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„Windpark Lichter Küppel“

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Präsentation zum Thema: "„Windpark Lichter Küppel“"—  Präsentation transkript:

1 „Windpark Lichter Küppel“
Informationsabend „Windpark Lichter Küppel“ im Bürgerhaus Moischt

2 Inhalte Windmesskampagne Anlagendaten Umwelt Archäologie Sichtbarkeit
Wirtschaftlichkeit Zeitplan

3 Übersichtsplan der Standorte
WEA 1 (Windmessmast) WEA 2

4 Windmessung – ausführende Unternehmen
Windmessmast Fa. Windhunter GmbH, Am Salzufer 15/16 Gebäude C, 2.OG links, Berlin Windmesstechnik am Mast und LiDAR-Messwagen Fa. BBB Umwelttechnik erneuerbare Energien GmbH (BBB); Stadtmühlweg 9, Weiden Auswertung der Messdaten durch: JUWI Energieprojekte GmbH; Energieallee 1, Wörrstadt Hr. Ulfried Oberth; Prüfung durch Markus Weimbs und Julia Sellner

5 Geplante Windenergieanlagen
Nordex N 117 – speziell für windschwache Gebiete ausgelegt. Nabenhöhe: ,6 m Rotordurchmesser: 117m Rotorfläche: m² el. Leistung: kW Drehzahl: ,6–18,8U/min Turmgewicht: 296t Gondelgewicht: 67t Blattgewicht: 8,1t Kreisumfang = pi * d = 3, m = 367,5663 m/s Umfangsgeschwindigkeiten Anlaufdrehzahl: 9,6 U/min * 367,5663 m/s = 0,16 U/s* 367,563 m/s = 58,81 m/s = 211 m/s max.-Drehzahl: 18,8 U/Min * 367,5663 m/s = 0,31333 U/s*367,5663m/s = 115m/s = 414 km/h

6 Windgeschwindigkeiten und -erträge
Berechnet 100,0 m [m/s] 5,65 Gemessen 98,9m [m/s] 5,63 Gemessen 140,0 m [m/s] 6,33 Langzeitkorreliert 100,0 m [m/s] 5,82 Langzeitkorreliert 140,0 m [m/s] 6,55 Die Langzeitkorrelation erfolgte mit Merra-/Votex-/NCEP-Messdaten ab 2001. Resultierende Pxx AEP-Werte [annual energy production] bezogen auf eine Nordex N 117 Gesamtunsicherheit [%] 10,2 Mittlerer P50-Bruttoertrag [MWh/a] 8.350 Mittlerer P75-Bruttoertrag [MWh/a] 7.776 Mittlerer P90-Bruttoertrag [MWh/a] 7.260

7 Abstände zu Immissionspunkten
WEA 1 WEA 2 Klinik Sonnenblick m m Elisabethbrunnen m m Schröck (mögl. Wohngebiet) 1.244m m Schröck (Schützenverein) m m Moischt (Eichgarten 13) m m Hahnerheide m m Cappel (Westerwaldstr. 6) m m Cappel (Am Köppel 18) m m Richtsberg (Jenaer Weg 22) 1.534m m Richtsberg (Pommernweg 7) 1.110m m Richtsberg (Badestube 34) m m Vorgabe: 1.000m Abstand zu ausgewiesenen Siedlungsflächen. Immissionspunkte werden von den örtlichen Behörden – hier das Bauordnungsamt der Stadt Marburg - , jeweils vor Ort ermittelt. Sie stellen die Punkte dar, an dnen mit den höchsten Belastungen zu rechnen ist. Bei der Ermittlung der Immissionspunkte werden nicht nur die Entfernungen, sondern auch die jeweilige Nutzung am Immissionsstandort berücksichtigt.

8 Schalltechnische Immissionsprognose
Richtwerte Prognosewerte T/N db(A) T/N db(A) Klinik Sonnenblick 45/ ,0/32,3 Elisabethbrunnen 60/45 33,4/33,4 Schröck (mögl. Wohngebiet) 55/40 36,1/32,5 Schröck (Schützenverein) 60/45 34,2/34,2 Moischt (Eichgarten 13) 55/40 37,2/33,5 Hahnerheide /45 34,5/34,5 Cappel (Westerwaldstraße 6) 50/35 37,9/34,3 Cappel (Am Köppel 18) 50/35 35,8/32,1 Richtsberg (Jenaer Weg 22) 50/35 36,9/33,2 Richtsberg (Pommernweg 7) 50/35 38,4/34,8 Richtsberg (Badestube 34) 50/35 37,9/34,2 Gutachter: Schalltechnisches Ing.-Büro Pies; Boppard-Buchholz Nach TA-Lärm gelten folgende Grenzwerte: tags nachts Mischgebiet/Dorfgebiet: 60 db(a) 45 db(a) allgem. Wohngebiet: 55 db(A) 40 db(A) reines Wohngebiet. 50 db(A) 35 db(A) Kurgebiet: 45 db(A) 35 db(A) Die Grenzwerte sollen 0,5 m vor dem Fenstere des vom Geräusch am stärksten betroffenen schutzbedürftigen Raumes eingehalten werden. Situation und Schallquelle Presslufthammer, 1m entfernt 100 db Hauptverkehrsstrasse, 10m entfernt ca db (A) PKW, 10 m entfernt ca. 60 – 80 db(A) Fernseher in 1m, Zimmerlautstärke ca. 60 db(a) normale Unterhaltung ca db(A) Blätterrauschen, ruhiges Atmen ca. 10 db(A) Eine empfundene Verdopplung der Lautstärke entspricht etwa einer Pegeländerung des Schalls zwischen 6 dB und 10 dB. Kurt Tucholsky schrieb treffend: "Der eigene Hund macht keinen Lärm - er bellt nur" und "Lärm ist das Geräusch der anderen".

9 Schattenwurfprognose
Schattenwurfdauer worst-case hh:mm/Jahr max. hh/mm/Tag Klinik Sonnenblick 00: :00 Elisabethbrunnen 00: :00 Schröck (mögl. Wohngebiet) 14: :23 Schröck (Schützenverein) 00: :00 Moischt (Eichgarten 13) 00: :00 Hahnerheide : :00 Cappel (Westerwaldstraße 6) 00: :00 Cappel (Am Köppel 18) 00: :00 Richtsberg (Jenaer Weg 22) 00: :00 Richtsberg (Pommernweg 7) 00: :00 Richtsberg (Badestube 34) 00: :00 Maximal erlaubte Beschattungszeit: 30h im Jahr oder 30 Min. am Tag. Gutachter: JUWI Energieprojekte GmbH

10 Schattenwurfkarte Entsprechend den sogenannten „Hinweisen zur Ermittlung und Beurteilung der optischen Immissionen von Windenergieanlagen“ des Arbeitskreises Lichtimmissionen der Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Immissionsschutz darf der Schattenwurf von Windenergieanlagen nicht länger als 30 Stunden pro Jahr und 30 Minuten am Tag auf ein Wohnhaus wirken. Bei Überschreitung dieser Dauer müssen die Windenergieanlagen abgeschaltet werden, solange ihr Schatten auf den Immissionspunkt fällt. Hierbei wird zwischen der theoretisch maximal möglichen und der tatsächlichen Schattenwurfdauer unterschieden. Die theoretisch maximal mögliche Schattenwurfdauer würde dann erreicht, wenn die Sonne stets schiene, der Rotor immer in Bewegung wäre und der Rotor außerdem immer quer zur Sonne stünde. Da dies nicht der Fall ist, liegt die tatsächliche Schattenwurfdauer deutlich unter der theoretisch maximal möglichen. Erfahrungsgemäß liegt an Standorten mit einer theoretisch maximal möglichen Schattenwurfdauer von 30 h/a die tatsächliche Schattenwurfdauer ungefähr bei 8 h/a. In der Bau- bzw. Bundes-Immissionsschutzgesetz-Genehmigung für Windkraftanlagen wird daher verlangt, dass eine Windenergieanlage, deren Schatten theoretisch die Schattenwurfdauer eines Immissionspunktes auf über 30 h/a oder 30 min/d hochtreiben kann, mit einer Abschaltautomatik ausgerüstet werden muss. Diese Abschaltautomatik muss so programmiert werden, dass die tatsächliche Schattenwurfdauer auf 8 h/a und 30 min/d begrenzt wird. Die Höhenunterschiede zw. Schattenrezeptor und Emissionsort werden in der Berechnung berücksichtigt; es wird bei der Beschattungsdauer immer der Summenwert aus allen Emissionsorten gebildet.

11 Brutplätze von Großvogelarten
Die Großvogelerfassung wird im Frühjahr 2015 fortgeführt Das Vorkommen des Haselhuhns wird gesondert untersucht. Bisherige Ergebnisse: Rotmilan-Horste sind nicht belegt. Schwarzstörche wurden nicht gefunden. Innerhalb des 500m–Radius wurden keine weiteren windkraft-relevanten Arten gefunden. Gutachter: Simon&Widdig GbR, Marburg

12 Fledermauspopulation
Die Untersuchungsmethodik zur Fledermauspopulation entspricht den Vorgaben des hess. „Leitfaden zur Berücksichtigung der Naturschutzbelange und Genehmigung von Windkraftanlagen“ und wurde zudem mit den Vertretern der Oberen Naturschutzbehörde zuvor abgestimmt. Es wurden: Horchboxen an den WEA-Standorten und am Windmessmast angebracht und ausgewertet. Netzfänge und Telemetrierungen von Fledermäusen durchgeführt. Mittels der Telemetrierung die Quartiersuchen durchgeführt. 11 Arten/Artengruppen nachgewiesen, jedoch keine Quartiere an den WEA-Standorten und deren Umgebung. Gutachter: Simon&Widdig GbR, Marburg Leitfaden - Berücksichtigung der Naturschutzbelange bei der Planung und Genehmigung von Windkraftanlagen (WKA) in Hessen; 29. November 2012

13 Archäologie am Lichter Küppel
Es ist bekannt, dass sich am Lichter Küppel Bodendenkmale in Form von Hügelgräbern befinden. Keines der bekannten Bodendenkmale (hier rot gekennzeichnet) wird durch die Errichtung der Windkraftanlagen beein-trächtigt oder gefährdet. Dies gilt auch für die Transportwege und die Trasse für die Elektro-Leitung. In Kooperation mit dem Landesamt für Denkmalschutz wird eine Untersuchung auf evtl. noch unbekannte Bodendenkmale zusätzlich durchgeführt. Gutachter: PZP Posselt&Zickgraf Prospektionen GbR, Marburg Lieferstrecke WEA 1 WEA 2 Elektro-Trasse

14 Visualisierung - Foto Standorte
Die Visualisierung erfolgt mit einer digitalen Spiegelreflexkamera auf Stativ auf 2m Höhe; Horizontalwinkel 52-54°. Diese Einstellung kommt dem menschlichen Blickwinkel am nächsten. Die Arbeiten und Auswertungen zur Visualisierung werden noch bis Ende Dezember 2014 andauern. Gezeigt werden im Folgen-den einige schon angefertigte Visualisierungen.

15 Moischt

16 Marburg Schloss

17 Marburg Elisabeth-Blochmann-Platz

18 Beltershausen

19 Krankenhaus Wehrda

20 Marburg - Lutherischer Kirchhof

21 Ertragsabschätzung für Lichter Küppel
Unter Einbezug der vorgenannten Windhöffigkeitsdaten wurde für den Windpark Lichter Küppel eine Ertragsprognose erstellt. Layout: 2 x Nordex N117/2400kW Nabenhöhe 140,6m Mittlerer Parkwirkungsgrad 98,8 % Gesamtunsicherheit 10,2 % Energieertrag pro WEA (P90-Wert) MWh/a ca h/a Damit können vom Windpark pro Jahr ca MWh el. Energie erzeugt und annähernd Haushalte mit Strom versorgt werden. Die jährliche CO2-Einsparung beträgt ca t. Nach ca. 9 Monaten hat eine Windkraftanlage die Energie erzeugt, die für ihre Errichtung benötigt wurde. p75-Wert Der p75-Wert ist ein Begriff aus der Überschreitungswahrscheinlichkeit und sagt aus, dass mit einer Wahrscheinlichkeit von 75 % der prognostizierte langjährig mittlere Jahresenergieertrag nicht unterschritten wird. Es verbleibt aber eine Wahrscheinlichkeit von 25 %, dass aufgrund der verschiedenen Unsicherheiten (die der Vergleichsanlagen, Langzeitbezug, Leistungskennlinie usw.) der prognostizierte langjährig mittlere Jahresenergieertrag nicht erreicht wird. Dieser Wert wird von den meisten Investoren gewählt. P-90-Wert analog zu P 75!

22 Investitionsplan Investitionsplan (Stand 12/2014)
Gutachten und andere Vorleistungen ca T€ Planungsauftrag an JUWI T€ BImSch-Genehmigung und andere Erlaubnisse ca T€ Infrastruktur extern des WP T€ Infrastruktur innerhalb des WP T€ Landschaftsbau T€ 2 WEA inkl. Fundament T€ Fundamentaushub, inkl. Bodenverbesserung T€ Unwägbarkeiten T€ Summe T€

23 Wirtschaftlichkeit und Risiko
Kalkuliert wurde auf Basis der Windertragsabschätzung, mit Basis der Windmesskampagne Betriebszeit: 25 Jahre (zzgl. 2 Jahre Planung und Bau) Abschreibungszeitraum: 16 Jahre Investitionsvolumen: 10,5 Mio. € Eigenkapital: 2,1 Mio. € Kreditzinssatz: 3,25 % (gemäß Inhaberschuldverschreibung SWMR, derzeitiges Marktniveau deutlich niedriger) Umsatzerlöse: P50 - ca. 27,6 Mio. € (über die Betriebszeit ) P75 - ca. 25,7 Mio. € P90 - ca. 24,0 Mio. € Rückbaukosten: € (Annahme) Wartung: Vollwartungsvertrag Renditeerwartung: P50 - 6,9% bezogen auf das eingesetzte Eigenkapital (bez. auf einges. Eigenkapital) P75 - 5,2% P90 - 3,8% Risiken Abschläge und Reserven für: Parkwirkungsgrad, Kabelverluste, techn. Verfügbarkeit, Eigenstromverbrauch, Investitionskosten Höhe der Risikopuffer: Wegfall der Kalkulationsreserve Betriebskosten würde die Rendite um 2,1 % verbessern

24 Ertragsgrundlage Anfänglicher sog. anzulegender Wert nach EEG 8/2014: 8,76 Ct/kWh in den ersten fünf Jahren bei IBN bis Verlängerung darüber hinaus wegen Unterschreitung des sog. Referenzertrags. Nach EEG 8/2014 ist die Direktvermarktung verpflichtend. Anlagenbetreiber erhalten daraus eine Marktprämie vom Netzbetreiber: Marktprämie (MP) = Anzulegender Wert (AW) - Monatsmarktwert (MW). Für die Vermarktung durch Dritte wurde ein Erlösabschlag angenommen. MP ergibt sich aus dem monatlichen Strompreis für Onshore-Windenergie an der Strombörse (MW). Der in der Wirtschaftlichkeitsberechnung für Lichter Küppel angenommene Vergütungsstartwert, mit Direktvermarktung, liegt damit bei 8,52 ct/kWh. der EEG-Vergütungssatz für den Lichter Küppel wurde in der Wirtschaftlichkeitsrechnung v wie folgt kalkuliert: Die Direktvermarktung ist verpflichtend. Anlagenbetreiber erhalten daraus eine Marktprämie vom Netzbetreiber, die sich wie folgt berechnet: Marktprämie (MP) = Anzulegender Wert (AW) minus Monatsmarktwert (MW). Der AW ist im EEG festgeschrieben. Für Onshore-Windanlagen beträgt er 4,95 Ct/kWh bzw. 8,9 Ct in den ersten fünf Jahren. Dieser Zeitraum verlängert sich abhängig vom Vergleich mit dem Referenzertrag. Im Fall Lichter Küppel profitiert der Windpark 20 Jahre lang vom höheren AW, da hier mit 80 % kalkuliert wurde. Lt. einer Kommentierung von Ihnen liegen wir aber sogar darunter, sodass hier wohl noch ein Risikopuffer enthalten ist. Die 8,9 Ct reduzieren sich durch vierteljährliche Absenkung für den Lichter Küppel auf 8,76 Ct bei Inbetriebnahme im Q Der Monatsmarktwert ist der tatsächliche Monatsmittelwert des Marktwerts von Strom aus Windenergieanlagen an Land am Spotmarkt der Strombörse. Hierfür wurde eine Annahme basierend auf dem aktuellen Spotmarktpreis an der EEX (jedoch für den allgemeinen Strommix) getroffen, mit Stand ca. 3. Quartal Im Zeitablauf wurde mit steigenden Strompreisen gerechnet, was zu einer sinkenden Marktprämie führt. Neben der Marktprämie erhält der Anlagenbetreiber natürlich noch den Direktvermarktungserlös. Hier wurde eine Vermarktung durch einen fremden Dritten angenommen, der für diese Dienstleistung 15 % des Direktvermarktungserlöses als Dienstleistungsentgelt einbehält. In Summe starten wir mit einer Vergütung von 8,52 Ct/kWh, die im Zeitablauf langsam auf 8,47 sinkt. Nach Wegfall der Marktprämie (Laufzeit gemessen am Referenzertrag, s.o.) sinken die spez. Erlöse um rund die Hälfte. Erlöse werden nun nur noch aus der Direktvermarktung erzielt. § 29 Windenergie (1) Für Strom aus Windenergieanlagen beträgt die Vergütung 4,87 Cent pro Kilowattstunde (Grundvergütung). (2) Abweichend von Absatz 1 beträgt die Vergütung in den ersten fünf Jahren ab der Inbetriebnahme der Anlage 8,93 Cent pro Kilowattstunde (Anfangsvergütung). Diese Frist verlängert sich um zwei Monate je 0,75 Prozent des Referenzertrags, um den der Ertrag der Anlage 150 Prozent des Referenzertrags unterschreitet. Referenzertrag ist der errechnete Ertrag der Referenzanlage nach Maßgabe der Anlage 3 zu diesem Gesetz. Die Anfangsvergütung erhöht sich für Strom aus Windenergieanlagen, die vor dem 1. Januar 2015 in Betrieb genommen worden sind, um 0,48 Cent pro Kilowattstunde (Systemdienstleistungs-Bonus), wenn sie ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme die Anforderungen nach § 6 Absatz 5 nachweislich erfüllen.

25 Ertragslinie

26 BImSchG-Genehmigung 01/2016
Grobterminplan BImSchG-Genehmigung 01/2016 Erteilung BImSchG-Antrag 08/2015 Fertigstellung Inbetriebnahme 12/2016 Baubeginn 03/2016

27 für Ihre Aufmerksamkeit!
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

28 Datenquellen für Langzeitkorrellation und Mittelwertbildung
„NCEP/NCAR“-Daten (National Centers for Environmental Prediction / National Center for Atmospheric Research) sind Reanalysedaten von langjährigen realen Messwerten, die seit 1948 verarbeitet werden. Die NCEP/NCAR-Datensätze liegen als Knotenpunkte in einem Raster von 2,5° vor und geben in einer zeitlichen Auflösung von 6 Stunden Aufschluss über die Windgeschwindigkeit in Höhen von 10 m und 42,5 m. MERRA-Daten („Modern ERA-Retrospective Analysis for Research and Application“) sind Realanalysedaten, welche mit einem GEOS-5 System seit 1983 verarbeitet werden. Die MERRA-Datensätze liegen als Knotenpunkte in einer räumlichen Auflösung von 0,5° vor und geben in einer Auflösung von 1 Stunde Aufschluss über die Windgeschwindigkeit in einer Höhe von 50 m. VORTEX-Daten sind kommerziell erwerbbare Reanalyse-Langzeitdaten der in Spanien ansässigen Firma „Vortex Factoria de Calculs, S.L.”. Dabei handelt es sich um modellierte Zeitreihen des Mesoskala-Modells WRF (Weather Research and Forecasting Model). Der Kunde kann zwischen drei Produkten unterschiedlicher Datengrundlage wählen: Der „VORTEX-MERRA“-Datensatz enthält als Basis die oben erwähnten MERRA-Daten. „VORTEX-ERA“ basiert auf dem sogenannten ERA Interim-Datensatz des ECMWF (European Centre for Medium-Range Weather Forecasts). Das National Center for Environmental Prediction (NCEP) liefert mit dem CFSR-Reanalyse-Datensatz den Input für das Produkt „VORTEX-CFSR“. Für alle VORTEX-Produkte beträgt die ursprüngliche horizontale Auflösung des WRF-Modells drei Kilometer, die hier verwendeten modellierten Zeitreihen sind zusätzlich punktgenau für den jeweiligen Standort nachprozessiert. Die zeitliche Auflösung beträgt eine Stunde, die Höhe ist 100 Meter über Grund.

29 Visualisierung – Regeln zur Erstellung
Aufnahmetechnik: digitale Spiegelreflexkamera auf Stativ; Normalsicht ohne Teleobjektiv, Brennweite 35 mm, welche auf Kleinbildformat umgerechnet einer Brennweite von 50 mm entspricht; Horizontalwinkel 52-54°. Diese Einstellung kommt dem menschlichen Blickwinkel am nächsten. Verarbeitung: Standort wird anhand topographischer Karten und Luftbildern aus-gewählt und vor Ort mittels GPS exakt erfasst. Der Fotopunkt, sowie zu-sätzliche vor Ort ermittelte Orientierungspunkte (GPS) und die erstell-ten Bilder werden elektronisch zu einem Panorama zusammengeführt. Über ein digitales Geländemodell und die fotorealistische Darstellung der Windenergieanlagen in maßstabsgetreuer Größe und deren Überlagerung mit dem Panorama, entsteht eine maßstabsgerechte und perspektivisch korrekte Simulation des geplanten Windparks. Sichtachsen Auswahl so, dass eine Achse zw. WEAn und Baudenkmal besteht, d.h. der Fotopunkt liegt vor dem Denkmal und die WEAn dahinter.


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