Ertragsplanung des Windparks Munderfing

Die Ertragsplanung des Windparks Munderfing ist zu optimistisch, die wirtschaftlichen Folgen muss der Bürger tragen …..

Fehler und Ungenauigkeiten bei der Ermittlung der Windbedingungen beim Windpark Munderfing

 

  1. Die Ermittlung der Windbedingungen und der daraus resultierenden Stromerträge ist systembedingt mit Ungenauigkeiten behaftet welche durch Fehler bei der Durchführung noch verstärkt wurden. Mit ein Grund für die Schwierigkeit, Prognosen mit geringen Fehlern zu erstellen ist der Umstand, dass die Energieinhalt einer Luftströmung von der Dritten Potenz seiner Geschwindigkeit abhängt weshalb selbst kleine Unrichtigkeiten bei der Windgeschwindigkeit bereits erheblichen Einfluss auf den Stromertrag haben.
  2. Die Langzeitmessung der Windgeschwindigkeit wurde nur an einem Standort, nämlich bei jenem von MUF 5 gemacht. (Siehe Elwog – Verhandlungsschrift vom 12. Dez. 2011, Seite 9). Es ist dies unter den Standorten der 5 Windräder jedoch jener mit der laut Computerprogramm „Windatlas Österreich“ höchsten Windgeschwindigkeit. Laut Elwog Verhandlungsschrift wurde an diesem Standort von einer mittleren Windgeschwindigkeit von 5,8 m/sec. in 103 m Höhe ausgegangen. 5,8 m/sec gibt auch der Windatlas für diesen Standort an. Dieser Wert wird dann aber bei der Ermittlung des Stromertrages als für den gesamten Windpark als gültig angenommen. Gemäß Windatlas sind an den anderen Standorten jedoch deutlich geringere Windgeschwindigkeiten gegeben und zwar im Bereich von 5,2 bis 5,6 m/sec.
    Bei einer um 0,2 m/sec geringeren Luftströmung ist deren Energieinhalt um 10% geringer. Bei 0,4m/sec geringeren Luftströmungen beträgt der Abfall des Energieinhaltes gleich 20 % und bei minus 0,6 m/sec ist das Ertragsminus sogar 27%.
  3. Windmessungen sind systembedingt aus einer ganzen Reihe von Gründen mit einem erheblichen Ungenauigkeitspotential behaftet:
  • Langzeitmessungen mit Schalenanemometern werden nur an einem oder einer begrenzten Zahl von Standorten (Munderfing 1 Standort) ausgeführt. Inwieweit dieser Standort für den gesamten Windpark repräsentativ ist, ist schwierig zu bewerten. Eine Orientierungshilfe wären die Daten aus dem Windatlas. Wenn man, wie bei Munderfing geschehen, den laut Windatlas windstärksten Standort wählt und das Ergebnis dann als für den gesamten Windpark zutreffend heranzieht, so ist dies nicht korrekt und führt zu schweren Fehlern.
  • Die Messungen werden zumeist in deutlich geringerer Höhe ausgeführt (in Munderfing in 63 m Höhe bei einer Nabenhöhe der Windräder von 142 m). Mit Hilfe von Korrekturrechnungen versucht man das Messergebnis auf die Höhe des Windrades „hochzurechnen“. Einflussfaktoren auf das Höhenprofil der Luftströmung sind vor allem die Oberflächenbeschaffenheit des Bodens (Wasser, Grünland, Wald) und die Topografie. Vor allem die Topografie und die Aufstellungsorte mit Luv-und Leewirkungen können erhebliche Abweichungen hervorrufen. Die ausgewählten Korrekturfaktoren sind jedenfalls als geschätzt anzusehen und mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Dazu kommen noch die nachteiligen Auswirkungen von Luftturbulenzen, die nur schwer zu erfassen bzw. zu prognostizieren sind.
  • Die Messungen der Windgeschwindigkeiten werden in einem zeitlich beschränkten Zeitraum durchgeführt. Zur Abschätzung ob die Messergebnisse aus in diesem Zeitraum repräsentativ für die zukünftigen Verhältnisse sind, stellt man Vergleichsbetrachtungen mit, in der Region vorhandenen Windanlagen bzw. Windmessstationen an und führt dann weitere Korrekturen der gemessenen Werte ein, was mit weiteren Ungenauigkeiten verbunden ist.
  • Die ermittelten Messwerte gelten jeweils für eine abgelaufene Periode, also für die Vergangenheit. Die zukünftigen Bedingungen lassen sich daraus nur mit erheblicher Unsicherheit ableiten. Das zeigt in voller Deutlichkeit eine Grafik im Standardlehrbuch „Robert Gasch, Windkraftanlagen“ 7. Auflage, Seite 139, Bild 4-17.
  • Daraus zeigt sich, dass 5-jahres-Mittelwerte von einer Periode zur nachfolgenden um bis zu 40% schwanken können. So geschehen in Periode 1950/55 bzw. 1960/65. Klimaprognosen sagen für Mitteleuropa zudem Verringerungen des Windaufkommens voraus.

 

Zusammenfassung: Windprognosen sind mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Bei zwei Drittel von 175 uber einen längeren Zeitraum untersuchten Windparks in Deutschland wurden die prognostizierten Stromerträge deutlich unterschritten (Werner Daldorf, Bundesverband WindEnergie e.V. 02-2013).

Üblich ist es, dass bei der Prognose der Energieerträge Abschläge gemacht werden, welche für die oben beschriebenen Unwägbarkeiten und Fehlerquellen einen gewissen Ausgleich darstellen. Üblich ist ein Abschlag von mindestens 15%. Weder bei der Ertragsermittlung in der ELWOG-Verhandlungsschrift vom 12.Dez.2011, noch in der Planungsrechnung des Wirtschaftsprüfers Dr. Schallhart vom Dezember 2012 wird ein solcher Abschlag gemacht.

(Lediglich ohnedies unvermeidliche Produktionsminderungen aus Ursachen wie Netz- und Trafoverluste, Wartung und Reparaturen sowie Eisansatz werden in der ELWOG – Verhandlungsschrift mit einem sehr knapp bemessenen Abschlag berücksichtigt).

 

Es ist daher mit der größten Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, dass beim Windpark Munderfing die prognostizierte Stromerzeugung deutlich verfehlt wird.

Breite Kreise der Bevölkerung im Umfeld des Windparks haben ihre Verwunderung zum Ausdruck gebracht, dass diese Windräder den überwiegenden Anteil der Zeit entweder still stehen oder sich mit Minimaldrehzahl von etwa 6 Umdrehungen pro min drehen, bei welcher auch noch kein Strom in nennenswerter Menge produziert wird. Die ansonsten sehr PR-freudige Betreibergesellschaft vermeidet die Bekanntgabe konkreter und überprüfbarer Produktionszahlen, wie das aber bei anderen gute Windparks der Fall ist (Schernham, Sternwind usw.) Die „Geheimhaltung“ der Stromerträge ist als deutliches Indiz dafür anzusehen, dass diese unter den Erwartungen liegen.

 

Bei der Bewertung des volkswirtschaftlichen Nutzens des Windstromes ist auch die stark fluktuierende, nicht dem Bedarf entsprechende Verfügbarkeit dieses Stroms zu berücksichtigen.

Im oberösterreichischen Voralpenland wird Windstrom vor allem bei Wetterlagen erzeugt bei welchen auch in weiten Teilen Deutschlandes gute Windverhältnisse herrschen. Die über 25.000 in Deutschland installierten Windkraftanlagen schaffen dann ein Überangebot an Strom, welches die Großhandelspreise gegen Null oder sogar darunter drückt. Die im Kobernaußerwald installierten Windanlagen erzeugen vor allem immer dann teuren Strom, wenn dieser ohnedies im Überfluss und fast gratis verfügbar ist. Die Kosten für dieses unkluge Vorgehen gehen zu Lasten von uns allen.

 

 

Dipl.-Ing. Günther Hertwich                                         Dr.-Ing. Franz Christian Brandner

 

 

Untauglicher Vergleich zwischen Windrad Steiglberg und Windpark Munderfing

 

Die ELWOG -Verhandlungsschrift vom 12. Dez. 2011 weist den Windpark Munderfing mit 2123 Vollaststunden aus und das Windrad Steiglberg mit 1860 Stunden. Die Leistung des Windrades Steiglberg wird als ungünstiger bezeichnet.

Diese Beurteilung ist falsch und beruht auf einem unrichtigen Umgang mit dem Begriff der „Volllaststunden“ Die Verhandlungsschrift vergleicht da Äpfel mit Birnen.

Vollaststunden sind der Quotient von Nettojahresarbeit zu Nennleistung einer Anlage. Diesen Werte dann zum Vergleich von Produktivität und Windgüte von Windanlagen bzw. Standorten heranzuziehen ist nur bedingt zulässig. Nämlich nur dann, wenn das Verhältnis von Rotorkreisfläche zu Generatorleistung in den verglichenen Fällen gleich ist. Und diese Vorrausetzung ist bei den Anlagen Munderfing und Steiglberg nicht gegeben.

An windgünstigen Standorten (Osten Österreichs, Nordeutschland) wo zuerst in großem Umfang Windräder errichtet wurden, wurde verbreitet eine Generatorleistung von 1 MW je 2500 m² Windradkreisfläche gewählt. (z.B 80 m Rotordurchmesser und 2 MW Generatorleistung.) Dieses Verhältnis wurde auch noch beim Windrad Steiglberg gewählt. Dieses Verhältnis erwies sich in Schwachwindregionen wie im Alpenvorland Oberösterreichs jedoch für nicht optimal. Es herrschen zu selten Windverhältnisse bei denen eine so hohe Generatorleistung ausgenützt wird. Daher veränderte man das Verhältnis auf rund 1 MW je 3300 m² Windradkreisfläche. So auch bei den Windrädern in Munderfing. Wäre die Windräder in Munderfing mit dem gleichen Verhältnis von Windradfläche zu Nennleistung wie Steiglberg gebaut worden, dann müssten die rund 10.000 m² großen Rotoren mit Generatoren von 4 MW ausgestattet sein.

Man muss davon ausgehen, dass zufolge der gegebenen Windbedingungen eine solche Anlage einen kaum höheren Stromertrag liefern würde als die ausgeführte Variante mit 3 MW Generator. Jedoch würde die Zahl der Vollaststunden deutlich sinken, nämlich auf 38.000 : 6 : 4 = 1580 Std. Billigt man den Anlagen mit 4 MW-Generator am Standort Munderfing einen um 5% erhöhten Stromertrag zu als jenen mit 3 MW zu, dann wären es noch immer nur 38.000 x 1,05 : 6 : 4 = 1660 Volllaststunden, also deutlich schlechter als Steiglberg.

Also: Die Angabe von Vollastsunden ist keine geeignete Messgröße um die Windqualität und Eignung von Standorten zu definieren und zu vergleichen. Denn diese Größe lässt sich bei gegebenen Windbedingungen und Baugröße des Windrades durch die Wahl der Größe des Generators in weiten Grenzen beeinflussen. Die Bewertung in der ELWOG-Verhandlungsschrift ist falsch.

Eine objektive Kenngröße zum Vergleich von Standorten und der technischen Eigenschaften der Anlagen ist die Spezifische Stromerzeugung in KWh/Jahr und m² Windradkreisfläche. Da errechnet sich aus den für Steiglberg angegebenen Produktionsdaten ein Wert von 740 KWh/m² und Jahr. Nach den, von den Betreibern angegebenen Prognosedaten wären es für den Windpark Munderfing nur 640 KWh/m² und Jahr. Also deutlich weniger. Wir erwarten zudem, dass der tatsächlich erreichte Wert für Munderfing noch bedeutend tiefer liegt. Eine Wirtschaftlichkeit des Windparks Munderfing erscheint uns nicht gegeben.

(Anmerkung: An guten Standorten im Osten Österreichs beträgt dieser Wert 800 bis 1200. In Norddeutschland bis 1400 und Offshore bis 2600 bei wesentlich geringer Schwankungshäufigkeit).

 

Archiv