Die 10.000 Hektar große Nationalparkfläche ist wiederum in drei unterschiedlich stark geschützte Zonen aufgeteilt: Kernzone, Entwicklungszone und Managementzone. Diese Aufteilung geschah unter Einbindung der Bevölkerung im Zuge eines groß angelegten Beteiligungsverfahrens. 147 Anregungen von Besucher*innen, Gemeinden und in einem eigens zu diesem Zweck eingerichteten Online-Forum wurden im Vorfeld diskutiert und teilweise umgesetzt. Kernzone In den Waldgebieten der Kernzone, zu der die Bereiche Plättig, Hoher Ochsenkopf/Nägeliskopf im Norden, Wilder See/Kleemüsse in der Mitte sowie Buhlbachsee/Hechliskopf im Süden gehören, gilt das Motto: Natur Natur sein lassen. Sie werden komplett sich selbst überlassen und sind am stärksten geschützt. Nach den internationalen Richtlinien für Nationalparks müssen in 30 Jahren drei Viertel der Fläche des Nationalparks Schwarzwald zur Kernzone zählen. Natürlich dürfen Besucher*innen diese Gebiete - unter Berücksichtigung der Schutzvorschriften - auch weiterhin auf ausgewiesenen Wegen betreten. Entwicklungszone In der Entwicklungszone werden die Wälder darauf vorbereitet, später in die Kernzone überzugehen. Dazu gehören Waldbereiche, die noch Lenkung brauchen, bevor auch hier gilt: Natur Natur sein lassen. Nach 30 Jahren soll es keine Entwicklungszone mehr geben. Zu welchen unterstützenden Maßnamen gegriffen wird legt der Nationalparkplan fest. Managementzone Bis maximal ein Viertel der Fläche des Nationalparks bleibt dauerhaft Managementzone. Hier greift das Nationalparkteam pflegend und lenkend ein – unter anderem, um Biotop- und Artenschutzziele zu sichern oder die Ausbreitung des Borkenkäfers auf umliegende Wälder zu verhindern. Auch die Grindenflächen liegen in der Managementzone, sie werden dauerhaft erhalten und miteinander vernetzt.
Standortgüte nach EEG 2017 Vestas V-150 4,2 MW Aus den Brutto-Jahreserträgen wird die Brutto-Standortgüte bestimmt. Hierzu werden die Brutto-Jahreserträge durch den Referenzertrag des jeweiligen Anlagentyps dividiert.
Standortgüte nach EEG 2017 Vestas V-126 3,3 MW Aus den Brutto-Jahreserträgen wird die Brutto-Standortgüte bestimmt. Hierzu werden die Brutto-Jahreserträge durch den Referenzertrag des jeweiligen Anlagentyps dividiert.
Standortgüte nach EEG 2017 WEA ENERCON E-138 EP3 E2 4,2 MW Aus den Brutto-Jahreserträgen wird die Brutto-Standortgüte bestimmt. Hierzu werden die Brutto-Jahreserträge durch den Referenzertrag des jeweiligen Anlagentyps dividiert.
Die Digitale Topographische Karte 1 : 1 000 000 (DTK1000) beinhaltet den Datenbestand der Karte "Deutschland 1 : 1 000 000" (D1000) (Normalausgabe) und liegt im Rasterdatenformat vor.Im UIS wurde der Rasterkartenausschnitt auf das Land Baden-Württemberg beschränkt. Für die bessere Lesbarkeit der Fachobjekte wurde die Karte in Helligkeit und Kontrast verändert.
Jahresertrag WEA Vestas V-150 4,2 MW Der mittlere Jahresertrag wurde durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.
Jahresertrag WEA Vestas V-126 3,3 MW Der mittlere Jahresertrag wurde durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.
Jahresertrag WEA ENERCON E-138 EP3 E2 4,2 MW Der mittlere Jahresertrag wurde durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.
Die mittlere Windleistungsdichte ist ein meteorologischer Parameter, der sich aus den an einem Standort auftretenden Windgeschwindigkeiten in der entsprechenden Häufigkeit und der Luftdichte berechnet. In Bezug auf Windenergieanlagen ist sie ein Maß dafür, wie viel Leistung der Wind beim Durchströmen des Rotors pro Rotorkreisfläche an einem Standort im Mittel für die Nutzung durch Windenergieanlagen bereitstellt. Bei der mittleren Windleistungsdichte bleibt unberücksichtigt, dass sich die Leistungsabgabe einer Windenergieanlage oberhalb der Windgeschwindigkeit, bei der die Anlage ihre Nennleistung erreicht, dem sog. Nennwind, aus technischen Gründen nicht mehr weiter erhöht. Um diesen Aspekt zu berücksichtigen, wird bei dem Parameter der mittleren gekappten Windleistungsdichte zusätzlich der Kappungswert der Windgeschwindigkeit von 15 m/s festgelegt. Windgeschwindigkeiten oberhalb des Kappungswertes werden in der Berechnung mit dem Kappungswert angesetzt.
Die mittlere Windleistungsdichte ist ein meteorologischer Parameter, der sich aus den an einem Standort auftretenden Windgeschwindigkeiten in der entsprechenden Häufigkeit und der Luftdichte berechnet. In Bezug auf Windenergieanlagen ist sie ein Maß dafür, wie viel Leistung der Wind beim Durchströmen des Rotors pro Rotorkreisfläche an einem Standort im Mittel für die Nutzung durch Windenergieanlagen bereitstellt.