Zur Bestimmung der Korrekturfaktoren bzw. der Berechnung des zusätzlichen Zeitraums der erhöhten Anfangsvergütung werden von der FGW die Referenzerträge veröffentlicht sowie die Referenzzertifikate zur Verfügung gestellt. Nachfolgend finden Sie die herstellerbezogenen Listen mit den veröffentlichten Referenzerträgen für den neuen und den alten Referenzstandort. Für die dort aufgeführten WEA-Typen können im Shop die jeweiligen Referenzzertifikate bestellt werden.
BWE Service GmbH (Aerocraft, Elektromat, GET, Kano-Rotor, Krogmann, Lagerwey, Mitsubishi, NEDWIND, NEW, Ventis)
Bitte beachten Sie die Hinweis in der Liste zur Enercon E115. Bei Bestellungen eines Zertifikates für die E115 den für Ihre WEA gültigen Referenzertrag wählen und das Datum bei der Typenbezeichnung im Bestellformular mitangeben.
NEG Micon (Micon, Nordtank, Seewind, Wind World)
Nordex (Nordex, Südwind)
Senvion (Adler, Aeromann, BWU, HSU, Jacobs, Kenersys, Protec, REpower, Windmaster)
Bitte beachten Sie bei einigen Referenzerträgen in der Liste die Anmerkung 4) . Hier handelt es sich um Ersatzreferenzerträge, die nicht EEG konform sind. Eine Anwendung ist nur im Zusammenhang mit dem Empfehlungsschreiben des AK Referenzertrag vom 18.02.2020 in Betracht zu ziehen.
Empfehlungsschreiben – Senvion WEA ohne veröffentlichten Referenzertrag
Siemens Gamesa Renewable Energy (AN Bonus, Gamesa, Siemens)
Südwind (beauftragt von Firma Jadewind)
Diverse (AEOLUS, Amperax, Autoflug, ET, FRISIA, GET, HaWi, Mroz, Nordwind, Pfleiderer, SEEWIND, Ventis, wind world, WTN)
Gebühren für die Veröffentlichung von Referenzerträgen ab dem 1.1.2005 (Preise verstehen sich zzgl. Mehrwertsteuer):
a) 1.000 Euro pro Leistungskurve, welche den veröffentlichten Referenzerträgen zugrunde liegt und
b) 100 Euro pro Referenzertrag.
Bitte beachten Sie die Hinweis in der Liste zur Enercon E115. Bei Bestellungen eines Zertifikates für die E115 den für Ihre WEA gültigen Referenzertrag wählen und das Datum bei der Typenbezeichnung im Bestellformular mitangeben.
Siemens Gamesa Renewable Energy
Gebühren für die Veröffentlichung von Referenzerträgen ab dem 1.1.2005 (Preise verstehen sich zzgl. Mehrwertsteuer):
a) 1.000 Euro pro Leistungskurve, welche den veröffentlichten Referenzerträgen zugrunde liegt und
b) 100 Euro pro Referenzertrag.
Im Anschluss finden Sie eine Ausführliche Erklärung zum Referenzertragsverfahren sowie die mit Inkrafttreten des EEG 2017 einher gegangenen Anpassungen des Verfahren:
Seit der Einführung des EEG im Jahr 2000 ist das zweistufige REV mit einer Anfangs- und Grundvergütung fester Bestandteil der Fördersystematik für die Windenergie an Land. Mit dem EEG 2017 soll diese Fördersystematik auf ein einstufiges Verfahren umgestellt werden, welches die Vergütungshöhe mit Hilfe von Korrekturfaktoren (KF) an die Standortgüte (SG) anpasst.
Die Systematik ist bei beiden REF, ob ein- und zweistufig, ähnlich. Es wird eine standardisierte Modellumgebung definiert, der sogenannte Referenzstandort. Anhand dieser Modellumgebung wird der Ertrag berechnet, den die Windenergieanlage (WEA) an diesem Referenzstandort innerhalb von fünf Jahren maximal erwirtschaften könnte. Dieser hypothetische Ertrag ist der sogenannte Referenzertrag (RE). Der RE wird mit dem gemessenen bzw. durch ein Gutachten ermittelten Standortertrag (SE) ins Verhältnis gesetzt, woraus sich die SG ergibt. Nach der ermittelten SG richtet sich die spätere Vergütungshöhe.
Die Anlagenhersteller reichen die von Gutachtern berechneten Referenzerträge bei der FGW e.V. ein. Für die unten veröffentlichten Referenzerträge gilt Folgendes:
Das EEG 2017 ändert unter anderem die Standortbedingungen am sogenannten Referenzstandort. Diese Standortbedingungen sind die Grundlage für die Berechnung der Referenzerträge. Durch die Änderung des Referenzstandortes ergeben sich für alle WEA neue Referenzerträge.
In den Anlagen zum RE werden Parameter für einen Referenzstandort definiert. Diese Parameter gelten seit der ersten Fassung des EEG im Jahr 2000 und werden nun im EEG 2017 geändert. Dabei wird die Rauhigkeitslänge, welche zur Berechnung des Windprofils nötig ist, durch den Hellman-Exponenten ersetzt. In der folgenden Tabelle werden alle Parameter des Referenzstandorts aufgeführt.
Um den RE einer bestimmten WEA zu ermitteln, muss zunächst die mittlere Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe (NH) berechnet werden. Dabei kommt für den alten Referenzstandort ein logarithmisches Windprofil zur Anwendung. Bei der Berechnung des neuen Windprofils nach dem EEG 2017 wird das Potenzgesetz nach Hellmann verwendet. Aus diesen Berechnungsmethoden ergeben sich die folgenden Windprofile für den alten und neuen Referenzstandort.
Die beiden Kurven der Windprofile schneiden sich auf 135,8 m Höhe. Alle Anlagen mit NH über dieser Höhe haben nach dem neuen Referenzstandort eine höhere mittlere Windgeschwindigkeit im Vergleich zum alten Modell. Dies hat eine direkte Auswirkung auf die Referenzerträge. Mit einer höheren mittleren Windgeschwindigkeit erhält man auch einen höheren RE. Somit steigen die Referenzerträge mit der neuen Definition des Referenzstandortes für Anlagen mit einer NH größer 135,8 m und sinken für Anlagen mit geringeren NH. Ein höherer RE führt zu einer geringeren SG was wiederum eine höhere Vergütung zur Folge hat.
Die Anlagenhersteller reichen die von Gutachtern berechneten Referenzerträge bei der FGW e.V. ein. Die Referenzzertifikate für den Nachweis des ZZA bzw. KF können im Shop bestellt werden.
Trotz der Umstellung auf ein einstufiges REV behält auch das zweistufige REV weiter seine Gültigkeit im EEG 2017. Neu dabei ist, dass neben der Berechnung des ZZA nach fünf Jahren, ebenfalls eine Überprüfung der Standortgüte nach zehn Betriebsjahren stattfinden soll. Im folgendem Ablaufdiagramm wird dargestellt, wann welches Referenzertragsmodell, ob einstufig oder zweistufig, Anwendung findet. Die Vorgaben hierfür ergeben sich aus dem EEG 2017. Dabei kann über das Inbetriebnahme Datum zugeordnet werden, welches Referenzenertragsmodell Anwendung findet.
Im zweistufigen REV wird die SG nach 5 Betriebsjahren berechnet. Die SG ist das Verhältnis von SE zu RE. Mit diesem Verhältnis kann der ZZA und das Datum zur Absenkung der Anfangsvergütung bestimmt werden. Laut EEG 2017 soll der ZZA nach 10 Betriebsjahren bzw. 1 Jahr vor Ablauf des ZZA nochmals neuberechnet werden. Sollte die Abweichung größer als zwei Prozentpunkte betragen, müssen zu viel oder zu wenig gezahlte Vergütungssätze erstattet werden.
Dies gilt für alle WEA, die ab dem 01.01.2012 in Betrieb genommen wurden und nach dem zweistufigen REV Vergütet werden. Welche WEA unter das zweistufigen REV fallen, ist hier dargestellt. Die Berechnung und Überprüfung des ZZA erfolgt anhand der Vorgaben, welche in der neuen Revision 7 der TR 5 beschrieben werden.
Dem RE im zweistufigen REV wird der alte Referenzstandort zugrunde gelegt. Bei der Definition des SE werden die Vorgaben der Anlage 2 des EEG 2014 angewendet. Diese Vorgaben unterscheiden sich von der SE Definition im EEG 2012 bezüglich der Betrachtung des Einspeisemanagements.
Die Vorgaben zum RE finden sich im EEG 2012 in der Anlage 3. Dabei wird in Absatz 8 beschrieben, dass temporäre Leistungsreduzierungen, wie Einspeisemanagement, nicht zu berücksichtigen sind. Durch das EEG 2017 findet eine nachträgliche Änderung dieser Vorgaben statt, da die Anlage 2 des EEG 2014 bei der Bestimmung des ZZA zu verwenden ist. Bei der Betrachtung der SG wird im EEG 2014 vorgegeben, dass das Einspeisemanagement berücksichtigt werden muss. Hierfür werden die durch das Einspeisemanagement verursachten entgangenen Erträge zum SE hinzuaddiert. Die entsprechenden Vorgaben finden sich im EEG 2014 unter Anlage 2, Absatz 7.
Im einstufigen REV werden die Vergütungssätze mit Hilfe von Korrekturfaktoren an die jeweilige SG angepasst. Im Gegensatz zur zweistufigen Systematik wird die SG nicht erst nach fünf Jahren berechnet, sondern muss schon zur Inbetriebnahme nachgewiesen werden. Hierfür ist die SG durch ein Ertragsgutachten beim Netzbetreiber zu belegen. Die Überprüfung der SG nach Inbetriebnahme erfolgt nach dem fünften, zehnten und fünfzehnten Betriebsjahr. Hierfür werden als SE die real eingespeisten Energiemengen unter Berücksichtigung der sogenannten fiktiven Strommengen herangezogen. Das Verfahren zur Bestimmung des SE vor Inbetriebnahme ist im Anhang C der TR 6 beschrieben. Die Bestimmung des SE nach Inbetriebnahme wird in der Technischen Richtlinie 10 “ Bestimmung der Standortgüte nach Inbetriebnahme“ beschrieben.
Standortgüte vor Inbetriebnahme
Der Standortgütenachweis vor Inbetriebnahme soll aufgrund eines Ertragsgutachtens nach der TR 6 erfolgen. Zur Ausstellung dieses Gutachtens sind nur akkreditierte Unternehmen zugelassen. Hier finden Sie eine Liste der momentan akkreditierten Gutachter.
Der Anhang C der TR 6 beschreibt das Verfahren zur „Bestimmung der Standortgüte zur Inbetriebnahme gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetzt (EEG 2017)“. Der SE vor Inbetriebnahme wird aus dem Bruttostromertrag abzüglich der im EEG 2017 Anhang 2 definierten Verlustfaktoren ermittelt. Zur Bestimmung der SG werden SE und Referenzertrag ins Verhältnis gesetzt. Die TR 6 kann bei der FGW erworben werden.
Überprüfung der Standortgüte nach Inbetriebnahme
Das EEG 2017 gibt vor, dass die SG nach 5, 10 und 15 Betriebsjahren überprüft werden muss. Anhand von vorgehaltenen Betriebsdaten soll der SE genau betrachtet werden. Bei der Definition des SE gibt es im Vergleich zum EEG 2014, einige Änderungen. Bisher wurden nur die entgangenen Erträge durch das Einspeisemanagement zur eingespeisten Strommenge hinzuaddiert. Laut neuer Definition in Anlage 2 des EEG 2017 müssen zu den eingespeisten Strommengen die sogenannten fiktiven Strommengen hinzuaddiert werden. Bei den fiktiven Strommengen handelt es sich neben den entgangenen Erträgen durch das Einspeisemanagement, um Strommengen, die aus folgenden Gründen nicht erzeugt wurden:
Für die Berechnung der fiktiven Strommengen und des SE ist eine detaillierte Betrachtung der Betriebsdaten notwendig. Hierfür muss ein Standortgütenachweis im Sinne der TR 10 von einer akkreditierten Institution erstellt werden.
Zunächst wird die Verfügbarkeit einer Anlage geprüft. Hierfür werden die Statuscodes der WEA in verschiedene Kategorien eingeteilt:
Nach diesen Kategorien richtet sich die Berechnung der zeitlichen Verfügbarkeit. Aus deren Wert lässt sich das Verfahren zur Berechnung der entgangenen Erträge bestimmen. Bei allen drei Verfahren werden zunächst die entgangenen Erträge durch das Einspeisemanagement berücksichtigt. Bei einer Verfügbarkeit unter 97 % muss eine genaue Analyse der Betriebsdaten erfolgen. Sollte die Verfügbarkeit zwischen 97 % und 98 % liegen, wird ein vereinfachtes Verfahren angewendet, wobei eine prozentuale Hochrechnung des SE erfolgt. Hierbei wird zugrunde gelegt, dass die zeitliche der energetischen Verfügbarkeit entspricht. Bei einer Verfügbarkeit von über 98 % werden lediglich, die durch das Einspeisemanagement verursachten entgangenen Erträge, aufgeschlagen.
Vorzuhaltende Betriebsdaten
Zur späteren Überprüfung und ggf. Anpassung der SG ist nach 5, 10 und 15 Betriebsjahren eine Auswertung der Betriebsdaten durchzuführen.
Voraussetzung dieser Prüfung ist die Vorhaltung aller erforderlichen Betriebsdaten in den relevanten Zeiträumen seitens der Betreiber. Aus den gesetzlich formulierten Anforderungen ergibt sich die Pflicht, die für die Auswertung benötigten Betriebsdaten lückenlos und nicht veränderbar zu sichern. Diese Pflicht gilt ab Inbetriebnahme der Anlage.
Die vorzuhaltenden Daten umfassen die Betriebsdaten der Anlagen, die zur Bewertung der Anlagenverfügbarkeit nach den gesetzlichen Kriterien sowie der Berechnung ggf. entgangener Erträge notwendig sind. Die darin aufgeführten Anlagenparameter jeder betroffenen WEA, sind als eine durch das Anlagensteuerungssystem (SCADA) aufgezeichnete Zeitreihe zu sichern. Genaue Angaben zu den vorzuhaltenden Betriebsdaten und Dokumentationen finden sich in der TR 10.
