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UL International GmbH, Wilhelmshaven, Germany

Windenergie Wind energy Énergie Éolienne energia eólica ernergía eólica

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MOVING ENERGY FORWARD

From energy generation to distribution, management and usage, we are helping advance new sustainable sources and technologies, making energy cleaner, more reliable and more effi cient. Through New Science, UL is working to mitigate sustainable energy risks and safeguard innovation.

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UL and the UL logo are trademarks of UL LLC © 2013

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EditorialENGLISH

The German government has introduced a competitive auc-tion scheme for wind energy to be implemented as from 2017, which is expected to reduce the costs of electricity generated from wind energy related to the wind resources available and the site-specific conditions. This means that in future, remuneration of wind energy in Germany will no longer be based on fixed feed-in tariffs, but on site-spe-cific conditions and regulatory benchmarks. Whether this is wishful thinking or will come true remains to be seen. Conditions such as the annual cap for the overall installed capacity, insufficient availability of wind turbines, more attractive conditions in other countries etc., can lead to a reduced number of bidders, coupled with the effect that these are now very well informed about their competi-tors’ projects and pricing strategy. This is especially true for offshore wind with its very limited number of players. The current model of fixed feed-in tariffs has resulted in a completely free market with uncontrolled expansion and a possibly excessive remuneration of energy. The new model, however, may also have some surprises in store. What hap-pens if no one takes part in a tender, because economic conditions at the time of the planned construction of the wind farm are not known well enough? The precise knowl-edge of the construction costs becomes more important the closer the possible remuneration gets to the limit of an economical operation. This is what happened in Brazil at the last auction in the spring of this year, where a num-ber of approved wind farms with more than 17,000 MW was available, but not a single megawatt was auctioned, because no bidder participated. The reason was uncer-tainty about the development and construction costs of the wind farms in five years’ time. What is the situation in Germany, considering the long development times for off-shore wind projects and the many potential delays caused by the difficult installation of wind farms at sea? Is offshore

DEUTSCH

Mit den ab 2017 stattfindenden Ausschreibungsverfahren, erwartet die Regierung, dass die Vergütung der durch Wind erzeugten elektrischen Energie geringer wird als bisher und sich am Windangebot und den standortspezifischen Randbedingungen orientiert. Windenergie wird also in Zukunft in Deutschland nicht mehr durch einen staatlich festgelegten Preis vergütet sondern durch Standortbedin-gungen und regulatorische Vorgaben bestimmt. Ob sich diese Wunschvorstellung einstellen wird, muss sich erst noch zeigen. Bedingungen, wie der jährliche Deckel für die Gesamtinstallation, ungenügendes Angebot an Windtur-binen, attraktivere Randbedingungen in anderen Ländern, etc. können zu einer geringen Anzahl von Anbietern füh-ren, verbunden mit dem Effekt, dass diese sehr gut über die Konkurrenzprojekte Bescheid wissen und damit deren Möglichkeiten der Preisgestaltung einschätzen können. Dies gilt insbesondere für den von der Anzahl der Anbie-ter her sehr begrenzten Offshore-Bereich. Das bisherige Modell der festgelegten Vergütung führte zu einem völ-lig freien Markt mit unkontrolliertem Ausbau bei vermu-teter zu hoher Vergütung der Energie. Das neue Modell ist aber vor Überraschungen nicht sicher. Was passiert, wenn keiner an einer Ausschreibung teilnimmt, weil wirtschaftli-che Randbedingungen zum Zeitpunkt der geplanten Errich-tung des Windparks nicht gut genug bekannt sind? Diese genaue Kenntnis der Errichtungskosten wird umso wich-tiger je näher die mögliche Vergütung an der Grenze zum wirtschaftlichen Betrieb zu liegen kommt. So geschehen in Brasilien bei der letzten Versteigerung im Frühjahr diesen Jahres, zu der ein Angebot an zugelassenen Windparks von über 17.000 MW vorhanden war, aber nicht ein Megawatt versteigert wurde, weil kein Anbieter teilnahm. Grund war die Unsicherheit über die Entwicklungs- und Errichtungs-kosten der Windparks in fünf Jahren.

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wind energy really mature enough for auctions? There are quite a number of more or less realistic possibilities that have the potential to lead to an even higher remuneration than we know it today.Unfortunately, when defining the auction requirements, lawmakers missed the opportunity to stipulate conditions that would lead to a better grid integration of the volatile wind energy. It would have made sense to not only remu-nerate the electricity generated, but also to make a first step towards remunerating secured power contribution to the grid. This would have been an incentive for wind farm developers to fulfill such a requirement in the most cost-effective way. Examples of what can be triggered by such legal requirements can be seen in electromobility. The Government’s wish to have more electric cars on the road initiated the development of increasingly powerful batteries that until recently no one would have believed possible. Similarly, the remuneration of secured power and energy from renewables would lead to unexpected sys-tem solutions and thus support the integration of these energies in the grid. Although already 84 GW of wind and solar capacity are installed in Germany, the development of an adequate grid integration is still in its infancy. To cap the expansion of wind power now because of a lack of grid capacity, is the result of failures of the past. For many years, it has become apparent that the simplest way of using renewable energy sources under the maxim „feed in and forget“ cannot yield the desired results.We are looking forward to the challenges emerging from the new auction scheme and as always will support our customers with our proven expertise in solving any issues that may come up.

Wie sieht das bei uns aus mit den langen Entwicklungs-zeiten Offshore und den vielen möglichen Verzögerungen durch die schwierigen Bedingungen bei der Errichtung? Ist Offshore-Windenergie wirklich schon ausgereift genug für Versteigerungen? Es gibt eine ganze Reihe von nicht nur denkbaren Möglichkeiten, die das Potenzial haben zu höheren Vergütungen zu führen, als wir sie heute kennen.Leider wurde bei der Definition der Ausschreibungsbe-dingungen die Möglichkeit verpasst, Randbedingungen zu setzen, die zu einer besseren Integration der volatilen Windenergie im Netz führen können. Es wäre doch sinnvoll gewesen, nicht nur erzeugte Energie zu vergüten sondern den ersten Schritt zur Bezahlung eines gesicherten Leis-tungsbeitrags zu gehen. Das hätte die Windparkentwickler dazu angeregt, wie dies am kostengünstigsten bewerkstel-ligt werden könnte. Beispiele dafür, was Vorgaben auslösen können, sind bei der Elektromobilität zu sehen. Der Regie-rungswunsch mehr Elektromobile auf der Straße zu haben, initiierte die Entwicklung hin zu immer leistungsfähigeren Batterien, die vor kurzem noch gar nicht vorstellbar waren. Genauso würde die Vergütung von Energie und gesicherter Leistung bei den regenerativen Energien zu unerwarteten Lösungen führen und damit die Integration dieser Energien im Netz unterstützen. Auch wenn in Deutschland schon 84 GW Wind- und Solarleistung installiert sind, also sehr viel erreicht wurde, so stehen wir mit einer vernünftigen Net-zintegration erst ganz am Anfang. Jetzt den Ausbau wegen mangelnder Netzkapazität zu begrenzen ist das Ergebnis der Versäumnisse in der Vergangenheit. Seit vielen Jahren war absehbar, dass die einfachste Art der Nutzung regene-rativer Energien unter der Maxime „Einspeisen und verges-sen“ nicht zielführend sein kann. Wir sind gespannt auf die durch die Ausschreibungen neu entstehenden Herausforderungen und stehen unseren Kunden in bewährter Weise bei der Lösung aufkommender Fragestellungen zur Verfügung.

Wilhelmshaven, August 2016

Jens Peter MollyManaging Director UL International GmbH

3 Editorial

Case study: Conversion System for the Transformation of NM52 6 Fixed Speed Wind Turbine to Variable Speed

Extreme Sea Wave Prediction Based on 1-Year Sub-Surface 10 Acoustic Measurements at the FINO 1 Platform

European Research Project MaRVEN 18 An overview of underwater acoustic terms and the European regulatory basis

Revision of German “LAI-Notes”: Recent Mesurements lead to Discussions about 24 a Transitional Regulation regarding Sound Propagation Calculations

Introduction of Auctions for Electricity Generated from Wind Energy in Germany 34 Starting in 2017

EEG 2017: Determination and Importance of Site Quality in the Context 44 of the New Auction System and in the Operation of Wind Turbine Generators

52 Potential for WTGS Shutdown in Northern Germany until the End of the Decade

62 Wind Energy Use in Germany - Status 30.06.2016

FINO-Wind Dissemination Workshop Incites Strong Interest 72 in Offshore Wind Measurements

76 DEWI/UL News

60 List of Advertisers

66 Impressum

Content9

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ENGLISH

Case Study: Conversion System for the Transformation of NM52 Fixed Speed Wind Turbine to Variable Speed

The transformation of a fixed speed wind turbine to a vari-able speed topology through the installation of an auton-omous conversion system enables to maximize the Return on Investment (RoI) of the wind turbine. If an autonomous power converter, INGECON WIND FIX2VAR SPEED solution, is installed in the turbine obtaining a fully integrated and compatible solution, then:

• The original electrical generator and wind turbine PLC are kept, thus minimizing the investment in the trans-formation to a full converter variable speed topology.

• The optimal T(Ω) curve for each location (wind farm) is programmed, thus maximizing the return on investment.

In addition to the specific advantages of the INGECON WIND FIX2VAR SPEED developed by Ingeteam Power Tech-nology (IPT), the transformation to a variable speed topol-ogy facilitates the following:

• The energy density of the wind turbine is maximized since the system obtains the optimum Cp (power coefficient) in a wide range of wind speeds inside the Maximum Power Point Tracking (MPPT) regime (below rated) and thus obtaining an increment in the annual energy production (ΔAEP).

• The LTE (Lifetime Extension) and Levelized Cost of Energy (LCoE) are maximized due to the reduction of mechanical torque steps in the drive train caused by wind gusts, of transients in the start-up of the tur-bine, of abrupt changes of the generator’s speed and of transients in emergency stops and grid conditions variations.

• The grid quality is improved since flicker effect is avoided, low frequency harmonics generated by the capacitor banks are removed, power factor regulation is made possible and compliance with all grid codes is ensured.

EXTERNAL ARTICLE

Fig. 1: Thermal characterization of generator and validation of solution at Indar test bench

7DEWI magazin | AUGUST 2016

This INGECON WIND FIX2VAR SPEED has been installed in a Neg Micon NM52 in order to transform it to variable speed. The transformed wind turbine, already commis-sioned, is the system under study, highlighting the most important achievements obtained during the project.Firstly, the thermal characterization of the generator in Fixed Speed and Variable Speed conditions was carried out at IPT facilities, specifically at Indar’s full load test bench, achieving an optimal variable speed solution. As a result of this characterization, an algorithm was cre-ated that ensures the maximum temperature of the HS of the generator (bearings, windings and magnetic core) is not exceeded for all operating points under repowering conditions.Later, the negative effects of the power electronics systems due to the high frequency switching and the common mode voltage applied were solved by including modified switching patterns and a common mode filtering solution.

This was implemented inside the INGECON WIND FIX2VAR SPEED, thus avoiding the inclusion of external elements in the global solution and guaranteeing the reliability of all components in the system (generator, transformer, pumps, auxiliaries…), working as an autonomous power converter.From the point of view of the main wind turbine control-ler (TOI), the solution implemented ensures the correct operation of both without any effect to the original safety chain of the NM52 turbine. The global solution consists in installing the INGECON WIND FIX2VAR SPEED connected to the high speed generator using the original power cable and keeping the soft starter and contactor modules of the original solution in flotation. The low speed generator power cable is grounded at both ends and the generator bearings must be replaced for insulated ones.As part of the collaboration with UL-DEWI in the project, the aerolastic model of the wind turbine was created and validated through onsite real measurements performed

Carlos GironésIngeteam, Spain

Fig. 2: CM currents with the typical PES (left) and CM currents achieved in the NM52 (right)

8

with the fixed speed configuration in operation. Two main keystones of the project are made possible by this vali-dated aerolastic model. On one side, the aerodynamic val-idation of the model, which is performed by comparison of the power curve, enables the obtaining of the Cp char-acteristic of the wind turbine, thus making it possible for the calculation of the optimal torque-speed curve to be implemented in each case (windfarm). On the other side, the structural validation of the model, which is performed by mechanical measurements, allows for the calculation

of the RUL (Remaining Useful Life) and LTE (Lifetime Exten-sion) values of the wind turbine under the case (wind farm) conditions.Currently, IPT team is working on the simulation and char-acterization of the Variable Speed configuration already operating onsite under various control strategies (modifi-cations of torque-speed curve) in order to obtain all pos-sible scenarios that will minimize the investment maxi-mizing the return on investment for each given case (wind farm).

Fig. 4: Power curve (top-left), Cp (top-right), structural validated simulations

Fig. 5: Part of the IPT team working in the project

Fig. 3: Global solution installed in a NM52 turbine


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ENGLISH

Extreme Sea Wave Prediction Based on 1-Year Sub-Surface Acoustic Measurements at the FINO 1 Platform

Abstract

Metocean data from 1 year of combined wind and wave measurements at the FINO 1 platform in the North Sea are analyzed to determine characteristics of the severe and the extreme sea state described by IEC 61400-3. Sub-sur-face acoustic measurements alone yield extreme individual and significant wave heights with a recurrence period of 1 year and 50 years (extreme sea state). Depending on the fitted distribution for extrapolation, extreme wave heights vary between 10.5 and 12.2 m for 1-yr and 13.1 and 16.1 m for 50-yr recurrence. Adding wind data at hub height provides wave height as a function of wind velocity for a joint wind and wave recurrence period of 50 years (severe sea state). Extreme value extrapolation based on one year of data is, however, subject to severe multi-year variability. A compar-ison to long-term data from a wave buoy shows that 50-yr extreme wave heights vary between 11 and 16 m with 3-5 years period and correlate with the North Atlantic Oscilla-tion winter index (DJFM NAO).

Introduction

Offshore wind turbines are not only exposed to drag and momentum transfer from wind, but need to withstand all forces that are imposed by sea waves and flow. Even during extreme events where wind, waves and flow com-bine to form the worst case conditions, the structural integ-rity must not be affected and all mechanical and electrical systems are required to work in the expected way. This is especially critical as potential risk to human life for example during maintenance operation cannot be excluded.In order to face these safety risks the design of the wind turbines has to be adjusted to the local environmental conditions and tested for its resistance against severe and extreme events. Standards like the IEC 61400-3 provide detailed instructions on the design tests and the required

metocean data. IEC 61400-3 plays an exceptional role because other standards and guidelines are based on its specifications (e.g., BSH 7005, GL Guideline). A typical spec-ification in the standards requires the structure, for exam-ple, to withstand the maximum individual wave height that occurs every 50 years. Flow may show significant spatial variability, but tempo-ral variability beyond typical wave periods occurs usually in well-defined ranges and is therefore predicted with high accuracy, if suitable measurements exist. Waves, however, are much more random in their appearance and require thorough statistical analysis based on measurements that are long enough to cover most of the existing sea states. Only if the measurements represent a statistically signifi-cant sub-sample that includes seasonal variability, a distri-bution function can be fitted to the observed distribution to predict rarely occurring extreme wave heights.This article focusses on the derivation of 1-yr and 50-yr extreme wave heights from standard wind and wave mea-surements following the instructions of IEC 61400-3. After a short description of the data set the data will be analyzed for its distribution. This is followed by the prediction of the wave heights for absolute extremes and significant wave height maxima in different wind situations. The robustness of the estimates from the acoustic measurements will then be tested against predictions from long-term wave buoy observations. Finally, the key statements of the article will be summarized.

Data

The German Maritime and Hydrographic Agency (Bunde-samt für Seeschifffahrt und Hydrographie, BSH) operates several real-time measurement systems at the FINO 1 plat-form (Forschungsplattformen in Nord- und Ostsee Nr.1, 45 km north of Borkum) and provides processed data for fur-ther research.


U. StöberDEWI, Wilhelmshaven

The observatory includes a bottom mounted Nortek Acous-tic Wave And Current Meter (AWAC) that measures all required parameters to determine significant wave height, wave period, wave direction, and full depth flow velocity profiles. The sampling rate of the processed data is 1 h-1 for wave data, processed current profiles are sampled every 10 min and have a vertical spatial sampling interval of 2 m.The AWAC observations are complemented by 1-min

sampled surface elevation data and 30-min sam-pled long-term wave data from a Datawell MKIII wave buoy as well as 10-min sampled wind data from a Vector A100LK/LM cup anemometer at 100 m height.This analysis is based on an arbitrarily chosen 1-yr time period from 01 July 2014 through 30 June 2015 (Fig. 1). High resolution elevation data (Fig. 1a, blue line) illustrate the course of the tides with a typical range between -1 and +1 m relative to the 3-day aver-age water level (Fig. 1a, red line). Extreme sea levels reach up to 2.4 m above and down to 1.6 m below the all year average. Water levels show generally more frequent and higher increases during winter time, while summer is characterized by small devi-ations from the average. Wave crest heights need to be added to the absolute water levels to deter-mine the maximum height of water at the offshore structure.Significant wave height (Fig. 1b, blue line) of the normal sea state remains below 2 m in summer but increases to about 3 m in winter. Extrema increase in both frequency and magnitude from Decem-ber through February, but highest significant wave height (>7.7 m) was observed in the second half of October. Wave direction (Fig. 1b, red line) is mostly between 270° and 360°, i.e. northwest. Flow is char-acterized by a two layer structure (Fig. 1c,d) with an

upper layer of about 5 to 8 m thickness and a lower layer of about 25 m thickness reaching down to the bottom at about 30 m water depth. Larger current velocities of about 0.5 m s-1 are typical in the shallow upper layer, while flow in

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the thicker deep layer is very week. Flow in the upper and lower layer are in the same direction during most part of the record, shallow and deep flow oppose each other only during single events, e.g. northward velocity in the first half of March. Depending on the type of analysis, data are averaged into 1- and 3-h means as required by the IEC 61400-3.

Distribution Fitting

The prediction of rarely occurring extremes requires a sound analysis of the tail of the data distribution. The his-togram of 3-h averaged significant wave heights (Fig. 2a) is therefore compared to three different statistical distribu-tions: 1. the Weibull distribution, 2. the Gumbel or Extreme Value Distribution, and 3. for detailed analysis of the tail, the generalized Pareto distribution. As anticipated by the time series, almost all waves arrive from northwestern

directions (Fig. 2b), so there follows no analysis of direc-tional dependencies. All three distributions are fitted to the distribution of the complete 3-h averaged data set. The Weibull distribution clearly fails to properly describe the observed distribution. The maximum of the Weibull distribution is much lower than the observed distribution and the flanks are much higher than the observed distribution. The Gumbel dis-tribution shows better visual agreement with the mea-sured distribution: Both the maximum and the flanks of the observed histogram are well represented. The Pareto distribution is only fitted to the highest 20% of significant wave heights and therefore covers only the tail. The visual agreement with the data is better than for the Weibull and Gumbel distribution that are both higher for low signifi-cant wave heights, but fall below the Pareto distribution for higher significant wave heights.

Fig. 1: Sea level anomaly from Datawell MKIII wave buoy (a), wave height and direction from AWAC (b), and full depth flow profiles of horizontal velocity in eastward (c) and northward (d) direction from AWAC. Sea level anomaly (a) is shown in full resolution (1 min-1, blue line) and 72-h low-pass filtered (red line). Flow velocities (c, d) are 72-h low-pass filtered.

a)

b)

c)

d)


Wave Height Prediction

Extreme sea statesThe fitted distributions provide an estimate of the likeli-hood of a certain wave to occur as function of its significant wave height. To predict a wave with a defined likelihood, the distributions are inverted. The resulting prediction is independent of the prevailing wind conditions as defined by IEC 61400-3 for the extreme sea state. The standard fur-ther requires to consider significant wave heights that are reached once per year (Hs,1) and once in fifty years (Hs,50).The inversion of the fitted distributions (Fig. 2a) yield Hs,1 between 5.6 and 6.6 m and Hs,50 between 7.0 and 8.7 m (Tab. 1). For both extreme waves, the Weibull distribution estimate is smallest and the Pareto distribution estimate is largest. The Gumbel distribution estimate shows the small-est relative confidence interval. The large confidence inter-val in the Pareto prediction remains unclear.

The significant wave height is four times the standard devi-ation of the surface elevation and thus not the highest indi-vidual wave height. Assuming a Rayleigh distribution of the wave heights, the extreme wave heights can be derived from the extreme significant wave heights by H1 = 1.86 Hs,1 and H50= 1.86 Hs,50 (Tab. 2). Extreme wave heights with 1-yr recurrence range from 10.5 to 12.2 m and extreme wave heights with 50-yr recurrence are between 13.1 and 16.1 m. As before, estimates are small-est for Weibull distribution and largest for the Pareto distri-bution. The relative uncertainty is smallest for the Gumbel distribution.

Severe sea statesWhile the extreme sea state dealt with recurrence periods of waves independent of wind state, the severe sea state scenario requires to consider a combined recurrence likeli-hood of once in fifty years. The measurements show a joint

0 1 2 3 4 5 6 7 8significant wave height (m)

0

50

100

150

200

250

300

350

occu

renc

es (

)

Wave Height Histogram

1-yr AWAC dataWeibullGumbel (ExtremeValue)Generalized Pareto

N

NE

E

SE

S

SW

W

NW

0

500

1000

Wave Direction Histogram

Fig. 2: Histograms of 3-h averaged significant wave height (a) and direction (b) from 1 year of AWAC measurement. The significant wave height measurements (blue) are shown together with fits assuming a Weibull distribution (red), a Gumbel distribution (yellow), and a generalized Pareto distribution (purple)

a)

b)

14

00

100

200

2

occu

renc

e ( ) 300

400

0

significant wave height (m)

Joint Distribution of Wind and Waves

4 5106 152025

wind at hub height (ms-1)

8 30

50-yr Significant Wave Height (IFORM)

0 5 10 15 20 25 30

wind speed V (ms-1)

0

2

4

6

8

10

12

14

seve

re s

ea s

tate

sig

. wav

e he

ight

HsS

SS (m

) confidence intervalsig. wave heightKS-test (α=0.01) ok

Fig. 3: Joint distribution of wind and waves (a) and significant wave height as a function of wind speed for a joint recurrence period of 50 years (b) as obtained from IFORM. All data are 1-h averages. The confidence interval (blue shading) is obtained from the confidence interval of the distribution fit parameters. If the Kolmogorov-Smirnov test (α=0.01) fails to reject the null hypothesis that the measured distribution is sampled from the fitted distribution, the value is 1 (red line).

Tab. 1: Extreme significant wave heights occurring once per year (Hs,1) and once in 50 years (Hs,50) as predicted by the Weibull, Gumbel, and generalized Pareto distribution. Brackets contain the 95% confidence intervals obtained from the fit of the distribution functions to the measured data distribution.

Weibull Gumbel Pareto

Hs,1 (m) 5.6 (5.4, 5.9) 6.1 (5.9, 6.3) 6.6 (4.2, 10.9)

Hs,50 (m) 7.0 (6.7, 7.3) 8.5 (8.2, 8.8) 8.7 (4.8, 17.1)

Tab. 2: Extreme wave heights with 1-yr recurrence (H1) and 50-yr recurrence (H50) as derived from a wave field with Rayleigh distribution and extreme significant wave heights shown in Tab. 2.

Weibull Gumbel Pareto

H1 (m) 10.5 11.4 12.2

H50 (m) 13.1 15.8 16.1

a)

b)


distribution that implies correlation of wind and waves, i.e. high significant wave heights occur only when wind at hub height (100 m) is also strong (Fig. 3a). The combinations of low wave height and strong wind were not observed at all as well as the combination of high waves and weak wind did not occur. Most data points are of course confined to the low wave height and weak wind range.Different from the previous distribution function fitting, the 2-dimensional distribution of wind and waves is analyzed using the inverse first-order reliability method (IFORM) as described in Annex G of IEC 61400-3. The idea is to apply a Rosenblatt transformation to a space of known statisti-cal properties, where the recurrence period can be easily described, and then transform back to wind-wave space to obtain an environmental contour that describes the defined recurrence period. The two variables U1 and U2 that span the transformed space have a standard normal distribution Φ, so that the joint likelihood of a 50-yr recurrence becomes a circle with radius , where T = 1h is the averaging period and N=50 yr × 365 d/yr × 24 h/d is the number of samples in 50 years. U1 is derived from the mar-ginal cumulative distribution function FV of the wind V, U1=Φ-1[FV(V)]. Because only the relevant parts of the circle need to be transformed back to wind-wave space, U2 can be replaced by its relation to ß and U1. Then, the significant wave height Hs,SSS for each wind speed V is computed by

s,SSS s ,

where s is the fitted cumulative distribution function of the waves for each wind speed.The 50-yr significant wave height of the severe sea state is generally increasing with wind speed at hub height start-ing as low as 2.5 m for 1 m s-1 wind speed and reaching up to 9.6 m for 25 m s-1 wind speed (Fig. 3b, blue line). Sig-

nificant wave height then falls back to 7.8 m for the high-est measured wind speed bin at 27 m s-1. This reduction in significant wave height is probably due to low data den-sity in the highest wind speed bin, also expressed by the large confidence interval. The confidence interval is signifi-cantly increasing from about 0.8 m at low wind speed to about 5 m at the highest wind speed bins, so that a fur-ther increase of significant wave height at high wind speeds is still possible within the confidence limits (Fig. 3b, blue shading). The goodness of individual distribution function fits is confirmed by a nonparametric one-sample Kolmog-orov-Smirnov test (α=0.01) for most bins (Fig. 3b, red line).As for the extreme wave heights described above, the severe wave heights can be easily derived from the severe signifi-cant wave heights by HSSS = 1.86 Hs,SSS, if a Rayleigh distribu-tion is a suitable description of the wave field.

Robustness of Estimates from 1 Year of Data

Defining the appropriate length of the observations is a challenge because all short- and long-term variability needs to be covered. IEC 61400-3 provides no guidance on the length of the observation and requires long-term metocean data. The GL Guideline mentions a maximum extrapolation distance of four times the original data length, thus, 12.5 years of data are required to extrapolate the 50-yr extreme waves, a requirement that can usually only be fulfilled with hindcast studies based on existing nearby (max. 50 km, IEC 61400-3) long-term measurements.In order to test the effect of multi-year variability like e. g. the North Atlantic Oscillation (NAO) on 1-yr measurements, 13 years of continuous measurements recorded by the Datawell MKIII wave buoy near the FINO 1 platform are cut into 1-year-long segments and each segment is analyzed for the 50-yr extreme wave as described above.

Fig. 4: Extreme wave heights with 50-yr recurrence period based on 1-yr data segments from the Datawell MKIII wave buoy near the FINO 1 platform (solid blue). Weibull distribution fits were used for extrapolation. Linear trend over the full time period (dotted blue) is not significant as obvious from 50% confidence interval (blue shading). DJFM seasonal mean NAO index (red) from NOAA is shown for comparison.

16

The 50-yr extreme wave height derived from 1-yr Weibull distribution fits varies between 11 and 16 m with a period of 3-5 years (Fig. 4). The run of the curve follows the North Atlantic Oscillation (NAO) index with a correlation coeffi-cient of r=0.72 for the JFM index (not shown) and r=0.77 for the DJFM index (Fig. 4). On the inter-decadal time scale a linear fit of the total 13-yr time line reveals an increase from 12.5 to 13.6 m, i.e. 0.9 m per decade. The increase is, however, not significant and the time series is also too short to deter-mine whether it is a trend or decadal variability. The correlation between large intra-decadal variability and the NAO is not surprising because the associated changes in the wind field affect the strength of the fetch during wind wave generation, but it poses severe issues on the definition of observational requirements: If the pre-construction wave measurements occurred during a low NAO phase (e.g., in 2010), the extrapolated 50-yr extreme wave height is sig-nificantly lower than for measurements during a high NAO phase (e.g., in 2012). The maximum difference of 5 m is also unlikely to be absorbed in safety factors. For a conservative estimate, a potential solution to the multi-year variability would be to require measurements to be carried out during high NAO years or correct for mea-surements performed during low NAO phases. Alterna-tively, longer measurements help to reduce the difference between high and low estimates. The length of the obser-vations would then need to be long enough to cover the full NAO variability. Another alternative is the prediction based on hindcast studies that require some effort to reach an appropriate confidence level: The hindcast model needs to be calibrated and verified with long-term data from stations farther away, and they must also be verified against the measurements at the construction site. Last but not least, the hindcast model also needs to reproduce the multi-year variability induced by the NAO.The multi-year variability is not confined to the 50-yr extreme wave extrapolation, but affects also the 1-yr extreme wave estimates and the combined wind/wave IFORM analysis.The above analysis of AWAC data falls into a time period of high NAO (Fig. 4, year 2015), and therefore represents a com-parably conservative estimate of all extreme wave heights. The extreme wave heights with 50-yr recurrence between 13.1 and 16.1 m from the AWAC system (Tab. 2) agree with the shown Weibull estimate of 14.7 m from the wave buoy (Fig. 4). They almost reach the height of the 100-yr extreme wave of 17 m that was assumed during the construction of the FINO 1 platform (cf. FINO 1 website).

Summary and Concluding Remarks

Data from a bottom mounted AWAC have been analyzed for extreme waves with a recurrence period of 1 year and 50 years as required to describe the extreme sea state con-dition in IEC 41600-3. The resulting extreme wave heights depend on the distribution function that has been fitted to the measured data and vary between 10.5 and 12.2 m

for 1 year and 13.1 and 16.1 m for 50 years (Tab. 2). Lowest uncertainty is obtained if the Gumbel distribution function is applied, which results in extreme wave heights of 11.4 m for 1 year and 15.8 m for 50 years.For further analysis the AWAC data has been complemented with wind data at a typical hub height of 100 m. The joint wind and wave distribution has been extrapolated using the inverse first-order reliability method (IFORM) as described in Annex G of IEC 61400-3. The result is a functional relation between extreme significant wave height and wind speed (Fig. 3b, blue line) that describes the severe sea state.Both the extreme and the severe sea state wave heights are essential for the design process of the structure and are eas-ily derived if sufficient wave and wind data is available. Bot-tom mounted ADCPs like the AWAC can provide the wave data in excellent quality as a self-contained system or as a real-time measurement. With typical metocean measurements in the pre-construc-tion phase having a duration of one year, the extrapolation of extreme values depends severely on the current state of the North Atlantic Oscillation (NAO). The height of the 50-yr extreme wave of the extreme sea state varies between 11 and 16 m with 3-5 years period. The oscillations correlate with the North Atlantic Oscillation winter index (DJFM NAO) with a correlation coefficient r=0.77. A linear trend shows an increase of about 1 m from 12.5 to 13.6 m over the full obser-vation period of 13 years, i.e. 0.9 m per decade. Both the intra- and inter-decadal variability need to be considered during extreme wave height extrapolation, either by cor-rection for the NAO phases or by time series that are long enough to include multi-year variability.

AcknowledgmentsWe thank the German Maritime and Hydrographic Agency (BSH) for providing the FINO 1 data. The operation of the FINO 1 platform and related research are funded by the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy (BMWI) through the offices of the Forschungszentrum Jülich GmbH research centre (PTJ).

References• IEC 61400-3: 2009, Wind turbines - Part 3: Design requirements for

offshore wind turbines, International Electrotechnical Commission, Geneva, https://webstore.iec.ch/publication/5446

• BSH 7005: Standard Konstruktion, Mindestanforderungen an die kon-struktive Ausführung von Offshore-Bauwerken in der ausschließli-chen Wirtschaftszone (AWZ) , 2015, Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie, Hamburg, www.bsh.de/de/Produkte/Buecher/Standard/

• GL Guideline: Guideline for the Certification of Offshore Wind Turbines, Edition 2012, GL Renewables Certification, Hamburg, www.gl-group.com/en/certification/renewables/CertificationGuidelines.php

• NAO index, data set downloaded from: National Oceanic and Atmo-spheric Administation (NOAA), National Weather Service, Climate Prediction Center, http://www.cpc.ncep.noaa.gov/products/precip/ CWlink/pna/nao_index.html

• FINO1 website: www.fino1.de/standort

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DEUTSCHENGLISH

Europäisches Forschungsprojekt MaRVEN:Ein Überblick über Unterwasserschallbegriffe und europäische Normen

Einleitung

In Europa gibt es ehrgeizige Pläne zum Bau von mariti-men erneuerbaren Energieerzeugungssystemen (MEES), wie Offshore-Windturbinen, Wellen- und Gezeitenkraft-werke. Beim Bau und Betrieb von MEES werden Emissi-onen, wie z.B. elektromagnetische Felder, Unterwasser-schall und Vibrationen an die Meeresumwelt abgegeben. Unterwasserschall-Emissionen von MEES stellen aufgrund der Tatsache, dass Wasser ein ausgezeichnetes Medium zur Schallübertragung ist, ein besonders gravierendes Umweltproblem dar. Rammschall zum Beispiel, der beim Bau der Fundamente von Offshore-Windparks entsteht, ist wegen der hohen Schalldruckpegel besonders bedenklich und könnte erhebliche Auswirkungen auf die in europäi-schen Gewässern heimischen Meeressäuger und Fischar-ten haben [1]. Um einen Gesamtüberblick über die Bedeu-tung der Umwelteinflüsse von MEES zu erhalten, wurde das Europäische Forschungsprojekt MaRVEN (Marine Rene-wables, Vibrations, Electromagnetics and Noise [2]) von der Europäischen Kommission über die Generaldirektion für Forschung und Erneuerung, gefördert. Dieses Projekt wurde von 2013 bis 2015 bearbeitet. An dem Projekt war ein internationales Konsortium von neun Partnern aus sieben EU-Ländern beteiligt:

• DHI, Dänemark (Projektleitung)• Cranfield University, GB (Co-Projektleitung)• Centre for Environment, Fisheries and Aquaculture

Science (Cefas), GB• Totalförsvarets forskningsinstitut (FOI), Schweden• Scottish Association of Marine Science (SAMS), GB• DEWI – UL International GmbH, Deutschland• Royal Belgian Institute of Natural Sciences - Operational

Directorate Natural Environment, Belgien• Universitat Politècnica de Catalunya - Laboratori d’Apli-

cacions Bioacústiques, Spanien• Quiet Oceans, Frankreich

European Research Project MaRVEN An overview of underwater acoustic terms and the European regulatory basis

Introduction

In Europe ambitious plans exist to install marine renew-able energy devices (MREDs) i.e. offshore wind turbines, wave and tidal power plants. The construction and opera-tion of MREDs will lead to the emission of electromagnetic fields, underwater sound, and vibrations into the marine environment. Underwater sound impacts from MREDs have become a particularly important environmental issue due to the fact that water is an excellent medium for sound transmission. For example pile-driving sound during con-struction of offshore wind farm foundations is of partic-ular concern as it reaches high sound pressure levels and could have significant effects on marine mammals and fish species common in European waters [1]. To have a collab-orative overview regarding the importance of these envi-ronmental impacts of MREDs a European research project MaRVEN (Marine Renewables, Vibrations, Electromagnetics and Noise [2]) was funded by the European Commission, Directorate-General for Research and Innovation. The proj-ect lasted from 2013 to 2015. The international consortium of nine parties from seven EU countries, which contributed to this project, was:

• DHI, Denmark (Lead and project management)• Cranfield University, UK (Co-Lead)• Centre for Environment, Fisheries and Aquaculture Sci-

ence (Cefas), UK• Totalförsvarets forskningsinstitut (FOI), Sweden• Scottish Association of Marine Science (SAMS), UK• DEWI – UL International GmbH, Germany• Royal Belgian Institute of Natural Sciences - Operational

Directorate Natural Environment, Belgium• Universitat Politècnica de Catalunya - Laboratori d’Apli-

cacions Bioacústiques, Spain• Quiet Oceans, France


Ziel des Projektes war eine kritische Betrachtung der vor-handenen wissenschaftlichen Erkenntnisse, der Bedeutung von Einflüssen auf die Meeresumwelt sowie die Erarbei-tung von Empfehlungen zur Minderung oder Vermeidung von festgestellten negativen Auswirkungen. Die Projektar-beit gliederte sich in sechs Bereiche (siehe Abb. 1).In diesem Beitrag wird eine Übersicht über die in den einzelnen EU-Mitgliedstaaten vorhandenen Vorschriften bezüglich der Unterwasserschall-Emissionen beim Bau von MEES vorgestellt. Diese Untersuchung gehörte zu den Auf-gaben von DEWI im Rahmen des Projekts und ist Teil einer eingehenden Analyse der gültigen Normen und Richtlinien für Schall innerhalb der EU (siehe mittlerer Block in Abb. 1). Der Schwerpunkt dieser Untersuchung liegt auf Windener-gieanlagen, da die vorhandenen Normen sich überwiegend auf diese Systeme beziehen. Im Folgenden wird zunächst ein Überblick über die wichtigsten Unterwasserschallbe-griffe gegeben, gefolgt von einer Übersicht der europäi-schen Vorschriften, die im Rahmen dieses Projektes ermit-telt wurden.

Kurze Übersicht der wichtigsten Unterwasserschall-Parameter

Schall breitet sich in Form von Druck- und Dichteschwan-kungen in elastischen Medien wie Luft oder Wasser aus. Die Lautstärke eines Schallsignals wird dabei durch die Schwankungsamplitude charakterisiert. Diese Größe wird aus praktischen Gründen meistens in einer logarithmi-schen Darstellung – dem sogenannten Schalldruckpegel – angegeben. Abb. 2 zeigt die typischen Druckschwankungen während eines Rammschlages bei Offshore-Bauarbeiten in zeitlicher Auflösung. Es gibt viele verschiedene Defini-tionen für Schallpegel. Im Zusammenhang mit den Bau- und Betriebsgeräuschen von Offshore-Bauwerken sind vor allem folgende Pegelgrößen von Bedeutung:

The overall goal of the project was a critical review of the available scientific evidence and significance of those impacts and recommendations on solutions to mitigate or cancel the identified negative impacts. In particular the work was managed under six key areas (see Fig. 1).In this article we present a review of underwater sound regulations regarding noise emissions during the installa-tion of MREDs in relevant EU member states. This is one of DEWI’s contributions to the project as part of the in depth analysis of current norms and standards related to noise (see Fig. 1). The study is not restricted to wind but to all MREDs however with the leading role of wind energy, as the standards available are referring mainly to wind tur-bines. In the following we will first present an overview of the underwater acoustic terms and then conclude with the European regulatory basis, which was established within this project.

A Short Review of Underwater Acoustic Main Parameters

Sound propagates as longitudinal waves – that means pres-sure and density oscillations - through compressible media like air or water. The loudness of sound is characterized by the amplitude of this oscillations and is normally given in logarithmic units called sound pressure levels. Fig. 2 shows typical pressure oscillations over time of a hammer blast during offshore installations. There are many different defi-nitions of sound levels. In the context of underwater sound emissions during the installation phase of MREDs the fol-lowing are of main interest:

Equivalent continuous sound level Leq

As the sound pressure level can vary largely over time, often an average level, the equivalent continuous sound level Leq, is used. It is defined as follows:

eq 1 1²

d

F. Wilts; DEWI, WilhelmshavenF. Thomsen; DHI, Denmark

20

Äquivalenter Dauerschallpegel Leq

Da der Schalldruckpegel zeitlich stark schwanken kann, wird häufig ein Mittelungspegel, der äquivalente Dauer-schallpegel Leq, angegeben. Dieser ist wie folgt definiert:

eq 1 1²

d

Dabei ist p(t) der zeitliche Verlauf des Schalldruckpegels, p0 der Bezugsschalldruck von 1 µPa und T die Mittelungs-dauer. Die Mittelungszeit erstreckt sich typischerweise über das zu bewertende Zeitintervall.

Einzelereignispegel LE (SEL)Bei impulsartigen Geräuschen (z.B. Rammgeräuschen) wird der äquivalente Dauerschallpegel nicht nur von der Ampli-tude, sondern auch von der Häufigkeit und Anzahl der Impulse bestimmt. Da dies objektive Vergleiche erschwert, wird der Einzelereignis-Schalldruckpegel LE, der auch als „sound exposure level“ SEL bezeichnet wird, definiert. Die-ser Pegel ist ein auf die Dauer von 1s umgerechneter äqui-valenter Dauerschallpegel eines isolierten Schallereignis-ses und stellt ein Maß für die Intensität eines einzelnen Schallereignisses dar:

SEL 1log 1

d

Here p(t) is the waveform of the sound pressure level, p0 the reference sound pressure of 1 µPA and T is the averaging time. The averaging period typically extends over the time interval to be evaluated.

Single event level LE (SEL)For impulse noise (e.g. pile driving noise) the equivalent continuous sound is not only determined by the amplitude, but also by the frequency and number of pulses. As this complicates objective comparisons, the single-event sound pressure level LE, which is also referred as „sound exposure level“ (SEL), is defined. This level is a 1s-converted equivalent noise of an isolated sound event and represents a measure of the intensity of a single sound event:

SEL 1log 1

d

Here p(t) is the waveform of the sound pressure level, p0 the reference sound pressure of 1 µPA and T0 = 1 s the averaging time. Integration limits T1 and T2 should be chosen so that they include all significant parts of the single event (see Fig. 2). Assuming that the Leq is not significantly affected by interference or background noise, the following relation-ship between the Leq and the SEL is given:

Fig. 1: Overview of the main tasks of the study [2]Abb. 1: Übersicht über die Hauptaufgaben der Studie [2]

ambient pressure

pmax

pmin

T1 T2

peak peak to peak

Fig. 2: Typical sound pressure oscilattions after a hammer blast during offshore installationsAbb. 2: Typische Schalldruckschwankungen während eines Rammschlages bei Offshore-Bauarbeiten


Dabei ist p(t) der zeitliche Verlauf des Schalldruckpegels, p0 der Bezugsschalldruck von 1 µPA und T0 = 1s die Mittelungs-zeit. Die Integrationsgrenzen T1 und T2 sind so zu wählen, dass sie alle signifikanten Teile des Einzelereignisses ein-schließen (siehe Abb. 2). Unter der Annahme, dass der Leq nicht wesentlich durch Stör- bzw. Hintergrundgeräusche beeinflusst wird, besteht folgender Zusammenhang zwi-schen dem Leq und dem SEL:

SEL eq log

Dabei ist n die Anzahl der einzelnen Schallimpulse inner-halb der Mittelungszeit T. Bei einer Schlagfrequenz von einem Schlag pro Sekunde sind Leq und SEL identisch.

Spitzenpegel Lpeak

Der Spitzenpegel stellt ein logarithmisches Maß für die maximal gemessene Druckschwankungsspitze dar:

peak log peak

Dabei ist ppeak der maximal festgestellte positive (pmax) oder negative (pmin) Schalldruck (siehe Abb. 2). Manche Auto-ren präferieren die Angabe eines peak to peak Pegels. Die-ser umfasst dann die Amplitude zwischen dem maximal gemessenen negativen und dem maximal gemessenen positiven Schalldruckereignis.

SEL eq log

Where n is the number of individual sound pulses within the averaging time T. At a stroke rate of one beat per second Leq and SEL are identical.

Peak level Lpeak

The peak level is a logarithmic measure for the maximum measured pressure fluctuation value:

peak log peak

Here ppeak is the maximum of all detected positive (pmax) or negative (pmin) sound pressures (see Figure 1). Some authors prefer to specify a peak to peak level. This then includes the amplitude between the maximum measured negative and the positive maximum measured sound pressure event.

Sound level and percentile representationThe single event level SEL and the equivalent continuous sound level Leq can be spectrally resolved (for example, in octave or third-octave bands) or can be represented as broadband levels. Commonly percentile levels are used to gain just one statistical relevant value. A 50 % percentile (L50/ percentage are attached as indices to sound level), is for example that sound level which is exceeded by 50 %

Belgium Denmark France Germany Netherlands Sweden United Kingdom

Measurements required

ü ü (planned)

ü (risk assessment)

ü ü ü (Court decision)

ü

Standardised measurements

— — (BSH)

— ü ü — (BSH)

ü (guidelines)

Parameters to analyse

Lz-p SEL

SEL Lz-p

(planned)

Leq Lp-p SEL

SEL5 Lz-p

SEL (cum) SPL

Lpeak

(Court decision)

SPL weighted SEL

weighted SEL (cum) frequency range

Limit for installa-tion processes

185 dB (Lz-p)

— (not yet available)

— 160 dB (SEL5) 190 dB (Lz-p)

— — (Court decision)

—

measurement height above sea floor

— 2 m (planned)

— 2 m lower halfspace — (Court decision)

— indvidually chosen

measurement distance to sound source

— (750 m)

750 m (planned)

— 750 m — (750 m)

— (Court decision)

— indvidually chosen

protected species

harbour porpoises

Harbour porpoise harbour seal

grey seal

area dependent

harbour porpoises harbour seals

harbour porpoise harbour seal

grey seal fish (larvae)

depends on local conditions; cod spawning and

porpoises

all

Member state Title Reference

UK EMEC 2014: Underwater Acoustic Monitoring at Wave and Tidal Energy Sites: Guidance Notes for Regulators [3]

UK NPL 2014: Good Practice Guide No. 133 Underwater Noise Measurements [4]

NL TNO 2011a: Standards for measurement and monitoring of underwater noise, Part 1: Physical quantities and their units. [5]

NL TNO 2011b: Standards for measurement and monitoring of underwater noise, Part II: Procedures for measuring underwater noise in connection with offshore wind farm licensing. [6]

GER Offshore wind farms: Measuring instruction for underwater sound monitoring Current approach with annotations Applica-tion instructions [7]

Tab. 1: Comparison of different underwater sound regulations for the installation process of MREDs for relevant EU member statesTab. 1: Vergleich der verschiedenen Unterwasserschall-Vorschriften für den Bau von Meeresenergie-systemen in den befragten

EU-Mitgliedsstaaten

Tab. 2: Relevant underwater sound standards for MREDs in EU member statesTab. 2: Wichtige Unterwasserschall-Richtlinien für MEES in EU-Mitgliedsstaaten

22

Schallpegel und PerzentildarstellungDer Einzelereignispegel SEL und der äquivalente Dauer-schallpegel Leq lassen sich spektral aufgelöst (z.B. in Oktav- oder Terzbändern) oder als Summenpegel (Breitbandpe-gel) darstellen. Perzentilpegel werden gewöhnlich dafür verwendet um genau einen statistisch relevanten Wert zu erhalten. Ein 50 %-Perzentil (L50/ Prozentsätze werden als Indizes an den jeweiligen Pegelwert angefügt), zum Bei-spiel ist der Schallpegel, der bei 50% der Messungen über die gesamte Messdauer überschritten wird. Ein 5 %-Perzen-til (L5) ist dagegen ein Schallpegel, der bei 5% der Messun-gen über die gesamte Messdauer überschritten wird.

Aktuelle europäische Normen und Richtlinien mit Bezug auf Unterwasserschall

Die Situation im Hinblick auf Normen und Richtlininen ist sehr uneinheitlich. Während einige EU-Mitgliedstaaten bereits Standardisierungsverfahren begonnen haben, sind in anderen Ländern bisher nur wenige Aktivitäten zu ver-zeichnen. Relevante normenähnliche Dokumente gibt es in drei Mitgliedsstaten. In einigen anderen Ländern beste-hen immerhin Vorschriften über den Umgang mit Schall, der von Offshore-Bauwerken emittiert wird. Bei allen die-sen Normen und Vorschriften geht es hauptsächlich um Windenergieanlagen, da bei der Installation von Offsho-re-Windparks hohe Schallpegel erzeugt werden. Daher liegt auch im Folgenden der Schwerpunkt auf Geräusche, die beim Bau von Windparks erzeugt werden. Die Betrachtung der Normen und Vorschriften zu Unter-wasserschall-Emissionen bei der Installation und dem Betrieb von Offshore-Windparks wurde durch eine Umfrage unter europäischen Experten unterstützt. Im Sommer 2014 wurden Fragebögen in alle EU-Mitgliedsstaaten ver-schickt (UK, DK, B, F, NL, GER, SWE), in denen es entspre-chende MEES gibt. Die Ergebnisse sind in Tab. 1 und Tab. 2 zusammengefasst.Es gibt bei den befragten Mitgliedsstaaten unterschiedliche Auffassungen darüber, welche Meeresbewohner vor hohen Unterwasserschallpegeln geschützt werden sollen (Tab. 1). Nur wenige Länder haben Grenzwerte für Schallpegel fest-gelegt. In allen untersuchten Mitgliedsstaaten bestehen bereits Regeln zum Umgang mit Unterwasserschall. Einige Staaten haben eigene Richtlinien (Tab. 2) für Messungen und Datenanalyse, während andere auf nicht genormte Vorschriften oder auf ausländische Normen zurückgreifen. In Bezug auf die Messposition besteht Übereinstimmung, dass in einer Entfernung von 750 m von der Windenergie-anlage gemessen werden soll, die Messhöhen über dem Boden werden jedoch unterschiedlich definiert. Die deut-sche Norm [7] schreibt zum Beispiel eine Messstelle nahe dem Meeresboden vor, während die Niederlande [6] zwei Stellen in der unteren Hälfte der Wassersäule empfehlen. Da Unterwasserschallpegel stark ortsabhängig sind und große Unterschiede im Bezug auf die Wassertiefe aufwei-sen, ist ein Vergleich der Messdaten zwischen den einzel-nen Ländern daher nur sehr eingeschränkt möglich.

of measurements during the entire measurement period. While a 5 % percentile is that sound level, which is exceeded in 5% of measurements over the entire measurement period.

Current European Norms and Standards Related to Underwater Noise

Regarding norms and standards the situation is quite diverse, while some EU member states have started stan-dardisation processes others have only little activities so far. Relevant standard-like documents exist in three member states. Some other states have at least regulations about how to deal with noise emitted by MREDs. All these stan-dards and regulations are mainly dealing with wind energy devices due to high levels emitted during the installation process of offshore wind farms. This leads to a main focus on wind farm construction noise in the following. The review of standards and regulations regarding under-water sound emissions from wind energy installation pro-cesses was supported by a survey of European experts. Questionnaires were sent out in summer 2014 to all EU member countries with relevant MRED installations (UK, DK, B, F, NL, GER, SWE). Results are summarised in Tab. 1 and Tab. 2. As can be seen from Tab. 1 almost all relevant member states attach importance to different species to be pro-tected against high underwater noise levels. Very few of the member states have defined sound level limits. In all reviewed member states regulations are existent. Some states have their own standards (see Tab. 2) about mea-surements and data analysis while other rely on non-stan-dardized regulations or on foreign standards. With respect to the measurement position it is a common agreement to measure at a distance of 750 m to the wind energy installa-tion, however the measuring height above ground is chosen differently. The German standard [7] for example prescribes a measurement position close to the seabed whereas the Netherlands [6] recommend two positions in the lower half of the water column. As underwater sound levels show big differences in time and place and are very depth dependent this limits the comparability of measurement data between different countries.To analyse measured data commonly percentile levels are used to gain just one statistical relevant value. The pro-posed percentile levels are found to be different among the evaluated standards. According to the Dutch standards the 50% percentile of the sound exposure level is the main parameter while the 5 % exceedance percentile, relevant in Germany, is not reported. There are also differences in how peak levels are evaluated (see also Fig. 2). While most mem-ber states rely on the measured levels between zero and the maximum peak (Lz-p), France e.g. asks for levels between the positive and negative maxima (Lp-p). Beside the above mentioned documents there are also some relevant international standards about underwa-ter sound measurements of MRED’s, which are still under development. These are:


Zur Analyse von Messdaten werden im allgemeinen Per-zentilpegel verwendet, um genau einen statistisch rele-vanten Wert zu erhalten. Es wurde festgestellt, dass die vorgeschlagenen Perzentilpegel in den untersuchten Vor-schriften unterschiedlich sind. Nach der niederländischen Vorschrift ist das 50%-Perzentil des Einzelereignispegels der Hauptparameter, während in Deutschland üblicherweise das 5%-Überschreitungsperzentil herangezogen wird. Es gibt auch Unterschiede in der Auswertung der Spitzenpe-gel (siehe auch Abb. 2). Die meisten Mitgliedsstaaten stüt-zen sich dabei auf die zwischen Null und dem maximal gemessenen Schalldruck (Lz-p), während z.B. in Frankreich die Pegel zwischen den positiven und negativen Maximal-werten gemessen werden (Lp-p) sollen. Neben den hier aufgeführten Dokumenten gibt es noch weitere internationale Normen über Unterwasserschall-messungen an MEES, die sich noch in der Entwicklung befinden. Diese sind:

• ISO/DIS 18405: Underwater acoustics – Terminology• ISO/CD 18406: Underwater acoustics -- Measurement

of radiated noise from percussive pile driving.In Deutschland befindet sich ebenfalls noch eine Richtlinie in der Entwicklung, die sich mit der Wirksamkeit von Schall-minderungssystemen befasst (DIN SPEC 45653: Hochsee-windparks - In-situ-Ermittlung der Einfügungsdämpfung schallreduzierender Maßnahmen im Unterwasserbereich). Um den von Schiffen erzeugten Unterwasserschall geht es in der ISO/DIS 17208-1 (Underwater acoustics -- Quantities and procedures for description and precision measurement of underwater sound from ships -- Part 1: Requirements for precision measurements in deep water used for com-parison purposes) und der ISO/CD 17208-2 (Underwater acoustics -- Quantities and procedures for description and measurement of underwater noise from ships -- Part 2: Determination of source levels).

Zusammenfassung

Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass Unterwas-serschall emitiert von MEES in vielen EU-Mitgliedsstaaten ein wichtiges Thema ist. Es gibt einige gemeinsame Verein-barungen, aber die Rechtsgrundlage ist noch sehr unter-schiedlich. Es wäre daher wünschenswert, einen laufenden EU-weiten Standardisierungsprozess zu haben, der zu ein-heitlichen Standards und validierten Messmethoden führt, die vergleichbare Ergebnisse mit minimaler Unsicherheit und optimierter Wiederholbarkeit produzieren.

• ISO/DIS 18405: Underwater acoustics – Terminology• ISO/CD 18406: Underwater acoustics -- Measurement of

radiated noise from percussive pile driving.In Germany there is also a guideline under development, which handles the determination of the effectivity of noise mitigation systems (DIN SPEC 45653: Hochseewindparks - In-situ-Ermittlung der Einfügungsdämpfung schallreduzie-render Maßnahmen im Unterwasserbereich). Furthermore consideration of underwater sound emitted by ships is handled in ISO/DIS 17208-1 (Underwater acous-tics -- Quantities and procedures for description and preci-sion measurement of underwater sound from ships -- Part 1: Requirements for precision measurements in deep water used for comparison purposes) and ISO/CD 17208-2 (Under-water acoustics -- Quantities and procedures for description and measurement of underwater noise from ships -- Part 2: Determination of source levels).

Conclusions

As a result of the review underwater noise emitted by MREDS is of importance in many EU member states. There are some common agreements however the regulatory basis is still very different. As a conclusion it is desirable to have a continued EU wide standardization process leading to united standards and validated measurement methods delivering comparable results with minimised uncertainty and optimised reproducibility.

References / Referenzen:[1] Thomsen F, Lüdemann K, Kafemann R, Piper W (2006) Effects of offshore

wind farm noise on marine mammals and fish, biola, Hamburg, Ger-many on behalf of COWRIE Ltd, Newbury, UK.

[2] Thomsen, F., Gill, A., Kosecka, M., Andersson, M., Andre, M., Degraers, S., Folegot, T., Gabriel, J., Judd, A., Neumann, T., Norro, A., Risch, D., Seg-ray, P., Wood, D., Wilson, B. (2015) MarVEN – Environmental impacts of Noise, Vibrations and Electromagnetic Emissions from Marine Renewable Energy, Final Study Report. European Commission, Direc-torate General for Research and Innovation, Brussels. (available under http://bookshop.europa.eu/en/marven-pbKINA27738/?CatalogCate-goryID=fMEKABst_fQAAAEj0pEY4e5L).

[3] EMEC 2014: Underwater Acoustic Monitoring at Wave and Tidal Energy Sites: Guidance Notes for Regulators

[4] NPL 2014: Good Practice Guide No. 133 Underwater Noise Measurements[5] TNO 2011a: Ainslie, M.A. Standards for measurement and monitoring

of underwater noise, Part 1: Physical quantities and their units. TNO Report ref: TNO-DV2011

[6] TNO 2011b: de Jong, C.A.F. (2011) Standards for measurement and mon-itoring of underwater noise, Part II: Procedures for measuring under-water noise in connection with offshore wind farm licensing. TNO Report ref: TNO-DV 2011 C251

[7] BSH 2011: Offshore wind farms: Measuring instruction for underwa-ter sound monitoring Current approach with annotations Application instructions

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DEUTSCHENGLISH

Revision of German “LAI-Notes”Recent Mesurements lead to Discussions about a Transitional Regulation regarding Sound Propagation Calculations

Summary

Special characteristics of wind turbine generator systems (WTGS) made it necessary to introduce adjustments to the German law on immission control. These adjustments dif-fer from federal state to federal state, and their common denominator is the document „Hinweise zum Schallim-missionsschutz bei Windenergieanlagen“ („LAI-Hinweise“) (Notes on noise immission control for wind turbines (also known as LAI Notes). These are currently revised and will soon be adopted by the Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz (LAI) (expert committee of the Ger-man federal states). The draft (status 30.06.2016) contains clarifications on impulsiveness and infrasound as well as case distinctions and clear requirements leading to a signif-icant reduction of the scope of interpretation and thus to an enhancement of legal security in immission control. The accuracy of propagation calculations is of particular impor-tance. The present draft of the revised LAI Notes refers to the „Dokumentation zur Schallausbreitung – Interimsver-fahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Wind-kraftanlagen“ [1] (Documentation on sound propagation – interim procedure for the prediction of wind turbine noise immission). In comparison to the current standard ISO 9613-2, this procedure leads to higher calculated immissions. The difference tends to be smaller in case of higher hub heights and shorter distances than in case of low hub heights and receptors at great distances. A motivation for modifying the recommended propagation model came from measurement results of a research proj-ect [2], which, however, only covers one hub height and not the operating point of maximum sound power relevant in Germany. More research is necessary in order to obtain reli-able findings for a modification of the propagation model. Based on sound scientific knowledge, the already high stan-dard of wind turbine noise immission control in Germany could be further improved.

Überarbeitung der „LAI-Hinweise“Aufgrund einer erweiterten Messdatenbasis wird die Einführung einer Übergangsregelung für Schallausbreitungsberechnungen diskutiert

Zusammenfassung

Besonderheiten von Windenergieanlagen (WEA) bedin-gen spezielle Anpassungen an das allgemeine Immissions-schutzrecht, die in den deutschen Bundesländern im Detail verschieden ausfallen. Gemeinsamer Nenner sind die „Hin-weise zum Schallimmissionsschutz bei Windenergieanla-gen“ („LAI-Hinweise“). Diese werden aktuell überarbeitet und voraussichtlich in Kürze von der Bund/Länder-Arbeits-gemeinschaft für Immissionsschutz (LAI) verabschiedet. Der Entwurf (Stand 30.06.2016) beinhaltet Klarstellungen zu Impulshaltigkeit und Infraschall, sowie Fallunterscheidun-gen und eindeutige Festlegungen, die eine deutliche Ver-ringerung von Interpretationsspielräumen bewirken und damit zur Verbesserung der Immissionsschutzsicherheit beitragen. Die Genauigkeit von Ausbreitungsrechnungen ist bei Windenergieanlagen von besonderer Bedeutung. Der vorliegende Entwurf der überarbeiteten LAI-Hinweise ver-weist auf die „Dokumentation zur Schallausbreitung – Inte-rimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen“ [1]. Durch dieses Verfahren ergeben sich im Vergleich zum bisherigen Standard rechnerisch höhere Immissionen, die für große Nabenhöhen und geringe Ent-fernungen tendenziell kleiner sind als für niedrigere Naben-höhen und Immissionsorte in großer Entfernung. Anlass für die Änderung des empfohlenen Ausbreitungs-modells waren unter anderem Messergebnisse eines For-schungsvorhabens [2], das jedoch nur eine Quellenhöhe und nicht den relevanten Betriebsbereich abdeckt. Hier ist weitere Forschung erforderlich, um dadurch einen gesicher-ten Erkenntnisstand für eine Änderung des Ausbreitungs-modells zu erhalten. Auf einer soliden fachwissenschaftli-chen Basis kann der durch langjährige Praxiserfahrung hohe deutsche Standard beim WEA-Schallimmissionsschutz wei-ter verbessert werden.


Introduction

Since the beginning of the 1990-ies the „Arbeitskreis Geräusche von Windenergieanlagen“ (AK) (working group on wind turbine noise) has been working on the subject of how special characteristics of wind turbine noise can best be reflected in the standards and regulations for immission control. On a scientific level, outdoor sound propagation – especially from high acoustic sources – is the subject of a DIN subcommittee established in 2006. Both committees collaborated in the revision of the „Hinweise zum Schallim-missionsschutz bei Windenergieanlagen“, (Notes on noise immission control for wind turbines, also known as LAI Notes). The draft (status 30.06.2016) on one hand contains specific implementations derived from good professional practice in immission control. On the other hand, scientif-ic-theoretical considerations can change the basis of sound propagation calculation. Therefore this article consists of a more practice-oriented general part and a more scien-tific part. Explaining the context of the continuation of the proven procedure in the first part serves for a better under-standing of the subsequent detailed analyses. The com-ments on the uncertainties of the entire immission control procedure should also be seen in this context. Because of its relevance on wind farm design in the future, this arti-cle focuses on the discussion of the changes introduced by the Interim Procedure in the standard for noise propagation calculation.

Background of the Draft of the New LAI Notes

As acoustic sources, wind turbines have special characteris-tics which require special regulations under the immission control act. Whereas immissions from other sources can be measured during low wind and therefore without being disturbed by wind-induced background noise, wind tur-bines need higher wind speeds to reach relevant operating

S. Schulz, J. GabrielDEWI, Wilhelmshaven

Einleitung

Die „Schallquelle Windenergieanlage“ unterscheidet sich in einigen Punkten von anderen gewerblichen Emittenten. Seit Anfang der 1990-ziger Jahre befasst sich der „Arbeits-kreis Geräusche von Windenergieanlagen“ (AK) damit, wie immissionsschutzrechtlich mit diesen Besonderhei-ten umgegangen werden kann. Auf wissenschaftlicher Ebene ist die Schallausbreitung im Freien -insbesondere die hoher Schallquellen- das Thema eines im Jahr 2006 gegründeten Unterausschusses im DIN. Unter Mitwirkung beider Fachgremien wurden die „Hinweise zum Schallim-missionsschutz bei Windenergieanlagen“, auch bekannt als „LAI-Hinweise“, überarbeitet. Der Revisionsentwurf (Stand 30.06.2016) beinhaltet einerseits aus der Immissionsschutz-praxis abgeleitete Konkretisierungen der guten fachlichen Praxis. Andererseits verändern wissenschaftlich theoreti-sche Überlegungen die Basis der Schallausbreitungsrech-nung. Entsprechend ist auch dieser Artikel in einen mehr praxisorientierten allgemeinen und einen stärker wissen-schaftlich ausgerichteten Teil gegliedert. Dabei dient die Erläuterung des Kontextes der Fortschreibung des bewähr-ten Verfahrens im ersten Teil dem besseren Verständnis der nachfolgenden detaillierten Analysen. Vor diesem Hin-tergrund stehen auch Anmerkungen zu den Unsicherhei-ten des gesamten Immissionsschutzverfahrens. Wegen der Relevanz für zukünftige Windparkauslegungen liegt der Schwerpunkt dieses Artikels auf der Betrachtung der Ver-änderungen beim Standard der Schallprognose durch das Interimsverfahren.

Hintergrund des Entwurfs der neuen LAI-Hinweise

Als Schallquellen weisen WEA Besonderheiten auf, die immissionsschutzrechtlich zu speziellem Regelungsbe-darf geführt haben. Während Immissionen von anderen gewerblichen Schallquellen bei schwachem Wind und

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conditions. Therefore measurements at maximum sound power level systematically show small signal to noise ratios. Because of the wind-dependency of the sound emission, the correlation with wind-induced background noise and the weather and vegetation-related measurement restric-tions (strong, nocturnal, winterly downwind without pre-cipitation), standardized immission measurements are not likely to yield valuable results.Fig. 1 illustrates this important issue in wind turbine noise immission control. The collage shows the results of a qual-ified immission measurement at a not untypical relevant receptor location in a rural area. The wind turbine noise practically cannot be distinguished from the wind-induced background noise. In the example shown above it is not possible to provide evidence by measurement that the val-ues comply with the legal requirements. For receptor loca-tions within residential areas it is even less likely that noise limits can be proved by measurement. More than with other industrial sources, immission control of wind turbines has to rely on calculations. That is why the sound propagation calculation is so important. As a rule, the results obtained by this calculation can usually not be verified by measure-ments. In the case of wind turbines, the propagation calcu-lation is not only used for predictions, it is also part of the verification of compliance.

Accuracy of noise immission assessmentsSound propagation calculations are based on the standard DIN ISO 9613-2 [3]. As it was developed with a focus on ground-based sound sources, DIN ISO 9613-2 only specifies the estimated accuracy for medium heights of the propa-gation path up to 30 meters. The accuracy specified shows a tendency to increase with the height of the source. Up to 1000 m the accuracy is estimated in the DIN ISO 9613-2 at ± 3 dB. For larger distances no accuracy limits are given. What is also special about wind turbines is the extent and height of the source. Considering a swept area in the hectare range and hub heights far exceeding 100 m it is not surprising that the assumption of a stationary point source reflects the reality only to a limited extent. This is probably the most serious limitation of the potential for improvement of the accuracy of wind turbine noise sound propagation calcula-tions that are based on a point source at hub height. In order to develop and validate new and more accurate prediction

somit ohne Störung durch windinduzierte Fremdgeräusche vermessen werden können, erreichen Windenergieanlagen erst bei höheren Windgeschwindigkeiten ihren immissi-onsrelevanten Betriebspunkt. Messungen bei maximalem Schallleistungspegel weisen daher systematisch geringe Fremdgeräuschabstände auf. Wegen der Windabhängigkeit der Schallemission, der Korrelation mit windinduzierten Fremdgeräuschen und der wetter- und vegetationsbeding-ten Messeinschränkungen (starker, nächtlicher, winterlicher Mitwind ohne Niederschlag) sind standardisierte Immissi-onsmessungen i.d.R. nicht zielführend.Abb. 1 verdeutlicht eine für den WEA-Schallimmissions-schutz bedeutsame Problematik. Die Darstellung zeigt Ergebnisse einer qualifizierten Immissionsmessung an einem nicht untypischen maßgeblichen Immissionsort im Außenbereich. Das Windenergieanlagengeräusch hebt sich praktisch nicht vom windinduzierten Fremdgeräusch ab. Ein messtechnischer Immissionsschutznachweis ist in der Beispielsituation nicht möglich. Noch wesentlich geringer ist die Messnachweiswahrscheinlichkeit für Immissions-orte in allgemeinen Wohngebieten. Mehr als bei ande-ren gewerblichen Schallquellen ist der Immissionsschutz bei Windenergieanlagen auf Berechnungen angewiesen. Dies begründet die besondere Bedeutung der Schallaus-breitungsrechnung. Ihre Resultate sind in der Regel nicht durch Messungen nachprüfbar. Bei WEA dient die Ausbrei-tungsrechnung nicht nur Prognosezwecken, sie ist Teil des Immissionsschutznachweises.

Genauigkeit von Immissionsschutznachweisen Standard für Schallausbreitungsrechnungen ist die DIN ISO 9613-2 [3]. Mit Fokus auf bodennahe Schallquellen entwi-ckelt, macht die DIN ISO 9613-2 nur Angaben zur abgeschätz-ten Genauigkeit der prognostizierten Schalldruckpegel für mittlere Höhen über dem Ausbreitungsweg bis 30 Meter. Tendenziell nimmt die angegebene Genauigkeit für größere Schallquellenhöhen zu. Bis 1.000 m wird die Genauigkeit in der DIN ISO 9613-2 mit ± 3 dB abgeschätzt. Für größere Ent-fernungen fehlen Genauigkeitsangaben. Als Besonderheit von WEA ist auch die Schallquellenausdehnung und -höhe zu nennen. Bei einer überstrichenen Fläche im Hektar-Be-reich und üblichen Nabenhöhen weit jenseits der 100 m Marke, ist nicht verwunderlich, dass der Ansatz einer stati-onären Punktschallquelle die Realität nur bedingt abbildet.

Fig. 1: Collage to illustrate noise immission measurements in the surroundings of wind farms

Abb. 1: Collage zur Illustration von Schallimmissionsmessungen in der Umgebung von Windparks


procedures, extensive research and a reliable measurement data base are required. The first step was the research proj-ect funded by the federal state of North Rhine-Westphalia (NRW) „Messtechnische Untersuchung der Schallausbreit-ung hoher Windenergieanlagen“ (Meteorological investiga-tion of the sound propagation of high wind turbines) [2]. By increasing the noise emission artificially, the data base of measured wind turbine noise could be extended to dis-tances of more than 1,000 m. Data for higher wind speeds, however, are still missing, and the transferability of data measured in the artificial operating mode to the regular operation with maximum noise emission remains limited. The results of the research project were discussed in the subcommittee „Sound Propagation Outdoors“ of the guide-line committee Acoustics, Noise Reduction and Vibration Technology (German acronym NALS) within DIN and VDI and resulted in a “Documentation on Sound Propagation - Interim Procedure for the Prediction of Noise Immissions of Wind Turbines” („Dokumentation zur Schallausbreitung – Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen“) [1]. This documentation uses expe-rience from measurements and propagation models used in the military sector. These findings, however, are based on point sources (acoustic impulses caused by explosions in great heights) and for the most part are not available to the public.In order to enhance knowledge about this subject, an exten-sive measurement project has been initiated by the Ministry of Energy, Agriculture, the Environment and Rural Areas of Schleswig-Holstein. Wind turbine manufacturers and asso-ciations also plan to realize further field campaigns. Results and findings derived from these measurements will have to be discussed in relevant committees.

Revision of the LAI notesSince the last revision, there have been some improvements resulting from practical experience, which, together with an update of the guideline references, will be incorporated in the revised draft (current status 30.06.2016). Clear require-ments with case distinctions depending on the reliability of basic data, differentiated recommendations for collateral clauses of building licenses as well as regulations for deter-mining the quality of a prediction will help to reduce the scope of interpretation and improve the reliability of immis-sion control. Especially helpful are well-founded clarifica-tions on impulsiveness and infrasound. The planned change of the standard for sound propagation calculation, which is discussed in the following section, will have significant con-sequences for wind farm design in the future.

The Interim Procedure

The standard DIN ISO 9613-2 [3] offers well-proven and feasi-ble solutions for noise predictions. Parallel to this, research-ers have been involved for decades in the development of more accurate calculation algorithms for sound propaga-tion. As this is a very complex issue we can only discuss some of the aspects. Academic findings help to recognize

Hier dürfte die wesentlichste Einschränkung des Verbesse-rungspotentials für die Genauigkeit von WEA-Schallprogno-sen, die von einer Punktschallquelle in Nabenhöhe ausge-hen, liegen. Für die Entwicklung und Validierung neuer und genauerer Prognoseverfahren sind aufwendige Forschungs-projekte und eine solide Messdatenbasis erforderlich. Einen Anfang bildete das Forschungsvorhaben des Landes NRW „Messtechnische Untersuchung der Schallausbreitung hoher Windenergieanlagen“ [2]. Durch künstliche Erhöhung der Schallemission konnte die Immissionspegeldatenbasis im Rahmen der Untersuchung auf Entfernungen von über 1.000 m erweitert werden. Leider fehlen noch immer Daten bei höheren Windgeschwindigkeiten und die Übertragbar-keit der im künstlichen Betriebsmodus gemessenen Werte auf den regulären immissionsrelevanten Betrieb mit maxi-maler Schallemission bleibt eingeschränkt. Die Messergeb-nisse des Forschungsvorhabens wurden im Unterausschuss „Schallausbreitung im Freien“ des Normenausschuss Akus-tik, Lärmminderung und Schwingungstechnik (NALS) im DIN und VDI diskutiert und führten zur Verabschiedung der „Dokumentation zur Schallausbreitung – Interimsverfah-ren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraft-anlagen“ [1]. Dabei wurde auch auf Erfahrungen aus Mes-sungen und Ausbreitungsmodellen aus dem militärischen Bereich zurückgegriffen. Die dort gewonnenen Erkenntnisse basieren jedoch auf Punktschallquellen (Knallimpulse durch Explosionen in großen Höhen) und sind größtenteils nicht öffentlich zugänglich. Zur Verbesserung des Kenntnisstandes wird derzeit auch ein vom Ministerium für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume des Landes Schleswig-Hol-stein ausgeschriebenes umfangreiches Messvorhaben bear-beitet. Auch Hersteller und Verbände planen die Durchfüh-rung weiterer Messkampagnen. Ergebnisse und abgeleitete Erkenntnisse zur Schallausbreitung von WEA-Geräuschen werden in Fachgremien zu diskutieren sein.

Überarbeitung der LAI-HinweiseSeit der letzten Revision hat die Praxis einige Verbesserungs-ansätze bei Details der LAI-Hinweise ergeben, die neben der Aktualisierung der Richtlinienbezüge in den überarbeiteten Entwurf (vorliegender Stand 30.06.2016) einfließen. Klare Festlegungen mit Fallunterscheidungen für unterschied-lich belastbare Basisdaten, differenzierte Empfehlungen für Nebenbestimmungen der Genehmigungen sowie Regelun-gen zur Bestimmung der Qualität der Prognose, verringern Interpretationsspielräume und verbessern die Im missions-schutzsicherheit. Sachdienlich sind insbesondere auch fach-lich begründete Klarstellungen zu Impulshaltigkeit und Infraschall. Große Auswirkungen für zukünftige Windpark-auslegungen hat die geplante Änderung des Standards der Schallausbreitungsrechnung, die im folgenden Abschnitt erläutert wird.

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potential for improvement in simplified regulations. In the end, calculation methods can only supply reliable results in those areas where they have been verified by measure-ment. The following general explanations on the sound propagation model will help to understand the parameter settings specified in the Interim Procedure based on the above mentioned measurement results.

Explanations on the sound propagation model and parameters of DIN ISO 9613-2The calculation of sound propagation according to DIN ISO 9613-2 [3] uses attenuation terms reducing the sound level. The following terms are relevant for wind turbine noise

• Attenuation due to geometrical divergence (Adiv)• Attenuation due to atmospheric absorption (Aatm)• Attenuation due to the ground effect (Agr) (or meteoro-

logical ground effect)In connection with the Interim Procedure the attenuation due to the ground effect (Agr) is of particular interest. This definition in the Interim Procedure of „Agr = - 3 dB“ is the critical modification of the sound propagation calculation. The frequency-selective calculation of attenuation due to atmospheric absorption is not a novelty introduced by the Interim Procedure. In order to avoid superposition effects, a frequency-selective calculation of attenuation due to atmo-spheric absorption is not carried out for the subsequent Agr –parameter studies.

Ground attenuation In the alternative method according to DIN ISO 9613-2 7.3.2 [3] the reflection from the ground near the source is taken into account through a term DΩ in the directivity correc-tion Dc. Therefore Dc reaches values in the range of 3 dB, although the calculation is based on a point source with-out directivity. In a homogeneous atmosphere the sound would propagate following a straight path directly from the source to the receiver and additionally via a reflection on the ground. The ground reflection increases the sound at the receptor location by the value Dc - Agr, where the ground effect Agr depends on the angle of incidence at the point of reflection. Gradients in temperature and wind speed influ-ence the effective speed of sound and thus bend the sound path. Especially downwind and stable atmospheric condi-tions enhance the sound propagation by bending the sound paths downwards. Depending on the geometry other prop-agation paths are possible which are taken into account by DIN ISO 9613-2 through the ground effect terms for the source region, middle region and receiver region. In case of sources in high locations only sound paths with reflections in the receiver region are possible.The “Interim Procedure“ [1] defines Dc - Agr = 3 dB. This simpli-fied definition of parameters theoretically leads to the same A-weighted results as the reflection on hard ground accord-ing to the general procedure of DIN ISO 9613-2. Depending on the radius of curvature, calculations using the so-called ray tracing technique show a concentration of the “sound rays” for certain areas. In these areas higher levels can be expected than under the assumption of a rectilinear sound

Das Interimsverfahren

Die DIN ISO 9613-2 [3] bietet bewährte praxistaugliche Lösungen für Schallprognosen. Parallel befasst sich die Forschung seit Jahrzehnten mit der Entwicklung genaue-rer Berechnungsalgorithmen für die Schallausbreitung. Die Zusammenhänge sind sehr komplex und können nachfol-gend nur ansatzweise beleuchtet werden. Akademische Erkenntnisse helfen Verbesserungspotential vereinfachter Regelungen zu erkennen. Letztlich können Berechnungs-methoden jedoch nur in den Bereichen belastbare Ergeb-nisse liefern, in denen sie durch Messungen verifiziert wor-den sind. Die folgenden allgemeinen Erläuterungen zum Schallausbreitungsmodell dienen der Erklärung der durch Messungen ausgelösten Parameterfestsetzungen des Interimsverfahrens.

Erläuterungen zum Schallausbreitungsmodell und Parametern der DIN ISO 9613-2Die Schallausbreitungsrechnung nach DIN ISO 9613-2 [3] verwendet Dämpfungsterme, die den Schall mindern. Für WEA-Schall wesentlich sind die

• Dämpfung aufgrund geometrischer Ausbreitung (Adiv)• Dämpfung aufgrund von Luftabsorption (Aatm)• Dämpfung aufgrund des Bodeneffekts (Agr) (bzw. Boden-

meteorologieeffekt )Im Zusammenhang mit dem Interimsverfahren wird hier besonders auf die Dämpfung aufgrund des Bodeneffekts (Agr) eingegangen. Die Festlegung im Interimsverfahren auf „Agr = - 3 dB“ ist die entscheidende Modifikation der Schallausbreitungsrechnung. Die frequenzselektive Berechnung der Dämpfung aufgrund von Luftabsorption ist kein Novum des Interimsverfahrens. Zur Vermeidung von Überlagerungseffekten wird für die nachfolgenden Agr -Parameterstudien keine frequenzselek-tive Berechnung der Dämpfung aufgrund von Luftabsorp-tion durchgeführt.

Die Bodendämpfung Im alternativen Verfahren der DIN ISO 9613-2 7.3.2 [3] wird die Reflexion am Boden nahe der Quelle über einen Term DΩ in der Richtwirkungskorrektur Dc berücksichtigt. Daher nimmt Dc Werte um 3 dB an, obwohl von einer Punktschallquelle ohne Richtwirkung ausgegangen wird. In einer homogenen Atmosphäre würde sich der Schall auf geraden Wegen aus-breiten, d.h. direkt von der Quelle zum Empfänger sowie zusätzlich über eine Reflexion am Boden. Durch die Refle-xion am Boden wird der Schall am Immissionsort um den Wert Dc - Agr erhöht, wobei die Bodendämpfung Agr vom Ein-fallswinkel am Ort der Reflexion abhängt. Temperatur- und Windgeschwindigkeitsdifferenzen in verschiedenen Höhen beeinflussen die effektive Schallgeschwindigkeit, dadurch werden die Schallwege gebeugt. Insbesondere Mitwindbe-dingungen und stabile Schichtungen wirken sich begünsti-gend auf die Schallausbreitung aus, da dadurch die Schall-wege zum Boden hin gekrümmt werden. Je nach Geometrie sind dann weitere Ausbreitungswege möglich, die im allge-meinen Verfahren der DIN ISO 9613-2 über die Bodendämp-


propagation. For other areas, however, this means that there are correspondingly fewer „sound rays“, and consequently a lower sound pressure level is to be expected. Fig. 2 shows a radiation pattern from a calculation for a source at a height of 50 m, at a wind speed of 8 m/s in 10 m height, taking into account a neutral stratification (from [4]). In other words, if in one range of distance meteorological effects lead to a higher level than calculated according to simpler propaga-tion models, one cannot conclude that at other distances higher levels are also to be expected.

Methods for calculating the ground and meteorological effectsThe NALS subcommittee “Sound Propagation Outdoors” uses calculations made with the program “Kutex” for com-parisons with the Interim Procedure. In particular this con-cerns the adequate consideration of attenuation due to the ground and meteorological effect. The answer of the NALS subcommittee “Sound Propaga-tion Outdoors” [5] to questions asked by LANUV about the Interim Procedure [6] contains several diagrams which illus-trate the differences between various propagation models. The diagrams show the ground effect as calculated by the alternative method of the DIN ISO 9613-2 [3] (represented by D-Agr), the standard value of 3 dB established in the Interim Procedure, as well as the ground and meteorological effect calculated with the propagation model Kutex, which also takes into account the effects of wind profile and turbu-lence on the sound propagation. Fig. 3 shows an example (Fig. 8 in [5]) averaged over stability classes and wind speeds usually expected at night. According to the Kutex calcula-tions, at distances of approx. 400-1,100 m sound pressure levels are partly higher compared to the standard value of the Interim Procedure, whereas measurement results from [2] in this range are comparable to the Interim Procedure [1]. According to the detailed propagation model (Kutex) the expected sound pressure levels start to drop significantly at distances exceeding approx. 1,100 m. Such a drop of the sound pressure level is also calculated using the alternative method (current standard in Germany) but at much smaller distances. For the distance range > approx. 1,100 m no mea-surements are available in [2]. Based on the Kutex calcula-

fungsterme für Quellbereich, Mittelbereich und Empfänger-bereich berücksichtigt werden. Im Falle von hochliegenden Quellen sind dabei geometrisch nur Ausbreitungswege mit Reflexionen in der Nähe des Empfängers möglich.Im „Interimsverfahren“ [1] werden die Werte Dc und Agr pau-schal so festgesetzt, dass ein Wert von Dc - Agr= 3 dB resul-tiert. Diese vereinfachte Festlegung der Parameter führt rechnerisch zum gleichen A-bewerteten Ergebnis wie die Reflexion auf schallhartem Boden gemäß allgemeinem Ver-fahren der DIN ISO 96132. Abhängig vom Krümmungsradius zeigen Berechnungen mittels sogenannter Raytracing-Verfahren für bestimmte Bereiche eine Verdichtung der „Schallstrahlen“. An sol-chen Stellen können höhere Pegel erwartet werden als unter Annahme einer geradlinigen Schallausbreitung. Dies bedeutet jedoch für andere Bereiche entsprechend weniger „Schallstrahlen“, so dass dort ein geringerer Schalldruckpe-gel zu erwarten ist. Abb. 2 zeigt ein Strahlenbild aus einer Beispielrechnung für eine Quelle in 50 m Höhe, bei einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s in 10 m Höhe unter Berück-sichtigung einer neutralen Schichtung (aus [4]). Führen also in einem Entfernungsbereich Meteorologieeffekte zu einem höheren Pegel als gemäß einfacheren Ausbreitungsmodel-len berechnet, kann daraus nicht geschlossen werden, dass in anderen Entfernungen ebenso erhöhte Pegel zu erwarten sind.

Berechnungsmethoden bezüglich der Boden- und MeteorologieeffekteIm Zusammenhang mit der Überarbeitung der LAI-Hin-weise wurden vom Unterausschuss „Schallausbreitung im Freien“ des NALS Berechnungen des Programms „Kutex“ zu Vergleichen mit dem Interimsverfahren herangezogen. Ins-besondere geht es um die adäquate Berücksichtigung der Dämpfung aufgrund des Bodenmeteorologieeffekts. Die Antwort des Unterausschuss „Schallausbreitung im Freien“ des NALS [5] auf Fragen des LANUV zum Interims-verfahren [6] enthält mehrere Diagramme, anhand derer die Unterschiede zwischen den verschiedenen Ausbrei-tungsmodellen verdeutlicht werden können. Die Dia-gramme zeigen jeweils den Bodeneffekt, wie er im alterna-tiven Verfahren der DIN ISO 9613-2 [3] berechnet wird (dort

Fig. 2: Pattern from ray tracing calculations [4]. Neutral stratification with wind shear exponent m=0.28, downwind

Abb. 2: Strahlenbild aus Raytracing-Berechnungen [4]. Neutrale Schichtung mit Höhenexponent m=0,28, Mitwind

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tions shown in [5] it is to be assumed that in the Interim Procedure the sound pressure levels at distances of more than approx. 1,400 m are systematically overestimated. It would therefore be desirable to set an upper limit of dis-tance for the application of the Interim Procedure. Further-more it should be defined at which minimum source height or medium height of the propagation path the applica-tion of the Interim Procedure is appropriate. The following parameter study shows that the differences between the results of the Interim Procedure and the alternative method are higher at lower source heights.

Comparison of the interim procedure with the current standardIn order to illustrate the changes resulting from the fixed value for ground attenuation compared to the alternative method of DIN ISO 9613-2 [3], calculations for an artificial wind farm were carried out. The configuration consists of 3 wind turbines with a hub height of 70 m and 3 wind tur-bines with a hub height of 140 m. In this theoretical con-figuration the wind turbines are arranged in a straight line and are 500 m apart. For all wind turbines a sound power

Fig. 4: Model configuration with isophones according to alternative method and Interim Procedure, with the atmospheric attenuation calculated for a frequency of 500Hz in each case.

Abb. 4: Beispielkonfiguration mit Isophonen gemäß alternativem Verfahren und Interimsverfahren, die atmosphärische Dämpfung wurde jeweils für die Frequenz von 500Hz berechnet

repräsentiert durch D-Agr) den pauschalen Wert aus dem Interimsverfahren von 3 dB, sowie den Boden- und Mete-orologieeffekt berechnet mit dem Ausbreitungsprogramm Kutex, das auch die Auswirkungen von Windprofil und Turbulenz auf die Schallausbreitung berücksichtigt. Abb. 3 zeigt als Beispiel ein Diagramm (Abb. 8 in [5]) gemittelt über die Stabilitätsklassen und Windgeschwindigkeiten, die übli-cherweise nachts zu erwarten sind. Die Berechnungen des Programms Kutex, die der Unterausschuss „Schallausbrei-tung im Freien“ des NALS in seiner Antwort an das LANUV übermittelt hat, ergeben in Entfernungen von ca. 400-1.100 m zum Teil höhere Immissionspegel gegenüber dem pauschalen Wert aus dem Interimsverfahren, während die Messergebnisse aus [2] in diesem Bereich mit dem Interims-verfahren [1] vergleichbar sind. Ab einer Entfernung von ca. 1.100 m beginnt nach dem detaillierten Ausbreitungsmodell (Kutex) ein starker Abfall der erwarteten Schalldruckpegel. Ein solcher Pegelabfall wird auch mit dem alternativen Ver-fahren (derzeitiger Standard) errechnet, jedoch bereits bei viel geringeren Entfernungen. Für den Entfernungsbereich > ca. 1.100 m liegen in [2] keine Messungen vor. Auf Basis der in [5] dargestellten Kutex-Berechnungen ist anzuneh-

Fig. 3: Calculation for hq = 100 m night, stab. cl : I-III2 v =1, 2, 3, 4 m/s; turbulence: 0.05 from [5]. Brown: D-Agr acc. to DIN ISO 9613-2, green: Interim Procedure, red and blue: Kutex

Abb. 3: Berechnung für hq = 100 m Nacht, Stab. Kl : I-III2 v =1, 2, 3, 4 m/s; Turbulenz: 0,05 aus [5]. Braun: D-Agr aus DIN ISO 9613-2, grün: Interimsverfahren, rot und blau: Kutex

IO13/Height a.s.l. 0 m / Height a.g.l. 5 m Alternative Method (DIN ISO 9613-2, 7.3.2) Interim Method

Difference between the two Methods

WTGS IDHub Height z LWA Distance (projected) Agr Dc LAT Agr Dc LAT

[m] [m] [dB(A)] [m] [dB] [dB] [dB(A)] [dB] [dB] [dB(A)] [dB(A)]

ZB1 140 0 105 1323 2.9 3.0 29.1 -3.0 0.0 32.0 2.9

ZB2 140 0 105 866 1.9 3.0 34.6 -3.0 0.0 36.5 1.9

ZB3 140 0 105 500 0.0 3.0 41.7 -3.0 0.0 41.7 0.0

VB1 70 0 105 500 2.2 3.0 39.8 -3.0 0.0 42.0 2.2

VB2 70 0 105 866 3.3 3.0 33.3 -3.0 0.0 36.6 3.3

VB3 70 0 105 1323 3.8 3.0 28.2 -3.0 0.0 32.0 3.8

Sum 44.9 46.3 1.4

Tab. 1: Detailed results for IP 13 with Aatm (500Hz)Tab. 1: Detaillierte Ergebnisse für IO 13 mit Aatm (500Hz)


level of 105 dB(A) was assumed. The immission points IP 1 to IP 12 were also arranged 500 m apart in a straight line, with IP 1 to IP 6 located on the side of wind turbines with high hub height, and IP 7 to IP 12 on the side of turbines with low hub heights. The points IP 13 to IP 18 are positioned so that they are at equal distances from the wind turbines. Fig. 4 shows the configuration and the isophones according to the two calculation methods. The solid lines show the isophones determined according to the alternative method, the dashed lines represent isophones according to the Interim Procedure, and each color is assigned to one value. Fig. 4 shows that the Interim Procedure generally leads to higher values. The difference between the two procedures is smaller in those areas where the high wind turbines deter-mine the overall level than in the areas where the lower wind turbines representing the existing noise load deter-mine the sound pressure level. This becomes even clearer when looking at the detailed cal-culation results for IP 13 in Tab. 1. Wind turbine ZB 3 with a hub height of 140 m is located at the same distance to IP 13 (500 m) as wind turbine VB1 with a hub height of 70 m. In case of the high wind turbine, however, the Interim Proce-dure does not result in a change of the partial noise immis-sion, whereas for the wind turbines with 70 m hub height the result increases by 2.2 dB. The table shows that at a distance of 500 m to the nearest wind turbine the differ-ence between the alternative and the Interim Procedure can be small, depending on the hub height considered. IP 14 shown in the example is located at a distance of 1,000 m from the WTGS VB 1 and ZB 3. At this distance range the difference between the alternative and the Interim Proce-dure is approx. 3 dB and thus larger than at a smaller dis-tance. If IP 14 was in a “general residential area”, a calcu-lation according to the Interim Procedure would require a night reduction of the wind turbine in order to comply with German night-time noise limits, whereas according to the alternative method this would not be necessary.IP 15 is located at a distance of 1,500 m to the nearest WTGS in the example. The calculated increase of the expected value by approx. 3.5 dB would require a night-time noise reduction, if the IP was located in a “pure residential area”.

Result of the interim procedure analysis• Measured data of simultaneous emission and immis-

sion measurements are currently only available for a hub height of approx. 100 m up to a distance of approx. 1,100 m.

• Calculations by means of detailed propagation models (see [5]) indicate that immission levels at a distance of more than 1,400 m tend to be systematically overesti-mated by the interim procedure.

• Although increased hub height (source height) is given as a reason for adjusting the calculation method, the proposed Interim Procedure leads to smaller differences compared to the current procedure in case of large source heights than in case of smaller source heights.

men, dass das Interimsverfahren die Schalldruckpegel in Entfernungen ab ca. 1.400 m systematisch überschätzt. Eine Einschränkung der Nutzung des Interimsverfahrens auf einen begrenzten Entfernungsbereich wäre somit wün-schenswert, wobei dieser Entfernungsbereich auch von der Quellenhöhe abhängig sein kann. Des Weiteren sollte auch definiert werden, ab welcher Quellenhöhe bzw. wel-cher mittleren Höhe des Ausbreitungsweges über Grund die Anwendung des Interimsverfahrens sinnvoll ist. Die fol-gende Parameterstudie zeigt, dass die Unterschiede zwi-schen den Ergebnissen des Interimsverfahrens und des alternativen Verfahrens für geringere Quellenhöhen größer sind.

Vergleich des Interimsverfahrens mit dem bisherigen StandardZur Veranschaulichung der Änderungen, die sich durch die Verwendung eines pauschalen Wertes für die Bodendämp-fung gegenüber dem alternativen Verfahren der DIN ISO 9613-2 [3] ergeben, wurden Beispielrechnungen durchge-führt. Als Beispiel wurde eine Konfiguration aus 3 WEA mit 70 m Nabenhöhe als Vorbelastung und 3 WEA mit 140 m Nabenhöhe als Zusatzbelastung betrachtet. Die WEA lie-gen in dieser theoretischen Konfiguration auf einer geraden Linie und sind jeweils 500 m voneinander entfernt. Für alle WEA wurde ein Schallleistungspegel von 105 dB(A) ange-nommen. Die Immissionsorte IO 1 bis IO 12 wurden ebenfalls in 500 m Abständen auf der Geraden angeordnet, IO 1 bis IO 6 liegen dabei auf der Seite der WEA der Zusatzbelastung mit hoher Nabenhöhe, die Immissionsorte IO 7 bis IO 12 auf der Seite der Vorbelastung mit geringer Nabenhöhe.Die Immissionsorte IO 13 bis IO 18 sind so angeordnet, dass sie jeweils die gleiche Entfernung zu den WEA der Vor- und Zusatzbelastung aufweisen. In Abb. 4 sind die Beispielkonfi-guration und die Isophonen dargestellt. Die durchgezogene Linie zeigt jeweils die Isophone gemäß alternativem Verfah-ren, die gestrichelte Linie die Isophone gemäß Interimsver-fahren, wobei die verwendeten Linienfarben jeweils dem gleichen Wert zugeordnet sind. Anhand von Abb. 4 lässt sich erkennen, dass das Interimsverfahren generell zu höhe-ren Werten führt. Dabei ist der resultierende Unterschied in den Bereichen kleiner, in denen die hohen WEA den Gesamtpegel bestimmen, als in den Bereichen, in denen die niedrigen WEA den Gesamtpegel bestimmen. Noch deutlicher wird dies anhand der detaillierten Berech-nungsergebnisse für IO 13 in Tab. 1. WEA ZB 3 mit 140 m Nabenhöhe liegt in der gleichen Entfernung (500 m) wie WEA VB1 mit 70 m Nabenhöhe. Bei der hohen WEA führt das Interimsverfahren jedoch zu keiner Änderung des Tei-limmissionspegels, während sich für die WEA mit 70 m Nabenhöhe ein um 2,2 dB erhöhter Pegel ergibt. Im Ent-fernungsbereich um 500 m zu den nächstgelegenen WEA eines Parks ist somit für aktuelle Nabenhöhen der Unter-schied zwischen alternativem Verfahren und Interimsver-fahren noch gering. Immissionsort 14 liegt 1.000 m ent-fernt von den WEA VB 1 und ZB 3. Der Unterschied zwischen dem alternativen Verfahren und dem Interimsverfahren fällt in diesem Entfernungsbereich mit ca. 3 dB dagegen

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A future procedure should be differentiated and lim-ited with regard to source heights and distances, as rec-ommended in the NALS comment [5] on the question of LANUV [6]. For source heights of about 100 m and a dis-tance range between 500 and 1,000 m, the Interim Proce-dure may lead to values that are comparable to the mea-surements available, but it remains to be seen if the greatly simplified calculation method of the Interim Procedure can be transferred to other hub heights and larger distances. Until this has been verified by measurement and until, if necessary, a more differentiated propagation model has been developed, it therefore seems appropriate to restrict the application of the Interim Procedure to certain source heights and distances.

Outlook

The incorporation of the revised LAI Notes in the noise immission control regulations of the federal states offers the chance to harmonize the previously state-specific reg-ulations. Further research and in particular an extended measurement database will be necessary in order to gather the necessary findings for a revision of the internationally accepted sound propagation standard of ISO 9613-2. For this, a reliable measurement database is absolutely necessary.

References / Literatur[1] Dokumentation zur Schallausbreitung. Interimsverfahren zur Prog-

nose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen. Fassung 2015-05.1. Beuth-Verlag 2015.

[2] Engelen, J., Piorr, D., (2015): Messtechnische Untersuchung der Schal-lausbreitung hoher Windenergieanlagen, Lärmbekämpfung Bd.10 (2015) Nr.6

[3] DIN ISO 9613-2, „Dämpfung des Schalls bei der Ausbreitung im Freien; Teil 2: Allgemeines Berechnungsverfahren“, Oktober 1999.

[4] Lärmermittlung und Massnahmen zur Emissionsbegrenzung bei Wind-kraftanlagen, Untersuchungsbericht 452‘460, int. 562.2432, EMPA, Eidgenössische Materialprüfungs- und Forschungsanstalt, Abteilung Akustik, 22.1.2010

[5] Beantwortung der Fragen zum Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen, (AZ 45.1) NA 001 Nor-menausschuss Akustik, Lärmminderung und Schwingungstechnik (NALS) im DIN und VDI, B. Kunzmann 17.12.2015

[6] Anfrage des LANUV NRW, D. Piorr, an den Normenausschuss Akustik, Lärmminderung und Schwingungstechnik (NALS) im DIN und VDI, UA Schallausbreitung im Freien, bezüglich Interimsverfahren zur Prognose der Geräuschimmissionen von Windkraftanlagen. 18.9.2015

größer aus. Würde es sich bei IO 14 um einen Immissions-ort in einem allgemeinen Wohngebiet handeln, so wäre bei Berechnung gemäß Interimsverfahren zur Einhaltung nächtlichen Immissionsrichtwertes eine Nachtreduzierung der WEA erforderlich, auf die bei Berechnung gemäß alter-nativem Verfahren noch verzichtet werden könnte.IO 15 weist zu den nächstgelegenen WEA eine Entfernung von 1.500 m auf. Die dort berechnete Erhöhung des Erwar-tungswertes um ca. 3,5 dB würde im Falle einer Schutzwür-digkeit gemäß einem reinen Wohngebiet zur Notwendig-keit einer nächtlichen Schallreduzierung führen.

Fazit der Analyse des Interimsverfahrens• Messwerte bei gleichzeitiger Emissions- und Immissi-

onsmessung liegen bisher nur für eine Nabenhöhe von ca. 100 m im Entfernungsbereich bis ca. 1.100 m vor.

• Berechnungen mittels detaillierterer Ausbreitungsmo-delle (siehe [5]) weisen auf eine systematische Über-schätzung der Immissionspegel ab einer Entfernung von ca. 1.400 m durch das Interimsverfahren hin.

• Obwohl die Anpassung des Berechnungsverfahrens mit den größeren Quellenhöhen begründet wird, führt das vorgeschlagene Interimsverfahren für große Quellenhö-hen zu geringeren Abweichungen zum bisherigen Ver-fahren als für kleinere Quellenhöhen.

Ein zukünftiges Verfahren sollte bezüglich der Quellenhö-hen und der Abstände differenziert und begrenzt werden, wie dies auch in der Antwort des NALS [5] auf die Anfrage des LANUV [6] empfohlen wird. Das Interimsverfahren mag für Quellenhöhen um 100 m und den Entfernungsbereich zwischen 500 und 1.000 m zu Werten führen, die mit der vorliegenden Messkampagne vergleichbar sind, ob jedoch der stark vereinfachte Berechnungsansatz des Interimsver-fahrens auf andere Nabenhöhen und größere Entfernungen übertragbar ist, ist noch zu prüfen. Bis zur messtechnischen Überprüfung und gegebenenfalls der Entwicklung eines differenzierteren Ausbreitungsmo-dells ist daher eine Einschränkung des Gültigkeitsbereiches des Interimsverfahrens in Bezug auf Quellenhöhen und Ent-fernungen zu empfehlen.

Ausblick

Durch die Übernahme der überarbeiten LAI-Hinweise in die Immissionsschutzpraxis der Länder ergibt sich die Chance, bisher länderspezifische Entscheidungsgrundlagen zu ver-einheitlichen. Weitere Forschung und insbesondere eine erweiterte Messdatenbasis ist erforderlich, um Erkennt-nisse für eine Überarbeitung des international etablier-ten Schallausbreitungsrechnungsstandards der ISO 9613-2 abzuleiten. Eine solide Messdatenbasis ist hierfür unbe-dingt notwendig.


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All seminars will be conducted in Spanish.

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DEUTSCHENGLISH

Introduction of Auctions for Electricity Generated from Wind Energy in Germany Starting in 2017

Einführung von Ausschreibungen für Strom aus Windenergieanlagen in Deutschland ab 2017

Einführung

Am 1.1.2017 tritt die Neufassung des Erneuerbare-Energi-en-Gesetzes (EEG 2017 [1]) in Kraft. Mit der Gesetzesnovelle wird der bereits im EEG 2014 eingeleitete Systemwechsel hin zu Ausschreibungen abgeschlossen und damit eine grundlegende Neuordnung der Rahmenbedingungen für die Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Ener-gien in Deutschland geschaffen.Der Förderanspruch für die Stromerzeugung aus Winde-nergieanlagen (WEA) besteht künftig nicht mehr generell auf Basis einer gesetzlich garantierten Einspeisevergütung sondern nur noch für Anlagen, für die ein Zuschlag in einer Ausschreibung erteilt wurde.Der Ausbau der Windenergie wird auf das festgelegte jähr-liche Ausschreibungsvolumen begrenzt, wobei für Nord-deutschland zusätzlich eine Limitierung des weiteren Zuwachses der Windenergie in Regionen mit starker Aus-lastung der Übertragungsnetze gilt.Für WEA an Land dient beim Ausschreibungsverfahren ein modifiziertes Referenzertragsmodell als Basis für die Standortbewertung. Hierzu wurde im EEG 2017 ein einstu-figes Modell eingeführt und zudem Änderungen bei der Definition des Referenzstandorts und des Standortertrags vorgenommen. Im EEG 2017 ist ein Höchstwert von 7 Cent pro Kilowattstunde bei Geboten für WEA an Land für den 100%-Referenzstandort über 20 Jahre festgelegt.In diesem Beitrag wird ein Überblick zu wesentlichen Änderungen für den Betrieb von Windenergieanlagen an Land gegeben, die sich durch die Gesetzesnovelle ergeben. In einem weiteren Artikel erfolgt eine ergänzende Betrach-tung zum EEG 2017 in Bezug auf die Ermittlung und Bedeu-tung der Standortgüte im Rahmen der Ausschreibung und im Betrieb von WEA (siehe Beitrag auf Seite 44).

Introduction

On 1.1.2017 the revision of the Renewable Energy Sources Act (EEG 2017 [1]) will come into effect. With the revision of this law the system change in favor of an auction system already initiated in the EEG 2014 is now completed, which means that the regulatory framework for the funding of electricity generation from renewables in Germany will undergo fundamental changes.In future, funding for electricity generated from wind tur-bine generator systems (WTGS) will no longer be generally based on statutory feed-in tariffs, but will be granted only for wind turbines that have won a tender under the new auction scheme.Expansion of wind energy will be limited to the predefined annual auction volume, and in North Germany there will be an additional limitation of any further growth of wind energy in regions where the transmission grid is already congested.For onshore wind energy, a modified reference yield model is used as a basis for site evaluation. For this purpose a one-tier reference revenue model has been introduced in the EEG 2017 and modifications were made also in the defi-nition of the reference site and the energy yield. The EEG 2017 stipulates a maximum value of 7 cents per kilowatt hour in auctions for onshore wind for a 100% reference site and a 20-year funding period.This article aims to give an overview of the most important changes arising from the revision of the law impacting the operation of onshore wind power installations. A further article also dealing with the EEG 2017 focuses on the deter-mination and importance of the site quality in the context of the auction system and in the operation of wind farms (see article on page 44).


Auction Volumes for Onshore Wind Energy

The deployment corridor for onshore wind energy has been adjusted in the EEG 2017 and is now defined as a gross expansion of 2,800 MW in the years 2017-2019 and of 2,900 MW from 2020. This means that differing from the regulation in the EEG 2014, the net growth, which takes into account the capacity removed when old wind turbines are decommissioned, is now no longer considered.The annual auction volume for onshore wind energy corre-sponds to the target values mentioned above. In 2017 there will be three rounds of auctions: bids for 800 MW to be submitted by May 1 and bids for 1,000 MW each to be sub-mitted by August 1 and November 1. For 2018 and 2019 the EEG 2017 provides four bidding dates (Feb.1, May 1, August 1 and November 1) with an auction volume of 700 MW each for onshore wind energy. From 2020, auctions will be held for 1,000 MW by Feb. 1 and 950 MW each by June 1 and October 1.From 2018, the auction volume will be increased each year by the auctioned capacity for onshore wind for which in the previous calendar year no contracts were awarded.The EEG 2017 includes a provision for limiting the further expansion of wind energy in North Germany. Specifically, the provision is aimed at controlling the further growth of wind energy in areas where the transmission grids are already congested (so-called “grid expansion areas”). These areas are defined by an ordinance initially until the end of 2019 in accordance with grid zone or district boundaries. In these regions, auctions will be limited to 58 % of the aver-age additions between 2013 and 2015. The grid expansion area should consist of contiguous areas and not cover more than 20 per cent of the total area of Germany.

Ausschreibungsvolumen für die Windenergie an Land

Der Ausbaupfad für die Windenergie an Land wurde im EEG 2017 angepasst und auf einen jährlichen Brutto-Zubau von 2.800 MW in den Jahren 2017-2019 und von 2.900 MW ab 2020 festgelegt. Anders als in der Regelung im EEG 2014 wird somit nicht mehr der Netto-Zuwachs betrachtet, der sich unter Berücksichtigung der abgebauten Leistung beim Rückbau von Altanlagen ergibt.Das jährliche Ausschreibungsvolumen für WEA an Land entspricht den o.g. Zielwerten. In 2017 sind drei Ausschrei-bungsrunden vorgesehen: 800 MW zum Gebotstermin 1.5. und jeweils 1.000 MW zu den Gebotsterminen am 1.8. und am 1.11.. Für 2018 und 2019 sind im EEG 2017 jeweils vier Gebotstermine (1.2., 1.5, 1.8. und 1.11.) mit einem Ausschrei-bungsvolumen von je 700 MW für WEA an Land festgelegt. Ab 2020 werden 1.000 MW zum 1.2. und je 950 MW zum 1.6. und 1.10. ausgeschrieben.Ab 2018 erhöht sich das Ausschreibungsvolumen jeweils um die für WEA an Land ausgeschriebene Leistung, für die im jeweils vorangegangenen Kalenderjahr keine Zuschläge erteilt werden konnten.Im EEG 2017 wurde eine Regelung zur Begrenzung des wei-teren Zubaus von Windenergieanlagen in Norddeutschland aufgenommen. Konkret ist dabei vorgesehen, den Winde-nergiezubau in Gebieten, in denen die Übertragungsnetze besonders stark belastet sind (sog. „Netzausbaugebiete“), zu steuern. In diesen Netzausbaugebieten, die spätestens bis 1.3.2017 durch Rechtsverordnung netzgebietsscharf oder landkreisscharf zunächst bis Ende 2019 festgelegt werden sollen, dürfen Gebotszuschläge nur noch bis zu einer Ober-grenze von 58 % der pro Jahr installierten Leistung, die in dieser Region durchschnittlich in den Jahren 2013 bis 2015 in Betrieb genommen wurde, erteilt werden. Das Netz-ausbaugebiet soll räumlich zusammenhängende Flächen erfassen und höchstens 20 Prozent der Gesamtfläche von Deutschland umfassen.

B. NeddermannDEWI, Wilhelmshaven

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Auction Design for Onshore Wind Energy

WTGS with a rated capacity of more than 750 kW will only be eligible for funding of electricity generation if they have participated successfully in an auction. Auctions are open to all WTGS that have been approved under the Federal Immissions Control Act (BImSchG) at least three weeks before the end of the bidding period and which have been reported to the Installations Register maintained by the Federal Network Agency. The EEG 2017, however, provides an exemption for citizens’ energy cooperatives, which are allowed to participate in auctions even before being granted approval under the Federal Immissions Control Act (see below).All auctions will be conducted by the Federal Network Agency and, as a general rule, announced eight weeks in advance. Bids will be evaluated and decisions taken swiftly. There are no plans to make use of reserve lists.Bidders should state the quantity offered in kilowatt (installed capacity) and the price in cents per kilowatt hour (with two decimal places). In the case of onshore wind energy, bids must refer to a site with 100 percent quality factor according to the defined reference site in an appen-dix to the law (see below).The auction rounds will be open to single, sealed bids for which a security of 30 Euros per KW of installed capacity of the quantity offered must be lodged. Funding awards will be tied to projects and in the case of wind energy installa-tions, it will not be possible to transfer approvals to other projects.

Bids for Onshore Wind Energy

Bids for onshore wind turbines refer to the reference site defined in an appendix to the law. The value is calcu-lated using a one-tier reference yield model and no longer the previous EEG model according to which funding was divided into a period with an increased initial tariff and a period with a basic tariff. Bids must be based on the „value-to-be-applied“ for a site with a 100 percent quality factor over a funding period of 20 years. The quality factor (often also referred to as reference yield value) describes the qual-ity of a site as the ratio between the energy yield of a wind turbine type on the specific site to the energy yield of the same turbine type on the EEG reference site. After 5, 10 and 15 years of operation, however, the EEG 2017 requires a review of the quality factor, which may lead to an adjust-ment (see below).In the EEG 2017, the funding period is limited to a duration of twenty years (starting with the date of commissioning), whereas the previous funding applied to twenty calendar years plus the operating time in the year of commissioning.In order to allow to compare the bids, the different site quality will be taken into account by using an adjustment factor by which the submitted bid value is multiplied. The EEG 2017 will set out interpolation values in increments of 10 for sites with quality factors between 70 and 150 per-cent, and linear extrapolation will be used to calculate

Rahmenbedingungen für die Ausschreibung bei WEA an Land

Für WEA mit einer Nennleistung über 750 kW besteht der Förderanspruch für die Stromerzeugung nur noch, wenn für die Anlage ein Zuschlag in einer Ausschreibung erteilt wurde. An der Ausschreibung können alle WEA teilnehmen, für die spätestens drei Wochen vor dem Gebotstermin die Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) vorliegt und an das Register bei der Bundesnetz-agentur gemeldet wurde. Allerdings ist im EEG 2017 eine Sonderregelung für Bürgerenergieprojekte vorgesehen, die sich bereits vor Erteilung der BImSchG-Genehmigung an der Ausschreibung beteiligen können (s.u.).Die Ausschreibungen werden von der Bundesnetzagentur (BNetzA) durchgeführt und in der Regel acht Wochen vorher angekündigt. Es soll eine schnelle Erteilung des Zuschlags erfolgen, Nachrückverfahren sind nicht vorgesehen.Für das Gebot ist die Gebotsmenge in Kilowatt (installierte Leistung) und der Gebotswert in Cent pro Kilowattstunde (mit zwei Nachkommastellen) anzugeben. Bei WEA an Land bezieht sich das Gebot auf einen 100% Standort auf Basis des im EEG 2017 definierten Referenzstandorts (s.u.).In den Ausschreibungsrunden werden einmalige, verdeckte Gebote abgegeben, für die eine Sicherheit in Höhe von 30 Euro pro kW installierter Leistung für die Gebotsmenge zu hinterlegen ist. Die Zuschläge erfolgen projektbezogen und können bei WEA an Land nicht auf andere Projekte übertra-gen werden.

Gebote für Windenergieanlagen an Land

Gebote für WEA an Land beziehen sich auf den in der Anlage zum Gesetz definierten Referenzstandort. Als Grundlage dient dabei ein ein-stufiges Referenzertragsmodell und nicht mehr das bisherige EEG-Modell, bei dem eine Unter-teilung in den Zeitraum mit einer erhöhten Anfangsvergü-tung und einer Grundvergütung erfolgte. Geboten wird auf den „anzulegenden Wert“ für den Standort mit einem 100 Prozent-Gütefaktor über einen Vergütungszeitraum von 20 Jahren. Der Gütefaktor (oft auch als Referenzertragswert bezeichnet) beschreibt die Standortqualität als Verhältnis des Energieertrags eines WEA-Typs am Anlagenstandort zum Energieertrag desselben WEA-Typs am EEG-Referenz-standort. Nach 5, 10 und 15 Jahren Betrieb ist im EEG 2017 allerdings eine Überprüfung des Gütefaktors vorgesehen, die dann ggf. zu einer Anpassung führt (s.u.).Der Zahlungsanspruch wird im EEG 2017 auf die Dauer von zwanzig Jahren (ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme) begrenzt, bisher war die Vergütung für zwanzig Kalen-derjahre zuzüglich der Betriebsdauer im Inbetriebnahme-jahr zu leisten. Bei der Erteilung des Zuschlags wird die unterschiedliche Standortqualität durch einen Korrektur-faktor berücksichtigt, mit dem der Zuschlagswert mul-tipliziert wird. Im EEG 2017 werden hierzu Stützwerte in Dezimalschritten für Standorte mit Gütefaktoren von 70 bis 150 Prozent festgelegt, wobei zwischen benachbar-ten Stützwerten linear interpoliert wird. Abb. 1 gibt hierzu


values that fall in between these intervals. An overview is given in Fig. 1. By adjusting bids to the 100%-reference site and taking into account the adjustment factors mentioned above, the revised law aims to provide comparable com-petitive conditions nationwide and to allow new installa-tions to be built in all regions of Germany.The EEG 2017 provides a new definition of the reference site in order to describe the operation of modern wind tur-bines more realistically: „The reference site is a site defined by a Rayleigh distribution with a mean annual wind speed of 6.45 meters per second at 100 m above the ground and a height profile to be calculated based on the power-law formula using a Hellmann index α with a value of 0.25.“In order to qualify for funding under the new EEG, the suc-cessful bidder must provide evidence of the site quality fac-tor before commissioning. For this purpose an energy yield assessment according to the Technical Guidelines for Wind Turbines of FGW e.V. performed by an accredited expert must be submitted to the grid operator. The EEG 2017 also requires a review of the site quality factor applied after 5, 10 and 15 years, again based on an expert opinion. On the basis of the site-specific energy yield determined for the past five years, an adjustment may be necessary. The val-ues to be applied will then be adjusted in line with actual yields obtained during the past five years. In case of a devi-ation by more than 2 percentage points from the site qual-ity factor last calculated, payments in excess or insufficient must be refunded.The site-specific yield prior to commissioning is calculated from the gross electricity yield minus the wind farm losses (wake effects, technical availability, electrical losses, feed-in reduction in case of strong wind, yield losses due to legally required restrictions). The site-specific yield after 5, 10 and 15 years of operation will be calculated on the basis of the amount of electricity fed in during the past five years plus a “fictitious amount of electricity”.

einen Überblick. Durch den Bezug der Gebote auf den 100%-Referenzstandort und der Berücksichtigung der o.g Korrekturfaktoren sollen bundesweit vergleichbare Wett-bewerbsbedingungen geschaffen werden, um den Aus-bau der Windenergie in allen Regionen in Deutschland zu ermöglichen.Im EEG 2017 erfolgt eine Neudefinition des Referenzstand-orts, um den Betrieb moderner WEA realistischer abzubil-den: „Der Referenzstandort ist ein Standort, der bestimmt wird durch eine Rayleigh-Verteilung mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 6,45 Metern je Sekunde in einer Höhe von 100 Metern über dem Grund und einem Höhenprofil, das nach dem Potenzgesetz mit einem Hell-mann-Exponenten α mit einem Wert von 0,25 zu ermitteln ist.“Als Voraussetzung für den Vergütungsanspruch ist vor der Inbetriebnahme gegenüber dem Netzbetreiber der Gütefaktor nachzuweisen. Hierzu ist ein Energieertrags-gutachten gemäß Technischer Richtlinien für Windener-gieanlagen der FGW e.V. durch einen für die Anwendung der FGW-Richtlinien akkreditierten Gutachter vorzulegen. Nach 5, 10 und 15 Jahren Betrieb ist im EEG 2017 eine Über-prüfung des Gütefaktors – wiederum auf Basis eines Wind-gutachtens – vorgesehen. Anhand des in den fünf vorange-gangenen Jahren ermittelten Standortertrags ist dann ggf. eine Anpassung erforderlich. Bei einer Abweichung von mehr als 2 Prozentpunkten von dem zuletzt berechneten Gütefaktor müssen zu viel oder zu wenig geleistete Zah-lungen erstattet werden.Der Standortertrag vor Inbetriebnahme wird aus dem Bruttostromertrag abzüglich der Verlustfaktoren (Abschat-tungseffekte, technische Verfügbarkeit, elektrische Ver-luste, Einspeisereduzierungen bei Starkwind, Ertragsver-luste durch genehmigungsrechtliche Auflagen) ermittelt. Der Standortertrag nach 5, 10 und 15 Jahren Betrieb wird auf Grundlage der in den fünf vorangegangenen Jah-ren eingespeisten Strommenge zuzüglich einer „fiktiven Strommenge“ ermittelt.

1,29

1,16

1,07

1,00

0,94

0,890,85

0,810,79

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150%

Site quality factor (Energy yield/Reference yield)Gütefaktor für die Standortqualität (Energieertrag/Referenzenergieertrag)

Adjustment factors / Korrekturfaktoren

Fig. 1: Adjustment factors for the evaluation of different site qualities in EEG 2017Abb. 1: Korrekturfaktoren zur Bewertung unterschiedlicher Standortqualitäten im EEG 2017

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The fictitious amount of electricity comprises the sum of the amounts of electricity which

a. are due to a technical non-availability of more than 2 percent of the gross amount of electricity output,

b. were not generated due to operator-induced curtail-ment within the framework of feed-in management, and

c. were not fed into the grid due to other shutdowns or reductions, for example optimized marketing of elec-tricity, power for own use or supplies to third parties.

[see also the article on page 44]In the EEG 2017 a maximum level for bids of 7.00 cents per kilowatt hour for the 100-percent reference site, over 20 years is stipulated. As of 1.1.2018 the maximum level is derived from the average value of the highest bid still accepted of the last three auctions, increased by eight per-cent, and rounded to two decimal places. Bids will be accepted, starting with the lowest value, and until the amount of capacity that is being auctioned is reached. When the value offered is the same, acceptance is granted according to the amount of capacity offered, start-ing with the lowest amount. If both value and quantity are the same in two bids, the decision will be made by lot, if necessary.The amount of funding corresponds to the individual bid („pay-as-bid“), Eine Ausnahme bilden alle bezuschlagten Gebote für Bürgerenergiegesellschaften, für die der Gebo-tswert des höchsten noch bezuschlagten Gebots desselben Gebotstermins als Zuschlagswert gilt (s.u.). except for all successful bids of citizens’ energy companies for which the price of the highest bid still accepted on the same auction date is considered to be the accepted price (see below). Bid-ders are allowed to submit several bids for different plants within one auction.Once a bid has been accepted, the project must be imple-mented within a period of two years after acceptance, oth-erwise penalties are due to be paid to the transmission grid operator (10, 20 or 30 euros per kilowatt of capacity not commissioned after 24, 26 or 28 months, respectively). After 30 months, the acceptance will no longer be valid. The deadline can be extended once in cases where a law-suit has been filed against a project.

Special Conditions for Citizens’ Energy Projects

With the aim to maintain the current level of diversity of players, the EEG 2017 provides special rules for “locally based citizens’ energy companies”. Citizens’ energy compa-nies are allowed to participate in the auction even before obtaining permission under the Federal Immissions Con-trol Act. Zudem gilt – abweichend von der „pay-as-bid“-Regelung – für alle bezuschlagten Gebote für Bürgeren-ergiegesellschaften der Gebotswert des höchsten noch bezuschlagten Gebots desselben Gebotstermins als Zus-chlagswert. Furthermore – differing from the “pay-as-bid” rule - for all successful bids of citizens’ energy companies the price of the highest bid still accepted on the same auc-tion date is considered to be the accepted price.

Diese fiktive Strommenge umfasst die Summe der Strom-mengen, die

a. auf eine technische Nichtverfügbarkeit von mehr als 2 Prozent des Bruttostromertrags zurückgehen,

b. wegen Abregelungen durch den Netzbetreiber im Rah-men des Einspeisemanagements nicht erzeugt wurden, und

c. wegen sonstigen Abschaltungen oder Drosselungen, zum Beispiel der optimierten Vermarktung des Stroms, der Eigenversorgung oder der Stromlieferungen unmit-telbar an Dritte, nicht eigespeist wurden.

[siehe hierzu auch den Beitrag auf Seite 44]Im EEG 2017 ist ein Höchstwert von 7,00 Cent pro Kilowatt-stunde bei Geboten für WEA an Land für den 100%-Refe-renzstandort über 20 Jahre festgelegt. Ab dem 1.1.2018 ergibt sich der Höchstwert aus dem um acht Prozent erhöh-ten Durchschnittswert für das jeweils höchste noch bezu-schlagte Gebot der letzten drei Ausschreibungen, wobei auf zwei Kommastellen gerundet wird. Der Zuschlag wird für die niedrigsten Gebote erteilt, bis die ausgeschriebene installierte Leistung erreicht ist. Bei dem-selben Gebotswert erfolgt die Zuschlagserteilung nach der Gebotsmenge in aufsteigender Reihenfolge, beginnend mit der niedrigsten Gebotsmenge. Wenn sowohl Gebots-wert als auch Gebotsmenge gleich sind, entscheidet bei Bedarf das Los.Die Förderhöhe richtet sich nach dem eigenen Gebot („pay-as-bid“). Eine Ausnahme bilden alle bezuschlagten Gebote für Bürgerenergiegesellschaften, für die der Gebots-wert des höchsten noch bezuschlagten Gebots desselben Gebotstermins als Zuschlagswert gilt (s.u.). Bieter können in einer Ausschreibung mehrere Gebote für unterschiedli-che Anlagen abgeben.Die Anlagen müssen innerhalb einer Frist von zwei Jah-ren nach Zuschlagserteilung in Betrieb genommen werden, andernfalls sind gestaffelte Strafzahlungen (10, 20 bzw. 30 Euro pro kW nicht in Betrieb genommener Leistung nach 24, 26 bzw. 28 Monaten) an den Übertragungsnetzbe-treiber zu leisten. 30 Monate nach der Bekanntmachung erlischt der Zuschlag. Bei einer Beklagung des Vorhabens kann die Realisierungsfrist auf Antrag einmalig verlängert werden.

Besondere Bedingungen für Bürgerenergieprojekte

Mit dem Ziel, auch nach Einführung des Ausschreibungs-systems die Akteursvielfalt zu erhalten, wurde im EEG 2017 eine Sonderregelung für „lokal verankerte Bürge-renergiegesellschaften“ festgelegt. Bürgerenergieprojek-ten wird dadurch ermöglicht, bereits vor Erteilung der immissionsschutzrechtlichen Genehmigung in der Aus-schreibung zu bieten. Zudem gilt – abweichend von der „pay-as-bid“-Regelung – für alle bezuschlagten Gebote für Bürgerenergiegesellschaften der Gebotswert des höchsten noch bezuschlagten Gebots desselben Gebotstermins als Zuschlagswert.Bei Bürgerenergieprojekten besteht die Voraussetzung, dass für die Fläche die Zustimmung des Grundeigentümers


In the case of citizens’ energy projects there is the prerequi-site under the EEG 2017 that the bidder has the agreement of the land-owner for the exclusive use of the site and that an energy yield assessment by an accredited expert in accordance with FGW guidelines has been obtained. Furthermore an initial security of €15/kW must be lodged when the bid is submitted and a second security, also of €15/kW, when the bid is successful.For citizens‘ energy projects, the deadlines mentioned above for implementing the projects are extended by two years, so that only four years after awarding the contract penalties have to be paid and after 4.5 years the award will no longer be valid. The special rules apply for privileged citizens‘ energy com-panies, if

• at least ten members of the company are natural persons,

• each member of the company does not exercise more than 10% of the voting rights, and the natural persons hold at least 51% of the voting rights,

• at least 51% of the voting rights are held by members of the company who have been registered locally as main residence for at least one year,

• it can proved that the community has been offered a financial share of 10% in the citizens‘ company

• the company has not participated in auctions with more than one project within one year comprising not more than 6 wind turbines of a maximum capacity of 18 megawatts.

Wind Turbine Generator Systems Exempted from Auctions

The following wind turbine generator systems (WTGS) are exempted from the auctions and will not be considered in the awarding procedure:

• WTGS with an installed capacity of under 750 kW• Pilot onshore WTGS with a total capacity of under 125

MW per year• Onshore WTGS approved before 01.01.2017 under the

Federal Immissions Control Act and commissioned before 2019 (so-called “transitional plants“)

• Offshore WTGS, provided that an unconditional com-mitment has been made before 1.1.2017 to connect them to the grid, or which have been granted a connec-tion capacity, and will be commissioned before the end of 2021.

For these WTGS the funding levels under the new EEG 2017 have been stipulated as follows:

Onshore windFor onshore WTGS exempted from auctions under the pro-visions of EEG 2017, the statutory “values to be applied” shall be valid. For these WTGS, the two-tier reference yield model is continued in the same way as under the EEG 2014, i.e. also using the same definition of the reference site as in the EEG 2014. Ten years after commissioning, but not later than one year before the higher initial tariff expires, how-ever, the EEG 2017 requires a review of the reference yield

zur alleinigen Nutzung und ein Energieertragsgutachten gemäß FGW-Richtlinien durch einen hierfür akkreditierten Gutachter vorliegt. Darüber hinaus muss eine Erstsicher-heit bei Gebotsabgabe und eine Zweitsicherheit bei Ertei-lung der Genehmigung in Höhe von jeweils 15 Euro/kW hinterlegt werden.Die o.g. Fristen zur Inbetriebnahme der Anlagen verlängern sich für Bürgerenergieprojekte um zwei Jahre, so dass erst vier Jahre nach Zuschlagserteilung Strafzahlungen zu leis-ten sind und nach 4,5 Jahren der Zuschlag für das Vorhaben erlischt. Die Sonderregelung gilt für privilegierte Bürgerenergiege-sellschaften, wenn

• mind. 10 Mitglieder der Gesellschaft natürliche Perso-nen sind,

• jedes Mitglied der Gesellschaft max. 10% der Stimm-rechte ausübt und die natürlichen Personen mind. 51% der Stimmrechte haben,

• mind. 51% der Stimmrechte bei Mitgliedern mit mind. 1 Jahr als Erstwohnsitz vor Ort liegen,

• nachweislich der Gemeinde eine finanzielle Beteiligung von 10% an der Bürgergesellschaft angeboten wurde

• sich die Gesellschaft innerhalb eines Jahres mit nur einem Projekt, das max. 6 WEA und insgesamt höchs-tens 18 MW umfasst, an der Ausschreibung für WEA an Land beteiligt.

Windenergieanlagen, die von den Ausschreibungen ausgenommen sind

Folgende Anlagen sind von der Ausschreibung aus-genommen und werden im Zuschlagsverfahren nicht berücksichtigt:

• WEA mit einer installierten Leistung bis 750 kW• Pilot-WEA an Land mit einer installierten Leistung von

insgesamt bis zu 125 MW pro Jahr• WEA an Land, die vor dem 01.01.2017 nach dem BIm-

SchG genehmigt und vor 2019 in Betrieb genommen werden (sog. „Übergangsanlagen“)



www.dewek.de

SAVE THE DATE

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(site quality factor) and an adjustment of the expiration date of the higher initial tariff. Other than under the auc-tion scheme, WTGS with statutory feed-in tariff will con-tinue to be entitled to funding for a period of twenty years plus the year of commissioning.According to the EEG 2017, the “value to be applied” for WTGS commissioned during the first quarter of 2017 shall be entitled to an initial tariff of 8.38 cents per kilowatt hour and a basic tariff of 4.66 ct/kWh. The values to be applied will be reduced as per 1.3., 1.4., 1.5., 1.6., 1.7. and 1.8.2017 for all WTGS commissioned after these dates by 1.05 percent compared to the values in the preceding calendar month. Fig. 2 shows the average funding for WTGS with statutory feed-in tariffs commissioned on 1.1. or on 1.8.2017. For a bet-ter understanding the diagram also shows the maximum value of funding for bids under the auction scheme pro-vided by the EEG 2017 – 7.00 ct/kWh for a site with 100 percent site quality factor valid for twenty years (without taking into account the year of commissioning).For WTGS commissioned later, the initial and basic tariffs are reduced every quarter (on 1.10.2017 and on 1.1, 1.4., 1.7. and 1.10.2018) by 0.4 percent compared to the previous quarter. Should the actual development of wind energy exceed the stipulated gross expansion, the quarterly reduc-tion of the tariff can even be significantly more (0.5 up to 2.4 percent).According to the provisions of the EEG 2017, operators claiming the statutory EEG feed-in tariff are not allowed to participate in the electricity balancing market.The so-called „transitional plants“ – WTGS for which per-mission under the Federal Immissions Control Act has been granted before 1.1.2017 – are exempted from the auctions, but are allowed to participate if they give up the claim to the statutory feed-in tariff by written declaration before 1.3.2017.

Offshore windFor offshore WTGS for which an unconditional commit-ment has been made before 1.1.2017 to connect them to the grid, or which have been given a connection capacity and will be commissioned before 2021, the provisions of the EEG 2014 will continue to apply without any changes.The value to be applied for these offshore WTGS is 15.4 ct/kWh as initial tariff for a period of 12 years. Alterna-tively the so-called „acceleration model“ can be chosen. This allows the operator to claim an initial tariff of 19.4 ct/Wh for a reduced period of eight operating years if the off-shore WTGS was commissioned before 2020. The basic tar-iff for offshore wind following the period of the higher ini-tial tariff is 3.9 ct/kWh until the maximum funding period (20 years plus year of commissioning) has been reached. The aforementioned period for the increased initial tariff is extended depending on the site conditions for projects with at least 12 nautical miles distance from shore and/or a minimum water depth of 20 meters (+ 0.5 months per nautical mile and/or +1.7 months per meter). When mak-ing use of the acceleration model referred to above, the extended initial tariff will be 15.4 ct/kWh. In accordance

• WEA auf See, die vor dem 1.1.2017 eine unbedingte Netz-anbindungszusage oder eine Anschlusskapazität erhal-ten haben und vor 2021 in Betrieb genommen werden

Für die o.g. Anlagen ist die Höhe der Förderung im EEG 2017 wie folgt geregelt:

WEA an LandFür die WEA an Land, die nach den Bestimmungen des EEG 2017 von der Ausschreibung ausgenommen sind, gel-ten die gesetzlich festgelegten „anzulegenden Werte“. Für diese Anlagen wird das zwei-stufige Referenzertragsmo-dell unverändert gegenüber dem EEG 2014 fortgeführt, d.h. auch unter Bezug auf die Definition des Referenzstandorts im EEG 2014. Zehn Jahre nach der Inbetriebnahme, spätes-tens aber ein Jahr vor Auslaufen der erhöhten Anfangsver-gütung, sieht das EEG 2017 allerdings eine Überprüfung des Referenzertragswerts (Gütefaktors) und eine Anpassung der Frist für die erhöhte Anfangsvergütung vor. Anders als bei Ausschreibungen, besteht der Zahlungsanspruch bei WEA, für die die Einspeisevergütung gesetzlich bestimmt wird, wie bisher für einen Zeitraum von zwanzig Jahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres.Für WEA, die im ersten Quartal 2017 in Betrieb genom-men werden, gilt laut EEG 2017 als anzulegender Wert ein Anfangswert von 8,38 Cent pro Kilowattstunde und ein Grundwert von 4,66 ct/kWh. Die anzulegenden Werte ver-ringern sich zum 1.3., 1.4., 1.5., 1.6., 1.7. und 1.8.2017 für die nach diesem Zeitpunkt in Betrieb genommenen WEA um 1,05 Prozent gegenüber den Werten im jeweils vorangegan-genen Kalendermonat. Abb. 2 zeigt die Durchschnittsvergü-tung bei WEA mit Inbetriebnahme am 1.1. bzw. 1.8.2017, für die die Einspeisevergütung gesetzlich bestimmt wird. Zur Orientierung ist in der Grafik auch die Vergütung für den im EEG 2017 festgelegten Höchstwert für Gebote bei Aus-schreibungen – 7,00 ct/kWh für den Standort mit einem 100 Prozent-Gütefaktor – dargestellt, die 20 Jahre (ohne Berücksichtigung des Inbetriebnahmejahres) gilt.Für Anlagen, die später in Betrieb gehen, verringert sich der Anfangs- und Grundwert der Vergütung quartals-weise (zum 1.10.2017 sowie zum 1.1., 1.4., 1.7. und 1.10.2018) um jeweils 0,4 Prozent gegenüber dem vorangegangenen Quartal. Für den Fall, dass die tatsächliche Ausbauentwick-lung den festgelegten Brutto-Zubau überschreitet, kann die quartalsweise Absenkung der Vergütung auch deutlich stärker (0,5 bis max. 2,4 Prozent) ausfallen.Nach den Bestimmungen des EEG 2017 dürfen Anlagenbe-treiber, die die gesetzliche Einspeisevergütung in Anspruch nehmen, nicht am Regelenergiemarkt teilnehmen.Die o.g. „Übergangsanlagen“ – WEA, für die bereits vor dem 1.1.2017 eine BImSchG-Genehmigung erteilt wurde – sind von der Ausschreibung ausgenommen, können sich aber auch beteiligen, wenn vor dem 1.3.2017 durch schrift-liche Erklärung auf die gesetzliche Einspeisevergütung ver-zichtet wurde.

WEA auf SeeFür die Windenergieanlagen auf See, die vor dem 1.1.2017 eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine


with the EEG 2017, the tariff will decrease by 0.5 ct/kWh for offshore WTGS commissioned in 2018 and 2019 and by 1 percent for WTGS commencing operation in 2020. When applying the acceleration model, the initial tariff will be reduced by 1.0 ct/kWh if the WTGS are commissioned in 2018 and 2019.

Anschlusskapazität erhalten haben und vor 2021 in Betrieb genommen werden, gelten unverändert die bereits im EEG 2014 festgelegten Bestimmungen.Der anzulegende Wert für diese Offshore-WEA beträgt 15,4 ct/kWh als Anfangswert für die Vergütung über einen Zeitraum von 12 Jahren. Alternativ kann das sog. „Stau-chungsmodell“ gewählt werden. Dieses bietet dem Betrei-ber die Möglichkeit, für einen auf acht Betriebsjahre ver-kürzten Zeitraum eine Anfangsvergütung von 19,4 ct/kWh zu erhalten, wenn die Offshore-WEA vor 2020 in Betrieb genommen wurden. Als Grundwert der Vergütung für Offshore-WEA im Anschluss an die erhöhte Anfangsver-gütung gelten 3,9 ct/kWh bis die maximale Vergütungs-dauer (20 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr) erreicht wurde. Der o.g. Zeitraum für die erhöhte Anfangsvergütung ver-längert sich je nach Standortbedingungen für Projekte mit mind. 12 Seemeilen Küstenentfernung und/oder mind. 20 Meter Wassertiefe mit zunehmender Küstenentfernung (+0,5 Monate pro Seemeile) und Wassertiefe (+1,7 Monate pro Meter). Bei Inanspruchnahme des o.g. Stauchungsmo-dells gilt dann 15,4 ct/kWh für die verlängerte Anfangsver-gütung. Gemäß EEG 2017 ist bei Inbetriebnahme in 2018 und 2019 eine Degression der Vergütung um 0,5 ct/kWh und bei Inbetriebnahme in 2020 um 1,0 ct/kWh für Offsho-re-WEA vorgesehen. Beim Stauchungsmodell verringert sich der Anfangswert der Vergütung um 1,0 ct/kWh, wenn die Anlagen 2018 und 2019 in Betrieb genommen werden.

Windenergie-auf-See-Gesetz für Offshore-WEA, die ab 2021 in Betrieb gehen

Aufgrund der besonderen Rahmenbedingungen für die Offshore-Windenergie wurde als Teil der Gesetzesnovelle auch ein eigenes „Gesetz zur Entwicklung und Förde-rung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-See-Ge-setz – WindSeeG)“ verabschiedet. Das WindSeeG regelt die Ausschreibungen zur wettbewerblichen Ermittlung der Marktprämie sowie die Zulassung, die Errichtung, die

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Average EEG Feed‐In Tariff

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ittsvergü

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Site quality factor (Energy yield/Reference energy yield)Gütefaktor für die Standortqualität (Energieertrag/Referenzenergieertrag)

Commissioning / Inbetriebnahme 1.1.2017Commissioning / Inbetriebnahme 1.8.2017

Average EEG Feed‐In Tariff / EEG‐Durchschnittsvergütung

Maximum value for bids in tenders (for 20 years)Höchstwert für Gebote bei Ausschreibungen (für 20 Jahre)

Fig. 2: Average EEG feed-in tariff for onshore WTGS when commissioned on 1.1. or 1.8.2017Abb. 2: Durchschnittsvergütung für WEA an Land mit gesetzlicher Einspeisevergütung bei Inbetriebnahme am 1.1. bzw. 1.8.2017

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Inbetriebnahme und den Betrieb von Offshore-WEA und -anbindungsleitungen, die ab 2021 in Betrieb gehen.Die Regelungen des WindSeeG werden im Rahmen dieses Beitrags nicht näher behandelt.

Sonstige Regelungen im EEG 2017

Die Gesetznovelle basiert auf den bereits im EEG 2014 ein-geführten Grundsätzen und Regelungen. Unverändert gelten deshalb die Direktvermarktung des Stroms und die Fernsteuerbarkeit der Anlage als Voraus-setzung für den Anspruch auf Zahlung der Marktprämie. Zudem gilt – wie bereits im EEG 2014 – die Regelung, dass der Zahlungsanspruch auch für die Strommenge besteht, die nach vorheriger Zwischenspeicherung aus einem Stromspeicher in das Netz eingespeist wird.Bei einem Ausfall des Direktvermarkters haben WEA-Be-treiber für eine Dauer von bis zu drei aufeinander folgen-den Kalendermonaten (max. aber sechs Monate pro Kalen-derjahr) einen Anspruch auf eine „Ausfallvergütung“ in Höhe von 80% der gesetzlich festgelegten „anzulegenden Werte“.Aus dem EEG 2014 wurde auch die Regelung übernom-men, dass WEA mit einer Leistung von mehr als 3 MW bei negativen Börsenpreisen vorübergehend den Zahlungsan-spruch verlieren. Dies gilt für den gesamten Zeitraum mit negativen Werten der Stundenkontrakte für die Preiszone Deutschland/Österreich am Spotmarkt der europäischen Strombörse EPEX in Paris, wenn die Werte über einen Zeit-raum von mehr als sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ sind.Jenseits des Systemwechsels zu Ausschreibungen werden nur punktuelle Änderungen gegenüber dem EEG 2014 vor-genommen. So wird z.B. die Möglichkeit für eine regionale Grünstromkennzeichnung eingeführt, um durch regionale und lokale Vermarktungsmodelle die Entwicklung und Akzeptanz der Energiewende vor Ort zu fördern.Schließlich ist zu erwähnen, dass die Ausschreibungen der Förderung erneuerbarer Energien im Umfang von 5 Pro-zent der jährlich zu installierenden Leistung für die Teil-nahme von Anlagen in anderen EU-Mitgliedstaaten auf Basis der Gegenseitigkeit geöffnet werden sollen, um die europäische Zusammenarbeit bei der Umsetzung der Energiewende weiter zu stärken und die Integration der erneuerbaren Energien in den europäischen Binnenmarkt voranzutreiben. Hierzu wurde die „Grenzüberschreiten-de-Erneuerbare-Energien-Verordnung“ verabschiedet, die zunächst Pilotprojekte im Bereich Photovoltaik und ab 2017 eine anteilige Öffnung für andere Technologien vorsieht.

References / Quelle:[1] Gesetzesbeschluss des Deutschen Bundestages: Gesetz zur Einfüh-

rung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien – Bundesrat Drucksache 355/16; 08.07.2016

Offshore Wind Energy Act for Offshore WTGS Starting Operation from 2021

Because of the special framework conditions for the off-shore wind energy, a separate „Act on the Development and Funding of Offshore Wind Energy – Offshore Wind Energy Act (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG) has been adopted as part of the revision the EEG. The act reg-ulates the auction of the floating market premium as well as the licensing, building, commissioning and operation of offshore wind farms and grid connections starting opera-tion after 2021.The regulations of the WindSeeG will not be discussed in further detail in this article.

Other Regulations Included in the EEG 2017

The 2016 revision is based on the principles and regulations introduced in the EEG 2014. Therefore the mandatory direct marketing of electric-ity and the ability of WTGS to be remote-controlled still remain a pre-requisite for being entitled to the payment of a market premium. Furthermore the provision already included in EEG 2014 that entitlement to the payment also applies to electricity fed into the grid from a storage sys-tem (intermediate storage) remains valid.If direct marketing should not be possible temporarily (e.g. insolvency of the direct marketer), wind farm operators are entitled to a compensation of 80% of the statutory “value to be applied” for a period of up to three consecutive months (but no more than six months per calendar year). Another regulation adopted from the EEG 2014 is the pro-vision that wind turbines with a capacity of more than 3 MW will temporarily lose their right to compensation if the price at the electricity exchange is negative. This applies for the entire duration of negative values of hourly contracts for the pricing zone Germany/Austria at the spot market of the electricity exchange EPEX in Paris if over a period of more than six consecutive hours the values are negative.Apart from the system change of introducing an auction scheme, only minor modifications of the EEG 2014 were adopted. One example is the possibility to use a regional green electricity label in order to promote the development and acceptance of the energy transition by regional and local marketing schemes.Finally it should be mentioned that the auctioning of funding for 5% of new renewables capacity to be installed each year will be opened up to installations in other Euro-pean Member States on a basis of reciprocity in order to strengthen the cooperation within the European Union in implementing the energy transition and to further the inte-gration of renewable energies in the European single mar-ket. For this purpose, the „Cross-Border Renewable Energy Ordinance” has been adopted, which in a first step, will cover pilot auctions for ground-mounted PV installations, and from 2017, parts of the auctions for other technologies will also be opened up to other EU Member States.

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DEUTSCHENGLISH

EEG 2017Determination and Importance of Site Quality in the Context of the New Auction System and in the Operation of Wind Turbine Generators

On July 8, 2016, the German parliament and the Bundes-rat (upper house of parliament) passed the revision of the Renewable Energy Sources Act (EEG 2017) [1]. The new law contains a number of new features, the most important of which is the change towards a one-tier reference revenue model within the scope of the newly introduced auction design [see also the article on page 34]. For the application of the modified remuneration system and the determination of the level of remuneration based on statutory correction factors depending on the site qual-ity, the reference yield will continue to play an important role. For example, the law specifies that bids submitted within an auction must be normalized by the bidder to a 100% site (EEG 2017, section 30 para. 1 clause 5), and the amount of the actual remuneration is determined by the grid operator on the basis of the site quality assessed and by applying the corresponding correction factors (Section 36h para. 1). Whereas in the previous two-tier remuneration system the term of the increased initial remuneration was determined after 5 operating years on the basis of the actual amount of electricity fed into the grid in relation to the wind turbine and hub height-specific reference yield, in the new one-tier remuneration system it is necessary to assess the site qual-ity even before commissioning (Section 36h para. 3).In this connection the legislator also changed the charac-teristics of the reference site on the basis of which the tur-bine and hub height-specific reference yield for a wind tur-bine is determined (Appendix 2 of the EEG 2017).The present article focuses in particular on the conse-quences of the modifications of the reference yield calcu-lation and on the requirements for determining the site under the new one-tier remuneration system for wind tur-bine generators (WTGS).

EEG 2017Ermittlung und Bedeutung der Standortgüte im Rahmen der Ausschreibung und im Betrieb von Windenergieanlagen

Am 08. Juli 2016 wurde durch den Deutschen Bundestag und den Bundesrat das Erneuerbare-Energien Gesetz (EEG 2017) [1] verabschiedet. Neben einer Vielzahl an Neuerun-gen ist der Schwenk zu einem nunmehr einstufigen Vergü-tungssystem im Rahmen des neu eingeführten Ausschrei-bungsdesigns besonders hervorzuheben [siehe hierzu auch den Beitrag auf Seite 34]. Für die Anwendung des modifizierten Vergütungsmodells und die Bestimmung der Höhe der Vergütung anhand gesetzlich festgelegter Korrekturfaktoren in Abhängigkeit der Standortgüte wird weiterhin der Referenzertrag eine bedeutende Rolle spielen. So ist festgelegt, dass Gebote im Rahmen der Ausschreibung durch den Bieter auf einen 100% Standort normiert werden müssen (EEG 2017 § 30 Abs. 1 Satz 5) und die Höhe der tatsächlichen Vergütung dann anhand der ermittelten Standortgüte und den damit verbundenen Korrekturfaktoren durch den Netzbetreiber bestimmt wird (§ 36h Abs. 1). Wurde in dem bisherigen 2-stufigen Vergütungssystem die Laufzeit der erhöhten Vergütung nach 5 Betriebsjahren auf Basis der tatsächlich eingespeisten Strommenge im Ver-hältnis zu dem Anlagen- und Nabenhöhen-spezifischen Referenzertrag ermittelt, so ist es in dem einstufigen Ver-gütungssystem notwendig bereits vor Inbetriebnahme die Standortgüte zu ermitteln (§ 36h Abs. 3).In diesem Zusammenhang wurde durch den Gesetzge-ber auch die Charakteristik des Referenzstandortes geän-dert, auf dessen Grundlage der Anlagen- und Nabenhö-henspezifische Referenzertrag für eine Windenergieanlage bestimmt wird (Anlage 2 des EEG 2017).In dem vorliegenden Artikel wird ein besonderer Fokus auf die Auswirkungen der Änderungen an der Berechnung des Referenzertrages sowie die notwendigen Anforderungen zur Ermittlung der Standortgüte im Rahmen des einstu-figen Vergütungssystems für Windenergieanlagen gelegt.


Modification of the Calculation Basis for the Reference Yield

According to the EEG 2014 Appendix 2 of Section 49 [2] the reference site was defined by a mean wind speed of 5.5 m/s at 30m height with a roughness length of 0.1m and a Rayleigh wind distribution (k=2), taking into account a logarithmic wind profile. On this basis and considering the type-specific power curve (described in the Techni-cal Guideline Part 5 of FGW e.V. [3]), the turbine and hub height-specific reference yield of a wind turbine is deter-mined. The EEG 2017 now has established a new definition of the reference site, also known as 100% site (Appendix 2 (b). It is characterized by a wind speed of 6.45m/s at a height of 100m, and a height profile based on the pow-er-law formula using a Hellmann index α with a value of α = 0.25. The Rayleigh wind distribution (k=2) remains the same. The power law according to Hellmann describes the profile of the wind speeds at different heights based on the exponent α, which can vary depending on the site charac-teristics. In contrast, the logarithmic wind profile is char-acterized by the roughness length. Especially at high hub heights the influence of the surface roughness becomes less significant, and a description of the wind profile on the basis of a logarithmic function leads to a smaller increase of wind speed than actually found at such heights. This has already been proved in practice by various evaluations of LiDAR measurements.Changing the calculation of the reference yield to a method based on the power law according to Hellmann is therefore conclusive and provides a basis of calculation matching the higher hub heights that have been reached in the mean-time. We would like to point out, however, that in reality much higher α-values can occur, as has been proved by numerous measurements, and the value of 0.25 indicated in the EEG on average seems to be rather conservative.In general, because of the changed characteristics of the reference site it has become necessary to recalculate the

Änderungen der Berechnungsgrundlage des Referenz er tra ges

Im EEG 2014 Anlage 2 zu § 49 [2] wurde der Referenzstand-ort definiert durch eine mittlere Windgeschwindigkeit von 5,5 m/s auf 30 m Höhe bei einer Rauigkeitslänge von 0,1 m und einer Rayleigh Windverteilung (k=2) unter Berücksich-tigung eines logarithmischen Windprofils. Auf dieser Basis und unter Berücksichtigung der typspezifischen Leistungs-kennlinie wird (beschrieben in der Technischen Richtlinie 5 der FGW e.V. [3]) der Anlagen- und Nabenhöhen-spezifische Referenzertrag einer Windenergieanlage bestimmt. Im EEG 2017 wird eine Neudefinition des auch als 100% Standort benannten Referenzstandortes vorgenommen (Anlage 2 (b)). Dieser wird nun charakterisiert durch eine Windge-schwindigkeit von 6,45 m/s in 100 m Höhe und der Verlauf des Windprofils über die Höhe durch den Hellmann-Ex-ponent α=0,25 beschrieben. Die Rayleigh Windverteilung (k=2) bleibt dabei weiterhin erhalten. Das Potenzgesetz nach Hellmann beschreibt den Verlauf der Windgeschwin-digkeiten mit der Höhe basierend auf dem Exponenten α, der entsprechend variabel, je nach Eigenart des Stand-ortes, sein kann. Demgegenüber wird das logarithmische Windprofil entsprechend durch die Rauigkeitslänge cha-rakterisiert. Insbesondere in großen Nabenhöhen verliert der Einfluss der Oberflächenrauigkeiten an Bedeutung und eine Beschreibung des Windprofils auf Basis einer logarith-mischen Funktion führt zu einer geringeren Zunahme der Windgeschwindigkeit als sie tatsächlich in solchen Höhen vorgefunden wird. Dies konnte in der Praxis bereits durch verschiedene Auswertungen von LIDAR Messungen gezeigt werden.Eine Änderung der Berechnung des Referenzertrages auf Basis des Potenzgesetzes nach Hellmann ist vor die-sem Hintergrund schlüssig und passt entsprechend die Berechnungsgrundlage auf die zwischenzeitlich erreich-ten Nabenhöhen an. Es sei an dieser Stelle allerdings auch darauf verwiesen, dass in der Realität, belegt durch eine

T.SchorerDEWI, Oldenburg

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reference yield for those wind turbine types which are con-sidered in an auction. The basis for calculation remains a power curve measured according to the FGW Technical Guideline 2 [4]. Based on this power curve and taking into account the new definition of the reference site, the five-year reference yield can then be calculated.When comparing the curves of the wind profile on the basis of the EEG 2014 regulations with the modification introduced by the EEG 2017, Fig. 1 shows an intersection of both curves at approx. 135m. In practice this means that there is no change of the site quality for a 135m wind tur-bine by either of the methods. On the other hand for hub heights exceeding 135m, higher wind speeds are defined for the 100% site on the basis of the new calculation method, whereas for sites below 135m lower wind speeds are calculated.Consequently this leads to different conditions with regard to the energy yield obtained at the site in comparison to the newly defined reference yield.Fig. 2 shows that the new calculation method results in an increased site quality for lower hub heights. When applying the correction factors defined in the EEG 2017 for determin-ing the level of remuneration (see also the article on page 34), a higher site quality consequently leads to a reduction of the feed-in tariff. A wind turbine with a hub height of under 135m will therefore fetch a lower remuneration at an identical site compared to a wind turbine with 135m hub height, and a wind turbine with a hub height of over 135 m will receive a correspondingly higher remuneration.The new calculation method therefore must be rated as a clear vote for high hub heights. Whether it will still be profitable to install wind turbines with lower hub heights in view of the modified legal framework, has to be verified by site-specific analyses.

Vielzahl an Messungen, für große Nabenhöhen weitaus höhere α-Werte auftreten können und der im EEG ange-gebene Wert von 0,25 im Mittel als eher konservativ anzu-sehen ist.Grundsätzlich ist es durch die Änderung der Charakteristik des Referenzstandortes notwendig entsprechend für die Windenergieanlagentypen eine Neuberechnung des Refe-renzertrages vorzunehmen, welche in einer Ausschreibung Berücksichtigung finden. Die Berechnungsgrundlage stellt dabei weiterhin eine nach Technischer Richtlinie 2 der FGW [4] vermessene Leistungskennlinie dar. Mit dieser Kennli-nie und unter Berücksichtigung der neuen Definition des Referenzstandortes kann dann der auf 5 Jahre bezogene Referenzertrag berechnet werden.Betrachtet man den Verlauf des Windprofils auf Basis der Regelungen im EEG 2014 und der vorgenommenen Änderung im EEG 2017 so zeigt Abb. 1, dass es zu einem Schnittpunkt der beiden Profile bei ca. 135 m kommt. Dies bedeutet für die Praxis, dass durch beide Berechnungs-methoden keine Änderung an der Standortgüte für eine 135 m hohe WEA bezüglich des 100% Standortes erfolgt. Andererseits werden für Nabenhöhen über 135 m höhere Windgeschwindigkeiten für den 100% Standort auf Basis der neuen Berechnungsmethode definiert. Für Standorte unter 135 m werden im Gegensatz dazu niedrigere Windge-schwindigkeiten berechnet.Dies führt in der Folge zu anderen Verhältnissen bezogen auf den am Standort erzielten Ertrag im Vergleich zum neu definierten Referenzertrag.Es wird aus Abb. 2 ersichtlich, dass die neue Berechnungs-grundlage zu einer Erhöhung der Standortgüte für niedri-gere Nabenhöhen führt. Unter Anwendung der im EEG 2017 festgelegten Korrekturfaktoren zur Ermittlung der Vergü-tungshöhe (siehe hierzu den Beitrag auf Seite 34) führen höhere Standortgüten in der Folge zu einer Verringerung der Einspeisevergütung. Eine WEA mit einer Nabenhöhe unter 135 m wird somit im Vergleich zu einer WEA mit 135 m Nabenhöhe am identischen Standort mit einer geringeren Vergütung bedacht, während eine WEA mit einer Naben-

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80

100

120

140

160

180

200

4,00 4,50 5,00 5,50 6,00 6,50 7,00 7,50 8,00

Height ab

ove grou

nd in m

Höhe

übe

r Grund

in m

Wind speed in m/sWindgschwindigkeit in m/s

Comparison of wind profile of EEG 2014 (blue) vs EEG 2017 (red)Vergleich Windprofil EEG 2014 (blau) vs. EEG 2017 (rot)

v (Ref) v (a=0.25) Fig. 1: Curves of the wind profile based on EEG 2014 (blue) and on EEG 2017 (red)

Abb. 1: Verlauf des Windprofils am Referenz-standort auf Basis EEG 2014 (blau) und EEG 2017 (rot)


Determination of Site Quality – The Importance of Energy Yield Assessments in the One-tier Remuneration System

For WTGS which have been or will be commissioned accord-ing to the provisions of the EEG 2014, the site quality is determined by the relation of the actual energy yield to the WTGS-specific reference yield. This ratio, expressed in percent, then determines the period of the increased initial remuneration for the WTGS concerned. This provision will remain valid under the EEG 2017 for those WTGS which have received a permit until 31.12.2016 and will be commissioned before 31.12.2018 (Section 22 para. 2).WTGS receiving a permit after 01.01.2017 are required to participate in the auction system. For them a one-tier remuneration system shall apply in the future. This means that, from the date of commissioning, the level of remu-neration is determined on the basis of the bid price in the auction based on a 100% site multiplied by the correction factor depending on the site quality. According to the EEG 2017 the site quality and thus the level of remuneration has to be reviewed again after 5, 10 and 15 years of operation on the basis of the electric-ity actually fed in, plus a fictitious amount of electricity. On this basis the level of remuneration will be adjusted if necessary. Over- or underpayments within the respective period have to be reimbursed.The site quality has to be determined according to the cur-rent state of the art by an expert accredited under DIN EN ISO IEC 17025. State of the art according to EEG 2017 is the FGW Technical Guideline Part 6 [5].

Determination of the Site Quality Before Commission of the WTGS

According to EEG 2017 section 36h para. 3 (1), the site qual-ity must be communicated to the grid operator before the WTGs are commissioned in order to qualify for a remunera-tion. The level of remuneration is fixed by the grid operator

höhe über 135 m entsprechend höhere Vergütung erzielen kann.Die neue Berechnungsgrundlage ist somit als klares Votum für hohe Nabenhöhen zu bewerten. Inwiefern niedrige Nabenhöhen vor dem Hintergrund der veränderten Rah-menbedingungen wirtschaftlich noch zu verwirklichen sind, ist entsprechend durch standortspezifische Betrach-tungen zu überprüfen.

Ermittlung der Standortgüte - die Rolle von Energieertrags-ermittlungen im einstufigen Vergütungssystem

Für Windenergieanlagen, die unter dem Regime des EEG 2014 in Betrieb gegangen sind bzw. in Betrieb gehen wer-den, wird die Standortgüte bestimmt, indem nach 5 Jahren Betriebszeit die eingespeisten Energieerträge ins Verhältnis zum anlagenspezifischen Referenzertrag gesetzt werden. Dieser Verhältnisfaktor, ausgedrückt in Prozent, bestimmt dann die Laufzeit der erhöhten Anfangsvergütung für die betrachtete Windenergieanlage. Diese Regelung wird auch im EEG 2017 weiterhin für die WEA Bestand haben, die eine Genehmigung bis 31.12.2016 erhalten und bis 31.12.2018 in Betrieb gehen (§ 22 Abs. 2).Für jene WEA, die eine Genehmigung nach dem 01.01.2017 erhalten und somit an einer Ausschreibung teilnehmen, gilt zukünftig ein ein-stufiges Vergütungssystem. Das heißt, es wird ab Inbetriebnahme die Höhe der Vergütung auf Basis des Gebots im Rahmen der Ausschreibung auf einen 100% Standort multipliziert mit dem von der Stand-ortgüte abhängigen Korrekturfaktor bestimmt. Laut EEG 2017 ist die Standortgüte und somit die Vergü-tungshöhe nach 5, 10 und 15 Jahren Betrieb erneut anhand der tatsächlich eingespeisten Strommenge zuzüglich einer fiktiven Strommenge zu ermitteln. Auf dieser Basis wird daraufhin unter Umständen die Vergütungshöhe ange-passt. In dem zurückliegenden Zeitraum zu viel oder zu wenig bezahlte Vergütung muss entsprechend erstattet werden.

60

70

80

90

100

110

120

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95% 100% 105% 110% 115% 120% 125%Heigh

t in meters

Höhe

in M

eter

Site quality new (previously 100%)Standortgüte neu (vorher 100%)

Comparison of reference site EEG 2014 vs EEG 2017Vergleich Referenzstandort EEG 2014 zu EEG 2017

305 W/m2 581 W/m2 224 W/m2

Fig. 2: Change in site quality for 3 WTG Types (characterized through the ratio of generator power to rotor diameter) based on the modified wind profile of the reference yield under the EEG 2017 compared to EEG 2014, related to a former 100% site quality of the EEG 2014.

Abb. 2: Veränderte Standortgüte für 3 WEA-Typen (charakterisiert durch das Ver-hältnis der Generatorleistung zur Rotor-fläche) auf Basis der Änderung des Windprofils des Referenzertrags im EEG 2017 im Vergleich zum EEG 2014 bezogen auf eine vormalige Standortgüte von 100% aus EEG 2014

48

on the basis of the site quality and the correction factors defined in Section 36h para. 1.In Appendix 2 of the EEG 2017 the legislator has stipulated that the site quality is to be determined on the basis of the so-called site yield. The site yield is defined as the gross energy yield determined on the basis of a specific power curve for the hub height to be considered, taking into account the site-specific wind potential, minus the loss fac-tors defined in Appendix 2, para. 7.1. The gross energy yield here is understood as the free energy yield following the definition of the Technical Guideline Part 6, Revision 9 TR 6 of FGW [5]. The following yield losses are considered as loss factors:

• Loss due to wake effects• Loss due to non-availability of 2 % at most• Electrical transformation and transmission losses up to

the transfer point • Reduced yield due to permission related restrictions,

referring to e.g. noise, shadow, nature conservation and radar.

The site yield derived from the gross energy yield minus the loss factors is then related to the site-specific reference yield and a five-year period.The determination of the site yield and confirmation of the site quality can only be carried out reasonably within the scope of a full wind potential analysis and energy yield assessment. In a site-specific energy yield assessment, the wind potential is analyzed and wake effects and other losses are determined. This is also indirectly referred to in Appendix 2 para. 7.3. of the EEG 2017, which requires the determination of the site yield to be performed accord-ing to the current state of the art, specified in detail by the FGW Technical Guidelines, especially in Part 6 of the Guidelines. A revised edition of Part 6, which was last revised in 2014, is currently being prepared, so that the new legal require-ments will be reflected in the technical guideline.

Determination of Site Quality After 5, 10 and 15 Years of Operating Time

In order to verify the site quality on the basis of the actual energy yield, the law demands a review of the site quality after 5, 10 and 15 years of operating time. Proof of this ver-ification has to be submitted to the grid operator not later than 2 months after the beginning of the 6th, 11th and 16th operating year to qualify for a continued remunera-tion (Section 36h para. 2 and 3). The re-assessment refers to the data corresponding to the preceding five years (Section 36h para. 2). The assessment is based on the energy actually fed into the grid at the transfer point, to which a so-called “fictitious amount of electricity” is added. This fictitious electricity has been defined in Appendix 2 para. 7.2 as the sum of the following partial quantities:

• Amounts of electricity due to a technical non-availabil-ity of more than 2 percent of the gross energy yield

Die Ermittlung der Standortgüte ist dabei nach Stand der Technik und von einer nach DIN EN ISO IEC 17025 akkre-ditierten Institution durchzuführen. Als Stand der Technik wird durch das EEG 2017 die Technische Richtlinie 6 der FGW [5] benannt.

Ermittlung der Standortgüte vor Inbetriebnahme der WEA

Die ermittelte Standortgüte ist nach EEG 2017 § 36h Abs. 3 (1) dem Netzbetreiber vor Inbetriebnahme zu übermit-teln, um überhaupt eine Vergütung zu erhalten. Auf Basis der ermittelten Standortgüte und der in § 36h Abs. 1 defi-nierten Korrekturfaktoren bestimmt der Netzbetreiber die Vergütungshöhe.Als Grundlagen zur Bestimmung der Standortgüte legt der Gesetzgeber in Anlage 2 des EEG 2017 fest, dass hierfür der sog. Standortertrag zu ermitteln ist. Der Standorter-trag wird hierbei definiert als der auf Basis einer spezifi-schen Leistungskennlinie für die zu betrachtende Naben-höhe unter Berücksichtigung des standortspezifischen Windpotenzials ermittelte Bruttostromertrag abzüglich in der Anlage 2 Abs. 7.1 definierten Verlustfaktoren. Als Brut-tostromertrag ist hierbei in Anlehnung an die Definition in der Technischen Richtlinie 6 Revision 9 (TR 6) der FGW [5]der freie Energieertrag zu verstehen.Als Verlustfaktoren werden folgende Strommindererträge benannt:

• Abschattungsverluste• Verluste aufgrund Nichtverfügbarkeit von maximal 2 %• Elektrische Transformations- und Leitungsverluste bis

zum Übergabepunkt• Mindererträge aufgrund von genehmigungsrechtlichen

Auflagen, wie Schall, Schatten, naturschutzfachliche Auflagen und Radar.

Der aus Bruttostromertrag abzüglich der Verlustfaktoren erhaltene Standortertrag ist dann entsprechend bezogen auf 5 Jahre ins Verhältnis zum Anlagenspezifischen Refe-renzertrag zu setzen.Die Ermittlung des Standortertrages und der Nachweis der Standortgüte können sinnvollerweise nur im Rahmen einer vollständigen Windpotenzial- und Energieertragser-mittlung erfolgen. Denn im Rahmen einer standortspezi-fischen Energieertragsermittlung wird das Windpotenzial ermittelt und die Abschattungs- sowie weitere Verluste bestimmt. Hierauf nimmt indirekt auch die Anlage 2 Abs. 7.3 im EEG 2017 Bezug, indem dort beschrieben ist, dass sich die Bestimmung des Standortertrages nach dem Stand der Technik zu richten hat, konkretisiert durch die Technischen Richtlinien der FGW, insbesondere der TR 6. Die entsprechende Konkretisierung der TR 6, zuletzt revi-diert in 2014, ist aktuell in Bearbeitung, um auch von fach-licher Seite die gesetzlichen Vorgaben zu berücksichtigen.

Ermittlung der Standortgüte nach 5, 10 und 15 Jahren Betriebszeit

Zur Überprüfung der Standortgüte auf Basis der tatsächlich eingespeisten Strommenge verlangt der Gesetzgeber eine


• Amounts of electricity not generated due to curtail-ments by the grid operator according to Section 14 (feed-in management)

• Amounts of electricity that were not fed into the grid due to other shutdowns or reductions, for example optimized marketing of electricity, power for own use or supplies to third parties.

Furthermore, para. 7.3 stipulates that these amounts of electricity have to be determined on the basis of „specific WTGS data“ for the preceding operating years. The WTGS operator is required to retain these data, ensure that they can be accessed by third parties and that they cannot be altered subsequently.The fictitious amounts of electricity can be determined in several ways. For example, in case of the amounts of electricity lost due to curtailments by the grid operator, the data can be taken from the feed-in management statements. The determination of losses due to non-avail-ability or feed-in reduction on the other hand requires a detailed analysis of the high resolution data of each WTGS considered. Analogously to the determination of the site quality before commissioning of a WTGS, the current state of the art also has to be observed here (Appendix 2 para. 7.3 of the EEG 2017). The relevant existing technical guidelines therefore have to be amended and sometimes even revised, in order to comply with the current requirements of the EEG.

Consequences and Risks

Because of the continuous verification of the site quality in relation to the actual amount of electricity fed in (plus the fictitious amounts mentioned above) it can be assumed with a certain probability that in the course of time the level of remuneration will be adjusted. Especially in view of the fact that a review only takes into account the previous five-year period.Therefore especially a realistic assessment of the site qual-ity before the commissioning of the WTGS is a fundamen-tal requirement for any sound economic assessment.For any deviation from the previous site quality of more than 2 percent over- or underpayments within the respec-tive period have to be reimbursed. Moreover, payment claims from the grid operator are to be paid with interest, at the current EURIBOR interest rate plus 1 percent (ibid.)Basically, however, there is already some degree of uncer-tainty with regard to the variance of wind speeds in the five-year periods on which the assessments are based. According to analyses carried out by DEWI, taking into account the past years since 1995, there is a variation of 2.3 to 5% with regard to the wind speed for rolling five-year periods based on the BDB index, depending on the index region. Taking into account a maximum deviation of 2% from the previous site quality, a change in the level of remuneration seems very likely simply because of the vary-ing wind speeds in the five-year periods considered.

erneute Bestimmung nach 5, 10 und 15 Jahren Betriebs-zeit. Ein entsprechender Nachweis ist jeweils spätestens 2 Monate nach Beginn des 6., 11. und 16. Betriebsjahres dem Netzbetreiber vorzulegen, um weiterhin eine Vergütung zu erhalten (§36h Abs. 2 und 3). Im Rahmen der erneuten Ermittlung erfolgt der Bezug jeweils auf den zurückliegenden 5 Jahreszeitraum (§36h Abs. 2). Grundlage der Ermittlung ist die tatsächlich ein-gespeiste Strommenge am Übergabepunkt zu welcher eine sog. „fiktive Strommenge“ addiert wird. Diese fik-tive Strommenge ist in Anlage 2 Abs. 7.2 entsprechend als Summe folgender Teilmengen festgelegt:

• Strommengen, die auf eine technische Nichtverfüg-barkeit von mehr als 2 Prozent des Bruttostromertrags zurückgehen

• Strommengen, die wegen Abregelungen durch den Netzbetreiber nach § 14 nicht erzeugt wurden (Einspeisemanagement)

• Strommengen, die wegen sonstigen Abschaltungen oder Drosselungen, zum Beispiel der optimierten Ver-marktung des Stroms, der Eigenversorgung oder der Stromlieferungen unmittelbar an Dritte, nicht eige-speist wurden.

Es wird hierbei weiterhin in Abs. 7.3 festgelegt, dass die Ermittlung dieser Strommengen auf Basis der „konkreten Anlagendaten“ für die zurückliegenden Betriebsjahre zu erfolgen hat. Zur Vorhaltung dieser Daten ist der Anlagen-betreiber verpflichtet, der auch sicherzustellen hat, dass ein entsprechender Zugriff durch Dritte möglich und die Daten im Nachhinein nicht verändert werden können.Die Ermittlung der fiktiven Strommengen kann auf der einen Seite z.B. für die Strommengen aufgrund von Abre-gelungen durch den Netzbetreiber entsprechend den Abrechnungen zum Einspeisemanagement entnommen werden. Demgegenüber erfordert zum Beispiel die Ermitt-lung des Ausfalls aufgrund von Nichtverfügbarkeit sowie aufgrund von Abschaltungen oder Drosselungen eine detaillierte Auswertung von hochaufgelösten Daten jeder zu betrachtenden WEA. Analog zu der Ermittlung der Standortgüte vor Inbetrieb-nahme der WEA ist auch hier nach dem Stand der Tech-nik zu verfahren (Anlage 2 Abs. 7.3 zum EEG 2017). Daher sind hierfür die entsprechenden bestehenden Richtlinien zu konkretisieren und mitunter auch neu zu verfassen, um den aktuellen Anforderungen des EEG zu entsprechen.

Konsequenzen und Risiken

Durch die stetige Überprüfung der Standortgüte in Abhän-gigkeit der tatsächlich eingespeisten Strommenge (zuzüg-lich der o.g. fiktiven Strommengen) ist mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, dass die Vergü-tungshöhe über die Laufzeit Anpassungen erfährt. Insbe-sondere auch vor dem Hintergrund, dass sich eine Überprü-fung jeweils nur auf den zurückliegenden 5 Jahreszeitraum bezieht.Vor diesem Hintergrund ist insbesondere eine realisti-sche Ermittlung der Standortgüte vor Inbetriebnahme der

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Furthermore, it should be taken into account, especially at the first review after five years, that the determina-tion of the site quality before the commissioning of the WTGS is based on a wind potential and energy yield assess-ment. These are always subject to uncertainties of differ-ent origins. Normally the uncertainties in full energy yield assessments accepted by financing institutions amount to between 10 and 18%. Whereas in the financing of a proj-ect as a rule a deduction on the calculated energy yield is made depending on the uncertainties (p-value), in the determination of the site quality before commissioning of the WTGS the calculated energy yield is used without taking into account any uncertainties. Uncertainties in the energy yield assessment therefore can have consequences for the adjustment of the level of remuneration after the five-year operating period. Against this background it is obvious that a high-quality energy yield assessment with low uncertainties is abso-lutely necessary in order to avoid adjustments of the level of remuneration due to avoidable uncertainties in the energy yield assessment. These are in particular uncertainties due to insufficient input data, such as reference sites that are too far away or a lack of wind measurements. By employing accredited wind resource experts already in an early stage in order to assess the available data material and to formulate addi-tional requirements for a reduction of uncertainties, how-ever, the risk of future adjustments of the level of remuner-ation can be mitigated. It is also necessary to focus more closely on the losses to be considered, as this is now a legal requirement. An accurate determination of the permission related restrictions and of the electrical transformation and transmission losses con-tinues to be of great importance for a realistic determina-tion of the site quality.To avoid being taken by surprise by possible adjustments to the level of remuneration at the time of the first review after five years of operation, it is recommended to per-form an initial preview of the site quality after one or two years after commissioning, based on the energy actually fed in. On this basis the economic efficiency calculation can be adjusted accordingly and the operator can prepare for possible payments to the grid operator. This is partic-ularly important if the wind farm configuration has been changed, for example by added wind turbines, or by addi-tional or cancelled legal restrictions (shutdown due to bats, modified noise modes).Furthermore it is possible in a review to detect operational aspects that may have consequences for the level of remu-neration, especially with regard to the legally allowed non-availability of 2% or possible shutdowns or reductions that have to be added.These aspects still remain important in the future reviews after 10 and 15 years, although the uncertainties of the original energy yield assessment are no longer relevant, but „only“ the variation of wind speeds, possible exten-sions and operational aspects.

WEA eine grundsätzliche Voraussetzung für eine solide Wirtschaftlichkeitsbetrachtung.Denn jegliche Abweichung zur vorangegangenen Stand-ortgüte über 2 Prozent ist entsprechend mit einer Nach-zahlung oder -forderung für den zurückliegenden Zeitraum belegt (§36h Abs. 2). Verschärfend kommt hierbei hinzu, dass Rückzahlungen an den Netzbetreiber mit dem zum Startzeitpunkt des Überprüfungszeitraumes gültigen EURI-BOR Zinssatz zuzüglich 1 Prozent verzinst werden (ebd.). Grundsätzlich besteht aber schon in den zu Grunde geleg-ten 5 Jahreszeiträumen eine gewisse Unsicherheit hinsicht-lich der Varianz der Windgeschwindigkeiten. Nach Untersu-chungen des DEWI besteht auf Basis der zurückliegenden Jahre seit 1995 für gleitende 5 Jahreszeiträume auf Basis des BDB-Index eine Variation von 2,3 bis 5% hinsichtlich des Windaufkommens in Abhängigkeit der Index Region. Unter Berücksichtigung einer maximalen Abweichung von 2 % von der vorangegangenen Standortgüte ist somit bereits aufgrund des unterschiedlichen Windaufkommens in betrachteten 5 Jahreszeiträumen mit hoher Wahrschein-lichkeit eine Änderung der Vergütungshöhe anzunehmen.Weiterhin ist insbesondere bei der ersten Überprüfung nach 5 Jahren zu berücksichtigen, dass die Ermittlung der Standortgüte vor Inbetriebnahme der WEA auf einer Wind-potenzial- und Energieertragsermittlung basiert. Diese sind naturgemäß mit Unsicherheiten behaftet, die sich aus verschiedenen Aspekten zusammensetzen. In der Regel lie-gen die Unsicherheiten von vollständigen und von finan-zierenden Instituten akzeptierten Ertragsermittlungen zwischen 10 und 18 %. Wird im Rahmen der Finanzierung in der Regel ein Abschlag auf den berechneten Energieertrag in Abhängigkeit der Unsicherheiten (p-Werte) getätigt, so wird im Rahmen der Standortgüte-Ermittlung vor Inbe-triebnahme der WEA jeweils der berechnete Energieertrag ohne Berücksichtigung von Unsicherheiten herangezogen. Eventuelle Unsicherheiten in der Energieertragsermittlung können damit Auswirkungen auf eine Korrektur der Vergü-tungshöhe nach 5 Jahren Betriebszeitraum haben. Vor diesem Hintergrund ist eine hochwertige Energieer-tragsermittlung mit geringen Unsicherheiten eine zwin-gende Notwendigkeit zur Vermeidung von Korrekturen der Vergütungshöhe aufgrund von vermeidbaren Unsicherhei-ten in der Energieertragsermittlung. Hierzu zählen insbesondere Unsicherheiten aufgrund von nicht ausreichenden Eingangsdaten, wie z.B. zu weit ent-fernten Referenzen oder fehlenden Windmessungen. Dabei kann die frühzeitige Einbeziehung von akkreditierten Windgutachtern zur Einschätzung der Datenlage und zur Formulierung von zusätzlichen Anforderungen zur Reduk-tion von Unsicherheiten einer Ermittlung das Risiko späte-rer Änderungen der Vergütungshöhe reduzieren. Weiterhin gilt es einen verstärkten Fokus auf die nun-mehr gesetzlich vorgeschriebenen und zu berücksichtigen-den Verluste zu richten. Eine soweit wie möglich exakte Bestimmung insbesondere der genehmigungsrechtlichen Auflagen sowie der Leitungs- und Trafoverluste ist weiter-hin eine wichtige Grundlage für eine realistische Ermitt-lung der Standortgüte.


Conclusion

Due to the fundamental system change and decision by the legislator to determine the remuneration for electricity generated from wind energy on the basis of auctions under the new EEG 2017, the requirements for determining the site quality also have changed. Whereas under the previ-ous EEG the site quality was determined after five years of operation and then the period of the initial increased tariff was established, the site quality is now assessed before commissioning as well as after 5, 10 and 15 years, with the level of remuneration coupled to these assessments. This system which in an extreme case rather corresponds to a four-tier than a one-tier remuneration model, requires a repeated verification of the amount of electricity fed into the grid. The technical guidelines and specifications nec-essary for implementing the requirements of the EEG 2017 are currently being revised or prepared. They are an import-ant prerequisite for an assessment of the site quality in the review periods stipulated.In order to minimize the risk of a steady decline of the level of remuneration, high-quality and realistic energy yield assessments with low uncertainties as well as a high tech-nical standard of operation are indispensable requirements.

References / Quellen[1] Gesetzesbeschluss des Deutschen Bundestages: Gesetz zur Ein-

führung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien – Drucksache 355/16; 08.07.2016

[2] Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBI. I S. 1066), das durch Artikel 4 des Gesetzes vom 22. Juli 2014 (BGBI. I S. 1218) geändert worden ist. 2014

[3] FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 5, „Bes-timmung und Anwendung des Referenzertrages“, Revision 6, Berlin, 2016.

[4] FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 2, „Bes-timmung von Leistungskurve und standardisierten Energieerträgen“, Revision 16, Berlin, 2010.

[5[ FGW e.V.-Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 6, „Bes-timmung von Windpotenzial und Energieerträgen“, Revision 9, Berlin, 2014.

Um von eventuellen Änderungen der Vergütungshöhe nicht erst nach 5 Jahren Betrieb im Rahmen der ersten Überprüfung überrascht zu werden, ist es ratsam, bereits im laufenden Betrieb nach ca. 1 bis 2 Jahren eine erste Vor-überprüfung der Standortgüte auf Basis der bereits einge-speisten Strommenge vorzunehmen. Auf dieser Basis kann die Wirtschaftlichkeitsberechnung entsprechend nachjus-tiert werden und für eventuell zu erwartende Rückzahlun-gen an den Netzbetreiber vorgesorgt werden. Insbesondere ist hierzu anzuraten, falls sich Änderungen an der Wind-parkkonfiguration durch z.B. Zubau oder durch hinzukom-mende oder wegfallende Auflagen (Fledermausabschal-tungen, veränderte Schallmodi) ergeben.Durch eine entsprechende Überprüfung können weiterhin betriebstechnische Aspekte detektiert werden, die eben-falls Auswirkungen auf eine Änderung der Vergütungs-höhe haben können. Insbesondere bezogen auf die per Gesetz erlaubte Nicht-Verfügbarkeit von 2% oder eventu-elle Abschaltungen oder Drosselungen, die entsprechend hinzuzurechnen sind.Im Rahmen der Überprüfungen nach 10 und 15 Jahren spielen die oben genannten Aspekte weiterhin eine Rolle, wenn auch die Unsicherheiten der ursprünglichen Ertrags-ermittlung nicht mehr relevant sind, sondern „nur noch“ die Variation der Windgeschwindigkeiten, eventueller Zubau und die betriebstechnischen Aspekte Auswirkungen haben können.

Fazit

Durch die grundlegende Systemänderung und der Ent-scheidung des Gesetzgebers im Rahmen des EEG 2017 die Vergütung für Strom aus Windenergie auf Basis von Aus-schreibungen zu ermitteln, ergeben sich veränderte und neue Anforderungen zur Bestimmung der Standortgüte. Wurden diese bisher nur nach 5 Jahren Betrieb ermittelt und damit die Laufzeit der erhöhten Vergütung festge-legt, findet nunmehr vor Inbetriebnahme sowie nach 5, 10 und 15 Jahren eine Ermittlung der Standortgüte statt, an die folglich auch die Vergütungshöhe gekoppelt ist. Die-ses System, dass im Extremfall eher einem 4-stufigen als einem 1-stufigen Vergütungsmodell entspricht, bedingt in der Folge eine wiederholte Überprüfung der eingespeisten Strommenge. Die zu den Festlegungen im EEG 2017 not-wendigen fachlichen Richtlinien und Vorgaben sind aktu-ell in Bearbeitung und bilden eine notwendige Vorausset-zung zur Ermittlung der Standortgüte in den gesetzten Überprüfungszeiträumen.Unabdingbar sind hierbei einerseits hochwertige und realistische Ertragsermittlungen mit geringen Unsicher-heiten sowie eine hochwertige Betriebsführung um das Risiko einer stetigen Veränderung der Vergütungshöhe zu minimieren.

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DEUTSCHENGLISH

Potential for WTGS Shutdown in Northern Germany until the End of the Decade

Stilllegungspotenziale für WEA in Norddeutschland bis Ende des Jahrzehnts

Regarding the expansion of onshore wind energy in Germany, the growing number of shutdowns of old wind turbines will be a factor to be considered in the future. This in particular will be an issue with regard to the bidding on the yearly capac-ity volumes from 2017 on. According to the 2017 Renewable Energy Sources Act (EEG 2017)1, the auctioned capacity for onshore wind energy in Germany per year will be 2,800 MW. From 2020 the amount will rise to 2,900 MW (gross). The dis-mantling of old wind turbine generators (WTGS) will not be taken into account. This article examines the age classes of today´s WTGS and the shutdowns to be expected within the next years in Germany’s “wind energy states” Schleswig-Hol-stein and Lower Saxony. It also illustrates how the auctions, starting in 2017, might affect the net growth of installed wind power.The analysis is based on data sets published periodically by the four German transmission system operators (TSO) within the scope of the EEG annual settlement.2, 3 Data registered by the EEG installations register, which is managed by the Federal Network Agency for Electricity, Gas, Telecommunications, Post and Railway (BNetzA)4, has been considered as well. The eval-uation is narrowed down to WTGS with a minimum capacity of 100 kW. The latest datasets in the installations register are from 2014 and capture 23,000 wind turbines with a capacity of 37.6 gigawatt (GW). The datasets include the commission-ing date for each WTGS, so that the life span can be deter-mined (e.g. reference date 31.12.2014). By the end of 2014 the average age of all operating WTGS in Germany was barely ten years. Wind turbines in Hamburg, Saxony and Lower Saxony had the highest average age, wind turbines in Bavaria, Berlin and Saarland the lowest.5 At the end of 2014 5,200 WTGS with a capacity of 7.9 GW were operating in Lower Saxony. The aver-age age of these WTGS was about 11.3 years, hence nearly one and a half years above the nationwide mean age. 2,750 WTGS with 4,9 GW capacity were installed in Schleswig-Holstein, the average age was 9.5 years, which is almost two years less than the average age of WTGS in Lower Saxony.

Bei der Betrachtung des Ausbaus der Windenergie an Land stellt der Rückbau von Altanlagen zukünftig eine zu beacht-ende, weil wachsende Größe dar. Insbesondere spielt dies vor der geplanten Mengensteuerung durch die Ausschreibung jährlicher Leistungsvolumen ab 2017 eine Rolle. Mit dem EEG 20171 werden jährlich 2.800 MW, ab 2020 2.900 MW (brutto) ausgeschrieben. Bei den auktionierten Erzeugungskapazitä-ten ist keine Berücksichtigung von Stilllegungen vorgesehen. Der Beitrag zeigt für die „Windenergieländer“ Schleswig-Hol-stein und Niedersachsen welche Altersstruktur der heutige Anlagenbestand dort aufweist, welche Außerbetriebnah-men in den nächsten Jahren zu erwarten sind und wie sich Ausschreibungen auf den dortigen Nettozubau auswirken könnten.Die Analysen basieren auf Datenbeständen, welche die Über-tragungsnetzbetreiber (ÜNB) turnusmäßig mit der EEG-Jah-resabrechnung2, 3 veröffentlichen, sowie auf Meldungen im Anlagenregister der Bundesnetzagentur (BNetzA)4. Die Aus-wertung beschränkt sich auf Windräder mit einer spezifi-schen elektrischen Mindestleistung von 100 kW. Die aktu-ellsten Anlagenstammdaten aus dem Jahr 2014 erfassen bundesweit rund 23.000 Windenergieanlagen (WEA) mit einer Gesamtleistung von 37,6 Gigawatt (GW). Die Daten-sätze beinhalten das Inbetriebnahmedatum der Windtur-binen, woraus sich Betriebsdauern (zum Stichtag 31.12.2014) errechnen lassen. Das Durchschnittsalter des Windenergie-anlagenbestandes in Deutschland betrug Ende 2014 knapp zehn Jahre. Den höchsten Altersdurchschnitt hatten Windrä-der in Hamburg, Sachsen und Niedersachsen, die jüngsten Durchschnittsalter Bestandsanlagen in Bayern, Berlin sowie im Saarland5. In Niedersachsen standen Ende 2014 5.200 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 7,9 GW. Das Durch-schnittsalter dieser Anlagen lag bei 11,3 Jahren und damit fast eineinhalb Jahre über dem Bundesdurchschnitt. 2.750 Anla-gen mit 4,9 GW Leistung waren in Schleswig-Holstein regist-riert. Das Durchschnittsalter lag dort mit 9,5 Jahren fast zwei Jahre unter dem niedersächsischen.

EXTERNAL ARTICLE


J. Quentin, D. Sudhaus Fachagentur Windenergie an Land (Onshore Wind Energy Agency)

Age of WTGS Portfolio in Lower Saxony

The age distribution of all wind turbines in Lower Saxony shows that half of the installed capacity has been in use less than ten years by the end of 2014 (Fig. 1). This represents only 35 percent of all installed wind power. The amount of turbines younger than five years is noticeably lower than tur-bines with an operating time between five and ten years. The capacity installed, however, is the same in both classes (one quarter). This figure highlights the capacity growth during the last years. When looking at capacity categories it is noticeable that turbines with more than two megawatt had been producing energy for up to four years on average by the end of 2014 (Tab. 1), whereas the average WTGS with a power up to 250 kW was put into operation more than 20 years ago. In total, turbines with at least 20 years lifetime account for five percent of all WTGS but only one percent of the installed power.

Age of WTGS Portfolio in Schleswig-Holstein

At the end of 2014, half of the installed WTGS in Schleswig-Hol-stein had been operating for less than five years. Fig. 2 illus-trates the enormous increase of wind capacity in the north-ern state within the last two years. This is also shown by the low average age: turbines with more than 2 MW are on average less than four years old, WTGS with more than 3 MW only 1.4 years. About five percent of the WTGS were installed more than 20 years ago (Tab. 2). This represents one percent of the wind power capacity in Schleswig-Holstein. Turbines with such long lifetimes had an average wattage of 250 kW.

Average Age of Dismantled WTGS

The EEG power plant master data from 20133 and 20142 include 567 WTGS, of which not only the dates of commis-sioning but also the decommissioning dates are registered.

Alter des Anlagenbestandes in Niedersachsen

Die Altersverteilung der Bestandsanlagen in Niedersachsen zeigt, dass die Hälfte der installierten Windenergieleistung Ende 2014 unter zehn Jahren in Betrieb war (Abb. 1), jedoch nur 35 Prozent des Anlagenbestandes ausmachte. Die Anzahl der Anlagen jünger fünf Jahre ist merklich geringer als die mit fünf bis zehn Jahren. Dennoch ist die Kapazität mit jeweils einem Viertel in beiden Kategorien gleich groß. Dies verdeutlicht den Leistungszuwachs der letzten Jahre. Aus der Betrachtung der Leistungskategorien wird deutlich, Windtur-binen größer zwei Megawatt waren Ende 2014 im Schnitt bis vier Jahre am Netz (Tab. 1). Im Gegensatz dazu ging der Durchschnitt der Anlagen in der Leistungsklasse bis 250 kW vor über 20 Jahren in Betrieb. Insgesamt machen die Anlagen mit mindestens 20 Betriebsjahren fünf Prozent aus, bei einer Erzeugungsleistung von nur einem Prozent.

Alter des Anlagenbestandes in Schleswig-Holstein

In Schleswig-Holstein war die Hälfte der installierten Winde-nergieleistung Ende 2014 bis fünf Jahre am Netz. Abb. 2 ver-anschaulicht den hohen Leistungszuwachs der Windenergie Schleswig-Holsteins in den letzten zwei Jahren. Verdeutlicht wird dies auch durch das junge Durchschnittsalter der Anla-gen mit mehr als 2 MW von unter vier Jahren bzw. nur 1,4 Betriebsjahren der Anlagen ab 3 MW. Auch in Schleswig-Hol-stein speisten rund fünf Prozent der Anlagen, mit einem Pro-zent der landesweiten Erzeugungsleistung, seit mehr als 20 Jahren Strom ein (Tab. 2). Im Durchschnitt wiesen Windturbi-nen mit bis zu 250 kW ein so hohes Alter auf.

Durchschnittliche Betriebsdauer stillgelegter Anlagen

Die Anlagenstammdaten der EEG-Jahresabrechnungen 20133

und 20142 erfassen 567 WEA, für die neben dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme auch die Außerbetriebnahme registriert

Picture: © Holger Bedurke

54

277 turbines were dismantled in 2014 and 290 turbines in 2013. The BNetzA4 installations register captures 445 WTGS decommissioned in the period of August 2014 to December 2015. All in all 1,003 dismantled WTGS with 718 MW were analyzed with regard to their total operating time. At the time of their shutdown the average lifetime of these turbines was 16.7 years. The frequency distribution of operating times of these old plants is shown in Fig. 3. Nearly 60 percent of the turbines were shut down after 15 to 20 years. 18 percent had been connected to the grid for more than 20 years. The maximum age was 25 years; the lowest operating time was 1.8 years. Only 14 out of 1,003 WTGS considered had been con-nected to the grid less than ten years. This corresponds to 1.4 percent of all the turbines analyzed.The classification of old turbines into capacity categories (Tab. 3) illustrates that WTGS with a specific power of up to 250 kW and decommissioned between 2013 and 2015 had on average been operating for 20 years. In contrast, wind turbines with more than one megawatt reached an average age of 13.6 years. Decommissioned turbines with more than

wurden. Davon gingen 277 Anlagen 2014 und 290 WEA im Jahr 2013 vom Netz. Im Anlagenregister der BNetzA4 sind 445 Windturbinen erfasst, die zwischen August 2014 und Dezem-ber 2015 endgültig stillgelegt wurden. Analysiert hinsichtlich der Betriebsdauer wurden letztlich 1.003 Anlagenstilllegun-gen mit 718 MW Gesamtleistung. Die durchschnittliche Lauf-zeit dieser Anlagen lag zum Zeitpunkt der Stilllegung bei 16,7 Jahren. Die Häufigkeitsverteilung der Betriebsjahre dieser Altanlagen zeigt Abb. 3. Knapp 60 Prozent der Turbinen ging nach 15 bis 20 Betriebsjahren vom Netz. Länger als 20 Jahre speisten 18 Prozent der erfassten Anlagen Elektrizität ins System ein. Das Höchstalter lag bei 25 Jahren, die geringste Betriebsdauer betrug 1,8 Jahre. Von 1.003 stillgelegten Anla-gen waren lediglich 14 Windturbinen bzw. 1,4 Prozent unter zehn Jahren am Stromnetz.Die Unterteilung stillgelegter Altanlagen in einzelne Leis-tungsklassen (Tab. 3) verdeutlicht, dass in den Jahren 2013 bis 2015 Anlagen der Leistungsklasse bis 250 kW im Schnitt 20 Jahre betrieben wurden, während Anlagen mit mehr als einem Megawatt ein durchschnittliches Alter von 13,6 Jahren

333 324

432

329

462

757

911

785

292 328248

897,9

758,4 831,4

625,5

816,8

1.26

6,0

1.34

4,4

861,9

256,7

170,7 85,5

11,3%

9,6%10,5%

7,9%

10,3%

16,0%17,0%

10,9%

3,2%2,2%

1,1%

WTG

S / C

apacity

Years

Age Distribution Installed WTGS (Niedersachsen)

WTGS

Capacity [MW]

Capacity share

Power Classes WTGSCapacity ∅ Operating Period

[MW] (2014-12-31)

100 < WTGS ≤ 250 kW 126 23.0 20.8 years

250 < WTGS ≤ 500 kW 634 297,8 17.5 years

500 < WTGS ≤ 750 kW 525 320,1 15.4 years

750 < WTGS ≤ 1,000 kW 400 351,6 9.8 years

1,000 < WTGS ≤ 1,500 kW 939 1,347.7 13.4 years

1,500 < WTGS ≤ 2,000 kW 1,775 3,391.2 9.8 years

2,000 < WTGS ≤ 2,500 kW 546 1,260.2 4.2 years

2,500 < WTGS ≤ 3,000 kW 117 346,9 2.2 years

WTGS > 3,000 kW* 139 576,6 2.9 years

Total 5,201 7,915.0 11.3 years

Fig. 1: Age classes of existing WTGS in Lower Saxony in years, reference date: 2014-12-31, database German TSO2

Abb. 1: Unterteilung des WEA-Be-standes in Niedersachsen nach Altersklassen in Jah-ren (Stichtag: 31.12.2014); Datenbasis ÜNB2

Tab. 1: Power classes of existing WTGS in Lower Saxony, ref-erence date: 2014-12-31, database German TSO2

*) Inclusive of 42 WTGS with 270 MW, that are registered with four to nine MW. Due to a lack of type classification these data could not be verified. Therefore also groups of WTGS can be included.

Tab. 1: Unterteilung des WEA-Bestandes in Niedersachsen nach Leistungsklassen (Stichtag: 31.12.2014); Datenbasis ÜNB2 *) Hierin sind 42 Anlagen (270 MW) erfasst, deren Anlagen-leistung mit vier bis neun Megawatt angegeben wird. Man-gels Typenangabe konnten diese Daten nicht verifiziert wer-den. Daher können auch Anlagengruppen erfasst sein.


one megawatt power obviously have not reached a very long lifetime, as the average capacity of new turbines has only exceeded the megawatt range for the first time at the turn of the millennium.6

For the period up to the end of 2011, DEWI has established that predominantly WTGS with 250 to 600 kW were repowered by turbines in the 2 MW category.7 This also applies to the period between 2013 and 2015, where half of the 1,003 ana-lyzed turbine-shutdowns belonged to the same category.Tab. 4 shows that from 2013 to 2014 the mean lifetime of turbines increased by one year, whereas WTGS decommis-sioned in 2015 on average had a lower lifetime, but signifi-cantly higher installed capacity.Similar average ages for WTGS shut down in 2014 were also established by Deutsche WindGuard. According to them, deactivated turbines had an average age of 17 years in 2014.8 The significantly high number of shutdowns in 2014 and the strong decline of repowering in 2015 was probably caused by the discontinuation of the “repowering bonus”. The repower-ing bonus had been established by law within the amend-

erreichten. Anlagenstilllegungen im Bereich der MW-Klasse können bislang kein sehr hohes Betriebsalter aufweisen, denn die durchschnittliche Neuanlagenleistung überschritt erstmalig zur Jahrtausendwende die Megawatt-Schwelle.6

Für den Zeitraum bis Ende 2011 ermittelte DEWI, dass „über-wiegend Windenergieanlagen mit 250 bis 600 kW abgebaut und durch Anlagen der 2 MW-Klasse ersetzt wurden“.7 Dies gilt auch für den Zeitraum 2013-2015, in dem die Hälfte der 1.003 untersuchten Anlagenstilllegungen eine spezifische Kapazität innerhalb dieser Leistungsklasse besaß.Die Betrachtung der Betriebsdauer der Anlagen im Hinblick auf das Außerbetriebnahmejahr (vgl. Tab. 4) zeigt, dass sich das mittlere Betriebsalter der Stilllegungen von 2013 bis 2014 um ca. ein Jahr erhöht, während 2015 erfasste Stilllegungen geringere Laufzeiten bei einer deutlich höheren Anlagenleis-tung aufweisen.Zu einem vergleichbaren Durchschnittsalter der 2014 stillge-legten Anlagen kommt auch WindGuard. Danach waren in dem Jahr abgebaute Anlagen im Schnitt 17 Jahre in Betrieb.8 Sehr deutlich sind die hohe Anzahl an Stilllegungen im Jahr

605

248197

145 127

222

449

306

102

198155

1.68

6,9

603,7

449,6

315,6

266,3 38

4,0

607,6

330,6

72,7 119,5

52,1

34,5%

12,3%

9,2%

6,5%5,4%

7,9%

12,4%

6,8%

1,5%2,4%

1,1%

WTG

S / Ca

pacity

Years

Age Distribution Installed WTGS (Schleswig‐Holstein)

WTGS

Capacity [MW]

Capacity share

Age Classes WTGSCapacity ∅ Operating Period

[MW] (2014-12-31)

100 < WTGS ≤ 250 kW 106 21.1 20.8 years

250 < WTGS ≤ 500 kW 178 83.8 18.6 years

500 < WTGS ≤ 750 kW 370 231.5 16.7 years

750 < WTGS ≤ 1,000 kW 143 131.3 12.0 years

1,000 < WTGS ≤ 1,500 kW 354 504.9 12.9 years

1,500 < WTGS ≤ 2,000 kW 472 887.7 10.6 years

2,000 < WTGS ≤ 2,500 kW 699 1,599.0 3.6 years

2,500 < WTGS ≤ 3,000 kW 65 194.1 3.3 years

WTGS > 3,000 kW* 367 1235.2 1.4 years

Total 2,754 4,888.6 9.5 years

Fig. 2: Age classes of existing WTGS in Schleswig-Hol-stein in years, reference date: 2014-12-31, database TenneT2

Abb. 2: Unterteilung des WEA-Be-standes in Schleswig-Hol-stein nach Altersklassen in Jahren (Stand 31.12.2014); Datenbasis TenneT2

Tab. 2: Power classes of existing WTGS in Schleswig-Holstein, ref-erence date: 2014-12-31, database TenneT2

Tab. 2: Unterteilung des WEA-Bestandes in Schleswig-Holstein nach Leistungsklassen (Stand 31.12.2014); Datenbasis TenneT2

56

ment of the EEG in 2004. The bonus was paid for dismantling at least one old wind turbine and installing a new and higher powered one in the same region. It was abolished with the amendment of the EEG in 2014.

Situation in Lower Saxony

For Lower Saxony the data determined by German TSO2, 3 and BNetzA4 display 251 turbine-shutdowns with 159 MW capac-ity between 2013 and 2015. At the date of decommissioning the average operating time was 17 years,8 hence the mean running time is on the same level as the national average. In Lower Saxony 58 percent of the old turbines were shut down after 15 to 20 years, 22 percent of the WTGS had been used for more than 20 years. Only five turbines were operating less than ten years. In comparison to the nationwide distribution, which rather approaches the Gaussian distribution (Fig. 3), the age pattern of shutdowns in Lower Saxony is more heter-ogenic (Fig. 4). The high rate of shutdowns after 17 to 18 years as well as the low number of shutdowns after 15 to 16 and 19 to 20 years is noticeable in Lower Saxony (Fig. 4).

2014 und der starke Rückgang 2015, was sich vermutlich im Auslaufen des Repowering-Bonus begründet.

Situation in Niedersachsen

Die von den ÜNB2, 3 und der BNetzA4 erfassten Anlagenstil-legungen weisen für den Zeitraum 2013 bis 2015 in Nieder-sachsen insgesamt 251 Außerbetriebnahmen mit 159 MW Leistung aus. Die durchschnittliche Laufzeit der Windturbi-nen betrug zum Zeitpunkt der Stilllegung 17 Jahre8. Die mitt-lere Anlagenlaufzeit dieser Altanlagen liegt damit auf dem Niveau des Bundesdurchschnitts. 58 Prozent der in Nieder-sachsen erfassten Altanlagen gingen nach 15 bis 20 Betriebs-jahren vom Netz. Länger als 20 Jahre in Betrieb waren 22 Pro-zent der stillgelegten Windturbinen. Von 251 Stilllegungen waren lediglich fünf Windturbinen weniger als zehn Jahre ans Stromnetz angeschlossen. Im Vergleich zur bundeswei-ten Situation zeigt sich, dass in Niedersachsen die Häufig-keit über die Altersstruktur stillgelegter Anlagen heterogener verteilt ist (Abb. 4) als die der bundesweiten Stilllegungen, welche sich stärker der Gaußschen Normalverteilung annä-

0 1 1 2 1 0 2 2 3 3 13

33

73

99

119

84

129

101

83

73

81

3833

1712

0

≤1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 >25

Num

ber o

f WTG

S

Years

WTGS Operating Time Shutdown (nationwide)

Power Classes WTGS ∅ Operating Period

100 < WTGS ≤ 250 kW 205 20.1 Years

250 < WTGS ≤ 500 kW 212 18.1 Years

500 < WTGS ≤ 750 kW 316 16.1 Years

750 < WTGS ≤ 1,000 kW 84 13.6 Years

WTGS > 1,000 kW 186 13.6 Years

Total 1,003 16.7 Years

Shutdown Period WTGSCapacity

∅ Operating Period∅ Capacity

[MW][MW]

Calendar year 2013 288 182.9 16.2 Years 0.6



Total 1,003 717.5 16.7 Years 0.7

Fig. 3: Frequency distribution of WTGS operating times in Germany at the time of their decommissioning, data base German TSO2, 3, BNetzA4

Abb. 3: Häufigkeitsverteilung der Betriebsdauer von WEA in Jahren in Deutschland zum Zeitpunkt der Stilllegung; Berechnungen auf Daten-basis ÜNB2, 3, BNetzA4

Tab. 3: Power classes of WTGS shut down from 2013 to 2015 in Germany, database German TSO2,3, BNetzA4

Tab. 3: Bundesweit zwischen 2013 und 2015 erfasste WEA-Stilllegungen nach Leistungsklassen; Daten-basis ÜNB2, 3, BNetzA4

Tab. 4: WTGS shut down from 2013 to 2015 in Germany, database: German TSO2,3, BNetzA4

Tab. 4: Bundesweit zwischen 2013 und 2015 erfasste WEA-Stilllegungen nach Jahr der Außerbetriebnahme; Datenbasis: ÜNB2, 3, BNetzA4


In Tab. 5, shutdowns are broken down according to power classes, which shows that in Lower Saxony, too, a high share of the WTGS decommissioned only had a low installed capac-ity. 82 percent of all registered decommissioned turbines had a specific capacity of up to 750 kW. Regarding calendar years (Tab. 6), shutdowns in 2015 show a significant lower operat-ing time than in 2013 and 2014. However, the number of tur-bines recorded in 2015 is even higher than in 2013 and 2014. Regarding the validity of the results, this has to be taken into consideration. It also has to be noted that the data source dif-fered in 2015 (BNetzA4 instead of ÜNB2). For 2014 a significant increase of shutdowns in comparison to the previous year cannot be established. In 2014 the repowering bonus was granted for the last time.

Situation in Schleswig-Holstein

In Schleswig-Holstein 240 decommissioned WTGS with 186 MW capacity where registered by German TSO2 and BNetzA4 between 2013 and 2015. The average age of these turbines was 17.5 years, thus one year more in comparison to the

hert (Abb. 3). Auffällig sind in Niedersachsen zudem der hohe Anteil an Anlagenstilllegungen nach 17 bis 18 Betriebsjahren und der geringe Umfang an Stilllegungen nach 15 bis 16 bzw. 19 bis 20 Betriebsjahren (Abb. 4). Die Aufschlüsselung der Stilllegungen nach Leistungsklassen (Tab. 5) verdeutlicht, dass auch in Niedersachsen ein hoher Anteil abgebauter Anlagen geringe Kapazitäten besaßen. 82 Prozent der seit 2013 in Niedersachsen erfassten Anlagenstill-legungen hatten eine spezifische Nennleistung bis 750 kW. Die Zuordnung der Stilllegungen zu einzelnen Kalenderjah-ren (Tab. 6) zeigt für Niedersachsen im Jahr 2015 ein signi-fikant geringeres Betriebsalter als 2013 und 2014. Allerdings weicht der Stichprobenumfang des Jahres 2015 deutlich von 2013 und 2014 ab, was für die Aussagekraft der Ergebnisse zu berücksichtigen ist. Zu erwähnen ist hier auch, dass für 2015 eine andere Datenquelle genutzt werden musste (BNetzA4 statt ÜNB2). Ein stark erhöhter Anlagenrückbau in 2014, dem letzten Jahr der Gewährung des Repowering-Bonus, ist gegenüber dem Vorjahr nicht feststellbar.

Tab. 5: Power classes of WTGS shut down from 2013 to 2015 in Lower Saxony; database German TSO2,3, BNetzA4

Tab. 5: In Niedersachsen zwischen 2013 und 2015 erfasste WEA-Stilllegungen nach Leistungsklassen; Daten-basis ÜNB2, 3, BNetzA4

0 1 0 1 0 0 02 1 1 1 0

14

29

6

13

70

32

1114

28

16

7 13

0

≤1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 >25

Num

ber o

f WTG

S

Years

WTGS Operating Time Shutdown (Niedersachsen)


100 < WTGS ≤ 250 kW 58 20.0 Years

250 < WTGS ≤ 500 kW 56 18.0 Years

500 < WTGS ≤ 750 kW 92 16.0 Years

750 < WTGS ≤ 1,000 kW 10 13.1 Years

WTGS > 1,000 kW 35 14.2 Years

Total 251 17.0 Years


∅ Operating Period∅ Capacity

[MW][MW]




Total 250 156.6 17.0 Years 0.6

Fig. 4: Frequency distribution of WTGS operating times in Lower Saxony at the time of their decommissioning; database German TSO2, 3, BNetzA4

Abb. 4: Häufigkeitsverteilung der Betriebsdauer von WEA in Jahren in Niedersachsen zum Zeitpunkt der Still le-gung; Datenbasis ÜNB2,3, BNetzA4

Tab. 6: WTGS shut down from 2013 to 2015 in Lower Saxony; database German TSO2,3, BNetzA4

Tab. 6: In Niedersachsen zwischen 2013 und 2015 erfasste WEA-Stilllegungen nach Jahr der Außerbetriebnahme; Datenbasis ÜNB2,3, BNetzA4

58

nationwide average age. However the age distribution differs in Schleswig-Holstein (see below).Tab. 7 illustrates that the average age in all power classes is higher than the national average age for shutdowns except for the megawatt class (Tab. 4). Despite the much lower number of WTGS in comparison to Lower Saxony (Tab. 5), the count of dismantled turbines in Schleswig-Holstein was almost the same. Average age and average power were higher in Schleswig-Holstein than in Lower Saxony. More than two thirds of recently recorded shutdowns had a spe-cific power of up to 750 kW.The operating times of dismantled WTGS in Schleswig-Hol-stein were significantly longer in 2014 than in 2013 and 2015 (Tab. 8). Only in 2014 the average age was also higher than the national mean. It can be assumed that a high number of very old turbines were dismantled in 2014 in order to benefit from the repowering bonus, which was last modified in EEG 2012 and then discontinued by the end of 2014.

Situation in Schleswig-Holstein

Die von den ÜNB2 und der BNetzA4 erfassten Anlagenstil-legungen im Zeitraum 2013 bis 2015 implizieren in Schles-wig-Holstein 240 Altanlagen mit 186 MW Leistung. Die durchschnittliche Laufzeit dieser Windturbinen lag zum Zeitpunkt der Außerbetriebnahme bei 17,5 Jahren und damit rund ein Jahr über dem Bundesdurchschnitt, zeigt aber ein differenziertes Bild (siehe unten).Die Aufschlüsselung der Anlagenstilllegungen nach Leis-tungsklassen in Tab. 7 lässt erkennen, dass in sämtlichen Kategorien, bis auf die Megawatt-Klasse, das Anlagenalter bei der Stilllegung über dem Bundesdurchschnitt lag (Tab. 4). Trotz des wesentlich geringeren Anlagenbestands als in Niedersachsen (Tab. 5), war die Anzahl der zurückgebauten Anlagen in Schleswig-Holstein fast ebenso hoch; das Alter und die Leistung im Schnitt jedoch höher (Tab. 7). Über zwei Drittel der in Schleswig-Holstein in jüngerer Zeit erfassten Anlagenstilllegungen hatten eine spezifische Nennleistung bis 750 kW.

0 01

0 0 0

2

0

2 2

6

12

31

10

6

11

24

17

15

2324

10

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15

9

0

≤1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 >25

Num

ber o

f WTG

S

Years

WTGS Operating Time Shut Down(Schleswig‐Holstein)


100 < WTGS ≤ 250 kW 51 22.0 Years

250 < WTGS ≤ 500 kW 53 18.8 Years

500 < WTGS ≤ 750 kW 60 18.3 Years

750 < WTGS ≤ 1,000 kW 19 13.7 Years

WTGS > 1,000 kW 58 12.3 Years

Total 241 17.4 Years


∅ Operating Period ∅ Capacity [MW][MW]




Total 240 186.3 17.4 Years 0.8

Fig. 5: Frequency distribution of WTGS operating times in Schleswig-Holstein at the time of their decommis-sioning; database TenneT2,3, BNetzA4

Abb. 5: Häufigkeitsverteilung der Betriebsdauer von WEA in Jahren in Schleswig-Holstein zum Zeitpunkt der Stilllegung; Datenbasis TenneT2,3, BNetzA4

Tab. 7: Power classes of WTGS shut down from 2013 to 2015 in Schleswig-Holstein; database TenneT2, 3, BNetzA4

Tab. 7: In Schleswig-Holstein zwischen 2013 und 2015 erfasste WEA-Stilllegungen nach Leistungsklas-sen; Datenbasis TenneT2, 3, BNetzA4

Tab. 8: WTGS shut down from 2013 to 2015 in Schleswig-Holstein; database Ten-neT2, 3, BNetzA4

Tab. 8: In Schleswig-Holstein zwischen 2013 und 2015 erfasste WEA-Stilllegun-gen nach Jahr der Außerbetriebnahme; Datenbasis TenneT2, 3, BNetzA4


40 percent of the registered turbines closed down in Schleswig-Holstein went offline after 15 to 20 years of opera-tion. One third of the turbines which were shut down worked for more than 20 years. Six of 240 dismantled WTGS were operating for less than ten years.In comparison to the nationwide situation (Fig. 3), in Schleswig-Holstein a relatively high rate of turbines was older than 20 years at the date of shutdown (Fig. 5). In addi-tion, a relatively large number of turbines was decommis-sioned within the first 13 years of operation in the north-ern state. The age distribution of decommissioned WTGS in Schleswig-Holstein is more homogeneous than the age dis-tribution of nationwide shutdowns. The early development of wind energy in the north may be one reason for this dif-ference, since a high number of old plants was available for dismantling. This can explain the higher rate of relatively old turbines being dismantled. Furthermore, the funding system in the present EEG (2014) is a two-step system: for high-wind locations an increased initial feed-in tariff is paid for a shorter time than for low-wind areas farther from the coast. This makes repowering in the north more profitable at an earlier stage than elsewhere, and hence the rate of turbines shut down before reaching the operating time of 15 years is higher in Schleswig-Holstein in comparison to the other parts of Germany.

Potential for Shutdown in Lower Saxony and Schleswig-Holstein

Assuming that wind turbines prospectively will also be decommissioned after 17 to 18 years in Lower Saxony and Schleswig-Holstein, the yearly expected dismantling would be about 3.0 to 3.6 GW (Lower Saxony) and 1.2 to 1.4 GW (Schleswig-Holstein) until the end of the decade. Hence, 2,700 to 3,000 turbines in Lower Saxony and 1,200 to 1,350 turbines in Schleswig-Holstein would be shut down by the end of the year 2020. 3,900 to 4,300 WTGS shutdowns with a lost capacity of 4.2 to 5.0 GW could be expected in this case.Assuming that turbines in both regions are shut down after an average age of 20 years, in Lower Saxony 1,700 WTGS with 1.4 GW and 800 WTGS with 0.6 GW in Schleswig-Holstein would go offline by the end of 2020. Thus, 2,500 wind tur-bines with 2.0 GW would be decommissioned by the end of the decade.The realization of funding auctions - intended by the new EEG from 2017 onwards – may possibly extend the run time of wind turbines, as repowering also will require the accep-tance of the tender in the future. Furthermore the risk of acceptance might delay investment decisions. For existing turbines outside designated priority areas, the operation time could be restricted to 20 years, if this was limited by the operating permit.Depending on the runtime scenarios, an annual disman-tling-volume between 0.4 and 1 GW can be expected for both federal states by the end of the year 2020. Referring to § 28 para. 1 EEG 20171, this would be equivalent to 15 to 35 percent of the nationwide annual auctioned power capacity. Due to grid bottlenecks, in Lower Saxony and Schleswig-Holstein

Die Zuordnung der Stilllegungen zu einzelnen Kalenderjah-ren (Tab. 8) zeigt in Schleswig-Holstein für 2014 eine signifi-kant höhere Anlagenbetriebsdauer als in den Jahren 2013 und 2015. Auch liegt nur im Jahr 2014 der Altersdurchschnitt über dem bundesweiten Mittel. Hier ist ein verstärkter Abbau sehr alter Anlagen wahrscheinlich, um noch vom Repowering-Bo-nus zu profitieren. 40 Prozent der erfassten Altanlagen in Schleswig-Holstein gingen nach 15 bis 20 Betriebsjahren vom Netz. Länger als 20 Jahre betrieben wurde ein Drittel der stillgelegten Turbinen. Von 240 Außerbetriebnahmen waren lediglich sechs Anlagen weniger als zehn Jahre am Stromnetz. Der Vergleich mit der bundesweiten Situation (Abb. 3) zeigt, dass in Schleswig-Holstein ein relativ hoher Anlagenanteil zum Zeitpunkt der Stilllegung über 20 Jahre alt war (Abb. 5). Darüber hinaus wurden in Schleswig-Holstein verhältnismä-ßig viele Anlagen innerhalb von 13 Betriebsjahren stillgelegt. Die Häufigkeit über die Altersstruktur der stillgelegten WEA in Schleswig-Holstein ist deutlich homogener verteilt als die Häufigkeitsverteilung bundesweiter Stilllegungen. Eine Begründung für den Unterschied findet sich im frühzeitigen Ausbau der Windenergie im Norden, wodurch ein entspre-chend hoher Altanlagenbestand einem Rückbau zugänglich war. Dies erklärt den höheren Anteil an relativ alten Anlagen, die zurückgebaut wurden. Darüber hinaus wurde bislang im Rahmen des zweistufigen Vergütungsmodells im EEG die erhöhte Anfangsvergütung an windhöffigen Standorten für einen kürzeren Zeitraum gewährt, als an weniger windex-

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60

ponierten Standorten in küstenfernen Bundesländern. Dies kann zur Folge haben, dass sich das Repowering wirtschaft-lich bereits zu einem frühen Zeitpunkt lohnt, weshalb der Stilllegungsanteil von Anlagen unterhalb von 15 Betriebsjah-ren höher ausfällt als im Bundesvergleich.

Stilllegungspotenziale in Niedersachsen und Schleswig- Holstein

Unter der Annahme, dass in Niedersachsen und Schles-wig-Holstein auch künftig Windenergieanlagen nach 17 bis 18 Betriebsjahren stillgelegt werden, leitet sich für diese Regio-nen ein zu erwartender Kapazitätsrückbau von 3,0 bis 3,6 GW (Niedersachsen) bzw. 1,2 bis 1,4 GW (Schleswig-Holstein) bis Ende des Jahrzehnts ab. Damit verbunden sind Stilllegungen von 2.700 bis 3.000 Anlagen in Niedersachsen bzw. 1.200 bis 1.350 WEA in Schleswig-Holstein. In diesem Fall sind in beiden Ländern zusammen 3.900 bis 4.300 Anlagenstillegungen mit einer wegfallenden Erzeugungsleistung von 4,2 bis 5,0 GW bis Ende 2020 zu erwarten. Mit der Maßgabe, dass in den beiden Regionen Windtur-binen nach durchschnittlich 20 Betriebsjahren vom Netz gehen, würden bis Ende 2020 in Niedersachsen 1.700 WEA mit 1,4 GW und in Schleswig-Holstein 800 WEA mit 0,6 GW Leistung stillgelegt. Zusammen wären dies 2.500 Anlagen mit 2,0 GW Nennleistung, die bis Ende des Jahrzehnts dort vom Netz gingen.Die Einführung von Ausschreibungen dürfte die Laufzei-ten von Bestandsanlagen perspektivisch verlängern, da ein Altanlagenersatz auf bebauten Flächen erst nach Zuschla-gerteilung erfolgen wird. Außerdem könnte aufgrund des Zuschlagsrisikos in der Auktion eine entsprechende Investi-tionsentscheidung verzögert werden. Für Bestandsanlagen außerhalb von Konzentrationszonen könnte sich die Lauf-zeit jedoch auf 20 Jahre beschränken, wenn diese mit der Betriebserlaubnis befristet wurde.Je nach Laufzeit-Szenario, ist für beide Länder ein Rückbau-volumen von jährlich 0,4 bis 1 GW bis Ende 2020 zu erwar-ten. Dies entspricht 15 bis 35 Prozent der jährlich bundes-weit auszuschreibenden Erzeugungskapazität gemäß § 28 Abs. 1 EEG 2017. Aufgrund von Netzengpässen könnten in Niedersachsen und Schleswig-Holstein Auktionszuschläge nur bis 58 Prozent des durchschnittlichen Bruttozubaus der Jahre 2013-2015 erteilt werden (vgl. § 36c Abs. 4 EEG 20171). Nach DEWI9 wurden in den Jahren in beiden Ländern durch-schnittlich 1.330 MW zugebaut. Der jährliche Kapazitätszu-bau würde dort folglich auf maximal 770 MW begrenzt und die Ausbauentwicklung der letzten Jahre in diesen Ländern deutlich abgebremst. Insbesondere in Niedersachsen wäre dann sogar ein Nettorückgang der Erzeugungsleistung nicht auszuschließen.

auction allocations might only be granted up to 58 percent of the gross-average WTGS development from 2013 to 2015 (see § 36c para. 4 EEG 2017). According to DEWI,9 the average power growth during these years was 1,330 MW. Thus, the annual wind energy contingent in the auction would be lim-ited to 770 MW per year. The development of wind energy capacity in these states would distinctly slow down. Espe-cially in Lower Saxony, a net reduction of wind power capac-ity would be possible.

References / Referenzen:1. EEG 2017, Bundestagsbeschluss vom 08.07.2016.2. Anlagenstammdaten zur EEG-Jahresabrechnung 2014 (Stand 31.12.2014),

abgerufen Feb. 2016 unter: netztransparenz.de/de/Anlagenstam-mdaten.htm.

3. Anlagenstammdaten zur EEG-Jahresabrechnung 2013 (Stand 31.12.2013), abgerufen Feb. 2016 unter: 50hertz.de, amprion.de, tennet.de, trans-netbw.de.

4. BNetzA (03/2016): Veröffentlichung der im Anlagenregister erfassten Daten für den Zeitraum August 2014 bis Februar 2016.

5. FA Wind (2016): Status des Windenergieausbaus und Repowering in Schleswig-Holstein.

6. DEWI (2001): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2000, DEWI-Magazin Nr. 18.

7. DEWI (2012): Status und Potenzial des Repowering, in DStGB (Hrsg.): Kommunale Möglichkeiten beim Ausbau der Windenergie – unter besonderer Berücksichtigung des Repowering, Stand 09/2012, S. 21.

8. Deutsche WindGuard (2015): Status des Windenergieausbaus an Land im Jahr 2014, S. 11.

9. DEWI (2014): Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutsch-land - Stand 31.12.2013, DEWI-Magazin Nr. 44; DEWI (2015): Winden-ergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland - Stand 31.12.2014, DEWI-Magazin Nr. 46; DEWI (2016): Windenergienutzung in der Bundes-republik Deutschland - Stand 31.12.2015, DEWI-Magazin Nr. 48.

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DEUTSCHENGLISH

Wind Energy Use in GermanyStatus 30.06.2016

Windenergienutzung in DeutschlandStand 30.06.2016

Whereas the first half year of 2015 had been characterized by an increased installation of wind energy in the offshore area, the first six months of 2016 showed a steadier growth on an already high level of onshore WTGS installations, due to the new EEG 2017 (Renewable Energy Sources Act) and the quarterly reduction of remuneration. Compared to the same period in 2015, with a total of 1,148 MW (429 wind turbine generators (WTGS), in 2016 a total of 2,059 MW (726 WTGS)1 were erected. This is about 80 percent more than in the previous year [1]. Within the scope of repower-ing projects, 156 WTGS with 170 MW were dismantled and replaced by 131 turbines with 385 MW. The share of repowering in the new installations is approx. 19%. At sea, a total of 56 offshore WTGSwith a total installation of 336 MW were completed during the first six months of 2016. All in all, as per 30.06.2016, 27,272 wind turbines with a total capacity of 47,294 MW were installed in Germany (on-

War das erste Halbjahr 2015 geprägt durch die vermehrte Aufstellung von Windenergieanlagen (WEA) auf See, so war es in der ersten Hälfte von 2016 die Errichtung von WEA an Land wegen des neuen EEGs und den quartalsweisen Vergütungsabsenkungen, die zu einem vergleichsmäßig-ten Zuwachs auf hohem Niveau geführt haben. Wurden im gleichen Betrachtungszeitraum 2015 insgesamt 1.148 MW (429 WEA) errichtet, so waren es in 2016 in Summe 2.059 MW (726 WEA)1. Dies sind rund 80 Prozent mehr als im Vorjahr [1]. Im Rahmen eines Repowerings wurden 156 WEA mit 170 MW stillgelegt und durch 131 WEA mit 385 MW ersetzt. Der Anteil des Repowerings bei den Neuerrichtun-gen liegt bei rund 19 %. Auf See wurden im ersten Halb jahr 2016 insgesamt 56 Offshore-WEA mit einer Gesamt leis tung von 336 MW komplettiert. Insgesamt waren zum Stichtag 30.06.2016 in Deutschland (on- und offshore) 27.272 Wind-ener gieanlagen mit einer Gesamtleistung von 47.294 MW

Fig. 1: Status of wind energy use in GermanyAbb. 1: Stand der Wind ener gie nut zung in Deut schland

Onshore1.675 MW

Repowering385 MW

Offshore336 MW

WTGS installed/ Errichtete WEA

in 2016 (30.06.2016)2.395 MW

1 The data are based on manufacturer information, BNetzA database and own research. The survey was carried out in July 2016. The WTGS reported were installed but do not have to be already connected to the grid.

1 Die Angaben basieren auf Herstellerangaben, BNetzA Anlagenregister und eigenen Recherchen. Die Erhebung wurde im Juli 2016 durchgeführt. Die gemeldeten WEA sind errichtet, müssen aber noch nicht ans Netz angeschlossen sein.


C. Ender (onshore)B. Neddermann (Offshore)DEWI, Wilhelmshaven

errichtet. Eine Übersicht über das Ergebnis des ersten Halb-jahres 2016 gibt die Abb. 1, wo u.a. die Neuinstal la tio nen, das Repowering und der Bereich Offshore dargestellt sind. Die Abb. 2 zeigt den Ausbau der Windenergie in Deutsch-land in den letzten Jahren und enthält neben den jährli-chen Errichtungen auch die kumulierten Werte sowie die im betrachteten Jahr noch nicht ans Netz angeschlossene Offshoreleistung.

Regionale Verteilung der Windenergienutzung

Bei der Betrachtung der Neuerrichtungen je Bundesland fällt auf, dass Niedersachsen diesmal mit 423 MW deut-lich vor Schleswig-Holstein (323 MW) liegt (Tab. 1). Es folgen Brandenburg (254 MW), Nordrhein-Westfalen (251 MW) und Baden-Württemberg (178 MW). Kumulativ gesehen führt weiterhin Nie der sachsen mit 8.944 MW, gefolgt von Bran-

and offshore). An overview of the results of the first half-year 2016 is given in Fig. 1, which shows, among others, the new installations, repowering and offshore figures. Fig. 2 shows the development of wind energy in Germany during the last few years and also includes the cumulative values in addition to the new installations added each year, as well as the offshore capacity of wind turbines installed but not yet connected to the grid.

Regional Distribution of Wind Energy Use

When taking a look at the new installations in the individual federal states, it is interesting to note that this time Lower Saxony with 423 MW is clearly ahead of Schleswig-Hol-stein (323 MW) (Tab. 1). These states are followed by Bran-denburg (254 MW), North-Rhine Westphalia (251 MW) and Baden-Württemberg (178 MW). When looking at the cumu-

0

6.000

12.000

18.000

24.000

30.000

36.000

42.000

48.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

Accumulated

Installed Ca

pacity, M

WKu

mulierte install. Leistun

g, M

W

Installed Ca

pacity per Year, MW

Installierte Leistun

g/Jahr, M

W

Offshore not yet grid connected /WEA Offshore noch nicht am Netz angeschlossenOffshore installations with grid connection /Offshore‐Installationen mit NetzanschlussRepowering

Onshore (Installation) /Onshore (Errichtungen)Accumulated installed capacity /Kumulierte installierte Leistung

47.294 MW

Fig. 2: Development of the yearly and accumulated in stalled power (Status 30.06.2016).

Abb. 2: Entwicklung der jährlichen und kumulierten in stallier ten Leis tung (Stand 30.06.2016).

64

336

3.529

10

58

180

291

872

1.160

1.273

1.442

2.051

2.978

2.988

4.318

4.677

6.040

6.148

8.944

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

Ostsee

Nordsee

Berlin

Hamburg

Bremen

Saarland

Baden‐Württemberg

Sachsen

Thüringen

Hessen

Bayern

Mecklenburg‐Vorpommern

Rheinland‐PfalzNordrhein‐Westfalen

Sachsen‐AnhaltSchleswig‐Holstein

Brandenburg

Niedersachsen

Inst. capacity until 31.12.2015Inst. Leistung bis 31.12.2015

New installation in 2016Neuinstallation in 2016

OFFSHORE (without nearshore)

MW

Cumulative data (as of 30.06.2016)Kumulierte Daten (Stand 30.06.2016)

Fig. 3: Regional distribution of wind energy utilisation in Germany.Abb. 3: Regionale Verteilung der Wind ener gie nut zung in Deutschland.

Tab. 1: Regional distribution of WTGS newly erected, pulled down and repowered in the first half of 2016Tab. 1: Regionale Verteilung der im ersten Halbjahr 2016 in Deutschland neu errichteten, abgebauten und repowerten WEA

Status 30.06.2016

Federal State

Bundesland

Niedersachsen 144 423,00 2.937,5 51 45,73 40 119,45Schleswig‐Holstein 110 323,10 2.937,3 62 73,53 64 188,55Brandenburg 92 253,90 2.759,8 16 14,90 11 35,15Nordrhein‐Westfalen 92 250,58 2.723,6 17 20,11 6 11,55Baden‐Württemberg 64 178,05 2.782,0 0 0,00 1 3,05Bayern 65 174,95 2.691,5 8 13,20 0 0,00Mecklenburg‐Vorpommern 42 130,28 3.101,8 1 0,66 6 18,90Sachsen‐Anhalt 35 91,85 2.624,3 1 1,50 1 2,30Hessen 32 90,60 2.831,3 0 0,00 0 0,00Rheinland‐Pfalz 26 71,45 2.748,1 0 0,00 0 0,00Thüringen 14 42,15 3.010,7 0 0,00 1 2,50Saarland 8 24,00 3.000,0 0 0,00 0 0,00Bremen 1 3,05 3.050,0 0 0,00 1 3,05Sachsen 1 2,35 2.350,0 0 0,00 0 0,00Hamburg 0 0,00 0,0 0 0,00 0 0,00Berlin 0 0,00 0,0 0 0,00 0 0,00Nordsee 56 336,00 6.000,0 0 0,00 0 0,00Ostsee 0 0,00 0,0 0 0,00 0 0,00Total / Gesamt 782 2.395,30 3.063,0 156 169,63 131 384,50

MW MW

Repowering in 2016

Numberof WTGS

Installed Capacity

Anzahl der WEA

Installierte Leistung

WTGS installed in 2016In 2016 errichtete WEA

Numberof WTGS

WTGS pulled down in 2016In 2016 abgebaute WEA

Pulled Down Capacity

Anzahl der WEA

Abgebaute Leistung

MW

Average Installed Power per WTGS

kW

installierte WEA‐Durchschnittsleistung

Number of WTGS

Anzahl der WEA

Installed CapacityInstallierte Leistung

Wind Zone 4Wind Zone 1Wind Zone 2

Wind Zone 3

Fig. 4: Distribution of wind zones in Germany [3]Abb. 4: Verteilung der Windzonen innerhalb

Deutschlands [3]

250

300

350

400

450

500

550

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Ø Spe

cific Pow

er In

stallatio

n, W

/m²

Zone 1 Zone 2 Zone 3 Zone 4 Germany

Fig. 6: Average specific power installation (W/m²) of annual new installations in the different zones and total Germany.

Abb. 6: Durchschnittliche spezif. inst. Leistung (W/m²) der jährlichen Neuerrichtungen in den einzelnen Zonen und Deutschland

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Num

ber o

f Turbine

s

Zone 1 Zone 2 Zone 3 Zone 4

Fig. 5: Number of annual wind turbine installations in the differ-ent zones

Abb. 5: Anzahl der jährlichen Errichtungen der Windenergieanla-gen in den einzelnen Zonen


lative figures, the lead position is still kept by Lower Saxony with 8,944 MW, followed by Bran den burg (6,148 MW) and Schleswig-Holstein (6,040 MW). These and other cumula-tive figures can be found in Fig. 3, where the accumulated installed capacity as per 31.12.2015 is shown in blue and the new installations as per 30.06.2016 are marked orange. The figures given refer to the total installed capacity at the reference date. Wind energy statistics broken down by administrative districts will be published in the next DEWI Magazin as part of the annual analysis.

Analysis of the Development in the DIBT Wind Zones

A distinction according to coastal/inland areas on the basis of federal states is inaccurate for some federal states because they have coastal as well as different inland sites (e.g. Lower Saxony). For this reason we have carried out a more differentiated evaluation of the installation data based on the classification according to wind zones as established in the DIBT guideline for wind turbines [2]. Fig. 4 shows the regional distribution of wind zones ranging from areas with low wind conditions (wind zone 1) to wind-rich coastal sites (wind zone 4). Tab. 2 shows how the wind turbines newly installed in the first half of 2016 are allocated. As is the pre-vious year it can be seen clearly that the hub height is ris-ing from the coastal to the inland areas in accordance with the wind conditions and that the specific capacity of the wind turbines is decreasing. It also becomes obvious that the lowest number of turbines was erected in zone 3 and

den burg (6.148 MW) und Schleswig-Holstein (6.040 MW). Weitere Gesamtzahlen sind in Abb. 3 zu finden, wo zum einen grafisch die Gesamtleistung zum 31.12.2015 (blau) und zum anderen die Neuerrichtungen zum 30.06.2016 (orange) dar gestellt sind. Die Zahlenan gaben beziehen sich auf die gesamte installierte Leistung zum Stichtag. Die Aus-wertung nach Landkreisen wird wieder im nächsten DEWI Magazin im Rahmen der Jahresauswertung erscheinen.

Analyse der Entwicklung in den DIBT Windzonen

Eine Unterscheidung nach Küsten-/Binnenländern auf Basis der Bundesländer ist bei einigen Bundesländern sehr ungenau, da sie so wohl über Küstenstandorte als auch über verschiedene Bin nenstandorte verfügen (z. B. Niedersachsen). Aus diesem Grund wurde eine differen-ziertere Auswertung der Errichtungsdaten entsprechend der Klassifizierung nach den Windzonen der DIBt-Richtli-nie für Windenergie an lagen [2] durchgeführt. Abb. 4 zeigt die regionale Ver tei lung der Windzonen, die von Schwach-windstandorten (Wind zone 1) bis zu windgünstigen Küs-tenstandorten (Wind zone 4) reicht. In Tab. 2 ist das Ergebnis der Zu ord nung für die im ersten Halbjahr 2016 neu errich-teten WEA dargestellt. Wie im Vorjahr ist erkennbar, dass die Nabenhöhe entsprechend der Windbedingungen von den Küstenzonen zu den Binnenlandzonen ansteigt und dass die spez. Leistung der eingesetzten WEA abnimmt. Darüber hinaus ist zu sehen, dass die wenigsten Anlagen in der Zone 3 errichtet wurden und die meisten in der Zone 2.

Fig. 7: Regional distribution of repowering in the first half of 2016Abb. 7: Regionale Verteilung des Repowering im ersten Halbjahr

2016

0,0

0,0

0,0

3,1

0,0

2,5

0,0

0,0

2,3

18,9

0,0

3,1

11,6

35,2

188,6

119,5

0 100 200 300 400 500

Berlin

Hamburg

Sachsen

Bremen

Saarland

Thüringen

Rheinland‐Pfalz

Hessen

Sachsen‐Anhalt


Bayern


Nordrhein‐Westfalen

Brandenburg

Schleswig‐Holstein

Niedersachsen

New installation in 2016Neuinstallation in 2016Repowering

MW

Numerical values / Zahlenwerte = Repowering in MW

‐400

‐200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

Installed Ca

pacity per Yea

r, MW

Installierte Leistun

g/Jahr, M

W

Taking down within a repowering projectAbbauten im Rahmen eines RepoweringsErections within a repowering project Errichtungen im Rahmen eines Repowerings

Fig. 8: Development of installations in MW within repowering projects

Abb. 8: Entwicklung der Errichtungen in MW im Rahmen von Repowering-Projekten

Number inst. Capacity Ø Hub Height Ø Rotor Diameter Ø Specific Power InstallationAnzahl inst. Leistung Ø Nabenhöhe Ø Rotordurchmesser Ø spezif. Ins. LeistungWEA MW m m W / m²242 660,5 138 113 279,4

302 860,2 131 109 310,2

86 259,9 124 106 346,9

96 278,7 100 100 385,4Zone 4

WindZone

Zone 1Zone 2Zone 3

Tab. 2: New installations by wind zones in the first half of 2016Tab. 2: Neuinstallationen in den Windzonen im ersten Halbjahr 2016

66

Abb. 5 und 6 zeigen den zeitlichen Verlauf der Entwick-lung in den einzelnen Windzonen, zum einen die Anzahl der errichteten WEA und die spezif. inst. Leistung (W/m²) zum anderen. In Abb. 6 wird deutlich, dass die spezif. inst. Leistung in vielen Windzonen sowie deutschlandweit von Jahr zu Jahr immer weiter abnimmt.

Repowering

Es hat sich wieder einmal gezeigt, dass sich das Repowe-ring auch unabhängig von einer speziellen Förderung als wichtiges Segment für den Ausbau der Windenergie an Land etabliert hat. Nach den vorliegenden Informationen erreichte das Repowering im ersten Halbjahr 2016 einen Anteil von 19% der neu installierten Onshore-Windenergie-leistung (384,50 MW von 2.059,30 MW, Tab. 1). Abb. 7 gibt einen Überblick zur Errichtung neuer Windener-gieanlagen im Rahmen des Repowering in den Bundeslän-dern im ersten Halbjahr 2016. Insgesamt wurden 131 WEA im Rahmen eines Repowering errichtet (sh. Tab. 1, vorläu-fige Zahlen Stand Juli 2016). Hierfür wurden 156 Anlagen (170 MW) abgebaut/stillgelegt. Ersetzt wurden hauptsäch-lich Altanlagen im Leistungsbereich bis 1 MW. Rund 31 % aller abgebauten WEA gehörten zu einem höheren Leis-tungsbereich. Die durchschnittliche Leistung der Neu an-lagen liegt bei rund 2,94 MW. Neben den Küsten län dern Schleswig-Holstein und Nieder sachsen wurden auch in den anderen Bundes ländern Repower ing-Projekte realisiert (Abb. 7). Zum einen handelt es sich um die Erneuerung von Windparks und zum anderen um den Austausch von ein-zelnen WEA. Die Entwicklung des Repowerings sowie der Abbauten zeigt die Abb. 8.

Der potenzielle Jahresenergieertrag

Mitunter dauert es einige Zeit, bis reale Produktionsdaten vorliegen, und um einen Anhaltspunkt zu bekommen, was die Windenergie zu leisten vermag, erfolgt hier eine Ab-

the largest number in zone 2. Fig. 5 and 6 show the develop-ment in the wind zones over the years, the number of wind turbines erected as well as the specific installed capacity (W/m²). Fig. 6 shows clearly that the specific installed capacity is decreasing steadily over the years in many wind zones as well as nationwide.

Repowering

It has become clear once again that repowering remains an important segment for the development of wind energy onshore, even without any specific funding. According to the information available, repowering reached a share of 19% in the newly installed capacity onshore in the first half of 2016 (384,50 MW of 2.059,30 MW, Tab. 1).Fig. 7 gives an overview on the erection of new wind tur-bines within the scope of repowering projects in the federal states in the first half-year of 2016. A total of 131 WTGs were erected in repowering projects (see tab. 1, preliminary fig-ures as of July 2016). In these projects 156 turbines (170 MW) were pulled down/decommisioned. Mostly old turbines in the range of up to 1 MW rated capacity were replaced. Approx. 31 % of all turbines dismantled were within a higher range of capacity. The average capacity of the new turbines is around 2.94 MW. Apart from the coastal states Schleswig-Holstein and Lower Saxony, repowering proj-ects were also realized in other federal states (Fig. 7). These projects partly concerned complete wind farms, partly sin-gle wind turbines. The development of repowering includ-ing the dismantled wind turbines is shown in Fig. 8.

Potential Annual Energy Yield

It sometimes takes quite a while until real production data are available, and in order to get an idea about the share of wind energy in the energy actually generated, the poten-tial annual energy yield is estimated, assuming a 100% wind year. This is based on the average load factors calcu-

Impressum:DEWI Magazin. Windenergie - Wind Energy - Énergie Éolienne - Energia Eólica - Energía Eólica,25. Jahrgang 2016, ISSN 0946-1787

Herausgeber: UL International GmbHVerantwortlicher Redakteur: Bernd NeddermannRedaktion: Carsten Ender, Bernd Neddermann, Thomas NeumannSeitenlayout: Carsten EnderÜbersetzungen (Englisch): Barbara JurokErscheinungsweise: 2 x jährlichBezug: UL International GmbH, Ebertstraße 96, 26382 Wilhelmshaven, Telefon: 04421/4808-0,

Telefax: 04421/4808-843, Email: [email protected], Internetadresse: http://www.dewi.deDruck und Gesamtherstellung: Steinbacher Druck GmbH, Anton-Storch-Straße 15, 49080 OsnabrückTitellayout, Basic Design: ArtemisConcept GmbH, Kaiserstraße 15, 63065 Offenbach www.artemisconcept.deCopyright: Die Vervielfältigung, der Nachdruck, die Übersetzung oder das Kopieren von ganzen Ar tikeln, Text ab schnit ten

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Auswahl der Artikel und eine Begutachtung durch anerkannte Fachleute vor. Für die Inhalte der Fremd ar tikel, die nicht unbedingt die Mei nung der Redaktion wiedergeben, sind die jeweiligen Autoren verantwortlich.

67DEWI magazin | AUGUST 2016Repowering project wind farm Bunde-Heerenweg, GermanyPhoto/Bild: Bernd Neddermann

68

lated for wind turbines of different power classes for each federal state, using the production index IWET V11 [4] (aver-age of the load factors of the years 2003 to 2012). The cal-culation furthermore is based on the assumption that all wind turbines reported by the end of the year contribute a full annual energy yield. Downtimes due to maintenance, repair, grid overload etc. are not taken into account. The potential share of wind energy in the net energy consump-tion of the federal states [5] is shown in Fig. 9 where the shares on the calculated potential annual energy yield are represented.

Market Trends in Turbine Size

From year to year more wind turbines with rotor diameters of 90 m and more are installed in Germany (Fig. 10 and 11), and in the first half of 2016 the share of this class has reached approx. 92 %, referred to the number of turbines. The biggest increase compared to the same period last year could be noted for wind turbines with rotor diameters of 120 m and more. Their share went up from approx. 6% to 17%. The average installed power onshore has now reached

schätzung des potenziellen Jahresenergieertrags bei einem 100%-Windjahr. Diese beruht auf den mittleren Aus nut-zungsgraden, die unter Verwendung des Pro duk tions in-dex IWET V11 [4] für WEA verschiedener Leis tungs klassen je Bundesland ermittelt wurden (Mittel wert der Ausnut-zungs grade der Jahre 2003 bis 2012). Weiterhin wird in die-ser Abschätzung angenommen, dass alle zum Jahresende gemeldeten WEA einen vollen Jah res energieertrag bei-steuern. Stillstandszeiten aufgrund von Wartung, Repara-tur, Netz über lastung etc. werden nicht berücksichtigt. Wie hoch der Anteil der Windenergie am Nettostromverbrauch der einzelnen Bundesländer [5] sein könnte, zeigt die Abb. 9, wo die Anteile des rechnerisch ermittelten poten-ziellen Jahresenergieertrages aufgetragen sind.

Markttendenzen bei der Anlagengröße

Von Jahr zu Jahr werden immer mehr Anlagen mit einem Rotordurchmesser von 90 m und größer in Deutschland errichtet (Abb. 10 und 11), im ersten Halbjahr 2016 lag der Anteil bezogen auf die Anlagenanzahl bei rund 92 %. Die deutlichste Steigerung gegenüber dem Vorjahreszeitraum

87,3

87,1

64,2

62,0

32,2

19,5

17,1

9,7

6,3

6,1

5,6

5,6

4,2

1,7

0,8

0,1

18,0

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Share of th

e po

tential ann

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rgy yield in th

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t electric

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rgy consum

ption, in

%An

teil de

s pot. Jahresene

rgieertrags

am Nettostromverbrauch, in %

Share in the net electrical energy consumptionAnteil am Nettostromverbrauch

Fig. 9: Shares of the potential annual energy yield in the net electrical energy consumption for the Federal States

Abb. 9: Anteil des potenziellen Jah res ener gie er trags aus WEA am Net to strom verbrauch der Bundes län der

Fig. 10: Shares of different unit sizes in the annually in stalled power (onshore)

Abb. 10: Anteile unterschiedlicher An -la gen größen klassen an der jährlich neu installierten Leis-tung (an Land)

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

198719881989199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016

Share in the Yearly New Installed Capacity, %Anteil an der jährlich neu installierten Leistung in %

0 ‐ 16 m

16,1 ‐ 22 m

22,1 ‐ 32 m

32,1 ‐ 48m

48,1 ‐ 60 m

60,1 ‐ 90m

> 90,1 m

Group of Rotor DiametersRotordurchmessergruppen


2.84 MW (Fig. 12 and 13). Apart from the installed capac-ity and the rotor diameter another important feature of wind turbines is the hub height. In the first half year of 2016 approx. 71% of the wind turbines erected had a hub height of more than 120 m (Fig 14 left). Another parameter is the total height of the wind turbine which consists of hub height plus rotor radius, and which in some regions is subject to restrictions. Fig. 14 (right) shows the shares of total heights of wind turbines per federal state erected during the first six months of 2016, divided into 3 height classes based on the requirements for obstruction lighting.

Offshore development during the first half of 2016

Seven offshore wind farms (OWF) were under construction off the German coast during the first six months of the year. The construction of OWFs Gode Wind 1 and 2 was completed, and at OWF Sandbank and Nordsee One all the foundations still missing could be installed. Construc-tion work at sea started for the projects Nordergründe, Veja Mate and Wikinger with the installation of the first foundations. As per the reference date 30.06.2016, 14 of

liegt bei den Anlagen mit über 120 m Rotordurchmesser und größer. Deren Anteil stieg von ca. 6 % auf 17 %. Die durchschnittlich installierte Leistung an Land liegt bei 2,84 MW (Abb. 12 und 13). Neben der installierten Leistung und dem Rotor durch messer ist die Nabenhöhe ein weiteres wichtiges Kriterium. Im ersten Halbjahr 2016 hatten rund 71 % der er rich teten Anlagen eine Nabenhöhe von über 120 m (Abb. 14 links). Wird zur Nabenhöhe noch der Rotorra-dius hinzugerechnet, so ergibt sich die Gesamthöhe der WEA, welche in einigen Regionen Beschränkungen un ter-liegt. Die Abb. 14 (rechts) zeigt den Anteil der Ge samt höhen je Bundesland für die im ersten Halbjahr 2016 errichteten Anlagen, unterteilt in 3 Höhenklassen auf Basis der Be stim-mungen zur Kennzeich nung von Luftfahrthinder nissen.

Offshore-Ausbau im 1. Halbjahr 2016

Bauarbeiten auf SeeIn der ersten Jahreshälfte 2016 waren sieben Offsho-re-Windparks (OWP) vor der deutschen Küste im Bau. Die Errichtung der OWP Gode Wind 1 und 2 wurde abgeschlos-sen und bei den OWP Sandbank sowie Nordsee One konn-

Fig. 12: Development of the average installed power per unitAbb. 12: Entwicklung der durchschnittlich installierten Leistung pro WEA

0200400600800

1.0001.2001.4001.600

1.8002.0002.2002.4002.6002.8003.000

Average installed po

wer per Unit, kW

/Unit

Durchschnittliche

installierte Leistun

g pro An

lage, kW/W

EA only/nur Onshore

Fig. 11: Shares of different rotor diameters in the annually new in stalled WT (onshore)

Abb. 11: Anteile unterschiedlicher Rotordurchmesser an den jährlich neu installierten WEA (an Land)

< 60 m0,7%

60 ‐ 79 m2,8%

80 ‐ 89 m6,6%

90 ‐ 99 m7,9%

100 ‐ 119 m65,2%

> 120 m16,9%

Onshore 2016

Basis: 726 WTGS

<2 MW1,0%

2‐2.49 MW30,9%

2.5‐2.99 MW10,7%

3‐3.49 MW56,6%

>3.5 MW0,8%

Onshore Installationin 2016

726 Wind turbines / WEA

Ø 2.84 MW

Fig. 13: Share of individual WTGS size classes (rated capacity) in the newly installed WTGS (from the left: total, onshore, offshore)Abb. 13: Anteil der einzelnen WEA-Größen (Nennleistung) an den neu installierten WEA (von links: Gesamt, Onshore, Offshore)

3.6 MW0,0%

> 5 MW100,0%

Offshore Installationin 2016


Ø 6.00 MW

<2 MW0,9%

2‐2.49 MW28,6%

2.5‐2.99 MW10,0%

3‐3.49 MW52,6%

>3.5 MW7,9%

Installation in 2016


Ø 3.06 MW

70

ten alle noch fehlenden Fundamente installiert werden. Bei den Projekten Nordergründe, Veja Mate und Wikinger erfolgte der Baubeginn auf See mit der Installation der ers-ten Fundamente. Bis zum Stichtag 30.06. wurden 14 der 18 Monopiles im OWP Nordergründe installiert, so dass die Arbeiten zur Installation der Fundamente für das Projekt in der 12 Seemeilenzone der Nordsee bereits Mitte Juli abge-schlossen werden konnte. Abb. 15 gibt einen Überblick zum Baufortschritt bei der Realisierung der deutschen Offshore-Windparks im ers-ten Halbjahr 2016, die mit Ausnahme des Ostsee-Projektes Wikinger alle in der deutschen Nordsee errichtet werden. Eine weitere Besonderheit beim OWP Wikinger ist der Ein-satz von Jacket-Fundamenten, während bei allen anderen Projekten Monopiles installiert werden. Bis zum 30.06.2016 wurden bereits 126 Pfähle in den Seeboden gerammt, die für die nachfolgende Installation der Jackets erforderlich sind.

NetzanbindungDie Bauarbeiten auf See für die Errichtung der OWP Gode Wind 1 und 2 wurden im Frühjahr erfolgreich abgeschlos-sen und es erfolgte auch bereits die Stromübertragung über die Netzanbindung DolWin 2, die im Februar erstmals unter Spannung gesetzt wurde. Im Juni informierte der verantwortliche Übertragungsnetzbetreiber Tennet darü-ber, dass DolWin 2 wieder vom Netz genommen wurde, weil während der Testphase mehrfach eine Kabelkompo-nente des Netzanbindungsystems ausgefallen war. Die Vorbereitung auf die Abnahme von DolWin 2 soll nun erst nach Behebung der Mängel fortgesetzt werden. Beim OWP Sandbank wurde im Mai zunächst das Fundament und anschließend die Topside für das Umspannwerk auf See installiert. Auch im Projektgebiet des OWP Nordsee One erfolgte die Errichtung des Fundaments für das Umspann-werk, die Installation der Topside ist im Sommer geplant.

the 18 monopile foundations in OWF Nordergründe were installed so that the foundations for the project in the 12 nautical mile zone in the North Sea could already be com-pleted by mid-July. Fig. 15 gives an overview of the installation work at sea for the realization of German offshore wind farms in the first half of 2016, all of which, with the exception of the Baltic Sea project Wikinger, were erected in the German North Sea. OWF Wikinger is also the only project where jacket foundations will be used, whereas in all the other OWFs monopile foundations are installed.

Grid ConnectionConstruction work at sea for the erection of OWFs Gode Wind 1 and 2 were completed successfully in spring and electricity was already transmitted via the grid connection DolWin2 which went live for the first time in February. In June, Tennet, the transmission grid operator responsible, announced that DolWin2 would be disconnected because there had been repeated failures of a cable component of the grid connection system during the test phase. Now preparations for the acceptance of DolWind 2 are to be continued only after the defects have been remedied. At OWF Sandbank first the foundation and then the topside for the transformer station were installed at sea in May. Within the project area of Nordsee One the foundation for the transformer station was installed, and the topside is scheduled for erection in the summer. For both projects the installation work for the internal park cabling was carried out during the first half-year.During the first six months of the year the installation of the export cable from OWF Nordergründe to the coast could be completed. The transformer station is scheduled to be erected during the second half of the year, and the grid connected is expected to be put into operation by the end of the year. In the Baltic Sea, the transmission grid

<= 60 m0,3%

61 ‐ 80 m2,3%

81 ‐ 100 m15,6%

101 ‐ 120 m10,9%

121 ‐ 150 m70,9%

Onshore 2016

Basis: 726 WTGS

9,1%

6,5%

0,7%

1,5%

2,5%

7,1%

77,3%

25,7%

100,0%

3,8%

16,3%

13,9%

11,9%

5,4%

1,5%

19,7%

92,9%

13,6%

74,3%

0,0%

100,0%

96,2%

77,2%

85,4%

88,1%

100,0%

100,0%

94,6%

100,0%

96,9%

77,8%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Thüringen

Schleswig‐Holstein

Sachsen‐Anhalt

Sachsen

Saarland

Rheinland‐Pfalz

Nordrhein‐Westfalen

Niedersachsen


Hessen

Hamburg

Bremen

Brandenburg


Bayern

Deutschland

Share of the different total heights in the yearly installed WTGSAnteil der einzelnen WEA‐Gesamthöhen an den jährlich errichteten Anlagen

<= 100 m101 ‐ 150 m> 151 m

Fig. 14: Share of the different hub height classes in the WTGS erected in Germany (left) and the overall heights (incl. rotor blade) of all WTGS erected in Germany and in the federal states (right), both for the first half of 2016 (only onshore)

Abb. 14: Anteil der einzelnen Nabenhöhenklassen an den in Deutschland errichteten WEA (links) und der Gesamthöhen (einschl. Rotorblatt) aller errichteten WEA in Deutschland sowie in den Bundesländern (rechts), Angaben jeweils für das erste Halbjahr 2016 (nur onshore)


9

51

14 24126 Piles install.

55

1

Foundations installed /Fundamente installiert(01.01.‐30.06.2016)

Foundations installed /Fundamente installiert(Status 31.12.2015)

Wind turbines installed /WEA installiert(Status 31.12.2015)

Wind turbines installed /WEA installiert(01.01.‐30.06.2016)

Veja Mate WikingerGode Wind 1 Gode Wind 2 Sandbank

80

60

40

20

0

20

40

60

80

Status 30.06.2016© 2016 DEWI

Nordergründe

Wind turbines planned /WEA geplant

Foundations planned /Fundamente geplant

Nordsee One

Fig. 15: Overview of construction progress on OWFs in the first half year of 2016Abb. 15: Übersicht zum Baufortschritt bei der Realisierung der OWP im ersten Halbjahr 2016

operator 50Hertz, has started to install in coastal waters the first section of cables for the grid connection of the OWFs Wikinger and Arkona. In the first half-year of 2016 the final investment decisions were taken for the construction of two further offshore wind farms off the German coast: E.ON decided to build the OWF Arkona with 60 Siemens wind turbines of the 6 MW class in the Baltic Sea and Dong Energy will realize the OWF Borkum Riffgrund 2 in the North Sea, with 56 wind turbines of 8 MW class by Vestas.Also worth mentioning is that Vattenfall has installed an accommodation platform approx. 70 km off the island of Sylt in June for up to 50 service technicians, to allow them to work 365 days a year in two-week shifts, and look after operation and servicing of the offshore wind farms Dan-Tysk and Sandbank. Furthermore the process of installing the wind turbines for the OWF Sandbank is to be optimized by the use of a combined hotel/transfer vessel featuring a special gangway system which enables the commissioning team to climb onto the wind turbines directly, making the step over safe in waves of up to 2.5 meters. This concept also should allow work to be carried out 24 hours per day.

References / Literatur:[1] Ender, Carsten: Windenergienutzung in Deutschland - Stand

30.06.2015. DEWI-Magazin (2015) Nr. 47, S. 44-53.[2] Richtlinie für Windenergieanlagen, Fassung Oktober 2012; Hrsg.:

Deutsches Institut für Bautechnik, Berlin [3] www.fos.de/de/NEU-Windzone-jetzt-einfach-ermitteln_376.htm[4] Ingenieurwerkstatt Energietechnik (Rade) (Hrsg.): Monatsinfo:

Betriebsvergleich umweltbewusster Energienutzer 2003-2012.[5] Nettostromverbrauch 2014 lt. BDEW, Bundesländer wurden

hochgerechnet[6] BNetzA Anlagenregister, Stand Ende Juli 2016

Bei beiden Vorhaben wurden im ersten Halbjahr die Arbei-ten zur Innerparkverkabelung durchgeführt.In der ersten Jahreshälfte konnten beim OWP Norder-gründe die Arbeiten zur Installation des Exportkabels bis zur Küste abgeschlossen werden. Die Errichtung des Umspannwerks soll im zweiten Halbjahr erfolgen und es ist geplant, die Netzanbindung noch bis zum Jahresende in Betrieb zu nehmen. In der Ostsee hat der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz im Küstenmeer mit dem Verlegen des ersten Kabelab-schnitts für die Netzanbindung der Offshore-Windparks Wikinger und Arkona begonnen.Im ersten Halbjahr 2016 wurden die finalen Investitions-entscheidungen für den Bau von zwei weiteren Offsho-re-Windparks vor der deutschen Küste getroffen: E.ON hat entschieden, den OWP Arkona mit 60 Siemens-WEA der 6 MW-Klasse in der Ostsee zu bauen und Dong Energy wird in der Nordsee den OWP Borkum Riffgrund 2 realisieren, bei dem 56 WEA der 8 MW-Klasse von MHI Vestas geplant sind.Schließlich ist zu erwähnen, dass Vattenfall im Juni rund 70 km vor Sylt eine Wohnplattform für Serviceteams mit bis zu 50 Personen auf See installiert hat, um von dort künftig 365 Tage im Jahr jeweils in Zwei-Wochen-Schich-ten den Betrieb und die Wartung der Offshore-Windparks DanTysk und Sandbank durchzuführen. Zudem soll der Pro-zess zur Installation der Windenergieanlagen für den OWP Sandbank ab August durch den Einsatz eines kombinierten Hotel- und Transferschiffs optimiert werden, das über ein spezielles Gangway-System für den sicheren Überstieg bei Wellenhöhen bis zu 2,5 Metern verfügt und die Arbeit im 24 Stunden-Betrieb ermöglichen soll.

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FINO-Wind Dissemination Workshop Incites Strong Interest in Offshore Wind Measurements

FINO-Wind Abschlussworkshop belegt großes Interesse an Offshore-Windmessungen

In April 2016 UL International GmbH (UL-DEWI) organised an end-of-project dissemination workshop for the FINO-Wind project. The most significant results from the project were presented before an audience of 45 invited guests from industry and academia.The workshop took place in the Gauss Hall of the Federal Maritime and Hydrographic Agency of Germany. Project partners held presentations on the individual work pack-ages. A key topic that invoked much discussion was the development and implementation of the new data qual-ity assurance and validation tool, ValidatF. The validation process is depicted in Fig. 1. The tool is intended for appli-cation to both future and historic data, providing a more refined quality flag system and thereby enabling end users to better assess and filter the data according to their spe-cific requirements. Further topics included quality require-ments for offshore wind speed measurements as well as new findings in offshore climatology. Furthermore, the new database structure was presented, and end users were given insights into how and what data will be provided.A guest presentation was held by the project EWeLiNE that is focused on the development of innovative weather and power forecast models for the grid integration of weather dependent energy sources. The continuity of both data and data format were highlighted as important criteria for the end users as the assimilation and analysis processes are thereby greatly simplified, saving time and effort. In this respect the FINO data were recognised as setting an exam-ple for other data sources.In addition to informing the participants of the results and methods ascertained in the FINO-Wind project, the work-shop also provided a forum for discussion on a range of issues and challenges faced by the offshore wind indus-try and the weather and climate research community. A particularly lively discussion, and one of the core topics of the project was the harmonisation of the data from the three masts, in particular with respect to the correction

Im April 2016 hat UL International GmbH (UL-DEWI) als Forschungspartner im FINO-Wind-Projekt einen Abschluss-workshop organisiert. Dabei wurden die wichtigsten Ergeb-nisse des Offshore-Wind-Forschungsprojekts präsentiert und die rund 45 Gäste tauschten sich in einer Diskussion aus. Im Gauss-Saal des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) hielten Projektbeteiligte Vorträge zu den einzelnen Arbeitspaketen. Ein zentraler Punkt war die neue Datenprüfroutine ValidatF und deren Einsatz, darge-stellt in Abb. 1. Mit dieser Prüfroutine ist geplant sowohl zukünftige wie auch historische Messdaten zu prüfen um damit dem Anwender eine feiner aufgelöste Qualitätsflag-genverteilung anzubieten. Weitere Themen waren Quali-tätsanforderungen an Offshore-Windmessungen sowie neue Erkenntnisse zur Meteorologie im Offshore-Bereich. Darüber hinaus wurde ein Einblick in die neue Datenbank-struktur gegeben, über welche die Messdaten den Nutzern zur Verfügung gestellt werden.Ein praktisches Beispiel für die Nutzung dieser Daten gab eine Gastpräsentation des Projektes EWeLiNE, welches an der Erstellung innovativer Wetter- und Leistungsprognose-modelle für die Netzintegration wetterabhängiger Energie-träger arbeitet. Dieses lobte insbesondere die Kontinuität der Form, in welcher die Daten zur Verfügung gestellt wer-den, da dies die Arbeit erheblich erleichtere.Der Workshop gab den Teilnehmern die Gelegenheit, sich über die Ergebnisse und Methodik des Forschungsvorha-bens zu informieren und direkt mit den Projektpartnern auszutauschen. Schwerpunkte in den lebendigen Diskus-sionsrunden waren zum einen die Vereinheitlichung der Datenerhebung, des Messaufbaus und der Mastkorrektur. Die Mastkorrektur war auch ein zentrales Thema während des Projektes, da wegen der unterschiedlichen Bauweisen und Ausstattung der drei FINO Masten eine detaillierte Untersuchung verschiedener Korrekturmethoden erforder-lich war. Die Korrekturkurven sind zum Vergleich in Abb. 2

ENGLISH


of wind speeds for mast effects. Due to the differences in construction of the three masts and the different arrange-ment of sensors especially on FINO 3, a detailed study was conducted investigating different methods of wind speed correction, since no single method could be applied to all three masts. Several methods were presented, shown for comparison in Fig.2, and it was shown that although two methods were selected as being optimal for the three FINO masts, alternatives might be preferred in other situations where either the geometry of the mast or the arrangement of sensors warranted a different approach.Furthermore strong interest was shown in new insights gained regarding the characteristics of the maritime atmo-sphere in the North Sea and western Baltic, as well as the influence on wind measurement resulting from the newly constructed offshore wind farms. The mast corrected data confirmed previous findings that the annual mean wind speeds in the North Sea and western Baltic are indeed very similar, as shown in Fig. 3, the main cause for a slightly greater wind speed in the North Sea being identified in the greater intensity of the storm events in the autumn and winter months. While nearby wind farms clearly lead to a decrease in the measured wind speeds as well as increases in turbulence intensity, a suitable correction method could not be proposed, the main challenge arising from uncer-tainty in the operational configuration of wind parks, e.g. the switching on and off of individual turbines. Under the new conditions, a better characterisation of the offshore wind conditions can only be achieved by considering the multiple available measurement points together in the context of a measurement network.

Background to the FINO Project:

Development of offshore wind energy is one of the key goals of the German government. To attain a better under-standing of the offshore climate as well as the marine flora

dargestellt. Obwohl nur zwei Methoden ausgewählt wur-den um die Messungen auf den einzelnen FINO Masten zu korrigieren, wurden die Vor- und Nachteile der verschie-denen in der Studie untersuchten Methoden präsentiert da diese auch gute Alternativen für unterschiedliche Mast-konstruktionen bieten.Zum anderen zeigte sich auch ein großes Interesse an neuen Erkenntnissen zu den Charakteristika der mari-timen Atmosphäre in Nord- und Ostsee sowie an der Bestimmung von Einflüssen durch den Bau neuer Offsho-re-Windparks auf die Messungen. Die neu geprüften und mastkorigierten Daten haben vorherige Ergebnisse bestä-tigt, dass das Jahresmittel der Windgeschwindigkeit in der Nord- und westlichen Ostsee sehr nahe beisammen liegen, wie in Abb. 3 dargestellt, und dass der geringfügig höhere Mittelwert in der Nordsee in erster Linie auf die stärker ausgeprägten Sturmereignisse in den Herbst und Winter-monaten zurück zu führen sind. Ein eindeutiger Einfluss der benachbarten Windparks auf die Windgeschwindig-keit und Turbulenzintensität ist evident. Allerdings lässt sich eine Korrekturmethode im ähnlichen Sinne wie bei der Mastkorrektur nicht anwenden da notwendige Informatio-nen zu dem Betriebszustand der Windparks nicht erhältlich sind. Um die neuen meteorologischen Bedingungen bes-ser zu verstehen oder zu vermessen, ist eine gemeinsame Betrachtung verschiedener Messpunkte im Kontext eines Messnetzwerks erforderlich.

Zum Hintergrund des FINO-Projekts:

Der Ausbau der Offshore-Windenergie gehört zu den erklärten Zielen der Bundesregierung. Um ein besseres Verständnis der Offshore-Klimatologie sowie der mariti-men Flora und Fauna zu erlangen, wurden zwischen 2003 und 2009 drei Forschungsplattformen in Nord- und Ost-see (FINO 1, 2 und 3) errichtet. An ihren etwa 100 Meter hohen Gittermasten werden in verschiedenen Höhen die

R. FrühmannDEWI, Wilhelmshaven

74

Fig. 1: Overview of data processing flowAbb. 1: Prozessübersicht – Datenverlauf

Fig. 2: Comparison of different mast correction methods: UAM, LiDAR and CFD (FINO 1), UAM and LiDAR (FINO 2) and ECN and LiDAR (FINO 3)Abb. 2: Vergleich der verschiedenen Mastkorrekturmethoden: UAM, LiDAR und CFD (FINO 1), UAM und LiDAR (FINO 2) und ECN und LiDAR (FINO 3)


and fauna, three research platforms (FINO 1, 2 and 3) were constructed between 2003 and 2009: two in the North Sea and one in the Baltic. The platforms are fitted with approx-imately 100 m high masts on which are mounted various sensors for measuring key atmospheric parameters – in particular wind speed and direction.The FINO-Wind project began in December 2012 with the goal to standardise the wind measurements on the three FINO platforms. The principal aim is to improve the com-parability of the measurements and to introduce a new homogenised format for nomenclature and storage of the data in the FINO-database maintained by the Federal Mar-itime and Hydrographic Agency (BSH). Furthermore the measured wind speeds should be used to evaluate differ-ences in the wind climates of the North Sea and Baltic. The project was led by the German Meteorological service and included the BSH, UL International GmbH (UL-DEWI), Fraunhofer IWES, DNV GL (formerly GL GH) and Wind-Con-sult (WICO) as project partners.Funding was provided through Projektträger Jülich by the Ministry for the Environment (BMU) in the first year and subsequently by the Ministry for Economic Affairs and Energy (BMWi).

wichtigsten meteorologischen Parameter – insbesondere Windgeschwindigkeit und Windrichtung – erfasst.Das Projekt FINO-Wind wurde im Dezember 2012 mit dem Ziel aufgelegt, eine standardisierte Bereitstellung der Wind-messdaten der FINO Forschungsplattformen zu ermögli-chen. Vorrangiges Ziel ist die bessere Vergleichbarkeit der Daten und eine konsistente Ablage der Messergebnisse in der FINO-Datenbank, die am Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) betrieben wird. Darüber hinaus werden auch die Ergebnisse der Windgeschwindigkeits-messungen im Hinblick auf die Windklimata der Nord- und Ostsee verglichen. Unter der Projektleitung des Deutschen Wetterdienstes (DWD) arbeiteten das BSH, UL Internatio-nal GmbH (UL-DEWI), das Fraunhofer IWES, der DNV GL (ehem. GL GH) und die WIND-Consult GmbH (WICO) part-nerschaftlich an der Erreichung dieses Ziels.Träger des Projekts ist der Projektträger Jülich, und die Finanzierung erfolgte im ersten Jahr durch das Bundesmi-nisterium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) und darauffolgend durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi).

Fig. 3: Comparison of the distribution of wind speed at 100 m in the North and Baltic Seas.Abb. 3: Vergleich der Verteilungen der Windgeschwindigkeit in Nord- und Ostsee in 100 m Höhe

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MEASNET Procedure “Evaluation of Site-Specific Wind Conditions”

Being part of Measuring Network of Wind Energy Institutes (MEASNET), UL-DEWI has contributed to the release of the second version of the MEASNET procedure “Evaluation of Site-Specific Wind Conditions”. After having been released in 2009, the document quickly developed into an interna-tionally well-recognized definition for a complete proce-dure to assess site conditions. The new version addresses topics such as energy yield assessment and utilization of remote sensing measurement techniques.

UL-DEWI with Students at Test Field in Anzetel-Wehlens

UL International GmbH (UL-DEWI) has been cooperating with Jade University of Applied Sciences in Wilhelmshaven for some years and offers on a regular basis a course about the basics of wind energy use. As a part of the seminar the students visited this year the wind energy test field Anzetel-Wehlens, that is located north of Wilhelmshaven, Germany.

New Accreditation for UL-DEWI Spain

The Spanish branch of UL-DEWI received its ISO/IEC 17020 certificate of accreditation from the International Accredi-tation Service (IAS), one of the leading accreditation bodies in the U.S. This accreditation covers DEWI’s global network, through its regional offices in Europe, LATAM, Middle East and Asia. The scope of accreditation includes the inspec-tions of wind turbines and gearboxes in plants as well as on-site. The accreditation recognizes DEWI’s high stan-dards and technical competence in inspection methods and procedures.

UL-DEWI Contributed to a Recent Book Publication

UL-DEWI contributed to a recent book publication: The book „Meer-Wind-Strom“ (sea-wind-electricity) sums up the results of the project RAVE (research at Alpha Ventus), in which more than 100 scientists commonly conducted research about the first offshore wind park in Germany – Alpha Ventus. Thomas Neumann, Richard Foreman and Beatriz Cañadillas from the UL-DEWI research team partic-ipated in the project and contributed to parts of the book.

UL-DEWI News

ENGLISH

(see attached scope of accreditation for field(s) of inspection, including type, range, methods or procedures)Print Date: 11/24/2015 Page 1 of 2

This is to signify that

UL INTERNATIONAL GMBH – SUCURSAL EN ESPAÑAC/ LARRAGUETA 8B

ANSOAIN, NAVARRA 31013 SPAIN

Inspection Agency AA-759 Type A (Third-Party) Inspection Body

has met the requirements of the IAS Accreditation Criteria for Inspection Agencies (AC98), has demonstrated compliance with ISO/IEC Standard 17020:2012, Conformity assessment - Requirements for the operation of various types of bodies performing inspection and has been accredited, commencing November 18, 2015, to provide inspection services in the approved scope of accreditation.

Patrick V. McCullen C. P. Ramani, P.E. Vice President, Chief Technical Officer President


UL-DEWI Presentations at Shows / Conferences

UL-DEWI’s Jose Javier Ripa, Regional Manager Spain and Latin America, gave a talk about the certification of Life Time Extension at the Spanish wind congress (Congreso Eólico Español) that took place on June 28 and 29, 2016 in Madrid, Spain.Till Schorer, Commercial Manager, talked about energy yield assessments within the German Renewable Energy Sources Act (EEG) at Branchentag Wind NRW, in Düsseldorf, Germany. Read more here. His participation was also men-tioned in an article of the recognized German magazine “Erneuerbare Energien”.UL-DEWI at AWEA Windpower 2016 in New Orleans, Loui-siana on May 23 to 26. UL’s Jason Hopkins gave a presenta-tion about the topic “Life Time Extension – Maximizing the Return on Investment” on Thursday, May 26.

UL-DEWI Seminars in Latin America

The first of our seminars in Latin America about the topic of „Wind Farm Optimization“ has started in Buenos Aires, Argentina - the room is full and our UL-DEWI experts are motiviated to share their knowledge and expertise.Also our second seminar in South America has been a suc-cess: Thanks to all participants and to our UL-DEWI col-leagues that lead the workshop in Santiago de Chile.Another UL-DEWI seminar in South America has been com-pleted with success: UL-DEWI colleagues Jose Javier Ripa and Santiago Lopez were happy to share their knowledge with the participants in Lima, Peru. Thanks to all that came out for the seminar and our partners APEGER and WWF-Peru.

UL-DEWI at Shows / Conferences (2nd half of 2016)

• Brazil Wind Power (August 30 – September 1)• Colloque National Eolien, Paris (13 – 14 September)• WindEnergy 2016, Hamburg (September 27 – 30)• China Wind Power, Beijing (October 19 – 21)• Windaba, Capetown (November 2 – 4)• Windenergietage, Potsdam (November 8 – 10)

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