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 Energieerträgen“ verabschiedet. Die TR 6 wurde erstmals im Jahr 2004 herausgegeben mit dem Auftrag den im Rahmen des verabschiedeten EEG eingeführten Referenzertrag im Rahmen einer Richtlinie zu erläutern 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 erfährt.

Die TR6 hat sich insbesondere in Deutschland zu dem maßgeblichen Standard bei der Bestimmung des Windpotenzials und Energieertrages für Windenergieanlagen entwickelt. Im Rahmen von Akkreditierungen zur Bestimmung des Windpotenzials und Energieerträgen 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 enthält die Revision 9 wesentliche Detaillierungen im Vergleich zu der vorherigen Revision 8. Hier sind insbesondere die konkretisierten Anforderungen zur Repräsentativität von Eingangsdaten (Windmessungen und Betriebsdaten von Windenergieanlagen (WEA), die Anforderungen an die verwendeten Modelle sowie die Unsicherheitsbetrachtung zu nennen. Neu in der Richtlinie aufgeführt sind Verfahren und Standards für den Einsatz von Fernerkundungssystemen wie LIDAR oder SODAR und die Berücksichtigung von Mindererträgen aufgrund von temporären Abschaltungen sowie weitere technische Verluste.

Repräsentativität von Eingangsdaten Als ein zentraler Punkt wurde in der TR 6 die Repräsentativität von Eingangsdaten (Windmessung sowie auch Betriebsdaten von WEA) neu formuliert. Die Repräsentativität einer Windmessung oder von Betriebsdaten einer Windenergieanlage sind maßgeblich abhängig 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 Geländes betrachtet. So sind (analog zur bereits 2009 verabschiedeten MEASNET Richtlinie [2]) in flachen, nicht komplexen Geländestrukturen ca. 10 km laut Richtlinie noch als repräsentativ anzusehen, während in komplexem Gelände eine Entfernung zwischen Eingangsdaten und Anwendungsstandort von ca. 2 km noch als vertretbar definiert ist. Die Geländekomplexität wird hier entsprechend der IEC- Richtlinie [3] definiert. Es liegt weiterhin ein komplexes Gelände vor, wenn der Höhenunterschied zwischen Standort der Referenz und dem geplanten Standort über 50 m beträgt.

Diese neuaufgenommene Festlegung ist insofern begrüßenswert, als insbesondere in komplexem Gelände die verfügbaren 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 zukünftig insbesondere an komplexen Standorten ohne repräsentative Eingangsdaten Wind-messungen notwendig sein werden, um eine Ertragsermittlung richtlinienkonform durchführen zu können.

Die Repräsentativität der vertikalen Komponente ist am höchsten, wenn Messhöhe und geplante Nabenhöhe identisch sind. Als Mindesthöhe für Windmessungen sowie auch für die Nabenhöhen von Vergleichs-WEA wird daher in der Richtlinie 2/3 der geplanten Nabenhöhe festgesetzt. Durch die sinnvolle Einschränkung auf 2/3 der geplanten Nabenhöhe der Windmessung bzw. der Vergleichs-WEA wird zukünftig der Einsatz von Fernerkundungssystemen wie z.B. LiDAR verstärkt 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 würde den Rahmen sprengen, es sei allerdings insbesondere auf den Aspekt hingewiesen, dass der Messzeitraum einer Windmessung mindestens 12 aufein-anderfolgende Monate mit einer Datenverfügbarkeit von mindestens 80% für die Windgeschwindigkeit und Windrichtungsmessung betragen muss. Hierbei ist auch sicherzustellen, dass trotz eventueller Datenlücken die Messung weiterhin repräsentativ bleibt. Dies gilt analog auch für die Verwendung von Betriebsdaten von WEA, wobei hier kein Grenzwert für die Verfügbarkeit festgelegt ist, sondern vielmehr auf den zu berücksichtigenden Aspekt von Betriebs-einschränkungen 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 grundsätzliche Anforderungen an Fernmessgeräte formuliert und verschiedene Einsatzbereiche dargestellt.Als zwingend notwendiges Kriterium zum Einsatz eines Fernerkundungssystems ist laut Richtlinie die Genauigkeit der Geräte . Hierfür ist nach TR6 für den Gerätetyp (einmalig) eine Klassifikation durchzuführen, in der die Sensitivität des Gerätes gegenüber Umgebungsvariablen wie z.B. Turbulenz oder Windscherung ermittelt und dokumentiert ist. Weiterhin ist ein Verifikationstest an einem Messmast vor, während bzw. nach der Messkampagne durchzuführen. Im Rahmen eines Verifikationstests wird die Rückführbarkeit der Signale des Fernerkundungssystems auf nationale Normale der Sensoren am Mast sichergestellt. Der Klassifikationstest sowie der Verifikationstest sind somit Voraussetzungen für 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 Datenverfügbarkeit die mindestens 80% beträgt, sicherzustellen, um eine belastbare Ertragsermittlung zu erstellen.Beim stand-alone Einsatz gilt es allerdings zu unterscheiden, ob sich der Anwendungsstandort in flachem und einfachem Gelände oder in komplexen Geländestrukturen befindet. Vor dem Hintergrund der Spezifika von Fernerkundungssystemen, die im Vergleich zu punktförmigen Anemometermessungen Messungen in einem bestimmten Volumen durchführen (unter der Annahme von identischen Windbedingungen in diesem Volumen) und durch Berechnungen die Windgeschwindigkeit und Richtung ermitteln, kann es in komplexen Geländestrukturen insbesondere aufgrund von Schräganströmungen zu Abweichungen in den Messwerten kommen.

TR 6 Revision 10

Die Revision 10 der TR6 der FGW ist am 26.10.2017 in Kraft getreten und gilt nach einer Übergangsphase seit 1.1.2018 verbindlich. Im Vergleich zur Revision 9 müssen nun z.B. einige Verluste bei der Angabe eines Energieertrages berücksichtigt werden. Die wichtigsten Punkte zu den Änderungen von der Rev.9 zu der Rev.10 sind hier zusammengefasst:

-Der Verfügbarkeitsverlust ist mit einem Pauschalwert von 3 % anzusetzen.

-Die Verluste aufgrund der elektrischen Übertragung muss mit 2 % berücksichtigt werden.

-Der Verlust durch die Leistungsdegradation der Rotorblätter soll mit einem Pauschalwert von 0.5% angesetzt werden.

-Die Verluste aufgrund von Stillständen wegen Eisansatz müssen berücksichtigt werden. Diese können z.B. einer Vereisungskarte der FGW entnommen werden.

-Die verwendete Leistungskurve muss in tabellarischer Form im Windgutachten dargestellt werden.

-Die Soll-Regelung / Kann-Regelung / Muss-Regelung wurden zunächst nur für die Kapitel Energieverlustfaktoren und Langzeitdaten/Bezugsdaten festgelegt.

Genauere Zahlen zu den Verlusten kann der Auftraggeber dem Gutachter zur Verfügung stellen oder der Gutachter wird selbst beauftragt genauere Zahlen zu ermitteln.