Windenergie: Zuverlässige Integration in die Energieversorgung 2. Auflage

Windenergie 2., vollständig neu bearbeitete Auflage “This page left intentionally blank.” Lorenz Jarass Gustav M. O...

Author: Lorenz Jarass | Gustav M. Obermair | Wilfried Voigt

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Windenergie 2., vollständig neu bearbeitete Auflage

“This page left intentionally blank.”

Lorenz Jarass Gustav M. Obermair Wilfried Voigt

Windenergie Zuverlässige Integration in die Energieversorgung 2., vollständig neu bearbeitete Auflage

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Prof. Dr. Lorenz Jarass Rhein-Main-University Wiesbaden Dudenstr. 33 65193 Wiesbaden www.JARASS.com Prof. Dr. Gustav M. Obermair Riverside Plot 124 P.O. Box 8141 Swakopmund, Namibia Wilfried Voigt Brückenstr. 29 24148 Kiel

ISBN 978-3-540-85252-0

e-ISBN 978-3-540-85253-7

DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 Bibliografische Information der Deutschen Nationalbibliothek Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.d-nb.de abrufbar. c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 1980, 2009 ¨ Dieses Werk ist urheberrechtlich geschützt. Die dadurch begründeten Rechte, insbesondere die der Ubersetzung, des Nachdrucks, des Vortrags, der Entnahme von Abbildungen und Tabellen, der Funksendung, der Mikroverfilmung oder der Vervielfältigung auf anderen Wegen und der Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen, bleiben, auch bei nur auszugsweiser Verwertung, vorbehalten. Eine Vervielfältigung dieses Werkes oder von Teilen dieses Werkes ist auch im Einzelfall nur in den Grenzen der gesetzlichen Bestimmungen des Urheberrechtsgesetzes der Bundesrepublik Deutschland vom 9. September 1965 in der jeweils geltenden Fassung zulässig. Sie ist grundsätzlich vergütungspflichtig. Zuwiderhandlungen unterliegen den Strafbestimmungen des Urheberrechtsgesetzes. Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in diesem Werk berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und daher von jedermann benutzt werden dürften. Einbandgestaltung: WMXDesign GmbH, Heidelberg Gedruckt auf säurefreiem Papier 987654321 springer.de

Vorwort

Im Jahr 1981 erschien im Springer-Verlag unser erstes Buch „Windenergie“ als Ergebnis eines für die Internationale Energieagentur durchgeführten Forschungsvorhabens. Um zum einen die Kontinuität der Fragestellungen, zum anderen aber auch den seither erreichten technischen Fortschritt und die inzwischen verwirklichten Erwartungen zu verdeutlichen, sei hier aus dem damaligen Vorwort zitiert: „Die Kraft und die Launen der Winde sind in die Mythen der Menschheit ebenso eingegangen wie in die Geschichte der Technik: launische Götter, Sinnbild von Wechselhaftigkeit und Dauer zugleich. Und doch: nach jedem Scheitern diese Kräfte erneut listenreich zu zähmen, im Bündnis mit der Natur der Natur zu widerstehen, das macht den Odysseus aus, Inbegriff des Menschen, der nicht nur duldet, sondern auch handelt. Erst mit der Erschließung der u¨ ppigen fossilen Energieträger in der industriellen Revolution werden für fast zwei Jahrhunderte die Windkräfte aus dem Blickfeld verdrängt. Doch heute, da die prinzipielle Begrenztheit fossiler Rohstoffe erstmals weltweit bewusst wird, da bei fossilen wie bei nuklearen Energieträgern die Umweltbelastung durch Immissionen und Abwärme wachsenden Widerstand hervorruft, steht die Frage nach unerschöpflichen und „sauberen“ Energiequellen wieder im Vordergrund des Interesses; beide Merkmale, Unerschöpflichkeit und ein vergleichsweise geringes o¨ kologisches Belastungspotenzial, kommen dem Wind gewiss zu. Bleibt die alte Frage nach der Kraft und den Launen der Windgötter, nach der Größe des Windangebots und nach seiner Zuverlässigkeit; technisch gesprochen: nach dem natürlichen und dem technisch und wirtschaftlich nutzbaren Potenzial der Windenergie in einem bestimmten Land, nach einem möglichen Ausgleich der Schwankungen dieses Angebots durch technische und organisatorische Maßnahmen, nach der Konkurrenzfähigkeit und dem volkswirtschaftlichen Wert der Energiequelle Wind.“ Weiter heißt es im Vorwort vor 28 Jahren: . . . es werden „Fragen der folgenden Art behandelt: – An welchen Standorten, im Wesentlichen wohl im norddeutschen Küstenbereich, besteht u¨ berhaupt Aussicht auf wirtschaftlich tragbare Stromerzeugung aus Windenergie? Was lässt sich u¨ ber Standorte im Landesinneren aussagen? v

vi

Vorwort

– Welches Gesamtpotenzial der Stromerzeugung aus Wind ist damit für die Bundesrepublik abschätzbar? – Wie ist der Realzeitverlauf der Gesamtwindenergieerzeugung eines u¨ ber die genannte Region verteilten Verbunds von Windturbinen u¨ ber viele Jahre? Welche Schwankungen, Ausfallzeiten etc. der Produktion ergeben sich? – Lassen sich durch entsprechende regionale und lokale Verteilungen der einzelnen Windturbinen Verbesserungen dieser Windenergieangebotsstruktur hinsichtlich geografischer Dichte der Energieerzeugung einerseits, hinsichtlich verbessertem Ausgleich von Schwankungen andererseits erzielen? – Welches ist der Effekt einer Einspeisung dieses in seinem Realzeitverlauf bekannten Angebots in das westdeutsche Verbundsystem? Welcher Kapazitätseffekt, d. h. welche Substitutionsmöglichkeit von konventionellen Kraftwerken, ergibt sich? Welche Brennstoffeinsparung ergibt sich?“ Soweit zum Vorwort unseres 1981 veröffentlichten Buches „Windenergie“. Die Liste der dort aufgeworfenen Fragen ist erstaunlich aktuell, auch wenn damals noch niemand an Offshore-Windenergieanlagen und an eine Strombörse dachte. Die Dimensionen des damals von L. Jarass mit 3 MW installierter Leistung und 100 m Rotordurchmesser mitentworfenen GROWIAN wurden nach 25 Jahren intensiver technischer Entwicklung im Jahr 2005 wieder erreicht, diesmal aber mit Betriebszeiten von (hoffentlich) vielen Jahren, nicht – wie bei GROWIAN – von nur wenigen Stunden. ¨ Uberraschend viele Ergebnisse des damaligen (noch mit Lochkartentechnologie ausgewerteten) Simulationsmodells zur Integration von Windenergie in die Stromversorgung wurden durch Untersuchungen der letzten Jahre bestätigt, insbesondere zur Höhe und Art der Brennstoffeinsparung, zur Problematik von reinen Windenergiespeichern und zur unabdingbaren Notwendigkeit der Einbindung der Windenergie in das gesamte Stromversorgungssystem. Noch nicht absehbar war damals offenbar die Kontroverse um den Umfang und die Kosten des erforderlichen Ausbaus des Stromnetzes. Seither gibt es wachsenden Widerstand in der Bevölkerung gegen weitere Eingriffe in Natur und Landschaft, nicht nur durch die in manchen Regionen bis zum Horizont reichenden Reihen von Windturbinen, mehr noch durch lange neue Hoch- und Höchstspannungsleitungen, ¨ die – jedenfalls nach Angaben der Netzbetreiber – zur Ubertragung von Windenergie zu den Verbrauchszentren erforderlich sind, eines der Probleme, die in diesem Buch ausführlich behandelt werden. Die Entwicklung der Windenergienutzung in Deutschland gilt weltweit als Erfolgsgeschichte. Bei der Darstellung der entscheidenden Faktoren und erforderlichen Rahmenbedingungen für diese positive Entwicklung konnten wir auf die umfangreichen Kenntnisse und Erfahrungen von W. Voigt zurückgreifen, der als zuständiger Staatssekretär in Schleswig-Holstein von 1996 bis 2005 die Entwicklung auf allen Ebenen konkret mit vorangetrieben und gestaltet hat. In diesem Buch wird verdeutlicht, dass die bisherige und auch die parteipolitisch einvernehmlich beschlossene weitere Entwicklung der Windenergie keine Selbstverständlichkeit ist, sondern oftmals durch massive Interessenkonflikte

Vorwort

vii

geprägt wurde und wird. Dies zeigt sich auch bei anderen zentralen Themen dieses Buches: • die führende Rolle der Windenergie bei der Erreichung der Klimaschutzziele und einer verringerten Abhängigkeit von fossilen und nuklearen Energieträgern; • die technische und o¨ konomische Optimierung der Windenergieanlagen und der benötigten Stromübertragungssysteme auf der Grundlage von bewährten Optimierungsverfahren; • der notwendige Umbau des gesamten Kraftwerkssystems, in dem hohe Anteile stark schwankender erneuerbarer Energie mit rasch regelbaren Reservekraftwerken zusammenwirken müssen. Die Ergebnisse einer dazu für das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit durchgeführten Untersuchung zur wirtschaftlichen Zumutbarkeit des Netzausbaus für Windenergie sowie eine Reihe von weiteren von uns vorgelegten wissenschaftlichen Gutachten und Veröffentlichungen werden im vorgelegten Buch entsprechend berücksichtigt. Ebenfalls neu und in den nächsten Jahren sicher im Vordergrund stehend sind die hier behandelten technischen und wirtschaftlichen Probleme der Offshore-Windenergie, deren Lösung Voraussetzung für den Aufbau großer Windparks in den küstenfernen Gebieten der Nord- und Ostsee bilden. Bei den anstehenden strukturellen Umwälzungen von Energieumwandlung (massiver Windenergiezubau) und Energieverteilung (Stromnetze) ist die gesamtwirtschaftliche Kostenoptimierung von besonderer Bedeutung. Die Einspeisung von Windenergie, von anderen erneuerbaren Energien sowie von Kraft-Wärme-Kopplung erlaubt eine Nutzung von schwer regelbaren Grundlastkraftwerken in immer weniger Fällen, deshalb sinken deren Volllaststunden weit unter 5.000 pro Jahr ab. Damit sind zukünftig neue Grundlastkraftwerke nicht mehr wirtschaftlich betreibbar, weil sie ihre Zins- und Tilgungszahlungen nicht mehr erwirtschaften können. Für die (v. a. auf Kohlebasis) geplanten neuen, nicht regelbaren Grundlastkraftwerke gibt es deshalb keine wirtschaftliche Zukunft. Insgesamt zeichnet sich derzeit für die Integration der Windenergie in die Energieversorgung eine positive Entwicklung ab: Der ordnungspolitische Rahmen, der durch nationales Recht (Erneuerbare-Energien-Gesetz, Atomausstiegsgesetz) und europäische Richtlinien (Stromrichtlinie, CO2 -Abgaben) gesetzt ist, wird den skizzierten Umbau des gesamten Systems der Stromerzeugung und -verteilung aufgrund der Marktkräfte vorantreiben. Wir bedanken uns bei MR U. Paschedag und T. Falk, beide BMU, Berlin, sowie bei Dr. J. Nitsch, DLR Stuttgart, und Prof. H. Brakelmann, Universität DuisburgEssen, für die Unterstützung unserer Arbeiten; bei Prof. D. Schulz für die Durchsicht der Abschnitte zu thermischen Kraftwerken; bei stud. jur. L. Jarass für die Mithilfe bei der Erstellung von Tabellen und Grafiken und bei Dipl. Volkswirtin A. Jarass für die Lektorierung des Buches. 21. Oktober 2008

L. Jarass, Wiesbaden G. M. Obermair, Swakopmund/Namibia W. Voigt, Kiel


Inhalt

¨ Uberblick und Einfuhrung ......................................... ¨

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1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und Lösungsansätze 1.1 Probleme fossiler Energieträger: abnehmende Ressourcen, zunehmende politische Abhängigkeit, Klimawandel . . . . . . . . . . . . . 1.1.1 Energiepreisentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.2 Abhängigkeit und Erpressbarkeit Europas . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 Ziele und Maßnahmen zur Lösung des Klimaproblems . . . . . . . . . . 1.2.1 Effizienzsteigerungen und Einsparungen . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.2 Erneuerbare und nachwachsende Energie . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.3 Nukleare Optionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.4 Kohlendioxid-Rückhaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3 Leitszenarien für zukünftige Energiestrukturen . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3.1 Wie sind die Aussichten, die Energie- und Klimaziele zu erreichen? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3.2 Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 . . . . . . . . . . . . . . . 1.3.3 Regenerative Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 . . . .

1 1 3 5 6 7 8 9 11 12 12 14 16

¨ Teil I Grundlagen der Erzeugung und Ubertragung von Windenergie 2

Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung . . . . . . 2.1 Globale und lokale Luftzirkulation in der Atmosphäre – Klima und Wetter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.1 Reguläre und chaotische Strömung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.2 Wind und Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2 Von der Bewegungsenergie des Windes zur elektrischen Energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.1 Umwandlung Stufe 1: Von der Luftströmung zur Drehung der Turbinenwelle . . . . . 2.2.2 Umwandlung Stufe 2: Von der Turbine bis zum Drehstromausgang einer Windenergieanlage: die Leistungskennlinie . . . . . . . . . . . . . . 2.3 Regelung und Netzeinspeisung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

23 23 24 27 28 28

31 37 ix

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Inhalt

Wind als stochastische Energiequelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 Statistische Beschreibung von Windgeschwindigkeiten . . . . . . . . . . 3.2 Windenergieproduktion an einem gegebenen Standort . . . . . . . . . . . 3.2.1 Leistung-Dauer-Kurve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.2 Jahresenergieproduktion und Volllaststunden . . . . . . . . . . . . 3.2.3 Theoretisch versus tatsächlich zu erwartende Volllaststunden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3 Extreme zeitliche Schwankungen der Windgeschwindigkeit . . . . . . 3.3.1 Einzelanlage versus Windpark . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.2 Energieproduktion aller deutschen Windkraftwerke . . . . . . . Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 Stromnetze und Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ¨ 4.1.1 Trennung von Stromerzeugung, Ubertragungsnetzbetrieb und Stromverkauf . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1.2 Ausbau der Stromnetze erforderlich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ¨ 4.2 Ubertragungsleistung und Versorgungssicherheit . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2.1 Zuverlässige Versorgung von Stromverbrauchern: das (n-1)-Kriterium . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ¨ 4.2.2 Ubertragung von Windenergie durch ein vermaschtes System: modifiziertes (n-1)-Kriterium . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2.3 Anschluss von Windparks an das Höchstspannungsnetz . . . . ¨ 4.3 Windbedingte Erhöhung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3.1 Erhöhung von Versorgungssicherheit und ¨ Ubertragungsleistung ohne Netzneubau: Leitungsmonitoring und Hochtemperaturseile . . . . . . . . . . . . 4.3.2 Netzneubau: Freileitung versus Erdkabel . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4 Netzanbindung der Offshore-Windparks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ¨ 4.4.1 Ubernahme der Netzanbindung durch die ¨ Ubertragungsnetzbetreiber ............................ 4.4.2 Umsetzung der Offshore-Netzanbindung in der Nordsee . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4.3 Netzintegration der Windenergie in Europa – Europäisches Offshore-Supergrid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

39 39 44 44 49 50 52 53 54

57 57 58 59 61 61 64 65 67

68 75 81 81 82 84

Teil II Windenergieausbau 5

Systematische Berucksichtigung von externen Kosten: ¨ Erneuerbare-Energien-Gesetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1 Berücksichtigung der externen Kosten der konventionellen Stromerzeugung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1.1 Förderung der erneuerbaren Energien . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

93 93 95

Inhalt

xi

5.1.2

5.2

5.3

5.4

6

Zum Charakter des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und der Rolle der Förderinstrumente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vom Stromeinspeisungsgesetz 1991 zum Erneuerbare-Energien-Gesetz 2000/2004 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.1 Das Stromeinspeisungsgesetz 1991 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.2 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz 2000 . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2.3 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz 2004 . . . . . . . . . . . . . . . . . Das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.1 Der EEG-Erfahrungsbericht von November 2007 . . . . . . . . . 5.3.2 Erneuerbare Energien verringern die Börsen-Strompreise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ¨ 5.3.3 Anderungen durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zukünftige Weiterentwicklung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 5.4.1 Reine Börsenvergütung verhindert Zubau von Windenergieanlagen – Beispiel Dänemark . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.2 Eigenvermarktung der Windenergie durch die Windmüller . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.3 Vermarktung des EEG-Stroms durch den ¨ Ubertragungsnetzbetreiber ............................ ¨ 5.4.4 Ubergang von der EEG-Mindestvergütung zur Strombörse risikoreich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1 Windenergieausbau onshore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1.1 Eignungsflächen und Genehmigungsverfahren . . . . . . . . . . . 6.1.2 Planungserlasse und Flächenoptimierung . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2 Windenergieausbau offshore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2.1 Genehmigungsverfahren des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2.2 Eignungsgebiete und Raumordnung in der ausschließlichen Wirtschaftszone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3 Stromnetzausbau und Verwaltungsverfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3.1 Gesetzliche Vorgaben zur Verkabelung von Höchstspannungsleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3.2 Leitlinien für transeuropäische Energienetze 2007 . . . . . . . . 6.3.3 Energieleitungsausbaugesetz 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4 Fallbeispiel Schleswig-Holstein . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4.1 Praxiserfahrungen im Windland Schleswig-Holstein . . . . . . 6.4.2 Handlungsfeld Repowering oder aus weniger wird mehr . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4.3 Handlungsfeld Offshore-Windenergie oder der Weg aufs Meer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4.4 Handlungsfeld Stromnetze oder die Ertüchtigung der Infrastruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

96 98 98 99 100 101 101 103 104 105 105 106 107 108 113 113 114 115 119 119 122 124 124 126 126 127 127 130 131 132

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7

Inhalt

Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.1 Windenergie in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.1.1 Ausbauplanung der deutschen Bundesregierung bis 2030 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.1.2 Windenergieproduktion und Stromverbrauch . . . . . . . . . . . . 7.2 Zukünftige Offshore-Windenergie in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . 7.2.1 Die Entwicklung der Offshore-Windenergie . . . . . . . . . . . . . 7.2.2 Genehmigte Offshore-Windkraftwerke . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2.3 Probleme beim Offshore-Windenergieausbau . . . . . . . . . . . . 7.3 Windenergie in Europa und weltweit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.3.1 Windenergie in Europa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.3.2 Windenergie weltweit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

135 135 135 139 139 140 144 146 149 149 151

Teil III Optimierung des Windenergieausbaus 8

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Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten . . . . . . . . . . . . . . . 8.1 Nutzen und Kosten der Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1.1 Nutzen der Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1.2 Kosten der Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1.3 Monetäre Bewertung von Nutzen und Kosten der Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1.4 Abgeltung des volkswirtschaftlichen Nutzens durch die EEG-Mindesteinspeisevergütung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.2 Grenznutzen und Grenzkosten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.3 Grenznutzenkurve einer zeitlich fluktuierenden Quelle wie der Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.3.1 Monetarisierung des Nutzens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.3.2 Prinzip der Erstellung einer Dauer-Leistung-Kurve . . . . . . . 8.3.3 Dauer-Leistung-Kurve und GrenznutzenLeistung-Kurve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.3.4 Anwendung der Grenznutzenfunktion . . . . . . . . . . . . . . . . . . Optimierung von Windenergieanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.1 Entwicklung von Rotordurchmesser und installierter Leistung . . . . 9.2 Kosten der Onshore-Windkraftwerke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.2.1 Kostenstruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.2.2 Sinkende Stromerzeugungskosten der Windenergie bis 2006 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.2.3 Steigende Stromerzeugungskosten der Windenergie seit 2006 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.3 Kosten der Offshore-Windkraftwerke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.4 Optimierung statt Maximierung des Windenergieausbaus . . . . . . . . . 9.4.1 Optimierung der installierten Leistung pro Rotorfläche . . . . 9.4.2 Verringerung der Windleistungsspitzen . . . . . . . . . . . . . . . . .

157 157 157 160 161 162 162 167 167 168 170 173 175 175 179 179 181 182 183 187 188 191

Inhalt

xiii

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 10.1 Wirtschaftliche Zumutbarkeit als Begrenzung für Netzausbau . . . . . 195 10.1.1 Drei verschiedene Standardfälle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 ¨ 10.1.2 Optimierung der Erhöhung der Ubertragungsleistung . . . . . 197 10.1.3 Wirtschaftliche Zumutbarkeit als Verhältnismäßigkeit von volkswirtschaftlichen Nutzen und Kosten . . . . . . . . . . . . 198 10.1.4 Richtgrößen für Netzausbau und für dynamische Begrenzung von kurzzeitigen Erzeugungsspitzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 10.1.5 Faustregeln für wirtschaftliche Zumutbarkeit . . . . . . . . . . . . 200 10.2 Objektive Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus 202 10.2.1 Bestimmung des Grenznutzens einer Erhöhung der ¨ Ubertragungsleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 10.2.2 Bestimmung der Grenzkosten einer Erhöhung der ¨ Ubertragungsleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 ¨ 10.2.3 Optimierung der Erhöhung der Ubertragungsleistung . . . . . 204 10.3 Fallbeispiele . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208 10.3.1 Fallbeispiel 1: 110-kV-Anbindung von Windparks . . . . . . . . 209 10.3.2 Fallbeispiel 2: Netzanbindung von Offshore-Windenergieanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 10.3.3 Fallbeispiel 3: 380-kV-Fernleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 10.3.4 Exkurs: dena-Netzstudien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223 Teil IV Optimierung des gesamten Kraftwerkssystems bei hohen Windenergieanteilen 11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1 Bisheriges System von Stromnachfrage, Stromerzeugung und Stromübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1.1 Gesetzliches Grundprinzip: Jederzeitige Deckung der Stromnachfrage . . . . . . . . . . . . . . . 11.1.2 Ausgangssituation: Installierte Leistung und Stromerzeugung 1997, 2002 und 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1.3 Stromübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Kraftwerkseinsatzplanung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2.1 Grundlast, Mittellast, Spitzenlast . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ¨ 11.2.2 Anderungen durch die Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2.3 Exkurs: Kraftwerkseinsatzplanung und Preisbildung an der Strombörse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.3 Zielvorgaben der Bundesregierung für die deutsche Kraftwerksstruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.3.1 Zukünftiges Kraftwerkssystem in der Diskussion . . . . . . . . . 11.3.2 Eckpunkte für ein integriertes Energie- und Klimaschutzprogramm der Bundesregierung . . . . . . . . . . . . .

231 231 231 234 235 236 236 238 239 241 241 242

xiv

Inhalt

11.3.3 Monitoring-Bericht des Bundeswirtschaftsministeriums 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.4 Ausgewählte Szenarien der zukünftigen Kraftwerksstruktur . . . . . . . 11.4.1 dena-Kurzanalyse 2008 und ihre Bewertung . . . . . . . . . . . . . ¨ 11.4.2 Arrhenius-Institut und Oko-Institut: Klimaschutz und Stromwirtschaft 2020/2030 . . . . . . . . . . . . 11.4.3 Greenpeace: Nationales Energiekonzept bis 2020 . . . . . . . . . 11.4.4 Schlussfolgerungen aus den Studien zur zukünftigen Kraftwerksentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei uber ¨ 50 GW Windleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.1 Ausgleich von Stromangebot und Stromnachfrage bei hohen Windenergieanteilen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.1.1 Schwankungen von Stromangebot und von Stromnachfrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.1.2 Ausgleich von Stromangebot und von Stromnachfrage . . . . 12.1.3 Speicher für elektrische Energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.2 Ausgleich von Windenergieschwankungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.2.1 Ausgleich von Windenergieschwankungen bis zu einigen Stunden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.2.2 Ausgleich längerer Windflauten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.3 Nachfragedeckung bei hohem Windenergieanteil . . . . . . . . . . . . . . . 12.3.1 Anteil der Windenergieeinspeisung an der Stromnachfrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.3.2 Restnachfrage, die für konventionelle Kraftwerke verbleibt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.4 Windenergieanlagen versus Grundlastkraftwerke: ein Entweder-Oder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.4.1 Mit wachsender Windenergieeinspeisung deutlich abnehmende Benutzungsdauer der Grundlastkraftwerke . . . 12.4.2 Bei hoher Windenergieeinspeisung neue Grundlastkraftwerke nicht mehr wirtschaftlich betreibbar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

244 244 245 247 247 251 255 255 256 256 257 259 259 262 265 266 269 272 272

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Liste der Tabellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279 Liste der Abbildungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 Liste der Kästen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 287 Sachverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289

¨ Uberblick und Einfuhrung ¨

¨ Der folgende Uberblick ist nach den Kapiteln des Buchs geordnet: (1) Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und Lösungsansätze Schon vor einigen Jahren schlug Lord Browne, der damalige Chef des Konzerns „British Petroleum“, als neue Fassung für den weltbekannten Kurznamen BP den Namen „Beyond Petroleum“ vor. Damit hat er in zwei Wörtern eines der vordringlichsten Ziele benannt, das von der Weltwirtschaft bis zur Mitte dieses Jahrhunderts erreicht werden sollte: eine drastische Verringerung des Einsatzes fossiler Energieträger und der damit verbundenen Emission des Treibhausgases Kohlendioxid. In der Europäischen Union gibt es feste Vereinbarungen, in einem ersten Schritt bis 2020 den Ausstoß der klimaschädlichen Treibhausgase im Vergleich zu 1990 um mindestens ein Fünftel zu verringern. Dabei ist eine vermehrte Substitution fossiler durch nukleare Energie weltweit umstritten, in Deutschland politisch negativ entschieden; Kernfusion steht, wenn u¨ berhaupt, erst in 50 Jahren zur Diskussion. Die CO2 -Rückhaltung und Einlagerung in tiefe Schichten ist wohl grundsätzlich möglich, aber technisch unerprobt. So wird neben drastischen Verbesserungen der Energieeffizienz v. a. eine rasche und weitgehende Substitution fossiler durch erneuerbare Energie als realistischer Weg beschritten: Der Anteil von Energie aus Sonne, Wasser, Wind und Biomasse am gesamten Primärenergieeinsatz soll bis 2020 in der Europäischen Union auf mindestens 20% erhöht werden, Deutschland soll seinen Anteil von 6,6% in 2007 auf 18% in 2020 erhöhen. Bei der Stromerzeugung hat Deutschland diesen Anteil von 18% erneuerbarer Energie schon 2007 erreicht, bis 2020 soll hier knapp ein Drittel erreicht werden, bis 2050 drei Viertel, v. a. durch Offshore-Windenergie. Damit ¨ entsteht ein zusätzlicher Ubertragungsbedarf im Hoch- und Höchstspannungsnetz.

(2) Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung Wie fast alle auf der Erde verfügbaren Energieformen ist auch Windenergie eine abgeleitete Form von Sonnenenergie. Die unterschiedliche Erwärmung der xv

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¨ Uberblick und Einführung

Erdatmosphäre durch die Einstrahlung der Sonne auf verschiedene Gebiete der Erdoberfläche führt zu Dichte- und Druckunterschieden, die in fluktuierenden Luftströmungen auf allen Längen- und Zeitskalen von Metern bis zu Tausenden von Kilometern und von Sekunden bis zu Wochen und Monaten ihren Ausgleich suchen. Das Leistungsangebot des Windes steigt mit der dritten Potenz der momentanen Windgeschwindigkeit. Tatsächlich läuft eine große Windenergieanlage erst bei 3 bis 5 m/s an, erreicht dann Nennleistung bei 12 bis 14 m/s und wird bei etwa 25 m/s sturmabgeschaltet. Dabei wird maximal eine elektrische Energieausbeute von vier Fünftel des theoretischen Höchstwerts einer idealen Windenergieanlage realisiert. Der tatsächliche Jahresenergieertrag an einem Standort steigt etwa mit dem Quadrat des dort gegebenen Jahresmittelwerts der Windgeschwindigkeit. Op¨ timierung des Energieertrags und Vermeidung von Uberlastung werden bei großen Anlagen durch eine der jeweiligen Windgeschwindigkeit entsprechende Einstellung des Anstellwinkels der Rotorblätter erreicht. (3) Wind als stochastische Energiequelle Die Windstärke und damit die mögliche Windenergieproduktion in Nordwesteuropa zeigt einen irregulären zeitlichen Verlauf mit sehr großen und raschen Fluktuationen, der durch statistische Größen wie Häufigkeitsdichten, Verteilungsfunktionen oder „Leistung-Dauer-Kurven“ charakterisiert werden kann. Wenn man die Leistung-Dauer-Kurve einer gegebenen Anlage in einer Standortregion bestimmt hat, so ist die dort erzielbare Jahresenergieproduktion gleich der Fläche unter dieser Kurve. Teilt man diese Jahresenergieproduktion durch die installierte Generatornennleistung, so erhält man die „Volllaststundenzahl“. Sie beträgt für größere Anlagen auf dem heutigen Stand der Technik im Binnenland rund 1.500 Stunden, an der Küste rund 2.000 Stunden, offshore könnten 4.000 Stunden erreicht werden; eine Erhöhung der Türme auf 150 m könnte im Binnenland Werte von u¨ ber 2.000 Stunden erbringen. Beim realen Zeitverlauf der Stromerzeugung eines großen Windparks, einer ganzen Region oder aller Windenergieanlagen in Deutschland zeigt sich gegenüber einer Einzelanlage eine deutliche Glättung der starken Fluktuationen im Minutenund Stundenbereich. Doch auch im deutschlandweiten oder sogar nordwesteuropaweiten Verbund wirken sich großräumiger Schwachwind und Flauten u¨ ber Tage und in seltenen Fällen u¨ ber Wochen auf den Energieertrag aus und müssen durch Regel- und Reservekraftwerke ausgeglichen werden. (4) Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung ¨ Bei der Ubertragung von elektrischer Energie aus Wind kann man die Entsorgungssicherheit im o¨ ffentlichen Netz sehr viel kleiner halten als die Versorgungssicherheit der Stromverbraucher, weil man die Einspeisung der Windenergieanlagen im Netzstörfall kurzfristig zurückregeln kann im Gegensatz zur Nachfrage der


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¨ Stromverbraucher. Bei einer windbedingten Erhöhung der Ubertragungsleistung des Netzes ist nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz ein Leitungsneubau nur dann wirtschaftlich zumutbar, wenn die kostengünstigeren Lösungen Netzoptimierung (z. B. durch Temperaturmonitoring) und Netzverstärkung (z. B. durch Hochtemperaturseile) nicht ausreichen. Bei einem Neubau von 110-kV-Hochspannungsleitungen sind grundsätzlich Erdkabel gegenüber Freileitungen zu bevorzugen, weil sie schneller realisierbar sind, geringere Umweltbelastungen verursachen und nicht nennenswert teurer sind. Insgesamt liegen die windenergiebedingten Netzausbaukosten auch für die Höchstspannungsfernübertragung onshore im Bereich von 10% der Investitionskosten der Windenergieanlagen. Mittelfristig ist allerdings ein aufwändiges großräumiges Verbundnetz erforderlich, das insbesondere die neuen OffshoreWindparks der Nordsee-Anrainerstaaten untereinander und mit den Verbrauchsschwerpunkten verbindet. (5) Systematische Berucksichtigung von externen Kosten: ¨ Erneuerbare-Energien-Gesetz Das Erneuerbare-Energien-Gesetz mit seinen Kernregelungen der festen Einspeisevergütungen und der Abnahmeverpflichtung des erzeugten Stromes ist o¨ konomischer Garant für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien. Angesichts der Verhältnisse in der deutschen Stromwirtschaft mit dem massiven Angebotsdruck eines oligopolistisch organisierten und weitgehend abgeschriebenen Großkraftwerksparks war und ist dieser Ansatz des Gesetzgebers ohne ernsthafte Alternative. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz hat sich mittlerweile zum Exportschlager entwickelt, a¨ hnliche Gesetze wurden in vielen Ländern eingeführt, die ebenfalls den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben wollen. Die garantierte Einspeisevergütung für Windenergie liegt schon heute deutlich unter den dadurch vermiedenen volkswirtschaftlichen Kosten fossiler Energieerzeugung, in denen neben den weiter steigenden Brennstoffkosten v. a. die externen Kosten durch CO2 - und Schadstoffemissionen bewertet werden müssen. Der ge¨ plante Ubergang von fester Einspeisevergütung und Abnahmeverpflichtung hin zum Verkauf der Windenergie an der Strombörse ist ebenso risikoreich wie die Einführung eines Quotensystems: Eine reine Börsenvergütung würde Windenergie im Mittel weit unter ihrem gesamtwirtschaftlichen Nutzen vergüten und zukünftig den Zubau von Windenergieanlagen unwirtschaftlich machen, wie das Beispiel Dänemark zeigt. (6) Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren Die auch im weltweiten Vergleich beeindruckende Windenergieentwicklung in Deutschland war nur möglich durch zielführende Rechtsnormensetzung, gerade auch im Bereich der Genehmigungsverfahren und der Flächenausweisungen. Die rapide Entwicklung des Onshore-Windenergieausbaus mit rund 24 GW installierter Leistung Ende 2008 zeigt dies ebenso wie der Offshore-Windenergieausbau,

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der nach aufwändigem Genehmigungsverfahren für die ersten 8 GW seit 2009 anläuft. Verschiedenste Interessengegensätze wurden soweit u¨ berwunden, dass der Rechtsrahmen auch für den windenergiebedingten Ausbau der Stromnetze und für die kostenaufwändige Offshore-Netzanbindung mittels Höchstspannungsseekabeln geschaffen werden konnte. Die so erreichbaren positiven Gesamtwirkungen des Ausbaus der Windenergie belegt nicht zuletzt die wirtschaftliche Entwicklung in Schleswig-Holstein, dem Pionierland der Windenergie.

(7) Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit Die Windenergie ist in Deutschland, Europa und weltweit der erneuerbare Energieträger, der die mit Abstand größte Ausbaudynamik aufweist. Die deutschen Ausbauplanungen können bis zum Jahr 2030 zur Installation von bis zu 60 GW installierter Leistung führen. Dieses setzt sowohl die Fortschreibung und Weiterentwicklung geeigneter Rahmenbedingungen als auch die Lösung teilweise noch anstehender Probleme, v.a. bei der Offshore-Windenergie, voraus. Auch andere europäische Länder, wie z. B. Spanien oder Großbritannien, verfolgen ehrgeizige Windausbaupläne – onshore wie offshore. Die weltweite Dynamik nimmt ebenfalls zu, was die Entwicklung in großen Schwellenländern wie China und Indien ebenso zeigt wie die jüngere Entwicklung in den USA und Kanada. Die Windenergienutzung entwickelt sich so zu einem zentralen Eckpfeiler klimaschonender Stromversorgung und kann als eines der positiveren Beispiele globaler Entwicklung gelten.

(8) Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten Ein Investor oder eine ganze Gesellschaft wird sich für den Einsatz einer bestimmten Technik entscheiden, wenn der damit erzielbare Nutzen höher ist als die dafür zu erbringenden Kosten. Darüber hinaus muss die Rendite der Investition, also das Verhältnis von Nettoertrag zu Kapitaleinsatz, nicht nur positiv sein, sondern mindestens so hoch wie die für Investitionen mit vergleichbarem Risiko erzielbare typische Rendite. Für Investitionen in Windenergie werden Kosten und Nutzen abgeschätzt. Ist die Rendite der Investition grundsätzlich ausreichend, so bleibt die Frage, wie hoch die Investition gewählt werden soll. Hier gibt es im Allgemeinen ein Optimum, da die Anlagengröße häufig aus technischen Gründen und wegen Platzbedarf nicht ¨ beliebig erhöht werden kann oder bei einem Uberangebot des nutzenbringenden Gutes der Ertrag pro Stück wieder abnimmt. Mit Hilfe der Grenznutzen-GrenzkostenMethode kann das Optimum ermittelt werden. Es resultiert daraus ein neues und für die Integration der Windenergie wesentliches Ergebnis: Die Grenznutzenkurve und damit das Optimum von Investitionen in eine zeitlich stark fluktuierende Quelle von Nutzen lässt sich direkt aus der „Leistung-Dauer-Kurve“ der Quelle herleiten. Damit lässt sich die optimale Nennleistung von Windenergieanlagen oder die optimale ¨ Grenzleistung von windenergiebedingten Ubertragungsleitungen bestimmen.


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(9) Optimierung von Windenergieanlagen Seit 1980 wurden die Windenergieanlagen drastisch vergrößert: Die typischen Turmhöhen stiegen von 30 m auf bis zu 120 m, wodurch wesentlich höhere und gleichmäßigere Windgeschwindigkeiten genutzt werden können. Die installierte Generatornennleistung stieg von rund 30 kW auf mittlerweile bis zu 6.000 kW. Der Rotordurchmesser stieg von rund 15 m auf bis zu 127 m, was die für die jährliche Windenergieproduktion entscheidende Rotorkreisfläche von knapp 200 m2 auf u¨ ber 12.000 m2 erhöhte. Der jährliche Energieertrag pro Anlage stieg von etwa 0,035 GWh auf bis zu 20 GWh. Die Stromgestehungskosten konnten so bis 2005 etwa halbiert werden. Seit 2006 steigen allerdings die spezifischen Investitionskosten der Windenergieanlagen wegen der stark gestiegenen Rohstoffpreise und der wachsenden internationalen Nachfrage nach Windenergieanlagen. Es bleibt zudem abzuwarten, ob die offshore mindestens doppelt so hohen Investitionskosten durch die dort deutlich höheren Winderträge voll ausgeglichen werden können. Windenergie ist in jedem Fall von allen erneuerbaren Energien (mit Ausnahme der Wasserkraft) am kostengünstigsten und lag 2008 bei den einzelwirtschaftlichen Kosten nicht mehr wesentlich u¨ ber dem Niveau neuer thermischer Kraftwerke. Eine Verringerung der spezifischen Flächenleistung (W/m2 ), d. h. kleinerer elektrischer Generator in sonst unveränderter Windenergieanlage, verringert die jährliche Energieerzeugung nur geringfügig, führt aber zu einer geringeren mechanischen Belastung der Anlage, einer deutlich höheren Volllaststundenzahl und einer deutlich besseren Prognostizierbarkeit der Windenergieproduktion. ¨ (10) Optimierung der Ubertragung von Windenergie ¨ Die Netzbetreiber sind gesetzlich zur unverzüglichen Erhöhung der Ubertragungsleistung („Netzausbau“) für erneuerbare Energien verpflichtet, allerdings nur, soweit dies (volks)wirtschaftlich zumutbar ist. Diese Anweisung zu einer gewissen Beschränkung des windbedingten Netzausbaus drückt eigentlich nur die wirtschaftliche Selbstverständlichkeit aus, dass für die wenig Energie erbringenden sehr seltenen kurzen Spitzen der Windleistung keine teure zusätzliche ¨ Ubertragungskapazit¨ at von den Stromkunden bezahlt werden muss. Die Auswertung der Grenznutzenkurven zeigt, dass bei einem Netzausbau bis zum volkswirtschaftlichen Optimum deutlich weniger als 1% der möglichen Windenergieerzeugung „ausgesperrt“ werden muss, aber je nach Einzelfall beträchtliche ¨ Netzausbaukosten eingespart werden. Uberdies werden die Betreiber der Windenergieanlagen durch die Einspeisebeschränkung nicht schlechter gestellt, da sie ab 2009 voll entschädigt werden. Die Stromkunden werden aber geringer belastet, weil die so vermiedenen Ausbaukosten niedriger sind als die Entschädigungszahlungen. Es werden Richtgrößen für die jeweils gesamtwirtschaftlich optimale Erhöhung ¨ der Ubertragungsleistung bestimmt und zwar für die Anbindung von OnshoreWindparks, von Offshore-Windparks und für eine großräumige Nord-Süd¨ Ubertragung.

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(11) Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien Bis etwa 2000 bestand in Deutschland eine Dominanz von Großkraftwerken auf Kohle- und Uranbasis. Diese Grundlastkraftwerke machten zwei Drittel der installierten Leistung aus und lieferten mehr als vier Fünftel der elektrischen Energie. Die von der Bundesregierung vorgegebenen, großteils gesetzlich festgeschriebenen Ziele des Klimaschutzes und einer verringerten Abhängigkeit von fossilen und nuklearen Brennstoffen sehen schon für die nächsten 20 Jahre schrittweise einen drastischen Wandel vor: Bis 2023 soll das letzte Kernkraftwerk abgeschaltet sein, Erzeuger erneuerbarer Energien sollen bis 2025 50% der installierten Generatorleistung ausmachen (davon wiederum die Hälfte Windenergie), in 2050 u¨ ber 80%, weitere 15% sollen dann auf dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung entfallen. Diesen v.a. von den konventionellen Stromversorgern angezweifelten Projektionen wird in zahlreichen Untersuchungen unabhängiger Experten Realisierbarkeit attestiert.

(12) Entwicklung des Kraftwerkssystems bei uber 50 GW Windleistung ¨ Im Energieprogramm der Bundesregierung ist eine Erhöhung der installierten Leistung von Windenergieanlagen von rund 25 GW in 2008 auf knapp 50 GW in 2025 und bis zu 70 GW in 2040 festgeschrieben. Dadurch wird Zug um Zug eine durch¨ greifende Anderung des gesamten Kraftwerkssystems notwendig. Erforderlich ist v. a. der Ausgleich der raschen und starken Schwankungen des Windenergieangebots durch Nachfrage- und Angebotssteuerung und den Einsatz einer großen Anzahl von kleinen und mittelgroßen rasch regelbaren neuen Reservekraftwerken, zu deren Betrieb neben Erdgas zunehmend auch ins Gasnetz eingespeistes Biogas beitragen kann. Bewährte und neue Speicher für elektrische Energie werden dabei eine wachsende Rolle spielen. Erneuerbare Energien können zusammen mit dem vorgesehenen hohen Anteil an Kraft-Wärme-Kopplung schon ab 2025 häufig für Stunden oder gar Tage annähernd die gesamte Stromnachfrage in Deutschland abdecken. Insbesondere das Erneuerbare-Energien-Gesetz und die CO2 -Zertifikate werden dafür sorgen, dass der Markt die notwendige Umwandlung des gesamten Kraftwerkssystems in den nächsten 20 Jahren vorantreiben wird. Als Folge dieser notwendigen Entwicklung wird für große Grundlastkraftwerke nur noch ein sehr geringer Bedarf – etwa zur Frequenzstabilisierung – bestehen. Wegen der daraus resultierenden immer kürzeren Nutzungsdauern werden die derzeit geplanten Neubauten von Grundlastkraftwerken unwirtschaftlich und zu großen betriebswirtschaftlichen Verlusten für die Investoren führen.

Kapitel 1

Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und Lösungsansätze

Schon vor einigen Jahren schlug Lord Browne, der damalige Chef des Konzerns „British Petroleum“, als neue Fassung für den weltbekannten Kurznamen BP den Namen „Beyond Petroleum“ vor. Damit hat er in zwei Wörtern eines der vordringlichsten Ziele benannt, das von der Weltwirtschaft bis zur Mitte dieses Jahrhunderts erreicht werden sollte: eine drastische Verringerung des Einsatzes fossiler Energieträger und der damit verbundenen Emission des Treibhausgases Kohlendioxid. In der Europäischen Union gibt es feste Vereinbarungen, in einem ersten Schritt bis 2020 den Ausstoß der klimaschädlichen Treibhausgase im Vergleich zu 1990 um mindestens ein Fünftel zu verringern. Dabei ist eine vermehrte Substitution fossiler durch nukleare Energie weltweit umstritten, in Deutschland politisch negativ entschieden; Kernfusion steht, wenn u¨ berhaupt, erst in 50 Jahren zur Diskussion. Die CO2 -Rückhaltung und Einlagerung in tiefe Schichten ist wohl grundsätzlich möglich, aber technisch unerprobt. So wird neben drastischen Verbesserungen der Energieeffizienz v. a. eine rasche und weitgehende Substitution fossiler durch erneuerbare Energie als realistischer Weg beschritten: Der Anteil von Energie aus Sonne, Wasser, Wind und Biomasse am gesamten Primärenergieeinsatz soll bis 2020 in der Europäischen Union auf mindestens 20% erhöht werden, Deutschland soll seinen Anteil von 6,6% in 2007 auf 18% in 2020 erhöhen. Bei der Stromerzeugung hat Deutschland diesen Anteil von 18% erneuerbarer Energie schon 2007 erreicht, bis 2020 soll hier knapp ein Drittel erreicht werden, bis 2050 drei Viertel, v. a. durch Offshore-Windenergie. Damit ¨ entsteht ein zusätzlicher Ubertragungsbedarf im Hoch- und Höchstspannungsnetz.

1.1

Probleme fossiler Energieträger: abnehmende Ressourcen, zunehmende politische Abhängigkeit, Klimawandel

In den letzten Jahrzehnten hat sich langsam und mühsam gegen mächtige Interessen die Einsicht in wachsenden Kreisen der Bevölkerung und vieler maßgeblicher Politiker durchgesetzt, dass die Abhängigkeit von den fossilen Energieträgern wie Kohle, Erdöl und Erdgas so schnell wie möglich verringert, längerfristig weitgehend L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 1,

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1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und Lösungsansätze

beendet werden muss. Seit Langem gibt es erhebliche Zweifel, ob ein vermehrter Einsatz von Kernenergie (Abschn. 1.2.3) bei der anstehenden Umwandlung des Energiesystems in Richtung Dezentralisierung, Sparsamkeit und Effizienz sinnvoll und hilfreich wäre. ¨ Die Uberzeugungsarbeit von Wissenschaftlern, die den bereits erfahrbaren Klimawandel als u¨ berwiegend von Menschen verursachte Bedrohung der Lebensbedingungen aller Lebewesen, auch des Menschen, verdeutlichen konnten, haben schließlich in vielen Ländern auch politische Mehrheiten, wenngleich noch knapp, für den erforderlichen Wandel geschaffen. Dazu haben auch angewandte Forschung und die Initiative innovativer Unternehmer bei der Nutzung erneuerbarer Energien erheblich beigetragen. Eine Entkopplung der gesellschaftlichen Wohlfahrt von dem Einsatz der zunehmend knapperen fossilen Ressourcen mit ihren bedrohlichen Folgewirkungen, die Zurückdrängung der Kerntechnik, die untrennbar mit friedensbedrohendem militärischen Einsatz verbunden ist (siehe Iran und Nordkorea) und mit ihren ¨ Jahrtausende weiterwirkenden radioaktiven Uberbleibseln unbeherrschbar bleibt: Das sind die Ziele, die eine weltweite intellektuelle Elite fordert und in den letzten Jahren ein Stück weit durchsetzen konnte. Das deutsche Erneuerbare-EnergienGesetz, das – trotz einiger wohl erforderlicher Korrekturen – weltweit als vorbildlich gilt, ist ein Ergebnis dieser Anstrengungen und steht als mittlerweile weitgehend unumstrittene Grundlage der weiteren Entwicklung auch im Zentrum dieses Buches. Es geht um drei miteinander eng verbundene Ziele: • Verringerung des menschengemachten Klimawandels als Folge der Immission von CO2 und anderer Treibhausgase; • Verringerung der Auswirkungen eines weiteren drastischen Preisanstiegs bei Erdöl und Erdgas, der aufgrund nicht nur kurzfristiger Spekulationen, sondern auch aufgrund einer echten Verknappung von günstig gewinnbaren Ressourcen zu erwarten ist; • Verringerung der politischen Abhängigkeit von unberechenbaren Regimen und ¨ und Gasvorkommen politisch instabilen Regionen, in denen ein Großteil der Olliegen. Wer zum Problem des Klimawandels jenseits von Sensationsmeldungen, aber auch unverantwortlichen Beschwichtigungen seriöse und verständliche wissenschaftliche Information sucht, der sei auf [Rahmstorf/Schellnhuber 2006] hingewiesen. Hier werden nicht nur die bereits eingetretenen Schäden und die Vorboten weit drastischerer Schäden beschrieben und beziffert, sondern auch die Strategien dargestellt, mit denen in einer sich anbahnenden globalen Zusammenarbeit die Katastrophen im Verlauf der nächsten Jahrzehnte zumindest begrenzt werden können. Der Zielkatalog und das Maßnahmenbündel, die in der Nachfolge der RioKonferenz und des Kyoto-Protokolls von 1997 von internationalen und nationalen Regierungskommissionen entwickelt und schließlich durch den im Februar 2005 in Kraft getretenen Kyoto-Vertrag international verbindlich festgelegt wurden, werden weiter unten genauer dargestellt. Der Einsatz erneuerbarer Energien, nicht zuletzt der Windenergie, wird hier eine wichtige Rolle spielen.

1.1 Probleme fossiler Energieträger

1.1.1

3

Energiepreisentwicklung

Zum Problem des Preisanstiegs von Erdöl und Erdgas zunächst ein Blick auf die Entwicklung der letzten Jahrzehnte: In den ersten 30 Jahren nach dem Zweiten ¨ Weltkrieg konnte durch den extrem niedrigen Olpreis und die Erschließung neuer ¨ Olfelder weltweit der trügerische Eindruck einer unbeschränkten Energiefülle entstehen. Damit wurde eine Entwicklung in Gang gesetzt, deren Folgen noch lange weiterwirken. Sowohl die Konsumgewohnheiten und Konsumerwartungen wie die entsprechenden technischen Standards in Architektur und Bautechnik, in Verkehrswesen und Städtebau, in der Technik im weitesten Sinne von Heizsystemen u¨ ber Automobile bis zur Beleuchtung sind bis heute stark von dieser Periode der sorglosen Energieverschwendung geprägt. Der Energieaufwand für Raumheizung, der heute in Deutschland knapp ein Drittel des Endenergieverbrauchs ausmacht, könnte mehr als halbiert werden, wenn Millionen von Wohnungen und Zehntausende von o¨ ffentlichen Gebäuden, v. a. aus den 1950er und 1960er Jahren, energietechnisch auf den neuesten Stand gebracht würden. Die Siedlungsstruktur, die sich – ganz von der selbstverständlichen Benutzung des Privatautos durch einen Großteil der Bevölkerung geprägt – fast u¨ berall in Westeuropa und erst recht in den USA entwickelt hat, ist hingegen kaum umkehrbar. Die energetischen Folgen können auch durch Angebotsverdichtungen im Bereich des ¨ Offentlichen Nahverkehrs nur langsam gemildert werden. Insoweit kommt alternativen Antriebssystemen für Kraftwagen, die den CO2 -Ausstoß erheblich verringern, eine große Bedeutung zu. ¨ Die Olpreiskrisen der späteren 1970er Jahre haben zwar erstmals eine Gegenbewegung ausgelöst, denn immerhin vervierfachte sich der Rohölpreis pro barrel (159 Liter) von knapp 3 US$ in 1973 auf rund 12 US$ in 1974 und stieg dann schlagartig in 1979 auf rund 30 US$, vgl. Abb. 1.1. Doch sank er 1986 schlagartig wieder auf den Wert von 1978 und pendelte dann fast 15 Jahre lang bis 1999 um beruhigende Werte zwischen 10 und 20 US$. Erst seit 2000 gibt es deutlichere Preiserhöhungssignale: 2000 stieg der nominale Rohölpreis wieder auf gut 25 US$ an, und seit 2004 verdoppelte er sich schließlich bis Ende 2006 auf u¨ ber 60 US$. Ende 2007 erreichte er erstmalig 100 US$, stieg bis Mitte Juli 2008 auf fast 150 US$ an und sank dann wieder auf gut 100 US$. [US$ pro barrel] 120

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100 80 60 40

Abb. 1.1 Rohölpreise 1973–2008 (nach [IEA 2008a, Part I, Tab. 1, S. 4])

20 0 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015

4


Die nationalen Energiepreise sind nicht nur von den internationalen Rohölpreisen in US$ abhängig (Abb. 1.1), sondern auch von den Wechselkursänderungen der nationalen Währung zum US$, von der nationalen Steuerpolitik, von der nationalen Inflation, also der durchschnittlichen Preissteigerung für alle Güter und Dienstleistungen etc. Für dasVerbraucherverhalten relevant sind diese nationalen Energiepreise für die Endverbraucher unter Berücksichtigung der jeweiligen nationalen Inflation. Ein gutes Maß hierfür ist der inflationsbereinigte Preisindex für Energie. Er wird jeweils berechnet mit den nationalen Preisen und Inflationsraten und gewichtet mit den nationalen Verbrauchsmengen. Abbildung 1.2 zeigt die Energiepreisentwicklung in der OECD, unterschieden in Haushalte und Industrie. Die OECD-Länder umfassen Europa inklusive Türkei, USA, Kanada, Mexiko, Japan, Korea und Australien. Wird der reale, also preisbereinigte Energiepreis für das Jahr 2000 auf 100% angesetzt, so ergibt sich folgendes Bild für die u¨ ber alle OECD-Länder und Energieträger gewichtet gemittelten Energiepreise: Bereits 1978 lagen sie erstmals auf dem Niveau von 2000, stiegen dann bis 1981 um u¨ ber ein Drittel auf rund 140%, sanken bis 1985 wieder auf rund 130% ab und fielen dann schlagartig bis 1987 auf rund 100%, das Ausgangsniveau in 1978. Dann sanken sie langsam auf 90% und stiegen erst 2000 wieder auf 100% an. Erst seit 2002/2003 kam es zu drastischen Rohenergiepreiserhöhungen, zuerst bei Rohöl, vgl. Abb. 1.1, in der Folge auch bei Erdgas und Kohle, so dass der preisbereinigte Energiepreisindex Anfang 2008 wieder fast das Höchstniveau von 1982, nämlich rund 140% erreicht hat. Vielfach wird mit weiter steigenden Preisen gerechnet, aber auch ein Absinken ist nicht ganz auszuschließen. Die Energiepreise für die Industrie sind in der OECD in den Hochpreiszeiten etwas stärker gestiegen, weil die Haushaltspreise wegen des dort hohen festen Steueranteils am Endverkaufspreis weniger abhängig von der allgemeinen Rohenergiepreisentwicklung sind.

Preisindex [%] (Jahr 2000 = 100%) OECD - Haushalte OECD - Industrie

160 140

Abb. 1.2 Energiepreisentwicklung für Haushalte und für Industrie, OECD, preisbereinigt, 1978–2008 ([IEA 2008a, Part II, Tab. 2, S. 56/57]; Werte für 2008 sind für I/2008)

?

120 100 80 1978

1983

1988

1993

1998

2003

2008

2013

1.1 Probleme fossiler Energieträger Abb. 1.3 Energiepreisentwicklung für Haushalte und für Industrie, Deutschland, preisbereinigt, 1983–2008 ([IEA 2008a, Part II, Tab. 1, S. 56/57]; Werte für 2008 sind für I/2008)

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Preisindex [%] (Jahr 2000 = 100%) Deutschland - Haushalte Deutschland - Industrie

160

140

?

120

100

80 1978

1983

1988

1993

1998

2003

2008

2013

Abbildung 1.3 zeigt die Energiepreisentwicklung in Deutschland, wiederum unterschieden in Haushalte und Industrie. Wird der reale, also preisbereinigte Energiepreis für das Jahr 2000 wieder auf 100% angesetzt, so ergibt sich ein a¨ hnliches Bild wie für den in Abb. 1.2 gezeigten OECD-Durchschnitt: Die Energiepreise sanken von 1981, dem ersten für Deutschland verfügbaren Jahr für Industrie wie auch für Haushalte bis 1985 geringfügig, dann aber schlagartig um ein gutes Drittel, und schwankten anschließend um ein konstantes Niveau. Seit 2002/2003 stiegen die inflationsbereinigten Energiepreise deutlich an, um Anfang 2008 fast wieder das Höchstniveau von 1982, nämlich rund 140%, zu erreichen. In Deutschland wird allgemein mit weiter steigenden Preisen gerechnet.

1.1.2 Abhängigkeit und Erpressbarkeit Europas Konkretes Anschauungsmaterial für die Abhängigkeit und Erpressbarkeit Europas wie Deutschlands liefern die letzten Jahre: • Das terroristische Drohpotenzial steigt zunehmend, insbesondere im gesamten Nahen Osten. Hier geht es nicht mehr um die Frage der Höhe von Energie- und Rohstoffpreisen, sondern um politisch-ideologische Machtansprüche, u. a. im ¨ Zusammenhang mit der ungelösten Palästinafrage: „Wie hoch muss der Olpreis steigen, bis die Existenz Israels zur Disposition steht?“ [Broder 2006, S. 67]. • Die militärischen Einsätze vieler westlicher Staaten im Irak und in Afghanistan belegen nicht nur die Bedeutung des Nahen und Mittleren Ostens für die Energieversorgung der westlichen Industriestaaten, sondern auch das gewandelte Verständnis von militärischen Auslandseinsätzen: Es geht nicht um konkrete Bedrohungen der Souveränität einzelner Staaten, sondern um den Erhalt und die Erweiterung strategischer Einflusssphären, insbesondere im Energiebereich.

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¨ • Die Bombardierung oder Sprengung von Olquellen zeigen ebenso wie die Versuche, bombenfähiges Spaltmaterial zu erlangen, dass die wirtschaftliche und soziale Entwicklung nicht nur der Länder des Nahen Ostens, sondern auch der westlichen Welt zunehmend gefährdet wird. • Die Unterbrechung der russischen Gaslieferungen nach Europa im Winter 2006/2007 zeigt, dass auch Konflikte zwischen Russland und seinen Nachbarn unmittelbare und sehr empfindliche Auswirkungen auf ganz Europa haben können. Da nicht absehbar ist, wie diese bedrohlichen, politisch ausgelösten Verknappungen beendet werden können, bleibt nur die Schlussfolgerung, die Energieund Rohstoffabhängigkeiten von diesen Ländern zu verringern. Dies wird un¨ orderung ihren Höhepunkt terstrichen durch die starke Vermutung, dass die Olf¨ dauerhaft u¨ berschritten habe, und auch deshalb die Zeit für ein Umsteuern der Energieversorgungsstrukturen denkbar knapp sei [Hauke/Wiesmann 2007]. Doch abgesehen von diesen dramatischen Bedrohungen bleibt ja die Frage, wie lange noch Millionen Endverbraucher die u¨ berbordenden Gewinne der internationalen Energiekonzerne finanzieren sollen statt einer zukunftssicheren Energieversorgung.

1.2

Ziele und Maßnahmen zur Lösung des Klimaproblems

Die wissenschaftlichen und politischen Anstrengungen der letzten Jahrzehnte haben schließlich zur Festlegung völkerrechtlich verbindlicher international abgestimmter Klimaschutzziele geführt: Rio-Konferenz 1992 und Kyoto-Protokoll 1997, das 2005 in Kraft trat. Wichtige Verbraucherländer, wie die USA, sind dieser Konvention allerdings bisher nicht beigetreten. Das von der UNO und den weltweiten wissenschaftlichen Dachorganisationen gestützte, von den Mitgliedsregierungen getragene „Intergovernmental Panel on Climate Change“ hat diese Ziele seither präzisiert [IPCC 2007a, 2007b]: Um die Erwärmung des Erdklimas auf die möglicherweise gerade noch tolerierbare Temperaturzunahme von global 2 ◦ C zu beschränken, muss der menschengemachte Anstieg der Kohlendioxid-Konzentration in der Atmosphäre so eingeschränkt werden, dass ein Wert von 450 ppm (Teile pro Million)1 nicht u¨ berschritten wird. Vor dem Jahr 1800 lag dieser Wert für viele Jahrhunderte bei 280 ppm und ist seither mit wachsender Anstiegsrate, insbesondere seit 1950, auf derzeit 370 ppm gestiegen. Es bleibt also ein nur geringer Spielraum von 70 bis 80 ppm und ein knappes Zeitfenster bis höchstens zur Mitte dieses Jahrhunderts zur stabilen 1 Dieses f¨ ur kleine Beimengungen in Gasen oder Flüssigkeiten gebräuchliche Maß ist wie folgt zu verstehen: 450 ppm CO2 in der Atmosphäre bedeutet, dass auf 1 Mio. Moleküle des Grundstoffs, bei Luft also knapp 0,75 Mio. Stickstoff- und knapp 0,25 Mio. Sauerstoff-Moleküle, 450 KohlendioxidMoleküle entfallen.

1.2 Ziele und Maßnahmen zur Lösung des Klimaproblems

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Einhaltung der noch für zulässig gehaltenen Maximalkonzentration von 450 ppm; dies erfordert eine Halbierung der Kohlendioxid-Emissionen gegenüber dem Wert von 1990. Es bedarf demnach enormer politischer, wissenschaftlich-technischer und wirtschaftlicher Anstrengungen, um die erforderlichen Maßnahmen zu entwickeln und umzusetzen. Hier soll nur die technische Seite dieser möglichen Maßnahmen knapp zusammengefasst werden, Verweise auf die Fülle von neuer Literatur, auch zu der politischen und wirtschaftlichen Umsetzung, finden sich in [Rahmstorf/Schellnhuber 2006]: (1) Effizienzsteigerungen und Einsparungen (Abschn. 1.2.1), (2) Ausbau nicht-fossiler Energiegewinnung, und zwar a. Erneuerbare und nachwachsende Energie (Abschn. 1.2.2), b. Nukleare Optionen (Abschn. 1.2.3), (3) Kohlendioxid-Rückhaltung (Sequestrierung) (Abschn. 1.2.4).

1.2.1

Effizienzsteigerungen und Einsparungen

Durch Effizienzsteigerung, so heißt es in den meisten zusammenfassenden Untersuchungen, könnte in den entwickelten Ländern, etwa in Westeuropa, bis zur Hälfte des heutigen Primärenergieeinsatzes eingespart werden, in Schwellenländern vermutlich sogar noch mehr. Dies betrifft nahezu alle der oben schon erwähnten Bereiche der Technik mit ungezählten technischen Einzelmaßnahmen der unterschiedlichsten Art: • Neubau und Nachrüstung aller Arten von Gebäuden in Richtung Null-EnergieHäuser; ¨ • kompaktere Siedlungsformen und Anbindung an den Offentlichen Nahverkehr; • neue Heizsysteme aller Art; • sparsamere Haushaltsgeräte; • Automobile mit niedrigem Verbrauch, etwa Hybrid-Autos, deren Batterien mit Strom aus erneuerbaren Energien geladen werden; • neue, v. a. dezentrale Strom- und Wärmeerzeugungssysteme; • Kraftwerke mit erheblich höherem Wirkungsgrad, etwa mit zweistufigen GasDampf-Turbinen; • energieeffiziente Beleuchtung, etwa durch Verbot des Verkaufs von herkömmlichen Glühbirnen (wie in EU und Australien) usw. Um all dies durchzusetzen, werden wohl Zuckerbrot und Peitsche erforderlich sein, d. h. monetäre Anreize und preisliche Abschreckung, sanfte Leitlinien und strikte Normen bis hin zu Verboten. Bei lokal verorteten Gütern wie Immobilien, aber auch Konsumgütern, Privatautos und dergleichen, kann dies im Prinzip durch Normensetzungen und fiskalische Instrumente auf jeweiliger Landesebene angestrebt werden. In anderen Fällen, etwa der u¨ berfälligen Besteuerung von Flugbenzin, müsste zumindest eine EU-weite Regulierung erfolgen.

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1.2.2


Erneuerbare und nachwachsende Energie

Das Potenzial, die noch zu lösenden Probleme und die Grenzen des Einsatzes erneuerbarer Energie sind, nicht zuletzt veranlasst durch das deutsche Erneuerbare-EnergienGesetz und die darauf aufbauenden entsprechenden Gesetze, in vielen anderen Ländern Gegenstand intensiver Forschung und Entwicklung2 . Neben dem Wind, dessen Nutzung im Folgenden detailliert behandelt wird, haben die verschiedensten Arten der Biomassenutzung weltweit, aber auch in Deutschland, vorläufig noch das größte Potenzial. Den „nachwachsenden Treibstoffen“ Bioethanol, vorwiegend ¨ aus Zuckerrohr oder Mais gewonnen, und Biodiesel aus verschiedenen Olpflanzen stellen zwei neue Studien [Fargione 2008, Scharlemann/Laurance 2008] allerdings ein durchgehend schlechtes Zeugnis aus: Zum Zwecke des Energiepflanzenanbaus gerodete Wälder binden weit mehr CO2 als die neuen Pflanzungen, zudem wird beim Abfackeln der Wälder viel CO2 freigesetzt und der Boden durch Erosion und Nährstoffverarmung gefährdet, der Flächenverbrauch ist hoch. Schließlich lässt die Konkurrenz zur Nahrungsmittelerzeugung auf bestehenden Anbauflächen die Preise für Grundnahrungsmittel armer Bevölkerungen, etwa für Mais, massiv ansteigen: eine durchwegs negative Bilanz. Dagegen schneidet die Biogaserzeugung weit besser ab: Die Energieausbeute pro Ackerfläche ist mehr als doppelt so hoch wie bei Biosprit, die Erzeugung erfolgt in Tausenden von dezentralen und unauffälligen Anlagen im Anbaugebiet, Monokultur sowie der Gebrauch von Kunstdünger und Pestiziden kann durch Mischpflanzungen vermieden werden. Das produzierte Biogas kann nach Vorbehandlung direkt in die Gasnetze eingespeist werden und so die Gasimporte vermindern [Schmack 2007]. Schließlich und für die Durchsetzung besonders wichtig: Der Produktionsprozess ist im Wesentlichen derselbe, der sich beim natürlichen Zerfall von Pflanzenmasse im Boden abspielt. Der Bodenschlamm des Gärgefäßes enthält als Dünger alle Wertstoffe der Pflanzen in direkt verwertbarer Form: Stickstoff als Ammonium und in den Bakterien gebunden, alle Mineralien und die Humusbildner, die zur Bodenerneuerung unverzichtbar sind. Hier entsteht wirklich ein geschlossener o¨ kologischer Kreislauf, dem nur die Energie entzogen wird, die zuvor durch Sonneneinstrahlung den Pflanzen zugeführt wurde. Fotovoltaische Stromerzeugung ist mittlerweile nach intensivster Entwicklung und zunehmender großtechnischer Anwendung nicht mehr weit von der Wirtschaftlichkeit entfernt. Noch 2006 wurde sie durch einen Einspeisepreis gefördert, der beim mehr als Fünffachen der Einspeisevergütung für Windenergie lag. Seit 2009 liegt ihr Einspeisepreis nur noch beim gut Doppelten für Offshore-Windenergie. Die Kostenentwicklung der Halbleiter- und Dünnschicht-Technik für die Mikroelektronik deutet darauf hin, dass – für viele u¨ berraschend – fotovoltaische Stromerzeugung bereits bis 2020 betriebswirtschaftlich konkurrenzfähig mit herkömmlicher Stromerzeugung sein könnte, insbesondere in sehr sonnenreichen Ländern des Mittelmeerraums. In Deutschland war die fotovoltaische Stromerzeugung noch 2002 2 Eine vorz¨ ¨ ugliche Ubersicht u¨ ber Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit und Umweltaspekte der erneuerbaren Energien gibt [Kaltschmitt 2006].


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vernachlässigbar, 2007 waren es mit 3,5 TWh schon 0,6% der Stromnachfrage (Tab. 11.2, Z. 3.2), ein Wert, der in optimistischen Schätzungen aus 2006 für 2010 prognostiziert worden war (Tab. 11.6, Nettostromerzeugung, Fotovoltaik). Aufgrund der erwarteten drastischen Kostensenkung dürften die hier für 2020 erwarteten 8 TWh weit u¨ berschritten werden. Auch der solarthermischen Stromerzeugung werden erhebliche Potenziale attestiert. Die solarthermische Nutzung zur Wärmeerzeugung steht wegen der stark gestiegenen Heizöl- und Gaspreise bereits an der Wirtschaftlichkeitsschwelle, insbesondere wenn sie bei ausreichender Dachfläche mit zur Heizungsunterstützung projektiert wird. Vielfältige technologische Entwicklungen gibt es weiter im Bereich der Geothermie (oberflächennah zur Wärmeerzeugung, aus größeren Tiefen zur Stromerzeugung), der Nutzung der Wellen- und Gezeitenenergie und der Entwicklung so genannter Aufwindkraftwerke. Bereits Anfang der 1980er Jahre wurden Aufwindkraftwerke für heiße trockene Regionen projektiert, ein Versuchskraftwerk wurde damals in Südspanien fertig gestellt. Für die Wüste in Namibia wurde Anfang 2007 ein 400-MW-Projekt vorgestellt mit 7 km2 Glasdach und einem 1.500 m hohen Aufwindturm: Meerwasserentsalzung, Intensivlandwirtschaft und Stromerzeugung unter einem Dach – nur ein Ingenieurtraum? Diese so vielfältigen wie vielversprechenden Ansätze moderner „Ingenieurkunst“ sind nicht nur ein entscheidender Ansatz zur Bewältigung der Klimaprobleme, sondern durch ihren weitgehend dezentralen Charakter auch geeignet, die Partizipation an ihren Erträgen auf eine sehr breite Basis zu stellen.

1.2.3

Nukleare Optionen

Ob der weitere Ausbau bzw. eine Wiederbelebung der Kernenergie einen wichtigen Beitrag zur CO2 -Vermeidung und zur Verringerung von problematischen Abhängigkeiten leisten kann und soll, ist a¨ ußerst umstritten. Fest steht, dass technisch und wirtschaftlich auch nach 50 Jahren Reaktorentwicklung zunächst nur der Leichtwasserreaktor herkömmlicher Bauart zur Verfügung steht, in dem die von 0,7% im Natururan auf etwa 3% angereicherten spaltbaren Uran-235-Kerne gespalten werden. Andere Reaktortypen haben sich technisch, sicherheitstechnisch und kostenmäßig als a¨ ußerst problematisch erwiesen. Das gilt insbesondere für die Brutreaktoren, auf die einst so große Hoffnungen gesetzt wurden: Der bei ihrem Einsatz in 100-TonnenMengen umzusetzende erbrütete Brennstoff Plutonium ist der Bombenrohstoff schlechthin, darüber hinaus a¨ ußerst toxisch und als hochaktiverAlphastrahler bestens auch sonst für Anschläge geeignet. Schließlich bleiben auch bei den konventionellen Reaktoren das Grundübel der nirgends wirklich gesicherten Endlagerung der hochradioaktiven und langlebigen Endprodukte, wie des Plutoniums und anderer Transurane, und das ungelöste Problem der Sicherung der Reaktoren gegen terroristische Attacken, etwa durch gezielte Flugzeugabstürze.

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Wenn man dem gedanklichen Ansatz folgt, dass Atomkraftwerke einen nennenswerten Beitrag zur globalen CO2 -Begrenzung leisten sollen, die zudem schnell erfolgen muss, so ergeben sich neben den schon genannten zwei weitere, grundlegende Schwierigkeiten: • Die heutige Bedeutung der Kernenergie wird weit u¨ berschätzt. Sie trug 2006 weltweit nur zu 6,2% zur Deckung des Primärenergiebedarfs bei (in den OECDStaaten waren es 2007 10,6%), und zwar weltweit ausschließlich zur Stromerzeugung mit einem Anteil von 14,8% [IEA 2008b, S. 24.]. In 2030 werden es laut IEA nur noch knapp 5% sein [IEA 2008b, S. 6/7, S. 46], weil u. a. aufgrund fehlender Fertigungskapazitäten mehr vorhandene Atomkraftwerke stillgelegt als neu zugebaut werden [Atomkraft 2006, S. 327 ff.]. • Auch wenn der Preis des Natururans bei den Stromgestehungskosten derzeit noch eine vergleichsweise geringe Rolle spielt, so wäre wegen der Beschränktheit der Uranressourcen eine langfristige Nutzung auf hohem Niveau nur unter Einsatz von erbrütetem Plutonium darstellbar, also um den Preis des Einstiegs in die Brütertechnologie mit den oben skizzierten Risiken. Letztlich ist die Frage, ob die gesamtwirtschaftlichen Kosten, nämlich das Risiko und die gesellschaftlichen Konflikte beim weltweiten Bau von Hunderten neuer Kernkraftwerke, in einem vernünftigen Verhältnis stehen zu der damit erzielbaren Verminderung von Kohlendioxid bei der Stromerzeugung, wobei Kernkraftwerke eben nur Strom erzeugen, aber weder nutzbare Wärme noch Treibstoffe und all das Andere, wofür fossile Rohstoffe heute dienen. So viel zur Kernspaltung, doch wie steht es um die Kernverschmelzung? Seit 5 Jahrzehnten wird die Hoffnung genährt, den Prozess der Kernfusion von Wasserstoff zu Helium auf der Erde zu zähmen, statt der Wasserstoffbombe also den Fusionsreaktor mit fast unerschöpflichen Ressourcen zu bauen und so die Energiequelle der Sterne zu erschließen, die seit gut 10 Milliarden Jahren den Kosmos zum Leuchten bringt. Trotz gewaltiger weltweiter Anstrengungen musste die vermutete Frist zur Einlösung dieser Erwartung seit 50 Jahren jedes Jahrzehnt um weitere 10 Jahre verlängert werden. Auch wenn die Weltgemeinschaft der Forscher nun mit dem Versuchsreaktor ITER in Südfrankreich mit einer Anfangsfinanzierung von rund 10 Mrd. € einen neuen heroischen Versuch unternimmt, wird man frühestens etwa im Jahr 2050 entscheiden können, ob das dort verfolgte Konzept auch nur die Chance der Weiterentwicklung zu einem Kraftwerk bietet. Zwei ungelöste und vielleicht wirklich unlösbare Probleme stehen an: Die Lösbarkeit des ersten Problems – die Stabilität des Plasmaeinschlusses – mag durch ITER entschieden werden; das zweite Problem – die Festigkeit der „Ersten Wand“ – bleibt offen. Die beiden Probleme lassen sich wie folgt beschreiben: Im Inneren von Fixsternen, wie der Sonne, wird der „Rohstoff“, ein sehr dichtes und gut 10 Mio. ◦ C heißes Gemisch aus Wasserstoff-Atomkernen und Elektronen, genannt Plasma, durch das zentral nach innen gerichtete extrem starke Gravitationsfeld der riesigen Sonnenmasse zusammengehalten. Dennoch zeigen Sonnenflecken und die immer wieder auftretenden Eruptionen, erst recht die extremen zeitlichen Helligkeitsschwankungen mancher Fixsterne die Instabilität dieser Feuerbälle an. Auf


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der Erde aber haben wir es nicht – wie auf der Sonne – mit einem Feuerball von Billionen Tonnen Wasserstoff zu tun, in dem bei hoher Dichte schon oberhalb 10 Mio. ◦ C genügend Kerne verschmelzen, um das nukleare Feuer aufrecht zu erhalten. Im Fusionsreaktor muss vielmehr – mangels einer zentralen zusammenhaltenden Kraft – das Plasma aus einigen Hundert Gramm von schwerem und u¨ berschwerem Wasserstoff durch extrem starke Magnetfelder zu einem in sich verwundenen Schlauch zusammengepresst werden, in dem die Teilchen mit hoher Geschwindigkeit in einer Vakuumkammer umlaufen. In dem kleinen Plasmavolumen muss die Temperatur noch etwa auf das Fünffache der Temperatur im Sonneninneren erhöht werden, bis der Energieertrag der dann fusionierenden Kerne den Aufwand für Kompression und Erhitzung u¨ bersteigt. Die Oberfläche dieses Plasmaschlauchs, der nur durch das Magnetfeld der großen weit außen liegenden Spulen gegen den inneren Druck zusammengehalten wird, ist und bleibt trotz immer neuer Gegenmaßnahmen a¨ ußerst instabil: Jede kleinste Inhomogenität schaukelt sich blitzschnell auf; das strömende Plasma erzeugt selbst Magnetfelder und reißt wie bei einem platzenden Ballon den Plasmaschlauch in Millionstel Sekunden weit auf, so dass der kostbare Brennstoff in das umgebende Vakuumgefäß ausströmt. Wenn aber diese Instabilitäten doch irgendwann beherrscht und der Fusionsprozess aufrechterhalten werden kann, so entsteht pro Kernverschmelzung ein schnelles Neutron, das 80% der bei einer Fusion freigesetzten Energie trägt. Da es keine Ladung trägt, durchläuft dieses Teilchen unablenkbar und ungebremst das Magnetfeld, das die geladenen Plasmateilchen auf ihre Bahn zwingt und einschließt und trifft mit etwa einem Sechstel der Lichtgeschwindigkeit geraden Wegs direkt auf die Innenwand des Vakuumgefäßes. Erst durch den Zusammenstoß mit den Atomkernen dieser so genannten „Ersten Wand“ wird seine Energie letztlich in Wärme umgesetzt und kann so nutzbar gemacht werden. Es ist aber bis heute noch kein Material für die Wand des Plasmagefäßes gefunden worden, das unter diesem Beschuss nicht nach kurzer Zeit porös wird und zerfällt. Außerdem entstehen durch den Neutronenbeschuss hochradioaktive Isotope, nicht viel weniger als bei der Kernspaltung im uranbetriebenen Reaktor, die bei jedem Auswechseln der Wand entsorgt werden müssen. So bleibt die Kernfusion wohl bestenfalls eine Großtechnologie für das 22. Jahrhundert, falls wir es nicht doch vorziehen, die Fusionsenergie auch in Zukunft von dorther zu beziehen, wo sie noch einige Milliarden Jahre zuverlässig entsteht: von unserer Sonne.

1.2.4

Kohlendioxid-Ruckhaltung ¨

Eine Zukunftstechnologie, also die Entwicklung eines ganzen Bündels von ineinandergreifenden technischen Maßnahmen, die in den nächsten 15 bis 25 Jahren weltweit zur Anwendung kommen könnten, um das Klimaschutzziel zu erreichen, nämlich Stabilisierung der CO2 -Konzentration bei maximal 450 ppm, trägt den Namen Kohlendioxid-Rückhaltung bzw. Kohlenstoff-Sequestrierung [Rahmstorf/Schellnhuber 2006, Kap. 5; Rentzing 2007]. Möglichst alle Großanlagen, bei

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denen Kohle oder Kohlenwasserstoffe, wie Erdöl oder Erdgas, als Energieträger eingesetzt werden, v. a. Braun- und Steinkohlekraftwerke, Hochöfen und andere mit ¨ und Gaskraftwerke müssen Kohle befeuerten Anlagen, aber schließlich auch Olhierfür mit Rauchgaskühlung und CO2 -Abscheidung, z. B. durch Verflüssigung, ausgerüstet werden. Das komprimierte Kohlendioxid wird in Pipelines gesammelt und mit hohem Druck in tief liegende geologische Schichten verpresst, wo es für viele Jahrhunderte verbleiben soll. Dabei ergibt sich ein weiteres Risiko: Das wesentlich leichtere Methan (= Erdgas), selbst ein wirksames Treibhausgas, das typischerweise in den darüber liegenden porösen Schichten liegt, wird ausgetrieben und bewirkt, wenn es nicht aufgefangen und gesammelt werden kann, seinerseits ¨ die Klimaerwärmung. Andere Uberlegungen befassen sich mit dem Verpressen in Salzkavernen. Viele der einzelnen Schritte auf diesem Weg benutzen großtechnisch erprobte Verfahren; ob die Koordination gelingt und genügend gasdichte tiefe geologische Formationen erschlossen werden können, ist freilich noch offen. Gleiches gilt für die Frage der Kosten, der infrastrukturellen Konsequenzen und der Notwendigkeit, das gelagerte Kohlendioxid für Jahrtausende von der Atmosphäre fernzuhalten. China, das immerhin einem Fünftel der Erdbevölkerung in den nächsten Jahrzehnten einen vielfach höheren Lebensstandard als heute bieten will, und dafür schon jetzt den Energieeinsatz enorm steigert, verfügt u¨ ber zeitlich weit reichende Kohlevorräte, aber wohl auch u¨ ber viele geeignete geologische Speichermöglichkeiten.

1.3

Leitszenarien fur Energiestrukturen ¨ zukunftige ¨

1.3.1 Wie sind die Aussichten, die Energie- und Klimaziele zu erreichen? Der Weltklimarat hat Anfang Mai 2007 seinen dritten Bericht vorgelegt [IPCC 2007c]. Wie schon bei der Vorstellung der ersten beiden Berichte [IPCC 2007a, 2007b] wurde betont, dass v. a. schnell gehandelt werden müsse, wenn der weltweite Temperaturanstieg auf 2 ◦ C begrenzt werden soll – schnell und konsequent! Schon zuvor waren einige führende weltwirtschaftliche Forschungsinstitute u¨ bereinstimmend zu dem gleichen Ergebnis gekommen: Eine weltweit koordinierte Anstrengung von Staaten und Städten, Wirtschaftsunternehmen aller Art und einer ¨ organisierten Offentlichkeit kann den doppelten Umschwung – Energieeffizienz plus CO2 -Rückhaltung und erneuerbare Energie – bewältigen. Die Kosten dieser dritten industriellen Revolution können, gemessen am Weltsozialprodukt, im 1%-Bereich liegen. Den umfangreichsten und viel beachteten Beleg dafür lieferte im Oktober 2006 imAuftrag der britischen Regierung der frühere Vizepräsident der Weltbank, Sir Nicholas Stern [Stern 2006a, 2006b]. Dem Ausbau der Windenergie kommt dabei zumindest für die Stromerzeugung in vielen Ländern, etwa den Nordseeanliegerstaaten, eine wesentliche Rolle zu.

1.3 Leitszenarien für zukünftige Energiestrukturen

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Die Staats- und Regierungschefs der EU einigten sich am 9. März 2007 verpflichtend darauf, bis 2020 den Ausstoß der klimaschädlichen Treibhausgase in der Europäischen Union im Vergleich zu 1990 um mindestens 20% zu verringern, und sogar um 30%, falls sich die anderen Industrieländer zu vergleichbaren Reduzierungen verpflichten. Der Anteil von Energie aus Sonne, Wasser, Wind und Biomasse am gesamten Primärenergieeinsatz soll bis 2020 auf mindestens 20% erhöht werden. In Deutschland betrug der Anteil in 2007 6,6%3 , bei der Stromerzeugung 18% (Tab. 11.3), bis 2020 sollen es bei der Stromerzeugung 30% werden. Dies vermittelt einen Eindruck von der Größe der Aufgabe, die in relativ kurzer Zeit bewältigt werden muss. Ein wesentlicher Teil des Zuwachses an der Stromerzeugung, die 2006 in Deutschland 42%4 des Primärenergieeinsatzes erforderte, soll durch Onshore-Windenergie und in Zukunft v. a. verstärkt durch die Nutzung von Offshore-Windenergie erreicht werden (Abschn. 7.1.1). Hier ergibt sich allerdings ein weites Feld von Problemen: Die Regionen, in denen derzeit die Windenergie auch ohne „Quersubventionierung“ genutzt werden kann, nämlich an den Küsten und weit vor den Küsten, liegen weit entfernt von den Schwerpunkten des Verbrauchs elektri¨ scher Energie. Daher entsteht ein hoher Bedarf an zusätzlicher Ubertragungsleistung u¨ ber Hoch- und Höchstspannungsleitungen, für die das jetzige Einspeisungs- und ¨ Ubertragungsnetz nicht ausgelegt ist (Abschn. 4.1.2; Abschn. 10.1.4). Es bleibt abzuwarten, ob in Süddeutschland Windenergieanlagen mit sehr hohen Türmen durchsetzbar sind und wirtschaftlich betrieben werden können. In jedem Fall ist insbesondere für die geplanten großen Offshore-Windkraftwerke eine Erhöhung der ¨ Ubertragungsleistung von den Küstenregionen zu den Bevölkerungs- und Industriezentren erforderlich. Diese Erhöhung wird wohl wegen der Akzeptanzprobleme von neuen Freileitungstrassen nur von im Boden verlegten neuen Leitungssystemen mit sehr hohen Leistungen durchführbar sein, etwa mit bipolaren Kabelsystemen für Wechselstrom oder mit Gleichstromübertragung in Erdkabeln oder in gasisolierten Rohrleitungen (Abschn. 4.3.2(1)). E.ON-Netz realisiert jedenfalls die Netzanbindung der ersten Offshore-Windkraftwerke durch Gleichstromleitungen (Abschn. 4.4.2; Abschn.10.3.2). Die Netzoptimierungen und Netzverstärkungen zum Zweck der Windenergieein¨ speisung sind zunächst in den windbegünstigten, aber mit Leitungen hoher Ubertragungskapazität wenig erschlossenen Küstengebieten durchzuführen; E.ON-Netz hat in Schleswig-Holstein schon eine Reihe derartiger Optimierungsmaßnahmen („Leitungsmonitoring“) durchgeführt. Im weiteren Verlauf des Windenergieausbaus wird die Fernübertragung der im Küstenbereich oder weit vor den Küsten erzeugten elektrischen Energie zunächst bis zu den Netzknoten am Festland und dann weiter zu den Verbrauchsschwerpunkten eines der vordringlichen Probleme darstellen. Aber 3

In 2007 waren es 992 PJ von insgesamt 13.878 PJ Primärenergieverbrauch [Energiedaten 2008, Tab. 4: Primärenergieverbrauch nach Energieträgern]. Hinweis: 1 PJ entspricht einem thermischen Energieinhalt von 0,278 TWhth . 4 In 2006 waren es 5.813 PJ von insgesamt 13.878 PJ Prim¨ arenergieverbrauch [Energiedaten 2008, Tab. 23: Einsatz von Energieträgern zur Stromerzeugung].

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auch die Struktur des Kraftwerkssystems muss schrittweise angepasst werden, um den raschen Ausgleich für die stark fluktuierende Windenergie zu ermöglichen. Das weltweite Marktvolumen der erneuerbaren Energien wird sich bis zum Jahr 2020 auf jährlich bis zu 250 Mrd. € deutlich erhöhen [Dresdner Bank 2007], eine Versechsfachung gegenüber 2006. Insbesondere in Deutschland wird das Investitionsvolumen der erneuerbaren Energien schon in den nächsten Jahren deutlich anwachsen. Soll sich der Anteil der erneuerbaren Energiequellen, wie im Koalitionsvertrag 2005 vereinbart, schon bis zum Jahr 2012 auf 20% der Gesamtstromerzeugung erhöhen, so erfordert dies nach Einschätzung der Dresdner-Bank¨ Okonomen Investitionen in Anlagen für erneuerbare Energien in Höhe von 70 Mrd. € pro Jahr. Gemäß der Allianz-Klima-Expertengruppe wird der Münchner Finanzkonzern bis zum Jahr 2010 bis zu 500 Mio. € in Projekte für erneuerbare Energien anlegen. Ein Großteil des Geldes soll in Windenergieprojekte investiert werden. Im Juni 2008 wurde das Erneuerbare-Energien-Gesetz (Abschn. 5.3.3) erneut novelliert, um den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf 25% bis 30% und danach kontinuierlich weiter zu erhöhen. Eine Quantifizierung des volkswirtschaftlichen Nutzens des Ausbaus der Windenergie, insbesondere durch Brennstoffeinsparung und CO2 -Vermeidung, wird in Abschn. 8.1 vorgenommen. Hinzu kommen qualitative Argumente wie verringerte Abhängigkeit von unsicheren Lieferländern und erhebliche positive Arbeitsplatzeffekte. Dies gilt auch bei verringertem Wirtschaftswachstum („Finanzkrise Ende 2008“): Gerade Investitionen in den Klimaschutz sind sehr kosteneffektiv und kurbeln das Wirtschaftswachstum an bei gleichzeitiger Absenkung der Umweltbelastung.

1.3.2

Stromerzeugung in Deutschland bis 2050

Die Leitstudie 2008 des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit [BMU 2007a, 2008c] legt dar, wie die Zielsetzung der Bundesregierung, die Klimagasemissionen bis 2050 in Deutschland auf rund 20% des Werts von 1990 zu senken, grundsätzlich umgesetzt werden kann. Diese Zielsetzung soll ohne ¨ Nutzung der Kernenergie erreicht werden. Uber die verschiedenen Zwischenziele hinaus ist dieses langfristige Ziel (in allen Industriestaaten) zu erfüllen, wenn die CO2 -Konzentration in der Atmosphäre den kritischen Wert von ca. 450 ppm nicht u¨ berschreiten soll. Dies entspricht einer mittleren globalen Temperaturerhöhung von weniger als 2 ◦ C gegenüber der Periode 1980 bis 1999. Abbildung 1.4 zeigt eine Projektion der installierten Kraftwerksleistungen in Deutschland nach Energiequellen und Kraftwerksarten bis 2050. Dabei ist berücksichtigt, dass wegen des steigenden Anteils von erneuerbarer Energien im konventionellen Teil der Stromversorgung ein erhöhter Regelbedarf entsteht, der vorzugsweise mit Gaskraftwerken abgedeckt wird. Bei den spätestens ab 2040 geplanten sehr hohen Anteilen erneuerbarer Energien verschwindet die herkömmliche Grundlaststromerzeugung weitgehend, die verbleibenden fossil befeuerten Kraftwerke stellen dann ausschließlich die zu einer sicheren Stromversorgung erforderliche Ausgleichs-


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Abb. 1.4 Installierte Leistungen zur Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 ([BMU 2007a, S. 36; BMU 2008c])

und Reserveleistung zur Verfügung. Eine wichtige Voraussetzung für die Umsetzung des in Abb. 1.4 gezeigten Umbaus ist auch, dass der Abbau der Kernkraftwerksleistung planmäßig erfolgt. Andernfalls ergeben sich Konflikte mit den Zubauplänen für fossile Kraftwerke, wenn gleichzeitig am massiven Ausbau der erneuerbaren Energien festgehalten werden soll. Abbildung 1.5 zeigt eine Projektion der Entwicklung der gesamten Stromerzeugung inklusive fossile und nukleare Energieträger in Deutschland bis zum Jahr 2050. Auch im Jahr 2020 dominiert noch die Kondensationsstromerzeugung mit 60% (2005 = 82%), fossile Brennstoffe stellen noch 67% des Stroms bereit. Die eigentliche strukturelle Umstellung der Stromversorgung, die zu einer Reduktion der Kondensationsstromerzeugung auf den für Regelungs- und Ausgleichszwecke erforderlichen Anteil führt, benötigt danach aber weitere 20 bis 30 Jahre.

[TWh/a] 600 Import Erneuerbare

500

Sonstige Erneuerbare

400

Windenergie

300

Kohle/Gas - KWK Erdgas/Öl - Kondensation Steinkohle - Kondensation Braunkohle - Kondensation

100 2050

2040

Kernenergie

0

2007 2010 2015 2020 2025 2030

Abb. 1.5 Mögliche Entwicklung der gesamten Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 ([BMU 2007a, S. 34; BMU 2008c])

200

16


Im Jahr 2050 beträgt in diesem Szenario der Kondensationsstromanteil nur noch 5%, derjenige der fossil befeuerten Kraft-Wärme-Kopplung 18%, die erneuerbaren Energien dominieren dann gemäß dieser Prognose die Stromversorgung mit 77% Anteil an der Bruttostromerzeugung. Aus Gründen der Kostenoptimierung, aber auch um mit erneuerbaren Energieträgern Regelungs- und Reserveaufgaben u¨ bernehmen zu können, stammen von den dann bereitgestellten rund 450 TWh/a Strom aus erneuerbaren Energieträgern nahezu die Hälfte aus regelbaren Energiequellen wie Biomasse, Geothermie, solarthermischen Kraftwerken oder bedingt regelbaren Energiequellen wie Laufwasserkraftwerken. Auch der Offshore-Anteil der Windenergie zeigt eine günstige Erzeugungscharakteristik, welche die Sicherung der Stromversorgung unterstützen kann: gegenüber Onshore-Anlagen eine mehr als doppelt so große Jahresenergieerzeugung pro m2 Rotorfläche und dies auch mit deutlich geringeren zeitlichen Schwankungen im Bereich von Stunden und Tagen. Wegen der zukünftigen großen Bedeutung dieses Sektors werden die Pläne und die zahlreichen noch offenen Probleme in einem eigenen Abschn. 7.2 dargestellt.

1.3.3

Regenerative Stromerzeugung in Deutschland bis 2050

Abbildung 1.6 zeigt in einer Ausschnittsvergrößerung aus Abb. 1.4 nur die installierten Leistungen zur regenerativen Stromerzeugung in Deutschland bis 2050. Da Windenergie den größten Beitrag liefern soll, sind die Annahmen für ihren weiteren Ausbau von besonderem Einfluss. Der Einstieg in die Offshore-Nutzung hat sich gegenüber früheren Annahmen um mehrere Jahre verzögert. Mit einem

[GW] 140 Import Erneuerbare

120 Photovoltaik

100 Geothermie

80 Laufwasser

60 Biomasse Wind offshore

20 2050

2040

Wind onshore

0

2007 2010 2015 2020 2025 2030

Abb. 1.6 Installierte Leistungen zur regenerativen Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 ([BMU 2007a, S. 36; BMU 2008c])

40


17

Leistungsausbau auf u¨ ber 1 GW könnte bis 2011 der Einstieg in eine energiewirtschaftlich relevante Nutzung beginnen, 2020 könnten 10 GW erreicht werden. Voraussetzung für diese Ausbaudynamik ist allerdings eine erfolgreiche Demonstration der ersten Offshore-Windparks und eine Vergütungsregelung für die Offshore-Windenergie, die diesen Einstieg und den nachfolgenden stetigen Ausbau attraktiv genug für die potenziellen Investoren machen. Die im Dezember 2006 in ¨ Kraft getretene Ubertragung der Verantwortung für die Seekabelanbindungen der ¨ Offshore-Windparks auf die Ubertragungsnetzbetreiber [IPlanBG 2006a] und die Kostenüberwälzung auf die Gesamtheit aller Netznutzer [EnWG 2008, § 17 Abs. 2a] sind dabei wichtige Schritte. Für die Nutzung der Windenergie an Land wird sowohl von einem weiteren Neubau auf den derzeit ausgewiesenen, aber noch nicht genutzten Flächen als insbesondere auch von einem nennenswerten Beitrag des Repowering ab etwa 2010 ausgegangen. Das Wort Repowering bezeichnet eine erhebliche Leistungserhöhung durch den Ersatz von bestehenden Windenergieanlagen durch Anlagen mit höheren Türmen und insbesondere größeren Rotorflächen und damit wesentlich höheren installierten Leistungen im Bereich von 3 MW bis 6 MW je Anlage. Durch Zubau und Repowering soll die onshore insgesamt installierte Leistung auf gut 25 GW in 2010 und gut 27 GW in 2020 erhöht werden. Onshore und offshore wären dann in 2020 rund 37 GW Windleistung installiert. Aus Windenergie würden dann rund 82 TWh/a produziert, gut 15% der für 2020 prognostizierten deutschen Stromnachfrage. Ab 2009 wurden die EEGMindestvergütungen für Windenergie deutlich angehoben (Abschn. 5.3.3). Es wird erwartet, dass dadurch die Ausbaugeschwindigkeit der Windenergie gegenüber den offiziellen Schätzungen etwas beschleunigt wird. Das Gesamtpotenzial der installierten Windgeneratorleistung wird im Endausbau auf 70 GW geschätzt, davon je 35 GW onshore und offshore, bei einem Gesamtpotenzial der Windenergieproduktion von rund 200 TWh, nämlich 68 TWh onshore und mit 135 TWh doppelt so viel offshore wegen der dort deutlich höheren und gleichmäßigeren Windgeschwindigkeiten [BMU 2008b, S. 44]. Abbildung 1.7 zeigt die mögliche Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern in Deutschland bis 2050; spätestens dann soll das gesamte Potenzial der Windenergie in Höhe von rund 200 TWh genutzt sein. Von 63,5 TWh/a im Jahr 2005 kann nach dieser konservativen Prognose der Beitrag der erneuerbaren Energieträger zur Stromerzeugung bis 2010 auf 92 TWh/a und bis 2020 auf 156 TWh/a steigen. Der Prognosewert für 2010 wurde bereits 2007 mit 91,2 TWh erreicht [Energiedaten 2008, Tab. 22]. Das Ziel der Bundesregierung, bis 2020 einen Anteil der erneuerbaren Energien von mindestens 30% an der Bruttostromerzeugung zu erreichen, wäre v. a. dann gefährdet, wenn das Erneuerbare-Energien-Gesetz grundsätzlich in Frage gestellt werden sollte (Kap. 5). Von Bedeutung ist weiter, dass die Klimaschutzziele nur dann erreicht werden, wenn die Senkung des Bruttostromverbrauchs um 11% bis 2020 erreicht wird, keine zusätzlichen Kohlekraftwerke u¨ ber die heute schon im Bau befindlichen hinaus errichtet werden, und die Stilllegung alter ineffizienter Anlagen

18


Abb. 1.7 Entwicklung der regenerativen Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 ([BMU 2007a, S. 34; BMU 2008c])

[TWh/a] 600 500 Import Erneuerbare

400

Photovoltaik Geothermie

300

Laufwasser

200

Biomasse Wind offshore

100

2050

2040

2007 2010 2015 2020 2025 2030

Wind onshore

0

erfolgt, sobald die vorgesehene Lebensdauer erreicht sein wird. Die entscheidenden Vorgaben, nämlich Ausstieg aus der Kernenergienutzung und Klimaschutzziele können dann gleichzeitig eingehalten werden. Vor diesem Hintergrund des globalen Denkens und notwendigerweise lokalen Handelns wird in diesem Buch die stark wachsende Windenergieproduktion, das „Flagschiff“ der erneuerbaren Energien detailliert beschrieben sowie Analysen und Vorschläge zu ihrer Integration in die bestehende Energieversorgung vorgestellt.

Literatur [Atomkraft 2006] Mythos Atomkraft. Hrsg. von der Heinrich-Böll-Stiftung, Berlin, 2006. [BMU 2007a] Leitstudie 2007 – Ausbaustrategie Erneuerbare Energien, Aktualisierung und Neubewertung bis zu den Jahren 2020 und 2030 mit Ausblick bis 2050. Nitsch J in Zusammenarbeit mit der Abteilung Systemanalyse und Technikbewertung des DLR – Institut für Technische Thermodynamik, Stuttgart. Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin, Februar 2007, aktualisiert im September 2008 [BMU 2008c]. http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/ application/pdf/leitstudie2007.pdf (abgerufen am 2.7.2008). [BMU 2008b] Erneuerbare Energien in Zahlen – Internet Update. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin, Juni 2008. http://www.erneuerbare-energien. de/files/erneuerbare energien/downloads/application/pdf/broschuere ee zahlen.pdf (abgerufen am 23.08.2008). [BMU 2008c] Leitstudie 2008 – Ausbaustrategie erneuerbare Energien vor dem Hintergrund der aktuellen Klimaschutzziele Deutschlands und Europas. Nitsch J in Zusammenarbeit mit der Abt. Systemanalyse und Technikbewertung des DLR – Institut für Technische Thermodynamik, Stuttgart. Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin, September 2008. http://www.bmu.de/ erneuerbare energien/downloads/doc/42383.php (abgerufen am 16.10.2008).

Literatur

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[Broder 2006] Broder H M: Hurra, wir kapitulieren! wjs-Verlag, Berlin, 2006. [Dresdner Bank 2007] Dresdner Bank rechnet mit Investitionsboom bei erneuerbarer Energie. Studie: bis zu Versechsfachung des Marktvolumens möglich. News vom 29. März 2007. http://www.wind-energie.de/de/aktuelles/article/dresdner-bank-rechnet-mit-investitionsboombei-erneuerbarer-energie/145/ (abgerufen am 7.9.2008). [Energiedaten 2008] Energiedaten – Zahlen und Fakten. Nationale und Internationale Entwicklung. Gesamtausgabe der Energiedaten. Datensammlung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie, Berlin, 2008. http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/ energiestatistiken.html (abgerufen am 6.9.2008). [EnWG 2008] EnWG – Gesetz u¨ ber die Elektrizitäts- und Gasversorgung. http://bundesrecht. juris.de/enwg 2005/index.html (abgerufen am 7.9.2008). [Fargione 2008] Fargione J et al.: Land Clearing and the Biofuel Carbon Debt. Science, published Online 7 February 2008. ¨ In: Blätter [Hauke/Wiesmann 2007] Hauke R, Wiesmann O: Peak-Oil: Der globale Krieg ums Ol. für deutsche und internationale Politik, Nr. 7/2007, S. 837 ff. [IEA 2008a] Energy Prices and Taxes, quarterly Statistics. International Energy Agency, OECD, Paris, 2008. [IEA 2008b] Key World Energy Statistics. International Energy Agency, OECD, Paris, 2008. http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2008/key stats 2008.pdf (abgerufen am 6.9.2008). [IPCC 2007a] Working Group I Report: The Physical Science Basis. Summary for Policy Makers. Intergovernmental Panel on Climate Change, Paris, 2 February 2007. http://www. ipcc.ch/SPM2feb07.pdf. [IPCC 2007b] Working Group II Report: Impacts, Adaptation and Vulnerability. Summary for Policy Makers. Intergovernmental Panel on Climate Change, Brussels, 6 April 2007. http://www.ipcc.ch/SPM13apr07.pdf. [IPCC 2007c] Working Group III Report: Mitigation of Climatic Change. Summary for Policy Makers. Intergovernmental Panel on Climate Change, Bangkok, 4 May 2007. http://www. ipcc.ch/SPM040507.pdf. [IPlanBG 2006a] Gesetz zur Beschleunigung von Planungsverfahren für Infrastrukturvorhaben (Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz). Gesetzesbeschluss des Deutschen Bundestages, Drucksache 764/06, 3.11.2006; unverändert akzeptiert durch Bundesratsbeschluss vom 24.11.2006. http://www.buzer.de/gesetz/7500/index.htm (abgerufen am 30.06.2008). [Kaltschmitt 2006] Kaltschmitt M, Streicher W, Wiese A (Hrsg.): Erneuerbare Energien – Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte. 4. Aufl., Springer-Verlag, Berlin Heidelberg New York, 2006. [Rahmstorf/Schellnhuber 2006] Rahmstorf S, Schellnhuber H J: Der Klimawandel. Beck-Verlag, München, 2006. [Rentzing 2007] Rentzing S: Die Kohle-Wäscher. In: neue energie, Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabrück, Heft 5/2007, S. 24–30. [Scharlemann/Laurance 2008] Scharlemann J, Laurance W: How Green Are Biofuels? Science 4, January 2008, vol. 319, no. 5859, S. 43–44. [Schmack 2007] Insight Schmack Biogas. VDI-Nachrichten 02.02.2007, Nr. 5, S. 17. [Stern 2006a] Stern N: Die wirtschaftlichen Folgen des Klimawandels. Zusammenfassung der Schlussfolgerungen, 30. Oktober 2006. http://ukingermany.fco.gov.uk/resources/ de/news/2006/10/13436 (abgerufen am 17.10.2008). [Stern 2006b] Stern N: Stern Review Report on the Economics of Climate Change. HM Treasury, London, 2006. Hard copy Cambridge University Press 2007. http://www.hm-treasury. gov.uk/6520.htm (abgerufen am 17.10.2008).


Teil I

Grundlagen der Erzeugung und ¨ Ubertragung von Windenergie

In diesem Teil I werden zuerst die physikalisch-technischen Grundlagen dargestellt (Kap. 2). Anschließend wird der Wind als stochastische Energiequelle beschrieben (Kap. 3). Schließlich werden Probleme der Versorgungssicherheit bei Windenergieeinspeisung erläutert und Lösungen vorgestellt (Kap. 4).


Kapitel 2

Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung

Wie fast alle auf der Erde verfügbaren Energieformen ist auch Windenergie eine abgeleitete Form von Sonnenenergie. Die unterschiedliche Erwärmung der Erdatmosphäre durch die Einstrahlung der Sonne auf verschiedene Gebiete der Erdoberfläche führt zu Dichte- und Druckunterschieden, die in fluktuierenden Luftströmungen auf allen Längen- und Zeitskalen von Metern bis zu Tausenden von Kilometern und von Sekunden bis zu Wochen und Monaten ihren Ausgleich suchen. Das Leistungsangebot des Windes steigt mit der dritten Potenz der momentanen Windgeschwindigkeit. Tatsächlich läuft eine große Windenergieanlage erst bei 3 bis 5 m/s an, erreicht dann Nennleistung bei 12 bis 14 m/s und wird bei etwa 25 m/s sturmabgeschaltet. Dabei wird maximal eine elektrische Energieausbeute von vier Fünftel des theoretischen Höchstwerts einer idealen Windenergieanlage realisiert. Der tatsächliche Jahresenergieertrag an einem Standort steigt etwa mit dem Quadrat des dort gegebenen Jahresmittelwerts der Windgeschwindigkeit. Op¨ timierung des Energieertrags und Vermeidung von Uberlastung werden bei großen Anlagen durch eine der jeweiligen Windgeschwindigkeit entsprechende Einstellung des Anstellwinkels der Rotorblätter erreicht.

2.1

Globale und lokale Luftzirkulation in der Atmosphäre – Klima und Wetter

Die erste Ursache aller Winde ist die Einstrahlung von Sonnenenergie, die die Erdoberfläche und die darüber liegenden Luftschichten unterschiedlich erwärmt – am ¨ stärksten in der Aquatorzone, am wenigsten nahe den Polen; außerdem werden die großen Kontinentalflächen v.a. bei Tag in der warmen Jahreszeit stärker erwärmt als ¨ die Ozeane. In der Aquatorzone steigt die warme und deshalb relativ leichtere Luft bis in große Höhen (10 km und mehr) und strömt dort (also am unteren Rand der ¨ Stratosphäre) beiderseits des Aquators jeweils zu den Polen. In dem so entstehenden ¨ Gürtel tiefen Luftdrucks am Aquator strömt aus den bodennahen Schichten kühlere Luft aus den mittleren Breiten nach.

L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 2,

23

24

2.1.1

2 Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung

Reguläre und chaotische Strömung

¨ Ohne die Effekte der Erdrotation würde sich aufgrund von „Heizung“ am Aquator und „Kühlung“ an den Polen auf beiden Halbkugeln ein verhältnismäßig einfaches globales Bild einer typischen Konvektionsströmung ergeben: „Unten“, d.h. in den ersten Kilometern u¨ ber der festen Oberfläche (Troposphäre) fließt sie von höheren ¨ Breiten und den Polen zum Aquator, dort steigt die erwärmte Luft auf und fließt „oben“, d.h. oberhalb gut 10 km (Stratosphäre) zurück zu höheren Breiten und zu den Polen, wo die abgekühlte Luft wieder nach unten sinkt. Durch die Erdrotation, die geografische Verteilung von Ozeanen und Kontinenten und die davon bestimmten Klimazonen und großräumigen Wettergebiete wird dieses einfache reguläre, d.h. zeitlich stationäre Strömungsbild wesentlich verändert: Die globalen Strömungen werden nun irregulär, zeitlich nicht stationär und zerfallen in regionale und lokale Wirbel – chaotische Bewegung im Wortsinn der Theorie des deterministischen Chaos. Dies kommt so zustande: Die durch die Drehung von West nach Ost bedingte momentane lineare Geschwin¨ digkeit von festen Punkten auf der Erdoberfläche ist am Aquator (ca. 40.000 km in 24 h) am größten (1.667 km/h), und fällt bis zu den Polen mit wachsendem geografischem Breitengrad ϕ wie cos ϕ auf Null ab. Ein Luftvolumen, das sich, sagen wir von den Kanarischen Inseln auf ca. ¨ 30 ◦ nördlicher Breite zum Aquator „angesaugt“ genau nach Süden hin in Bewegung setzt, ist weiter südlich zu langsam gegenüber der dort höheren West-OstDrehgeschwindigkeit eines Punktes auf der festen Erdoberfläche. Das genannte Luftvolumen kommt dieser schnelleren Bewegung der festen Erdoberfläche als Gegenwind von Nordosten her entgegen – eine einfache Erklärung für die zwischen 30 ◦ nördlicher Breite und 30 ◦ südlicher Breite das ganze Jahr u¨ ber wehenden sehr stetigen kräftigen Passat-Winde: Nordost-Passat nördlich, Südost-Passat südlich des ¨ Aquators. ¨ Weiter entfernt vom Aquator werden die Windverhältnisse dann noch komplexer, indem sie zusätzlich von der Verteilung von Kontinenten und Ozeanen und vom regionalen Klima und Wetter bestimmt werden. Auf der nördlichen Halbkugel folgt auf den subtropischen Schönwettergürtel die „gemäßigte Zone“ mit im Bereich des Atlantiks u¨ berwiegenden, wenn auch stark schwankenden Westwinden. Für Europa bestimmend sind nämlich die Druckverhältnisse u¨ ber dem o¨ stlichen Atlantik, wo das ¨ Druckgefälle nun nicht mehr zum Aquator hin verläuft, sondern von dem typischen kanarischen Hoch zum Islandtief, also – anders als im Passatgürtel – von Süden nach Norden. Luftmassen werden hier also zu höheren geografischen Breiten transportiert, wo ihre mitgebrachte West-Ost-Geschwindigkeit höher ist als die von Punkten der Erdoberfläche – sie wehen diesen Punkten also von Westen her entgegen; so entstehen bei den genannten typischen Lagen von Hochdruck- und Tiefdruckgebieten die u¨ berwiegenden Westwinde. Dies ist ein Ergebnis der „Trägheit der Bewegung“: Jeder Körper, auch ein Luftvolumen, behält seine Geschwindigkeit nach Richtung und Größe bei, solange nicht eine reale physische Kraft auf ihn einwirkt. Insgesamt ergibt sich als Folge dieser Trägheit auf der nördlichen Halbkugel stets eine Ablenkung nach rechts,

2.1 Globale und lokale Luftzirkulation in der Atmosphäre – Klima und Wetter

25

sodass Hochdruckgebiete, von denen Luft abströmt, im Wesentlichen von einem Wirbel im Uhrzeigersinn umströmt werden, Tiefdruckgebiete aber gegen den Uhrzeigersinn; auf der Südhalbkugel jeweils umgekehrt. Diese sehr großräumigen Wirbel, Tausende von Kilometern im Durchmesser, sind instabil gegenüber der Abspaltung von kleineren Wirbeln, die nach Westen driften und als „Tief“ oder als „Sturmtief“ häufig das Wetter in Westeuropa bestimmen, wobei sie selbst wiederum in immer kleinere instabile turbulente Strömungen zerfallen und damit eine präzise kleinräumige Wettervorhersage sehr erschweren. Kasten 2.1: Mathematische Beschreibung der Strömungen in einem rotierenden Bezugssystem Zur mathematischen Beschreibung der Strömungen in einem rotierenden Bezugssystem wird neben den Druckkräften die oben beschriebene Wirkung der Rotation der Erde als „Scheinkraft“ eingeführt unter der Bezeichnung Corioliskraft. Das Zusammenwirken dieser Kräfte in den physikalischen Gesetzen von Aerodynamik und Thermodynamik ergibt a¨ ußerst komplexe Bewegungsgleichungen für die Luftströmungen. Aus diesen werden für die globalen Bewegungen mit entsprechenden Vereinfachungen die mathematischen Klimamodelle hergeleitet (Kasten 2.2). Für den einfachsten Fall einer regionalen Strömung (bei zeitlich konstantem, linearem und großräumigem Luftdruckgefälle) ergibt sich als Lösung der Bewegungsgleichung der so genannte geostrofische Wind, der sich in der Tat unter solchen Umständen oberhalb der von Bodenrauigkeit gestörten untersten Luftschicht, also viele Hunderte bis etwa tausend Meter u¨ ber dem Meer oder u¨ ber flachen Ebenen, ausbildet. Wenn sich nämlich das Gleichgewicht zwischen der Nord-Süd-Komponente der Druckkraft und der Corioliskraft eingestellt hat, strömt die Luft nicht etwa parallel zum Druckgefälle, sondern quer dazu, also annähernd parallel zu den Isobaren, den Linien konstanten Luftdrucks, außer dort, wo diese Linien exakt nord-südlich verlaufen. Dieser zeitlich sehr gleichmäßige geostrofische Wind erreicht typischerweise Geschwindigkeiten von 50 m/s bis 100 m/s. Die Tendenz zu sehr hohen Türmen (deutlich u¨ ber 100 m) für neue große Windenergieanlagen entspringt dem Bestreben, diesem stetigen Luftstrom näherzukommen, um so eine hohe, gleichmäßige Energieausbeute zu erzielen. In der planetaren Grenzschicht oder Peplosphäre – den unteren 1,5 km bis 2 km der Erdatmosphäre – wird der Wind durch die Bodenreibung gebremst. Hier weht er nicht parallel zu den Isobaren, sondern eher in Richtung zum tieferen Luftdruck, wodurch sich die Tiefdruckgebiete nach einigen Tagen auffüllen. Die Ablenkung des Windes wird dabei zum Boden hin stärker und nimmt von oben gesehen die Form einer Spirale, der so genannten Ekman-Spirale, an (vergleiche Ekman-Spirale im Bereich Meeresströmung). Wird der Wind, wie hier beschrieben, durch Reibung oder andere Einflüsse (so genannte ageostrophische Komponenten, z.B. der Wirbeldichte) beeinflusst, spricht man von ageostrophischen Winden.

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Kasten 2.2: Klimamodelle und Chaostheorie Aus der Kombination der Formeln für die Druck- und für die Scheinkräfte und für ihre Wirkung auf das globale Strömungssystem entstehen die mathematischen Klimamodelle. Das einfachste Klimamodell, das die globale Strömung mit der notwendigen Mindestzahl von nur drei zeitabhängigen Variablen beschreibt, wurde von dem amerikanischen Physiker Edward N. Lorenz vor gut 40 Jahren per Computer durchgerechnet mit dem damals u¨ berraschenden ¨ Ergebnis, dass das System auf minimale Anderungen der Anfangsbedingungen nach einer simulierten Laufzeit von wenigen Tagen mit einem gänzlich verschiedenen zeitlichen Verlauf reagiert. Dies war die Endeckung der „sensitiven Abhängigkeit von den Anfangsbedingungen“. Ein Wissenschaftsjournalist hat die Tragweite dieser Entdeckung des drastischen Einflusses winziger Veränderungen mit dem Bild des „Schmetterling-Effekts“ zu verdeutlichen versucht: Es könnte „eines Falters Flügelwehen“ an einem Punkt der Erde darüber entscheiden, ob Tage später in einem anderen Kontinent ein großer Wirbelsturm eintritt oder nicht. Der „Lorenz-Attraktor“, das ist die Bahn, die die drei Zustandsvariablen des von Lorenz untersuchten Klimamodells in einem abstrakten dreidimensionalen Zu¨ standsraum in der Zeit durchlaufen, hat u¨ brigens selbst entfernte Ahnlichkeit mit einem Schmetterling: Die Bahn umläuft in zahllosen eng benachbarten Schlingen eineArt von „Auge“, um unvermittelt zu a¨ hnlichen Schlingen um ein anderes „Auge“ u¨ berzugehen. Die Koordinaten jeden Punkts auf dieser Kurve stellen die Werte der drei Zustandsvariablen dar, etwa Temperaturverteilung, Druckverteilung und Geschwindigkeitsverteilung, die das globale Klima zu einer gegebenen Zeit charakterisieren. Eine solche unendlich lange, beinahe raumfüllende Zustandskurve, die sich nirgends selbst schneidet, wird als „Seltsamer Attraktor“ bezeichnet. Derartige „Seltsame Attraktoren“ sind charakteristisch für die Eigenschaften all der komplexen Systeme, die in den letzen 40 Jahren nach der Pionierarbeit von Lorenz in der „Chaosforschung“ untersucht worden sind. Der große französische Mathematiker, Astronom und Wissenschaftstheoretiker Henri Poincaré (1854-1912), also fünf Jahre vor Edward Lorenz Geburt gestorben, hat in seiner genialen, dreibändigen „Himmelsmechanik“ (über die Planetenbewegung) bereits 1892 wesentliche Elemente der Chaostheorie vorweggenommen, doch wurde dieser Teil seiner Arbeiten eigentlich erst nach 1960 (wieder-)entdeckt. Er ist also ein Vorläufer, aber kein Mitbegründer der Chaosforschung. Während Lorenz zur Berechnung seines Attraktors ein Großrechner zur Verfügung stand, benutzte Poincaré alle analytischtheoretischen Methoden der Mathematik und Physik. Zu seiner Zeit Ende des 19. Jahrhunderts verstand die Bedeutung und Reichweite seiner Theorie wohl kaum jemand, 1925 einige wenige (Birkhoff-Poincaré-Theorem), heute ist seine Theorie und ihre Weiterentwicklung Gegenstand von Oberseminaren,

2.1 Globale und lokale Luftzirkulation in der Atmosphäre – Klima und Wetter

27

die eine Elite von Studenten besuchen; sie werden anschließend entweder verrückt oder Mathematik-Professoren. Das Lorenz-Modell gilt als Musterbeispiel für deterministisches Chaos. Dies weist auf ein wichtiges praktisches Problem für die Nutzung der Windenergie hin: Eine zuverlässige Voraussage der Windverhältnisse an einem bestimmten Ort in Europa ist selbst bei Vorliegen aktueller Messwerte von vielen Wetterstationen nur für Stunden, maximal für etwas u¨ ber einen Tag möglich.

2.1.2 Wind und Windenergie Wie fast alle auf der Erde verfügbaren Energieformen ist also auch Windenergie eine abgeleitete Form von Sonnenenergie. Wie gerade beschrieben, führt die unterschiedliche Erwärmung der Erdatmosphäre durch die Einstrahlung der Sonne auf verschiedene Gebiete der Erdoberfläche zu Dichte- und Druckunterschieden, die in fluktuierenden Luftströmungen auf allen Längen- und Zeitskalen von Metern bis zu Tausenden von Kilometern und von Sekunden bis zu Wochen und Monaten ihren Ausgleich suchen. In den unteren Luftschichten von Metern bis zu Kilometern u¨ ber der Erdoberfläche u¨ berlagern (unter dem Einfluss von Bodenreibung und Bodenrauigkeit) immer kleinere turbulente Windfelder die großräumigen Strömungen, wobei im Mittel der Betrag der Windgeschwindigkeit von oben nach unten abnimmt und direkt am Boden den Wert Null erreicht. Für die Windenergienutzung ist die Zunahme der an einem bestimmten Standort zu erwartenden Windgeschwindigkeit mit der Höhe u¨ ber dem Erdboden entscheidend. Für diese Abhängigkeit der mittleren Windgeschwindigkeit von der Höhe gibt es physikalische Modelle unterschiedlicher Komplexität, in die u.a. die Topografie des Standorts, die Bodenrauigkeit der Umgebung und die typische atmosphärische Temperaturschichtung eingehen. Für die Windenergienutzung zu bevorzugende Standorte sind offensichtlich Standorte geringer Bodenrauigkeit, also im Meer oder unmittelbar an einer flachen Küste, große, wenig bewaldete Ebenen im Flachland, ¨ in gewissem Maß auch Hügel- oder Bergkuppen und Gebirgspässe, bei deren Uberoder Durchströmen die Luftbewegung beschleunigt wird. Einerseits nimmt die mittlere Windgeschwindigkeit mit der Höhe zu, gleichzeitig nimmt die mittlere Stärke der turbulenten Schwankungen ab. Daher – und von der wachsenden Knappheit sehr guter Standorte in Deutschland – rührt die Tendenz der letzten Jahre, Anlagen mit immer höheren Türmen zu errichten (Abschn. 9.1). Doch sind auch bei solchen Anlagen mit Turmhöhen von gut 100 m und mehr noch starke turbulente Schwankungen von Stärke und Richtung des Windes im Minutenbereich die Regel. Die von der Windturbulenz herrührenden mechanischen Dauerwechselbelastungen der Anlagen sind der Lebensdauer der betroffenen

28


Bauteile abträglich. Die durch die starken turbulenten Windschwankungen bewirkten Leistungsschwankungen der einzelnen Windenergieanlagen im Minutenund Stundenbereich werden allerdings durch das Zusammenschalten der Anlagen eines größeren Windparks weitgehend ausgeglichen. Im Gegensatz dazu sind die Schwankungen im Bereich von vielen Stunden oder gar Tagen raum-zeitlich wenig korreliert und können deshalb selbst durch das großräumige Zusammenschalten von Windparks in großen Regionen nur teilweise ausgeglichen werden. Insbesondere gibt es in mittleren geografischen Breiten immer wieder ausgeprägte längere großräumige Windflauten, während derer auch die Summe der Energieproduktion aller Anlagen in Westeuropa auf niedrige Werte sinken kann. Schließlich gibt es von Jahreszeit zu Jahreszeit einen typischen Jahresgang, aber auch ziemlich unregelmäßige großräumige Variationen von Jahr zu Jahr, bei denen schließlich der elfjährige Sonnenfleckenzyklus eine Rolle spielt sowie Effekte des Klimawandels durch „natürliche“ Einflüsse, z.B. Vulkanismus, und durch menschliche Einwirkungen wie CO2 -Emission etc. Diese stochastischen Schwankungen der Windgeschwindigkeit und der möglichen Windenergieproduktion können mathematisch beschrieben und modelliert werden (Abschn. 3.1).

2.2 Von der Bewegungsenergie des Windes zur elektrischen Energie Die mechanische und damit die elektrische Energie, die der Windströmung durch eine Windenergieanlage entzogen werden kann, wird bestimmt durch die Bewegungsenergie, die in dem Windfeld enthalten ist. Die lokale räumliche Dichte der Bewegungsenergie (kinetische Energie Ekin ) ist durch das Quadrat der momentanen lokalen Windgeschwindigkeit vmom gegeben gemäß der Formel Ekin /V = ρ/2 ∗ v2mom J/m3 , mit ρ: = Massendichte der Luft (1,225 kg/m3 auf Meereshöhe bei 15 ◦ C), V: = Volumen.

2.2.1

Umwandlung Stufe 1: Von der Luftströmung zur Drehung der Turbinenwelle

Mit dem Luftvolumen V strömt die Bewegungsenergie des Windes mit der Geschwindigkeit vmom durch ein senkrecht zur Windrichtung stehendes Flächenelement F. Die Flächendichte Pkin /F der Leistung dieser Energieströmung ist also Pkin /F = vmom ∗ ρ/2 ∗ v2mom W/m2 .

2.2 Von der Bewegungsenergie des Windes zur elektrischen Energie

29

Eine große Windturbine mit einer Rotorfläche F (z. B. von 10.000 m2 entsprechend einem Rotordurchmesser von 113 m) und einer bestimmten Umlaufzeit T (z.B. einige Sekunden) mittelt bei der Energieaufnahme zeitlich u¨ ber T und räumlich u¨ ber F. Maßgeblich für die Energieproduktion ist also nicht der punktuelle Wert vmom der Windgeschwindigkeit an einem bestimmten Punkt zu einem bestimmten Zeitpunkt, sondern der raum-zeitliche Mittelwert vF,T u¨ ber die Rotorfläche und u¨ ber die Umlaufzeit. Diese vF,T , ab hier einfach als v(t) bezeichnet, bestimmt also an einem gegebenen Standort das zeitliche Verhalten der Energieproduktion einer Windenergieanlage. Ziel beim Entwurf einer Windturbine, deren Rotor eine bestimmte Fläche F u¨ berstreicht, muss es sein, einen möglichst hohen Anteil der Leistung der Windströmung in mechanische Leistung der Turbinenwelle umzuwandeln. Entgegen einer naiven Erwartung zeigt die Strömungslehre, dass zum Erreichen dieses Ziels die u¨ berstrichene Fläche nicht etwa möglichst dicht, sondern vielmehr möglichst wenig mit Rotorblättern bestückt sein sollte. So wirkt etwa das typische, aus WesternSpielfilmen wohl bekannte Windrad mit vielen, als Blechscheiben ausgebildeten Speichen, das vielerorts bis heute zum Wasserpumpen dient, fast wie ein massives Hindernis, das mehr umströmt als durchströmt wird und deshalb einen sehr geringen Umwandlungswirkungsgrad aufweist. Den höchsten Wirkungsgrad weisen propellerartige Turbinen auf mit zwei oder drei sehr schmalen Rotorflügeln. Diese zeigen im Querschnitt ein a¨ hnliches Profil wie Flugzeugflügel und sind in sich so verdrillt, dass sie bei jedem Abstand von der Turbinenachse bei Nenndrehzahl den optimalen Anstellwinkel zu der in Folge der Drehung resultierenden Anströmung der Luft zeigen. Eine so gebaute Windturbine kommt einer idealen Windturbine relativ nahe, die nämlich bei gegebener Fläche des Rotors den theoretisch erreichbaren maximalen Anteil der Windströmung in mechanische Leistung umwandelt. Für dieses theoretische Maximum hat Albert Betz schon vor gut 80 Jahren eine berühmte Formel hergeleitet [Betz 1926]: den Betz schen Wirkungsgrad von 16/27 = 59,3%. Eine auf das Wesentliche vereinfachte Herleitung dieses Ergebnisses geht wie folgt: Da die Luft nach dem Durchströmen der Windturbine ja nicht „stehen bleiben“ kann, sondern mit einer endlichen Geschwindigkeit vnach weiterströmen muss, kann offenbar nicht die gesamte kinetische Energie der anströmenden Luft auf die Rotorblätter der Windturbine u¨ bertragen werden, sondern nur ein Anteil E = ρ/2 ∗ v2vor − v2nach . Damit alle Luft tatsächlich abströmt, muss allerdings (bei konstanter Luftdichte) der Strömungsschlauch, der auf die Rotorfläche trifft, sich dort so aufweiten, dass seine Querschnittsfläche nach der Turbine im Verhältnis Fnach / Fvor = vvor / vnach vergrößert ist1 . Für die Durchströmung der Ebene, in der die Rotorfläche liegt, kann der Mittelwert zwischen der Geschwindigkeit vvor des ungestörten Windfelds vor 1

F * v [m3 /s] ist das pro Sekunde transportierte Luftvolumen, das vor und nach dem Durchströmen der Turbine annähernd gleich groß ist.

Abb. 2.1 Betz scher Leistungsbeiwert einer Windenergieanlage (Betz scher Leistungsbeiwert einer idealen Windturbine in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit nach der Turbine (vnach ) im Verhältnis zur Windgeschwindigkeit vor der Turbine (vvor ) [Kaltschmitt (2006), S. 282])

2 Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung 0,7 maximaler Leistungsbeiwert (16/27 bzw. 0,593)

0,6 Leistungsbeiwert Cp,th

30

0,5 0,4 maximaler Leistungsbeiwert cp,max

0,3 0,2 0,1 0

0

1/3

1

der Turbine (d. h. vvor ≈ vmom ) und der Abwindgeschwindigkeit vnach ein Stück weit nach der Turbine wie folgt angesetzt werden: vmittel = 1/2 ∗ (vvor + vnach ) . Führt man die Variable x = vnach /vvor ein, das ist der Bruchteil, auf den die Windgeschwindigkeit durch die Wechselwirkung mit der Turbine abgebremst wird, so ergibt sich2 durch einfache Rechnung aus den drei obigen Formeln dieses Abschnitts: 3 ∗ 1/2(1 + x − x2 − x3 ). PTurb. /F = ρ/2 ∗ vvor Diese Flächenleistung einer idealen Windturbine mit homogener turbulenzfreier Durchströmung ist in Abb. 2.1 als Funktion von x = vvor /vnach gezeigt. Eine einfache Rechnung zeigt das in Abb. 2.1 dargestellte Ergebnis: Es sei die Leistung der ungestört anströmenden Luft gegeben durch P0 = ρ/2 ∗ v3vor ∗ F [W] . Die Leistung der idealen Windturbine erreicht ihr Maximum von 16/27 ∗ P0 , wenn die Anströmgeschwindigkeit vvor in der Windturbine auf vnach = 1/3 ∗ vvor abgebremst wird. Die ideale Windturbine kann also nach Betz 16/27 ≈ 59% der Leistungsdichte des anströmenden Windes in mechanische Energie an der Turbinenwelle umwandeln. Der in einer realen Windturbine tatsächlich umgewandelte Bruchteil wird als Leistungsbeiwert cP bezeichnet. Für eine reale Turbine ergibt sich ein Leistungsbeiwert cP , der stets deutlich kleiner ist als der Betz sche Maximalwert cP,max . 2 als Obergrenze, d.h. unter Vernachl¨ assigung von Energieverlusten durch Luftreibung und sich ablösende Luftwirbel.

2.2 Von der Bewegungsenergie des Windes zur elektrischen Energie Abb. 2.2 Leistungsbeiwert von Enercon-70m/2,3MW und Enercon-82m/2MW ([Enercon 2006, S. 6/7])

31

effektiver Leistungsbeiwert cp-ges [-] 0,5

Enercon-70m/2,3MW Enercon-82m/2MW

0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 0

5

10 15 20 Windgeschwindigkeit [m/s]

25

30

Bei einer gegebenen technischen Ausführung hängt er stark von der tatsächlichen Momentangeschwindigkeit ab: cP = cP (vmom ) . Er erreicht aber bemerkenswerter Weise bei modernen Windturbinen ein Maximum von etwa 80% des Betz schen Idealwerts. Damit beträgt die Leistung an der Turbinenwelle einer Windenergieanlage mit einer Rotorfläche F = π ∗ r2 (r = effektive Flügellänge) P = cP (vmom ) ∗ ρ/2 ∗ v3mom ∗ F [W] . Um die elektrische Leistung am Generatorausgang zu erhalten, ist diese Zahl noch mit dem leistungsabhängigen Wirkungsgrad η(P) des Generators (und ggf. des Getriebes) zu multiplizieren: Pel = η (P) ∗ cP (v) ∗ ρ/2 ∗ v3mom ∗ F [W] . η ∗ cP wird häufig als effektiver Leistungsbeiwert ceff oder als Gesamtwirkungsgrad cPges bezeichnet. Der Leistungsbeiwert (= Gesamtwirkungsgrad) von 3 großen Windenergieanlagen der neuesten Generation (die auch den Abb. 2.4 und 2.5 zugrunde liegen) ist in Abb. 2.2 beispielhaft dargestellt. Der Leistungsbeiwert ist, wie erläutert, die bei Windgeschwindigkeit v gemessene Flächenleistung der Windenergieanlage dividiert durch die Leistungsflächendichte ρ/2 ∗ v3 der ungestörten Luftströmung dieser Geschwindigkeit. Der Leistungsbeiwert erreicht tatsächlich in einem relativ breiten Bereich um 9 m/s mit 0,5 mehr als 80% des Betz schen Idealwerts.

2.2.2

Umwandlung Stufe 2: Von der Turbine bis zum Drehstromausgang einer Windenergieanlage: die Leistungskennlinie

Eine Windenergieanlage findet auch an guten Standorten ein Windfeld vor, das stündlich oder täglich zwischen Flaute, Wind, Starkwind und Sturm hin und

32


her wechseln kann. Die Umwandlung und der Leistungsbeiwert moderner großer Windenergieanlagen werden dabei so geregelt, dass drei Ziele erreicht werden: • Bei gegebener Größe von Turbine und Generator soll die Jahresenergieerzeugung am jeweiligen Standort möglichst groß sein. ¨ • Eine mechanische und elektrische Uberlastung der Anlage – insbesondere bei Starkwind oder Sturm – muss ausgeschlossen werden. • Bei laufendem Generator muss an den elektrischen Ausgangsklemmen stets dreiphasiger Wechselstrom mit der exakten Frequenz von – in Deutschland – 50 Hz in das Stromnetz eingespeist werden und, wenn möglich, auch in der vom Netz benötigten Phasenlage, d. h. Bereitstellung von kapazitiver oder induktiver Blindleistung. Wie moderne große Anlagen diese Ziele durch eine Kombination von mechanischen und elektrischen Maßnahmen erreichen, soll hier nur knapp und vereinfacht dargestellt werden. Für die komplizierten strömungstechnischen und elektrotechnischen Einzelheiten sei auf die Spezialliteratur verwiesen3 . Die ersten beiden Ziele – Optimierung des Energieertrags und Vermeidung ¨ von Uberlastung – werden v.a. durch Regelung des Leistungsbeiwerts der Turbine erreicht. Bei großen Anlagen, vorzugsweise heute mit Horizontalachse und drei Rotorblättern gebaut, geschieht diese Regelung durch eine der jeweiligen Windgeschwindigkeit entsprechende Einstellung des Blattanstellwinkels, siehe Abb. 2.3. Das Bild ist so zu verstehen, dass die Achse der Turbine nach oben zeigt, der Anströmung mit der Windgeschwindigkeit vWi entgegen. Der Anstellwinkel α, den das Blattprofil mit der effektiven Richtung der Windanströmung des Rotorblattes bei ruhendem oder drehendem Rotor bildet, wird als „pitch“ bezeichnet, daher die Bezeichnung „pitch control“. Die zweite Teilfigur in Abb. 2.3 zeigt unter dem Titelwort „Anfahren“ die Situation, die der auf ein Rotorblatt wirkenden Kraft den Namen (dynamische) Auftriebskraft gibt: Der a¨ hnlich geformte Tragflügel eines Flugzeugs, das sich gegen die ruhende Luft bewegt, erfährt bekanntlich eine Auftriebskraft, die dem Gewicht des Flugzeugs entgegenwirkt und dieses in der Luft hält. Bei der Windenergieanlage u¨ bt die bewegte Luft, d.h. der Wind, eine Kraft FA auf den noch ruhenden Rotorflügel aus, die diesen in Drehrichtung des Rotors in Bewegung setzt. Sobald sich der Rotor mit der Nenndrehzahl von u¨ blicherweise T = 0,2 bis 0,5 Umdrehungen pro Sekunde dreht, ergibt sich die effektive Anströmgeschwindigkeit vA aus der (vektoriellen) Zusammensetzung von Windgeschwindigkeit vWi und (negativer) Eigengeschwindigkeit -vu des Rotors. Die dritte Teilfigur in Abb. 2.3 zeigt den Blattanstellwinkel für den Fall, dass die Windgeschwindigkeit kleiner ist als die Nennwindgeschwindigkeit, die vierte Teilfigur für den Fall Windgeschwindigkeit größer Nennwindgeschwindigkeit. Bei Windgeschwindigkeiten unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit ergibt sich eine effektive Anströmrichtung, die einen „flachen“ Anstellwinkel erfordert, nicht weit aus der Ebene des vom Rotor 3 Siehe etwa [Kaltschmitt 2006, Kap. 6; Heier 2005; Gasch/Twele 2005; Sathyajith 2006] und die dort zitierte weiterführende Literatur.

2.2 Von der Bewegungsenergie des Windes zur elektrischen Energie

33

Abb. 2.3 Regelung des Leistungsbeiwerts durch Blattanstellwinkelverstellung (Strömungsverhältnisse am Rotorblatt im Stillstand (Fahnenstellung, z. B. bei Sturm), beim Anfahren sowie beim Betrieb unterhalb und oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit [Kaltschmitt 2006, Abb. 6.22, S. 320])

u¨ berstrichenen Kreises herausgestellt, wie in der dritten Teilfigur in Abb. 2.3 dargestellt. Arbeit leistet nur die Komponente einer Kraft, die parallel zur Bewegungsrichtung des angetriebenen Körpers wirkt (Arbeit = Kraft ∗ Weg), hier also die Komponente von FA in Richtung der Drehbewegung des Rotorflügels, also der Vektor FA,t , tangential zu dem Kreis, den die Flügelspitze beschreibt. Die effektive Anströmung des Flügels, der Anstellwinkel und die Kräfte bei wachsender Windgeschwindigkeit sind in den beiden rechten Teilfiguren von Abb. 2.3 dargestellt: Der Anstellwinkel wird bei drehendem Rotor und wachsender Windgeschwindigkeit immer steiler gestellt, so dass die Tangentialkraft FA,t gerade den zum Antrieb des Stromgenerators jeweils erforderlichen Wert erreicht. Die zur treibenden Kraft senkrechte Komponente FA,s ist ein reiner Windwiderstand, den die tragenden Elemente Rotorflügel, Rotorlager und Turm aufnehmen müssen, so wie eine Brücke die senkrecht zum Verkehr wirkende Schwerkraft der Fahrzeuge aufnimmt. Kleine, einfache Anlagen ohne den komplizierten Mechanismus zur PitchVerstellung der Rotorflügel arbeiten mit starrer Blattlagerung. Bei hoher Windgeschwindigkeit reißt dann die glatte Umströmung des Profils an der Hinterkante ab und geht in Turbulenz u¨ ber. Dabei verschwindet die das Blatt antreibende Tangentialkraft FA,t nahezu, die Turbine kommt zum Stillstand – „stall“ – durch die so genannte „stall-control“. Es bleibt aber eine hohe Windwiderstandskraft FA,s , die der Rotor und ¨ der Turm aufnehmen muss. Ubrigens: Auch für zukünftige, extrem große Anlagen

34


mit Rotordurchmessern von u¨ ber 150 m wird u¨ ber Lösungen ohne Pitch-Verstellung der Rotorflügel nachgedacht. Mit von Null zunehmender Windgeschwindigkeit geht eine pitch-geregelte Windenergieanlage durch 4 Betriebszustände: (A) Unterhalb einer Anlaufgeschwindigkeit reicht die Antriebskraft FA nicht aus, um die Reibungs- und Trägheitskräfte der Anlage zu u¨ berwinden, die Turbine steht still. (B) Beim Erreichen der Anlaufgeschwindigkeit wird der Anstellwinkel, wie in der zweiten Teilfigur von Abb. 2.3 gezeigt, so gestellt, dass die Auftriebskraft genau in Drehrichtung zeigt. Die Anlage läuft an, bis sie die Nenndrehzahl erreicht, bei großen Anlagen 10 bis maximal 30 Umdrehungen pro Minute, nämlich so, dass die Geschwindigkeit der Blattspitze nicht wesentlich u¨ ber 100 m/s hinausgeht, also unter einem Drittel der Schallgeschwindigkeit bleibt, um nicht zu viel pfeifende Geräusche zu erzeugen. Bei Nenndrehzahl muss der Anstellwinkel, wie in der dritten Teilfigur gezeigt, sehr viel flacher gestellt werden, damit das Blatt bei der resultierenden schrägen Anströmung die maximale Auftriebskraftkomponente FA,t in Drehrichtung erfährt. In diesem Betriebszustand – zwischen gut 4 m/s und der Nennwindgeschwindigkeit, bei der die installierte Nennleistung des Generators erreicht wird, je nach Standortgüte 12 m/s bis 15 m/s – wird die Anlage so gefahren, dass der Leistungsbeiwert immer die schon oben erwähnten 80% des Betz schen Leistungsbeiwerts erreicht, also fast die Hälfte der Strömungsleistung des Windes in elektrische Energie umgewandelt wird. Da die Strömungsleistung des Windes aber mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit zunimmt (Abschn. 2.2.1) und der Leistungsbeiwert der Anlagen in diesem Bereich zwischen Anlauf- und Nennwindgeschwindigkeit mittels der Pitch-Regelung auf einen fast konstanten Wert von knapp 0,5 gestellt werden kann, steigt auch die abgegebene Leistung einer solchen Anlage in diesem Bereich etwa mit v3 an, siehe Abb. 2.3, um kurz vor Erreichen der Nennleistung in diesen Sättigungswert einzumünden. (C) Die Wahl der Generatornennleistung, genauer gesagt der spezifischen Flächenleistung in Watt pro m2 Rotorfläche, wird vom Kosten-Nutzen-Optimum bestimmt (Abschn. 9.4.1) und hängt wesentlich vom Standort ab: Wo hohe Windgeschwindigkeiten häufiger sind, lohnt sich ein Generator samt Antriebsstrang und elektrischen Zusatzgeräten mit höherer Nennleistung. Bei einer bestimmten Nennwindgeschwindigkeit, die u¨ blicherweise zwischen 10 m/s und 14 m/s liegt, wird diese Nennleistung erreicht. Bei einer weiteren Erhöhung der Windgeschwindigkeit wird im Betriebszustand „Nennleistung“ der Anstellwinkel wieder steiler gestellt, siehe vierte Teilfigur ganz rechts in Abb. 2.3. Damit wird die abgegebene Leistung in einem breiten Bereich von der Nennwindgeschwindigkeit bis zur Sturmabregelung oder -abschaltung oberhalb etwa 25 m/s bis 30 m/s auf dem Wert der Nennleistung gehalten, wie in Abb. 2.4 zu sehen ist. (D) Bei sehr hohen Windgeschwindigkeiten wird der Anstellwinkel, wie in Abb. 2.3 ganz links gezeigt, in die „Fahnenstellung“ gebracht und dieAntriebskraft auf die

2.2 Von der Bewegungsenergie des Windes zur elektrischen Energie Abb. 2.4 LeistungGeschwindigkeit-Kurven von Enercon-70m/2,3MW, Enercon-82m/2MW und Repower-126m/5MW (nach [Enercon 2006, S. 6/7] und nach [Repower 2006, S. 7])

35

Leistung [kW] 5.000 Repower-126m/5MW

4.000

Enercon-70m/2,3MW

3.000

Enercon-82m/2MW

2.000 1.000 0 0

5

10 15 20 Windgeschwindigkeit [m/s]

25

30

Achse damit auf Null gebremst. Die Tangentialkomponente der Auftriebskraft FA,t ist in der „Fahnenstellung“ Null, die Axialkomponente, d.h. der Windwiderstand, den die Windenergieanlage erfährt, gering, da ja dem Sturm gerade die „windschnittige“ Form entgegengestellt wird. Die Stellung „Fahne“ ist genau genommen nur für einen Blattabschnitt mit einem bestimmten Abstand von der Turbinenachse definiert. Der Blattquerschnitt ist nämlich längs des Blattes verdrillt, um so im Bereich der häufigsten Windgeschwindigkeit, die meist etwas unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit liegt, u¨ berall längs des Rotorblattes den optimalen Anstellwinkel zu erreichen – also nahe dem Blattfuß steil, fast wie im Betriebszustand „Anlaufen“, da hier die lineare Umlaufgeschwindigkeit gering ist, aber nahe der Blattspitze flach, da hier die Anströmung wegen der hohen Umlaufgeschwindigkeit nur einen kleinen Winkel mit der u¨ berstrichenen Fläche bildet. Um das Biegemoment, also Kraft mal Abstand vom Fußpunkt, gering zu halten, wird man bei Sturm das Blatt so stellen, dass der a¨ ußere Blattabschnitt die Stellung „Fahne“ einnimmt. Der gemessene Verlauf der erbrachten Leistung von drei großen Windenergieanlagen der neuesten Generation ist als Funktion der Windgeschwindigkeit in Abb. 2.4 beispielhaft wiedergegeben. Deutlich sind im Verlauf der Kurven in Abb. 2.4 die vier schon vorher beschriebenen Betriebszustände zu sehen: (A) Stillstand; Anfahren erst bei etwa 3 m/s. (B) Anstieg der Leistung; zunächst mit v3 im Bereich bis nahe zur Nennwindgeschwindigkeit von 12 m/s (Enercon-82m/2MW), 14 m/s (Repower-126m/5MW) bis 15 m/s (Enercon-70m/2,3MW), dann Abbiegen zur Nennleistung durch Steilerstellen des Anstellwinkels des Rotorflügels. (C) Allmähliche Abregelung des Leistungsbeiwerts im Bereich bis etwa 25 m/s, um in diesem ganzen Bereich gerade die Nennleistung zu erzielen. ¨ (D) Schrittweise Abregelung bis auf Null bei Uberschreiten der Sturmgrenze u¨ ber 25 m/s.

36 Abb. 2.5 Flächenleistung in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit

2 Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung Leistung pro Rotorfläche [W/m2] 600 500 400 300 Repower-126m/5MW

200

Enercon-70m/2,3MW

100

Enercon-82m/2MW

0 0

5

10 15 20 Windgeschwindigkeit [m /s]

25

30

Abbildung 2.5 zeigt die gemessene Leistung pro Rotorfläche in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit für die drei Beispielanlagen. Die Generatorleistung pro Rotorfläche, hier 385 W/m2 (Enercon-82m/2MW), 400 W/m2 (Repower126m/5MW) und 600 W/m2 (Enercon-70m/2,3MW) wird oft als spezifische Flächenleistung bezeichnet. Diese Flächenleistung-Geschwindigkeit-Kurven zeigen im Vergleich, wie je nach Standort und Turmhöhe (also Nabenhöhe) die Generatorleistung und die Rotorfläche (gegeben durch die Flügellänge) gewählt werden: Bei bester Windlage, wo Geschwindigkeiten bis 15 m/s häufig und länger erreicht werden, sind die Mehrkosten für Verstärkungen des Generators und der Rotoren durch den höheren erzielbaren Jahresenergieertrag gerechtfertigt. Bei windschwächeren Standorten hingegen werden die Länge der Rotorblätter und damit die Rotorfläche vergrößert. Entsprechend hat die für windschwächere Gebiete ausgelegte Enercon-82m/2MW eine spezifische Flächenleistung von knapp 400 W/m2 , die für Starkwindgebiete vorgesehene Windenergieanlage Enercon-70m/2,3MW dagegen 600 W/m2 . Im Gegensatz dazu hat die ebenfalls für windstarke Gebiete, insbesondere auch für Offshore-Standorte angebotene Repower-126m/5MW mit 126 m Rotordurchmesser und 5 MW installierter Leistung nur eine spezifische Flächenleistung von rund 400 W/m2 , eine Leistung, die erst bei 15 m/s erreicht wird. Offensichtlich machen sich hier die absoluten Beschränkungen für die auf See installierbare Generatorgröße bemerkbar: Probleme der mechanischen Stabilität des Turms, seiner Fundierung am Meeresboden und maximale Traglasten von Installationsschiff und -kran erzwingen eine absolute Beschränkung des Gondelgewichts und damit der Generatornennleistung. Die Wahl der kostenoptimalen spezifischen Flächenleistung wird also für den Windenergieanlagenbetreiber von der Windgeschwindigkeitsverteilung, der Einspeisevergütung sowie den spezifischen Generatorkosten in €/W bestimmt (Abschn. 9.4.1). Sie bestimmt ihrerseits den Ausbaubedarf des Netzes, in das eingespeist wird: Durchwegs hohe spezifische Flächenleistungen erhöhen den Regel-, Reserveund Leitungsbedarf.

2.3 Regelung und Netzeinspeisung

2.3

37

Regelung und Netzeinspeisung

Die rasche Verstellbarkeit des Anstellwinkels jedes einzelnen der (heute bei fast allen Anlagen drei) Rotorflügel um ihre Längsachse – so genannter „pitch-control“ – ermöglicht es nämlich, diese Anlagen der neuesten Generation mit einem Leistungsbeiwert von etwa 0,4 bis maximal 0,5 u¨ ber einen großen Windgeschwindigkeitsbereich zu betreiben: von ca. 5 m/s (etwas größer als die Anlaufwindgeschwindigkeit) bis zum Erreichen der Nennleistung bei 12 m/s bis 15 m/s (Nennwindgeschwindigkeit). Ist bei weiter wachsender Windgeschwindigkeit die Volllast, also die elektrische Maximalleistung des installierten Generators erreicht, so wird die Anlage zurückgeregelt, um den Generator nicht zu u¨ berlasten. Auffällig ist, dass die gezeigten Enercon-Anlagen schon bei weniger als 2 m/s anlaufen, da die Enercon-Anlagen ohne ein starke Reibungskräfte verursachendes Getriebe auskommen (das zudem schwer und störungsanfällig ist). Bei diesen getriebelosen Enercon-Anlagen wird zunächst nicht Drehstrom mit 50 Hz erzeugt, vielmehr liefert ein vielpoliger Ringgenerator Wechselströme, deren Frequenz mit der Rotordrehzahl variiert. Durch Gleichrichtung und anschließend elektronisch gesteuerte Wechselrichtung wird die Energie phasenrichtig in 50 Hz Drehstrom umgewandelt [Gasch/Twele 2005, Kap. 13, 1.3; ausführlich in Heier, 2005, Kap. 4]. Mit dieser kurzen Beschreibung der getriebelosen Windenergieanlagen, die trotz variabler Drehzahl des Rotors stets Drehstrom exakter Frequenz und Phase erzeugen, ist einer der zahlreichen Wege skizziert, um dieses dritte in Abschn. 2.2.2 genannte Ziel, nämlich „Stromproduktion mit konstanter Frequenz“ zu erreichen. ¨ Einen vollständigen Uberblick u¨ ber die Vielzahl von Generatortypen und leistungselektronischen Wandlern, die zur Verfügung stehen, um die Netzanforderungen zu erfüllen, enthält die schon genannte Literatur. Die Starkstromtechnik und v. a. die Leistungselektronik haben nicht zuletzt wegen der Herausforderungen durch die Windenergie in den letzten 10 Jahren eine solch rapide Entwicklung genommen, dass die einzelne Windenergieanlage, aber auch ganze Windparks mit Dutzenden von Anlagen systemanalytisch als eine Art von „black box“ behandelt werden können: Vorne kommt der fluktuierende Wind hinein, hinten kommt phasenrichtiger, spannungsund frequenzstabiler 50-Hz-Drehstrom heraus. Einige vor wenigen Jahren noch als gravierend angesehene Probleme seien hier exemplarisch benannt. All diese Probleme sind inzwischen bei neuen Anlagen jedenfalls ab 2003 nach Einführung der neuen Netzanschlussregeln [VDN 2004] weitgehend gelöst: • Regelung: Die Leistungsabgabe kann sekundenschnell nach den Erfordernissen des Einspeisenetzes herunter- und wieder heraufgeregelt werden. • Anlagenschutz: Eine Netzstörung, etwa ein Kurzschluss, wirkt sich wegen der zwischengeschalteten Leistungselektronik, etwa eine Gleichrichter-Wechselrichter-Kette, nicht gefährdend auf den Generator aus. • Stabilität: Netzunterbrechungen im Bereich von Sekunden, etwa zur Löschung von Blitzüberschlägen, gefährden die Frequenz und Phase der Anlage nicht. • Wiederhochfahren des Netzes nach „black out“: Anlagen des neuen Typs können in einem abgetrennten Teilnetz wieder hochgefahren werden.

38


• Kompensation, Blindleistungserzeugung: Anlagen mit Gleichstrom-Zwischenkreis können so gesteuert werden, dass dem Netz sowohl kapazitive wie induktive Blindleistung zur Verfügung gestellt wird. ¨ ¨ • Gefahr von Uberlastung des u¨ bergeordneten Ubertragungsnetzes, insbesondere bei Starkwindspitzen und Schwachlast: Bei den seltenen kurzen simultanen Spitzen der Erzeugung eines Großteils der in ein 380-kV-Höchstspannungsnetz einspeisenden Windenergieanlagen können diese auf die zulässige Leistung zurückgefahren werden. Noch eine Bemerkung zu der raschen Regelbarkeit moderner Anlagen mit Hilfe der Anstellwinkelverstellung: Regel- und Reserveenergie: Wegen der sehr raschen Regelbarkeit können Windenergieanlagen so gefahren werden, z.B. einige Prozent unterhalb der momentan maximal erzielbaren Leistung, dass kleine kurzzeitige Schwankungen des Windangebots oder der Stromnachfrage ausgeglichen werden können. Es ist also leicht möglich, eine Windenergieanlage so zu fahren, dass sie negative Regelenergie durch kurzfristiges Herunterregeln zur Verfügung stellen kann. Sie kann aber grundsätzlich auch positive Regelenergie zur Verfügung stellen, falls sie im zeitlichen Mittel nicht mit 100% der momentan möglichen Leistung gefahren wird, sondern nur mit z.B. 95%. Die dann momentan ungenutzten 5% Leistung stehen somit als positive Regelenergie für den Fall einer Nachfragespitze oder eines Erzeugungsausfalls an anderer Stelle zur Verfügung.

Literatur [Betz 1926] Betz A: Windenergie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen, 1926. Nachdruck, ¨ Okobuch Verlag, 1994. [Enercon 2006] Windenergieanlagen – Produktübersicht. Enercon GmbH, Aurich, 10/2006. http://www.enercon.de/www/de/broschueren.nsf/vwwebAnzeige/95BBD95599625504C12571 94002816F0/$FILE/Produktuebersicht.pdf. [Gasch/Twele 2005] Gasch R, Twele J: Windkraftanlagen – Grundlagen, Entwurf, Planung und Betrieb. 4. Auflage, Teubner-Verlag, Wiesbaden, 2005. [Heier 2005] Heier S: Windkraftanlagen – Systemauslegung, Netzintegration und Regelung. 4. u¨ berarbeitete und aktualisierte Auflage, Teubner-Verlag, Stuttgart, 2005. [Kaltschmitt 2006] Kaltschmitt M, Streicher W, Wiese A (Hrsg.): Erneuerbare Energien – Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte. 4. Auflage, Springer-Verlag, Berlin Heidelberg New York, 2006. [Repower 2006] Das 5-Megawatt-Kraftwerk mit 126 Meter Rotordurchmesser. Repower Systems AG, Hamburg-Husum, 2006. http://www.repower.de/fileadmin/download/produkte/RE PP 5M de.pdf (abgerufen am 02.06.2008). [Sathyajith 2006] Sathyajith M: Wind Energy Fundamentals – Resource Analysis and Economics. Springer-Verlag Berlin Heidelberg New York, 2006. [VDN 2004] EEG-Erzeugungsanlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz. Leitfaden für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien an das Hoch- und Höchstspannungsnetz in Ergänzung zu den NetzCodes. Verband der Netzbetreiber e.V. – VDN beim VDEW, Berlin, August 2004. http://vdn-archiv.bdew.de/global/ downloads/Publikationen/Fachberichte/RL EEG HH 2004-08.pdf (abgerufen am 6.1.2008).

Kapitel 3

Wind als stochastische Energiequelle

Die Windstärke und damit die mögliche Windenergieproduktion in Nordwesteuropa zeigt einen irregulären zeitlichen Verlauf mit sehr großen und raschen Fluktuationen, der durch statistische Größen wie Häufigkeitsdichten, Verteilungsfunktionen oder „Leistung-Dauer-Kurven“ charakterisiert werden kann. Wenn man die Leistung-Dauer-Kurve einer gegebenen Anlage in einer Standortregion bestimmt hat, so ist die dort erzielbare Jahresenergieproduktion gleich der Fläche unter dieser Kurve. Teilt man diese Jahresenergieproduktion durch die installierte Generatornennleistung, so erhält man die „Volllaststundenzahl“. Sie beträgt für größere Anlagen auf dem heutigen Stand der Technik im Binnenland rund 1.500 Stunden, an der Küste rund 2.000 Stunden, offshore könnten 4.000 Stunden erreicht werden; eine Erhöhung der Türme auf 150 m könnte im Binnenland Werte von u¨ ber 2.000 Stunden erbringen. Beim realen Zeitverlauf der Stromerzeugung eines großen Windparks, einer ganzen Region oder aller Windenergieanlagen in Deutschland zeigt sich gegenüber einer Einzelanlage eine deutliche Glättung der starken Fluktuationen im Minutenund Stundenbereich. Doch auch im deutschlandweiten oder sogar nordwesteuropaweiten Verbund wirken sich großräumiger Schwachwind und Flauten u¨ ber Tage und in seltenen Fällen u¨ ber Wochen auf den Energieertrag aus und müssen durch Regel- und Reservekraftwerke ausgeglichen werden.

3.1

Statistische Beschreibung von Windgeschwindigkeiten

Wie im letzten Kapitel beschrieben und erläutert, folgen die Klimaerscheinungen, also das Wetter und damit auch der Wind, einem a¨ ußerst irregulären, „chaotischen“ zeitlichen Verlauf. Dies gilt global, regional und lokal und v. a. in mittleren und höheren geografischen Breiten. Dessen physikalisch-meteorologische Ursachen sind zwar heute gut erforscht, aber eben deshalb wissen wir genau, dass und warum Wettervorhersagen nur mit bescheidener Genauigkeit, nur als Wahrscheinlichkeitsaussagen und nur für Stunden oder bestenfalls Tage möglich sind. L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 3,

39

40

3 Wind als stochastische Energiequelle

Für die Nutzung der Windenergie sind zwei Arten von Daten u¨ ber die irregulären Schwankungen des Windes hilfreich: • Statistische Daten, wie gemessene Häufigkeitsverteilungen der Windgeschwindigkeit, und die Kenntnis der Rechenverfahren, mit denen sich daraus Erwartungswerte wie etwa der Jahresmittelwert der Windenergieerzeugung einer Anlage oder eines Windparks in einer Standortregion ermitteln lassen. Zudem können so Daten für einzelwirtschaftliche und gesamtwirtschaftliche Optimierungen der Windenergieerzeugung gewonnen werden (Kap. 9 bis Kap. 12). • Typische Realzeitverläufe von Minuten-, Stunden- und Tagesmittelwerten, die die Amplituden und Steilheiten der zeitlichen Anstiege und Abfälle der Windenergieproduktion erkennen lassen, mit denen ein Stromversorgungssystem fertig werden muss, in das hohe Anteile von Windenergieanlagen einspeisen (Abschn. 3.2). Daraus resultierende Probleme werden anschließend skizziert (Abschn. 3.3). Betrachtet man eine Menge von gemessenen Zahlenwerten einer schwankenden „stochastischen“ Variablen, etwa die 6 ∗ 8.760 gemessenen 10-Minuten-Mittelwerte der Windgeschwindigkeit einer Messstation in den 8.760 Stunden eines Jahres als statistische Gesamtheit, so lassen sich viele wichtige quantitative Aussagen u¨ ber diese Gesamtheit aus der Häufigkeitsdichte der gemessenen Werte ableiten. So wird zur Ermittlung der in einem Jahr zu erwartenden Energieausbeute einer Windenergieanlage an einem gegebenen Standort (und für viele a¨ hnliche mit der Windenergie verknüpfte technische und wirtschaftliche Fragen) als Ausgangsbasis die Häufigkeitsdichte der Windgeschwindigkeit an diesem Ort benutzt, wie hier und in weiteren Teilen dieses Buches gezeigt wird. Eine Häufigkeitsdichte gibt an, in welchem Bruchteil aller Fälle der Messwert der schwankenden Größe in einem bestimmten Intervall der möglichen Messwerte liegt. Die messtechnische Ermittlung einer solchen Dichte wird im Folgenden anhand der Abb. 3.1 erläutert. Da der Rotor einer Windenergieanlage räumlich u¨ ber seine Rotorfläche F und zeitlich u¨ ber eine typische Umlaufdauer T von einigen Sekunden mittelt, braucht man genau genommen die Statistik dieser Raum-Zeit-Mittelwerte vF,T des Betrags der Geschwindigkeit, im Folgenden stets ohne weiteren Zusatz mit v bezeichnet. Die an einem Messturm in Nabenhöhe des Rotors einer Windenergieanlage gemessene oder mit standort- und wetterabhängigen Parametern auf Nabenhöhe umgerechnete statistische Verteilung von v wird u¨ blicherweise als gute Annäherung an die Verteilung der für die Energieerzeugung der Windenergieanlage relevanten Größe vF,T benutzt. Diese Verteilung als Ergebnis einer (wenn möglich mehrjährigen) Messkampagne wird durch eine „Dichte“ f(v) der relativen Häufigkeit der Geschwindigkeit v oder durch die zugehörige Verteilungsfunktion F(v), das Integral der Dichte, wiedergegeben. Diese charakterisiert das Windfeld am Standort und etwa in Nabenhöhe u¨ ber Grund der typischen Windenergieanlage. Abb. 3.1 zeigt das Ergebnis einer solchen Messkampagne an der FINO1-Forschungsplattform, ca. 45 km nördlich von Borkum, gemessen in 100 m Höhe u¨ ber der offenen Nordsee in den Jahren 2004 und 2005.

3.1 Statistische Beschreibung von Windgeschwindigkeiten Abb. 3.1 Windgeschwindigkeiten in der Nordsee – FINO1-Forschungsplattform 2004–2005 (nach [Neumann/Riedel 2006, Fig. 1])

41

Häufigkeit [%] 9% 8%

Messwerte Weibull-Dichte

7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 0

2

4

6

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 Windgeschwindigkeit [m/s]

Das in Abb. 3.1 gezeigte Stufendiagramm entsteht, indem der jeweils gemessene 10-Minuten-Mittelwert einem der relevanten Windgeschwindigkeitsintervalle zugeordnet wird; in diesem Fall 30 Windgeschwindigkeitsintervalle, nämlich von 0 m/s bis 1 m/s, 1 m/s bis 2 m/s, . . . 29 m/s bis 30 m/s. Die Zahl der jährlichen Einträge in einem bestimmten Intervall, geteilt durch die Zahl der 10-Minuten-Mittelwerte eines Jahres (6 pro Stunde mal 8.760 Stunden pro Jahr), multipliziert mit 100 ergibt die prozentuale relative Häufigkeit. So ersieht man aus Abb. 3.1, dass die Windgeschwindigkeit am Messpunkt in 0,5% aller Messzeiträume zwischen 0 m/s und 1 m/s betrug, in ca. 8,5% dieser Zeitintervalle lag der 10-Minuten-Mittelwert zwischen 9 m/s und 10 m/s, aber nur in etwa 1% zwischen 20 m/s und 21 m/s und extrem selten oberhalb von 30 m/s. Solche Messergebnisse lassen sich gut approximieren durch eine zweiparametrige Standardverteilung, die so genannte Weibull-Dichte. Diese Dichtefunktion ist in Abb. 3.1 als durchgezogene Kurve eingezeichnet und ist, anders als die so genannte Normalverteilung (Gauß-Verteilung), asymmetrisch in Bezug auf das Maximum, das in diesem Fall 9 m/s beträgt: Bei kleinen Geschwindigkeiten steigt die Verteilung steil an, oberhalb vom Maximum fällt sie exponentiell ab. Die mathematische Formel für diese Kurve lautet: f(v; A, k) = k/A ∗ (v/A)k−1 ∗ exp{−(v/A)k } mit exp: Exponentialfunktion und, für den FINO1-Standort, A = 11, 2 m/s, k = 2,26. Die gestufte Kurve zeigt, wie oben beschrieben, die Aufteilung der gemessenen Häufigkeiten auf die Geschwindigkeitsintervalle, die durchgezogene glatte

42


Tab. 3.1 Windgeschwindigkeiten an der Küste und im Binnenland – Weibull-Parameter für 2004/2005 (zu Z. 1: [Neumann/Riedel 2006]; zu Z. 2 bis Z. 4: [Meier 2006]) (1)

(1a)

(1b)

(2)

(3a)

Standort

Höhe u¨ . NN

Messhöhe

φ Windgeschwindigkeit

Weibull-Parameter

FINO1, 45 km nördlich von Borkum Unmittelbare Nordseeküste 100 km südlich der Küste Mittelgebirge

[m] 0 5 50 565

[m] 100 100 100 100

[m/s] 9,9 7,2 6,7 5,9

(3b)

A

k

[m/s] 11,2 8,1 7,6 6,7

[-] 2,26 2,74 2,25 2,21

Kurve zeigt hingegen die beste Approximation durch eine einfache mathematische Funktion, eben die Weibull-Dichte f(v). Das Integral der Dichte f(v), die Weibull-Verteilung F(v), normiert auf F(0) = 0, gibt die Häufigkeit an, mit der die gemessene Geschwindigkeit einen Wert kleiner oder gleich v annimmt. Dabei wird im Folgenden die Häufigkeit statt in Prozent der gewählten Zeitintervalle des Jahres mittels Multiplikation mit 8.760/100 durch den Anteil (dimensionslose Zeitvariable) t = n/8.760 ausgedrückt, wobei n die Zahl der Jahresstunden angibt, während derer die gemessene Geschwindigkeit im Intervall von Null bis v liegt. f(v;A,k) wurde von Weibull (1887–1979) so gewählt, dass sich für die Verteilungsfunktion F die folgende einfache Funktion ergibt: t = F (v; A, k) = 1 − exp − (v/A)k . Die Geschwindigkeit-Dauer-Kurve ergibt sich aus der Umkehrfunktion der Verteilungsfunktion F(v;A,k), nämlich F−1 (t;A,k): v = F−1 (t; A, k) mit der obigen Zeitvariablen t = n / 8.760. Tabelle 3.1 macht Angaben zu den Windgeschwindigkeiten an der Küste und im Binnenland für 2004/2005 und zu den resultierenden Weibull-Parametern. Die Größe der Parameter hängt auch von ihrem nahen Umfeld (Bewuchs etc.) ab. ¨ Uber die genannten Informationen hinaus enthalten die statistischen Verteilungen der Windgeschwindigkeit, etwa eine Weibull-Verteilung, allerdings keine Hinweise darauf, wie sich das Verhalten des Windes in Realzeit abspielt, also z. B. darüber, wie oft und wie rasch die Geschwindigkeit von einem Wertintervall zu einem anderen wechselt, ob also die Geschwindigkeit 10 mal im Jahr für 24 Stunden mehr als 18 m/s beträgt, oder 240 mal für 1 Stunde oder 960 mal für 15 Minuten. Der Verlauf der

3.1 Statistische Beschreibung von Windgeschwindigkeiten Abb. 3.2 GeschwindigkeitDauer-Kurve der FINO1Forschungsplattform 2004– 2007 ([FINO 2008])

43

Windgeschwindigkeit [m/s] 30 2007

25

2006 2005

20

2004 15 10 5 0 0

2.000

4.000 6.000 Stunden pro Jahr

8.000 8.760

Geschwindigkeit-Dauer-Linie wäre in jedem dieser drei Fälle im Bereich oberhalb von 18 m/s der gleiche. Ebenso gleich wäre die Gesamtenergie, die ein Windpark in jedem der Fälle während der insgesamt 240 Stunden ins Netz einspeisen könnte. Für viele andere grundlegende technisch-wirtschaftliche Entscheidungen im Zusammenhang mit Windenergie bietet aber gerade die Verteilungsfunktion, gegeben etwa durch die standortspezifischen Weibull-Parameter A und k, kombiniert mit Leistung-Geschwindigkeit-Kurven der in Frage kommenden Windenergieanlagen (Abb. 2.4) und anderen technischen Daten eine hinreichende Entscheidungsgrundlage. Abbildung 3.2 zeigt beispielhaft die Geschwindigkeit-Dauer-Kurve der FINO1Forschungsplattform für die Jahre 2004 bis 2007, gemessen in der für OffshoreWindenergieanlagen typischen Nabenhöhe von 100 m1 . Die Kurve in Abb. 3.2 gibt für jeden Bruchteil t von Jahresstunden die Geschwindigkeit v an, die während dieser relativen Dauer t mindestens zu erwarten ist. Die Jahresdurchschnittswindgeschwindigkeiten betrugen: • • • •

9,76 m/s in 2004, 9,98 m/s in 2005, 9,88 m/s in 2006, 10,34 m/s in 2007.

So betrug am FINO1-Standort von 2004 bis 2007 die Windgeschwindigkeit durchschnittlich: 1 [FINO 2008]; bei fehlenden Werten wurde die H¨ aufigkeit jeder Windgeschwindigkeitsklasse (0 m/s bis 1 m/s, 1 m/s bis 2 m/s etc.) um den jeweiligen Fehlanteil erhöht; der Anteil fehlender Werte betrug 2,1% in 2004, 5,0% in 2005, 0,6% in 2006, 9,0% in 2007.

44


• für u¨ ber 5.000 Stunden im Jahr mindestens 9 m/s; das ist etwa die Geschwindigkeit, bei der moderne große Windturbinen (Abb. 2.4) die halbe Nennleistung des angetriebenen elektrischen Generators erreichen; • für knapp 3.000 Stunden mehr als 12,5 m/s; das ist etwa die Geschwindigkeit, bei der moderne große Windturbinen die volle Nennleistung des angetriebenen elektrischen Generators erreichen; • aber nur für wenige Stunden im Jahr mehr als 25 m/s; das ist etwa die Geschwindigkeit, bei der u¨ blicherweise die Sturmabschaltung der Anlagen zu greifen beginnt. Mit anderen Worten: An diesem Offshore-Standort würde eine große Windenergieanlage knapp 3.000 Stunden im Jahr mit Nennleistung, weitere 2.500 Stunden mit mehr als halber Nennleistung ins Netz einspeisen. Dabei sind Abschattungseffekte und technisch bedingte Ausfälle noch nicht berücksichtigt (Abschn. 3.2.3).

3.2 Windenergieproduktion an einem gegebenen Standort: Leistung-Dauer-Kurven, Volllaststunden Für die technisch-wirtschaftlich optimale Auslegung der einzelnen Windenergieanlagen für einen bestimmten Standort oder nach der Höhe des vom Erneuerbare¨ Energien-Gesetz geforderten optimalen (nicht maximalen!) Ausbaus des Ubertragungsnetzes sind die Häufigkeiten und Erwartungswerte der Windenergieproduktion und die daraus resultierende Nutzen-Kosten-Struktur maßgeblich. Solche statistische Angaben u¨ ber das Windenergieangebot sind im letzten Jahrzehnt für alle in Frage kommenden Standortregionen gemessen und zusammengetragen worden.

3.2.1

Leistung-Dauer-Kurve

Eine Geschwindigkeit-Dauer-Kurve, wie etwa in Abb. 3.2 gezeigt, gibt für jede Dauer, d. h. jede Zahl t von Jahresstunden an, welche Geschwindigkeit für diese Dauer t mindestens herrscht. Eine Kurve, die zu jeder Dauer t (auf der horizontalen Achse) die Leistung P (auf der vertikalen Achse) angibt, die für diese Dauer von einer oder mehreren Anlagen mindestens abgegeben wird, heißt dementsprechend Leistung-Dauer-Kurve dieser Anlagen; Jahresgangdauerlinie ist eine andere häufig verwendete Bezeichnung für diese Beziehung zwischen Leistung und Dauer. Trägt man umgekehrt die Dauer t (etwa die Zahl der Jahresstunden) nach oben auf, und die Leistung P, die für diese Dauer mindestens erreicht wird, nach rechts, so erhält man die Dauer-Leistung-Kurve, die in Abschn. 8.3 zur Berechnung der o¨ konomischen Größe „Grenznutzen-Kurve“ herangezogen wird. Da die Leistungsabgabe – alles andere gleich gelassen – der Rotorfläche F proportional ist, wird für den Vergleich verschiedener Standortregionen und je dafür

3.2 Windenergieproduktion an einem gegebenen Standort

45

ausgelegte Windenergieanlagen zweckmäßiger Weise von der Leistung pro Rotorfläche, kurz Flächenleistung, gemessen in W/m2 , ausgegangen. Schließlich kann man zur Charakterisierung eines Standorts und eines dort eingesetzten Anlagentyps die (mindestens verfügbare) Leistung P als Bruchteil p der insgesamt installierten Generatorleistung PNenn , also p = P/PNenn , und die Dauer in Stunden so antragen, wie in den normierten Leistung-Dauer-Linien der Abb. 3.3, 3.5 und 3.7 gezeigt. Ist eine Windenergieanlage oder ein Windpark oder die Anlagen einer ganzen Regelzone erst einmal in Betrieb, so lässt sich die zugehörige Leistung-Dauer-Kurve aus den Protokollen der Leistungseinspeisung der Anlagen a¨ hnlich ermitteln, wie die Verteilungsfunktion der Windgeschwindigkeit aus der Gesamtheit der gemessenen Werte (Abschn. 3.1). Das Verfahren wird in Kasten 3.1 beschrieben.

Kasten 3.1: Ermittlung der Leistung-Dauer-Kurve bestehender Windenergieanlagen An bestehenden Anlagen kann die Leistung-Dauer-Kurve ermittelt werden, indem die an der Sammelschiene laufend gemessene momentane Leistung, gemittelt je u¨ ber z. B. 10 Minuten, in beispielsweise 100 Intervalle von 0% bis 100% der Generatornennleistung eingeordnet und registriert wird und so die Häufigkeit des Auftretens der verschiedenen Leistungswerte bestimmt wird. Indem man die registrierten Häufigkeiten für alle Intervalle ab einer bestimmten Leistung P aufsummiert, erhält man die Häufigkeit und daraus (bei 10-Minuten-Mittelwerten mittels Division durch 6) die Dauer, d. h. die Zahl der Stunden, für die die Leistung den Wert P mindestens erreicht. P u¨ ber diese Stundenzahl t aufgetragen ergibt also genau die gesuchte Kurve, nämlich die Leistung-Dauer-Kurve, je nachdem in Gesamtleistung (kW oder MW), in Flächenleistung (W/m2 ) oder in Prozent der installierten Generatorleistung.

Ein anderes Problem ist die Prognose der Leistung-Dauer-Kurve für eine geplante Anlage an einem Standort, für den die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit, etwa gemessene oder geschätzte Weibull-Parameter, bekannt ist sowie die Leistungskurve P(v) der vorgesehenen Windenergieanlage, wie sie etwa in Abb. 2.3 vorliegt. Das in Kasten 3.2 zur Ermittlung dieser zu erwartenden FlächenleistungDauer-Kurve angegebene Verfahren lässt sich allerdings nur auf eine einzelne Anlage oder einen kleinen Windpark mit sehr homogenem Windfeld anwenden. Bei Windenergieanlagen an sehr verschiedenen Standorten erreichen die Windgeschwindigkeit und damit die Windleistung meist nicht gleichzeitig hohe Werte. Kasten 3.2: Numerische Berechnung der Flächenleistung-Dauer-Kurve Im Folgenden werden – auch für noch nicht errichtete Anlagen etwa im Offshore-Bereich – die Dauerlinien der Flächenleistung, d. h. p = P/F [W/m2 ]

46


gegen die Stundenzahl t, aus den Weibull-Parametern einer Region und den in der früheren Abb. 2.4 angegebenen Flächenleistung-GeschwindigkeitKurven p(v) der untersuchten Anlagen berechnet. Diese vom Hersteller gelieferten Kurven geben die Flächenleistung der Anlagen als Funktion der Windgeschwindigkeit v an. Die Weibull-Dichte der Geschwindigkeit mit den Parametern A und k ordnet jeder Geschwindigkeit v eine relative Häufigkeit f(v; A, k) zu. Mit dieser Häufigkeit erzeugt dann die betrachtete Windenergieanlage gemäß ihrer Leistungskurve genau die Flächenleistung p(v) = P(v)/F. Durch Diskretisierung des relevanten Geschwindigkeitsintervalls, etwa von 0 m/s bis 30 m/s, in Nviele Stützpunkte vn , n = 1 . . . N, entstehen N-viele Paare {p(vn ) := pn ; f(vn ; A, k) := fn }. Diese Paare liefern ein Diagramm der Häufigkeitsdichte der Flächenleistung a¨ hnlich der in Abb. 3.1 gezeigten Häufigkeitsdichte der Windgeschwindigkeit. Indem die Paare nach steigender Flächenleistung von p = 0 bis p = pNenn geordnet, die zugeordneten relativen Häufigkeiten fn von oben, d. h. von pNenn her, bis zu einem bestimmten pm summiert werden und diese Summe mit 8.760 h multipliziert wird, entstehen die geordneten Paare

29 pm , 8.760 ∗ fn := tm , m = 1 . . . N. n=m

Diese Zahlenpaare besagen, dass für die Dauer von tm Stunden im Jahr mindestens die Flächenleistung pm zur Verfügung steht. Die n-vielen Stützstellenpaare (pm , tm ) approximieren also den gesuchten Zusammenhang: Trägt man die Leistung nach oben und die Dauer nach rechts auf, so entsteht die Leistung-Dauer-Kurve, auch Jahresgang-Dauer-Linie genannt. Anders aufgetragen, nämlich die Dauer nach oben und die Leistung nach rechts, spricht man von einer Dauer-Leistung-Kurve (Abschn. 8.3.2). Die Leistung-Dauer-Kurven enthalten in komprimierter Form alle Angaben, die zur Beurteilung eines Standorts und einer Windenergieanlage erforderlich sind, insbesondere die für die Systemoptimierung benötigte Grenznutzenkurve. Der Hauptteil III dieses Buches ist den Optimierungsfragen gewidmet, dort findet sich in Kap. 8 die Ableitung der Grenznutzenfunktion einer fluktuierenden Energiequelle aus ihrer Leistung-Dauer-Kurve. Beispiele für die Ermittlung von zu erwartenden Leistung-Dauer-Kurven sind in den folgenden Abb. 3.3 bis 3.5 wiedergegeben. Abbildung 3.3 zeigt die Leistung-Dauer-Kurven von Einzelanlage, Windparkgruppe und deutschlandweiter Einspeisung, in denen zwecks Vergleichbarkeit nicht die naturgemäß extrem unterschiedliche absolute Leistung, sondern die auf die jeweils installierte Leistung bezogene „normierte Leistung“ P/Pnenn angetragen ist.

3.2 Windenergieproduktion an einem gegebenen Standort Abb. 3.3 Normierte Leistung-Dauer-Kurven von Einzelanlage, Windparkgruppe und deutschlandweiter Einspeisung (nach [Windenergiereport 2005, S. 64, Abb. 37])

47

p = Windleistung P pro installierte Windleistung PNenn 1,0 0,8

Einzelanlage Windpark Deutschland

0,6 0,4 0,2 0,0 0

2.000


8.000 8.760

Eine Gruppe von Anlagen, die auf einen Windpark verteilt sind, oder die Gesamtenergieproduktion der Anlagen einer ganzen Region zeigen ein deutlich anderes Verhalten als eine Einzelanlage. Die in Abb. 3.3 mit „Deutschland“ bezeichnete Kurve zeigt, dass für etwa 3.000 Stunden 20% der insgesamt in Deutschland installierten WindenergieanlagenNennleistung erreicht werden und nur für wenige Stunden etwas u¨ ber 80%. Die Kurve „Einzelanlage“ weist allerdings aus, dass an einem einzelnen guten Standort 80% der Nennleistung für immerhin 1.000 Stunden erzielt werden. Schaltet man dagegen beispielsweise 100 Einzelanlagen zu einem Windpark zusammen, so ist die Nennleistung zwar das Hundertfache der Einzelanlage, es ist aber wegen der räumlichen Inhomogenität des Windes auch bei Starkwind a¨ ußerst unwahrscheinlich, dass alle 100 Anlagen in demselben Moment mit Nennleistung fahren; deshalb fällt die Kurve „Windpark“ vom Höchstwert, nämlich der insgesamt installierten Leistung, sehr schnell ab. Dieser Effekt der Ungleichzeitigkeit gilt erst recht für alle u¨ ber Deutschland verteilten Anlagen und erklärt den Verlauf der zugehörigen Kurve und auch das langsame Auslaufen bei großen Stundenzahlen: Irgendwo in Deutschland weht fast immer genug Wind, so dass mindestens einige Turbinen anspringen. Abbildung 3.4 zeigt Leistung-Dauer-Kurven für drei verschiedene Anlagen in jeweils ganz unterschiedlich windreichen Regionen, in denen zwecks Vergleichbarkeit nicht die naturgemäß extrem unterschiedliche absolute Leistung, sondern die auf die jeweilige Rotorgröße bezogene „normierte Leistung“ pro Rotorfläche angetragen ist. Es ist auch ohne Berechnung des Integrals mit bloßem Auge zu sehen, dass die Fläche unter der „Offshore“-Kurve reichlich doppelt so groß ist wie die Fläche unter der Kurve für die Anlage im Mittelgebirge bei gleicher installierter Flächenleistung von 400 W/m2 . Diese Fläche ist aber, wie gleich im folgenden Abschn. 3.2.2 hergeleitet wird, proportional zu dem an einem bestimmten Standort mit einer bestimmtenAnlage erzielbaren Jahresenergieertrag. Deshalb können solche

48 Abb. 3.4 FlächenleistungDauer-Kurven, berechnet für drei Regionen mit je einer anderen Windenergieanlage

3 Wind als stochastische Energiequelle Windleistung P pro Rotorfläche F [W/m2] 600 500

Offshore (Repower126m/5,0MW)

400

Küste (Enercon70m/2,3MW)

300

Mittelgebirge (Enercon82m/2,05MW)

200 100 0 0

2.000


8.000 8.760

Flächenleistung-Dauer-Kurven einzelner Anlagen zur Optimierung der technischen Auslegung von Anlagen für einen bestimmten Standort dienen. Abbildung 3.5 zeigt beispielhaft die gemessene Leistung-Dauer-Kurve der Windenergieeinspeisung für die Vattenfall-Regelzone 2005–2007. Für die installierten Leistungen wurden dabei nicht die Werte am Jahresende, sondern zur Jahresmitte verwendet; damit wird sichergestellt, dass dem Jahresmittel angemessene korrekte Werte bestimmt werden. Insbesondere werden dann starke Windenergieeinspeisungen zu Jahresbeginn auch bei – wie bisher u¨ blich – starken Erhöhungen der installierten Leistung in der zweiten Jahreshälfte angemessen berücksichtigt. p = Windleistung P pro installierte Windleistung PNenn 1,0 Vattenfall 2007 Vattenfall 2006 Vattenfall 2005

0,8 0,6

Abb. 3.5 LeistungDauer-Kurven der Windenergieeinspeisung – Beispiel: VattenfallRegelzone 2005–2007 ([Vattenfall 2007]; zu installierten Windleistungen zur Jahresmitte [DEWI 2008])

Während 2.000 Stunden wurden in 2006 27% der Nennleistung der installierten Windenergieanlagen eingespeist.

0,4 0,2 0,0 0

2.000


8.000 8.760

3.2 Windenergieproduktion an einem gegebenen Standort

49

Eine Folge der Fluktuation des Windes auf allen, auch auf sehr langen Zeitskalen, zeigt sich in der Variation des jährlichen Energieertrags von einem Jahr zum anderen. Dieser Tatbestand stellt sich deutlich in den entsprechenden Leistung-Dauer-Kurven dar. Beispiel (in der Abb. 3.5 gepunktet eingezeichnet): Während 2.000 Stunden wurden in der Vattenfall-Regelzone im Jahr 2006 27% der Nennleistung der installierten Windenergieanlagen eingespeist, im windstarken Jahr 2007 aber 31%. 2005 hatte Deutschland einen Ertrag von 89% des langjährigen Durchschnitts eines Windjahres, 2006 90%, 2007 104% [BWE 2008d].

3.2.2

Jahresenergieproduktion und Volllaststunden

Abbildung 3.6 zeigt eine typische Leistung-Dauer-Kurve, in der, wie in Abb. 3.4, die auf die Rotorgröße bezogene Leistung pro Rotorfläche angetragen ist. Anhand vonAbb. 3.6 sollen Jahresenergieproduktion und Volllaststunden erläutert werden: • Es gilt bekanntlich: Energie = Leistung mal Dauer. Würde die Anlage für eine Dauer von 6.000 Stunden stets genau die Leistung von 150 W/m2 erbringen, die restlichen Stunden aber 0 W/m2 , wie in dem gepunktet in Abb. 3.6 eingezeichneten Rechteck angedeutet, so wäre die Jahresenergieproduktion pro m2 installierter Rotorfläche 6.000 h ∗ 150 Wh = 900 kWh, also gleich der Fläche des gepunkteten Rechtecks. Hängt aber wie bei der Windenergierzeugung die Dauer t von der Höhe P der Leistung ab, so gilt immer noch, dass die Fläche unter der

Abb. 3.6 FlächenleistungDauer-Kurve – schematisch

50


Dauerlinie der Flächenleistung2 die Jahresenergieproduktion Ea /F der untersuchten Windenergieanlage in kWh pro m2 Rotorfläche angibt. Für die Fläche unter der in Abb. 3.6 gezeigten Dauerlinie ergeben sich ebenfalls ungefähr 900 kWh/m2 pro Jahr. Multipliziert mit der Rotorfläche der Anlage ergibt sich die absolute Jahresenergieproduktion in kWh. • Die Jahresenergieproduktion geteilt durch die Nennleistung ergibt die Größe Volllaststunden3 . Die Zahl der Volllaststunden (immer bei Einsatz moderner Windenergieanlagen mit ihrem hohen Wirkungsgrad ermittelt) charakterisiert das Ertragspotenzial des Standorts: An heute durchaus genutzten Binnenstandorten erzielt man 1.500 Volllaststunden und mehr4 , d. h. die Jahresenergieeinspeisung ist so hoch, als ob die untersuchte Anlage dort während mindestens 1.500 Stunden ihre Nennleistung ins Netz eingespeist hätte. An guten Küstenstandorten werden 2.000 und mehrVolllaststunden erreicht. Für einen küstenfernen OffshoreStandort kann dagegen aus den FINO1-Daten auf rund 4.000 Volllaststunden geschlossen werden (Abschn. 3.2.3). ¨ • Wird die Einspeisung, etwa wegen begrenzter Ubertragungsleistung des Hochspannungsnetzes, auf eine Leistung PGrenz beschränkt, so ist die schraffierte kleine Fläche links oben in Abb. 3.6 ein Maß für die dadurch „ausgesperrte“ Energie.

3.2.3

Theoretisch versus tatsächlich zu erwartende Volllaststunden

Abbildung 3.7 zeigt beispielhaft die Leistung-Dauer-Kurve der Windenergieeinspeisung für eine simulierte Einspeisung einer Repower-126m/5MW am FINO1Standort für die Jahre 2004 bis 2007. Die zugrunde liegende WindgeschwindigkeitDauer-Kurve wurde bereits in Abb. 3.2 dargestellt. Für die Simulation wurden die Leistungsdaten der Windenergieanlage Repower-126m/5MW (Abb. 2.4) verwendet. Theoretisch werden also an einem FINO1-Standort • für 3.000 Stunden mehr als 98% der installierten Nennleistung und • für u¨ ber 5.000 Stunden mindestens 50% der installierten Nennleistung erzeugt. Die errechnete Leistung-Dauer-Kurve einer Einzelanlage kann allerdings nur unter stark idealisierenden Bedingungen auch für einen Windpark, z. B. mit insgesamt 400 MW installierter Leistung aus 80 Anlagen der 5-MW-Klasse, zugrunde gelegt werden. In dreierlei Hinsicht sind von der daraus ermittelten Grenznutzenkurve Abstriche zu machen: 8760 Also das Integral Ea /F = 1/F ∗ 0 P(t) dt[kWh/m2 ]. 3 T achenleistung von 388 W/m2 voll = Ea / PNenn ; im Beispiel von Abb. 3.6 mit einer installierten Fl¨ ergibt sich Tvoll = 2.320 h (= 900 kWh/m2 / 0,388 kWh/m2 ). 4 Bei Erh¨ ohung der Masten kann im Binnenland der Jahresenergieertrag um rund 1% pro 1 m Masterhöhung und damit auch die Zahl der Volllaststunden deutlich erhöht werden [Enercon 2008a]. 2

3.2 Windenergieproduktion an einem gegebenen Standort Abb. 3.7 Leistung-DauerKurven der Windenergieeinspeisung – Beispiel: simulierte Einspeisung einer Repower-126m/5MW am FINO1-Standort 2004–2007 (zu Windgeschwindigkeiten siehe Abb. 3.2, zur Leistungskennlinie der Repower-126m/5MW siehe Abb. 2.4)

51

p = Windleistung P pro installierte Windleistung PNenn 1,0 0,8

Während 3.000 Stunden wurden 98% der installierten Nennleistung der Windenergieanlagen eingespeist.

0,6

2007 2006 2005 2004

0,4 0,2 0,0 0

2.000


8.000 8.760

(1) Abschattung Der Parkwirkungsgrad ist kleiner als 100%, weil sich die Anlagen wechselseitig abschatten. Ein 400-MW-Windpark z. B. hat bis zu 10 hintereinander stehende Reihen von Anlagen. Die einzelnen Anlagen stehen in einem Abstand von 5 bis 10 Rotordurchmessern zur nächsten Anlage; die in Windrichtung stehenden Anlagen schatten die dahinter stehenden Anlagen ab. Bei Windgeschwindigkeiten im ungestörten Luftfeld, die deutlich oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit liegen, erhalten auch bei Abschattung die meisten Anlagen noch Nennwind und können trotz der Abschattung mit Nennleistung produzieren. Bei einem Abstand der Anlagen von 5 Rotordurchmessern resultiert für einen 400-MW-Windpark aus der Abschattung laut Modellberechnungen [dena 2008a] eine Verringerung der durchschnittlichen Leistung aller Anlagen von rund 12%, bei 7 bzw. 9 Rotordurchmessern sind es nur noch 8% bzw. 6%.

(2) Zeitversetzte Produktion Die einzelnen Anlagen produzieren bei Durchgang einer Böe zeitversetzt. Die Anlagen stehen durchschnittlich rund 1 km voneinander entfernt, einzelne Windparks mehrere Dutzend Kilometer. Bei fluktuierenden Winden produzieren die einzelnen Anlagen insbesondere bei Windgeschwindigkeiten etwas oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit zeitversetzt um einige Minuten bis zu mehreren Stunden. Leistungen bei und etwas unterhalb der Nennleistung kommen deshalb etwas seltener vor als in Abb. 3.7 gezeigt, Leistungen deutlich unterhalb der Nennleistung entsprechend häufiger. Die Effekte einer zeitversetzten Produktion können insbesondere dann bedeutend werden, wenn mehrere Windparks u¨ ber eine gemeinsame „Steckdose“ an das Netz angeschlossen werden, weil dann bei wachsenden Abständen zwischen den Windparks die zeitliche Korrelation sinkt.

52


Die Effekte können in theoretischen Modellen abgeschätzt werden. In erster Abschätzung kann vielleicht von einer Reduzierung der Einspeisung etwas oberhalb bis etwas unterhalb der Nennleistung von 5% ausgegangen werden; dieser Wert müsste noch durch detaillierte theoretische Modelle untersucht werden.

(3) Technische Verfugbarkeit ¨ Jede Anlage hat technisch bedingte Ausfallzeiten. Die technisch bedingten Nichtverfügbarkeiten von Windenergieanlagen im echten Offshore-Bereich sind noch weitgehend unbekannt und derzeit kaum abschätzbar. Insbesondere Inspektion, Wartung und Reparatur stellen bisher wegen der extrem schwierigen Wetterverhältnisse ungelöste Probleme dar. Erste Erfahrungen von küstennahen Offshore-Anlagen an der englischen Ostküste (Abschn. 9.3) deuten auf jedenfalls anfängliche Ausfallraten von weit u¨ ber 10% hin insbesondere in Starkwindzeiten, da hier nicht nur die Schadenshäufigkeit zunimmt, sondern auch die Erreichbarkeit der Anlagen deutlich eingeschränkt ist. Eine Berücksichtigung von technischen Ausfallzeiten von mindestens 10% nach erfolgreicher Anlagenerprobung erscheint angemessen. Die genaue Größe der drei Effekte ist von entscheidender Bedeutung für die Bestimmung der Leistung-Dauer-Kurve eines Windparks und kann letztlich erst nach einigen Jahren Betriebszeit genauer bestimmt werden. Die Effekte von Parkwirkungsgrad und Gleichzeitigkeit werden bei Windgeschwindigkeiten im ungestörten Luftfeld deutlich oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit von rund 14 m/s immer kleiner, der Effekt der Nichtverfügbarkeit nimmt in diesem Bereich zu, so dass sich in erster Abschätzung u¨ berproportionale Ab- und Zunahme aufheben. Geht man von einer Reduzierung von insgesamt 15% aus, was zu einer entsprechenden Verschiebung der Kurve in Abb. 3.7 nach links führt, so können am FINO1-Standort erzeugt werden: • für rund 2.500 Stunden mehr als 98% der installierten Nennleistung und • für knapp 4.500 Stunden mindestens 50% der installierten Nennleistung. Mit anderen Worten: An diesem Offshore-Standort wird eine große Windenergieanlage rund 2.500 Stunden im Jahr mit Nennleistung, weitere knapp 2.000 Stunden mit mehr als halber Nennleistung ins Netz einspeisen. Die Volllaststundenzahl liegt dann etwas unter 4.000.

3.3

Extreme zeitliche Schwankungen der Windgeschwindigkeit und der Windenergieproduktion

Die extremen zeitlichen Schwankungen der Windgeschwindigkeit auf allen Zeitskalen von Sekunden bis zu Jahren lassen sich am zeitlichen Verlauf der Energieproduktion von Windenergieanlagen an einem gegebenen Standort

3.3 Extreme zeitliche Schwankungen der Windgeschwindigkeit

53

ablesen. Beispiele hierfür zeigen die folgenden Abbildungen. Für die Planung der zukünftigen Kraftwerksstruktur, etwa für die Fragen der benötigten Regel- und schnellen Reserveenergie, sind diese in Realzeit dargestellten Fluktuationen der Windenergierzeugung im Maßstab von Stunden und Tagen entscheidend.

3.3.1

Einzelanlage versus Windpark

InAbb. 3.8 ist der 10-Minuten-Mittelwert der momentanen elektrischen Leistungsabgabe als Bruchteil der installierten Generatorleistung u¨ ber der Zeitachse an 10 Starkwindtagen aufgetragen, oben für eine Einzelanlage, unten für einen Windpark. In der oberen Kurve ist zu erkennen, dass bei einer Einzelanlage die abgegebene Leistung bei Erreichen der Generatornennleistung begrenzt, ja scharf abgeschnitten wird, entsprechend den typischen Leistung-Geschwindigkeit-Kurven der Anlagen. Der für die Elektrizitätsversorgung und den jeweiligen Netzbetreiber tatsächlich relevante Fall ist in der unteren Kurve dargestellt: das 10-Minuten-Mittel der Summe der Leistungen einer Gruppe von Windenergieanlagen, die elektrisch zu einem Windpark von in diesem Fall 72,7 MW Nennleistung zusammengeschlossen sind. Deutlich verringert ist durch die Mittelung u¨ ber einige Quadratkilometer das Ausmaß der sehr kurzfristigen Schwankungen; die Plateaus bei Erreichen der Nennleistung sind verschwunden, da offensichtlich bei einem flächenmäßig großen Windpark alle Einzelanlagen nur sehr selten ihre Spitzenleistung gleichzeitig erreichen. Dies zeigt auch, dass der Park und die einzelnen Windenergieanlagen optimal ausgelegt

Abb. 3.8 Zeitlicher Verlauf der Leistung einer Einzelanlage und einer Windparkgruppe an der Küste an 10 Starkwindtagen ([Windenergiereport 2005, S. 61, Abb. 34])

54


sind: Eine Höherdimensionierung der Generatornennleistung hätte, zumindest an diesen Starkwindtagen, kaum zusätzlichen Energieertrag erbracht. Hingegen sind die extremen steilen Anstiege und Abfälle (50% der Nennleistung in zwei bis drei Stunden) und die plötzlichen totalen Flauten von u¨ ber 24 Stunden Dauer auch in der Summenkurve und gerade in dieser Starkwindperiode vorhanden und müssen im Stromnetz durch Regel- und Ausgleichsenergie, d. h. durch schnelle Reservekraftwerke und Energiespeicher kompensiert werden. Auch verlaufen diese sehr starken, nur kurzzeitig, etwa für Stunden oder bestenfalls etwa einen Tag annähernd prognostizierbaren zeitlichen Schwankungen des Windenergieangebots ziemlich unkorreliert zu dem bekannten Tages-, Wochen- und Jahresgang der Nachfrage nach elektrischer Energie. Ein Gegenbeispiel ist Kalifornien, wo Tagesgang und Spitzenlast der Stromnachfrage stark mit dem Meer-Land-Wind der heißen Tage in der warmen Jahreszeit korreliert sind, da dann sowohl die Stromnachfrage (insbesondere für Klimaanlagen) und auch der Wind von der starken Erwärmung der kalifornischen Hochebene verursacht sind [Jarass 1976].

3.3.2

Energieproduktion aller deutschen Windkraftwerke

Solche Schwankungen werden auch dann nicht weiter ausgeglichen, wenn man den Zeitverlauf der gesamten Energieproduktion aller deutschen Windenergieanlagen in einer nicht untypischen Woche oder u¨ ber mehrere Monate betrachtet, siehe Abb. 3.9 und 3.10. Abbildung 3.9 vermittelt einen guten Eindruck von den drastischen Schwankungen des Windenergieangebots. Am 12. Mai 2008 stieg die Windenergieeinspeisung innerhalb weniger Stunden von 0,3 GW auf 2,8 GW, und fiel dann am 14. Mai wieder innerhalb eines halben Tages auf 0,2 GW. Man betrachte etwa den steilsten Abfall am 14. Mai von 1,8 GW auf 0,8 GW in nur 4 Stunden; bei annähernd konstanter Stromnachfrage musste also windbedingt Reserveenergie von 1 GW mobilisiert werden. Abbildung 3.10 zeigt den zeitlichen Verlauf der rechnerisch summierten Leistung aller von der Statistik erfassten Windenergieanlagen in Deutschland im ersten Halbjahr 2008. [GW] 3,0 2,5 2,0

Abb. 3.9 Stündliche Mittelwerte aller deutschen Windenergieanlagen – Beispiel: Mai 2008 (nach [Windenergiereport-REISI 2007])

1,5 1,0 0,5 0,0 09. Mai 10. Mai 11. Mai 12. Mai 13. Mai 14. Mai 15. Mai 16. Mai

3.3 Extreme zeitliche Schwankungen der Windgeschwindigkeit

55

[GW] 22,4 installierte Leistung am 01.01.2008 20 15 10 5 0 01. Jan

31. Jan

01. Mrz

31. Mrz

30. Apr

30. Mai

29. Jun

Abb. 3.10 Tagesmittelwerte aller deutschen Windenergieanlagen – Beispiel: Januar–Juni 2008 (nach [Windenergiereport-REISI 2007])

Dargestellt sind die Tagesmittelwerte der Leistung in GW. Selbst diese durch Mittelwertbildung und Aufsummierung bereits geglättete Abbildung vermittelt noch einen Eindruck von den seltenen scharfen Spitzen des Windenergieangebots: Nach der rechnerischen Summierung der jeweils u¨ ber einen Tag gemittelten Leistung der in 2008 in Deutschland operierenden Windenergieanlagen ergeben sich immer noch an einigen wenigen Tagen erstaunlich steile, wenngleich kurze Maxima, die 70% der installierten Leistung erreichen oder sogar momentan kurz u¨ bersteigen. Die starke Variation der Windenergieproduktion auf der langen Zeitskala, d. h. von Monat zu Monat und von Jahr zu Jahr wird deutlich in der Abb. 3.11. Die maximale Windenergieproduktion wird im Januar 2007 mit knapp 8 TWh erreicht, im Januar 2006 betrug sie nur rund 2 TWh, etwa so hoch wie im generell windschwachen Juni. Die Flächenleistung schwankt zwischen 160 W/m2 (also 40% der typischen installierten Flächenleistung von 400 W/m2 ) in ertragsstarken Monaten und nur etwa 20 W/m2 oder 5% in ertragsschwachen Monaten [neue energie 2006, S. 105]. Diese starken Schwankungen von Jahr zu Jahr müssen bei allen Betrachtungen der langfristigen Wirtschaftlichkeit von Investitionen für Windenergie berücksichtigt werden.

Abb. 3.11 Windenergieproduktion pro Monat in Deutschland 2006–2008 ([BDEW 2008])

[TWh] 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Jan Feb Mär Apr Mai Jun

2006 2007 2008

Jul Aug Sep Okt Nov Dez

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Literatur [BDEW 2008] EEG-Monatsprognosen – Prognosedaten und vorläufige Ist-Werte. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. – BDEW, Berlin, 2008. http://www.bdew. de/bdew.nsf/id/DE EEG-Monatsprognosen (abgerufen am 13.8.2008). [BWE 2008d] Statistik Center. Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabrück, 2007. http://www.wind-energie.de/de/statistiken/ (abgerufen am 3.5.2008). [dena 2008a] Integration Erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015–2020. Konsortium DEWI / EnBW TNG / E.ON Netz / EWI / ISET / RWE TSO Strom/ VE-T. Zwischenbericht. Durchgeführt im Auftrag der Deutschen Energieagentur – dena, Berlin, 13. März 2008. Abschn. 7.1.4, Parkwirkungsgrad, Abb. 7.1.5. [DEWI 2008] Ender C: Windenergienutzung in Deutschland – Stand 31.12.2007. DEWI Magazin Nr. 32, Februar 2008, S. 32–46, Deutsches Windenergie-Institut – DEWI, Wilhelmshaven. http:// www.dewi.de/dewi/fileadmin/pdf/publications/Magazin 32/05.pdf (abgerufen am 3.5.2008). [Enercon 2008a] Leistungstärkste Turbine der Welt bei Emden errichtet. In: Windblatt 07/2008, S. 6 ff. http://www.enercon.de/www/de/windblatt.nsf/vwAnzeige/5E4606B6DF14DCE4C12573 B400460FB7/$FILE/WB-0801-dt.pdf (abgerufen am 1.2.2008). [FINO 2008] FINO Datenbank – Forschungsplattformen in Nord- und Ostsee (FINO). Deutsches Windenergie Institut – DEWI, gemessen im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Projektträger PTJ, Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie – BSH, Hamburg. http://www.bsh.de/de/Meeresdaten/Beobachtungen/ Projekte/FINO/index.jsp. [Jarass 1976] Jarass L: Comparison of Saisonal and Daily Structures of Wind Energy Production and Pacific Gas & Electricity (San Francisco) Energy Production. In: Decision-Making in International Development, Subgroup Energy Sources, ed. Lusignan B, Stanford University, Cal./USA, May 1976. [Meier 2006] Meier H: Messungen von Weibull-Parametern A und k für 360 ◦ Windrose für 100 m Höhe u¨ ber Grund. Aufwind Schmack, Regensburg, 2006. [neue energie 2006] Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabrück, Heft 11/2006. [Neumann/Riedel 2006] Neumann T, Riedel V: FINO1 Platform – Update of the Offshore Wind Statistics. DEWI Magazin Nr. 28, Februar 2006, S. 60, Deutsches Windenergie-Institut – DEWI, Wilhelmshaven. http://www.dewi.de/dewi neu/deutsch/themen/magazin/28/12.pdf. [Vattenfall 2007] EEG-Anlagenstammdaten, Jahresabrechnungen, Angaben jährlich seit 2000. Vattenfall Europe Transmission GmbH, Berlin. http://www.vattenfall.de/www/trm de/trm de/ 717435eeg/717494eeg-j/index.jsp (abgerufen am 14.10.2007). [Windenergiereport 2005] Windenergiereport 2005. Institut für Solare Energieversorgungstechnik e.V. – ISET, Universität Kassel, 2006. Erscheint seit 1999 jährlich; einige Daten sind online abrufbar unter REISI, Windmonitor: http://reisi.iset.uni -kassel.de/pls/w3reisidad/www reisi page.show menu?p name=132019&p lang=ger. [Windenergiereport-REISI 2007] Windenergiereport-REISI. Institut für Solare Energieversorgungstechnik e.V. – ISET, Universität Kassel, 2007. http://reisi.iset.uni-kassel.de/pls/ w3reisiwebdad/www reisi page new.show page?page nr=353 (abgerufen am 13.08.2008).

Kapitel 4

Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

¨ Bei der Ubertragung von elektrischer Energie aus Wind kann man die Entsorgungssicherheit im o¨ ffentlichen Netz sehr viel kleiner halten als die Versorgungssicherheit der Stromverbraucher, weil man die Einspeisung der Windenergieanlagen im Netzstörfall kurzfristig zurückregeln kann im Gegensatz zur Nachfrage der ¨ Stromverbraucher. Bei einer windbedingten Erhöhung der Ubertragungsleistung des Netzes ist nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz ein Leitungsneubau nur dann wirtschaftlich zumutbar, wenn die kostengünstigeren Lösungen Netzoptimierung (z. B. durch Temperaturmonitoring) und Netzverstärkung (z. B. durch Hochtemperaturseile) nicht ausreichen. Bei einem Neubau von 110-kV-Hochspannungsleitungen sind grundsätzlich Erdkabel gegenüber Freileitungen zu bevorzugen, weil sie schneller realisierbar sind, geringere Umweltbelastungen verursachen und nicht nennenswert teurer sind. Insgesamt liegen die windenergiebedingten Netzausbaukosten auch für die Höchstspannungsfernübertragung onshore im Bereich von 10% der Investitionskosten der Windenergieanlagen. Mittelfristig ist allerdings ein aufwändiges großräumiges Verbundnetz erforderlich, das insbesondere die neuen OffshoreWindparks der Nordsee-Anrainerstaaten untereinander und mit den Verbrauchsschwerpunkten verbindet.

4.1

Stromnetze und Windenergie

Es ist Ziel der Bundesregierung, die Windenergieeinspeisung deutlich zu erhöhen, von rund 23 GW installierter Windleistung in 2008 auf u¨ ber 35 GW in 2020 (Abschn. 1.3.3; Abschn. 7.1). Für diesen massiven Ausbau der Windenergie ist wegen der starken Konzentration des Ausbaus im Norden und Osten Deutschlands und der starken Fluktuation der Windenergie eine Neukonzeption und Verstärkung des Stromnetzes erforderlich.


57

58

4.1.1

4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

¨ Trennung von Stromerzeugung, Ubertragungsnetzbetrieb und Stromverkauf

Der Zustand der Stromnetze, Zugang und Nutzung, die sich mit der Art der Stromerzeugung historisch entwickelt haben und ihre Weiterentwicklung, spielen eine zentrale Rolle für den weiteren Ausbau der Windenergie – onshore wie offshore. Für die erforderlichen Anpassungsprozesse ist von Bedeutung, dass in Deutschland die Eigentümer der u¨ bergeordneten Stromnetze im Wesentlichen (noch?) identisch sind mit den Eigentümern der Großkraftwerke auf fossiler oder nuklearer Basis. Die daraus resultierenden Probleme sind schon seit vielen Jahren Gegenstand kritischer Betrachtung [Hennicke 1985, S. 124 ff.]. Von Bedeutung ist auch die in Deutschland u¨ ber Jahrzehnte gewachsene monopolistische Struktur der Energie-, speziell der Stromversorgung auf der Grundlage eines Systems geschlossener Versorgungsgebiete und auf der Basis langjährig abgeschlossener Demarkationsverträge zwischen den Versorgungsunternehmen und ebenso langfristig abgeschlossener Konzessionsverträge zwischen den Kommunen und dem dann „zuständigen“ Versorger [Ewer 2002, S. 392 ff.]. Dieses System der Regionalmonopole unter der wohlwollenden Rechtsaufsicht der jeweiligen Bundesländer ist grundlegend durch EU-Richtlinien1 geändert worden. Die Umsetzung in Deutschland erfolgte durch eine umfassende Ablösung des alten Energiewirtschaftsgesetzes von 1935 durch das Energiewirtschaftsgesetz 1998, das seit 2005 nochmals mehrfach wesentlich neu geregelt wurde [EnWG 2008]. Dabei wurde eine eigentumsrechtliche, zumindest aber eine organisatorische Trennung von Erzeugung, Netzbetrieb und Verkauf umgesetzt („unbundling“). Mit Blick auf die Stromversorgung war und ist entscheidend, dass das Stromnetz als so genanntes „natürliches Monopol“ der Eigentümer dennoch von Dritten diskriminierungsfrei sowohl für die Einspeisung als auch für die Durchleitung genutzt werden kann. Wie problematisch die Durchsetzung entsprechender Regelungen ist, zeigten in der Folge die Auseinandersetzungen u. a. um die so genannten „Verbändevereinbarungen“ [Verbändevereinbarung 2001, VerbändevereinbarungChronik 2005]. Dieser Ansatz einer Selbstregulierung der Energiewirtschaft genügte nicht den Liberalisierungsanforderungen und wurde nicht nur von den Stromverbrauchern, sondern auch von den Wettbewerbshütern abgelehnt. Anfang 2007 legte die EU-Kommission umfangreiche Untersuchungen u¨ ber die Wettbewerbssituation im Strommarkt vor, zeigte die Wettbewerbshemmnisse auf, die zwangsläufig durch das gleichzeitige Eigentum an weiten Teilen der Erzeugung und dem Stromnetz bestehen [Linsmeier/Haman 2007], und initiierte erneut eine intensive Debatte u¨ ber die nach ihrer Meinung erforderliche eigentumsrechtliche Entflechtung („ownership unbundling“) zwischen Stromnetz und Stromerzeugung; das Europäische Parlament fasste entsprechende Beschlüsse. Seit Mitte 2008 wird

1 Erstmals durch „Richtlinie (96/92/EG) betreffend gemeinsame Vorschriften f¨ ur den Elektrizitätsbinnenmarkt“ vom 19.12.1996, aktuell durch [EU-Elektrizitätsbinnenmarkt 2003; EUStromhandel 2003]; vgl. hierzu auch [Zenke 2005, S. 5 ff.].

4.1 Stromnetze und Windenergie

59

intensiv die Gründung einer Deutschland Netz AG diskutiert, an der die bisherigen Eigentümer nur noch Minderheitsanteile halten würden.2

4.1.2 Ausbau der Stromnetze erforderlich Die Verfolgung der EU-Klimaziele und die Ausweitung des intereuropäischen Stromhandels haben Konsequenzen für die zukünftige Entwicklung der Stromnetze [EWIS 2007, www.ucte.org]: Sie müssen sowohl für die vermehrte Einspeisung fluktuierender erneuerbarer Energie (Abschn. 10.3; [Netze 2007]) als auch für verstärkten grenzüberschreitenden Stromaustausch zwischen den Mitgliedsländern ausgebaut werden. Insbesondere die Kuppelstellen zwischen den jeweiligen nationalen Stromnetzen sind Engpässe. Abhilfe soll geschaffen werden z. B. durch das Programm „Transeuropäische Netze“ oder das Projekt „DISPOWER“ (www.dispower.de). Andererseits stellt sich die Frage, wer die Netzausbaukosten für einen verstärkten europäischen Stromhandel tragen soll, die insbesondere bei einer für erforderlich ¨ gehaltenen Verkabelung neuer Ubertragungsleitungen einen beträchtlichen Umfang erreichen können. Soll z. B. momentan billiger polnischer Strom durch Deutschland nach Westeuropa transportiert werden, wäre es sicher nicht angemessen, die hierfür erforderlichen Netzausbaukosten den deutschen Stromverbrauchern aufzuhalsen. Die Windenergie spielt eine entscheidende Rolle als „Antriebsmotor“, weil sie vergleichsweise schnell ausbaubar ist und relativ kostengünstig relevante Anteile des gesamten elektrischen Energieverbrauchs in Deutschland abdecken kann, a¨ hnlich in den Niederlanden und Dänemark und anderen Nordsee- und AtlantikAnliegerländern. Bei Starkwind wird die Gesamtleistung der ins Verbundnetz einspeisenden Windenergieanlagen nach den Plänen der Bundesregierung schon 2025 etwa ein Drittel der gesamten in Deutschland installierten Kraftwerksleistung erreichen (Abschn. 1.3.2; Abb. 1.4) und bei gleichzeitiger Schwachlast, etwa am Wochenende, nachts oder in der wärmeren Jahreszeit die gesamte Stromnachfrage und mehr abdecken können. Die rasche Entwicklung der Windenergie, die schon 2008 zu einer Einspeisung bis zu einem Drittel der gesamten deutschen momentanen Stromnachfrage führte bei zukünftig weiter steigenden Anteilen, wirft völlig neue Probleme der Energieübertragung auf: • Die besten Erzeugerstandorte liegen in Deutschland weit von den Verbrauchsschwerpunkten entfernt. • Die Höhe der Erzeugung unterliegt extremen kurzfristigen und nur für kurze Zeit voraussagbaren Schwankungen. 2 Auf Druck der EU-Kommission hat E.ON-Netz Ende Februar 2008 den Verkauf seines Stromnetzes beschlossen, Mitte Juli 2008 hatten außer der kleinen Energieversorgung Baden-Württemberg die anderen drei großen Netzbetreiber RWE, E.ON und Vattenfall ihr Interesse erklärt, ihre Stromnetze in eine einheitliche Netzgesellschaft einzubringen, ggf. mit weiteren in- und ausländischen Beteiligungen, zumindest aber eine einheitliche deutschlandweite Regelzone zu organisieren.

60


Entsprechend kommen dem Stromnetz hinsichtlich Windenergie drei durchaus verschiedene Aufgaben zu: • Zum einen auf regionaler Ebene der Anschluss von Onshore-Windparks, also Gruppen von Anlagen mit typischen Gesamtleistungen von 10 MW bis 100 MW, ¨ in der Regel auf der Spannungsebene 110 kV, und die Ubertragung der Leistung, soweit sie nicht in der Region verbraucht wird, zu den nächsten Knotenpunkten des 380-kV-Fernübertragungsnetzes. Da das 110-kV-Netz insbesondere in den dünn besiedelten Küstenregionen in der Vergangenheit eher schwach ausgebaut war, sind hier Verstärkungen und in Einzelfällen auch zusätzliche Leitungen erforderlich. • Die Netzanbindung der projektierten und genehmigten großen OffshoreWindparks (Abschn. 6.3; Abschn. 10.3.2), die voraussichtlich ab etwa 2010 sukzessive mit Leistungen von jeweils 400 MW und mehr in Betrieb gehen sollen und u¨ ber Gleichstrom-See- und Erdkabel von bis zu 200 km Länge an das 380-kV-Höchstspannungsnetz angebunden werden müssen. Durch eine ¨ Anderung des Energiewirtschaftsgesetzes in § 17 (2a) sind seit Ende 2006 die Betreiber der küstennahen Höchstspannungsnetze gesetzlich verpflichtet, diese Netzanbindungen zu erstellen. • Schließlich entsteht durch die Konzentration der Windenergieerzeugung an den Küsten und in Zukunft noch mehr vor den Küsten ein deutlicher Mehrbedarf an Fernübertragungsleistung im Höchstspannungsnetz in Richtung Süden. Die Höhe der daraus resultierenden Maxima der Windenergieeinspeisung und ihre geografische Konzentration längs und vor den deutschen Küsten erfordern entsprechende Anpassungen im Bereich der Stromnetze. Diese prinzipiell anerkannte Notwendigkeit führt schon heute zu zahlreichen Konflikten und gerichtlichen Streitfällen. Widerstreitende Interessen und gegensätzliche Rechtspositionen zwischen mindestens vier Interessengruppierungen drohen die Entwicklung um Jahre zu verzögern: • Die Betreiber von Windenergieanlagen bestehen auf ihrem im ErneuerbareEnergien-Gesetz begründetenAnspruch auf Ertüchtigung des Stromnetzes, sodass erneuerbare Energien bevorzugt und ohne Beschränkung eingespeist werden können. Potenziellen Investoren für erneuerbare Energien drohen nämlich erhebliche Finanzierungsprobleme, wenn nicht die Frage der netztechnischen Einspeisung geklärt ist. • Gebietskörperschaften, Städte und Gemeinden und immer mehr Bürger widersetzen sich, z. B. in Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren einer weiteren Verdrahtung der Landschaft durch die Ausführung der Netzverstärkungen in Form von neuen Freileitungen, wie sie von den Netzbetreibern geplant und beantragt werden. • Die Netzbetreiber bestehen auf ihren Freileitungsplanungen unter Verweis auf höhere Kosten und technische Probleme beim Einsatz von Erdkabeln, obwohl diese zumindest auf der 110-kV-Spannungsebene und für Leitungslängen bis zu 30 km hinsichtlich Technik und Versorgungssicherheit den Freileitungen

¨ 4.2 Ubertragungsleistung und Versorgungssicherheit

61

gleichwertig sind und die möglichen geringen Mehrkosten durch die raschere Durchsetzbarkeit mehr als aufgewogen werden (Abschn. 4.3.2). • Die deutschen Netzbetreiber fordern den Bau von langen neuen HöchstspannungsFernübertragungsstrecken als u¨ berschwere 380-kV-Freileitungen, obwohl ihre Notwendigkeit, v. a. aber ihre Streckenführung durch teilweise besonders wertvolle Landschaften sehr umstritten ist und von der Bevölkerung und den betroffenen Gebietskörperschaften fast einhellig abgelehnt wird. Technische Alternativen, wie Hochtemperaturseile mit Temperaturmonitoring auf bestehen¨ den Trassen, Verkabelungen oder Höchstspannungs-Gleichstrom-Ubertragung ¨ (HGU) in Rohrleitungen, werden nun schrittweise angegangen, unterstützt durch in 2008 beschlossene gesetzliche Regelungen zum Netzausbau (Abschn. 6.3). Diese Konflikte sowie Kriterien zu ihrer volkswirtschaftlich optimalen Auflösung werden in Kap. 8 und schwerpunktmäßig in Kap. 10 wieder aufgegriffen. Dabei ist aber zu beachten, dass es bei der „Netzfrage“ von Beginn an nicht nur um die Integration der Windenergie ging. Mehr oder weniger verdeckt ging und geht es dabei auch um die netztechnischen Folgen der beabsichtigten Ausweitung des europäischen Stromhandels und damit verbunden die netztechnischen Folgen des beabsichtigten Zubaus vieler neuer konventioneller Kraftwerke – in Deutschland und Europa. Den Autoren kommt es vor allem darauf an, die Aspekte darzulegen, zu diskutieren und mit konstruktiven Vorschlägen zu begleiten, die auch im Wortsinn windbedingt sind.

4.2

¨ Ubertragungsleistung und Versorgungssicherheit

Zu Recht spielen Fragen der Versorgungssicherheit in der ganzen Diskussion um den erforderlichen Ausbau der Stromnetze eine wesentliche Rolle. Nicht zuletzt die Ereignisse im November 2005, wo reihenweise Strommasten im Münsterland im Netzgebiet der RWE Westfalen-Weser-Verteilnetz GmbH umknickten [Stromausfall 2005; Stromausfall 2006], und die Systemstörung am 4.11.2006, ausgelöst durch das Abschalten einer 380-kV-Freileitung u¨ ber die Ems im E.ON-Netzgebiet [Bundesnetzagentur 2007], zeigen dies in aller Deutlichkeit. Beide Ereignisse hatten nichts mit der Windenergie zu tun, sondern beruhten im ersten Fall auf einem extremen Wetterereignis, nämlich Eislast und Nassschnee auf den Leiterseilen, und auf unzu¨ reichender Abstimmung zwischen den Ubertragungsnetzbetreibern im zweiten Fall. Durch die grundsätzlich geforderte „(n-1)-Sicherheit“ beim Netzbau und das technische Regelwerk verschiedener einzuhaltender DIN-Normen ist das deutsche Stromnetz im Vergleich zu anderen Ländern relativ sicher ausgelegt.

4.2.1

Zuverlässige Versorgung von Stromverbrauchern: das (n-1)-Kriterium

Die hohe Sicherheit und Zuverlässigkeit der Stromversorgung, die den Stromkunden in Deutschland zur Verfügung steht, wird v. a. dadurch erreicht, dass eine

62


hinreichende Redundanz der technischen Einrichtungen gegeben ist, die jeden Kunden u¨ ber die Zwischenstufen des Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetzes mit dem Höchstspannungsnetz verbinden, in das die Großkraftwerke einspeisen. Für das Maß der Vielfachheit der Betriebsmittel, die eine Gruppe von Verbrauchern mit dem u¨ bergeordneten Netz verbinden, wird in der Regel das (n-1)-Kriterium angewendet: Fällt von n-vielen Betriebsmitteln, die im ungestörten Fall zur Verfügung stehen, eines durch eine Störung aus, so müssen die verbleibenden (n-1)-vielen Betriebsmittel die Stromnachfrage immer noch uneingeschränkt decken können. Der Ausfall ¨ eines Transformators oder eines Ubertragungssystems darf also zu keinen für den Verbraucher spürbaren Versorgungsunterbrechungen führen. Im Folgenden werden zur Erläuterung Beispiele aus der südthüringischen Re¨ gion verwendet. Abb. 4.1 gibt einen Uberblick u¨ ber die dort auf der Höchstspannungsebene verwendeten Leitungen.

(1) Versorgung durch eine Stichleitung: striktes (n-1)-Kriterium Zweifellos muss für Verbindungen, die nur eine Stichleitung darstellen, im Störfall durch ein zweites System die Versorgung gewährleistet sein, also das (n-1)-Kriterium strikt eingehalten werden. Beispiel: Die derzeit bestehende 2 ∗ 380-kV-Verbindung von Goldisthal u¨ ber Altenfeld nach Remptendorf ist eine Stichleitung. Das Pumpspeicherwerk Goldisthal verfügt u¨ ber Generatoren mit einer Nennleistung von gut 1 GW [Goldisthal 2007]. Die zwei Stromkreise der 2 ∗ 380-kV-Verbindung nach Remptendorf haben eine thermische Grenzlast von je 1,8 GW; damit ist die Ver- und Entsorgung des Pumpspeicherwerks Goldisthal auch bei Ausfall eines der beiden Stromkreise gesichert.

(2) Versorgung durch ein vermaschtes System: angepasstes (n-1)-Kriterium Weniger klar ist die Situation für ein vermaschtes System, z. B. die Verbindungen, die von Streumen im Nordosten nach Remptendorf im Zentrum der Abb. 4.1 führen: Durchwegs zweisystemige 380-kV-Leitungen verbinden diese zwei Umspannwerke, zum einen u¨ ber Röhrsdorf, zum andern u¨ ber Vieselbach, insgesamt also mindestens vier 380-kV-Systeme sowie 220-kV-Leitungen und angrenzende Netzmaschen. ¨ Welche Ubertragungsleistung kann durch diese vier Systeme (n-1)-gesichert transportiert werden? • Wird jede Leitung für sich betrachtet, dann wären insgesamt zwei Systeme, also ¨ eine Ubertragungsleistung von 3,6 GW (n-1)-gesichert. • Werden beide Leitungen, da Teil einer Masche, zusammen gesehen, dann ¨ wären insgesamt drei Systeme, also eine Ubertragungsleistung von 5,4 GW (n-1)-gesichert. Dabei ist die seit 2009 in die größere Masche RagowLauchstädt-Vieselbach eingefügte 380-kV-Leitung Lauchstädt-Vieselbach noch unberücksichtigt.


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Wolmirstedt Raum Magdeburg

Rogow/Spree Preilack/ Jänschwal

Raum Halle Bad Lauchstädt

Streumen 220

E.ONNetz (Hessen)

Vattenfall (Thüringen)

Pulgar

Eula

bisher 220 220

Vieselbach Mecklar

Bärwalde/ Boxberg

Eisenach

Raum Dresden

Röhrsdorf

Altenfeld

Nordböhmen

Goldisthal

Remptendorf Vattenfall (Thüringen) E.ON-Netz (Bayern) Redwitz

Mechlenreuth 380-kV-Leitung mit 2 Systemen

Oberhaid Grafenrheinfeld Raum Schweinfurt

Würgau

Bestand in Bau

Kriegenbrunn Raum Nürnberg

geplant Doppellinien: 4 Systeme

Abb. 4.1 Stromnetz in Thüringen (nach [Jarass/Obermair 2008, Abb.2.1])

Vattenfall geht für eng vermaschte Systeme von einer zulässigen Belastung von 70% der thermischen Grenzlast aller vorhandenen Stromkreise aus: „Die Belastung jedes Systems sollte grundsätzlich 50% nicht u¨ bersteigen, allerdings sind aufgrund der engen Vermaschung des Netzes auch lokale Belastungen von ca. 70% zulässig. So ist sichergestellt, dass beiAusfall eines Systems andere Systeme die Last u¨ bernehmen und kurzfristig mit 100% Auslastung betrieben werden können, bis das andere Sys¨ tem wieder einsatzfähig ist. Ubersteigt die Belastung den zulässigen Wert dauerhaft, kann die Versorgungssicherheit gefährdet sein.“ [Vattenfall 2007a]. Im genannten Beispiel wären das 70% von 7,2 GW, also rund 5 GW.

64

4.2.2


¨ Ubertragung von Windenergie durch ein vermaschtes System : modifiziertes (n-1)-Kriterium

Im o¨ ffentlichen Netz, das der Stromversorgung dient, gelten zumindest in Deutschland extrem hohe Standards der Versorgungssicherheit: Nicht nur Krankenhäuser und Industriebetriebe, sondern auch private Haushalte können damit rechnen, dass jährlich höchstens wenige Male und nur für durchschnittlich 20 Minuten pro Jahr die Stromversorgung ausfällt, abgesehen von zum Glück bisher a¨ ußerst seltenen extremen Wetterereignissen oder Schaltfehlern. Allerdings häufen sich in den letzten Jahren Netzausfälle wegen mangelnder Wartung und zunehmender Schaltfehler in den immer komplexeren Netzsystemen, verstärkt durch häufigere extreme Wetterbedingungen. Ist diese hohe Versorgungssicherheit auch für den Abtransport von Windenergie erforderlich und sinnvoll? • Die Versorgung der Verbraucher muss ohnehin wegen des stark stochastischen Anfalls der Windenergie, z. B. in Zeiten einer deutschlandweiten Windflaute, durch den konventionellen Kraftwerkspark und weitere Möglichkeiten im bestehenden Versorgungssystem sichergestellt werden. • Moderne Windenergieanlagen sind – im Gegensatz zu großen thermischen Kraftwerken – problemlos und ohne jede technische Gefährdung kurzfristig ¨ abregelbar, falls dem Netz eine Uberlastung droht. Wenn also eine wesentlich für den Windenergieabtransport genutzte Leitung tatsächlich einmal ausfällt, so a¨ ndert sich also für den Verbraucher nichts. Bei der Entsorgung, also dem großräumigen Abtransport von Windenergie, kann man also die Entsorgungssicherheit sehr viel kleiner halten als die Versorgungssicherheit. Ausschließlich für den Abtransport von Windenergie gebaute Stromleitungen brauchen nicht mit den extrem hohen Verfügbarkeiten von Versorgungsleitungen ausgelegt zu werden. Zwar fließt durch diese Leitungen u. U. aus physikalischen Gründen bei Windflaute auch Strom in entgegengesetzter Richtung zu Verbrauchern, doch würden diese Verbraucher auch ohne die zusätzlich geschaffene Leitung versorgt. D. h., für den Abtransport der Windenergie reichen Entsorgungsleitungen in einem Umfang aus, dass jedenfalls im ungestörten Regelfall die Windenergie abtransportiert werden kann. Bei einer der seltenen Netzstörungen wird dann eben die Windenergieproduktion vorübergehend heruntergefahren, ohne dass dadurch in irgendeiner Weise die Versorgungssicherheit der Stromverbraucher beeinträchtigt würde [ECOFYS 2006), S. 20]. Dies wurde vom Verband der Netzbetreiber noch 2006 energisch bestritten, der auf einem jederzeit (n-1)-gesicherten Abtransport der Windenergie beharrte [VDN 2006, S. 9, 4.4(2)]. Zusammenfassend schreibt dazu Brakelmann [Brakelmann 2006b, S. 2]: „Die Stromnetze im Europäischen Verbund werden im Allgemeinen (n-1)-sicher ausge¨ legt, was aber nicht heißen muss, dass in jede neue Trasse zwei Ubertragungssysteme ¨ gelegt werden müssen. Entscheidend ist, dass bei Ausfall eines Ubertragungssystems dessen Funktion vom Gesamtnetz u¨ bernommen werden kann. Von daher könnte für die betroffenen Trassen (n-1)-Sicherheit bei einsystemiger Ausführung auch


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dann gegeben sein, wenn die technischen und rechtlichen Voraussetzungen geschaffen werden, im Störungsfall Windenergieanlagen entsprechend der Ausfallleistung abzuschalten oder herunterzuregeln.“

4.2.3 Anschluss von Windparks an das Höchstspannungsnetz Die Betreiber von Windenergieanlagen bauen u¨ blicherweise nur eine Leitung, meist Erdkabel, zur Anbindung an den nächsten Netzknotenpunkt des o¨ ffentlichen Net¨ zes mit einer Ubertragungsleistung in Höhe der installierten Generatorleistung. Fällt diese „Entsorgungsleitung“ aus, wird der Windpark bis zum Abschluss der Leitungsreparatur abgeschaltet. Bei Leitungen an Land sind nämlich die Ausfallwahrscheinlichkeiten so niedrig und die typischen Reparaturdauern so kurz, dass im Durchschnitt nur für wenige Stunden im Jahr die Erzeugung abgeschaltet werden muss, und die Betreiber der Windenergieanlagen deshalb aus Kostengründen windparkintern und zur Anbindung der Windparks an den nächstgelegenen Verknüpfungspunkt mit dem o¨ ffentlichen Netz ausnahmslos nur Einfachleitungen bauen. Aus demselben Grund könnten auch neue, d. h. zusätzliche 110-kV-Leitungen des Netzes der o¨ ffentlichen Stromversorgung, die für den Anschluss von Windparks an das Höchstspannungsnetz erforderlich werden, grundsätzlich mit nur einem Leitungskreis (=1 System mit 3 Phasen) gebaut werden. Gerade bei Erdkabeln würde die Ausführung mit nur einem System, also drei Einzelkabel statt sechs Erdkabel für zwei Systeme, auch erhebliche Kosten einsparen, da bei Erdkabeln, im Gegensatz zu Freileitungen, zwei Systeme fast doppelt so viel wie ein System kosten. Aus Gründen des Landschaftsschutzes und wegen der erheblich geringeren Widerstände seitens der betroffenen Bevölkerung und daher rascherer Durchsetzbarkeit ist eine Erdkabelausführung in jedem Fall sinnvoll. Doch haben die Netzbetreiber bisher gerade in solchen Fällen trotz vorhersehbarer massiver Widerstände stets Freileitungen mit zwei Stromkreisen vorgesehen, die bisher meist nicht u¨ ber das Planungsstadium hinausgekommen sind. ¨ Kasten 4.1: Beispiel zur Ubertragung von Windenergie bei Starkwind Angenommen wird ein küstennaher Bereich des 110-kV-Netzes in einer Region mit einer maximalen Stromnachfrage von 120 MW, in den Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt 200 MW einspeisen: Maximale Stromnachfrage 120 MW, Niedrige Stromnachfrage 80 MW (z. B. nachts und sonntags), Windproduktion bei Starkwind 200 MW (unkorreliert mit der Last), Windproduktion bei Schwachwind 0 MW. Zur Versorgung der Stromkunden ist – unabhängig von der erst in den letzten Jahren installierten Windleistung – in diesem Netzbereich mindestens eine

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2∗120-MW-Versorgungsleitung vorhanden, da nur so die maximale Nachfrage von 120 MW (n-1)-gesichert befriedigt werden kann, selbst wenn gleichzeitig u¨ berhaupt keine Windenergieproduktion zur Versorgung der Nachfrage zur Verfügung steht. Die 200-MW-Windenergieproduktion bei Starkwind könnte also bei niedriger Nachfrage sogar (n-1)-gesichert abtransportiert werden: 80 MW werden direkt an die Verbraucher geliefert, 120 MW werden an die nächste 110/380-kV-Umspannstation zum großräumigen Weitertransport geliefert. Sobald allerdings weiter Windenergieanlagen zugebaut werden, müsste bei ¨ Uberschreiten der 200-MW-Windenergieproduktion eine kurzfristige Abschaltung eines Teils der Windenergieanlagen bei Ausfall einer der beiden Leitungen sichergestellt sein. Erst bei einem massiven weiteren Zubau von Windenergieanlagen u¨ ber 320 MW (= 2∗120 MW + 80 MW) hinaus wäre eine Netzverstärkung unabdingbar, in einem ersten Schritt z. B. durch Temperaturmonitoring und Neubeseilung mit Hochtemperaturseilen (Abschn. 4.3.1), in einem zweiten Schritt dann ggf. durch einen Leitungsneubau (Abschn. 4.3.2). Es ist bei allen Beteiligten – Windenergieanlagenbetreibern, Netzbetreibern, Aufsichts- und Genehmigungsbehörden und dem zuständigen Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit – unbestritten, dass eine möglichst ¨ umgehende Vergrößerung der zulässigen Ubertragungsleistung des 110-kV-Netzes v. a. in einigen küstennahen Gebieten unabdingbar ist für einen weiteren Anstieg der Windenergienutzung: • Zum einen zur EEG-konformen Einspeisung des Windenergieleistungsangebots von bereits arbeitenden Windenergieanlagen und damit zur Verringerung von netzbedingten Einspeiseengpässen insbesondere bei Starkwind und Schwachlast [E.ON-Netz 2006c, Tab. Erzeugungsmanagement], • zum anderen, um genehmigte Ausbauanträge und Repowering in diesen Regionen erfolgreich EEG-konform ohne netzbedingte Einspeiseengpässe realisieren zu können, • und schließlich ist eine drastische Verringerung netzbedingter Einspeiseengpässe eine notwendige Voraussetzung für weitere Ausbauplanungen in diesen Regionen. Bereits Mitte 2006 waren in den von netzbedingten Einspeiseengpässen besonders betroffenen Landkreisen Nordfriesland, Dithmarschen und Ostholstein Windenergieanlagen mit einer Nennleistung von insgesamt rund 1,5 GW am Netz, ein Zuwachs von rund 80% in nur vier Jahren [E.ON-Netz 2006d], die Ausbauplanung für Windenergie für 2010 von rund 2,7 GW Nennleistung wurde schon 2008 fast erreicht. Bis Ende 2007 ist die installierte Windleistung in Schleswig-Holstein auf 2,5 GW gewachsen (Abb. 7.2), die Gebietsschwachlast beträgt nur rund 1,2 GW, ¨ die resultierende Uberschusswindleistung von 1,3 GW muss weiträumig abgeführt werden. Obwohl die starken Zuwächse der Windenergieeinspeisung seit Längerem absehbar waren und die Pflicht der Netzbetreiber zur vorrangigen Abnahme und

¨ 4.3 Windbedingte Erhöhung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes

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¨ Ubertragung des gesamten Stroms aus erneuerbaren Energien durch das EEG bereits ¨ Mitte 2004 gesetzlich geregelt wurde, ist die Vergrößerung der Ubertragungsleistung des 110-kV-Netzes in diesen besonders betroffenen Regionen bis 2009 noch nicht in Gang gekommen. So wurde z. B. das Planfeststellungsverfahren für den Bau einer dringend benötigten 110-kV-Leitung in Nordfriesland, die den Einspeisepunkt Breklum an der Nordsee mit dem etwa 30 km entfernten 380/110-kV-Umspannwerk Flensburg verbinden soll, erst am 15.12.2005 eingeleitet. Die Leitung wurde als Freileitung beantragt, obwohl bei dieser Ausführung nach allgemeiner Einschätzung wegen der Einsprüche von Bürgern und Gemeinden mit einer Verzögerung des Baus der Leitung von vielen Jahren zu rechnen ist, wenn eine Freileitung u¨ berhaupt je durchgesetzt werden kann [Jarass/Obermair 2005b, S. 399 und die dort zitierten Belegstellen]. Die von den Betreibern der Windenergieanlagen vorgeschlagene Ausführung als Erdkabel würde das Verfahren sicher wesentlich beschleunigen, wird aber von E.ON-Netz wegen Mehrkosten der Investition nachhaltig zurückgewiesen. Die beiden anderen 110-kV-Planungen in Dithmarschen und Ostholstein sind ebenfalls als Freileitung geplant und stoßen vor Ort ebenfalls auf massive Widerstände. ¨ Zur Uberbr¨ uckung zwischenzeitlicher Engpässe im Stromnetz kann laut Erneuerbare-Energien-Gesetz auch Windenergieanlagen vorübergehend die Netzein¨ speisung verwehrt werden, um in der Ubergangszeit bis zur Umsetzung der erforderlichen Maßnahmen im Netzbereich einen weiteren Zubau von Windenergieanlagen zu ermöglichen. Diese Regelung brachte aber auch neuartige Unsicherheiten bei Planung und Betrieb von Windenergieprojekten ein, da insbesondere der Umfang der Vergütungsausfälle, die aus dem Erzeugungsmanagement herrühren, nur schwer prognostiziert werden konnten. Durch die Reform des Erneuerbare-EnergienGesetzes wurden diese Unsicherheiten beseitigt, da ab 1.1.2009 Windenergie auch dann vergütet werden muss, wenn sie wegen eines momentanen Netzengpasses nicht eingespeist werden kann [EEG 2008, § 12(1) iVm § 9(3)]. Der für das nächste Jahrzehnt geplante Aufbau zahlreicher leistungsstarker Offshore-Windparks wird jedenfalls Verstärkungen einiger 380-kV-Verbindungen insbesondere in Norddeutschland erforderlich machen. So wird in der denaNetzstudie [dena 2005a] für die Netzintegration von zusätzlich 25 GW Windenergie der Neubau von insgesamt 850 km 380-kV-Leitungen v. a. in Norddeutschland, aber auch einiger Querverbindungen in Zentral- und Süddeutschland für erforderlich erachtet. Bei dieser Abschätzung blieben allerdings – neben anderen systematischen Defiziten – die im Folgenden beschriebenen Maßnahmen zur Netzoptimierung und zur Netzverstärkung, etwa durch Temperaturmonitoring und Hochtemperaturseile, unberücksichtigt (Abschn. 10.3.4).

¨ 4.3 Windbedingte Erhöhung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes ¨ Eine Erhöhung der Ubertragungsleistung im bestehenden Netz kann auf allen Spannungsebenen je nach Bedarf in drei aufeinander folgenden Stufen von jeweils höherem Kostenaufwand erreicht werden, so wie von E.ON-Netz schon

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2006 programmatisch vorgesehen [Leitungsmonitoring 2006; Jarass/Obermair 2007; Jarass/Obermair 2008a]: • Netzoptimierung des bestehenden Systems, z. B. durch Erhöhung der verwendeten Spannung, durch Regelung des Lastflusses mittels Querregler oder durch Nutzung meist vorhandener Netzreserven durch Einsatz von Leitungsmonitoring (Abschn. 4.3.1(1)); • Netzverstärkung von bestehenden Leitungen, insbesondere bei Freileitungen, indem z. B. herkömmliche Leiterseile durch Hochtemperaturleiterseile ersetzt werden (Abschn. 4.3.1(2)), am besten in Kombination mit Leitungsmonitoring. Falls Netzoptimierung und Netzverstärkung nicht ausreichen: • Neubau einer kompletten Stromleitung (Abschn. 4.3.2); ein Neubau ist auf 110kV-Niveau im Regelfall als Erdkabel kostengünstig ausführbar zur Vermeidung langer Gerichtsverfahren mit den Anliegern von Freileitungstrassen; für den Neubau von 380-kV-Trassen gibt es seit 2009 Vorgaben zur Teilverkabelung [ELAG 2008, § 2]. ¨ Für eine Erhöhung der Ubertragungsleistung des betroffenen Stromnetzes („Netzausbau“) sollten also zuerst die kostengünstigen Möglichkeiten genutzt werden, dann erst die teureren. Dieses Prinzip war bisher schon allgemein („kostengünstig“) gesetzlich vorgegeben. Netzoptimierung vor Netzverstärkung vor Neubau ist seit 2009 nun explizit gesetzlich festgelegt [EEG 2008, § 5(4), § 9(1)].

4.3.1

Erhöhung von Versorgungssicherheit ¨ und Ubertragungsleistung ohne Netzneubau: Leitungsmonitoring und Hochtemperaturseile

Netzoptimierung, z. B. durch Behebung von Engpässen im Umspannwerk-Bereich oder durch besseres Abstimmen vorhandener Leitungssysteme wird seit Längerem in Deutschland praktiziert. Jedenfalls in Deutschland relativ neue Technologien sind das Freileitungsmonitoring sowie der Einsatz von Hochtemperaturseilen, die deshalb beide im Folgenden genauer dargestellt werden sollen [Jarass/Obermair 2008, Kap. 5 und die dort zitierte Literatur].

(1) Freileitungsmonitoring Die europäische Norm DIN EN 50182, die 2001 als Deutsche Norm die vorherige DIN 48204 ablöste, listet in ihrem informellen Teil u. a. die Dauerstrombelastbarkeitswerte für verschiedenste Leiterseilausführungen auf. Die DIN EN 50182 besteht aus einem für alle die Norm anwendenden europäischen Länder verbindlichen normativen Teil und einem von Land zu Land unterschiedlichen informellen Teil, der auf nationaler Ebene ohne langwierige Einigungsverfahren mit den anderen Staaten geändert werden kann. Damit die zulässige Seiltemperatur von typischerweise 80 ◦ C


69

und/oder der zulässige Seildurchhang in keinem Fall u¨ berschritten werden können, wurde in DIN EN 50182 die maximale Stromdichte [A/mm2 ] für einen gegebenen Seiltyp statisch für sehr hohe Lufttemperaturen bei faktischer Windstille, also für extrem seltene Bedingungen, festgelegt: • Lufttemperatur TLuft 35 ◦ C in Seilhöhe, • Windgeschwindigkeit vquer 0,6 m/s senkrecht zur Leitungsrichtung, • 100% Sonneneinstrahlung. Diese Norm musste grundsätzlich auch eingehalten werden, wenn die Wetterbedingungen eine sehr viel höhere Stromdichte und damit einen sehr viel höheren Stromtransport ohne Gefährdung der Transportsicherheit zulassen würden. Bereits 1995 wurden die unterschiedlichen Belastbarkeiten von Leiterseilen in Abhängigkeit von Lufttemperatur und Windgeschwindigkeit dargestellt und darauf hingewiesen, dass eine Windgeschwindigkeit von 10 m/s die Dauerstrombelastbarkeit unter sonst unveränderten Bedingungen fast verdoppeln würde [Handschin 1995, Tab. S. 40; Handschin 2000]. Es handelt sich also um langjährig vorhandenes Wissen, das auch den Netzbetreibern bekannt war und ist. Später wurde in detaillierten Untersuchungen der Zusammenhang zwischen Umgebungstemperatur, Windgeschwindigkeit und zulässige Leitungsbelastung untersucht, und dabei wur¨ den beträchtliche Ubertragungspotenziale festgestellt [Brakelmann 2005, Kap. 6]. Diese Abschätzungen werden durch neue Untersuchungen der dena-II-Netzstudie bestätigt, vgl. Abb. 4.2. Die für herkömmliche Leiterseile maximal zulässige Leitertemperatur von 80 ◦ C wird im gezeigten Beispiel nur bei den extremen NormWetterbedingungen von 35 ◦ C und 0,6 m/s Windgeschwindigkeit quer zum Leiterseil erreicht (Punkt 1 in Abb. 4.2). Ohne Leitungsmonitoring ist die Berücksichtigung

Leitertemperatur [°C]

90 3

1

80 70 60 50

2

40 30 50

75

100

125

150

Strom [%] 35°C 0,6m/s

20°C 0,6m/s

20°C 2,0m/s

10°C 2m/s

Abb. 4.2 Leitertemperatur in Abhängigkeit der Strombelastung für vier verschiedene Varianten der Umgebungsbedingungen ([dena 2008a, S. 151])

70


dieses Extremwerts durchaus gerechtfertigt, weil an wenigen Stunden im Hochsommer derartige Wettersituationen tatsächlich vorkommen [Jarass/Obermair 2007, S. 98, Tab. 6.10]. Sinkt die Umgebungstemperatur von 35 ◦ C auf 20 ◦ C und steigt die Windgeschwindigkeit von 0,6 m/s auf 2,0 m/s, so sinkt die Leitertemperatur von 80 ◦ C auf unter 50 ◦ C (Punkt 2 in Abb. 4.2). Die Stromstärke kann dann auf 150% der Ausgangsstromstärke erhöht werden, ohne dass die Leitertemperatur den kritischen Wert von 80 ◦ C u¨ berschreitet (Punkt 3 in Abb. 4.2). Eine Umsetzung dieser Erkenntnisse war schwierig, weil viele Netzbetreiber unsicher waren, ob Freileitungsmonitoring nicht im Widerspruch zur DIN EN 50182: 2001-12 „Leiter für Freileitungen“ stünde. Deshalb stellte am 20.09.2004 das ¨ Wirtschaftsministerium des Landes Schleswig-Holstein einen Antrag auf Anderung dieser Norm, der auf der K421-Sitzung am 10./11.11.04 mündlich von Staatssekretär ¨ W. Voigt vorgetragen und begründet wurde. Es bestand Ubereinstimmung, dass die Berücksichtigung von Klimabedingungen grundsätzlich durch die Norm abgedeckt ist [Leitungsmonitoring 2007e, S. 7]. Seitdem kann Freileitungsmonitoring zur wetterabhängigen Steuerung der zulässigen Leitungsbelastung als vereinbar mit der DIN EN 50182 gelten. ¨ Ziel des „Temperaturmonitoring“ an Freileitungen ist es, eine Uberlastung von Freileitungsseilen bei hohem Lastfluss und geringer Kühlung auszuschließen. Maßgebend für die Kühlung sind die Anströmgeschwindigkeit der Umgebungsluft ¨ und deren Temperatur. Eine durchschnittlich deutlich höhere Ubertragungsleistung der Netze kann erreicht werden durch eine von der lokalen Windgeschwindigkeit und der Umgebungstemperatur abhängigen Nutzung der vorhandenen Stromnetze statt, wie bisher, einer klimaunabhängigen Begrenzung. Hohe Windgeschwindigkeiten und damit hohe Windleistungen kommen typischerweise bei unter 10 ◦ C vor, und somit sind Freileitungen im Mittel gerade bei hoher Windenergieeinspeisung erheblich u¨ ber die Norm belastbar [Jarass/Obermair 2007, Tab. 8.1]. Nichtsdestotrotz kommt es manchmal im Sommer bei Starkwind zu sehr hohen Temperaturen von rund 30 ◦ C, durchaus in der Nähe der in der DIN-Norm für Hochspannungsleitungen berücksichtigten maximal 35 ◦ C. Deshalb ist es unabdingbar, zur temperaturabhängigen Steuerung der tatsächlichen Belastung von Hochspannungsleitungen, wenn schon nicht die Seiltemperatur, so zumindest an repräsentativen Punkten in jeder Region die Lufttemperatur zu u¨ berwachen und mit der Windenergieproduktion zu korrelieren. Besonders versorgungssicher kann diese Steuerung durch Freileitungsmonito¨ ring durchgeführt werden, also durch eine laufende Uberwachung („online“) der Temperatur der Leiterseile selbst, nicht nur der Umgebungstemperatur, was in fast allen Betriebsfällen eine weitere Erhöhung der tatsächlich u¨ bertragbaren Leistung ermöglicht [E.ON-Netz 2006e, Temperaturmonitoring 2006]. Bereits 2004 wurden alle Details der Netzoptimierung und Netzverstärkung zur Vermeidung eines Netzneubaus erläutert und ihre Auswirkungen quantifiziert [Brakelmann 2004, S. 18–23; ECOFYS 2006, Teil I, Abschn. 2.3, Tab. S. 23]. Abbildung 4.3 zeigt schematisch die Reduzierung der Einspeisebeschränkung für Windenergie durch Freileitungsmonitoring.


Windenergieeinspeisung

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verbleibende Ausperrung mit Freileitungsmonitoring mit Freileitungsmonitoring: maximale Windenergieeinspeisung bei dynamischer Belastungsgrenze

150%

ohne Freileitungsmonitoring: maximale Windenergieeinspeisung bei statischer Belastungsgrenze

100% Ausperrung ohne Freileitungsmonitoring mögliche Windenergieerzeugung Zeit

Abb. 4.3 Reduzierung der Einspeisebeschränkung für Windenergie durch Freileitungsmonitoring – Schema (nach [Leitungsmonitoring 2007e, S. 27])

¨ Dem Netzbetreiber entstehen neben der erhöhten Ubertragungsleistung weitere sicherheitstechnische und wirtschaftliche Vorteile: • erhöhte Betriebssicherheit, weil kritische Situationen rechtzeitig erkannt werden; • sofortige Erkennung von Eislast am Seil; • sichere Kontrolle des Seildurchhangs etwa bei Kreuzungen mit Straßen und Wasserwegen; ¨ • Anderung der Lastverteilung seltener erforderlich, dadurch verminderter Einsatz von Regelenergie. ¨ Freileitungsmonitoring-Systeme mit Ubertragung in die zuständige Netzleitstelle sind u. a. in den USA auf der Hoch- und Höchstspannungsebene seit Jahren im Einsatz. Eine Verstärkung der u¨ brigen Netzkomponenten, z. B. temperaturfeste Seilklemmen und entsprechende Dimensionierung und Steuerbarkeit des zulässigen Höchststroms von Schaltern, Sicherungen, Drosseln etc., ist unabdingbar zur Nutzung des Leitungsmonitorings. ¨ Auch bei 380-kV-Freileitungen ist die Ubertragungsleistung durch die thermische Grenzlast begrenzt, also durch die Stromdichte, bei der die Leiterseile sich unzulässig erwärmen würden. Deshalb ist grundsätzlich auch im 380-kV-Netz ¨ durch Temperaturmonitoring eine deutliche Erhöhung der Ubertragungsleistung in den meisten Stunden des Jahres erreichbar, soweit die u¨ brigen Komponenten des Netzes dies zulassen; andernfalls müssten Schalter, Transformatoren etc. ausgewechselt oder verstärkt werden, Maßnahmen, die auch bei Neubau einer Leitung in

72


vielen Fällen durchgeführt werden müssten [Brakelmann 2004, S. 17–23]. E.ONNetz hat entsprechend seit 2007 Vorbereitungen für Temperaturmonitoring auch bei 380-kV-Leitungen getroffen. Bei Freileitungsmonitoring von u¨ berregionalen 380-kV-Leitungen ist eine Echtzeitmessung an der Leitung für eine volle Auslastung der Leitungen bei voller ¨ Ubertragungssicherheit unabdingbar. Bei Freileitungsmonitoring durch Nutzung von Wetterstationen müssen gerade in stark bewaldeten und inhomogenen Gebieten erhebliche pauschale Sicherheitsabschläge angesetzt werden, die zwar deutlich niedriger sind als ohne Freileitungsmonitoring, aber deutlich höher als bei Freileitungsmonitoring mit Echtzeitmessung an der Leitung. Freileitungsmonitoring erhöht bei sehr langen, von den Windenergieanlagen weit ¨ entfernt stehenden 380-kV-Leitungen die Ubertragungskapazit¨ at nicht mehr so stark wie bei nahe den Windparks befindlichen 110-kV-Leitungen, weil dann starke Einspeisungen der Windenergieanlagen einerseits und Wind bzw. niedrige Temperatur entlang der gesamten Leitung andererseits deutlich geringer zeitlich korreliert sind. Im Klartext: Wenn an der Küste Starkwind bei niedrigen Temperaturen herrscht bei entsprechend hoher Windenergieeinspeisung, kann es im Einzelfall im deutschen Mittelgebirge durchaus windstill und sehr warm sein, so dass in diesem Fall durch Temperaturmonitoring keine nennenswerte Erhöhung der Fernübertragungsleistung ermöglicht werden kann. Mittlerweile liegen detaillierte Untersuchungen zu dieser wichtigen Frage vor [Lange/Focken 2008, S. 6]: „. . . die Strombelastbarkeit liegt im Mittel erheblich u¨ ber dem Normwert, wenn eine hohe Windeinspeisung vorliegt. . . . Die kritischen Abschnitte der Freileitungen („Hotspots“), bei denen lokale Effekte die Strombelastbarkeit stark mindern können, stellen einen Engpass dar, wenn die Strombelastbarkeit der gesamten Leitung erhöht werden soll. Daher liegt es nahe, ¨ mindestens für diese Abschnitte eine Uberwachung der Leiterseiltemperatur, d. h. ein Temperaturmonitoring, einzusetzen, wie es beispielsweise an einzelnen Leitungen im E.ON-Netzgebiet schon der Fall ist. Darüber hinaus wäre für Hotspots mit sehr ungünstigen Bedingungen, z. B. lange Waldschneisen mit hohem und dichtem Baumbestand, auch der Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen zu prüfen, die dauerhaft mit einer höheren Temperatur als die von der Norm vorgesehenen 80 ◦ C betrieben werden können.“

(2) Netzverstärkung durch Hochtemperaturseile Die u¨ bliche Auslegung für Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen sieht Betriebstemperaturen von etwa 75 ◦ C im Normalbetrieb und bis zu 100 ◦ C für kürzere ¨ Spitzenlasten vor. Bei Uberschreiten dieser Temperaturen werden die zulässigen Durchhänge u¨ berschritten und damit der minimale Bodenabstand nicht sicher eingehalten, v. a. aber altern die Seile, der permanente Durchhang nimmt zu, die Reißfestigkeit nimmt ab. Heute bieten die großen Hersteller Seile an, die durch Materialwahl, Aufbau und Vorbehandlung die oben genannten Temperaturen auf deutlich u¨ ber 120 ◦ C im Dauerbetrieb und auf u¨ ber 200 ◦ C für kürzere Spitzenlast steigern lassen, ohne


73

dass die Mindestabstände zum Erdboden unterschritten werden, v. a. aber ohne die Langzeitstabilität der Seile zu beeinträchtigen. Auch fast alle Hochtemperaturseile bestehen wie die Standard-Aluminium-StahlSeile (Al/St) aus einer Stahlseele, die mit einem dickeren Mantel aus vielen Aluminiumadern zu einem Seil verdrillt sind. Bei den Hochtemperaturseilen werden aber Material und Aufbau anders gewählt: • Die Seele besteht aus einem Seil aus hochtemperaturfestem Stahl, oder, für kurze Strecken, einer thermisch noch stärker belastbaren Legierung. • Der Mantel besteht aus thermisch vorbehandelten und mechanisch vorgestreckten Aluminiumadern und ist so aufgebaut, dass die mechanische Zugspannung des Seils ausschließlich von der relativ ermüdungsfreien Stahlseele getragen wird. ¨ • Der Ubergang der durch den Stromfluss im gesamten Querschnitt erzeugten Wärme an die Seiloberfläche wird optimiert, indem z. B. die einzelnen Aluminiumadern nicht als Drähte mit kreisförmigem Querschnitt ausgebildet sind, sondern mit trapezförmigem Querschnitt, so dass die Adern sich flächenmäßig berühren. Hochtemperaturseile werden seit 1969 eingesetzt [Hochtemperaturseile 2007a, S. 42]. Nach einer Befragung durch den zuständigen Verband Conseil International ´ des Grands Réseaux Electriques (CIGRE) mit Antworten von 71 Energieversorgungsunternehmen aus 15 Ländern werden bei fast 85% der Unternehmen die gängigen Al/St-Seile verwendet, aber in wachsendem Umfang in vielen Ländern auch Hochtemperaturseile. Die langjährigen Erfahrungen in einigen Ländern zeigen, ¨ dass das Seilzubehör („Armaturen“), wie Klemmen, Ubergangsverbindungen, Isolatoren und Aufhängungen, der thermischen Mehrbelastung unverändert oder mit geringfügigen Modifikationen gewachsen ist. In Japan, das mit extremer Bevölkerungsdichte und hoher Industrialisierung eine besonders hohe Dichte des Energiebedarfs bei a¨ ußerst beschränkten naturräumlichen Ressourcen aufweist, sodass neue Leitungen kaum mehr durchsetzbar sind, sind etwa 70% des Bestands an Hoch- und Höchstspannungsleitungen mit einer Gesamtlänge von 39.900 km mittlerweile mit Hochtemperaturseilen bespannt, weitere 4.000 km sind projektiert [Hochtemperaturseile 2007a, S. 32]. In den USA sind nach Schätzungen rund 10.000 km installiert [Hochtemperaturseile 2007b, Tab. 2, p. 35]. Hochtemperaturseile sind also weltweit erprobte Technologie und werden mittlerweile auch in Deutschland verstärkt eingesetzt, wie die dena-II-Netzstudie ausführt: • „Bei einem Betrieb bei 150 ◦ C können mit TACSR-Leitern bis zu 150% des Betriebsstromes eines Standard-Aluminium-Stahl-Leiters, bei 80 ◦ C betrieben, erreicht werden. TACSR-Leiter sind in Deutschland erprobt und eingesetzt.“ [dena 2008a, S. 138 f.]. • „Bei einem Betrieb bei 150 ◦ C können mit GTACSR-Leitern bis zu 150% des Betriebsstromes eines Standard-Aluminium-Stahl-Leiters, bei 80 ◦ C betrieben, erreicht werden. GTACSR-Leiter sind weltweit erprobt und eingesetzt. In Deutschland werden derzeit die ersten Leitungen mit GTACSR ausgerüstet.“ [dena 2008a, S. 140 f.].

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Bei einem möglichen Dauerbetrieb bei 150 ◦ C kann schon mit den preisgünstigeren der verfügbaren Hochtemperaturseile die Grenzlast eines 380-kVSystems von den heute zulässigen 1,8 GVA pro System auf fast 3 GVA (also auf das gut Eineinhalbfache) gesteigert werden, beim Einsatz hochfester Stähle auch mehr. Kurzzeitige Belastungen bis zu nahezu 200 ◦ C Betriebstemperatur und damit Belastungen oberhalb 4 GVA sind möglich. Die Möglichkeit einer erheblichen kurzzeitigen Zusatzbelastung ist besonders für den Abtransport von Windenergie wichtig: Im Störungsfall führen daraus resultierende erhebliche Zusatzbelastungen zu keinerlei Versorgungsproblemen, innerhalb weniger Minuten kann die Windenergieeinspeisung so reduziert werden, dass auch bei anhaltender Störung ein weiterer Störfall sicher beherrscht werden kann. Damit ist das Gesamtsystem (n-1)-sicher, auch wenn im Normalfall alle vorhandenen ¨ Leitungen voll mit Windenergie ausgelastet sind, vgl. hierzu auch die Uberlegungen zur (n-1)-sicheren Auslegung von Höchstspannungsnetzen (Abschn. 4.2). ¨ Doppelte Ubertragungsleistung bedeutet, dass durch die Leitung auch ein doppelt so starker Strom fließt; doch die Leitungsverluste steigen mit dem Quadrat der Stromstärke. Würde die bei Umrüstung einer Leitung auf Hochtemperaturseile und Leitungsmonitoring mögliche doppelte Stromstärke stattdessen auf zwei herkömmliche Leitungen verteilt, so hätten diese Leitungen jeweils ein Viertel des Verlusts der Hochtemperaturleitung, beide Leitungen zusammen also halb so viele Verluste. Anders ausgedrückt: Gegenüber zwei Leitungen mit je einfacher Stromstärke, die damit die gleiche Transportleistung aufweisen wie die Hochtemperaturleitung, hat die Hochtemperaturleitung also die doppelten Verluste. Die höheren Leitungsverluste pro u¨ bertragene Kilowattstunde, die also bei den hohen zulässigen Strombelastungen von Hochtemperaturseilen mit Freileitungsmo¨ nitoring auftreten, fallen bei u¨ berwiegender Ubertragung von Windenergie allerdings weniger ins Gewicht: Wegen der stark schwankenden Einspeisung fällt die Auslegungsleistung der Leitung nur in 20% bis 30% der Jahresstunden an. Damit treten die gerade bei Vollauslastung starken Verluste der Hochtemperaturleitung nur selten auf, ¨ und wenn sie auftreten, steht ein großes Uberangebot an Windenergie zur Verfügung, so dass keine erhöhte Produktion der konventionellen Kraftwerke und damit auch kein zusätzlicher CO2 -Ausstoß zur Kompensation der Verluste nötig ist. Die genaue Höhe des zusätzlichen Verlusts der Hochtemperaturleitung und ihr monetärer Wert kann nur für jeden Einzelfall auf der Basis der voraussichtlichen Lastdauerlinie der Leitung und der daraus resultierenden Vollverluststunden bestimmt werden, tritt aber bei u¨ berwiegendem Windenergietransport gegenüber den Vorteilen deutlich in den Hintergrund.

(3) Kostenvergleich: Optimierung und Netzverstärkung versus Netzneubau Das in den USA verwendete Hochtemperaturseil ACSS mit EHS-Stahlseele soll gut das Doppelte der herkömmlichen Al/St-Seile kosten [Jarass/Obermair 2008, Tab. 5.3, Zeile 2.1.a]. Die reinen Seilkosten der herkömmlichen Leitungen machen rund 20%


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der gesamten Investitionskosten für eine 380-kV-Leitung aus3 . Die Verdoppelung der Seilkosten für Hochtemperaturseile erhöht also die gesamten Investitionskosten der Leitung auf etwa 120% bis 125% der herkömmlichen Leitung, zusätzlich fallen für Echtzeit-Freileitungsmonitoring noch rund 10% an [Jarass/Obermair 2008, Abschn. 5.3.4]. Alles in allem resultieren gut 30% Mehrinvestitionen für eine Erhöhung der Transportkapazität um 60% bis 100%; Hochtemperaturseile kosten also pro GW weniger als die Hälfte eines Leitungsneubaus. Selbst wenn für den Einsatz solcher hochbelastbarer Spangen im Gesamtsystem zusätzliche Investitionen erforderlich sind (z. B. für Transformatoren mit Schrägregelung, neue Schalter, stärkere Drosseln etc.), so sind schon die einzelwirtschaftlichen Kosten einer solchen Netzverstärkung jedenfalls wesentlich geringer als die von Neubaustrecken. Rechnet man die sozialen Kosten der Landschaftsinanspruchnahme und die unübersehbaren Kosten jahrelanger verwaltungsgerichtlicher Auseinandersetzungen um Neubaustrecken hinzu, so bleibt unverständlich, warum Netzbetreiber in Deutschland nicht stärker den international erprobten Weg der Netzverstärkung u¨ ber Optimierung und Verstärkung der bestehenden Leitungen gehen.

4.3.2

Netzneubau: Freileitung versus Erdkabel

¨ Eine Erhöhung der Ubertragungsleistung in Schleswig-Holstein war angesichts dynamischer Entwicklungsziele für den Ausbau der Windenergie schon Ende der 1990er Jahre ins Auge gefasst worden. Der zuständige Regionalversorger SCHLESWAG AG kündigte im September 2001 den Bau von drei neuen 110-kVFreileitungen an, die in drei bis vier Jahren fertig gestellt werden sollten, mit deren Bau aber in 2008 noch nicht einmal begonnen worden ist. Dies war zugleich auch der Beginn einer bis heute andauernden höchst kontroversen Diskussion u¨ ber die technische Ausführung derartiger Leitungsverstärkungen. Nicht die Notwendigkeit der Netzverstärkungsmaßnahmen steht dabei in Frage, sondern diskutiert wird darüber, ob diese Leitungsverstärkungen nicht besser in einem ersten Schritt als kostengünstige Netzoptimierung und Netzverstärkung und dann erst als Neubau ausgeführt werden sollen, und ob ein Neubau als Freileitung oder als technisch a¨ quivalentes Erdkabel ausgeführt werden sollte. ¨ Die regionalen Ubertragungsnetze werden in Deutschland fast ausschließlich ¨ als 110-kV-Netze betrieben (Hochspannungsnetz), die u¨ berregionale Ubertragung geschieht heute immer stärker auf der 380-kV-Ebene (Höchstspannungsnetz). Für beide Spannungsebenen sind bis heute Freileitungen vorherrschend. Im 110-kVBereich werden insbesondere in sensiblen Regionen mehr und mehr auch Erdkabel eingesetzt, so wie es im Mittelspannungsbereich schon seit Langem u¨ blich ist. 3 Bei Investitionskosten von 0,7 Mio. €/km f¨ ur eine 2 ∗ 380-kV-Leitung werden als Kosten für Beseilung (Seile, Lieferung der Seile, Isolatoren und Armaturen, Seilzug, Schutzgerüste, Rollenleine etc.) 0,175 Mio. €/km angegeben [Höchstspannungsnetz 2005, S. 60]. Die reinen Seilkosten dürften damit bei etwa 0,14 Mio. €/km oder rund 20% der gesamten Investitionskosten liegen.

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Kunststoffisolierte VPE-Kabel (vernetztes Polyethylen) sind weltweit der bewährte technische Standard. Im 380-kV-Bereich hingegen sind bisher Erdkabel nur im innerstädtischen Bereich auf kurzen Strecken im Einsatz. Erfahrungen bei verschiedenen Projekten in Deutschland belegen, dass die Realisierung der Infrastrukturverbesserung in Gestalt von Freileitungsbauten im Hoch- und Höchstspannungsnetz auf erhebliche Widerstände stößt: bei den Naturschutzverbänden ebenso wie generell in der Bevölkerung. Diese Widerstände führen zu zeitlich erheblichen Verzögerungen bei der Umsetzung als notwendig erkannter Maßnahmen. Dabei muss betont werden, dass sich der Widerstand in aller Regel nicht gegen Leitungen als solche richtet, sondern gegen Freileitungen. Erdkabellösungen, die den gleichen Zweck erfüllen, werden durchweg als notwendig akzeptiert.

(1) Technische Aspekte einer Verkabelung Im Mittel- und Hochspannungsbereich bis 110 kV werden seit Jahren immer mehr Kabel mit Verlegung in innerstädtischen Tunneln oder in Kabelgräben von typischerweise 1,5 m Tiefe eingesetzt. Die Erschließung von innerstädtischen Zonen, von Neusiedlungen und von kleinen Ortschaften erfolgt ganz u¨ berwiegend mit Kabeln auf der Spannungsebene 20 kV, der „Verteilungsebene“. Dabei kommen heute ausschließlich Kabel mit Kunststoffisolierung zum Einsatz, so genannte VPE-Kabel. VPE steht für „vernetztes Polyethylen“, ein relativ preiswerter Kunststoff mit hervorragenden mechanischen (hohe Biegsamkeit) und elektrischen Eigenschaften (hohe Durchschlagsfestigkeit, geringe elektrische Verluste, geringe Alterung). Im Nieder- und Mittelspannungsbereich entstehen auch netztechnisch gegenüber Freileitungen kaum zusätzliche Probleme. Bei den u¨ berwiegend kurzen Abständen zwischen Einspeise- und Ausspeisepunkt (von einigen km bis etwa 20 km) spielen die im Folgenden v. a. für die Höchstspannungsebene diskutierten Fragen des hohen kapazitiven Belags keine wesentliche Rolle. Hinsichtlich der Investitionskosten sind Kabel bis 20 kV den Freileitungen vergleichbar, hinsichtlich Verwaltungsaufwand, Transportverlusten, Versorgungssicherheit und Akzeptanz der Anlieger der Freileitung deutlich u¨ berlegen. Erdkabel sind deshalb heute im Neubau Standard im Mittelspannungsbereich. ¨ Schon auf der 110-kV-Hochspannungsebene der Ubertragungsleitungen mit typischen Leitungslängen oberhalb von 20 km ist die Lage eine andere; zum Ver¨ gleich von Freileitungen und Kabel im Ubertragungsnetz, v. a. hinsichtlich der ¨ Ubertragung von Windenergie, sind in letzter Zeit eingehende Untersuchungen vorgenommen worden [Brakelmann 2004; Brakelmann 2005; Jarass/Obermair 2005a; Jarass/Obermair 2005b]. Das Ergebnis lässt sich in knapper Form zusammenfassen: Werden 110-kV-Kabel mit Längen u¨ ber etwa 20 km in einem vermaschten Netz parallel zu Freileitungen eingesetzt, so fließt wegen der weitaus niedrigeren Impedanz der Kabel (eine Art von „Wechselstromwiderstand“) immer der größere


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Teil des Stroms u¨ ber das Kabel und nicht u¨ ber die parallel geschaltete Freileitung. Deshalb sind je nach Struktur des Netzes in den relevanten Maschen mehr oder minder aufwändige Maßnahmen zur „Impedanz-Anpassung“, etwa durch Längsdrosseln zu treffen, u. U. sogar sehr teure Spezialtransformatoren mit Schrägregelung einzusetzen. Erst bei sehr hohem Kabelanteil in einem Netz muss eine durchgängige, aufwändige Systemumstellung zu „starrer Sternpunkterdung“ durchgeführt werden. ¨ An einem Ubergang von Freileitung zu Kabel und wieder zu Freileitung „auf ¨ freier Strecke“ entsteht meist ein hoher Aufwand für Uberspannungsschutz: Bei einem Blitzeinschlag in die Freileitung kann sich der Spannungspuls zwischen den ¨ Ubergangsstellen so aufschaukeln, dass ein Durchschlag der Isolation des Kabels ¨ ¨ wegen Uberspannung erfolgen kann. Durch Uberspannungsableiter und verstärkten Blitzschutz der Freileitung (z. B. zwei Erdseile statt einem Erdseil u¨ ber den spannungsführenden Seilen) lässt sich dieses Risiko zwar vermindern, dennoch warnen die Fachleute vor derartigen „Zwischenverkabelungen“, die die Häufigkeit und Reparaturdauer von Störungen (z. B. für das Auswechseln des „durchgebrannten“ Kabelabschnitts) erheblich erhöhen. Jede Leitung stellt einen „Kondensator“ dar, eine Art von Ladungsspeicher, der bei Wechsel- bzw. Drehstrombetrieb in der Sekunde 100 mal geladen und wieder entladen wird. Für die Höhe dieses unvermeidbaren Ladestroms, der Blindstrom genannt wird, da er keine Leistung zum Verbraucher transportiert, ist die „Kapazität“ des Kondensators maßgeblich. Diese Kapazität ist pro Längeneinheit bei einem VPE-Kabel 10 bis 20 mal größer als bei einer gleichwertigen Freileitung. Weiterhin ist bei gegebener Kapazität der Blindstrom bei 380 kV rund 3,5 mal so groß wie bei 110 kV. Ab einer so genannten „Grenzlänge“ wird der Blindstrom, der fließt, auch wenn vom Verbraucher am anderen Ende der Leitung kein Ampere abgenommen wird, ebenso groß wie der thermische Grenzstrom. Ein Kabel dieser Länge wäre also durch diesen periodischen Lade- und Entladestrom schon völlig ausgelastet und könnte nicht zusätzlich Wirkstrom transportieren. Die elektrische Energie, die während der ersten Viertelperiode des 50-Hz-Stroms von 1/200 Sekunde vom Kraftwerk in einen Kondensator, hier also das Kabel, hineinfließt, fließt allerdings in der nächsten Viertelperiode wieder heraus, wenn am Kabelende kein Verbraucher eingeschaltet ist. Deshalb ist dieser periodische Vorgang von Laden und Entladen mit keinem Energieverbrauch verbunden, außer den „Reibungsverlusten“, die beim Hin- und wieder Zurückfließen des Stroms aufgrund des elektrischen Widerstands in der Leitung selbst entstehen. Für ein Standard-110-kV-VPE-Kabel mit 240 mm2 Leiterquerschnitt beträgt die Grenzlänge ca. 190 km, der elektrische Verlust beträgt im Leerlauf etwa 3,5 MW, das ist immerhin u¨ ber 3% der thermischen Grenzleistung, die ein kurzes Kabel dieses Typs u¨ bertragen könnte [Jarass 1981, S. 171]. Bei 150 kV ist die Grenzlänge nur noch 140 km, bei 380 kV nur noch 50 km; bei größeren Querschnitten, z. B. 1.200 mm2 , noch kürzer. Beispiel: Bei 110 kV könnte ein VPE-Kabel bei z. B. 145 km Länge nur noch ¨ maximal 70% der thermischen Grenzleistung ohne Uberlastung als Wirkleistung u¨ bertragen. Auch deshalb muss bei längeren Kabelleitungen schon im 110-kVNetz alle 25 km bis 30 km der kapazitive Blindstrom durch die entgegengesetzte induktive Wirkung von Drosseln kompensiert werden, was nicht nur teuer ist,

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sondern aus technischen Gründen auf einer Strecke nicht mehrmals möglich ist, weil sonst Oberwellenresonanzen resultieren mit hohen Spannungsspitzen die – a¨ hnlich wie bei Zwischenverkabelungen – die Isolation durchschlagen können. Auch deshalb wird E.ON-Netz die Anbindung der ersten Offshore¨ ¨ vornehmen Windparks durch Hochspannungs-Gleichstrom-Ubertragung (HGU) (Abschn. 10.3.2). Die offizielle Störungsstatistik4 zeigt, dass die Versorgungssicherheit der Verbraucher durch den Einsatz von Erdkabeln nicht vermindert, sondern im Gegenteil erhöht wird: Bei heutiger Kabel- und Kabelverlegungstechnik ist, v. a. im ländlichen Bereich, in dem die windbezogenen Leitungen u¨ berwiegend verlaufen, die Störungshäufigkeit a¨ ußerst gering und die Reparaturdauer im Durchschnitt kurz genug, um Kabelleitungen versorgungssicherer als Freileitungen zu machen. Für Höchstspannungsleitungen von größerer Länge kommen zur Verlegung unter der Erde oder unter dem Meeresgrund wohl nur zwei neuartige technische Lösungen in Frage: • Bipolarkabel nach Brakelmann [Brakelmann 2006a; Brakelmann 2006b] kompensieren mit Hilfe von Spezialtransformatoren und dreimal je zwei entgegengesetzt gepolten Kabeln pro Stromkreis statt drei Einfachkabeln die kapazitiven Effekte und vermeiden damit die daraus resultierenden Probleme wie Blindstrom, extremen Kurzschlussstrom etc. ¨ (Hochspannungs-Gleichstrom-Ubertragung) ¨ • HGU in erdgebundenen gasgefüllten Stahlrohren mit Innenleiter für Spannungen von 300 kV bis 600 kV vermeiden naturgemäß die Probleme der Wechselstrom- bzw. Drehstromtechnik und können bei 600 kV wohl pro Rohrleiter etwa ebenso viel Grenzleistung u¨ bertragen wie ein Stromkreis einer typischen 380-kV-Drehstromleitung. Welche Mehrkosten sich aus einer geeigneten Verkabelung bzw. Verrohrung ergeben, wird von den erforderlichen Umplanungen und technischen Lösungen im Einzelnen abhängen. Es gibt noch wenig großtechnische Erfahrungen mit Zwischenverkabelungen von 380-kV-Leitungen in vermaschten Netzen. Bei der ¨ anstehenden Realisierung der neuen Höchstspannungsleitungen für die Ubertragung von Offshore-Windenergie wird sich zeigen, ob in besonders schützenswerter Landschaft oder nahe an Siedlungen Teilverkabelungen in Drehstromtechnik sinnvoll sind oder ob sinnvoller Weise solche Leitungen nicht besser von vorneherein als Ganzes mit Gleichstromkabeln ausgeführt werden müssen.

4

[Verfügbarkeitsstatistik 2005, S. 16–22]. Die Störungshäufigkeit von Erdkabeln ist im Mittelspannungsbereich halb so hoch wie bei Freileitungen, die Unterbrechungsdauer je Störung etwas geringer. Die so genannte „Münsterland-Störung“ durch einen großflächigen Ausfall von Freileitungsmasten wurde in dieser offiziellen Statistik nicht berücksichtigt. Sie ist „auf ein extremes Einzelereignis zurückzuführen, so dass eine Aufnahme insbesondere in einen langfristigen Kennzahlenvergleich ungerechtfertigt erscheint“. [Verfügbarkeitsstatistik 2005, S. 7].


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(2) Umweltaspekte von Freileitung versus Erdkabel Zu den umweltbezogenen Vor- und Nachteilen von Freileitung versus Erdkabel: • Offensichtlich ist die Umweltbelastung durch Erdkabel imVergleich zu Freileitungen in fast allen Fällen vernachlässigbar gering. Weder der Vogelflug noch die landschaftlich-ästhetische Qualität wird durch Erdkabel beeinträchtigt. • Ob die elektromagnetischen Felder unter Freileitungen, die bis zu einem Abstand von einigen Masthöhen messtechnisch gerade noch nachweisbar sind, irgendeine biologische Wirkung haben, ist bis heute a¨ ußerst umstritten. Fest steht jedenfalls, dass die elektromagnetischen Felder u¨ ber Erdkabeln schon im Abstand weniger Meter auf extrem niedrige Werte abgefallen sind. • Eine geringfügige Erwärmung und Austrocknung des Bodens u¨ ber einem mit Dauerstrom belasteten Erdkabel lässt sich durch geeignete Verlegung jedenfalls vermindern. Die von Bebauung, tiefwurzelnden Pflanzen und hochwachsenden Bäumen freizuhaltende Fläche ist bei Kabelausführung mit 4 m bis 6 m wesentlich schmäler als bei 110-kV-Freileitungen mit 20 m bis 40 m. In beiden Fällen muss eine Zufahrtstrasse für Reparaturen freigehalten werden. • Erdkabel haben gegenüber Freileitungen aufgrund der Wärmekapazität des umgebenden Mediums (Magerbeton und/oder Erdreich) eine für Stunden bis ¨ ¨ wenige Tage reichende Uberlastkapazit¨ at, was bei der Ubertragung der stark fluktuierenden Windenergie von besonderem Vorteil ist. Freileitungen sind gegenüber Erdkabeln in zweifacher Hinsicht höhere externe Kosten zuzuschreiben: • Durch Landschaftsbeeinträchtigungen, die v. a. in Küstenlandschaften, Erholungsgebieten und wenig industrialisierten Regionen stark ins Gewicht fallen und erheblichen Widerstand in der Bevölkerung hervorrufen; dies wiederum führt zu • langwierigen und kostenträchtigen Genehmigungsverfahren, die u¨ berdies die durch die Leitung angestrebte Einspeisung von Windenergie und den damit erzielbaren volkswirtschaftlichen Nutzen um Jahre blockieren [Jarass/Obermair 2005c, S. 49–51]. Untersuchungen zur Quantifizierung von Landschafts- und Umweltbelastungen von Freileitungen haben soziale Kosten von 0,1 Mio. €/km bis 0,3 Mio. €/km Freileitung5 je nach Bauausführung und Art der durchschnittenen Landschaft ergeben, dagegen vernachlässigbare soziale Kosten für VPE-Erdkabel, sofern sie nicht durch Naturschutz- oder Feuchtgebiete verlegt werden. Hinzu kommen weitere Vorteile der Erdkabel: Zwar ist die biologische Wirkung von Magnetfeldern, insbesondere auf den Menschen, ein Feld komplexer wissenschaftlicher Fragen mit sehr kontroversen Antworten. Gerade deshalb ist es sehr vernünftig, niedrige Grenzwerte festzulegen und generell technische Lösungen zu wählen, bei denen das Magnetfeld mit der Entfernung rasch abnimmt. Dies ist bei 5 Barwert in heutigen Preisen f¨ ur die gesamte Lebensdauer der Leitungen; zum Grundprinzip [Jarass 1989, S. 67; Apfelstedt 1996], zu den Zahlenwerten [Jarass/Obermair 2005c, S. 48/49].

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Erdkabeln, nicht aber bei Freileitungen der Fall: In einigen Metern Entfernung von der Kabeltrasse ist – bei je gleicher u¨ bertragener Leistung – das Magnetfeld eines Erdkabels schon schwächer als in etwa 100 m Entfernung von einer Freileitung. Aus den genannten Gründen erhöht sich der Druck der o¨ ffentlichen Meinung zur generellen Ausführung von Hochspannungsleitungen durch Erdkabel, v. a. auf Strecken erhöhter Umweltsensibilität. So empfahl z. B. die EU-Kommission schon im Dezember 2003 [EU 2003], an sensiblen Stellen den Leitungsbau wegen der naturschutzrechtlichen Widerstände gegen Freileitungen durch Einsatz von Erdkabeln zu beschleunigen. Zudem betonte sie für den Fall einer generellen Politik der Verkabelung die positiven Wirkungen für „. . . the likely beneficiaries: utilities, their customers, local residents and the wider community“.

(3) Wirtschaftliche Aspekte von Freileitung versus Erdkabel Seit Jahren wird sehr kontrovers diskutiert, ob der Neubau von Leitungen zu einem erheblichen Anteil mit Erdkabeln statt Freileitungen ausgeführt werden kann und soll. Bis auf wenige – innerstädtische – Ausnahmen war es in Deutschland in der Vergangenheit u¨ blich, im Hoch- und Höchstspannungsnetz den Netzausbau in Form von Freileitungen auszuführen. Erdkabel seien im Vergleich viel zu teuer und ggf. auch technisch nicht gleichwertig zu realisieren – so hieß und heißt es v. a. auf der Seite der Netzbetreiber. Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit hat die wesentlichen Argumente zu Netzausbau durch Freileitungen und Erdkabel zusammengestellt [BMU 2006a]. Die langfristigen gesamtwirtschaftlichen Kosten von 110-kV-Kabeltrassen liegen je nach lokalen Bedingungen und entsprechender Ausführung nicht wesentlich u¨ ber denen von Freileitungen [Jarass/Obermair 2007, Abschn. 3.2.2]. Hierbei spielt zusätzlich eine Rolle, dass das Planungs- und Genehmigungsverfahren für Freileitungen heute durch Einsprüche bis hin zu Gerichtsverfahren mit entsprechenden wirtschaftlichen Verlusten um Jahre verzögert wird, teilweise sogar u¨ berhaupt nicht zum Abschluss gebracht werden kann, was für Erdkabel nicht der Fall ist [Jarass/Obermair 2005a, Jarass/Obermair 2005b]. Bei den laufenden Kosten fallen ¨ neben den u¨ blichen Uberwachungsund Wartungskosten v. a. die Kosten ins Gewicht, die durch die unvermeidlichen elektrischen Verluste (Ohm scher Widerstand) der Leitungen entstehen. Diese Verluste sind stark vom mittleren Auslastungsgrad der Leitungen und von seiner zeitlichen Variation abhängig. Beim Vergleich der betriebswirtschaftlichen Kosten gehen neben den höheren Investitionskosten der Kabel ihre deutlich niedrigeren Verlustkosten wegen des bei ¨ gleicher Ubertragungsleistung um einen Faktor 3 bis 4 niedrigeren Ohm schen Widerstands mit ein. Je nach Zahl der so genannten „Vollverluststunden“ kommt man so zum Ergebnis, dass der Barwert der Kosten inklusive Betriebs- und Verlustkosten einer 2 ∗ 110-kV-Freileitung trotz der deutlich niedrigeren Investitionskosten nicht wesentlich niedriger ist als der eines zweisystemigen Erdkabels. Eine entsprechende Abschätzung des Verhältnisses der Kosten von Freileitung und Erdkabel findet sich in Tab. 4.1.

4.4 Netzanbindung der Offshore-Windparks

81

Tab. 4.1 Investitions- und Vollkosten von Erdkabeln als Vielfaches der Kosten von Freileitungen ([Brakelmann 2006a, S. 2])

Spannung 380 kV 110 kV

Investitionskosten-Faktor

Vollkosten-Faktor

1 System 2 bis 4 1,5 bis 2,0

1 System 1,5 bis 3 0,9 bis 1,8

2 Systeme 4 bis 7 2,5 bis 4,0

2 Systeme 2 bis 3,5 1,2 bis 2,5

In alle Kostenvergleiche geht ein, dass die elektrischen Verluste bei Freileitungen wegen der geringeren erforderlichen Leiterquerschnitte und des daraus resultierenden höheren elektrischen Widerstands weitaus höher sind als bei gleich leistungsfähigen Erdkabeln. Für die kalkulatorischen Verlustkosten ist es entscheidend, ob sie unter betriebswirtschaftlichen Aspekten mit den normalen Gestehungskosten des Netzbetreibers (z. B. mit 3,5 ct/kWh bis 6 ct/kWh) oder aber unter energiepolitischen Gesichtspunkten nach EEG als „verlorene Windenergie“ (z. B. mit 7,5 ct/kWh) bewertet werden [Brakelmann 2006b]. Am 12. Dezember 2007 hat der niedersächsische Landtag das „Gesetz u¨ ber die Planfeststellung für Hochspannungsleitungen in der Erde (Niedersächsisches Erdkabelgesetz)“ verabschiedet [Erdkabelgesetz 2007]. Mitte 2008 wurde von der Bundesregierung ein Energieleitungsausbaugesetz (ELAG) beschlossen [ELAG 2008], das ebenfalls explizit eine Verkabelung von 380-kV-Strecken ermöglicht und die Mehrkosten auf alle Netzbetreiber umlegt (Abschn. 6.3.3).

4.4 4.4.1

Netzanbindung der Offshore-Windparks ¨ Ubernahme der Netzanbindung ¨ durch die Ubertragungsnetzbetreiber

¨ Die Ubertragung der offshore gewonnenen elektrischen Energie muss u¨ ber Entfernungen von 100 km und mehr erfolgen. Zuerst am Meeresgrund bis zur Küste, dann weiter an Land bis zur Einspeisung in das Höchstspannungsnetz. Dabei sollen bereits nach 2012 Leistungen von mehreren GW aus den Nordseeregionen vor den Ost- und den Nordfriesischen Inseln u¨ bertragen werden. ¨ Ursprünglich bestand Ubereinstimmung darin, dass die Netzanbindung der Offshore-Windparks durch die Planer bzw. Investoren vorzunehmen und durch die festgelegte Einspeisevergütung zu finanzieren ist. Dies führte dazu, dass jedes Projekt seine eigene Netzanbindung zum Festland geplant hatte. Optimierung gab es lediglich aufgrund der naturschutzfachlich vorgegebenen Eingriffsminimierung durch eine gewisse parallele Trassierung der erforderlichen Seekabel. Das „Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz“ hat den Netzbetreibern die Netzanbindung der Offshore-Windparks als neueAufgabe auferlegt [IPlanBG 2006a; EnWG, § 17 Abs. 2a]. Damit ist erstmals eine Optimierung der Netzanbindungen der verschiedenen Offshore-Windparks möglich. Die damit verbundene Idee eines

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den Küsten vorgelagerten Netzes, an dessen Netzknoten die einzelnen OffshoreWindparks angebunden werden, kann auf dieser Grundlage nun umgesetzt werden. Wurden bei den bisherigen Planungen jeweils eigene Leitungen vom Netzknoten an Land zu den verschiedenen Offshore-Windparks vorgesehen, so ist auf der heutigen rechtlichen Grundlage die Anbindung mehrerer Offshore-Windparks u¨ ber nur eine Kabelanbindung mit deutlich höherer Kapazität zulässig und geboten. Hierdurch können nicht nur die volkswirtschaftlichen Kosten reduziert, sondern auch die Auswirkungen auf Natur und Umwelt verringert werden. ¨ Die Ubernahme der Netzanbindungskosten durch die küstenseitig anliegenden ¨ Ubertragungsnetzbetreiber führt zu einer doch beträchtlichen finanzkalkulatorischen Entlastung der Windparkprojekte in einer Größenordnung von 20% bis 25%. Diese Regelung galt ursprünglich allerdings nur für Offshore-Windparks, mit deren Errichtung bis Ende 2011 begonnen wird, sie ist 2008 bis Ende 2015 verlängert worden [EnWG 2008, § 118 (7)].

4.4.2

Umsetzung der Offshore-Netzanbindung in der Nordsee

¨ ¨ Die Ubergabe sowie Ubernahme der bisherigen Netzanbindungsplanungen durch ¨ die Ubertragungsnetzbetreiber gegen Kostenerstattung [EnWG 2008, § 17 (2a)], ¨ die konzeptionelle systemtechnische Uberpr¨ ufung und Optimierung und schließlich der Bau der Seekabelanbindungen zu den Netzknoten an Land werden in der gebotenen Geschwindigkeit nur gelingen, wenn alle Akteure zielführend miteinander kooperieren. Hierzu finden so genannte Offshore-Foren statt, auf denen die ¨ Ubertragungsnetzbetreiber zusammen mit den Windparkplanern die Umsetzung besprechen. Die Anbindung von Windparks mit installierten Leistungen von 400 MW und mehr in Entfernungen von 60 bis u¨ ber 100 km von der Küste zzgl. Anbindung an die im Hinterland liegenden 380-kV-Umspannwerke mit Gesamtlängen von 150 bis u¨ ber 200 km stellt sowohl hinsichtlich der einsetzbaren technischen Mittel als auch hinsichtlich der Kosten unvergleichlich größere Anforderungen als die vorher beschriebenen Onshore-Anbindungen. Um Leistungen dieser Größenordnung mit Seekabeln der größten gängigen Leiterquerschnitte – etwa 1.200 mm2 bis 1.600 mm2 – zu u¨ bertragen, sind jedenfalls Spannungen u¨ ber 110 kV erforderlich. In der ersten Stufe werden 150 kV verwendet, ab 2011 sollen 300 kV verfügbar sein. Für das Versuchsfeld Alpha-Ventus nördlich von Borkum (Abb. 4.4), dessen Anschluss bereits in 2008 sichergestellt sein musste, wurde allerdings durchgängig Wechselstromtechnik eingesetzt genauso wie für die beiden kleinen küstennahen Windparks Riffgat und Nordergründe. Für den Einzel-Windpark Butendiek, westlich von Sylt geplant, wird als Option eine separate Anbindung in reiner 170-kVWechselstromtechnik diskutiert bis zur Einspeisung in das 380-kV-Umspannwerk Jardelund nahe Flensburg. Bei diesen Spannungen sind herkömmliche Drehstrom-Kabel-Systeme ohne a¨ ußerst aufwändige Blindstromkompensation nur u¨ ber kürzere Distanzen verwend-


83

Abb. 4.4 Lage und Trassenverlauf des Offshore-Clusters Borkum 2 ([E.ON-Netz, 2007b])

bar (Abschn. 4.3.2(1)). Auf längeren Strecken wären mehrfach Kompensationsspulen (auf Plattformen oberhalb des Wassers?) erforderlich. E.ON-Netz schließt deshalb eine Drehstromlösung für eine längere Seeübertragung aus technischen und aus Kostengründen ausdrücklich aus und wählt eine Höchstspannungs-Gleichstrom¨ Ubertragung vom Typ HVDC. Eine Alternative wäre der Einsatz von bipolaren Drehstromkabeln [Brakelmann 2006d, Brakelmann/Jensen 2008]. Abbildung 4.4 zeigt beispielhaft Lage und Trassenverlauf des Offshore-Clusters Borkum 2, an dessen Beispiel die technische Umsetzung der Netzanbindung erläutert werden soll. Netzanbindung des Offshore-Clusters Borkum 2: • • • •

Auftragnehmer ABB als Generalunternehmer für den Leitungsbau; Auftragsvolumen u¨ ber 300 Mio. €; ¨ 400-MW-HVDC-Ubertragungssystem (HVDC Light); 155-kV-Offshore-AC-Netz zur Anbindung der Einzelanlagen an die OffshorePlattform mit AC/DC-Umformer und Schaltanlage; • Seekabel 128 km (8,4 km im Wattenmeer, Norderney und Ems), Landkabel 75 km; • 380-kV-Anschluss an das Netz der E.ON im Umspannwerk Diele; • geplante Inbetriebnahme 24 Monate nach Vertragsunterzeichnung im September 2009. Abbildung 4.5 zeigt die Netzanbindungssystematik für den Offshore-Cluster Borkum 2. Auf weiteren Offshore-Foren soll so Windpark für Windpark die Umsetzung der Netzanbindung realisiert werden.

84

4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung OWP1

OWPn Robuste Technik für den Hochseeeinsatz

Ebene 3

...

OWP-MS-Schaltanlage OWP-HS-Schaltanlage

Standardisierte Netzanbindung durch: Einhaltung der Netzanschlussregeln Übertragungssystem zur Entkopplung vom Onshore-Netz Übertragungssystem ist unabhängig vom Windenergieanlagen-bzw. Generatortyp

Ebene 2 E.ON-HS-Schaltanlage

Lange Übertragungsdistanzen möglich Flexibles und modulares Design: Verkürzte Realisierungsdauer

Ebene 1

...

E.ON-Übertragungssystem: - HVDC - HVAC

Große Bandbreite der Übertragungsleistung Hohe Zuverlässigkeit

Ebene 0

Abb. 4.5 Netzanbindung für den Offshore-Cluster Borkum 2 ([E.ON-Netz, 2007b])

4.4.3

Netzintegration der Windenergie in Europa – Europäisches Offshore-Supergrid

Die Integration großer Mengen an Windenergie gewinnt nicht nur in Deutschland, sondern auch auf europäischer Ebene immer mehr an Bedeutung [EWEA 2005; Offshore-Windenergienutzung 2007, S. 22/23]. Das liegt zum einen daran, dass das deutsche Stromnetz Teil des europaweiten UCTE-Verbundnetzes ist; zum anderen werden auch in anderen EU-Mitgliedsstaaten immer mehr Windenergieanlagen installiert. Als Folge kann ein windenergiebedingter Leistungsausgleich u¨ ber die Staatsgrenzen hinweg technisch und wirtschaftlich vorteilhaft sein. Vor der Liberalisierung der Strommärkte in Europa waren aber die Kuppelstellen, die die nationalen Netze untereinander verbinden, nur für geringe Leistungen ausgelegt. Der wachsende Stromhandel u¨ ber Ländergrenzen hinweg sowie die steigende Windenergieeinspeisung führen daher heute immer häufiger zu Netzengpässen zwischen den Staaten. Der irische Stromversorger Airtricity hat bereits vor einigen Jahren die Idee eines Europäischen Offshore-Supergrids entwickelt [Airtricity 2007]. Abb. 4.6 zeigt eine Skizze eines derartigen Netzes. Das Offshore-Supergrid basiert auf der Kombination zweier neuartiger, aber erprobter Technologien: große Offshore-Windturbinen und Hochspannungs-Gleich¨ strom-Ubertragung mit Umformern. Nach Angaben von Airtricity zeichnet sich das Offshore-Supergrid durch folgende Vorteile aus: • Das Offshore-Supergrid ist als ein unterseeisches HochspannungsleitungsNetzwerk geplant. Es könnte schlussendlich die Ostsee, die Nordsee, die Irische ¨ See, den Armelkanal, den Golf von Biscaya und das Mittelmeer umspannen.


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Abb. 4.6 Europäisches Offshore-Supergrid – voller Ausbau ([Airtricity 2007])

• Das Offshore-Supergrid dient auch als Netzkupplung zwischen den Nationalmärkten und hilft damit bei der Schaffung eines funktionierenden Elektrizitätsbinnenmarktes. Dies wird europäischen Verbrauchern in Hinsicht auf stärkeren Wettbewerb, niedrigere Preise und verbesserte Versorgungssicherheit zusätzliche Vorteile verschaffen. • Da zu jeder Zeit in das Offshore-Supergrid Strom eingespeist wird, kann im Idealfall der Bedarf der einzelnen Länder kontinuierlich gedeckt werden. Das Offshore-Supergrid wandelt den Wind also in eine kontinentale Ressource um, und ermöglicht es allen Mitgliedsstaaten an dieser enormen Energieressource zu ihrem gegenseitigen Vorteil teilzuhaben. Dies wird von den Mitgliedsstaaten durch Zusammenarbeit in der Nutzbarmachung ihrer gemeinsamen Windressourcen und die Umwandlung dieses kostenfreien Energierohstoffs in eine verlässliche und vorhersehbare Stromquelle erreicht. • Schließlich kann mittels des europaweiten Offshore-Supergrids auch die Speicherkapazität von sehr großen Wasserkraftwerken, beispielsweise in Norwegen, zur Bereitstellung von Reserveleistung für die Windenergie genutzt werden. Die Umsetzung einer Verbindung zwischen Offshore-Windenergie und großen Speicherkraftwerken in den Alpen und mittelfristig auch in Norwegen mittels einer ¨ ¨ wurde vom WirtschaftsminisHöchstspannungs-Gleichstrom-Ubertragung (HGU) ter des Landes Schleswig-Holstein bereits 2007 vorangetrieben. Auf der Basis eines ¨ 2008a; kritisch hierzu HGU ¨ 2008c] von ihm in Auftrag gegebenen Gutachtens [HGU schlug er vor, dass Bund und Länder gemeinsam in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur die netztechnischen und wirtschaftlichen Fragen weiter abklären und das weitere Vorgehen, insbesondere zur Federführung und weiteren gutachterlichen Un¨ 2008b]. In mehreren terstützung seitens der Bundesregierung vereinbaren [HGU

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Sitzungen der beteiligten Länder- und Bundesministerien wurde klargestellt, dass die im Gutachten vorgeschlagene Beschränkung einer solchen Leitungsverbindung nur auf den Austausch von Windenergie aus Schleswig-Holstein und Wasserenergie aus der Schweiz nicht adäquat ist, sondern vielmehr eine Verbindung zwischen einem Einspeisepunkt nahe der Nordsee und einem Auspeisepunkt in Süddeutschland als erster Schritt sinnvoll erscheint. Im September 2008 legte Greenpeace eine detaillierte Studie zu den Möglichkeiten und Grenzen einer Vernetzung der Windenergie in Westeuropa vor [Greenpeace 2008]. Das Konzept von Greenpeace sieht ein Verbundnetz von Offshore-Windparks vor, das sich u¨ ber die sieben Nordsee-Anrainerstaaten Großbritannien, Frankreich, Deutschland, Belgien, Niederlande, Dänemark und Norwegen erstrecken soll. Das Netz wird in die u¨ brige Stromversorgung integriert. So können windschwächere Perioden durch andere Energiequellen ausgeglichen werden, beispielsweise durch die Wasserkraft in Norwegen. Insgesamt soll die Netzlänge etwa 6.200 km betragen. Die Kosten werden sich dabei auf 15 Mrd. € bis 20 Mrd. € belaufen; eigentlich eine große Summe, bezogen auf die gewonnene Energie und die Erhöhung der Gleichmäßigkeit jedoch nicht u¨ bermäßig groß. Gerade die Einspeisung großer Mengen an Strom aus Offshore-Windenergieanlagen wird erheblichen Einfluss auf die Leistungsflüsse im Verbundnetz der UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) haben. Vor dem Hintergrund aktueller Ausbauszenarien für die On- und Offshore-Windenergie in den einzelnen EU-Mitgliedsstaaten hat der Verband der europäischen Netzbetreiber ¨ (ETSO) zusammen mit der UCTE und den nationalen Ubertragungsnetzbetreibern Anfang 2006 die Arbeit an der European Wind Integration Study (EWIS) aufgenommen und Anfang 2007 einen ersten Bericht veröffentlicht [EWIS 2007]. Die EWIS-Studie untersucht technische und regulatorische Fragestellungen, die mit der Netzintegration von erneuerbaren Energien, v. a. der Windenergie, bis zum Jahr 2015 im Zusammenhang stehen. Das Ziel der weiteren Arbeiten ist es, kurzfristig ¨ die von den Ubertragungsnetzbetreibern erkannten Schwierigkeiten bei der Netzintegration der Windenergie zu u¨ berwinden und langfristig ein europaweit abgestimmtes Konzept zu entwickeln.

Literatur [Airtricity 2007] Vorschlag für ein Europäisches Offshore Supergrid. Airtricity, Ireland, undatiert, ca. 2007. http://airtricity.com/ireland/media cter/documents forms/corporate documents/ Supergrid% 20V1.4%20(printed).pdf. [Apfelstedt 1996] Apfelstedt G, Jarass L, Obermair G M: Die Umweltverträglichkeitsprüfung von Hochspannungsleitungen. In: Handbuch der Umweltverträglichkeitsprüfung (HdUVP), Storm P-C und Bunge Th (Hrsg.), Schmidt-Verlag Berlin Bielefeld München, 19. Lieferung, V/1996. [BMU 2006a] Netzausbau durch Freileitung und Erdkabel. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, September 2006. [Bundesnetzagentur 2007] Bericht der Bundesnetzagentur (BNetzA) zum Stromausfall vom 4. November 2006, Abschnitt Rechtsprechung und Gesetzgebung. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen (et), Düsseldorf, Heft 5/2007, S. 107 f.

Literatur

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Teil II

Windenergieausbau

In diesem Teil II wird zuerst das Erneuerbare-Energien-Gesetz als Maßnahme zur systematischen Berücksichtigung von externen Kosten erläutert (Kap. 5). Anschließend werden die für den Windenergieausbau erforderlichenVerwaltungsverfahren vorgestellt (Kap. 6). Schließlich werden die derzeitige und die zukünftige Windenergieerzeugung in Deutschland, Europa und weltweit beschrieben (Kap. 7).


Kapitel 5

Systematische Berucksichtigung von externen ¨ Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz mit seinen Kernregelungen der festen Einspeisevergütungen und der Abnahmeverpflichtung des erzeugten Stromes ist o¨ konomischer Garant für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien. Angesichts der Verhältnisse in der deutschen Stromwirtschaft mit dem massiven Angebotsdruck eines oligopolistisch organisierten und weitgehend abgeschriebenen Großkraftwerksparks war und ist dieser Ansatz des Gesetzgebers ohne ernsthafte Alternative. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz hat sich mittlerweile zum Exportschlager entwickelt, a¨ hnliche Gesetze wurden in vielen Ländern eingeführt, die ebenfalls den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben wollen. Die garantierte Einspeisevergütung für Windenergie liegt schon heute deutlich unter den dadurch vermiedenen volkswirtschaftlichen Kosten fossiler Energieerzeugung, in denen neben den weiter steigenden Brennstoffkosten v. a. die externen Kosten durch CO2 - und Schadstoffemissionen bewertet werden müssen. Der ge¨ plante Ubergang von fester Einspeisevergütung und Abnahmeverpflichtung hin zum Verkauf der Windenergie an der Strombörse ist ebenso risikoreich wie die Einführung eines Quotensystems: Eine reine Börsenvergütung würde Windenergie im Mittel weit unter ihrem gesamtwirtschaftlichen Nutzen vergüten und zukünftig den Zubau von Windenergieanlagen unwirtschaftlich machen, wie das Beispiel Dänemark zeigt.

5.1

Berucksichtigung der externen Kosten ¨ der konventionellen Stromerzeugung

Beherrschendes Ziel der anstehenden großen Transformation des Energiesystems ¨ ist die drastische Verringerung des Einsatzes der fossilen Energieträger Kohle, Ol und Erdgas zugunsten der erneuerbaren Energien. Die langfristigen Perspektiven werden hierbei so eingeschätzt, dass erneuerbare Energien bis 2050 die Hälfte der gesamten Energieversorgung (Strom-, Wärme- und Kraftstoffmarkt) und zwei Drittel der Stromversorgung bestreiten können [BMU 2006d].


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94

5 Systematische Berücksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

Für eine solche Neuausrichtung der Energietechnik und Energiewirtschaft gibt es drei parallel gerichtete zwingende Ursachen: • Eine massive Reduktion der CO2 -Emissionen ist zur Verlangsamung des bedrohlichen Klimawandels unabdingbar. • Ebenso dringend sollten die durch andere Luftschadstoffe aus fossiler Energie verursachten Gesundheits- und Materialschäden sowie land- und forstwirtschaftliche Ertragsverluste weiter erheblich verringert werden. • Die Endlichkeit der Vorräte und die geopolitische Lage führen zu einem immer weiteren Anstieg der fossilen Energiepreise und damit zu wachsender wirtschaftlicher Instabilität; die Abhängigkeit v. a. von Erdöl, Erdgas und auch Kohle muss deshalb entscheidend verringert werden. Die genannten schädlichen Wirkungen, die durch den Umbau des Energiesystems vermieden werden sollen, oder – weil eher abschätzbar – die Aufwendungen, ¨ die zu dieser Vermeidung erforderlich sind, werden von Okonomen als „externe Kosten“ oder gleichbedeutend als „soziale Kosten“ des Energiesystems bezeichnet und monetär zu beziffern versucht. Der Begriff „externe Kosten“ verweist darauf, dass solche Kosten in der unmittelbaren Wirtschaftsbeziehung weder beim Hersteller oder Lieferanten noch beim Käufer des fraglichen Gutes, im hier relevanten Fall also beim Käufer und Nutzer einer Energiedienstleistung [Jarass 1988], anfallen. Sie belasten vielmehr einen dazu u¨ berwiegend „externen“ Kreis von Betroffenen, etwa die „Allgemeinheit“, im Fall des Klimawandels letztlich die gesamte Biosphäre. 2006 wurde im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit eine umfassende Untersuchung zu den externen Kosten der Stromerzeugung vorgelegt [Krewitt/Schlomann 2006]. Obwohl die zitierten Abschätzungen für die externen Kosten der Schäden der Emission einer Tonne CO2 extrem weit zwischen 15 €/to und 280 €/to auseinanderklaffen bei einem zentralen Schätzwert von 70 €/to, geben die Autoren doch einen Konsens an u¨ ber den Mindestbetrag an externen Kosten, den man der Erzeugung einer Kilowattstunde elektrischer Energie aus fossilen Energieträgern zuschreiben muss: 6 ct/kWh bis 8 ct/kWh bei Erzeugung aus Kohle, 3 ct/kWh aus modernen Gaskraftwerken. Hierbei sind v. a. die Klimaschäden berücksichtigt, weitere noch unzureichend quantifizierbare Kosten kommen hinzu. Demgegenüber werden die externen Kosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien mit weniger als 0,5 ct/kWh sehr niedrig abgeschätzt (Abschn. 8.1). Seit Pigou vor 100 Jahren den Begriff der externen Kosten eingeführt hat und Kapp dazu in den 1950er Jahren umfangreiches empirisches Material vorgelegt hat, gilt die „Reinternalisierung“ dieser Kosten als geeignete Maßnahme ein volkswirtschaftliches Optimum zu erreichen [Obermair/Jarass 2006]. Reinternalisierung der externen Kosten bedeutet die Setzung solcher Rahmenbedingungen, dass der Teil der Kosten einer wirtschaftlichen Aktivität, welcher derzeit als soziale Kosten einer ¨ anonymen Offentlichkeit aufgebürdet ist, nun wieder den Akteuren dieser unmittelbaren Wirtschaftsbeziehung als den Verursachern monetär zurechenbar angelastet wird.

5.1 Berücksichtigung der externen Kosten der konventionellen Stromerzeugung

5.1.1

95

Förderung der erneuerbaren Energien

Die Förderung der erneuerbaren Energien – bisher im Wesentlichen beschränkt auf den Strommarkt – erfolgt auf verschiedenen Ebenen. Wie die bisherigen Ausführungen gezeigt haben, spielen dabei v. a. ordnungspolitische Maßnahmen in verschiedenen Rechtsbereichen eine wichtige Rolle. Aber nicht von ungefähr wird in der o¨ ffentlichen Diskussion um die Erfolge der erneuerbaren Energien in Deutschland stets auf das Erneuerbare-Energien-Gesetz Bezug genommen. Es liegt auf der Hand, dass in marktwirtschaftlich verfassten Gesellschaften die finanziellen Rahmenbedingungen eine herausragende Rolle spielen. Dies war im ¨ Ubrigen schon in den Monopolzeiten der Stromversorgung so. Es stellt sich die Frage, ob z. B. ohne die monetär wirksamen Sonderregelungen der Rückstellungspraxis, wie der Begrenzung der Versicherungspflicht, jemals in Deutschland ein Atomkraftwerk errichtet worden wäre. Der u. a. im Zusammenhang mit der Wettbewerbsentwicklung abgeschaffte „Kohlepfennig“ ist ein weiteres Beispiel gezielter finanzieller Eingriffe in das Marktgeschehen. Diese historische Entwicklung ist auch insoweit von Bedeutung, weil sie in Deutschland zu einem faktischen Erzeugungsmonopol auf der Basis fossil oder atomar betriebener Großkraftwerke geführt hat. Unter Marktgesichtspunkten entstand insoweit das Problem, dass jede neue Stromerzeugungsanlage stets gegen einen weitgehend abgeschriebenen Großkraftwerkspark konkurrieren musste. Damit ist schon seit vielen Jahren klar, dass ohne politische Eingriffe in das Marktgeschehen die Implementierung erneuerbarer Energien von vornherein ohne jede Chance war – es sei denn als individueller teuer bezahlter Spaßfaktor. Deshalb wurden im Verlauf der Jahre Gesetze erarbeitet für den Vorrang erneuerbarer Energien als wirkungsvolles und effizientes Instrument zum Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien auf dem Weg zu einem nachhaltigen Energiesystem. Zur Verringerung der volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung werden auch ihre langfristigen externen Effekte berücksichtigt. Darüber hinaus soll ein Beitrag zur Vermeidung von Konflikten um fossile Energieressourcen geleistet sowie die Weiterentwicklung der Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien gefördert werden. Die schrittweise eingeführten Kernelemente der im Folgenden beschriebenen Gesetze sind: • der vorrangige Anschluss von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas an die Netze der allgemeinen Elektrizitätsversorgung; ¨ • die vorrangige Abnahme und Ubertragung dieses erneuerbar erzeugten Stroms; • eine für in Betrieb genommene Anlagen in der Regel u¨ ber 20 Jahre konstante, an den Kosten orientierte Vergütung dieses Stroms durch die Netzbetreiber; • der bundesweite Ausgleich der abgenommenen Strommengen und der entsprechenden Vergütungssummen; • die Weitergabe der Differenzkosten für Strom aus erneuerbaren Energien an die Endverbraucher.

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5.1.2

Zum Charakter des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und der Rolle der Förderinstrumente

Das Stromeinspeisungsgesetz von 1991 und das Erneuerbare–Energien-Gesetz von 2000 waren stets erheblichen Angriffen hinsichtlich ihrer verfassungs- wie europarechtlichen Konformität ausgesetzt. In einer ganzen Reihe von Verfahren bis zum BVerfG/BGH einerseits und dem EUGH andererseits ist die Sache eindeutig entschieden [Ewer 2002, S. 405 ff.]. Danach handelt es sich bei beiden Gesetzen weder um eine – womöglich gar ungerechtfertigte – Subvention oder Beihilfe noch um eine verfassungsrechtlich bedenkliche Einschränkung von Eigentum (Art. 14 GG) oder Berufsausübungsfreiheit (Art. 12 GG). Dies zu betonen, erscheint v. a. deswegen erforderlich, weil der in der o¨ ffentlichen Debatte oft erhobene Vorwurf der „teuren Subvention“ nicht nur die Bereitschaft hemmt, aktiv zum Klimaschutz beizutragen, sondern auch den Blick auf den tatsächlich fortschrittlichen Charakter des EEG als o¨ kologisch wie o¨ konomisch wirksames Umweltgesetz moderner Art verstellt: In den ersten Verfahren Mitte der 1990er Jahre wurde gegen das Stromeinspeisungsgesetz von 1991 das Argument der Unverhältnismäßigkeit ins Feld geführt und auch vorgetragen, dass die Energieversorgungsunternehmen für den verdrängten Strom z. B. aus Kohlekraftwerken eine Entschädigung erhalten müssten. Hinsichtlich der Frage der Verhältnismäßigkeit entstand daraufhin die gefestigte Rechtsmeinung, dass das Stromeinspeisungsgesetz erstens in die Gestaltungsfreiheit des Gesetzgebers falle und zweitens die Unverhältnismäßigkeit erst dann in Betracht zu ziehen sei, wenn etwa das Energieversorgungsunternehmen Gefahr liefe, aufgrund des Stromeinspeisungsgesetzes Konkurs anmelden zu müssen. Die hierin liegende Ironie wurde zugespitzt durch den kolportierten Satz eines Richters in Richtung Energieversorgungsunternehmen: „Meine Herren, der Sinn des Gesetzes liegt darin, dass sich etwas a¨ ndert!“ Hinsichtlich des allgemein sehr negativ besetzten Vorwurfes der Subvention ist festzuhalten: Das EEG regelt im Kern die Rechtsbeziehungen zwischen Privaten, indem es die Netzbetreiber zur Aufnahme des von den Betreibern produzierten Stroms aus erneuerbaren Energien verpflichtet. Eine Subvention oder Sonderabgabe ¨ würde monetäre Transfers von der oder zu der Offentlichen Hand voraussetzen. Genau an dieser Voraussetzung fehlt es aber. Was zunächst formalistisch erscheint, wird deutlicher, wenn man den Regelungsansatz von Stromeinspeisungsgesetz und EEG vor dem Hintergrund des Verursacherprinzips betrachtet. Verursacher des Klimaproblems sind nicht – wie es landläufig auf den ersten Blick erscheint – die Verbraucher, sondern Verursacher sind diejenigen, die durch ihre spezifische Art der Stromerzeugung durch die Verbrennung fossiler Brennstoffe das CO2 in die Atmosphäre emittieren. Deshalb sind folgerichtig die so genannten „Normadressaten“ des Gesetzes auch letztlich die zur Aufnahme des regenerativ erzeugten Stromes verpflichteten Netzbetreiber. Sie können die zu zahlenden Vergütungen zwar auf die Strompreise u¨ berwälzen – und tun dies auch – aber der Markt entscheidet erst in diesem zweiten Schritt, ob das vollständig gelingt.

5.1 Berücksichtigung der externen Kosten der konventionellen Stromerzeugung

97

Und ein dritter wesentlicher Gedanke ist von Bedeutung: Schon in den Diskussionen um das Stromeinspeisungsgesetz unter dem Eindruck der Klima-EnqueteKommission des Deutschen Bundestages in den Jahren 1988/1989 und stärker noch bei den Diskussionen um das EEG wurde völlig zu Recht vertreten, dass die gegenüber den herkömmlichen Marktpreisen erhöhten Einspeisevergütungen ihre Berechtigung haben, weil dabei sehr viel geringere externe Kosten bei der Stromerzeugung entstehen. Die gesetzlich festgeschriebenen erhöhten Einspeisevergütungen seien insoweit zum großen Teil nur eingepreiste vermiedene externe Kosten. Auch dieser Gesichtspunkt der Internalisierung externer Kosten weist das EEG als ein sehr modernes, und grundsätzlich den tatsächlichen Notwendigkeiten angepasstes Regelwerk aus [Hohmeyer 2002]. Angesichts der Notwendigkeit, den Ausbau der erneuerbaren Energien systematisch voranzutreiben, scheint ein grundlegender Blick auf die Instrumente ebenso erforderlich wie auf die Erfolgsfaktoren. Dabei zeigt sich zum einen, dass die Fülle der verschiedenen Instrumente ebenso groß ist wie die Fülle der Erfolgsfaktoren. Zum anderen aber zeigen sich bei näherer Untersuchung sehr große Unterschiede in den Ergebnissen. Eine vergleichende europäische Studie kommt hinsichtlich der Windenergie in Deutschland zu folgenden zentralen Schlussfolgerungen [Reiche 2003]: • Das EEG ist mit den Einspeisevergütungen für einen festgelegten Zeitraum entscheidender Motor, der für Investitionssicherheit und Planbarkeit sorgt. • Die grundlegenden Genehmigungsverfahren haben sich v. a. hinsichtlich ihrer Zeitdauer als erfolgreich herausgestellt. • Der eindeutig geregelte Netzzugang ist im Ergebnis als wesentlicher Erfolgsfaktor zu bezeichnen. • Der Entwicklungsstand der Technologie und der generelle Zustand des Stromnetzes haben sich positiv auf die Integration der Windenergie ausgewirkt. • Die Entwicklung der Richtlinien zur Förderung der erneuerbaren Energien in der EU wirken als unterstützender Faktor. Die Ausdifferenzierung der Vorschriften, die die Aufnahme der erneuerbaren Energien in das Stromnetz regeln, die Ertüchtigung der Stromnetze selber und die Vergütungsregelungen basieren wesentlich auf den in der Umsetzung des EEG gemachten Erfahrungen [EEG-Erfahrungsbericht 2007]. Der Weg vom Stromeinspeisungsgesetz von 1991 bis zum EEG 2008 ist geprägt durch den Versuch, in der Umsetzungspraxis des Ausbaus der erneuerbaren Energien gemachte Erfahrungen wo nötig gesetzlich zu normieren. Die hier insbesondere für die Windenergie bedeutsamen dargestellten Entwicklungsschritte zeigen zweierlei: Die bisherigen Ergebnisse („Windweltmeister Deutschland“) weisen einerseits auf die Richtigkeit des gewählten Rechtsrahmens hin, andererseits zeigen die

98


Nachsteuerungsbemühungen und hier die oft vorhandenen zeitlichen Befristungen die Schwierigkeit, der tatsächlichen Dynamik gerecht zu werden.

5.2 Vom Stromeinspeisungsgesetz 1991 zum Erneuerbare-Energien-Gesetz 2000/2004 5.2.1

Das Stromeinspeisungsgesetz 1991

¨ Der erste, hinsichtlich der Okonomie bedeutende Eingriff war die Verabschiedung des Stromeinspeisungsgesetzes (StrEG), das 1991 in Kraft trat. Dieses Gesetz umfasste vier Paragrafen und hatte auf einer Seite Platz. Die beiden entscheidenden Regelungen waren die Abnahme- und Vergütungspflicht des § 2 für die im jeweiligen Versorgungsgebiet eines Energieversorgungsunternehmens errichteten Anlagen und die Vergütungsregelung des § 3, die sich – unterschiedlich nach der Art der genutzten erneuerbaren Energie – auf einen Prozentsatz des durchschnittlich bezahlten Endverbraucherpreises je Kilowattstunde bezog. Wesentliche Bedeutung erlangte diese Regelung v. a. bei der Windenergie. Die im Nachbarland Dänemark während der 1980er Jahre gemachten Erfahrungen, der damit auch verbundene technische Entwicklungsstand und das im Vergleich der erneuerbaren Energien niedrigste Niveau der Stromgestehungskosten durch Windenergieanlagen sind die entscheidenden Einflussfaktoren. Gleichwohl war es – in Deutschland – noch u¨ blich, aus o¨ ffentlichen Mitteln Investitionskostenzuschüsse in unterschiedlicher Höhe zu zahlen. Einen weiteren Schritt in der Entwicklung brachte das Jahr 1996. Die mittlerweile boomende Errichtung von Windenergieanlagen – v. a. an den windstarken Küstenstandorten – führte dazu, dass aufgrund einer fehlenden Ausgleichsregelung bei den betroffenen Energieversorgungsunternehmen eine merkbare Erhöhung der Strombeschaffungskosten zu verzeichnen war. Nach langen Diskussionen führte dies schließlich zur Einführung des so genannten „doppelten Deckels“ auf Betreiben der Küstenländer [EEG 1996]. Dieser besagte, dass die Zahlungsverpflichtung des aufnehmenden Energieversorgungsunternehmens auf 5% der bezogenen oder selbst erzeugten Strommenge im Versorgungsgebiet begrenzt wurde. Für darüber hinausgehende Mengen wurde das vorgelagerte Verbundunternehmen ausgleichspflichtig. Aber auch hier galt die Grenze von 5% der bezogenen bzw. selbst erzeugten Strommenge. In der besagten Bundesratsinitiative vom Juni 1996 wurde mit Blick auf die „Deckelung“ der Gesetzgeber in der Begründung schon aufgefordert, rechtzeitig Vorsorge für den Fall zu treffen, dass auch der „zweite Deckel volllaufen“ sollte. Gleichzeitig erinnerte der Bundesrat in einer gesonderten Entschließung daran, das in der Endphase der Novellierung befindliche Baugesetzbuch dahingehend zu a¨ ndern, vermittels der Privilegierung im § 35 Baugesetzbuch einen Genehmigungsstau bei der Errichtung von Windenergieanlagen zu verhindern. Wie schon erwähnt, zeigte das Stromeinspeisungsgesetz von 1991 seine Wirkung bei der Entwicklung der Windenergie – trotz der vielfältigen Versuche, die positiven

5.2 Vom Stromeinspeisungsgesetz 1991 zum Erneuerbare-Energien-Gesetz 2000/2004

99

Auswirkungen des Gesetzes durch eine Fülle von Prozessen zu Fall zu bringen, sei es im Bereich der erforderlichen Netzanschlüsse, sei es in dem langjährigen Versuch, das Stromeinspeisungsgesetz verfassungs- und europarechtlich zu Fall zu bringen [Ewer 2002, S. 403 ff. sowie die dort angegebenen Quellen]. Nach dem Wechsel der Bundesregierung 1998 hatte das Energiethema einen besonders hohen Stellenwert: Dies illustrieren am markantesten das Atomausstiegsgesetz [Atomausstieg 2002] und das im Folgenden genau beschriebene ErneuerbareEnergien-Gesetz.

5.2.2

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz 2000

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2000 wird im historischen Rückblick als einer der größten politischen Erfolge der seinerzeitigen rot-grünen Bundesregierung eingeschätzt [EEG 2000]. Dabei sollte aber nicht u¨ bersehen werden, dass der Gesetzentwurf nicht von der Regierung, sondern von den beiden, die Bundesregierung tragenden Fraktionen eingebracht und dann verabschiedet wurde. Da der Ausbau der erneuerbaren Energien parteiübergreifend als ein ganz wesentlicher Schritt im Zusammenhang mit der Reduktion der Treibhausgase angesehen wurde, lassen sich mindestens drei wesentlicheArgumente für die Notwendigkeit des EEG festhalten: • Die grundlegende Erforderlichkeit eines Gesetzes, das in den Markt eingreift, ergab sich aus den mit der beginnenden Liberalisierung zunächst stark fallenden Stromerzeugerpreisen. • Der so genannte „doppelte Deckel“ des Stromeinspeisungsgesetzes von 1991 bedeutete, dass in relativ kurzer Zeit das formalrechtliche Ziel erfüllt und keinerlei Anreiz mehr vorhanden gewesen wäre, weiter in den Ausbau erneuerbarer Energien zu investieren. • Bei der konkreten Ausgestaltung der Vergütung nach dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 zeigte sich, dass das Gesetz fast nur bei der Windenergie gegriffen hatte. Dies hängt mit den gravierenden Kostenunterschieden bei den unterschiedlichen erneuerbaren Energien zusammen. ¨ Die wesentlichen Anderungen des EEG 2000 gegenüber dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 bestehen in Folgendem: • Erweiterter Pflichtenkatalog der Netzbetreiber. Zur schon vorhandenenAbnahmeund Vergütungspflicht traten Netzanschlusspflicht, unverzüglicher Netzausbau und Offenlegung der Netzdaten hinzu [EEG 2000, § 3]. • Klarstellung der Kostenpflicht des Netzanschlusses für den Betreiber der Anlage und Kostentragung des ggf. erforderlich werdenden Netzausbaus durch den Netzbetreiber [EEG 2000, § 10 Abs. 1] und Einrichtung einer Clearingstelle beim Bundeswirtschaftsminister im Falle von Streitigkeiten [EEG 2000, § 10 Abs. 3]. • Ersetzung der Härteklausel („doppelter Deckel“) durch die gesetzliche Festlegung [EEG 2000, § 9], nach dem die Mindestvergütung für einen Zeitraum von 20

100

•

• • •


Jahren ab Inbetriebnahme der Anlage zu zahlen ist. Für die Windenergie wurden dabei zwei Vergütungsstufen festgelegt. Differenzierte Festlegung der Mindestvergütungen, unterschieden nach der Art der erneuerbaren Energien [EEG 2000, §§ 4–8], wobei bei der Windenergie die Differenzierung durch das so genannte Referenzertragsmodell (Anhang EEG) und erstmalig eine Vergütung der Offshore-Windenergie festgelegt wurde für Anlagen, die bis zum 31.12. 2006 ans Netz gehen, [EEG 2000, § 7 Abs. 1]. Erstmalige Einführung einer jährlichen Degressionsregelung bei den Vergütungen aus Windenergie (minus 1,5%/a) und Fotovoltaik (minus 5%/a). ¨ Bundesweite Ausgleichsregelung als Pflicht für die Ubertragungsnetzbetreiber [EEG 2000, § 11 iVm § 3]. ¨ Offnung des EEG insbesondere auch für Investitionen durch Stadtwerke und Vorlage eines regelmäßigen Erfahrungsberichtes [EEG 2000, § 12].

Mit diesen Regelungen löste das EEG einen systematischen und bis heute anhaltenden Boom bei den erneuerbaren Energien aus. Durch die differenzierten Mindestvergütungssätze, die jetzt 20 Jahre gezahlt werden müssen, entstand die erforderliche Investitionssicherheit bei Anlagenherstellern und Betreibern. Durch den Pflichtenkatalog der Netzbetreiber wurde der Raum für Streitigkeiten im Einzelfall verengt, und durch den Belastungsausgleich wurden die Mehrkosten der erneuerbaren Energien volkswirtschaftlich und gesellschaftspolitisch sinnvoll auf alle gleichmäßig umgelegt. Durch die Degressionsregelungen schließlich wurde ein Ansatz gewählt, Mitnahmeeffekte aufgrund des technischen Fortschritts zu begrenzen und damit systematisch zur Verbilligung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien beizutragen.

5.2.3

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz 2004

Die dynamische Entwicklung bei der Biomassenutzung, der Fotovoltaik und v. a. der Windenergie mit den vielfältigen Offshore-Planungen führten zu neuerlichem Nachbesserungsbedarf. Darüber hinaus wurde im EEG 2004 ausdrücklich auch Bezug genommen auf die Umsetzung der entsprechenden Richtlinie [EU¨ Erneuerbare 2001]. Die wichtigsten Anderungen betrafen: • Weitere Ausdifferenzierung der Vergütungsregelungen [EEG 2004, §§ 6–11]. • Erstmalige Einführung einer Degressionsregel bei der Biomasse von minus 1,5%/a [EEG 2004, § 8(5)]. • Erstmalige Einführung eines Vergütungsausschlusses für Windenergieanlagen, die nicht vor Inbetriebnahme gutachterlich nachgewiesen haben, dass sie am geplanten Standort mindestens 60% des Referenzertrages erzielen können [EEG 2004, § 10(4)]. • Erhöhung der Degression bei der Windenergie auf 2%/a, beginnend onshore ab dem 1.1.2005, bei der Offshore-Windenergie ab dem 1.1.2008 [EEG 2004, § 10(5)].

5.3 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2008

101

• Einführung einer Vergünstigungsregel für das Repowering für Anlagen, die vor dem 31.12.1995 im selben Landkreis in Betrieb gegangen sind und deren Leistung mindestens verdreifacht wird [EEG 2004, § 10(2)]. • Einführung einer differenzierten Offshore-Vergütung, bestehend aus einer Basisvergütung von 6,19 ct/kWh und einer Erhöhung um 2,91 ct/kWh für die Dauer von 12 Jahren, die sich je nach Zunahme der Entfernung zur Küste und der Vergrößerung der Wassertiefe verlängert; Erhöhung für Anlagen, die bis zum 31.12.2010 in Betrieb genommen werden. • Weitere Präzisierungen und Pflichtenklarstellungen im Bereich der Stromnetze [EEG 2004, §§ 12, 13, 15], Präzisierungen der bundesweiten Ausgleichsregelung [EEG 2004, § 14], Einführung eines Härteausgleichs für energieintensive Unternehmen [EEG 2004, § 16], Einführung eines Herkunftsnachweises sowie Doppelvermarktungsverbotes [EEG 2004, §§ 17, 18], Verlagerung der Clearingstelle zum Bundesumweltminister [EEG 2004, § 19] sowie Vorlage eines Erfahrungsberichtes u¨ ber das EEG bis zum 31.12.2007.

5.3 5.3.1

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2008 Der EEG-Erfahrungsbericht von November 2007

Die gesetzlich vorgegebenen EEG-Erfahrungsberichte sind ein Beispiel für außergewöhnliche Transparenz im Bereich der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien. Dies reicht von der Darstellung der dynamischen Entwicklung in den einzelnen Sparten u¨ ber die auftauchenden Probleme bis hin zu den differenzierten Herleitungen und Darstellungen derVergütungssätze, derVergütungssummen und der Differenzkosten. Diese Entwicklungen werden im Folgenden dargestellt [EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 38–40]. Die durchschnittliche Vergütung nach EEG entwickelte sich von 8,5 ct/kWh im Jahr 2000 auf 10,9 ct/kWh im Jahr 2006, siehe Tab. 5.1. Mit dem rasanten Anstieg des Ausbaus der erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung stiegen die EEGVergütungen von rund 1,2 Mrd. € in 2000 auf rund 5,8 Mrd. € in 2006 stark an, siehe Tab. 5.2, und u¨ bertrafen damit die Erwartungen im Rahmen der EEG-Novelle 2004 erheblich (damalige Erwartung: 3,8 Mrd. € Vergütungsvolumen in 2010), insbesondere wegen des stärkeren Wachstums der EEG-Strommenge [Bundesnetzagentur 2008a]. Bei Kostenbetrachtungen zum EEG sind aber nicht allein die Vergütungszahlungen maßgeblich, sondern auch die in § 15 EEG legal definierten Differenzkosten. Sie geben den Wert an, der sich aus dem Unterschied zwischen den von den Energieversorgungsunternehmen an die Anlagenbetreiber gezahlten Vergütungen und dem durchschnittlichen Strombezugspreis des Energieversorgungsunternehmens ergibt, der ohnehin von jedem Stromverbraucher u¨ ber die Stromrechnung hätte gezahlt werden müssen. Die Differenzkosten werden in der Praxis

102


Tab. 5.1 Entwicklung der durchschnittlichen EEG-Vergütung 2000–2006 ([EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 39, Tab. 4.3]) (1) Wasserkraft [ct/kWh] 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

7,21 7,25 7,25 7,24 7,32 7,35 7,45

(2) Deponie-, Klär-, Grubengas [ct/kWh]

(3) Biomasse

(4) Geothermie

(5) Windenergie [ct/kWh]

(6) Solare Strahlungsenergie [ct/kWh]

(7) Durchschn. EEGVergütung [ct/kWh]

[ct/kWh]

[ct/kWh]

7,04 6,99 7,01

9,62 9,51 9,49 9,38 9,70 10,80 12,27

9,10 9,10 9,09 9,06 9,02 8,96 8,90

51,05 50,79 50,43 49,11 50,83 52,96 53,01

8,50 8,69 8,91 9,16 9,29 10,00 10,88

15,00 15,00 12,50

in Form der EEG-Umlage von den Energieversorgungsunternehmen u¨ ber den Strompreis auf den Stromkunden u¨ berwälzt. Die Entwicklung der Differenzkosten ergibt sich aus Tab. 5.3. Im Jahr 2006 betrugen sie etwa 3,3 Mrd. €. 2007 lagen sie aufgrund des erheblichen Ausbaus der erneuerbaren Energien noch deutlich darüber, etwa bei 4,7 Mrd. €; dem liegt ein Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch von rund 14,5% zugrunde. Die vom Stromverbraucher zu zahlende EEG-Umlage verteilt sich auf die einzelnen Verbraucher unterschiedlich. Dabei hängen die absolute und auch die relative Belastung maßgeblich von der Höhe des Stromverbrauchs bzw. der Stromintensität ab. Im Durchschnitt lag die EEG-Umlage für die nicht u¨ ber § 16 EEG begünstigten Stromverbraucher im Jahr 2006 bei etwa 0,7 ct/kWh. Die durch derartige Erhebungen hergestellte Transparenz findet man in dieser Form im konventionellen Stromerzeugungssektor nicht. Trotz der zweifellosen gesellschaftlichen und politischen Wertschätzung der Entwicklung der

Tab. 5.2 Entwicklung des EEG-Vergütungsvolumens 2000–2006 ([EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 39, Tab. 4.4]) (1) Wasserkraft

(2) Deponie-, Klär-, Grubengas [Mio. €] [Mio. €]

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 ∗

∗ 396 ∗ 442 ∗ 477 ∗ 428

338 364 367

182 219 196

inkl. Werte für Sp. (2).

(3) Biomasse

(4) Geothermie

(5) Windenergie

[Mio. €]

[Mio. €]

0 0 0

75 140 232 327 509 795 1.337

[Mio. €]

(6) Solare Strahlungsenergie [Mio. €]

(7) Summe EEGVergütung [Mio. €]

687 956 1.435 1.696 2.301 2.441 2.734

19 39 82 154 283 679 1.177

1.177 1.577 2.226 2.604 3.612 4.498 5.810

5.3 Das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2008

103

Tab. 5.3 Entwicklung der EEG-Differenzkosten 2000–2006 ([EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 39, Tab. 4.5]) (1) Wasserkraft

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

(3) Biomasse

(4) Geothermie

(5) Windenergie

[Mio. €]

(2) Deponie-, Klär-, Grubengas [Mio. €]

[Mio. €]

(6) Solare Strahlungsenergie [Mio. €]

(7) Durchschn. EEGVergütung [Mio. €]

[Mio. €]

[Mio. €]

282 295 329 253 200 180 149

0 0 0 0 105 103 73

59 105 177 224 352 521 857

0 0 0 0 0 0 0

530 703 1.080 1.144 1.540 1.428 1.379

19 37 78 144 266 631 1.079

889 1.139 1.664 1.765 2.464 2.863 3.537

erneuerbaren Energien entsteht so der doch seltsame Eindruck einer Rechtfertigungsnotwendigkeit. Zentrales Anliegen des EEG-Erfahrungsberichts ist es, nachvollziehbare, auch durch Kosten-Nutzen-Betrachtungen unterlegte Begründungen für die breiten Raum einnehmenden Vorschläge zur Anpassung der Vergütungssätze zu liefern: „Falls der nach EEG vergütete Strom derzeit vollständig fossil erzeugten Strom verdrängt, können die 2006 durch erneuerbare Energien im Strombereich vermiedenen externen Kosten auf mindestens 3,4 Mrd. € geschätzt werden. Diese liegen in einer gleichen Größenordnung wie die EEG-Kosten im gleichen Zeitraum von rund 3,3 Mrd. € und zeigen, dass sich die Förderung der erneuerbaren Energien u¨ ber das EEG schon allein durch die hierdurch vermiedenen externen Kosten rechnet. Hinzu kommen die zahlreichen weiteren Vorteile der erneuerbaren Energien in strategischer und wirtschaftspolitischer Hinsicht.“ [BMU 2007b, S. 28].

5.3.2

Erneuerbare Energien verringern die Börsen-Strompreise

Abbildung 5.1 zeigt die grundsätzliche Wirkungsweise des BörsenpreisSenkungseffekts. Durch die Einspeisung an erneuerbaren Energien sinkt die durch konventionelle Kraftwerke abzudeckende Nachfrage. Dies führt dazu, dass das letzte, teure Grenzkraftwerk, das den Börsenpreis bestimmt, nicht mehr eingesetzt werden muss. Deshalb sinkt der Börsenpreis und damit der Preis, der für die gesamte Nachfrage zu bezahlen ist. Die Untersuchung führte zu folgendem Ergebnis: Der Börsenpreis-Senkungseffekt oder „Merit-Order-Effekt“, der durch die Einspeisung erneuerbarer Energien bewirkt wird, hat zu einer Preisdämpfung in der Größenordnung von 5 Mrd. € geführt. Dieser Preisdämpfungseffekt hat annähernd das gleiche Volumen wie die gesamte Differenz der erhöhten Einspeisevergütungen aller erneuerbaren Energien im Verhältnis zum durchschnittlichen Spotmarktpreis.


Abb. 5.1 Wirkungsweise des Börsenpreis-Senkungseffekts ([Sensfuss/Ragwitz 2007, S. 2])

Euro/MWh

104

N2

N1

Angebot

Merit-Order-Effekt

ΔP (Preiseffekt)

Preis

Merit-Order-Effekt Marktwert Erneuerbare Energien

Nachfrage

MW

Andererseits müssen indirekte Kosten für den Umbau der Versorgungsinfrastruktur berücksichtigt werden [Erdmann 2008] z. B. für den windbedingten Netzausbau, für die Netzanbindung der Offshore-Windkraftwerke und für den Einsatz von Regelund Reservekraftwerken, die pro Kilowattstunde mehr Brennstoff benötigen als die bisher eingesetzten Grundlastkraftwerke (Abschn. 11.2).

5.3.3

¨ Anderungen durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2008

Gestützt auf die Umsetzung der EU-Richtlinie zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Elektrizitätsbinnenmarkt [EU-Erneuerbare Energien 2006] und den EEG-Erfahrungsbericht 2007 hatte die Bundesregierung durch Kabinettsbeschluss am 5. Dezember 2007 eine erneute Novellierung des EEG vorgelegt und als Regierungsentwurf am 18.2.2008 als Grundlage für das weitere parlamentarische Verfahren in den Bundestag eingebracht [EEG-Regierungsentwurf 2008]. Die o¨ ffentliche Klimadebatte, die Kontroversen um die Biomasse- wie Solarenergienutzung und nicht zuletzt die massiv gestiegenen Kosten bei den Windenergieanlagen führten schließlich auch im Bereich der Vergütungen zu erheblichen Verbesserungen gegenüber dem Regierungsentwurf [EEG-Umweltausschuss 2008; EEG-Vergleich 2008]. Die im EEG-Erfahrungsbericht 2007 gemachten Vorschläge für die zukünftigen Vergütungssätze sind insbesondere auch bei der Windenergie im Gesetzgebungsverfahren noch einmal erheblich nachgebessert worden. Das Gesetz trat mit Wirkung zum 1.1.2009 in Kraft [EEG 2008]. Es besteht aus sieben Teilen mit insgesamt 66 Paragrafen. Es umfasst darüber hinaus fünf Anlagen, die weitere Details klären sollen. Folgende Neu- bzw. ergänzende Regelungen sind neben den neuen Vergütungssätzen für die Windenergie von besonderer Bedeutung: • Erheblich ausdifferenzierte Netzanschlussvorschriften und Erweiterung der Netzkapazitäten einschließlich Einspeisemanagement [EEG 2008, §§ 5 bis 15]. • Entwicklung des Stromnetzes in der Abfolge Optimierung, Verstärkung und Ausbau [EEG 2008, § 9].

5.4 Zukünftige Weiterentwicklung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes

105

• Bedingungen für das Einspeisemanagement [EEG 2008, § 11] und erstmalig ein Entschädigungsanspruch für Anlagenbetreiber [EEG 2008, § 12(1) iVm § 9(3)], die vom Einspeisemanagement betroffen sind. • Erstmalige Regelung der Bedingungen der Eigenvermarktung [EEG 2008, Teil 3 des Gesetzes; Abschn. 5.4.2]. Bei den EEG-Vergütungssätzen für die Windenergie lässt sich feststellen, dass durch die Festlegungen die Onshore- wie die Offshore-Entwicklung grundsätzlich sichergestellt wurde: • Die Onshore-Anfangsvergütung wird auf 9,2 ct/kWh angehoben (für mindestens 5 Jahre), die Grundvergütung beträgt dann je nach Standortreferenz 5,02 ct/kWh. • Für Onshore-Repowering-Projekte kommt ein Zuschlag von 0,5 ct/kWh während der Zeit der Anfangsvergütung hinzu. • Onshore-Neuanlagen erhalten darüber hinaus einen neu eingeführten Systemdienstleistungsbonus von 0,5 ct/kWh, bis 2011 nachgerüstete Altanlagen von 0,7 ct/kWh. • Offshore-Projekte erhalten eineAnfangsvergütung von 13 ct/kWh (für mindestens 12 Jahre); hinzu kommt ein „Starterbonus“ von 2 ct/kWh bei Inbetriebnahme bis zum 31.12.2015. Die Grundvergütung beträgt hier 3,5 ct/kWh. • Die jährliche Degression wurde für den Onshore-Bereich von 2%/a auf 1%/a gesenkt, beginnend 2010, für den Offshore-Bereich wurden 5%/a beibehalten, beginnend 2015. Es lässt sich festhalten, dass durch dieseAnpassung derVergütungen ein ansonsten drohender „Fadenriss“ bei der Entwicklung der Windenergie grundsätzlich vermieden wurde. Wie lange die Regelungen allerdings tragen, wird einerseits abhängen von z. B. der Rohstoff- und Anlagenpreisentwicklung und andererseits von der Realisierungsgeschwindigkeit der Netzanbindungen und der Umsetzungsbereitschaft der Offshore-Projektinvestoren.

5.4

5.4.1

Zukunftige Weiterentwicklung des ¨ Erneuerbare-Energien-Gesetzes Reine Börsenvergutung ¨ verhindert Zubau von Windenergieanlagen – Beispiel Dänemark

In Dänemark wird und muss ein wachsender Anteil der dänischen Windenergieproduktion an der Börse verkauft werden, weil seit rund 1999 neue Windenergieanlagen keine Mindestpreise mehr garantiert bekommen, sondern nur noch einen staatlichen ¨ Zuschuss von 1,35 ct(10 Ore)/kWh. Zudem fallen immer mehr a¨ ltere Anlagen aus der früheren staatlichen Förderung durch Mindestpreise heraus und müssen ebenfalls ihre gesamte Produktion an der Börse anbieten. Der wachsende Teil der dänischen Windenergie an der skandinavischen Strombörse beeinflusste bereits 2006 bei sehr starker Windenergieeinspeisung und

106


gleichzeitig relativ geringer Nachfrage die dortigen Spotmarktpreise in einer systematischen Art und Weise: Bei hoher Windenergieproduktion sanken die Preise bis auf 0 ct/kWh, bei wenig Wind stiegen die Spotmarktpreise dann wieder auf das normale Niveau oder sogar noch stärker. Im Folgenden wird ein Beispiel aus dem Jahr 2006 für die Spotmarktpreise an der skandinavischen Strombörse Nordpool für die Netzregionen Dänemark West (Jütland) und Dänemark Ost (Seeland inklusive Kopenhagen) für ausgewählte Zeiträume [Nordpool 2008] wiedergegeben: • Seit 2001 haben sich die durchschnittlich bezahlten Strompreise etwa verdoppelt. • Die Durchschnittspreise schwanken stark von Tag zu Tag. Zum einen sind, wie erwartet, die Preise am Wochenende meistens niedriger, aber nicht immer. Zum anderen gibt es nachfragestarke Wochentage, wo insbesondere in der windstarken West-Netzregion (v. a. Jütland) die Preise deutlich niedriger als sonst liegen, u¨ brigens auch deutlich niedriger als in der Ost-Netzregion. • Bei starker Windenergieeinspeisung sinken die Spotpreise an der Strombörse auf 0 ct/kWh. Der Großteil der konventionellen Stromerzeugung ist in Dänemark aber davon unbetroffen, weil deren Produktion nicht u¨ ber die Strombörse gehandelt wird, sondern u¨ ber langfristige Lieferverträge bezahlt wird und es in Dänemark – im Gegensatz zu Deutschland – keinen Einspeise- und Verbrauchsvorrang für erneuerbare Energien gibt. Für die Windenergie in Dänemark führte das bereits 2006 und seitdem in wachsendem Maße zu dramatischen Vergütungsverlusten und letztlich zur Unrentabilität des Neubaus von Windenergieanlagen. Entsprechend wurden in den letzten Jahren in Dänemark fast keine Windenergieanlagen mehr zugebaut.

5.4.2

Eigenvermarktung der Windenergie durch die Windmuller ¨

Seit 2006 wurden erstmalig Zeitscheiben von Windenergie in kleinem Umfang an der Leipziger Börse verkauft. Soweit man am Vortag sehr sicher sein konnte, am nächsten Tag zu Hochpreiszeiten („peak“) eine bestimmte Menge Windenergie zu produzieren, wurde diese Windenergie am Spotmarkt in Leipzig verkauft und nicht an den o¨ rtlichen Netzbetreiber zu EEG-Mindestvergütungssätzen. Physikalisch a¨ ndert sich nichts, der an der Börse verkaufte Windstrom fließt wie der EEG-Strom ins Netz des o¨ rtlichen Netzbetreibers. Während aber die Mehrkosten des EEG-Stroms auf alle Endkunden umgelegt werden, geht die Rechnung für den Börsenstrom an den Käufer an der Börse, der dann auch u¨ ber den Strom zum Zeitpunkt der Produktion verfügen kann. Ist die Windprognose allerdings zu optimistisch gewesen, so muss am nächsten Tag zu den dann aktuellen (meist deutlich höheren) Regel- und Reservepreisen dazugekauft werden. Das EEG 2008 räumt nun in § 17 allgemein den Betreibern von Windenergieanlagen die Möglichkeit ein, die Windenergie an der Börse zu verkaufen („Eigenvermarktung“). Anlagenbetreiber sind danach berechtigt, den in ihrer Anlage erzeugten Strom kalendermonatlich an Dritte zu veräußern, wenn sie dies dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats angezeigt haben.


107

In dem Fall entfällt nun aber derVergütungsanspruch nach dem EEG für den gesamten angezeigten Kalendermonat. Es bleibt abzuwarten, inwieweit diese Option greift. Der Zeitraum von einem Monat erscheint akzeptabel hinsichtlich der damit verbundenen Vermarktungsrisiken, ist aber sehr verwaltungsaufwändig. Grundsätzlich aber ist der optionale Ansatz – der konsequenter Weise im § 56 durch ein Doppelvermarktungsverbot ergänzt wird – eine sinnvolle Ergänzung des EEG.

5.4.3 Vermarktung des EEG-Stroms ¨ durch den Ubertragungsnetzbetreiber Bis 2008 war in einer bundesweiten Ausgleichsregelung festgelegt worden, dass „Elektrizitätsversorgungsunternehmen, die Strom an Letztverbraucher liefern“, den EEG-Strom entsprechend der tatsächlichen EEG-Einspeisung von den EEGStromproduzenten anteilig abzunehmen haben [EEG 2004, § 14, Abs. 3]. Letztverbraucher, wie z. B. große Industrieunternehmen, die Strom nicht von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen, sondern direkt von einem Dritten, z. B. von einem Kraftwerk, beziehen, waren Elektrizitätsversorgungsunternehmen gleichgestellt. Ein Beispiel: Ein Industriebetrieb in Rheinland-Pfalz, der mit einem ostdeutschen Braunkohlekraftwerk einen Direktliefervertrag u¨ ber z. B. 600 MW Grundlast abgeschlossen hatte, musste bei einem EEG-Stromanteil von z. B. 20% im Durchschnitt 120 MW EEG-Strom tatsächlich abnehmen. Der Industriebetrieb hatte dann nur zwei Alternativen: Entweder er bezog nur noch 480 MW vom Braunkohlekraftwerk, was dem Liefervertrag widersprach, oder er musste die 120 MW EEG-Strom u¨ ber die Strombörse verkaufen. Deshalb war der Industriebetrieb wie auch jedes andere an Letztverbraucher liefernde Elektrizitätsversorgungsunternehmen gut beraten, bei Lieferverträgen von vorneherein die Abnahmeverpflichtung von EEG-Strom zu berücksichtigen. Dies soll ab 2009 grundlegend geändert werden: „Die Bundesregierung wird ermächtigt, eine Rechtsverordnung . . . zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus insbesondere mit folgendem Inhalt zu erlassen: ¨ 1. Die Ubertragungsnetzbetreiber werden von der Verpflichtung entbunden, den (EEG-)Strom . . . an die ihnen nachgelagerten Elektrizitätsversorgungsunternehmen durchzuleiten. ¨ 2. Die Ubertragungsnetzbetreiber werden verpflichtet, den (EEG-)Strom effizient zu vermarkten. . . . 4. Die Elektrizitätsversorgungsunternehmen, die (EEG-)Strom an Letztverbraucher liefern, werden von der Verpflichtung entbunden, den Strom . . . anteilig abzunehmen und zu vergüten.“ [EEG 2008, § 64, Abs. 3; EEG-Umweltausschuss 2008, S. 14]. Weiterführung des Beispiels: Damit ist der Industriebetrieb nicht mehr verpflichtet, EEG-Strom anteilig abzunehmen, sondern kann grundsätzlich die volle

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¨ Menge Braunkohlestrom beziehen. Ahnliches gilt für alle anderen an Letztverbraucher liefernde Elektrizitätsversorgungsunternehmen. Damit wird grundsätzlich die für EEG-Strom verbleibende Nachfrage massiv verringert. Ungeklärt ist dabei, was mit dem EEG-Strom passiert, der bei dem zur Vermark¨ tung verpflichteten Ubertragungsnetzbetreiber verbleibt. Eigentlich gilt nämlich der Einspeisevorrang für EEG-Strom weiter; dieser Einspeisevorrang gilt ja nicht nur bei einem Leitungsengpass, sondern gilt für das gesamte Stromversorgungssystem. D. h., die konventionellen Kraftwerke müssen in jedem Fall heruntergeregelt werden, wenn EEG-Strom zur Verfügung steht, auch wenn ihre Grenzkosten, nämlich Kosten für Brennstoff, Wartung und v. a. Regelung für das Herunter- und später wieder Herauffahren niedriger sind als die aktuellen Börsenpreise für EEG-Strom. Sollte es allerdings den konventionellen Kraftwerken erlaubt werden, mit voller Leistung auch bei massiver EEG-Einspeisung voll weiter zu produzieren, dann ¨ würden große Probleme resultieren: Der Ubertragungsnetzbetreiber würde dann häufig nur einen sehr niedrigen Börsenpreis für den EEG-Strom erzielen, viel niedriger, als wenn – wie bisher – die an Letztverbraucher liefernden Elektrizitätsversorgungsunternehmen den EEG-Strom u¨ bernehmen und vermarkten müssten. Damit wird künstlich eine sehr hohe Differenz zwischen EEG-Einspeisepreis und an der Strombörse erzieltem Verkaufserlös kreiert und damit eine scheinbar sehr hohe Förderung durch das EEG ausgewiesen und so das EEG eventuell in Misskredit gebracht.

5.4.4

¨ Ubergang von der EEG-Mindestvergutung ¨ zur Strombörse risikoreich

Zukünftig wird das EEG gerade bei windgünstigen Standorten eine immer geringere Rolle spielen, hingegen der Preis an der Leipziger Strombörse eine immer größere. Dies rührt zum einen von den kontinuierlich sinkenden EEG-Vergütungen für Neuanlagen her, zum anderen von den bereits seit 2004 stark ansteigenden Preisen für Strom an der deutschen Strombörse in Leipzig. Bei weiter steigenden Preisen wird also immer stärker Windenergie nicht mehr zu den Mindestvergütungssätzen eingespeist, sondern – jedenfalls in Hochpreiszeiten – direkt an der Strombörse angeboten. Insbesondere bei weiter steigenden Börsenpreisen wird also grundsätzlich ein immer größerer Teil der erneuerbaren Energien nicht mehr die EEG-Mindestvergütung nutzen, sondern am Markt zu Markt- bzw. Börsenpreisen gehandelt werden. Dieser Preis wird aber bei wachsendem Anteil der Windenergie immer stärker von der momentanen Windenergieeinspeisung dominiert und bei sehr starker Windenergieeinspeisung wahrscheinlich sehr niedrig sein, vgl. Kasten 5.1.

Kasten 5.1: Sturme wirbeln Strommärkte durcheinander ¨ Strom beziehen und dafür auch noch Geld bekommen? Ein schöner Gedanke, und an der Leipziger Energiebörse EEX könnte er bald Realität werden [Handelsblatt 2008]. Seit April 2008 können Händler


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am Spotmarkt der Energiebörse EEX in Leipzig Strom auch zu negativen Preisen einkaufen. Die Börse kommt damit dem Wunsch von Kraftwerksbetreibern nach. Diese haben zunehmend Probleme mit den Schwankungen bei der Windenergieproduktion. Durch den Boom fließt an stürmischen Tagen zu viel Strom ins Netz. Die vielen neuen Windenergieanlagen in Deutschland wirbeln den Strommarkt kräftig durcheinander. Bei einer installierten Leistung von inzwischen mehr als 22 GW ist die Energieproduktion immer stärker vom Wetter abhängig. Schon jetzt sinkt der Strompreis gelegentlich auf Null – immer dann, wenn starker Wind und geringe Nachfrage aufeinander treffen. Das ist v. a. nachts und am Wochenende der Fall. Negative Preise jedoch waren bislang technisch nicht möglich. Die großen Energiekonzerne können nun besser mit den kurzfristigen Elektrizitätsüberschüssen kalkulieren. „Es kann für einen Kraftwerksbetreiber billiger sein, dem Abnehmer des Stroms Geld zu bezahlen, als ein Kraftwerk kurzfristig herunter zu fahren“, sagt ein Sprecher des Stromkonzerns RWE. Denn die bestehenden Großkraftwerke seien für den Ausgleich der zunehmend auftretenden Schwankungen der Stromerzeugung nicht geschaffen. Die Produktion der Atomkraftwerke lässt sich nicht kurzfristig drosseln, auch bei Kohlekraftwerken führt eine stark schwankende Erzeugung zu stärkerer Materialbelastung und damit zu höheren Betriebskosten. Für Strom aus Kraftwerken mit sehr hohen Anfahr- und Abfahrkosten und niedrigen variablen Produktionskosten können die Grenzkosten in bestimmten Stunden negativ werden. Der erste negative Preis an der EEX dürfte da nur noch eine Frage der Zeit sein. Je mehr Windenergie produziert wird, desto stärker sinken die Großhandelspreise an der Leipziger Strombörse [WPD 2006a; May 2006]. Dieses offensichtliche Ergebnis wird auch durch zwei neue Studien bestätigt [Bode/Groscurth 2006]1 . Durch wachsende Windenergieeinspeisung werden also die Börsenpreise, jedenfalls bei Starkwind, immer stärker gesenkt, wodurch die Verbraucher begünstigt werden. Nach Angaben der Wissenschaftler erbringen Deutschlands Windenergieanlagen Einsparungen in Höhe von weit u¨ ber 1 Mrd. € pro Jahr. V. a. die industriellen Stromverbraucher profitieren so von der Windenergie, da in ihrer Stromrechnung der Großhandelspreis stärker ins Gewicht fällt als beim Haushaltskunden. Wenn aber Windenergie zukünftig – nach einem möglichen Auslaufen des EEG – immer stärker nur noch u¨ ber den Börsenpreis honoriert wird, dann wird der Großteil der Windenergieeinspeisung zu sehr niedrigen Börsenpreisen entgolten; das wäre der Tod des Baus von Windenergieanlagen und des Repowering, wie die dänische Erfahrung zeigt. Mit dann schrumpfendem Windenergieanteil hätten 1

Eine weitere, bereits im Frühjahr 2006 abgeschlossene Studie haben die Energiewirtschaftler der Universität Duisburg-Essen im Auftrag der E.ON-Energie AG erstellt. Einige Zahlen wurden im Juli 2006 in einem Fachbeitrag für die Zeitschrift Energiewirtschaftliche Tagesfragen veröffentlicht. Die Studie wurde nicht veröffentlicht.

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Verbraucher immer weniger Vorteile durch Windenergie, und die windenergiebedingte Umweltentlastung würde ebenfalls wieder geringer werden. Dieser anhand des Beispiels Dänemark vorhersehbare Marktzyklus mit seinen in zweifacher Hinsicht a¨ ußerst negativen Folgen kann durch eine geeignete Fortschreibung des EEG verhindert oder zumindest gedämpft werden.

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Literatur

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Kapitel 6

Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

Die auch im weltweiten Vergleich beeindruckende Windenergieentwicklung in Deutschland war nur möglich durch zielführende Rechtsnormensetzung, gerade auch im Bereich der Genehmigungsverfahren und der Flächenausweisungen. Die rapide Entwicklung des Onshore-Windenergieausbaus mit rund 24 GW installierter Leistung Ende 2008 zeigt dies ebenso wie der Offshore-Windenergieausbau, der nach aufwändigem Genehmigungsverfahren für die ersten 8 GW seit 2009 anläuft. Verschiedenste Interessengegensätze wurden soweit u¨ berwunden, dass der Rechtsrahmen auch für den windenergiebedingten Ausbau der Stromnetze und für die kostenaufwändige Offshore-Netzanbindung mittels Höchstspannungsseekabeln geschaffen werden konnte. Die so erreichbaren positiven Gesamtwirkungen des Ausbaus der Windenergie belegt nicht zuletzt die wirtschaftliche Entwicklung in Schleswig-Holstein, dem Pionierland der Windenergie.

6.1 Windenergieausbau onshore Das Zeitalter der modernen Windenergieanlagen in Deutschland begann o¨ ffentlich und damit auch politisch merkbar gleichsam mit einem Paukenschlag: 1983 wurde im Kaiser-Wilhelm-Koog an der schleswig-holsteinischen Westküste der „GROWIAN“ (GROsse WIndenergieANlage) errichtet [GROWIAN 1983]. Ausgelegt als 2-Flügler mit 100 m Nabenhöhe, zwei 50-m-Rotorblättern aus einer Stahl-Kunststoff-Konstruktion und einer Leistung von 3 MW war das Produkt aus dem Hause MAN, das von der Kernforschungsanlage Jülich im Auftrag des Bundesministers für Forschung und Technologie realisiert wurde, seiner Zeit zu weit voraus. Sehr schnell zeigten sich eine Reihe von Problemen, u. a. Haarrisse in der Nabe, die letztlich zur Stilllegung führten, bevor u¨ berhaupt belastbare Ergebnisse erzielt werden konnten. Bereits zuvor, systematisch aber nach dieser Zeit wurden – angeregt durch den massiven Ausbau der Windenergie in Dänemark – v. a. in den schleswigholsteinischen Landkreisen Dithmarschen und Nordfriesland, aber auch im niedersächsischen Ostfriesland durchgängig an windstarken Küstenstandorten mehrere Hundert Windenergieanlagen der Leistungsklassen 30 kW bis 150 kW L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 6,

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114

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

errichtet [Tacke 2003; Heier 2007]. Da die Windenergienutzung immer mit Flächeninanspruchnahme verbunden ist, ging diese Entwicklung in der Region nicht streitfrei vonstatten. Klagen gegen die Windenergieanlagen häuften sich. Dies gipfelte schließlich in einem Urteil des Bundesverwaltungsgerichts vom 16.7.1994, das generell den Windenergieanlagen die Privilegierung mangels zwingenden Standortbezugs absprach [§ 35Abs. 1 BauGB; Ewer 2002, S. 410 ff.]. Mit dieser Entscheidung war die Errichtung von Windenergieanlagen im Außenbereich nur noch als so genannte Nebenanlage im Rahmen eines land- oder forstwirtschaftlichen Betriebes zulässig [§ 35 Abs. 1 Satz 1 BauGB]. Dies auch nur dann – so die darauf folgende Rechtsprechung – wenn die Stromerzeugung durch die Windenergieanlagen auch zu mehr als 50% vom Betrieb selber verbraucht wird. Damit war eine Weiterentwicklung der Windenergienutzung im Sinne wachsender Anlagengrößen de facto unterbunden. Als Konsequenz wurde daraufhin das Baugesetzbuch geändert: In das am 1.1.1997 in Kraft getretene novellierte Baugesetzbuch wurde ein neuer Privilegierungstatbestand eingeführt. Danach waren Vorhaben privilegiert, wenn es „der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Wind- oder Wasserenergie dient“.

6.1.1

Eignungsflächen und Genehmigungsverfahren

Weil durch diesen neuen Privilegierungstatbestand der gesamte Außenbereich dem Grunde nach für die Nutzung der Windenergie geöffnet war, hatte der Gesetzgeber einen so genannten Planungsvorbehalt eingeführt [§ 245 b BauGB, BGBl I 1996, S. 1189 ff.]. Die Wahrnehmung dieses Planungsvorbehalts führte zur „Zurückstellung der Entscheidung u¨ ber die Zulässigkeit von Windenergieanlagen“ bis längstens 31.12.1998. Damit wurde den Landesplanungsbehörden, v. a. aber den Gemeinden, die Möglichkeit eröffnet, den Außenbereich hinsichtlich der (planungsrechtlichen) Zulässigkeit von Windenergieanlagen zu ordnen. Dies wurde in Schleswig-Holstein, und in der Folge auch von den meisten anderen Bundesländern, von Ende 1996 bis Ende 1997 konsequent umgesetzt. Im Folgenden wird das Beispiel Schleswig-Holstein dargestellt; in den anderen Bundesländern erfolgte eine a¨ hnliche Entwicklung, wobei oft auf die schleswig-holsteinische Praxis und Erfahrung in entsprechenden Bund-Länder-Gremien und interministeriellen Arbeitsgruppen zurückgegriffen wurde. Ergebnis in Schleswig-Holstein waren die so genannten „Teilregionalpläne Windenergie“: In einem aufwändigen und höchst arbeitsintensiven Prozess unter Beteiligung der Gemeinden und aller relevanten Verbände wurde – auch unter Einbeziehung der Stromwirtschaft und anderer betroffener oder berührter Interessengruppen, wie z. B. der Bundeswehr, die gesamte Landesfläche u¨ berplant. Ziel war, Eignungsräume bzw. Vorrangflächen für die Windenergienutzung auszuweisen. Mit dieser Ausweisung war zugleich verbunden, dass die Errichtung von Windenergieanlagen auf anderen Außenbereichsflächen außerhalb der so festgelegten Eignungsgebiete planungsrechtlich in der Regel untersagt war, mit den Ausnahmen „Bestandsschutz“ und „Zielabweichungsverfahren“. Im weiteren Verlauf wurden

6.1 Windenergieausbau onshore

115

die „Teilregionalpläne Windenergie“ als Eignungsgebiete für Windenergienutzung in die Regionalpläne (der Planungsräume I bis V) u¨ bernommen. Planungsrechtlich haben sie den Status von Zielen der Landesplanung. In dem damaligen historischen Kontext war der Gesamtprozess hochgradig von verschiedenen Interessenkonflikten geprägt: Innergemeindlich gab es Befürworter wie Gegner der Windenergie, was sich nicht zuletzt an der Eigentumsstruktur an den konkret planerisch vorgesehenen Flächen manifestierte. Eine weitere Konfliktebene war die zwischen Landwirten als potenzielle Betreiber und den Windenergieverbänden auf der einen Seite und verschiedenen Umweltschutzverbänden auf der anderen Seite: Während ersteren die beabsichtigten Ausweisungsflächen oft viel zu klein waren, waren letzteren die Flächen viel zu groß. Eine dritte Konfliktebene war die der anderen Nutzungs- und Schutzinteressen, z. B. die Frage, welche Abgrenzung zu den Richtfunkstrecken der Bundeswehr vorzunehmen sei. Und schließlich spielte der seinerzeitige Regionalversorger SCHLESWAG AG als Betreiber des Stromnetzes eine entscheidende Rolle. Bei der Planung war insoweit eine wesentliche Geschäftsgrundlage die Lage der potenziellen Flächen zu den vorhandenen Umspannwerken. Dieser Planungsprozess führte jedenfalls im Ergebnis zur Ausweisung von knapp 170 Eignungsgebieten bzw. Eignungsflächen, die knapp 1% der Landesfläche ausmachten. In einer Art Zwischenergebnis sind für die Bewertung zwei gegensätzliche Gesichtspunkte von Bedeutung: • Knapp ein Prozent der Landesfläche bedeutet im Umkehrschluss, dass 99% der Landesfläche nicht für die Windenergienutzung zur Verfügung stehen. Diese Tatsache hat sich immer wieder als wichtig in den Debatten u¨ ber eine zu dichte Nutzung der Landschaft für Windenergieanlagen erwiesen. Darüber hinaus zeigt die Windenergieentwicklung in Schleswig-Holstein (Abb. 7.2; Tab. 7.2) und die Abschätzung, dass auf den vorhandenen Flächen zwischen 3,5 bis 4 GW installierbar sind, welche Potenziale gleichwohl erschlossen werden können. • Die oben genannten historisch wie interessenbezogenen Konflikte haben in der Ausgestaltung der konkreten Flächen selber in vielen Fällen zu einer Art Flickenteppich geführt, der in Verbindung mit den noch zu diskutierenden Abstandsregelungen ein effizientes Repowering erheblich erschwert. Die konkrete Genehmigung von Windenergieanlagen bzw. Windparks erfolgt nach Regelungen des Bundesimmissionsschutzgesetzes [BImSchG 2007; BImSchGKommentar 2008] in Verbindung mit dem Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz [UVPG 2007, Anlage 1, Abschn. 1.6.1 bis 1.6.3] bzw. den Eingriffsregelungen der verschiedenen Landesnaturschutzgesetze. Abb. 6.1 zeigt die je nach Projektgröße unterschiedlich differenzierten Verfahrensschritte.

6.1.2

Planungserlasse und Flächenoptimierung

Bei der Umsetzung der Windenergieplanungen zeigt sich bereits früh, dass allein die rechtsförmlichen Verfahren sowohl von vielen vor Ort Betroffenen als insbesondere

116


Windfarmen mit 6 oder mehr Windkraftanlagen Windfarmen mit 3 bis weniger als 6 Windkraftanlagen gemäß Gesetz über d. Umweltverträglichkeit (UVPG) Nr.1.6.1 Anlage 1 UVPG

bei 20 und mehr WKA generelle UVP-Pflicht

Nr.1.6.2 Anlage 1 UVPG 6-19 WKA allgemeine UVPVorprüfung des Einzelfalles

3-5 WKA standortbezogene UVP-Vorprüfung des Einzelfalles

1-2 WKA > 50m Gesamthöhe außerhalb einer Windfarm

"SCREENING"

Neugenehmigung

"SCREENING"

Nr.1.6.3 Anlage 1 UVPG

UVP-PFLICHT (Öffenflichkeit über UIG informieren)

KEINE UVP-PFLICHT (aktive öffentliche Bekanntgabe)

UVP-PFLICHT (Öffenflichkeit über UIG informieren)

KEINE UVP-PFLICHT (aktive öffentliche Bekanntgabe)

Antragstellung: Vereinfachtes Genehmigungsverfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung (3 Monate nach Vollständigkeit der Antragsunterlagen) Beteiligung von betroffenen Fachbehörden und Trägern öffentlicher Belange (TÖB) ggf. Beteiligung von Naturschutzverbänden

Beteiligung von betroffenen Fachbehörden und Trägern öffentlicher Belange (TÖB)

Genehmigungsbescheid Zustellung an Antragsteller und Einwender Rechtsmittel = Widerspruch/Klage

Erläuterungen:

Abb. 6.1 Ablauf des Genehmigungsverfahrens für Windenergieanlagen gemäß Bundesimmissionsschutzgesetz ([StUA 2007])

6.1 Windenergieausbau onshore

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auch von den Gemeinden als nicht als ausreichend empfunden wurden. Wichtigstes Argument war, dass die Umsetzung von Windenergieplanungen möglichst nach einheitlichen Planungskriterien im ganzen Land erfolgen soll. In Schleswig-Holstein wurde daraufhin bereits 1995 ein Planungserlass von der Landesregierung herausgegeben, der im Jahr 2003 ergänzt wurde [Planungserlass 2003]. Diese Art der praktischen Umsetzung wurde nachfolgend auch von vielen anderen Landesregierungen u¨ bernommen. Der Rechtscharakter der Planungserlasse hat im Wesentlichen die Bedeutung von Empfehlungen, die bei den konkreten Einzelplanungen zu berücksichtigen sind. Sie behandeln folgende inhaltlichen Bereiche: • Die Zulässigkeit von Windenergieanlagen (innerhalb der Eignungsgebiete, außerhalb der Eignungsgebiete, als Nebenanlagen und im Innenbereich). • Abstände zwischen Windenergieanlagen und anderen Flächennutzungen. • Höhenbeschränkungen. • Ausgleichsmaßnahmen für den Eingriff in Natur und Landschaft. Auslöser für diese zweite Generation der Planungserlasse war die Erkenntnis, dass aufgrund der Weiterentwicklung der Windenergieanlagen-Größenklassen in den Megawatt-Bereich die in den 1990er Jahren noch erfolgte Höhenbegrenzung auf 100 m Flügelspitzenhöhe nicht mehr haltbar war. Diese – im Grundsatz positive – Weiterentwicklung, die bereits als wesentlichen Motivationshintergrund das anstehende Repowering im Blick hatte, führte allerdings dazu, dass angesichts der Dynamik der Windenergieanlagen-Entwicklung auch neue Probleme auftraten: • Beleuchtungspflicht von Anlagen, die eine Flügelspitzenhöhe von 100 m u¨ berschreiten. • Vergrößerung der Abstände von Windenergieanlagen insbesondere zu den städtebaulichen Klassifizierungen „Einzelhäuser und Siedlungssplitter“, „ländliche Siedlungen“ sowie „städtische Siedlungen, Ferienhaus/Wochenendhausgebiete und Campingplätze“. Waren im Bezugserlass von 1995 die Abstände zu den drei genannten Kategorien noch mit 300 m, 500 m und 1000 m empfohlen, so wurden diese Abstände im Jahr 2003 auf 3,5 mal Höhe, 5 mal Höhe und 10 mal Höhe vergrößert, wobei mit Höhe die Flügelspitzenhöhe gemeint ist. Eine Windenergieanlage mit 150 m Flügelspitzenhöhe hatte demzufolge zur Grenze einer städtischen Siedlung einen Abstand von 1.500 m einzuhalten [Planungserlass 2003]. Es zeigte sich schnell – und diese Frage ist auch für die zukünftige Weiterentwicklung von Bedeutung – dass bei den vorgegebenen Flächen der ausgewiesenen und in den Regionalplänen verankerten Eignungsräumen für eine optimale Ausnutzung Grenzen erreicht werden, die den ganzen, durchaus erwünschten Prozess des Repowering erheblich bremsen können. Bei der objektiv begrenzenden Flächenfrage spielt auch noch ein anderer Gesichtspunkt eine Rolle, der für das Repowering von Bedeutung ist. De facto existieren drei unterschiedliche Gebietskategorien:

118


• Ausgewiesene Eignungsgebiete, in denen letztlich Beschränkungen für ein optimiertes Repowering nur durch die vorgegebene Größe und die Rechtsnormen des Bundesimmisionschutzgesetzes [BImSchG 2007] gelten. • Ausschlussflächen, d. h. alle Flächen außerhalb der ausgewiesenen Eignungsgebiete, in denen Windenergienutzung grundsätzlich nicht möglich ist. • Bestandsschutzgebiete, d. h. bereits vor Ausweisung von Eignungsgebieten mit Windenergieanlagen bebaute Gebiete, in denen ein Repowering mit Einschränkungen und zusätzlichen Verfahrensschritten möglich ist [Regionalplan 1998]. Das Problem des Repowering in Bestandsschutzflächen soll beispielhaft an folgendem Regelungswiderspruch dargestellt werden: Eine der Einschränkungen des Repowering im Bestandsschutz besagt, dass „. . . die bisherige Anschlussleistung von Windparks an das Stromnetz nicht wesentlich erhöht wird“. In der Praxis bedeutet dies, dass nur eine Erhöhung der Anschlussleistung auf gut 150% zulässig wäre. Gleichzeitig verlangte aber der § 10 Abs. 2 des [EEG 2004] mindestens eine Verdreifachung der installierten Leistung, wenn die Vergünstigung bei der Repowering-Vergütung greifen soll. Genau die geforderte Verdreifachung der Leistung in Verbindung mit den vergrößerten Abstandsregelungen ist es auch, die bei gegebener Flächengröße dazu führt, dass in vielen Einzelfällen ein diesen Anforderungen entsprechendes Repowering nicht umsetzbar bzw. erheblich erschwert ist. Neben diesen grundlegenden Problemen erscheinen weitere konkrete Praxisprobleme als von eher untergeordneter Bedeutung. Es muss aber festgehalten werden, dass sie im Ergebnis erheblich dazu beitragen, die Umsetzung von Repowering-Projekten zu erschweren: • Exakte Abgrenzung der Eignungsraumflächen in den Planzeichnungen („Dicke des Bleistiftstrichs“). • Bauordnungsrechtliche Bestimmung des Baukörpers einer Windenergieanlage: Ist der Baukörper im Wesentlichen der Turm der Windenergieanlage, oder ist die Baukörpergrenze die mitgemessene horizontale Rotorblattlänge – wie in Schleswig-Holstein praktiziert? Dies ist deswegen von Bedeutung, weil die Abstandsberechnungen von der Baukörpergrenze her erfolgen. • Die Frage, ob die Flügelspitze u¨ ber z. B. die Eignungsraumgrenze hinausreichen darf. • Generell die in den Ländern unterschiedlich gehandhabte Frage der Grenzbebauung. • „Pufferzone“ bzw. flexible Handhabung der Eignungsraumgrenzen. Den Problemen beim Umsetzungsprozess des Repowering versuchen einige Länder durch Flexibilisierung der Normen Rechnung zu tragen. Das Land Schleswig-Holstein z. B. beabsichtigt, im Rahmen der Neufassung des Landesentwicklungsplanes sowohl eine Arrondierung der vorhandenen Eignungsflächen zu ermöglichen als auch die derzeitige Leistungsbegrenzung beim Repowering auf den Bestandsschutzflächen entfallen zu lassen [Landesentwicklungsplan 2009, S. 90– 93]. Gleichzeitig soll der Planungserlass u¨ berarbeitet werden und hinsichtlich der

6.2 Windenergieausbau offshore

119

zu berücksichtigenden Abstände usw. an die durch das BImSchG vorgegebenen Grenzen herangeführt werden.

6.2 Windenergieausbau offshore Offshore-Windenergie kann in Deutschland nennenswert nur in der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) von Nord- und Ostsee vorangetrieben werden. Insoweit sind v. a. die Aktivitäten und Verfahrensregeln des zuständigen Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) in Hamburg von Bedeutung.

6.2.1

Genehmigungsverfahren des Bundesamtes fur ¨ Seeschifffahrt und Hydrographie

Grundlage für die Genehmigung von Anlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone sind das aus dem Jahr 1982 stammende Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen und das darauf fußende nationale Seeaufgabengesetz (SeeAufgG). Darauf wiederum beruht die Seeanlagenverordnung (SeeAnlV), die das konkrete Genehmigungsverfahren regelt. ¨ In einer groben Ubersicht besteht das Offshore-Windpark-Genehmigungsverfahren, das vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) durchgeführt wird1 , in der Abarbeitung folgender Schritte: • Errichtung und Betrieb von Anlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone, die wirtschaftlichen Zwecken dienen, bedürfen nach § 2 SeeAnlV einer Genehmigung durch das BSH. • Vor Erteilung einer Genehmigung ist die Zustimmung der o¨ rtlich zuständigen Wasser- und Schifffahrtsdirektion (WSD) unter dem Gesichtspunkt der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs nach § 6 SeeAnlV einzuholen. • § 3 SeeAnlV führt abschließend die materiellen Genehmigungsvoraussetzungen in Form von Versagungsgründen auf: Eine Genehmigung ist zu versagen, wenn die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs beeinträchtigt oder die Meeresumwelt gefährdet wird, ohne dass dies durch Befristung, Bedingungen oder Auflagen verhütet oder ausgeglichen werden kann. • § 3 SeeAnlV räumt kein Ermessen ein. Insoweit handelt es sich um eine so genannte „gebundene Entscheidung“: Wenn keiner der beiden genannten Versagensgründe vorliegt, besteht ein Rechtsanspruch auf Erteilung einer Genehmigung. Die Ablaufphasen des Genehmigungsverfahrens sind ebenso aufwändig wie transparent: • Prüfung eines eingereichten Antrages auf hinreichende Bestimmtheit und Detail¨ lierung mit der Möglichkeit der Uberarbeitung. 1 [BSH 2007a]; die Zust¨ andigkeit des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) ergibt sich aus § 5 Abs. 1 Nr. 4 iVm § 1 Nr.10a SeeAufgG.

120


• Gleichzeitig erste Beteiligungsrunde der betroffenen Träger o¨ ffentlicher Belange durch Information und Gelegenheit zur Stellungnahme. • Beteiligungsrunde nach Auswertung der ersten Stellungnahmen in erweitertem Kreis, d. h. konkret unter Einbeziehung der Interessenverbände sowie Beteiligung ¨ der Offentlichkeit durch Auslegung der Antragsunterlagen. • Bereits in dieser frühen Phase erfolgt eine Beteiligung der zuständigen Bundesländer, die im Küstenmeer (d. h. innerhalb der 12-sm-Zone) für die Genehmigung der stromabführenden Kabelsysteme zuständig sind. • Nach der zweiten Beteiligungsrunde findet eine Antragskonferenz statt. Hier geht es um die Vorstellung des Projektes durch den Antragsteller, die Diskussion etwaiger entgegenstehender Belange und konkurrierender Nutzungen sowie die Festlegung des Untersuchungsrahmens zur Ermittlung möglicher Auswirkungen auf die marine Umwelt, die die Pflicht zur Vorlage einer Umweltverträglichkeitsstudie zur Folge hat. Verpflichtend ist auch die Vorlage einer Risikoanalyse bzgl. Kollisionshäufigkeiten. • Nach Vorlage der Unterlagen beim BSH werden diese an die Träger o¨ ffentlicher Belange und Verbände versandt mit der erneuten Gelegenheit zur Stellungnahme. • ImAnschluss daran findet ein Erörterungstermin statt und eine erneute Beteiligung ¨ der Offentlichkeit durch Auslegung der Unterlagen im BSH und der Möglichkeit zur Stellungnahme. • Dann prüft das BSH abschließend, ob die Voraussetzungen für die Genehmigung vorliegen. Parallel dazu prüft die Wasser- und Schifffahrtsdirektion (WSD) die Zustimmungsfähigkeit im Hinblick auf die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs. Wenn dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) mehrere Anträge für die Nutzung desselben Standortes vorliegen, wird nach § 5 SeeAnlV zuerst u¨ ber den Antrag entschieden, der als erstes genehmigungsfähig ist. Eine Genehmigungsfähigkeit ist erreicht, wenn alle für die Entscheidung benötigten Unterlagen bei der Genehmigungsbehörde vorliegen. Ein Genehmigungsbescheid wird erteilt, wenn Genehmigungsbehörde (BSH) und Zustimmungsbehörde (WSD) positiv entschieden haben. Ein wichtiger Bestandteil der Genehmigung sind die Nebenbestimmungen, die zum Großteil standardisiert bei allen Genehmigungen formuliert sind. Dabei handelt es sich v. a. um: • die Befristung der Genehmigung auf 25 Jahre, • die Bestimmung, dass 2,5 Jahre nach Erhalt des Genehmigungsbescheides mit der Errichtung der Anlagen begonnen sein muss. Zudem die Umsetzung einer Reihe von Auflagen, betreffend: • • • • •

einen sicheren Baubetrieb, Baugrunderkundung nach dem Stand der Technik, Konstruktion der Windenergieanlagen mit Einhaltung des Standes der Technik, Vorlage eines Schutz- und Sicherheitskonzeptes, Ausrüstung der Windenergieanlagen mit Lichtern, Radar und automatischem Identifizierungssystem (AIS),


121

• Verwendung möglichst verträglicher Stoffe und blendfreier Anstriche, • Verwendung kollisionsfreundlicher Fundamente, • Schallminimierung während der Errichtung und beim Betrieb der Windenergieanlagen, • Nachweis einer Bankbürgschaft zur Absicherung der Rückbaukosten. Als letzter Schritt wird dann die Entscheidung u¨ ber den Antrag in den Nachrichten für Seefahrer (NfS) und zwei u¨ berregionalen Tageszeitungen bekannt gemacht, im Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie o¨ ffentlich ausgelegt und den Trägern o¨ ffentlicher Belange wie Interessenverbänden zugesandt. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie ist ebenfalls zuständig für die Genehmigung der Seekabelanbindung in der ausschließlichen Wirtschaftszone. Die Genehmigung des weiteren Leitungsbaus, d. h. die Seekabelfortführung im Küstenmeer und die Stromableitung an Land bis zur Einbindung in den geeigneten Netzknoten, obliegt den zuständigen Landesbehörden – bis auf die im Einzelfall in der Regel erforderliche „Strom- und schifffahrtspolizeiliche Genehmigung“, für die wiederum die Wasser- und Schifffahrtsdirektion (WSD) zuständig ist. Auf Landesebene wiederum waren und sind – z. T. zwischen den hier betroffenen Bundesländern Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern unterschiedlich ausgestaltet und gehandhabt – folgende Verfahren in summarischer Darstellung von Bedeutung: • Raumordnungsverfahren (praktiziert in Niedersachsen und MecklenburgVorpommern), • gewässerschutzrechtliche Zulassung, • Befreiung von Verboten der Nationalparkgesetze (in Niedersachsen und Schleswig-Holstein), • naturschutzrechtliche Eingriffsregelung. Nachdem in einer Grundsatzdiskussion 2003 im „Ständigen Ausschuss Offshore¨ Windenergie“ die Uberlegung, angesichts der Komplexität und der Verfahrensfülle möglicherweise die Seeanlagengenehmigung mit einer Konzentrationswirkung nach dem Muster der immissionsschutzrechtlichen Anlagengenehmigung auszustatten, nicht weiterverfolgt wurde, war klar, dass es darauf ankommen würde, eine verbindliche und transparente Kooperation zwischen dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie und den Landesbehörden zu organisieren. Dies wurde in der Folge praktiziert und unterstützt durch „Runde Tische“, die insbesondere für solche Fälle ein geeignetes Vorgehen darstellten, wo es um eine notwendige Bündelung der Interessen unterschiedlicher Vorhabenträger ging, gleichwohl aber eine Eingriffsminimierung – wie z. B. bei der Querung der Nationalparke – von vornherein absehbar war. Allerdings plant die Bundesregierung die Einführung eines Planfeststellungsverfahrens mit Konzentrationswirkung für den Bereich des Küstenmeers und der landseitigen Anbindung der Offshore-Windenergie [Bundesregierung 2007, S. 13]. Es wird sich noch zeigen, ob und in welcher Weise der bisher erreichte – und in vielen Fällen bereits weit gediehene – Verfahrensstand durch den Umstand beeinflusst wird, dass nunmehr die Verantwortung für die Leitungsanbindung

122


¨ auf die Ubertragungsnetzbetreiber mit dem Inkrafttreten des Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetzes verlagert worden ist. Soweit es die Rechtsgrundlagen, die Ausgestaltung der Genehmigungsverfahren und die Ausdifferenzierung inhaltlicher Fragen und Problemlösungsansätze betrifft, so ist festzuhalten, dass innerhalb weniger Jahre ganz erhebliche Fortschritte gemacht worden sind. Das gilt für die so genannten Standarduntersuchungskonzepte, z. B. Auswirkungen von Offshore-Windenergieanlagen auf die Meeresumwelt, oder Mindestanforderungen für Gründungen von Offshore-Windenergieanlagen ebenso wie für die erforderliche Anpassung der Seeanlagenverordnung und auch die Durchführung der Verfahren im Einzelfall. Seit dem 12. Juni 2007 gilt auch das Konzept der „Standard Konstruktion“ einschließlich der Gewährleistung der Zertifizierung von Anlagen und Bauteilen [BSH 2007b]. Perspektivisch ist zudem mit der Festlegung von Grundsätzen und Zielen der Raumordnung auf dem Meer und der Festlegung von Eignungsräumen auf der Bundesebene ein grundsätzliches Instrumentarium vorhanden, auch nach der Realisierung der bisher genehmigten Projekte, weitere Ausbaustufen zu entwickeln. Die bisherigen Erfahrungen bei der Umsetzung der komplexen Verfahrenssituation – insbesondere auch die Kooperation zwischen den Behörden des Bundes und der Länder – zeigen bei allen z. T. erheblichen Konflikten im Einzelfall, dass Rechtsrahmen und Verfahrensabwicklung durch die Genehmigungsbehörden des Bundes und der Länder nicht ursächlich sind für die eingetretenen Verzögerungen. Dies wird besonders deutlich am Beispiel der erwähnten Nebenbestimmung, dass innerhalb von 2,5 Jahren nach Erteilung der Genehmigung mit der Errichtung der Anlagen begonnen werden muss: Eine zunehmende Zahl von Genehmigungsinhabern wird beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie vorstellig, um zu klären, ob und wie diese Nebenbestimmung verlängert oder geändert werden kann.

6.2.2

Eignungsgebiete und Raumordnung in der ausschließlichen Wirtschaftszone

Die Diskussion um die Entwicklung und Nutzung der Offshore-Windenergie war und ist stets begleitet von Auseinandersetzungen um den Schutz der empfindlichen natürlichen Meereslebensräume in Nord- und Ostsee. Hinzu kommen die Auseinandersetzungen um mögliche Nutzungskonflikte. Fischerei, Militär und Rohstoffexploration sind solche Beispiele. Am wichtigsten sind die grundsätzlich vorrangig zu berücksichtigenden Belange der Berufs- oder Großschifffahrt. Dies begründete schon frühzeitig die Forderung nach einer Raumordnung auch in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie hatte in Abstimmung mit dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit bereits Ende 2005 Eignungsgebiete in Nord- und Ostsee in einem Umfang von knapp 700 km2 festgelegt [BSH 2005]. In der Nordsee wurde ein größeres Seegebiet („Nördlich Borkum“) als Eignungsgebiet ausgewiesen, vgl. Abb. 6.2. In der Ostsee wurden zwei kleinere Seegebiete („Kriegers Flak“ und „Westlich Adlergrund“) als Eignungsgebiete ausgewiesen, vgl. Abb. 6.3.


Abb. 6.2 Eignungsgebiete in der Nordsee ([BSH 2007c])

Abb. 6.3 Eignungsgebiete in der Ostsee ([BSH 2007d])

123

124


Nach langen Vorarbeiten und Diskussionen wurden diese Eignungsgebiete durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie als so genannte Vorranggebiete u¨ bernommen [BSH 2008c] und durch zwei weitere Flächenvorschläge in der Nord¨ see ergänzt („Ostlich Austerngrund“ und „Südlich Amrumbank“). Ursprünglich war 2005 auch noch beabsichtigt, ein größeres Gebiet westlich von Sylt als Eignungsgebiet zu prüfen. Ein Vorranggebietsvorschlag ist daraus 2008 nicht geworden. Nach ¨ der im Herbst 2008 durchzuführenden Offentlichkeitsbeteiligung und der danach erfolgenden Beschlussfassung ist beabsichtigt, die Verordnung im Jahr 2011 zu u¨ berprüfen. Durch diese Verordnung scheint das erste Etappenziel der Bundesregierung, bis 2020 rund 10 GW Offshore-Windenergieleistung zu installieren, gesichert. Zwar wird am Ziel, bis 2030 rund 25 GW Offshore-Windenergieleistung zu installieren, festgehalten, aber genau für diese zusätzlichen Leistungspotenziale reichen die jetzigen Vorschläge für Vorrangflächen ersichtlich nicht aus: • Es ist vor dem Hintergrund raumordnerischer Grundsätze und Prinzipien nicht nachvollziehbar, wieso nur eine erste Etappe und nicht das planerische Gesamtziel raumordnerisch umgesetzt werden soll. • Durch die ausdrücklich formulierte Ausschlusswirkung der Vorranggebiete droht ein Planungsstopp für eine ganze Reihe von weiteren Projekten, die außerhalb der vorgeschlagenen Vorranggebiete bereits in Angriff genommen wurden. Es muss daher geklärt werden, wie die drohenden planerischen, genehmigungsrechtlichen und investiven Fadenrisse vermieden werden können. Die erforderlichen sehr hohen Investitionen von Herstellern und Zulieferern der Windindustrie und der maritimen Wirtschaft für den Auf- und Ausbau der Fertigungskapazitäten werden nur getätigt, wenn eine kontinuierliche Auslastung im Sinne der Realisierung des Gesamtzieles von 25 GW erwartet werden kann. Die durch das EEG 2008 erreichte Statusverbesserung im europäischen Wettbewerb könnte durch eine unzureichende Raumordnung in der ausschließlichen Wirtschaftszone wieder verspielt werden.

6.3 6.3.1

Stromnetzausbau und Verwaltungsverfahren Gesetzliche Vorgaben zur Verkabelung von Höchstspannungsleitungen

In Deutschland war es – von Ausnahmen abgesehen – in der Vergangenheit stets u¨ blich, im Hoch- und Höchstspannungsnetz Freileitungen zu errichten. Der zunehmende Widerstand gegen diese Art des Stromtransports in den vergangenen Jahren und Jahrzehnten führt in Verbindung mit der Summe aller Verfahrensvorschriften und Beteiligungsrechte zwangsläufig zu einer langjährigen Zeitspanne, bevor mit einer Umsetzung rechtssicher begonnen werden kann. Planungsbeschleunigungen mit den erheblichen erforderlichen Zeitgewinnen lassen sich aufgrund des europäischen wie deutschen Rechts kaum erzielen, es sei denn zu

6.3 Stromnetzausbau und Verwaltungsverfahren

125

Lasten massiver Einschränkungen der Beteiligungsrechte und der Rechtswege. Dies dürfte weder politisch gewollt noch durchsetzbar sein. Mögliche Alternativen, etwa Verweise auf Möglichkeiten wie europäische Netzplanung, Rechtsschutzkonzentration, Parallelverfahren, Trassengenehmigungsgesetz oder die Verbesserung der Verfahrenstransparenz a¨ ndern daran unter Zeitgesichtspunkten, wo es auf tatsächliche Echtzeitgewinne immer stärker ankommt, nur wenig [Salje 2006]. Seit Längerem erhöht sich der Druck der o¨ ffentlichen Meinung zur generellen Ausführung von Hochspannungsleitungen durch Erdkabel, v. a. auf Strecken erhöhter Umweltsensibilität (Abschn. 4.3.2). So empfahl z. B. die EU-Kommission schon im Dezember 2003, an sensiblen Stellen den Leitungsbau wegen der naturschutzrechtlichen Widerstände gegen Freileitungen durch Einsatz von Erdkabeln zu beschleunigen [EU 2003]. Der niedersächsische Landtag hat Ende 2007 das Niedersächsische Erdkabelgesetz beschlossen [Erdkabelgesetz 2007]. Danach dürfen Höchstspannungsleitungen in einem Abstand von 200 m zu Einzelwohngebäuden bzw. 400 m zu Wohnsiedlungen zukünftig nur noch als Erdkabel ausgeführt werden. Zudem wird die Querung von Landschaftsschutzgebieten ausgeschlossen. Mit diesen Neuregelungen müssen die bisherigen Planungen für die Freileitungen in Niedersachsen durch den Netzbetreiber u¨ berprüft und ggf. angepasst werden – sei es durch eine neue und in aller Regel aufwändigere Trassenfindung oder durch einen ggf. häufigen Wechsel von Erdkabelund Freileitungsabschnitten. Dabei stellt sich die Frage, ob ein solcher mehrfacher Wechsel bei einer Leitungstrasse sowohl netztechnisch wie kostenmäßig umsetzbar ist. Das neue Gesetz wird im ersten Schritt zu Verzögerungen führen. Andererseits wird die nunmehr vorgesehene (Teil-)Verkabelung die o¨ ffentliche Akzeptanz der Projekte erhöhen und u¨ berhaupt erst ermöglichen. Die Bundesnetzagentur sieht stärker die Nachteile als die Vorteile einer Verkabelung von Höchstspannungsleitungen [Bundesnetzagentur 2008c, S. 38]: „Mit einer Verkabelung neuer Verbindungsleitungen ist . . . keine wesentliche Beschleunigung des Netzausbaus zu erwarten. Vielmehr entstehen durch die notwendig werdende Abgrenzung von Kriterien für eine Verkabelung weitere Diskussionspunkte. Abgesehen davon würden durch eine solche Verkabelung die Kosten für den Netzausbau deutlich ansteigen.“ Das Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz hat in Bezug auf die Wind¨ energie neben der neuen Verantwortlichkeit der Ubertragungsnetzbetreiber für die Offshore-Netzanbindung (Abschn. 10.3.2) auch festgelegt, dass im 20-kmKüstenbereich Mehrkosten von Erdkabellösungen als unabweisbar auf die Netznutzungsentgelte umgelegt werden können [§ 21a Abs. 4 Satz 3 EnWG]. Für diese Regelung stand nicht zuletzt der lang andauernde Konflikt um die Ausführung der 110-kV-Leitung Breklum-Flensburg Pate (Abschn. 10.3.1). Dies hat nicht zu einem Einlenken des Netzbetreibers geführt, obwohl sein zentrales Argument in der Debatte, nämlich eventuelle Mehrkosten bei der Realisierung eines Erdkabels tragen zu müssen, damit entkräftet ist. Trotz aller gegenteiligen Beschlüsse von den Kommunen u¨ ber die Kreise bis hin zum schleswig-holsteinischen Landtag hält er an seiner Freileitungsplanung fest. Die Neuregelung gelte nur für Offshore-Anbindungen, und ¨ im Ubrigen handele es sich nur um eine Kann-Bestimmung.

126


Die Beispiele werfen insoweit die Frage auf, ob nicht unter konsequentem gesamtwirtschaftlichen Blickwinkel und unter Berücksichtigung der gebotenen zügigen Erschließung der mit der Windenergie verbundenen volkswirtschaftlichen Innovationspotenziale nur die Realisierung der erforderlichen Netzverstärkungen auf der Basis technisch angemessener Erdkabellösungen den notwendigen qualitativen Zeiteinsparungssprung bewirken kann.

6.3.2

Leitlinien fur ¨ transeuropäische Energienetze 2007

In den Leitlinien für transeuropäische Energienetze wird im Anhang eine Netzverstärkung im Bereich der geplanten 380-kV-Südwest-Kuppelleitung als erforderlich aufgeführt [EP 2007, Art. 6 (1)]. Dabei bleibt allerdings offen, in welcher technischen Ausführung diese Netzverstärkung durchgeführt werden soll: Netzoptimierung, Netzverstärkung, Netzneubau als Freileitung oder als Erdkabel. In den Leitlinien für „Vorhaben von gemeinsamem Interesse“ wird u. a. gefordert, das Vorhaben müsse „potenziell wirtschaftlich tragfähig“ sein. Weiterhin heißt es dort: „Die Bewertung der wirtschaftlichen Tragfähigkeit stützt sich auf eine KostenNutzen-Analyse, die alle Kosten und Nutzeffekte berücksichtigt, auch die mittelund/oder langfristigen und solche, die mit Umweltaspekten, der Versorgungssicherheit und dem Beitrag zum wirtschaftlichen und sozialen Zusammenhalt zusammenhängen.“ Bisher wurde z. B. von Vattenfall für die Freileitungsplanung einer 380-kV-Südwest-Kuppelleitung durch Südthüringen eine derartige Kosten-NutzenAnalyse nicht vorgelegt. ¨ Ubrigens wird in diesen Leitlinien für eine grundsätzlich vergleichbare Netzverstärkung zwischen Südbayern und Südtirol eine Verkabelung entlang des geplanten Brennerbasistunnels im Rahmen des europäischen Vorrangvorhabens „Höchstspannungsleitung Brennerbasistunnel“ vorgeschlagen. Sollte eine Leitung in dieser Trasse nach Nutzung von Leitungsoptimierung und -verstärkung erforderlich sein, so wäre diese Leitung sinnvoller Weise als Kabel in der Trasse der ab 2010 in Bau befindlichen ICE-Trasse auszuführen. Allerdings sind die für die ICETrasse erforderlichen Planungs- und Genehmigungsverfahren schon seit längerer Zeit abgeschlossen.

6.3.3

Energieleitungsausbaugesetz 2008

Insgesamt ist festzuhalten, dass die fehlende Transportkapazität von der Küste nach Süden und mittelfristig zwischen den neuen europäischen Offshore-Windparks ein Engpass für die weitere Entwicklung des Windenergieausbaus ist. Diese Situation wird verschärft durch die Absicht der EU, den Stromhandel europaweit zu verstärken, und die erhebliche Anzahl neuer geplanter fossiler Großkraftwerke an der deutschen Küste. Auch nach Auffassung der Bundesregierung machen der zügige Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung, der verstärkte grenzüberschreitende Stromhandel und neue konventionelle Kraftwerke

6.4 Fallbeispiel Schleswig-Holstein

127

den raschen Ausbau des Höchstspannungsnetzes in Deutschland dringend erforderlich. Mit dem Energieleitungsausbaugesetz von 2008 wird die energiewirtschaftliche Notwendigkeit der dort genannten 41 als vordringlich eingestuften Leitungsbauvorhaben verbindlich festgestellt [ELAG 2008]. Mit dem Gesetz werden also ¨ die von den vier Ubertragungsnetzbetreibern angezeigten Maßnahmen – alle in Freileitungsausführung – ohne ergebnisoffene Alternativenprüfung vorab als notwendig eingestuft. Das „Ob“ eines Vorhabens ist damit den Planungs- und Genehmigungsbehörden vorgegeben, da die im Gesetz benannten Projekte vom Gesetzgeber als energiewirtschaftlich notwendig festgelegt werden. Ferner wird der Rechtsweg für die vordringlichen Vorhaben auf eine Instanz verkürzt. Die im Gesetz genannten Trassen stützen sich wesentlich auf Vorgaben der vorher schon erläuterten Leitlinien für transeuropäische Energienetze sowie der denaI-Netzstudie (Abschn. 10.3.4). Es wird wohl den Gerichten u¨ berlassen bleiben, zu prüfen, ob der Gesetzgeber ohne Einzelfallprüfung bezüglich Notwendigkeit, Umweltbelastung und Alternativen bestimmte Leitungen und ihre Lage und Ausführung vorgeben darf, ohne dabei andere gesetzliche Vorgaben zu verletzen. Die dena-I-Netzstudie berücksichtigte jedenfalls in mehreren Bereichen weder den Stand der Technik noch geltendes Recht und kann deshalb sicher nicht als Beleg für die Notwendigkeit der im Gesetz aufgeführten Leitungen dienen (Abschn. 10.3.4). Der Einsatz von Erdkabeln im deutschen Höchstspannungsnetz soll im Rahmen von vier Pilotprojekten ermöglicht werden. Zudem besteht nun explizit die Möglichkeit, realisierbare Netzplanungen auf der Basis moderner ¨ Ubertragungstechnologien wie Gleichstrom-Erdkabel und bipolare DrehstromErdkabel vorzulegen und umzusetzen. Ein Großteil der bisher geplanten und letztlich wohl ohnehin unrealisierbaren Freileitungsplanungen würde so obsolet. Damit würde für die Windenergieinvestoren die Planungssicherheit deutlich erhöht und eine wesentliche Grundlage für den weiteren Ausbau insbesondere der Offshore-Windenergie gelegt.

6.4 6.4.1

Fallbeispiel Schleswig-Holstein Praxiserfahrungen im Windland Schleswig-Holstein

Global denken und in diesem Fall regional handeln wurde in Schleswig-Holstein mit dem Ausbau der Windenergie konsequent praktiziert. Es begann Ende der 1980er Jahre noch mit dem Ruch von Spinnern und Tüftlern. Trotz aller Hemmnisse und natürlich auch vorhandener Probleme hat sich Schleswig-Holstein in den darauf folgenden zwei Jahrzehnten einen auch international anerkannten Ruf als „Muster-Windland“ erworben [Voigt 2006]. Die dynamische Entwicklung in Schleswig-Holstein wird sehr gut sichtbar in Abb. 6.4. Ende 2007 drehten sich in Schleswig-Holstein 2.565 Windenergieanlagen. Sie wiesen eine installierte Leistung von 2.423 MW auf. Die Windenergieanlagen produzierten im Jahr 2007 u¨ ber 4 TWh Strom und deckten damit weit u¨ ber 30% des

128


2500

Anzahl und MW

2000

1500

1000

500

0 1 ? 5 bis 13

0,5 0,3 bis 0,5 ?

162

8 Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

werden. Insgesamt ergeben sich als Untergrenze der Monetarisierung der externen Kosten 6 ct/kWh. Der volkswirtschaftliche Nutzen der Windenergieproduktion, also die Summe aus vermiedenen einzelwirtschaftlichen und externen Kosten, beträgt also mindestens rund 13 ct/kWh.

8.1.4 Abgeltung des volkswirtschaftlichen Nutzens durch die EEG-Mindesteinspeisevergutung ¨ Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (Kap. 5) legt normativ die Vergütung fest, die für eingespeiste erneuerbare Energie dem Anlagenbetreiber von dem zur Abnahme gesetzlich verpflichteten Netzbetreiber zu entrichten ist, für Onshore-Neuanlagen in 2008 rund 5 ct/kWh für 20 Jahre zzgl. mindestens die ersten 5 Jahre ein Zuschlag von gut 4 ct/kWh. Für Offshore-Windenergie werden zumindest in den ersten 12 Jahren nach der Inbetriebnahme bis zu 15 ct/kWh vergütet, anschließend nur noch 3,5 ct/kWh. Zudem brauchen die Betreiber der Windenergieanlagen die Kosten für Netzanbindung und Weiterleitung nicht zu tragen, diese werden vielmehr von den Netzbetreibern aufgebracht und auf die Stromkunden umgelegt. Im Prinzip kann diese normativ festgelegte, d. h. nicht explizit an einen gemessenen oder messbaren Nutzen gebundene Vergütung für Windenergie (und die u¨ brigen vom EEG erfassten regenerativen Energien) als Abgeltung des in diesem Abschnitt beschriebenen volkswirtschaftlichen Nutzens interpretiert werden. Dabei ist vermittels der Umlegung der bezahlten Vergütungen auf die Stromkunden letztlich die Gesellschaft als Ganzes Kostenträger, der eben auch der Nutzen der vermiedenen volkswirtschaftlichen Kosten der nicht-erneuerbaren Energieerzeugung zugute kommt. Die deutlich höhere gesetzliche Vergütung für Windenergie, die offshore gewonnen wird, zeigt allerdings, dass die Vergütung als eine Art von Anreizfinanzierung auch die Kosten der Anlagenbetreiber berücksichtigen muss, die zweifellos offshore ganz erheblich höher liegen werden als onshore. Dem erwarteten größeren volkswirtschaftlichen Nutzen dieser Offshore-Anlagen trägt der Gesetzgeber dadurch Rechnung, dass die Verpflichtung zum Bau der Seekabelanbindung vom OffshoreWindpark im Meer bis zum geeigneten Netzknoten an der Küste und weiter bis zum bestehenden Höchstspannungsnetz den Netzbetreibern u¨ bertragen wurde, die die entstehenden Kosten auf die Strompreise umlegen können (Abschn. 10.1.1). Letztlich muss offensichtlich die Höhe der Vergütung für die verschiedenen Formen erneuerbarer Energieerzeugung so gesetzt werden, dass die Investoren für ihre Investitionen die für die entsprechende Risikoklasse typische Mindestrendite erzielen und damit zum angestrebten gesellschaftlichen Nutzen beitragen, wie er in § 1 EEG als Zweck benannt wird.

8.2

Grenznutzen und Grenzkosten

Viele erneuerbare Energiequellen, insbesondere der Wind, aber auch die Sonneneinstrahlung auf fotovoltaische Kraftwerke und die Wasserkraft in Laufwasserkraft-

8.2 Grenznutzen und Grenzkosten

163

werken, unterliegen starken zeitlichen Schwankungen mit oft sehr ausgeprägten, sehr kurzen Maxima des natürlichen Angebots. Dies hat Konsequenzen sowohl für die technische wie für die wirtschaftliche Optimierung der Erzeugungssysteme, insbesondere der Windenergieanlagen. Mit der Turmhöhe und der Flügellänge der Windenergieanlagen, aber auch mit der Generatorleistung, von der das Einsetzen der Herunterregelung der Turbine bestimmt wird, wächst die mechanische Dauerwechselbelastung aller Bauteile stark an. Dies führt zu einer technischen Grenze für die Größe der einzelnen Windenergieanlage. Mit den derzeit verfügbaren Materialien und technischen Möglichkeiten dürften Anlagen mit gut 120 m Rotordurchmesser, Turmhöhen bis zu 150 m und Generatornennleistungen im Bereich von bis zu 7,5 MW auf absehbare Zeit diese Grenze markieren. Warum aber auch die wirtschaftlich optimale Auslegung der Anlagen für solche fluktuierende Quellen ein Problem darstellt, lässt sich recht einfach erklären: Bei einer Vergrößerung von Turbine und Generator u¨ ber ein für den Standort vernünftiges Maß hinaus gewinnt man nur in den wenigen Stunden des Jahres, in denen das natürliche Angebot eine hohe Spitze erreicht, eine insgesamt sehr geringe zusätzliche Menge an Energie. Der zusätzliche Nutzen wird also bei einer laufenden Erhöhung der installierten Leistung immer kleiner, was mit dem Ausdruck „abnehmender Grenznutzen“ beschrieben wird. Die anfallenden zusätzlichen Kosten für eine Erhöhung der installierten Leistung sinken dagegen nicht mit wachsender Anlagengröße, die Grenzkosten nehmen also nicht mit wachsender installierter Leistung ab, sondern eher zu, da ab einer gewissen Größe dann eben auch die statischen Strukturen wie Fundament und Turm u¨ berproportional stärker ausgelegt werden müssen. Es gibt also einen Punkt, wo sich (monetär bewerteter) zusätzlicher Nutzen und zusätzliche Kosten aufwiegen: Das ist das Optimum. Doch wie bestimmt man dieses „vernünftige Maß“ der Investition quantitativ? Die Antwort auf diese Frage gibt ein zentraler Satz der Wirtschaftstheorie: Das Optimum des Ertrags ist bei der Höhe der Investition erreicht, bei welcher der • Grenznutzen, das ist die Steigerung des Bruttoertrags bei einer (infinitesimal kleinen) Erhöhung der Investition, gleich groß ist wie die • Grenzkosten, also die Zunahme der Kosten durch diese Erhöhung der Investition. Dieser Satz ist ein Spezialfall des „Pareto-Optimums“ der neoklassischen Gleichgewichtstheorie. Ein Pareto-Optimum in Bezug auf eine o¨ konomische Variable ist ¨ dann erreicht, wenn durch eine (infinitesimale) Anderung dieser Variablen kein Marktteilnehmer schlechter gestellt wird als zuvor. Zur mathematischen Herleitung siehe Kasten 8.1. Kasten 8.1: Definitionen und Rechenschritte fur ¨ die Optimierung Optimierung ist die Ermittlung oder tatsächliche Durchsetzung des (dynamischen) Gleichgewichtszustands eines Systems, bei dem eine Zielfunktion

164


(z. B. der Ertrag eines Unternehmens oder einer Volkswirtschaft) als Funktion des Faktoreinsatzes (z. B. der Produktionsfaktoren Arbeit oder Kapital) den günstigsten Wert erreicht. Dabei sind im allgemeinen Fall außer der Maximierung der Zielfunktion auch noch Nebenbedingungen einzuhalten (wie etwa ein von der allgemeinen Konkurrenz diktiertes Lohnniveau oder ein vom internationalen Kapitalmarkt vorgegebenes Renditeniveau der Investoren). Der einfachste Fall für die mathematische Behandlung eines solchen Optimierungsproblems ist dann gegeben, wenn der Ertrag Y (etwa der Ertrag eines Investors) als Differenz von Nutzen N und Kosten C nur von einem Faktor, etwa der Höhe des Kapitaleinsatzes K abhängt (oder nur diese Abhängigkeit von Interesse ist). Es ist dann also Y(K) = N(K) − C(K).

(8.1)

Wie u¨ blich notieren wir die Ableitung einer Funktion nach einer ihrer Variablen, hier also nach der Höhe des Kapitaleinsatzes K, durch die tief gestellte Variable. Der Grenznutzen NK , d. h. die Erhöhung des Nutzens bei einer (infinitesimalen) Erhöhung von K, ist damit NK := dN(K) / dK.

(8.2)

Entsprechend sind die Grenzkosten CK := dC(K) / dK.

(8.3)

Die u¨ bliche Annahme positiven, aber abnehmenden Grenznutzens, die auch bei den späteren Anwendungen im Bereich der Windenergie zutrifft, ist mit dieser Notierung gegeben durch NK > 0, NKK < 0.

(8.4)

Zutreffend ist weiterhin oft, auch in den späteren Windenergieanwendungen, die Annahme weitgehend konstanter Skalenkosten, d. h., die Kosten nehmen ungefähr proportional mit dem Kapitaleinsatz K zu: C(K) ≈ c ∗ K, wobei c ≈ CK ; c ist ungefähr konstant.

(8.5)

Nun zur Durchführung der Optimierung: Eine Funktion einer Variablen hat bekanntlich dort ein Extremum, wo ihre Ableitung nach dieser Variablen den Wert Null annimmt: Y(K) = maxK , wennYK = 0.

(8.6)

Damit aber eine Investition u¨ berhaupt erfolgt, muss außerdem die Nebenbedingung erfüllt sein, dass die Rentabilität r des eingesetzten Kapitals, also die

8.2 Grenznutzen und Grenzkosten

165

Größe r = Y/K, zumindest im Maximum von Y(K) bei (Y*, K*) den in der gegebenen Risikoklasse marktüblichen Wert rmin erreicht oder u¨ berschreitet. Damit ist das Optimierungsproblem definiert: Y(K) = maxK , mit der NebenbedingungY/K ≥ rmin .

(8.7)

Daraus folgt: YK = NK − CK = 0, also NK = CK : Grenznutzen = Grenzkosten. (8.8) Wie in Abb. 8.3 grafisch gezeigt, bestimmt demnach der Schnittpunkt der Grenznutzenkurve NK (K) mit der Grenzkostenkurve CK (K) ≈ c, hier vereinfachend einer Konstanten c gleichgesetzt, den Optimalwert K* der Investition; genau dort liegt der Optimalwert Y* =Y(K*) des Ertrags der Investition. Zudem muss der Gesamtnutzen im Optimum K*, nämlich N(K*), größer sein als die zugehörigen Kosten C(K*); andernfalls wäre die gesamte Investition volkswirtschaftlich nicht wirtschaftlich. Wenn der Gesamtnutzen im Optimum so groß ist, dass die Rentabilität, also r* =Y*/K*, den Wert rmin erreicht oder u¨ berschreitet, also r* ≥ rmin , dann ist die Investition auch einzelwirtschaftlich rentabel, und es wird sich ein Investor finden.

Abbildung 8.3 zeigt schematisch Nutzen N und Kosten C als Funktion des Kapitaleinsatzes K, sowie Grenznutzen NK und Grenzkosten CK . Sie stellt den mathematischen Zusammenhang in Kasten 8.1 grafisch dar: • Die Nutzenkurve N steigt bei zunehmendem Kapitaleinsatz K an, aber mit abnehmender Steigung. Ihre Ableitung, nämlich die Grenznutzenkurve NK , ist also fallend („abnehmender Grenznutzen“) und geht bei großem Kapitaleinsatz gegen Null. • Die Kostenkurve C steigt annähernd linear mit dem Kapitaleinsatz K an. Ihre Ableitung CK ist also annähernd eine Konstante c („konstante Skalenkosten“). • Der Nettoertrag Y als Differenz von Nutzen N und Kosten C hat sein Maximum Y* genau dort, wo Grenznutzen NK und Grenzkosten CK einander gleich sind. Der Schnittpunkt der Kurven NK und CK bestimmt also das Optimum K* des Kapitaleinsatzes. Zusammenfassend kann man sagen: • Der Grenznutzen einer Investition ist die Steigerung des Nutzens pro Erhöhung der Investition. • Die Grenzkosten einer Investition sind die zusätzlichen Kosten pro Erhöhung der Investition. • Das Optimum des Ertrags einer Investition liegt vor, wenn Grenznutzen und Grenzkosten gleich groß sind, soweit bei dieser Investition der Gesamtnutzen

166


Nutzen, Kosten [ ] Nutzen N

Kosten C = c * K Nettoertrag Y = N – C Grenzkosten CK = c

Y*

Grenznutzen NK

K*

Kapitaleinsatz K [ ]

Abb. 8.3 Nutzen und Kosten als Funktion des Kapitaleinsatzes (Die durchgezogenen Linien zeigen schematisch Nutzen N und Kosten C als Funktion des Kapitaleinsatzes K sowie den resultierenden Nettoertrag Y = N − K. Die beiden gestrichelten Linien zeigen den Grenznutzen NK und die Grenzkosten CK . Das Maximum Y* des Nettoertrags Y(K) liegt bei dem Kapitaleinsatz K*, bei dem die Grenzkostengerade CK = c die Grenznutzenkurve NK schneidet.)

N, gegeben durch die Fläche unter der Grenznutzenkurve NK bis zu K*, größer ist als die Gesamtkosten. ¨ Für ein System zur Erzeugung (Kraftwerke) und Ubertragung (Stromleitungen) von elektrischer Energie ist die sowohl technisch als auch o¨ konomisch entscheidende Größe die maximale Leistung Pmax , die erzeugt und gesichert u¨ bertragen werden kann. Pmax ist also gegeben als die kleinere der zwei Größen • Nennleistung der installierten Generatoren PNenn , • thermische Grenzlast der u¨ bertragenden Leitungen PGrenz . Die von einem solchen System, also etwa einem Windpark in einer gegebenen Region mit einem gegebenen oder noch auszubauenden Leitungsnetz erzielbare maximale Leistung Pmax hängt mit dem erforderlichen Kapitalaufwand K funktional zusammen, und es gilt annähernd (wenn man von der Stückelung der typischen Generatorgrößen und Leitungsstärken absieht), dass maximale Leistung Pmax und Kapitalaufwand K einander proportional sind: Pmax proportional K. Im Folgenden werden deshalb die Nutzen-Kosten-Kurven als Funktion der erzeugbaren und/oder der u¨ bertragbaren elektrischen Leistung P dargestellt anstelle der im allgemeinen volkswirtschaftlichen Kontext verwendeten Variablen Kapitaleinsatz K.

8.3 Grenznutzenkurve einer zeitlich fluktuierenden Quelle wie der Windenergie

8.3

8.3.1

167

Grenznutzenkurve einer zeitlich fluktuierenden Quelle wie der Windenergie Monetarisierung des Nutzens

Der gesellschaftliche Nutzen der Windenergie wird zwar theoretisch mit den vermiedenen einzelwirtschaftlichen und externen Kosten begründet, praktisch aber im Wesentlichen mit der vom Gesetzgeber festgesetzten EEG-Mindestvergütung für die eingespeiste Energie gleichgesetzt (Abschn. 8.1.4). Damit wird der gesamtwirtschaftliche Nutzen einer Windenergieanlage eindeutig kalkulierbar: Er ist proportional zum Energieertrag E, der in einem typischen Jahr erzielt und ins Netz eingespeist werden kann. Der Nutzen ist leicht zu monetarisieren, solange eine einheitliche Vergütung pro Kilowattstunde (also, wie im EEG 2008, unabhängig von der momentanen Stromnachfrage) für eine Anlage gegebenen Inbetriebnahmedatums bezahlt wird. Der Nutzen ergibt sich dann als N = m ∗ E [€/a] mit m : Vergütung pro Kilowattstunde [€/kWh], E : Energieertrag pro Jahr [kWh/a]. Die relevante unabhängige Variable, von der der erzielte Nutzen an einem gegebenen Standort entscheidend abhängt, ist die maximale Leistung Pmax , die vom Generator der Windenergieanlage bzw. in einem Windpark von der Summe der Ge¨ neratoren erzeugt und vom Netz am Ubergabepunkt aufgenommen werden kann. Je nachdem welche Größe diese Leistung begrenzt, ist also die maximale Leistung Pmax mit der Nennleistung Pnenn der einspeisenden Windgeneratoren oder mit der Grenzleistung des Leitungsnetzes PGrenz zu identifizieren. Die maximale Leistung Pmax , die ja ihrerseits in der Tat annähernd proportional ist zur Höhe K der Kapitalinvestition des Windenergieanlagenbetreibers und des Netzbetreibers, tritt im Folgenden an die Stelle der Variablen K im vorherigen Abschn. 8.2. Damit ist die Nutzenfunktion gegeben durch N = N(Pmax ) mit Pmax : maximale Leistung [kW], die vom Generator erzeugt und ¨ vom Netz am Ubergabepunkt aufgenommen werden kann. Die Ableitung der Nutzenfunktion N(P) nach der Leistung P, wie u¨ blich als NP notiert, also NP := dN(P)/dP, gibt den Zuwachs an Nutzen pro Erhöhung der maximal einspeisbaren Leistung an und stellt damit die Grenznutzenfunktion dar. Im Folgenden wird gezeigt, dass die für die Optimierung benötigte Grenznutzenkurve sich aus dem Jahresgang der Leistung eines Windparks (oder von anderen stochastischen Energiequellen wie fotovoltaische Anlagen oder kleinen Laufwasserkraftwerken) an einem gegebenen Standort herleiten lässt. Dies geschieht in zwei Schritten.

168

8.3.2


Prinzip der Erstellung einer Dauer-Leistung-Kurve

Als erstes wird aus dem gemessenen zeitlichen Verlauf der Windgeschwindigkeit an einem gegebenen Standort mittels der Leistungskurve der dort geplanten Windenergieanlage oder aus der Leistung einer bereits bestehenden Windenergieanlage die Dauer-Leistung-Kurve für eine Windenergieanlage an diesem Standort erstellt. Abbildung 8.4 erläutert das zugrunde liegende Prinzip. Sie zeigt – stark vereinfacht – den zeitlichen Verlauf der Windenergieproduktion eines küstennahen Windparks an 10 windstarken Tagen, wie er schon in Abb. 3.8 gezeigt wurde. Die schraffierte Fläche unter dieser Kurve entspricht als Produkt von Leistung p und Dauer t der Energieproduktion pro installiertem kW während der erfassten Periode von 240 h vom 22.12.2004 bis zum 31.12.2004; Multiplikation mit der installierten Nennleistung PNenn ergibt die gesamte Energieproduktion. Diese Energieproduktion multipliziert mit der gesetzlichen Einspeisevergütung in €/kWh ergibt die gesetzlich anerkannte Untergrenze des volkswirtschaftlichen Nutzens der Einspeisung von Windenergie während der betrachteten Periode. In der Abb. 8.4b wird die Abb. 8.4a um 90 ◦ gedreht gezeigt: Hier sind nun die Tage von oben nach unten angetragen – für das Folgende denke man nun an die 365 Tage eines gegebenen Jahres statt der 10 Tage in Abb. 8.4a – und nach rechts die Leistung, d. h. die jeweiligen 10-Minuten-Mittelwerte der abgegebenen Leistung P des Windparks als Bruchteil p = P/PNenn der insgesamt installierten Leistung PNenn des Windparks. Folgt man den vertikalen Geraden, die zu den verschiedenen Werten von p gehören, so sind für p = 0,2; 0,4; 0,6; 0,8 und 1,0 die Abschnitte gestrichelt eingezeichnet, wo die Leistungskurve rechts von der jeweiligen p-Geraden verläuft. Diese Abschnitte bedeuten also Zeitintervalle, in denen die Leistung mindestens den Wert P = p ∗ PNenn erreicht. Die Summe der Längen dieser gestrichelten Linienabschnitte für ein gegebenes p ergibt die Dauer T, für die die Leistung P = p ∗ PNenn erreicht oder u¨ berschritten wird. In Abb. 8.4c wird für jeden Wert von p = Windleistung P pro installierte Leistung PNenn diese Summe T der Dauern als Funktion von p aufgetragen, hier etwa als Zahl der Stunden des betrachteten Zeitraums von 240 h, in der späteren Abb. 8.5 als Zahl der Stunden des dort betrachteten Jahres. Diese Kurve gibt also für jede Leistung P bezogen auf die installierte Generatornennleistung PNenn die Dauer, d. h. die Zahl der Stunden an, während derer aufgrund der Windverhältnisse am Standort mindestens die Leistung P = p ∗ PNenn erreicht wird. Aufgrund der beschriebenen Konstruktion der Abb. 8.4c ergibt sich, dass die schraffierte Fläche in Abb. 8.4c gleich ist der schraffierten Fläche in Abb. 8.4b. Beide Flächen sind proportional der im betrachteten Zeitraum erzeugten Energie und damit proportional zum wirtschaftlichen Nutzen des Windparks in der kurzen Starkwindperiode von 10 Tagen, die hier zur Verdeutlichung der Berechnungsweise beispielhaft herangezogen wurde. In Abb. 8.4d werden die Werte längs der vertikalen Achse aus Abb. 8.4c nun mit einer typischen EEG-Einspeisevergütung von 0,075 €/kWh multipliziert. Die schraffierte Fläche unter dieser Kurve multipliziert mit der installierten Leistung


169

a Leistung eines Windparks als Funktion der Zeit t = 0...240 h p = Windleistung P pro installierte Leistung PNenn 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0

22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. 30.12. 31.12.

t [h] 24

48

72

96

b wie Bild a, aber um 90

0

120

144

168

192

216

240

gedreht t [h]

22.12

24

23.12

48

24.12

72

25.12

96

26.12

120

27.12

144

28.12

168

29.12

192

30.12

216

31.12

240

0,0

0,2 0,4 0,6 0,8 p = Windleistung P pro installierte Leistung PNenn

1,0

c resultierende Dauer-

d mit 0,075 €/kWh bewertete

Leistung-Kurve

Dauer-Leistung-Kurve

Dauer T [kWh/kW=h]

[ /kW]

240

18

200

15

150 10 100 5 50 0 0,0


1,0

Abb. 8.4 Erstellung einer Dauer-Leistung-Kurve

0 0,0


1,0

170


gibt die Vergütungssumme in den 10 betrachteten Tagen bei unbegrenzt möglicher Erzeugung und Einspeisung an.

8.3.3

Dauer-Leistung-Kurve und Grenznutzen-Leistung-Kurve

Für die Bewertung des volkswirtschaftlichen Nutzens eines Windparks mit gegebener Auslegung an einem bestimmten Standort ist offensichtlich eine kurze Periode mit spezifischen Windbedingungen nicht repräsentativ. Vielmehr ist die statistische Verteilung der potenziellen Einspeisung mindestens eines ganzen Jahres (besser von mehreren Jahren) heranzuziehen. Eine nach demselben Verfahren wie in den Abb. 8.4a–c für ein ganzes Jahr erzeugte Dauer-Leistung-Kurve muss demgemäß als Ausgangspunkt1 zur Ermittlung des volkswirtschaftlichen Gesamtnutzens N und der Grenznutzenfunktion Np (p) dienen. Eine solche Kurve für ein ganzes Jahr für einen Windpark an der Küste mit sehr leistungsstarken neuen Anlagen ist exemplarisch in Abb. 8.5a skizziert. Wie schon erläutert, ist die gesamte schraffierte Fläche unter der Dauer-LeistungKurve in Abb. 8.5a proportional zur Energieeinspeisung des Windparks bei unbeschränkter Einspeisung (kWh pro installierter Nennleistung in kW). Die Kurve in Abb. 8.5b ist identisch mit der in Abb. 8.5a, aber durch die Bewertung der erzeugten Energie mit der geltenden EEG-Vergütung (im Beispiel 0,075 €/kWh) wird die schraffierte Fläche unter der Kurve proportional zum jährlichen monetären Nutzen in € pro installierter Nennleistung. Wird die Einspeisung allerdings begrenzt, z. B. bei p = 0,9, wie in den Abb. 8.5a– c eingezeichnet, so kann eine Menge an Energie nicht eingespeist werden, die der doppelt schraffierten Fläche rechts unten in den Abbildungen entspricht. Erhöht man nun die Grenzleistung um ein kleines p, wie in der Ausschnittsvergrößerung in Abb. 8.5c dargestellt, so ist der zusätzliche Nutzen N die senkrecht schraffierte Fläche, das Produkt aus der Höhe des Streifens, nämlich m∗T(pGrenz ), und seiner Breite, nämlich der zusätzlich möglichen Einspeiseleistung p. Teilt man die Größe dieser Fläche durch p, so erhält man den Grenznutzen N/p bei einer Erhöhung von p auf p + p. Dieser Quotient ist aber gerade die Höhe des Streifens. Der Grenznutzen als Funktion der relativen Leistung p ist demnach durch die Höhe des Streifens, d. h. durch den Wert der durch die Kurve dargestellten Funktion an der Stelle p = P/PNenn gegeben. Kurz gesagt: Bei einer Erhöhung der Grenzleistung um ein kleines p entspricht der zusätzliche Energieertrag der Fläche eines Streifens der Breite p und Höhe der Kurve an der Stelle PGrenz , hier p = 0,9. Die Höhe der Kurve gibt also gerade die zusätzliche Einspeisevergütung pro zusätzlich möglicher Einspeisung 1 In der Literatur, z. B. in [Windenergiereport 2005], wird die Leistung-Dauer-Kurve f¨ ur verschiedene Jahre angegeben, um das statistische Verhalten der Windenergieproduktion einer Standortregion zu charakterisieren (Abschn. 3.2). Mathematisch gesprochen ist die Leistung-DauerKurve, nämlich Leistung als Funktion der Dauer, die Inverse der in Abb. 8.4c und im Folgenden gezeigten Dauer-Leistung-Kurve, die die Dauer als Funktion der Leistung angibt.


171

Abb. 8.5 Herleitung der Grenznutzen-Leistung-Kurve aus einer Dauer-Leistung-Kurve – schematisch

172


p an: Das ist genau die Definition des Grenznutzens. Die gesuchte monetäre Grenznutzen-Leistung-Kurve ist also nichts anderes als die gemessene oder berechnete Dauer-Leistung-Kurve der Anlagen, wie in Abb. 8.5a gezeigt, bewertet mit der Einspeisevergütung, wie in Abb. 8.5b gezeigt. Die gesuchte monetäre Grenznutzenkurve, etwa für einen gegebenen Windpark für ein gegebenes Jahr, geht also aus der Dauer-Leistung-Kurve hervor durch eine Umskalierung der vertikalen Achse von „Dauer“ auf „€/kW“. In diesem Sinne stellt die Dauer-Leistung-Kurve die energetische Grenznutzen-Leistung-Kurve dar, die durch Bewertung der Energieerzeugung mittels der EEG-Einspeisevergütung zur monetären Grenznutzen-Leistung-Kurve, kurz Grenznutzenkurve wird.

Kasten 8.2: Mathematische Herleitung der Grenznutzenfunktion Die Dauer-Leistung-Kurve stellt die Funktion T = T(p) dar, wobei p = P/PNenn die Leistung relativ zur installierten Nennleistung angibt und T die Dauer in Stunden, für die mindestens diese Leistung erbracht wird. Kann jede Leistung bis PNenn , also bis p = 1, eingespeist werden, so gilt für die eingespeiste Energie 1 E=

T(p) dp,

p=0

d. h., die Fläche unter der Dauer-Leistung-Kurve ergibt die eingespeiste Energie. Wird die Leistungseinspeisung aber – etwa durch die Grenzleistung der Netzanbindung – auf ein pGrenz = PGrenz /PNenn begrenzt, so ist die eingespeiste Energie gegeben durch p Grenz

E(pGrenz ) =

T(p) dp. p=0

Der monetäre Nutzen bei einer (konstanten) Einspeisevergütung von m €/kWh ist also p Grenz m∗T(p) dp. N(pGrenz ) = p=0

Die Ableitung von N(pGrenz ) nach der Grenzleistung pGrenz , also die Grenznutzenfunktion Np (p) ist dann gleich dem Integranden, also gleich Np (p) = m∗T(p) [€/kW].

Literatur

173

8.3.4 Anwendung der Grenznutzenfunktion Die Ermittlung der Grenznutzenfunktion ist nun aber keinesfalls ein Selbstzweck, vielmehr ist sie – wie im obigen Abschn. 8.2 ausführlich dargestellt – immer dann sinnvoll, ja sogar notwendig, wenn es um die einzelwirtschaftliche oder gesamtwirtschaftliche Optimierung des Mitteleinsatzes geht. Dabei wird der Gleichgewichtspunkt bestimmt, bei dem die Grenznutzenkurve und die Grenzkostenkurve sich schneiden. Ein Optimum liegt vor, soweit bei dieser Investition der Gesamtnutzen N, gegeben durch die Fläche unter der Grenznutzenkurve NK bis zu K* in Abb. 8.3, größer ist als die Gesamtkosten. Drei Klassen von Optimierungsfragen werden in den folgenden Kapiteln behandelt: • Kap. 9: Welches ist die optimale technische Auslegung der Anlagen eines Windparks in einer bestimmten Standortregion? • Kap. 10: Wie hoch ist die optimale Stärke der Netzanbindung, insbesondere das Maß des volkswirtschaftlich zumutbaren Ausbaus des Höchstspannungsnetzes zur Fernübertragung von Windenergie? • Kap. 11/12: Welche Zusammensetzung des Gesamtsystems von Kraftwerken – inklusive Pumpspeicherwerke und anderer Speicher – muss längerfristig erreicht werden, damit die Zielvorgabe der Bundesregierung für eine massive Erhöhung des Beitrags erneuerbarer Energien zur Stromversorgung realisiert werden kann?

Literatur [Apfelstedt 1996] Apfelstedt G, Jarass L, Obermair G M: Die Umweltverträglichkeitsprüfung von Hochspannungsleitungen. In: Handbuch der Umweltverträglichkeitsprüfung (HdUVP). Storm P-C und Bunge Th (Hrsg.), Schmidt-Verlag Berlin Bielefeld München, 19. Lieferung, V/1996. [BMU 2007] Erneuerbare Energien in Zahlen – Internet Update. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin, November 2007. http://www.erneuerbareenergien.de/files/erneuerbare energien/downloads/application/pdf/broschuere ee zahlen.pdf (abgerufen am 11.2.2008). [EEG 2004] Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG) vom 21 Juli 2004. Bundesgesetzblatt Jahrgang 2004, Teil I, Nr. 40, ausgegeben zu Bonn am 31 Juli 2004, S. 1918–1930. http://www.gesetze-iminternet.de/eeg 2004/ (abgerufen am 9.9.2008). [EEG 2008] Gesetz für den Vorrang Erneuerbaren Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG). Verabschiedet vom Deutschen Bundestag, 6.6.2008. http://www.bmu.de/erneuerbare energien/downloads/doc/40508.php (abgerufen am 9.9.2008). [EEG-Stromerzeugung 2006] Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG): Entwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien bis zum Jahre 2020 und finanzielle Auswirkungen. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2006. http://www.bmu.de/ files/pdfs/allgemein/application/pdf/prsentation ergebnisse.pdf. [Jarass 1989] Jarass L, Nießlein E, Obermair G M: Von der Sozialkostentheorie zum umweltpolitischen Steuerungsinstrument – Boden- und Raumbelastung von Hochspannungsleitungen. Nomos-Verlag, Baden-Baden, 1989.

174


[Jarass/Obermair 2007] Jarass L, Obermair G M: Wirtschaftliche Zumutbarkeit des Netzausbaus für Windenergie. Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz ¨ und Reaktorsicherheit. Uberarbeiteter Schlussbericht, 30.3.2007. http://www.JARASS.com, Energie, A. Bücher und umfangreiche Gutachten. [Krewitt/Schlomann 2006] Krewitt W, Schlomann B: Externe Kosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Vergleich zur Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern. Gutachten im Rahmen von Beratungsleistungen für das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. DLR, Stuttgart, Fraunhofer Institut System- und Innovationsforschung, Karlsruhe, 6.4.2006. http://www.erneuerbare-energien. de/files/erneuerbare energien/downloads/application/pdf/ee kosten stromerzeugung.pdf. [Windenergiereport 2005] Windenergiereport 2005. Institut für Solare Energieversorgungstechnik e.V. – ISET, Universität Kassel, 2006. Erscheint seit 1999 jährlich; einige Daten sind online abrufbar unter REISI, Windmonitor. http://reisi.iset.uni-kassel.de/pls/ w3reisidad/www reisi page.show menu?p name=132019&p lang=ger.

Kapitel 9

Optimierung von Windenergieanlagen

Seit 1980 wurden die Windenergieanlagen drastisch vergrößert: Die typischen Turmhöhen stiegen von 30 m auf bis zu 120 m, wodurch wesentlich höhere und gleichmäßigere Windgeschwindigkeiten genutzt werden können. Die installierte Generatornennleistung stieg von rund 30 kW auf mittlerweile bis zu 6.000 kW. Der Rotordurchmesser stieg von rund 15 m auf bis zu 127 m, was die für die jährliche Windenergieproduktion entscheidende Rotorkreisfläche von knapp 200 m2 auf u¨ ber 12.000 m2 erhöhte. Der jährliche Energieertrag pro Anlage stieg von etwa 0,035 GWh auf bis zu 20 GWh. Die Stromgestehungskosten konnten so bis 2005 etwa halbiert werden. Seit 2006 steigen allerdings die spezifischen Investitionskosten der Windenergieanlagen wegen der stark gestiegenen Rohstoffpreise und der wachsenden internationalen Nachfrage nach Windenergieanlagen. Es bleibt zudem abzuwarten, ob die offshore mindestens doppelt so hohen Investitionskosten durch die dort deutlich höheren Winderträge voll ausgeglichen werden können. Windenergie ist in jedem Fall von allen erneuerbaren Energien (mit Ausnahme der Wasserkraft) am kostengünstigsten und lag 2008 bei den einzelwirtschaftlichen Kosten nicht mehr wesentlich u¨ ber dem Niveau neuer thermischer Kraftwerke. Eine Verringerung der spezifischen Flächenleistung (W/m2 ), d. h. kleinerer elektrischer Generator in sonst unveränderter Windenergieanlage, verringert die jährliche Energieerzeugung nur geringfügig, führt aber zu einer geringeren mechanischen Belastung der Anlage, einer deutlich höheren Volllaststundenzahl und einer deutlich besseren Prognostizierbarkeit der Windenergieproduktion.

9.1

Entwicklung von Rotordurchmesser und installierter Leistung

Für die technisch-wirtschaftlich optimale Auslegung der einzelnen Windenergieanlagen für einen bestimmten Standort sind die Häufigkeiten und Erwartungswerte der Windenergieproduktion und die daraus resultierende Nutzen-Kosten-Struktur maßgeblich. Solche statistische Angaben u¨ ber das Windenergieangebot sind im letzten Jahrzehnt für alle in Frage kommenden Standortregionen gemessen und L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 9,

175

176

9 Optimierung von Windenergieanlagen

Abb. 9.1 Entwicklung von Rotordurchmesser und installierter Leistung seit 1980 ([BWE 2008a, Technik, Folie 2])

zusammengetragen worden (Abschn. 3.1). Der nachfolgende Abschnitt gibt einen ¨ Uberblick u¨ ber die Entwicklung von Rotordurchmesser und installierter Leistung, also die Ergebnisse der Optimierung der Windenergieanlagen. Abbildung 9.1 veranschaulicht die Entwicklung von Rotordurchmesser und installierter Leistung von neu installierten Windenergieanlagen. Seit 1980 sind die Windenergieanlagen zur Senkung der Stromerzeugungskosten drastisch vergrößert worden: • Die Generatornennleistung stieg von 30 kW auf bis zu 6.000 kW. • Der Rotordurchmesser stieg von 15 m auf bis zu 127 m, die u¨ berstrichene Rotorfläche entsprechend von knapp 200 m2 auf u¨ ber 12.000 m2 . • Die Flächenleistung, also die installierte Leistung pro Rotorfläche, stieg von unter 200 W/m2 auf deutlich u¨ ber 400 W/m2 . • Die Turmhöhe stieg von 30 m auf 120 m, wodurch wesentlich höhere und gleichmäßigere Windgeschwindigkeiten genutzt werden können. • Der jährliche Energieertrag pro Anlage stieg von etwa 0,035 TWh auf bis zu 20 TWh. Bei den jeweils neuen Windenergieanlagen stieg also in 25 Jahren die Nennleistung auf das 200fache, die u¨ berstrichene Rotorfläche auf das 65fache, die Turmhöhe auf das 4fache, der jährliche Energieertrag pro Anlage auf das 500fache. Tabelle 9.1 zeigt die im Jahr 2008 größten kommerziell verfügbaren Windenergieanlagen der Welt. Bereits 2009 sollen die ersten 6-MW-Anlagen auf den Markt kommen. Je sechs der 5-MW-Anlagen von Repower und von Multibrid werden 2009 im Versuchsfeld Alpha-Ventus nördlich von Borkum in der Nordsee installiert. Hunderte von vergleichbaren Windenergieanlagen wurden von Privatinvestoren zur

9.1 Entwicklung von Rotordurchmesser und installierter Leistung

177

Tab. 9.1 Die größten Windenergieanlagen der Welt 2008 ([BWE 2008a, Technik, Folie 3])

Nennleistung [MW] Rotordurchmesser [m] Nabenhöhe [m] Installierte Anlagen [–]

Enercon

Enercon

Repower

Multibrid

E112 4,5 114 112 5

E127 6 127 135 1

5M 5 126 120 1

M5000 5 116 103 1

Installation ab 2010 geordert, noch bevor die Windenergieanlagen ihre nachhaltige Zuverlässigkeit unter Beweis stellen konnten. Der Marktführer Enercon konzentriert sich auf die Weiterentwicklung von Onshore-Anlagen: • Mitte 2007 Fertigstellung der Enercon-112m/6MW mit 160 m Turmhöhe in Brandenburg; • Ende November 2007 Bau der leistungsstärksten Anlage der Welt mit 127 m Rotordurchmesser und 6 MW installierter Leistung, Nabenhöhe 135 m [Enercon 2008a] auf dem Rysumer Nacken nahe Emden; erwartete Stromerzeugung ca. 20 GWh pro Jahr. Wie bei technischen Entwicklungen u¨ blich, wurden meist nicht sofort die Prototypen mit den jeweils maximal möglichen Werten realisiert, sondern zunächst bewährte Anlagen der jeweils vorherigen Generation. Diese zeitliche Verzögerung zeigt Abb. 9.2: Die Entwicklung der durchschnittlich installierten Leistung einer Windenergieanlage hat sich seit 1987 von rund 0,03 MW in 1987 auf 0,12 MW in 1992 vervierfacht, bis 2004 nochmals verzehnfacht auf 1,2 MW. Seit 2005 stieg sie nur noch gering an, erst nach großräumiger Einführung der neuen 6-MW-Anlagen onshore und offshore ist mit einer weiteren deutlichen Erhöhung zu rechnen. Abbildung 9.3 zeigt die Entwicklung der Rotordurchmesser als Anteil der einzelnen Rotorklassen an der jährlich neu installierten Leistung. Dadurch werden die

[MW] 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6

Abb. 9.2 Durchschnittlich pro Windenergieanlage installierte Leistung 1987– 2007 (nach [DEWI 2008, S. 41])

0,4 0,2 0,0 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

178

9 Optimierung von Windenergieanlagen

[%] 100 90

Rotordurchmessergruppen Group of Rotor Diameters 60,1 - 90 m

80 70 60 50

32,1 - 48 m 22,1 - 32 m

40 30 20

>90,1 m

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Windenergie

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