Windgutachten und Ertragsprognose für Windparks nach FGW TR 6
Windgutachten und Ertragsprognose nach FGW TR 6: standortspezifische Analyse des Windpotenzials mit belastbaren P75- und P90-Werten für Ihre Finanzierung.
Der wirtschaftliche Erfolg eines Windprojekts hängt von einer präzisen Analyse des Windpotenzials ab. Wir erstellen standortspezifische Windgutachten und Ertragsprognosen mit modernen Methoden und langjähriger Erfahrung; sie dienen Investor:innen, Projektierer:innen und Genehmigungsbehörden als Entscheidungsgrundlage. Ein Windgutachten, auch Windpotenzialanalyse genannt, bestimmt das Windpotenzial an einem Standort und leitet daraus den zu erwartenden Energieertrag ab, auf Basis der Windmessung mit Mast, LiDAR oder SoDAR.
Das Windpotenzial beschreibt die Windverhältnisse in einer bestimmten Höhe über Grund, etwa mittlere Windgeschwindigkeit, Windleistungsdichte und Häufigkeitsverteilung. Der Energieertrag folgt daraus für Nabenhöhe und Leistungskennlinie der Anlage. Die Messkampagne soll in der Regel mindestens zwölf zusammenhängende Monate umfassen, damit jahreszeitliche Schwankungen erfasst sind. Die Messdaten werden mit langjährigen Referenzdaten auf das typische Klima bezogen; Messdauer und Langzeitbezug sind nach der angewandten Richtlinie sowie anhand von Standort, Messqualität und Referenzdaten festzulegen. Hinzu kommen eine Ortsbesichtigung, die Strömungsmodellierung, die Nachlaufverluste benachbarter Anlagen und weitere Verluste wie Verfügbarkeit, Elektrik oder Abregelung. Überprüfbar wird ein Gutachten erst, wenn es sich auf eine einzelne Anlage oder einen Park bezieht und nachvollziehbar dokumentiert ist. Als Bruttoenergieertrag gilt dabei der mittlere Jahresertrag über 8.760 Stunden vor Abzug der Verluste, bei voller Verfügbarkeit; der Nettoertrag berücksichtigt die angesetzten Verluste und die Verfügbarkeit. Aus den Messdaten werden Windverteilung nach Sektoren, Turbulenzintensität, Windscherung über die Rotorfläche, Luftdichte und der 50-Jahres-Extremwind abgeleitet. Die Messung ist nur so weit übertragbar, wie sie das Gelände repräsentiert: Die Übertragbarkeit ist anhand von Gelände, Strömungsverhältnissen und Standortrepräsentativität zu beurteilen und in komplexem Gelände deutlich enger begrenzt als in einfachem. Fernerkundungsgeräte wie SODAR und LiDAR können Masten ergänzen. Die erforderliche Datenverfügbarkeit richtet sich nach der angewandten Richtlinie und der Qualität der Messkampagne. Die verwendeten Anemometer müssen kalibriert sein; ob und wann eine erneute Kalibrierung nötig ist, richtet sich nach der angewandten Richtlinie, dem Messgerät und den Vorgaben des Kalibrierlabors. Die Datenqualität wird nach dem in der angewandten Richtlinie festgelegten Verfahren bewertet, Abweichungen fließen als zusätzliche Unsicherheit ein.
Die Gutachten erfüllen die geltenden Normen und Richtlinien, insbesondere FGW TR 6 sowie MEASNET; für die Windmessung mit Fernerkundungsgeräten ist IEC 61400-50-2 einschlägig, IEC 61400-12-1 betrifft die Leistungsmessung von Windenergieanlagen. Die Abwicklung erfolgt durch unsere akkreditierte Prüfstelle, das EWS Testing Center; die Akkreditierung bestätigt die Kompetenz der Prüfstelle innerhalb ihres ausgewiesenen Geltungsbereichs, die erreichbare Messunsicherheit hängt von Methode und Datengrundlage ab und bestimmt die Belastbarkeit der P75- und P90-Werte. Die Richtlinie verlangt eine Unsicherheitsbetrachtung für mindestens vier Bereiche: Winddatenbasis, Windfeldmodellierung, Parkabschattung und Anlagendaten. Die Teilunsicherheiten werden nach den Regeln der Messunsicherheit zusammengeführt.
P90 ist der Ertrag, der mit 90 Prozent Wahrscheinlichkeit erreicht oder übertroffen wird, bei P75 sind es 75 Prozent. Banken und Investor:innen nutzen diese Werte als konservative Planungsgrundlage für Finanzierungen, Investitionsentscheidungen und die Technische Due Diligence für Windparks. In Deutschland bestimmt die Standortgüte zudem die Vergütung: Das Referenzertragsmodell setzt den prognostizierten Ertrag ins Verhältnis zum Ertrag am Referenzstandort und leitet daraus einen Korrekturfaktor für den anzulegenden Wert nach § 36h EEG 2023 ab. Für die Messdaten kann die RSD-Verifikation von LiDAR und SoDAR eine Rolle spielen.
