Oral programme

Hochaufgelöste meteorologische Daten sind eine wichtige Datengrundlage für viele Analysen im Bereich der erneuerbaren Energien. Reanalysen auf Basis numerischer Wettermodelle sind eine Möglichkeit, um langjährige realitätsnahe Datensätze der Atmosphäre zu erzeugen. Basierend auf dem numerischen Wettervorhersagemodell COSMO des Deutschen Wetterdienstes (DWD) wurden regionale Reanalyse-Datensätze mit einem Rasterabstand von bis zu 2 km entwickelt. Diese Entwicklung begann als Grundlagenforschung innerhalb des Hans-Ertel-Zentrums für Wetterforschung (HErZ) an der Universität Bonn und der Universität zu Köln. Inzwischen sind die COSMO-Reanalysen ein etabliertes Produkt des DWD und wurden in Anwendungen auf europäischer und nationaler deutscher Ebene verwendet, insbesondere COSMO-REA6 im Bereich erneuerbarer Energien. In der Präsentation geben wir einen Überblick über den aktuellen Stand der DWD-Reanalyse-Aktivitäten und den Kenntnisstand zur Qualitätsbewertung. Mehrere Studien belegen eine insgesamt gute Qualität des Datensatzes, beispielsweise für die Windverhältnisse, und zeigen auch einen Mehrwert gegenüber aktuellen globalen Reanalysedatensätzen. Die Datensätze sind Teil des offenen Datenangebots des DWD (https://opendata.dwd.de/climate_environment/REA/).

Literatur: Kaspar, F., Niermann, D., Borsche, M., Fiedler, S., Keller, J., Potthast, R., Rösch, T., Spangehl, T., and Tinz, B.: Regional atmospheric reanalysis activities at Deutscher Wetterdienst: review of evaluation results and application examples with a focus on renewable energy, Adv. Sci. Res., 17, 115–128, https://doi.org/10.5194/asr-17-115-2020, 2020.

How to cite: Kaspar, F., Borsche, M., Niermann, D., Ostermöller, J., Rösch, T., Spangehl, T., Potthast, R., Keller, J., and Fiedler, S.: Entwicklung regionaler Reanalysen am Deutschen Wetterdienst und Anwendungsbeispiele im Bereich erneuerbarer Energien, 12. Deutsche Klimatagung, online, 15–18 Mar 2021, DKT-12-62, https://doi.org/10.5194/dkt-12-62, 2021.

Ein wesentlicher Beitrag zur Energiewende wird von Offshore Windenergie erwartet.  Für 2050 gehen verschiedene Szenarien für ein nahezu klimaneutrales Energiesystem in Deutschland von einer installierten Leistung von 50 bis 70 Gigawatt aus.  Aufgrund der gegenwärtig hohen erreichbaren Volllaststunden erscheint Stromerzeugung aus Offshore Winden grundsätzlich sehr effizient.  Im OffPot Projekt haben wir die Stromerzeugung verschiedener realistischer Offshore Szenarien von 14 bis 145 GW an installierter Kapazität in der deutsche Bucht mithilfe des WRF regionalen Wettermodells sowie eines Boxmodells evaluiert.  Dabei berücksichtigen wir insbesondere den Effekt der Turbinen auf die Atmosphäre durch den Entzug von kinetischer Energie.  Dieser führt zu einer regionalen Schwächung des Windfelds, was zu einer reduzierten Effizienz der Windparks führt.  Beide Methoden ermitteln, z.B., eine Reduktion der mittleren Effizienz von mehr als 4000 Volllaststunden pro Jahr bei einzelnen, isoliert stehenden Turbinen auf 3000 Volllaststunden bei 70 GW installierter Kapazität.  Unsere Ergebnisse unterstreichen, dass zwar weiterhin viel Windenergie von den Offshore Gebieten der Nordsee zu erwarten ist, aber auch, dass hinreichend viel Platz und Koordinierung über Landesgrenzen hinweg nötig ist, um diese effizient nutzen zu können.

How to cite: Kleidon, A., Badger, J., Imberger, M., Minz, J., and Deutsch, M.: Wieviel Offshore Windenergie lässt sich mit welcher Effizienz in der deutschen Bucht gewinnen? Ergebnisse des OffPot Projekts, 12. Deutsche Klimatagung, online, 15–18 Mar 2021, DKT-12-67, https://doi.org/10.5194/dkt-12-67, 2021.

Die Energiewende in Deutschland ist nur durch einen erheblichen Ausbau der Offshore-Windenergie zu erreichen. Die zu errichtenden Windparks werden einen großen Teil der ausschließlichen Wirtschaftszone in der Deutschen Bucht einnehmen. Da diese Windparks viel größer und zusammenhängender sind als bisherige Windparks, stellt sich die Frage, inwieweit gegenseitige Abschattungseffekte zu Ertragseinbußen führen. Außerdem ist zu klären, welchen Einfluss diese großen Windparks auf das Strömungsfeld sowie auf die meteorologischen Bedingungen in und hinter den Windparks haben. Zur Untersuchung dieser Fragestellungen eignen sich Grobstruktursimulationen am besten, da sie im Gegensatz zu einfachen, empirischen Nachlaufmodellen alle relevanten physikalischen und meteorologischen Prozesse berücksichtigen.

In dieser Arbeit wurde das Grobstruktursimulationsmodell PALM verwendet, um Windparkströmungen mit verschiedenen Stabilitäten, Grenzschichthöhen und Turbinenabständen zu simulieren. Die größte Simulation beinhaltet mehr als 2000 15 MW-Windturbinen in einem Modellgebiet von ca. 200 km x 160 km x 3 km mit 20 m Gitterweite und über sieben Milliarden Gitterpunkten. Die mittlere Windgeschwindigkeit und -richtung in Nabenhöhe betragen 10 m/s und 225°, was einer typischen Situation in der Deutschen Bucht entspricht.

Die Ergebnisse zeigen, dass bei dieser Windparkgröße Strömungseffekte auftreten, die es bei kleineren Windparks nicht gibt. So pflanzt sich das, vom Windpark induzierte, Geschwindigkeitsdefizit durch turbulente Durchmischung bis zum Oberrand der Grenzschicht fort. Die verringerte Geschwindigkeit innerhalb der Grenzschicht führt zu einem Aufdicken der Grenzschicht. Da aus der freien Atmosphäre kein Impuls in die Grenzschicht übertragen wird, kann die Strömung nur durch die relative schwache Druckgradientkraft beschleunigt werden. Folglich ist der Nachlauf deutlich länger (>100 km) als bei kleinen Windparks. Aufgrund der Ausdehnung des Nachlaufs führt die verringerte Corioliskraft zu einer Ablenkung des Nachlaufs gegen den Uhrzeigersinn. Bei kleiner Grenzschichthöhe werden durch die Windparks Schwerewellen in der freien Atmosphäre angeregt.

Eine Verdopplung der installierten Leistungsdichte durch Verringerung des Turbinenabstandes von sieben auf fünf Rotordurchmesser führt zu einem Leistungszuwachs von nur 40 %. Das Ergebnis zeigt, dass bei größeren Windparks größere Turbinenabstände angestrebt werden sollten, um die Kosteneffizienz zu erhöhen. Eine Verdopplung der Grenzschichthöhe von 700 m auf 1400 m führt zu einem Leistungszuwachs von 20 %, was zeigt, dass die Grenzschichthöhe als wichtiger Parameter bei Standortbewertungen berücksichtigt werden sollte.

How to cite: Maas, O.: Energieertrag und Nachlaufeigenschaften sehr großer Windparks in der Deutschen Bucht: Grobstruktursimulationen für verschiedene meteorologische Bedingungen, 12. Deutsche Klimatagung, online, 15–18 Mar 2021, DKT-12-25, https://doi.org/10.5194/dkt-12-25, 2021.

Investigation on how the wind conditions at the FINO1 research platform have changed through the construction of new wind farms in the vicinity. The long measurement recorded at FINO1 opens the opportunity to analyze how the progressive construction of wind farms influences the downwind wind conditions over a range of distances. In previous publications it has been shown that the wakes from the nearby wind farms Alpha Ventus, Borkum Riffgrund 1 and Trianel Windpark Borkum I have a clear effect on the wind flow, causing a reduction in wind speed and an increase in turbulence intensity.

How to cite: Ortensi, M., Fruehmann, R., and Neumann, T.: Long-term effects of wakes from offshore wind farms on the wind conditions at FINO1, 12. Deutsche Klimatagung, online, 15–18 Mar 2021, DKT-12-57, https://doi.org/10.5194/dkt-12-57, 2021.

Offshore-Windparks haben gegenüber Onshore-Parks den Vorteil, dass sie nicht in unmittelbarer Nähe zu Ansiedlungen gebaut werden. Allerdings sind die Effekte auf das regionale Klima von Offshore-Windpark tendenziell persistenter, da die maritime Atmosphäre oft stabiler geschichtet ist und dementsprechend weniger turbulent ist. Sowohl Modellrechnung als auch Messungen haben gezeigt, dass diese Nachlaufzonen von Offshore-Windparks auch in über 60 km Entfernung unter bestimmten Bedingungen noch nachweisbar sind. Da sich die Nachlaufzonen mit zunehmender Distanz horizontal und vertikal verbreitern, wird auch das oberflächennahe Windfeld und damit die Windsee beeinflusst. Wie groß dieser Einfluss durch die im Jahr 2020 bereits existierenden Windparks in der Nordsee ist, wird in dieser Studie mit Hilfe eines gekoppelten mesoskaligen Modellsystem untersucht.

Mittels eines statistisch-dynamischen Downscaling Verfahrens werden für ausgewählte Tage Simulationen mit unterschiedlicher Komplexität (gekoppelt und ungekoppelt; mit und ohne Windpark-Effekt) durchgeführt. Das angewendete gekoppelte Modellsystem COAWST besteht aus dem Atmosphärenmodell WRF, dem Wellenmodell SWAN und dem Wellengrenzschichtmodell WBLM, das einen einen fluss- und energiekonsistenten Austausch zwischen den Modellen ermöglicht (Abbildung 1). Die zu simulierenden Tage werden mittels eines statistischen Verfahrens so ausgewählt, dass sie kombiniert das 30-jährige Windklima in der deutschen Bucht repräsentieren.

Die Ergebnisse zeigen sowohl die Auswirkung der Nachlaufzonen von Offshore-Windparks auf die Wasserwellen als auch die Auswirkung von gekoppelten Modellsimulation im Vergleich zu ungekoppelten Simulationen auf zu erwartende Windressourcen. Neben den Einflüssen im Klimamittel, werden auch die Einflüsse aufgeschlüsselt nach unterschiedlichen Wind- und atmosphärischen Schichtungsklassen gezeigt.

How to cite: Fischereit, J. and Guo Larsén, X.: Interaktion zwischen Wind und Wasserwellen in Offshore-Windparks, 12. Deutsche Klimatagung, online, 15–18 Mar 2021, DKT-12-35, https://doi.org/10.5194/dkt-12-35, 2021.

Der letzte Sachstandsbericht des IPCC weist aus, dass das 2°-Ziel mit fortgesetztem Wirtschaftswachstum vereinbar ist und der global gemittelte kurzfristige Konsumverlust zur Finanzierung einer Energiewende 1% beträgt. Erste Arbeiten zum 1,5°-Ziel zeigen, dass die ökonomischen Aufwendungen signifikant höher ausfallen, sich jedoch noch in derselben Größenordnung bewegen dürften.

Dieser Ergebnis-Komplex zu den Kosten einer Energiewende wurde mit Hilfe integrierter energie- und klimaökonomischer Modelle generiert, in dessen Folge hunderte von Energieszenarien ausgewertet wurden. Die meisten dieser Szenarien wurden ohne eine explizite Darstellung von Unsicherheit über wesentliche Eingangsparameter wie die Lernraten individueller Energietechnologien oder die Klimasensitivität erzeugt.  

Im vorliegenden Beitrag wird beleuchtet, über welche Mechanismen eine explizite Berücksichtigung von Unsicherheit Politikempfehlungen verändert hat oder verändern könnte. Dabei wird insbesondere darauf eingegangen, dass das in Obigem implizit verwendete ökonomische Paradigma, unter Klimazielen nach kostenminimalen Lösungen zu fragen, der Verallgemeinerung bedarf, will man bei heutiger Investitionsplanung die Augen vor der Möglichkeit künftigen Lernens über unsichere Parameter nicht verschließen.

In diesem Zuge wird ein eigener Ansatz (Held, 2019) vorgestellt und diskutiert, für welche Klasse von Fragestellungen die im jüngsten IPCC-Bericht zusammengefassten Energieszenarien robust unter Unsicherheit sind und für welche sich qualitativ andere Politikempfehlungen ergeben würden.

Literatur:

Held, Cost Risk Analysis – Dynamically Consistent Decision-Making under Climate Targets, Environmental and Resource Economics, 72 (1), 247-261, DOI 10.1007/s10640-018-0288-y, http://link.springer.com/article/10.1007/s10640-018-0288-y (2019).

How to cite: Held, H.: Kostenminimale Energieszenarien zur Erfüllung von Klimazielen: Ändert ein Hedging-Ansatz die ökonomischen Politikempfehlungen?, 12. Deutsche Klimatagung, online, 15–18 Mar 2021, DKT-12-59, https://doi.org/10.5194/dkt-12-59, 2021.