Studie: 100 prozent erneuerbar stiftung untersucht Windpotenziale im räumlichen Vergleich

Windhöffige Standorte liegen bekanntlich vor Deutschlands Küsten in Nord- und Ostsee bzw. in den küstennahen Regionen der Republik. Der Offshore-Windenergie wird sogar nachgesagt, dass sie aufgrund des guten Winddargebotes grundlastfähig sei. Mancher meint daraus ableiten zu können, dass die Windenergienutzung grundsätzlich nur im Norden sinnvoll sei. Aber sind diese Aussagen tatsächlich haltbar? Was würde eine Konzentration der Anlagen im Norden und auf der See für das Einspeiseprofil der Windenergie bedeuten? Und wie weht der Wind über Deutschland tatsächlich, wenn man den Fokus auf die raumzeitliche Verteilung legt?

Zur Beantwortung dieser Fragen wurden 33 fiktive Standorte nach Maßgabe einer annähernden regionalen Repräsentativität ausgewählt und möglichst gleichmäßig über das Bundesgebiet verteilt. Jeweils zwei ergänzende Standorte im Schwarzwald und in den Alpen wurden zur Validierung der Ergebnisse zusätzlich aufgenommen. Für diese 37 Standorte wurden von einem Wetterdienstleister mittels einer historischen Reanalyse basierend auf Daten des MERRA-Projektes die Klimaelemente Windgeschwindigkeit, Windrichtung und Luftdichte auf Stundenbasis berechnet und für eine Nabenhöhe von 150 Meter bestimmt. Für die Offshore-Standorte wurde eine Nabenhöhe von 100 m angenommen. Der Zeitraum der Untersuchung umfasst die Jahre 2005 bis 2009.

 

Stichwort Beständigkeit: Offshore-Standorte nicht top

Standorte mit hoher Windhöffigkeit existieren nicht nur auf dem Meer oder in küstennahen Regionen. Zwei Standorte im Südwesten weisen direkt nach dem Nordsee-Standort die höchste gemittelte Windgeschwindigkeit auf. Eine hohe mittlere Jahreswindgeschwindigkeit ist allerdings nicht mit einer höheren Stabilität des Winddargebots verbunden. Hier sind die nördlichen Binnenstandorte den Offshore-Standorten, die insgesamt ein instabileres Winddargebot aufweisen als ein durchschnittlicher Onshore-Standort, überlegen. Die meisten Stunden mit geringen Unterschieden in der Windgeschwindigkeit zwischen zwei aufeinanderfolgenden Stundenintervallen weisen die Binnenstandorte in den zentral gelegenen Mittelgebirgen auf.

Tabelle: Standorte mit der größten Stetigkeit

 

 

Ausgleichspotenzial zwischen Norden und Süden vorhanden

In Deutschland ergeben sich auf Basis der angenommenen Standorte acht Regionen, die ein ähnliches Windprofil aufweisen. Für diese Regionen gilt, dass es zwei typische Windsituationen gibt. Entweder windet es in allen Regionen mehr oder wenig gleichzeitig stärker oder schwächer, oder schwacher Wind im Norden geht mit starkem Wind im Süden einher (bzw. umgekehrt). Drei Regionen zeichnen sich durch ein regelmäßig überdurchschnittliches Winddargebot aus:

(1) Südwestliches Baden-Württemberg,

(2) Norden und Nordsee-Offshore sowie

(3) Ostsee-Offshore und Nordosten.

Wenn es in der Region „Norden und Nordsee-Offshore“ unterdurchschnittlich windet, weht der Wind mit großer Wahrscheinlichkeit im südwestlichen-Baden-Württemberg, im südlichen Bayern und in den südwestdeutschen Mittelgebirgen überdurchschnittlich stark. Wenn man aus einer systemischen Sicht durch eine gezielte regionale Verteilung von Windenergieanlagen Portfolioeffekte generieren will, sollte man vor allem in diesen Regionen Windenergieanlagen zubauen.

Abbildung 1: Wahrscheinlichkeit von überdurchschnittlich hoher Windgeschwindigkeit in nicht-norddeutschen Regionen bei stark unterdurchschnittlichem Winddargebot im Norden [in Prozent]; Abbildung 2: Regionen mit ähnlichem Windprofil

 

Vorteile für die Gesamtsystemstabilität bei gleichmäßiger Verteilung

Eine Erzeugungssimulation ergibt, dass bei maximal breiter räumlicher Verteilung über alle Cluster hinweg die größtmögliche Verstetigung der Windenergieerzeugung erreicht werden kann. Die Standardabweichung kann bei einer insgesamt simulierten Leistung von 80.000 MW um 17 Prozent von 25.763 MW auf 21.418 MW reduziert werden. Besonders deutlich sinkt bei einer räumlich ausgeglichenen Verteilung der Erzeugerleistung die Anzahl hoher Sprünge in der Erzeugung mit einem Leistungsunterschied von mindestens 4.000 MW, die kurzfristig innerhalb zweier Stundenintervalle auftreten. Hier tritt eine Reduktion von 66 Prozent auf (5.191 Stunden ggü. 1.765 Stunden, jeweils von 43.824 Stunden insgesamt). Die Anzahl der Stunden mit einer Einspeiseleistung von weniger als 6.000 MW (weniger als 7,5 Prozent der simulierten Gesamtleistung) kann ebenfalls deutlich reduziert werden (7.745 Stunden ggü. 4.984 Stunden). Hier beträgt die Minderung 36 Prozent gegenüber einer räumlichen Konzentration der Erzeugerleistung im Norden und auf Nord- und Ostsee.

Die vollständige Studie können Sie hier nachlesen.