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Volllaststunden

 

Ein Vergleich der Leistungsfähigkeit verschiedener WEA an unterschiedlichen Standorten erfolgt durch die Normierung der Jahresenergielieferung auf die Nennleistung der WEA. Damit hängt die Zahl der so berechneten äquivalenten Volllaststunden maßgeblich von der Leistungskennlinie der betrachteten WEA sowie den Standortbedingungen ab. Offshore werden deutlich höhere Volllaststunden erreicht als onshore. Der erste kommerzielle deutsche OWP alpha ventus erreichte in seinem ersten Betriebsjahr mit knapp 4500 Volllaststunden fast dreimal so viele Volllaststunden wie durchschnitt­liche Onshore-WEA.

 

 Das Nachverfolgen der jährlichen Betriebsergebnisse von Offshore-Windparks ist nur eingeschränkt möglich, da die Betreiber die Ertragsdaten ihrer Assets üblicherweise nicht preisgeben. Auf indirektem Wege ist die Ermittlung von Anhaltswerten jedoch möglich. Für eine regionale Differenzierung der Volllaststunden 2017 in den Einspeiseregionen Nordsee und Ostsee erfolgt eine näherungsweise Berechnung. Die Eingangsdaten setzen sich aus den monatlichen Aufstellungsdaten gemäß Registerdaten der Bundesnetzagentur [EEG_Register_2017] und den monatlichen Hochrechnungen von Veröffentlichungen auf der Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber [Netztransparenz] zusammen. Die Ergebnisse der Berechnungen sind plausibel, jedoch als konservative Werte einzuschätzen, da durch die Methode vereinfachende Annahmen getroffen werden: Es wird unterstellt, dass alle im jeweiligen Monat in Betrieb genommene Anlagen jeweils vollständig in den Monatsbilanzen berücksichtigt werden. Diese Vereinfachung führt zu einer Unterschätzung der Ergebnisse, deren Fehler umso größer werden, je später die Anlagen in den jeweiligen Monaten tatsächlich in Betrieb gegangen sind. Stichprobenartige Vergleiche publizierter Ergebnisse der Offshore-Windparks alpha ventus und Bard Offshore – beide in der Nordsee gelegen – zeigen aber eine gute Übereinstimmung: Aus Pressemitteilungen über Bard Offshore lassen sich umgerechnet 3720 h für 2017 und 3293 h für 2016 ableiten [BARD]; alpha ventus hat 503 Volllaststunden für Oktober 2017 gemeldet [alpha_ventus], rechnerisch ergeben sich nach dem oben dargestellten Ansatz für diesen Monat 499 Volllaststunden für Nordsee-Windparks. Als Durchschnittswert meldet alpha ventus 4038 Volllaststunden seit Betriebsbeginn.

 

 

 

 

Tentative, konservative Abschätzung von Volllastnutzungsstunden in Nord- und Ostsee.

Datenquelle: [EEG_Register_2017] , [Netztransparenz] .

 

 

 

 Ähnliche, jedoch etwas niedrigere Werte von Volllaststunden 2017 ergeben sich gemäß einer Aufstellung des Fraunhofer ISE [Fraunhofer_ISE], worin die Jahreserträge von Offshore-Windparks in Terawattstunden auf Basis von EEX-Daten zusammengefasst sind. Eine Auswahl dieser nachberechneten Daten zeigt die folgende Abbildung. Die durchschnittlichen Volllaststunden 2017 ergeben sich aus diesen Daten zu 3554 h für die ausgewählten Windparks in der Nordsee und 4252 h für die beiden Windparks in der Ostsee. Nach Einschätzung der Autoren sind Jahreswerte von etwa 3500 bis 4500 Volllaststunden für Offshore-Windparks in der deutschen AWZ realistisch, abhängig von den jeweiligen Windbedingungen.

  

 

 

 

 

Volllaststunden 2017 ausgewählter OWP berechnet nach [Fraunhofer_ISE]