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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

Windmessungsrichtlinien TR 6, Revision 9

Am 22. September 2014 wurde durch den Fachausschuss Windpotenzial der Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien (FGW e.V.) die Revision 9 der Technischen Richtlinie 6 „Bestimmung von Windpotenzial und Energieerträgen“ verabschiedet. Die TR 6 wurde erstmals im Jahr 2004 herausgegeben mit dem Auftrag den im Rahmen des verabschiedeten EEG eingeführten Referenzertrag im Rahmen einer Richtlinie zu erläutern und einen Standard zur Berechnung zu schaffen. Seit 2004 erfuhr die TR6 verschiedene Überarbeitungen, die mit der nun herausgegebenen Revision 9 eine neue Dimension hinsichtlich der zu Grunde gelegten Standards und Verfahren erfährt.

Die TR6 hat sich insbesondere in Deutschland zu dem maßgeblichen Standard bei der Bestimmung des Windpotenzials und Energieertrages für Windenergieanlagen entwickelt. Im Rahmen von Akkreditierungen zur Bestimmung des Windpotenzials und Energieerträgen wird die TR6 als relevanter Standard zu Grunde gelegt. Die Orientierung an der TR6 ist daher ein wesentliches Kriterium zur Akzeptanz einer Energieertragsermittlung bei Banken und Investoren.

Verstanden sich die vorangegangenen Revisionen maßgeblich als Mindeststandards hinsichtlich der Dokumentation in einer Windpotenzial- und Energieertragsermittlung, so enthält die Revision 9 wesentliche Detaillierungen im Vergleich zu der vorherigen Revision 8. Hier sind insbesondere die konkretisierten Anforderungen zur Repräsentativität von Eingangsdaten (Windmessungen und Betriebsdaten von Windenergieanlagen (WEA), die Anforderungen an die verwendeten Modelle sowie die Unsicherheitsbetrachtung zu nennen. Neu in der Richtlinie aufgeführt sind Verfahren und Standards für den Einsatz von Fernerkundungssystemen wie LIDAR oder SODAR und die Berücksichtigung von Mindererträgen aufgrund von temporären Abschaltungen sowie weitere technische Verluste.

Repräsentativität von Eingangsdaten Als ein zentraler Punkt wurde in der TR 6 die Repräsentativität von Eingangsdaten (Windmessung sowie auch Betriebsdaten von WEA) neu formuliert. Die Repräsentativität einer Windmessung oder von Betriebsdaten einer Windenergieanlage sind maßgeblich abhängig von der Entfernung zum geplanten Standort (horizontale Komponente) sowie von dem Unterschied der Messhöhe zu der geplanten Nabenhöhe (vertikale Komponente). Die horizontale Komponente wird in der Richtlinie insbesondere in Zusammenhang mit der Orographie des umgebenden Geländes betrachtet. So sind (analog zur bereits 2009 verabschiedeten MEASNET Richtlinie [2]) in flachen, nicht komplexen Geländestrukturen ca. 10 km laut Richtlinie noch als repräsentativ anzusehen, während in komplexem Gelände eine Entfernung zwischen Eingangsdaten und Anwendungsstandort von ca. 2 km noch als vertretbar definiert ist. Die Geländekomplexität wird hier entsprechend der IEC- Richtlinie [3] definiert. Es liegt weiterhin ein komplexes Gelände vor, wenn der Höhenunterschied zwischen Standort der Referenz und dem geplanten Standort über 50 m beträgt.

Diese neuaufgenommene Festlegung ist insofern begrüßenswert, als insbesondere in komplexem Gelände die verfügbaren Modelle oftmals an ihre Grenzen stoßen und diesem Umstand nun auch im Rahmen der Richtlinie Rechnung getragen wird. In der Praxis heißt dies aber auch, dass zukünftig insbesondere an komplexen Standorten ohne repräsentative Eingangsdaten Wind-messungen notwendig sein werden, um eine Ertragsermittlung richtlinienkonform durchführen zu können.

Die Repräsentativität der vertikalen Komponente ist am höchsten, wenn Messhöhe und geplante Nabenhöhe identisch sind. Als Mindesthöhe für Windmessungen sowie auch für die Nabenhöhen von Vergleichs-WEA wird daher in der Richtlinie 2/3 der geplanten Nabenhöhe festgesetzt. Durch die sinnvolle Einschränkung auf 2/3 der geplanten Nabenhöhe der Windmessung bzw. der Vergleichs-WEA wird zukünftig der Einsatz von Fernerkundungssystemen wie z.B. LiDAR verstärkt notwendig sein, um weitergehende Erkenntnisse des Windgeschehens zwischen geplanter Nabenhöhe und Messhöhe zu gewinnen.

Weiterhin ist in der TR6 festgelegt, dass die Betriebsdaten einer einzelnen WEA, deren Daten nicht durch weitere Quellen verifiziert werden können, im Allgemeinen nicht als Referenz ausreichen und somit mit erhöhten Unsicherheiten in der Ermittlung belegt sind.

Die Anforderungen an Windmessungen sowie an Betriebsdaten von Referenz-WEA sind detailliert in der Revision 9 beschrieben und in verschiedene Teilbereiche untergliedert.Im Detail hier auf diese Aspekte einzugehen würde den Rahmen sprengen, es sei allerdings insbesondere auf den Aspekt hingewiesen, dass der Messzeitraum einer Windmessung mindestens 12 aufein-anderfolgende Monate mit einer Datenverfügbarkeit von mindestens 80% für die Windgeschwindigkeit und Windrichtungsmessung betragen muss. Hierbei ist auch sicherzustellen, dass trotz eventueller Datenlücken die Messung weiterhin repräsentativ bleibt. Dies gilt analog auch für die Verwendung von Betriebsdaten von WEA, wobei hier kein Grenzwert für die Verfügbarkeit festgelegt ist, sondern vielmehr auf den zu berücksichtigenden Aspekt von Betriebs-einschränkungen eingegangen wird.

Einsatz von Fernerkundungsverfahren Eine wesentliche Neuerung in der vorliegenden Revision besteht in der detaillierten Beschreibung des Einsatzes von Fernerkundungssystemen (LiDAR bzw. SoDAR). Es werden in der Richtlinie grundsätzliche Anforderungen an Fernmessgeräte formuliert und verschiedene Einsatzbereiche dargestellt.Als zwingend notwendiges Kriterium zum Einsatz eines Fernerkundungssystems ist laut Richtlinie die Genauigkeit der Geräte . Hierfür ist nach TR6 für den Gerätetyp (einmalig) eine Klassifikation durchzuführen, in der die Sensitivität des Gerätes gegenüber Umgebungsvariablen wie z.B. Turbulenz oder Windscherung ermittelt und dokumentiert ist. Weiterhin ist ein Verifikationstest an einem Messmast vor, während bzw. nach der Messkampagne durchzuführen. Im Rahmen eines Verifikationstests wird die Rückführbarkeit der Signale des Fernerkundungssystems auf nationale Normale der Sensoren am Mast sichergestellt. Der Klassifikationstest sowie der Verifikationstest sind somit Voraussetzungen für den Einsatz von Fernerkundungssystemen und sind entsprechend in der Unsicherheitsbetrachtung in der Energieertragsermittlung mit einzubeziehen.

Fernerkundungssyteme als alleiniges Messsystem Durch die Richtlinie wird nun auch der Einsatz von Fernerkundungssytemen als alleiniges Messsystem ermöglicht. Hierbei gilt - ebenso wie bei einer Mastmessung - die Notwendigkeit, Daten von mindestens 12 Monaten mit einer Datenverfügbarkeit die mindestens 80% beträgt, sicherzustellen, um eine belastbare Ertragsermittlung zu erstellen.Beim stand-alone Einsatz gilt es allerdings zu unterscheiden, ob sich der Anwendungsstandort in flachem und einfachem Gelände oder in komplexen Geländestrukturen befindet. Vor dem Hintergrund der Spezifika von Fernerkundungssystemen, die im Vergleich zu punktförmigen Anemometermessungen Messungen in einem bestimmten Volumen durchführen (unter der Annahme von identischen Windbedingungen in diesem Volumen) und durch Berechnungen die Windgeschwindigkeit und Richtung ermitteln, kann es in komplexen Geländestrukturen insbesondere aufgrund von Schräganströmungen zu Abweichungen in den Messwerten kommen.

TR 6 Revision 10

Die Revision 10 der TR6 der FGW ist am 26.10.2017 in Kraft getreten und gilt nach einer Übergangsphase seit 1.1.2018 verbindlich. Im Vergleich zur Revision 9 müssen nun z.B. einige Verluste bei der Angabe eines Energieertrages berücksichtigt werden. Die wichtigsten Punkte zu den Änderungen von der Rev.9 zu der Rev.10 sind hier zusammengefasst:

-Der Verfügbarkeitsverlust ist mit einem Pauschalwert von 3 % anzusetzen.

-Die Verluste aufgrund der elektrischen Übertragung muss mit 2 % berücksichtigt werden.

-Der Verlust durch die Leistungsdegradation der Rotorblätter soll mit einem Pauschalwert von 0.5% angesetzt werden.

-Die Verluste aufgrund von Stillständen wegen Eisansatz müssen berücksichtigt werden. Diese können z.B. einer Vereisungskarte der FGW entnommen werden.

-Die verwendete Leistungskurve muss in tabellarischer Form im Windgutachten dargestellt werden.

-Die Soll-Regelung / Kann-Regelung / Muss-Regelung wurden zunächst nur für die Kapitel Energieverlustfaktoren und Langzeitdaten/Bezugsdaten festgelegt.

Genauere Zahlen zu den Verlusten kann der Auftraggeber dem Gutachter zur Verfügung stellen oder der Gutachter wird selbst beauftragt genauere Zahlen zu ermitteln.