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Energiewende: Ausblick auf 2017

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Für das Jahr 2017 lassen sich einige Trends im Bereich des Stromsystems prognostizieren:

Weiteres Wachstum bei Windkraftanlagen: Im Jahr 2017 gelten noch die Übergangsregelungen aus dem alten EEG, sodass viele Windanlagenprojektiere versuchen, noch vor Beginn der Ausschreibungen (siehe unten) ihre Anlagen unter den Regelungen des EEG 2014 zu errichten. Auch im Bereich Offshore-Windkraft sind mehrere Windparks im Bau. Ein weiterer Zubau von Windanlagen in Höhe von 4 Gigawatt (On- und Offshore) für 2017 ist insofern realistisch.

Gestiegene Attraktivität von Solarstrom-Eigenversorgungsanlagen:

Für neue Solaranlagen mit einer Leistung von weniger als 750 Kilowatt, für die anstelle des neuen Ausschreibungsregimes weiterhin Einspeisevergütungsregeln gelten, wird das Jahr 2017 voraussichtlich mehrere Erhöhungen der Vergütung bringen. Beispielsweise steigt für Kleinanlagen mit einer Leistung von bis zu zehn Kilowatt die Vergütung zum 1. Januar 2017 von 12,50 Cent auf 12,70 Cent pro Kilowattstunde, zum zweiten Quartal steht aufgrund der sehr niedrigen Zubauraten 2016 vermutlich eine weitere Erhöhung an. Verbunden mit den kontinuierlich sinkenden Preisen für Photovoltaikanlagen und Stromspeicher in Kombination mit steigenden Haushalts- und Gewerbestrompreise wächst somit 2017 die Attraktivität für Solarstrom-Eigenversorgungsanlagen deutlich. In Summe mit den Anlagen aus den Ausschreibungen, die nun gebaut werden müssen (siehe unten), ist eine Zubaumenge von etwa 1,5 Gigawatt Photovoltaik im Jahr 2017 realistisch.

Kraftwerksstilllegungen im konventionellen Bereich:

Als Teil des Atomausstiegs erlischt die Betriebsgenehmigung des Kernkraftwerks Gundremmingen B Ende Dezember 2017. Es gehört mit einer Leistung von 1.344 Megawatt zu den großen deutschen Kernkraftwerken. Zum 1. Oktober 2017 werden zudem zwei weitere Braunkohlekraftwerke in die so genannte Sicherheitsbereitsschaft gehen: Die Blöcke P und Q des Kraftwerkes Frimmersdorf mit´einer Leistung von jeweils 300 Megawatt. Darüber hinaus hat die STEAG fünf alte Kohlekraftwerksblöcke zur Stilllegung angemeldet, die insgesamt eine Leistung von etwa 2.300 Megawatt haben. Damit werden konventionelle Kraftwerke mit einer Leistung von gut vier Gigawatt im Jahr 2017 das deutsche Stromsystem verlassen. Aufgrund der Überkapazitäten im deutschen Strommarkt stellt dies für die Versorgungssicherheit kein Problem dar. Da diese Kraftwerke zu den eher inflexiblen Anlagen gehört haben, dürfte sich vielmehr die Flexibilität des Stromsystems durch die Abschaltungen erhöhen.

Das Jahr 2017 hat darüber hinaus energiepolitische Bedeutung:

Ausschreibungen als Instrument der Erneuerbaren-Energien-Finanzierung: Am 1. Januar 2017 ist das novellierte Erneuerbare-Energien-Gesetz in Kraft getreten. Das Gesetz vollzieht vor allem den Wechsel von einer Regulierung des Erneuerbare-Energien-Zubaus über gesetzlich festgelegte Einspeisevergütungen hin zu einer Bestimmung der Erneuerbaren-Vergütung über Ausschreibungen. Zudem wird die Ausbaumenge über die Ausschreibungsmenge reguliert, während bisher die Zubaumengen indirekt über die Förderhöhen gesteuert werden sollten. In der 25-jährigen Geschichte der Erneuerbaren-Energien-Förderung in Deutschland stellt dies einen grundlegenden Paradigmenwechsel dar. So sieht das EEG 2017 die Ausschreibung von zunächst jährlich 2.800 Megawatt Windkraftleistung an Land vor. Der erste Ausschreibungstermin für eine Leistung in Höhe von 800 Megawatt ist der 1. Mai 2017. Zudem werden durch Regelung des neuen Windenergie-auf-See-Gesetzes am 1. März 2017 1.550 Megawatt Windkraftleistung auf See ausgeschrieben. Darüber hinaus werden im Bereich der Photovoltaik die bisherigen Pilotausschreibungen für große Anlagen als dauerhaftes Instrument etabliert mit einer Jahresmenge von 600 Megawatt. Und auch bei den Biogasanlagen wird es eine Ausschreibung für Neu- und Bestandsanlagen geben in Höhe von zunächst 150 Megawatt pro Jahr.

Sinkende Kosten für Erneuerbare Energien:

Es wird erwartet, dass die Ausschreibungen die Kosten für Strom aus Erneuerbaren Energien weiter senken. Die jüngsten Ausschreibungsergebnisse aus dem Herbst 2016 für Offshore-Windenergie in den Niederlanden und in Dänemark haben tatsächlich deutlich niedrigere Strombezugskosten als in Deutschland generiert. Auch die Ergebnisse der Solarstrom-Pilotausschreibungen haben in den vergangenen zwei Jahren deutlich sinkende Solarstromkosten ergeben – so gab es bei der jüngsten deutsch-dänischen Solarstromauktion das Rekordergebnis von nur 5,38 Cent pro Kilowattstunde. Weitere Preisrückgänge sind angesichts eines weltweiten Preisverfalls wahrscheinlich.

Realisierungsquoten:

Das Jahr 2017 wird erstmals auch belastbare Informationen über die Realisierungsquoten bei Ausschreibungen liefern: Am 6. Mai 2017, 20. August 2017 und 18 Dezember 2017 endet die ultimative Frist für die Inbetriebnahme von Solarstromanlagen für die im Rahmen der ersten drei Pilotausschreibungen schon Jahr 2015 Zuschläge erteilt worden war. Hier geht es insgesamt um 500 Megawatt. Darüber hinaus steht das Jahr 2017 energiepolitisch unter dem Einfluss der Bundestagswahl. Der Ausgang der Wahl wird die künftige Energiepolitik Deutschlands maßgeblich prägen. In der kommenden Legislaturperiode stehen im Zusammenhang mit der Energiewende etliche wesentliche Entscheidungen an, etwa die Frage, wie der Verkehrs- und der Wärmesektor dekarbonisiert werden können und welchen Anteil hierbei ein verstärkter Einsatz von Ökostrom haben kann. Zudem werden 2017/2018 die Weichen dafür gestellt, ob die nationalen Klimaschutzziele für 2020 und 2030 noch erreicht werden können und insbesondere, ob es einen langfristig verlässlichen Ausstiegsfahrplan aus der Kohlekraft geben wird. Wichtig wird auch, gerade angesichts stetig steigender Strompreise bei sinkenden Öl- und Gaspreisen, eine grundlegende Überarbeitung des Abgaben- und Umlagensystems sein.

Quelle: AGORA Jahresbericht 20.3.17

Eiswurf

Die Gefahren, die von Windkraftanlagen ausgehen können, werden einerseits aus Unwissenheit unterschätzt und andererseits – wissentlich - nicht nur unterschätzt, sondern bewusst verschwiegen. Dabei könnte und sollte die Anzahl bekannt gewordener Unfälle und gefährlicher Ereignisse längst ausgereicht haben, um die zuständigen Ämter und Behörden wachzurütteln oder auch aufzuschrecken.

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Eistage pro Jahr

Zu beachten ist, dass sich die Wurfweite, die vom Quadrat der Geschwindigkeit direkt abhängig ist, von z.B. 547 m auf 855 m erhöht, wenn die Umdrehungszahl von 20 rpm auf 25 rpm geändert wird (was bei einem Defekt des Bremssystems jederzeit geschehen kann). Im übrigen kann es auch nicht darum gehen abzuschätzen, unter welchen Wetterbedingungen und wie oft ein solches fatales Ereignis eintreten könnte. Genauso wenig zulässig ist die Abschätzung eines möglichen (und wahrscheinlich tödlichen) Restrisikos, das dann ja von Mensch und Tier, die sich innerhalb der Gefahrenzone aufhalten, zu tragen wäre. Windkraftanlagen und deren Betrieb besitzen innerhalb einer für jede WKA spezifischen Gefahrenzone ein unter keinen Umständen tolerierbares Gefährdungspotential. Wer hier Bau- und Betriebsgenehmigungen ohne sicherheitsrelevante Auflagen erteilt, macht sich u.U. nicht nur zivilrechtlich, sondern auch strafrechtlich haftbar.

Bildbeschreibung

Eisansatzerkennung durch Unwuchten und Vibrationen (Nordex) Aufgrund der geringen Unterschiede von den Eisansatz beeinflussenden Umgebungsparametern, wie z.B. Luftfeuchtigkeit, Temperatur, Windströmungsrichtung und Böigkeit, direkt an den Oberflächen der Drei Rotorblätter einer Windkraftanlage, findet in der Regel ein ungleichmäßiger (unsymmetrischer) Eisansatz an den Rotorblättern statt. Diese Ungleichverteilung in der Ausbreitung des Eisüberzugs führt aufgrund der damit verbundenen Gewichtsunterschiede der Blätter und der Drehbewegung des Rotors bei Betrieb zu einer Unwucht im Antriebsstrang. Diese Unwucht überträgt sich auf die Gondel und den Turm und regt zu Vibrationen an, die über die standardmäßig installierte und dauerhaft arbeitende Turmschwingungsüberwachung erkannt werden. Im Falle von hohen Vibrationen wird die Anlage gestoppt indem die Rotorblätter in Fahnenstellung gebracht werden.

In dieser Stellung ist ein Wiederanlaufen der Anlage nicht möglich. In der Regel muss die Anlage manuell (d.h. durch Inaugenscheinnahme) wieder angefahren werden (Vestas)

Eisansatzerkennung durch Betriebsparameterabgleich (Nordex) Während der gesamten Betriebsdauer der Windkraftanlage werden kontinuierlich unter anderem die Betriebsparameter Windgeschwindigkeit und aktuelle Leistungsabgabe aufgezeichnet und mit den Soll werten der Anlagensteuerung verglichen. Bei Eisansatz an den Rotorblättern verändert sich deren Form und damit ihr aerodynamisches Profil, so dass es zu einer Abweichung zwischen Soll-Drehzahl bzw. –Leistung und Ist-Drehzahl bzw. Leistung bei der aktuell vorherrschenden Windgeschwindigkeit kommt. Die Anlage wird bei Nichteinhaltung der Vorgabeparameter sofort sanft abgebremst. Dieses Verfahren erkennt symmetrischen als auch unsymmetrischen Eisansatz. Eisansatzerkennung durch Abgleich der gemessenen Windgeschwindigkeiten (Nordex)

Die Messung erfolgt durch ein Schalensternanemometer und ein berührungsfreies Ultraschallanemometer. Beim Schalensternanemometer wird die Lagerung beheizt, in den Schalen selbst jedoch kann sich Eis bilden. Dies führt zu einer Verringerung der gemessenen Windgeschwindigkeit wenn sich Eis bildet, während das Ultraschallanemometer weiterhin die richtige Windgeschwindigkeit misst. Die beiden Systeme überprüfen sich ständig gegenseitig und die WKA stoppt, sofern sich die Werte von beiden Windgeschwindigkeitsmessern einen zu grossen Unterschied aufweisen.

Warmlufteinblasung in das Rotorblatt (Enercon) Bei der Warmlufteinblasung wird Warmluft von der Nabe her ins Rotorblatt (Vorderkante und Hinterkante) eingeführt.

Lidar Windmessung

Lidarmessgeräte senden einen Laserblitz aus, der von kleinen Luftteilchen zurückgestreut wird. Anhand der windgeschwindigkeitsabhängigen Frequenzverschiebung, die bei der Reflektion des Strahls auftritt, erkennt das Gerät Windgeschwindigkeit und -richtung in verschiedenen Höhen. Die Akzeptanz durch Gutachter, Banken und Investoren steigt zunehmend. Lidarmessungen liefern ohne Eingriffe in die Natur Messergebnisse in Höhen bis 250 Meter. Problemlos lässt sich gleichzeitig in verschiedenen Höhen messen und am Ende der Messkampagne der Standort wechseln. Knifflig wird die Qualitätssicherung im komplexen Gelände, für das die Technik logistisch gut geeignet ist. Eine Zusatzoption des Herstellers Leosphere, nimmt eine Standortkorrektur der Messdaten im Gerät vor. Die Messungenauigkeiten sind richtungsabhängig. Rund um den Messpunkt ist das Gelände unterschiedlich steil. Kommt der Wind aus einer Richtung, wo das Gelände komplex ist und sich stark ändert, sind die Messfehler am größten. Pro Messrichtung liegt die Fehlertoleranz zwischen einem und fünf Prozent.

Vorteile

  • Keine Messmastbeeinflussung
  • Sofort Messbereit am Zielort
  • Meßbereich sehr groß (bis 200 m)
  • keine Baugenehmigung erforderlich
  • Bei Projektabbruch Abbau und Aufbau andernorts
  • Flexibler Einsatz am Standort wenn ein Standort wenig Wind zeigt
  • keine Messmastvereisung

Nachteile

  • Meßfehler bei komplexem Gelände
  • Stromversorgung: Generator notwendig (Solar reicht nicht)
  • Bei Ausfall von Sensoren gehen alle Daten verloren Reparatur nur vom Hersteller
  • Kalibrierung ist zeit- und kostenintensiv
  • bei niedrigen Wolken, Nebel keine Meßwerte, bei sehr klarer Luft keine Messung (Skandinavien)
  • Diebstahlgefahr: (Baúzaun reicht nicht aus)

Strömungsanhebung am Berg verursacht Meßfehler. Fehlersimulation und Fehlerkorrektur mittels CFD. Fehlergrösse 2 bsi 4 %. Anwendung der Fehlersimulatuion erfordert Erhöhung der Unsicherheitsangabe im Gutachten. Vereisung auf Gerät:Eigenwärme verhindert vereisung. Wasser wird von Wischer weggewischt

UVP Gesetz wird novelliert

Das Bundeskabinett hat am 15. Februar 2017 den Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung des Rechts der Umweltverträglichkeitsprüfung beschlossen. Verbesserungen gibt es insbesondere bei der Öffentlichkeitsbeteiligung. Bürgerinnen, Bürger und Verbände können die UVP-Unterlagen künftig über zentrale Internetportale des Bundes und der Länder einsehen. Gleichzeitig werden die Vorschriften des UVP-Gesetzes neu gegliedert und klarer gefasst.

Die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) ist ein wichtiges Instrument des Umweltschutzes und der Umweltvorsorge. Industrieanlagen (z. B. Kraftwerke, Chemiefabriken und große Tierhaltungsanlagen) und Infrastrukturprojekte (z. B. Autobahnen, Windkraftanlagen, Eisenbahnlinien oder Flughäfen) dürfen nur genehmigt werden, wenn die Umweltauswirkungen, die von dem Vorhaben ausgehen können, zuvor in einem systematischen Prüfverfahren ermittelt, beschrieben und bewertet worden sind. Wichtiger Bestandteil der UVP ist auch eine Öffentlichkeitsbeteiligung. Zudem sollen die UVP-Vorschriften insgesamt vereinfacht, klarer und anwenderfreundlicher ausgestaltet werden.

Quelle: BMUB-PM, Pressedienst Nr. 060/17. Gesetzesentwurf auf der Internetseite des BMUB.

Die wichtigsten Regelungen im UVP-Gesetz betreffen den Anwendungsbereich (Anlage 1/Spalte 1) die Vorprüfung des Einzelfalls gem. § 3 c (1) Satz 1 (sog. “Screening”) sowie Anlage 1/Spalte 2 die Regelungen zur Feststellung der UVP-Pflicht (§§ 3 bis 3 f) die Regelung zum Scoping (§ 5) die Regelung zu den vorzulegenden Unterlagen des Vorhabensträgers (§ 6 (3) und (4)) die Regelung zur grenzüberschreitenden UVP (§ 8, 9 a und 9 b) sowie die Einführung eines Trägerverfahrens für bestimmte Anlagen (§§ 20 ff).

Nachfolgend sollen besonders die Regelungen, die die Planung und das Genehmigungsverfahren von Windfarmen betreffen, näher vorgestellt werden.

Die Genehmigung von Windfarmen mit drei oder mehr Anlagen, die eine Höhe von 50 m überschreiten, erfolgt im Rahmen eines immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahrens. Wer Träger des Verfahrens und wer die zuständige Genehmigungsbehörde ist, ist in den einzelnen Bundesländern unterschiedlich geregelt. In Baden-Württemberg sind z. B. die Kreisverwaltungs-behörden zuständig.

Bei drei bis fünf Anlagen erfolgt eine standortbezogene, bei sechs bis 19 Anlagen eine allgemeine Vorprüfung (sog. “Screening” nach § 3 c UVPG), in der behördenintern entschieden wird, ob eine UVP durchzuführen ist. Die Vorprüfung erfolgt unter Berücksichtigung von Kriterien, die in der Anlage 2 zum UVPG zusammengefasst sind. Hierzu zählen die Merkmale des Vorhabens, der Standort des Vorhabens sowie die Merkmale der möglichen Auswirkungen. Zu diesem Screening kann zusätzlich ein Besprechungstermin (Beachte: unterschiedliche Handhabung in den Ländern) bei der genehmigenden Behörde mit dem Investor, Vertretern der Naturschutzbehörden und ggf. einem Landschaftsplaner als Berater des Antragstellers stattfinden. Erfahrungsgemäß ist es für den Antragsteller von großem Vorteil, den Screening-Termin fachlich detailliert vorzubereiten. Dies betrifft insbesondere die möglichen Konfliktpunkte, die zu einer UVP-Pflicht führen können (z. B. mögliche erhebliche Beeinträchtigungen der Vogelwelt oder des Landschaftsbildes).

Bei Feststellung einer UVP-Pflicht lädt die Genehmigungsbehörde die Träger öffentlicher Belange - u. a. zuständige Naturschutzbehörden, Verbände etc. - zu einem sog. “Scoping”-Termin (gem. § 5 UVPG) ein. Auf der Grundlage, der vom Antragsteller zu erstellenden Scoping-Unterlagen, wird bei dem Besprechungstermin über den Inhalt und Umfang der voraussichtlich beizubringenden Unterlagen gem. § 6 UVPG sowie Gegenstand, Umfang, Methoden und Sonstiges diskutiert und entschieden.

Bei der Umweltverträglichkeitsprüfung sind die unmittelbaren und mittelbaren Auswirkungen auf

  1. Menschen, Tiere und Pflanzen, biologische Vielfalt,
  2. Boden, Wasser, Luft, Klima und Landschaft,
  3. Kulturgüter und sonstige Sachgüter sowie
  4. die Wechselwirkungen zwischen den vorgenannten Schutzgütern

eines Vorhabens zu ermitteln, zu beschreiben und zu bewerten (§ 2 (1) Satz 2 UVPG).

Die UVP erfolgt unter Beteiligung der Öffentlichkeit und ist unselbständiger Teil des immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahrens. Sie soll der genehmigenden Behörde bei der Entscheidung über die Zulässigkeit eines Vorhabens eine Hilfe sein, entfaltet jedoch keine rechtsverbindliche Wirkung.

Abgeregelter Windstrom wird vergütet (Härtefallregelung nach § 15 EEG)

§ 15 EEG 2017 – Härtefallregelung

Die Abregelung des "überschüssigen" Windstroms ist im EEG geregelt und nennt sich "Härtefallregelung": "Wird die Einspeisung von Strom aus einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas oder Kraft-Wärme-Kopplung wegen eines Netzengpasses im Sinne von § 14 Absatz 1 reduziert, muss der Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, die von der Maßnahme betroffenen Betreiber abweichend von § 13 Absatz 4 des energiewirtschaftsgesetzes für 95 Prozent der entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen und abzüglich der ersparten Aufwendungen entschädigen".

Zuviel Stromeinspeisung führt zu einem Frequenzanstieg im Netz mit der Gefahr eines Zusammenbruchs. Weil das Gesetz verlangt, dass erneuerbare Energien Einspeisevorrang haben, drosselten Energieversorger zuerst gasgefeuerte, nukleare und Kohlekraftwerke. Dann wurden die ersten Windparks wegen des ansteigenden Überangebots vom Netz genommen.

Werden Erzeugungsanlagen aus anderen Gründen als der Einspeisemanagement-Maßnahme in ihrer Leistungsabgabe reduziert oder ganz abgeschaltet (z. B. Revision, Starkwind), besteht für die entsprechenden Zeiträume kein Anspruch auf Entschädigung.

Doch die Windpark-Betreiber und Investoren erhielten auf Grund des Erneuerbaren Energie - Gesetzes (EEG) Zahlungen, als ob sie produzierten, obwohl sie nichts produzierten. Die Kosten dieser Zahlungen betragen mittlerweile 1 Milliarde pro Jahr und steigen noch weiter an.

Bildbeschreibung

Grafik: Prof. Dr. Fritz Vahrenholt

Doch auch diese Zahlungen reichen nicht aus, um ein gelegentliches Überangebot zu verhindern. Wenn das geschieht und Strompreise tatsächlich negativ werden, ist Deutschland gezwungen, seine überschüssige Energie auf die Netze der Nachbarländer zu entsorgen. Der Stromexport beläuft sich auf 50 Terawattstunden (TWh) jährlich, bei einer Gesamtwindenergieerzeugung von 85 TWh, so dass wir Windenergie hauptsächlich für den Export produzieren, aber dafür wenig Geld bekommen oder noch drauf zahlen.

Auch die Nachbarn sind wenig begeistert, Geld für Deutschlands Abfallstrom zu erhalten, denn Polen, die Niederlande, Österreich und die Schweiz müssen dann ihre eigenen Kraftwerke herunterfahren. Im Ergebnis rentieren sich ihre Kraftwerksinvestitionen geringer. Als Reaktion darauf hat Polen von der Europäischen Kommission die Erlaubnis erhalten, an der Grenze zu Deutschland Phasenschieber zu bauen, die den Strom von der deutschen Seite zurückweisen können. Die Tschechische Republik wird demnächst folgen.

Redispatch

Unter Redispatch sind Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken zu verstehen, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, so werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.

Den ausführlichen Bericht hierzu ist bei der Bundesnetzagentur zur Netz- und System-sicherheit einsehbar.