Windatlas Rheinland-Pfalz Energie, die einleuchtet

1 Impressum

Titel: Windatlas Rheinland-Pfalz

Herausgeber: Ministerium für Wirtschaft, Klimaschutz, Energie und Landesplanung Rheinland-Pfalz Stiftsstraße 9 • 55116 Mainz • Internet: www.mwkel.rlp.de • E-Mail: [email protected] Telefon: 06131 / 16-0

Konzeption und Ausarbeitung: TÜV SÜD Industrie Service GmbH • Ludwig-Eckert-Str. 8 93049 Regensburg • Internet: www.tuev-sued.de/windenergie • E-Mail: [email protected] Telefon: 0941/ 460212-0 • Fax: 0941/ 460212-29

Verantwortliche Bearbeiter: Dipl.-Geoökol. Stephanie Dix • Dipl.-Geoökol. Martina Hunner Dipl.-Phys. Thomas Zirngibl

Redaktion: Ministerium für Wirtschaft, Klimaschutz, Energie und Landesplanung Rheinland-Pfalz

Weitere Unterstützung durch: ABO Wind AG • AEKS GmbH und Co. KG • BWE Bundesverband Wind- Energie e.V.; Landesverband Rheinland-Pfalz / Saarland • EnBW Erneuerbare Energien • G.A.I.A. mbH • Höhenwindpark GmbH • juwi Energieprojekte GmbH • Natcraft energy solution • Öko Eifelwind GmbH & Co. KG • RWE Innogy GmbH

Fotonachweis: TÜV SÜD Industrie Service GmbH: S. 14; S. 21; S. 22, S. 25; S. 26 • Getty Images: Tim Robberts (Titel) • istockphoto: Birzio S. 6; Stephan Hoerold S. 19; hadynyah S. 35; schmidt-z S.42. Thinkstock: S 8; S. 27.

Textsatz, Bildbearbeitung und Gestaltung: KOMPAKTMEDIEN – Die Kommunikationsbereiter GmbH www.kompaktmedien.de

Mainz, Juli 2013

Für nicht gewerbliche Zwecke sind Vervielfältigungen und unentgeltliche Verbreitung, auch auszugsweise, unter Angabe der Quelle, gestattet. Die Verbreitung, auch auszugsweise, über elektronische Systeme/ Datenträger bedarf der vorherigen Zustimmung. Alle übrigen Rechte bleiben vorbehalten. Diese Druck- schrift wird im Rahmen der Öffentlichkeitsarbeit der Landesregierung Rheinland-Pfalz herausgegeben. Sie darf weder von Parteien noch Wahlbewerbern oder Wahlhelfern im Zeitraum von sechs Monaten vor einer Wahl zum Zwecke der Wahlwerbung verwendet werden. Dies gilt für Landtags-, Bundestags-, Kommunal- und Europawahlen. Missbräuchlich ist während dieser Zeit insbesondere die Verteilung auf Wahlveranstaltungen, an Informationsständen der Parteien sowie das Einlegen, Aufdrucken und Aufkle- ben parteipolitischer Informationen und Werbemittel.

Untersagt ist gleichfalls die Weitergabe an Dritte zum Zwecke der Wahlwerbung. Auch ohne zeitlichen Bezug zu einer bevorstehenden Wahl darf die Druckschrift nicht in einer Weise verwendet werden, die als Parteinahme der Landesregierung zugunsten einzelner politischer Gruppen verstanden werden könnte. Den Parteien ist es gestattet, die Druckschrift zur Unterrichtung ihrer eigenen Mitglieder zu verwenden. Windatlas Rheinland-Pfalz Energie, die einleuchtet

3 VORWORT

In Deutschland besteht weitgehend Konsens, aus der Atomkraft auszusteigen und stattdessen kon- sequent auf Erneuerbare Energien zu setzen. Die Landesregierung Rheinland-Pfalz hat sich zum Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2030 bilanziell 100 Prozent des in Rheinland-Pfalz verbrauchten Stroms aus Erneu- erbaren Energien zu gewinnen. Dabei ist unser Land auf einem guten Weg. Dies belegt die dynamische Entwicklung der Ausbauzahlen bei der Windkraft und der Photovoltaik. Im Jahr 2012 wurde Windstrom bereits durch 1.243 Anlagen mit einer installierten Leistung von 1.923 MW erzeugt. Hinzu kommen bei der Photovoltaik weitere 1.542 MWp installierter Leistung in mehr als 76.000 Anlagen. Im Jahr 2030 soll Strom aus Windenergieanlagen ca. zwei Drittel des gesamten Stromverbrauchs in Rheinland-Pfalz de- cken, der Strom aus Photovoltaikanlagen ein weiteres Viertel. Nach unserer Einschätzung werden dann rund 2.650 Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von 7.500 MW rund 15 TWh erzeugen.

Für unser Land wollen wir die Energiewende dezentral organisieren. Dies eröffnet große Chancen für heimische Betriebe, die an Errichtung und Wartung der Anlagen beteiligt sind, sowie für Kommunen in strukturschwachen Regionen, denen sich neue Einnahmequellen erschließen. Die Energiewende lohnt sich nicht nur ökologisch sondern auch ökonomisch, denn sie ist die langfristige Garantie dafür, dass die Energiepreise stabil bleiben, indem wir Alternativen zu den endlichen fossilen Rohstoffen wettbewerbs- fähig machen.

Mit der Teilfortschreibung des Landesentwicklungsprogramms IV und dem Rundschreiben Windenergie wurden die maßgeblichen Weichen für den Ausbau von Windenergienutzung und Photovoltaik in Rhein- land-Pfalz gestellt. Auf der Ebene der Regionalpläne dient die Ausweisung von Vorranggebieten der Flä- chensicherung für künftige Standorte. In den Bauleitplänen werden dann die exakten Flächen für Wind- energieanlagen dargestellt. Bei der Auswahl der Standorte ist die Windhöffigkeit von zentraler Bedeu- tung. Damit werden bei einem geringen Flächenverbrauch eine größtmögliche Energieausbeute erzielt und durch die Konzentration auf windhöffige Standorte eine Verspargelung der Landschaft vermieden.

Mit dem Windatlas steht den Regionen und Kommunen ein hervorragendes Instrument für eine sorg- same Flächenauswahl zur Verfügung. Bürgerinnen und Bürger können sich schnell und detailliert über die Windverhältnisse informieren. Mit seiner hohen Auflösung von 50 Metern mal 50 Metern erlaubt der Windatlas eine an der Topographie orientierte exakte Potentialflächenermittlung für die Windenergie- anlagen. Zusätzlich wird mit den ebenfalls berücksichtigten Nabenhöhen von 140 und 160 Metern über Grund dem künftigen technischen Fortschritt Rechnung getragen. Mit den entscheidenden Stellschrau- ben „Auflösung“ und „Nabenhöhen“ erfolgte eine erhebliche Qualitätssteigerung der Datengrundlagen. Der Windatlas steht auf den Internetseiten des Ministeriums und der Energieagentur Rheinland-Pfalz zur Verfügung. Künftig wird das Windpotential für jeden Standort in Rheinland-Pfalz über das Fachportal www.windatlas.rlp.de abrufbar sein. Außerdem kann er als gedrucktes Exemplar angefordert werden.

Ich bin überzeugt, dass der Windatlas einen wichtigen Beitrag zur Umsetzung der Energiewende in Rheinland-Pfalz leisten wird.

Eveline Lemke, Ministerin für Wirtschaft, Klimaschutz, Energie und Landesplanung Rheinland-Pfalz

4 INHALT

1 Methodisches Vorgehen 6

2 Erläuterung zum Windatlas 8 2.1 Datengrundlage 9 2.2 Modellierung 14 2.3 Beschreibung der Validierung 16 2.4 Genauigkeit und Aussagekraft 16 2.5 aktueller Stand und Ausblick 18

3 Anwendung 19 3.1 Flächenanalyse 20 3.2 lokale Ertragsabschätzung 23 3.3 Waldstandorte und komplexe Gebiete 26

4 Regionale Interpretation der Ergebnisse 27 4.1 definition vonT eilräumen in Rheinland-Pfalz 28 4.2 teilraum Westerwald 28 4.3 teilraum Eifel 29 4.4 teilraum Trier/Moseltal 30 4.5 teilraum Hunsrück 31 4.6 teilraum Pfalz/Nahe 32 4.7 teilraum Pfälzerwald 33 4.8 teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar 34

5 Kartenwerk 35 5.1 Beschreibung der Berechnung des Referenzertrags 36 5.2 Berechnete Flächen ab 80 % Referenzertrag 37 5.3 Mittlere Windgeschwindigkeiten bei 100 m. ü. G. 38 5.4 Mittlere Windgeschwindigkeiten bei 120 m.ü.G. 39 5.5 Mittlere Windgeschwindigkeiten bei 140 m.ü.G. 40 5.6 Mittlere Windgeschwindigkeiten bei 160 m.ü.G. 41

6 Anhang 42 6.1 Abkürzungsverzeichnis 43 6.2 Abbildungsverzeichnis 44 6.3 Tabellenverzeichnis 45 6.4 Linkliste 45 6.5 Literatur 46

5 1 Methodisches Vorgehen Das Land Rheinland-Pfalz wurde hinsichtlich das langjährige Mittel der Windgeschwindigkeit der Windertragspotentiale erstmalig in einem gewährleistet. Die hier vorliegenden Ergebnisse einzigen Berechnungsschritt mittels eines dokumentieren das substantielle Potential zum 3-D-Verfahrens komplett erfasst und berech- Erreichen der Ausbauziele des Landes Rhein- net, was über 122 Millionen Berechnungszellen land-Pfalz. Die detaillierten Informationen, entspricht. Damit treten Inkonsistenzen, welche welche als GIS-Information unter anderem die durch Übergangsbereiche entstehen, nicht auf. Windrichtungsverteilung und die Weibullparame- Das Modell wurde im Gegensatz zu bisherigen ter enthalten, stehen ebenfalls zur Verfügung und Windfeldmodellen in seiner Gesamtheit validiert erlauben es, diese Faktoren in planerische Pro- und nicht in einzelnen Blattschnitten konzipiert. zesse einzubeziehen. Die Landnutzung und die Orographie wurden mit Unterstützung des Landesvermessungsamtes auf Die Datengrundlagen und daraus abzuleitende Basis aktueller Daten in hoher Auflösung und über Potentiale werden für einzelne Teilräume von die Landesgrenzen von Rheinland-Pfalz hinaus Rheinland-Pfalz detailliert beschrieben. herangezogen. Zur gutachterlichen Bewertung der verwende- Auf der Grundlage des Modells O.F.Wind wurde ten Ertragsdaten und der zur stichprobenartigen der Windatlas mit einer horizontalen Auflösung Überprüfung der Eignung von Windenergiean- von 50 Metern mal 50 Metern berechnet. Es lagen zu Validierungszwecken wurden Besichti- handelt sich hierbei um ein CFD-Modell (Com- gungen von 33 ausgewählten Windparks in putational Fluid Dynamics), welches speziell für Rheinland-Pfalz durchgeführt. Damit konnten die Anforderungen der Windpotentialberechnung vorhandene Informationen über die Anlagen entwickelt wurde und aufgrund der 3D Berech- verifiziert werden. Während dieser Besichtigungen nungskapazität auch für die komplexen Gelän- wurden die Windparkstandorte genau lokalisiert, deformen der Mittelgebirge in Rheinland-Pfalz der installierte Anlagentyp aufgenommen sowie geeignet ist. Die hohe Auflösung der Karten die Landnutzung und Orographie in der näheren erlaubt eine gezielte Potentialflächenermittlung. Umgebung dokumentiert. Auf Grundlage der Im Hinblick auf die Nabenhöhe moderner Win- erhaltenen Informationen und nach Sichtung denergieanlagen der 3-MW-Klasse wurde für der gemessenen Daten erfolgte eine Bewertung die 80 %-Referenzertragskarte eine Höhe von der aufgezeichneten Ertragsdaten der jeweiligen 140 Metern über Grund festgelegt. Die mittleren Windenergieanlagen. Windgeschwindigkeiten wurden in Zwanzig- Meter-Schritten für die Höhen zwischen 100 und Der Windatlas ist auf den Internetseiten des 160 Metern über Grund berechnet. Ministeriums für Wirtschaft, Klimaschutz, Energie und Landesplanung Rheinland-Pfalz sowie der Für die möglichst exakte Darstellung der mittle- Energieagentur Rheinland-Pfalz eingestellt. Darü- ren Windgeschwindigkeiten war es notwendig, ber hinaus können die Ergebnisse des Windatlas eine große Anzahl von Betriebsdaten bestehen- unter www.windatlas.rlp.de im Rahmen einer der Windenergieanlagen in die Berechnungen WEB-GIS-Anwendung genutzt werden. einzubeziehen. Durch die Bereitstellung der Betriebsdaten von 773 Anlagen konnte das Wind- feldmodell für den Windatlas Rheinland-Pfalz verifiziert und verfeinert werden. Diese Daten, die das Windpotential an ihrem jeweiligen Standort dokumentieren, wurden in einen regionsspezi- fischen Langzeitbezug gesetzt. Hierdurch wird die Vergleichbarkeit der Daten und eine Angabe über

7 2 Erläuterung zum Windatlas Der Windatlas unterstützt die Regional- und Bau- ringen Flächenverbrauch eine größtmögliche En- leitplanung bei ihrer Gebiets- und Flächenauswahl ergieausbeute erzielt und durch die Konzentration für die Windenergienutzung. Durch die Auswahl auf windhöffige Standorte eine Verspargelung der der windhöffigsten Standorte wird bei einem ge- Landschaft vermieden.

2.1 Datengrundlage

Für den Windatlas Rheinland-Pfalz wurden GIS-Daten zunächst die vorhandenen Daten gesichtet. Der TÜV Süd selbst verfügt über einen umfangreichen Wichtigste Basis für das Rechenmodell sind die Datenbestand. Zusätzlich wurden noch bestehen- hochaufgelösten GIS-Daten [20]. Folgende Daten de Datenlücken eruiert und größtenteils mittels wurden als Eingangsdatensatz verwendet: zusätzlich akquirierter Betreiberdaten geschlos- sen. Ziel war es, flächendeckend hochwertige ■■ Digitales Landschaftsmodell Basis-DLM (ATKIS), Eingangsdaten zu aggregieren, damit das Berech- ■■ Digitales Geländemodell DGM 10, nungsmodell auf geprüften plausiblen Daten ■■ Digitale topographische Karten TK100, basiert. Damit ermöglichte die Gesamtdatenlage ■■ Landes-, Kreis- und Gemeindegrenzen. ein konsequentes Verifizieren der vorhandenen Daten. Durch die zusätzliche Datenakquise von Für die Landnutzung im Modell wurde das digi- 285 Windenergieanlagen und 3 Windmessungen tale Landschaftsmodell Basis-DLM herangezogen. konnte ein belastbarer auf Plausibilität geprüfter Dadurch kann akkurat unterschieden werden, Datenstamm zusammengestellt werden. welche Flächen durch Freiflächen, Siedlungen oder Wälder geprägt sind. Lokale Effekte auf Oberflächendaten, die insbesondere zur Erstel- Windverhältnisse können dadurch abgebildet lung eines über die Landesgrenzen hinausrei- werden. Im ersten Schritt wurden die für die chenden Modells nötig sind, also die Orographie Windfeldmodellierung relevanten Bestandteile (Geländeeigenschaften) und die Landnutzung der Landnutzung bestimmt und die Rauigkeiten beschreiben, wurden ebenfalls herangezogen. analysiert. Die Rauigkeit ist dabei ein Maß, mit Die Daten, welche auch als GIS(Geoinformati- dem die Höhenzunahme der Windgeschwindig- onssystem)-Daten bezeichnet werden, entstam- keit (das Windprofil) bestimmt werden kann. men aus der Vermessungs- und Katasterverwal- Nachfolgend wurde der gesamte Datensatz in tung Rheinland-Pfalz (VermKV) und wurden zur einen einheitlichen Rasterdatensatz, bestehend Nutzung für die Erstellung des Windatlas zur aus Rauigkeitswerten mit einer Auflösung von Verfügung gestellt. 50 m x 50 m, umgewandelt. Die hohe Auflösung von Geländemodell und Rauigkeitsmodell bildet Darüber hinaus verwendete TÜV SÜD seinen in- eine hochwertige Datengrundlage für die nach- ternen Datenbestand in Kombination mit den zu- folgenden präzisen Berechnungen. Über einen sätzlich ermittelten Daten für die Berechnung des Quervergleich mit den digitalen topographischen Windatlas, welcher im Wesentlichen aus meteo- Karten konnten die umgewandelten Modellein- rologischen Daten, wie z.B. Daten von Wettersta- gangsdaten überprüft werden. tionen [6][7], sowie Ertragsdaten der Betreiber Datenbasis [19] (BDB) besteht. Nachfolgend wird Das digitale Geländemodell DGM 10 dient ein Überblick über die jeweiligen verwendeten Da- zur Modellierung der Höheninformation, ten und deren Detailtiefe gegeben. welche zur exakten Lagebestimmung der

9 Windenergieanlagen entscheidend ist. Darüber Die Verwaltungsgrenzen (Landes-, Kreis- und hinaus haben die Geländeformen sowohl lokal, Gemeindegrenzen) dienten ebenfalls zur Über- z.B. Taleinschnitte, als auch regional, z.B. Ablen- prüfung der Eingangsdaten. Mit ihrer Hilfe kung durch Mittelgebirge, einen wesentlichen wurde sichergestellt, dass für das gesamte Land Einfluss auf die Windverhältnisse. Dafür wurde Rheinland-Pfalz hochaufgelöste Eingangsdaten ein Raster mit einer horizontalen Auflösung von verwendet wurden. Weiterhin dienen die Verwal- 50 m x 50 m für das gesamte Untersuchungs- tungsgrenzen zur besseren Orientierung und über- gebiet generiert und ausgewertet. Die vertikale sichtlichen Darstellung des Kartenwerks. Auflösung des Höhenmodells beträgt 10 m, wobei zwischen den entsprechenden Höhenlinien (Isohypsen) linear interpoliert wird. Windmessdaten

Windgeschwindigkeiten werden durch vorhan- Meteorologische Eingangsdaten bilden Wind- denen Wald beeinflusst. Da Rheinland-Pfalz mit messdaten, also Punktmessungen, die vor Ort z. B. über 42 % Flächenanteil ein sehr waldreiches durch Mastmessungen durchgeführt wurden und Land ist, ist dies im Modell entsprechend zu wür- Reanalysedaten, die auf Basis von Observationen digen. Die folgende Darstellung zeigt einen Ab- global modelliert werden. Reanalysedaten, in gleich der Rasterdaten der Rauigkeiten im Über- diesem Fall die sogenannten MERRA-Daten [21], gang zu einer topographischen Karte. Um speziell sind etwa vergleichbar mit einer Berechnung der den Waldrandeffekten modellarisch Rechnung zu Wettervorhersage; mit dem Unterschied, dass die tragen, ist der Übergang zwischen Wäldern und Berechnung rückwirkend erfolgt. Diese bilden die Freiflächen dabei mit einer einzelligen, also 50 m meteorologische Datengrundlage bei der Durch- breiten, Pufferzone belegt. führung der Potentialanalyse.

Die Daten wurden verschiedenen Prüfkriterien unterzogen, damit fehlerhafte und unplausible Daten identifiziert und aussortiert werden konn- ten. Ein Beispiel hierfür sind etwa Vereisungsdaten bei Windmessungen. Dieses Vorgehen gewährlei- stet, dass eine belastbare Windstatistik generiert wird. Eine solche Windstatistik setzt sich aus einer Windrichtungsverteilung (auch Windrose genannt) und jeweils einer Verteilung der Windge- schwindigkeit, welche durch eine Weibullfunktion angenähert werden kann, zusammen.

Die folgende Darstellung zeigt zum einen eine Windrichtungsverteilung, die typisch für Rhein- land-Pfalz ist und zum anderen die Windge- schwindigkeitsverteilung, hier kombiniert für alle Abb. 1: Rauigkeitsmodellierung und Vergleich Sektoren. Die Weibullannäherung wird durch die mit topographischer Karte. blaue Linie („emergent“) dargestellt.

10 eine hohe zeitliche Auflösung von bis zu einer Stun- de und eine räumliche Auflösung von 0.5° mal 2/3° (etwa 50 km). Gemäß Modellangaben werden die horizontalen Windgeschwindigkeitskomponenten u und v auf einer Höhe von 50 m ausgegeben.

Im Modellgebiet befinden sich 17 MERRA-Knoten- punkte, welche als meteorologischer Eingangsda- tensatz verwendet werden konnten.

Ertragsdaten

Ertragsdaten von Windenergieanlagen (WEA) bilden ein umfassendes Netz an Eingangs- und Validierungsdaten in Rheinland-Pfalz. Diese Daten sind ebenfalls ein Maß für die lokal vorherrschende Windgeschwindigkeit. Dem Vorteil der umfang- Abb. 2: Beispiel einer Windrichtungs- und Windgeschwindigkeitsverteilung. reichen Datengrundlage steht gegenüber, dass technische Faktoren die Umrechnung von Ertrag Durch die umfangreiche Datenakquise konnten auf Wind verfälschen können. Zu nennen ist dabei auch drei Windmessungen innerhalb von Rhein- die Einhaltung der Leistungskurve der jeweiligen land-Pfalz ausgewertet werden. Anlagen, aber auch die Verfügbarkeit der Anlagen – wann die jeweilige Anlage tatsächlich in Betrieb war Das GSFC Global Modeling and Assimiliation oder wegen Wartung oder Reparatur still stand. Office (GMAO) der Nasa hat mit der Nutzung einer neuen Version des Goddard Earth Observing Voraussetzung für die Nutzung der Ertragsdaten ist System Assimilation System Version 5 (GEOS-5) die Kenntnis des Anlagentyps, der exakten Lageko- die sog. NASA Modern Era Reanalysis for Research ordinaten, des monatlichen Ertrags und der monat- and Applications (MERRA) durchgeführt. lichen Verfügbarkeiten. Um diese Informationen zu bekommen, wurden folgende Informationen bei den Die Vorteile dieser Reanalysedaten bestehen in Betreibern von Windenergieanlagen angefragt deren Zeitreihenlänge, der ständigen Aktualisierung und der Datenverfügbarkeit sowohl über dem Fest- ■■ Name des Windparks, land als auch über den Ozeanen. Nachteile älterer ■■ Anlagentyp und Leistungskennlinie, Reanalysedaten (z.B. NCEP/NCAR), wie etwa die ■■ Standortkoordinaten der Anlagen, geringe zeitliche und räumliche Auflösung beste- ■■ Monatliche Erträge und Verfügbarkeiten, hen nicht mehr. MERRA-Reanalysedaten besitzen ■■ Windgeschwindigkeit (10-Minuten Mittelwerte),

Tabelle 1: Übersicht über die Datenlage der Validierungsdaten

Rating

Datenquelle WEA gesamt A B C

Datenbestand TÜV SÜD 477 52 208 217

Betreiber-Daten 296 185 100 11

Gesamt 773 237 308 228

11 ■■ Windrichtung (10-Minuten Mittelwerte), Wurden für den jeweiligen untersuchten Wind- ■■ Leistung (10-Minuten Mittelwerte). park Verfügbarkeiten angegeben, so werden diese für die Korrektur der Ertragsdaten verwen- Alle Ertragsdaten wurden einer Bewertung unter- det. Standen für die Berechnung keine Verfüg- zogen, wobei Nabenhöhe, Leistung, Rotordurch- barkeiten bereit, wurde für die Vergleichsberech- messer, Länge des Zeitraums, Datenformat und nungen eine Standardverfügbarkeit der WEA zu Repräsentativität bewertet und in die Stufen A, B 98 % angenommen (Verfügbarkeitskorrektur). und C eingeteilt wurden. Alle WEA mit Rating A Stehen mehrere WEA zusammen in einem Park, wurden in dieser Analyse verwendet. WEA mit Ra- so dass sich eine gegenseitige Beeinflussung der ting B wurden verwendet, sofern die Datendichte WEA untereinander im Energieertrag auswirkt, mit den höherwertigen Daten des A-Ratings zu wurde für die Vergleichsberechnung dieser Min- gering war, sodass in Verbindung mit den B-Ra- derertrag infolge der gegenseitigen Abschattung ting-Daten ein möglichst flächendeckendes Netz berechnet. Die so gewonnenen hochwertigen an Eingangsdaten gewährleistet werden konnte. Daten wurden zum Teil als Eingangsdatensatz für Ertragsdaten mit Rating C wurden als wenig be- die Modellierung und zum Teil als Validierungs- lastbar eingestuft und daher nur verwendet, wenn datensatz verwendet. keine anderen Daten vorlagen. Beispielsweise war hier die Nabenhöhe zu gering oder die Zeitreihe umfasste nur wenige Monate.

Insgesamt konnten Daten von 773 bestehenden WEA ausgewertet werden, wobei 237 mit Rating A, 308 mit Rating B und 228 mit Rating C bewer- tet wurden. Liegen in einem kleinräumigen Gebiet Daten verschiedener Qualitätsstufen vor, gingen die höherwertigen Daten bevorzugt in die Berech- nungen ein. Über das Ratingsystem wird also nur dann auf die nächste Qualitätsstufe zurückgegriffen, wenn in gewissen Teilräumen von Rheinland-Pfalz keine höherwertigen Daten verfügbar sind. Insge- samt wurden die Erträge von 356 WEA im Zuge der Validierung modellarisch nachberechnet.

Weiterhin wurde sichergestellt, dass der zur Verfügung gestellte monatliche Ertrag und die dazugehörige Verfügbarkeit auch frei von Fehlern Abb. 3: Validierungsanlagen sind. Die Daten durchliefen hierbei eine Filter- in Rheinland-Pfalz [x]. struktur und wurden zugleich kreuzweise mit Besichtigte Standorte [x] vergleichbaren, in der Nähe befindlichen Daten verglichen. Dies geschah über Untersuchungen der monatlichen Standardabweichungen und Langzeitbezug Korrelationsuntersuchungen, um abweichende Werte identifizieren zu können. Außerdem wur- Um die Vergleichbarkeit der Erträge zu gewähr- den Monate mit geringen Verfügbarkeiten ausge- leisten, ist es notwendig, die verfügbaren Produk- schlossen oder mit anderen Daten benachbarter tionsdaten zu normieren. Hierzu werden Mecha- WEA ergänzt. So konnte die Datenbelastbarkeit nismen angewandt, die sich aus folgenden drei deutlich erhöht werden. Verfahren zusammensetzen:

12 ■■ Langzeitbetrachtung Tabelle 2: Jährliche Indexwerte für die drei ■■ Verfügbarkeits- und Einspeiseverluste Index-Regionen von Rheinland-Pfalz ■■ Verluste durch Abschattungen im Park. Jahr Nord Oberrhein Pfalz

Meist liegen von den Ertragsdaten keine lang- 2000 1.04 1.03 1.05 jährigen Zeiträume vor. Daher ist es notwendig 2001 0.98 1.05 1.07 diese Daten in einen Langzeitbezug zu setzen. Für 2002 1.06 1.08 1.11 die Erstellung eines Langzeitbezugs wurden alle vorliegenden Ertragsdaten verwendet, die über 2003 0.92 0.95 0.99 einen Zeitraum von etwa 10 Jahren vorliegen. Diese 2004 1.06 1.07 1.05 wurden auf ihre Stabilität und ihr Trendverhalten 2005 0.95 0.93 0.91 untersucht. Auch der Parkzubau wurde bei der Wahl 2006 1.06 1.00 1.05 der langjährigen Referenzanlagen berücksichtigt. 2007 1.17 1.18 1.16 Außerdem wurden die vorliegenden Reanalyse- 2008 1.07 1.05 1.08 daten miteinander verglichen und Korrelationsun- 2009 0.99 0.96 0.96 tersuchungen durchgeführt. Hierbei wurden hohe 2010 0.86 0.94 0.88 Korrelationskoeffizienten der Datensätze in der 2011 0.96 0.91 0.93 Eifel, im Westerwald und im Hunsrück gefunden. Hierfür wird ein Index mit der Bezeichnung Nord 2012 0.99 1.01 0.98 erstellt. Auch die Korrelation der Reanalysedaten im Nahe-Raum, in der Pfalz und im Pfälzerwald war hoch. Dieser Index-Raum wird im folgenden Standortbesichtigungen Südwest genannt. Als dritter Teilraum mit hohen Korrelationen ergab sich das Oberrheintiefland. Zur gutachterlichen Bewertung der verwendeten Mit Hilfe der langjährigen Ertragsdaten und der Ertragsdaten und der stichprobenartigen Über- MERRA-Reanalysedaten wurde nun für jedes prüfung der Eignung von Windenergieanlagen Gebiet ein Index erstellt. Als Bezugszeitraum zu Validierungszwecken wurden Besichtigungen wurde ein zehnjähriger Zeitraum von 2003 – 2012 von ausgewählten Windparks in Rheinland-Pfalz gewählt, welcher dadurch auch dem Langzeitbe- durchgeführt. Ein weiteres Ziel einer solchen zug des Windpotentials entspricht. Standortbesichtigung ist, vorhandene Informa- tionen über die Anlagen mit der Realität vor Ort Die jährlichen Indexwerte für die drei Index-Räu- abzugleichen. me sind in der folgenden Tabelle dargestellt: Während der für den Windatlas Rheinland-Pfalz Tabelle 2: Jährliche Indexwerte für die drei durchgeführten Besichtigungen wurden die Wind- Index-Regionen von Rheinland-Pfalz parkstandorte genau lokalisiert und der jeweils installierte Anlagentyp aufgenommen, sowie die Jahr Nord Oberrhein Pfalz Landnutzung und Orographie in der näheren Umge- 1996 0.86 0.81 0.80 bung dokumentiert. Auf Grundlage der erhaltenen

1997 0.93 0.91 0.94 Informationen und nach Sichtung der gemessenen Daten erfolgte dann eine Bewertung der aufge- 1998 1.10 1.14 1.16 zeichneten Ertragsdaten der jeweiligen Windener- 1999 1.08 1.14 1.18 gieanlage oder des Windparks. Die besichtigten Standorte sind in Abb. 3 durch rote Kreuze markiert.

13 Die Qualitätssicherung erfolgte mittels detail- höhe durchgeführt werden. Fehlende Informationen lierter Checklisten. Es kamen folgende Arbeitsme- konnten eruiert werden. Die Fotodokumentation thoden zum Einsatz: und detaillierte Standortbeschreibung diente der Interpretation der Validierungsergebnisse. ■■ Fotografische Aufnahme der Anlage bzw. der Anlagen sowie eines Panoramas, Die Standortbesichtigungen erhöhten die Verläss- ■■ Aufnahme der Koordinaten des genauen Stand- lichkeit der Datengrundlage für den Windatlas. ortes der WEA durch GPS, ■■ Überprüfung der Arrondierung des Windparks, ■■ Genaue Beschreibung der Umgebung hin- sichtlich Orographie, Landnutzung und weiterer relevanter Geofaktoren, ■■ Dokumentation der Messgeräte sowie ihrer Anbringung.

Die erhobenen Daten wurden in eine Übersichts- tabelle eingegeben und zur Überprüfung bereits vor- handener Daten verwendet. Dies betrifft vor allem die Koordinaten der WEA, WEA-Typ und Nabenhö- he. Beispielsweise konnte bei Mischparks die genaue Anlagenzuordnung nach Standort, Typ und Naben- Abb. 4: Protokollierung einer Standortbesichtigung.

2.2 Modellierung

Die Berechnung des Windatlas wurde mit dem Einheiten (sog. Zellen) unterteilt, wobei die Modell O.F.Wind durchgeführt [3]. Das Modell ba- Genauigkeit der Berechnungen von der Größe der siert auf der CFD-Software OpenFOAM®, wurde Zellen abhängt. In diesem Fall wird das Luftvolu- speziell für die Anforderung der Windpotential- men über Rheinland-Pfalz und den angrenzenden berechnung entwickelt und eignet sich aufgrund Gebieten in diskrete Zellen eingeteilt, wobei die der 3D-Berechnungskapazität auch für komplexe horizontale Auflösung 50 m x 50 m entspricht Geländeformen, wie diese auch in den rhein- und die vertikale Auflösung variabel ist. Die land-pfälzischen Mittelgebirgen vorhanden sind. Bodenzelle enthält dabei die Höhen und Rauig- Um eine CFD-Berechnung durchzuführen, wird keitsinformationen. Die für eine Potentialanalyse das zu erfassende Gesamtgebiet in kleinere interessanten Bereiche bis 200 m über Grund

} 200 m Auflösung } 100 m Auflösung } 50 m Auflösung } bodenparallele Netzschicht

Abb. 5: Vertikaler Schnitt durch das Modellgitter.

14 wurden mit einer feineren Auflösung erfasst, schreibung des Prozesses wurde zur Illustration darüber hinaus ist die Auflösung deutlich gröber. vereinfacht. Die Vereinfachung besteht darin, dass Weiterhin müssen auch die Randbereiche außer- die Windgeschwindigkeit in einen Mittelwert und halb von Rheinland-Pfalz berücksichtigt werden, Fluktuationen um diesen Mittelwert aufgeteilt da diese ebenfalls die lokalen Windverhältnisse wird, was als Turbulenz bezeichnet wird. beeinflussen. Die folgende Darstellung illustriert einen vertikalen Schnitt durch das angewendete Für die Anwendung auf Rheinland-Pfalz wird Gitter für Rheinland-Pfalz. das Gesamtmodell in 12 Sektoren, also Wind­ richtungen, eingeteilt. Für jede Windrichtung, Ein wesentlicher Fortschritt im Vergleich zu z.B. Nord, wird am Rand des Modellgebietes früheren Potentialanalysen stellt die Betrach- (entspricht der ersten vertikalen Zellschicht aus tung von Rheinland-Pfalz als Ganzes in einem dieser Richtung) eine Randbedingung vorgegeben. Berechnungsschritt dar, so dass keine Teilflächen Weiterhin wird auch für die oberste horizontale berechnet und danach zusammengefügt werden. Schicht eine Randbedingung bestimmt. Basierend Durch die Asymmetrie der Landesgrenzen sind die auf diesen Randbedingungen, die gleichzeitig auch hochaufgelösten Bereiche über Kreissymmetrien Anfangsbedingungen darstellen, werden über die zu erfassen, was im Folgenden farblich dargestellt Navier-Stokes Gleichung die Werte in der näch- ist. Der große Kreis entspricht dabei dem gesam- sten Zellschicht berechnet. Dieser Prozess setzt ten Modellgebiet, die kleinen farbigen Kreise dem sich fort, bis das Modell in dieser Richtung durch- hochaufgelösten Kerngebiet. Die Umsetzung der laufen ist und beginnt dann wieder von vorne. Modellierung für die Orographie ist ebenfalls in der nachfolgenden Abbildung dargestellt. Das Anhand des Modells wird beobachtet, wie sich Kerngebiet ist hierbei fein aufgelöst, während das die Werte in den jeweiligen Zellen zwischen den äußere Modellgebiet nur als Randbedingung gilt einzelnen Durchläufen (Iterationen) verhalten. und zu den Rändern hin gröber aufgelöst ist. Erst wenn sich die Werte aller Zellen zwischen zwei Basis für die Berechnung sind die Navier-Stokes- Iterationen nicht mehr wesentlich ändern, kann Gleichungen, die eine mathematische Beschrei- von Konvergenz gesprochen werden, und die Be- bung von Flüssigkeiten und Gasen, insbesondere rechnungen können für das Modell weiter verwen- auch der Luft, erlauben. Da eine direkte Berech- det werden. Für Rheinland-Pfalz wurden dabei für nung mittels der Gleichung sehr aufwendig ist, jeden Sektor zwischen 1.800 und werden in der Windenergie verwendete Modelle 2.500 Iterationen durchlaufen. Die relevanten Wer- vereinfacht – Reynolds-gemittelten Navier- te, die nun in jeder Zelle hinterlegt sind, Stokes-Gleichungen (RANS). Die folgende Be- beziehen sich auf die beiden horizontalen

Abb. 6: Modell- und Kerngebiet der Berechnung. Abb. 7: Darstellung der Orographie im Modellgebiet

15 Windgeschwindigkeitskomponenten für jeden Insgesamt wurden an 29 Stellen solche lokalen Sektor. Relativ zur Windrichtung in der Randbedin- Informationen in das Windfeld eingegeben, wo- gung ist damit auch eine eventuelle lokale Drehung durch Rheinland-Pfalz sehr gut abgedeckt werden der Windrichtung­ beinhaltet. Die Gesamtheit der konnte. Die Windstatistiken, welche in den Über- Windgeschwindigkeitsinformation wird als statio- lappungsbereichen entfernungsgemittelt werden, näres Windfeld bezeichnet. In dieses Windfeld wer- bestimmen dann die Windstatistik für jede Zelle den lokale Informationen über Windrichtungs- und im Modellgebiet. Die Zelleninformation in Form Windgeschwindigkeitsverteilung (Windstatistik), von sektoriellen Weibullparametern und der wie diese direkt aus Windmessungen und indirekt Wind­richtungsverteilung wird dann kondensiert über MERRA-Daten und Windenergieanlagen­ als mittlere Windgeschwindigkeit in den Karten erstellt wurden, implementiert. des Windatlas wiedergegeben.

2.3 Beschreibung der Validierung

Als Validierung wird der Prozess bezeichnet, bei Insgesamt wurden die Erträge von 356 beste- dem das Modell aus dem vorangegangen Kapitel henden WEA in Rheinland-Pfalz modellarisch punktuell auf seine Richtigkeit überprüft wird. nachberechnet. Um die Eigenschaften des Modells Dafür wird die Windgeschwindigkeitsinformati- zu testen, wurden zunächst Windstatistiken als on für Punkte aus dem Modell extrahiert, für die Eingangsdatensatz in einem groben Raster über reale Informationen, also Ertragsdaten von WEA, Rheinland-Pfalz in das Modell eingefügt und die vorhanden sind. Können die Erträge, welche nach Validierungsberechnung durchgeführt. In Be- durchgeführter Verfügbarkeits- und Langzeitkor- reichen, in denen die Validierung nach diesem rektur über das Modell nachberechnet werden, Schritt keine befriedigenden Ergebnisse zeigte, so gilt das Modell als validiert. Die Abweichung wurden weitere Windstatistiken ins Modell der Ist-Erträge zu den modellierten Erträgen wird eingeben und die Validierungsberechnung erneut als Güte der Validierung bezeichnet. Stehen dabei durchgeführt. Nach der Eingabe von 29 Eingangs- mehrere WEA zusammen in einem Park, so dass datensätzen konnten die Validierungsergebnisse sich eine gegenseitige Beeinflussung der WEA un- das Modell bestätigen. Die Güte der Validierung tereinander im Energieertrag auswirkt, wird für die wird in Kapitel 5 hinsichtlich der einzelnen Teilräu- Vergleichsberechnung dieser Minderertrag infolge me in Rheinland-Pfalz bewertet. der gegenseitigen Abschattung berechnet.

2.4 Genauigkeit und Aussagekraft

Der Windatlas bietet den Trägern der Regio- der Windatlas mit 50 x 50 Metern über eine sehr nal- und Bauleitplanung eine fundierte Entschei- hohe Auflösung. Gleichzeitig können selbst bei dungsgrundgrundlage für ihre endgültige Auswahl der hohen räumlichen Auflösung des Windatlas der Vorranggebiete bzw. Sonderbauflächen aus kleinräumige Einflüsse nicht exakt beschrieben dem Pool ihres jeweils ermittelten Potentials. werden. Insbesondere Waldgebiete und besonders Gemessen an der Größe der Gesamtfläche des komplexe Geländeformen können zu markanten Landes Rheinland-Pfalz von 19.853 km2 verfügt hier nicht darstellbaren Abweichungen führen.

16 Der Windatlas ist demzufolge kein Ersatz für sowie die vertikale Distanz zwischen eingehender akkreditierte Windgutachten, die für einen spe- und berechneter Höhe über Grund. Liegen viele zifischen Standort erstellt werden. Solche akkre- Eingangsdaten vor und ergeben die Validierungs- ditierten Gutachten nach den BWE-Standards berechnungen belastbare Ergebnisse sind potenti- [4] und nach der FGW-Richtlinie [5] ermöglichen elle Abweichungen nahezu ausgeschlossen. bankfähige Aussagen über die Windverhältnisse an einem Standort und sind damit eine wesent- Die Belastbarkeit der Modellierung zur Windge- liche Voraussetzung für die Finanzierung geplanter schwindigkeit ist direkt abhängig von der Gelän- Windenergieprojekte. detypisierung des Standortes, den Eingangsdaten sowie den Betrachtungspunkten. Dabei werden Zur Unterscheidung zwischen der dem Windatlas die Kriterien Orographie und Landnutzung un- zugrunde liegenden Zielsetzung und den Anfor- terschieden. Bei flachen bis welligen Standorten derungen an ein Standortgutachten im Rahmen ergeben sich nur sehr geringe Abweichungen. der Projektierung und Finanzierung eines Wind­ Moderate Abweichungen sind bei welligen bis energieprojekts werden nachfolgend Unsicher- bergigen Standorten anzunehmen, und nur bei heitsquellen und deren möglicher Einfluss auf das bergigen bis gebirgigen Standorten können sich Ergebnis erläutert. Dabei spielen folgende vier erhebliche Abweichungen ergeben. Zusätzlich Themenfelder eine Rolle: werden die Abweichungen in Abhängigkeit von der Landnutzung analysiert. ■■ Meteorologische Eingangsdaten, die sog. Winddatenbasis, Eine Bewertung auf Basis dieser Kriterien fand für ■■ Modellierung des Windfeldes, die einzelnen Teilräume statt. Dabei wurde für jeden ■■ Modellierung des Parkwirkungsgrades, Teilraum in einer zusammenfassenden Tabelle ein ■■ Eingangsdaten der WEA. Überblick über Orographie, Landnutzung und Anzahl der Validierungsdaten dargestellt. Außerdem wird, Wesentlich bei der Bewertung der Genauigkeit in Abhängigkeit von den vorhandenen Validierungs- sind die horizontale Entfernung zum nächstge- daten, die Validierungsgüte für die Berechnungshö- legenen meteorologischen Eingangsdatensatz hen 100 m und 140 m über Grund angegeben.

Tabelle 3: Schema der Unsicherheitsbetrachtung Validierungsgüte Validierungsgüte Anzahl Unsicherheit Orographie Landnutzung 100 m 140 m Validierungsdaten geringer Waldanteil Flächendeckend Validierungsdaten für diese Nabenhöhe vorhanden gering flach bis wellig einheitliches Validierungsdaten können durch Modell Landschaftsbild nachberechnet werden mittlerer Waldanteil Nur vereinzelte Validierungsanlagen Information vorhanden zur Anzahl der mittel wellig bis bergig Validierungsdaten zergliederte Validierungsdaten können teilweise nicht für jeden Teilraum Landschaft durch das Modell nachberechnet werden hoher Waldanteil Keine Validierungsdaten vorhanden hoch bergig bis gebirgig stark zergliederte Starke Abweichung zwischen Modell Landschaft und Real

17 2.5 Aktueller Stand und Ausblick

Der Windatlas für Rheinland-Pfalz ist eine Be- Der gewählte modellarische Ansatz erlaubt standsaufnahme und stützt sich insbesondere dabei, dass regionale Nachberechnungen bei auf vorhandene Datensätze. Dies heißt vor allem, zusätzlichen Erkenntnissen wie z.B. neue Wind- dass in Teilräumen mit geringer Datendichte, wie messungen oder Windenergieanlagen mit grö- z.B. dem Pfälzerwald, die Unsicherheit höher ist, ßeren Nabenhöhen als Revision durchgeführt und neuere Erkenntnisse auch zu einer Korrektur werden können. der hier vorliegenden Ergebnisse führen können.

18 3 ANWENDUNG 3.1 Flächenanalyse

Die aktuelle Teilfortschreibung des Landesent- Bei der Analyse der Eignung von Standorten und wicklungsprogramms, Kapitel 5.2.1 Erneuerbare Flächen für die Windenergienutzung und der Energien, definiert die für die Regional- und Genehmigung von Windenergieanlagen müssen Bauleitplanung verbindlichen Rahmenbedin- immer die im konkreten Fall einwirkenden Immis- gungen zur Steuerung der Windenergienutzung sionen (Schall, Schatten, Eiswurf etc.) als Restrik- in Rheinland-Pfalz (LEP IV) [1]. Zusätzlich werden tionen für die Errichtung von Windenergieanlagen diese Vorgaben im gemeinsamen Rundschreiben betrachtet werden. Im Folgenden werden diese Windenergie des Wirtschafts-, Umwelt-, Innen- näher dargestellt. und des Finanzministeriums Rheinland-Pfalz konkretisiert [2]. 3.1.1 Restriktionen: Schall Diese Dokumente sollen die Genehmigungsver- fahren von WEA im Land vereinheitlichen. Im LEP Um Nachbarn von WEA oder Windparks nicht IV werden Ziele und Grundsätze der Raumord- erheblich zu benachteiligen oder zu belästigen, nung definiert und die Windenergie betreffend sind Mindestabstände einzuhalten oder Belästi- folgende Vorgaben gemacht: gungen durch andere technische Maßnahmen zu vermeiden. Die TA Lärm [10] gibt entsprechend je ■■ vorrangig für die Auswahl der Flächen für die nach Nutzungsart der benachbarten Flächen be- Windenergienutzung ist hohes Windpotential stimmte Beurteilungspegel als maximal zugelas- von 5,8 bis 6,0 m/s bei 100 Metern über Grund sene Immissionsrichtwerte vor (s. auch Tabelle 4). ■■ mindestens zwei Prozent der Landes- aber auch der Waldflächen sollen für die Windenergienut- Tabelle 4: Übersicht über die Schallrichtwerte zung bereitgestellt werden, wobei die Be- dingungen für WEA in Waldgebieten detailliert Beurteilungs- Nutzungsart Zeitraum [-] pegel [dB(A)] beschrieben werden ■■ WEA sollen nach Möglichkeit räumlich konzen- Industriegebiete ganztägig 70 Tag 65 triert werden Gewerbegebiete ■■ Ausschlussgebiete (Naturschutz, Artenschutz, Nacht 50 Kulturlandschaften) werden definiert. Kerngebiete, Dorfgebiete, Tag 60 Mischgebiete Nacht 45 Im Rundschreiben Windenergie wird folgende Vorgabe hinzugefügt: Allg. Wohngebiete, Tag 55 Kleinsiedlungsgebiete Nacht 40

■■ Abstände zu Wohn-, Misch-, Kern-, und Dorfge- Tag 50 bieten werden mit 800 m, zu Einzelgehöften Reine Wohngebiete Nacht 35 mit 500 m festgelegt, die Kommunen können jedoch im Einzelfall andere Abstände festlegen Kurgebiete, Tag 45 Krankenhäuser Nacht 35

20 Infraschall und tieffrequente Geräusche

Tieffrequente Geräusche und Infraschall (Körper- schall) treten bei WEA auf und sind auch mess- technisch nachweisbar. Für den Menschen sind diese jedoch nicht wahrnehmbar, da die jewei- ligen Schalldruckpegel unterhalb der Hörschwelle des Menschen für diese Frequenzen liegen. Nach Untersuchung von Infraschallwirkungen auf den Menschen erwies sich diese Art des Infraschalls als unschädlich [11]. Abb. 8: Windpark mit Turmschatten.

Zudem werden WEA infraschallentkoppelt fun- Als maßgebliche Immissionsorte gelten schutz- damentiert, so dass sich der Infraschall nicht über würdige Räume, die als Wohnräume genutzt den Boden ausbreiten kann. Dieser ist daher nur werden, einschließlich Wohndielen, Schlafräume, in unmittelbarer Nähe um die WEA vorhanden, Übernachtungsräume in Beherbergungsstätten dabei aber nicht wahrnehmbar. und Bettenräume in Krankenhäusern und Sanato- rien, Unterrichtsräume in Schulen, Hochschulen Das Bayerische Landesamt für Umwelt hat auch und ähnlichen Einrichtungen, Büroräume, Praxis- Infraschallmessungen an einer Windenergieanlage räume, Arbeitsräume, Schulungsräume und ähn- durchgeführt. Als Ergebnis stellen sie fest: „Die im liche Arbeitsräume. Direkt an Gebäuden begin- Infraschallbereich liegenden Schallimmissionen nende Außenflächen (z. B. Terrassen und Balkone) liegen weit unterhalb der Wahrnehmungsschwelle sind schutzwürdigen Räumen tagsüber zwischen des Menschen und führen daher zu keinen Belästi- 6:00 bis 22:00 Uhr gleichgestellt. gungen.“ Es wird ebenfalls die Erkenntnis gewon- nen, dass keine Gefahren oder erhebliche Belästi- Auch unbebaute Flächen in einer Bezugshöhe von gungen durch tiefe Frequenzen oder Infraschall 2 m über Grund an dem am stärksten betroffenen vorliegen [11][12]. Rand der Flächen, auf denen nach Bau- oder Pla- nungsrecht Gebäude mit schutzwürdigen Räumen zulässig sind, können maßgebliche Immissions- 3.1.2 Schattenwurf orte darstellen.

Je nach Standort einer WEA kann vom Schatten- Zur Beurteilung der Schattenwurfbelastung wurf des sich drehenden Rotors eine unerwünsch- von Immissionsorten werden die tägliche und te Beeinträchtigung ausgehen. Der periodisch jährliche Beschattungsdauer untersucht. Der auftretende Schatten verursacht je nach Drehzahl Immissionsrichtwert geplanter Anlagen beträgt und Anzahl der Blätter hinter der Windenergie- für die tägliche astronomisch maximal mögliche anlage starke Lichtwechsel mit einer Frequenz Beschattungsdauer 30 Minuten und darf nicht zwischen ca. 0,5 und 3 Hz (Lichtwechsel/Sekun- überschritten werden. Bei bestehenden Anlagen de), die auf den Menschen störend wirken und wird die tatsächliche tägliche Beschattungsdauer bei längerer Dauer gesundheitsschädigend sein herangezogen. Der Immissionsrichtwert geplanter können. Da hierfür noch keine Norm existiert, hat Anlagen beträgt für die jährliche astronomisch der Länderausschuss für Immissionsschutz (LAI) maximal mögliche Beschattungsdauer 30 Stun- die federführend vom staatlichen Umweltamt den, für die jährliche meteorologisch wahrschein- Schleswig erarbeiteten WEA-Schattenwurf-Hin- liche Beschattungsdauer acht Stunden [13]. weise aus dem Jahr 2002 für Berechnungen in Deutschland als Standard anerkannt [13][14].

21 3.1.3 Eiswurf Hierfür ist neben den Anlagenparametern und meteorologischen Daten auch die Häufigkeit des Das Thema Eiswurf bei WEA wurde detailliert im Aufenthalts von Personen, Fahrzeugen oder Sach- WECO-Projekt der EU untersucht (Wind Energy gütern in einer gefährdeten Zone zu bewerten. Production in Cold Climate) [15]. Die nachfol- Relevant im Zusammenhang mit Eisansatz ist genden Ausführungen basieren auf den daraus auch die Abschätzung von Energieausfällen. gewonnenen Erkenntnissen. Jedoch ist schon das Klassifizieren von Verei- Eiswurf tritt bei WEA in erster Linie in Abhängig- sungsbedingungen als unsicherheitsbehaftet zu keit von der umgebenden Temperatur sowie der bewerten. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die umgebenden Luftfeuchtigkeit auf. In einem anzu- vorliegenden meteorologischen Daten meist von fertigenden Gutachten wird daher die Wurfweite Stationen mit Messgeräten auf etwa 10 m über von der rotierenden oder der sich im Trudelbetrieb Grund stammen und nur sehr schwer auf den befindlichen WEA, oder auch die Fallweite bei Standort von WEA zu übertragen sind. einer stillstehenden Anlage (Unterscheidung der beiden Begrifflichkeiten Eiswurf bzw. Eisfall) be- Zudem wird nach Auftreten eines Vereisungszu- rechnet. Des Weiteren geht man davon aus, dass standes meist per optischer Überprüfung durch die Betriebsführung der Anlage den Vereisungsfall einen Beauftragten die Vereisungssituation vor Ort zuverlässig erkennt und in der Folge die Anlage überprüft, um eine Gefährdung der Umgebung sicher abgestellt wird und somit in den Trudelbe- auszuschließen und die Anlage wieder in Betrieb zu trieb übergeht. nehmen. Hierfür sind in der Branche noch weiter- führende Sensoren zu entwickeln, um hieraus auf- Die notwendigen Funktionen der Fernüberwa- tretende evtl. Wartezeiten deutlich zu verkürzen. chung und das Eingreifen in die Anlagensteuerung sind mittlerweile Stand der Technik und funkti- onieren zuverlässig. Eine Kombination der oben genannten Punkte unterstützt die Sicherheit der Anlagenabschaltung, so dass ein Eiswurf einer im Betrieb befindlichen Anlage mit hoher Sicherheit verhindert werden kann.

Generell kann gesagt werden, dass sich erst ein nennenswerter Eisansatz in der Größenordnung von etwa 40 % der Profiltiefe des Rotors bilden muss, ehe sich einzelne Stücke vom Rotor lösen und durch die hohe Blattspitzengeschwindigkeit weggeschleudert werden.

Bei einer WEA kommt es hierbei je nach Rotor- stellung zu unterschiedlichen Fallweiten. Die für die Berechnungen notwendigen Eingangsdaten (Größe, Masse, aerodynamische Eigenschaften) werden aus vorhandenen Forschungsergebnissen und Richtlinien [15][16][17][18][19] abgeschätzt. Mittels der Berechnungskriterien kann das Risiko abgeschätzt werden, das durch auftretenden Eisansatz in der Umgebung einer WEA auftritt. Abb. 9: Windenergieanlage unter Vereisungsbedingungen.

22 3.2 Lokale Ertragsabschätzung

Um das Windpotential eines gewählten Stand- ■■ Standortabhängige Häufigkeitsverteilung der ortes ausfindig machen zu können, stehen dem Windgeschwindigkeit, wiedergegeben durch Benutzer zwei Möglichkeiten zur Verfügung: den Skalenparameter A und den Formpara- zum einen kann die Papierform der hier darge- meter k der Weibullfunktion, stellten Karten oder das digitale Angebot von ■■ Leistungskennlinie der Windenergieanlage, PDF-Dokumenten genutzt werden, zum anderen ■■ Nabenhöhe, können über www.windatlas.rlp.de die hinter- ■■ Luftdichtekorrektur, legten digitalen Karten mittels eines Fachportals ■■ Standortlage (Wald: ja/nein). betrachtet werden.

Sollte sich der Benutzer entscheiden, die aus- Häufigkeitsverteilung gedruckten Karten als Grundlage zu benutzen, so kann mit Hilfe der hinterlegten Grenzen der Der Windatlas gibt die mittlere Jahreswindge- Standort lokalisiert werden. Die Windgeschwin- schwindigkeit für einen gewählten Punkt aus. Die- digkeit kann für den gefundenen Punkt durch die ser Mittelwert gibt jedoch keine Auskunft darüber, jeweilige farbliche Kodierung zugewiesen werden. wie häufig unterschiedliche Windgeschwindig- In einfachen Geländeformationen, in denen nur keiten auftreten. Gerade aber diese Verteilung der sanfte Farbwechsel stattfinden, ist eine Zuord- Windgeschwindigkeit gibt Aufschluss über die wirt- nung der Windgeschwindigkeit zum gewählten schaftliche Rentabilität des Standorts. Der Zusam- Standort gewährleistet. menhang von Windenergie und Windgeschwin- digkeit ist mit der dritten Potenz beschrieben. In dem Fachportal kann mit den beschriebenen Dies bedeutet, dass hohe Windgeschwindigkeiten Zoom-Funktionen der Windatlas detaillierter zu einem wesentlich höheren Ertrag führen als angezeigt werden. Der gewählte Standort lässt niedrige Windgeschwindigkeiten. Eine Häufigkeits- sich zunächst mithilfe einer Übersichtskarte verteilung liefert demnach umso mehr Energie, je lokalisieren. In der Vergrößerung zeigen sich dem häufiger hohe Windgeschwindigkeiten auftreten. Betrachter mit dem topographischen Hintergrund Die Verteilung der Windgeschwindigkeiten wird zusätzliche Informationen zur weiteren Orientie- mit Hilfe der Weibullverteilung beschrieben. rung. Diese Zusatzinformationen bestehen aus Ortschaften, Straßen etc. Auch für komplexe Ge- ländestrukturen wird so eine genaue Lokalisierung von möglichen Ausschnitten gewährleistet.

Die Windpotentialkarte liefert Informationen über die Windgeschwindigkeit für einen speziellen Standort mit einer räumlichen Auflösung von 50 x 50 m. Um die Standortgüte zu bestimmen reicht allerdings die Windgeschwindigkeit alleine nicht aus. Hierzu sind weitere Informationen notwen- dig, die im Folgenden genannt werden:

Abb. 10: Beispiel einer Weibullverteilung

23 Leistungskennlinie Nabenhöhe

Die Jahresenergieertragsberechnung wird unter Wenn auch das Potential in höheren Luftschichten Verwendung einer Leistungskennlinie durchge- genutzt werden soll, ist es erforderlich, die Anla- führt. Diese Leistungskennlinie kann als theoretisch gen höher zu bauen. Nabenhöhen von etwa 100 m berechnete oder nach der Norm IEC 61400-12 [8] haben fast ein Jahrzehnt den Markt bestimmt. Seit vermessene vorliegen. Bei theoretisch berechneten einigen Jahren bieten die Hersteller auch Anlagen Leistungskennlinien können keine Aussagen über mit Nabenhöhen von bis zu 160 m an. Die ver- das Realverhalten der Leistungsabgabe der WEA im bundenen Mehrkosten, die sich aus der höheren Betrieb abgegeben werden. Es ist anzuraten, nach Nabenhöhe ergeben, müssen zumindest durch ei- IEC 61400-12 vermessene Leistungskennlinien zu nen höheren Ertrag kompensiert werden, um diese verwenden. Die Entnahme der Windenergie durch Maßnahme wirtschaftlich darstellen zu können. die Windenergieanlage wird durch zwei Faktoren bestimmt. Diese sind die überstrichene Rotorflä- Tabelle 5: Windgeschwindigkeit und Ertrag che, bestimmt durch die Kenngröße Rotordurch- in Abhängigkeit von der Nabenhöhe messer, und der Leistungsbeiwert, der den skalen- losen Wirkungsgrad der Anlage darstellt. NH [m] v [m/s] E [MWh/a] 100 6,02 3.850

Eine Anlage mit größerem Rotordurchmesser lie- 120 6,19 4.246

fert demnach mehr Energie bei gleichbleibendem 140 6,33 4.525 Leistungsbeiwert im Vergleich zu einer Anlage mit kleinerem Rotordurchmesser.

Theoretisch ist der Leistungsbeiwert bei 0.59 Luftdichtekorrektur durch das Betz‘sche Gesetz beschrieben und be- grenzt. In der Praxis liegt der technische Maßstab Die Leistungskennlinie muss für die am Standort bei bis zu 0.51. ermittelte durchschnittliche Jahrestemperatur und den durchschnittlichen Jahresluftdruck nach Rotorblätter unterliegen mechanischen Bela- der Norm IEC 61400-12 [8] korrigiert werden. stungen, wodurch die Baugröße begrenzt wird. In Hierbei wird zwischen einer Anlage mit fester der Praxis kommen Rotoren zum Einsatz, die mehr Blattstellung (stall-Regelung) und mit variabler als 80 m Durchmesser erreichen. Der technische Blattstellung (pitch-Regelung) unterschieden. Da Maßstab wird derzeit durch die Multi-Mega- die Luftdichte direkt proportional zur Windlei- watt-Anlagen und deren Rotoren mit über 100 m stung ist, kann näherungsweise auch der Ertrag Durchmesser gesetzt. der Anlage in dieses Verhältnis gesetzt werden. Das heißt, für eine geringere Luftdichte gemäß Tabelle 6 ist auch der Ertrag proportional geringer.

Tabelle 6: Luftdichte in verschiedenen Höhen

Höhe ü. NN [m] T [°C] p [mbar] ρ [kg/m3]

100 10,5 1.001 1,229

500 7,9 951 1,179

1000 4,6 888 1,114

Abb. 11: Leistungskennlinie einer 2 MW Anlage

24 Abschätzung des Ertrags

Im Nachfolgenden soll auf Basis der hier darge- stellten Informationen und Beispiele eine Ertrags- abschätzung für drei Standorte exemplarisch durchgeführt werden. Als Leistungskennlinie wird eine marktübliche Windenergieanlage der 2 MW-Klasse herangezogen.

Tabelle 7: Jährliche Stromerträge (MWh/a) an den Standorten A, B und C für eine exemplarische Windenergieanlage Standort A Standort B Standort C Windgeschw. (v) aus Atlas 6,0 m/s 6,0 m/s 6,3 m/s Geländeformation Flachland Mittelgebirge Mittelgebirge ➞ k Wert k = 2,0 k = 2,0 k = 2,0 Leistungskennlinie 2 MW 2 MW 2 MW Nabenhöhe (NH real) 100 m 100 m 140 m Standortlage Freie Lage Waldlage Waldlage ➞ Reduktion v 0 m/s 0,2 m/s 0,2 m/s ➞ tatsächliche v 6,0 m/s 5,8 m/s 6,1 m/s Höhenlage ü. NN 300 m 600 m 600 m ➞ Luftdichte 1,209 kg/m3 1,172 kg/m3 1,172 kg/m3 Jahresertrag 4.616 MWh/a 4.142 MWh/a 4.627 MWh/a

25 3.3 Waldstandorte und komplexe Gebiete

Mit den Informationen aus dem Windatlas kann Wald hat einen besonderen Einfluss auf den die tatsächliche mittlere jährliche Windgeschwin- Wind, da dieser, je nach regionaler Beschaf- digkeit für viele Standorte ausreichend genau fenheit im Sinne von Ausdehnung, Bestand, vorbestimmt werden. Gleichzeitig können durch Wuchshöhe und -dichte, eine Pufferzone ohne die weitere Entwicklung der Windenergieanlagen- Wind schafft und das Windprofil entsprechend technologie, insbesondere durch hohe Nabenhö- verzerrt und im Mittel gesehen über dem Wald hen, WEA inzwischen auch an Standorten errich- in höhere Schichten verlagert. Die Qualität der tet werden, die vorher unzugänglich waren. Aussagen hängt auch davon ab, ob regional Informationen von Bestandsanlagen zur Validie- rung zur Verfügung standen. Der Waldeinfluss und die damit einhergehende Unsicherheit in den Berechnungen nehmen mit zunehmender Höhe über Grund ab.

Als Eingangs- und Validierungsdaten für die Erstel- lung des Windatlas wurden sowohl Standorte auf Freiflächen als auch im Wald verwendet, um dem hohen Waldanteil in Rheinland-Pfalz Rechnung zu tragen. Da Wälder jedoch eine sehr inhomogene Struktur aufweisen, ist die Repräsentativität nur kleinflächig gegeben. Daher sind für eine spezielle Standortbewertung für die Projektfinanzierung Berechnungsmethoden und eine gutachterliche Bewertung vor Ort über die Anströmbedingungen notwendig, die im Rahmen einer Flächenanalyse Abb. 12: Windenergieanlagen im Wald. nicht anwendbar sind.

Hierzu zählen insbesondere Waldstandorte, was Grundsätzlich kann für Waldgebiete angenom- auch die Zubauzahlen in den Jahren 2012 und men werden, dass die tatsächliche Windge- 2013 belegen. Neben logistischen Herausforde- schwindigkeit niedriger ausfällt als in dem Modell rungen stellen sie auch eine besondere Heraus- angenommen. Als grober Schätzwert kann für ein forderung an die Bestimmung des Windpotenti- Waldgebiet mit einer Baumhöhe von 30 m davon als. Dies geht oft einher mit einer Komplexität, ausgegangen werden, dass die tatsächliche Wind- welche sich dadurch auszeichnet, dass gewisse geschwindigkeit um ca. 0,2 - 0,3 m/s niedriger Geländeneigungen überschritten werden. Dabei ausfällt. In komplexen Gebieten treten zum Teil sind in der Regel schon 20 % in Hauptwindrich- lokale Effekte auf, die nicht durch den Windatlas tung ausreichend, um als komplex klassifiziert berücksichtigt werden. Kommt in diesen Gebie- zu werden. Diesem kann durch die Anwendung ten noch hinzu, dass weder Windenergieanlagen des CFD-Modells für den Windatlas Rechnung noch Windmessungen existieren, so sind Abwei- getragen werden. chungen von mehr als 0,5 m/s möglich.

26 4 Regionale Interpretation der Ergebnisse 4.1 Definition von Teilräumen in Rheinland-Pfalz

Die Ergebnisse des Windatlas werden im Fol- genden für einzelne Teilräume in Rheinland-Pfalz detailliert dargestellt. Dabei wird das Land in die Teilräume Westerwald, Mittelrhein, Eifel, Trier und Moseltal, Hunsrück, Nahe, Pfalz, Pfälzerwald, Rheinhessen und Rhein-Neckar (ehemalige Rheinpfalz) eingeteilt. Die Gebiete Mittelrhein, Rheinhessen und Rhein-Neckar werden zusammen betrachtet, ebenso wie die Gebiete Nahe und Pfalz. Bei den Teilräumen handelt es sich um eine Zusammenfassung von Naturräumen, die sich jeweils durch ähnliche windklimatologische Gegebenheiten auszeich- nen und deswegen gemeinsam betrachtet werden können.

Abb. 13: Übersicht der Teilräume in Rheinland-Pfalz (farbige Flächen). Die Linien stellen die Planungsregionen von Rheinland-Pfalz dar.

4.2 Teilraum Westerwald

Der hier beschriebene Teilraum Westerwald um- Höhe weist ein hohes Windpotential von 6,8 m/s fasst die Naturräume Westerwald, Bergisch-Sau- auf 140 m über Grund auf. erländisches Gebirge und Taunus. Er liegt östlich des Mittelrheingebietes und wird weiterhin durch Im Teilraum Westerwald wurden zwei meteoro- die Landesgrenze im Norden und Osten begrenzt. logische Eingangsdatensätze für die Berechnung herangezogen, deren Höhe über Grund bei etwa Das Windfeld des Teilraums Westerwald hängt 110 m liegt. Zur Validierung der Ergebnisse stark mit den orographischen Gegebenheiten zu- wurden Daten von 26 WEA mit Nabenhöhen sammen. Zudem sind große Gebiete bewaldet, zwischen 65 m und 138 m verwendet. Diese was sich auf das Windpotential auswirkt. Wäh- befinden sich an acht unterschiedlichen Standor- rend in den Flusstälern die Windgeschwindig- ten und sind relativ homogen über den Teilraum keiten gering sind, nimmt das Windpotential mit verteilt. Sowohl Eingangsdaten als auch Validie- zunehmender Höhenlage deutlich zu. Die nied- rungsdaten liegen zum Teil im Wald, zum Teil rigsten Windgeschwindigkeiten sind in den Fluss­ auf Freiflächen. Insgesamt werden die Validie- tälern z.B. der Lahn, der Nister oder der Sieg zu rungs-WEA durch das Modell sehr gut getroffen. finden und bewegen sich im Bereich von 5 m/s. In Lediglich im südlichen Bereich des Teilraumes, im höheren Lagen ist das Windpotential großflächig Taunus, kommt es zu Überschätzungen durch das größer 5,8 m/s auf 140 m über Grund und steigt Modell. Hier standen nur WEA mit sehr niedrigen im Gebiet um Bad Marienburg bis auf 6,9 m/s Nabenhöhen zwischen 65 m und 70 m für die auf 140 m über Grund an. Auch die Montabaurer Validierung zur Verfügung.

28 Für den Teilraum Westerwald ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung: Tabelle 8: Zusammenfassung der Unsicherheiten für den Teilraum Westerwald Anzahl Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 m Validierungsdaten Nord: gering Nord: gering Unsicherheit Mittel mittel bis hoch 26 Süd: mittel bis hoch Süd: hoch

4.3 Teilraum Eifel

Im Teilraum Eifel befinden sich die naturräumlichen von WEA mit höheren Nabenhöhen zur Verfügung Einheiten Gutland, Ost- und Westeifel. Im Osten standen, konnte das Modell für die Berechnungs- wird der Teilraum durch das Mittelrheingebiet und höhen 140 m und 160 m nicht validiert werden. im Süden durch den Teilraum Trier/Moseltal be- Die räumliche Verteilung der Validierungs-WEA ist grenzt. Die westliche und nördliche Grenze bilden vergleichsweise inhomogen. Die zur Validierung die Landesgrenze. geeigneten Windparks befinden sich entweder im westlichen Bereich oder im östlichen Bereich des Insgesamt ist das Windpotential in der Eifel durch Gebietes. In der Mitte standen nur Daten von zwei die exponierte Mittelgebirgslage recht hoch. Die Windparks zur Verfügung. höchsten Windgeschwindigkeiten in diesem Teil- raum werden auf dem Gebirgszug Schneifel mit Vor allem für niedrige Nabenhöhen unter 70 m über 7 m/s auf 140 m modelliert. Von diesem Gebiet überschätzt das Modell die realen Windgeschwin- im Nordosten sinken die Windgeschwindigkeiten digkeiten. Dies ist vor allem für die Westeifel zu Richtung Moseltal und im Bereich der Osteifel durch beobachten, wobei im Nordwesten keine anderen zunehmende Leelage ab. Dennoch weisen stark Validierungsdaten zur Verfügung stehen und in exponierte Lagen auch in der Osteifel noch Wind- diesem Bereich die Unsicherheiten für die Berech- geschwindigkeiten bis 7 m/s auf 140 m über Grund nung zunehmen. Die übrigen Validierungsberech- auf. Großflächig betrachtet liegt die Windgeschwin- nungen in der Eifel zeigen eine gute Übereinstim- digkeit über 6 m/s in der Westeifel und über 5,8 m/s mung zwischen modellierten und realen Daten. in der Osteifel auf 140 m. Große Unterschiede Eine leichte Unterschätzung durch das Modell der Windgeschwindigkeit sind im Bereich Adenau, kann jedoch im Osten der Region für einzelne Altenahr und Weibern zu finden. Dies ist zum einen WEA festgestellt werden. auf die großen Höhenunterschiede zwischen den Flusstälern und Bergrücken und zum anderen auf die Insgesamt lassen sich für den Teilraum Eifel fol- dichte Bewaldung des Gebietes zurückzuführen. gende Aussagen zur Unsicherheit treffen. Im Nord- westen steigt die Unsicherheit der Berechnung Im Teilraum Eifel gingen fünf meteorologische durch Überschätzungen durch das Modell sowie Datensätze für die Berechnungen ins Modell ein. fehlender Validierungsdaten in den relevanten Hö- Die Höhen der Eingangsdaten über Grund liegen hen zwischen 100 m und 160 m über Grund. In der zwischen 80 m und 108 m. Zur Validierung der Mitte der Region ist die Unsicherheit ebenfalls auf Berechnungsergebnisse wurden Daten von 68 Grund der geringen Datendichte erhöht. Im Osten WEA verwendet, die sich in 14 Windparks befin- ist die Unsicherheit vor allem für den 100 m Wind- den. Diese haben Nabenhöhen zwischen 65 m atlas durch gute Validierungsergebnisse gering, und 108 m. Da in diesem Teilraum keine Daten steigt jedoch für die weiteren Ausgabehöhen an.

29 Für den Teilraum Eifel ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung: Tabelle 9: Zusammenfassung der Unsicherheiten für den Teilraum Eifel Anzahl Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 m Validierungsdaten West: mittel bis hoch Mitte und Osten: hoch Unsicherheit Mittel Mitte: mittel hoch 68 Westen: mittel bis hoch Ost: gering

4.4 Teilraum Trier/Moseltal

Der Teilraum umfasst den Raum Trier und das Eifel und Hunsrück und werden für das Moseltal Moseltal und wird von den Teilräumen Eifel im als nicht repräsentativ erachtet. Es liegt ein Da- Norden und Hunsrück im Süden begrenzt. tensatz zur Validierung der Ergebnisse vor. Dieser wird jedoch stark durch die standortspezifischen Dieser Teilraum ist stark durch die tiefen Einschnit- Gegebenheiten beeinflusst und kann nur für die- te des Moseltales geprägt. Sie zeichnen sich durch sen Standort als repräsentativ betrachtet werden. sehr komplexe und kleinräumige Höhenunter- Die modellierte Windrichtungsverteilung ent- schiede aus und führen dadurch zu kleinräumigen spricht nicht der der Validierungsdaten. Da dieser Unterschieden im Windregime, welchen nur durch Datensatz nicht durch weitere Daten bestätigt standortspezifische Windmessungen Rechnung werden kann und kein repräsentativer Langzeit- getragen werden kann. Die modellierten Windge- bezug gefunden werden konnte, wird auch die schwindigkeiten zeigen Ergebnisse von etwa 5 m/s Validierung als bedingt aussagekräftig bewertet. in den Flussniederungen bis 7 m/s auf den Hochla- Daher wird die Unsicherheit für den Teilraum Trier gen dieses Gebietes für 140 m über Grund. und Moseltal als sehr hoch eingestuft. Möglicher- weise findet eine Überschätzung durch das Modell Für diesen Teilraum gingen keine Daten in die auf den Hochlagen des Moseltales statt. Auch die Berechnungen des Windatlas ein. Die Eingangs- stark zergliederte Struktur des Gebietes trägt zur daten stammen aus den benachbarten Teilräumen hohen Unsicherheit bei.

Für den Teilraum Trier/Moseltal ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung: Tabelle 10: Zusammenfassung der Unsicherheiten für den Teilraum Trier/Moseltal Anzahl Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 m Validierungsdaten

Unsicherheit hoch hoch hoch hoch 1

30 4.5 Teilraum Hunsrück

Der Hunsrück schließt sich südlich an das Mosel­ Nabenhöhen werden zum Teil durch das Modell tal an. Im Osten wird der Teilraum durch Rhein- überschätzt. Für Nabenhöhen über 100 m wird hessen, im Süden durch die Westpfalz und im dagegen im Mittel ein gutes Validierungsergebnis Westen durch die Landesgrenze abgegrenzt. erzielt, mit der Ausnahme einer Unterschätzung in der Mitte und einer Überschätzung im Osten des Im Hunsrück liegt das Windpotential mit Ausnah- Gebietes. Hierbei handelt es sich um Anlagen im me der Tallagen großflächig über 6 m/s auf Wald bzw. am Waldrand. Gekoppelt mit der kom- 140 m über Grund und über 5,8 m/s auf 100 m plexen Orographie des Teilraums können kleinräu- über Grund. Die höchsten Windgeschwindigkeiten mige Effekte entstehen, die durch Modelle schwer sind entlang des Hauptkammes des Hunsrücks zu zu fassen sind. finden und liegen schon für eine Höhe von 100 m über 7 m/s. Insgesamt zeigt die Validierung für Nabenhöhen über 100 m ein gutes Ergebnis. Im westlichen Im Teilraum Hunsrück gingen fünf meteorolo- Bereich konnte bis zu einer Höhe von 100 m über gische Datensätze in das Berechnungsmodell ein, Grund validiert werden, im östlichen Bereich bis bei denen es sich zum Teil um Waldstandorte 138 m, was sich positiv auf die Unsicherheiten handelt. Die Höhen der Eingangsdaten über Grund auswirkt. Keine Daten zur Validierung der Er- betragen 105 m bis 138 m. Zur Validierung der Er- gebnisse liegen im stark bewaldeten Gebiet des gebnisse wurden Daten von 100 WEA genutzt, die westlichen Hauptkammes des Hunsrücks vor. Hier Nabenhöhen zwischen 65 m und 138 m aufwei- sind die Ergebnisse mit erhöhter Unsicherheit sen. Die Validierungsdaten sind zwar annähernd behaftet. Im östlichen Bereich des Hauptkammes über den gesamten Teilraum verteilt, jedoch konnte das Windprofil validiert werden. Hier zeigt befindet sich ein Großteil der Anlagen nördlich sich, dass Nabenhöhen unter 100 m durch das des Hauptkammes. Ein Teil der Validierungsan- Modell überschätzt werden, d.h. es wird ein zu lagen befindet sich im Wald. Vor allem niedrige steiles Windprofil angenommen.

Für den Teilraum Hunsrück ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung: Tabelle 11: Zusammenfassung der Unsicherheiten für den Teilraum Hunsrück Anzahl Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 m Validierungsdaten mittel bis West: gering West: hoch Unsicherheit hoch 100 hoch Ost: gering Ost: gering

31 4.6 Teilraum Pfalz/Nahe

Der Teilraum Pfalz/Nahe umfasst die Naturräume Südwestpfalz zeigt sich wieder ein stark durch die Pfälzisch-Saarländisches Muschelkalkgebiet und Orographie geprägtes Bild. Während auf den Berg­ Saar-Nahe-Bergland. Nach Norden wird das Ge- kuppen Windgeschwindigkeiten bis etwa 6,5 m/s biet durch den Hunsrück abgegrenzt, nach Osten berechnet wurden, liegt die Windgeschwindigkeit durch die Teilräume Rheinhessen und Rhein-Neck- in den Tallagen unter 5 m/s auf 140 m. ar. Südlich und östlich wird der Teilraum Pfalz/ Nahe durch die Landesgrenze begrenzt. Im Teilraum Pfalz/Nahe wurden neun meteoro- logische Datensätze zur Berechnung des Wind- Die Ergebnisse der Windpotentialanalyse ergeben potentiales verwendet. Die Höhen der Eingangs- für diesen Teilraum ein sehr heterogenes Bild. daten liegen zwischen 85 m und 138 m. Zur Das Windfeld hängt stark von den lokalen Bedin- Validierung der Ergebnisse standen Daten von 81 gungen ab und ist deutlichen Schwankungen von WEA aus 22 Windparks zur Verfügung, die Naben- Standort zu Standort unterworfen. Die höchsten höhen von 65 m bis 138 m aufweisen. Im Mittel Windgeschwindigkeiten mit über 7,5 m/s wurden betrachtet, stimmen Modell und Realität gut auf den Hochlagen im Donnersbergkreis berech- überein. Betrachtet man die Validierungsstand- net, wobei der stark exponiert liegende Donners- orte im Einzelnen, kommt es in diesem Teilraum berg selbst Windgeschwindigkeiten von 7,9 m/s sowohl zu Über- als auch Unterschätzungen durch auf 140 m über Grund aufweist. In den Tälern das Modell. Vor allem Standorte mit niedriger dagegen senkt sich die Windgeschwindigkeit stark Nabenhöhe werden überschätzt, jedoch gibt es ab. Auch im westlichen Bereich des Saar-Nahe- auch Standorte mit niedriger Nabenhöhe, die Berglandes wurden in exponierten Kuppenlagen unterschätzt werden. Standorte mit Nabenhö- noch Windgeschwindigkeiten bis 7 m/s auf 140 m hen größer 100 m werden meist gut modelliert, über Grund berechnet. Die tiefer gelegene Ebe- jedoch gibt es auch hier Ausreißer nach oben und ne westlich von Kaiserslautern weist niedrigere nach unten. Es kann keine einheitliche regionale Windgeschwindigkeiten mit Werten von etwa Zuordnung zum Validierungsergebnis hergestellt 5,4 m/s bis knapp über 6 m/s auf 140 m auf. In werden. Daher müssen die Ergebnisse mit er- der südlich an dieses Gebiet anschließenden höhter Unsicherheit betrachtet werden.

Für den Teilraum Pfalz/Nahe ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung: Tabelle 12: Zusammenfassung der Unsicherheiten für den Teilraum Pfalz/Nahe Anzahl Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 m Validierungsdaten

Unsicherheit mittel Mittel bis hoch mittel bis hoch hoch 81

32 4.7 Teilraum Pfälzerwald

Der Teilraum Pfälzerwald umfasst das Haardtge- Im Teilraum Pfälzerwald standen weder Eingangs- birge. Die Region kann im Osten durch den Raum daten noch Validierungsdaten zur Verfügung. Rhein-Neckar, im Norden und Westen durch die Daher wurde die Windhöffigkeit auf Basis von Pfalz und im Süden durch die Landgrenze abge- Eingangsdaten aus der Pfalz und dem Gebiet grenzt werden. Rhein-Neckar berechnet. Die unterschiedlichen orographischen Gegebenheiten und die unter- Das Windregime dieses Teilraums wird durch das schiedliche Landnutzung dieser Gebiete sind ausgedehnte Waldgebiet des Pfälzerwaldes sowie zwar im Modell implementiert, dennoch muss durch die Orographie geprägt. In Kuppenlagen ein Abgleich mit Daten aus der Region erfolgen, werden Windgeschwindigkeiten bis 7 m/s auf um eine Aussage zur Güte der Ergebnisse treffen 140 m über Grund berechnet. In den ebenfalls zu können. Auf Grund der großen Entfernung der bewaldeten Hanglagen und Tälern dagegen, in Eingangsdaten und deren geringen regionalen denen Luftverwirbelungen und Staueffekte auf- Repräsentanz für den Teilraum, sind die Unsicher- treten, senkt sich die Windgeschwindigkeit stark heiten der Berechnungen sehr hoch. ab und liegt unter 5 m/s.

Für den Teilraum Pfälzerwald ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung: Tabelle 13: Zusammenfassung der Unsicherheiten für den Teilraum Pfälzerwald Anzahl Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 m Validierungsdaten

Unsicherheit mittel hoch hoch hoch 0

33 4.8 Teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar

Der Teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar umfasst 23 verschiedenen Windparks zur Validierung die Naturräume Oberrheintiefland, Rhein-Main- herangezogen. Deren Nabenhöhen bewegen sich Tiefland und das Mittelrheingebiet. In der Süd- zwischen 60 m und 138 m. Die Validierungsdaten hälfte von Rheinland-Pfalz bildet der Teilraum die sind über das gesamte Oberrheintiefland verteilt, östliche Grenze des Landes, und in der Nordhälfte wohingegen im Mittelrheingebiet nur ein Windpark liegt der Teilraum zwischen Eifel und Westerwald. für die Validierung zur Verfügung steht.

Im Gebiet Rhein-Neckar ist das Windregime Validierungs-WEA mit Nabenhöhen über 100 m stark durch Lee-Effekte durch das Haardtgebir- konnten gut durch das Modell nachberechnet ge geprägt. Die Windgeschwindigkeit steigt mit werden. Jedoch gibt es hier zwei Ausnahmen, bei zunehmender Entfernung nach Osten hin an und welchen es zur Überschätzung durch das Modell liegt zwischen 5,2 m/s im Leeschatten des Haard- kommt. Diese können durch weitere nahe liegende tgebirges bis etwa 6 m/s auf 140 m über Grund im Validierungsdaten nicht bestätigt werden und wer- Osten. Mit zunehmender Höhenlage im nördlichen den daher von der Unsicherheitsbetrachtung aus- Oberrheintiefland steigt auch die berechnete geschlossen. Niedrige Nabenhöhen von 70 m bis Windgeschwindigkeit und liegt in den Landkreisen 80 m werden durch das Modell meist überschätzt. Alzey-Worms und Mainz-Bingen großflächig über Dies deutet auf ein insgesamt zu steil berechnetes 6 m/s. Auch im Mittelrheingebiet ist durch die Windprofil hin. Eine Anpassung des Modells er- leeseitige Lage zur Eifel die Windgeschwindigkeit folgte jedoch nicht, da die Nabenhöhen unterhalb etwas reduziert. Auf Erhebungen wie etwa dem der relevanten Berechnungshöhen liegen. Karmelenberg können jedoch auch Windgeschwin- digkeiten bis 6,7 m/s berechnet werden. Im be- Insgesamt kann die Validierung für Nabenhöhen trachteten Teilraum wurden sieben Windstatistiken von 100 m bis 138 m als gut bewertet werden. als Eingangsdatensatz für das Modell verwendet, Im südlichen Bereich des Oberrheintieflandes wobei sich sechs im Oberrheintiefland­ befinden sowie im Mittelrheingebiet liegen keine Validie- und einer im Mittelrheingebiet. Die Höhen der rungs-WEA mit höheren Nabenhöhen vor, wo- Datensätze liegen zwischen 98 m und 138 m durch die Unsicherheit für die Modellierungshöhen über Grund. Insgesamt wurden 85 WEA aus 120 m bis 160 m steigt.

Für den Teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung: Tabelle 14: Zusammenfassung der Unsicherheiten für den Teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar Anzahl Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 m Validierungsdaten Rhein-Neckar: gering bis hoch Rhein-Neckar: gering Rhein-Neckar:hoch Unsicherheit (durch Lee-Effekt) mittel Rheinhessen: gering Rheinhessen: gering 85 Rheinhessen: mittel Mittelrhein: mittel Mittelrhein: hoch Mittelrhein: mittel

34 5 Kartenwerk Der Referenzertrag der jeweiligen Windenergie- In der nebenstehenden Karte ist die Verteilung anlage ist ein maßgebendes Kriterium für die von Flächen mit einem Referenzertrag von 80 % Wirtschaftlichkeit der jeweiligen Anlage an dem auf einer Höhe von 140 m über Grund ausgewie- einzelnen Anlagenstandort. Für das im Windatlas sen. Bei diesem Prozentwert ist ein wirtschaft- verwendete Windmodell wurde der Referenzer- licher Betrieb von Windenergieanlagen in Rhein- trag für eine moderne Windenergieanlage der land-Pfalz auch unter Berücksichtigung der im 3 MW-Klasse mit einer Nabenhöhe von 140 m jetzigen EEG für die nächsten Jahre vorgesehenen über Grund berechnet. Zur Berücksichtigung der Degression der Vergütungssätze für neu errichtete Höhe der einzelnen Windenergieanlagenstandorte Windenergieanlagen möglich. Unter besonderen wurde eine Luftdichtekorrektur der Leistungskenn- Bedingungen können auch Standorte unterhalb linie für jeden Berechnungspunkt bei einer Auflö- des 80 %-Kriteriums wirtschaftlich sein. sung von 50 m x 50 m durchgeführt.

5.1 Beschreibung der Berechnung des Referenzertrags:

Der Referenzertrag wird für Standardbedingungen einzelne Zelle werden Parameter (k-Wert, Wind- gemäß den Vorgaben aus dem EEG und der Tech- geschwindigkeit) aus dem Windatlas verwendet nischen Richtlinie für Windenergieanlagen Teil 5 und mithilfe der Leistungskennlinie ebenfalls der Fördergesellschaft Windenergie e. V. (FGW) der Ertrag berechnet. Außerdem wird mit Hilfe berechnet. Dabei werden für die Bezugshöhe der Höhenlage über Normalnull (NN) für jede 30 m über Grund eine mittlere Windgeschwindig- Berechnungszelle eine Luftdichtekorrektur durch- keit von 5,5 m/s (nach den Vorgaben des Erneu- geführt. Der erhaltene Ertrag wird nun durch den erbare-Energien-Gesetzes) und ein k-Wert1 von 2 100 % Referenzertrag geteilt. (Formfaktor der Windverteilung) vorgegeben. Die Standardluftdichte beträgt 1,225 kg/m³.2 Für die Standardluftdichte von 1,225 kg/m³ wird der 80 % Referenzertrag bei 140 m Nabenhöhe Mit diesen Eingangsbedingungen und mit der ungefähr bei 6,2 bis 6,4 m/s (in Abhängigkeit vom entsprechenden Leistungskennlinie wird der k-Wert) erreicht. Bei zunehmender Höhe sinkt 100 % Referenzertrag für die zu betrachtende die Luftdichte. Aus diesem Grund wird der 80 % Nabenhöhe (hier 140 m) berechnet. Dies ist der Referenzertrag in Höhenlagen erst bei größeren Referenzwert für die Referenzertragsberech- Windgeschwindigkeiten erzielt. nung jeder einzelnen Berechnungszelle. Für jede

1 k ist der Weibull-Formfaktor. Er gibt die Form der Verteilung an 2 Luftdichte auf Meereshöhe bei 15 °C Außentemperatur und nimmt einen Wert zwischen 1 und 3 an. Ein kleiner k-Wert bedeutet sehr variable Winde, während konstante Winde einen größeren k-Wert ergeben.

36 5.2 Berechnete Flächen ab 80 % Referenzertrag

3,94 % der Landesfläche (781 km²) von Rhein- Tabelle 19: Statistik der Referenzertragskarte land-Pfalz liegen oberhalb des angesetzten 80 bei 140 m über Grund %-Kriteriums und enthalten die windhöffigsten Standorte in Rheinland-Pfalz. Im Einzelfall können Referenzertrag [%] Anzahl der Werte Prozentualer [–] Anteil [–] auch Standorte unterhalb des 80 %-Kriteriums < 80 7.627.296 96,06 % wirtschaftlich sein. ≥ 80 312.514 3,94 % Damit bestehen gute Voraussetzungen zum Errei- chen der energiepolitischen Ziele der Landesregie- rung von bilanziell 100 % Deckung des Strombe- darfs aus Erneuerbaren Energien bei gleichzeitiger Minimierung des Flächenbedarfs und Konzentrati- on auf die windhöffigsten Standorte.

Die ca. 4 % der Landesfläche oberhalb des 80 %-Kriteriums und weitere wirtschaftlich be- treibbare Anlagenstandorte korrespondieren unter Berücksichtigung möglicher Ausschlussgründe gut mit dem Grundsatz des LEP IV, mindestens 2 % der Landesfläche für die Windenergie auszuweisen.

80 % Referenzertrag einer Höhe von 140 m über Grund

Referenzertrag [%]

37 38 39 40 41 6 Anhang 6.1 Abkürzungsverzeichnis

Abkürzung EINHEIT BEDEUTUNG

A [m/s] Skalenparameter der Weibullverteilung

E [MWh]; [MWh/a] Energieertrag, Jahresenergieertrag

f [%] Häufigkeit im Intervall i

k [-] Formparameter der Weibullverteilung

LK [-] Leistungskennlinie

NH [m] Nabenhöhe

NN [-] Normalnull

P [kW] Leistung

p [hPa] Druck

ρ [kg/m³] Luftdichte

Sector [deg] Windrichtungssektor

T [°C] Temperatur

U, u, v [m/s] Windgeschwindigkeit

ü. G. [-] über Grund

z0 Rauigkeitslänge

43 6.2 Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Rauigkeitsmodellierung und Vergleich Abb. 7: Darstellung der Orographie im mit topographischer Karte Modellgebiet

Abb. 2: Beispiel einer Windrichtungs- und Wind- Abb. 8: Windpark mit Turmschatten geschwindigkeitsverteilung Abb. 9 Windenergieanlage unter Abb. 3: Validierungsanlagen in Rheinland-Pfalz Vereisungsbedingungen [x]. Besichtigte Standorte [x] Abb. 10: Beispiel einer Weibullfunktion Abb. 4: Protokollierung einer Standort- besichtigung Abb. 11: Leistungskennlinie einer 2 MW Anlage

Abb. 5: Vertikaler Schnitt durch das Abb. 12: Windenergieanlagen im Wald Modellgitter Abb. 13: Übersicht der Teilräume in Abb. 6: Modell- und Kerngebiet der Berechnung Rheinland-Pfalz

44 6.3 Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Übersicht über die Datenlage der Tabelle 9: Zusammenfassung der Unsicherheiten Validierungsdaten für den Teilraum Eifel

Tabelle 2: Jährliche Indexwerte für die drei In- Tabelle 10: Zusammenfassung der Unsicherheiten dex-Regionen von Rheinland-Pfalz für den Teilraum Trier/Moseltal

Tabelle 3: s chema der Unsicherheitsbetrachtung Tabelle 11: Zusammenfassung der Unsicherheiten für den Teilraum Hunsrück Tabelle 4: Übersicht über die Schallrichtwerte Tabelle 12: Zusammenfassung der Unsicherheiten Tabelle 5: Windgeschwindigkeit und Ertrag in für den Teilraum Pfalz/Nahe Abhängigkeit von der Nabenhöhe Tabelle 13: Zusammenfassung der Unsicherheiten Tabelle 6: Luftdichte in verschiedenen Höhen für den Teilraum Pfälzerwald

Tabelle 7: Jährliche Stromerträge (MWh/a) Tabelle 14: Zusammenfassung der Unsicher- und monatliche Erträge (€/a) an den heiten für den Teilraum Rheinhessen/ Standorten A, B und C für eine Rhein-Neckar exemplarische Windenergieanlage

Tabelle 8: Zusammenfassung der Unsicherheiten für den Teilraum Westerwald

6.4 Linkliste

■■ www.rlp.de ■■ www.mwkel.rlp.de/Klimaschutz,-Energie/ Willkommen in Rheinland-Pfalz Erneuerbare-Energien/Windenergie/ Windatlas-Rheinland-Pfalz/ ■■ www.mwkel.rlp.de/File/ Ministerium für Wirtschaft, Klimaschutz, Rundschreiben-28-05-2013-pdf Energie und Landesplanung Rheinland-Pfalz rundschreiben Windenergie ■■ www.energieagentur.rlp.de/themen/ ■■ www.mwkel.rlp.de/File/ erneuerbare-energien/windenergie.html vo-internet-text-mit-deckblatt-16042013-pdf Energieagentur Rheinland-Pfalz Erste Landesverordnung zur Änderung der Landesverordnung über das Landes­ ■■ www.windatlas.rlp.de entwicklungsprogramm vom 26.4.2013. Fachportal

45 6.5 Literatur

[1] Erste Landesverordnung zur Änderung der [5] Fördergesellschaft Windenergie e.V.: Teil 6: Landesverordnung über das Landesentwick- Bestimmung von Windpotential und Energie- lungsprogramm. (Teilfortschreibung des erträgen, Kiel (D) 2007. Landesentwicklungsprogramms IV, Kapitel 5.2.1 Erneuerbare Energien), Mainz 26.4.2013, [6] DWD: Winddaten für Windenergienutzer, veröffentlicht im Gesetz- und Verordnungs- Version 6, 2. Auflage, Potsdam (D), 2012. blatt für das Land Rheinland-Pfalz vom 10. Mai 2013. [7] National Climatic Data Center (NCDC). U.S. Department of Commerce. [2] Hinweise für die Beurteilung der Zulässigkeit der Errichtung von Windenergieanlagen in [8] DIN EN 61400-12-1: Windenergieanlagen – Rheinland-Pfalz (Rundschreiben Wind- Teil 12-1: Messung des Leistungsverhaltens energie). Hrsg.: Ministerium für Wirtschaft, einer Windenergieanlage (IEC 61400-12- Klimaschutz, Energie und Landesplanung, 1:2005); Deutsche Fassung EN 61400-12- Ministerium der Finanzen; Ministerium 1:2006; Deutsche Kommission Elektrotechnik für Umwelt, Landwirtschaft, Ernährung, Elektronik Informationstechnik; Frankfurt am Weinbau und Forsten; Ministerium des Main 2006. Innern, für Sport und Infrastruktur, Mainz, 28.5.2013, veröffentlicht im [9] Deutsches Institut für Bautechnik (DIBT): ministerialblatt der Landesregierung Richtlinie für Windenergieanlagen, Berlin 2004. Rheinland-Pfalz vom 12. Juli 2013. [10] Sechste Allgemeine Verwaltungsvorschrift [3] Modell O.F.Wind. IB Fischer CFD+engineering zum Bundes-Immissionsschutzgesetz (Tech- GmbH, München, 2013. nische Anleitung zum Schutz gegen Lärm – TA Lärm); GMBl 1998, August 1998. [4] BWE-Windgutachterbeirat: Standard zur Erstellung von Windgutachten, Version 2.0, [11] Sachinformationen zu Geräuschemissionen Kassel 2005. und -immissionen von Windenergieanlagen; Landesumweltamt Nordrhein-Westfalen.

46 [12] C. Hammerl, J. Fichtner: „Langzeit-Ge- [17] E. Bossanyi and C. Morgan, Wind turbine räuschimmissionsmessung an der 1 MW- icing – its implications for public safety, Windenergieanlage Nordex N54 in Wiggens- Proceedings of European Union Wind Energy bach bei Kempten (Bayern)“, Bayerisches Conference 1996. Landesamt für Umweltschutz, Januar 2000. [18] C. Morgan, E. Bossanyi and H Seifert, Assess- [13] Staatliches Umweltamt Schleswig: Hinweise ment of safety risks arising from wind turbine zur Ermittlung und Beurteilung der optischen icing, Proceedings of EWEC 97 conference, Immissionen von Windenergieanlagen Dublin 1997. (WEA-Schattenwurf-Hinweise), 13.03.2002. [19] Betreiberdatenbasis, Jochen Keiler, [14] Christian-Albrechts-Universität zu Kiel, Monatliche Betriebsdaten, 2013. Institut für Psychologie: Belästigung durch periodischen Schattenwurf von Windenergie- [20] m inisterium für Wirtschaft, Klimaschutz, anlagen – Untersuchungsbericht Feldstudie Energie und Landesplanung Rheinland-Pfalz, und Laborpilotstudie, Juni 2000. Stiftsstraße 9, Mainz. Geobasisdaten der Vermessungs- und Katasterverwaltung Rhein- [15] Tammelin B., Cavaliere M., Holttinen H., land-Pfalz: DGM10, DLM25, DTK100, Landes-, Morgan C., Seifert H., Säntti K.: Wind Energy Kreis- und Gemeindegrenzen, Stand 2012. Production in Cold Climate (WECO). Finnish Meteorological Institute 1998. [21] GSFC Global Modeling and Assimiliation Office. NASA Modern Era Reanalysis for Rese- [16] C. Morgan and E. Bossanyi, Wind turbine icing arch and Applications. http://gmao.gsfc.nasa. and public safety - a quantifiable risk?, Pro- gov/research/merra/intro.php ceedings of Boreas III conference, Sariselka, Finland 1996.

47 Stiftsstraße 9 55116 Mainz

[email protected] www.mwkel.rlp.de