 GW can be expected for both federal states by the end of the year 2020. Referring to § 28 para. 1 EEG 20171, this would be equivalent to 15 to 35 per-cent of the nationwide annual auctioned power capacity. Due to grid bottle-necks, in Lower Saxony and Schleswig-Holstein auction allocations might only be granted up to 58 percent of the gross-average WTGS development from 2013 to 2015 (see § 36c para. 4 EEG 2017). According to DEWI,9 the average power growth during these years was 1,330 MW. Thus, the annual wind energy contin-gent in the auction would be limited to 770 MW per year. The development of wind energy capacity in these states would distinctly slow down. Especially in Lower Saxony, a net reduction of wind power capacity would be possible.

References1. EEG 2017, Bundestagsbeschluss vom 08.07.2016.2. Anlagenstammdaten zur EEG-Jahresabrechnung 2014 (Stand 31.12.2014), abgerufen Feb. 2016 unter:

netztransparenz.de/de/Anlagenstammdaten.htm.3. Anlagenstammdaten zur EEG-Jahresabrechnung 2013 (Stand 31.12.2013), abgerufen Feb. 2016 unter:

50hertz.de, amprion.de, tennet.de, transnetbw.de.4. BNetzA (03/2016): Veröffentlichung der im Anlagenregister erfassten Daten für den Zeitraum August

2014 bis Februar 2016.5. FA Wind (2016): Status des Windenergieausbaus und Repowering in Schleswig-Holstein.6. DEWI (2001): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2000, DEWI-Mag-

azin Nr. 18.7. DEWI (2012): Status und Potenzial des Repowering, in DStGB (Hrsg.): Kommunale Möglichkeiten beim

Ausbau der Windenergie – unter besonderer Berücksichtigung des Repowering, Stand 09/2012, S. 21.8. Deutsche WindGuard (2015): Status des Windenergieausbaus an Land im Jahr 2014, S. 11.9. DEWI (2014): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2013, DEWI-Mag-

azin Nr. 44; DEWI (2015): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2014, DEWI-Magazin Nr. 46; DEWI (2016): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2015, DEWI-Magazin Nr. 48.

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C. EnderDEWI, Wilhelmshaven


Whereas the first half year of 2015 had been characterized by an increased instal-lation of wind energy in the offshore area, the first six months of 2016 showed a steadier growth on an already high level of onshore WTGS installations, due to the new EEG 2017 (Renewable Energy Sources Act) and the quarterly reduction of remuneration. Compared to the same period in 2015, with a total of 1,148 MW (429 wind turbine generators (WTGS), in 2016 a total of 2,059 MW (726 WTGS)1 were erected. This is about 80 percent more than in the previous year [1]. Within the scope of repowering projects, 156 WTGS with 170 MW were dismantled and replaced by 131 turbines with 385 MW. The share of repowering in the new instal-lations is approx. 19%. At sea, a total of 56 offshore WTGSwith a total installation of 336 MW were completed during the first six months of 2016. All in all, as per 30.06.2016, 27,272 wind turbines with a total capacity of 47,294 MW were installed in Germany (on- and offshore). An overview of the results of the first half-year 2016 is given in , which shows, among others, the new installations, repower-ing and offshore figures. shows the development of wind energy in Ger-many during the last few years and also includes the cumulative values in addi-tion to the new installations added each year, as well as the offshore capacity of wind turbines installed but not yet connected to the grid.

Regional Distribution of Wind Energy Use

When taking a look at the new installations in the individual federal states, it is interesting to note that this time Lower Saxony with 423 MW is clearly ahead of Schleswig-Holstein (323 MW) ( ). These states are followed by Brandenburg (254 MW), North-Rhine Westphalia (251 MW) and Baden-Württemberg (178 MW).

When looking at the cumulative figures, the lead position is still kept by Lower Saxony with 8,944 MW, followed by Bran den burg (6,148 MW) and Schleswig-Hol-stein (6,040 MW). These and other cumulative figures can be found in , where the accumulated installed capacity as per 31.12.2015 is shown in blue and the new installations as per 30.06.2016 are marked orange. The figures given refer to the total installed capacity at the reference date. Wind energy statistics broken down by administrative districts will be published in the next DEWI Mag-azin as part of the annual analysis.

Analysis of the Development in the DIBT Wind Zones

A distinction according to coastal/inland areas on the basis of federal states is inaccurate for some federal states because they have coastal as well as different inland sites (e.g. Lower Saxony). For this reason we have carried out a more differ-entiated evaluation of the installation data based on the classification according to wind zones as established in the DIBT guideline for wind turbines [2]. shows the regional distribution of wind zones ranging from areas with low wind conditions (wind zone 1) to wind-rich coastal sites (wind zone 4). shows how the wind turbines newly installed in the first half of 2016 are allocated. As is the previous year it can be seen clearly that the hub height is rising from the coastal to the inland areas in accordance with the wind conditions and that the specific capacity of the wind turbines is decreasing. It also becomes obvious that the low-est number of turbines was erected in zone 3 and the largest number in zone 2. 1 The data are based on manufacturer information, BNetzA database and own research. The survey was carried out in

July 2016. The WTGS reported were installed but do not have to be already connected to the grid.

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and 6 show the development in the wind zones over the years, the number of wind turbines erected as well as the specific installed capacity (W/m²). shows clearly that the specific installed capacity is decreasing steadily over the years in many wind zones as well as nationwide.

Repowering

It has become clear once again that repowering remains an important segment for the development of wind energy onshore, even without any specific funding. According to the information available, repowering reached a share of 19% in the newly installed capacity onshore in the first half of 2016 (384,50 MW of 2.059,30 MW, ).

gives an overview on the erection of new wind turbines within the scope of repowering projects in the federal states in the first half-year of 2016. A total of 131 WTGs were erected in repowering projects (see , preliminary figures as of July 2016). In these projects 156 turbines (170 MW) were pulled down/decommi-sioned. Mostly old turbines in the range of up to 1 MW rated capacity were replaced. Approx. 31 % of all turbines dismantled were within a higher range of capacity. The average capacity of the new turbines is around 2.94 MW. Apart from the coastal states Schleswig-Holstein and Lower Saxony, repowering proj-ects were also realized in other federal states ( ). These projects partly con-cerned complete wind farms, partly single wind turbines. The development of repowering including the dismantled wind turbines is shown in .

Potential Annual Energy Yield

It sometimes takes quite a while until real production data are available, and in order to get an idea about the share of wind energy in the energy actually gen-erated, the potential annual energy yield is estimated, assuming a 100% wind year. This is based on the average load factors calculated for wind turbines of dif-ferent power classes for each federal state, using the production index IWET V11

[4] (average of the load factors of the years 2003 to 2012). The calculation fur-thermore is based on the assumption that all wind turbines reported by the end of the year contribute a full annual energy yield. Downtimes due to mainte-nance, repair, grid overload etc. are not taken into account. The potential share of wind energy in the net energy consumption of the federal states [5] is shown in where the shares on the calculated potential annual energy yield are represented.

Market Trends in Turbine Size

From year to year more wind turbines with rotor diameters of 90 m and more are installed in Germany ( and ), and in the first half of 2016 the share of this class has reached approx. 92 %, referred to the number of turbines. The biggest increase compared to the same period last year could be noted for wind turbines with rotor diameters of 120 m and more. Their share went up from approx. 6% to 17%. The average installed power onshore has now reached 2.84 MW ( and ). Apart from the installed capacity and the rotor diameter another important feature of wind turbines is the hub height. In the first half year of 2016 approx. 71% of the wind turbines erected had a hub height of more than 120 m ( left). Another parameter is the total height of the wind turbine which consists of hub height plus rotor radius, and which in some regions is subject to restrictions. (right) shows the shares of total heights of wind turbines per federal state erected during the first six months of 2016, divided into 3 height classes based on the requirements for obstruction lighting.

Offshore development during the first half of 2016

Seven offshore wind farms (OWF) were under construction off the German coast during the first six months of the year. The construction of OWFs Gode Wind 1 and 2 was completed, and at OWF Sandbank and Nordsee One all the founda-tions still missing could be installed. Construction work at sea started for the







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projects Nordergründe, Veja Mate and Wikinger with the installation of the first foundations. As per the reference date 30.06.2016, 14 of the 18 monopile founda-tions in OWF Nordergründe were installed so that the foundations for the proj-ect in the 12 nautical mile zone in the North Sea could already be completed by mid-July.

gives an overview of the installation work at sea for the realization of Ger-man offshore wind farms in the first half of 2016, all of which, with the excep-tion of the Baltic Sea project Wikinger, were erected in the German North Sea. OWF Wikinger is also the only project where jacket foundations will be used, whereas in all the other OWFs monopile foundations are installed.

Grid ConnectionConstruction work at sea for the erection of OWFs Gode Wind 1 and 2 were com-pleted successfully in spring and electricity was already transmitted via the grid connection DolWin2 which went live for the first time in February. In June, Ten-net, the transmission grid operator responsible, announced that DolWin2 would be disconnected because there had been repeated failures of a cable component of the grid connection system during the test phase. Now preparations for the acceptance of DolWind 2 are to be continued only after the defects have been remedied. At OWF Sandbank first the foundation and then the topside for the transformer station were installed at sea in May. Within the project area of Nord-see One the foundation for the transformer station was installed, and the top-side is scheduled for erection in the summer. For both projects the installation work for the internal park cabling was carried out during the first half-year.During the first six months of the year the installation of the export cable from OWF Nordergründe to the coast could be completed. The transformer station is scheduled to be erected during the second half of the year, and the grid con-nected is expected to be put into operation by the end of the year. In the Baltic Sea, the transmission grid operator 50Hertz, has started to install in coastal waters the first section of cables for the grid connection of the OWFs Wikinger and Arkona.

In the first half-year of 2016 the final investment decisions were taken for the construction of two further offshore wind farms off the German coast: E.ON decided to build the OWF Arkona with 60 Siemens wind turbines of the 6 MW class in the Baltic Sea and Dong Energy will realize the OWF Borkum Riffgrund 2 in the North Sea, with 56 wind turbines of 8 MW class by Vestas.Also worth mentioning is that Vattenfall has installed an accommodation plat-form approx. 70 km off the island of Sylt in June for up to 50 service technicians, to allow them to work 365 days a year in two-week shifts, and look after opera-tion and servicing of the offshore wind farms DanTysk and Sandbank. Further-more the process of installing the wind turbines for the OWF Sandbank is to be optimized by the use of a combined hotel/transfer vessel featuring a special gangway system which enables the commissioning team to climb onto the wind turbines directly, making the step over safe in waves of up to 2.5 meters. This concept also should allow work to be carried out 24 hours per day.

References[1] Ender, Carsten: Windenergienutzung in Deutschland - Stand 30.06.2015. DEWI-Magazin (2015) Nr. 47,

S. 44-53.[2] Richtlinie für Windenergieanlagen, Fassung Oktober 2012; Hrsg.: Deutsches Institut für Bautechnik,

Berlin [3] www.fos.de/de/NEU-Windzone-jetzt-einfach-ermitteln_376.htm[4] Ingenieurwerkstatt Energietechnik (Rade) (Hrsg.): Monatsinfo: Betriebsvergleich umweltbewusster

Energienutzer 2003-2012.[5] Nettostromverbrauch 2014 lt. BDEW, Bundesländer wurden hochgerechnet[6] BNetzA Anlagenregister, Stand Ende Juli 2016







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R. FrühmannDEWI, Wilhelmshaven

FINO-Wind Dissemination Workshop Incites Strong Interest in Offshore Wind MeasurementsIn April 2016 UL International GmbH (UL-DEWI) organised an end-of-project dis-semination workshop for the FINO-Wind project. The most significant results from the project were presented before an audience of 45 invited guests from industry and academia.The workshop took place in the Gauss Hall of the Federal Maritime and Hydro-graphic Agency of Germany. Project partners held presentations on the individ-ual work packages. A key topic that invoked much discussion was the develop-ment and implementation of the new data quality assurance and validation tool, ValidatF. The validation process is depicted in . The tool is intended for appli-cation to both future and historic data, providing a more refined quality flag sys-tem and thereby enabling end users to better assess and filter the data accord-ing to their specific requirements. Further topics included quality requirements for offshore wind speed measurements as well as new findings in offshore cli-matology. Furthermore, the new database structure was presented, and end users were given insights into how and what data will be provided.A guest presentation was held by the project EWeLiNE that is focused on the development of innovative weather and power forecast models for the grid inte-gration of weather dependent energy sources. The continuity of both data and data format were highlighted as important criteria for the end users as the assimilation and analysis processes are thereby greatly simplified, saving time and effort. In this respect the FINO data were recognised as setting an example for other data sources.In addition to informing the participants of the results and methods ascertained in the FINO-Wind project, the workshop also provided a forum for discussion on

a range of issues and challenges faced by the offshore wind industry and the weather and climate research community. A particularly lively discussion, and one of the core topics of the project was the harmonisation of the data from the three masts, in particular with respect to the correction of wind speeds for mast effects. Due to the differences in construction of the three masts and the differ-ent arrangement of sensors especially on FINO 3, a detailed study was conducted investigating different methods of wind speed correction, since no single method could be applied to all three masts. Several methods were presented, shown for comparison in , and it was shown that although two methods were selected as being optimal for the three FINO masts, alternatives might be preferred in other situations where either the geometry of the mast or the arrangement of sensors warranted a different approach.Furthermore strong interest was shown in new insights gained regarding the characteristics of the maritime atmosphere in the North Sea and western Baltic, as well as the influence on wind measurement resulting from the newly con-structed offshore wind farms. The mast corrected data confirmed previous find-ings that the annual mean wind speeds in the North Sea and western Baltic are indeed very similar, as shown in , the main cause for a slightly greater wind speed in the North Sea being identified in the greater intensity of the storm events in the autumn and winter months. While nearby wind farms clearly lead to a decrease in the measured wind speeds as well as increases in turbulence intensity, a suitable correction method could not be proposed, the main chal-lenge arising from uncertainty in the operational configuration of wind parks, e.g. the switching on and off of individual turbines. Under the new conditions, a


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better characterisation of the offshore wind conditions can only be achieved by considering the multiple available measurement points together in the con-text of a measurement network.

Background to the FINO Project:

Development of offshore wind energy is one of the key goals of the German government. To attain a better understanding of the offshore climate as well as the marine flora and fauna, three research platforms (FINO 1, 2 and 3) were constructed between 2003 and 2009: two in the North Sea and one in the Bal-tic. The platforms are fitted with approximately 100 m high masts on which are mounted various sensors for measuring key atmospheric parameters – in particular wind speed and direction.The FINO-Wind project began in December 2012 with the goal to standardise the wind measurements on the three FINO platforms. The principal aim is to improve the comparability of the measurements and to introduce a new homogenised format for nomenclature and storage of the data in the FINO-da-tabase maintained by the Federal Maritime and Hydrographic Agency (BSH). Furthermore the measured wind speeds should be used to evaluate differences in the wind climates of the North Sea and Baltic. The project was led by the German Meteorological service and included the BSH, UL International GmbH (UL-DEWI), Fraunhofer IWES, DNV GL (formerly GL GH) and Wind-Consult (WICO) as project partners.Funding was provided through Projektträger Jülich by the Ministry for the Envi-ronment (BMU) in the first year and subsequently by the Ministry for Economic Affairs and Energy (BMWi).

MOVING ENERGY FORWARD

From energy generation to distribution, management and usage, we are helping advance new sustainable sources and technologies, making energy cleaner, more reliable and more effi cient. Through New Science, UL is working to mitigate sustainable energy risks and safeguard innovation.

DISCOVER THE NEW SCIENCE OF SUSTAINABLE ENERGY

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UL-DEWI News MEASNET Procedure “Evaluation of Site-Specific Wind Conditions”

Being part of Measuring Network of Wind Energy Institutes (MEASNET), UL-DEWI has contributed to the release of the sec-ond version of the MEASNET procedure “Evaluation of Site-Spe-cific Wind Conditions”. After having been released in 2009, the document quickly developed into an internationally well-rec-ognized definition for a complete procedure to assess site conditions. The new ver-sion addresses topics such as energy yield assessment and utilization of remote sensing measurement techniques.

UL-DEWI with Students at Test Field in Anzetel-Wehlens

UL International GmbH (UL-DEWI) has been cooper-ating with Jade University of Applied Sciences in Wilhelm-shaven for some years and offers on a regular basics a course about the basis of wind energy use. As a part of the seminar the students visited this year the wind energy test field Anzetel-Wehlens, that is located north of Wilhelmshaven, Germany.

New Accreditation for UL-DEWI Spain

The Spanish branch of UL-DEWI received its ISO/IEC 17020 certificate of accreditation from the International Accreditation Service (IAS), one of the leading accreditation bodies in the U.S. This accreditation covers DEWI’s global network, through its regional offices in Europe, LATAM, Middle East and Asia. The scope of accreditation includes the inspections of wind turbines and gearboxes in plants as well as on-site. The accreditation recognizes DEWI’s high standards and technical competence in inspection methods and pro-cedures.

UL-DEWI Contributed to a Recent Book Publication

UL-DEWI contributed to a recent book publication: The book „Meer-Wind-Strom“ (sea-wind-electricity) sums up the results of the project RAVE (research at Alpha Ventus), in which more than 100 scientists commonly conducted research about the first offshore wind park in Germany – Alpha Ventus. Thomas Neumann, Rich-ard Foreman and Beatriz Cañadillas from the UL-DEWI research team participated in the project and contributed to parts of the book.






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UL-DEWI Presentations at Shows / Conferences

UL-DEWI’s Jose Javier Ripa, Regional Manager Spain and Latin America, gave a talk about the certification of Life Time Extension at the Spanish wind congress (Congreso Eólico Español) that took place on June 28 and 29, 2016 in Madrid, Spain.Till Schorer, Commercial Manager, talked about energy yield assessments within the German Renewable Energy Sources Act (EEG) at Branchentag Wind NRW, in Düssel-dorf, Germany. Read more here. His participation was also mentioned in an article of the recognized German magazine “Erneuerbare Energien”.UL-DEWI at AWEA Windpower 2016 in New Orleans, Louisiana on May 23 to 26. UL’s Jason Hopkins gave a presentation about the topic “Life Time Extension – Max-imizing the Return on Investment” on Thursday, May 26.

UL-DEWI Seminars in Latin America

The first of our seminars in Latin America about the topic of „Wind Farm Optimization“ has started in Buenos Aires, Argentina - the room is full and our UL-DEWI experts are motiviated to share their knowledge and expertise. Also our second seminar in South America has been a success: Thanks to all participants and to our UL-DEWI colleagues that lead the workshop in Santiago de Chile. Another UL-DEWI seminar in South America has been completed with success: UL-DEWI colleagues Jose Javier Ripa and Santiago Lopez were happy to share their knowledge with the participants in Lima, Peru. Thanks to all that came out for the seminar and our partners APEGER and WWF-Peru.

UL-DEWI at Shows / Conferences (2nd half of 2016)

• Brazil Wind Power (August 30 – September 1)• Colloque National Eolien, Paris (13 – 14 September)• WindEnergy 2016, Hamburg (September 27 – 30)• China Wind Power, Beijing (October 19 – 21)• Windaba, Capetown (November 2 – 4)• Windenergietage, Potsdam (November 8 – 10)

Visit dewi.de for booth number and to arrange an appointment in advance with one of our experts.

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Editorial

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Editorial Mit den ab 2017 stattfindenden Ausschreibungsverfahren, erwartet die Regierung, dass die Vergütung der durch Wind erzeugten elektrischen Energie geringer wird als bisher und sich am Windangebot und den standortspezifischen Randbedingungen orientiert. Windenergie wird also in Zukunft in Deutschland nicht mehr durch einen staatlich festgelegten Preis vergütet sondern durch Standortbedingungen und regu-latorische Vorgaben bestimmt. Ob sich diese Wunschvorstellung einstellen wird, muss sich erst noch zeigen. Bedingungen, wie der jährliche Deckel für die Gesamtins-tallation, ungenügendes Angebot an Windturbinen, attraktivere Randbedingungen in anderen Ländern, etc. können zu einer geringen Anzahl von Anbietern führen, verbun-den mit dem Effekt, dass diese sehr gut über die Konkurrenzprojekte Bescheid wissen und damit deren Möglichkeiten der Preisgestaltung einschätzen können. Dies gilt ins-besondere für den von der Anzahl der Anbieter her sehr begrenzten Offshore-Bereich. Das bisherige Modell der festgelegten Vergütung führte zu einem völlig freien Markt mit unkontrolliertem Ausbau bei vermuteter zu hoher Vergütung der Energie. Das neue Modell ist aber vor Überraschungen nicht sicher. Was passiert, wenn keiner an einer Ausschreibung teilnimmt, weil wirtschaftliche Randbedingungen zum Zeit-punkt der geplanten Errichtung des Windparks nicht gut genug bekannt sind? Diese genaue Kenntnis der Errichtungskosten wird umso wichtiger je näher die mögliche Vergütung an der Grenze zum wirtschaftlichen Betrieb zu liegen kommt. So gesche-hen in Brasilien bei der letzten Versteigerung im Frühjahr diesen Jahres, zu der ein Angebot an zugelassenen Windparks von über 17.000 MW vorhanden war, aber nicht ein Megawatt versteigert wurde, weil kein Anbieter teilnahm. Grund war die Unsi-cherheit über die Entwicklungs- und Errichtungskosten der Windparks in fünf Jahren. Wie sieht das bei uns aus mit den langen Entwicklungszeiten Offshore und den vie-len möglichen Verzögerungen durch die schwierigen Bedingungen bei der Errich-tung? Ist Offshore-Windenergie wirklich schon ausgereift genug für Versteigerungen?

Es gibt eine ganze Reihe von nicht nur denkbaren Möglichkeiten, die das Potenzial haben zu höheren Vergütungen zu führen, als wir sie heute kennen.Leider wurde bei der Definition der Ausschreibungsbedingungen die Möglichkeit ver-passt, Randbedingungen zu setzen, die zu einer besseren Integration der volatilen Windenergie im Netz führen können. Es wäre doch sinnvoll gewesen, nicht nur erzeugte Energie zu vergüten sondern den ersten Schritt zur Bezahlung eines gesi-cherten Leistungsbeitrags zu gehen. Das hätte die Windparkentwickler dazu ange-regt, wie dies am kostengünstigsten bewerkstelligt werden könnte. Beispiele dafür, was Vorgaben auslösen können, sind bei der Elektromobilität zu sehen. Der Regie-rungswunsch mehr Elektromobile auf der Straße zu haben, initiierte die Entwicklung hin zu immer leistungsfähigeren Batterien, die vor kurzem noch gar nicht vorstellbar waren. Genauso würde die Vergütung von Energie und gesicherter Leistung bei den regenerativen Energien zu unerwarteten Lösungen führen und damit die Integration dieser Energien im Netz unterstützen. Auch wenn in Deutschland schon 84 GW Wind- und Solarleistung installiert sind, also sehr viel erreicht wurde, so stehen wir mit einer vernünftigen Netzintegration erst ganz am Anfang. Jetzt den Ausbau wegen mangelnder Netzkapazität zu begrenzen ist das Ergebnis der Versäumnisse in der Vergangenheit. Seit vielen Jahren war absehbar, dass die einfachste Art der Nut-zung regenerativer Energien unter der Maxime „Einspeisen und vergessen“ nicht zielführend sein kann. Wir sind gespannt auf die durch die Ausschrei-bungen neu entstehenden Herausforderungen und stehen unseren Kunden in bewährter Weise bei der Lösung aufkommender Fragestellungen zur Verfügung.

J. P. MollyDEWI, Wilhelmshaven

Wilhelmshaven, August 2016

Jens Peter MollyManaging Director UL International GmbH

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Europäisches Forschungsprojekt MaRVENEin Überblick über Unterwasserschallbegriffe und europäische Normen

Einleitung

In Europa gibt es ehrgeizige Pläne zum Bau von maritimen erneuerbaren Ener-gieerzeugungssystemen (MEES), wie Offshore-Windturbinen, Wellen- und Gezei-tenkraftwerke. Beim Bau und Betrieb von MEES werden Emissionen, wie z.B. elek-tromagnetische Felder, Unterwasserschall und Vibrationen an die Meeresumwelt abgegeben. Unterwasserschall-Emissionen von MEES stellen aufgrund der Tatsa-che, dass Wasser ein ausgezeichnetes Medium zur Schallübertragung ist, ein besonders gravierendes Umweltproblem dar. Rammschall zum Beispiel, der beim Bau der Fundamente von Offshore-Windparks entsteht, ist wegen der hohen Schalldruckpegel besonders bedenklich und könnte erhebliche Auswir-kungen auf die in europäischen Gewässern heimischen Meeressäuger und Fischarten haben [1]. Um einen Gesamtüberblick über die Bedeutung der Umwelteinflüsse von MEES zu erhalten, wurde das Europäische Forschungspro-jekt MaRVEN (Marine Renewables, Vibrations, Electromagnetics and Noise [2]) von der Europäischen Kommission über die Generaldirektion für Forschung und Erneuerung, gefördert. Dieses Projekt wurde von 2013 bis 2015 bearbeitet. An dem Projekt war ein internationales Konsortium von neun Partnern aus sieben EU-Ländern beteiligt:

• DHI, Dänemark (Projektleitung)• Cranfield University, GB (Co-Projektleitung)• Centre for Environment, Fisheries and Aquaculture Science (Cefas), GB• Totalförsvarets forskningsinstitut (FOI), Schweden• Scottish Association of Marine Science (SAMS), GB• DEWI – UL International GmbH, Deutschland

• Royal Belgian Institute of Natural Sciences - Operational Directorate Natural Environment, Belgien

• Universitat Politècnica de Catalunya - Laboratori d’Aplicacions Bioacústiques, Spanien

• Quiet Oceans, Frankreich Ziel des Projektes war eine kritische Betrachtung der vorhandenen wissenschaft-lichen Erkenntnisse, der Bedeutung von Einflüssen auf die Meeresumwelt sowie die Erarbeitung von Empfehlungen zur Minderung oder Vermeidung von festge-stellten negativen Auswirkungen. Die Projektarbeit gliederte sich in sechs Berei-che (siehe ). In diesem Beitrag wird eine Übersicht über die in den einzel-nen EU-Mitgliedstaaten vorhandenen Vorschriften bezüglich der Unterwasserschall-Emissionen beim Bau von MEES vorgestellt. Diese Untersu-chung gehörte zu den Aufgaben von DEWI im Rahmen des Projekts und ist Teil einer eingehenden Analyse der gültigen Normen und Richtlinien für Schall inner-halb der EU (siehe mittlerer Block in ). Der Schwerpunkt dieser Untersu-chung liegt auf Windenergieanlagen, da die vorhandenen Normen sich überwie-gend auf diese Systeme beziehen. Im Folgenden wird zunächst ein Überblick über die wichtigsten Unterwasserschallbegriffe gegeben, gefolgt von einer Über-sicht der europäischen Vorschriften, die im Rahmen dieses Projektes ermittelt wurden.

Kurze Übersicht der wichtigsten Unterwasserschall-Parameter

Schall breitet sich in Form von Druck- und Dichteschwankungen in elastischen Medien wie Luft oder Wasser aus. Die Lautstärke eines Schallsignals wird dabei

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F. Wilts; DEWI, WilhelmshavenF. Thomsen; DHI, Denmark

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durch die Schwankungsamplitude charakterisiert. Diese Größe wird aus praktischen Gründen meistens in einer logarithmischen Darstellung – dem sogenannten Schalldruckpegel – angegeben. zeigt die typischen Druckschwankungen wäh-rend eines Rammschlages bei Offshore-Bauarbeiten in zeitlicher Auflösung. Es gibt viele verschiedene Definitionen für Schallpegel. Im Zusammenhang mit den Bau- und Betriebsgeräuschen von Offshore-Bauwerken sind vor allem folgende Pegelgrößen von Bedeutung:

Äquivalenter Dauerschallpegel LeqDa der Schalldruckpegel zeitlich stark schwanken kann, wird häufig ein Mittelungspe-gel, der äquivalente Dauerschallpegel Leq, angegeben. Dieser ist wie folgt definiert:

eq 1 1²

d

Dabei ist p(t) der zeitliche Verlauf des Schalldruckpegels, p0 der Bezugsschalldruck von 1 µPa und T die Mittelungsdauer. Die Mittelungszeit erstreckt sich typischerweise über das zu bewertende Zeitintervall.

Einzelereignispegel LE (SEL)Bei impulsartigen Geräuschen (z.B. Rammgeräuschen) wird der äquivalente Dauer-schallpegel nicht nur von der Amplitude, sondern auch von der Häufigkeit und Anzahl der Impulse bestimmt. Da dies objektive Vergleiche erschwert, wird der Einzelereig-nis-Schalldruckpegel LE, der auch als „sound exposure level“ SEL bezeichnet wird, defi-niert. Dieser Pegel ist ein auf die Dauer von 1s umgerechneter äquivalenter Dauer-schallpegel eines isolierten Schallereignisses und stellt ein Maß für die Intensität eines einzelnen Schallereignisses dar:

SEL 1log 1

d

Dabei ist p(t) der zeitliche Verlauf des Schalldruckpegels, p0 der Bezugsschalldruck von 1 µPA und T0 = 1s die Mittelungszeit. Die Integrationsgrenzen T1 und T2 sind so zu wäh-len, dass sie alle signifikanten Teile des Einzelereignisses einschließen (siehe ).

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Unter der Annahme, dass der Leq nicht wesentlich durch Stör- bzw. Hintergrund-geräusche beeinflusst wird, besteht folgender Zusammenhang zwischen dem Leq und dem SEL:

SEL eq log

Dabei ist n die Anzahl der einzelnen Schallimpulse innerhalb der Mittelungszeit T. Bei einer Schlagfrequenz von einem Schlag pro Sekunde sind Leq und SEL iden-tisch.

Spitzenpegel LpeakDer Spitzenpegel stellt ein logarithmisches Maß für die maximal gemessene Druckschwankungsspitze dar:

peak log peak

Dabei ist ppeak der maximal festgestellte positive (pmax) oder negative (pmin) Schall-druck (siehe ). Manche Autoren präferieren die Angabe eines peak to peak Pegels. Dieser umfasst dann die Amplitude zwischen dem maximal gemessenen negativen und dem maximal gemessenen positiven Schalldruckereignis.

Schallpegel und PerzentildarstellungDer Einzelereignispegel SEL und der äquivalente Dauerschallpegel Leq lassen sich spektral aufgelöst (z.B. in Oktav- oder Terzbändern) oder als Summenpegel (Breit-bandpegel) darstellen. Perzentilpegel werden gewöhnlich dafür verwendet um genau einen statistisch relevanten Wert zu erhalten. Ein 50 %-Perzentil (L50/ Pro-zentsätze werden als Indizes an den jeweiligen Pegelwert angefügt), zum Bei-spiel ist der Schallpegel, der bei 50% der Messungen über die gesamte Mess-dauer überschritten wird. Ein 5 %-Perzentil (L5) ist dagegen ein Schallpegel, der bei 5% der Messungen über die gesamte Messdauer überschritten wird.

Aktuelle europäische Normen und Richtlinien mit Bezug auf Unter-wasserschall

Die Situation im Hinblick auf Normen und Richtlininen ist sehr uneinheitlich. Während einige EU-Mitgliedstaaten bereits Standardisierungsverfahren begon-nen haben, sind in anderen Ländern bisher nur wenige Aktivitäten zu verzeich-nen. Relevante normenähnliche Dokumente gibt es in drei Mitgliedsstaten. In einigen anderen Ländern bestehen immerhin Vorschriften über den Umgang mit Schall, der von Offshore-Bauwerken emittiert wird. Bei allen diesen Normen und Vorschriften geht es hauptsächlich um Windenergieanlagen, da bei der Installa-tion von Offshore-Windparks hohe Schallpegel erzeugt werden. Daher liegt auch im Folgenden der Schwerpunkt auf Geräusche, die beim Bau von Windparks erzeugt werden. Die Betrachtung der Normen und Vorschriften zu Unterwasserschall-Emissionen bei der Installation und dem Betrieb von Offshore-Windparks wurde durch eine Umfrage unter europäischen Experten unterstützt. Im Sommer 2014 wurden Fra-gebögen in alle EU-Mitgliedsstaaten verschickt (UK, DK, B, F, NL, GER, SWE), in denen es entsprechende MEES gibt. Die Ergebnisse sind in und zusammengefasst.Es gibt bei den befragten Mitgliedsstaaten unterschiedliche Auffassungen darü-ber, welche Meeresbewohner vor hohen Unterwasserschallpegeln geschützt werden sollen ( ). Nur wenige Länder haben Grenzwerte für Schallpegel festgelegt. In allen untersuchten Mitgliedsstaaten bestehen bereits Regeln zum Umgang mit Unterwasserschall. Einige Staaten haben eigene Richtlinien ( ) für Messungen und Datenanalyse, während andere auf nicht genormte Vor-schriften oder auf ausländische Normen zurückgreifen. In Bezug auf die Mess-position besteht Übereinstimmung, dass in einer Entfernung von 750 m von der Windenergieanlage gemessen werden soll, die Messhöhen über dem Boden wer-den jedoch unterschiedlich definiert. Die deutsche Norm [7] schreibt zum Bei-spiel eine Messstelle nahe dem Meeresboden vor, während die Niederlande [6] zwei Stellen in der unteren Hälfte der Wassersäule empfehlen. Da Unterwasser-








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schallpegel stark ortsabhängig sind und große Unterschiede im Bezug auf die Wassertiefe aufweisen, ist ein Vergleich der Messdaten zwischen den einzelnen Ländern daher nur sehr eingeschränkt möglich.Zur Analyse von Messdaten werden im allgemeinen Perzentilpegel verwendet, um genau einen statistisch relevanten Wert zu erhalten. Es wurde festgestellt, dass die vorgeschlagenen Perzentilpegel in den untersuchten Vorschriften unter-schiedlich sind. Nach der niederländischen Vorschrift ist das 50%-Perzentil des Einzelereignispegels der Hauptparameter, während in Deutschland üblicher-weise das 5%-Überschreitungsperzentil herangezogen wird. Es gibt auch Unter-schiede in der Auswertung der Spitzenpegel (siehe auch ). Die meisten Mitgliedsstaaten stützen sich dabei auf die zwischen Null und dem maximal gemessenen Schalldruck (Lz-p), während z.B. in Frankreich die Pegel zwischen den positiven und negativen Maximalwerten gemessen werden (Lp-p) sollen. Neben den hier aufgeführten Dokumenten gibt es noch weitere internationale Normen über Unterwasserschallmessungen an MEES, die sich noch in der Entwicklung befinden. Diese sind:

• ISO/DIS 18405: Underwater acoustics – Terminology• ISO/CD 18406: Underwater acoustics -- Measurement of radiated noise from

percussive pile driving.In Deutschland befindet sich ebenfalls noch eine Richtlinie in der Entwicklung, die sich mit der Wirksamkeit von Schallminderungssystemen befasst (DIN SPEC 45653: Hochseewindparks - In-situ-Ermittlung der Einfügungsdämpfung schall-reduzierender Maßnahmen im Unterwasserbereich). Um den von Schiffen erzeugten Unterwasserschall geht es in der ISO/DIS 17208-1 (Underwater acoustics -- Quantities and procedures for description and precision measure-ment of underwater sound from ships -- Part 1: Requirements for precision mea-surements in deep water used for comparison purposes) und der ISO/CD 17208-2 (Underwater acoustics -- Quantities and procedures for description and measu-rement of underwater noise from ships -- Part 2: Determination of source levels).

Zusammenfassung

Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass Unterwasserschall emitiert von MEES in vielen EU-Mitgliedsstaaten ein wichtiges Thema ist. Es gibt einige gemeinsame Vereinbarungen, aber die Rechtsgrundlage ist noch sehr unter-schiedlich. Es wäre daher wünschenswert, einen laufenden EU-weiten Standar-disierungsprozess zu haben, der zu einheitlichen Standards und validierten Messmethoden führt, die vergleichbare Ergebnisse mit minimaler Unsicherheit und optimierter Wiederholbarkeit produzieren.

Referenzen[1] Thomsen F, Lüdemann K, Kafemann R, Piper W (2006) Effects of offshore wind farm noise on marine

mammals and fish, biola, Hamburg, Germany on behalf of COWRIE Ltd, Newbury, UK.[2] Thomsen, F., Gill, A., Kosecka, M., Andersson, M., Andre, M., Degraers, S., Folegot, T., Gabriel, J., Judd, A.,

Neumann, T., Norro, A., Risch, D., Segray, P., Wood, D., Wilson, B. (2015) MarVEN – Environmental impacts of Noise, Vibrations and Electromagnetic Emissions from Marine Renewable Energy, Final Study Report. European Commission, Directorate General for Research and Innovation, Brussels. (available under http://bookshop.europa.eu/en/marven-pbKINA27738/?CatalogCategoryID=fMEKABst_fQAAAE-j0pEY4e5L).

[3] EMEC 2014: Underwater Acoustic Monitoring at Wave and Tidal Energy Sites: Guidance Notes for Reg-ulators

[4] NPL 2014: Good Practice Guide No. 133 Underwater Noise Measurements[5] TNO 2011a: Ainslie, M.A. Standards for measurement and monitoring of underwater noise, Part 1:

Physical quantities and their units. TNO Report ref: TNO-DV2011[6] TNO 2011b: de Jong, C.A.F. (2011) Standards for measurement and monitoring of underwater noise,

Part II: Procedures for measuring underwater noise in connection with offshore wind farm licensing. TNO Report ref: TNO-DV 2011 C251

[7] BSH 2011: Offshore wind farms: Measuring instruction for underwater sound monitoring Current approach with annotations Application instructions








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Überarbeitung der „LAI-Hinweise“Aufgrund einer erweiterten Messdatenbasis wird die Einführung einer Übergangsregelung für Schallausbreitungsberechnungen diskutiert

Zusammenfassung

Besonderheiten von Windenergieanlagen (WEA) bedingen spezielle Anpassun-gen an das allgemeine Immissionsschutzrecht, die in den deutschen Bundes-ländern im Detail verschieden ausfallen. Gemeinsamer Nenner sind die „Hin-weise zum Schallimmissionsschutz bei Windenergieanlagen“ („LAI-Hinweise“). Diese werden aktuell überarbeitet und voraussichtlich in Kürze von der Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz (LAI) verabschiedet. Der Ent-wurf (Stand 30.06.2016) beinhaltet Klarstellungen zu Impulshaltigkeit und Inf-raschall, sowie Fallunterscheidungen und eindeutige Festlegungen, die eine deutliche Verringerung von Interpretationsspielräumen bewirken und damit zur Verbesserung der Immissionsschutzsicherheit beitragen. Die Genauigkeit von Ausbreitungsrechnungen ist bei Windenergieanlagen von besonderer Bedeutung. Der vorliegende Entwurf der überarbeiteten LAI-Hinweise verweist auf die „Dokumentation zur Schallausbreitung – Interimsverfahren zur Prog-nose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen“ [1]. Durch dieses Ver-fahren ergeben sich im Vergleich zum bisherigen Standard rechnerisch höhere Immissionen, die für große Nabenhöhen und geringe Ent fernungen tendenziell kleiner sind als für niedrigere Nabenhöhen und Immissionsorte in großer Ent-fernung. Anlass für die Änderung des empfohlenen Ausbreitungs modells waren unter anderem Messergebnisse eines Forschungsvorhabens [2], das jedoch nur eine Quellenhöhe und nicht den relevanten Betriebsbereich abdeckt. Hier ist weitere Forschung erforderlich, um dadurch einen gesicherten Erkenntnisstand für eine Änderung des Ausbreitungsmodells zu erhalten. Auf einer soliden fachwissen-

schaftlichen Basis kann der durch langjährige Praxiserfahrung hohe deutsche Standard beim WEA-Schallimmissionsschutz weiter verbessert werden.

Einleitung

Die „Schallquelle Windenergieanlage“ unterscheidet sich in einigen Punkten von anderen gewerblichen Emittenten. Seit Anfang der 1990-ziger Jahre befasst sich der „Arbeitskreis Geräusche von Windenergieanlagen“ (AK) damit, wie immissi-onsschutzrechtlich mit diesen Besonderheiten umgegangen werden kann. Auf wissenschaftlicher Ebene ist die Schallausbreitung im Freien -insbesondere die hoher Schallquellen- das Thema eines im Jahr 2006 gegründeten Unteraus-schusses im DIN. Unter Mitwirkung beider Fachgremien wurden die „Hinweise zum Schallimmissionsschutz bei Windenergieanlagen“, auch bekannt als „LAI-Hinweise“, überarbeitet. Der Revisionsentwurf (Stand 30.06.2016) beinhal-tet einerseits aus der Immissionsschutzpraxis abgeleitete Konkretisierungen der guten fachlichen Praxis. Andererseits verändern wissenschaftlich theoretische Überlegungen die Basis der Schallausbreitungsrechnung. Entsprechend ist auch dieser Artikel in einen mehr praxisorientierten allgemeinen und einen stärker wissenschaftlich ausgerichteten Teil gegliedert. Dabei dient die Erläuterung des Kontextes der Fortschreibung des bewährten Verfahrens im ersten Teil dem bes-seren Verständnis der nachfolgenden detaillierten Analysen. Vor diesem Hinter-grund stehen auch Anmerkungen zu den Unsicherheiten des gesamten Immis-sionsschutzverfahrens. Wegen der Relevanz für zukünftige Windparkauslegungen liegt der Schwerpunkt dieses Artikels auf der Betrachtung der Veränderungen beim Standard der Schallprognose durch das Interimsverfahren.

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S. Schulz, J. GabrielDEWI, Wilhelmshaven

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Hintergrund des Entwurfs der neuen LAI-Hinweise

Als Schallquellen weisen WEA Besonderheiten auf, die immissionsschutzrecht-lich zu speziellem Regelungsbedarf geführt haben. Während Immissionen von anderen gewerblichen Schallquellen bei schwachem Wind und somit ohne Stö-rung durch windinduzierte Fremdgeräusche vermessen werden können, errei-chen Windenergieanlagen erst bei höheren Windgeschwindigkeiten ihren immis-sionsrelevanten Betriebspunkt. Messungen bei maximalem Schallleistungspegel weisen daher systematisch geringe Fremdgeräuschabstände auf. Wegen der Windabhängigkeit der Schallemission, der Korrelation mit windinduzierten Fremdgeräuschen und der wetter- und vegetationsbedingten Messeinschrän-kungen (starker, nächtlicher, winterlicher Mitwind ohne Niederschlag) sind stan-dardisierte Immissionsmessungen i.d.R. nicht zielführend.

verdeutlicht eine für den WEA-Schallimmissionsschutz bedeutsame Prob-lematik. Die Darstellung zeigt Ergebnisse einer qualifizierten Immissionsmes-sung an einem nicht untypischen maßgeblichen Immissionsort im Außenbe-reich. Das Windenergieanlagengeräusch hebt sich praktisch nicht vom windinduzierten Fremdgeräusch ab. Ein messtechnischer Immissionsschutz-nachweis ist in der Beispielsituation nicht möglich. Noch wesentlich geringer ist die Messnachweiswahrscheinlichkeit für Immissionsorte in allgemeinen Wohn-gebieten. Mehr als bei anderen gewerblichen Schallquellen ist der Immissions-schutz bei Windenergieanlagen auf Berechnungen angewiesen. Dies begründet die besondere Bedeutung der Schallausbreitungsrechnung. Ihre Resultate sind in der Regel nicht durch Messungen nachprüfbar. Bei WEA dient die Ausbreitungs-rechnung nicht nur Prognosezwecken, sie ist Teil des Immissionsschutznachwei-ses.

Genauigkeit von Immissionsschutznachweisen Standard für Schallausbreitungsrechnungen ist die DIN ISO 9613-2 [3]. Mit Fokus auf bodennahe Schallquellen entwickelt, macht die DIN ISO 9613-2 nur Angaben zur abgeschätzten Genauigkeit der prognostizierten Schalldruckpegel für mitt-

lere Höhen über dem Ausbreitungsweg bis 30 Meter. Tendenziell nimmt die angegebene Genauigkeit für größere Schallquellenhöhen zu. Bis 1.000 m wird die Genauigkeit in der DIN ISO 9613-2 mit ± 3 dB abgeschätzt. Für größere Ent-fernungen fehlen Genauigkeitsangaben. Als Besonderheit von WEA ist auch die Schallquellenausdehnung und -höhe zu nennen. Bei einer überstrichenen Fläche im Hektar-Bereich und üblichen Nabenhöhen weit jenseits der 100 m Marke, ist nicht verwunderlich, dass der Ansatz einer stationären Punktschallquelle die Realität nur bedingt abbildet. Hier dürfte die wesentlichste Einschränkung des Verbesserungspotentials für die Genauigkeit von WEA-Schallprognosen, die von einer Punktschallquelle in Nabenhöhe ausgehen, liegen. Für die Entwicklung und Validierung neuer und genauerer Prognoseverfahren sind aufwendige For-schungsprojekte und eine solide Messdatenbasis erforderlich. Einen Anfang bil-dete das Forschungsvorhaben des Landes NRW „Messtechnische Untersuchung der Schallausbreitung hoher Windenergieanlagen“ [2]. Durch künstliche Erhö-hung der Schallemission konnte die Immissionspegeldatenbasis im Rahmen der Untersuchung auf Entfernungen von über 1.000 m erweitert werden. Leider feh-len noch immer Daten bei höheren Windgeschwindigkeiten und die Übertrag-barkeit der im künstlichen Betriebsmodus gemessenen Werte auf den regulären immissionsrelevanten Betrieb mit maximaler Schallemission bleibt einge-schränkt. Die Messergebnisse des Forschungsvorhabens wurden im Unteraus-schuss „Schallausbreitung im Freien“ des Normenausschuss Akustik, Lärmmin-derung und Schwingungstechnik (NALS) im DIN und VDI diskutiert und führten zur Verabschiedung der „Dokumentation zur Schallausbreitung – Interimsver-fahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen“ [1]. Dabei wurde auch auf Erfahrungen aus Messungen und Ausbreitungsmodellen aus dem militärischen Bereich zurückgegriffen. Die dort gewonnenen Erkenntnisse basieren jedoch auf Punktschallquellen (Knallimpulse durch Explosionen in gro-ßen Höhen) und sind größtenteils nicht öffentlich zugänglich. Zur Verbesserung des Kenntnisstandes wird derzeit auch ein vom Ministerium für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume des Landes Schleswig-Holstein ausgeschriebenes umfangreiches Messvorhaben bearbeitet.









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Auch Hersteller und Verbände planen die Durchführung weiterer Messkampag-nen. Ergebnisse und abgeleitete Erkenntnisse zur Schallausbreitung von WEA-Ge-räuschen werden in Fachgremien zu diskutieren sein.

Überarbeitung der LAI-HinweiseSeit der letzten Revision hat die Praxis einige Verbesserungsansätze bei Details der LAI-Hinweise ergeben, die neben der Aktualisierung der Richtlinienbezüge in den überarbeiteten Entwurf (vorliegender Stand 30.06.2016) einfließen. Klare Festlegungen mit Fallunterscheidungen für unterschiedlich belastbare Basisda-ten, differenzierte Empfehlungen für Nebenbestimmungen der Genehmigungen sowie Regelungen zur Bestimmung der Qualität der Prognose, verringern Inter-pretationsspielräume und verbessern die Im missions schutzsicherheit. Sachdien-lich sind insbesondere auch fachlich begründete Klarstellungen zu Impulshaltig-keit und Infraschall. Große Auswirkungen für zukünftige Windparkauslegungen hat die geplante Änderung des Standards der Schallausbreitungsrechnung, die im folgenden Abschnitt erläutert wird.

Das Interimsverfahren

Die DIN ISO 9613-2 [3] bietet bewährte praxistaugliche Lösungen für Schallprog-nosen. Parallel befasst sich die Forschung seit Jahrzehnten mit der Entwicklung genauerer Berechnungsalgorithmen für die Schallausbreitung. Die Zusammen-hänge sind sehr komplex und können nachfolgend nur ansatzweise beleuchtet werden. Akademische Erkenntnisse helfen Verbesserungspotential vereinfachter Regelungen zu erkennen. Letztlich können Berechnungsmethoden jedoch nur in den Bereichen belastbare Ergebnisse liefern, in denen sie durch Messungen veri-fiziert worden sind. Die folgenden allgemeinen Erläuterungen zum Schallaus-breitungsmodell dienen der Erklärung der durch Messungen ausgelösten Para-meterfestsetzungen des Interimsverfahrens.

Erläuterungen zum Schallausbreitungsmodell und Parametern der DIN ISO 9613-2Die Schallausbreitungsrechnung nach DIN ISO 9613-2 [3] verwendet Dämpfungs-terme, die den Schall mindern. Für WEA-Schall wesentlich sind die

• Dämpfung aufgrund geometrischer Ausbreitung (Adiv)• Dämpfung aufgrund von Luftabsorption (Aatm)• Dämpfung aufgrund des Bodeneffekts (Agr) (bzw. Bodenmeteorologieeffekt )

Im Zusammenhang mit dem Interimsverfahren wird hier besonders auf die Dämpfung aufgrund des Bodeneffekts (Agr) eingegangen. Die Festlegung im Inte-rimsverfahren auf „Agr = - 3 dB“ ist die entscheidende Modifikation der Schallaus-breitungsrechnung. Die frequenzselektive Berechnung der Dämpfung aufgrund von Luftabsorption ist kein Novum des Interimsverfahrens. Zur Vermeidung von Überlagerungsef-fekten wird für die nachfolgenden Agr -Parameterstudien keine frequenzselektive Berechnung der Dämpfung aufgrund von Luftabsorption durchgeführt.

Die Bodendämpfung Im alternativen Verfahren der DIN ISO 9613-2 7.3.2 [3] wird die Reflexion am Boden nahe der Quelle über einen Term DΩ in der Richtwirkungskorrektur Dc

berücksichtigt. Daher nimmt Dc Werte um 3 dB an, obwohl von einer Punktschall-quelle ohne Richtwirkung ausgegangen wird. In einer homogenen Atmosphäre würde sich der Schall auf geraden Wegen ausbreiten, d.h. direkt von der Quelle zum Empfänger sowie zusätzlich über eine Reflexion am Boden. Durch die Refle-xion am Boden wird der Schall am Immissionsort um den Wert Dc - Agr erhöht, wobei die Bodendämpfung Agr vom Einfallswinkel am Ort der Reflexion abhängt. Temperatur- und Windgeschwindigkeitsdifferenzen in verschiedenen Höhen beeinflussen die effektive Schallgeschwindigkeit, dadurch werden die Schall-wege gebeugt. Insbesondere Mitwindbedingungen und stabile Schichtungen wirken sich begünstigend auf die Schallausbreitung aus, da dadurch die Schall-wege zum Boden hin gekrümmt werden. Je nach Geometrie sind dann weitere Ausbreitungswege möglich, die im allgemeinen Verfahren der DIN ISO 9613-2









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über die Bodendämpfungsterme für Quellbereich, Mittelbereich und Empfän-gerbereich berücksichtigt werden. Im Falle von hochliegenden Quellen sind dabei geometrisch nur Ausbreitungswege mit Reflexionen in der Nähe des Empfängers möglich.Im „Interimsverfahren“ [1] werden die Werte Dc und Agr pauschal so festgesetzt, dass ein Wert von Dc - Agr= 3 dB resultiert. Diese vereinfachte Festlegung der Para-meter führt rechnerisch zum gleichen A-bewerteten Ergebnis wie die Reflexion auf schallhartem Boden gemäß allgemeinem Verfahren der DIN ISO 96132. Abhängig vom Krümmungsradius zeigen Berechnungen mittels sogenannter Raytracing-Verfahren für bestimmte Bereiche eine Verdichtung der „Schallstrah-len“. An solchen Stellen können höhere Pegel erwartet werden als unter Annahme einer geradlinigen Schallausbreitung. Dies bedeutet jedoch für andere Bereiche entsprechend weniger „Schallstrahlen“, so dass dort ein geringerer Schalldruck-pegel zu erwarten ist. zeigt ein Strahlenbild aus einer Beispielrechnung für eine Quelle in 50 m Höhe, bei einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s in 10 m Höhe unter Berücksichtigung einer neutralen Schichtung (aus [4]). Führen also in einem Entfernungsbereich Meteorologieeffekte zu einem höheren Pegel als gemäß einfacheren Ausbreitungsmodellen berechnet, kann daraus nicht geschlossen werden, dass in anderen Entfernungen ebenso erhöhte Pegel zu erwarten sind.

Berechnungsmethoden bezüglich der Boden- und MeteorologieeffekteIm Zusammenhang mit der Überarbeitung der LAI-Hinweise wurden vom Unter-ausschuss „Schallausbreitung im Freien“ des NALS Berechnungen des Programms „Kutex“ zu Vergleichen mit dem Interimsverfahren herangezogen. Insbesondere geht es um die adäquate Berücksichtigung der Dämpfung aufgrund des Boden-meteorologieeffekts. Die Antwort des Unterausschuss „Schallausbreitung im Freien“ des NALS [5] auf Fragen des LANUV zum Interimsverfahren [6] enthält mehrere Diagramme, anhand derer die Unterschiede zwischen den verschiedenen Ausbreitungsmo-dellen verdeutlicht werden können. Die Diagramme zeigen jeweils den Bodenef-

fekt, wie er im alternativen Verfahren der DIN ISO 9613-2 [3] berechnet wird (dort repräsentiert durch D-Agr) den pauschalen Wert aus dem Interimsverfahren von 3 dB, sowie den Boden- und Meteorologieeffekt berechnet mit dem Ausbrei-tungsprogramm Kutex, das auch die Auswirkungen von Windprofil und Turbu-lenz auf die Schallausbreitung berücksichtigt. zeigt als Beispiel ein Dia-gramm (Abb. 8 in [5]) gemittelt über die Stabilitätsklassen und Windge schwin dig keiten, die üblicherweise nachts zu erwarten sind. Die Berech-nungen des Programms Kutex, die der Unterausschuss „Schallausbreitung im Freien“ des NALS in seiner Antwort an das LANUV übermittelt hat, ergeben in Entfernungen von ca. 400-1.100 m zum Teil höhere Immissionspegel gegenüber dem pauschalen Wert aus dem Interimsverfahren, während die Messergebnisse aus [2] in diesem Bereich mit dem Interimsverfahren [1] vergleichbar sind. Ab einer Entfernung von ca. 1.100 m beginnt nach dem detaillierten Ausbreitungs-modell (Kutex) ein starker Abfall der erwarteten Schalldruckpegel. Ein solcher Pegelabfall wird auch mit dem alternativen Verfahren (derzeitiger Standard) errechnet, jedoch bereits bei viel geringeren Entfernungen. Für den Entfernungs-bereich > ca. 1.100 m liegen in [2] keine Messungen vor. Auf Basis der in [5] dar-gestellten Kutex-Berechnungen ist anzunehmen, dass das Interimsverfahren die Schalldruckpegel in Entfernungen ab ca. 1.400 m systematisch überschätzt. Eine Einschränkung der Nutzung des Interimsverfahrens auf einen begrenzten Entfernungsbereich wäre somit wünschenswert, wobei dieser Entfernungsbe-reich auch von der Quellenhöhe abhängig sein kann. Des Weiteren sollte auch definiert werden, ab welcher Quellenhöhe bzw. welcher mittleren Höhe des Aus-breitungsweges über Grund die Anwendung des Interimsverfahrens sinnvoll ist. Die folgende Parameterstudie zeigt, dass die Unterschiede zwischen den Ergeb-nissen des Interimsverfahrens und des alternativen Verfahrens für geringere Quellenhöhen größer sind.









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Vergleich des Interimsverfahrens mit dem bisherigen StandardZur Veranschaulichung der Änderungen, die sich durch die Verwendung eines pauschalen Wertes für die Bodendämpfung gegenüber dem alternativen Verfah-ren der DIN ISO 9613-2 [3] ergeben, wurden Beispielrechnungen durchgeführt. Als Beispiel wurde eine Konfiguration aus 3 WEA mit 70 m Nabenhöhe als Vor-belastung und 3 WEA mit 140 m Nabenhöhe als Zusatzbelastung betrachtet. Die WEA liegen in dieser theoretischen Konfiguration auf einer geraden Linie und sind jeweils 500 m voneinander entfernt. Für alle WEA wurde ein Schallleis-tungspegel von 105 dB(A) angenommen. Die Immissionsorte IO 1 bis IO 12 wur-den ebenfalls in 500 m Abständen auf der Geraden angeordnet, IO 1 bis IO 6 lie-gen dabei auf der Seite der WEA der Zusatzbelastung mit hoher Nabenhöhe, die Immissionsorte IO 7 bis IO 12 auf der Seite der Vorbelastung mit geringer Naben-höhe.Die Immissionsorte IO 13 bis IO 18 sind so angeordnet, dass sie jeweils die glei-che Entfernung zu den WEA der Vor- und Zusatzbelastung aufweisen. In sind die Beispielkonfiguration und die Isophonen dargestellt. Die durchgezogene Linie zeigt jeweils die Isophone gemäß alternativem Verfahren, die gestrichelte Linie die Isophone gemäß Interimsverfahren, wobei die verwendeten Linienfar-ben jeweils dem gleichen Wert zugeordnet sind. Anhand von lässt sich erkennen, dass das Interimsverfahren generell zu höheren Werten führt. Dabei ist der resultierende Unterschied in den Bereichen kleiner, in denen die hohen WEA den Gesamtpegel bestimmen, als in den Bereichen, in denen die niedrigen WEA den Gesamtpegel bestimmen. Noch deutlicher wird dies anhand der detaillierten Berechnungsergebnisse für IO 13 in . WEA ZB 3 mit 140 m Nabenhöhe liegt in der gleichen Entfernung (500 m) wie WEA VB1 mit 70 m Nabenhöhe. Bei der hohen WEA führt das Inte-rimsverfahren jedoch zu keiner Änderung des Teilimmissionspegels, während sich für die WEA mit 70 m Nabenhöhe ein um 2,2 dB erhöhter Pegel ergibt. Im Entfernungsbereich um 500 m zu den nächstgelegenen WEA eines Parks ist somit für aktuelle Nabenhöhen der Unterschied zwischen alternativem Verfah-ren und Interimsverfahren noch gering. Immissionsort 14 liegt 1.000 m entfernt

von den WEA VB 1 und ZB 3. Der Unterschied zwischen dem alternativen Verfah-ren und dem Interimsverfahren fällt in diesem Entfernungsbereich mit ca. 3 dB dagegen größer aus. Würde es sich bei IO 14 um einen Immissionsort in einem allgemeinen Wohngebiet handeln, so wäre bei Berechnung gemäß Interimsver-fahren zur Einhaltung nächtlichen Immissionsrichtwertes eine Nachtreduzie-rung der WEA erforderlich, auf die bei Berechnung gemäß alternativem Verfah-ren noch verzichtet werden könnte.IO 15 weist zu den nächstgelegenen WEA eine Entfernung von 1.500 m auf. Die dort berechnete Erhöhung des Erwartungswertes um ca. 3,5 dB würde im Falle einer Schutzwürdigkeit gemäß einem reinen Wohngebiet zur Notwendigkeit einer nächtlichen Schallreduzierung führen.

Fazit der Analyse des Interimsverfahrens• Messwerte bei gleichzeitiger Emissions- und Immissionsmessung liegen bis-

her nur für eine Nabenhöhe von ca. 100 m im Entfernungsbereich bis ca. 1.100 m vor.

• Berechnungen mittels detaillierterer Ausbreitungsmodelle (siehe [5]) weisen auf eine systematische Überschätzung der Immissionspegel ab einer Entfer-nung von ca. 1.400 m durch das Interimsverfahren hin.

• Obwohl die Anpassung des Berechnungsverfahrens mit den größeren Quel-lenhöhen begründet wird, führt das vorgeschlagene Interimsverfahren für große Quellenhöhen zu geringeren Abweichungen zum bisherigen Verfahren als für kleinere Quellenhöhen.

Ein zukünftiges Verfahren sollte bezüglich der Quellenhöhen und der Abstände differenziert und begrenzt werden, wie dies auch in der Antwort des NALS [5] auf die Anfrage des LANUV [6] empfohlen wird. Das Interimsverfahren mag für Quel-lenhöhen um 100 m und den Entfernungsbereich zwischen 500 und 1.000 m zu Werten führen, die mit der vorliegenden Messkampagne vergleichbar sind, ob jedoch der stark vereinfachte Berechnungsansatz des Interimsverfahrens auf andere Nabenhöhen und größere Entfernungen übertragbar ist, ist noch zu prü-fen.









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Bis zur messtechnischen Überprüfung und gegebenenfalls der Entwicklung eines differenzierteren Ausbreitungsmodells ist daher eine Einschränkung des Gültigkeitsbereiches des Interimsverfahrens in Bezug auf Quellenhöhen und Entfernungen zu empfehlen.

Ausblick

Durch die Übernahme der überarbeiten LAI-Hinweise in die Immissionsschutz-praxis der Länder ergibt sich die Chance, bisher länderspezifische Entschei-dungsgrundlagen zu vereinheitlichen. Weitere Forschung und insbesondere eine erweiterte Messdatenbasis ist erforderlich, um Erkenntnisse für eine Überarbeitung des international etablierten Schallausbreitungsrechnungs-standards der ISO 9613-2 abzuleiten. Eine solide Messdatenbasis ist hierfür unbedingt notwendig.

Referenzen[1] Dokumentation zur Schallausbreitung. Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen

von Windkraftanlagen. Fassung 2015-05.1. Beuth-Verlag 2015.[2] Engelen, J., Piorr, D., (2015): Messtechnische Untersuchung der Schallausbreitung hoher Windener-

gieanlagen, Lärmbekämpfung Bd.10 (2015) Nr.6[3] DIN ISO 9613-2, „Dämpfung des Schalls bei der Ausbreitung im Freien; Teil 2: Allgemeines Berech-

nungsverfahren“, Oktober 1999.[4] Lärmermittlung und Massnahmen zur Emissionsbegrenzung bei Windkraftanlagen, Untersu-

chungsbericht 452‘460, int. 562.2432, EMPA, Eidgenössische Materialprüfungs- und Forschungsan-stalt, Abteilung Akustik, 22.1.2010

[5] Beantwortung der Fragen zum Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen, (AZ 45.1) NA 001 Normenausschuss Akustik, Lärmminderung und Schwingung-stechnik (NALS) im DIN und VDI, B. Kunzmann 17.12.2015

[6] Anfrage des LANUV NRW, D. Piorr, an den Normenausschuss Akustik, Lärmminderung und Schwin-gungstechnik (NALS) im DIN und VDI, UA Schallausbreitung im Freien, bezüglich Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen. 18.9.2015


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Einführung von Ausschreibungen für Strom aus Windenergieanlagen in Deutschland ab 2017Einführung

Am 1.1.2017 tritt die Neufassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG 2017 [1]) in Kraft. Mit der Gesetzesnovelle wird der bereits im EEG 2014 eingeleitete Systemwechsel hin zu Ausschreibungen abgeschlossen und damit eine grundle-gende Neuordnung der Rahmenbedingungen für die Förderung der Stromerzeu-gung aus erneuerbaren Energien in Deutschland geschaffen.Der Förderanspruch für die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen (WEA) besteht künftig nicht mehr generell auf Basis einer gesetzlich garantierten Ein-speisevergütung sondern nur noch für Anlagen, für die ein Zuschlag in einer Aus-schreibung erteilt wurde.Der Ausbau der Windenergie wird auf das festgelegte jährliche Ausschreibungs-volumen begrenzt, wobei für Norddeutschland zusätzlich eine Limitierung des weiteren Zuwachses der Windenergie in Regionen mit starker Auslastung der Übertragungsnetze gilt.Für WEA an Land dient beim Ausschreibungsverfahren ein modifiziertes Referen-zertragsmodell als Basis für die Standortbewertung. Hierzu wurde im EEG 2017 ein einstufiges Modell eingeführt und zudem Änderungen bei der Definition des Referenzstandorts und des Standortertrags vorgenommen. Im EEG 2017 ist ein Höchstwert von 7 Cent pro Kilowattstunde bei Geboten für WEA an Land für den 100%-Referenzstandort über 20 Jahre festgelegt.In diesem Beitrag wird ein Überblick zu wesentlichen Änderungen für den Betrieb von Windenergieanlagen an Land gegeben, die sich durch die Gesetzes-

novelle ergeben. In einem weiteren Artikel erfolgt eine ergänzende Betrachtung zum EEG 2017 in Bezug auf die Ermittlung und Bedeutung der Standortgüte im Rahmen der Ausschreibung und im Betrieb von WEA (siehe Beitrag auf Seite 44).

Ausschreibungsvolumen für die Windenergie an Land

Der Ausbaupfad für die Windenergie an Land wurde im EEG 2017 angepasst und auf einen jährlichen Brutto-Zubau von 2.800 MW in den Jahren 2017-2019 und von 2.900 MW ab 2020 festgelegt. Anders als in der Regelung im EEG 2014 wird somit nicht mehr der Netto-Zuwachs betrachtet, der sich unter Berücksichtigung der abgebauten Leistung beim Rückbau von Altanlagen ergibt.Das jährliche Ausschreibungsvolumen für WEA an Land entspricht den o.g. Ziel-werten. In 2017 sind drei Ausschreibungsrunden vorgesehen: 800 MW zum Gebotstermin 1.5. und jeweils 1.000 MW zu den Gebotsterminen am 1.8. und am 1.11.. Für 2018 und 2019 sind im EEG 2017 jeweils vier Gebotstermine (1.2., 1.5, 1.8. und 1.11.) mit einem Ausschreibungsvolumen von je 700 MW für WEA an Land festgelegt. Ab 2020 werden 1.000 MW zum 1.2. und je 950 MW zum 1.6. und 1.10. ausgeschrieben.Ab 2018 erhöht sich das Ausschreibungsvolumen jeweils um die für WEA an Land ausgeschriebene Leistung, für die im jeweils vorangegangenen Kalenderjahr keine Zuschläge erteilt werden konnten.Im EEG 2017 wurde eine Regelung zur Begrenzung des weiteren Zubaus von Win-denergieanlagen in Norddeutschland aufgenommen. Konkret ist dabei vorgese-


B. NeddermannDEWI, Wilhelmshaven

mailto:b.neddermann%40dewi.de?subject=








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hen, den Windenergiezubau in Gebieten, in denen die Übertragungsnetze beson-ders stark belastet sind (sog. „Netzausbaugebiete“), zu steuern. In diesen Netzausbaugebieten, die spätestens bis 1.3.2017 durch Rechtsverordnung netzge-bietsscharf oder landkreisscharf zunächst bis Ende 2019 festgelegt werden sol-len, dürfen Gebotszuschläge nur noch bis zu einer Obergrenze von 58 % der pro Jahr installierten Leistung, die in dieser Region durchschnittlich in den Jahren 2013 bis 2015 in Betrieb genommen wurde, erteilt werden. Das Netzausbauge-biet soll räumlich zusammenhängende Flächen erfassen und höchstens 20 Pro-zent der Gesamtfläche von Deutschland umfassen.

Rahmenbedingungen für die Ausschreibung bei WEA an Land

Für WEA mit einer Nennleistung über 750 kW besteht der Förderanspruch für die Stromerzeugung nur noch, wenn für die Anlage ein Zuschlag in einer Ausschrei-bung erteilt wurde. An der Ausschreibung können alle WEA teilnehmen, für die spätestens drei Wochen vor dem Gebotstermin die Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) vorliegt und an das Register bei der Bundesnetzagentur gemeldet wurde. Allerdings ist im EEG 2017 eine Sonderre-gelung für Bürgerenergieprojekte vorgesehen, die sich bereits vor Erteilung der BImSchG-Genehmigung an der Ausschreibung beteiligen können (s.u.).Die Ausschreibungen werden von der Bundesnetzagentur (BNetzA) durchge-führt und in der Regel acht Wochen vorher angekündigt. Es soll eine schnelle Erteilung des Zuschlags erfolgen, Nachrückverfahren sind nicht vorgesehen.Für das Gebot ist die Gebotsmenge in Kilowatt (installierte Leistung) und der Gebotswert in Cent pro Kilowattstunde (mit zwei Nachkommastellen) anzuge-ben. Bei WEA an Land bezieht sich das Gebot auf einen 100% Standort auf Basis des im EEG 2017 definierten Referenzstandorts (s.u.).In den Ausschreibungsrunden werden einmalige, verdeckte Gebote abgegeben, für die eine Sicherheit in Höhe von 30 Euro pro kW installierter Leistung für die Gebotsmenge zu hinterlegen ist. Die Zuschläge erfolgen projektbezogen und können bei WEA an Land nicht auf andere Projekte übertragen werden.

Gebote für Windenergieanlagen an Land

Gebote für WEA an Land beziehen sich auf den in der Anlage zum Gesetz defi-nierten Referenzstandort. Als Grundlage dient dabei ein ein-stufiges Referenzer-tragsmodell und nicht mehr das bisherige EEG-Modell, bei dem eine Untertei-lung in den Zeitraum mit einer erhöhten Anfangsvergütung und einer Grundvergütung erfolgte. Geboten wird auf den „anzulegenden Wert“ für den Standort mit einem 100 Prozent-Gütefaktor über einen Vergütungszeitraum von 20 Jahren. Der Gütefaktor (oft auch als Referenzertragswert bezeichnet) beschreibt die Standortqualität als Verhältnis des Energieertrags eines WEA-Typs am Anlagenstandort zum Energieertrag desselben WEA-Typs am EEG-Referenz-standort. Nach 5, 10 und 15 Jahren Betrieb ist im EEG 2017 allerdings eine Über-prüfung des Gütefaktors vorgesehen, die dann ggf. zu einer Anpassung führt (s.u.). Der Zahlungsanspruch wird im EEG 2017 auf die Dauer von zwanzig Jahren (ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme) begrenzt, bisher war die Vergütung für zwanzig Kalenderjahre zuzüglich der Betriebsdauer im Inbetriebnahmejahr zu leisten. Bei der Erteilung des Zuschlags wird die unterschiedliche Standortquali-tät durch einen Korrekturfaktor berücksichtigt, mit dem der Zuschlagswert mul-tipliziert wird. Im EEG 2017 werden hierzu Stützwerte in Dezimalschritten für Standorte mit Gütefaktoren von 70 bis 150 Prozent festgelegt, wobei zwischen benachbarten Stützwerten linear interpoliert wird. gibt hierzu einen Über-blick. Durch den Bezug der Gebote auf den 100%-Referenzstandort und der Berücksichtigung der o.g Korrekturfaktoren sollen bundesweit vergleichbare Wettbewerbsbedingungen geschaffen werden, um den Ausbau der Windenergie in allen Regionen in Deutschland zu ermöglichen. Im EEG 2017 erfolgt eine Neudefinition des Referenzstandorts, um den Betrieb moderner WEA realistischer abzubilden: „Der Referenzstandort ist ein Standort, der bestimmt wird durch eine Rayleigh-Verteilung mit einer mittleren Jahres-windgeschwindigkeit von 6,45 Metern je Sekunde in einer Höhe von 100 Metern über dem Grund und einem Höhenprofil, das nach dem Potenzgesetz mit einem Hellmann-Exponenten α mit einem Wert von 0,25 zu ermitteln ist.“









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Als Voraussetzung für den Vergütungsanspruch ist vor der Inbetriebnahme gegenüber dem Netzbetreiber der Gütefaktor nachzuweisen. Hierzu ist ein Ener-gieertragsgutachten gemäß Technischer Richtlinien für Windenergieanlagen der FGW e.V. durch einen für die Anwendung der FGW-Richtlinien akkreditierten Gutachter vorzulegen. Nach 5, 10 und 15 Jahren Betrieb ist im EEG 2017 eine Über-prüfung des Gütefaktors – wiederum auf Basis eines Windgutachtens – vorge-sehen. Anhand des in den fünf vorangegangenen Jahren ermittelten Standorter-trags ist dann ggf. eine Anpassung erforderlich. Bei einer Abweichung von mehr als 2 Prozentpunkten von dem zuletzt berechneten Gütefaktor müssen zu viel oder zu wenig geleistete Zahlungen erstattet werden.Der Standortertrag vor Inbetriebnahme wird aus dem Bruttostromertrag abzüg-lich der Verlustfaktoren (Abschattungseffekte, technische Verfügbarkeit, elektri-sche Verluste, Einspeisereduzierungen bei Starkwind, Ertragsverluste durch genehmigungsrechtliche Auflagen) ermittelt. Der Standortertrag nach 5, 10 und 15 Jahren Betrieb wird auf Grundlage der in den fünf vorangegangenen Jahren eingespeisten Strommenge zuzüglich einer „fiktiven Strommenge“ ermittelt.Diese fiktive Strommenge umfasst die Summe der Strommengen, die

a. auf eine technische Nichtverfügbarkeit von mehr als 2 Prozent des Bruttostro-mertrags zurückgehen,

b. wegen Abregelungen durch den Netzbetreiber im Rahmen des Einspeisema-nagements nicht erzeugt wurden, und

c. wegen sonstigen Abschaltungen oder Drosselungen, zum Beispiel der opti-mierten Vermarktung des Stroms, der Eigenversorgung oder der Stromliefe-rungen unmittelbar an Dritte, nicht eigespeist wurden.

[siehe hierzu auch den Beitrag auf Seite 60]Im EEG 2017 ist ein Höchstwert von 7,00 Cent pro Kilowattstunde bei Geboten für WEA an Land für den 100%-Referenzstandort über 20 Jahre festgelegt. Ab dem 1.1.2018 ergibt sich der Höchstwert aus dem um acht Prozent erhöhten Durchschnittswert für das jeweils höchste noch bezuschlagte Gebot der letzten drei Ausschreibungen, wobei auf zwei Kommastellen gerundet wird. Der Zuschlag wird für die niedrigsten Gebote erteilt, bis die ausgeschriebene installierte Leis-

tung erreicht ist. Bei demselben Gebotswert erfolgt die Zuschlagserteilung nach der Gebotsmenge in aufsteigender Reihenfolge, beginnend mit der niedrigsten Gebotsmenge. Wenn sowohl Gebotswert als auch Gebotsmenge gleich sind, entscheidet bei Bedarf das Los. Die Förderhöhe richtet sich nach dem eigenen Gebot („pay-as-bid“). Eine Ausnahme bilden alle bezuschlagten Gebote für Bür-gerenergiegesellschaften, für die der Gebotswert des höchsten noch bezuschlag-ten Gebots desselben Gebotstermins als Zuschlagswert gilt (s.u.). Bieter können in einer Ausschreibung mehrere Gebote für unterschiedliche Anlagen abgeben.Die Anlagen müssen innerhalb einer Frist von zwei Jahren nach Zuschlagsertei-lung in Betrieb genommen werden, andernfalls sind gestaffelte Strafzahlungen (10, 20 bzw. 30 Euro pro kW nicht in Betrieb genommener Leistung nach 24, 26 bzw. 28 Monaten) an den Übertragungsnetzbetreiber zu leisten. 30 Monate nach der Bekanntmachung erlischt der Zuschlag. Bei einer Beklagung des Vorhabens kann die Realisierungsfrist auf Antrag einmalig verlängert werden.

Besondere Bedingungen für Bürgerenergieprojekte

Mit dem Ziel, auch nach Einführung des Ausschreibungssystems die Akteursviel-falt zu erhalten, wurde im EEG 2017 eine Sonderregelung für „lokal verankerte Bürgerenergiegesellschaften“ festgelegt. Bürgerenergieprojekten wird dadurch ermöglicht, bereits vor Erteilung der immissionsschutzrechtlichen Genehmi-gung in der Ausschreibung zu bieten. Zudem gilt – abweichend von der „pay-as-bid“-Regelung – für alle bezuschlagten Gebote für Bürgerenergiegesellschaften der Gebotswert des höchsten noch bezuschlagten Gebots desselben Gebotster-mins als Zuschlagswert.Bei Bürgerenergieprojekten besteht die Voraussetzung, dass für die Fläche die Zustimmung des Grundeigentümers zur alleinigen Nutzung und ein Energieer-tragsgutachten gemäß FGW-Richtlinien durch einen hierfür akkreditierten Gut-achter vorliegt. Darüber hinaus muss eine Erstsicherheit bei Gebotsabgabe und eine Zweitsicherheit bei Erteilung der Genehmigung in Höhe von jeweils 15 Euro/kW hinterlegt werden.








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Die o.g. Fristen zur Inbetriebnahme der Anlagen verlängern sich für Bürgerener-gieprojekte um zwei Jahre, so dass erst vier Jahre nach Zuschlagserteilung Straf-zahlungen zu leisten sind und nach 4,5 Jahren der Zuschlag für das Vorhaben erlischt. Die Sonderregelung gilt für privilegierte Bürgerenergiegesellschaften, wenn

• mind. 10 Mitglieder der Gesellschaft natürliche Personen sind,• jedes Mitglied der Gesellschaft max. 10% der Stimmrechte ausübt und die

natürlichen Personen mind. 51% der Stimmrechte haben,• mind. 51% der Stimmrechte bei Mitgliedern mit mind. 1 Jahr als Erstwohnsitz

vor Ort liegen,• nachweislich der Gemeinde eine finanzielle Beteiligung von 10% an der Bür-

gergesellschaft angeboten wurde• sich die Gesellschaft innerhalb eines Jahres mit nur einem Projekt, das max.

6 WEA und insgesamt höchstens 18 MW umfasst, an der Ausschreibung für WEA an Land beteiligt.

Windenergieanlagen, die von den Ausschreibungen ausgenommen sind

Folgende Anlagen sind von der Ausschreibung ausgenommen und werden im Zuschlagsverfahren nicht berücksichtigt:

• WEA mit einer installierten Leistung bis 750 kW• Pilot-WEA an Land mit einer installierten Leistung von insgesamt bis zu 125

MW pro Jahr• WEA an Land, die vor dem 01.01.2017 nach dem BImSchG genehmigt und vor

2019 in Betrieb genommen werden (sog. „Übergangsanlagen“)• WEA auf See, die vor dem 1.1.2017 eine unbedingte Netz anbindungszusage

oder eine Anschlusskapazität erhalten haben und vor 2021 in Betrieb genom-men werden

Für die o.g. Anlagen ist die Höhe der Förderung im EEG 2017 wie folgt geregelt:

WEA an LandFür die WEA an Land, die nach den Bestimmungen des EEG 2017 von der Aus-schreibung ausgenommen sind, gelten die gesetzlich festgelegten „anzulegen-den Werte“. Für diese Anlagen wird das zwei-stufige Referenzertragsmodell unverändert gegenüber dem EEG 2014 fortgeführt, d.h. auch unter Bezug auf die Definition des Referenzstandorts im EEG 2014. Zehn Jahre nach der Inbetrieb-nahme, spätestens aber ein Jahr vor Auslaufen der erhöhten Anfangsvergütung, sieht das EEG 2017 allerdings eine Überprüfung des Referenzertragswerts (Güte-faktors) und eine Anpassung der Frist für die erhöhte Anfangsvergütung vor. Anders als bei Ausschreibungen, besteht der Zahlungsanspruch bei WEA, für die die Einspeisevergütung gesetzlich bestimmt wird, wie bisher für einen Zeitraum von zwanzig Jahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres.Für WEA, die im ersten Quartal 2017 in Betrieb genommen werden, gilt laut EEG 2017 als anzulegender Wert ein Anfangswert von 8,38 Cent pro Kilowattstunde und ein Grundwert von 4,66 ct/kWh. Die anzulegenden Werte verringern sich zum 1.3., 1.4., 1.5., 1.6., 1.7. und 1.8.2017 für die nach diesem Zeitpunkt in Betrieb genommenen WEA um 1,05 Prozent gegenüber den Werten im jeweils vorange-gangenen Kalendermonat. zeigt die Durchschnittsvergütung bei WEA mit Inbetriebnahme am 1.1. bzw. 1.8.2017, für die die Einspeisevergütung gesetzlich bestimmt wird. Zur Orientierung ist in der Grafik auch die Vergütung für den im EEG 2017 festgelegten Höchstwert für Gebote bei Ausschreibungen – 7,00 ct/kWh für den Standort mit einem 100 Prozent-Gütefaktor – dargestellt, die 20 Jahre (ohne Berücksichtigung des Inbetriebnahmejahres) gilt. Für Anlagen, die später in Betrieb gehen, verringert sich der Anfangs- und Grund-wert der Vergütung quartalsweise (zum 1.10.2017 sowie zum 1.1., 1.4., 1.7. und 1.10.2018) um jeweils 0,4 Prozent gegenüber dem vorangegangenen Quartal. Für den Fall, dass die tatsächliche Ausbauentwicklung den festgelegten Brutto-Zu-bau überschreitet, kann die quartalsweise Absenkung der Vergütung auch deut-lich stärker (0,5 bis max. 2,4 Prozent) ausfallen. Nach den Bestimmungen des EEG 2017 dürfen Anlagenbetreiber, die die gesetzliche Einspeisevergütung in Anspruch nehmen, nicht am Regelenergiemarkt teilnehmen.








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Die o.g. „Übergangsanlagen“ – WEA, für die bereits vor dem 1.1.2017 eine BIm-SchG-Genehmigung erteilt wurde – sind von der Ausschreibung ausgenommen, können sich aber auch beteiligen, wenn vor dem 1.3.2017 durch schriftliche Erklä-rung auf die gesetzliche Einspeisevergütung verzichtet wurde.

WEA auf SeeFür die Windenergieanlagen auf See, die vor dem 1.1.2017 eine unbedingte Net-zanbindungszusage oder eine Anschlusskapazität erhalten haben und vor 2021 in Betrieb genommen werden, gelten unverändert die bereits im EEG 2014 fest-gelegten Bestimmungen.Der anzulegende Wert für diese Offshore-WEA beträgt 15,4 ct/kWh als Anfangs-wert für die Vergütung über einen Zeitraum von 12 Jahren. Alternativ kann das sog. „Stauchungsmodell“ gewählt werden. Dieses bietet dem Betreiber die Mög-lichkeit, für einen auf acht Betriebsjahre verkürzten Zeitraum eine Anfangsver-gütung von 19,4 ct/kWh zu erhalten, wenn die Offshore-WEA vor 2020 in Betrieb genommen wurden. Als Grundwert der Vergütung für Offshore-WEA im Anschluss an die erhöhte Anfangsvergütung gelten 3,9 ct/kWh bis die maximale Vergütungsdauer (20 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr) erreicht wurde. Der o.g. Zeitraum für die erhöhte Anfangsvergütung verlängert sich je nach Standortbe-dingungen für Projekte mit mind. 12 Seemeilen Küstenentfernung und/oder mind. 20 Meter Wassertiefe mit zunehmender Küstenentfernung (+0,5 Monate pro Seemeile) und Wassertiefe (+1,7 Monate pro Meter). Bei Inanspruchnahme des o.g. Stauchungsmodells gilt dann 15,4 ct/kWh für die verlängerte Anfangs-vergütung. Gemäß EEG 2017 ist bei Inbetriebnahme in 2018 und 2019 eine Degression der Vergütung um 0,5 ct/kWh und bei Inbetriebnahme in 2020 um 1,0 ct/kWh für Offshore-WEA vorgesehen. Beim Stauchungsmodell verringert sich der Anfangswert der Vergütung um 1,0 ct/kWh, wenn die Anlagen 2018 und 2019 in Betrieb genommen werden.

Windenergie-auf-See-Gesetz für Offshore-WEA, die ab 2021 in Betrieb gehen

Aufgrund der besonderen Rahmenbedingungen für die Offshore-Windenergie wurde als Teil der Gesetzesnovelle auch ein eigenes „Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG)“ verabschiedet. Das WindSeeG regelt die Ausschreibungen zur wettbewerblichen Ermittlung der Marktprämie sowie die Zulassung, die Errichtung, die Inbetrieb-nahme und den Betrieb von Offshore-WEA und -anbindungsleitungen, die ab 2021 in Betrieb gehen.Die Regelungen des WindSeeG werden im Rahmen dieses Beitrags nicht näher behandelt.

Sonstige Regelungen im EEG 2017

Die Gesetznovelle basiert auf den bereits im EEG 2014 eingeführten Grundsät-zen und Regelungen. Unverändert gelten deshalb die Direktvermark-tung des Stroms und die Fernsteu-erbarkeit der Anlage als Vorausset-zung für den Anspruch auf Zahlung der Marktprämie. Zudem gilt – wie bereits im EEG 2014 – die Regelung, dass der Zahlungsanspruch auch für die Strommenge besteht, die nach vorheriger Zwischenspeiche-rung aus einem Stromspeicher in das Netz eingespeist wird.Bei einem Ausfall des Direktver-markters haben WEA-Betreiber für eine Dauer von bis zu drei aufein-



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ander folgenden Kalendermonaten (max. aber sechs Monate pro Kalender-jahr) einen Anspruch auf eine „Ausfallvergütung“ in Höhe von 80% der gesetzlich festgelegten „anzulegenden Werte“.Aus dem EEG 2014 wurde auch die Regelung übernommen, dass WEA mit einer Leistung von mehr als 3 MW bei negativen Börsenpreisen vorüberge-hend den Zahlungsanspruch verlieren. Dies gilt für den gesamten Zeitraum mit negativen Werten der Stundenkontrakte für die Preiszone Deutschland/Österreich am Spotmarkt der europäischen Strombörse EPEX in Paris, wenn die Werte über einen Zeitraum von mehr als sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ sind.Jenseits des Systemwechsels zu Ausschreibungen werden nur punktuelle Änderungen gegenüber dem EEG 2014 vorgenommen. So wird z.B. die Mög-lichkeit für eine regionale Grünstromkennzeichnung eingeführt, um durch regionale und lokale Vermarktungsmodelle die Entwicklung und Akzeptanz der Energiewende vor Ort zu fördern.Schließlich ist zu erwähnen, dass die Ausschreibungen der Förderung erneu-erbarer Energien im Umfang von 5 Prozent der jährlich zu installierenden Leistung für die Teilnahme von Anlagen in anderen EU-Mitgliedstaaten auf Basis der Gegenseitigkeit geöffnet werden sollen, um die europäische Zusam-menarbeit bei der Umsetzung der Energiewende weiter zu stärken und die Integration der erneuerbaren Energien in den europäischen Binnenmarkt voranzutreiben. Hierzu wurde die „Grenzüberschreitende-Erneuerbare-Ener-gien-Verordnung“ verabschiedet, die zunächst Pilotprojekte im Bereich Pho-tovoltaik und ab 2017 eine anteilige Öffnung für andere Technologien vor-sieht.

Quelle:[1] Gesetzesbeschluss des Deutschen Bundestages: Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen

für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerba-ren Energien – Bundesrat Drucksache 355/16; 08.07.2016

UL-DEWI begleitet und berät Sie im Rahmen der Ausschreibung für Windenergieprojekte nach EEG 2017

• Durchführung von LIDAR Messungen • Hochwertige und belastbare

Energieertragsermittlungen

• Energieertragsermittlungen für bestehende Windenergieanlagen

• Bestimmung & Nachweis der Standortgüte nach EEG 2017

Mit mehr als 1.500 durchgeführten Energieertragsermittlungen seit dem Jahr 2000 allein in Deutschland nimmt UL-DEWI eine führende Rolle in der Ermittlung von Windpotenzial- und Energieerträgen ein und ist bei Banken und Investoren für seine hochwertigen und belastbaren Ertragsermittlungen anerkannt. UL-DEWI ist nach ISO/IEC 17025:2005 ein durch die DAkkS akkreditiertes Prüflabor für die Erstellung von Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen sowie zur Durchführung von Windmessungen.

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EEG 2017Ermittlung und Bedeutung der Standortgüte im Rahmen der Ausschreibung und im Betrieb von Windenergieanlagen

Am 08. Juli 2016 wurde durch den Deutschen Bundestag und den Bundesrat das Erneuerbare-Energien Gesetz (EEG 2017) [1] verabschiedet. Neben einer Vielzahl an Neuerungen ist der Schwenk zu einem nunmehr einstufigen Vergütungssys-tem im Rahmen des neu eingeführten Ausschreibungsdesigns besonders her-vorzuheben [siehe hierzu auch den Beitrag auf Seite 54]. Für die Anwendung des modifizierten Vergütungsmodells und die Bestimmung der Höhe der Vergütung anhand gesetzlich festgelegter Korrekturfaktoren in Abhängigkeit der Standortgüte wird weiterhin der Referenzertrag eine bedeu-tende Rolle spielen. So ist festgelegt, dass Gebote im Rahmen der Ausschreibung durch den Bieter auf einen 100% Standort normiert werden müssen (EEG 2017 § 30 Abs. 1 Satz 5) und die Höhe der tatsächlichen Vergütung dann anhand der ermittelten Standortgüte und den damit verbundenen Korrekturfaktoren durch den Netzbetreiber bestimmt wird (§ 36h Abs. 1). Wurde in dem bisherigen 2-stu-figen Vergütungssystem die Laufzeit der erhöhten Vergütung nach 5 Betriebsjah-ren auf Basis der tatsächlich eingespeisten Strommenge im Verhältnis zu dem Anlagen- und Nabenhöhen-spezifischen Referenzertrag ermittelt, so ist es in dem einstufigen Vergütungssystem notwendig bereits vor Inbetriebnahme die Standortgüte zu ermitteln (§ 36h Abs. 3). In diesem Zusammenhang wurde durch den Gesetzgeber auch die Charakteristik des Referenzstandortes geändert, auf dessen Grundlage der Anlagen- und Nabenhöhenspezifische Referenzertrag für eine Windenergieanlage bestimmt wird (Anlage 2 des EEG 2017).In dem vorliegenden Artikel wird ein besonderer Fokus auf die Auswirkungen der Änderungen an der Berechnung des Referenzertrages sowie die notwendigen Anforderungen zur Ermittlung der Standortgüte im Rahmen des einstufigen Ver-gütungssystems für Windenergieanlagen gelegt.

Änderungen der Berechnungsgrundlage des Referenz er tra ges

Im EEG 2014 Anlage 2 zu § 49 [2] wurde der Referenzstandort definiert durch eine mittlere Windgeschwindigkeit von 5,5 m/s auf 30 m Höhe bei einer Rauigkeits-länge von 0,1 m und einer Rayleigh Windverteilung (k=2) unter Berücksichtigung eines logarithmischen Windprofils. Auf dieser Basis und unter Berücksichtigung der typspezifischen Leistungskennlinie wird (beschrieben in der Technischen Richtlinie 5 der FGW e.V. [3]) der Anlagen- und Nabenhöhen-spezifische Referen-zertrag einer Windenergieanlage bestimmt. Im EEG 2017 wird eine Neudefinition des auch als 100% Standort benannten Referenzstandortes vorgenommen (Anlage 2 (b)). Dieser wird nun charakterisiert durch eine Windgeschwindigkeit von 6,45 m/s in 100 m Höhe und der Verlauf des Windprofils über die Höhe durch den Hellmann-Exponent α=0,25 beschrieben. Die Rayleigh Windverteilung (k=2) bleibt dabei weiterhin erhalten. Das Potenzgesetz nach Hellmann beschreibt den Verlauf der Windgeschwindigkeiten mit der Höhe basierend auf dem Expo-nenten α, der entsprechend variabel, je nach Eigenart des Standortes, sein kann. Demgegenüber wird das logarithmische Windprofil entsprechend durch die Rau-igkeitslänge charakterisiert. Insbesondere in großen Nabenhöhen verliert der Einfluss der Oberflächenrauigkeiten an Bedeutung und eine Beschreibung des Windprofils auf Basis einer logarithmischen Funktion führt zu einer geringeren Zunahme der Windgeschwindigkeit als sie tatsächlich in solchen Höhen vorge-funden wird. Dies konnte in der Praxis bereits durch verschiedene Auswertungen von LIDAR Messungen gezeigt werden.Eine Änderung der Berechnung des Referenzertrages auf Basis des Potenzgeset-zes nach Hellmann ist vor diesem Hintergrund schlüssig und passt entsprechend


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T. SchorerDEWI, Oldenburg

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die Berechnungsgrundlage auf die zwischenzeitlich erreichten Nabenhöhen an. Es sei an dieser Stelle allerdings auch darauf verwiesen, dass in der Realität, belegt durch eine Vielzahl an Messungen, für große Nabenhöhen weitaus höhere α-Werte auftreten können und der im EEG angegebene Wert von 0,25 im Mittel als eher konservativ anzusehen ist.Grundsätzlich ist es durch die Änderung der Charakteristik des Referenzstandor-tes notwendig entsprechend für die Windenergieanlagentypen eine Neuberech-nung des Referenzertrages vorzunehmen, welche in einer Ausschreibung Berück-sichtigung finden. Die Berechnungsgrundlage stellt dabei weiterhin eine nach Technischer Richtlinie 2 der FGW [4] vermessene Leistungskennlinie dar. Mit die-ser Kennlinie und unter Berücksichtigung der neuen Definition des Referenz-standortes kann dann der auf 5 Jahre bezogene Referenzertrag berechnet wer-den.Betrachtet man den Verlauf des Windprofils auf Basis der Regelungen im EEG 2014 und der vorgenommenen Änderung im EEG 2017 so zeigt , dass es zu einem Schnittpunkt der beiden Profile bei ca. 135 m kommt. Dies bedeutet für die Praxis, dass durch beide Berechnungsmethoden keine Änderung an der Standortgüte für eine 135 m hohe WEA bezüglich des 100% Standortes erfolgt. Andererseits werden für Nabenhöhen über 135 m höhere Windgeschwindigkei-ten für den 100% Standort auf Basis der neuen Berechnungsmethode definiert. Für Standorte unter 135 m werden im Gegensatz dazu niedrigere Windgeschwin-digkeiten berechnet.Dies führt in der Folge zu anderen Verhältnissen bezogen auf den am Standort erzielten Ertrag im Vergleich zum neu definierten Referenzertrag.Es wird aus ersichtlich, dass die neue Berechnungsgrundlage zu einer Erhöhung der Standortgüte für niedrigere Nabenhöhen führt. Unter Anwen-dung der im EEG 2017 festgelegten Korrekturfaktoren zur Ermittlung der Vergü-tungshöhe (siehe hierzu den Beitrag auf Seite 54) führen höhere Standortgüten in der Folge zu einer Verringerung der Einspeisevergütung. Eine WEA mit einer Nabenhöhe unter 135 m wird somit im Vergleich zu einer WEA mit 135 m Naben-höhe am identischen Standort mit einer geringeren Vergütung bedacht, wäh-

rend eine WEA mit einer Nabenhöhe über 135 m entsprechend höhere Vergütung erzielen kann.Die neue Berechnungsgrundlage ist somit als klares Votum für hohe Nabenhö-hen zu bewerten. Inwiefern niedrige Nabenhöhen vor dem Hintergrund der ver-änderten Rahmenbedingungen wirtschaftlich noch zu verwirklichen sind, ist entsprechend durch standortspezifische Betrachtungen zu überprüfen.

Ermittlung der Standortgüte - die Rolle von Energieertrags-ermittlungen im einstufigen Vergütungssystem

Für Windenergieanlagen, die unter dem Regime des EEG 2014 in Betrieb gegan-gen sind bzw. in Betrieb gehen werden, wird die Standortgüte bestimmt, indem nach 5 Jahren Betriebszeit die eingespeisten Energieerträge ins Verhältnis zum anlagenspezifischen Referenzertrag gesetzt werden. Dieser Verhältnisfaktor, ausgedrückt in Prozent, bestimmt dann die Laufzeit der erhöhten Anfangsvergü-tung für die betrachtete Windenergieanlage. Diese Regelung wird auch im EEG 2017 weiterhin für die WEA Bestand haben, die eine Genehmigung bis 31.12.2016 erhalten und bis 31.12.2018 in Betrieb gehen (§ 22 Abs. 2).Für jene WEA, die eine Genehmigung nach dem 01.01.2017 erhalten und somit an einer Ausschreibung teilnehmen, gilt zukünftig ein ein-stufiges Vergütungs-system. Das heißt, es wird ab Inbetriebnahme die Höhe der Vergütung auf Basis des Gebots im Rahmen der Ausschreibung auf einen 100% Standort multipliziert mit dem von der Standortgüte abhängigen Korrekturfaktor bestimmt. Laut EEG 2017 ist die Standortgüte und somit die Vergütungshöhe nach 5, 10 und 15 Jahren Betrieb erneut anhand der tatsächlich eingespeisten Strommenge zuzüglich einer fiktiven Strommenge zu ermitteln. Auf dieser Basis wird darauf-hin unter Umständen die Vergütungshöhe angepasst. In dem zurückliegenden Zeitraum zu viel oder zu wenig bezahlte Vergütung muss entsprechend erstattet werden.









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Die Ermittlung der Standortgüte ist dabei nach Stand der Technik und von einer nach DIN EN ISO IEC 17025 akkreditierten Institution durchzuführen. Als Stand der Technik wird durch das EEG 2017 die Technische Richtlinie 6 der FGW [5] benannt.

Ermittlung der Standortgüte vor Inbetriebnahme der WEA

Die ermittelte Standortgüte ist nach EEG 2017 § 36h Abs. 3 (1) dem Netzbetreiber vor Inbetriebnahme zu übermitteln, um überhaupt eine Vergütung zu erhalten. Auf Basis der ermittelten Standortgüte und der in § 36h Abs. 1 definierten Kor-rekturfaktoren bestimmt der Netzbetreiber die Vergütungshöhe.Als Grundlagen zur Bestimmung der Standortgüte legt der Gesetzgeber in Anlage 2 des EEG 2017 fest, dass hierfür der sog. Standortertrag zu ermitteln ist. Der Standortertrag wird hierbei definiert als der auf Basis einer spezifischen Leis-tungskennlinie für die zu betrachtende Nabenhöhe unter Berücksichtigung des standortspezifischen Windpotenzials ermittelte Bruttostromertrag abzüglich in der Anlage 2 Abs. 7.1 definierten Verlustfaktoren. Als Bruttostromertrag ist hier-bei in Anlehnung an die Definition in der Technischen Richtlinie 6 Revision 9 (TR 6) der FGW [5]der freie Energieertrag zu verstehen.Als Verlustfaktoren werden folgende Strommindererträge benannt:

• Abschattungsverluste• Verluste aufgrund Nichtverfügbarkeit von maximal 2 %• Elektrische Transformations- und Leitungsverluste bis zum Übergabepunkt• Mindererträge aufgrund von genehmigungsrechtlichen Auflagen, wie Schall,

Schatten, naturschutzfachliche Auflagen und Radar.Der aus Bruttostromertrag abzüglich der Verlustfaktoren erhaltene Standorter-trag ist dann entsprechend bezogen auf 5 Jahre ins Verhältnis zum Anlagenspe-zifischen Referenzertrag zu setzen.Die Ermittlung des Standortertrages und der Nachweis der Standortgüte können sinnvollerweise nur im Rahmen einer vollständigen Windpotenzial- und Energie-ertragsermittlung erfolgen. Denn im Rahmen einer standortspezifischen Ener-

gieertragsermittlung wird das Windpotenzial ermittelt und die Abschattungs- sowie weitere Verluste bestimmt. Hierauf nimmt indirekt auch die Anlage 2 Abs. 7.3 im EEG 2017 Bezug, indem dort beschrieben ist, dass sich die Bestimmung des Standortertrages nach dem Stand der Technik zu richten hat, konkretisiert durch die Technischen Richtlinien der FGW, insbesondere der TR 6. Die entsprechende Konkretisierung der TR 6, zuletzt revidiert in 2014, ist aktuell in Bearbeitung, um auch von fachlicher Seite die gesetzlichen Vorgaben zu berücksichtigen.

Ermittlung der Standortgüte nach 5, 10 und 15 Jahren Betriebszeit

Zur Überprüfung der Standortgüte auf Basis der tatsächlich eingespeisten Strommenge verlangt der Gesetzgeber eine erneute Bestimmung nach 5, 10 und 15 Jahren Betriebs zeit. Ein entsprechender Nachweis ist jeweils spätestens 2 Monate nach Beginn des 6., 11. und 16. Betriebsjahres dem Netzbetreiber vorzu-legen, um weiterhin eine Vergütung zu erhalten (§36h Abs. 2 und 3). Im Rahmen der erneuten Ermittlung erfolgt der Bezug jeweils auf den zurücklie-genden 5 Jahreszeitraum (§36h Abs. 2). Grundlage der Ermittlung ist die tatsäch-lich eingespeiste Strommenge am Übergabepunkt zu welcher eine sog. „fiktive Strommenge“ addiert wird. Diese fiktive Strommenge ist in Anlage 2 Abs. 7.2 ent-sprechend als Summe folgender Teilmengen festgelegt:

• Strommengen, die auf eine technische Nichtverfügbarkeit von mehr als 2 Pro-zent des Bruttostromertrags zurückgehen

• Strommengen, die wegen Abregelungen durch den Netzbetreiber nach § 14 nicht erzeugt wurden (Einspeisemanagement)

• Strommengen, die wegen sonstigen Abschaltungen oder Drosselungen, zum Beispiel der optimierten Vermarktung des Stroms, der Eigenversorgung oder der Stromlieferungen unmittelbar an Dritte, nicht eigespeist wurden.

Es wird hierbei weiterhin in Abs. 7.3 festgelegt, dass die Ermittlung dieser Strom-mengen auf Basis der „konkreten Anlagendaten“ für die zurückliegenden Betriebsjahre zu erfolgen hat. Zur Vorhaltung dieser Daten ist der Anlagenbetrei-









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ber verpflichtet, der auch sicherzustellen hat, dass ein entsprechender Zugriff durch Dritte möglich und die Daten im Nachhinein nicht verändert werden kön-nen.Die Ermittlung der fiktiven Strommengen kann auf der einen Seite z.B. für die Strommengen aufgrund von Abregelungen durch den Netzbetreiber entspre-chend den Abrechnungen zum Einspeisemanagement entnommen werden. Demgegenüber erfordert zum Beispiel die Ermittlung des Ausfalls aufgrund von Nichtverfügbarkeit sowie aufgrund von Abschaltungen oder Drosselungen eine detaillierte Auswertung von hochaufgelösten Daten jeder zu betrachtenden WEA. Analog zu der Ermittlung der Standortgüte vor Inbetriebnahme der WEA ist auch hier nach dem Stand der Technik zu verfahren (Anlage 2 Abs. 7.3 zum EEG 2017). Daher sind hierfür die entsprechenden bestehenden Richtlinien zu konkretisie-ren und mitunter auch neu zu verfassen, um den aktuellen Anforderungen des EEG zu entsprechen.

Konsequenzen und Risiken

Durch die stetige Überprüfung der Standortgüte in Abhängigkeit der tatsächlich eingespeisten Strommenge (zuzüglich der o.g. fiktiven Strommengen) ist mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, dass die Vergütungshöhe über die Laufzeit Anpassungen erfährt. Insbesondere auch vor dem Hintergrund, dass sich eine Überprüfung jeweils nur auf den zurückliegenden 5 Jahreszeit-raum bezieht.Vor diesem Hintergrund ist insbesondere eine realistische Ermittlung der Stand-ortgüte vor Inbetriebnahme der WEA eine grundsätzliche Voraussetzung für eine solide Wirtschaftlichkeitsbetrachtung.Denn jegliche Abweichung zur vorangegangenen Standortgüte über 2 Prozent ist entsprechend mit einer Nachzahlung oder -forderung für den zurückliegen-den Zeitraum belegt (§36h Abs. 2). Verschärfend kommt hierbei hinzu, dass Rück-zahlungen an den Netzbetreiber mit dem zum Startzeitpunkt des Überprüfungs-

zeitraumes gültigen EURIBOR Zinssatz zuzüglich 1 Prozent verzinst werden (ebd.). Grundsätzlich besteht aber schon in den zu Grunde gelegten 5 Jahreszeiträumen eine gewisse Unsicherheit hinsichtlich der Varianz der Windgeschwindigkeiten. Nach Untersuchungen des DEWI besteht auf Basis der zurückliegenden Jahre seit 1995 für gleitende 5 Jahreszeiträume auf Basis des BDB-Index eine Variation von 2,3 bis 5% hinsichtlich des Windaufkommens in Abhängigkeit der Index Region. Unter Berücksichtigung einer maximalen Abweichung von 2 % von der vorangegangenen Standortgüte ist somit bereits aufgrund des unterschiedli-chen Windaufkommens in betrachteten 5 Jahreszeiträumen mit hoher Wahr-scheinlichkeit eine Änderung der Vergütungshöhe anzunehmen.Weiterhin ist insbesondere bei der ersten Überprüfung nach 5 Jahren zu berück-sichtigen, dass die Ermittlung der Standortgüte vor Inbetriebnahme der WEA auf einer Windpotenzial- und Energieertragsermittlung basiert. Diese sind naturge-mäß mit Unsicherheiten behaftet, die sich aus verschiedenen Aspekten zusam-mensetzen. In der Regel liegen die Unsicherheiten von vollständigen und von finanzierenden Instituten akzeptierten Ertragsermittlungen zwischen 10 und 18 %. Wird im Rahmen der Finanzierung in der Regel ein Abschlag auf den berechneten Energieertrag in Abhängigkeit der Unsicherheiten (p-Werte) getä-tigt, so wird im Rahmen der Standortgüte-Ermittlung vor Inbetriebnahme der WEA jeweils der berechnete Energieertrag ohne Berücksichtigung von Unsicher-heiten herangezogen. Eventuelle Unsicherheiten in der Energieertragsermitt-lung können damit Auswirkungen auf eine Korrektur der Vergütungshöhe nach 5 Jahren Betriebszeitraum haben. Vor diesem Hintergrund ist eine hochwertige Energieertragsermittlung mit geringen Unsicherheiten eine zwingende Notwendigkeit zur Vermeidung von Korrekturen der Vergütungshöhe aufgrund von vermeidbaren Unsicherheiten in der Energieertragsermittlung. Hierzu zählen insbesondere Unsicherheiten aufgrund von nicht ausreichenden Eingangsdaten, wie z.B. zu weit entfernten Referenzen oder fehlenden Windmes-sungen. Dabei kann die frühzeitige Einbeziehung von akkreditierten Windgut-achtern zur Einschätzung der Datenlage und zur Formulierung von zusätzlichen









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Anforderungen zur Reduktion von Unsicherheiten einer Ermittlung das Risiko späterer Änderungen der Vergütungshöhe reduzieren. Weiterhin gilt es einen verstärkten Fokus auf die nunmehr gesetzlich vorge-schriebenen und zu berücksichtigenden Verluste zu richten. Eine soweit wie möglich exakte Bestimmung insbesondere der genehmigungsrechtlichen Aufla-gen sowie der Leitungs- und Trafoverluste ist weiterhin eine wichtige Grundlage für eine realistische Ermittlung der Standortgüte.Um von eventuellen Änderungen der Vergütungshöhe nicht erst nach 5 Jahren Betrieb im Rahmen der ersten Überprüfung überrascht zu werden, ist es ratsam, bereits im laufenden Betrieb nach ca. 1 bis 2 Jahren eine erste Vorüberprüfung der Standortgüte auf Basis der bereits eingespeisten Strommenge vorzuneh-men. Auf dieser Basis kann die Wirtschaftlichkeitsberechnung entsprechend nachjustiert werden und für eventuell zu erwartende Rückzahlungen an den Netzbetreiber vorgesorgt werden. Insbesondere ist hierzu anzuraten, falls sich Änderungen an der Windparkkonfiguration durch z.B. Zubau oder durch hinzu-kommende oder wegfallende Auflagen (Fledermausabschaltungen, veränderte Schallmodi) ergeben.Durch eine entsprechende Überprüfung können weiterhin betriebstechnische Aspekte detektiert werden, die ebenfalls Auswirkungen auf eine Änderung der Vergütungshöhe haben können. Insbesondere bezogen auf die per Gesetz erlaubte Nicht-Verfügbarkeit von 2% oder eventuelle Abschaltungen oder Dros-selungen, die entsprechend hinzuzurechnen sind.Im Rahmen der Überprüfungen nach 10 und 15 Jahren spielen die oben genann-ten Aspekte weiterhin eine Rolle, wenn auch die Unsicherheiten der ursprüngli-chen Ertragsermittlung nicht mehr relevant sind, sondern „nur noch“ die Varia-tion der Windgeschwindigkeiten, eventueller Zubau und die betriebstechnischen Aspekte Auswirkungen haben können.

Fazit

Durch die grundlegende Systemänderung und der Entscheidung des Gesetzge-bers im Rahmen des EEG 2017 die Vergütung für Strom aus Windenergie auf Basis von Ausschreibungen zu ermitteln, ergeben sich veränderte und neue Anforderungen zur Bestimmung der Standortgüte. Wurden diese bisher nur nach 5 Jahren Betrieb ermittelt und damit die Laufzeit der erhöhten Vergütung festgelegt, findet nunmehr vor Inbetriebnahme sowie nach 5, 10 und 15 Jahren eine Ermittlung der Standortgüte statt, an die folglich auch die Vergütungshöhe gekoppelt ist. Dieses System, dass im Extremfall eher einem 4-stufigen als einem 1-stufigen Vergütungsmodell entspricht, bedingt in der Folge eine wiederholte Überprüfung der eingespeisten Strommenge. Die zu den Festlegungen im EEG 2017 notwendigen fachlichen Richtlinien und Vorgaben sind aktuell in Bearbei-tung und bilden eine notwendige Voraussetzung zur Ermittlung der Standort-güte in den gesetzten Überprüfungszeiträumen.Unabdingbar sind hierbei einerseits hochwertige und realistische Ertragsermitt-lungen mit geringen Unsicherheiten sowie eine hochwertige Betriebsführung um das Risiko einer stetigen Veränderung der Vergütungshöhe zu minimieren.

Quellen[1] Gesetzesbeschluss des Deutschen Bundestages: Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für

Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Ener-gien – Drucksache 355/16; 08.07.2016

[2] 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

[3] FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 5, „Bestimmung und Anwendung des Referenzertrages“, Revision 6, Berlin, 2016.

[4] FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 2, „Bestimmung von Leistungskurve und standardisierten Energieerträgen“, Revision 16, Berlin, 2010.

[5[ FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 6, „Bestimmung von Windpotenzial und Energieerträgen“, Revision 9, Berlin, 2014.









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Stilllegungspotenziale für WEA in Norddeutschland bis Ende des JahrzehntsBei der Betrachtung des Ausbaus der Windenergie an Land stellt der Rückbau von Altanlagen zukünftig eine zu beachtende, weil wachsende Größe dar. Insbesondere spielt dies vor der geplanten Mengensteuerung durch die Ausschreibung jährlicher Leistungsvolumen ab 2017 eine Rolle. Mit dem EEG 20171 werden jährlich 2.800 MW, ab 2020 2.900 MW (brutto) ausgeschrieben. Bei den auktionierten Erzeugungskapa-zitäten ist keine Berücksichtigung von Stilllegungen vorgesehen. Der Beitrag zeigt für die „Windenergieländer“ Schleswig-Holstein und Niedersachsen welche Altersstruk-tur der heutige Anlagenbestand dort aufweist, welche Außerbetriebnahmen in den nächsten Jahren zu erwarten sind und wie sich Ausschreibungen auf den dortigen Nettozubau auswirken könnten.Die Analysen basieren auf Datenbeständen, welche die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) turnusmäßig mit der EEG-Jahresabrechnung2, 3 veröffentlichen, sowie auf Mel-dungen im Anlagenregister der Bundesnetzagentur (BNetzA)4. Die Auswertung beschränkt sich auf Windräder mit einer spezifischen elektrischen Mindestleistung von 100 kW. Die aktuellsten Anlagenstammdaten aus dem Jahr 2014 erfassen bun-desweit rund 23.000 Windenergieanlagen (WEA) mit einer Gesamtleistung von 37,6 Gigawatt (GW). Die Datensätze beinhalten das Inbetriebnahmedatum der Windtur-binen, woraus sich Betriebsdauern (zum Stichtag 31.12.2014) errechnen lassen. Das Durchschnittsalter des Windenergieanlagenbestandes in Deutschland betrug Ende 2014 knapp zehn Jahre. Den höchsten Altersdurchschnitt hatten Windräder in Ham-burg, Sachsen und Niedersachsen, die jüngsten Durchschnittsalter Bestandsanlagen in Bayern, Berlin sowie im Saarland5. In Niedersachsen standen Ende 2014 5.200 Anla-gen mit einer Gesamtleistung von 7,9 GW. Das Durchschnittsalter dieser Anlagen lag bei 11,3 Jahren und damit fast eineinhalb Jahre über dem Bundesdurchschnitt. 2.750 Anlagen mit 4,9 GW Leistung waren in Schleswig-Holstein registriert. Das Durch-schnittsalter lag dort mit 9,5 Jahren fast zwei Jahre unter dem niedersächsischen.

Alter des Anlagenbestandes in Niedersachsen

Die Altersverteilung der Bestandsanlagen in Niedersachsen zeigt, dass die Hälfte der installierten Windenergieleistung Ende 2014 unter zehn Jahren in Betrieb war ( ), jedoch nur 35 Prozent des Anlagenbestandes ausmachte. Die Anzahl der Anlagen jünger fünf Jahre ist merklich geringer als die mit fünf bis zehn Jahren. Dennoch ist die Kapazität mit jeweils einem Viertel in beiden Kategorien gleich groß. Dies verdeutlicht den Leistungszuwachs der letzten Jahre. Aus der Betrach-tung der Leistungskategorien wird deutlich, Windturbinen größer zwei Megawatt waren Ende 2014 im Schnitt bis vier Jahre am Netz ( ). Im Gegensatz dazu ging der Durchschnitt der Anlagen in der Leistungsklasse bis 250 kW vor über 20 Jah-ren in Betrieb. Insgesamt machen die Anlagen mit mindestens 20 Betriebsjahren fünf Prozent aus, bei einer Erzeugungsleistung von nur einem Prozent.

Alter des Anlagenbestandes in Schleswig-Holstein

In Schleswig-Holstein war die Hälfte der installierten Windenergieleistung Ende 2014 bis fünf Jahre am Netz. veranschaulicht den hohen Leistungszuwachs der Windenergie Schleswig-Holsteins in den letzten zwei Jahren. Verdeutlicht wird dies auch durch das junge Durchschnittsalter der Anlagen mit mehr als 2 MW von unter vier Jahren bzw. nur 1,4 Betriebsjahren der Anlagen ab 3 MW. Auch in Schles-wig-Holstein speisten rund fünf Prozent der Anlagen, mit einem Prozent der lan-desweiten Erzeugungsleistung, seit mehr als 20 Jahren Strom ein ( ). Im Durchschnitt wiesen Windturbinen mit bis zu 250 kW ein so hohes Alter auf.


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@J. Quentin, D. Sudhaus Fachagentur Windenergie an Land (Onshore Wind Energy Agency)

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Durchschnittliche Betriebsdauer stillgelegter Anlagen

Die Anlagenstammdaten der EEG-Jahresabrechnungen 20133 und 20142 erfassen 567 WEA, für die neben dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme auch die Außerbetrieb-nahme registriert wurden. Davon gingen 277 Anlagen 2014 und 290 WEA im Jahr 2013 vom Netz. Im Anlagenregister der BNetzA4 sind 445 Windturbinen erfasst, die zwischen August 2014 und Dezember 2015 endgültig stillgelegt wurden. Analysiert hinsichtlich der Betriebsdauer wurden letztlich 1.003 Anlagenstilllegungen mit 718 MW Gesamtleistung. Die durchschnittliche Laufzeit dieser Anlagen lag zum Zeit-punkt der Stilllegung bei 16,7 Jahren. Die Häufigkeitsverteilung der Betriebsjahre dieser Altanlagen zeigt . Knapp 60 Prozent der Turbinen ging nach 15 bis 20 Betriebsjahren vom Netz. Länger als 20 Jahre speisten 18 Prozent der erfassten Anlagen Elektrizität ins System ein. Das Höchstalter lag bei 25 Jahren, die geringste Betriebsdauer betrug 1,8 Jahre. Von 1.003 stillgelegten Anlagen waren lediglich 14 Windturbinen bzw. 1,4 Prozent unter zehn Jahren am Stromnetz.Die Unterteilung stillgelegter Altanlagen in einzelne Leistungsklassen ( ) ver-deutlicht, dass in den Jahren 2013 bis 2015 Anlagen der Leistungsklasse bis 250 kW im Schnitt 20 Jahre betrieben wurden, während Anlagen mit mehr als einem Megawatt ein durchschnittliches Alter von 13,6 Jahren erreichten. Anlagenstillle-gungen im Bereich der MW-Klasse können bislang kein sehr hohes Betriebsalter aufweisen, denn die durchschnittliche Neuanlagenleistung überschritt erstmalig zur Jahrtausendwende die Megawatt-Schwelle.6Für den Zeitraum bis Ende 2011 ermittelte DEWI, dass „überwiegend Windenergie-anlagen mit 250 bis 600 kW abgebaut und durch Anlagen der 2 MW-Klasse ersetzt wurden“.7 Dies gilt auch für den Zeitraum 2013-2015, in dem die Hälfte der 1.003 untersuchten Anlagenstilllegungen eine spezifische Kapazität innerhalb dieser Leistungsklasse besaß.Die Betrachtung der Betriebsdauer der Anlagen im Hinblick auf das Außerbetrieb-nahmejahr (vgl. ) zeigt, dass sich das mittlere Betriebsalter der Stilllegungen von 2013 bis 2014 um ca. ein Jahr erhöht, während 2015 erfasste Stilllegungen geringere Laufzeiten bei einer deutlich höheren Anlagenleistung aufweisen.

Zu einem vergleichbaren Durchschnittsalter der 2014 stillgelegten Anlagen kommt auch WindGuard. Danach waren in dem Jahr abgebaute Anlagen im Schnitt 17 Jahre in Betrieb.8 Sehr deutlich sind die hohe Anzahl an Stilllegungen im Jahr 2014 und der starke Rückgang 2015, was sich vermutlich im Auslaufen des Repowe-ring-Bonus begründet.

Situation in Niedersachsen

Die von den ÜNB2, 3 und der BNetzA4 erfassten Anlagenstillegungen weisen für den Zeitraum 2013 bis 2015 in Niedersachsen insgesamt 251 Außerbetriebnahmen mit 159 MW Leistung aus. Die durchschnittliche Laufzeit der Windturbinen betrug zum Zeitpunkt der Stilllegung 17 Jahre8. Die mittlere Anlagenlaufzeit dieser Altanlagen liegt damit auf dem Niveau des Bundesdurchschnitts. 58 Prozent der in Nieder-sachsen erfassten Altanlagen gingen nach 15 bis 20 Betriebsjahren vom Netz. Län-ger als 20 Jahre in Betrieb waren 22 Prozent der stillgelegten Windturbinen. Von 251 Stilllegungen waren lediglich fünf Windturbinen weniger als zehn Jahre ans Stromnetz angeschlossen. Im Vergleich zur bundesweiten Situation zeigt sich, dass in Niedersachsen die Häufigkeit über die Altersstruktur stillgelegter Anlagen heterogener verteilt ist ( ) als die der bundesweiten Stilllegungen, welche sich stärker der Gaußschen Normalverteilung annähert ( ). Auffällig sind in Niedersachsen zudem der hohe Anteil an Anlagenstilllegungen nach 17 bis 18 Betriebsjahren und der geringe Umfang an Stilllegungen nach 15 bis 16 bzw. 19 bis 20 Betriebsjahren ( ). Die Aufschlüsselung der Stilllegungen nach Leistungsklassen ( ) verdeutlicht, dass auch in Niedersachsen ein hoher Anteil abgebauter Anlagen geringe Kapazi-täten besaßen. 82 Prozent der seit 2013 in Niedersachsen erfassten Anlagenstillle-gungen hatten eine spezifische Nennleistung bis 750 kW. Die Zuordnung der Still-legungen zu einzelnen Kalenderjahren ( ) zeigt für Niedersachsen im Jahr 2015 ein signifikant geringeres Betriebsalter als 2013 und 2014. Allerdings weicht der Stichprobenumfang des Jahres 2015 deutlich von 2013 und 2014 ab, was für die Aussagekraft der Ergebnisse zu berücksichtigen ist. Zu erwähnen ist hier auch,








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dass für 2015 eine andere Datenquelle genutzt werden musste (BNetzA4 statt ÜNB2). Ein stark erhöhter Anlagenrückbau in 2014, dem letzten Jahr der Gewäh-rung des Repowering-Bonus, ist gegenüber dem Vorjahr nicht feststellbar.

Situation in Schleswig-Holstein

Die von den ÜNB2 und der BNetzA4 erfassten Anlagenstillegungen im Zeitraum 2013 bis 2015 implizieren in Schleswig-Holstein 240 Altanlagen mit 186 MW Leis-tung. Die durchschnittliche Laufzeit dieser Windturbinen lag zum Zeitpunkt der Außerbetriebnahme bei 17,5 Jahren und damit rund ein Jahr über dem Bundes-durchschnitt, zeigt aber ein differenziertes Bild (siehe unten).Die Aufschlüsselung der Anlagenstilllegungen nach Leistungsklassen in lässt erkennen, dass in sämtlichen Kategorien, bis auf die Megawatt-Klasse, das Anlagenalter bei der Stilllegung über dem Bundesdurchschnitt lag ( ). Trotz des wesentlich geringeren Anlagenbestands als in Niedersachsen ( ), war die Anzahl der zurückgebauten Anlagen in Schleswig-Holstein fast ebenso hoch; das Alter und die Leistung im Schnitt jedoch höher ( ). Über zwei Drittel der in Schleswig-Holstein in jüngerer Zeit erfassten Anlagenstilllegungen hatten eine spezifische Nennleistung bis 750 kW.Die Zuordnung der Stilllegungen zu einzelnen Kalenderjahren ( ) zeigt in Schleswig-Holstein für 2014 eine signifikant höhere Anlagenbetriebsdauer als in den Jahren 2013 und 2015. Auch liegt nur im Jahr 2014 der Altersdurchschnitt über dem bundesweiten Mittel. Hier ist ein verstärkter Abbau sehr alter Anlagen wahr-scheinlich, um noch vom Repowering-Bonus zu profitieren. 40 Prozent der erfassten Altanlagen in Schleswig-Holstein gingen nach 15 bis 20 Betriebsjahren vom Netz. Länger als 20 Jahre betrieben wurde ein Drittel der still-gelegten Turbinen. Von 240 Außerbetriebnahmen waren lediglich sechs Anlagen weniger als zehn Jahre am Stromnetz. Der Vergleich mit der bundesweiten Situation ( ) zeigt, dass in Schleswig-Hol-stein ein relativ hoher Anlagenanteil zum Zeitpunkt der Stilllegung über 20 Jahre alt war ( ). Darüber hinaus wurden in Schleswig-Holstein verhältnismäßig

viele Anlagen innerhalb von 13 Betriebsjahren stillgelegt. Die Häufigkeit über die Altersstruktur der stillgelegten WEA in Schleswig-Holstein ist deutlich homogener verteilt als die Häufigkeitsverteilung bundesweiter Stilllegungen. Eine Begrün-dung für den Unterschied findet sich im frühzeitigen Ausbau der Windenergie im Norden, wodurch ein entsprechend hoher Altanlagenbestand einem Rückbau zugänglich war. Dies erklärt den höheren Anteil an relativ alten Anlagen, die zurückgebaut wurden. Darüber hinaus wurde bislang im Rahmen des zweistufi-gen Vergütungsmodells im EEG die erhöhte Anfangsvergütung an windhöffigen Standorten für einen kürzeren Zeitraum gewährt, als an weniger windexponierten Standorten in küstenfernen Bundesländern. Dies kann zur Folge haben, dass sich das Repowering wirtschaftlich bereits zu einem frühen Zeitpunkt lohnt, weshalb der Stilllegungsanteil von Anlagen unterhalb von 15 Betriebsjahren höher ausfällt als im Bundesvergleich.

Stilllegungspotenziale in Niedersachsen und Schleswig-Holstein

Unter der Annahme, dass in Niedersachsen und Schleswig-Holstein auch künftig Windenergieanlagen nach 17 bis 18 Betriebsjahren stillgelegt werden, leitet sich für diese Regionen ein zu erwartender Kapazitätsrückbau von 3,0 bis 3,6 GW (Nieder-sachsen) bzw. 1,2 bis 1,4 GW (Schleswig-Holstein) bis Ende des Jahrzehnts ab. Damit verbunden sind Stilllegungen von 2.700 bis 3.000 Anlagen in Niedersach-sen bzw. 1.200 bis 1.350 WEA in Schleswig-Holstein. In diesem Fall sind in beiden Ländern zusammen 3.900 bis 4.300 Anlagenstillegungen mit einer wegfallenden Erzeugungsleistung von 4,2 bis 5,0 GW bis Ende 2020 zu erwarten. Mit der Maßgabe, dass in den beiden Regionen Windturbinen nach durchschnitt-lich 20 Betriebsjahren vom Netz gehen, würden bis Ende 2020 in Niedersachsen 1.700 WEA mit 1,4 GW und in Schleswig-Holstein 800 WEA mit 0,6 GW Leistung stillgelegt. Zusammen wären dies 2.500 Anlagen mit 2,0 GW Nennleistung, die bis Ende des Jahrzehnts dort vom Netz gingen.Die Einführung von Ausschreibungen dürfte die Laufzeiten von Bestandsanlagen perspektivisch verlängern, da ein Altanlagenersatz auf bebauten Flächen erst nach








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Zuschlagerteilung erfolgen wird. Außerdem könnte aufgrund des Zuschlagsri-sikos in der Auktion eine entsprechende Investitionsentscheidung verzögert werden. Für Bestandsanlagen außerhalb von Konzentrationszonen könnte sich die Laufzeit jedoch auf 20 Jahre beschränken, wenn diese mit der Betriebser-laubnis befristet wurde.Je nach Laufzeit-Szenario, ist für beide Länder ein Rückbauvolumen von jähr-lich 0,4 bis 1 GW bis Ende 2020 zu erwarten. Dies entspricht 15 bis 35 Prozent der jährlich bundesweit auszuschreibenden Erzeugungskapazität gemäß § 28 Abs. 1 EEG 2017. Aufgrund von Netzengpässen könnten in Niedersachsen und Schleswig-Holstein Auktionszuschläge nur bis 58 Prozent des durchschnittli-chen Bruttozubaus der Jahre 2013-2015 erteilt werden (vgl. § 36c Abs. 4 EEG 20171). Nach DEWI9 wurden in den Jahren in beiden Ländern durchschnittlich 1.330 MW zugebaut. Der jährliche Kapazitätszubau würde dort folglich auf maximal 770 MW begrenzt und die Ausbauentwicklung der letzten Jahre in diesen Ländern deutlich abgebremst. Insbesondere in Niedersachsen wäre dann sogar ein Nettorückgang der Erzeugungsleistung nicht auszuschließen.

Referenzen1. EEG 2017, Bundestagsbeschluss vom 08.07.2016.2. Anlagenstammdaten zur EEG-Jahresabrechnung 2014 (Stand 31.12.2014), abgerufen Feb. 2016

unter: netztransparenz.de/de/Anlagenstammdaten.htm.3. Anlagenstammdaten zur EEG-Jahresabrechnung 2013 (Stand 31.12.2013), abgerufen Feb. 2016

unter: 50hertz.de, amprion.de, tennet.de, transnetbw.de.4. BNetzA (03/2016): Veröffentlichung der im Anlagenregister erfassten Daten für den Zeitraum

August 2014 bis Februar 2016.5. FA Wind (2016): Status des Windenergieausbaus und Repowering in Schleswig-Holstein.6. DEWI (2001): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2000,

DEWI-Magazin Nr. 18.7. DEWI (2012): Status und Potenzial des Repowering, in DStGB (Hrsg.): Kommunale Möglichkeiten

beim Ausbau der Windenergie – unter besonderer Berücksichtigung des Repowering, Stand 09/2012, S. 21.

8. Deutsche WindGuard (2015): Status des Windenergieausbaus an Land im Jahr 2014, S. 11.9. DEWI (2014): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2013, DEWI-Ma-

gazin Nr. 44; DEWI (2015): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2014, DEWI-Magazin Nr. 46; DEWI (2016): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2015, DEWI-Magazin Nr. 48.

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Stilllegungspotenziale für WEA in Norddeutschland

Windenergienutzung in DeutschlandStand 30.06.2016

War das erste Halbjahr 2015 geprägt durch die vermehrte Aufstellung von Win-denergieanlagen (WEA) auf See, so war es in der ersten Hälfte von 2016 die Errichtung von WEA an Land wegen des neuen EEGs und den quartalsweisen Vergütungsabsenkungen, die zu einem vergleichsmäßigten Zuwachs auf hohem Niveau geführt haben. Wurden im gleichen Betrachtungszeitraum 2015 insge-samt 1.148 MW (429 WEA) errichtet, so waren es in 2016 in Summe 2.059 MW (726 WEA)1. Dies sind rund 80 Prozent mehr als im Vorjahr [1]. Im Rahmen eines Repowerings wurden 156 WEA mit 170 MW stillgelegt und durch 131 WEA mit 385 MW ersetzt. Der Anteil des Repowerings bei den Neuerrichtungen liegt bei rund 19 %. Auf See wurden im ersten Halb jahr 2016 insgesamt 56 Offshore-WEA mit einer Gesamt leis tung von 336 MW komplettiert. Insgesamt waren zum Stichtag 30.06.2016 in Deutschland (on- und offshore) 27.272 Wind ener gieanlagen mit einer Gesamtleistung von 47.294 MW errichtet. Eine Übersicht über das Ergebnis des ersten Halbjahres 2016 gibt die , wo u.a. die Neuinstal la tio nen, das Repowering und der Bereich Offshore dargestellt sind. Die zeigt den Aus-bau der Windenergie in Deutsch land in den letzten Jahren und enthält neben den jährlichen Errichtungen auch die kumulierten Werte sowie die im betrach-teten Jahr noch nicht ans Netz angeschlossene Offshoreleistung.

Regionale Verteilung der Windenergienutzung

Bei der Betrachtung der Neuerrichtungen je Bundesland fällt auf, dass Nieder-sachsen diesmal mit 423 MW deutlich vor Schleswig-Holstein (323 MW) liegt ( ). Es folgen Brandenburg (254 MW), Nordrhein-Westfalen (251 MW) und Baden-Württemberg (178 MW). Kumulativ gesehen führt weiterhin Nie der-

sachsen mit 8.944 MW, gefolgt von Bran den burg (6.148 MW) und Schleswig-Hol-stein (6.040 MW). Weitere Gesamtzahlen sind in zu finden, wo zum einen grafisch die Gesamtleistung zum 31.12.2015 (blau) und zum anderen die Neuer-richtungen zum 30.06.2016 (orange) dar gestellt sind. Die Zahlenan gaben bezie-hen sich auf die gesamte installierte Leistung zum Stichtag. Die Auswertung nach Landkreisen wird wieder im nächsten DEWI Magazin im Rahmen der Jah-resauswertung erscheinen.

Analyse der Entwicklung in den DIBT Windzonen

Eine Unterscheidung nach Küsten-/Binnenländern auf Basis der Bundesländer ist bei einigen Bundesländern sehr ungenau, da sie so wohl über Küstenstand-orte als auch über verschiedene Bin nenstandorte verfügen (z. B. Niedersachsen). Aus diesem Grund wurde eine differenziertere Auswertung der Errichtungsdaten entsprechend der Klassifizierung nach den Windzonen der DIBt-Richtlinie für Windenergie an lagen [2] durchgeführt. zeigt die regionale Ver tei lung der Windzonen, die von Schwachwindstandorten (Wind zone 1) bis zu windgünstigen Küstenstandorten (Wind zone 4) reicht. In ist das Ergebnis der Zu ord nung für die im ersten Halbjahr 2016 neu errichteten WEA dargestellt. Wie im Vorjahr ist erkennbar, dass die Nabenhöhe entsprechend der Windbedingungen von den Küstenzonen zu den Binnenlandzonen ansteigt und dass die spez. Leistung der eingesetzten WEA abnimmt. Darüber hinaus ist zu sehen, dass die wenigsten

1 Die Angaben basieren auf Herstellerangaben, BNetzA Anlagenregister und eigenen Recherchen. Die Erhebung wurde im Juli 2016 durchgeführt. Die gemeldeten WEA sind errichtet, müssen aber noch nicht ans Netz angeschlossen sein.

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C. EnderDEWI, Wilhelmshaven

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Anlagen in der Zone 3 errichtet wurden und die meisten in der Zone 2. und 6 zeigen den zeitlichen Verlauf der Entwicklung in den einzelnen Windzonen, zum einen die Anzahl der errichteten WEA und die spezif. inst. Leistung (W/m²) zum anderen. In wird deutlich, dass die spezif. inst. Leistung in vielen Windzo-nen sowie deutschlandweit von Jahr zu Jahr immer weiter abnimmt.

Repowering

Es hat sich wieder einmal gezeigt, dass sich das Repowering auch unabhängig von einer speziellen Förderung als wichtiges Segment für den Ausbau der Windener-gie an Land etabliert hat. Nach den vorliegenden Informationen erreichte das Repowering im ersten Halbjahr 2016 einen Anteil von 19% der neu installierten Onshore-Windenergieleistung (384,50 MW von 2.059,30 MW, ). gibt einen Überblick zur Errichtung neuer Windenergieanlagen im Rahmen des Repo-wering in den Bundesländern im ersten Halbjahr 2016. Insgesamt wurden 131 WEA im Rahmen eines Repowering errichtet (sh. , vorläufige Zahlen Stand Juli 2016). Hierfür wurden 156 Anlagen (170 MW) abgebaut/stillgelegt. Ersetzt wurden hauptsächlich Altanlagen im Leistungsbereich bis 1 MW. Rund 31 % aller abgebau-ten WEA gehörten zu einem höheren Leistungsbereich. Die durchschnittliche Leis-tung der Neu an lagen liegt bei rund 2,94 MW. Neben den Küsten län dern Schles-wig-Holstein und Nieder sachsen wurden auch in den anderen Bundes ländern Repower ing-Projekte realisiert ( ). Zum einen handelt es sich um die Erneue-rung von Windparks und zum anderen um den Austausch von einzelnen WEA. Die Entwicklung des Repowerings sowie der Abbauten zeigt die .

Der potenzielle Jahresenergieertrag

Mitunter dauert es einige Zeit, bis reale Produktionsdaten vorliegen, und um einen Anhaltspunkt zu bekommen, was die Windenergie zu leisten vermag, erfolgt hier eine Ab schätzung des potenziellen Jahresenergieertrags bei einem 100%-Wind-jahr. Diese beruht auf den mittleren Aus nut zungsgraden, die unter Verwendung

des Pro duk tions in dex IWET V11 [4] für WEA verschiedener Leis tungs klassen je Bun-desland ermittelt wurden (Mittel wert der Ausnut zungs grade der Jahre 2003 bis 2012). Weiterhin wird in dieser Abschätzung angenommen, dass alle zum Jahres-ende gemeldeten WEA einen vollen Jah res energieertrag beisteuern. Stillstandszei-ten aufgrund von Wartung, Reparatur, Netz über lastung etc. werden nicht berück-sichtigt. Wie hoch der Anteil der Windenergie am Nettostromverbrauch der einzelnen Bundesländer [5] sein könnte, zeigt die , wo die Anteile des rech-nerisch ermittelten potenziellen Jahresenergieertrages aufgetragen sind.

Markttendenzen bei der Anlagengröße

Von Jahr zu Jahr werden immer mehr Anlagen mit einem Rotordurchmesser von 90 m und größer in Deutschland errichtet ( und ), im ersten Halb-jahr 2016 lag der Anteil bezogen auf die Anlagenanzahl bei rund 92 %. Die deut-lichste Steigerung gegenüber dem Vorjahreszeitraum liegt bei den Anlagen mit über 120 m Rotordurchmesser und größer. Deren Anteil stieg von ca. 6 % auf 17 %. Die durchschnittlich installierte Leistung an Land liegt bei 2,84 MW ( und

). Neben der installierten Leistung und dem Rotor durch messer ist die Nabenhöhe ein weiteres wichtiges Kriterium. Im ersten Halbjahr 2016 hatten rund 71 % der er rich teten Anlagen eine Nabenhöhe von über 120 m ( links). Wird zur Nabenhöhe noch der Rotorradius hinzugerechnet, so ergibt sich die Gesamt-höhe der WEA, welche in einigen Regionen Beschränkungen un terliegt. Die (rechts) zeigt den Anteil der Ge samt höhen je Bundesland für die im ersten Halb-jahr 2016 errichteten Anlagen, unterteilt in 3 Höhenklassen auf Basis der Be stim-mungen zur Kennzeich nung von Luftfahrthinder nissen.

Offshore-Ausbau im 1. Halbjahr 2016

Bauarbeiten auf SeeIn der ersten Jahreshälfte 2016 waren sieben Offshore-Windparks (OWP) vor der deutschen Küste im Bau. Die Errichtung der OWP Gode Wind 1 und 2 wurde abge-







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schlossen und bei den OWP Sandbank sowie Nordsee One konnten alle noch feh-lenden Fundamente installiert werden. Bei den Projekten Nordergründe, Veja Mate und Wikinger erfolgte der Baubeginn auf See mit der Installation der ersten Fun-damente. Bis zum Stichtag 30.06. wurden 14 der 18 Monopiles im OWP Norder-gründe installiert, so dass die Arbeiten zur Installation der Fundamente für das Projekt in der 12 Seemeilenzone der Nordsee bereits Mitte Juli abgeschlossen wer-den konnte.

gibt einen Überblick zum Baufortschritt bei der Realisierung der deutschen Offshore-Windparks im ersten Halbjahr 2016, die mit Ausnahme des Ostsee-Pro-jektes Wikinger alle in der deutschen Nordsee errichtet werden. Eine weitere Besonderheit beim OWP Wikinger ist der Einsatz von Jacket-Fundamenten, wäh-rend bei allen anderen Projekten Monopiles installiert werden. Bis zum 30.06.2016 wurden bereits 126 Pfähle in den Seeboden gerammt, die für die nachfolgende Ins-tallation der Jackets erforderlich sind.

NetzanbindungDie Bauarbeiten auf See für die Errichtung der OWP Gode Wind 1 und 2 wurden im Frühjahr erfolgreich abgeschlossen und es erfolgte auch bereits die Stromüber-tragung über die Netzanbindung DolWin 2, die im Februar erstmals unter Span-nung gesetzt wurde. Im Juni informierte der verantwortliche Übertragungsnetz-betreiber Tennet darüber, dass DolWin 2 wieder vom Netz genommen wurde, weil während der Testphase mehrfach eine Kabelkomponente des Netzanbindungsys-tems ausgefallen war. Die Vorbereitung auf die Abnahme von DolWin 2 soll nun erst nach Behebung der Mängel fortgesetzt werden. Beim OWP Sandbank wurde im Mai zunächst das Fundament und anschließend die Topside für das Umspann-werk auf See installiert. Auch im Projektgebiet des OWP Nordsee One erfolgte die Errichtung des Fundaments für das Umspannwerk, die Installation der Topside ist im Sommer geplant. Bei beiden Vorhaben wurden im ersten Halbjahr die Arbeiten zur Innerparkverkabelung durchgeführt.In der ersten Jahreshälfte konnten beim OWP Nordergründe die Arbeiten zur Ins-tallation des Exportkabels bis zur Küste abgeschlossen werden. Die Errichtung des

Umspannwerks soll im zweiten Halbjahr erfolgen und es ist geplant, die Netzan-bindung noch bis zum Jahresende in Betrieb zu nehmen. In der Ostsee hat der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz im Küstenmeer mit dem Verlegen des ersten Kabelabschnitts für die Netzanbindung der Offshore-Wind-parks Wikinger und Arkona begonnen.Im ersten Halbjahr 2016 wurden die finalen Investitionsentscheidungen für den Bau von zwei weiteren Offshore-Windparks vor der deutschen Küste getroffen: E.ON hat entschieden, den OWP Arkona mit 60 Siemens-WEA der 6 MW-Klasse in der Ostsee zu bauen und Dong Energy wird in der Nordsee den OWP Borkum Riff-grund 2 realisieren, bei dem 56 WEA der 8 MW-Klasse von MHI Vestas geplant sind.Schließlich ist zu erwähnen, dass Vattenfall im Juni rund 70 km vor Sylt eine Wohn-plattform für Serviceteams mit bis zu 50 Personen auf See installiert hat, um von dort künftig 365 Tage im Jahr jeweils in Zwei-Wochen-Schichten den Betrieb und die Wartung der Offshore-Windparks DanTysk und Sandbank durchzuführen. Zudem soll der Prozess zur Installation der Windenergieanlagen für den OWP Sandbank ab August durch den Einsatz eines kombinierten Hotel- und Transfer-schiffs optimiert werden, das über ein spezielles Gangway-System für den siche-ren Überstieg bei Wellenhöhen bis zu 2,5 Metern verfügt und die Arbeit im 24 Stunden-Betrieb ermöglichen soll.

References[1] Ender, Carsten: Windenergienutzung in Deutschland - Stand 30.06.2015. DEWI-Magazin (2015) Nr. 47, S.

44-53.[2] Richtlinie für Windenergieanlagen, Fassung Oktober 2012; Hrsg.: Deutsches Institut für Bautechnik, Ber-

lin [3] www.fos.de/de/NEU-Windzone-jetzt-einfach-ermitteln_376.htm[4] Ingenieurwerkstatt Energietechnik (Rade) (Hrsg.): Monatsinfo: Betriebsvergleich umweltbewusster

Energienutzer 2003-2012.[5] Nettostromverbrauch 2014 lt. BDEW, Bundesländer wurden hochgerechnet[6] BNetzA Anlagenregister, Stand Ende Juli 2016









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FINO-Wind Abschlussworkshop belegt großes Interesse an Offshore-WindmessungenIm April 2016 hat UL International GmbH (UL-DEWI) als Forschungspartner im FINO-Wind-Projekt einen Abschlussworkshop organisiert. Dabei wurden die wichtigsten Ergebnisse des Offshore-Wind-Forschungsprojekts präsentiert und die rund 45 Gäste tauschten sich in einer Diskussion aus. Im Gauss-Saal des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) hiel-ten Projektbeteiligte Vorträge zu den einzelnen Arbeitspaketen. Ein zentraler Punkt war die neue Datenprüfroutine ValidatF und deren Einsatz, dargestellt in

. Mit dieser Prüfroutine ist geplant sowohl zukünftige wie auch historische Messdaten zu prüfen um damit dem Anwender eine feiner aufgelöste Qualitäts-flaggenverteilung anzubieten. Weitere Themen waren Qualitätsanforderungen an Offshore-Windmessungen sowie neue Erkenntnisse zur Meteorologie im Offshore-Bereich. Darüber hinaus wurde ein Einblick in die neue Datenbank-struktur gegeben, über welche die Messdaten den Nutzern zur Verfügung gestellt werden.Ein praktisches Beispiel für die Nutzung dieser Daten gab eine Gastpräsentation des Projektes EWeLiNE, welches an der Erstellung innovativer Wetter- und Leis-tungsprognosemodelle für die Netzintegration wetterabhängiger Energieträger arbeitet. Dieses lobte insbesondere die Kontinuität der Form, in welcher die Daten zur Verfügung gestellt werden, da dies die Arbeit erheblich erleichtere.Der Workshop gab den Teilnehmern die Gelegenheit, sich über die Ergebnisse und Methodik des Forschungsvorhabens zu informieren und direkt mit den Pro-jektpartnern auszutauschen. Schwerpunkte in den lebendigen Diskussionsrun-den waren zum einen die Vereinheitlichung der Datenerhebung, des Messauf-baus und der Mastkorrektur. Die Mastkorrektur war auch ein zentrales Thema

während des Projektes, da wegen der unterschiedlichen Bauweisen und Ausstat-tung der drei FINO Masten eine detaillierte Untersuchung verschiedener Korrek-turmethoden erforderlich war. Die Korrekturkurven sind zum Vergleich in dargestellt. Obwohl nur zwei Methoden ausgewählt wurden um die Messungen auf den einzelnen FINO Masten zu korrigieren, wurden die Vor- und Nachteile der verschiedenen in der Studie untersuchten Methoden präsentiert da diese auch gute Alternativen für unterschiedliche Mastkonstruktionen bieten.Zum anderen zeigte sich auch ein großes Interesse an neuen Erkenntnissen zu den Charakteristika der maritimen Atmosphäre in Nord- und Ostsee sowie an der Bestimmung von Einflüssen durch den Bau neuer Offshore-Windparks auf die Messungen. Die neu geprüften und mastkorigierten Daten haben vorherige Ergebnisse bestätigt, dass das Jahresmittel der Windgeschwindigkeit in der Nord- und westlichen Ostsee sehr nahe beisammen liegen, wie in darge-stellt, und dass der geringfügig höhere Mittelwert in der Nordsee in erster Linie auf die stärker ausgeprägten Sturmereignisse in den Herbst und Wintermonaten zurück zu führen sind. Ein eindeutiger Einfluss der benachbarten Windparks auf die Windgeschwindigkeit und Turbulenzintensität ist evident. Allerdings lässt sich eine Korrekturmethode im ähnlichen Sinne wie bei der Mastkorrektur nicht anwenden da notwendige Informationen zu dem Betriebszustand der Wind-parks nicht erhältlich sind. Um die neuen meteorologischen Bedingungen besser zu verstehen oder zu vermessen, ist eine gemeinsame Betrachtung verschiede-ner Messpunkte im Kontext eines Messnetzwerks erforderlich.


R. FrühmannDEWI, Wilhelmshaven

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Zum Hintergrund des FINO-Projekts:

Der Ausbau der Offshore-Windenergie gehört zu den erklärten Zielen der Bun-desregierung. Um ein besseres Verständnis der Offshore-Klimatologie sowie der maritimen Flora und Fauna zu erlangen, wurden zwischen 2003 und 2009 drei Forschungsplattformen in Nord- und Ostsee (FINO 1, 2 und 3) errichtet. An ihren etwa 100 Meter hohen Gittermasten werden in verschiedenen Höhen die wichtigsten meteorologischen Parameter – insbesondere Windgeschwindig-keit und Windrichtung – erfasst.Das Projekt FINO-Wind wurde im Dezember 2012 mit dem Ziel aufgelegt, eine standardisierte Bereitstellung der Windmessdaten der FINO Forschungsplatt-formen zu ermöglichen. Vorrangiges Ziel ist die bessere Vergleichbarkeit der Daten und eine konsistente Ablage der Messergebnisse in der FINO-Daten-bank, die am Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) betrieben wird. Darüber hinaus werden auch die Ergebnisse der Windgeschwindigkeits-messungen im Hinblick auf die Windklimata der Nord- und Ostsee verglichen. Unter der Projektleitung des Deutschen Wetterdienstes (DWD) arbeiteten das BSH, UL International GmbH (UL-DEWI), das Fraunhofer IWES, der DNV GL (ehem. GL GH) und die WIND-Consult GmbH (WICO) partnerschaftlich an der Erreichung dieses Ziels.Träger des Projekts ist der Projektträger Jülich, und die Finanzierung erfolgte im ersten Jahr durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reak-torsicherheit (BMU) und darauffolgend durch das Bundesministerium für Wirt-schaft und Energie (BMWi).

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Impressum: DEWI-Magazin. Windenergie - Wind Energy - Énergie Éolienne - Energia Eólica - Energía Eólica, 25. Jahrgang 2016, ISSN 0946-1787

Herausgeber: UL International GmbHVerantwortlicher Redakteur: Bernd NeddermannRedaktion: Carsten Ender, Bernd Neddermann, Thomas NeumannSeitenlayout: Carsten EnderÜbersetzungen (Englisch): Barbara JurokErscheinungsweise: 2 x jährlichBezug: UL International GmbH, Ebertstraße 96, 26382 Wilhelmshaven, Telefon: 04421/4808-0,

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