Ab 2017 ersetzen in Deutschland Ausschreibungen die bisher feste Vergütung für Windenergieanlagen. Weil der günstigste Anbieter den Zuschlag erhält, müssen Investoren ihren Standort schon vor der Abgabe eines Gebotes möglichst exakt einschätzen können. Mit hochwertigen Energieertragsermittlungen und Windmessungen minimiert UL-DEWI (UL International GmbH) das Risiko für Investoren. Im internationalen Kontext platziert das Unternehmen die Laufzeitverlängerung von Anlagen als neue Dienstleistung auf der WindEnergy Hamburg vom 27. bis zum 30 September (Halle A1, Stand 131).
Die Ausschreibungen bieten Investoren in Deutschland neue Chancen, sie bergen aber auch finanzielle Risiken. Mit seiner über 25-jährigen Expertise als Dienstleister und Forschungsinstitut begleitet UL-DEWI Investoren bei diesem komplexen Systemwechsel mit seinem Know-how. Um den Wettbewerb zu steigern, setzt die Politik auf ein Auktionsmodell, bei dem der günstigste Anbieter gewinnt. Die Vergütung wird in einem einstufigen Modell über eine Laufzeit von 20 Jahren gezahlt.
Standortgüte legt Vergütung fest
Ein wichtiger Faktor ist ab 2017 der Nachweis der Standortgüte. Er wird nach der technischen Richtlinie der Fördergesellschaft Wind ermittelt und darf nur von akkreditierten Institutionen wie UL-DEWI berechnet werden. Basierend auf einer Windpotenzial- und Energieertragsermittlung, welche die zu erwartenden Erträge über einen Zeitraum von 20 Jahren angibt, definiert der Nachweis die Qualität eines Standortes. Diese Ermittlung muss bereits vor der Inbetriebnahme beim Netzbetreiber vorliegen und stellt auch eine wichtige Grundlage für die Gebotsabgabe dar. Nach fünf, zehn und 15 Jahren wird die zuvor ermittelte Standortgüte mit der realen Einspeisung verglichen. Abweichungen von mehr als zwei Prozent werden nach oben oder unten angepasst. Für Investoren bedeutet das entweder Nachzahlungen oder im Zweifel auch sinkende Vergütungen und Rückzahlungen an den Netzbetreiber, die verzinst werden müssen.
Bei der Ermittlung der Standortgüte spielen die in Windmessungen und Energieertragsermittlungen üblichen Unsicherheiten keine Rolle. „Diese Änderungen erhöhen zwangsläufig den Druck auf die Windmessungen und Energieertragsermittlungen, um die Unsicherheiten im Vorfeld zu minimieren und die Standortgüte möglichst realistisch einschätzen zu können. Das ist nicht nur für die Gebotsabgabe, sondern auch für die Wirtschaftlichkeit und Finanzierung eines Standortes entscheidend“, sagt Till Schorer, Manager bei UL-DEWI. Das Unternehmen gehört mit über 400 Windmessungen und 4000 Ertragsgutachten zu den führenden Windgutachtern, die nach internationalen und nationalen Standards akkreditiert sind. Zum Portfolio gehören hochwertige Energieertragsermittlungen, Windmessungen sowie der Nachweis der neuen Standortgüte.
Sie ist ab 2017 die Eintrittskarte in den Windmarkt. Auf Basis der Ertragsermittlungen müssen alle Akteure auf einen fiktiven100 Prozent-Referenzstandort bieten, damit die Gebote vergleichbar sind. Die tatsächlichen Gütefaktoren für die realen Projekte liegen in einer Spanne zwischen 70 und 150 Prozent des Referenzertrages. Mit dem Nachweis der Standortgüte sowie festgelegten Korrekturfaktoren berechnen Netzbetreiber anschließend die Vergütung. Nach fünf Jahren vergleichen Gutachter zum ersten Mal die reale Einspeisung und die berechnete Standortgüte. Schorer geht davon aus, dass die Förderung mehrfach angepasst wird. Langjährige Statistiken ergeben Variationen des Windangebotes von 2,3 bis fünf Prozent und die Unsicherheiten von finanzierungsfähigen Energieertragsermittlungen liegen in einer Spanne zwischen zehn und 18 Prozent. Zudem fließen in die Überprüfungen nach 5, 10 und 15 Jahren auch die Stillstände von Anlagen ein. Hier gilt eine technische Verfügbarkeit von 98 Prozent pro Anlage als Grenze. Schlechtere Werte müssen die Betreiber künftig selbst tragen, weil sie entsprechend auf die tatsächlich eingespeiste Strommenge angerechnet werden. „Wir übernehmen mit unserer Expertise auch die Auswertung der hochaufgelösten Betriebsdaten und die vorgeschriebenen Prüfungen. Die realen Ergebnisse sollten Betreiber und Investoren aber schon vor dem Ablauf der ersten fünf Jahre im Blick haben, um böse Überraschungen zu vermeiden“, so Schorer.
Neuer Messmast auf dem Testfeld
Für notwendige Windmessungen steht UL-DEWI mit eigenem Equipment bereit. Dazu gehören LiDAR-Geräte (Light detection and ranging), die als Fernerkundungssysteme für ergänzende oder komplette Messungen nach den internationalen Standards zugelassen sind. Der Vorteil von mobilen LiDAR-Geräten ist, dass keine Baugenehmigung erforderlich ist und das Windprofil in großen Höhen erfasst wird. Auch das ist ein wichtiger Faktor, weil die Politik im EEG 2017 Anlagen mit Nabenhöhen von mindesten 135 Metern besser stellt, als kleinere Maschinen. Gleichzeitig gibt es aber kaum belastbare Daten zu den Windprofilen in diesen Höhen.
Für die Verifizierung der Fernerkundungssysteme hat UL-DEWI auf dem Testfeld in Wilhelmshaven einen neuen 120 Meter hohen Messmast mit kalibrierten Sensoren errichtet. In mehrwöchigen Kampagnen werden die Windgeschwindigkeiten auf verschiedenen Höhen jeweils am Messmast und am LiDAR gemessen und die Daten anschließend korreliert. Die Verifikation der LiDAR-Geräte ist nach den gültigen Richtlinien gefordert, um eventuelle Abweichungen zu den Sensoren am Messmast exakt zu bestimmen und die Messergebnisse des LiDAR über diesen Weg reproduzierbare und verwertbare Daten liefern. Diese Verifizierung bietet UL-DEWI auch als externe Dienstleistung an.
Inspektionsstelle für längere Laufzeiten
Die Wirtschaftlichkeit beschäftigt auch Investoren von laufenden Windparks. In Spanien stehen die Akteure zum Beispiel vor dem Problem, dass die Vergütungen rückwirkend gekürzt wurden. In anderen Ländern wie Frankreich wird die Einspeisevergütung nur für 15 Jahre garantiert. Daher setzten Betreiber mit der Life Time Extension (LTE) auf Laufzeitverlängerungen, die über die geplante Nutzungsdauer von 20 Jahren hinausgehen. UL-DEWI hat sich als Dienstleister in diesem Segment mit einer Inspektionsstelle in Spanien positioniert, die nach der DIN EN ISO/IEC 17020 akkreditiert ist. Damit können die Experten europaweit diese Dienstleistung mit geprüfter Qualität anbieten. Die möglichen Restlaufzeiten ermitteln die Gutachter durch eine Inspektion der Anlagen, der Auswertung von Betriebsdaten und eine Modellierung der Windturbine. Bei dieser praktischen und analytischen Methode werden die Lasten ermittelt, die eine Anlage aufgrund ihrer Auslegung für eine Windklasse an einem konkreten Standort aushalten könnte und welche sie tatsächlich erlebt hat. Aus der Differenz ergeben sich wiederum die Lastreserven des Materials in Monaten und Jahren für den Weiterbetrieb.
Die Ausschreibungen bieten Investoren in Deutschland neue Chancen, sie bergen aber auch finanzielle Risiken. Mit seiner über 25-jährigen Expertise als Dienstleister und Forschungsinstitut begleitet UL-DEWI Investoren bei diesem komplexen Systemwechsel mit seinem Know-how. Um den Wettbewerb zu steigern, setzt die Politik auf ein Auktionsmodell, bei dem der günstigste Anbieter gewinnt. Die Vergütung wird in einem einstufigen Modell über eine Laufzeit von 20 Jahren gezahlt.
Standortgüte legt Vergütung fest
Ein wichtiger Faktor ist ab 2017 der Nachweis der Standortgüte. Er wird nach der technischen Richtlinie der Fördergesellschaft Wind ermittelt und darf nur von akkreditierten Institutionen wie UL-DEWI berechnet werden. Basierend auf einer Windpotenzial- und Energieertragsermittlung, welche die zu erwartenden Erträge über einen Zeitraum von 20 Jahren angibt, definiert der Nachweis die Qualität eines Standortes. Diese Ermittlung muss bereits vor der Inbetriebnahme beim Netzbetreiber vorliegen und stellt auch eine wichtige Grundlage für die Gebotsabgabe dar. Nach fünf, zehn und 15 Jahren wird die zuvor ermittelte Standortgüte mit der realen Einspeisung verglichen. Abweichungen von mehr als zwei Prozent werden nach oben oder unten angepasst. Für Investoren bedeutet das entweder Nachzahlungen oder im Zweifel auch sinkende Vergütungen und Rückzahlungen an den Netzbetreiber, die verzinst werden müssen.
Bei der Ermittlung der Standortgüte spielen die in Windmessungen und Energieertragsermittlungen üblichen Unsicherheiten keine Rolle. „Diese Änderungen erhöhen zwangsläufig den Druck auf die Windmessungen und Energieertragsermittlungen, um die Unsicherheiten im Vorfeld zu minimieren und die Standortgüte möglichst realistisch einschätzen zu können. Das ist nicht nur für die Gebotsabgabe, sondern auch für die Wirtschaftlichkeit und Finanzierung eines Standortes entscheidend“, sagt Till Schorer, Manager bei UL-DEWI. Das Unternehmen gehört mit über 400 Windmessungen und 4000 Ertragsgutachten zu den führenden Windgutachtern, die nach internationalen und nationalen Standards akkreditiert sind. Zum Portfolio gehören hochwertige Energieertragsermittlungen, Windmessungen sowie der Nachweis der neuen Standortgüte.
Sie ist ab 2017 die Eintrittskarte in den Windmarkt. Auf Basis der Ertragsermittlungen müssen alle Akteure auf einen fiktiven100 Prozent-Referenzstandort bieten, damit die Gebote vergleichbar sind. Die tatsächlichen Gütefaktoren für die realen Projekte liegen in einer Spanne zwischen 70 und 150 Prozent des Referenzertrages. Mit dem Nachweis der Standortgüte sowie festgelegten Korrekturfaktoren berechnen Netzbetreiber anschließend die Vergütung. Nach fünf Jahren vergleichen Gutachter zum ersten Mal die reale Einspeisung und die berechnete Standortgüte. Schorer geht davon aus, dass die Förderung mehrfach angepasst wird. Langjährige Statistiken ergeben Variationen des Windangebotes von 2,3 bis fünf Prozent und die Unsicherheiten von finanzierungsfähigen Energieertragsermittlungen liegen in einer Spanne zwischen zehn und 18 Prozent. Zudem fließen in die Überprüfungen nach 5, 10 und 15 Jahren auch die Stillstände von Anlagen ein. Hier gilt eine technische Verfügbarkeit von 98 Prozent pro Anlage als Grenze. Schlechtere Werte müssen die Betreiber künftig selbst tragen, weil sie entsprechend auf die tatsächlich eingespeiste Strommenge angerechnet werden. „Wir übernehmen mit unserer Expertise auch die Auswertung der hochaufgelösten Betriebsdaten und die vorgeschriebenen Prüfungen. Die realen Ergebnisse sollten Betreiber und Investoren aber schon vor dem Ablauf der ersten fünf Jahre im Blick haben, um böse Überraschungen zu vermeiden“, so Schorer.
Neuer Messmast auf dem Testfeld
Für notwendige Windmessungen steht UL-DEWI mit eigenem Equipment bereit. Dazu gehören LiDAR-Geräte (Light detection and ranging), die als Fernerkundungssysteme für ergänzende oder komplette Messungen nach den internationalen Standards zugelassen sind. Der Vorteil von mobilen LiDAR-Geräten ist, dass keine Baugenehmigung erforderlich ist und das Windprofil in großen Höhen erfasst wird. Auch das ist ein wichtiger Faktor, weil die Politik im EEG 2017 Anlagen mit Nabenhöhen von mindesten 135 Metern besser stellt, als kleinere Maschinen. Gleichzeitig gibt es aber kaum belastbare Daten zu den Windprofilen in diesen Höhen.
Für die Verifizierung der Fernerkundungssysteme hat UL-DEWI auf dem Testfeld in Wilhelmshaven einen neuen 120 Meter hohen Messmast mit kalibrierten Sensoren errichtet. In mehrwöchigen Kampagnen werden die Windgeschwindigkeiten auf verschiedenen Höhen jeweils am Messmast und am LiDAR gemessen und die Daten anschließend korreliert. Die Verifikation der LiDAR-Geräte ist nach den gültigen Richtlinien gefordert, um eventuelle Abweichungen zu den Sensoren am Messmast exakt zu bestimmen und die Messergebnisse des LiDAR über diesen Weg reproduzierbare und verwertbare Daten liefern. Diese Verifizierung bietet UL-DEWI auch als externe Dienstleistung an.
Inspektionsstelle für längere Laufzeiten
Die Wirtschaftlichkeit beschäftigt auch Investoren von laufenden Windparks. In Spanien stehen die Akteure zum Beispiel vor dem Problem, dass die Vergütungen rückwirkend gekürzt wurden. In anderen Ländern wie Frankreich wird die Einspeisevergütung nur für 15 Jahre garantiert. Daher setzten Betreiber mit der Life Time Extension (LTE) auf Laufzeitverlängerungen, die über die geplante Nutzungsdauer von 20 Jahren hinausgehen. UL-DEWI hat sich als Dienstleister in diesem Segment mit einer Inspektionsstelle in Spanien positioniert, die nach der DIN EN ISO/IEC 17020 akkreditiert ist. Damit können die Experten europaweit diese Dienstleistung mit geprüfter Qualität anbieten. Die möglichen Restlaufzeiten ermitteln die Gutachter durch eine Inspektion der Anlagen, der Auswertung von Betriebsdaten und eine Modellierung der Windturbine. Bei dieser praktischen und analytischen Methode werden die Lasten ermittelt, die eine Anlage aufgrund ihrer Auslegung für eine Windklasse an einem konkreten Standort aushalten könnte und welche sie tatsächlich erlebt hat. Aus der Differenz ergeben sich wiederum die Lastreserven des Materials in Monaten und Jahren für den Weiterbetrieb.
