Windmessungen

Ausgangslage

Zur Überprüfung unserer Annahmen und der Prognose des externen Gutachters bezüglich der vor Ort herrschenden Windgeschwindigkeiten haben wir eine zwölfmonatige Windmessung am Standort durch das akkreditierte Gutachterbüro EWS durchführen lassen. Die Windmessung orientiert sich dabei an der Technischen Richtlinie 6 (TR6). Diese Richtlinie stellt einen zentralen Standard für die Erstellung von Ertragsgutachten dar – insbesondere im Hinblick auf eine spätere Finanzierung durch Banken.

Da sich im Umfeld des geplanten Windparks keine Referenzanlagen befinden, wurde auf eine eigenständige Messung zurückgegriffen. Während früher hierfür häufig hohe Windmessmasten zum Einsatz kamen, setzt sich in der Branche zunehmend der Einsatz von Lidar-Technologie (Light Detection and Ranging) durch. Der Grund: geringerer Aufwand bei gleichzeitig hoher Messgenauigkeit.

Lidar-Geräte messen Windgeschwindigkeiten, indem sie Laserimpulse aussenden, die an kleinsten Partikeln (Aerosolen) in der Luft reflektiert werden. Anhand der durch den Dopplereffekt verursachten Frequenzverschiebung zwischen ausgesendetem und empfangenem Lasersignal lassen sich sowohl die horizontale als auch die vertikale Windgeschwindigkeit sowie die Windrichtung präzise berechnen – und das in mehrere Richtungen gleichzeitig.

Mit dieser Methode können Windgeschwindigkeiten von 0 bis 60 m/s in Höhen von bis zu 300 Metern zuverlässig erfasst werden.

Für die Messung in Altötting wurden am 29. November 2023 zwei Geräte des Fabrikats Windcube V2 platziert - eines auf Gemeindegebiet Neuötting und eines auf Haiminger Gebiet. Dies ermöglicht eine umfassende Erfassung der Windverhältnisse im gesamten Plangebiet.

Nach Abschluss der Messphase wurden beide Geräte am 05. Dezember 2024 abgebaut und zur Nachverifikation am Verifikationsmessmasten des Gutachterbüros EWS nach Niederösterreich gebracht. Dort erfolgte in den folgenden zwei Monaten ein direkter Vergleich mit stationären Messgeräten: Anemometern zur Erfassung der Windgeschwindigkeit und Anemoskopen zur Bestimmung der Windrichtung. Diese Überprüfung wurde ebenfalls vor Aufstellen der Lidar-Geräte durchgeführt. Somit kann die Korrektheit der erfassten Daten vollständig bestätigt werden.

Ergebnisse der Messungen

Die im Juni 2024 veröffentlichte gutachterliche Zwischenbewertung wies eine mittlere Windgeschwindigkeit von 5,61m/s in Nabenhöhe auf. Nach Abschluss der zwölfmonatigen Messkampagne konnte diese Prognose im Mai 2025 durch eine umfassende Auswertung und Langzeitkorrektur der gesammelten Daten bestätigt werden: Die gemessene mittlere Windgeschwindigkeit über den gesamten Jahresverlauf liegt bei 5,55 m/s.

Datenverfügbarkeit

Gemäß TR6 wird eine Datenverfügbarkeit der Windmessung von über 80 % auf mindestens 75 % der geplanten Nabenhöhe benötigt, in unserem Fall also insgesamt 85.000 Messwerte auf 150 m Höhe. Diese Vorgabe wurde deutlich übertroffen: Im Erfassungszeitraum konnten auf 160 m Höhe insgesamt 88.768 gültige Messwerte aufgezeichnet werden. Erst ab 170 m Höhe lag die Erfassungsquote unter den geforderten 80 %. Daher beziehen sich die folgenden Auswertungsgrafiken auf eine Referenzhöhe von 160 Metern.

Windgeschwindigkeit im Jahresverlauf

Die windstärksten Monate im Erfassungszeitraum waren die Monate Dezember 2023 und September 2024. Hier wurde in Nabenhöhe eine maximale Windgeschwindigkeit von 22,8 m/s registriert. Bei einzelnen Böen wurden sogar Geschwindigkeiten von bis zu 35,0 m/s erreicht. Die Sommermonate Juli und August wiesen erwartungsgemäß die geringsten Windgeschwindigkeiten auf.

Häufigkeitsverteilung und Windrichtung

Die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten wird nachfolgend mit Hilfe einer Weibullverteilung dargestellt. Die am häufigsten vorkommenden Windgeschwindigkeiten bewegen sich demnach zwischen 1 und 10 m/s, wobei die Windenergieanlagen typischerweise ab 3 m/s beginnen Strom zu produzieren.

Die vorherrschenden Windrichtungen liegen erwartungsgemäß bei 240-280° westlich sowie 70-110° östlich. Die Hauptwindrichtung ist insbesondere für die Standortwahl der Windenergieanlagen entscheidend und wurde bei der Layoutplanung entsprechend berücksichtigt.

Höhe lohnt sich

Die Auswertung der Messungen bestätigt eindrucksvoll den Nutzen moderner Windenergieanlagen mit einer Nabenhöhe von 199m – insbesondere für den Standort Altötting. Im Höhenbereich zwischen 160 m und 200 m, in dem sich die aktuelle Anlagentechnologie bewegt, wurde eine ausgeprägte Windscherung festgestellt. Diese beschreibt den Effekt, dass die Windgeschwindigkeit mit zunehmender Höhe überproportional zunimmt – ein entscheidender Vorteil, der sich insbesondere bei Nabenhöhen um 199 m wirtschaftlich bemerkbar macht. Die Messergebnisse zeigen somit klar: Der Einsatz von Anlagen mit großer Nabenhöhe ist am Standort nicht nur technisch sinnvoll, sondern auch aus energieerträglicher Sicht besonders effizient.

Wirtschaftlicher Betrieb

Die Kombination aus den gewählten Standorten und der Nutzung der neuesten Anlagentechnik ermöglichen eine klimafreundliche und nachhaltige Energieversorgung durch Windenergie, auch in Schwachwindgebieten wie im Landkreis Altötting.

Wir rechnen mit einem jährlichen Ertrag je Windenergieanlage in Höhe von etwa 12 GWh. Der Windpark kann mit einer voraussichtlichen Gesamtleistung von ca. 320 GWh pro Jahr rechnerisch über 90.000 Haushalte ein Jahr lang mit Energie versorgen.