Ertragsabschätzung für Windkraftanlagen
Was ist eine Ertragsabschätzung?
Eine Ertragsabschätzung ist eine überschlägige Berechnung des erwarteten Jahresenergieertrags (AEP) einer Windenergieanlage (WEA) oder eines Windparks. Sie dient als Vorab-Bewertung, bevor ein formales, bankfähiges Ertragsgutachten nach FGW TR6 beauftragt wird.
Im Gegensatz zum Ertragsgutachten basiert die Ertragsabschätzung typischerweise nicht auf einer eigenen standortspezifischen Windmesskampagne, sondern auf bereits verfügbaren Datenquellen wie Windatlanten, Reanalysedaten oder Betriebsdaten bestehender Anlagen. Die Ergebnisse sind entsprechend mit höheren Unsicherheiten behaftet, liefern jedoch in der frühen Projektphase eine hinreichend belastbare Entscheidungsgrundlage für oder gegen eine vertiefte Standortuntersuchung.
Abgrenzung: Ertragsabschätzung vs. Ertragsgutachten
Beide Instrumente prognostizieren den Energieertrag, unterscheiden sich aber in Methodik, Aufwand und Aussagekraft erheblich:
| Kriterium | Ertragsabschätzung | Ertragsgutachten (FGW TR6) |
|---|---|---|
| Datengrundlage | Reanalysedaten (ERA5, MERRA-2), DWD-Windatlas, Betriebsdaten | Eigene 12-Monats-Messkampagne (LiDAR/Messmast) + Langzeitkorrektur |
| Modellierung | Vereinfachte Modelle oder Referenzertragsverfahren | Kalibrierte Strömungsmodelle (WAsP, CFD) nach TR6-Vorgaben |
| Unsicherheit | ca. ±10–20 % (Richtwert) | ca. ±5–10 % mit P50/P75/P90-Angabe (DNV, 2024) |
| Kosten | 2.000–8.000 EUR | 50.000–120.000 EUR (TÜV Nord, 2024) |
| Dauer | 2–6 Wochen | 18–24 Monate |
| Bankfähigkeit | Nein (Machbarkeit/intern) | Ja (Fremdfinanzierung, DSCR-Berechnung) |
Die Ertragsabschätzung ist bewusst als schnellere und kostengünstigere Alternative konzipiert. Sie ersetzt das formale Gutachten nicht, sondern bereitet die Entscheidung vor, ob ein solches überhaupt wirtschaftlich sinnvoll ist.
Methoden der Ertragsabschätzung
Je nach Datenverfügbarkeit und Projektphase kommen unterschiedliche Verfahren zum Einsatz:
Windindex-Verfahren (BDB-Index)
Der BDB-Windindex (Betreiber-Datenbasis) erfasst die Erträge von über 1.500 Windenergieanlagen in Deutschland und normiert sie auf ein langjähriges Mittel (bdb-index.de). Bekannte Produktionsdaten einer bestehenden Anlage werden mit dem aktuellen BDB-Indexwert der Region verknuepft, um auf den Langzeit-Erwartungswert hochzurechnen. Dieses Verfahren eignet sich besonders für Repowering-Projekte, bei denen Betriebsdaten der Bestandsanlage vorliegen.
Referenzertragsmodell (EEG)
Das Referenzertragsmodell nach § 36h EEG 2023 definiert einen Referenzstandort (mittlere Windgeschwindigkeit 6,45 m/s in 100 m Höhe, Rayleigh-Verteilung, Rauhigkeitslänge 0,1 m). Jeder WEA-Typ erhält einen vom Hersteller zertifizierten Referenzertrag. Der tatsächliche Standortertrag wird als Prozentsatz des Referenzertrags ausgedrückt («Standortgüte»). Dieses Verfahren dient primär der EEG-Vergütungsberechnung, liefert aber auch eine grobe Ertragsindikation (EEG 2023, § 36h).
Leistungskennlinie + mittlere Windgeschwindigkeit
Das einfachste Verfahren kombiniert die herstellerseitige Leistungskennlinie (Leistung als Funktion der Windgeschwindigkeit) mit einer angenommenen Weibull-Verteilung der Windgeschwindigkeit am Standort. Die Integration über alle Windgeschwindigkeitsklassen ergibt den Brutto-Jahresertrag. Abzüge für Verfügbarkeit, Abschaltungen und Netzverluste werden pauschal angesetzt (typisch 5–15 %). Die Methode ist transparent und schnell, aber stark abhängig von der Qualität der Eingangs-Windgeschwindigkeit.
Datenquellen
Die Qualität einer Ertragsabschätzung steht und fällt mit den verwendeten Winddaten. Gängige Quellen sind:
- DWD-Windatlas – Der Deutsche Wetterdienst veröffentlicht Windkarten für Deutschland (mittlere Windgeschwindigkeit in verschiedenen Höhen, räumliche Auflösung ca. 200 m).
- ERA5 (ECMWF) – Globaler Reanalysedatensatz des European Centre for Medium-Range Weather Forecasts. Stundenwerte ab 1940, räumliche Auflösung ca. 31 km. Internationaler Standard für Langzeitkorrekturen.
- MERRA-2 (NASA) – Vergleichbarer Reanalysedatensatz der NASA, häufig als zweiter unabhängiger Datensatz zur Kreuzvalidierung eingesetzt.
- BDB-Windindex – Aggregierte Betriebsdaten deutscher WEA (bdb-index.de), geeignet für regionale Langzeitkorrekturen.
- Betriebsdaten bestehender Anlagen – Bei Repowering: reale SCADA-Produktionsdaten der Bestandsanlage liefern die zuverlässigste Standort-Charakterisierung.
Typische Einsatzbereiche
Eine Ertragsabschätzung wird eingesetzt, wenn eine belastbare Ertragsindikation benötigt wird, ohne den Zeit- und Kostenaufwand eines formalen Gutachtens:
- Machbarkeitsstudien – Erste Bewertung, ob ein Standort grundsätzlich für die Windenergienutzung geeignet ist.
- Flächensicherung – Grundlage für Pachtverhandlungen mit Grundstückseigentümern, bevor die Projektentwicklung formal startet.
- Vorab-Wirtschaftlichkeit – Quick-Check für interne Investitionsentscheidung (IRR, LCOE-Schätzung) mit den Repowering-Ertragsrechner- und LCOE-Tools.
- Repowering-Vorbewertung – Vergleich von Alt- und Neuanlage auf Basis bestehender Betriebsdaten, um das Ertragssteigerungspotenzial abzuschätzen.
- Ausschreibungs-Vorbereitung – Grobe Ertragsindikation zur Kalkulation des Gebotspreises vor einer EEG-Ausschreibung.
Genauigkeit und Grenzen
Die Genauigkeit einer Ertragsabschätzung liegt typischerweise bei ±10–20 % (Richtwert, abhängig von Methodik und Datenqualität). Zum Vergleich: Ein formales Ertragsgutachten nach FGW TR6 mit eigener Messkampagne erreicht typischerweise ±5–10 % Gesamtunsicherheit (DNV, 2024).
Die höhere Unsicherheit der Abschätzung ergibt sich aus:
- Fehlender Standortmessung – Reanalysedaten haben eine räumliche Auflösung von 25–30 km und können lokale Geländeeffekte (Hangbeschleunigung, Düsen) nicht abbilden.
- Vereinfachte Verlustmodellierung – Pauschale Abzüge statt standortspezifischer Berechnung (Wake, Eisansatz, Schallreduzierung).
- Keine formale Unsicherheitsanalyse – P-Werte (P50/P75/P90) werden nicht oder nur näherungsweise ausgewiesen.
Für endgültige Investitions- und Finanzierungsentscheidungen ist deshalb stets ein bankfähiges Ertragsgutachten nach FGW TR6 erforderlich.
Häufige Fragen (FAQ)
Was kostet eine Ertragsabschätzung?
Eine überschlägige Ertragsabschätzung auf Basis vorhandener Winddaten (Reanalysedaten, DWD-Windatlas) kostet typischerweise zwischen 2.000 und 8.000 EUR. Der Preis hängt vom Detailgrad und der Anzahl der untersuchten Standorte ab. Ein vollständiges FGW-TR6-Gutachten liegt dagegen bei 50.000–120.000 EUR (TÜV Nord, 2024).
Reicht eine Ertragsabschätzung für die Bankfinanzierung?
Nein. Für die Projektfinanzierung verlangen Kreditinstitute ein bankfähiges Ertragsgutachten nach FGW TR6 mit P50/P90-Werten und formaler Unsicherheitsanalyse. Die Ertragsabschätzung dient ausschließlich der internen Entscheidungsfindung – Machbarkeit, Wirtschaftlichkeit, Standortvergleich – und ist der typische erste Schritt, bevor ein formales Gutachten beauftragt wird (DNV, 2024).
Welche Genauigkeit hat eine Ertragsabschätzung?
Die typische Genauigkeit liegt bei ±10–20 %, abhängig von Datenqualität und Methodik. Ein formales Ertragsgutachten nach FGW TR6 erreicht dagegen ±5–10 % durch standortspezifische Windmessung und kalibrierte Modellierung. Die höhere Bandbreite der Abschätzung ist der Preis für den deutlich geringeren Zeit- und Kostenaufwand.
Welche Datenquellen werden verwendet?
Gängige Datenquellen sind: der DWD-Windatlas, globale Reanalysedaten wie ERA5 (ECMWF) und MERRA-2 (NASA), der BDB-Windindex für Langzeitkorrekturen sowie Betriebsdaten bestehender Anlagen. Ergänzend kommen Leistungskennlinien der Hersteller zum Einsatz.
Ertragsabschätzung vs. Ertragsgutachten – Methoden, Kosten und Genauigkeit
Ertragsabschätzung für Ihr Projekt?
Sie planen ein Windenergie- oder Repowering-Projekt und benötigen eine fundierte Ertragsabschätzung als Entscheidungsgrundlage? Wir vermitteln an erfahrene Gutachterbüros, die sowohl überschlägige Abschätzungen als auch bankfähige FGW-TR6-Gutachten erstellen.
Unverbindliche Anfrage stellen