Volllaststunden-Schätzer

Grobe Abschätzung der jährlichen Volllaststunden einer WEA aus der mittleren Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe und der Anlagenklasse. Ersetzt keine Windgutachten-Messung, gibt aber eine erste Indikation für die Standort-Wirtschaftlichkeit.

Wie funktioniert das?

Die geschätzten Volllaststunden VLh ergeben sich näherungsweise aus der Weibull-Verteilung der Windgeschwindigkeit und der Leistungskurve des Anlagentyps. Für eine schnelle Indikation nutzt das Tool eine empirische Näherung:

VLh  ≈  8.760 · Faktor(Anlagentyp) · (v / 7.5)^k

Mit Anlagen-Faktoren: Klasse I 0,32, Klasse II/III 0,40, Schwachwind 0,48 (höhere Faktoren bei niedrigerer spez. Leistung = mehr „Volllast" auch bei wenig Wind).

Standort-Beispiele Deutschland

Warum die Anlagenklasse mehr bedeutet als nur Nennleistung

Der Faktor im Rechner unterscheidet nach spezifischer Leistung — nicht nach der Nennleistung in MW allein. Zwei Anlagen mit identischer Nennleistung, aber unterschiedlich großem Rotor, verhalten sich am selben Standort unterschiedlich: Die Anlage mit dem größeren Rotor (niedrigere spezifische Leistung) erreicht ihre Nennleistung bei geringerer Windgeschwindigkeit und läuft dadurch häufiger im Volllastbereich, was zu mehr VLh führt. Für Schwachwind-Binnenlandstandorte werden deshalb gezielt Anlagen mit überproportional großem Rotor im Verhältnis zur Nennleistung eingesetzt, während Starkwind- oder Küstenstandorte mit kleineren Rotoren im Verhältnis zur Leistung auskommen und dafür insgesamt mehr Energieertrag pro Anlage liefern können.

Weibull-Formfaktor k

• k = 1,8: Onshore mit hoher Variabilität (z. B. Wald, Mittelgebirge)
• k = 2,0: Standard-Onshore (flaches Land, Mittelgebirgs-Vorland)
• k = 2,2–2,5: Küste, Offshore (gleichmäßige Winde)

Warum Nabenhöhe die Windgeschwindigkeit stärker beeinflusst als gedacht

Windgeschwindigkeit nimmt mit der Höhe über Grund zu — Bodenreibung durch Vegetation, Bebauung und Geländeform bremst den Wind in den unteren Metern deutlich stärker als in größerer Höhe. Zwischen einer alten 100-m-Nabenhöhen-Anlage und einer modernen 160-m-Anlage am selben Standort kann die mittlere Windgeschwindigkeit um mehrere Zehntel m/s differieren — bei der hier verwendeten Näherung mit Exponent k schlägt sich das überproportional auf die Volllaststunden durch, weil VLh mit der Windgeschwindigkeit potenziert wächst. Das ist einer der zentralen Gründe, warum Repowering-Projekte mit höheren Anlagen an Standorten mit moderater Windgeschwindigkeit oft einen überproportional höheren Ertrag erzielen als die reine Leistungssteigerung vermuten lässt — ein Effekt, den der Repowering-Ertragsrechner separat aufgreift.

Wo die empirische Näherung an ihre Grenzen stößt

Die hier verwendete Formel ist eine grobe Faustformel, kalibriert auf typische Leistungskurven heutiger Anlagenklassen — sie ersetzt keine anlagenspezifische Leistungskurven-Integration über die Weibull-Verteilung, wie sie ein Windgutachten durchführt. Insbesondere bei sehr niedrigen (unter 5 m/s) oder sehr hohen (über 9 m/s) mittleren Windgeschwindigkeiten kann die Abweichung zur exakten Berechnung größer werden, weil reale Leistungskurven im unteren und oberen Windgeschwindigkeitsbereich nichtlineare Sättigungseffekte zeigen, die diese vereinfachte Potenzformel nicht abbildet. Für Standorte nahe der Wirtschaftlichkeitsschwelle von rund 2.200 VLh/a lohnt sich deshalb besonders eine belastbare Messung statt der reinen Kartenschätzung.

Warum die Nabenhöhe die Volllaststunden stärker beeinflusst als gedacht

Windgeschwindigkeit nimmt mit der Höhe über Grund zu — ein Effekt, der als Windscherung bezeichnet wird und je nach Geländerauigkeit unterschiedlich stark ausfällt. Eine moderne Anlage mit deutlich höherer Nabenhöhe als ihre Vorgängeranlage erreicht dadurch oft spürbar mehr Volllaststunden am selben Standort, selbst wenn sich die grobe Windzone nicht ändert. Das ist einer der Hauptgründe, warum Repowering-Projekte an bewährten Standorten regelmäßig höhere spezifische Erträge erzielen als die Altanlage, obwohl die Windressource am Standort unverändert bleibt.

Häufige Fragen

Wieso unterscheiden sich die Anlagen-Faktoren?

Bei niedrigerer spezifischer Leistung (große Rotorfläche bei kleinerem Generator) erreicht die Anlage öfter ihren Nennpunkt — die Volllaststunden steigen. Schwachwind-Anlagen erreichen daher höhere VLh bei gleichem Wind, geben aber im Volllastbereich weniger Energie pro m² Rotorfläche ab.

Was sind „spezifische Leistung W/m²"?

Verhältnis aus Nennleistung und Rotorkreisfläche. Eine 5-MW-Anlage mit 158-m-Rotor hat 5.000.000 W / (π × 79² m²) ≈ 255 W/m² (Schwachwind). Die gleiche 5-MW-Anlage mit 132-m-Rotor hat 365 W/m² (Mittelklasse).

Wie zuverlässig ist die mittlere Windgeschwindigkeit aus Online-Karten?

Karten (z. B. von DWD oder Energy Brainpool) liefern grobe Werte mit ±1 m/s Unsicherheit. Für die Bank-Finanzierung wird eine eigene Messung mit Mast oder LIDAR gefordert — typisch 6–12 Monate, danach Hochrechnung auf MERRA/ERA5-Langzeitreihe.

Warum liefern Online-Windkarten und dieses Tool unterschiedliche VLh-Werte?

Windkarten geben meist die mittlere Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe an, dieser Rechner übersetzt sie erst über die Weibull-Näherung in Volllaststunden. Kleine Abweichungen in der eingegebenen Windgeschwindigkeit wirken sich wegen des Exponenten k überproportional auf das Ergebnis aus — ein Unterschied von nur 0,3 m/s kann mehrere hundert VLh ausmachen. Wer Werte aus unterschiedlichen Kartenquellen vergleicht, sollte deshalb nicht nur die Windgeschwindigkeit, sondern auch die zugrundeliegende Referenzhöhe der jeweiligen Karte prüfen, bevor er die VLh-Ergebnisse gegenüberstellt.

Was ist mit Wake-Verlusten im Park?

In Parks mit mehr als 3 Anlagen verringert sich die effektive VLh um typisch 5–10 % gegenüber der Einzelanlage. Das Tool berücksichtigt diesen Effekt nicht — für die Wake-Analyse siehe den Turbulenz-Indikator.