Am 22. September 2014 wurde durch den Fachausschuss Windpotenzial der Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien (FGW e.V.) die Revision 9 der Technischen Richtlinie 6 „Bestimmung von Windpotenzial und EnergieertrĂ€gen“ verabschiedet. Die TR 6 wurde erstmals im Jahr 2004 herausgegeben mit dem Auftrag den im Rahmen des verabschiedeten EEG eingefĂŒhrten Referenzertrag im Rahmen einer Richtlinie zu erlĂ€utern und einen Standard zur Berechnung zu schaffen. Seit 2004 erfuhr die TR6 verschiedene Überarbeitungen, die mit der nun herausgegebenen Revision 9 eine neue Dimension hinsichtlich der zu Grunde gelegten Standards und Verfahren erfĂ€hrt.

Die TR6 hat sich insbesondere in Deutschland zu dem maßgeblichen Standard bei der Bestimmung des Windpotenzials und Energieertrages fĂŒr Windenergieanlagen entwickelt. Im Rahmen von Akkreditierungen zur Bestimmung des Windpotenzials und EnergieertrĂ€gen wird die TR6 als relevanter Standard zu Grunde gelegt. Die Orientierung an der TR6 ist daher ein wesentliches Kriterium zur Akzeptanz einer Energieertragsermittlung bei Banken und Investoren.

Verstanden sich die vorangegangenen Revisionen maßgeblich als Mindeststandards hinsichtlich der Dokumentation in einer Windpotenzial- und Energieertragsermittlung, so enthĂ€lt die Revision 9 wesentliche Detaillierungen im Vergleich zu der vorherigen Revision 8. Hier sind insbesondere die konkretisierten Anforderungen zur ReprĂ€sentativitĂ€t von Eingangsdaten (Windmessungen und Betriebsdaten von Windenergieanlagen (WEA), die Anforderungen an die verwendeten Modelle sowie die Unsicherheitsbetrachtung zu nennen. Neu in der Richtlinie aufgefĂŒhrt sind Verfahren und Standards fĂŒr den Einsatz von Fernerkundungssystemen wie LIDAR oder SODAR und die BerĂŒcksichtigung von MinderertrĂ€gen aufgrund von temporĂ€ren Abschaltungen sowie weitere technische Verluste.

ReprĂ€sentativitĂ€t von Eingangsdaten Als ein zentraler Punkt wurde in der TR 6 die ReprĂ€sentativitĂ€t von Eingangsdaten (Windmessung sowie auch Betriebsdaten von WEA) neu formuliert. Die ReprĂ€sentativitĂ€t einer Windmessung oder von Betriebsdaten einer Windenergieanlage sind maßgeblich abhĂ€ngig von der Entfernung zum geplanten Standort (horizontale Komponente) sowie von dem Unterschied der Messhöhe zu der geplanten Nabenhöhe (vertikale Komponente). Die horizontale Komponente wird in der Richtlinie insbesondere in Zusammenhang mit der Orographie des umgebenden GelĂ€ndes betrachtet. So sind (analog zur bereits 2009 verabschiedeten MEASNET Richtlinie [2]) in flachen, nicht komplexen GelĂ€ndestrukturen ca. 10 km laut Richtlinie noch als reprĂ€sentativ anzusehen, wĂ€hrend in komplexem GelĂ€nde eine Entfernung zwischen Eingangsdaten und Anwendungsstandort von ca. 2 km noch als vertretbar definiert ist. Die GelĂ€ndekomplexitĂ€t wird hier entsprechend der IEC- Richtlinie [3] definiert. Es liegt weiterhin ein komplexes GelĂ€nde vor, wenn der Höhenunterschied zwischen Standort der Referenz und dem geplanten Standort ĂŒber 50 m betrĂ€gt.

Diese neuaufgenommene Festlegung ist insofern begrĂŒĂŸenswert, als insbesondere in komplexem GelĂ€nde die verfĂŒgbaren Modelle oftmals an ihre Grenzen stoßen und diesem Umstand nun auch im Rahmen der Richtlinie Rechnung getragen wird. In der Praxis heißt dies aber auch, dass zukĂŒnftig insbesondere an komplexen Standorten ohne reprĂ€sentative Eingangsdaten Wind-messungen notwendig sein werden, um eine Ertragsermittlung richtlinienkonform durchfĂŒhren zu können.

Die ReprĂ€sentativitĂ€t der vertikalen Komponente ist am höchsten, wenn Messhöhe und geplante Nabenhöhe identisch sind. Als Mindesthöhe fĂŒr Windmessungen sowie auch fĂŒr die Nabenhöhen von Vergleichs-WEA wird daher in der Richtlinie 2/3 der geplanten Nabenhöhe festgesetzt. Durch die sinnvolle EinschrĂ€nkung auf 2/3 der geplanten Nabenhöhe der Windmessung bzw. der Vergleichs-WEA wird zukĂŒnftig der Einsatz von Fernerkundungssystemen wie z.B. LiDAR verstĂ€rkt notwendig sein, um weitergehende Erkenntnisse des Windgeschehens zwischen geplanter Nabenhöhe und Messhöhe zu gewinnen.

Weiterhin ist in der TR6 festgelegt, dass die Betriebsdaten einer einzelnen WEA, deren Daten nicht durch weitere Quellen verifiziert werden können, im Allgemeinen nicht als Referenz ausreichen und somit mit erhöhten Unsicherheiten in der Ermittlung belegt sind.

Die Anforderungen an Windmessungen sowie an Betriebsdaten von Referenz-WEA sind detailliert in der Revision 9 beschrieben und in verschiedene Teilbereiche untergliedert.Im Detail hier auf diese Aspekte einzugehen wĂŒrde den Rahmen sprengen, es sei allerdings insbesondere auf den Aspekt hingewiesen, dass der Messzeitraum einer Windmessung mindestens 12 aufein-anderfolgende Monate mit einer DatenverfĂŒgbarkeit von mindestens 80% fĂŒr die Windgeschwindigkeit und Windrichtungsmessung betragen muss. Hierbei ist auch sicherzustellen, dass trotz eventueller DatenlĂŒcken die Messung weiterhin reprĂ€sentativ bleibt. Dies gilt analog auch fĂŒr die Verwendung von Betriebsdaten von WEA, wobei hier kein Grenzwert fĂŒr die VerfĂŒgbarkeit festgelegt ist, sondern vielmehr auf den zu berĂŒcksichtigenden Aspekt von Betriebs-einschrĂ€nkungen eingegangen wird.

Einsatz von Fernerkundungsverfahren Eine wesentliche Neuerung in der vorliegenden Revision besteht in der detaillierten Beschreibung des Einsatzes von Fernerkundungssystemen (LiDAR bzw. SoDAR). Es werden in der Richtlinie grundsĂ€tzliche Anforderungen an FernmessgerĂ€te formuliert und verschiedene Einsatzbereiche dargestellt.Als zwingend notwendiges Kriterium zum Einsatz eines Fernerkundungssystems ist laut Richtlinie die Genauigkeit der GerĂ€te . HierfĂŒr ist nach TR6 fĂŒr den GerĂ€tetyp (einmalig) eine Klassifikation durchzufĂŒhren, in der die SensitivitĂ€t des GerĂ€tes gegenĂŒber Umgebungsvariablen wie z.B. Turbulenz oder Windscherung ermittelt und dokumentiert ist. Weiterhin ist ein Verifikationstest an einem Messmast vor, wĂ€hrend bzw. nach der Messkampagne durchzufĂŒhren. Im Rahmen eines Verifikationstests wird die RĂŒckfĂŒhrbarkeit der Signale des Fernerkundungssystems auf nationale Normale der Sensoren am Mast sichergestellt. Der Klassifikationstest sowie der Verifikationstest sind somit Voraussetzungen fĂŒr den Einsatz von Fernerkundungssystemen und sind entsprechend in der Unsicherheitsbetrachtung in der Energieertragsermittlung mit einzubeziehen.

Fernerkundungssyteme als alleiniges Messsystem Durch die Richtlinie wird nun auch der Einsatz von Fernerkundungssytemen als alleiniges Messsystem ermöglicht. Hierbei gilt - ebenso wie bei einer Mastmessung - die Notwendigkeit, Daten von mindestens 12 Monaten mit einer DatenverfĂŒgbarkeit die mindestens 80% betrĂ€gt, sicherzustellen, um eine belastbare Ertragsermittlung zu erstellen.Beim stand-alone Einsatz gilt es allerdings zu unterscheiden, ob sich der Anwendungsstandort in flachem und einfachem GelĂ€nde oder in komplexen GelĂ€ndestrukturen befindet. Vor dem Hintergrund der Spezifika von Fernerkundungssystemen, die im Vergleich zu punktförmigen Anemometermessungen Messungen in einem bestimmten Volumen durchfĂŒhren (unter der Annahme von identischen Windbedingungen in diesem Volumen) und durch Berechnungen die Windgeschwindigkeit und Richtung ermitteln, kann es in komplexen GelĂ€ndestrukturen insbesondere aufgrund von SchrĂ€ganströmungen zu Abweichungen in den Messwerten kommen.