Landau Turbulenzen um Windpark

Die Initiative Pro Pfälzerwald wirft dem Landauer Versorgungsunternehmen Energie Südwest AG (ESW) „Desinformation“ vor und kritisiert, dass das Unternehmen die größten Windkraftanlagen Europas mit einer Nabenhöhe von 149 Metern und einer Gesamthöhe von 215 Metern unter anderem auf dem Taubensuhl aufstellen wolle.

Die Initiative bezieht sich dabei auf den RHEINPFALZ-Bericht über einen geplanten Windpark im Pfälzerwald (Ausgabe vom 20. Mai). Nach ihren Angaben sollte mit den Windmessungen auf dem Taubensuhl überprüft werden, ob in 139 Metern Höhe ein Wind von mindestens 6,5 Meter pro Sekunde weht, unter dem sich eine solche Anlage nicht rechne. Es sollten dort die gleichen Windkraftanlagen wie im Park Offenbach gebaut werden. Die Messung habe jedoch nur 6,25 Meter pro Sekunde ergeben. Die ESW versuche nun, durch größere Nabenhöhen und Propeller die erforderliche Rentabilität zu erreichen. Das Ergebnis sei aber so knapp, dass mit zehn Metern mehr Turmhöhe oder 20 Metern mehr an Geländehöhe gerechnet werde, obwohl dies höhere Kosten verursache und eine neue Statik erforderlich mache. Zudem setze Bernhard Mertel, der Geschäftsführer der Energie Südwest Projektentwicklung GmbH, viel zu hohe Stundenzahlen an, zu denen das Windrad angeblich unter Volllast laufen würde. So habe Mertel von 3100 Volllaststunden gesprochen. Die in Frage kommenden Generatoren hätte zirka 2,5 Megawatt Leistung. Das ergebe 3100 Stunden mal 2,5 MW und damit 7,75 GWh. „Herr Mertel errechnet 9,9 GWh für beste Standorte, das wären unglaubliche 3960 Volllaststunden, die nirgendwo an Vergleichsstandorten vorliegen“, heißt es. Bei Zugrundelegung des p90-Wertes ergebe sich ein zu kalkulierender Wert für die Rentabilitätsberechnungen von 6,2 GWh. „Das ist zu wenig Ertrag, zumal die Kosten ja noch steigen. Bei sechs Millionen Euro pro Anlage rutscht das zu erwartende Betriebsergebnis unter die Gewinnschwelle.“ Bernhard Mertel wiederum wehrt sich gegen den Vorwurf, falsche Werte anzugeben. „Die Volllaststunden sind abhängig von der Nennleistung der Turbine. Ohne diese zu nennen, sind die Volllaststunden nur bedingt aussagekräftig. Wichtig sind die prognostizierten Jahreserträge in GWh oder MWh. Die Volllaststunden ergeben sich aus der Jahresarbeit (zum Beispiel 9000 MWh/a) geteilt durch die Turbinennennleistung (zum Beispiel drei MW) gleich 3000 (Volllast)-h/a.“ In einem unabhängigen Gutachten sei eine Turbine ENERCON E-115 in 135 Metern Nabenhöhe mit einem Ertrag von 7873,5 MWh/a prognostiziert, was bei einer Turbinennennleistung von 2,5 MW zu 3149 Volllaststunden führe. „Aus den Ertragsangaben für die ENERCON E-115, 2,5 MW bei 135 Metern Nabenhöhe, haben wir auf andere Turbinen hochgerechnet. Eine ENERCON E-115, 3,0 MW bei 149 Metern Nabenhöhe erreicht demnach 9265 MWh/a und eine VESTAS V126, 3,3 MW bei 137 Metern Narbenhöhe 9888 MWh im Jahr. „Diese Werte gelten nur für den Ort des Messmastes. Innerhalb des möglichen Parks gibt es höhere Standorte. Daher haben wir den maximalen Ertrag auf einzeln deutlich über 10 GWh abgeschätzt“, so Mertel. (git)