Die Windenergie stellt eine Schlüsseltechnologie für die Energiewende dar. Daher soll der Ausbau der Windenergie in Baden-Württemberg weiter vorangetrieben werden. Der Windatlas bietet eine umfassende Datengrundlage, um die Planungen von Windenergieanlagen mit einer verbesserten Informationsgrundlage zu den Windverhältnissen zu unterstützen. Über die Kartendarstellung können Flächen gefunden werden, die aufgrund ihres Windpotenzials für den Bau von Windenergieanlagen geeignet sein können.
Die Neuauflage des Windatlas wurde im Mai 2019 durch das Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft veröffentlicht und ersetzt den Windatlas aus dem Jahr 2011. Der Windatlas zeigt die mittlere gekappte Windleistungsdichte für die Höhen 100 Meter (m), 140 m, 160 m, 180 m und 200 m über Grund. Er dient zur Unterstützung der Planung von Windenergieanlagen, ersetzt diese aber nicht. Im Fall einer konkreten Planung wird darüber hinaus ein standortspezifisches Gutachten durch einen akkreditierten Sachverständigen erstellt.
Weitere Details können dem Bericht Windatlas 2019 [18,4 MB; PDF] entnommen werden.
Ziel des Windatlas ist es, mit der landesweiten Darstellung der mittleren gekappten Windleistungsdichten das nutzbare Winddargebot an den jeweiligen Standorten darzustellen. Dieser Wert soll möglichst unabhängig von den zum Einsatz kommenden Anlagentypen sein. Der Zweck des Windatlas ist es eine fachliche Grundlage zur Identifikation geeigneter Flächen und Standorte für die Windenergienutzung zu schaffen. Er stellt allerdings keine exakte Ertragsprognose dar.
Jeder Standort und jede standortbezogene Planung wird im immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahren genau geprüft und individuell bewertet.
Baden-Württemberg verfügt über eine komplexe Topographie, mit den bundesweit höchsten Höhenlagen und größten Höhenunterschieden, die zu einer Vielzahl von verschiedenen Landschaftsräumen und Windverhältnissen führt. In waldreichen Regionen verschiebt sich das Windangebot in größere Höhen. Die Windzunahme mit der Höhe – der sogenannte Windgradient – ist hier gleichzeitig größer als an offenen, waldfreien Standorten. Zusammen mit dem Grundwindpotenzial führt dies dazu, dass sich für die Windenergie nutzbare Windverhältnisse meist erst in größeren Höhen finden.
So stellen vor allem die Hochlagen des Schwarzwaldes, die Hohenloher Ebene in Nordosten von Baden-Württemberg und die Schwäbische Alb ein besonders hohes Windangebot dar. Aber auch der Odenwald, der Kraichgau und der Oberrheingraben verzeichnen auf größerer Fläche ein Windangebot, wobei nutzbare Windverhältnisse den Höhenlagen vorbehalten sind.
Der Windatlas Baden-Württemberg basiert auf der Kopplung eines Geländemodells mit einem Strömungsmodell zur Simulation der Windverhältnisse. Hierbei werden beispielsweise Verwirbelungen hinter Bergketten und die Bodenbedeckung berücksichtigt.
Auch Messdaten aus Windmessungen in Form von Windgeschwindigkeit, Windrichtung, Temperatur und Luftdruck in 10-Minuten-Zeitschritten für verschiedene Messhöhen und Ertragsdaten aus bereits in Betrieb befindlicher Windenergieanlagen wurden verwendet.
Somit können Flächen gefunden werden, die aufgrund ihres Windpotenzials für den Bau von Windkraftanlagen geeignet sind.
Auf der Grundlage dieser Daten und einem Kriterienkatalog [25 KB; PDF] zu Ausschluss- und Restriktionsflächen hat die LUBW Landesanstalt für Umwelt Baden-Württemberg das Potenzial für die mögliche Nutzung der Windenergie im Land berechnet.
Als Eingangsdaten wurden ein digitales Höhenmodell mit der Rasterweite 30 m x 30 m für Baden-Württemberg und die angrenzenden Regionen sowie ein Datensatz zur Bodenbedeckung in gleicher Auflösung verwendet. Als wichtige Parameter der Bodenbedeckung gehen unter anderem Waldhöhe und Walddichte in die Berechnung ein. Die Waldhöhe wurde dabei aus der Höhendifferenz errechnet, die aus dem digitalen Oberflächen- und Höhenmodell gewonnen wurde.
Zur Plausibilisierung des Modells sind Messdaten im Bereich der Modellierungshöhen in größtmöglicher Genauigkeit erforderlich. Hierfür kommen Windmessungen, wie sie im Rahmen der Planungen für Windenergieprojekte durchgeführt werden, und Ertragsdaten bereits in Betrieb befindlicher Windenergieanlagen in Frage. Daten meteorologischer Messstationen mit einer Messhöhe von 10 m über Grund können für die Plausibilisierung nicht verwendet werden, da sich die Modellergebnisse auf die geplante Nabenhöhe von Windenergieanlagen beziehen.
Geeignete Daten wurden hauptsächlich über eine Umfrage durch den Bundesverband Windenergie e.V. – Landesverband Baden-Württemberg zur Verfügung gestellt. Es lagen Datensätze für 200 Windenergieanlagen vor. Weiterhin waren Messdaten aus 69 Windmessungen in Form von Windgeschwindigkeit, Windrichtung, Temperatur und Luftdruck in 10-Minuten-Zeitschritten für verschiedene Messhöhen verfügbar. Da zur Plausibilisierung langjährige Daten erforderlich sind, wurden die gelieferten Daten unter Verwendung von Reanalysedaten auf den Bezugszeitraum 2003 - 2017 (15 Jahre) langzeitbezogen. Die Verwendung der letzten 15 Jahre gewährleistet, dass mögliche Effekte des Klimawandels weitestmöglich berücksichtigt werden. Nach Zusammenfassung der Datensätze konnten 106 Validierungspunkte verwendet werden.
Die Simulation der großräumigen Strömungsverhältnisse erfolgte mit Hilfe des Strömungsmodells mc2, implementiert in AnemoScope. Dieses sogenannte Mesoskalenmodell ermöglicht die Simulation verschiedener Klimasituationen und deren Häufigkeit. Üblicherweise werden diese Modelle zur Wettervorhersage eingesetzt, für die die Abbildung großräumiger Strömungsverhältnisse erforderlich ist. Für diese mesoskalige Modellierung wurde eine Auflösung von 2 km x 2 km gewählt.
Da dieses Modell keine kleinräumigen Strömungsverläufe in komplexen Geländesituationen abbildet, wurde anschließend eine Simulation unter Anwendung eines Mikroskalenmodells durchgeführt. Hierbei kam das CFD Modell Meteodyn WT zum Einsatz. Dieses ermöglicht die Simulation zum Beispiel von Verwirbelungen hinter Bergketten in der erforderlichen Auflösung von 30 m und gleichzeitig ist aufgrund der großen Anzahl von vertikalen Modellschichten eine hohe vertikale Auflösung möglich. Weiterhin verfügt WT über eine detaillierte Waldmodellierung und über die Möglichkeit der Berücksichtigung verschiedener atmosphärischer Stabilitätszustände.
Die Kopplung des Mesoskalenmodells mit einer CFD-Simulation vereint den Vorteil der hohen Auflösung der CFD-Simulation mit der Möglichkeit des Mesoskalenmodells, auch großskalige Wind- und Wettersysteme abzubilden.
Für den Windatlas wurden zahlreiche Kenngrößen in verschiedenen Berechnungshöhen ermittelt. Als Berechnungshöhen wurden in Anlehnung an den Windatlas von 2011 die Höhenlage 100 m sowie Höhenlagen berechnet, die für die Planung aktuell auf dem Markt befindlicher und in naher Zukunft erwarteter Anlagen relevant sind. Hierzu wurden die Höhenlagen 140 m, 160 m, 180 m und 200 m ausgewählt. Im Energieatlas wird die Karte mit der mittleren gekappten Windleistungsdichte in der Höhe von 160 m über Grund dargestellt, da dieser Parameter für aktuelle Planungen als Orientierungswert für die Tauglichkeit eines Standorts empfohlen wird. Alle weiteren Rechengrößen und Höhenlagen stehen im Erweiterten Daten- und Kartenangebot auch zum Download zur Verfügung.
Im Folgenden werden die Kenngrößen des Windatlas erläutert:
Die mittlere Windgeschwindigkeit stellt den Jahresmittelwert der Windgeschwindigkeiten in einer bestimmten Höhe an einem Standort dar.
Die mittlere Windleistungsdichte ist ein meteorologischer Parameter, der sich aus den an einem Standort auftretenden Windgeschwindigkeiten in der entsprechenden Häufigkeit und der Luftdichte berechnet. In Bezug auf Windenergieanlagen ist sie ein Maß dafür, wie viel Leistung der Wind beim Durchströmen des Rotors pro Rotorkreisfläche an einem Standort im Mittel für die Nutzung durch Windenergieanlagen bereitstellt.
Bei der mittleren Windleistungsdichte bleibt unberücksichtigt, dass sich die Leistungsabgabe einer Windenergieanlage oberhalb der Windgeschwindigkeit, bei der die Anlage ihre Nennleistung erreicht, dem sogenannten Nennwind, aus technischen Gründen nicht mehr weiter erhöht. Um diesen Aspekt zu berücksichtigen, wird bei dem Parameter der mittleren gekappten Windleistungsdichte zusätzlich der Kappungswert der Windgeschwindigkeit von 15 m/s festgelegt. Windgeschwindigkeiten oberhalb des Kappungswertes werden in der Berechnung mit dem Kappungswert angesetzt.
Die mittlere meteorologische Turbulenzintensität beschreibt kurzzeitige Schwankungen der Windgeschwindigkeit um den 10-Minuten-Mittelwert. Sie nimmt üblicherweise mit der Höhe ab. In der Praxis wirkt auf Anlagen in Windparks zusätzlich die Nachlaufturbulenz ein. Ab Turbulenzen von größer gleich 0,25 ist der Standort nicht mehr für den Bau von Windenergieanlagen geeignet. Bei Turbulenzen zwischen 0,2 und 0,25 ist der Standort nur noch bedingt geeignet.
Der mittlere Jahresertrag wurde für drei gängige Windenergieanlagen als Referenzanlagen durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.
Aus den Brutto-Jahreserträgen wird die Brutto-Standortgüte bestimmt. Hierzu werden die Brutto-Jahreserträge durch den Referenzertrag des jeweiligen Anlagentyps dividiert.
Der Referenzertrag ist der Ertrag, der am sogenannten Referenzstandort, der im Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2017 festgelegt ist, erzielt würde. Auch dort wird der Referenzertrag zur Ermittlung der Standortgüte verwendet. Im Gegensatz zum Windatlas werden dort jedoch die auftretenden Verluste berücksichtigt.
Je nach Standortgüte wird der anzulegende Wert für die Vergütung durch Multiplikation mit einem Korrekturfaktor bestimmt. Somit werden die geringeren wirtschaftlichen Erträge bei schlechterer Standortgüte teilweise ausgeglichen.
Das EEG 2017 differenziert einen Bereich der Standortgüte zwischen 70 % und 150 %, was einer Brutto-Standortgüte zwischen etwa 80 % und 160 % im Windatlas entspricht.
Der Hellmann-Exponent (Windgradient α) dient der Ermittlung der Windzunahme mit der Höhe. Er ist abhängig von der Rauigkeit des Untergrunds und ist für bewaldete Gebiete üblicherweise größer als für freies Gelände.
Er wurde flächendeckend auf Basis der Windkarten für Höhen zwischen 100 m und 160 m über Grund ermittelt.
Die höhenunabhängige Unsicherheit der mittleren Windgeschwindigkeit resultiert aus Mess- und Modellierungsunsicherheiten in den Bereichen
Die Ermittlung zu den ersten drei Punkten erfolgte anhand der Vorgaben der Technischen Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 6 in der Revision 10 vom 26.10.2017.
Basierend auf den jüngsten Zubauten an Windenergieanlagen in Baden-Württemberg wurden in Zusammenarbeit mit dem Bundesverband WindEnergie e.V. drei Referenzanlagen zur Berechnung des mittleren Jahresertrags je Rasterpunkt ausgewählt. Die technischen Daten werden im Folgenden kurz dargestellt.
| Nennleistung | 4.200 kW |
| Rotordurchmesser | 138,6 m |
| Nabenhöhe | 81 / 111 / 131 / 160 m |
| Windklasse (IEC) | IEC/EN IIIA |
| Anlagenkonzept | getriebelos, variable Drehzahl, Einzelblattverstellung |
| Nennleistung | 4.200 kW |
| Rotordurchmesser | 150 m |
| Nabenhöhe | Standort- und länderspezifisch |
| Windklasse (IEC) | IEC IIIB |
| Anlagenkonzept | zwei Planetenstufen und eine Wendelstufe |
| Nennleistung | 3.300 kW |
| Rotordurchmesser | 126 m |
| Nabenhöhe | 137 m |
| Windklasse (IEC) | IEC IIIa |
| Anlagenkonzept | zwei Planetenstufen und eine Wendelstufe |
Die Vestas V-126 3,3 MW wurde vor dem Hintergrund des Repowerings ausgewählt, falls aufgrund der Lage keine größere Anlage platziert werden kann.
Der aktuelle Windatlas ersetzt die vorherige Version aus dem Jahr 2011 und bietet eine bessere Informationsgrundlage.
Modellierung
Neben der verbesserten Modellierung durch die Kopplung der Rechenmodelle wurde die horizontale Auflösung von einem 50 Meter Raster auf ein 30 Meter Raster verfeinert. Was auf einer Fläche von 150 m x 150 m im alten Modell durch 3 x 3 Berechnungszellen abgebildet wurde, wird im neuen Windatlas durch 5 x 5 Zellen abgebildet, eine Steigerung um den Faktor ~2,8. Besonders in stark strukturiertem Gelände führt dies zu einer deutlichen Verbesserung des Modells. Weitere Unterschiede liegen in der Berücksichtigung der atmosphärischen Stabilität, in der Verbesserung der Waldmodellierung und der Berücksichtigung von SCADA-Zeitreihen (Betriebsdaten von Windenergieanlagen) zur Plausibilisierung des Modells. Insgesamt konnten für das Modell 106 Validierungspunkte verwendet werden.
Bezugsgröße mittlere gekappte Windleistungsdichte
Als Parameter für die Bewertung der Eignung von Flächen aufgrund ihrer Windhöffigkeit wurde in der Vergangenheit häufig die mittlere Windgeschwindigkeit herangezogen. Da bei diesem Mittelwert jedoch die Häufigkeitsverteilung verschiedener Windgeschwindigkeiten unberücksichtigt bleibt, wurde im Rahmen der Erstellung des Windatlas 2019 als Bezugsgröße die mittlere gekappte Windleistungsdichte festgelegt. Der Parameter der mittleren Windleistungsdichte bietet den Vorteil, dass neben der durchschnittlichen Windgeschwindigkeit auch die Häufigkeitsverteilung und außerdem der Einfluss der Luftdichte in den verschiedenen Höhenlagen in der Berechnung berücksichtigt wird. Da die Geschwindigkeit in der dritten Potenz in die Berechnung der Windenergie einfließt, haben geringe Änderungen der Windgeschwindigkeiten und deren Häufigkeit große Auswirkungen auf die Leistungsabgabe einer Anlage. Da sich die Leistungsabgabe einer Windenergieanlage oberhalb der Windgeschwindigkeit, bei der die Anlage ihre Nennleistung erreicht aus technischen Gründen nicht mehr weiter erhöht, wird bei der mittleren gekappten Windleistungsdichte zusätzlich der Kappungswert der Windgeschwindigkeit von 15 m/s festgelegt. Windgeschwindigkeiten oberhalb des Kappungswertes werden in der Berechnung mit dem Kappungswert angesetzt.
Der aktuelle Windatlas ist somit realitätsnäher, damit aussagekräftiger als sein Vorgänger. Im Sinne von Transparenz und eines umfassenden Informationsangebotes werden im Energieatlas verschiedene Kennwerte und Datensätze einschließlich der jeweiligen Unsicherheiten zur Verfügung gestellt.
Mit der mittleren gekappten Windleistungsdichte lassen sich keine aussagekräftigen Ertragsprognosen für mehrere Anlagen gleichzeitig erstellen. Deshalb weist der Windatlas Jahreserträge (Bruttojahreserträge) anlagenspezifisch für drei konkrete WEA aus und berücksichtigt dazu die Kennlinien dieser drei Anlagen.
Bei einer mittleren gekappten Windleistungsdichte von 215 W/m² werden in der Regel 65 Prozent bis 70 Prozent des Ertrags des im EEG definierten Referenzertrags erreicht (Brutto-Standortgüte).
Bei der Erstellung des Windatlas sind von den Projektierungsgesellschaften 78 derartige Messdatensätze und detaillierte Betriebsdaten von 58 Windparks eingeflossen, die allerdings nicht öffentlich zugänglich sind. Die Betriebsdaten sind zuverlässiger als DWD-Daten, da diese sich als ungeeignet für hinreichend genaue Energieertragsproduktionen erwiesen haben. Der Unterschied zwischen den DWD-Messhöhen von üblicherweise 10 m und den heute gängigen Nabenhöhen weit über 100 m erfordern einen Transfer der Messergebnisse durch mehrere atmosphärische Schichten, den kein verfügbares Modell mit der geforderten Genauigkeit leisten kann.
Bericht Windatlas 2019: Bericht Windatlas 2019
Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg:
Pressemitteilung Neuer Windatlas wird vorgestellt
Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg (2023):
Erneuerbare Energien in Baden-Württemberg 2022, erste Abschätzung April 2023 [1,5 MB; PDF]
Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE Freiburg (2021):
Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, Juni 2021 [7,6 MB; PDF]
ENERCON E-138 EP3 E2 / 4,2 MW - Technische Daten im Überblick
