Windatlas

Unsere zeitlich und räumlich hochaufgelösten Zeitreihen der wesentlichen meteorologischen Parameter sowie vielfältige abgeleitete Produkte helfen Ihnen, Fragen in allen Stadien der Planung und des Betriebs Ihres Windparks effizient und kostengünstig zu beantworten.

Als Grundlage für unsere Windatlanten werden zeitlich und räumlich grob aufgelöste Reanalysedaten (z.B. ERA5, MERRA2 oder NCEP) verwendet. Zusätzlich fließen detaillierte Informationen der Landnutzung und Orographie in die Modellsimulation ein. Per Downscaling mit den Mesoskala-Modellen WRF oder MM5 werden hieraus hochaufgelöste Zeitreihen für Zeiträume von mehr als 20 Jahren erstellt.

Die Qualität der Windatlanten wird über eine kontinuierliche Validierung mit Wind- und Ertragsdaten überprüft. Auf Basis der Verifikation wurde für die 3-km-Atlanten für Deutschland und Frankreich sowie für den 1-km-Atlas für Deutschland ein Verfahren entwickelt (Remodeling), welches den Windatlas allgemeingültig an Beobachtungsdaten anpasst.

Mit Hilfe des Remodelling und einer Anpassung der Zeitreihen ist es uns möglich standortspezifische Zeitreihen zu generieren. Hiervon profitieren auch alle unsere Produkte, die auf dem Atlas basieren, wie z.B.: Wind- und Ertragsindizes, Langzeitanalysen, Minderertragsberechnungen und Marktwertanalysen.

Nähere Informationen zur Verifikation finden Sie hier.

Lesen Sie auch unseren Wind- und Ertragsindexreport für das Jahr 2025.

Passende Leistung finden

Unsere Windatlanten im Überblick

Atlasname	Region	Dokumentation	Reanalyse	Auflösung	Remodelling	Zeitperiode	Modell
D-1km.E5	Deutschland	D-1km.E5 standortspezifisch	ERA5	, 1,35 km / 10 min	ja	1999 - aktuell	WRF
D-3km.E5	Deutschland	Flyer D-3km.E5 (in Englisch) D-3km.E5 standortspezifisch	ERA5	, 3 km / 10 min	ja	1997 - aktuell	WRF
D-3km.M2	Deutschland	D-3km.M2 standortspezifisch	MERRA-2	, 3 km / 10 min	ja	1997 - aktuell	WRF
D-5km	Deutschland		NCEP	5 km / 30 min	nein	1990 - 2025	MM5
EU-10km.E5	Europa	EU-10km.E5	ERA5	10 km / 10 min	nein	1999 - aktuell	WRF
EU-20km.M2	Europa		MERRA-2	20 km / 10 min	nein	1990 - aktuell	MM5
EU-90km	Europa		NCEP	90 km / 3 h	nein	1948 - 2025	MM5
F-3km.M2	Frankreich, Belgien, Schweiz	F-3km.M2 standortspezifisch	MERRA-2	, 3 km / 10 min	ja	2007 - aktuell	WRF
PL-1km	Polen	PL-1km	ERA5	1 km / 10 min	nein	1999 - 2025	WRF
PL-3km	Polen		MERRA	3 km / 10 min	nein	1995 - 2015	WRF
PL-5km	Polen		NCEP	5 km / 10 min	nein	1990 - 2025	MM5
SK-10km	Skandinavien / Baltikum	SK-10km	ERA5	10 km / 10 min	nein	2000 - aktuell	WRF

Eine Übersicht unserer wichtigsten Atlanten inkl. des Modellgitters erhalten Sie auch in unserem Atlasgrids-Tool in awis.

Sie möchten uns beauftragen oder haben Fragen? Wir beraten Sie gern.

Extremwindgutachten

Wir berechnen für Ihren Windpark den 50-jährigen Extremwert auf Basis standortspezifischer Zeitreihen aus unserem Deutschland 3km Windatlas. Das verwendete Berechnungsverfahren für die Extremwindgeschwindigkeiten basiert auf der Methode des Programms WindPRO. Die dabei verwendete Gumbel-Anpassung basiert auf einer Methode der kleinsten Quadrate.

Das Berechnungsverfahren beinhaltet folgende Schritte:

Berechnung der standortspezifischen Windgeschwindigkeitszeitreihe (mind. 20 Jahre) auf der gewünschten Nabenhöhe für die konservativste (höchste Windgeschwindigkeit) WEA.
Mit 40 Onshore Messungen wird ein Skalierungsfaktor für extreme Windgeschwindigkeiten berechnet und auf diese Zeitreihe angewendet.
Mit einer Gumbel-Verteilung werden der Extremwert und die Standardabweichung für 50 Jahre berechnet.

Interesse an dieser Leistung? Wir erstellen Ihnen gern ein Angebot.

Vorabschätzung auf Basis der Windatlanten

Bei der Vorabschätzung auf Basis der anemos Windatlanten schätzen unsere Gutachterinnen und Gutachter die Windverhältnisse an Ihrem Standort* ab und auf Wunsch auch den Energieertrag und mögliche Verluste. Sie erhalten einen Bericht mit Unterschrift.

Die Vorabschätzung hilft Ihnen bei der Entscheidung für den richtigen Messstandort, kann als Grundlage für Turbulenzberechnungen dienen und ermöglicht einen Vergleich verschiedener WEA-Typen.

Die Vorabschätzung kann enthalten:

Mittlere Windgeschwindigkeit und optional mittlerer Ertrag (20 Jahre)
Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit und Windrichtung
richtungsabhängige Weibull-Verteilung
Jahresgang der Windgeschwindigkeit und optional des Ertrags
Berücksichtigung des Wake-Effekts sowie weiterer Verluste
.tab Datei zur Verwendung in WAsP, WindPRO, Meteodyn, etc.

Welche Ergebnisse Sie brauchen, hängt von Ihrem Projekt ab. Den Umfang stimmen wir mit Ihnen ab, von der reinen Windstatistik bis zur Abschätzung des Ertrags mit Verlusten.

Einen Beispielbericht finden Sie hier.

* standortspezifische Abschätzung für Deutschland und Frankreich verfügbar; für andere Gebiete gilt die räumliche Auflösung der entsprechend verwendeten Windatlanten

Fragen zu dieser Leistung oder Interesse an einem Angebot? Sprechen Sie uns an.

Abschätzung der Umgebungsturbulenz

Die Turbulenzintensität ist ein wichtiger Parameter für die Planung von Windenergieanlagen, da sie die Standortbewertung und die Wahl der geeigneten Anlagenklasse beeinflusst. Wir ermitteln die Turbulenzintensität auf Grundlage der Daten des Windatlas, wobei sie aus der vom WRF-Modell berechneten turbulenten kinetischen Energie (TKE) abgeleitet und sektoriell ausgewiesen wird.

Die sektorale Analyse ermöglicht eine realistische Bewertung der standortspezifischen Anströmungsbedingungen und liefert eine belastbare Grundlage für die Planung und Auslegung von Windenergieanlagen. Durch den fortlaufenden Abgleich mit Messdaten stellen wir eine hohe Qualität und Plausibilität der Ergebnisse sicher.

Fragen zu dieser Leistung oder Interesse an einem Angebot? Sprechen Sie uns an.

Layoutoptimierung

Bei der Planung eines Windparks ist die Optimierung des Layouts, also die Anordnung der einzelnen Windkraftanlagen innerhalb eines Windparks, von entscheidender Bedeutung. Ein durchdachtes Layout maximiert die Energieausbeute und minimiert die ökologischen Auswirkungen. Wir begleiten Ihr Projekt im Anfangsstadium und unterstützen Sie gerne dabei ein ertragsoptimiertes Layout auf Basis unserer standortspezifischen Windatlaszeitreihen zu planen.

Dabei sind folgende Punkte wichtig:

Abstand und Platzierung: Optimale Anordnung der Windkraftanlagen, um den höchstmöglichen Energieertrag zu erzielen.
Berücksichtigung von Umweltfaktoren: Minimierung der ökologischen Auswirkungen durch Berücksichtigung von Standortbedingungen und gesetzlichen Vorgaben.
Simulation und Modellierung: Präzise Analyse und Modellierung unterschiedlicher Szenarien für das beste Ergebnis.

Wir können in relativ kurzer Zeit die optimale Nutzung der zur Verfügung stehenden Fläche analysieren und Ihnen eine Empfehlung für ein Layout erstellen. Dabei können mehrere Varianten (unterschiedliche WEA-Typen) miteinander verglichen werden. Außerdem erfolgt eine erste Einschätzung der Wake-Verluste. Somit werden Erträge maximiert und gleichzeitig Turbulenzen und Lasten minimiert.

Sie möchten uns beauftragen oder haben Fragen? Wir beraten Sie gern.

Zeitreihen

Mit unseren hochaufgelösten und standortgenauen* Zeitreihen („Virtual Met Mast“) erhalten Sie für den Bruchteil der Kosten einer Windmessung bereits vorab eine verlässliche Aussage zu den Windbedingungen vor Ort.

Wir bieten Ihnen Zeitreihen für unterschiedlichste Parameter: Windgeschwindigkeit*, Windrichtung, Temperatur, Druck, Feuchte, Luftdichte, Globalstrahlung, Niederschlag. Dabei sind die Höhen frei wählbar zwischen 40 m und 300 m.

Die Zeitreihen finden Anwendung in verschiedensten Bereichen:

Vorabschätzung des Windpotentials
Langzeitkorrelation einer vorhandenen Messung für ein belastbares Ergebnis
Eingangsdaten für Simulationsmodelle (WAsP und CFD)
Berechnung von zeitlich variablen Verlusten (Schallreduktion, Fledermausflug, etc.)

Die Vorteile hochaufgelöster Zeitreihen gegenüber globalen Reanalysedaten sind vielfältig und können hier nachgelesen werden.

Darüber hinaus bieten wir Zeitreihen an, die wir für Ihren Standort skalieren und anpassen, sowie spezielle Analysen auf Basis der Zeitreihen. Diese Leistungen sind nicht in awis verfügbar. Sprechen Sie uns dafür gerne an.

* standortspezifische Zeitreihen beim D-1km.E5, D-3km.E5, D-3km.M2 und F-3km.M2 für die Windgeschwindigkeit verfügbar.

Dieses Produkt ist verfügbar in unserem Webtool awis

Haben Sie Fragen oder ein konkretes Projekt? Sprechen Sie uns an.

awis-Windpotenzial

Windrose in awis mit 36 Richtungsklassen, farbig nach Windgeschwindigkeit

Histogramm der Windgeschwindigkeit mit Weibull-Verteilung in awis

In unserem Webtool awis können Sie mit dem Produkt Windpotenzial die Windstatistik für Ihren Standort direkt online abrufen: schnell und kostengünstig. Die Ergebnisse werden automatisch aus den anemos Windatlanten berechnet, ohne gutachterliche Bearbeitung.

Sie erhalten:

standortspezifische* Windgeschwindigkeiten
Weibull-Parameter A und k
Windrose mit 12 oder 36 Windrichtungsklassen
Häufigkeitstabelle der Windgeschwindigkeit nach Windrichtungssektor
Histogramm der Windgeschwindigkeit
Excel-Tabelle mit allen Werten zum Herunterladen
maschinell erstellten PDF-Bericht zu Ihrem Standort mit allen Ergebnissen

Statistiktabelle in awis: Weibull-Parameter A und k, mittlere Windgeschwindigkeit, Leistungsdichte und Häufigkeit je Sektor

Als Zusatzleistung erstellen wir die Statistik auch mit einem Temperaturfilter, der nur Werte unterhalb einer bestimmten Temperatur berücksichtigt, etwa für Eiswurfgutachten.

Benötigen Sie eine gutachterliche Einschätzung, etwa weil sich unsere Gutachterinnen und Gutachter den Standort genauer ansehen oder Anpassungen vornehmen sollen, oder einen Bericht mit Unterschrift? Dann ist die Vorabschätzung auf Basis der Windatlanten das Richtige für Sie.

* standortspezifisch für Deutschland und Frankreich verfügbar; für andere Gebiete gilt die räumliche Auflösung der entsprechend verwendeten Windatlanten

Dieses Produkt ist verfügbar in unserem Webtool awis

Sie möchten uns beauftragen oder haben Fragen? Wir beraten Sie gern.

Ertragsindex

Der Ertragsindex ist essentiell für Betreiber, Betriebsführer oder Asset-Manager von Windparks. Schwankende Windverhältnisse führen dazu, dass einzelne Monatserträge meist deutlich vom langjährigen Mittelwert abweichen. Dabei ist es wichtig sicherzustellen, dass die monatlichen Variationen des Ertrages mit den Variationen des Windangebotes übereinstimmen. Nur durch die Verwendung externer Daten wie den Ertragsindex ist die Einschätzung, ob ein Windpark aufgrund des schwachen Windangebotes oder aufgrund von technischen Problemen unter den Erwartungen bleibt, möglich. Des Weiteren ermöglicht der Ertragsindex nach einigen Monaten bereits die Abschätzung eines realistischen Langzeitwertes. Detaillierte Anwendungsbeispiele sind hier zu finden.

Unsere Windatlanten sind die Basis für den anemos Ertragsindex. Die Zeitreihen der Windgeschwindigkeiten und Luftdichte werden mit Leistungskennlinien kombiniert und ergeben zeitlich hochaufgelöste Ertragszeitreihen. Den mittleren Ertrag aus den letzten 20 Kalenderjahren definieren wir als 100 % Niveau. Hierauf beziehen wir die monatlichen Erträge und erhalten einen monatlichen Ertragsindex für unterschiedliche WEA-Typen und Nabenhöhen. Dieser Index bezieht sich auf die Brutto-Erträge ohne Verluste und ist somit ein Indiz für das Windpotential und das Brutto-Ertragspotential.

Standardmäßig erhalten Sie unsere Ertragsindizes für acht Windenergieanlagen-Typen. Gern erstellen wir Ihnen aber auch einen standort- und anlagenspezifischen Index mit Ihren Leistungskennlinien und Nabenhöhen.

Der anemos Ertragsindex ist eine unverzichtbare Ergänzung oder Alternative zum BDB-Index (IWET-Index), der für viele Jahre in Deutschland ein Standard war und auch heute noch vielfach angewendet wird, obwohl die Verwendung des BDB-Index oftmals Probleme aufwirft.

Mehr Informationen zum BDB-Index können Sie folgenden zwei Artikeln entnehmen:

"IWET / BDB Ertragsindex - quo vadis ?" (01.05.2015) und "Immer noch IWET?" (15.05.2017).

anemos Ertragsindex Europa 20 km (MERRA-2, in Englisch)

Ertragsindex Anwendungsbeispiele

1a): Berechnung des monatlichen SOLL-Ertrages

{SOLL-Ertrag}_{Monat} = \frac{P50}{12} \cdot {Ertragsindexwert}_{Monat}

Mit P50 ist hier der mittlere jährliche Parkenergieertrag (Bruttoenergieertrag inkl. Abschattungseffekte) mit einer Überschreitungswahrscheinlichkeit von 50% gemeint. Der P50 wird typischerweise dem Ertragsgutachten vor Inbetriebnahme entnommen. Liegt ein Ertragsgutachten nach Inbetriebnahme vor, empfehlen wir Ihnen den P50 aus diesem zu verwenden.

1b): Vergleich des SOLL-Ertrages mit IST-Ertrag

Wird der SOLL-Ertrag nun mit dem IST-Ertrag des Windparks verglichen, ist folgendes zu beachten: Der nach (1a) berechnete SOLL-Ertrag beinhaltet nur mittlere Verluste durch Abschattungseffekte. Für einen Vergleich mit hoher Konsistenz sollten somit zum monatlichen IST-Ertrag die abgeschätzten Verluste (in der Regel im monatlichen Betriebsführungsbericht enthalten) durch Fledermausflug, Vereisung, Einspeisemanagement, optimaler Vermarktung, Wartung, etc… hinzuaddiert werden. Denn in den aus dem Ertragsindex abgeleiteten SOLL-Erträgen sind keine Stillstandzeiten Ihres Windparks enthalten. Für weiterführende Berechnungen auf Basis des Nettoenergieertrages, sind die Verluste entsprechend hinterher wieder abzuziehen.

2): Ableitung eines Langzeitertrages (einfacher Langzeitbezug):

Langzeitertrag = \frac{12}{N} \cdot (\frac{Monatsertrag 1}{Ertragsindexwert 1} + \frac{Monatsertrag 2}{Ertragsindexwert 2} + \dots + \frac{Monatsertrag N}{Ertragsindexwert N})

Die Anzahl der Monate (N) sollte mindestens sechs betragen. Wichtig: Monatliche Ertrags-Verluste jeglicher Art sollten im Vorhinein auf den Monatsertrag addiert werden, da der Ertragsindex auf Bruttowerten basiert (d.h. die %-Werte des Index beziehen sich auf den Ertrag, der bei durchgängigem WEA-Betrieb erzielt worden wäre). Hinweis: Der resultierende Langzeitertrag ist nur als Richtwert zu verstehen. Gerade hohe Stillstandzeiten führen zu einer hohen Ungenauigkeit. Für weiterführende Berechnungen auf Basis des Nettoenergieertrages, sind die Verluste entsprechend hinterher wieder abzuziehen. Zur Verbesserung der Genauigkeit empfehlen wir den Langzeitbezug über eine lineare Regression.

Bei Problemen stehen wir Ihnen für ihre Anwendungsanforderungen unterstützend zur Verfügung.

Stand: 03.02.2020

Windreport 2025

anemos Wind- und Ertragsindexreport 2025

Dieses Produkt ist verfügbar in unserem Webtool awis

Fragen zu dieser Leistung oder Interesse an einem Angebot? Sprechen Sie uns an.

Produktionsatlas

Brauchen Sie eine schnelle Abschätzung des Energieertrages verschiedener spezifischer Windenergieanlagen? Unser Produktionsatlas berechnet mit Ihren vorgegebenen Leistungskennlinien und Nabenhöhen die Energieerträge und lässt somit einen Vergleich unterschiedlicher WEA-Technologien zu.

Ebenso hilft der Produktionsatlas bei der Wahl eines geeigneten Standortes oder bei der Erweiterung Ihres Portfolios.

Gern erstellen wir Ihnen auch windparkspezifische Produktionszeitreihen, welche die von Ihnen vorgegebene Windparkkonfiguration und vorgegebene Verluste berücksichtigen.

Die Produktion erhalten Sie von uns entweder als standortgenaue* Zeitreihen oder als Karte(n) des mittleren Energieertrages der letzten 20 Jahre; 90 m x 90 m Auflösung (für Deutschland und Frankreich)!

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Haben Sie Fragen oder ein konkretes Projekt? Sprechen Sie uns an.

Karten

Unsere Karten verschiedenster Parameter helfen Ihnen bei der Standortwahl, der Auswahl des passenden WEA-Typs und auch bei einer ersten Einschätzung der Standortgüte.

Folgende Karten haben wir momentan im Angebot:

25m x 25m Karten für Deutschland und Frankreich mit:
- Windpotential
- Weibull A & k
- Brutto-Standortgüte (oder abz. Pauschalverlusten)
1km x 1km 50-jahres Extremwindkarten
Vereisungskarte für Europa
Marktwertatlas: Historisch und Ensemble-Prognose

Karte des Windgeschwindigkeitsindex 2024 für Europa aus dem Windatlas EU-10km.E5, 100 m Höhe

Beispielkarte Windpotential für Baden-Württemberg

Auf Anfrage erstellen wir auch gern eine auf Ihre Bedürfnisse angepasste Karte.

Die Karten können wir Ihnen in verschiedenen Formaten zur Verfügung stellen: jpg, ESRI Shape, Google Earth KML oder online. Gemeinsam mit Ihnen ermitteln wir das für den Anwendungszweck geeignete Format.

Dieses Produkt ist verfügbar in unserem Webtool awis

Sie möchten uns beauftragen oder haben Fragen? Wir beraten Sie gern.

awis-Ertragsberechnung

Wir erstellen Ihnen eine erste Abschätzung des Energieertrages für Ihren geplanten Windpark. In dem Produkt können die folgenden Analysen durchgeführt werden:

Vergleich der Energieerträge von geplanten Anlagen mit verschiedenen Konfigurationen von Typ, Nabenhöhe oder Koordinaten
Richtwert als erste Einschätzung
Relativer Vergleich von verschiedenen Standorten mit geplanten Anlagen mit derselben Konfiguration
(Prozentualer) Ertragsverlust durch Zubau

Zusätzlich ist das Produkt awis-Ertragsberechnung hervorragend für die Berechnung von Abschattungsverlusten durch andere Windenergieanlagen geeignet. Vor allem eignet sich das Produkt für Folgendes:

Abschattungsverluste von geplanten Anlagen in einem bestehenden Windpark
Abschattungsverluste von einem geplanten Windpark
Zukünftige Abschattungsverluste von bestehenden Anlagen durch geplante Anlagen
Vergleich von Abschattungsverlusten bei verschiedenen Konfigurationen

Auf Anfrage können z.B. weitere Restriktionsbedingungen oder eine Anpassung an Messungen bzw. Ertragsdaten berücksichtigt werden.

Benötigen Sie eine gutachterliche Einschätzung, etwa weil sich unsere Gutachterinnen und Gutachter den Standort genauer ansehen oder Anpassungen vornehmen sollen, oder einen Bericht mit Unterschrift? Dann ist die Vorabschätzung auf Basis der Windatlanten das Richtige für Sie.

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