Planung · Windressource · Messung & Modellierung

Windhöffigkeit am WEA-Standort

Die Windhöffigkeit ist die Hauptdeterminante des Anlagenertrags. Die Energie im Wind wächst mit der dritten Potenz der Geschwindigkeit — 10 % mehr Wind bedeuten ca. 33 % mehr Energie. Daher ist die genaue Bestimmung der Windressource am Standort der wichtigste Planungs-Schritt.

Datenquellen — vom Groben zum Genauen

Quelle	Auflösung	Verwendung
DWD Bundes-Windatlas	1 km × 1 km	erste Standort-Indikation, kostenlos
MERRA-2 (NASA)	0,5° × 0,67°	Langzeit-Referenz für Hochrechnung
ERA5 (Copernicus)	0,25° × 0,25°	Standard für Langzeit-Referenzdaten
Mesoskalen-Modell (WRF/WAsP)	50–250 m	Standort-Detail-Modellierung
Eigene Messung (Mast/LIDAR)	punktgenau	Bank-Tauglichkeit, Hersteller-Garantie

Höhenextrapolation nach Hellmann

Wenn die Messung in 100 m Höhe erfolgt, aber die Nabenhöhe 150 m ist, muss extrapoliert werden:

v(h₂) = v(h₁) · (h₂ / h₁)^α

α (Hellmann-Exponent) abhängig von Geländerauigkeit:

Wasserfläche, glatte See: α ≈ 0,10
Offenes Flachland (Stoppelfeld, Heide): α ≈ 0,16
Strukturiertes Land (Felder, Hecken): α ≈ 0,20
Dorfrand, Wald-Lichtungen: α ≈ 0,28
Wald geschlossen, Stadtgebiet: α ≈ 0,40

Beispiel: 7,5 m/s in 100 m, Hellmann α=0,2 → 7,5 × (150/100)^0,2 = 8,15 m/s in 150 m.

Weibull-Verteilung

Die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit am Standort folgt typisch der Weibull-Verteilung mit zwei Parametern: A (Skalenparameter, ähnlich Mittelwert) und k (Formfaktor). k beschreibt die Variabilität:

k = 1,8 — variabler Wind (Mittelgebirge, Wald)
k = 2,0 — Standard-Onshore
k = 2,2–2,5 — gleichmäßiger Wind (Küste, Offshore)

Eigene Windmessung — Mast oder LIDAR

	Windmast (60–140 m)	LIDAR-Bodengerät
Höhenbereich	bis Mast-Spitze	30–250+ m (gleichzeitig)
Genauigkeit	± 1 %	± 2–3 % (kalibriert ± 1 %)
Kosten	80.000–200.000 €	120.000–250.000 € Anschaffung, 30.000–80.000 € Miete/Jahr
Aufbau-Zeit	4–8 Wochen	1 Tag
Genehmigung	Bauamt für Höhen > 30 m	keine
Bank-Tauglichkeit	MEASNET-zertifiziert OK	seit 2020 als IEC 61400-12-1-Ed. 3 zertifiziert

Langzeit-Korrektur

Eine Messreihe von 12 Monaten reicht nicht für die 20-jährige Ertragsprognose. Die Messdaten werden gegen MERRA-2 oder ERA5-Langzeitdaten (40+ Jahre) hochgerechnet:

Korrelation zwischen Messdaten am Standort und Langzeitreihe am nächsten Knoten ermitteln
Bei guter Korrelation (r > 0,8): Langzeit-Mittel über die Regression auf den Standort übertragen
P50, P75, P90-Ertragsprognose für Bank ableiten

Bank-Standard: Banken finanzieren auf Basis der P90-Prognose (90 % Wahrscheinlichkeit des Erreichens). Bei guter Standortqualität ist P90 ca. 90–93 % des Mittelwerts; bei Mittelgebirge 85–88 %.

Windhöffigkeit-Messkette: 5 Datenquellen von DWD-Windatlas (1 km) über ERA5 und Mesoskalen-Modell bis LIDAR und Windmast (punktgenau). Hellmann-Höhenextrapolation v(h₂) = v(h₁) × (h₂/h₁)^α mit α = 0,10–0,40 je Gelände. Windmast (± 1%, 80–200k €) vs. LIDAR (± 2–3%, 30–80k €/Jahr)

Windhöffigkeit — Datenquellen, Höhenextrapolation und Messtechnik-Vergleich

Wind-Gutachten für deinen Standort?

Wir vermitteln dich an MEASNET-zertifizierte Wind-Gutachter — von der Schreibtisch-Studie bis zum 12-Monats-LIDAR-Programm inkl. Langzeit-Hochrechnung.

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Häufige Fragen

Reicht der DWD-Windatlas für die Investitionsentscheidung?

Für die Schreibtisch-Vorprüfung ja. Für die Investitionsentscheidung NEIN — Banken und Investoren fordern eine eigene Messung oder mindestens eine zertifizierte Schreibtisch-Studie mit Langzeit-Hochrechnung.

Wie lange muss die Eigenmessung dauern?

Mindestens 12 Monate (Standard), bei Mittelgebirge oder komplexem Gelände 24 Monate. Kürzere Messungen sind möglich, aber die Unsicherheit der Langzeit-Hochrechnung steigt.

Was kostet eine zertifizierte Windstudie?

Schreibtisch-Studie ohne eigene Messung 8.000–20.000 €. Mit LIDAR-Messung über 12 Monate 80.000–150.000 €. Mit Windmast über 24 Monate 200.000–400.000 €.