# Windgutachten

Ein Windgutachten prognostiziert die mittlere Windgeschwindigkeit und den zu erwartenden Energieertrag für den Standort einer zu bauenden Windenergieanlage (WEA) über die zu erwartende zukünftige Betriebsdauer von bis zu 20 Jahren.
Grundlagen sind gemessene und berechnete Windverhältnisse, die Leistungskurve einer Windenergieanlage, Abschattungs- und Turbulenzeffekte, Nutzungseinschränkungen durch Vereisung, Schattenwurf und Lärmschutzregeln. Neben den reinen Windgutachten, in denen die Energieproduktion berechnet wird, gibt es ebenfalls gesonderte Gutachten zu Turbulenzen, Schattenwurf und Schallimmissionen. Unabhängige Windgutachten bilden bei Projektprüfungen (Due Diligence) eine Datengrundlage für die Bewertung zukünftiger Projekte.

## Methodik

Prinzipiell wird auf der Basis der Analyse gemessener und langzeitkorrelierter Winddaten der Vergangenheit angenommen, dass diese auch in der Zukunft mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit wieder auftreten. Punktuell gemessene meteorologische Parameter (hauptsächlich Windgeschwindigkeit und Windrichtung) werden mittels geeigneter Modellierungsverfahren in ein räumliches Windfeld überführt.
Am Anfang steht die Begutachtung des zukünftigen Standortes. Mit Hilfe topographischer Karten (topographische Karten 1:25000) und einer Standortbesichtigung wird ein digitales Geländemodell für das Micrositing erstellt. Während die Rauigkeiten anhand der Karten und der Standortbesichtung meist in einem Umkreis von 20 bis 40 Kilometern digitalisiert werden, können die Höhenlinien aus GIS- oder SRTM-Daten erzeugt werden. Die direkte Umgebung muss wegen möglicher Abschattungs-Effekte detaillierter ermittelt werden. Gebäude, Straßen, Bäume, Gewässer, Hecken und weitere Windenergieanlagen gehören dazu. Es ist hier auch zu berücksichtigen, dass dies sich mit der Zeit wandelt und so ist zu empfehlen, dass Windgutachter und Auftraggeber sich über mögliche Änderungen in Bebauungsplänen abstimmen.
Für die Nachbildung der Luftströmungen werden verschiedene Möglichkeiten herangezogen. Zum einen ist es üblich, die Winddaten von Wetterstationen (bspw. des DWD) oder Windmessungen zu verwenden. Wichtig dabei ist die Langzeitkorrelation. Aufgearbeitete Daten müssen einen Zeitraum von mindestens 10 Jahren abbilden. Je länger dieser Zeitraum ist, desto zuverlässiger sind auch die Langzeitprognosen. Neben dieser Variante gibt es auch die Möglichkeit, Windgeschwindigkeiten über die Interpolation von Höhen- und Breitengraden und unter Berücksichtigung topographischer Gegebenheiten zu berechnen. Als Grundlagen dienen dabei eine Luftdruck-Datenbasis von Wetterstationen und Satellitendaten. Hierbei ist jedoch zu berücksichtigen, dass solche mesoskaligen Modelle schon aufgrund ihrer relativ geringen Auflösung mit sehr großen Unsicherheiten verbunden sind.
Die Windverhältnisse am Referenzstandort werden über die mittlere Windgeschwindigkeit und zum anderen über die Energiedichte je nach Höhe über Grund beschrieben. Die Zusammensetzung der Anteile von Windgeschwindigkeitsintervallen wird mit der Weibull-Verteilung (A- & k-Parametern) beschrieben. Da in die Energieberechnung die Windgeschwindigkeit mit der 3. Potenz eingeht, ist es nicht nur wichtig zu wissen, wie hoch die mittlere Windgeschwindigkeit ist, sondern auch wie sich die gemessenen Windgeschwindigkeiten verteilen.
Gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sind die Verhältnisse freiangeströmter Windenergieanlagen zum Referenzertrag zu ermitteln. Mit der Bildung eines Windparks kommt es durch Abschattungen zu sog. Parkverlusten. Ebenfalls von Interesse sind die Turbulenzeffekte, die sich mit abnehmendem Abstand zu Hindernissen oder anderen WEAs erhöhen und die Lebensdauer der Rotorblätter verkürzen können.
Zur näheren Erläuterung der Herangehensweise zählt auch eine Unsicherheitsbetrachtung, bei der die einzelnen Analyseteile individuell betrachtet werden und ggf. auf hohe Unsicherheiten, wie berechnete Kennlinien, hingewiesen wird.