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Windenergie Wind energy Énergie Éolienne energia eólica ernergía eólica

UL International GmbH, Wilhelmshaven, Germany

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EditorialENGLISH

On the afternoon of the fourth of February this year, DEWI held an enjoyable and entertaining reception to celebrate its 25th anniversary together with clients, long-term com-panions and employees. It became clear once more what an incredible development wind energy has gone through in these past 25 years, nationally as well as internationally. Along with many others, we at DEWI have had the privilege to accompany and help shaping this process. Certainly the numerous DEWI employees who over the years have left DEWI to work with other companies of the wind industry have also contributed to this development. At the anni-versary I mentioned that at the beginning of my over 40 years of working for the wind energy I would have declared anyone crazy who at that time had predicted for the year 2015 more than 430 GW of wind power installed world-wide, more than 10 % of which installed in Germany. For me as an engineer the growth in size of wind turbines is even more impressive. The difference between the wind energy converters which were on the market at the begin-ning, with a capacity of a few kilowatts and rotor diame-ters between 10 and 15 m, to modern wind turbines with 180 m diameter and up to 8,000 kW, shows the enormous gain in know-how, which certainly involved a great deal of effort, but also led to the high reliability wind turbines have achieved today. This rapid development is unique in the history of industry and has made wind energy one of the cheapest energy sources available today.Germany not only had a leading role in the development and application of wind energy, but also set an example for other countries in implementing the energy transition, a goal set for the next decades which will certainly bene-fit the economy. UL International DEWI looks forward to making a contribution to this goal with its knowledge and experience of 25 years. When travelling abroad, it often strikes me how little is known about the progress already

DEUTSCH

Am vierten Februar diesen Jahres feierte DEWI sein 25-jäh-riges Bestehen mit seinen Kunden, Wegbegleitern und Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern in einer kurzweiligen Nachmittagsveranstaltung. Deutlich wurde noch einmal, welche unglaubliche Entwicklung die Windenergie in die-sen 25 Jahren nahm, national wie international. Wie vielen anderen war es uns vergönnt, diese Entwicklung mit dem DEWI zu begleiten und mitzugestalten. Sicher haben auch die unzähligen DEWI-Beschäftigten, die von uns in die Win-dindustrie und zu den Projektentwicklern abwanderten, hierzu beigetragen. Auf der Geburtstagfeier sagte ich, dass ich zu Beginn meiner jetzt über 40-jährigen Tätigkeit für die Windenergie denjenigen für verrückt erklärt hätte, der für das Jahr 2015 über 430 GW weltweit installierter Wind-leistung prognostiziert hätte und das davon über 10% in Deutschland stehen würden. Für mich als Ingenieur ist das Größenwachstum der Windturbinen noch imposanter. Der Unterschied der damals angebotenen Windenergieanlagen mit wenigen Kilowatt Leistung und 10 bis 15 m Rotordurch-messer bis hin zu den heute realisierten 180 m Durchmes-ser und 8.000 kW zeigt den enormen Know-how-Gewinn, der sicherlich mit vielen Anstrengungen verbunden war, aber letztlich zu der heutigen großen Zuverlässigkeit der Windturbinen führte. Diese rasante Entwicklung ist in der Industriegeschichte einmalig und machte die Winde-nergie heute zu einem der preiswertesten Energieträger überhaupt. So wie Deutschland in der Entwicklung und Anwendung der Windenergie eine führende Position einnimmt, so kann es auch bei der Umsetzung der Energiewende als Beispiel für andere Länder vorangehen. Eine für die Wirt-schaft lohnende Zielsetzung für die nächsten 25 Jahre. UL International DEWI, freut sich darauf, hierzu mit dem Wis-sen und der Erfahrung aus 25 Jahren beizutragen. Bei mei-nen Reisen ins Ausland fällt mir immer wieder auf, dass

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made in Germany in the energy transition. As a small con-tribution to change this, we are publishing in this DEWI Magazin an article by IWR (International Economic Platform for Renewable Energies) which gives a monthly overview of the average hourly contributions of solar and wind power in the German electricity grid (see article on page 54). Wind power alone had a share of 15% in the power supply and this amount in a country that in view of its wind resour-ces is not exactly predestined for wind energy use. The same applies for solar power with a share of almost 6% in German power supplies in 2015. Maybe this article can contribute to a better understanding in countries rich in wind and solar resources that even a power supply grid with a very high share of 21% of volatile energy resources – unthinkable 30 years ago – can be kept stable. Germany is facing the task to integrate even considerably higher sha-res of renewable power in the supply grid. To deal with this task in a cost-effective way is a big challenge and requires the cooperation of all the players in the electricity market. In order to achieve this, a fundamental paradigm shiftin the structure of our electricity supply will be necessary. Many years ago we had electricity supply monopolies who had optimized their system of production, transport and distribution of electricity so as to achieve the maximum profit for their companies. The disadvantage of this supply system was the necessary government control of tariffs, in other words there was no competition. When a new sys-tem was introduced, unbundling energy suppliers from network operators and distributors, the players were com-peting with each other, but they only optimized the seg-ment of electricity supply for which they were responsible, with the result that no one felt responsible any longer for optimizing the overall supply. For the energy transition to be successful, new ways of sharing responsibilities have to be found in order to ensure the necessary security of the electricity supply by a cost-optimized adjustment of the energy production to the consumption. This means that the grid operator responsible should be able to influence certain parts of the energy production, such as the opera-tion of storage systems or the specific power installation of the wind turbines that is most cost-effective for the supply system. In other words, after the “unbundling” a certain amount of “re-bundling” will be reasonable and necessary.I wish all the customers and friends of DEWI a success-ful year 2016 with favorable market conditions ensuring further growth and a successful energy transition. We will be there for you to support you with our know-how and 25 years of experience.

über den in Deutschland schon gemachte Fortschritt bei der Umsetzung der Energiewende wenig bekannt ist. Als kleinen Beitrag haben wir in diesem DEWI Magazin einen Artikel des IWR abgedruckt, der in einer monatlichen Über-sicht den durchschnittlichen, stündlichen Leistungsbeitrag von Sonne und Wind im Deutschen Stromnetz wiedergibt (siehe Artikel Seite 54). Allein der Windbeitrag war mit 15% an der Stromversorgung beteiligt und das in einem Land, das wegen seines Windangebots nicht als prädestiniert für die Windenergienutzung angesehen werden kann. Ähnli-ches gilt für die Sonne mit einem Anteil von fast 6% an der deutschen Stromlieferung im Jahr 2015. Vielleicht kann unsere Veröffentlichung in den wind- und sonnenreichen Ländern zum Verständnis beitragen, dass auch ein Netz mit einem vor 30 Jahren undenkbar hohen Leistungsanteil von 21% dieser beiden volantilen Stromquellen stabil betrie-ben werden kann. Deutschland steht vor der Aufgabe, weit höhere Anteile im Versorgungsnetz sicher beherrschen zu müssen. Dies in einer kostenoptimalen Weise hinzube-kommen ist eine große Herausforderung und verlangt das Zusammenspiel aller am Strommarkt beteiligten. Dies zu erreichen bedeutet einen grundlegenden Para-digmenwechsel in der Gestaltung der elektrischen Ener-gieversorgung. Vor vielen Jahren gab es die Stromversor-gungsmonopole, die ihr System aus Erzeugung, Transport und Verteilung des Stroms wirtschaftlich optimiert haben, um den größtmöglichen Profit für sich zu erlangen. Der Nachteil dieser Versorgungsform lag in der notwendigen staatlichen Kontrolle der Stromverkaufspreise, in anderen Worten, es gab keinen Wettbewerb. Mit dem Unbundling von Erzeugung, Netz und Vertrieb standen die Marktteil-nehmer im Wettbewerb, aber sie optimierten nur noch das ihnen verbliebene Segment der Stromversorgung, mit dem Nachteil, dass niemand mehr für die Optimierung der Gesamtversorgung zuständig war. Soll die Energiewende erfolgreich sein, müssen neue Wege der Zuständigkeiten gefunden werden, damit die ihr obliegende Sicherheit der elektrischen Energieversorgung durch eine kostenopti-mierte Anpassung der Energieerzeugung an den Verbrauch gewährleistet werden kann. Dies bedeutet, dass bestimmte Bestandteile des Energieerzeugungssystems, wie bspw. der Betrieb von Speichern oder der Einfluss auf die für das Versorgungssystem kostengünstigste Auslegung der Windturbinen, durch den verantwortlichen Netzbetreiber beeinflussbar sein sollten. D.h., nach dem „Unbundling“ ist wieder ein gewisses „Bundling“ sinnvoll und notwendig. Ich wünsche allen Kunden und Freunden des DEWI ein erfolgreiches Jahr 2016 mit Marktvoraussetzungen, die ein weiteres Wachstum und die Energiewende sicherstellen. Wir stehen zur Verfügung, um Ihnen mit unserem Know-how und unserer 25-jährigen Erfahrung dabei zu helfen.

Wilhelmshaven, February 2016

Jens Peter MollyManaging Director UL International GmbH

3 Editorial

6 Uncertainty Correlations in Power Curve Measurements (continuation)

Conversion System and Autonomous Converter for the Transformation of 10 Wind Turbines from Fixed Speed to Variable Speed

Relative Calibration Process for Long Term Thermal Stratification Measurements 14 in the Lower Atmospheric Boundary Layer

What is the Impact of Offshore Wind Farms on Each Other and 22 on the Regional Climate?

26 Lower Saxony Wind Power Decree

32 Wind Energy Use in Germany - Status 31.12.2015

46 New Grid Connections Take Germany to Position 2 in the Global Offshore Market

Reporting of Commissioning and Approval of Wind Turbines 50 in the Installations Register for the year 2015

54 Power Generation from Renewable Energies in Germany

58 Celebrating 25 Years of DEWI

63 DEWI/UL News

30 Impressum

64 List of Advertisers

Content 8

6

Uncertainty Correlations in Power Curve Measurements

ENGLISH

Uncertainty Correlations in Power Curve Measurements(continuation)

As explained in the last DEWI Magazine (issue 47, Arti-cle: “UNCERTAINTY CORRELATION IN SIMULTANEOUS POWER CURVES, by Mikel Illarregi, Acciona Energía and Joseba Ripa, DEWI), there is definitely a sound interest in the industry to enhance accuracy when measuring power curves. As a clear indication of this, we have received, after publishing the article, many expressions of interest about the topic on several forums from different stakeholders in the industry and, in consequence, we want to share with all of you the next steps that ACCIONA and DEWI are taking together to increase the mutual knowledge in this field.In the previous article, we explained that the precision of power curve characterizations is highly dependent on many factors, but is especially sensitive to wind speed measurements. Fig. 1 shows an example of uncertainty contributions distribution by bins on a 2MW wind turbine for flat terrain using TFC Advance (class 0.9). It displays very clearly that below cut-in and above the wind speed in which rated power is reached, uncertainty is mostly dependent on electrical power readings while wind speed uncertainty contribution dominates massively the resul-tant uncertainty on the intermediate bins (specifically the weightier bins in most of the standard wind distributions). Using the same example, Fig. 2 shows relative uncertainty values for different Rayleigh wind speed distributions (from average wind speed 4 m/s to 11m/s) with and with-out considering wind speed uncertainty contributions. The graph shows two very important facts:• Relative uncertainty is much higher for low wind speed

regimes, which makes it much more important to make extra efforts to achieve precise power curve characteri-zations on those sites.

• Wind speed uncertainty contributions play a major role in the final uncertainty and therefore most of the efforts to decrease uncertainties should be orientated to diminish the uncertainty contributions to wind speed characterization:• Utilization of high-class and range-fitting sensors • Calibrations in high-performance labs• Best practices in mountings• Extended campaigns to collect a highly representa-

tive databaseThe meaningfulness of results begins to be under discus-sion when uncertainties are largely higher than 5%. When this happens, the power-curve test results are not robustly useable as truthful inputs for the financial models or guar-antee claims. Fig. 2 shows that this can be easily expected on low wind speed regime sites (average wind speed lower than 7 m/s) because absolute uncertainty contributions (when given in m/s) are relatively much more relevant.The most relevant wind farm owners in general follow the recommendations above. They are aware that the tiny investment on high-class tests will pay off, but as it was explained in the DEWI Magazine #47, there is an addi-tional source for potential exploration: correlation.Testing several turbines on a wind farm should in theory increase the precision of the average result if there is some degree of independency between the tests. The depen-dency or independency degree has to be represented by the correlation factor, which in time is related to covari-ance. The following formula represents the uncertainty for parameter C when C is the average between factors A and B:

( )jiBABAC uuuuu ,222 2

41 ρ++=

ENGLISH

7DEWI magazin | FEBRUARY 2016

If the correlation factor equals 1, factors A and B are fully correlated (dependent) and therefore the uncertainty of the average is the average of uncertainties. However if cor-relation equals 0 (fully independent factors), the uncer-tainty of the average is the root of the quadratic sum and therefore lower than the uncertainties A and B separately.The question therefore orbits around this correlation factor and how it could be characterized. In view of this rationale, ACCIONA ENERGY and DEWI started to work in a cooperation project with the aim of characterizing different correlation factors by setting-up different mea-surement configurations with different degrees of depen-dency. Different ideas were discussed in view of the costs and potential results. As DEWI is performing power curve tests in a number of ACCIONA’s wind farms, there were several options to decide. The Wind Farm Gostyn II located

in Województwo wielkopolskie (Poland) was selected for the tests because the installation schedule was appropri-ate for the project but specially because the wind speed regime (low average wind speed) allows being more sensi-tive with the different analyses as uncertainties are higher than explained before. The wind farm Gostyn II is com-posed of 11 wind turbines of the type AW116-3MW (Acciona Windpower) and it is located in a flat, open and agricul-tural area. DEWI is performing two power curve tests on turbines #1 and #2 of this wind farm (See Fig. 3).With the use of a U-shape goalpost, the project targets to obtain different power curve results from a single wind turbine under test by mixing different instrumentation setups on one single meteorological mast. Consequently, there are six different measurement combinations with different degrees of dependency.

Fig. 1: Binned uncertainty contri-butions (kW) versus wind speed (m/s) for a represen-tative power curve: [2 MW wind turbine, TFC advance (class 0.9) anemometer, flat terrain]

J. Ripa; DEWI SpainM. Illarregi; Acciona Energía

8

Installation was performed in early December 2015 (see Fig. 4 and 5) and the following concepts were applied:• Duplication of meteorological sensors (anemome-

ters (WS), wind vanes(WD), temperature probe (T) and barometer (P)):• Different models (Met_Sys_1 / Met_Sys_2):

• WS: TFC A / Vector • WD: Thies / Vector • T: Galltec / Thies • P: Vaisala / Setra

• Anemometers calibrated in two different wind tun-nels (DEWI / WindGuard) in independent sessions for Met_Sys_1 and Met_Sys_2

• Duplication of electrical power sensors on wind turbine #1 (WT_Sys_1) with six additional current transform-ers (CTs) and two additional power transducers (PTs) as rotor and stator are measured separately. Therefore three different electrical power measurement systems were defined:

• WT_Sys_1_A (Electrical Power System A on turbine #1)• WT_Sys_1_B (Electrical Power System B on turbine #1)• WT_Sys_2 (Electrical Power System on turbine #2)

• Duplication of loggers on the meteorological mast: • Different models (Ammonit Meteo 40L / Campbell

CR3000)

Fig. 2: Relative power curve uncer-tainty (k=1) vs average wind speed for rayleigh distribu-tion (m/s) for a represen-tative power curve: [2 MW wind turbine, TFC advance (class 0.9) anemometer, flat terrain]

Fig. 3: Map representation of the wind farms Gostyn I and Gostyn II located close to Gostyn, Województwo wielkopolskie (Poland). The map shows location of met mast and turbines #1 and #2.


A cabinet for signals duplication was included (see Fig. 6) to allow crossing options and consequently duplicating setups. With all the explained arrangements, six combi-nations were generated for the two turbines under test:

1. Met_Sys_1 vs WT_Sys_1_A2. Met_Sys_1 vs WT_Sys_1_B3. Met_Sys_1 vs WT_Sys_24. Met_Sys_2 vs WT_Sys_1_A5. Met_Sys_2 vs WT_Sys_1_B6. Met_Sys_2 vs WT_Sys_2

With the results of the different test combinations (with variety of degrees of dependency and different averaging options), DEWI and ACCIONA will work on a more precise characterization of uncertainty contributions for the aver-aged results. We target to define the different dependency factors in order to use correlation/covariance as a pow-erful tool to decrease uncertainties on power curve tests without inflating testing costs. We are willing to know more about this interesting topic, which can help the industry to enhance power curve char-acterizations, and you are invited to join us in the endeavor.

Fig. 4: Hard time on the muddy Gostyn II Wind Farm. The picture shows installation of the different measurement combina-tions on the U-shaped mast. December 2015.

Fig. 5: Photo of the top of the reference mast taken just after mast erection. The alignment of the mast is vertical; the tilt impression is due to the perspec-tive.

Fig. 6: Electrical diagram for the duplication cabinet.

10

Fixed Speed Wind Turbine (FSWT) technology was the main workhorse of the wind industry until the appearance of the Variable Speed Wind Turbine (VSWT) technology in the mid-nineties. The first prototype of a VSWT was intro-duced in Europe in 1995, back then on the recently com-missioned wind farm of “El Perdón” (Navarre) with a type C Doubly Fed Induction Generator (DFIG) driven by Inge-team’s IngeconWind power converter.As we will see later, FSWT technology lacks critical fea-tures required to ensure electrical grid stability, which in combination with the desire to reduce the Cost of Energy (CoE), led to the origin of the VSWT technology and the rapid displacement of the fixed speed topologies over the following years.

Type A fixed speed generators are characterized by being directly connected to the electrical grid, causing its rota-tional speed to be load-dependent and almost fixed to grid frequency. Therefore, suffering from high mechanical stress and low power quality (flicker effect and uncontrol-led reactive power consumption), as wind’s turbulences are directly transferred through the drive train down to outputted power. Rotor aerodynamic efficiency is also low as optimum Tip Speed Ratio (TSR) can only be achieved for just one wind speed value (partially solved by dual-speed generator technologies).When comparing both technologies, FSWT and VSWT, it is concluded that the FSWT topology is limited in some fea-tures in which the VSWT performs better, such as:

ENGLISH

Conversion System and Autonomous Converter for the Transformation of Wind Turbines from Fixed Speed to Variable SpeedEXTERNAL ARTICLE

Fig. 1: Main wind turbine topologies. FSWT refers commonly to types A and B, while C and D fall in VSWT type.


A. P. OrtegaIngeteam Power Technology S.A., Spain

• The VSWT enables the system to obtain the optimum Cp (power coefficient) in a wide range of wind speeds inside the Maximum Power Point Tracking (MPPT) regime (below rated), thus obtaining an increment in the annual energy production (ΔAEP).

• In terms of power quality, the VSWT avoids the flicker effect in the grid side and removes the low frequency harmonics generated by the capacitor banks needed in FSWT topologies for power factor compensation of the generator. Also, it allows for power factor regulation on the grid and enables the system to comply with all grid codes and Fault Ride Through (FRT) events.

• When considering the turbine from a mechanical point of view, the transformation from FSWT to VSWT has an impact in the lifetime of the wind turbine by extending it (Lifetime Extension, LTE), due to the reduction of tor-que steps in the drive train caused by wind gusts. Simi-larly, the transients in the start-up of the turbine, the abruptly changing of the generator’s speed, and tran-sients in emergency stops and the ones caused by the electrical grid are drastically reduced, thus also increa-sing the wind turbine’s lifetime.

Considering these advantages in operation and perfor-mance of the VSWT over the FSWT, the transformation of topologies A and B to either C or D will represent an impro-vement in certain characteristics of the wind turbine.

Fig. 2: Worldwide share of cumulative installed power by topology. Source: Hansen A.D., Hansen L.H.. “Market penetration of wind turbine concepts over the years”. Proc European Wind Energy Conf Exhibition, EWEC, 2007.

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The solution here presented consists in an autonomous system of power conversion and control, as described in Fig. 4. Such an approach ensures that the modifications to be performed in the FSWT system are minimal, conse-quently the investment to be relatively low, increasing the Return of Investment (RoI) of the solution. In order to characterize the improvements related to the transformation of the topology of the wind turbine, INGE-TEAM is currently involved together with DEWI-UL in a project in which an already installed and in operation type A wind turbine is transformed into a topology type D. Such a project, in an overall view, covers the following stages:The first step is to obtain the aerolastic simulation model that resembles the FSWT behavior in order to be able to simulate its operation and performance. The plant model-ling is defined by certain parameters which are unique for the wind turbine reference under study.

The second step is the characterization through on-site measurements of the needed FSWT characteristics, such as the power curve and mechanical loads. A particular wind turbine already installed on-site is selected for ana-lysis. By characterizing the turbine, the simulation model previously mentioned can be tuned and validated with real application measurements.Based on this tuned and validated FSWT simulation model, the VSWT solution and simulation model are devel-oped, so that the behavior of the variable speed topol-ogy for the wind turbine can be simulated, and improved control strategies can be developed in order to increase its AEP and LTE. Once the correct performance and safe operation of the WT under variable speed are validated against the aerolastic model, the wind turbine topology is transformed on-site through the implementation of the autonomous system of power conversion and control.

Fig. 4: Autonomous system of power conversion and control

Fig. 3: Detailed topology of a type A FSWT


Once modified, the wind turbine is again characterized by on-site measurements.By the end of the process, a comparison of topologies by means of on-site measurements for the wind turbine under analysis is performed, together with an analysis based on the simulation models of the various control strategies that optimize the RoI for any given wind turbine.

For more information: www.ingeteam.com

Fig. 6: Strain gauges and meteorological sensors are used for wind turbine characterization

Fig. 5: Fixed speed wind turbine under study

201717 / 18 October 2017Bremen, Germany

13th GERMAN WIND ENERGY CONFERENCE

www.dewek.de

SAVE THE DATE

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Relative Calibration Process for Long Term Thermal Stratification Measurements in the Lower Atmospheric Boundary Layer

ENGLISH

Abstract

The work in this paper describes a method of calibrating temperature sensors for measuring vertical thermal gra-dients on meteorological masts. The method uses current state-of-the-art measurement systems to enable digitisa-tion of the sensor signal close to the sensor, thereby avoid-ing signal distortion over long cable lengths. The sensors are calibrated together with the digitisation module in a thermal chamber, using one sensor as a reference. A linear correlation between the sensors is obtained, allowing the reading from each sensor/module pair to be related to all other sensors to within ± 0.05 °C. Results from 4 months of deployment on the FINO1 offshore measurement platform at 5 heights from 30 to 100 m are presented as proof of concept.

Introduction

At the measurement platform FINO1, located in the North Sea approximately 50 km north of the island of Borkum, thermometers are mounted at five elevations (33, 40, 50 70 and 100 m) to provide temperature profile measure-ments. The temperature profile in the lowest 100 m of the atmosphere is a good indicator of boundary layer stratifi-cation and stability. This is relevant to energy yield from wind farms since it influences the vertical wind profile, the length of wakes from individual wind turbines, as well as turbulent loads that affect fatigue life of wind turbine components. Obtaining accurate temperature profiles is difficult due to the long distances between sensors and the data logger, and the resulting challenges of calibrating the sensor or avoiding corruption of the signal from external

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Fig. 1: Percentage availability of temperature data by year (2010 and 2014 are partial years)


R. FrühmannDEWI, Wilhelmshaven

influences along the cable. Thus, obtaining reliable com-parisons of temperature between different heights has hitherto posed a significant challenge.The work described in this paper presents a new approach to sensor calibration that took place as part of a greater data logging system change on the FINO1 offshore research platform. The calibration / measurement approach makes use of current state-of-the-art data logging hardware that enables the measurement signal to be digitised close to the sensor and a digital signal that is less susceptible to external influences, to be transferred over the long cable lengths to the data logger. By calibrating the sen-sor together with the complete cable and the measure-ment module, it is shown that sufficient precision can be achieved to enable temperature differences at heights 10 m apart to be measured reliably. The calibration procedure conducted in-house at DEWI and the first four months of operation on FINO 1 are presented.

System Reliability

In response to increased demand for higher data capture rates, a trial was started in 2010 to test the long term reli-ability of a new data logging system with a recording rate

capability of 1 Hz and greater. Another major difference is a modular approach to signal acquisition, with separate bespoke modules for conversion of the sensor outputs into digitised measurements. This modularity enables spa-tial distribution of the signal acquisition for different sen-sors and sensor types. For the temperature sensors (which output a very small temperature dependent voltage) the measurement modules could be positioned in close prox-imity to the sensors, thereby minimising the distance over which the analogue signal from the sensor needs to be transmitted. For this purpose however, the module would need to be installed outside the protective environment of the measurement container, bringing increased risks such as exposure to lightning strike, severe ranges of tempera-ture, and condensation that could lead to loss of data and equipment.A trial was therefore conducted over an extended period (4 years) to investigate data availability. This was found to be of the order of 90 % as shown in Fig. 1 – the low values in 2010 and 2013 were due to manual disruptions to the mea-surement while testing different system configurations. After four years, no signs of hardware performance deteri-oration were observed and no influence of environmental conditions on data reliability identified.

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Fig. 2: Installation of the three sensors for comparison at 33 m, left (permanent sensor), middle (trial sensor), bottom right (Galtec-Mela verification sensor)

Fig. 3: Comparison of temperature measurements at FINO1, green (permanent system), blue (trial system), red (Galltec-Mela verification system).

The trial was conducted with temperature and humidity measurements at the 33 and 50 m levels where existing temperature measurements were already in place. The sensors used for the trial were chosen to be identical to the existing sensors already installed on FINO1 to provide a direct comparison. The sensor units contained both tem-perature (PT100) and relative humidity (hair hygrometer) sensors and were connected to Gantner e.bloxx A5-1 mod-ules. Tab. 1 lists the sensors, modules and data logger.A direct comparison between the temperature measure-ments showed a discrepancy of approximately 1°C – the new measurements giving a lower temperature. This off-set was however not constant over time but showed occa-sional slight fluctuations of a similar order of magnitude to the difference between the two measurements. For this reason, a third short term measurement was conducted

using a separately calibrated system that included sen-sor, measurement and logger (Galltec-Mela KPC.RS sensor with RS232 connection to a Laptop). This was calibrated as a complete system before and after the verification cam-paign. The verification was conducted at all five heights for a period of approximately 30 minutes at each height. An image of the setup at 33 m is shown in Fig. 2. The campaign took place over two days – 33, 40, 50 and 70 m heights on day 1 and the 100 m height on day 2. A comparison between the temperature measurements is shown in Fig. 3. Better agreement is found between the trial system and the short term verification system at both the 33 and 50 m heights. As a result of this trial, increased confidence was placed in the new system over the old.


Fig. 4: Arrangement of the thermometers within the “climate box”. The temperature sensor is approximately indicated by the blue rectangle in the schematics.

Component Function InstallationTheis Hygro-Thermo 1.1005.50.512 temperature (PT100 sensor)

relative humidity (hair hygrometer)33 & 50 m

Gantner e.bloxx A5-1 sensor readout and A2D conversion 33 & 50 mGantner Q.station module configuration & data logging 20 m

Tab. 1: System components and installation

22.59 22.595 22.6 22.605 22.61 22.615 22.62 22.625 22.63Temperature Sensor No. 09

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Correlation between sensors #09 & #08 for different A5-1 modules

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Fig. 5: Correlations between sensors showing dependence on the measurement module.

d)c)

b)a)

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-10 0 10 20 30 40 50Temperature - Sensor #08 (°C)

-10

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10

20

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40

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Tem

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(°C

)

Temperature correlations relative to sensor #08

#09#10#11#12

24.1 24.2 24.3 24.4 24.524.1

24.2

24.3

24.4

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00:00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 18:00Time (hours of the day)

-10

0

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Tem

epra

ture

(°C

)

Temperature within climate chamber

Fig. 7: Correlation between sensor #08 and sensors #09 - #12: insert shows measurement and corresponding calibration curves central temperature range.

Fig. 6: Temperature within climate chamber: only those periods used for the calibration are shown.

Setup Relative Calibration

Module SensorGradient rel. #08

Offset rel. #08 (°C)

Standard deviation of data correction (°C)

101335 #08 1.0000 0.000 0101336 #09 1.0009 -0.179 0.020101337 #10 1.0004 -0.156 0.008101810 #11 0.9995 -0.152 0.023101811 #12 1.0010 -0.033 0.020

Tab. 2: Relative calibration values for temperature

Elevation above LAT (m)

Availability (%)

33 99.940 99.950 99.970 99.9100 70.8

Tab. 3: Availability of temperature and humidity sensors for first 4 months of operation


Calibration of the New Temperature Measurement System

SetupFive new replacement sensors were purchased, of the same type as listed in Tab. 1. These were calibrated in air accord-ing to the DAkkS standard at 5 temperatures (-10, 0, 10, 20 and 30 °C). Significant scatter was observed in the compari-son between each sensor and the reference sensor, ranging from -0.32 to +0.28 °C over all sensors and temperatures, and as much as -0.06 to +0.28 °C for a single sensor. With this level of uncertainty, a reliable difference measurement between two sensors better than ±0.3 °C could not be established.An in-house relative calibration was therefore conducted subsequently to the DAkkS calibration. For this purpose, each sensor was paired with a bespoke A5-1 module and the calibration was conducted for each pair. The experi-mental setup is shown in Fig. 4. The actual PT100 sensor is located within the tube as indicated by the small blue rectangles in Fig. 4. The sensors were sampled at 1 Hz, each sample being the average of 10 pulses of 30 ms duration each. Pulsing the measurement in this manner reduces the power throughput to the sensor, thereby reducing self-heating of the sensor due to the measurement current. The pulse frequency of 10 Hz was the default setup of the module and no reason was seen to change this.Since the A5-1 modules were to be deployed in junction boxes adjacent to the sensors, they were placed in the cli-mate chamber together with the sensors so that any influ-ence of temperature on the operation of the modules could be included in the calibration. Sensor #08 (placed in the middle) was selected as the reference sensor. The sensors were arranged so as to minimise the distance between them, as shown in Fig. 4. No additional ventilation of the box was provided. The humidity within the climate cham-

ber was not regulated, hence a relative calibration of the humidity sensors could not be conducted.

Sensitivity to module / sensor pairingAn initial test was conducted to verify any effect of the A5-1 module on the measured temperature. Fig. 5 shows a com-parison between each sensor with sensor #09. In Fig. 5 a),

-1.4 -1.2 -1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6Temperature difference (°C)

30

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50

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Elev

atio

n ab

ove

LAT

(m)

Comparison of temperature profiles to dry adiabatic lapse rate

Fig. 8: Comparison of temperature profiles to the dry adiabatic lapse rate (1°/100m)

T h e W o r l d o f W e a T h e r d a T a

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sensor #08 was connected first to module 1, then to mod-ules 3, 4 and 5. Sensor #09 remained connected to module 2 throughout the test. The same procedure applies to the plots in Fig. 5 b) – d). The correlations show that there is a small dependence of the temperature measurement on the module used. The outlier, module 5, was found to employ a different sampling process in which a longer duration pulse was used by comparison to the other modules. The mod-ule was accordingly reconfigured which resulted in better comparison to the other four modules. This confirmed the decision to calibrate bespoke pairings of A5-1 module and sensor.

Calibration resultsThe sensors were calibrated over a range of temperatures from approximately -10 to 50 °C, covering slightly more than the maximum range expected at FINO1. Each tem-perature was held for at least 2 hours to allow the tempera-ture to stabilise within the chamber and half hour peri-ods were selected to generate the calibration curve. These half hour time periods were selected to only include such periods during which fluctuations in temperature were small (i.e. stable equilibrium was reached) so that it could be reasonably assumed that all five sensors had the same temperature. The temperature profile within the climate chamber is shown in Fig. 6 for the periods used for the cal-ibration. In total 12.5 hours of data were used.The correlation between the sensors is shown in Fig. 7. From the insert in Fig. 7 it can be seen that the sensors deviate from each other by up to 0.2 °C. A linear correction for each sensor #09 to #12 was calculated to fit the measurements relative to sensor #08. These are given in Tab. 2. The stan-dard deviation of the correction (difference between cor-rected and the reference temperatures) was of the order of 0.02°C, also given in Tab. 2, with a maximum difference of 0.065 °C. The correction procedure therefore enables a temperature difference measurement to be made with a precision of the order of 0.05 °C for any single measure-ment. No significant change in either the correction factors or the standard deviation of the error in the linear fit were found by using 10 min mean values.

Results From the First Four Months of Deployment

Installation of the new data acquisition system on FINO1 took place during July and August of 2015. Data availability over the first four month period (from September through December) was found to be in excess of 99 %, as shown in Tab. 3 for each height. The low value for the 100 m height was due to a hardware setup error during the first month. This was corrected and measurements resumed without further incident. Thanks to the modularity of the system, all other measurements (e.g. cup anemometers) were unaffected by errors in the temperature measurements. A small difference in availability was noted in the raw data acquired at 1 Hz. Here it was found that the higher eleva-tions had a slightly higher rate of missing data values, of the order of 1-10 missing data points per 10 min period at

100 m. This is attributed to the longer distance between the measurement module and the data logger. Signal inter-ference and/or voltage drop along the cable are considered the most likely causes. A similar effect has been noted in the data from other sensors, for example, the ultrasonic anemometers. However, this data loss is not considered to have an impact on the 10 min mean value.As a coarse assessment of the quality of the measure-ments, temperature profiles were investigated during dry conditions. Sample temperature profiles were selected on the basis of a relative humidity below 80 %. During these conditions it is considered that the dry adiabatic lapse rate applies. The temperature profiles are shown in Fig. 8, expressed as the differences to the 33 m temperature. It can be seen that the profiles closely follow the dry adia-batic lapse rate above 40 m, the average gradient being 0.0096 °C/m with a standard deviation of 0.0013 °C/m. Above 50 m the average temperature gradient was 0.0101 °C/m with a standard deviation of 0.0013 °C/m. In light of the short distance between measurement elevations, this is considered to be a very good agreement with the theo-retical value of 0.01 °C/m. Further investigation of the out-liers has not yet been conducted. Similarly, the tempera-ture gradients below 40 m warrant a more detailed study.

Conclusions

The reliability of the modular measurement system has been demonstrated. The ability to digitise measurements close to the sensor is advantageous for analogue voltage signals which are particularly susceptible to corruption over long cables. Other signals such as the pulses from cup anemometers can be installed within the safety of the measurement container, thereby limiting risks of data or equipment loss due to lightning strike, while maintaining a maximum quality of the measurements. Despite the expo-sure to large fluctuation in temperature and humidity, the measurement modules proved continued reliable opera-tion for the full 4 year trial period.By calibrating the complete measurement chain, it was possible to achieve a high degree of confidence in the sys-tem performance. Furthermore, simultaneous calibration of all five sensors enabled a high degree of precision for rel-ative temperature measurements. This now opens oppor-tunities for future investigations into offshore boundary layer temperature profiles and related effects.

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This question will be investigated by researchers from five different institutions and companies in Germany over the next three years within the scope of the research project „WIPAFF (Windpark-Fernfeld /wind park far field)“. The project is funded by the German Federal Ministry of Eco-nomical Affairs and Energy.

The Project

For the wind, offshore wind farms present obstacles on the relatively smooth surface of the sea, and the wind turbines reduce the energy of the wind. This slows the wind down and increases the turbulence in the air. Depen-ding on the weather, (wind direction, air temperature and properties of the sea surface) the wind speed sometimes recovers its initial value only after 10 to 100 km behind a wind farm. It is also possible that air masses are diverted to the side or over the top of large wind farms. This will result in offshore wind farms impacting each other, and furthermore it cannot be excluded that there may be an impact on the regional climate, even affecting the distri-bution of temperature, clouds and precipitation over the North Sea and adjacent coastal areas.The aim of the 3-year research project WIPAFF, which has been approved recently and for which now the coopera-tion agreement will be signed, is to investigate the wake of offshore wind farms in the North Sea with a combina-tion of different methods:

• Detailed measurement of the wind field, weather conditions and waves on the sea surface before and behind wind farms with different measurement sys-tems on offshore platforms, with a research airplane and by evaluating satellite data

• Modelling of the wind field 10 – 100 km behind large wind farms with numerical models using new approaches for modeling wind farms and taking into account the sea state

What is the Impact of Offshore Wind Farms on Each Other and on the Regional Climate?

Welchen Einfluss haben Offshore Windparks untereinander und auf das lokale Klima?

Diese Frage untersuchen Wissenschaftler von fünf ver-schiedenen Instituten und Firmen in Deutschland in den nächsten drei Jahren gemeinsam im Rahmen des For-schungs-Projekts „WIPAFF (Windpark-Fernfeld)“, mit Förde-rung vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie.

Das Projekt

Offshore-Windparks stellen für den Wind Hindernisse auf der relativ glatten Meeresoberfläche dar und durch die Windräder wird dem Wind Energie entzogen. Dadurch wird der Wind gebremst und die Verwirbelung von Luftmassen (Turbulenz) erhöht. Je nach Wetterlage (Windrichtung, Temperatur der Luft und Eigenschaften der Wasserober-fläche) erholt sich die Windgeschwindigkeit manchmal erst nach 10 bis zu 100 km hinter einem Windpark wie-der auf ihren ursprünglichen Wert. Zudem ist es möglich, dass Luft massen um große Windparks herum zur Seite oder nach oben abgelenkt werden. Das wird zu Beeinflus-sungen der Windparks untereinander führen und es kann auch nicht ausgeschlossen werden, dass es zu Veränderun-gen des lokalen Klimas kommt, bis hin zu Veränderungen der Temperatur-, Wolken- und Niederschlagsverteilung über der Nordsee und den angrenzenden Küstengebieten.In dem 3-jährigen Forschungsprojekt WIPAFF, das vor kur-zem bewilligt wurde und bei dem jetzt die Unterzeichnung des Kooperationsabkommens erfolgt, wird der Nachlauf von Offshore-Windparks in der Nordsee mit einer Kombi-nation von verschiedenen Methoden untersucht:

• Detaillierte Messungen des Windfeldes, der Wetter-bedingungen und der Wellen auf der Meeresober-fläche vor und hinter Windparks mit verschiedenen Messgeräten auf Offshore-Plattformen, mit einem Forschungsflugzeug und durch die Auswertung von Satellitendaten


• Improvement of the models to increase planning reliability by a valuation of the modeling results and comparison with measurement data.

The large-scale development of offshore wind energy in the German Bight in the last few years now for the first time offers the chance to investigate in reality the lar-ge-scale effect of wind farms, which had already been pre-dicted by various simulation models. The new findings will be used to accompany the further development of wind energy use in the North Sea and to lay the foundations for an efficient and environmentally compatible development of offshore wind energy.

The Team

The project is headed by Prof. Dr. Stefan Emeis of the Ins-titute for Meteorology and Climate Research of the Karls-ruhe Institute of Technology in Garmisch-Partenkirchen. The other partners are the Institute of Flight Guidance of the University of Braunschweig, the Eberhard-Karls Uni-versity of Tübingen, the Institute of Coastal Research at the Helmholtz Centre Geesthacht (Zentrum für Material- und Küstenforschung GmbH), and DEWI (UL International GmbH) in Wilhelmshaven. The partners have already col-laborated partly on similar projects in the past and have many years of experience in this field of research.

DEWI’s Contribution to the Project

Since 2003 DEWI has been conducting continuous mea-surements at the offshore research platform FINO1 in the North Sea within the range of the marine atmosphere of up to 250 m above the sea level which is relevant for wind turbines. For the new project, however, not only the mea-surements of FINO1 and the other platforms FINO2 and FINO3 will be used, but new measuring points will also be set up in the German Bight at strategically important pla-

T. NeumannDEWI, Wilhelmshaven

• Modellierung des Windfeldes 10 – 100 km hinter großen Windparks mit numerischen Modellen unter Benutzung neuer Ansätze zur Modellierung der Windparks und unter Berücksichtigung des Seegangs

• Verbesserung der Modelle zur Erhöhung der Pla-nungssicherheit durch Bewertung der Modellergeb-nisse und Abgleich mit den Messungen.

Mit dem großflächig erfolgten Ausbau der Offshore-Win-denergie in der Deutschen Bucht der letzten Jahre ergibt sich nunmehr erstmalig die Möglichkeit, die großräumi-gen Effekte von Windparks, die in verschiedenen Modelle bereits vorhergesagt wurden, in der Realität zu untersu-chen. Die neuartigen Ergebnisse werden genutzt, um den weiteren Ausbau der Windkraftnutzung in der Nordsee zu begleiten und Voraussetzungen für einen möglichst effizi-enten und umweltverträglichen Ausbau der Offshore-Win-denergie zu schaffen.

Das Team

Das Projekt wird geleitet von Prof. Dr. Stefan Emeis vom Institut für Meteorologie und Klimaforschung (IMK-IFU) des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) in Gar-misch-Partenkirchen. Weitere Projektpartner sind das Institut für Flugführung der TU Braunschweig, die Eber-hard-Karls-Universität Tübingen, das Institut für Küsten-forschung am Helmholtz-Zentrum Geesthacht (Zentrum für Material- und Küstenforschung GmbH) und das DEWI (UL International GmbH) in Wilhelmshaven. Die Partner haben teilweise bereits früher zu ähnlichen Fragestellun-gen zusammengearbeitet und verfügen über langjährige Erfahrungen für solche Forschungsaufgaben.

Der Beitrag des DEWI zum Projekt

Das DEWI betreibt seit 2003 auf der Offshore-Forschungs-plattform FINO1 in der Nordsee kontinuierliche Messun-

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ces. These could be installed, for example, on lightships, in cooperation with the Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) (Federal Maritime and Hydrographic Agency). By means of this monitoring network, the aircraft measuring campaigns and satellite observations covering a large area, as well as the simulation models, will be vali-dated and optimized.DEWI will also perform own numerical modelling with the focus on utilizing the results of the project for indus-try-related models and to integrate them into the service portfolio, for example in the area of energy yield assess-ment for wind farms. In future it will thus be possible to incorporate the extensive effects between neighboring wind farms into the assessments with a high degree of certainty.

The project is funded by the German Federal Ministry of Economical Affairs and Energy.

gen in dem für Windenergieanlagen interessanten Bereich der marinen Atmosphäre bis zu 250 m über der Meeres-oberfläche. Im Rahmen dieses Vorhabens sollen aber nicht nur die Messungen von FINO1 sowie auf den Plattformen FINO2 und FINO3 genutzt werden, sondern auch wei-tere Messpunkte in der Deutschen Bucht an strategisch wichtigen Punkten eingerichtet werden. Hierfür ist bei-spielsweise in Zusammenarbeit mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) die Nutzung von Feuerschiffen geplant. Durch dieses Messnetz sollen die weiträumig angelegten Flugmesskampagnen, Satelliten-beobachtungen und auch die Modellrechnungen mes-stechnisch validiert und optimiert werden. DEWI wird auch eigene Modellrechnungen durchführen mit dem Schwerpunkt, die Ergebnisse des Projektes für Industriemodelle nutzbar zu machen, um diese unmit-telbar in das Dienstleistungsportfolio, z.B. im Bereich der Ermittlung von Energieerträgen für Windparks, einfließen zu lassen. Hierdurch wird es in Zukunft möglich sein, die weitreichenden Effekte der Windparks untereinander mit hoher Sicherheit in die Prognosen einfließen zu lassen.

Das Projekt WIPAFF wird vom Bundesministerium für Wirt-schaft und Energie gefördert.

Fig. 1: The FINO1 platform – here with the Borkum West wind farm in the background – supplies important wind data for the WIPAFF Project

Abb. 1: Die FINO1-Plattform – vor dem Hintergrund des Windpark Borkum West – liefert wichtige Winddaten für das WIPAFF Vorhaben.

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Background

On February 25, 2016, for the first time a Wind Power Decree came into force and was published in the Nied-ersächsisches Ministerialblatt (government publication of Lower Saxony) [1].The Wind Power Decree was prepared by the Ministry of Environment, Energy and Climate Protection of Lower Sax-ony, together with the Ministry of Economics, the Ministry of Agriculture (responsible for regional and state develop-ment) as well as the Ministry of Social Affairs (responsible for urban development and land use planning) and the Ministry of the Interior (supervision of local authorities). When the state government of Lower Saxony passed the resolution on 15.12.2015, a two-year open and transpar-ent dialog and working process in which associations and other external stakeholders had taken part, came to an end.The Wind Power Decree is meant to provide guidance to the local planning authorities to implement the necessary expansion of wind energy in an environmentally compat-ible, socially acceptable and economic manner. It is the declared goal of the state government to install at least 20 gigawatts of onshore wind power in Lower Saxony by the year 2050. This would require a land use of at least 1.4% of the state territory. An annex to the Wind Power Decree shows the potential areas for wind energy use identified by the Ministry of Environment, Energy and Climate Protection of Lower Sax-ony for the entire State and for the individual regional planning areas. This is supplemented by a table giving an overview on how the regional distribution of wind energy would look like when 1.4 % of the state territory are claimed for wind energy use and the area potential in the regional planning areas is evenly utilized. This article will discuss the perspectives for a further expansion of wind energy in Lower Saxony when the cur-

Hintergrund

Mit Veröffentlichung im Niedersächsischen Ministerialblatt [1] ist seit 25. Februar 2016 in Niedersachsen erstmals ein Windenergieerlass in Kraft. Das Niedersächsische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz hat gemeinsam mit Wirtschaftsminis-terium, Landwirtschaftsministerium (zuständig für Rau-mordnung und Landesplanung) sowie Sozialministerium (zuständig für Städtebau und Bauleitpläne) und Innenmi-nisterium (oberste Kommunalaufsichtsbehörde) den Win-denergieerlass erarbeitet. Mit der Beschlussfassung der Niedersächsischen Landesregierung vom 15.12.2015 fand ein rund zweijähriger offener und transparenter Dialog- und Arbeitsprozess mit Beteiligung von Verbänden und anderen externen Akteuren seinen Abschluss.Mit dem Windenergieerlass sollen die kommunalen Pla-nungsträger dabei unterstützt werden, den erforderlichen Ausbau der Windenergienutzung umweltverträglich, sozi-alverträglich und wirtschaftlich zu gestalten. Erklärtes Ziel der Landesregierung ist, bis 2050 in Niedersachsen mindes-tens 20 Gigawatt Windenergieleistung an Land zu errich-ten. Hierzu ist ein Flächenbedarf von mind. 1,4% der Landes-fläche erforderlich.In einer Anlage zum Windenergieerlass sind die vom Nie-dersächsischen Ministerium für Umwelt, Energie und Kli-maschutz ermittelten Windenergie-Flächenpotenziale für Niedersachsen und für die einzelnen Regionalplanungs-räume dargestellt. Ergänzend wird in einer tabellarischen Übersicht zum regionalisierten Flächenansatz aufgezeigt, wie die regionale Verteilung der Windenergie bei Inan-spruchnahme von 1,4 % der Landesfläche und gleichmä-ßiger Nutzung der Flächenpotenziale in den Regionalpla-nungsräumen aussieht.In diesem Beitrag erfolgt eine Betrachtung zu den Perspek-tiven für den weiteren Ausbau der Windenergie in Nieder-sachsen, wenn sich die derzeitige regionale Verteilung der

Lower Saxony Wind Power DecreeDiscussion of Potential Areas for Wind Energy Use and the Perspectives for the Further Development of Wind Energy

Windenergieerlass NiedersachsenEine Betrachtung zu den Flächenpotenzialen und den Perspektiven für den weiteren Ausbau der Windenergie


B. NeddermannDEWI, Wilhelmshaven

rent regional distribution of wind energy use is changed in accordance with the area potential shown for 2050 in the annex to the Wind Power Decree.

Current Status of Wind Energy Use in Lower Saxony

Lower Saxony is by far the number one German state for wind power. By the end of 2015 5,784 wind turbines with a total capacity of 8,586 MW were installed, so that the second largest federal state (13.3% of the German territory) accounts for 19 % of the wind power installed in Germany.Fig. 1 shows the development of wind energy use in Lower Saxony since 1993. As shown in the diagram, already in the 1990s a very dynamic development took place, and in 2003 the level of 3,000 MW installed wind power capacity was exceeded – a figure which only very few federal states

Windenergienutzung durch eine Nutzung entsprechend der in der Anlage zum Windenergieerlass für 2050 dargestell-ten Flächenpotenziale verändert.

Aktueller Stand der Windenergienutzung in Niedersachsen

Niedersachsen ist mit großem Abstand das Windenergieland Nr. 1 in Deutschland. Ende 2015 waren 5.784 Windenergiean-lagen mit einer Gesamtleistung von 8.586 MW installiert, so dass das zweitgrößte Bundesland (13,3% Flächenanteil in Deutschland) 19 % der bundesweit installierten Windener-gieleistung erreicht. Abb. 1 zeigt die Entwicklung des Win-denergieausbaus in Niedersachsen seit 1993. Wie die Grafik verdeutlicht, gab es bereits in den 1990er-Jahren eine sehr dynamische Ausbauentwicklung, so dass schon 2003 die Marke von 3.000 MW Windenergieleistung überschritten

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Fig. 1: Wind energy development in Lower Saxony from 1993-2015Abb. 1: Windenergieausbau in Niedersachsen von 1993-2015

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have achieved to date. Fig. 1 also shows that since 2012, repowering has had an important share in the new instal-lations in Lower Saxony.According to the department responsible for regional plan-ning in the Ministry of Food, Agriculture and Consumer Protection, at present 1.1 % of the state territory are used for wind energy.Fig. 2 (installed capacity) and Fig. 3 (area-related presenta-tion) show the regional distribution of wind energy use in the districts of Lower Saxony (status July 2014).

wurde – ein Wert, den bis heute nur wenige Bundeslän-der erreicht haben. Darüber hinaus veranschaulicht Abb. 1, dass das Repowering seit 2012 einen wichtigen Anteil an der Neuinstallation in Niedersachsen hat.Nach Angaben des für Raumordnung zuständigen Referats im Niedersächsischen Ministerium für Ernährung, Land-wirtschaft und Verbraucherschutz werden derzeit etwa 1,1% der Landesfläche für die Windenergie genutzt.Abb. 2 (installierte Leistung) und Abb. 3 (flächenbezogene Darstellung) zeigen die regionale Verteilung der Windener-gienutzung in den niedersächsischen Landkreisen (Stand Juli 2014).

Fig. 2: Regional distribution of wind power capacity in Lower Saxony (status: July 2014)Abb. 2: Regionale Verteilung der Windenergieleistung in Niedersachsen (Stand: Juli 2014)

Fig. 3: Area-related presentation of wind energy use in MW per km² (status: July 2014)Abb. 3: Flächenbezogene Darstellung der Windenergienutzung in MW pro km² (Stand: Juli 2014)


Wind Energy Expansion in 2050 when Regional Area Potential is Evenly Utilized

By means of a geographical information system the Lower Saxony Ministry of Environment, Energy and Climate Pro-tection has identified the area potential for wind energy use for Lower Saxony and for the individual regional plan-ning zones.After deduction of the so-called „hard taboo zones“ (crite-ria for exclusion of wind energy use) as well as all the fau-na-flora habitats (FFH) and bird protection areas, wood-land areas and industrial/commercial areas, a state-wide

Windenergienutzung 2050 bei gleichmäßiger Nutzung der regionalen Flächenpotenziale

Das Niedersächsische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz hat mit Hilfe eines Geoinformationssystems die Flächenpotenziale zur Windenergienutzung für Nie-dersachsen und für die einzelnen Regionalplanungsräume ermittelt.Nach Abzug der sog. „harten Tabuzonen“ (Ausschlusskrite-rien für die Windenergienutzung) sowie sämtlicher Fauna-Flora-Habitat (FFH)- und Vogelsschutz-Gebiete, Waldflächen und auch Industrie- und Gewerbegebietsflächen wurde

Fig. 4: Regional distribution of wind power capacity in Lower Saxony if regional potential areas are used uniformly (scenario 2050)Abb. 4: Regionale Verteilung der Windenergieleistung bei gleichmäßiger Nutzung der Flächenpotentiale (Szenario 2050)

Fig. 5: Area-related presentation of wind energy use in MW per km² (scenario 2050)Abb. 5: Flächenbezogene Darstellung der Windenergienutzung in MW pro km² (Szenario 2050)

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eine landesweite Potenzialfläche von insgesamt max. 19,1 % der Landesfläche ermittelt. Dabei ist zu beachten, dass die Potenzialflächen regionalspezifisch unterschiedlich und nicht gleichmäßig über alle Regionalplanungsräume ver-teilt sind.Für die Realisierung des Landesziels, bis 2050 Winde-nergieanlagen (WEA) mit einer Gesamtleistung von 20 Gigawatt zu installieren, wird von einem Flächenbe-darf von mind. 1,4% der Landesfläche ausgegangen. Die-ser Flächenbedarf würde erreicht, wenn die Träger der Regionalplanung und Gemeinden mindestens 7,35 % ihrer jeweiligen Potenzialfläche als Vorranggebiete für die Windenergienutzung ausweisen. In der Anlage zum Win-denergieerlass wird deshalb in einer tabellarischen Über-sicht für alle Regionalplanungsräume (Landkreise, kreisfreie Städte und Zweckverbandsgebiete) dargestellt, in welchem Umfang Flächen für die Windenergienutzung auszuweisen sind, um das Landesziel bei einer gleichmäßigen Nutzung der regionalen Flächenpotenziale zu erreichen.Es ist in diesem Zusammenhang deutlich darauf hinzuwei-sen, dass es sich bei den Flächenangaben um Orientierungs-werte und nicht um verbindliche Vorgaben für die Regio-nale Raumordnungs- bzw. Bauleitplanung handelt. Denn die Landesregierung verzichtet vorerst darauf, Vorgaben zur Umsetzung des Ausbauziels als verbindliches Planungsziel festzulegen.Die Karten in Abb. 4 und Abb. 5 veranschaulichen die regi-onale Verteilung der Windenergienutzung für das Szenario im Jahr 2050, wenn 1,4% der Landesfläche von Niedersach-sen für die Windenergienutzung bei einer gleichmäßigen Nutzung der regionalen Flächenpotenziale gemäß dem o.g. Ansatz genutzt wird.Der Vergleich mit der derzeitigen Situation (siehe Abb. 2 und Abb. 3) zeigt sehr deutlich die Verlagerung der regiona-len Verteilung der Windenergienutzung vom Nordwesten in die östlichen und südlichen Landesteile. Als Hintergrund ist zu sehen, dass sich die Windenergienutzung derzeit sehr stark auf die windreichen Küstenregionen (insb. in Ostfries-land) konzentriert. Die Binnenlandregionen mit vergleichs-

potential area of 19.1 % max. of the state territory was identified. It should be noted that the potential areas are different in the individual regions and are not evenly dis-tributed across all of the regional development zones.In order to achieve the state government’s target to install wind turbines with a total capacity of 20 gigawatts by 2050, it is assumed that at least 1.4% of the land are required. This space requirement could be fulfilled if the regional planning and local authorities would dedicate at least 7.35 % of their potential area as priority areas for wind energy use. Therefore, in an annex to the Wind Power Decree, a table gives an overview for all regional planning zones (rural districts, urban communes, associations of communes) as to how many priority areas for wind energy use have to be designated in order to achieve the goal set by the State, taking into account a uniform utilization of regional area potential.In this connection it should be pointed out clearly that the area data given are orientation values only and not bind-ing information for regional development and urban plan-ning. For the time being, the state government will not make any specific requirements for the implementation of the development target as a binding planning goal.The maps in Fig. 4 and Fig. 5 show the regional distri-bution of wind energy use for the 2050 scenario, if 1.4% of the state territory of Lower Saxony are used for wind energy development and the regional potential areas are utilized uniformly as explained above.The comparison with the current situation (see Fig. 2 and Fig. 3) shows very clearly the shift of the regional distribu-tion of wind energy use from the northwest to the eastern and southern parts of the state. The reason for this shift is that at present wind energy use is concentrated very much on the wind-rich coastal zones (especially in Ostfriesland (East Frisia). The inland areas with comparatively modest wind conditions on the other hand have not seen a great deal of wind energy use so far.With regard to the perspectives for a further expansion it should be taken into account that the very favorable wind

Impressum:DEWI Magazin. Windenergie - Wind Energy - Énergie Éolienne - Energia Eólica - Energía Eólica,25. Jahrgang 2016, ISSN 0946-1787

Herausgeber: UL International GmbHVerantwortlicher Redakteur: Bernd NeddermannRedaktion: Carsten Ender, Bernd Neddermann, Thomas NeumannSeitenlayout: Carsten EnderÜbersetzungen (Englisch): Barbara JurokErscheinungsweise: 2 x jährlichBezug: UL International GmbH, Ebertstraße 96, 26382 Wilhelmshaven, Telefon: 04421/4808-0,

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weise mäßigen Windbedingungen werden dagegen bisher nur wenig genutzt.Mit Blick auf die Perspektiven für die weitere Ausbauent-wicklung ist zu berücksichtigen, dass die sehr günstigen Windverhältnisse in den Küstenregionen auch in Zukunft einen wichtigen Einfluss haben werden. Deshalb ist zu erwarten, dass das regional vorhandene Flächenpotenzial hier stärker ausgeschöpft wird als mit der dargestellten „Mindest“-Nutzung von 7,35%. Für die Binnenlandregionen ist die Erschließung von 7,35% des ermittelten Flächenpoten-zials dagegen ein durchaus ambitioniertes Ziel, das einen deutlichen Zuwachs gegenüber der bisherigen Nutzung der Windenergie in der Region erfordert. Ein wichtiges Kriterium für den regionalen Ausbau wird sein, ob die bisher genutzten Windenergiestandorte die Voraussetzungen erfüllen, die für die Ermittlung des Flä-chenpotenzials zugrunde gelegt wurden. Nach Angaben des Umweltministeriums sind heute z.B. 25% der niedersächsi-schen Anlagen in einem Abstand von weniger als 400 m zu Wohngebäuden in Betrieb. Diese Standorte entfallen mittelfristig, da ein Repowering der Anlagen nach Ende der Betriebsdauer ausgeschlossen ist. Darüber hinaus befinden sich zahlreiche WEA aus naturschutzrechtlicher Sicht inner-halb der „harten Tabuzonen“ und damit ebenfalls außer-halb der nutzbaren Potenzialflächen.In diesem Zusammenhang ist von Bedeutung, dass gerade in den küstennahen Regionen ein hoher Anteil an Altan-lagen besteht, die heute nicht mehr genehmigungsfähig sind. Andererseits ist davon auszugehen, dass die Ausbau-entwicklung in den Küstenregionen entscheidend durch das Repowering (an genehmigungsfähigen Standorten) bestimmt wird. Denn es ist nicht zu erwarten, dass in die-sen windgünstigen Gebieten zusätzliche, bisher noch nicht genutzte Standorte verfügbar sein werden.

Fazit

Die Landesregierung geht davon aus, dass ein Flächenbe-darf von 1,4 % der Landesfläche für die Windenergie erfor-derlich ist, um das im neuen Windenergieerlass formulierte Landesziel von 20 Gigawatt Windenergieleistung bis 2050 in Niedersachsen zu erreichen. Unter der Annahme, dass der gesamte WEA-Bestand dann eine mittlere Leistung von 4 MW hat, lässt sich das Ausbauziel sogar mit einer geringe-ren Anlagenzahl als heute erreichen. Allerdings werden sich diese Anlagen hinsichtlich Gesamthöhe und Rotorgröße deutlich von dem derzeitigen WEA-Bestand mit einem hohen Anteil an Altanlagen unterscheiden.Die vorliegende Betrachtung zu den Perspektiven der Aus-bauentwicklung in Niedersachsen zeigt, dass eine Verlage-rung der regionalen Verteilung der Windenergienutzung in Niedersachsen vom Nordwesten in die östlichen und südlichen Landesteile zu erwarten ist. Dies gilt auch unter Berücksichtigung der Erwartung, dass die für die Windener-gie verfügbaren Flächenpotenziale im Küstenbereich weiter-hin stärker genutzt werden als in den Binnenlandregionen.

conditions in the coastal regions will have an important influence on the development also in future. Therefore it is to be expected that the area potential available in this region will be utilized to a greater extent than the “min-imum” use of 7.35%. By contrast, for the inland areas the development of 7.35 % of the area potential identified rep-resents quite an ambitious target which would mean a significant growth compared to the previous use of wind energy in the region. An important criterion for the regional development is whether or not the previously used wind energy sites meet the requirements on which the area potential iden-tified is based. According to information supplied by the Ministry of Environment, today approx. 25 % of the wind turbines in Lower Saxony are within a distance of less than 400 m from residential buildings. In the foreseeable future these sites will no longer be used for wind energy because a repowering of the turbines after the end of their service life is ruled out. In addition to that, many wind tur-bines today are located within „hard taboo zones“ from the point of view of nature conservation and therefore are also outside the usable potential areas.In this context it is important to know that especially in the coastal areas there is a high share of old wind tur-bines which today would not fulfill the requirements for approval. On the other hand it is safe to assume that the wind energy development in the coastal regions will pri-marily be realized in the form of repowering projects (on sites that are fit for approval). It is not to be expected that in these wind-rich regions there are any additional areas available that have not been used previously.

Conclusion

The state government of Lower Saxony assumes that 1.4 % of the state territory will be required for wind energy in order to comply with the target of 20 gigawatts by 2050 stipulated in the new Wind Power Decree. Under the assumption that the wind turbines installed by then will have an average capacity of 4 MW, this target can even be reached with a lower number of wind turbines than installed today. However, these turbines with their much bigger overall height and rotor size will differ significantly from the wind turbines today.This discussion of the perspectives of the further wind energy development in Lower Saxony has shown that a shift of the regional distribution of wind energy use from the northwest to the eastern and southern parts of the state can be expected. This is true even when taking into account the expectation that the area potential available in the coastal region will continue to be utilized more intensively than in the inland areas.

Reference / Referenz:[1] Planung und Genehmigung von Windenergieanlagen an Land

(Wind energieerlass); Niedersächsisches Ministerialblatt Nr. 7/2016, S. 190

32

DEUTSCHENGLISH

Wind Energy Use in GermanyStatus 31.12.2015

Windenergienutzung in DeutschlandStand 31.12.2015

In comparison to the year 2014, the growth in wind energy installation in the past year was influenced even stronger by the market in China. Almost half (30.5 GW) of the new capacity was installed there [1]. In the USA once again more wind turbines were installed than in the previous year (+ 18%). In the other countries of the Top 10 the new installa-tions were almost the same or less. All in all 61.9 GW were added globally, bringing the cumulative global installations to 432.5 GW, one third of which is now in China (Tab. 1).On the German market, as expected, installations onshore have decreased compared to 2014. This was mainly due to a decline in repowering, with 60% less installations than in 2014, whereas the new installations are on the same level as in the year before. Altogether, a gross number of 1,354 new wind turbines (WT) with 3,699.9 MW were newly erected1 which is 23 percent less compared to the previous year. Within the scope of repowering projects, 317 WT with 278 MW were dismantled and replaced by 268 turbines with 735 MW, bringing the share of repowering to approx. 20 %

Im Vergleich zum Jahr 2014 war der Ausbau der Windenergie im vergangenen Jahr noch stärker durch den Markt in China geprägt. Nahezu die Hälfte (30,5 GW) der neuen Leistung wurde dort installiert [1]. Auch in den USA wurden wieder mehr Anlagen errichtet als im Vorjahr (+ 18%). In den ande-ren Ländern der Top 10 war dies fast gleich oder geringer. Insgesamt kamen weltweit 61,9 GW hinzu und so stieg die Gesamtleistung auf 432,5 GW, wobei sich jetzt 1/3 davon in China befinden (Tab. 1).Wie zu erwarten war, sind die Errichtungen auf dem deut-schen Markt an Land gegenüber 2014 geringer ausgefallen. Hauptsächlich lag dies am Rückgang im Bereich des Repo-werings, hier war der Ausbau um 60 % geringer als noch in 2014. Bei den reinen Neuerrichtungen liegt der Wert auf dem gleichen Niveau wie im Vorjahr. Insgesamt wurden an Land brutto 1.354 Wind energieanlagen (WEA) mit 3.699,9 MW neu errichtet1, dies sind 23 Prozent weniger als im Vorjahr. Im Rahmen eines Repowerings wurden 317 WEA mit 278 MW abgebaut und durch 268 Anlagen mit 735 MW ersetzt, somit

Tab. 1: Status of wind energy use world-wide [1]

Tab. 1: Stand der Windenergie-nut zung weltweit [1]

Country MW % Share Country MW % ShareChina ** 30.500 48,4% China ** 145.104 33,6%

USA 8.598 13,6% USA 74.471 17,2%Germany * 6.013 9,5% Germany * 44.947 10,4%

Brazil 2.754 4,4% India 25.088 5,8%India 2.623 4,2% Spain 23.025 5,3%

Canada 1.506 2,4% UK 13.603 3,1%Poland 1.266 2,0% Canada 11.200 2,6%France 1.073 1,7% France 10.358 2,4%

UK 975 1,5% Italy 8.958 2,1%Turkey 956 1,5% Brazil 8.715 2,0%

Rest of the World 6.749 10,7% Rest of the World 66.951 15,5%Total TOP 10 56.264 89,3% Total TOP 10 365.469 84,5%World Total 63.013 World Total 432.420

* (Data different to DEWI statistics) * (Data different to DEWI statistics)** Provisional Figure ** Provisional Figure

New Installations in 2015 Status End of 2015


C. EnderDEWI, Wilhelmshaven

liegt der Anteil bei rund 20 % (in 2014: ca. 38 %). Der „Net-tozuwachs“ der Windenergie an Land, der entscheidend für den Zielkorridor der Bundesregierung ist, beläuft sich somit auf 3.422 MW, was wieder über dem festgelegten Wert von 2.400 - 2.600 MW liegt. Auf Basis des Anlagenregisters [2] gingen 2015 insgesamt 1.378 WEA mit 3.757 MW in Betrieb und speisen Strom in Netz ein. Auf See ging eine Vielzahl von Windparks neu ans Netz, so dass Deutschland weltweit auf Platz 2 vorgerückt ist. Im Jahr 2015 wurden 290 Offsho-re-WEA mit einer Gesamt leis tung von 1.189 MW neu errich-tet, 545 WEA mit 2.279 MW konnten erstmals Strom ins Netz einspeisen. Insgesamt waren zum Stichtag 31.12.2015 in Deutschland (on- und offshore) 26.651 Wind ener gieanlagen mit einer Gesamtleistung von 45.062 MW errichtet. Eine Übersicht über das Ergebnis des Jahres 2015 gibt die Abb. 1, wo u.a. die Neuinstallationen, das Repowering und der Bereich Offshore dargestellt sind. Die Abb. 2 zeigt den Aus-bau der Windenergie in Deutsch land in den letzten Jahren und enthält neben den jährlichen Errichtungen auch die

(in 2014: approx. 38 %). The „net growth“ of wind energy onshore, which is crucial for the target corridor established by the federal government, is 3,422 MW, thus exceeding once more the limit of 2,600 MW. Based on the power plant register [2] in 2015 a total of 1,378 WT with 3,757 MW started operating and feeding electricity into the grid.At sea, a large number of wind farms could finally be con-nected to the grid, bringing Germany forward to the second position worldwide in offshore wind energy. In the year 2015, 290 offshore WT with a total capacity of 1,189 MW were installed and 545 WT with 2,279 MW could start feeding electricity into the grid. All in all, as per 31.12.2015, 26,651 wind turbines with a total capacity of 45,062 MW were installed in Germany (on- and offshore).An overview of the results of the year 2015 is given in Fig. 1, which shows, among others, the new installations, repower-ing and offshore figures. Fig. 2 shows the development of wind energy in Germany during the last few years and also includes the cumulative values in addition to the new instal-

Fig. 1: Status of wind energy use in Germany

Abb. 1: Stand der Wind ener gie-nut zung in Deut schland

Onshore2.965 MWRepowering

735 MW

Offshore1.189 MW

WTGS installed/ Errichtete WEA

in 2015 (31.12.2015)4.889 MW

1 The data are based on manufacturer information, BNetzA database and own research. The survey was carried out in January 2016. The WTGS reported were installed but do not have to be already connected to the grid.

1 Die Angaben basieren auf Herstellerangaben, BNetzA Anlagenregister und eigenen Recherchen. Die Erhebung wurde im Januar 2016 durchgeführt. Die gemeldeten WEA sind errichtet, müssen aber noch nicht ans Netz angeschlossen sein.

Onshore3.757 MW

Offshore2.279 MW

WTGS in operation/ WEA in Betrieb

in 2015 (31.12.15) [2]6.036 MW

(incl. WTGS from 2014)

34

336

3.193

10

59

177

267

692

1.158

1.225

1.354

1.894

2.845

2.902

4.096

4.593

5.800

5.876

8.586

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

OstseeNordsee

BerlinHamburgBremenSaarland

Baden‐WürttembergSachsen

ThüringenHessenBayern

Mecklenburg‐VorpommernRheinland‐Pfalz

Nordrhein‐WestfalenSachsen‐Anhalt

Schleswig‐HolsteinBrandenburg

Niedersachsen

Inst. capacity until 31.12.2014Inst. Leistung bis 31.12.2014

New installation in 2015Neuinstallation in 2015

OFFSHORE (without nearshore)

MW

Cumulative data (as of 31.12.2015)Kumulierte Daten (Stand 31.12.2015)

Fig. 3: Regional distribution of wind energy utilisation in Germany.

Abb. 3: Regionale Verteilung der Wind ener gie-nut zung in Deutschland.

Tab. 2: Regional distribution of WTGS newly erected, pulled down and repowered in 2015Tab. 2: Regionale Verteilung der im Jahr 2015 in Deutschland neu errichteten, abgebauten und repowerten WEA

Status 31.12.2015

Federal State

Bundesland

Schleswig‐Holstein 295 853,10 2.891,9 106 103,58 99 283,35Nordrhein‐Westfalen 166 419,60 2.527,7 59 53,86 49 109,70Niedersachsen 152 413,53 2.720,6 69 59,41 42 122,93Brandenburg 146 394,54 2.702,3 14 11,28 34 96,45Bayern 143 373,14 2.609,3 9 9,40 5 13,80Sachsen‐Anhalt 97 264,75 2.729,4 1 1,00 0 0,00Hessen 75 209,38 2.791,7 7 2,86 6 17,68Rheinland‐Pfalz 72 201,61 2.800,1 17 14,05 14 40,63Mecklenburg‐Vorpommern 68 194,55 2.861,0 18 11,84 10 28,33Baden‐Württemberg 52 144,47 2.778,3 4 1,35 2 5,30Thüringen 27 80,53 2.982,4 0 0,00 0 0,00Sachsen 30 69,35 2.311,7 4 1,60 3 8,40Saarland 23 64,08 2.785,9 0 0,00 0 0,00Hamburg 4 8,00 2.000,0 7 4,05 4 8,00Berlin 2 4,70 2.350,0 0 0,00 0 0,00Bremen 2 4,60 2.300,0 2 3,40 0 0,00Nordsee 244 1.023,40 4.194,3 0 0,00 0 0,00Ostsee 46 165,60 3.600,0 0 0,00 0 0,00Total / Gesamt 1644 4.888,90 2.973,8 317 277,67 268 734,56

MW MW

Repowering in 2015

Numberof WTGS

Installed Capacity

Anzahl der WEA

Installierte Leistung

WTGS installed in 2015In 2015 errichtete WEA

Numberof WTGS

WTGS pulled down in 2015In 2015 abgebaute WEA

Pulled Down Capacity

Anzahl der WEA

Abgebaute Leistung

MW

Average Installed Power per WTGS

kW

installierte WEA‐Durchschnittsleistung

Number of WTGS

Anzahl der WEA

Installed CapacityInstallierte Leistung

0

6.000

12.000

18.000

24.000

30.000

36.000

42.000

48.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

Accumulated

Installed Ca

pacity, M

WKu

mulierte install. Leistun

g, M

W

Installed Ca

pacity per Year, MW

Installierte Leistun

g/Jahr, M

WOffshore not yet grid connected /WEA Offshore noch nicht am Netz angeschlossenOffshore installations with grid connection /Offshore‐Installationen mit NetzanschlussRepowering

Onshore (Installation) /Onshore (Errichtungen)Accumulated installed capacity /Kumulierte installierte Leistung

45.062 MW

© 2016 DEWI GmbH

Fig. 2: Development of the yearly and accumulated in stalled power.

Abb. 2: Entwicklung der jährlichen und kumulierten in stallier-ten Leis tung.


lations added each year, as well as the offshore capacity of wind turbines installed but not yet connected to the grid.

Regional Distribution of Wind Energy Use

When looking at the new installations in the individ-ual federal states, it is interesting to note that this time Schleswig-Holstein with 853 MW is clearly ahead of North Rhine-Westphalia (420 MW) (Tab. 2). These two states are followed by Lower Saxony (414 MW), Brandenburg (395 MW) and Bavaria (373 MW). In terms of cumulative installations, the lead position is still held by Lower Saxony with 8,586 MW, followed by Bran den burg (5,876 MW) and Schleswig-Hol-stein (5,800 MW). These and other cumulative figures can be found in Fig. 3, where the accumulated installed capacity as per 31.12.2014 is shown in blue and the new installations as per 31.12.2015 are marked orange. The figures given refer to the total installed capacity at the reference date. An exact overview of the changes in new installations in 2015 com-pared to the previous year is given in Tab. 3. The biggest change, in percentage terms, occurred in Baden-Württem-berg, where installations increased from 21 MW in the year 2014 to 144 MW in 2015.Based on the postal code/location data supplied by the wind turbine manufacturers, the installed capacity and number of wind turbines were summarized for rural and urban districts. An overview of districts with the top three for each federal state and information about the remaining districts is given in Tab. 4. When looking at the new installations at district level, the largest growth is observed in Schleswig-Holstein especially in the districts of Nordfriesland with 262 MW, Dithmarschen (250 MW), Schleswig-Flensburg (173 MW), fol-lowed by the district of Stendal (Saxony-Anhalt) with 169 MW (TOP 10 in Tab. 5). It should be taken into account, how-

kumulierten Werte sowie die im betrachteten Jahr noch nicht ans Netz angeschlossene Offshoreleistung.

Regionale Verteilung der Windenergienutzung

Bei der Betrachtung der Neuerrichtungen je Bundesland fällt auf, dass Schleswig-Holstein diesmal mit 853 MW deutlich vor Nordrhein-Westfalen (420 MW) liegt (Tab. 2). Es folgen Nieder sachsen (414 MW), Brandenburg (395 MW) und Bay-ern (373 MW). Kumulativ gesehen führt weiterhin Nie der-sachsen mit 8.586 MW, gefolgt von Bran den burg (5.876 MW) und Schleswig-Holstein (5.800 MW). Weitere Gesamtzahlen sind in Abb. 3 zu finden, wo zum einen grafisch die Gesamt-leistung zum 31.12.2014 (blau) und zum anderen die Neu-errichtungen zum 31.12.2015 (orange) dar gestellt sind. Die Zahlenan gaben beziehen sich auf die gesamte installierte Leistung zum Stichtag. Einen genauen Überblick zur Verän-derung bei den Neu auf stel lungen in 2015 gegenüber dem Vorjahr gibt die Tab. 3. Hier lag die prozentual größte Ver-änderung in Baden-Württemberg, wo sich die Aufstellung von 21 MW im Jahr 2014 auf 144 MW in 2015 gesteigert hat. Auf Basis der gemeldeten PLZ/Ortsangaben der Her stel ler wurden die installierte Leistung und die Anzahl der Anlagen auf der Ebene der Landkreise/Kreisfreien Städte zusammen-gefasst. Tab. 4 gibt eine Übersicht je Bundesland mit den jeweiligen Top 3 sowie eine Angabe zu den restlichen Land-kreisen. Der größte Zuwachs erfolgte in Landkreisen Schles-wig-Holsteins, und zwar in den Landkreisen Nordfries land mit 262 MW, Dith marschen (250 MW) und Schleswig-Flens-burg (173 MW), gefolgt vom Landkreis Stendal (Sachsen-An-halt) mit 169 MW (TOP 10 in Tab. 5). Dabei ist aber zu beach-ten, dass sich viele Land kreise im Osten Deutschlands über sehr große Regionen er strecken und dementsprechend größere Flächen als in den westdeutschen Bundesländern

Federal StateBundesland

in 2014 in 2015 in MW in %Baden‐Württemberg 21,00 144,47 123,5 588,0%Bayern 412,13 373,14 ‐39,0 ‐9,5%Berlin 2,30 4,70 2,4 104,3%Brandenburg 506,41 394,54 ‐111,9 ‐22,1%Bremen 18,60 4,60 ‐14,0 ‐75,3%Hamburg 4,40 8,00 3,6 81,8%Hessen 213,42 209,38 ‐4,0 ‐1,9%Mecklenburg‐Vorpommern 368,28 194,55 ‐173,7 ‐47,2%Niedersachsen 604,86 413,53 ‐191,3 ‐31,6%Nordrhein‐Westfalen 310,24 419,60 109,4 35,3%Rheinland‐Pfalz 466,70 201,61 ‐265,1 ‐56,8%Saarland 37,60 64,08 26,5 70,4%Sachsen 35,98 69,35 33,4 92,8%Sachsen‐Anhalt 293,13 264,75 ‐28,4 ‐9,7%Schleswig‐Holstein 1347,35 853,10 ‐494,3 ‐36,7%Thüringen 146,13 80,53 ‐65,6 ‐44,9%Nordsee 1315,00 1023,40 ‐291,6 ‐22,2%Ostsee 122,40 165,60 43,2 35,3%Total / Gesamt 6.225,90 4.888,90 1.337,0 ‐21,5%

Installed CapacityInstallierte Leistung

Difference

Tab. 3: Changes in new installations in 2015 compared to the previous yearTab. 3: Veränderung bei den Neuaufstellungen in 2015 gegenüber dem

Vorjahr

1‐2 WTGS / WEA34%

3‐5 WTGS / WEA19%

6‐10 WTGS / WEA23%

11‐25 WTGS / WEA18%

> 25 WTGS / WEA6%

Fig. 4: Share of the districts related to the quantity of the installed turbines

Abb. 4: Anteil der Landkreise bezogen auf die Menge an errichteten Anlagen

36

umfassen. Insgesamt gab es Neuaufstellungen in 154 Land-kreisen, wobei in 82 Landkreisen (53 %) nur 1 bis 5 Anlagen errichtet wurden (Abb. 4).

ever, that many rural districts in Eastern Germany extend over very large regions and therefore cover much more area than rural districts in West German federal states. All in all, new installations were made in 154 districts, but in 82 of these (53 %) only between 1 and 5 wind turbines were erected (Fig. 4).

Number inst. Capacity Ø Hub Height Ø Rotor Diameter Ø Specific Power InstallationAnzahl inst. Leistung Ø Nabenhöhe Ø Rotordurchmesser Ø spezif. Ins. LeistungWEA MW m m W / m²434 1.169,3 138 109 293,8525 1.394,7 124 100 323,2156 435,7 106 102 346,7239 700,2 96 97 361,0Zone 4

WindZone

Zone 1Zone 2Zone 3

Wind Zone 4Wind Zone 1Wind Zone 2

Wind Zone 3

Tab. 6: New installations by wind zones in 2015Tab. 6: Neuinstallationen in den Windzonen in 2015

Fig. 5: Distribution of wind zones in Germany [3]

Abb. 5: Verteilung der Windzonen innerhalb Deutschlands [3]

250

300

350

400

450

500

550

1992

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2015

Ø Spe

cific Pow

er In

stallatio

n, W

/m²

Zone 1 Zone 2 Zone 3 Zone 4 Germany

Fig. 7: Average specific power installation (W/m²) of annual new installations in the different zones and total Germany.

Abb. 7: Durchschnittliche spezif. inst. Leistung (W/m²) der jährlichen Neuerrichtungen in den einzelnen Zonen und Deutschland

0

200

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600

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1000

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1400

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1800

1992

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1997

1998

1999

2000

2001

2002

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2005

2006

2007

2008

2009

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2011

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2014

2015

Num

ber o

f Turbine

s

Zone 1 Zone 2 Zone 3 Zone 4

Fig. 6: Number of annual wind turbine installations in the differ-ent zones

Abb. 6: Anzahl der jährlichen Errichtungen der Windenergieanla-gen in den einzelnen Zonen

DistrictLandkreis

Federal StateBundesland

Inst. Capacity (MW)Inst. Leistung (MW)

Nordfriesland Schleswig‐Holstein 262,4Dithmarschen Schleswig‐Holstein 250,1Schleswig‐Flensburg Schleswig‐Holstein 173,5Stendal Sachsen‐Anhalt 169,0Oberspreewald‐Lausitz Brandenburg 144,3Paderborn Nordrhein‐Westfalen 127,8Rendsburg‐Eckernförde Schleswig‐Holstein 89,1Uckermark Brandenburg 88,3Cuxhaven Niedersachsen 81,3Steinfurt Nordrhein‐Westfalen 68,4

Tab. 5: TOP-10 districts in 2015Tab. 5: TOP-10 Landkreise in 2015

1. 2. 3.Baden‐Württemberg Main‐Tauber‐Kreis (42,1 MW) Heilbronn (39,65 MW) Schwäbisch Hall (26,15 MW) 5 LK (36,57 MW)Bayern Ansbach (35,2 MW) Hof (31,65 MW) Neumarkt in der Oberpfalz (28,2 MW) 24 LK (278,085 MW)Brandenburg Oberspreewald‐Lausitz (144,3 MW) Uckermark (88,325 MW) Dahme‐Spreewald (46,05 MW) 7 LK (115,86 MW)Bremen Bremen (4,6 MW)Hamburg Hamburg (8 MW)Hessen Main‐Kinzig‐Kreis (50,075 MW) Marburg‐Biedenkopf (37,7 MW) Rheingau‐Taunus‐Kreis (32,89 MW) 8 LK (88,715 MW)Mecklenburg‐Vorpommern Vorpommern‐Greifswald (57,65 MW) Rostock (43,95 MW) Mecklenburgische Seenplatte (40,65 MW) 3 LK (52,3 MW)Niedersachsen Cuxhaven (81,25 MW) Wittmund (54,15 MW) Hameln‐Pyrmont (40,9 MW) 20 LK (237,225 MW)Nordrhein‐Westfalen Paderborn (127,8 MW) Steinfurt (68,35 MW) Euskirchen (51,45 MW) 16 LK (172 MW)Rheinland‐Pfalz Rhein‐Hunsrück‐Kreis (34,55 MW) Alzey‐Worms (29,55 MW) Donnersbergkreis (29,245 MW) 8 LK (108,26 MW)Saarland Neunkirchen (30,35 MW) Merzig‐Wadern (28,925 MW)Sachsen Meißen (28,95 MW) Nordsachsen (18,9 MW) Zwickau (9,9 MW) 3 LK (11,6 MW)Sachsen‐Anhalt Stendal (168,95 MW) Anhalt‐Bitterfeld (32,35 MW) Mansfeld‐Südharz (22,7 MW) 8 LK (40,75 MW)Schleswig‐Holstein Nordfriesland (262,4 MW) Dithmarschen (250,05 MW) Schleswig‐Flensburg (173,45 MW) 4 LK (167,2 MW)Thüringen Wartburgkreis (21,8 MW) Unstrut‐Hainich‐Kreis (17,6 MW) Eisenach (15,25 MW) 6 LK (25,875 MW)

District / Landkreis (LK)Federal StateBundesland Rest

Tab. 4: TOP-3 districts per federal state in 2015Tab. 4: TOP-3 Landkreise je Bundesland in 2015


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Analysis of the Development in the DIBT Wind Zones

A differentiation of sites according to coastal/inland areas on the basis of federal states is not always accurate because some federal states have coastal as well as different inland sites (e.g. Lower Saxony). For this reason we have carried out a more differentiated evaluation of the installation data based on the classification according to wind zones as established in the DIBt guideline for wind turbines [3]. Fig. 5 shows the regional distribution of wind zones ranging from areas with low wind conditions (wind zone 1) to wind-rich coastal sites (wind zone 4). Tab. 6 shows how the wind tur-bines newly installed in the year 2015 are allocated following the new system. It can be seen clearly that the hub height is rising from the coastal to the inland areas in accordance with the wind conditions and that the specific capacity of the wind turbines is decreasing. The table also shows that the lowest number of wind turbines was installed in zone 3 and most turbines in zone 2. Fig. 6 and 7 show the develop-ment in the wind zones over the years, the number of wind turbines installed on the one hand and the specific installed capacity (W/m²) on the other hand. Fig. 7 also shows that the specific installed capacity is continuously decreasing in all wind zones.

Analyse der Entwicklung in den DIBT Windzonen

Eine Unterscheidung nach Küsten-/Binnenländern auf Basis der Bundesländer ist bei einigen Bundesländern sehr unge-nau, da sie so wohl über Küstenstandorte als auch über ver-schiedene Bin nenstandorte verfügen (z. B. Niedersachsen). Aus diesem Grund wurde eine differenziertere Auswertung der Errichtungsdaten entsprechend der Klassifizierung nach den Windzonen der DIBt-Richtlinie für Windenergie an lagen [3] durchgeführt. Abb. 5 zeigt die regionale Ver tei lung der Windzonen, die von Schwachwindstandorten (Wind zone 1) bis zu windgünstigen Küstenstandorten (Wind zone 4) reicht. In Tab. 6 ist das Ergebnis der Zu ord nung für die im Jahr 2015 neu errichteten WEA dargestellt. Es ist deutlich zu erkennen, dass die Nabenhöhe entsprechend der Windbe-dingungen von den Küstenzonen zu den Binnenlandzonen ansteigt und dass die spez. Leistung der eingesetzten WEA abnimmt. Darüber hinaus ist zu sehen, dass die wenigsten Anlagen in der Zone 3 errichtet wurden und die meisten in der Zone 2. Abb. 6 und 7 zeigen den zeitlichen Verlauf der Entwicklung in den einzelnen Windzonen, zum einen die Anzahl der errichteten WEA und die spezif. inst. Leistung (W/m²) zum anderen. In Abb. 7 wird deutlich, dass die spezif. inst. Leistung in allen Windzonen von Jahr zu Jahr immer weiter abnimmt.

Repowering erreicht einen Anteil von 20% an der neu installierten Windenergieleistung

Nach dem Wegfall des bis Ende 2014 gewährten Repowering-Bonus hat sich im Jahr 2015 gezeigt, dass sich das Repowering auch unabhängig von einer speziellen Förderung als wichtiges Segment für den Ausbau der Windenergie an Land etabliert hat. Nach den vorliegenden Informationen erreichte das Repowering im letzten Jahr einen Anteil von 20% der neu installierten Onshore-Windenergieleis-tung (734,56 MW von 3.699,9 MW, Tab. 2).Tab. 7 gibt einen Überblick zur Errichtung neuer Windenergieanlagen im Rahmen des Repowering in den Bundesländern in 2015 und 2014.Der Rückgang im Vergleich zum Rekordjahr 2014 (38 % Repowering-Anteil) ist darauf zurückzufüh-ren, dass sich viele Betreiber noch in 2014 für den Rückbau der Altanlagen entschieden haben, um letztmalig von dem (handelbaren) Repowering-Bo-nus profitieren zu können. Dies zeigt insbesondere die Entwicklung in Rheinland-Pfalz, Hessen, Sach-sen-Anhalt und Thüringen, wo das Repowering 2015 – anders als im Vorjahr – praktisch keine Rolle mehr für den regionalen Ausbau spielte.Die Analyse zeigt, dass das Repowering vermehrt im Rahmen von kommunalen Planungskonzepten umgesetzt wird, bei denen sich der Anlagentausch nicht auf einen einzelnen Windpark beschränkt. Als Beispiel sind das gleichzeitige Repowering mehrerer Windparks in einer Kommune bzw. Region in Lin-dewitt, Friedrichskoog, Wanderup und Friedrichsga-

38

Tab. 7: Regional distribution of repowering in 2015 and in 2014 Tab. 7: Regionale Verteilung des Repowering in 2015 und in

2014

WTGS /WEA MW WTGS /WEA MW

Schleswig‐Holstein 99 283 204 586Niedersachsen 42 123 105 300Nordrhein‐Westfalen 49 110 70 184Brandenburg 34 96 70 199Rheinland‐Pfalz 14 41 64 178Mecklenburg‐Vorpommern 10 28 39 99Hessen 6 18 30 82Bayern 5 14 10 29Sachsen 3 8 11 30Hamburg 4 8 1 2Baden‐Württemberg 2 5 0 0Berlin 0 0 0 0Bremen 0 0 2 6Saarland 0 0 0 0Sachsen‐Anhalt 0 0 27 72Thüringen 0 0 18 49

Total 268 735 651 1.816

2015 2014Repowering

‐400

‐200

0

200

400

600

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1.000

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1.800

2.000

2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000

Installed Ca

pacity per Yea

r, MW

Installierte Leistun

g/Jahr, M

W

Taking down within a repowering projectAbbauten im Rahmen eines RepoweringsErrections within a repowering projectErrichtungen im Rahmen eines Repowerings

Fig. 11: Development of installations in MW within repowering projects

Abb. 11: Entwicklung der Errichtungen in MW im Rahmen von Repowering-Projekten

Enercon45%

Senvion29%

Vestas25%

Others1%

Onshore Repowering 2015

Basis: 735 MW

Fig. 10: Shares of the suppliers on the German repowering market in per cent of the installed rated power

Abb. 10: Anteile der Anbieter an der in Deutschland im Bereich Repowering neu installierten Leistung in %

‐150,00

‐100,00

‐50,00

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

Installed & re

mov

ed Cap

acity

, MW

Installierte & abgeb

aute Le

istun

g, M

W

New installed capacity (Repowering) /Neu installierte Leistung (Repowering)Capacity (MW) removed /Abgebaute Leistung, MWNet capacity increment through repowering /Netto Leistungszuwachs durch Repowering

Fig. 9: Net capacity increment in the federal states caused by repowering in 2015

Abb. 9: Netto Leistungszuwachs in den einzelnen Bundesländern aufgrund des Repowering in 2015

100,0%

33,2%

29,7%

26,1%

24,4%

20,2%

14,6%

12,1%

8,4%

3,7%

3,7%

Hamburg

Schleswig‐Holstein

Niedersachsen

Nordrhein‐Westfalen

Brandenburg

Rheinland‐Pfalz

Mecklenburg‐Vorpommern

Sachsen

Hessen

Bayern

Baden‐Württemberg

Share of repowering in the new installed capacityAnteil des Repowerings an der neu installierten Leistung

Fig. 8: Share of the installed capacity from repowering in the total new capacity in 2015

Abb. 8: Anteil der installierten Leistung aus Repowering an der neu installierten Leistung in 2015

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Kunde1/1s/w oder 4c

Fig. 12: Repowering of Abens Nord wind farm, municipality of Wittmund/Lower Saxony [Photo: Bernd Neddermann]

Abb. 12: Repowering im Windpark Abens Nord, Stadt Wittmund/Niedersachsen [Foto: Bernd Neddermann]

40

bekoog (Schleswig-Holstein), in Wittmund (Niedersachsen), in Lichtenau, Schleiden, Ense (Nordrhein-Westfalen) und in Klettwitz/Kostebrau (Brandenburg) zu nennen.Abb. 8 zeigt den Anteil des Repowerings an den Neuaufstel-lungen in den jeweiligen Bundesländern. Die durchschnittli-che Leistung der Repowering-Neuanlagen liegt bei rund 2,74 MW. Neben den reinen Neuer rich tungen ist vor allem inte-ressant, welchen Netto-Leis tungszuwachs dieses gebracht hat. Eine solche Betrach tung ist in Abb. 9 zu finden, wo von den Neuaufstellungen (dunkelblau) der Abbau (rot) abgezo-gen wurde. Der größte Leistungszuwachs (hellblau) war in 2015 in Schleswig-Holstein gefolgt von Brandenburg. Abb. 10 zeigt, dass die für 2015 erfassten Repowering-Pro-jekte hauptsächlich mit Anlagen der Hersteller Enercon, Sen-vion und Vestas realisiert wurden. Tab. 8 gibt einen Über-blick zu den größten Repowering-Projekten in 2015.

Repowering reaches a share of 20% in the newly installed wind energy capacity

After the withdrawal of the repowering bonus granted until the end of 2014, the year 2015 has shown that repowering remains an important segment for the development of wind energy onshore, even without any specific subsidies. According to the information available, repowering reached a share of 20% in the newly installed capacity onshore last year (734.56 MW of 3,699.9 MW, Tab. 2). Tab. 7 gives an overview of wind turbines newly installed within the scope of repowering in the federal states in 2015 and 2014.The decline in comparison to the record year of 2014 (38 % share of repowering) is due to the fact that many operators decided to dismantle their old wind turbines in 2014 to be able to benefit from the (tradable) repowering bonus for the last time. This can be seen in particular in Rhineland-Palat-inate, Hesse, Saxony-Anhalt und Thuringia where repower-

No. kW/WEA MW NH No. kW/WEA MW NH IB

Schipkau (WP Klettwitz) BB/OSL 27 3300 89,10 140 m 36 1650 59,4 78 m 1999/2000 1,5Wittmund (WP Abens Nord + WP Blersum + WP Eggelingen) NI/WTM 17 3050 51,85 135 m 27 250‐500 13,25 55 m 1999 3,9Wanderup (WP Wanderup + WP Wanderup‐West + BWP Wanderup) SH/SL 13 3200 41,60 93 m n/a n/a n/a n/a n/a n/aSchleiden‐Schöneseiffen (WP Schleiden) NW/EU 12 3050 36,60 135 m 12 1500 18 85 m 2000 2,0Barlt (WP Barlt‐Ost + WP Barlt) SH/HEI 11 3050/3200 34,60 93/99 m 18 n/a n/a n/a n/a n/aLichtenau (Asselner Windpark) NW/PB 10 2350/3000 24,15 104/138/149 m n/a n/a n/a n/a n/a n/aLindewitt (WP Sillerup) SH/SL 8 2300/3200 22,20 93/108 m 12 600 7,2 52 m 1994 3,1Meyn (WP Meynfeld‐Ost) SH/SL 7 2300/3050 19,85 99/108 m 7 1500 10,5 65 m 2002 1,9Helmshagen (WP Helmshagen/Hinrichshagen) MV/VG 6 3075 18,45 94 m 7 660 4,62 65 m 2000 4,0Tribsees (WP Tribsees) MV/VR 6 3050 18,30 135 m 10 660 6,6 65 m 2001 2,8Schlüchtern‐Wallroth (WP Wallroth) HE/MKK 5 3075 15,38 140 m 5 500 2,5 65 m 1998 6,2Högel (WP Högel) SH/NF 6 2300/3050 15,30 64/99 m 7 1000 7 60 m 1999 2,2Bovenau (WP Osterrade) SH/RD 7 2000 14,00 100 m 7 1650 11,55 67 m 2001 1,2Berne (WP Neuenhuntorfermoor) NI/BRA 6 2300 13,80 98/108 m 10 750 7,5 70 m 2000/2003 1,8Framersheim (WP Framersheim III) RP/AZ 4 3400 13,60 128 m 6 600/1000 4 60/77,5 m 1998 3,4Prenzlau‐Grünow (WP Grünow) BB/UM 4 3300 13,20 141,5 m 6 600/660 3,78 65 m 1999 3,5Dötlingen (WP Iserloy) NI/OL 4 3300 13,20 94 m 4 2000 8 100 m 2001/2002 1,7Grevenkop (WP Grevenkop) SH/IZ 4 3200 12,80 93 m 8 600‐1000 6,1 50‐70 m 1995‐2001 2,1Waldfeucht (WP Waldfeucht) NW/HS 4 3075 12,30 119/140 m 4 1000 4 68,5 m 2000 3,1Bramstedt (WP Bramstedt‐Wittstedt) NI/CUX 4 3050 12,20 135 m 5 1500 7,50 65 m 2000 1,6

BL = Federal state / Bundesland ‐ LK = District / Landkreis ‐ NH = Hub height / Nabenhöhe ‐ IB = Commissioning / Inbetriebnahme

Wind Farm / Windpark BL/LKRepowering WEA‐Abbau / WT dismantling Repowering

Factor

Tab. 8: Overview of largest repowering projects in 2015Tab. 8: Übersicht zu den größten Repowering-Projekten in 2015

83,6

83,4

61,4

60,9

30,8

18,7

16,6

9,7

6,0

5,9

5,3

5,2

3,9

1,4

0,8

0,1

17,1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Share of th

e po

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%An

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gsam

Nettostromverbrauch, in %

Share in the net electrical energy consumptionAnteil am Nettostromverbrauch

Fig. 13: Shares of the potential annual energy yield in the net electrical energy consumption for the Federal States

Abb. 13: Anteil des potenziellen Jah res ener gie er-trags aus WEA am Net to strom verbrauch der Bundes län der


Offshore

2015 wurden insgesamt 290 WEA mit einer Gesamtleistung von 1.189 MW vor der deutschen Küste errichtet, davon 46 WEA mit 166 MW in der Ostsee. 545 WEA mit 2.279 MW konnten 2015 erstmals Strom ins Netz einspeisen – rund 54 % dieser Anlagen waren allerdings bereits im Vorjahr errichtet worden. Insgesamt waren zum Jahresende 2015 in Deutschland 833 Offshore-WEA mit 3.541 MW vollständig errichtet, wovon 789 WEA mit 3.283 MW Strom einspeisten. Eine detaillierte Übersicht zum Stand des Offhore-Winder-gieausbaus gibt der Artikel auf Seite 46.

Der potenzielle Jahresenergieertrag

Im Jahr 2015 wurden lt. vorläufigen Zahlen des BDEW ins-gesamt rund 77,9 TWh (Onshore) sowie 8,1 TWh (Offshore) aus Wind erzeugt [4]. Die Zahlen beruhen auf den Jahres-meldungen der Verteilnetzbetreiber (vorläufige Zahlen und Schätzungen) und es dauert mitunter einige Monate, bis das endgültige Ergebnis vorliegt. Um einen Anhaltspunkt zu bekommen, was die Windenergie zu leisten vermag, erfolgt eine Ab schätzung des potenziellen Jahresenergieertrags bei einem 100%-Windjahr. Diese beruht auf den mittleren Ausnutzungsgraden, die unter Verwendung des Windin-dex IWET V11 [5] für WEA verschiedener Leis tungs klas sen je Bundesland ermittelt wurden (Mittel wert der Ausnut-zungsgrade der Jahre 2003 bis 2012). Weiter hin wird in die-ser Abschätzung angenommen, dass alle zum Jahresende gemeldeten WEA einen vollen Jahres ener gie er trag beisteu-ern, d.h. Stillstandszeiten aufgrund von War tung, Reparatur, Netzüberlastung etc. werden nicht be rück sichtigt. Wie hoch der Anteil der Windenergie am Nettostromverbrauch [6] sein könnte, zeigt die Abb. 13, wo die Anteile des rechnerisch ermittelten potentiellen Jahresenergieertrages aufgetragen sind.

Markttendenzen bei der Anlagengröße

Von Jahr zu Jahr werden immer mehr Anlagen mit einem Rotordurchmesser von 90 m und größer in Deutschland errichtet (Abb. 14 und 15), im Jahr 2015 lag der Anteil bezo-gen auf die Anlagenanzahl bei rund 86 %. Die deutlichste Steigerung gegenüber dem Vorjahr liegt bei den Anlagen mit 100 m Rotordurchmesser und größer. Deren Anteil stieg von ca. 64 % auf 75 %. Die durchschnittlich installierte Leis-tung an Land stieg im vergangenen Jahr nur minimal auf 2,73 MW (Abb. 16), wobei der Anteil der Anlagen mit einer Leistung von über 3 MW von rund 49 % auf 53 % zunahm (Abb. 17 Mitte). Die durchschnittliche installierte Leistung der Offshore-WEA lag bei 4,1 MW. Neben der installierten Leistung und dem Rotordurchmes-ser ist die Nabenhöhe ein weiteres wichtiges Kriterium. Der Anteil der errichteten Anlagen mit einer Nabenhöhe von über 100 m hat deutlich zugenommen, so dass mittlerweile 61 % der WEA eine Nabenhöhe von 121-150 m haben (Abb. 18 links). Die Abb. 18 (rechts) zeigt den Anteil der Ge samt höhen je Bundesland für die in 2015 errichteten Anlagen, unterteilt

ing in 2015 – other than in the year before – was practically without significance for the regional development.The analysis shows that repowering is realized more and more within the scope of communal planning concepts in which the replacement of wind turbines is not limited to one wind farm. For example, there has been a simultaneous repowering of several wind farms within one local author-ity district or region in Lindewitt, Friedrichskoog, Wanderup and Friedrichsgabekoog (Schleswig-Holstein), in Wittmund (Lower Saxony), in Lichtenau, Schleiden, Ense (North-Rhine Westphalia) and in Klettwitz/Kostebrau (Brandenburg).Fig. 8 shows the share of repowering in the new installa-tions of the federal states. The average capacity of the new repowered wind turbines is approx. 2.74 MW. Apart from the new capacity installed within the scope of repower-ing it is also interesting to know how much net growth in capacity has been achieved by these projects. This informa-tion is given in Fig. 9, where the capacity removed (red) was deducted from the new installations (dark blue). The larg-est growth in capacity (light blue) in 2015 was recorded in Schleswig-Holstein, followed by Brandenburg. Fig. 10 shows that the repowering projects recorded for 2015 were mostly realized with wind turbines of the manufactur-ers ENERCON, Vestas and Senvion. Tab. 8 gives an overview of the largest repowering projects realized in 2015.

Offshore

In 2015 a total of 290 WT with a total capacity of 1,189 MW were installed off the German coast, 46 of which with 166 MW in der Baltic Sea. 545 WT with 2,279 MW started feeding electricity into the grid – approx. 54 % of these tur-bines, however, had already been erected in the previous year. By the end of the year 2015 in Germany altogether 833 offshore wind turbines with 3,541 MW were completely installed, and 789 WT of these with a total capacity of 3,283 MW were connected to the grid. The article on page 46 gives a detailed overview on the current status of offshore wind energy development.

Potential Annual Energy Yield

According to the preliminary figures provided by BDEW (Ger-man Association of Energy and Water Industries) approx. 77.9TWh (onshore) and 8.1 TWh (offshore) were generated from wind in 2015 [4]. These figures are based on the annual reports by the distribution grid operators (preliminary fig-ures and estimates), and it can sometimes take several months until the final data are released. To be able to give an indication of the contribution of wind energy, the poten-tial annual energy yield is estimated, assuming a 100% wind year. This is based on the average load factors calculated for wind turbines of different power classes for each fed-eral state, using the production index IWET V11 [5] (average of the load factors of the years 2003 to 2012). The calcula-tion furthermore is based on the assumption that all wind turbines reported by the end of the year contribute a full annual energy yield. Downtimes due to maintenance, repair,

42

in 3 Höhenklassen auf Basis der Be stim mungen zur Kenn-zeichnung von Luftfahrthinder nissen.

Marktanteile der Anbieter

Die Reihenfolge bei den Marktanteilen der WEA-Hersteller in Deutschland ist im Onshore-Bereich nahezu gleich geblieben (Abb. 19 Mitte), wobei Senvion, Nordex und GE Zuwächse verzeichnen konnten. Zusätzlich werden die Offshore-Markt-anteile (100 % Siemens in 2015) sowie für beide Bereiche zusammen dargestellt. Diese Darstellung berücksichtigt die Tatsache, dass nicht jeder Hersteller in beiden Segmenten aktiv ist und Offshore einen nennenswerten Anteil hat. Die Basis für diese Betrachtung sind die 2015 neu errichteten WEA, wobei ein Teil noch nicht ans Netz angeschlossen ist. Die Marktanteile auf Basis der an Land in Betrieb genom-menen Anlagen ist nahezu identisch mit denen in Abb. 19, daher wird hier auf eine Darstellung dieser verzichtet.Neben den Marktanteilen je MW für Deutschland ist es auch interessant, wie es an Land in den einzelnen Leistungs-

grid overload etc. are not taken into account. The potential share of wind energy in the net energy consumption of the federal states [6] is shown in Fig. 13 where the shares of the calculated potential annual energy yield are represented.

Market Trends in Turbine Size

From year to year more wind turbines with rotor diameters of 90 m and more are installed in Germany (Fig. 14 and 15), and in 2015 the share of this class has reached approx. 86 %. The biggest increase compared to the previous year could be noted for wind turbines with rotor diameters of 100 m and more. Their share went up from approx. 64% to 75%. The average installed power onshore increased only slightly to 2.73 MW (Fig. 16), and. the share of onshore wind tur-bines with a capacity of over 3 MW went up from approx. 49% to 53% (Fig. 17 center). The average installed capacity of offshore WT has now reached 4.1 MW. Apart from the installed capacity and the rotor diameter another import-ant feature of wind turbines is the hub height. The share

Fig. 16: Development of the average installed power per unitAbb. 16: Entwicklung der durchschnittlich installierten Leistung pro WEA

0200400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.0002.2002.4002.6002.8003.000

Average installed po

wer per Unit, kW

/Unit

Durchschnittlich

e installierte Leistun

g pro An

lage, kW/W

EA only/nur Onshore

Fig. 15: Shares of different rotor diameters in the annually new in stalled WT (onshore)

Abb. 15: Anteile unterschiedlicher Rotordurchmesser an den jährlich neu installierten WEA (an Land)

< 60 m3,2%

60 ‐ 79 m2,9%

80 ‐ 89 m8,1%

90 ‐ 99 m11,2%

100 ‐ 119 m63,7%

> 120 m10,9%

Onshore 2015

Basis: 1.354 WTGS

Fig. 14: Shares of different unit sizes in the annually in stalled power (onshore)

Abb. 14: Anteile unterschiedlicher An -la gen größen klassen an der jährlich neu installierten Leis-tung (an Land)

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

19871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015

Share in the Yearly New Installed Capacity, %Anteil an der jährlich neu installierten Leistung in %

0 ‐ 16 m

16,1 ‐ 22 m

22,1 ‐ 32 m

32,1 ‐ 48m

48,1 ‐ 60 m

60,1 ‐ 90m

> 90,1 m

Group of Rotor DiametersRotordurchmessergruppen

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14. Windmesse Symposium

V E R A N S T A L T U N G

Am: Donnerstag, 12.05.2016

Zeit: 09:00 – 17:30

Ort: Hotel Hafen Hamburg, Hamburg

2016

44

<= 60 m0,4%

61 ‐ 80 m5,8%

81 ‐ 100 m20,1%

101 ‐ 120 m12,7%

121 ‐ 150 m60,9%

Onshore 2015

Basis: 1.354 WTGS

5,4%

20,0%

4,2%

13,3%

3,3%

2,9%

6,8%

1,9%

0,0%

4,8%

7,4%

83,7%

15,5%

36,7%

2,8%

16,9%

37,5%

11,8%

100,0%

100,0%

4,8%

5,8%

0,0%

28,5%

92,6%

10,8%

84,5%

100,0%

93,1%

69,9%

59,2%

85,3%

100,0%

88,4%

92,3%

100,0%

66,7%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Thüringen


Sachsen‐Anhalt

Sachsen

Saarland

Rheinland‐Pfalz


Niedersachsen


Hessen

Hamburg

Bremen

Brandenburg


Bayern

Deutschland

Share of the different total heights in the yearly installed WTGSAnteil der einzelnen WEA‐Gesamthöhen an den jährlich errichteten Anlagen

<= 100 m101 ‐ 150 m> 151 m

Fig. 18: Share of the different hub height classes in the WTGS erected in Germany (left) and the overall heights (incl. rotor blade) of all WTGS erected in Germany and in the federal states (right), both for the year 2015 (only onshore)

Abb. 18: Anteil der einzelnen Nabenhöhenklassen an den in Deutschland errichteten WEA (links) und der Gesamthöhen (einschl. Rotorblatt) aller errichteten WEA in Deutschland sowie in den Bundesländern (rechts), Angaben jeweils für das Jahr 2015 (nur onshore)

<2 MW3,2%

2‐2.49 MW33,9%

2.5‐2.99 MW9,8%

3‐3.49 MW52,8%

>3.5 MW0,3%

Onshore Installationin 2015

1354 Wind turbines / WEAØ 2.73 MW

Fig. 17: Share of individual WTGS size classes (rated capacity) in the newly installed WTGS (from the left: total, onshore, offshore)Abb. 17: Anteil der einzelnen WEA-Größen (Nennleistung) an den neu installierten WEA (von links: Gesamt, Onshore, Offshore)

3.6 MW85,9%

> 5 MW14,1%

Offshore Installationin 2015


<2 MW2,6%

2‐2.49 MW27,9%

2.5‐2.99 MW8,0%

3‐3.49 MW43,5%

>3.5 MW17,9%

Installation in 2015


Siemens100,0%

Offshore 2015

Basis: 1.189 MW

© 2016 DEWI

Fig. 19: Shares of the suppliers on the German market in per cent of the installed rated power (from left: total, onshore, offshore)Abb. 19: Anteile der Anbieter an der in Deutschland neu installierten Leistung in % (von links: Gesamt, Onshore, Offshore).

Enercon28,2%

Siemens25,6%

Vestas16,1%

Senvion13,6%

Nordex8,9%

GE5,5%

Sonstige2,0%

On‐/Offshore 2015

Basis: 4.889 MW

© 2016 DEWI

Enercon37,3%

Vestas21,3%

Senvion18,0%

Nordex11,8%

GE7,3%

Siemens1,7%

Vensys1,1%

Sonstige1,6%

Onshore 2015

Basis: 3.700 MW

© 2016 DEWI


of wind turbines installed with a hub height of over 100 m has increased considerably, so that meanwhile 61% of wind turbines have a hub height of 121 – 150 m (Fig. 18 left). Fig. 18 (right) shows the shares of total heights of wind turbines per federal state erected in 2015, divided into 3 height classes based on the requirements for obstruction lighting.

Market Shares of Manufacturers

The order of sequence in the market shares of manufactur-ers in the German onshore segment has not changed much (Fig. 19 center), with Senvion, Nordex and GE experienc-ing some growth. Additionally, the offshore market shares (100% Siemens) are shown separately as well as both seg-ments together. This representation takes into account that not every manufacturer is active in both segments and off-shore has a major share in the new installations. The anal-ysis is based on the wind turbines newly installed in 2015, not all of which are already connected to the grid. The mar-ket shares on the basis of the wind turbines commissioned onshore is almost identical with those in Fig. 19, therefore they are not shown here.Apart from the market shares in MW for Germany it is also interesting to analyze the market shares within the indi-vidual size categories of wind turbines installed onshore. According to Fig. 20, Enercon is active in three categories with a major share. In the range of 2.5 to 2.9 MW GE is the leading manufacturer. In the category of 3.5 MW, e.n.o. Energy has been the only manufacturer installing wind tur-bines of that size onshore, whereas in the category below 2 MW only Enercon has been active.

References / Literatur:[1] www.gwec.net/global-figures/graphs/ (January 2016)[2] Bundesnetzagentur, Anlagenregister - Stand 29.02.2016[3] Richtlinie für Windenergieanlagen, Fassung Oktober 2012; Hrsg.: Deut-

sches Institut für Bautechnik, Berlin [4] www.enwipo.de/2015/12/21/2015-erneuerbare-erzeugen-30-strom/[5] Ingenieurwerkstatt Energietechnik (Rade) (Hrsg.): Monatsinfo:

Betriebsvergleich umweltbewusster Energienutzer 2003-2012.[6] Nettostromverbrauch 2014 lt. BDEW, Bundesländer wurden

hochgerechnet

klassen bzgl. der errichteten Anlagen aussieht. Dieses zeigt Abb. 20 und hier ist interessant, dass Enercon in drei Klas-sen aktiv ist und dort einen nennenswerten Anteil hat. Im Bereich von 2,5 bis 2,9 MW ist GE der Hersteller, der diese Klasse für sich entschieden hat. Im Bereich der Klasse ab 3,5 MW hat nur e.n.o Energy an Land Anlagen dieser Klasse errichtet, in der Klasse unter 2 MW nur Enercon.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

<2 MW 2‐2.49 MW 2.5‐2.99 MW 3‐3.49 MW >3.5 MW

Enercon Vestas SenvionSiemens Wind Power Vensys e.n.o. EnergyNordex GE Wind Others

Fig. 20: Shares of suppliers within the individual size classes from Fig. 15 in % (number of WTs, onshore only)

Abb. 20: Anteile der Anbieter innerhalb der einzelnen Leistungsklassen aus Abb. 15 in % (Anzahl WEA, nur Onshore).

46

DEUTSCHENGLISH

In 2015 a total of 545 wind turbines with a total capacity of 2,279.2 MW started operations off the German coast. Thus, Germany has achieved a remarkable share of more than 75% in the offshore wind capacity connected to the grid last year in all of Europe.Due to the three-fold increase of capacity fed into the grid within only one year, Germany with a total capacity of 3,295.3 MW and a market share of 30% in Europe has advanced to the second position in the offshore wind mar-ket behind the United Kingdom (5,061 MW) – not only in Europe (see Fig. 1), but also world-wide.The reason for this extraordinary development within one year is the completion of five grid connection systems with a total capacity of 3,730 MW in the German North Sea. Tab. 1 provides an overview.As a result of this, wind turbines in nine offshore wind farms (OWF) in the North Sea, 296 of which had already been installed completely in 2014, and 249 of which were installed in 2015, could start feeding electricity into the grid.

New Grid Connections Take Germany to Position 2 in the Global Offshore Market

Neue Netzanbindungen bringen Deutschland auf Rang 2 im globalen Offshore-Markt

Vor der deutschen Küste sind 2015 insgesamt 545 Winde-nergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 2.279,2 MW in Betrieb gegangen. Damit erreichte Deutschland einen bemerkenswerten Anteil von gut 75% an der europa-weit im letzten Jahr neu ans Netz angeschlossenen Offshore-Windenergieleistung.Durch die Verdreifachung der ins Netz einspeisenden Leis-tung innerhalb nur eines Jahres ist Deutschland mit einer Gesamtkapazität von 3.295,3 MW und 30%-Marktanteil in Europa hinter Großbritannien (5.061 MW) auf Platz 2 im Offshore-Windenergiemarkt vorgerückt – nicht nur in Europa (siehe Abb. 1) sondern auch weltweit.Als Grund für diese beispiellose Entwicklung ist die Fertig-stellung von gleich fünf Netzanbindungssystemen mit einer Gesamtkapazität von 3.730 MW in der deutschen Nordsee zu sehen. Tab. 1 gibt hierzu einen Überblick.In neun Offshore-Windparks (OWP) in der Nordsee konn-ten deshalb 296 WEA, die bereits 2014 vollständig errich-tet waren und 249 WEA, die 2015 auf See installiert wur-

10

25

26

164

247

195

874

200

2.094

427

712

1.271

3.295

5.061

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500

Others

Ireland

Finland

Sweden

Netherlands

Belgium

Denmark

Germany

UK

Status 2011 2012 2013 2014 2015

MWFig. 1: Development of offshore wind energy (with grid connection) in Europe since 2011 (Source: EWEA, 02/2016)Abb. 1: Entwicklung der Offshore-Windenergie (mit Netzeinspeisung) in Europa seit 2011 (Quelle: EWEA, 02/2016)


Fig. 2 shows the geographic distribution of offshore wind farms commissioned in 2015 over the North Sea area. Also shown here is OWF Riffgat which had its capacity increased by 5.4 MW, and those projects that were under construction at the end of 2015 (in yellow).In OWF Amrumbank West the rated power of the eighty 3.6 MW turbines was increased by 5%, same as in OWF Riff-gat, because sufficient grid connection capacity was avai-lable. In OWF Borkum Riffgrund 1, 78 Siemens SWT-3.6-120 turbines with 4 MW rated power have started operations.In the Baltic Sea the OWF EnBW Baltic 2 with a total capa-city of 288 MW was commissioned and connected to the grid in 2015.

Installation Work at Sea

In 2015, 290 wind turbines with a total capacity of 1,189 MW were erected off the German coast. Tab. 2 gives an overview of the installation work at sea. In last year’s offshore pro-

den, erstmals Strom einspeisen. Abb. 2 zeigt die regionale Verteilung der Offshore-Windparks in der Nordsee, die 2015 neu in Betrieb genommen wurden. Dargestellt ist auch der OWP Riffgat, bei dem eine Leistungserhöhung um insge-samt 5,4 MW erfolgte und die Projekte (in gelb), die Ende 2015 in Bau waren.Beim OWP Amrumbank West wurde die Nennleistung der achtzig 3,6 MW-Anlagen wie beim OWP Riffgat um 5% erhöht, weil hierfür eine entsprechende Netzanschlusska-pazität verfügbar war. Im OWP Borkum Riffgrund 1 sind 78 Siemens SWT-3.6-120 mit jeweils 4 MW Nennleistung in Betrieb gegangen.In der Ostsee ging 2015 der OWP EnBW Baltic 2 mit einer Gesamtleistung von 288 MW neu ans Netz.

Installationsarbeiten auf See

In 2015 wurden 290 Windenergieanlagen mit einer Gesamt-leistung 1.189 MW vor der deutschen Küste errichtet. Tab. 2


Tab. 1: Grid connections completed in 2015 for connecting offshore wind farms in the German North SeaTab. 1: In 2015 fertiggestellte Netzanbindungen für den Anschluss von Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee

Grid connection Netzanbindung O-NEP Project Installed capacity

installierte LeistungCommissioning Inbetriebnahme

BorWin2 NOR-6-2 800 MW 01-2015

HelWin1 NOR-4-1 576 MW 02-2015

SylWin1 NOR-5-1 864 MW 04-2015

HelWin2 NOR-4-2 690 MW 06-2015

DolWin1 NOR-2-2 800 MW 07-2015

Total 3730 MW

48

Tab. 2: Overview of installation work in the German North Sea 2015Tab. 2: Übersicht zu den Installationsarbeiten auf See in der deutschen Nordsee 2015

Fig. 2: Overview of the commissioning of offshore wind farms in the North Sea in 2015Abb. 2: Übersicht zur Inbetriebnahme von Offshore-Windparks in der Nordsee 2015

GlobalTech I

350 MW in 2015(total: 400 MW)

Amrumbank West

302.4 MW in 2015

Nordsee Ost

270.6 MW in 2015(total: 295.2 MW)

Meerwind Süd/Ost

54 MW in 2015(total: 288 MW)

Riffgat

5.4 MW in 2015(total: 113.4 MW)

Trianel WP Borkum

200 MW in 2015

Borkum Riffgrund 1

312 MW in 2015

Butendiek

288 MW in 2015

Gode Wind 1+2

Nordsee One

Gemini (NL)

Sandbank Dan Tysk

208.8 MW in 2015(total: 288 MW)

Source / Quelle:BSH (Map / Karte)DEWI (Project data / Projektangaben)

Offshore wind park commissioning / Inbetriebnahme 2015: 2,279.2 MWGerman North Sea / Deutsche Nordsee (1,991.2 MW)

72 185,3 215,3320,3

914,9

2352,3

3541,3

42 92 200,3280,3

520,3

1016,1

3295,3

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

MW

MWin operation /in Betrieb

MWinstalled /errichtet

© 2016 DEWI

Status Offshore Wind

‐MW installed / errichtet‐MW in operation / in Betrieb

(cumulated / kumuliert)







Fig. 3: Overview of the offshore installation work in the German North Sea in 2015Abb. 3: Übersicht zu den Installationsarbeiten auf See in der deutschen Nordsee 2015

Offshore wind parkInstallation 01.01.-31.12.2015

Foundations Fundamente

Wind turbines Windenergieanlagen

Installed capacity installierte Leistung

Riffgat1 — — 5,4 MWEnBW Baltic 2 12 Jackets 46 165,6 MWButendiek 0 Monopiles 56 201,6 MWBorkum Riffgrund 1 0 Monopiles 67 268,0 MWAmrumbank West1 13 Monopiles 80 302,4 MWGode Wind 1+22 97 Monopiles 41 246,0 MWSandbank 63 Monopiles 0 0,0 MWNordsee One 3 Monopiles 0 0,0 MW 188 290 1189,0 MW1 Riffgat + Amrumbank West: Modification of rated power of WT / WEA-Leistungsänderung (3.6 MW -> 3.78 MW)2 Gode Wind 1+2 (06/2015): Two substations were installed at sea / Zwei Umspannwerke wurden auf See installiert


jects exclusively Siemens wind turbines were erected: 249 Siemens SWT-3.6-120 and 41 (of 97 in total) Siemens SWT-6.0-154 in OWF Gode Wind 1 and 2. Additionally, 63 of 72 monopile foundations were installed in the OWF Sandbank and the first three monopiles in OWF Nordsee One. In the Baltic Sea there has been no construction work for the installation of new offshore wind farms in the past year.Fig. 3 illustrates the expansion of offshore wind energy in Germany and shows that the gap between the installed capacity and the grid connected capacity could be distin-ctly reduced in the past year. As of 31.12.2015, 833 WT with a total capacity of 3,541.3 MW had been erected, of which 792 WT with a capacity of 3,295.3 MW are actually genera-ting electricity.In OWF Gode Wind 1 and 2 all of the 97 monopile founda-tions and in Gode Wind 2 already 41 of 42 turbines have been installed at sea in 2015. The grid connection DolWin 2 provided for the project, however, was not ready for ope-ration by the end of 2015, although the converter platform DolWin beta with a total capacity of 916 MW, the world’s biggest converter platform according to TenneT, had been installed already in August 2015, 45 km north of Norderney.In February 2016 TenneT announced that the grid connec-tion for OWF Gode Wind 2 had gone live. This part of the project with 42 Siemens SWT-6.0-154 now could start fee-ding electricity into the grid for the first time. Apart from Gode Wind 1 and 2, also the OWF Nordsee One will be connected to DolWin 2.Start of construction for OWF Nordsee One was in Decem-ber 2015, ahead of schedule, with the installation of the first three monopiles.For the offshore project Sandbank, 63 foundations had been installed at sea by 31.12.2015. In February 2016 the 72th mono-pile was installed and the construction work for installation of the foundations was completed.

Outlook for Offshore Wind Energy Development in 2016

For 2016 we can expect that the OWFs Gode Wind 1 (55 Siemens SWT-6.0.154), Sandbank (72 Siemens SWT-4.0-130) and Nordsee One (54 Senvion 6.2M126) will be com-pleted and start feeding electricity into the grid. Further-more the start of construction work for OWF Nordergründe (18 Senvion 6.2M126) and for OWF Veja Mate (67 Siemens SWT-6.0-154) in the German North Sea is scheduled for the first half of 2016. The OWF Nordergründe situated within the 12 mile zone of the North Sea is even expected to start operations in this year.In the Baltic Sea start of construction work for OWF Wikin-ger (70 Adwen AD 5-135 – formerly Areva Wind M5000) is planned for 2016.The start of construction for OWF Merkur Offshore (66 Alstom Haliade 150-6MW) in the North Sea originally planned for 2016 is likely to be postponed because the financial close for the project could not be completed in the fall of 2015 as scheduled.

gibt einen Überblick zu den Installationsarbeiten auf See. Dabei wurden im vergangenen Jahr ausschließlich Windtur-binen von Siemens errichtet: 249 Siemens SWT-3.6-120 und 41 (von insgesamt 97) Siemens SWT-6.0-154 im OWP Gode Wind 1+2. Darüber hinaus erfolgte die Installation von 63 der 72 Monopile-Fundamente im OWP Sandbank und der drei ersten Monopiles im OWP Nordsee One.In der Ostsee gab es im letzten Jahr keine Baumaßnahmen zur Errichtung neuer Offshore-Windparks.Abb. 3 veranschaulicht die Ausbauentwicklung der Offsho-re-Windenergie in Deutschland und zeigt, dass die Kluft zwischen der installierten Leistung und der ins Netz einspei-senden Leistung im letzten Jahr deutlich verringert werden konnte. Mit Stand vom 31.12.2015 waren 833 WEA mit einer Gesamtleistung von 3.541,3 MW errichtet, davon erzeugten 792 WEA mit einer Leistung von 3.295,3 MW Strom.Im OWP Gode Wind 1+2 wurden 2015 sämtliche 97 Mono-pile-Fundamente und bei Gode Wind 2 auch bereits 41 von 42 WEA auf See installiert. Die für das Vorhaben vorge-sehene Netzanbindung DolWin 2 war bis Ende 2015 noch nicht betriebsbereit, obwohl bereits im August 2015 die nach Angaben von Tennet weltweit stärkste Konverterplatt-form DolWin beta mit einer Gesamtkapazität von 916 MW ca. 45 km nördlich von Norderney in der Nordsee installiert wurde.Im Februar 2016 gab Tennet bekannt, dass die Netzanbin-dung für den OWP Gode Wind 2 unter Spannung gesetzt wurde. Damit konnte das Teilprojekt mit allen 42 Siemens SWT-6.0-154 erstmals Strom ins Netz einspeisen. Neben Gode Wind 1+2 wird auch der OWP Nordsee One an DolWin 2 angeschlossen.Der Baubeginn für den OWP Nordsee One erfolgte im Dezember 2015 bereits früher als geplant mit der Installa-tion der ersten drei Monopiles.Im OWP Sandbank wurden 63 Fundamente bis 31.12.2015 auf See installiert. Mit der Errichtung des 72. Monopile konnten die Arbeiten zur InstaIlation der Fundamente im Februar 2016 abgeschlossen werden.

Ausblick für den Offshore-Ausbau in Deutschland in 2016

Für 2016 ist zu erwarten, dass die OWP Gode Wind 1 (55 Sie-mens SWT-6.0.154), Sandbank (72 Siemens SWT-4.0-130) und Nordsee One (54 Senvion 6.2M126) fertiggestellt und Strom ins Netz einspeisen werden. Darüber hinaus ist in der deutschen Nordsee im ersten Halbjahr 2016 der Baubeginn für den OWP Nordergründe (18 Senvion 6.2M126) und für den OWP Veja Mate (67 Siemens SWT-6.0-154) geplant. Der in der 12 Seemeilenzone der Nordsee gelegene OWP Norder-gründe soll auch noch in diesem Jahr in Betrieb gehen.In der Ostsee ist für 2016 der Baubeginn für den OWP Wik-inger (70 Adwen AD 5-135 – ehemals Areva Wind M5000) geplant.Der ursprünglich ebenfalls für 2016 geplante Baubeginn für den OWP Merkur Offshore (66 Alstom Haliade 150-6MW) in der Nordsee wird sich vermutlich verschieben, weil der Financial Close für das Vorhaben nicht wie vorgesehen im Herbst 2015 erfolgte.

50

DEUTSCHENGLISH

In order to take stock of the wind energy development in the year 2015, DEWI also evaluated the information about the commissioning of wind turbines (WT) onshore bet-ween January and December 2015 published by the Bun-desnetzagentur (BNetzA) (Federal Network Agency) in the installations register [1]. Small wind turbines with a rated power of less than 100 kW were not included in the analy-sis. In case of differing information about the rated capa-city of a wind turbine type in the installations register, a correction was made in order to obtain a harmonized data basis.Basically, the installations register which is based on the statutory obligation to register the approval and commis-sioning of new wind turbines, has greatly improved the data collection. It should be noted, however, that the data for repowering and decommissioning of old turbines have not always been covered completely. Especially the patchy recording of decommissioned wind turbines could present a problem because these data are crucial for identifying the net growth of onshore wind energy (gross additions minus decommissioning in MW) and therefore also for the further development of the feed-in tariff.The evaluation shows that for the year 2015, a total of 1,378 wind turbines with a total capacity of 3,757.33 MW were reported to the installations register as commissioned by 31.12.2015. The data available for 2015 allow for the first time a com-parison between new installation (source: DEWI manufac-turer survey) and commissioning (source: BNetzA Instal-lations Register) of wind turbines in Germany for a full calendar year. In Tab. 1 the data on the regional distribu-tion of the WT newly installed are contrasted with the data on the WT newly commissioned in the past year.It becomes clear that in the overall balance there is no significant difference between these figures. When com-paring the current information about newly installed wind capacity onshore it should be taken into account that the

Reporting of Commissioning and Approval of Wind Turbines in the Installations Register for the year 2015

Meldungen zur Inbetriebnahme und Genehmigung von WEA im Anlagenregister für das Jahr 2015

Für die Bilanz des Windenergieausbaus im Jahr 2015 hat DEWI auch die von der Bundesnetzagentur (BNetzA) im Anlagenregister veröffentlichten Daten zur Inbetrieb-nahme von Windenergieanlagen (WEA) an Land im Zeit-raum Januar bis Dezember 2015 ausgewertet [1]. Kleinan-lagen mit einer Nennleistung unter 100 kW wurden für die Analyse nicht berücksichtigt. Bei unterschiedlichen Anga-ben im Anlagenregister in Bezug auf die Leistung eines WEA-Typs erfolgte eine Korrektur, um eine einheitliche Datenbasis zu bekommen.Grundsätzlich ist festzuhalten, dass die Datenerfassung mit dem Anlagenregister auf Basis der gesetzlichen Mel-depflicht für die Genehmigung und Inbetriebnahme neuer WEA erheblich verbessert wurde. Allerdings ist zu beach-ten, dass die Angaben zum Repowering und zur Stillle-gung von Altanlagen im Anlagenregister teilweise nicht vollständig erfasst werden. Problematisch ist in diesem Zusammenhang insbesondere die lückenhafte Erfassung der stillgelegten WEA, weil diese Daten für die Ermittlung des Nettozubaus der Windenergie an Land (Bruttozubau minus Stilllegungen in MW) und damit für die weitere Ent-wicklung der Einspeisevergütung entscheidend sind.Die Auswertung zeigt, dass im Jahr 2015 die Inbetrieb-nahme von insgesamt 1.378 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 3.757,33 MW bis 31.12.2015 im Anlagen-register gemeldet wurde. Die vorliegenden Daten für 2015 ermöglichen erstmals für ein vollständiges Kalenderjahr einen Vergleich zwischen der Neuinstallation (Quelle: DEWI-Herstellerbefragung) und der Inbetriebnahme (Quelle: BNetzA-Anlagenregister) von Windenergieanlagen in Deutschland. In Tab. 1 werden die Daten zur regionalen Verteilung der im vergangenen Jahr neu installierten und der neu in Betrieb genommenen WEA gegenübergestellt.Es wird deutlich, dass sich die Werte in der Gesamtbi-lanz nicht wesentlich unterschieden. Im Vergleich mit den aktuellen Daten zur Neuinstallation für die Windenergie


turbines installed in 2015 sometimes are not connected to the grid until 2016. On the other hand there are pro-jects where wind turbines were commissioned in 2015, although they had already been installed in the previous year.Based on the information reported to the installations register, Fig. 1 shows the TOP 10 of the wind turbine types newly commissioned in the past year, which together account for 77% of the market. Market leader Enercon is represented with five turbine types, Vestas with two types.In the installations register also the data for the appro-vals already granted (without commissioning) are docu-

an Land ist zu beachten, dass die 2015 neu errichteten Anlagen teilweise erst 2016 ans Netz angeschlossen wer-den konnten. Umgekehrt erfolgte bei einigen Projekten in 2015 die Inbetriebnahme von Anlagen, die bereits im Vor-jahr installiert wurden.Auf Basis der im Anlagenregister gemeldeten Daten sind in Abb. 1 die TOP 10 der im vergangenen Jahr neu in Betrieb genommenen WEA dargestellt, die insgesamt 77 % des Marktes ausmachen. Marktführer Enercon ist dabei mit fünf Anlagentypen vertreten, Vestas mit zwei WEA-Typen.Im Anlagenregister sind auch die Angaben zu den bereits erteilten Genehmigungen (ohne Inbetriebnahme) doku-


Tab. 1: Installation and commissioning of new WT onshore in 2015, by federal states (Source: DEWI and [1])

Tab. 1: Installation und Inbetriebnahme neuer WEA an Land in 2015 nach Bundesländern (Quelle: DEWI und [1])

Federal State Bundesland

Installation (DEWI)

Commissioning (BNetzA)

WEA MW WEA MWSchleswig-Holstein 295 853 319 926Nordrhein-Westfalen 166 420 148 367Niedersachsen 152 414 155 421Brandenburg 146 395 157 425Bayern 143 373 140 364Sachsen-Anhalt 97 265 93 251Hessen 75 209 71 196Rheinland-Pfalz 72 202 75 210Mecklenburg-Vorpommern 68 195 82 226Baden-Württemberg 52 144 53 146Thüringen 27 81 24 72Sachsen 30 69 28 66Saarland 23 64 23 64Hamburg 4 8 4 8Berlin 2 5 2 5Bremen 2 5 4 11

Total 1.354 3.700 1.378 3.757

E‐10111,5%

3.2M11410,9%

N‐117/240010,7%

E‐82 2.3 MW8,6%

V112 3.3 MW7,9%

V 1127,0%

E‐926,8%

E‐1155,9%

GE 2.5‐1204,8%

E‐70 2.3 MW2,8%

Others23,1%

WT types / WEA‐Typencommissioning / Inbetriebnahme

in 2015

1.378 WT /WEA (onshore)

Fig. 1: TOP 10 of the newly commissioned wind turbine types (onshore WT) [1]

Abb. 1: TOP 10 der im Jahr 2015 neu in Betrieb genommenen Anlagentypen (WEA an Land) [1]

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mented. When evaluating the information registered until 31.12.2015, it should be taken into account that the obli-gation to register approvals applies to all wind turbines approved after 28.02.2015.According to an analysis of the data of the installations register carried out by Fachagentur Windenergie an Land (Onshore wind energy agency) in autumn 20151, 78% of the turbines were connected to the grid within one year after having been approved, with an established mean period of realization of ten months.On the basis of the approvals registered by 31.12.2015 (2.791 MW), we can estimate that a total of approx. 3,000 MW installed wind power capacity will be added in the year 2016.Fig. 2 shows how the approvals for new wind turbines registered until 31.12.2015 are distributed across the federal states. A differentiation is made according to turbines approved by 30.06.2015 and turbines for which an appro-val was granted in the second half of 2015. For comparison, the new installations in the individual federal states in 2015 are also shown.The diagram shows that in Schleswig-Holstein, Branden-burg, North-Rhine Westphalia and Saxony-Anhalt a much lower growth is expected for 2016 than in 2015, whereas for Lower Saxony, Baden-Wurttemberg and Thuringia ins-tallation figures are estimated to increase more strongly than in the previous year.The diagram also illustrates that in Schleswig-Holstein, Bavaria, North-Rhine Westphalia and Hessen only com-

mentiert. Bei der Bewertung der bis 31.12.2015 vorliegen-den Meldungen ist zu beachten, dass die Meldepflicht für Genehmigungen für alle Windenergieanlagen gilt, die nach dem 28.02.2015 erteilt wurden. Nach einer Analyse der Anlagenregisterdaten der Fachagentur Windenergie an Land vom Herbst 20151 gingen 78% der Anlagen inner-halb eines Jahres nach Erteilung der Genehmigung ans Netz, als mittlere Realisierungsdauer wurde ein Zeitraum von zehn Monaten ermittelt.Damit lässt sich anhand der bis 31.12.2015 gemeldeten Genehmigungen (2.791 MW) eine Größenordnung von rund 3.000 MW als Zuwachs der Windenergie im Jahr 2016 abschätzen.Abb. 2 gibt einen Überblick zur regionalen Verteilung der bis 31.12.2015 gemeldeten Genehmigungen für neue WEA nach Bundesländern. Dabei erfolgt eine Differenzierung nach Anlagen, die bis 30.06.2015 genehmigt wurden und WEA, für die im zweiten Halbjahr 2015 eine Genehmigung erteilt wurde. Zum Vergleich ist auch die Neuinstallation in 2015 in den einzelnen Bundesländern angegeben.Die Darstellung zeigt, dass für 2016 in Schleswig-Holstein, Brandenburg, Nordrhein-Westfalen und Sachsen-Anhalt ein wesentlich geringerer Ausbau als in 2015 zu erwar-ten ist, während sich für Niedersachsen, Baden-Württem-berg und Thüringen ein stärkerer Zuwachs als im Vorjahr abzeichnet.Die Darstellung verdeutlicht zudem, dass im zweiten Halb-jahr 2015 in Schleswig-Holstein, Bayern, Nordrhein-Westfa-len und Hessen nur relativ wenige neue Genehmigungen 1 Fachagentur Windenergie an Land: Analyse der Ausbausituation der Windener-

gie an Land - Herbst 2015; 11/2015

3 (11)

3 (5)

30 (66)

36 (64)

126 (251)

129 (72)

173 (210)

174 (226)

194 (196)

246 (425)

248 (146)

288 (367)

316 (364)

336 (926)(Installation 2015: 421)

0 100 200 300 400 500

Hamburg

Bremen

Berlin

Sachsen

Saarland

Sachsen‐Anhalt

Thüringen

Rheinland‐Pfalz


Hessen

Brandenburg



Bayern


Niedersachsen

until / bis 30.06.201501.07.‐31.12.2015

WT Approvals / WEA‐Genehmigungen:2791 MW

MW

Source / Quelle: BNetzA, 29.02.2016

490

Values in brackets / Werte in Klammern: MW in 20150 (8)

Fig. 2: Approvals for new onshore wind turbines (without commissioning) registered until 31.12.2015, by federal states [1]Abb. 2: Bis 31.12.2015 gemeldete Genehmigungen (ohne Inbetriebnahme) für neue WEA an Land nach Bundesländern [1]


paratively few approvals were granted during the second half of 2015. This is probably due to regional constraints (especially the building freeze for wind turbines in Schles-wig Holstein because of the necessary revision of the regional development plans and the introduction of stric-ter minimum distance rules in Bavaria). By contrast, the number of newly approved wind turbines in the period of 01.07.-31.12.2015 increased significantly in Lower Saxony, Baden-Wurttemberg, Thuringia and Saxony.The overview in Tab. 2 shows for which types of wind tur-bine the approvals reported to the installations register were granted. The TOP 10 WT types by Enercon, Vestas, Nordex, General Electric (GE) and Senvion represent 84% of all 988 approvals reported to the installations regis-ter until 31.12.2015. The greatest demand is for Nordex N117/2400, Enercon E-115 and E-101 as well as Vestas V112-3.3 MW.Tab. 2 also shows the regional distribution of the WT types for which approvals were obtained. Turbines with a very low specific capacity (ratio between capacity and rotor size in W/m²) of less than 250 W/m² (Nordex N117/2400, GE 2.75-120 and GE 2.5-120) are much in demand for sites in Southern Germany, whereas WT types with a specific capacity of more than 350 W/m² (e.g. Enercon E-92 / E-101 / E-82) are preferred in the North.

References / Literatur:[1] Bundesnetzagentur, Anlagenregister - Stand 29.02.2016

erteilt wurden. Als Grund sind hier aktuelle regionalspe-zifische Hemmnisse (v.a. der Baustopp für WEA in Schles-wig-Holstein wegen der erforderlichen Überarbeitung der Regionalpläne und die Einführung verschärfter Abstands-regelungen in Bayern) zu nennen. Im Gegensatz dazu stieg die Zahl der vom 01.07.-31.12.2015 neu genehmigten WEA in Niedersachsen, Baden-Württemberg, Thüringen und Sachsen deutlich an.Die Übersicht in Tab. 2 zeigt, für welche Anlagentypen die im Anlagenregister gemeldeten Genehmigungen erteilt wurden. Mit den aufgeführten TOP 10 WEA-Typen von Ener-con, Vestas, Nordex, General Electric (GE) und Senvion wer-den 84% aller 988 bis 31.12.2015 im Anlagenregister gemel-deten Genehmigungen dargestellt. Die größte Nachfrage besteht für die Anlagentypen Nordex N117/2400, Enercon E-115 und E-101 sowie Vestas V112-3.3 MW.Aus Tab. 2 wird auch die regionale Verteilung der geneh-migten WEA-Typen deutlich. Anlagen mit einer sehr geringen spezifischen Leistung (Verhältnis von Leistung zu Rotorgröße in W/m²) unterhalb von 250 W/m² (Nor-dex N117/2400, GE 2.75-120 und GE 2.5-120) werden für Standorte in Süddeutschland stark nachgefragt, während WEA-Typen mit Werten von mehr als 350 W/m² (z. B. Ener-con E-92 / E-101 / E-82) bevorzugt im Norden eingesetzt werden.

Tab. 2: Approvals for new onshore WTs registered until 31.12.2015 – TOP 10 WT types [1]Tab. 2: Bis 31.12.2015 gemeldete Genehmigungen für neue WEA an Land – TOP 10 WEA-Typen [1]

Wind turbine / Windenergieanlage Approvals / Genehmigungen

No. Manufacturer Hersteller Type Rated power

Nennleistung W/m2 Number Anzahl TOP 3 Regions

1 Nordex N117/2400 2.40 MW 224 172 Bayern, Baden-Württemberg, Thüringen

2 Enercon E-115 3.00 MW 285 141 Niedersachsen, Schleswig-Holstein, Nordrhein-Westfalen

3 Vestas V112-3.3 MW 3.30 MW 335 104 Rheinland-Pfalz, Nordrhein-Westfalen, Bayern

4 Enercon E-101 3.05 MW 381 100 Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern, Schleswig-Holstein

5 Vestas V126-3.3 3.30 MW 265 71 Niedersachsen, Baden-Württemberg, Bayern

6 GE GE 2.5-120 2.53 MW 224 57 Bayern, Brandenburg, Hessen

7 GE GE 2.75-120 2.75 MW 243 57 Baden-Württemberg, Bayern, Niedersachsen

8 Enercon E-92 2.35 MW 354 54 Schleswig-Holstein, Brandenburg, Niedersachsen

9 Enercon E-82 E2 2.30 MW 436 38 Niedersachsen, Brandenburg, Nordrhein-Westfalen

10 Senvion 3.2M114 3.20 MW 314 36 Nordrhein-Westfalen, Schleswig-Holstein, Rheinland-Pfalz

Others / Sonstige 158

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DEUTSCHENGLISH

Power Generation from Renewable Energies in Germany

Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland

Electricity generation from renewable energy sources con-tinued to be on a growth course in the year 2015. According to a preliminary prognosis by IWR (International Economic Platform for Renewable Energies) the electricity genera-tion from wind, solar, hydro power, biomass and geother-mal energy will exceed for the first time the 190 billion kWh mark (2014: 161.4 billion kWh). The share of electricity generated from renewable energies increased in 2015 to nearly 33 per cent of gross electricity consumption (2014: 27.4 per cent). The main driving factor for the growth in 2015 has been wind energy. Due to a good wind year as well as increased installations onshore and offshore, wind power generation was able to rise by about 50 per cent to approx. 87 billion kWh (2014: 57.4 billion kWh). Off-shore wind energy alone contributed approx. 8 bn kWh in 2015 (2014: 1.4 bn kWh). Assuming a good wind year, IWR expects wind power production to rise to almost 100 bn kWh in the year 2016, which means that the total produc-tion of power from renewables in Germany could exceed the 200 bn kWh mark for the first time.

Die Stromerzeugung aus regenerativen Energiequellen in Deutschland ist auch im Jahr 2015 auf Wachstumskurs. Nach einer ersten IWR-Prognose steigt die Stromerzeugung aus Wind, Solar, Wasser-, Bio- und Geoenergie erstmals auf über 190 Mrd. kWh (2014: 161,4 Mrd. kWh). Der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch erhöht sich 2015 auf knapp 33 Prozent (2014: 27,4 Prozent). Haupt-treiber für den Zuwachs im Jahr 2015 ist die Windenergie. Ein gutes Windjahr sowie der Zubau an Land sowie auf See lassen die Windstromerzeugung um rd. 50 Prozent auf etwa 87 Mrd. kWh (2014: 57,4 Mrd. kWh) ansteigen. Allein die Offshore-Windenergie steuerte 2015 bereits rd. 8 Mrd. kWh (2014: 1,4 Mrd. kWh) bei. Für das Jahr 2016 erwartet das IWR unter der Annahme eines guten Wind-jahres annährend 100 Mrd. kWh Windstrom, sodass die gesamte regenerative Strommenge in Deutschland erst-mals die Marke von 200 Mrd. kWh überschreiten könnte.

Wie Solar- und Windenergie im Jahresverlauf den Bedarf an konventioneller Kraftwerksleistung abdecken

Bildlich gesprochen beschreibt der Tagesgang der Strom-nachfrage in Deutschland eine – je nach Jahreszeit – mehr

EXTERNAL ARTICLE

Tab. 1: Renewable power generation (bn kWh) in Germany. Source: IWR, data: IWR, AGEE-Stat, ÜNB, AG-Energiebilanzen

Tab. 1: EE-Stromerzeugung (Mrd. kWh) in Deutschland. Quelle IWR, Daten: IWR, AGEE-Stat, ÜNB, AG-Energiebilanzen

Year / Jahr 2014 2013 2012 2011

Total / Gesamt 161 152 144 124

Wind 57 52 51 49

Solar / PV 35 31 26 20

Biomass / Bio 49 47 45 38

Hydro Power / Wasser 20 23 22 18

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

EE-Stromerzeugung in Deutschland (Mrd. kWh)

Quelle: IWR, Daten: AGEE-Stat, * = IWR-Prognose

*

© IWR, 2016

Fig. 1: Renewable power generation in Germany (billion kWh)Abb. 1: EE-Stromerzeugung in Deutschland (Mrd. kWh)


N. AllnochInternationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR), Münster

How Solar Power and Wind Energy can Reduce the Demand for Conventional Power Plant Capacity

Figuratively speaking, the daily course of demand for power describes a bell-shaped curve, more or less distinct depend-ing on the season. Starting at the lower night-time level, the demand for power is rising until reaching the peak at midday. To cover this additional demand, in the past more and more conventional power plants, such as coal or gas-fired power plants, were added hourly until midday, and then gradually turned off again during the afternoon due to the decrease in the demand for electricity. Today, the additional power plant output can largely be covered with the aid of solar power and wind energy plants. Due to the sunnier weather, the contribution of solar power genera-tion prevails during the summer months, whereas in winter because of the more frequent cyclonic weather conditions, wind energy use contributes a greater share to renewable power production.

In Summer, Solar Energy Covers the Major Part of the Demand for Power During the Day

During the sunny months (Fig. 2) of summer, solar energy (yellow bars) has shown itself to be especially reliable, since the solar energy rises and falls parallel to the daily course of demand for power in Germany. And not just when the sun is shining brightly. Even on cloudy days, the contribu-tion of solar energy to the peak load at midday reaches an output of 10,000 MW and more, while on sunny days up to well above 20,000 MW can be reached. The need for con-ventional power plants (grey bars) falls noticeably due to the use of renewable energy. The diagram below shows the average daily course of power demand in May 2015. At mid-day more than 40 per cent of the total power plant capac-ity needed were covered by solar power and wind energy onshore and offshore (yellow and blue bars).

oder weniger stark ausgeprägte Glockenkurve. Ausgehend vom niedrigen Nachtniveau steigt die Stromnachfrage tags über bis zum Mittag auf einen Höchstwert. Um diesen Mehrbedarf abzudecken, mussten in der Vergangenheit bis zum Mittag immer mehr konventionelle Kraftwerke wie Kohle- oder Gaskraftwerke stundenweise zugeschal-tet werden, die nachmittags wieder nach und nach wegen des Rückgangs der Stromnachfrage abgeschaltet wurden. Heute kann die zusätzliche Kraftwerksleistung zu großen Teilen mit Hilfe von Solarstrom- und Windenergieanlagen abgedeckt werden. Dabei überwiegt aufgrund der Witte-rung in den Som mermonaten der Beitrag der solaren Stro-merzeugung. In den Wintermonaten steuert aufgrund der häufigeren zyklonalen Witterung die Windenergienutzung stärker zur regenerativen Stromerzeugung bei.

Solarenergie deckt im Sommer den Großteil der Tagesleis-tungs-Nachfrage ab

Vor allem die Solarenergie (gelbe Säulen) erweist sich gerade in den sonnenreichen Sommermonaten (Abb. 2) als besonders zuverlässig, da die Photovoltaik in Deutschland parallel zum Tagesgang der Stromnachfrage der Verbrau-cher steigt und fällt. Und das nicht nur bei strahlendem Sonnenschein. Selbst an wolkigen Tagen erreicht der Bei-trag der Solarenergie zur Spitzenlastzeit am Mittag eine Leistung von 10.000 MW und mehr, an sonnigen, strah-lungsreichen Tagen sind sogar bis deutlich über 20.000 MW möglich. Der Bedarf an konventionellen Kraftwer-ken (graue Säulen) sinkt durch den Einsatz erneuerbarer Energien spürbar. So entfallen im dargestellten mittleren Lastprofil im Mai 2015 zur Mittagszeit über 40 Prozent der insgesamt benötigten Kraftwerksleistung auf Solar- und On- bzw. Offshore-Windenergieanlagen (gelbe und blaue Säulen).

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Wind Energy Reliable Supplier of Power During the Wind Months

In contrast to the summer months, in winter (Fig. 3) the power production of wind energy onshore and offshore (blue bars) is the major renewable energy source. This is because of the frequent low pressure areas passing through with distinctly higher wind speeds than in summer. Other than the solar energy, wind power generation does not have a typical diurnal variation. However, in combination with the solar power capacity available also during the winter months, wind energy makes a strong contribution to reducing the demand for additional conventional power plant capacity.With the planned further development of offshore wind energy in the German North Sea and Baltic Sea, power gen-eration from renewable sources in Germany will continue to rise significantly, also because wind speeds at sea are considerably higher than in inland areas. It is quite real-istic to expect approx. 4,000 full-load hours for offshore wind turbines. Taking a look at the other countries border-ing the North Sea and their offshore development plans, it becomes obvious that the North Sea is developing into a new type of energy field: declining oil production and at the same time continuously rising wind power produc-tion in the coming years. Between 2030 and 2040 about 10 per cent of the total power consumption of the European Union could be covered by North Sea power.

Windenergie in den Wintermonaten zuverlässiger Ener gie liefe rant

Im Unterschied zu den Monaten im Sommer stellt in den Wintermonaten (Abb. 3) die Stromerzeugung aus On- und Offshore-Windenergieanlagen (blaue Säulen) den zentra-len regenerativen Leistungsträger. Grund sind die mit den häufig durchziehenden Tiefdruckgebieten deutlich höhe-ren Windgeschwindigkeiten als im Sommer. Anders als die Solarenergie weist die Windstromerzeugung zwar keinen typischen Tagesgang auf. Im Ergebnis mindert die Winde-nergie in Kombination mit der auch in den Wintermonaten vorhandenen Solarstromerzeugung den Bedarf an zusätzli-cher konventioneller Kraftwerksleistung deutlich.Mit dem geplanten, weiteren Ausbau der Offshore-Winde-nergie in der deutschen Nord- und Ostsee wird die rege-nerative Stromerzeugung in Deutschland weiter deutlich steigen. Dazu tragen auch die im Vergleich zum Binnen-land höheren Windgeschwindigkeiten bei. So können für die Offshore-Windkraftanlagen durchaus rd. 4.000 Vollast-benutzungsstunden erwartet werden. Fasst man die Nord-see-Anrainerstaaten und deren Offshore-Ausbaupläne zusammen, dann ist absehbar, dass sich die Nordsee zu einem neuen Energiefeld entwickelt: Rückgang der Ölför-derung und gleichzeitig immer höhere Windstromerzeu-gung in den nächsten Jahren. Zwischen 2030 und 2040 könnten bereits rd. 10 Prozent des gesamten Strombedarfs der Europäischen Union aus der Nordsee stammen.

© IWR, 2016

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00konv. Wind Offshore Wind Onshore Solar

Kraftwerksleistung (MW)

Lastprofil Stromerzeugung in Deutschland im Mai 2015

Quelle: IWR, Daten: IWR, Amprion, TenneT TSO, Transnet BW, 50 Hertz

© IWR, 2016

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Kraftwerksleistung (MW)

Lastprofil Stromerzeugung in Deutschland im Dezember 2015

Quelle: IWR, Daten: IWR, Amprion, TenneT TSO, Transnet BW, 50 Hertz

Fig. 2: Demand set of power generation in Germany in May 2015; Power plant capacity (MW)

Abb. 2: Lastprofil Stromerzeugung in Deutschland im Mai 2015

Fig. 3: Demand set of power generation in Germany in December 2015; Power plant capacity (MW)

Abb. 3: Lastprofil Stromerzeugung in Deutschland im Dezember 2015

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WE KNOW WINDCourse Program 2016Latin America & Spain

Location DaysBrazil, São Paulo 14/15.04.2016Argentina, Buenos Aires 10/11.05.2016Chile, Santiago 12/13.05.2016Peru, Lima 16/17.05.2016Colombia, Bogotá 26/27.09.2016Costa Rica, San José 29/30.09.2016Mexico, Mexico City 04/05.10.2016Spain, Madrid 15/16.11.2016



All seminars will be conducted in Spanishexcept in Brazil, which will be in Portuguese.

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Jubiläumsfeier 25 Jahre DEWI

Celebrating 25 Years of DEWI

DEUTSCHENGLISH

On February 4, 2016, DEWI celebrated its 25th anniversary in the Atlantic Hotel Wilhelmshaven together with numer-ous guests and DEWI employees from German as well as from international branches. The anniversary of DEWI was an appropriate reason to glimpse into the future but also to review the past. During the celebration guests could remember DEWI’s milestones in development by taking a look at the time line that had been built up in the foyer of the hotel. Ursula Glaser, mayor of the city of Wilhelmshaven, where DEWI had been founded 25 years ago, addressed a few words to the guests. In her speech she talked about the beginnings of DEWI and its importance for the city of Wilhelmshaven. Stefan Wenzel, Minister for Environment, Energy and Cli-mate Protection, as well as deputy prime minister, came as a representative of the federal state of Lower Saxony. He highlighted the relevance of DEWI’s research work for the further expansion of renewable energies. Furthermore, he spoke about Lower Saxony’s efforts to realize energy transi-tion, about the future design of energy systems and about external conditions for the extension of renewable energies.A special look back at 3,000 years of wind energy was given by Prof. Dr. Andreas Reuter, Director of IWES Northwest Fraunhofer Institute for Wind Energy and Energy System Technology. He gave a very entertaining presentation which showed quite amazingly how DEWI’s managing director Jens Peter Molly has influenced the development of wind energy technology from its earliest beginnings. Four years ago, the former DEWI GmbH was privatized and became a part of the US-American corporation UL (Under-writers Laboratories). Jeff Smidt, Vice President and Gen-eral Manager UL Energy and Power Technologies, and Gitte Schjøtz, Senior Vice President UL International Demko A/S, took a look back at this process. Both of them had directly been involved in the privatization process and stressed once more the high significance of DEWI for UL.

Am 4. Februar 2016 feierte DEWI sein 25-jähriges Bestehen im Atlantic Hotel Wilhelmshaven im Beisein von zahlrei-chen Gästen sowie den Mitarbeitenden aus den deutschen und internationalen Niederlassungen. Das Jubiläum bot einen geeigneten Anlass, neben dem Blick in die Zukunft auch die Vergangenheit Revue passieren zu lassen. Die Gäste hatten deshalb Gelegenheit, die Meilensteine der DEWI-Entwicklung anhand eines Zeitstrahls, der im Hotel-foyer aufgebaut war, in Erinnerung zu rufen.Grußworte seitens der Stadt Wilhelmshaven, in der DEWI vor 25 Jahren gegründet wurde, überbrachte die Bürger-meisterin Ursula Glaser, die in ihrer Rede auch auf die Ver-gangenheit und die Bedeutung von DEWI für Wilhelmsha-ven einging.Als Vertreter des Landes Niedersachsen, dem ehemali-gen DEWI-Gesellschafter, kam Stefan Wenzel, Minister für Umwelt, Energie und Klimaschutz sowie stellvertretender Ministerpräsident. Er hob die hohe Relevanz der DEWI-For-schungsarbeit für den weiteren Ausbau der regenerativen Energien hervor. Außerdem ging er auf die Anstrengungen des Landes Niedersachsen zur Umsetzung der Energie-wende ein, auf die zukünftige Gestaltung der Energiesys-teme sowie auf die Rahmenbedingungen für den Ausbau der erneuerbaren Energien.Einen besonderen Rückblick auf 3.000 Jahre Windenergie gab Prof. Dr. Andreas Reuter, Leiter des Fraunhofer-Insti-tuts IWES Nordwest für Windenergie und Energiesystem-technik. Der Vortrag war für alle Gäste sehr erheiternd und zeigte in verblüffender Weise auf, welchen Einfluss DEWI-Geschäftsführer Jens Peter Molly auf die Entwick-lung der Windenergietechnik hatte.Vor vier Jahren wurde die damalige DEWI GmbH privati-siert und ist seitdem ein Teil des US-amerikanischen Kon-zerns UL (Underwriters Laboratories). Einen Rückblick auf diesen Prozess gaben Jeff Smidt, Vice President and Gene-ral Manager UL Energy and Power Technologies, und Gitte Schjøtz, Senior Vice President UL International Demko A/S.

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Towards the end of the official part of the celebration, managing director Jens Peter Molly gave insights into the foundation of DEWI as well as a humoristic and ironic look back at 25 years of DEWI. During his speech he underlined how important DEWI’s employees are for the success of the company. Without them DEWI would not have been able to develop into a globally acting and highly respected com-pany. A major part of the staff has been working for DEWI for many years and was honored for their commitment during the anniversary celebration. After a coffee break the less formal part of the program was initiated by an improv comedy show that soon had the audience laughing out loud. Afterwards the guests enjoyed a delicious buffet and had the opportunity for a nice exchange of thoughts that lasted deep into the night and that was accompanied by music and various games.

Beide waren an dem Prozess direkt beteiligt und zeigten nochmals die hohe Bedeutung von DEWI für UL auf.Zum Ende des offiziellen Teils der Feierlichkeit gab Geschäftsführer Jens Peter Molly Einblicke in die Grün-dungsphase von DEWI und einen humorvollen sowie ironi-schen Rückblick auf 25 Jahre DEWI. Dabei hob er vor allem hervor, dass DEWI nur mit dem großen Engagement der Mitarbeitenden zu einem weltweit agierenden und aner-kannten Unternehmen wachsen konnte. Ein großer Teil der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter sind schon seit vielen Jahren bei DEWI beschäftigt und wurden im Rahmen der Jubiläumsfeier für ihren langjährigen Einsatz geehrt. Nach einer Kaffeepause stand der weniger formale Pro-grammteil an, den ein Improvisationstheater einleitete und viele herzhafte Lacher erntete. Im Anschluss stärk-ten sich die Gäste am Büfett, bevor es zum gemütlichen Gedankenaustausch bis spät in die Nacht bei Musik und diversen Spielen ging.


DEWI-OCC übergibt Zertifizierung an Gamesa auf EWEA

DEWI-OCC, die akkreditierte unabhängige Zertifizierungs-stelle der UL/DEWI-Gruppe, hat die Typenzertifizierung für die G114-2.5 MW-Turbine von Gamesa, einem globalen Technologieführer in der Windenergiebranche, ausgestellt. Hergen Bolte, Geschäftsführer von DEWI-OCC, übergab das Zertifikat persönlich an José Antonio Malumbres, Gamesas Technologie-Vorstand, während der EWEA 2015. Die Messe, die eine der wichtigsten Veranstaltungen der Windindustrie ist, fand in Paris, Frankreich, vom 17. bis 20. November 2015, statt. DEWI stellte Dienstleistungen wie LiDAR-Messungen, Lebensdauerverlängerung und Ursachenanalyse vor.

DEWI bei Enercons Eröffnungsveranstaltung in Costa Rica vertreten

DEWI-Mitarbeiter Jorge Melero, Renewable Energies Unit Manager für Mexiko und Zentralamerika, hielt eine Präsen-tation über Technical Due Diligence-Dienstleistungen wäh-rend der Eröffnungsveranstaltung von Enercon in Costa Rica. „Ich war froh über die Gelegenheit bei diesem wundervollen Event zu sprechen und in diesem noch jungen Markt invol-viert zu werden“, sagt Melero. DEWI ist seit drei Jahren in dem zentralamerikanischen Markt präsent und stellt unab-hängige Ingenieurdienstleistungen für Wind und PV bereit.

DEWI-OCC Hands Over Certificate to Gamesa at EWEA

DEWI-OCC, the accredited independent certification body of the UL/DEWI-group, has issued the type certification for G114-2.5 MW turbine of Gamesa, a global technology lea-der in wind energy. Hergen Bolte, head of DEWI-OCC, han-ded the certification in person to José Antonio Malumbres, Gamesa‘s Chief Technology Officer, during the EWEA 2015 trade fair, one of the sector‘s hallmark events that took place in Paris, France, between November, 17 and 20, 2015. DEWI presented services such as LiDAR measurement, wind farm life time extension and root cause analysis.

DEWI at Enercon’s Opening Event in Costa Rica

DEWI employee Jorge Melero, Renewable Energies Unit Manager for Mexico and Central America, gave a presen-tation about Technical Due Diligence Services at Enercon’s opening event in Costa Rica. “I was happy about the oppor-tunity to speak at this wonderful event and to get involved in these still young markets”, says Melero. DEWI has been involved in Central American markets for three years, pro-viding independent engineering services for wind and PV plants.

Presentation of DEWI at Windenergietage 2015

DEWI was present at 24th Windenergietage from November 10 to 12, 2015. DEWI expert Jan Raabe, Project Manager in the Micrositing team, talked during the second day of the con-

DEWI/UL News

ENGLISH

Fig. 1: Hergen Bolte, head of DEWI-OCC, hands over the certificate to José Antonio Malumbres, Gamesa‘s Chief Technology Officer

Abb. 1: Hergen Bolte, Geschäftsführer von DEWI-OCC, übergibt das Zertifikat an José Antonio Malumbres, Gamesas Technologie-Vorstand

Fig. 2: DEWI employee Jorge Melero at Enercon’s opening event in Costa Rica.

Abb. 2: DEWI-Mitarbeiter Jorge Melero während der Eröffnungsver-anstaltung von Enercon in Costa Rica

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Präsentationen von DEWI bei den Windenergietagen 2015

DEWI (UL International GmbH) ist bei den 24. Windenergie-tagen vom 10. bis 12. November 2015, in Linstow, Deutsch-land vertreten gewesen. Jan Raabe, Projekt Manager aus dem Micrositing-Team bei DEWI, sprach am zweiten Tag der Konferenz über die Konsistenz von Langzeitdatenquellen im Rahmen ihrer Verwendung in Energieertragsermittlungen in Deutschland. „Die Differenzen in der Langzeitnormierung bei Verwendung unterschiedlicher Langzeitdaten sind der-zeit ein heiß diskutiertes Thema in der Branche“, sagt Raabe.

DEWI organisiert zwei Seminare in Madrid und Mexico City

Im letzten Oktober und November hat DEWI zwei Seminare durchgeführt – mit großem Erfolg. Das „Advanced Wind Energy“-Seminar in Madrid befasste sich schwerpunktmä-ßig mit Risikominderung während verschiedener Projekt-phasen (Entwicklung, Aufbau, Betrieb und Betriebsende), und das Seminar in Mexiko thematisierte die Optimierung von Windparks. Die DEWI-Experten, die das Seminar vor-bereitet hatten, erhielten bei beiden Veranstaltungen sehr zufriedenstellende Rückmeldungen von den Teilnehmen-den. Zu diesen gehörten Vertreter von Entwicklern, Betrei-bern, Herstellern und Ingenieurbüros. Auch in diesem Jahr wird DEWI wieder verschiedene Seminare in Spanien und in Lateinamerika anbieten.

DEWI sponsert Damenfußballmannschaft

DEWI hat sich für ein lokales Sportteam engagiert: Der welt-weit tätige Windenergie-Dienstleister sponserte die neuen Trikots der Damenmannschaft des Fußballvereins FC Zetel. Die Mannschaft freute sich darüber in Zukunft mit dem Logo von DEWI auf der Brust zu spielen. „Wir schätzen die Unter-stützung von DEWI sehr und hoffen, dass wir unsere Saison erfolgreich beenden“, sagt Miriam Schwinn, Labortechnike-rin bei DEWI und Torhüterin der Mannschaft.

ference about the consistency of different long-term data in the context of energy yield assessment in Germany. “The differences within long-term standardization while applying various long term data is currently a widely discussed topic within the industry”, says Raabe.

DEWI Holds Seminar in Madrid and Mexico City

DEWI organized two seminars in October and November 2015 – with great success. The „Advanced Wind Energy“- seminar in Madrid focused on risk mitigation through the different phases of the project (development, construction, operation, and end of life) while the seminar in Mexico addressed the topic “Optimization of Wind Farms”. DEWI-experts, who had been preparing the seminar, closed both seminars with a highly satisfactory result according to the feedback recei-ved from participants. These included representatives from developers, operators, manufacturers and engineering com-panies. This year DEWI will again offer seminars in Spain as well as in Latin America.

DEWI Sponsors Ladies Soccer Team

DEWI engaged in local community sports team: The global wind energy service provider sponsored the new jerseys of FC Zetel’s ladies soccer team. The team is happy to play with DEWI’s logo on their shirts. “We really appreciate DEWI’s support and hope to conclude our season successfully”, says Miriam Schwinn, Laboratory Technician at DEWI and goal-keeper in the FC Zetel team.

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Fig. 3: DEWI seminar in MexicoAbb. 3: DEWI Seminar in Mexiko

Fig. 4: Ladies soccer team FC Zetel with the new jerseysAbb. 4: Damenmannschaft des Fußballvereins FC Zetel mit den

neuen Trikots

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