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Nutzung der Windenergie

  • Siegfried HeierEmail author
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Zusammenfassung

Die Anwendung der Windenergie zur Elektrizitätsversorgung bringt eine Verbreiterung der Energiebasis und vermindert die Umweltbelastung. Sie ist besonders sinnvoll, wenn wirtschaftliche Konkurrenzfähigkeit mit üblicherweise verwendeten Energieträgern besteht. In Ländern wie Dänemark oder deutschen Regionen wie Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern trägt die Windenergie bereits signifikant zur Stromversorgung bei.

Kenntnisse über die Anlagenkosten und über die zu erwartende Energielieferung sind von grundlegender Bedeutung. Dabei müssen gute Windverhältnisse am geplanten Standort als wichtigste Voraussetzung für eine wirtschaftliche Nutzung der Windenergie angesehen werden. Darüber hinaus spielen in dicht besiedelten Gebieten, in ebenen, gebirgigen, bewaldeten Regionen, an der Küste und im Meer Genehmigungsfragen zunehmend eine entscheidende Rolle.

In Kapitel 6 werden von Windverhältnissen ausgehend Energieerträge bestimmt, Potenziale und Ausbau- sowie Repower-Möglichkeiten aufgezeigt und unfassende Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen mit internen und externen Kosten angestellt. Abschließend sind Planungs- und Baurecht mit Immissions-, Natur- und Landschaftsschutz sowie Vorgehen zur Errichtung von Anlagen ausgeführt und Ökobilanz rundet den Themenbereich auch in Hinblick auf Industrie 4.0 ab.

Die Anwendung der Windenergie zur Elektrizitätsversorgung bringt eine Verbreiterung der Energiebasis und vermindert die Umweltbelastung. Sie ist besonders sinnvoll, wenn wirtschaftliche Konkurrenzfähigkeit mit üblicherweise verwendeten Energieträgern besteht [50, 53]. In Ländern wie Dänemark, Spanien und Deutschland bzw. besonders in Regionen wie Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern trägt die Windenergie bereits signifikant zur Stromversorgung bei.

Kenntnisse über die Anlagenkosten und über die zu erwartende Energielieferung sind von grundlegender Bedeutung [4, 52]. Dabei müssen gute Windverhältnisse am geplanten Standort als wichtigste Voraussetzung für eine wirtschaftliche Nutzung der Windenergie angesehen werden [27]. Darüber hinaus spielen in dicht besiedelten Gebieten, an der Küste und im Meer Genehmigungsfragen zunehmend eine entscheidende Rolle.

6.1 Windverhältnisse und Energieerträge

Die Erde ist von einer Lufthülle umgeben, in der verschiedene physikalische Vorgänge das Wetter und damit zusammenhängende Winde beeinflussen. Insbesondere durch Erwärmungsunterschiede wird die Atmosphäre in Bewegung gehalten. Entscheidenden Einfluss auf die örtliche Windgeschwindigkeit hat die Rauigkeit der Erdoberfläche. Wassernähe und glatte Landflächen lassen für die Windenergienutzung günstige Verhältnisse erwarten. Baumbewuchs, Gebäude und vorgelagerte Landschaftserhebungen beeinträchtigen dagegen die Luftströmung.

6.1.1 Globale Windverhältnisse

Je nach Rauigkeit der Umgebung (Wasser-, Acker- oder Grasflächen bzw. Büsche, Bäume, Gebäude) nimmt die Windgeschwindigkeit mit der Höhe über dem Grund (s. Abb.  Abb. 2.9) unterschiedlich stark zu. Abb. 6.1 verdeutlicht die Konzentration günstiger Windverhältnisse – im Hinblick auf deren Nutzung – im Küstenbereich. Aber auch Hochlagen im Binnenland können ähnliche Verhältnisse bieten.
Abb. 6.1

Windgeschwindigkeiten in Europa sowie in den jeweiligen Ländern installierte Windkraftanlagen-Leistungen im Jahr 2016

Der wirtschaftliche Betrieb von Windenergieanlagen ist ganz entscheidend von den örtlichen Windverhältnissen abhängig. Diese können z. T. erheblich von angegebenen Werten in Windkarten abweichen. Für die Energieertragserwartung sind hauptsächlich statistisch zu ermittelnde Windgeschwindigkeitswerte und deren Häufigkeitsverteilung maßgebend. Diese geben an, wieviel Prozent bzw. Stunden im Jahr jede interessierende Windgeschwindigkeit vorkommt. Darüber hinaus müssen der tages- und jahreszeitliche Verlauf sowie die Höhenabhängigkeit der Windgeschwindigkeiten, die Geländeform, deren Rauigkeit und die Einflüsse von Hindernissen berücksichtigt werden. Die Böigkeit am Ort, die Turbulenzintensität und maximal auftretende Windgeschwindigkeiten stellen Anforderungen an die Festigkeit der Konstruktion und an die Regelung der Anlagen. Insbesondere große Anlagen im Binnenland unterliegen oft nicht zu unterschätzenden dynamischen Belastungen.

Vor der Errichtung von Windkraftanlagen sind die zu erwartenden Energieerträge möglichst genau im Voraus zu bestimmen. Damit lässt sich für die Betreiber die Wirtschaftlichkeit einschätzen und das Investitionsrisiko gering halten. Dazu werden Standortgutachten und Energieertragsprognosen auf der Grundlage von Messungen bzw. Berechnungen erstellt. Messungen werden aus Kostengründen im allgemeinen nur bei Windparkprojekten oder an Standorten mit unsicherer Datenbasis durchgeführt.

6.1.2 Lokale Windverhältnisse und Jahreswindenergieangebot

Modellrechnungen zur Ermittlung des lokalen Windpotenzials und der anlagenspezifischen Energieerträge lassen relativ genaue Prognosen zu. Allerdings müssen auch die Grenzen ihrer Anwendbarkeit bedacht werden.

Für eine Standortbeurteilung ist die genaue Kenntnis der lokalen Windverhältnisse von grundlegender Bedeutung, da die Windkraftanlagenleistung und die Energieerträge der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit proportional sind. Neben windklimatologischen Einflussfaktoren, wie Geländeverlauf (Orographie), Oberflächenrauhigkeit (Topographie ) und Hindernisse in der Nähe des Standortes (mechanische Turbulenzen), bestimmen die Luftdichte, die Temperatur sowie die Sonneneinstrahlung (thermische Turbulenzen) den Verlauf und die Stärke des Windes [27].

Auf der Messung von lokalen Windverhältnissen in Nabenhöhe einer geplanten Anlage beruhende Energieprognosen liefern die genauesten Ergebnisse. Das Verfahren ist allerdings sehr zeitaufwendig und teuer. Bei heute üblichen Anlagengrößen ist eine Messung in Nabenhöhe (50 bis \(\text{100}\,\mathrm{m}\)) aus Kostengründen und wegen des schwer handhabbaren großen Messmastes praktisch kaum realisierbar. Deshalb werden die Messungen von Windgeschwindigkeit und Windrichtung in niedrigeren Höhen (10, 20, 30 und \(\text{40}\,\mathrm{m}\)) durchgeführt und rechnerisch auf die Nabenhöhe extrapoliert (s. Abb. 6.2 ). Dabei wird eine gemessene oder numerisch ermittelte Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit durch eine analytische Funktion angenähert. Hierzu wird meist die Weibull-Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten verwendet. Die Häufigkeitsdichte
Abb. 6.2

Messung der Häufigkeitsverteilung in \(\text{10}\,\mathrm{m}\), sowie Berechnung der Rayleigh- und Weibullverteilung für 30 und \(\text{50}\,\mathrm{m}\) Höhe (ISET)

$$\displaystyle h_{\mathrm{Weibull}}(v)=\frac{k}{A}\cdot\left(\frac{v}{A}\right)^{k-1}\cdot\mathrm{e}^{-\left(\frac{v}{A}\right)^{k}}$$
(6.1)
wird neben der Windgeschwindigkeit durch den dimensionslosen Formparameter k mit Werten von 1 bis 3 und den Skalierungsfaktor A mit der Dimension m/s vollständig bestimmt. Der mathematisch einfachere Sonderfall k = 2 wird als Rayleigh-Verteilungsfunktion
$$\displaystyle h_{\mathrm{Rayleigh}}(v)=\frac{2v}{A^{2}}\cdot\mathrm{e}^{-\left(\frac{v}{A}\right)^{2}}$$
(6.2)
bezeichnet, der bei nicht genauerer Kenntnis der Standortdaten zur Beschreibung der Windverhältnisse verwendet wird und im Allgemeinen hinreichend genau ist. Bei der Rayleigh-Verteilung ergibt sich der Formfaktor A direkt aus der mittleren Windgeschwindigkeit
$$\displaystyle A=v_{\mathrm{m}}\frac{2}{\sqrt{\pi}}\,.$$
(6.3)
Einen weiteren Sonderfall stellt mit \(k=\text{3{,}5}\) die Annäherung an die Gauß-Normalverteilung dar.

Zur Bestimmung der relativen Häufigkeit einer bestimmten Windklasse ist die Windgeschwindigkeit der Klassenmitte einzusetzen und die berechnete Häufigkeitsdichte mit der Klassenbreite (z. B. \(\text{1}\,\mathrm{m/s}\)) zu multiplizieren.

Die Summenhäufigkeit der Windgeschwindigkeit
$$\displaystyle F(v)=1-\mathrm{e}^{-\left(\frac{v}{A}\right)^{k}}$$
(6.4)
wird durch die gleichen Parameter ermittelt. Für ihre Berechnung unterhalb einer bestimmten Windgeschwindigkeit ist die Obergrenze der letzten einzubeziehenden Klasse einzusetzen.

Hauptkomponenten moderner Windmesssysteme sind Windgeber, Windmessmast und Messcomputer, die einen vollautomatischen und wartungsfreien Betrieb erlauben. Voraussetzungen dafür sind ihre wetterfeste Ausführung, interner Blitzschutz und eine leistungsfähige Energieversorgung. Zur Windgeschwindigkeitsmessung werden hauptsächlich Schalenkreuz-Anemometer verwendet. Ultraschall-, Flügelrad- und Hitzdraht-Anemometer sowie Venturidüsen bilden die Ausnahme. Zur Erfassung der Windgeschwindigkeiten und -richtungen über größere Zeiträume sind automatische Aufzeichnungsgeräte – sogenannte Datenlogger – erforderlich, die eine rechentechnische Auswertung der Daten ermöglichen. Oft beinhaltet das System auch ein Mobilfunkmodem zur Fernabfrage der Messwerte.

Um jahreszeitliche Unterschiede zu berücksichtigen, ist bei Gebieten, für die keinerlei Daten vorliegen mindestens ein Jahr Messdauer erforderlich. Darüber hinaus sind mittels Korrelation Abweichungen vom langjährigen Mittelwert, dem sogenannte Normalwindjahr , zu berücksichtigen. Dazu werden statistisch bereinigte Daten vieler Messstationen in der weiteren Umgebung herangezogen. Beispielhaft werden in Tab. 6.1 die charakteristischen Größen, wie
  • durchschnittliche Leistungsdichte,

  • Weibull-Parameter A und

  • Weibull-Parameter k

für unterschiedliche Standortkategorien (Küste, Mittelgebirge, Norddeutsche Tiefebene) sowie für 30 bis \(\text{40}\,\mathrm{m}\) bzw. \(\text{10}\,\mathrm{m}\) Messhöhe zusammenfassend dargestellt. Hierbei sind die langjährigen Mittelwerte angegeben. Die Werte für 2007 stehen in Klammern. Dabei verdeutlicht die Leistungsdichte ganz besonders den Effekt größerer Messhöhen. Das bedeutet, dass Mittelgebirge und Norddeutsche Tiefebene in 30 bis \(\text{40}\,\mathrm{m}\) Höhe etwa gleiche Leistungsdichten erreichen, wie Küstenstandorte in \(\text{10}\,\mathrm{m}\) Höhe.
Tab. 6.1

Kenngröße für das Windenergieangebot als langjährige Mittelwerte bzw. Mittelwerte für das Jahr 2007 in Klammern (Quelle: Windenergie-Report Deutschland 2008, ISET)

 

Leistungsdichte [W/m2]

Weibull A [m/s]

Weibull k

30–40 m

Küste

319 (319)

7,02 (7,59)

2,17 (2,28)

Mittelgebirge

176 (176)

5,55 (5,88)

1,91 (2,03)

Norddeutsche Tiefebene

170 (181)

5,52 (6,03)

1,97 (2,10)

10 m

Küste

180 (226)

5,54 (5,96)

1,79 (1,84)

Mittelgebirge

113 (108)

4,50 (4,70)

1,66 (1,67)

Norddeutsche Tiefebene

93   (93)

4,03 (4,34)

1,58 (1,59)

Abb. 6.3 zeigt die jährlichen Mittelwerte der im Wind enthaltenen Leistung (in \(\mathrm{W/m^{2}}\)) im Zeitraum 1993 bis Mitte 2008 für die unterschiedlichen Standortkategorien. Dabei beziehen sich die unteren Graphiken auf 10 m über dem Boden und die oberen auf 30 bis 40 m Messhöhe. Die dargestellten Werte beruhen auf Windgeschwindigkeitsmessungen, die im Rahmen des Wissenschaftlichen Mess- und Evaluierungs-Programms (WMEP) erfasst und nach Ablauf des Vorhabens im ISET- bzw. IWES-Windmessnetz weitergeführt wurden. Die Leistungsdichtewerte wurden bei Standardatmosphäre durch Korrektur der Normaldichte um den Einfluss der Höhe über dem Meeresspiegel zu Jahresmittelwerten der Windleistung verarbeitet.
Abb. 6.3

Brutto-Windenergieangebot für Küste und Inseln, Mittelgebirge und Norddeutsche Tiefebene in \(\text{10}\,\mathrm{m}\) Höhe, Daten: IWES

Um das Jahreswindenergieangebot in Deutschland bzw. dessen Schwankungen in Relation zum langjährigen Mittel einschätzen zu können, wurde im Rahmen des WMEP am ISET ein Verfahren entwickelt, mit dem das Windenergieangebot einzelner Jahre im Verhältnis zum „typischen“ Windenergieangebot mit dem so genannten Wind-Index beschrieben werden kann (Abb. 6.4). Grundlage dafür sind ebenfalls die langjährigen Windmessungen im landesweit verteilten ISET-Windmessnetz mit den detailorientierten Auswertungen der Messergebnisse. Die angegebenen Prozentangaben (in positiver und negativer Richtung) beziehen sich auf den langjährigen Mittelwert des Windenergieangebotes im Zeitraum 1993 bis 2007. Jährliche Schwankungen können in Extremfällen durchaus 10 bis 20 (bzw. nahezu 25) Prozent als Über- und Unterangebot des Windes bzw. dessen Leistungsdichte umfassen. Aus Abb. 6.4 wird weiterhin deutlich, dass im 21. Jahrhundert nur die Jahre 2000 und 2007 über dem Durchschnitt lagen.
Abb. 6.4

Wind-Index als Abweichung vom langjährigen Mittelwert des Windenergieangebotes im Zeitraum 1993 bis 2007, Windenergie-Report Deutschland 2008, ISET

6.1.3 Berechnung standort- und regionbezogener Anlagenerträge

Auf Basis der aus Messungen oder Berechnungen bestimmten mittleren Windgeschwindigkeiten sowie der Häufigkeitsverteilungen von Windgeschwindigkeit und Windrichtung werden über verschiedene Berechnungsverfahren relativ genaue Energieertragsprognosen für bestimmte Windkraftanlagen erstellt. Das Prinzip zeigt Abb. 6.5 . Aus der in \(\text{10}\,\mathrm{m}\) Höhe gemessenen Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten wird beispielsweise auf eine Weibullverteilung in Nabenhöhe hochgerechnet (links unten in Abb. 6.5 ). An Hand der relativen Häufigkeiten lassen sich die Zeitdauern der einzelnen Windgeschwindigkeiten pro Jahr ermitteln. Ihre Multiplikation mit der Leistung der Windkraftanlage bei der jeweiligen Windgeschwindigkeit führt zu den sog. Klassenerträgen. Werden diese aufsummiert, ergibt sich in Form der Summenkurve (rechts oben in Abb. 6.5 ) der Jahresenergieertrag.
Abb. 6.5

Berechnung des Jahresenergieertrages (Summenertrag) einer WKA aus der gemessenen (oder berechneten) Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit in \(\text{10}\,\mathrm{m}\) Höhe

Um aus gemessenen oder berechneten Häufigkeitsverteilungen der jeweiligen Windgrößen die zu jeder Windgeschwindigkeit gehörenden Leistungswerte zu bestimmen, müssen das aerodynamische Turbinenverhalten, die Systemauslegung (Generatorleistung, Rotorübersetzung), die Arbeitsweise der Anlage sowie die Einflüsse der Regelung und Betriebsführung berücksichtigt werden. Da die Leistungskennlinie (untere Bildmitte in Abb. 6.5) in Verbindung mit der Häufigkeit der jeweiligen Windgeschwindigkeit die Ermittlung der Energieerträge ermöglicht, lassen sich mit diesem Verfahren die Leistungs- bzw. die Energieverfügbarkeiten während eines Jahres bestimmen. Insbesondere bei den neueren großen Anlagen spielen darüber hinaus Turbulenzen, die Böigkeit und die Ungleichheit der Windgeschwindigkeit in Bezug auf die Gesamtrotorfläche eine wichtige Rolle. Auch die Qualität und Details der Anlagenregelung können die Wirtschaftlichkeit beeinflussen. Praktische Erfahrungen beim Betrieb von Windkraftanlagen sind daher sowohl für Vorausberechnungen als auch für Wirtschaftlichkeitseinschätzungen unverzichtbar [29]. Im Rahmen von Breitentestuntersuchungen [57.] wurden im gesamten Bundesgebiet Messungen an Windkraftanlagen verschiedener Konzeption und Größe durchgeführt. Die Ergebnisse standortspezifischer Auswertungen eines Jahres, sind in Abb. 6.6 für eine \(\text{1500}\,\mathrm{kW}\)-Anlage in Norddeutschland exemplarisch aufgezeigt. Für die Windgeschwindigkeit sind neben den monatlichen Mittelwerten die Häufigkeitsverteilung sowie rechnerische Größen wie Turbulenzintensität und Weibullparameter, dargestellt. Weiterhin sind die monatlichen Energieerträge sowie die energiegewichtete Windrichtungsverteilung und die sogenannte Leistungsdauerlinie angegeben. Diese besagt, dass die Anlage pro Jahr z. B. \(\text{300}\,\mathrm{Stunden}\) mindestens Nennleistung bzw. \(\text{1700}\,\mathrm{Stunden}\) die Hälfte davon zu liefern vermag und etwa \(\text{7000}\,\mathrm{Stunden}\) in Betrieb ist.
Abb. 6.6

Einzelergebnisse der Datenauswertung im Breitentestprogramm \(\text{250}\,\mathrm{MW}\) Wind (ISET)

Mit Hilfe des sog. Breitentests konnten wesentliche Erkenntnisse über die Windverhältnisse und Energieerträge an verschiedenen Standorten und Regionen gewonnen werden. Das wissenschaftliche Mess- und Evaluierungs-Programm \(\text{250}\,\mathrm{MW}\)-Wind war ein langfristig angelegter Breitentest. In ganz Deutschland wurden dabei über 1600 Windkraftanlagen, die in den 1990er-Jahren installiert wurden, in ihrer nahezu gesamten Vielfalt von Systemen, Anlagengrößen und Herstellern jeweils über zehn Jahre hinsichtlich des standortspezifischen Leistungsvermögens, der Betriebs- bzw. Ausfallzeiten bis hin zur Netzkoppeldauer sowie des Wartungs- und Reparaturaufwands untersucht. Nach Ablauf dieses mehr als eineinhalb Jahrzehnte dauernden Breitentests im Jahr 2006, konnte dieses einmalig umfangreiche Mess- und Auswerte-Programm nicht vollständig weitergeführt werden, so dass vielfach keine neuen Bilder verschiedener Darstellungen verfügbar sind. Die Neuauflage eines ähnlich angelegten Breitentest-Progamms könnte für damals noch nicht angebotene Multimegawattanlagen herstellerunabhängig vergleichbare Ergebnisse liefern und die Perspektiven dieser Systeme wesentlich verbessern.

Abb. 6.7 zeigt die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit in den Standortkategorien Küste und Inseln, Norddeutsche Tiefebene sowie Mittelgebirge. Dabei wird deutlich, dass windgünstige Küstenstandorte im Verhältnis zur Tiefebene und zum Mittelgebirge bei niedrigen Windgeschwindigkeiten relativ kleine Häufigkeiten, bei höheren Windgeschwindigkeiten größere Häufigkeiten aufweisen.
Abb. 6.7

Häufigkeitsverteilungen der Windgeschwindigkeit an verschiedenen Standortkategorien (ISET)

Um Energieerträge von verschiedenen Windkraftanlagen vergleichen zu können wird der spezifische Jahresenergieertrag in Kilowattstunden pro Quadratmeter Turbinen-Rotorfläche und Jahr (\(\mathrm{kWh/(m^{2}a)}\)) herangezogen. Die Untersuchungen im Breitentest-Programm haben ergeben, dass an Küstenstandorten Windkraftanlagen der \(\text{50}\,\mathrm{kW}\)-Klasse etwa \(\text{500}\,\mathrm{kWh/(m^{2}a)}\), der \(\text{100}\,\mathrm{kW}\)-Klasse \(\text{600}\,\mathrm{kWh/(m^{2}a)}\), der \(\text{200}\,\mathrm{kW}\)-Klasse \(\text{900}\,\mathrm{kWh/(m^{2}a)}\), der \(\text{300}\,\mathrm{kW}\)-Klasse \(\text{1000}\,\mathrm{kWh/(m^{2}a)}\) und Einheiten der Megawattklasse ca. \(\text{1200}\,\mathrm{kWh/(m^{2}a)}\) spezifische Jahresenergieerträge erreichen. Anlagen im Binnenland kommen etwa auf halb so hohe Werte, während Turbinen im Mittelgebirge mit gut \(\text{60}\,\mathrm{\%}\) z. T. deutlich darüber liegen. Da Rauigkeitseinflüsse und Orographie bei kleiner Höhe über Grund auf die Windverhältnisse besonders großen Einfluss haben, sind bei Binnenstandorten im Vergleich zur Küste größere Nabenhöhen zu wählen.

Bei standortbezogenen Wirtschaftlichkeitserwägungen können die Jahresenergieertragsberechnungen einerseits auf die Betrachtungen unterschiedlicher Anlagenkonfigurationen und Baureihen (drehzahlstarre/drehzahlvariable Systeme, getriebeübersetzte/getriebelose Ausführungen etc.), angewandte Regelungskonzepte (stall/pitch), Turmhöhen usw. ausgerichtet werden. Andererseits können auch Berechnungen für verschiedene Anlagengrößen von großer Bedeutung sein, um z. B. die ökonomisch günstigste Bebauung eines Standortes zu erreichen. Mit Abb. 6.8 soll an Hand von vier relativ weit auseinanderliegenden Anlagengrößen das grundsätzliche Vorgehen aufgezeigt werden, da sich hierbei sehr große Differenzen zwischen den einzelnen Leistungs- und Ertragswerten verdeutlichen lassen.
Abb. 6.8

Berechnung des Jahresenergieertrages auf der Basis von Windmessungen in \(\text{10}\,\mathrm{m}\) Höhe für verschiedene Anlagengrößen

Analog zu Abb. 6.5 wird von der Windgeschwindigkeitsverteilung in \(\text{10}\,\mathrm{m}\) Höhe (links unten in Abb. 6.8 ) ausgehend die Weibullverteilung der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe für jede Anlage bestimmt (nicht auf dem Bild dargestellt). An Hand der jeweiligen Häufigkeiten ergeben sich in Verbindung mit den zugehörigen Anlagenleistungen die entsprechenden Klassen- sowie Summenerträge pro Jahr (rechts oben im Bild).

Entscheidenden Einfluss auf die Energieerträge haben die Windverhältnisse am Standort. Diese wirken sich entsprechend Abb. 6.9 auf den Jahresertrag einer \(\text{2}\,\mathrm{MW}\)-Anlage aus.
Abb. 6.9

Berechnung der Jahresenergieerträge einer \(\text{2}\,\mathrm{MW}\)-Windkraftanlage für unterschiedliche Standorte in Deutschland

Von den drei Häufigkeitsverteilungen der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe für Küste, Mittelgebirge und Tiefebene ausgehend (links unten im Bild) werden mit Hilfe der zugehörigen Leistungswerte die Klassen- und Summenerträge pro Jahr (rechts oben im Bild) bestimmt. Diese verdeutlichen die großen Unterschiede bei den zu erwartenden Jahresenergieerträgen zwischen nahezu \(\text{1300}\,\mathrm{MWh}\) in der Tiefebene, etwa \(\text{1700}\,\mathrm{MWh}\) im Mittelgebirge und ca. \(\text{2700}\,\mathrm{MWh}\) an der Küste.

6.1.4 Wind-Atlas-Methode

Für Standorte, an denen nicht auf Messungen zurückgegriffen werden kann, wurden Modellrechnungsverfahren entwickelt, die es erlauben, Windpotenziale mit relativ guter Genauigkeit abzuschätzen. Solche Berechnungen können mit kommerziellen Programmen auf Standard-PCs durchgeführt werden. Grundlage der Verfahren ist ein im dänischen Forschungszentrum Risø im Auftrag der Europäischen Gemeinschaft erstellter Europäischer Windatlas und das sogenannte Wind Atlas Analysis Application Programme (WAsP) [68], das sich der Wind-Atlas-Methode (Abb. 6.9) bedient: Konkrete, langjährige Messungen [92] werden unter Berücksichtigung der örtlichen Gegebenheiten wie Hindernisse, Geländerauhigkeiten und Orographie schrittweise auf Standardumgebungen (flaches Land, keine Hindernisse etc.) normiert (linke Seite in Abb. 6.10 mit aufwärts gerichtetem Pfeil). Diese Daten zusammen stellen den Europäischen Windatlas dar, der die jeweiligen regionalen Windverhältnisse ohne Umgebungseinflüsse wiederspiegelt. Deutschlandweit sind bisher 107 Standorte erfasst.
Abb. 6.10

Vorgehensweise bei der Ressourcenanalyse nach der Wind-Atlas-Methode (Risø)

Um die Verhältnisse am geplanten Standort zu berechnen, wird nun der umgekehrte Weg beschritten (s. rechte Seite in Abb. 6.10 mit abwärts gerichtetem Pfeil). Regionale Statistiken werden vom WAsP-Modell unter Anwendung der örtlichen Parameter einbezogen. Dabei spielen windklimatologische Faktoren wie Geländestruktur (s. Abb. 6.11 ), Oberflächenbeschaffenheit bzw. Geländerauhigkeit und Hindernisse am Standort eine besondere Rolle. Weiterhin können auch Abschattungsverluste in Windparks Berücksichtigung finden.
Abb. 6.11

Oberflächenstruktur (Orographie) der Umgebung eines Standortes (a), basierend auf der Höhenliniendarstellung von Landkarten (b)

Das WAsP-Programm wurde für eine Anwendung in Gebieten ohne komplexe Orographie entwickelt. Für Standortanalysen im Küstengebiet liefert es dementsprechend gesicherte Erkenntnisse über die örtlichen Windverhältnisse. In stark strukturiertem Gelände im Binnenland und Mittelgebirge sind derartige Rechenverfahren jedoch nur eingeschränkt anwendbar. Weiterentwickelte Methoden, z. B. sog. Mesoskala-Modelle, die Düseneffekte in Geländestrukturen u. ä. berücksichtigen, liefern auch für komplexe Geländestrukturen relativ gute Prognosen. Sie sind jedoch weitaus aufwendiger.

Neben der Windgeschwindigkeit spielt die Eignung des Geländes für die Windenergienutzung eine entscheidende Rolle. Im Küstengebiet sind Standorte in unmittelbarer Wassernähe zu bevorzugen. Sie weisen die geringste Rauigkeit auf. Etwa \(\text{5}\,\mathrm{km}\) von der Küstenlinie entfernt installierte Anlagen erreichen erheblich geringere Energieerträge als Anlagen, die direkt an der Küste platziert sind. Im Binnenland sind exponierte Lagen von besonderem Interesse. Hochebenen bzw. Höhenzüge, die möglichst unbewaldet sind und aus der am häufigsten vorkommenden Windrichtung (in Deutschland meist Südwest) frei angeströmt werden, sind bevorzugte Standorte. Dabei sollten in unmittelbarer Nähe keine weiteren Hügel oder Hindernisse liegen. Im Nahbereich von Natur- oder Landschaftsschutzgebieten sowie von Gebäuden oder Ortschaften ist mit Schwierigkeiten bei der Genehmigung zu rechnen. Entfernungen zur Netzanbindung sollten aus Kostengründen möglichst klein gehalten werden. Grundstücksbesitzverhältnisse, vorhandene bzw. zu befestigende Zuwegungen sowie die Festigkeit des Baugrundes sind bei der Standortauswahl vor allem aus Kostengründen zu beachten.

6.2 Potenziale und Ausbau

Bei der Windenergienutzung muss unterschieden werden zwischen Standort- und Wirtschaftlichkeitspotenzialen. Erstgenannte berücksichtigen die von der Meteorologie, der Topographie, der Bebauung und der zulässigen Nutzungsart abhängigen Gegebenheiten zur Aufstellung von Windenergieanlagen. Das Wirtschaftlichkeitspotenzial umfasst hingegen nur diejenigen Standorte, die unter den gegebenen energiewirtschaftlichen Randbedingungen einen rentablen Betrieb ermöglichen. Hierbei dominieren in Deutschland die Küstenstandorte.

Bei der Nutzung der Windenergie sowie bei den Potenzialen und dem Ausbau kann unterschieden werden zwischen der Nutzung an Land, Offshore-Ausbau und dem Ersatz von kleinen Altanlagen durch moderne Großanlagen, dem so genannten Repowering.

6.2.1 Windenergienutzung an Land

Zur Stromerzeugung aus Windenergie sind bereits seit Mitte der siebziger Jahre insbesondere für das Festland einige Potenzialabschätzungen [23, 42, 43, 5, 60, 88, 97] vorgenommen worden. Dabei wurden sehr unterschiedliche Ergebnisse gewonnen. Auf Standortanalysen Anfang der 90er-Jahre basierende Ausführungen für Niedersachsen [42] und Schleswig-Holstein [49] kamen ebenfalls zu verschiedenen Potenzialerwartungen. Ausschlusskriterien spielten dabei eine wichtige Rolle. Konservative Einschätzungen werden heute z. T. bereits erheblich übertroffen [30, 31, 53, 54].

Die Entwicklung der installierten Windkraftanlagen-Leistungen der Länder, die weltweit in den letzten Jahren am weitesten fortgeschritten sind, zeigt Abb. 6.12 . Dabei ist bemerkenswert, dass nicht die Länder zu den Spitzenreitern zählen, die durch ihre hervorragenden Windverhältnisse und große Ausdehnung die höchsten technisch-wirtschaftlichen Potenziale besitzen. Hier gibt die Energiepolitik des jeweiligen Landes den entscheidenden Ausschlag.
Abb. 6.12

Entwicklung der installierten Windkraftanlagenleistung welt- und europaweit, sowie in den wichtigsten Ländern (IWES-, DEWI-, BWE-, EWEA-Daten etc.)

Abb. 6.12 zeigt, dass 2017 weltweit mehr als \(\text{500}\,\mathrm{GW}\) Windkraftanlagenleistung installiert ist. Dies entspricht etwa der Hälfte der elektrisch installierten Leistung in China, USA oder Europa. Davon entfallen mit ca. \(\text{170}\,\mathrm{GW}\) ein Drittel auf China. USA mit mehr als 80 GW und Deutschland mit über \(\text{50}\,\mathrm{GW}\) folgen. Der jährliche Zubau beträgt etwa \(\text{50}\,\mathrm{GW}\).

In USA erfolgte nach dem ersten großen Windenergieboom in Kalifornien Mitte der 1980er-Jahre kein nennenswerter Zubau mehr. Deutschland hat in den 1990er-Jahren die USA überholt und war bis 2008 Weltmarktführer. Erst danach wurde es von den großen Flächenländern China und USA überholt. Deutschland hat allerdings mit mehr als \(\text{150}\,\mathrm{kW}\) pro Quadratkilometer weltweit die größte Windkraftanlagenleistung auf die Landfläche bezogen installiert. Die Basis dieses Erfolges konnte durch eine mehr als 25 Jahre dauernde, intensive technische Entwicklung geschaffen werden, der seit 1990 die notwendigen politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen zum Durchbruch verholfen haben. Diese wurden 2017 jedoch grundlegend geändert.

Spanien, Indien und Großbritannien haben in den letzten Jahren enorme Anstrengungen unternommen, die Windenergie in großem Maßstab zu nutzen. Dabei konnten sie sich voll etablieren und die klassischen „Windländer“ Dänemark und die Niederlande weit hinter sich lassen.

6.2.2 Offshore-Windenergienutzung

Eine wesentliche Erweiterung der Energiepotenziale auf dem Festland kann durch die Erschließung und Aufstellung von Windkraftanlagen im Meer (Offshore ) erreicht werden. Untersuchungen dazu wurden bereits Anfang der achtziger Jahre [80, 81] durchgeführt und bis in die Gegenwart mit weltweiten [64] sowie länderbezogenen Potenzialstudien (z. B. [89]) etc. fortgesetzt. Weitere Betrachtungen wurden europa- und deutschlandweit angestellt [11, 67]. Sie weisen auf die technische Machbarkeit hin, stellen aber die Wirtschaftlichkeit in den Vordergrund. Große Flächen müssen von der Nutzung ausgeschlossen werden, da sie Verkehrswege, militärische Sperrgebiete, Pipelines und Seekabel tangieren sowie Naturschutzgebiete betreffen. Als offshore wird nur bezeichnet, was mindestens 12 Seemeilen von der Küste entfernt ist. In diesen Entfernungen beträgt die Wassertiefe in der Nordsee bereits \(\text{15}\,\mathrm{m}\) bis \(\text{30}\,\mathrm{m}\). Die dadurch entstehenden hohen Kosten für die Fundamentierung, sowie der im Vergleich zu küstennahem oder Landbetrieb weitaus höhere Aufwand für Netzanschluss und Wartung müssen durch höhere Erträge und größere Parks kompensiert werden. Bisher existieren jedoch noch keine ausreichenden Erfahrungen über Belastungen durch Strömung [55], Wellen, Eis etc. sowie Winddaten für Höhen von ca. 60 bis \(\text{100}\,\mathrm{m}\) über der Wasseroberfläche. Auch Länder wie Dänemark [90], die Niederlande [22] oder Schweden [61, 65, 91] verfügen lediglich über Erfahrungen im küstennahen Bereich. Dieser wird durch seine Sichtbarkeit von der Küste aus für zukünftige große Windparks nur begrenzt in Frage kommen. Da Offshoreanlagen Größenordnungen im Bereich von \(\text{5}\,\mathrm{MW}\) erreichen werden, sind noch durchaus – ähnlich wie vorher an Land – erhebliche Kostenreduktionspotenziale gegeben. Erste Projektrealisierungen sind in Deutschland im Jahr 2009 zur Ausführung gekommen (Abb. 6.13 und 6.14 ). Prognosen [62] gehen in Deutschland von einer Offshore-Windenergienutzung von \(\text{15}\,\mathrm{GW}\) im Zeitraum bis 2030 und \(\text{50}\,\mathrm{GW}\) bis 2050 aus.
Abb. 6.13

Windparks in der deutschen Nordsee [7]

Abb. 6.14

Windparks in der deutschen Ostsee [8]

Bereits in den 90er-Jahren wurden in anderen europäischen Ländern erste Versuche unternommen, mit – aus heutiger Sicht – relativ kleinen Windkraftanlagen und meist „Miniwindparks“ erste Offshore-Erfahrungen zu gewinnen. Erst im neuen Jahrtausend begann ein nennenswerter Anstieg der Offshore-Installationen. Diese haben mittlerweile weltweit 10 GW überschritten. Dabei wurden die Windkraftanlagen zunächst in Wassertiefen zwischen vier und elf Metern und etwa 5 bis \(\text{10}\,\mathrm{km}\) Küstenentfernung aufgebaut.

In Deutschland werden die Offshore-Windparks in Wassertiefen über \(\text{15}\,\mathrm{m}\) und Distanzen über \(\text{10}\,\mathrm{km}\) von der Küste aufgebaut werden, um möglichst geringfügigen Einfluss auf den Nationalpark Wattenmeer zu gewährleisten. Entsprechend höher sind die Kosten für die Fundamentierung und den Netzanschluss der Anlagen. Da die Einspeisevergütung in Deutschland bisher nicht ausreichte, um Offshore-Windparks zu installieren und wirtschaftlich zu betreiben sowie die zusätzlich gegebenen hohen Risiken abzudecken, wurden bis 2008 keine Offshore-Windparks aufgebaut. Mit der neuen Einspeisevergütung nach der erneuten Fortschreibung des Erneuerbaren Energie-Gesetz (EEG-4) ab 01.04.2012 wird ein wirtschaftlicher Einsatz von Windkraftanlagen auf See erwartet.

Um die Risiken für Offshore-Windpark-Investitionen eingrenzen zu können, die sich im 100 Millionen- bis Milliarden-Euro-Rahmen bewegen, wurden in deutschen Meeresbereichen mehrere Forschungsplattformen (FINO 1 bis 3) mit bis zu \(\text{100}\,\mathrm{m}\) hohen Messmasten aufgebaut. Die Untersuchungen umfassen neben Tests der Fundamentierung die Messung der Windgeschwindigkeit in verschiedenen Höhen sowie die Wasserbewegungen wie Strömung, Wellengang etc. Weiterhin werden umfangreiche physikalische, hydrologische, chemische und biologische Messungen durchgeführt sowie das Verhalten verschiedener Vögel mit Hilfe von Videoaufzeichnungen beobachtet. Damit werden für Genehmigungsbehörden und Windparkbetreiber noch vor Offshore-Installationen wichtige Erkenntnisse erwartet.

Der erste deutsche Windpark Alpha Ventus wurde im Messgebiet der Plattform FINO 1 (Abb. 6.15) errichtet, von der bereits seit 2003 Messergebnisse vorliegen. Das Testfeld wird im weiteren Ausbau \(\text{45}\,\mathrm{km}\) nordwestlich der Insel Borkum errichtet. Es liegt außerhalb des Nationalparks Wattenmeer und der 12-Seemeilen-Zone in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ). Allerdings mussten die Unterwasserkabel in Teilen durch den Nationalpark Niedersächsisches Wattenmeer gelegt werden. Der Windpark besteht aus 12 Anlagen der \(\text{5}\,\mathrm{MW}\)-Klasse. Jeweils 6 Turbinen von Repower (siehe Abb. 6.16) und Areva Multibrid wurden in \(\text{30}\,\mathrm{m}\) Wassertiefe in zwei verschiedenen Fundamentausführungen errichtet.
Abb. 6.15

Forschungsplattform FINO 1 (Germanischer Lloyd)

Abb. 6.16

REpower-Offshore-Anlagen

Alle Abschätzungen zeigen, dass die Windenergie trotz z. T. bereits bebauter Flächen immer noch über erhebliche Ausbaupotenziale verfügt. Insbesondere durch die weitere Vergrößerung der einzelnen Anlagen, den Ersatz alter, kleiner Anlagen durch neue größere (sog. Repowering ) sowie durch den Offshore-Zubau wird das momentane Wachstum weiterhin anhalten.

6.2.3 Repowering

Der Ersatz alter, meist kleiner Windkraftanlagen durch neue, große Einheiten bringt viele Vorteile mit sich. Ein Betrieb moderner Anlagen ist effizienter. Sie speisen zudem mehr elektrische Energie in das Netz ein. Weiterhin wird die Landschaft entlastet, da Windparks sozusagen ausgedünnt werden [16, 17]. Einer Studie zufolge, bei der die Küstenländer untersucht wurden [15], könnten innerhalb von 15 Jahren die Windkraftanlagen in Deutschland modernisiert werden. Dabei wird – auf der Basis von 2005 mit \(\text{17}\,\mathrm{GW}\) installierter Windkraftanlagenleistung – eine Leistungssteigerung um das \(2{,}5\)-fache auf \(\text{42{,}5}\,\mathrm{GW}\) und ein 3-facher Stromertrag mit rund \(\text{90}\,\mathrm{TWh}\) angegeben.

Einzelergebnisse der Studie sind:
  • Beim Repowering erhöht sich der Energieertrag um den Faktor \(2{,}2\) bis \(4{,}3\).

  • Die installierte Leistung steigt um den Faktor \(1{,}5\) bis \(3{,}5\).

  • Die Anlagenkapazität (bezogen auf die mittlere Auslastung) verbessert sich um 13 bis 45 Prozent.

  • Die Zahl der Anlagen reduziert sich um die Hälfte bis auf ein Fünftel.

  • Die Bauhöhe der Turbinen wird etwa verdoppelt.

Eine Potentialanalyse zu Repoweringmaßnahmen für den Zubau von Windenergie im bevölkerungsreichsten Bundesland in Deutschland Nordrhein-Westfalen [87] zeigt auf, wie das Ziel der Landesregierung, bis 2020 etwa \(\text{15}\,\mathrm{\%}\) des Strombedarfs aus Windenergie gedeckt werden kann. Bei etwa gleichbleibendem Verbrauch müssen dann ca. \(\text{23}\,\mathrm{TWh}\) pro Jahr gegenüber heute etwa \(\text{5}\,\mathrm{TWh/a}\) erreicht bzw. \(\text{18}\,\mathrm{TWh/a}\) aus Windenergie zusätzlich eingespeist werden. Dadurch werden etwa \(\text{6{,}8}\,\mathrm{GW}\) zusätzliche Windkraftanlagenleistung erforderlich. Bei ca. \(\text{7}\,\mathrm{ha/MW}\) Flächenbedarf können in zusätzlichen Ausweisflächen \(\text{5{,}6}\,\mathrm{GW}\) zugebaut und \(\text{1{,}2}\,\mathrm{GW}\) aus Repowering gewonnen werden. Durch flächendeckendes Repowering aller in Frage kommenden Anlagen im 1. Schritt mit \(\text{3}\,\mathrm{MW}\)- und im 2. Schritt mit \(\text{5}\,\mathrm{MW}\)-Anlagen könnten bei gleichbleibender Anlagenzahl \(\text{6{,}5}\,\mathrm{GW}\) zusätzlich installiert werden. Bei Repowering von Anlagen bis \(\text{600}\,\mathrm{kW}\) durch \(\text{3}\,\mathrm{MW}\)- und Anlagen größer als \(\text{1{,}5}\,\mathrm{MW}\) durch \(\text{5}\,\mathrm{MW}\)-Systemen lassen sich mit \(\text{10}\,\mathrm{\%}\) kleinerer Anlagenzahl \(\text{4{,}6}\,\mathrm{GW}\) Zugewinn erreichen. Durch Verdopplung der installierten Leistung und Verteilung auf \(\text{3}\,\mathrm{MW}\)- und \(\text{5}\,\mathrm{MW}\)-Anlagen ließen sich bei Halbierung der Anlagenzahl immer noch etwa \(\text{2}\,\mathrm{GW}\) zusätzlich erreichen.

Die engen Höhenbegrenzungen und Abstandsregelungen der Länder stehen dem Repowering von Windkraftanlagen entgegen. Ihre Einhaltung ermöglicht nur minimale Effizienzgewinne. Derartige Perspektiven erschweren allerdings umfassende Neuinvestitionen. Die Länder behindern mit ihren Regelungen somit neben industriellem Wachstum und verstärkter sauberer Stromerzeugung auch die angestrebte Entlastung des Landschaftsbildes. Rechtliche Rahmenbedingungen des Repowerings sind in [66] angegeben.

Momentan decken bereits vier Bundesländer (Schleswig-Holstein, Sachsen-Anhalt, Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg) ihren Strombedarf zu ca. 65 bis \(\text{85}\,\mathrm{\%}\) und mehr aus Windenergie. Deutschlandweit beträgt der Anteil im Jahr 2016 etwa \(\text{13}\,\mathrm{\%}\).

Die Windenergie hat also bedeutend zu dem im Weißbuch der EU 1997 [41] erklärten Ziel beigetragen, den regenerativen Anteil am Bruttoprimärenergiebedarf bis 2010 von \(\text{6}\,\mathrm{\%}\) auf \(\text{12}\,\mathrm{\%}\) zu verdoppeln.

6.3 Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen

Erneuerbare Energiesysteme werden sich gegenüber konventionellen Einrichtungen auf Dauer nur durchsetzen können, wenn durch ihre Anwendung wesentliche Vorteile in
  • technischer,

  • politscher,

  • wirtschaftlicher

  • arbeitsmarktrelevanter und

  • ökologischer

Hinsicht erzielt werden. Derart breitgefächerte Verbesserungen lassen sich jedoch gegen eingeführte und bereits etablierte Systeme nicht in allen Punkten erreichen. Partielle Vorteile sind hingegen durchaus möglich. Einer Wichtung einzelner Aspekte muss daher besondere Bedeutung zukommen. Dabei müssen in Zukunft neben betriebswirtschaftlichen Erwägungen insbesondere volkswirtschaftliche Zukunftsaussichten und ökologische Auswirkungen in stärkerem Maße als bisher Berücksichtigung finden. Besondere Beachtung kommt dabei – im Vergleich zum konventionellen Energiesektor – der relativ hohen Beschäftigungsintensität in der Windenergiebranche nach Abb. 6.17 mit 150.000 Arbeitsplätzen 2016 nach BWE zu.
Abb. 6.17

Entwicklung der direkt und indirekt Beschäftigtenzahlen durch die Windenergiebranche

Mit jedem direkten Arbeitsplatz sind etwa zwei weitere in der Zulieferindustrie verbunden. Auch dänische Hersteller tragen durch einen erheblichen Import deutscher Komponenten (Getriebe, Generatoren, etc.) dazu bei. Weiterhin müssen Eingriffe in die Landschaft entsprechend ihrer ökologischen Auswirkungen, wie sie z. B. zwischen Braunkohlekraftwerken mit Abbau- und Abraumgebieten im Vergleich zu Wind- und Solarfarmen gegeben sind, stärker als bisher in die Betrachtungen einbezogen werden. Unter diesem Blickwinkel können heute noch für unwirtschaftlich erachtete Energieversorgungsbereiche kurz-, mittel- oder langfristig volkswirtschaftlich und ökologisch durchaus Vorteile bringen.

Derartige Aspekte werden im internationalen Vergleich sehr unterschiedlich eingeschätzt. Dementsprechend ergeben sich auch große Differenzen bei Bewertung und Vergütung elektrischer Energie aus konventionellen Einrichtungen mit fossilen oder kerntechnischen Wandlereinheiten und erneuerbaren Systemen. Eine einheitliche Honorierung im europäischen oder gar internationalen Bereich ist in absehbarer Zeit jedoch nicht zu erwarten.

6.3.1 Anschaffungs- und Unterhaltskosten

Die Anlagenkosten (Anhaltswerte sind in Abb.  Abb. 2.74 bis  Abb. 2.76 aufgeführt) lassen sich nach Erstellung eines umfassenden Anforderungsprofils und Definition des Einsatzfalles einschließlich der technischen Anlagendaten und der voraussichtlichen Kosten für die Wartung und Instandhaltung bei Herstellern bzw. Anbietern erfragen. Kostenrelevant ist dabei z. B., ob die Anlage als Inselanlage oder im Verbund mit anderen Energieerzeugereinheiten (in Netzen, mit Dieselaggregaten etc.) betrieben werden soll und welche sicherheitstechnischen Anforderungen gestellt werden (z. B. bei der Aufstellung in Wasserschutzgebieten). Ortsabhängige Transport-, Fundamentierungs- sowie Leitungs- und Anschlusskosten sind ebenfalls zu berücksichtigen. Die gesamten Nebenkosten liegen dabei zwischen 15 und \(\text{30}\,\mathrm{\%}\) der reinen Anlagenkosten. Falls Investitionskostenzuschüsse im Rahmen von Fördermaßnahmen gewährt werden, können diese als Verminderung der Anschaffungskosten in die Rechnung mit einbezogen werden. Momentan haben diese jedoch keine Relevanz mehr.

Abb. 6.18 zeigt die mittleren Betriebskosten im Jahr für Anlagen, deren Garantiezeit im allgemeinen bereits abgelaufen ist. Diese umfassen neben Versicherungen, Pacht, Fernüberwachung etc. auch die Wartung und Instandhaltung. Dabei werden hier sowohl die mittleren Betriebskosten pro Kilowatt installierter Anlagenleistung als auch pro kWh Jahresenergieertrag dargestellt.
Abb. 6.18

Mittlere Betriebskosten pro kW Nennleistung und spezifische Betriebskosten pro kWh Jahresenergieertrag, Windenergie-Report Deutschland 2008, ISET

Aus Abb. 6.18 wird klar, dass Anlagen über der \(\text{1}\,\mathrm{MW}\)-Größe mit ca. 15 Euro pro kW installierter Leistung und Jahr bzw. unter \(\text{1}\,\mathrm{Eurocent/kWh}\) die niedrigsten Betriebskosten aufweisen, am günstigsten sind. Bei Anlagen bis \(\text{300}\,\mathrm{kW}\) liegen die Werte meist mehr als doppelt so hoch. Bei Turbinen der \(\text{300}\,\mathrm{kW}\)- bis \(\text{1}\,\mathrm{MW}\)-Klasse muss mit etwa \(\text{25}\,\mathrm{Euro/kW}\) bzw. ca. \(\text{1{,}5}\,\mathrm{Eurocent/kWh}\) gerechnet werden.

6.3.2 Energieeinspeisung und monetäre Erträge

Das Energiewirtschaftsgesetz verlangt vom Betreiber einer Windkraftanlage, bei elektrischer Energieerzeugung, das zuständige Energieversorgungsunternehmen (EVU) bzw. den Netzbetreiber in Kenntnis zu setzen. Neben technischen Anforderungen, die Schäden am öffentlichen Versorgungsnetz ausschließen, wird die Einhaltung der VDE-Bestimmungen gefordert. Dabei können die Technischen Anschlussbedingungen (TAB) je nach Versorgungsgebiet differieren. Die genaue Abstimmung der Schutzeinrichtungen und der Instrumentierungen sind mit dem jeweiligen EVU bzw. Netzbetreiber vorzunehmen.

Von grundlegender Bedeutung für den wirtschaftlichen Betrieb und somit auch für einen langfristig gesicherten Einsatz von Energieversorgungsanlagen ist der monetäre Ertrag, der sich aus dem Produkt der eingespeisten Energie und der daraus erzielten Vergütung ergibt. Dieser Aspekt soll daher im folgenden näher betrachtet werden.

Das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) wurde im April 2000 eingeführt und 2004, 2009, 2012, 2014 und 2017 fortgeschrieben. Dies hat das seit 1991 geltende Stromeinspeisungsgesetz abgelöst. Das EEG schreibt Mindestpreise für die Einspeisung von Strom aus regenerativen Energien vor, die das jeweilige Energieversorgungsunternehmen dem Erzeuger zu vergüten hat (Abb. 6.19a). Die Vergütung für Strom von Windkraftanlagen an Land, die 2013 in Betrieb gingen, beträgt mindestens 8,80 Eurocent pro kWh für die Dauer von 5 Jahren gerechnet vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme an. Danach beträgt die Vergütung für Anlagen, die in dieser Zeit \(\text{150}\,\mathrm{\%}\) des errechneten Ertrages der Referenzanlage gemäß Anhang des Gesetzes erzielt haben, mindestens 4,80 Eurocent je kWh. An Standorten, die nicht die Referenzerträge erreichen, verlängert sich die Frist der höheren Vergütung. Für zusätzlich erbrachte Netzdienstleistungen, wie Spannungsstützung etc., die moderne Windkraftanlagen zu leisten vermögen, wurde 2012 ein zusätzlicher Bonus in Höhe von 0,47 Eurocent (bei IBN 2013) eingeführt und 2017 wieder abgeschafft.
Abb. 6.19

a Einspeisevergütung für Strom aus Windenergie, 2012, b Vergütung der elektrischen Energie bei Direktvermarktung nach EEG 2012 (Küthe)

Für Offshore-Einspeisungen sind ab 2013 zwölf Jahre geltende Anfangsvergütungen von 15 Eurocent pro kWh deutlich höher angesetzt als die Onshore-Vergütung. Die Degression setzt 2018 ein und liegt bei \(\text{7}\,\mathrm{\%}\) pro Jahr. Somit wurde die Anfangsvergütung auf ein vergleichbares Niveau mit anderen EU-Ländern angehoben. Im Gegenzug wurde die Grundvergütung auf 3,5 Eurocent pro kWh deutlich abgesenkt.

Das 2016 beschlossene EEG 2017 bringt einen Paradigmenwechsel. Die Vergütungshöhe des erneuerbaren Stromes wird seit 2017 nicht mehr staatlich festgelegt. Sie wird durch Ausschreibung am Markt ermittelt.

Als Alternative zu einer festgesetzten Vergütung bietet das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) seit der Novelle im Jahre 2012 auch die Möglichkeit einer Direktvermarktung der Onshore oder Offshore erzeugten elektrischen Energie. Der Differenzbetrag zwischen dem Börsenerlös und der regulären EEG-Vergütung wird hierbei über eine Marktprämie erstattet. Zusätzlich wird hierzu eine Managementprämie von einem Eurocent je kWh (bei IBN 2013) gezahlt, die durch diese Vermarktungsform zusätzlich entstehende Kosten und Risiken entschädigen soll (s. Abb. 6.19b).

Völlig neuartige Zukunftsperspektiven könnten sich durch grundlegend geänderte Transaktionen mit Blockchain ergeben. Allerdings müssen dazu noch technische und rechtliche Hindernisse beseitigt werden.

Auch Spanien wendet momentan eine Mindestpreisreglung an. Andere Länder verfolgen unterschiedliche Wege, die allerdings nicht zu derart großen Zuwächsen führten wie das deutsche Mindestpreissystem, obwohl dort oft weitaus größere technisch nutzbare Potenziale vorhanden sind. Großbritannien führt im Rahmen seiner Non Fossile Fuel Obligation (NFFO) Ausschreibungsrunden durch. Dänemark ist bereits von einem Mindestpreissystem zu einem Zertifikatshandel mit grünem Strom übergegangen, was zu einer starken Verminderung der Zuwächse führte (siehe dazu Abb. 6.12).

Diese Ausführungen zeigen, dass die Vergütung für eingespeisten Strom aus Windenergie selbst in Westeuropa sehr unterschiedlich gehandhabt wird. Untersuchungen über die erzielbaren Erträge wurden für verschieden Anlagen an ausgewählten Standorten bzw. entsprechenden Windverhältnissen für einige westeuropäische Länder unter Anwendung der geltenden Bestimmungen durchgeführt [32]. Hierzu wurden die zeitlich und räumlich ermittelten Ertragsdaten von verschieden Windkraftanlagen aus dem Wissenschaftlichen Mess- und Evaluierungsprogramm \(\text{250}\,\mathrm{MW}\)-Wind (WMEP) verwendet, so dass Arbeits- und Leistungsanteile der Vergütung in den hier betrachteten Ländern entsprechend der geltenden Bestimmungen berücksichtigt werden konnten. Die Betrachtungen beziehen sich somit auf die Windverhältnisse an deutschen Standorten. Die Untersuchungen haben unter den genannten Rahmenbedingungen ergeben, dass die Schweiz, Luxemburg und Deutschland die höchsten, sowie Schweden, Frankreich und Irland die niedrigsten Vergütungen gewähren. Ergebnisse aus dem sog. Breitentestprogramm (WMEP) zeigen die Abhängigkeit der monetären Jahreserträge von der Anlagengröße und insbesondere von der Standortkategorie in Deutschland. Um einen Vergleich unterschiedlicher Baugrößen etc. vornehmen zu können, wurden die monetären Erträge des Jahres 2000 auf die installierte Anlagenleistung bezogen. Abb. 6.20 zeigt, dass z. B. für Turbinen der 50 kW-Klasse die Erträge etwa 180 Euro pro kW installierter Leistung im Mittelgebirge, sowie in der Norddeutschen Tiefebene bzw. 320 Euro/(kW a). 2 bis 3 MW-Anlagen übertreffen im Allgemeinen diese Werte.
Abb. 6.20

Monetäre Jahreserträge pro kW installierter Leistung (ISET)

Die monetären Jahreserträge von Windkraftanlagen und Windparks lassen sich aus den bezogenen Werten einschätzen bzw. aus den Energieerträgen und Vergütungen errechnen. Ihnen stehen die Stromgestehungskosten gegenüber, die im Folgenden betrachtet werden sollen.

6.3.3 Stromgestehungskosten

Die Gestehungskosten für Strom aus Windenergie in Euro pro kWh sind in Abb. 6.21 in Abhängigkeit von den spezifischen Investitionskosten in Euro pro kW installierter Leistung und von der Nutzungsdauer der Anlagen in Volllaststunden pro Jahr dargestellt. Weiterhin sind die momentanen Einspeisevergütungen, die nach Aufbau der Anlagen bis zum Erreichen der Referenzeinspeisung zu erwarten sind, für Onshore- und Offshore-Installationen als zwei parallele Flächen (bei etwa 0,09 bzw. \(\text{0{,}15}\,\mathrm{Euro/kWh}\)) eingezeichnet. Darüber hinaus werden die Stromgestehungskosten bei jährlichen Betriebskosten zwischen \(\text{1}\,\mathrm{ct/kWh}\) und \(\text{6}\,\mathrm{ct/kWh}\) als sechs parallel laufende Flächen untergliedert. Dabei wurde mit einer Anlagenlebensdauer vor \(\text{20}\,\mathrm{Jahren}\) und einem momentan sehr hohen Zinssatz von \(\text{7}\,\mathrm{\%}\) bzw. 0,0944 Annuitätsfaktor gerechnet.
Abb. 6.21

Gestehungskosten für Strom aus Windenergie (IWES)

Abb. 6.21 verdeutlicht, dass Offshore-Anlagen z. B. bei hohen spezifischen Investitionskosten von etwa \(\text{3000}\,\mathrm{Euro/kW}\) und jährlichen Betriebskosten von \(\text{6}\,\mathrm{ct/kWh}\) ca. \(\text{3200}\,\mathrm{Volllaststunden}\) Nutzungsdauer benötigen. Bei niedrigeren Investitions- oder Betriebskosten genügen bereits kleinere Volllaststundenzahlen für einen wirtschaftlichen Offshore-Betrieb.

Im Onshore-Einsatz lässt sich hingegen bei niedrigen spezifischen Investitionskosten von etwa 1200 bis \(\text{1500}\,\mathrm{Euro/kWh}\) und \(\text{1}\,\mathrm{ct/kWh}\) Betriebskosten schon bei ca. \(\text{1500}\,\mathrm{Volllaststunden}\) Wirtschaftlichkeit erreichen.

6.3.4 Betriebswirtschaftliche Berechnungsmethoden

Für eine Beurteilung der Wirtschaftlichkeit von Windkraftanlagen können statische sowie dynamische Berechnungsmethoden angewandt werden. Bei der Annuitätenmethode werden Erträge und Kosten während der gesamten Abschreibungsdauer als gleichbleibende Beträge (statisch) angenommen. Im Gegensatz dazu werden bei der Kapitalwertmethode der Wertverlust des Darlehens infolge Inflation sowie steigende Erträge durch Erhöhung der Einspeisevergütung in die Rechnung mit einbezogen. Weiterhin spielen bei Wirtschaftlichkeitserwägungen Förderprogramme der Europäischen Gemeinschaft, des Bundes und der Länder eine wesentliche Rolle.

Annuitätenmethode

Die Annuität gibt den jährlich prozentualen Anteil an Zins und Tilgung für fremdfinanzierte Darlehen wieder. Die Kapitalkosten können in einfacher Weise nach der Beziehung
$$\displaystyle K=i+\frac{i}{{\displaystyle\left(1+\frac{i}{100}\right)^{z}-1}}$$
mit
i

Zinssatz in %,

z

Rückzahlungsdauer in Jahren,

K

Annuität in %

bestimmt werden. Jährlich anfallende Betriebs- und Kapitalkosten sowie Steuern müssen in die Rechnung mit einbezogen werden. Die Betriebs- und Nebenkosten sollen hier für Wartung etwa 1,25 %, Versicherung ca. 0,9 %, Selbstbeteiligung und sonstige Kosten ungefähr 0,4 bis 0,6 % angesetzt werden. Bei einer Laufzeit von 15 Jahren und einem Zinssatz von 4 bis 6 % kann mit einer Annuität von 9 bis 10 % gerechnet werden.

Kapitalwertmethode

Zur betriebswirtschaftlichen Beurteilung von Windenergieanlagen wird die dynamische Berechnungsweise mit Hilfe der Kapitalwertmethode einer langjährigen Betrachtungsweise gerecht. Grundlage ist die Gleichung
$$\displaystyle C_{0}=-I+\sum_{t=1}^{T}\frac{Z_{t}}{(1+i)^{t}}$$
mit
C 0

Kapitalwert in t = 0,

t

Jahr,

T

Lebensdauer,

I

Investitionssumme,

Z t
\(=E_{t}\cdot(p-k)\), Zahlungsüberschüsse im Jahr t
E t

erzeugte Energie im Jahr t,

p

Vergütung,

k

periodische Kosten je kWh.

Iterative Lösungsverfahren erlauben die Bestimmung der Amortisationszeit AZ , d. h. des Jahres t, in dem der Kapitalwert Null ist oder des internen Zinsfußes, d. h. des Zinssatzes bei dem der Kapitalwert Null ist. Folgende Abbildungen zeigen eine grafische Darstellung der durch die Gleichung beschriebenen Zusammenhänge.

Um mit den Nomogrammen auch in Randbereichen arbeiten zu können, lässt sich ein Maßstabsfaktor m einführen, der sowohl für die Investitionssumme als auch für die jährliche Energieproduktion als gleicher Wert zu wählen ist. Den Nomogrammen liegen als konstant angenommene periodische Kosten von drei Eurocent je kWh (Betriebskosten und Sicherheitszuschlag), sowie eine Anlagenlebensdauer von 20 Jahren zugrunde. Aus den Nomogrammen lassen sich in den gewählten Parameterbereichen verschiedene Ergebnisse ablesen. Je nach Betrachtungsweise ist das jeweils geeignete Nomogramm zu wählen [63].

Das erste Nomogramm (Abb. 6.22) stellt hierbei die Betrachtung einer Windkraftanlage als reines Investitionsobjekt dar. Aus diesem Nomogramm lässt sich sowohl die Verzinsung des eingesetzten Gesamtkapitals, als auch die Verzinsung des Eigenkapitals ablesen.
Abb. 6.22

Nomogramm zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeit von Windkraftanlagen bzw. Windparks als Investitionsobjekt mit m als Maßstabsfaktor und b als Exponent (Küthe) (mit i I Verzinsung der Investitionssumme, i K Verzinsung der Kapitalstruktur, \(i_{EK}=i_{I}+i_{K}\) Verzinsung des Eigenkapitals)

Das zweite Nomogramm (Abb. 6.23) hingegen ist dazu geeignet, die Wirtschaftlichkeit einer Windenergieanlage beim Eigenverbrauch der erzeugten elektrischen Energie zu bestimmen. Als letztendliche wirtschaftswissenschaftliche Kennzahl wird hierbei die dynamische Amortisationszeit ermittelt. Man beachte hierbei auch die volkswirtschaftliche Relevanz der Effekte steigender Energiekosten, die dem Nomogramm auch bei globalen/volkswirtschaftlichen Betrachtungsweisen eine Aussagekraft verleihen. Beiden Nomogrammen gemein ist die Bestimmung der sog. Investkennzahl, die sich alternativ auch anhand der mathematischen Beziehung:
$$\displaystyle\text{Investkennzahl}=\frac{I}{E}$$
bestimmen lässt.
Abb. 6.23

Nomogramm zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeit von Windkraftanlagen oder Windparks unter Berücksichtigung steigender Energiekosten bei Eigenverbrauch bzw. globaler Betrachtungsweise mit m als Maßstabsfaktor und b als Exponent (Küthe) (mit \(i_{\mathrm{ges}}=i_{EK}\cdot\frac{I}{I_{EK}}+i_{FK}\cdot\frac{I}{I_{FK}}\) Kapitalkosten, I EK Eigenkapitalsumme, \(I_{FK}=I-I_{EK}\) Fremdkapitalsumme, i FK Fremdkapitalzins)

Beispielhaft sei von einer 3 MW-Anlage ausgegangen, die am Netz betrieben wird und als Investitionsobjekt dienen soll (hierfür ist das erste Nomogramm zu wählen). Die geschätzten Investitionskosten betragen 4,5 Mio. € = 4,5 ⋅ 106 €. Der jährliche Energieertrag wird mit 6 Mio. kWh = 6 ⋅ 106 kWh angenommen. Hiermit ergibt sich eine Investkennzahl von 0,75. Für eine Vergütung von 9 Eurocent je kWh ergibt sich nun eine Verzinsung des Gesamtkapitals von 5 %. Berücksichtigt man Fremdkapitalzinsen von 3 %, sowie einen Eigenkapitalanteil an der Investitionssumme von 25 %, so erhält man additionale, von der Kapitalstruktur der Investition hervorgerufene Zinsen von 6 %. Die Verzinsung des Eigenkapitals ergibt sich als Summe der ermittelten Zinssätze in diesem Beispiel zu 11 % (\(i_{EK}=i_{I}+i_{K}=5\,\%+6\,\%\)).

Wird hingegen eine Anlage mit den gleichen Kosten und Erträgen als Anlage zum Eigenverbrauch der erzeugten elektrischen Energie betrieben (das zweite Nomogramm ist zu wählen), wobei die Energiekosten mit 9 Eurocent je kWh bestimmt wurden, ergibt sich mit einer angenommen jährlichen Energiekostensteigerung von 4 %, sowie Kapitalkosten von 5 % eine dynamische Amortisationszeit von etwa 11 Jahren. Betrachtet man hingegen eine Inselversorgung mit den doppelten brennstoffbedingten Energiekosten von nunmehr 18 Eurocent pro kWh unter sonst gleichen Randbedingungen, so ergibt sich eine Amortisationszeit von 3,8 Jahren.

Auch andere Rückschlüsse, wie zum Beispiel Mindestvergütungssätze oder maximal tragbare Fremdkapitalzinsen, lassen sich mithilfe dieser beiden Nomogramme, die den Einfluss verschiedener Parameter aufeinander in anschaulicher Art und Weise darstellen, ermitteln.

Ein wirtschaftlicher Betrieb von Windkraftanlagen ist nur möglich, falls eine Amortisation innerhalb der Anlagenlebensdauer erreicht wird. Hierzu werden von den Herstellern rechnerische Werte z. B. von 20 bis 30 Jahren Lebensdauer angegeben. Dabei sollten Amortisationszeiten von 10 Jahren möglichst nicht überschritten werden.

Gravierende Abweichungen der Energiekosten, vor allem in älteren dänischen und US-amerikanischen Betrachtungen, die z. B. von \(\text{6}\,\mathrm{Eurocent/kWh}\) bzw. \(\text{5}\,\mathrm{\text{US-}Cent/kWh}\) ausgehen, sind weitgehend auf dort angesetzte Amortisationszeiten von z. B. 20 Jahren zurückzuführen.

6.3.5 Berücksichtigung externer Kosten

Werden bei den momentan noch dominierenden fossilen und nuklearen Energieträgern die sogenannten „externen Kosten“ in die Vergütungen mit einbezogen, kann die Windenergie schon heute aus volkswirtschaftlicher Sicht mit konventionellen Energien konkurrieren. Deren externe Kosten fallen als lokale und globale Belastungen insbesondere durch Schadstoffausstoß etc. beim Abbau und bei der Wandlung fossiler und nuklearer Energien an. Klimaveränderungen, Dürren und Fluten sowie Krankheiten usw. sind die Folgen. Dadurch fallen unter anderem Reparatur- und Sanierungs- sowie zusätzliche Gesundheitskosten an. Hierbei werden alle Stufen – vom Bau über den Betrieb bis zur Entsorgung eines Kraftwerks – mit einbezogen [79]. Ein methodischer Ansatz zur Quantifizierung und Bewertung von Umweltschäden durch die Stromerzeugung, der international anerkannt ist, führt auf die folgenden externen Kosten. Diese betragen für Erdöl 5 bis 8, Stein-/Braunkohle 1,5 bis 2, Biomasse 3, Erdgas 0,75, Photovoltaik 0,6 und für Wasser und Windenergie 0,05 bis 0,1 Eurocent pro kWh [39]. Kernkraftwerke sind bei dieser Auflistung nicht enthalten, da ihre Bewertung methodisch noch nicht gelöst ist. Die Veränderung der Artenvielfalt, die Behandlung von Unfallrisiken bei Kernkraftwerken und die Einschätzung von Schäden treten erst mit einer größeren zeitlichen Verzögerung auf.

Die Ausführungen zeigen, dass durch die Nutzung erneuerbarer Energien externe Kosten vermieden werden können. Sie werden bisher von der Gemeinschaft getragen. Ihre Berücksichtigung führt dazu, dass die Windenergie aus volkswirtschaftlicher Sicht bereits heute mit konventionellen Versorgungssystemen konkurrenzfähig ist.

6.4 Rechtliche Aspekte und Errichtung von Windkraftanlagen

Deutschlands dichte Besiedelung und das enorme Wachstum der Windkraftnutzung in den letzten Jahren machen es unbedingt erforderlich, Interessen und Ziele von Anlagenplanern und Anliegern aufeinander abzustimmen und in Einklang zu bringen. Dabei stehen vor allem Schattenwurf, Schallausbreitung und weiträumige Sichtbarkeit der mittlerweile meist recht großen Anlagen im Vordergrund des Interesses. Der Entwicklung kommt dabei zu Gute, dass die Rotordrehzahl mit steigendem Turbinendurchmesser stetig gesunken ist und große Anlagen (2 bis \(\text{7}\,\mathrm{MW}\) ca. 20 bis \(\text{10}\,\mathrm{min^{-1}}\)) bei weitem einen ruhigeren Eindruck vermitteln als die älteren kleineren Typen der \(\text{100}\,\mathrm{kW}\)-Klasse (100 bis \(\text{300}\,\mathrm{kW}\) ca. 100 bis \(\text{50}\,\mathrm{min^{-1}}\)).

Mit der Umsetzung der Richtlinie der Europäischen Union zur Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) [40] soll o. g. Problembereichen entgegengewirkt und den Belangen der Umwelt Rechnung getragen werden. Ab einer Anzahl von 20 Anlagen mit einer Gesamthöhe von mehr als \(\text{50}\,\mathrm{m}\) wird eine formelle Umweltverträglichkeitsprüfung verlangt. Bis zu 19 Anlagen muss mittels einer überschlägigen allgemeinen Vorprüfung die Notwendigkeit einer UVP ermittelt werden. Für 3–5 Anlagen wird lediglich eine standortbezogene Vorprüfung verlangt. Die genaue Durchführung der UVP für Windkraftanlagen ist bundesweit bislang nicht genau gesetzlich geregelt. Daher variieren die Regelungen zwischen den Bundesländern bzw. oft sogar zwischen den einzelnen Kommunen.

6.4.1 Immissionsschutz

Die gesetzliche Grundlage der Immissionsprüfung stellt das Bundes-Immissionsschutzgesetz [9] dar. Sofern Windkraftanlagen in der Nähe von Siedlungen geplant werden, stehen Schallemissionen und Schattenwurf der Anlagen im Vordergrund der Betrachtungen. Dem früher vieldiskutierten sog. Disco-Effekt, der insbesondere durch reflektierende Beschichtungen der Rotorflügel hervorgerufen wird, konnte mittlerweile durch weiterentwickelte matte Lackierungen begegnet werden.

Schallausbreitung

Die Ausbreitung und Auswirkung des Schalls werden untergliedert in die Bereiche
Dabei behandeln die jeweils genannten DIN- und ISO-Normen sowie die VDI-Richtlinien das betreffende Gebiet. Weitere Normen und Richtlinien beschäftigen sich mit der Minderung von Schallemissionen [71, 74, 78].

Die Auswirkungen von Schall werden letztendlich anhand der Immissionen beurteilt. Für diese sind Bewertungsgrößen in der Technischen Anleitung Lärm (TA Lärm) [10] und in der Baunutzungsverordnung [13] angegeben. Darüber hinaus ist in dieser eine Immissionsschutz-Rangfolge festgelegt, deren Einhaltung von der Immissionsschutzbehörde als Teil des Gewerbeaufsichtsamtes bzw. des Umweltamtes beurteilt wird.

Für Nachtzeiten, in denen strengere Maßstäbe angelegt werden, gelten z. B. folgende Maximalschallpegel :
  • \(\text{35}\,\mathrm{dB(A)}\) für reines Wohn-, Erholungs- bzw. Kurgebiet

  • \(\text{40}\,\mathrm{dB(A)}\) für allgemeines Wohngebiet und Kleinsiedlungsgebiet (vorwiegend Wohnungen)

  • \(\text{45}\,\mathrm{dB(A)}\) für Kern-, Misch- und Dorfgebiete ohne Überwiegen einer Nutzungsart sowie

  • \(\text{50}\,\mathrm{dB(A)}\) für Gewerbegebiete (vorwiegend gewerbliche Anlagen)

Die logarithmische dB(A)-Skala spiegelt dabei in etwa das spezifische Schallempfinden des menschlichen Ohres wieder. Werden einzelne Grenzwerte überschritten, nicht jedoch die Grenzwerte für den Tag, wird ggf. eine Nachtabschaltung der Anlage verlangt. Dies hätte allerdings eine starke Ertragseinbuße zur Folge.

Um schon während der Planungsphase Sicherheit über die Schallemissionen zu erhalten, werden mittlerweile kommerzielle Programme genutzt, die eine relativ genaue Voraussage der Risikogebiete ermöglichen. Dazu werden zunächst die Orographie des umgebenden Geländes – wie in Abschn. 6.1.2 dargestellt – erfasst und relevante Immissionsgebiete wie Siedlungen samt ihres jeweiligen Grenzwertes verzeichnet. Die Windkraftanlage wird am geplanten Standort eingetragen und die Schallimission nach den Normen [10, 70, 73, 76, 78] berechnet. Die Emission der Windkraftanlage wird vom Hersteller nach einem standardisierten Verfahren [45][nothing, nothing] ermittelt und mit den am Ort vorhandenen Windgeschwindigkeiten verrechnet. Subjektiv als störend empfundene Ton- und Impulshaltigkeiten wie sie z. B. Getriebe verursachen, werden dabei ggf. mit einem Aufschlag des Geräuschpegels bewertet. Vorbelastungen, durch Straßen etc. finden ebenso Berücksichtigung wie Reflexionen und Absorption z. B. durch den Boden, die Luft oder Hindernisse.

Das Ergebnis einer solchen Berechnung ist eine Karte nach Abb. 6.24 , in der zusammen mit den WKA und den relevanten Immissionsgebieten die Iso-Linien der oben angegebenen jeweiligen Schallgrenzwerte eingezeichnet sind. Die Regionalversammlungen der einzelnen Bundesländer verabschieden Regionalpläne in denen Vorranggebiete für die Errichtung von Windkraftanlagen ausgewiesen sind. Bei der Standortwahl werden neben Schallemissionen auch Windhöffigkeit oder Auswirkungen auf die Avifauna berücksichtigt.
Abb. 6.24

Schallimmissionskarte für Windkraftanlagen (mit Prognoseprogramm [33] erstellt)

Durch Vibrationen im Erdreich wird sog. Infraschall hervorgerufen, der mittlerweile als gefahrlos eingestuft werden kann [59, 6].

Schattenwurf

Windkraftanlagen werden meist an exponierter Stelle, z. B. auf einem Hügel aufgebaut. Dadurch ergibt sich ein weitreichender Schattenwurf. Dieser Effekt kann mittels Standardprogrammen [34] exakt bestimmt werden.

Für die Schattenwurfbestimmung werden von Energie- oder Schallprognosen vorhandene Orographiedaten mit dem Sonnengang, der durch die geographischen Koordinaten der Anlage bestimmbar ist, sowie die Anlagenmaße in die Berechnung einbezogen und in Form einer Karte dargestellt (Abb. 6.25). Der charakteristische Verlauf der Schattenwurfbereiche hat meist schmetterlingsähnliche Form und wird insbesondere durch die niedrigen Sonnenstände am Morgen und Abend verursacht.
Abb. 6.25

Schattenwurfbereich eines Windparks von 8 Windkraftanlagen [34]

Bei den Berechnungen kann vom ungünstigsten Fall mit der Tageszeit entsprechendem permanentem Sonnenschein ausgegangen werden. Daraus ergeben sich die höchstmöglichen Schattenwurfzeiten. Zur realistischeren Einschätzung werden meteorologisch gesicherte Daten zur statistischen Sonnenscheindauer am jeweiligen Standort herangezogen. Die Prognose kann mittels der Anlagenstillstandszeiten weiter verfeinert werden. Intelligente Anlagensteuerungen können den Rotor während des Stillstandes mit einem Flügel nach unten stellen, so dass die Gesamthöhe der Turbine inkl. Rotor und damit auch der Schattenwurf minimal werden. Falls vorgegebene Grenz- oder Richtwerte übertroffen werden, kann an kritischen Tageszeiten eine Abschaltung der Anlage erfolgen.

Bislang werden üblicherweise bei „worst-case“-Berechnungen Grenzwerte von \(\text{30}\,\mathrm{h/Jahr}\) bzw. \(\text{30}\,\mathrm{min/Tag}\) angesetzt. Weiterhin findet das an der FH Kiel ermittelte Kriterium Anwendung, nach dem ein Helligkeitswechsel bei weniger als \(\text{20}\,\mathrm{\%}\) Verdeckung der sichtbaren Sonnenscheibe durch das Rotorblatt subjektiv nicht mehr wahrgenommen wird.

6.4.2 Natur- und Landschaftsschutz

In Deutschland wird, im Vergleich zu vielen anderen Ländern, dem Natur- und Landschaftsschutz besondere Bedeutung beigemessen. Dazu gehören sowohl Eingriffe in das Landschaftsbild durch die Sichtbarkeit der Turbinen als auch Beeinträchtigungen des Zug- und Brutverhaltens der Vögel. Weiterhin gibt es Einwirkungen auf die Ökologie der Land-, Wassertiere und der Pflanzen sowie den Wasserhaushalt (Gefahren durch Hydraulik- und Getriebeöl etc.). Oftmals werden landschaftspflegerische Ausgleichsmaßnahmen verlangt. Die folgenden kurzen Ausführungen sollen sich jedoch auf die beiden zuerst und zuletzt genannten Bereiche beschränken.

Sichtbarkeit

Bei der Planung muss zunächst festgestellt werden, von welchen Standorten aus vorgesehene Windkraftanlagen überhaupt sichtbar sind. Dazu wird mittels Rechner überprüft, ob die Sicht zum obersten Punkt einer Windkraftanlage, der Rotorspitze, durch Landschaftselemente (Berge) und Hindernisse (Gebäude) unterbrochen ist. Eine derart erstellte Sichtbarkeitskarte zeigt somit Sicht- und Abschattungsbereiche in der Anlagenumgebung. Bei Windparks lässt sich die Anzahl der am jeweiligen Ort sichtbaren Anlagen ermitteln. Die Bewertung dieser Karte unterliegt allerdings subjektiven Gesichtspunkten. Ein Beispiel einer solchen Sichtbarkeitskarte zeigt Abb. 6.26 , in der die Abschattungen einzelner Hindernisse als dunkle Flecken erkennbar sind.
Abb. 6.26

Ergebniskarte einer Sichtbarkeitsanalyse [36] (Sichtschatten von Hindernissen sind als dunkle Flecken gekennzeichnet)

Der optische Eindruck einer geplanten Windkraftanlage kann mit Hilfe von kommerziellen Bildverarbeitungsprogrammen [35] entsprechend Abb. 6.27 veranschaulicht werden. Dazu werden 3D-Modelle der geplanten Anlagen in ein Foto mit eingerechnet und visuell dargestellt. Am Rechner kann weiterhin auch die simulierte Rotorbewegung betrachtet werden. Visualisierungen werden insbesondere bei öffentlichen Projektpräsentationen angewandt.
Abb. 6.27

Visualisierung eines Windparks mit bereits bestehenden und rechnergestützt eingeblendeten geplanten Anlagen [35]

Ausgleichsmaßnahmen

Bei einem Eingriff in das Landschaftsbild müssen in Deutschland Ausgleichs- oder Ersatzmaßnahmen erbracht werden. Dazu wird in einem Gutachten die Umgebung von Windkraftanlagen zunächst in sog landschaftsästhetische Einheiten eingeteilt und nach ihrer Wertigkeit klassifiziert. Danach wird für jede Einheit die Eingriffsintensität und die Eingriffserheblichkeit bewertet. Zusätzliche Faktoren wie beispielsweise Wahrnehmungskoeffizienten und Kompensationsflächenwerte bestimmen letztendlich die Größe der Kompensationsfläche, die durch besondere Maßnahmen wie Baumpflanzungen landschaftsästhetisch aufzuwerten ist. Für diese Berechnung wurden mehrere Vorgehensweisen wie z. B. die Landschaftsausgleichsmethode nach Dr. W. Nohl entwickelt.

6.4.3 Baurecht

Beim Baurecht bzw. bei der Planung von Windkraftanlagen sind im Kompetenzbereich des Bundes das Baugesetzbuch (BauGB) [12] mit der Baunutzungsverordnung (BauNVO) [13] und im Rahmen der Länderzuständigkeit die betreffenden Landesbauverordnungen (LBO) zu beachten.

Auf Bundesebene werden grundsätzliche Fragen der Genehmigung von Standorten baulicher Anlagen geregelt. Dabei wird aufgrund des Baugesetzbuches
  1. 1.

    die Bauleitplanung mit Bebauungs- und Flächennutzungsplan sowie die bauliche und sonstige Nutzung festgelegt;

     
  2. 2.

    zusammen mit der BauNVO im Rahmen der Bauleitplanung die bauliche Nutzung festgelegt, wobei die Bauweise mit überbaubaren und nicht bebaubaren Grundstücksflächen sowie die in Baugebieten zulässigen baulichen Anlagen zu beachten sind.

     
Nach dem Baugesetzbuch wird die Planungshoheit an die örtliche Baubehörde (i. Allg. die Gemeinde) übertragen. In Bebauungsgebieten (Ortsanlagen) muss sich das Vorhaben in die bestehende Bebauung einfügen und darf das Ortsbild nicht beeinträchtigen.

Im Außenbereich ist laut §35 des Baugesetzbuches „… ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegenstehen, die ausreichende Versorgung gesichert ist“ und wenn es „… der öffentlichen Versorgung mit Elektrizität, Wärme, Wasser etc. dient“. Aufgrund der besonderen Anforderungen von Windkraftwerken an die Umgebung, z. B. durch günstige Windverhältnisse, Anschlussmöglichkeiten an das Netz und Ähnlichem, können die Voraussetzungen für eine Baugenehmigung vorliegen. Mit der Novellierung des Baugesetzbuches (BauGB) 1997 [12] wurden Windkraftanlangen den sogenannten privilegierten Anlagen zugeordnet, was die Genehmigung erheblich erleichtert. Sie kann nur verweigert werden, falls öffentliche Belange entgegenstehen. Eine bloße Beeinträchtigung genügt nicht mehr. Durch diese Privilegierung sollte die Ausweisung von Vorrangflächen für Windkraftanlagen durch Gemeinden im Zuge eines Flächennutzungsplanes gefördert werden.

6.4.4 Planung und Genehmigung

Eine Genehmigungspflicht für die Errichtung von Windkraftanlagen ergibt sich aus den Verfahrensvorschriften für die baurechtliche Genehmigung baulicher Anlagen. Richtlinien, bis zu welcher Turmhöhe oder bis zu welchen Rotordurchmessern Windturbinen genehmigungsfrei aufgestellt werden können, sind nicht vorhanden. Bei kleineren Anlagen sind jedoch Erleichterungen in Genehmigungsverfahren und bei der Überprüfung sowie Vereinfachungen im Anlagenaufbau üblich.

Es ist also grundsätzlich für alle Vorhaben ein Genehmigungsverfahren einzuleiten. Dabei empfiehlt sich, zunächst eine Bauvoranfrage über die Gemeinde an die zuständige Bauaufsichtsbehörde zu stellen. Dazu sollten eine Beschreibung der Gesamtlage, Lageplan, Grundriß und Ansicht ggf. mit Zeichnung bzw. Foto der Windkraftanlage eingereicht werden. Die Stellungnahme der Behörde klärt die grundsätzliche Errichtungsmöglichkeit und gibt Hinweise auf die weitere Vorgehensweise bezüglich Änderungen im Bebauungsplan oder an der Anlage. Weiterhin wird verwiesen auf zusätzliche Genehmigungsverfahren bei den zuständigen Behörden (z. B. Naturschutz- oder Landschaftsschutzbehörde) für eine Aufstellung in Naturschutz- oder Landschaftsschutzgebieten oder die Notwendigkeit eines Raumordnungsverfahrens (falls noch nicht eingeleitet).

Bei der Antragstellung zum Erhalt einer Baugenehmigung muss unterschieden werden zwischen
  • privaten bzw. gewerblichen Nutzern, die einen Bauantrag an die zuständige Bauaufsichtsbehörde (Gemeinde, Landratsamt, Regierungspräsident) zu richten haben und

  • Behörden, die ein Zustimmungsverfahren über den Regierungspräsidenten bei der zuständigen staatlichen Bauaufsichtsbehörde (z. B. Hochschulbauamt) einzuleiten haben.

Anzahl und Umfang der einzureichenden Unterlagen sind nicht einheitlich geregelt. Sie werden von der örtlichen Behörde jeweils genau vorgeschrieben.
Üblicherweise werden in dreifacher Ausfertigung verlangt:
  • Baubeschreibung,

  • Lageplan bzw. Abzeichnung der Flurkarte (1:1000 bzw. 1:5000) mit Standort der Windkraftanlage,

  • Bauzeichnungen mit Ansicht, Grundriss, mindestens einer Schnittzeichnung (1:100), die normalerweise vom Hersteller zu beziehen sind,

  • Statik für Turm und Fundament zum Nachweis der Standsicherheit sowie Betriebssicherheitsnachweise,

  • bei serienmäßigen Anlagen liegt in der Regel eine Typprüfung vor, wenn sie fehlt, sind folgende Einzelgenehmigungen erforderlich:
    • Gutachten, Zertifizierungsnachweis o. ä. für Bauwerk und Bauteile, gemäß den anzuwendenden Richtlinien,

    • Nachweis über die sicherheitstechnische Ausrüstung der Anlage,

    • technisches Gutachten für Maschinenhaus und Rotor der Anlage,

    • Untersuchungsergebnisse über Geräuschmessungen und evtl. zum Schwingungsverhalten der Anlage sowie

    • Betriebsanweisungen für den Betreiber.

  • Karten zur
    • Schallimmission, zum

    • Schattenwurf und zur

    • Sichtbarkeit sowie die

    • Visualisierung von Windkraftanlagen bzw. Windparks

    vervollständigen i. Allg. die Unterlagen.
Im Falle einer Ablehnung werden Rechtsmittel angegeben, die zu einer Überprüfung des Verfahrens führen.

Vorgehensweisen und Richtlinien für die Prüfung der Verträglichkeit von Windkraftanlagen mit der Landschaft und Natur sind bisher nicht einheitlich geregelt. Dadurch können sich Genehmigungsverfahren erheblich verlängern. Bei einer Zeitplanung, die alle Schritte bis zum Betrieb der Anlage umfassen muss, sind daher zum Teil Planungsunsicherheiten gegeben.

6.4.5 Vorgehen zur Errichtung von Windkraftanlagen

Für die Planung, Genehmigung und Errichtung von Windkraftanlagen gibt Abb. 6.28 die Vorgehensweise wieder. Dieses Ablaufdiagramm soll wichtige Schritte und Entscheidungen auf dem Weg zum Anlagenbetrieb in grob strukturierter und stark vereinfachter Form verdeutlichen.
Abb. 6.28

Vorgehensweise bei der Planung und Errichtung von Windkraftanlagen

6.4.6 Offshore-Nutzung der Windenergie

Die großtechnische Windenergie-Nutzung an Land wird in den nächsten Jahrzehnten insbesondere in dicht besiedelten Ländern an ihre Grenzen stoßen. Einerseits wird das Angebot an windhöffigen Onshore-Standorten immer geringer. Andererseits werden die Anlagendimensionen immer größer, so dass sich der Transport von Komponenten immer schwieriger gestalten wird. Diese Entwicklung an Land kann als Wegbereiter für die Offshore-Windenergie-Nutzung angesehen werden. Nur die an Land gegangenen Schritte zu Turbinen im \(\text{5}\,\mathrm{MW}\)-Bereich und umfangreiche Betriebserfahrungen werden einen wirtschaftlich sinnvollen Einsatz im Meer erst erlauben. Voraussetzung dafür ist jedoch ein überaus sicherer Betrieb der Anlagen mit hoher Verfügbarkeit (von z. B. \(\text{98}\,\mathrm{\%}\)). Ihre Erprobung an Land erleichtert die Fortschritte im Meer erheblich. Durch hafennahe Fertigungsstätten der Komponenten und Anlagen sind praktisch kaum Transportbeschränkungen durch gigantische Rotorblattlängen von 60 bis \(\text{80}\,\mathrm{m}\) bzw. große Generator- und Maschinenhaus-Abmessungen z. B. bis \(\text{12}\,\mathrm{m}\) Durchmesser und \(\text{25}\,\mathrm{m}\) Länge sowie durch hohe Bauteilmassen bis ca. 1000 Tonnen gegeben.

Die technisch und wirtschaftlich nutzbaren Offshore-Potentiale erreichen in Deutschland etwa 11–\(\text{18}\,\mathrm{\%}\), in den Niederlanden 20–\(\text{30}\,\mathrm{\%}\), in Großbritannien ca. 10–\(\text{15}\,\mathrm{\%}\) und in Dänemark ungefähr die Hälfte des momentanen Stromverbrauchs. Auf politischer Ebene haben diese beeindruckenden Windenergiepotenziale auf dem Meer im Hinblick auf eine unabhängige Energiebereitstellung enorm an Bedeutung gewonnen. Einerseits wurde in Deutschland mit der vierten Novellierung des Erneuerbaren Energie-Einspeise Gesetzes (EEG 2012) Planungssicherheit für Investoren geschaffen. Andererseits wurden die rechtlichen Rahmenbedingungen verbessert. Durch das Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz wird z. B. festgelegt, an welcher Stelle für die Netzbetreiber die Netzanbindung beginnt.

Deutschland wird als eines der führenden Länder am Weltmarkt im Bau und Export von Windkraftanlagen mittel- und langfristig diese Position nur halten können, wenn auch hier Offshore-Windparks installiert und eigene Erfahrungen gewonnen werden. Dafür wurden im Vorfeld mit umfangreichen Forschungsvorhaben sowie mit Forschungsplattformen im Meer (FINO 1 bis 3), dem Windpark alpha ventus und den Einspeisevergütungen ab 2012 wichtige Rahmenbedingungen geschaffen, die für erfolgreiche Installation im Meer beste Voraussetzungen bieten. Weiterhin sind dort höhere und konstantere Windverhältnisse als an Land anzutreffen, die mit zunehmendem Küstenabstand immer günstiger werden, aber auch meist größere Wassertiefe und höhere Fundament- sowie Netzanschlusskosten zur Folge haben.

Die Installationsmöglichkeiten von Windparks im Meer sind hauptsächlich durch die Wassertiefe begrenzt. Schifffahrtswege sowie die Einflüsse der Anlagen auf Umwelt, Fische und Vögel sind weiter zu berücksichtigen. Visuelle Auswirkungen sind auf Grund der großen Entfernungen von der Küste im Allgemeinen nicht zu erwarten.

Neben den Einflüssen der Windkraftanlagen auf die Umwelt müssen auch die Einwirkungen auf die Anlagen berücksichtigt werden. Hierbei sind unter anderem die Witterungsverhältnisse, der Salzgehalt in Luft und Meerwasser, intensive UV-Strahlung, Wellen- und Seegang sowie Eisbildung bzw. Eiskräfte [96] auf Anlage und Fundament ebenso zu berücksichtigen, wie Einflüsse auf den Grund und die Fundamentverankerung. Erste Erfahrungen konnten mit Langzeitstudien an Forschungsplattformen [47] gewonnen werden. Dabei wurde deutlich, die Wirkungen auf die Anlagen lassen sich mit technisch vertretbarem Aufwand vollständig beherrschen. Weiterhin hat sich gezeigt, dass für die Tierwelt keine gravierenden Schäden zu erwarten sind.

Eine besondere Herausforderung für den Aufbau und Betrieb von Offshore-Windkraftanlagen stellt die Fundamentierung dar. Die Meerwasser-Resistenz von eingesetzten Materialien und gewählten Konstruktionen ist Grundvoraussetzung für einen sicheren Langzeitbetrieb. Der Wassertiefe und der Beschaffenheit des Meeresgrundes entsprechend müssen geeignete Fundamentvarianten ausgewählt werden, die eine Installation möglichst ohne große Vorbereitungen erlauben [25]. Somit lassen sich Einwirkungen auf die Umwelt möglichst geringfügig halten.

Grundsätzlich lassen sich die Fundamente sehr weit untergliedern. Monopile-, Tripile-, Tripod-, Jacket- und Bucket-Ausführungen sowie Schwerkraft- und Schwimm-Fundamente, die im folgenden kurz dargestellt werden, stellen momentan die wichtigsten Varianten dar.

Monopile

bestehen aus einem Stahlrohr, das mit einem so genannten Rammbären in den Meeresgrund gerammt wird. Diese Variante lässt sich ohne Grundvorbereitung installieren und kam beim dänischen Windpark „Horns Rev“ für achtzig \(\text{2}\,\mathrm{MW}\)-Anlagen zum Einsatz. Sie beschränkt sich allerdings weitgehend auf kleine Windturbinen in flachem Wasser. Bei zunehmender Anlagengröße und Wassertiefe erhöht sich der Materialaufwand und somit steigen auch die Kosten überproportional.

Tripile

und Tripods bestehen aus drei Stahlrohrständern, die in unterschiedlicher Form zu einem zentralen Rohr in der Mitte zusammenlaufen. Tripile haben eine einfache Sternverbindung über dem Meer. Tripods werden hingegen durch drei zusätzliche Verstrebungen zum Zentralrohr verstärkt. Dies ragt aus dem Wasser, berührt den Boden nicht und ist mit Eisschutz versehen. Die Verankerung wird durch drei Stahlrohrständer vorgenommen, die zum Beispiel beim Tripod bis zu \(\text{30}\,\mathrm{m}\) in den Grund gerammt werden. Somit sind Anwendungen in 20 bis \(\text{50}\,\mathrm{m}\) Wassertiefe möglich. Da diese Fundamente nur an drei Stellen am Grund befestigt werden, sind keine aufwändigen Vorbereitungen erforderlich. Die tiefe Verankerung schützt zudem gegen das Kolken, das Um- bzw. Unterspülen am Meeresboden verankerter Teile. Allerdings sind die Rammarbeiten sehr aufwändig und belasten die Umwelt. Tripods für \(\text{5}\,\mathrm{MW}\)-Turbinen haben eine Masse von etwa 300 Tonnen.

Jackets

haben ihren Ursprung in der Ölplattformtechnologie. Sie sind der Konstruktion und Fertigung von Gittermasten sehr ähnlich. Ihre Verankerung auf dem Meeresboden wird wie beim Tripod vorgenommen. Allerdings ist der Materialaufwand geringer und somit auch die Kosten deutlich niedriger. Entscheidender Nachteil ist, dass sie bei Schiffskollisionen wenig Sicherheit bieten.

Buckets

stellen eine eimerförmige Konstruktion dar, die mit der Öffnung nach unten auf den Meeresgrund gestellt wird. Daraufhin wird das Wasser im Innern des Fundaments abgesaugt. Der Unterdruck zieht es in den Meeresgrund hinein und verankert es. Somit sind keine Rammarbeiten notwendig, was eine umweltverträgliche Installation ermöglicht. Allerdings muss der Meeresgrund eine Konsistenz aufweisen, so dass die Verankerung am Grund sicher gewährleistet wird.

Schwerkraftfundamente

haben ihren Ursprung im Brückenbau. Hohle Fertigbetonfundamente werden im Trockenen hergestellt, schwimmend zum Zielort transportiert und dort versenkt. Hierzu ist nahezu keine Grundvorbereitung und kein Rammen notwendig. Weiterhin wird nur relativ wenig Stahl zur Herstellung benötigt. Bei Wassertiefen über zehn Meter steigen die Kosten allerdings stark an. Auf Grund der großen Entfernungen der Offshore-Windparks von der deutschen Küste, kann diese Variante hier kaum eingesetzt werden.

Schwimmende Fundamente

werden bei großen Wassertiefen mit vergleichsweise kleinem Aufwand mit einer flexiblen Verbindung auf dem Meeresboden verankert. Eine besondere Herausforderung stellen die durch Wellenbewegungen hervorgerufenen statischen und dynamischen Kräfte auf die Windkraftanlage dar. Weiterhin muss der schwimmende Sockel mit einem entsprechenden Gegengewicht versehen werden, das die Windkraftanlage bei allen Windverhältnissen, Wellengängen und Betriebszuständen in der Atmosphäre hält und vor dem Meerwasser schützt.

Offshore-Windkraftanlagen werden voraussichtlich im 5 bis \(\text{10}\,\mathrm{MW}\)-Bereich liegen und Turbinendurchmesser von etwa 120 bis \(\text{140}\,\mathrm{m}\) aufweisen. Anlagen und Komponenten dieser Dimension können nicht mehr ohne Weiteres von Binnenland-Produktionsstätten zur Küste bzw. zu Häfen gebracht werden. Die Hersteller müssen daher ihre Fabrikation an die Küste verlagern, um möglichst fertig montierte Produkte direkt auf Schiffe verladen zu können. Häfen, Lagerstätten, Verladesysteme und Schiffe [3] müssen dann allerdings auch auf die Windkraftanlagen-Dimensionen und -Massen angepasst und Schifffahrtswege entsprechend vertieft werden, um auch bei Ebbe kostspielige Verzögerungen bei Transport, Installation, Wartung etc. zu vermeiden.

Beim Transport von Windkraftanlagen und in der Schifffahrt generell darf unter keinen Umständen ein Schiff durch ein Fundament bzw. eine Windkraftanlage bei Kollision so beschädigt werden, dass Menschen und Umwelt gefährdet würden. Die Kollisionssicherheit, die fundamentspezifisch sehr unterschiedliche Gefährdungspotentiale aufweisen kann, stellt also weiterhin ein wichtiges Entscheidungskriterium für die Fundament- und Anlagenauswahl dar. Da deutsche Offshore-Windparks erst ab ca. \(\text{30}\,\mathrm{km}\) von der Küste entfernt aufgebaut werden, kommen hier nur Fundamente für größere Wassertiefen in Betracht.

Die finanziellen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen zur Errichtung und zum Betrieb von Offshore-Windparks übersteigen bei Weitem den Bereich von Onshore-Installationen. Kleine Investorengruppen oder mittelständische Unternehmen sind im Allgemeinen nicht in der Lage, Milliardenbeträge für Offshore-Installationen aufzubringen und finanziellen Rückhalt für den Anlagenbetrieb zu bieten. Großkredite von Banken sind hier notwendig. Diese verlangen in zunehmendem Maße höhere Sicherheiten. Fehlende Erfahrungen mit Offshore-Windpark-Investitionen und diesem Technologiezweig erschweren Projektrealisierungen zusätzlich. Mit Hilfe von Ratingverfahren wird versucht, Risiken dieser Systeme zu beurteilen [38]. Um weitere Absicherungen zu bekommen, verlangen die Banken zusätzlich von den Herstellern deutlich größere Gewährleistungszeiten.

Sichere Rahmenbedingungen können allerdings nur durch möglichst vielfältige Anlagen-, Fundament- und Anbindungs-Konzepte an unterschiedlichen Standorten durch langjährige Betriebserfahrungen gewonnen werden.

6.5 Ökobilanz

Durch Menschen herbeigeführte Veränderungen in Landschaft, Natur, Klima und der Tierwelt an Land, im Meer und in der Luft haben Auswirkungen auf das gesamte Ökosystem. Diese für die Windkrafttechnik einzuschätzen bzw. mit anderen Kaftwerken zu vergleichen soll im Folgenden ansatzweise versucht werden. Darüber hinaus gute Vergleichsmöglichkeiten bieten Maßzahlen zur energetischen Amortisation und zum Erntefaktor.

6.5.1 Beitrag zum Klimaschutz

Die bis heute dominierenden fossilen Energietechnologien verursachen den Großteil der CO2-Emissionen Deutschlands. Diese sollen von \(\text{313}\,\mathrm{Mio.Tonnen}\) im Jahr 1990 auf rund \(\text{290}\,\mathrm{Mio.Tonnen}\) im Jahr 2020 fallen, um zunehmende Erderwärmung sowie Klima- und Naturkatastrophen einzugrenzen.

Deutschland hat sich zum Ziel gesetzt, die CO2-Emissionen von 1990 bis zum Jahr 2020 um \(\text{25}\,\mathrm{\%}\) und bis 2050 um \(\text{80}\,\mathrm{\%}\) zu reduzieren. Dabei wird dem Ausbau erneuerbarer Energien momentan und in den nächsten Jahren insbesondere der Windenergie, eine Schlüsselrolle zukommen. Bei der energetischen Wandlung ist mit folgenden CO2-Emissionen zu rechnen: bei Braunkohle 280.000, bei Steinkohle 260.000 und bei Erdgas 130.000 Tonnen CO2 pro Petajoule (PJ) [95]. Im Vergleich dazu können die Emissionen durch erneuerbare Energien als überaus gering angesehen werden. Sie fallen insbesondere bei der Produktion der Anlage an. Während des Betriebes kommt es zu nahezu keinen weiteren Emissionen. Das CO2-Äquivalent von Windenergie kann mit 20 und das von Steinkohle mit \(\text{950}\,\mathrm{g}\) pro kWh im Vergleich zu Steinkohle mit \(\text{950}\,\mathrm{g/kWh}\) elektrisch erzeugter Energie angegeben werden. Somit trägt die Windenergie in erheblichem Maße zum Klimaschutz bei.

6.5.2 Landschaftsverbrauch

Die Umgebung von Windkraftanlagen und die Flächen von Windparks können als Acker- und Weideland nahezu vollständig landwirtschaftlich genutzt werden. Lediglich Fundamentflächen (z. B. \(15\times\text{15}\,\mathrm{m}\)) gehen der Landwirtschaft verloren. Zufahrten können hingegen doppelt genutzt werden. Landwirten eröffnet sich somit durch Eigenbetrieb von Windkraftanlagen oder durch Verpachtung von Windparkstandorten ein erhebliches Zusatzeinkommen bzw. eine so genannte „zweite Ernte“.

Obwohl die Energiedichten von erneuerbaren im Vergleich zu konventionellen Umwandlungsprozessen relativ klein sind, ergeben sich aufgrund der stetigen Regenerierung der Energien relativ günstige effektiv erforderliche Flächenverhältnisse. Im Vergleich zum Braunkohleabbau in Deutschland würden bei einer Windenergienutzung weniger als \(\text{7{,}5}\,\mathrm{\%}\) der Fläche von rund \(\text{480}\,\mathrm{km^{2}}\) versiegelt, die beim Tagebau „vernichtet“ wird, um 150 Mrd. kWh Strom zu erzeugen [86].

6.5.3 Vogelschlag

Zahlreiche ornithologische Untersuchungen zum Vorkommen von Rast-, Brut- und Zugvögeln in der Nähe von Windkraftanlagen kommen zu dem Ergebnis, dass nur wenige Arten auf Dauer in ihrem Verhalten beeinflusst werden [20]. Bei älteren Studien, die hauptsächlich kleinere Anlagen betrachten, wurden etwa 0,5 bis 2 Vogelschläge pro Anlage und Jahr ermittelt. Neuere Untersuchungen geben eine Zahl ven durchschnittlich fünf toten Vögeln pro Anlage und Jahr an. Dies entspricht derzeit statistisch 120.000 toten Vögeln im Jahr. Mehr als 20 Vögel pro Windkraftanlage und Jahr traten nach [56] nur an Feuchtgebieten und Gebirgsrücken auf. Verglichen mit jeweils 5 bis \(\text{10}\,\mathrm{Mio.}\) Vögeln, die pro Jahr im Straßenverkehr und an Hochspannungstrassen sterben, kommt der Vogelschlag durch Windkraftanlagen vergleichsweise sehr selten vor. Vogelkollisionen haben somit nach [28] keinen Einfluss auf Populationsgrößen oder den örtlichen Bestand der Vogelarten. Manche Populationen sind sogar an Standorten mit vielen Windkraftanlagen gestiegen. Beispiel dafür ist der Brutbestand der Kraniche, der in Deutschland von \(\text{1700}\,\mathrm{Paaren}\) im Jahr 1990 auf heute \(\text{7000}\,\mathrm{Paare}\) gewachsen ist [14].

6.5.4 Fledermäuse

Die Auswirkungen von Windkraftanlagen auf die Fledermausbestände werden erst seit kurzer Zeit untersucht. Die Kollisionsgefahr ist, von der Fledermausart abhängig, tendenziell steigend. Da Abendsegler höher fliegen, kollidieren sie häufiger als andere Arten. Informationen über Bestände sind nur bedingt verfügbar, d.h. eine Bewertung ist momentan nicht möglich. Bei der Planung von Windparks wird normalerweise die Fledermauspopulation vernachlässigt. Dies kann nach [14] zu Problemen bei der Genehmigung oder zu Betriebsbeschränkungen führen.

6.5.5 Recycling von Windkraftanlagen

Windkraftanlagen stellen relativ große Bauwerke mit hoher Masse dar. Bei der Auswahl der eingesetzten Materialien geht es nicht nur um die Herstellungskosten und die technische Zuverlässigkeit, sondern auch um die Recyclingfähigkeit im Anschluss an die Nutzungsphase. Eine umweltfreundliche Energietechnik muss auch in diesem Bereich frühzeitig an Lösungen arbeiten. Bedingt durch die Lebensdauer der Anlagen ist absehbar, dass etwa ab dem Jahr 2020 die Zahl außer Betrieb gehender Anlagen wachsen wird.

Windkraftanlagen mit Getriebe und Stahlrohrturm (inkl. Fundament) bestehen zu \(\text{82}\,\mathrm{\%}\) aus Stahl. Auf glasfaser- und kohlefaserverstärkte Kunststoffe entfallen \(\text{8}\,\mathrm{\%}\). Aluminium, Elektroteile und Betriebsflüssigkeiten verteilen sich auf die restlichen \(\text{7}\,\mathrm{\%}\).

Nach Rückbau einer Windkraftanlage kann der Beton des Fundamentes und gegebenenfalls des Turmes als Zuschlagstoff im Straßenbau Verwendung finden. Metallwerkstoffe wie Stahl, Gusseisen, Aluminium und Kupfer werden in Gießereien eingeschmolzen und Elektroschrott lässt sich in Scheideanstalten stofflich trennen und weiterverwerten. Während früher etwa \(\text{20}\,\mathrm{\%}\) als nicht verwertbarer Abfall zurückblieben, werden moderne Windkraftanlagen, abgesehen von den Rotorblättern, zu annähernd \(\text{100}\,\mathrm{\%}\) wiederverwertet. Die aktuell für Rotorblätter eingesetzten Verbundwerkstoffe sind nicht recyclingfähig und werden thermisch verwertet [1].

6.5.6 Energetische Amortisationszeit und Erntefaktor

Die energetische Amortisationszeit ist die Zeit, die ein System benötigt, um die Primärenergie, die zur eigenen Herstellung notwendig war, wieder zu erzeugen. Der Erntefaktor gibt hingegen das Verhältnis der während der gesamten Nutzungsdauer erzeugten elektrischen Energie zur aufgewendeten Primärenergie an. Beide Werte bilden eine wichtige Basis für ökologische Betrachtungen. Das bedeutet: je kleiner die energetischen Amortisationszeiten und je größer die Erntefaktoren sind, desto energetisch effektiver ist die Stromerzeugung aus Windkraftanlagen.

Untersuchungen am Beispiel zweier getriebelos ausgeführter Windkraftanlagen (Enercon E-40 mit \(\text{500}\,\mathrm{kW}\) bzw. E-66 mit \(\text{1500}\,\mathrm{kW}\) Nennleistung) ergaben nach [94] energetische Amortisationszeiten zwischen drei und sechs Monaten und Erntefaktoren von ca. 70 für die große bzw. etwa 40 für die kleine Anlage bei 20 Jahren Lebensdauer.

Der Hersteller Enercon gibt für seine Anlagen bei \(\text{20}\,\mathrm{Jahren}\) Betriebsdauer einen Erntefaktor von 35,4 für Binnenstandorte und 51 für Küstenstandorte an. Der Primärenergieverbrauch für Produktion, Errichtung, Betrieb, Abbau und Entsorgung einer E-82 Anlage wird dabei mit \(\text{2880}\,\mathrm{MWh}\) angegeben [37].

Konventionelle Kraftwerke kommen auf eine viel geringere Ausbeute, da während ihres Betriebes ständig Energie in Form von Rohstoffen zugeführt werden muss.

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Copyright information

© Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH 2018

Authors and Affiliations

  1. 1.Inst. f. Elektr. EnergietechnikUniversität KasselKasselDeutschland

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