Wachsende Komplexität der Ertragsberechnung

Martin Strack leitet seit 2007 die Abteilung Energieertragsermittlung bei der Deutschen WindGuard Consulting. Er hat seine Erfahrung aus der Betriebsdatenbewertung in die Gremienarbeit der FGW einfließen lassen und an der Erstellung der TR10 maßgeblich mitgewirkt. (Foto: BWE)
Martin Strack leitet seit 2007 die Abteilung Energieertragsermittlung bei der Deutschen WindGuard Consulting. Er hat seine Erfahrung aus der Betriebsdatenbewertung in die Gremienarbeit der FGW einfließen lassen und an der Erstellung der TR10 maßgeblich mitgewirkt. (Foto: BWE)
04.04.2018

Für die technische Betriebsführung von Windenergieanlagen bringt das EEG 2017 einige neue Herausforderungen, insbesondere im Bereich der Betriebsdatenauswertung. Auch die Frage nach der richtigen Strategie der Betriebsführung ist neu zu stellen. Was sich mit der Novelle geändert hat, ist ein Thema des BWE-Seminars „Grundlagen Technische Betriebsführung von Windparks“ vom 7. bis 9. Mai in Berlin. Martin Strack, Leiter Energieertragsprognosen der Deutsche WindGuard Consulting GmbH, beschreibt im Interview mit SW&W neue Anforderungen aus dem EEG 2017.

SW&W: Herr Strack, Sie haben die Beratungen intensiv begleitet: Welche neuen Entwicklungen ergeben sich bei der Bestimmung des Standortertrags nach TR6?

Martin Strack: Eine Ertragsberechnung im Ausschreibungssystem sollte so realistisch und genau wie möglich sein, das ergibt sich aus dem Kostendruck, unter dem die Projekte stehen. Dies gilt auch für die technischen Verluste, die in der Ertragsprognose ausgewiesen werden: Es sollte natürlich vermieden werden, dass schon aufgrund unrealistischer Verlustfaktoren eine spätere Korrektur wahrscheinlich wird. Dabei sind aber einige Vorgaben aus dem Gesetz zu berücksichtigen, z.B. macht es wenig Sinn, für die Berechnung der Standortgüte eine andere Verfügbarkeit als 98 % anzunehmen. Die Anforderungen wurden in dem Anhang C der TR6 vollständig beschrieben und werden eine allgemein höhere technische Expertise des Ertragsgutachters voraussetzen.

SW&W: Im Ausschreibungsverfahren kommt den mit dem EEG 2017 eingeführten Korrekturfaktoren besondere Bedeutung zu: Sie sollen die Unterschiede in der Standortgüte ausgleichen. Wo liegen die Stärken dieses Modells, wo die Grenzen?

Strack: Die Regelungen zu den Korrekturfaktoren erscheinen zunächst kompliziert und etwas abschreckend. Allerdings ist es eher das Ziel als die konkrete Ausgestaltung, was diese Komplexität ausmacht: Soll ein Ausgleich der Chancen zwischen windstarken und schwächeren Standorten erfolgen, um einer weiteren regionalen Konzentration der Windenergie entgegenzuwirken, dann ist das nicht einfach, kann aber mit den eingeführten Korrekturfaktoren durchaus gelöst werden. Da Mindererträge zu einer höheren Einspeisevergütung führen, musste die Politik Regeln für die Bewertung der Betriebsdaten aufstellen, um damit die Ursachen etwaiger Mindererträge zu differenzieren und – zumindest theoretisch mögliche – Mitnahmeeffekte auszuschließen.
Ein Teil der Komplexität ergibt sich aus der Betrachtung der tatsächlichen Betriebsdaten, die aber meiner Meinung nach alternativlos ist. Eine von den tatsächlichen Bedingungen unabhängige Festlegung der Korrekturfaktoren, z.B. mit einem Windatlas, würde zu enormen Artefakten führen, weil dann der Fehler dieses Windatlas den größten Hebel für die Wirtschaftlichkeit eines Projektes hätte. Ein solcher Fehler, der unvermeidbar ist und je nach Region unterschiedlich ausfallen wird, würde die zukünftigen Ausbauregionen bestimmen, und nicht die Windbedingungen oder die politischen Ausbauziele.
Eine Schwäche des Modells ist sicherlich, dass windschwache Standorte mit weniger als 80 % Standortgüte im Ausschreibungswettbewerb kaum Chancen haben, was sich ja auch in den Ergebnissen zeigt. Das wäre aber leicht korrigierbar, wenn die Politik das möchte. Es liegt vor allem an der Kappung der Korrekturfaktoren unterhalb von 70 %, was sich auch auf Projekte oberhalb von 70 % auswirkt, wie ich mit meiner Analyse der Erlösunsicherheiten zeigen konnte. Eine Nachbesserung ließe sich schnell und einfach umsetzen. Weiterhin wird es sich wahrscheinlich als Problem in der Anwendung herausstellen, dass mit den Ausgleichszahlungen nach 5, 10 und 15 Jahren auch die Variation in den Windbedingungen abgefedert werden sollen, zumal diese für alle Projekte tendenziell in die gleiche Richtung gehen und daher zu riesigen Ausgleichszahlungen führen können. Auch in diesem Punkt wäre recht klar, wie man das derzeitige Modell anpassen müsste, um das zu verhindern.

SW&W: Verluste aus nicht standortbezogenen Ursachen sollen nicht ausgeglichen werden, fordert der Gesetzgeber. Wie komplex ist die Ermittlung des „fiktiven Ertrags“?

Strack: Berechnungen von Ertragsverlusten oder energetischer Verfügbarkeit sind grundsätzlich sehr komplex und bisher nicht durch Standardverfahren beschrieben. Viele Betriebsführer haben diese Aufgabe zwar gut gelöst, indem sie aufgrund von Erfahrungswerten sich z.B. auf Nachbaranlagen, die sehr ähnliche Erträge aufweisen, beziehen. Soll man aber, so wie es das Gesetz fordert, ein Verfahren festlegen, welches für jede beliebige Anlage anwendbar ist und unabhängig von dem Ausführenden zu einem vergleichbaren Ergebnis führt, dann wird es kompliziert.
Nach intensiver Diskussion dieser Anforderungen in den Gremien bei der FGW wurde für die TR10 ein Verfahren erarbeitet, welches diese Anforderungen sachgerecht erfüllt, und dabei nicht die Fehler wiederholt, die im Offshore-Bereich gemacht wurden, wo die von der Politik vorgeschriebene Berechnungsmethodik für Kompensationen aufgrund verzögerter Netzanbindung mittlerweile gerichtlich in Frage gestellt wurde. Das Verfahren kommt entsprechend der Aufgabenstellung nicht ohne ein gewisses Maß an Komplexität aus, ist jedoch regelbasiert, dadurch  automatisierbar und mit beschränktem Aufwand umsetzbar.

SW&W: Was spricht im Zusammenhang mit entgangenen Erträgen gegen die Verwendung der Gondelanemometerwerte?

Strack: Die Windmessung auf der Gondel wird für viele Zwecke als naheliegende Datenbasis angesehen, und stellt tatsächlich auch eine sehr wertvolle Datenbasis dafür dar. Man muss dabei aber berücksichtigen, dass diese Messungen durch die Anlagen beeinflusst sind, und dass diese Beeinflussungen je nach Anlagenzustand unterschiedlich ausfallen. Ich habe in der Vergangenheit intensive Untersuchungen im Rahmen von Offshore-Ertragsausfallberechnungen begleitet, bei denen sich herausstellte, dass die durch den offiziellen Leitfaden vorgeschriebene Berechnung auf Basis der Gondelanemometer zu systematischen Fehlern führt. Es sind hierzu verschiedene Gerichtsverfahren anhängig und das erste ist kürzlich entschieden worden, so dass man hierzu sagen kann, dass der Versuch gescheitert ist, eine einfache aber nicht sachgerechte Vorgehensweise vorzuschreiben.
Ich habe mich von Anfang an dafür eingesetzt, dass solche Fehler bei der TR10 nicht wiederholt werden. Ein Teil der Komplexität des Berechnungsverfahrens kommt dadurch zustande, dass man den Gondelanemometerwerten der nicht laufenden Anlagen nicht vertrauen kann und daher diese geeignet ersetzen muss. Ich kann nur den Betreibern von Anlagen raten, das ebenfalls zu tun.      

SW&W: Bei der Berechnung entgangener Erträge ist für Anlagen mit einer zeitlichen Verfügbarkeit ab 97 % eine vereinfachte Auswertung möglich. Welche Vorteile hat das?

Strack: Daran, dass die Ermittlung der entgangenen Erträge grundsätzlich komplex ist, ändert auch die Tatsache nichts, dass diese per Gesetz für alle Anlagen gefordert wird. Daher hatte ich den Vorschlag eingebracht, in Fällen, in denen es offensichtlich keine großen Verluste gibt, vereinfacht vorgehen zu dürfen, indem man die zeitliche und energetische Verfügbarkeit gleich setzt. Das ist sachgerecht, und trotzdem eine sehr wirksame Möglichkeit, den zukünftigen Aufwand für einen großen Teil aller Anlagen in Deutschland auf ein Minimum zu begrenzen.

SW&W: Betriebsdaten sind für den Zeitraum von 5 Jahren manipulationssicher zu speichern. Können Betreiber und Betriebsführer sich hier auf Standards und entsprechende Software-Lösungen stützen?

Strack: Es wurde in der Gremienarbeit deutlich, dass die Formulierungen im Gesetz durchaus interpretationsfähig sind, und vermutlich nicht vollständig durch technische Lösungen im Rahmen der TR10 abgedeckt werden können. Es wurde jedoch Wert darauf gelegt, dass die Prozedur möglichst robust gegenüber eventuell fehlenden oder fehlerhaften Daten ist, so dass dadurch möglichst keine Vorteile erlangt werden können. Weiterhin ist eine Bestätigung des Betreibers über die Integrität der gelieferten Daten Bestandteil der Prozedur. Insofern wurden alle Voraussetzungen dafür geschaffen, dass der Punkt „Datenintegrität“  später nicht zum Problem wird. Trotzdem wird es später vermutlich wichtig sein, dass die rechtlichen Anforderungen möglichst eindeutig und rechtssicher erfüllt sind. Ich gehe davon aus, dass bei den verfügbaren Software-Lösungen für Windpark-Betriebsdaten momentan daran gearbeitet wird, dass das in Zukunft der Fall sein wird.  

SW&W: In der Betriebspraxis führen Mehrerträge, die z.B. auf Upgrades beruhen, zu einer Anpassung des Korrekturfaktors. Wie ist hier der Diskussionsstand?

Strack: Dieser Punkt wurde im Rahmen der Gremienarbeit mit der Politik diskutiert. Zurzeit ist es so, dass eine Leistungssteigerung durch eine Upgrade nur dann nicht zu einer Verringerung der Einspeisevergütung führt, wenn die Anlage als eigener Typ mit Referenzertragskennlinie gewertet wird. Es ist klar geworden, dass das die Rentabilität solcher Maßnahmen beeinträchtigen und somit innovationsfeindlich sein kann. Das BMWI ist sich des Problems bewusst und hat ein Aufgreifen dieses Punktes angekündigt. 

SW&W: Warum ist eine differenzierte Betriebsdatenbewertung auch vor der Fünfjahresfrist empfehlenswert?

Strack: Die Bewertung der Betriebsergebnisse nach 5 Jahren wird die Summe der Einflüsse beinhalten, denen das Projekt unterworfen ist, d.h. neben Anlagenperformance, realisierten Verlusten auch die Windbedingungen der 5 Jahre. Das erfüllt die gesetzlichen Anforderungen, aber man kann aus dem Vergleich der Zahlen, oder aus etwaigen Vergütungsanpassungen, noch keine Rückschlüsse auf die Richtigkeit der angenommenen Erträge oder über die Performance des Projektes ziehen. Dazu müsste man die verschiedenen Aspekte differenziert betrachten. Solche Fragen muss man für eine angemessene wirtschaftliche Planung oder Bewertung des Projektes sicherlich vor Ablauf der 5-Jahresfrist stellen.

Das Interview führte Ralf Ossenbrink.