Windenergie: Zuverlässige Integration in die Energieversorgung 2. Auflage

Windenergie 2., vollst¨andig 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., vollst¨andig neu bearbeitete Auﬂage

“This page left intentionally blank.”

Lorenz Jarass Gustav M. Obermair Wilfried Voigt

Windenergie Zuverl¨assige Integration in die Energieversorgung 2., vollst¨andig neu bearbeitete Auﬂage

2123

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 gesch¨utzt. Die dadurch begr¨undeten Rechte, insbesondere die der Ubersetzung, des Nachdrucks, des Vortrags, der Entnahme von Abbildungen und Tabellen, der Funksendung, der Mikroverﬁlmung oder der Vervielf¨altigung auf anderen Wegen und der Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen, bleiben, auch bei nur auszugsweiser Verwertung, vorbehalten. Eine Vervielf¨altigung 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 zul¨assig. Sie ist grunds¨atzlich verg¨utungspﬂichtig. 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 w¨aren und daher von jedermann benutzt werden d¨urften. Einbandgestaltung: WMXDesign GmbH, Heidelberg Gedruckt auf s¨aurefreiem Papier 987654321 springer.de

Vorwort

Im Jahr 1981 erschien im Springer-Verlag unser erstes Buch „Windenergie“ als Ergebnis eines f¨ur die Internationale Energieagentur durchgef¨uhrten Forschungsvorhabens. Um zum einen die Kontinuit¨at 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 G¨otter, Sinnbild von Wechselhaftigkeit und Dauer zugleich. Und doch: nach jedem Scheitern diese Kr¨afte erneut listenreich zu z¨ahmen, im B¨undnis 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 Energietr¨ager in der industriellen Revolution werden f¨ur fast zwei Jahrhunderte die Windkr¨afte aus dem Blickfeld verdr¨angt. Doch heute, da die prinzipielle Begrenztheit fossiler Rohstoffe erstmals weltweit bewusst wird, da bei fossilen wie bei nuklearen Energietr¨agern die Umweltbelastung durch Immissionen und Abw¨arme wachsenden Widerstand hervorruft, steht die Frage nach unersch¨opﬂichen und „sauberen“ Energiequellen wieder im Vordergrund des Interesses; beide Merkmale, Unersch¨opﬂichkeit und ein vergleichsweise geringes o¨ kologisches Belastungspotenzial, kommen dem Wind gewiss zu. Bleibt die alte Frage nach der Kraft und den Launen der Windg¨otter, nach der Gr¨oße des Windangebots und nach seiner Zuverl¨assigkeit; technisch gesprochen: nach dem nat¨urlichen und dem technisch und wirtschaftlich nutzbaren Potenzial der Windenergie in einem bestimmten Land, nach einem m¨oglichen Ausgleich der Schwankungen dieses Angebots durch technische und organisatorische Maßnahmen, nach der Konkurrenzf¨ahigkeit 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 K¨ustenbereich, besteht u¨ berhaupt Aussicht auf wirtschaftlich tragbare Stromerzeugung aus Windenergie? Was l¨asst sich u¨ ber Standorte im Landesinneren aussagen? v

vi

Vorwort

– Welches Gesamtpotenzial der Stromerzeugung aus Wind ist damit f¨ur die Bundesrepublik absch¨atzbar? – 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 Kapazit¨atseffekt, d. h. welche Substitutionsm¨oglichkeit von konventionellen Kraftwerken, ergibt sich? Welche Brennstoffeinsparung ergibt sich?“ Soweit zum Vorwort unseres 1981 ver¨offentlichten Buches „Windenergie“. Die Liste der dort aufgeworfenen Fragen ist erstaunlich aktuell, auch wenn damals noch niemand an Offshore-Windenergieanlagen und an eine Stromb¨orse 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 best¨atigt, insbesondere zur H¨ohe 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 Bev¨olkerung 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 H¨ochstspannungsleitungen, ¨ die – jedenfalls nach Angaben der Netzbetreiber – zur Ubertragung von Windenergie zu den Verbrauchszentren erforderlich sind, eines der Probleme, die in diesem Buch ausf¨uhrlich behandelt werden. Die Entwicklung der Windenergienutzung in Deutschland gilt weltweit als Erfolgsgeschichte. Bei der Darstellung der entscheidenden Faktoren und erforderlichen Rahmenbedingungen f¨ur diese positive Entwicklung konnten wir auf die umfangreichen Kenntnisse und Erfahrungen von W. Voigt zur¨uckgreifen, der als zust¨andiger Staatssekret¨ar 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 Selbstverst¨andlichkeit ist, sondern oftmals durch massive Interessenkonﬂikte

Vorwort

vii

gepr¨agt wurde und wird. Dies zeigt sich auch bei anderen zentralen Themen dieses Buches: • die f¨uhrende Rolle der Windenergie bei der Erreichung der Klimaschutzziele und einer verringerten Abh¨angigkeit von fossilen und nuklearen Energietr¨agern; • die technische und o¨ konomische Optimierung der Windenergieanlagen und der ben¨otigten Strom¨ubertragungssysteme auf der Grundlage von bew¨ahrten Optimierungsverfahren; • der notwendige Umbau des gesamten Kraftwerkssystems, in dem hohe Anteile stark schwankender erneuerbarer Energie mit rasch regelbaren Reservekraftwerken zusammenwirken m¨ussen. Die Ergebnisse einer dazu f¨ur das Bundesministerium f¨ur Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit durchgef¨uhrten Untersuchung zur wirtschaftlichen Zumutbarkeit des Netzausbaus f¨ur Windenergie sowie eine Reihe von weiteren von uns vorgelegten wissenschaftlichen Gutachten und Ver¨offentlichungen werden im vorgelegten Buch entsprechend ber¨ucksichtigt. Ebenfalls neu und in den n¨achsten Jahren sicher im Vordergrund stehend sind die hier behandelten technischen und wirtschaftlichen Probleme der Offshore-Windenergie, deren L¨osung Voraussetzung f¨ur den Aufbau großer Windparks in den k¨ustenfernen Gebieten der Nord- und Ostsee bilden. Bei den anstehenden strukturellen Umw¨alzungen 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-W¨arme-Kopplung erlaubt eine Nutzung von schwer regelbaren Grundlastkraftwerken in immer weniger F¨allen, deshalb sinken deren Volllaststunden weit unter 5.000 pro Jahr ab. Damit sind zuk¨unftig neue Grundlastkraftwerke nicht mehr wirtschaftlich betreibbar, weil sie ihre Zins- und Tilgungszahlungen nicht mehr erwirtschaften k¨onnen. F¨ur die (v. a. auf Kohlebasis) geplanten neuen, nicht regelbaren Grundlastkraftwerke gibt es deshalb keine wirtschaftliche Zukunft. Insgesamt zeichnet sich derzeit f¨ur die Integration der Windenergie in die Energieversorgung eine positive Entwicklung ab: Der ordnungspolitische Rahmen, der durch nationales Recht (Erneuerbare-Energien-Gesetz, Atomausstiegsgesetz) und europ¨aische Richtlinien (Stromrichtlinie, CO2 -Abgaben) gesetzt ist, wird den skizzierten Umbau des gesamten Systems der Stromerzeugung und -verteilung aufgrund der Marktkr¨afte 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, Universit¨at DuisburgEssen, f¨ur die Unterst¨utzung unserer Arbeiten; bei Prof. D. Schulz f¨ur die Durchsicht der Abschnitte zu thermischen Kraftwerken; bei stud. jur. L. Jarass f¨ur die Mithilfe bei der Erstellung von Tabellen und Graﬁken und bei Dipl. Volkswirtin A. Jarass f¨ur die Lektorierung des Buches. 21. Oktober 2008

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

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Inhalt

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

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1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze 1.1 Probleme fossiler Energietr¨ager: abnehmende Ressourcen, zunehmende politische Abh¨angigkeit, Klimawandel . . . . . . . . . . . . . 1.1.1 Energiepreisentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.2 Abh¨angigkeit und Erpressbarkeit Europas . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 Ziele und Maßnahmen zur L¨osung des Klimaproblems . . . . . . . . . . 1.2.1 Efﬁzienzsteigerungen und Einsparungen . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.2 Erneuerbare und nachwachsende Energie . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.3 Nukleare Optionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.4 Kohlendioxid-R¨uckhaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3 Leitszenarien f¨ur zuk¨unftige 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 Atmosph¨are – Klima und Wetter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.1 Regul¨are und chaotische Str¨omung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.2 Wind und Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2 Von der Bewegungsenergie des Windes zur elektrischen Energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.1 Umwandlung Stufe 1: Von der Luftstr¨omung 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 tats¨achlich 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 Zuverl¨assige 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 H¨ochstspannungsnetz . . . . ¨ 4.3 Windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3.1 Erh¨ohung 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 – Europ¨aisches 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 Ber¨ucksichtigung der externen Kosten der konventionellen Stromerzeugung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1.1 F¨orderung 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 F¨orderinstrumente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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 B¨orsen-Strompreise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ¨ 5.3.3 Anderungen durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zuk¨unftige Weiterentwicklung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 5.4.1 Reine B¨orsenverg¨utung verhindert Zubau von Windenergieanlagen – Beispiel D¨anemark . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.2 Eigenvermarktung der Windenergie durch die Windm¨uller . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.3 Vermarktung des EEG-Stroms durch den ¨ Ubertragungsnetzbetreiber ............................ ¨ 5.4.4 Ubergang von der EEG-Mindestverg¨utung zur Stromb¨orse risikoreich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1 Windenergieausbau onshore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1.1 Eignungsﬂ¨achen und Genehmigungsverfahren . . . . . . . . . . . 6.1.2 Planungserlasse und Fl¨achenoptimierung . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2 Windenergieausbau offshore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2.1 Genehmigungsverfahren des Bundesamtes f¨ur 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 H¨ochstspannungsleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3.2 Leitlinien f¨ur transeurop¨aische 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 Ert¨uchtigung 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

xii

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 Zuk¨unftige 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

9

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 Monet¨are Bewertung von Nutzen und Kosten der Windenergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1.4 Abgeltung des volkswirtschaftlichen Nutzens durch die EEG-Mindesteinspeiseverg¨utung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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 Rotorﬂ¨ache . . . . 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 f¨ur Netzausbau . . . . . 195 10.1.1 Drei verschiedene Standardf¨alle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 ¨ 10.1.2 Optimierung der Erh¨ohung der Ubertragungsleistung . . . . . 197 10.1.3 Wirtschaftliche Zumutbarkeit als Verh¨altnism¨aßigkeit von volkswirtschaftlichen Nutzen und Kosten . . . . . . . . . . . . 198 10.1.4 Richtgr¨oßen f¨ur Netzausbau und f¨ur dynamische Begrenzung von kurzzeitigen Erzeugungsspitzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 10.1.5 Faustregeln f¨ur wirtschaftliche Zumutbarkeit . . . . . . . . . . . . 200 10.2 Objektive Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus 202 10.2.1 Bestimmung des Grenznutzens einer Erh¨ohung der ¨ Ubertragungsleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 10.2.2 Bestimmung der Grenzkosten einer Erh¨ohung der ¨ Ubertragungsleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 ¨ 10.2.3 Optimierung der Erh¨ohung 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 Strom¨ubertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1.1 Gesetzliches Grundprinzip: Jederzeitige Deckung der Stromnachfrage . . . . . . . . . . . . . . . 11.1.2 Ausgangssituation: Installierte Leistung und Stromerzeugung 1997, 2002 und 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1.3 Strom¨ubertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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 Stromb¨orse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.3 Zielvorgaben der Bundesregierung f¨ur die deutsche Kraftwerksstruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.3.1 Zuk¨unftiges Kraftwerkssystem in der Diskussion . . . . . . . . . 11.3.2 Eckpunkte f¨ur ein integriertes Energie- und Klimaschutzprogramm der Bundesregierung . . . . . . . . . . . . .

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

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Inhalt

11.3.3 Monitoring-Bericht des Bundeswirtschaftsministeriums 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.4 Ausgew¨ahlte Szenarien der zuk¨unftigen 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 zuk¨unftigen 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 f¨ur elektrische Energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.2 Ausgleich von Windenergieschwankungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.2.1 Ausgleich von Windenergieschwankungen bis zu einigen Stunden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.2.2 Ausgleich l¨angerer Windﬂauten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.3 Nachfragedeckung bei hohem Windenergieanteil . . . . . . . . . . . . . . . 12.3.1 Anteil der Windenergieeinspeisung an der Stromnachfrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.3.2 Restnachfrage, die f¨ur 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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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Liste der Tabellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279 Liste der Abbildungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 Liste der K¨asten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 287 Sachverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289

¨ Uberblick und Einfuhrung ¨

¨ Der folgende Uberblick ist nach den Kapiteln des Buchs geordnet: (1) Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze Schon vor einigen Jahren schlug Lord Browne, der damalige Chef des Konzerns „British Petroleum“, als neue Fassung f¨ur den weltbekannten Kurznamen BP den Namen „Beyond Petroleum“ vor. Damit hat er in zwei W¨ortern eines der vordringlichsten Ziele benannt, das von der Weltwirtschaft bis zur Mitte dieses Jahrhunderts erreicht werden sollte: eine drastische Verringerung des Einsatzes fossiler Energietr¨ager und der damit verbundenen Emission des Treibhausgases Kohlendioxid. In der Europ¨aischen Union gibt es feste Vereinbarungen, in einem ersten Schritt bis 2020 den Ausstoß der klimasch¨adlichen Treibhausgase im Vergleich zu 1990 um mindestens ein F¨unftel 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 -R¨uckhaltung und Einlagerung in tiefe Schichten ist wohl grunds¨atzlich m¨oglich, 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 Prim¨arenergieeinsatz soll bis 2020 in der Europ¨aischen Union auf mindestens 20% erh¨oht werden, Deutschland soll seinen Anteil von 6,6% in 2007 auf 18% in 2020 erh¨ohen. 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 zus¨atzlicher Ubertragungsbedarf im Hoch- und H¨ochstspannungsnetz.

(2) Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung Wie fast alle auf der Erde verf¨ugbaren Energieformen ist auch Windenergie eine abgeleitete Form von Sonnenenergie. Die unterschiedliche Erw¨armung der xv

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¨ Uberblick und Einf¨uhrung

Erdatmosph¨are durch die Einstrahlung der Sonne auf verschiedene Gebiete der Erdoberﬂ¨ache f¨uhrt zu Dichte- und Druckunterschieden, die in ﬂuktuierenden Luftstr¨omungen auf allen L¨angen- 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. Tats¨achlich l¨auft 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 F¨unftel des theoretischen H¨ochstwerts einer idealen Windenergieanlage realisiert. Der tats¨achliche 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 Rotorbl¨atter erreicht. (3) Wind als stochastische Energiequelle Die Windst¨arke und damit die m¨ogliche Windenergieproduktion in Nordwesteuropa zeigt einen irregul¨aren zeitlichen Verlauf mit sehr großen und raschen Fluktuationen, der durch statistische Gr¨oßen wie H¨auﬁgkeitsdichten, 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 Fl¨ache unter dieser Kurve. Teilt man diese Jahresenergieproduktion durch die installierte Generatornennleistung, so erh¨alt man die „Volllaststundenzahl“. Sie betr¨agt f¨ur gr¨oßere Anlagen auf dem heutigen Stand der Technik im Binnenland rund 1.500 Stunden, an der K¨uste rund 2.000 Stunden, offshore k¨onnten 4.000 Stunden erreicht werden; eine Erh¨ohung der T¨urme auf 150 m k¨onnte 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 gegen¨uber einer Einzelanlage eine deutliche Gl¨attung der starken Fluktuationen im Minutenund Stundenbereich. Doch auch im deutschlandweiten oder sogar nordwesteuropaweiten Verbund wirken sich großr¨aumiger Schwachwind und Flauten u¨ ber Tage und in seltenen F¨allen u¨ ber Wochen auf den Energieertrag aus und m¨ussen 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 Netzst¨orfall kurzfristig zur¨uckregeln kann im Gegensatz zur Nachfrage der

¨ Uberblick und Einf¨uhrung

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¨ Stromverbraucher. Bei einer windbedingten Erh¨ohung der Ubertragungsleistung des Netzes ist nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz ein Leitungsneubau nur dann wirtschaftlich zumutbar, wenn die kosteng¨unstigeren L¨osungen Netzoptimierung (z. B. durch Temperaturmonitoring) und Netzverst¨arkung (z. B. durch Hochtemperaturseile) nicht ausreichen. Bei einem Neubau von 110-kV-Hochspannungsleitungen sind grunds¨atzlich Erdkabel gegen¨uber Freileitungen zu bevorzugen, weil sie schneller realisierbar sind, geringere Umweltbelastungen verursachen und nicht nennenswert teurer sind. Insgesamt liegen die windenergiebedingten Netzausbaukosten auch f¨ur die H¨ochstspannungsfern¨ubertragung onshore im Bereich von 10% der Investitionskosten der Windenergieanlagen. Mittelfristig ist allerdings ein aufw¨andiges großr¨aumiges 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 Einspeiseverg¨utungen und der Abnahmeverpﬂichtung des erzeugten Stromes ist o¨ konomischer Garant f¨ur den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien. Angesichts der Verh¨altnisse 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 L¨andern eingef¨uhrt, die ebenfalls den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben wollen. Die garantierte Einspeiseverg¨utung f¨ur 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 m¨ussen. Der ge¨ plante Ubergang von fester Einspeiseverg¨utung und Abnahmeverpﬂichtung hin zum Verkauf der Windenergie an der Stromb¨orse ist ebenso risikoreich wie die Einf¨uhrung eines Quotensystems: Eine reine B¨orsenverg¨utung w¨urde Windenergie im Mittel weit unter ihrem gesamtwirtschaftlichen Nutzen verg¨uten und zuk¨unftig den Zubau von Windenergieanlagen unwirtschaftlich machen, wie das Beispiel D¨anemark zeigt. (6) Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren Die auch im weltweiten Vergleich beeindruckende Windenergieentwicklung in Deutschland war nur m¨oglich durch zielf¨uhrende Rechtsnormensetzung, gerade auch im Bereich der Genehmigungsverfahren und der Fl¨achenausweisungen. 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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¨ Uberblick und Einf¨uhrung

der nach aufw¨andigem Genehmigungsverfahren f¨ur die ersten 8 GW seit 2009 anl¨auft. Verschiedenste Interessengegens¨atze wurden soweit u¨ berwunden, dass der Rechtsrahmen auch f¨ur den windenergiebedingten Ausbau der Stromnetze und f¨ur die kostenaufw¨andige Offshore-Netzanbindung mittels H¨ochstspannungsseekabeln 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 Energietr¨ager, der die mit Abstand gr¨oßte Ausbaudynamik aufweist. Die deutschen Ausbauplanungen k¨onnen bis zum Jahr 2030 zur Installation von bis zu 60 GW installierter Leistung f¨uhren. Dieses setzt sowohl die Fortschreibung und Weiterentwicklung geeigneter Rahmenbedingungen als auch die L¨osung teilweise noch anstehender Probleme, v.a. bei der Offshore-Windenergie, voraus. Auch andere europ¨aische L¨ander, wie z. B. Spanien oder Großbritannien, verfolgen ehrgeizige Windausbaupl¨ane – onshore wie offshore. Die weltweite Dynamik nimmt ebenfalls zu, was die Entwicklung in großen Schwellenl¨andern wie China und Indien ebenso zeigt wie die j¨ungere 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 f¨ur den Einsatz einer bestimmten Technik entscheiden, wenn der damit erzielbare Nutzen h¨oher ist als die daf¨ur zu erbringenden Kosten. Dar¨uber hinaus muss die Rendite der Investition, also das Verh¨altnis von Nettoertrag zu Kapitaleinsatz, nicht nur positiv sein, sondern mindestens so hoch wie die f¨ur Investitionen mit vergleichbarem Risiko erzielbare typische Rendite. F¨ur Investitionen in Windenergie werden Kosten und Nutzen abgesch¨atzt. Ist die Rendite der Investition grunds¨atzlich ausreichend, so bleibt die Frage, wie hoch die Investition gew¨ahlt werden soll. Hier gibt es im Allgemeinen ein Optimum, da die Anlagengr¨oße h¨auﬁg aus technischen Gr¨unden und wegen Platzbedarf nicht ¨ beliebig erh¨oht werden kann oder bei einem Uberangebot des nutzenbringenden Gutes der Ertrag pro St¨uck wieder abnimmt. Mit Hilfe der Grenznutzen-GrenzkostenMethode kann das Optimum ermittelt werden. Es resultiert daraus ein neues und f¨ur die Integration der Windenergie wesentliches Ergebnis: Die Grenznutzenkurve und damit das Optimum von Investitionen in eine zeitlich stark ﬂuktuierende Quelle von Nutzen l¨asst sich direkt aus der „Leistung-Dauer-Kurve“ der Quelle herleiten. Damit l¨asst sich die optimale Nennleistung von Windenergieanlagen oder die optimale ¨ Grenzleistung von windenergiebedingten Ubertragungsleitungen bestimmen.

¨ Uberblick und Einf¨uhrung

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(9) Optimierung von Windenergieanlagen Seit 1980 wurden die Windenergieanlagen drastisch vergr¨oßert: Die typischen Turmh¨ohen stiegen von 30 m auf bis zu 120 m, wodurch wesentlich h¨ohere und gleichm¨aßigere Windgeschwindigkeiten genutzt werden k¨onnen. 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 f¨ur die j¨ahrliche Windenergieproduktion entscheidende Rotorkreisﬂ¨ache von knapp 200 m2 auf u¨ ber 12.000 m2 erh¨ohte. Der j¨ahrliche 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 h¨oheren Windertr¨age voll ausgeglichen werden k¨onnen. Windenergie ist in jedem Fall von allen erneuerbaren Energien (mit Ausnahme der Wasserkraft) am kosteng¨unstigsten und lag 2008 bei den einzelwirtschaftlichen Kosten nicht mehr wesentlich u¨ ber dem Niveau neuer thermischer Kraftwerke. Eine Verringerung der speziﬁschen Fl¨achenleistung (W/m2 ), d. h. kleinerer elektrischer Generator in sonst unver¨anderter Windenergieanlage, verringert die j¨ahrliche Energieerzeugung nur geringf¨ugig, f¨uhrt aber zu einer geringeren mechanischen Belastung der Anlage, einer deutlich h¨oheren Volllaststundenzahl und einer deutlich besseren Prognostizierbarkeit der Windenergieproduktion. ¨ (10) Optimierung der Ubertragung von Windenergie ¨ Die Netzbetreiber sind gesetzlich zur unverz¨uglichen Erh¨ohung der Ubertragungsleistung („Netzausbau“) f¨ur erneuerbare Energien verpﬂichtet, allerdings nur, soweit dies (volks)wirtschaftlich zumutbar ist. Diese Anweisung zu einer gewissen Beschr¨ankung des windbedingten Netzausbaus dr¨uckt eigentlich nur die wirtschaftliche Selbstverst¨andlichkeit aus, dass f¨ur die wenig Energie erbringenden sehr seltenen kurzen Spitzen der Windleistung keine teure zus¨atzliche ¨ 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 m¨oglichen Windenergieerzeugung „ausgesperrt“ werden muss, aber je nach Einzelfall betr¨achtliche ¨ Netzausbaukosten eingespart werden. Uberdies werden die Betreiber der Windenergieanlagen durch die Einspeisebeschr¨ankung nicht schlechter gestellt, da sie ab 2009 voll entsch¨adigt werden. Die Stromkunden werden aber geringer belastet, weil die so vermiedenen Ausbaukosten niedriger sind als die Entsch¨adigungszahlungen. Es werden Richtgr¨oßen f¨ur die jeweils gesamtwirtschaftlich optimale Erh¨ohung ¨ der Ubertragungsleistung bestimmt und zwar f¨ur die Anbindung von OnshoreWindparks, von Offshore-Windparks und f¨ur eine großr¨aumige Nord-S¨ud¨ Ubertragung.

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¨ Uberblick und Einf¨uhrung

(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 F¨unftel der elektrischen Energie. Die von der Bundesregierung vorgegebenen, großteils gesetzlich festgeschriebenen Ziele des Klimaschutzes und einer verringerten Abh¨angigkeit von fossilen und nuklearen Brennstoffen sehen schon f¨ur die n¨achsten 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 H¨alfte Windenergie), in 2050 u¨ ber 80%, weitere 15% sollen dann auf dezentrale Kraft-W¨arme-Kopplung entfallen. Diesen v.a. von den konventionellen Stromversorgern angezweifelten Projektionen wird in zahlreichen Untersuchungen unabh¨angiger Experten Realisierbarkeit attestiert.

(12) Entwicklung des Kraftwerkssystems bei uber 50 GW Windleistung ¨ Im Energieprogramm der Bundesregierung ist eine Erh¨ohung 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. Bew¨ahrte und neue Speicher f¨ur elektrische Energie werden dabei eine wachsende Rolle spielen. Erneuerbare Energien k¨onnen zusammen mit dem vorgesehenen hohen Anteil an Kraft-W¨arme-Kopplung schon ab 2025 h¨auﬁg f¨ur Stunden oder gar Tage ann¨ahernd die gesamte Stromnachfrage in Deutschland abdecken. Insbesondere das Erneuerbare-Energien-Gesetz und die CO2 -Zertiﬁkate werden daf¨ur sorgen, dass der Markt die notwendige Umwandlung des gesamten Kraftwerkssystems in den n¨achsten 20 Jahren vorantreiben wird. Als Folge dieser notwendigen Entwicklung wird f¨ur große Grundlastkraftwerke nur noch ein sehr geringer Bedarf – etwa zur Frequenzstabilisierung – bestehen. Wegen der daraus resultierenden immer k¨urzeren Nutzungsdauern werden die derzeit geplanten Neubauten von Grundlastkraftwerken unwirtschaftlich und zu großen betriebswirtschaftlichen Verlusten f¨ur die Investoren f¨uhren.

Kapitel 1

Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze

Schon vor einigen Jahren schlug Lord Browne, der damalige Chef des Konzerns „British Petroleum“, als neue Fassung f¨ur den weltbekannten Kurznamen BP den Namen „Beyond Petroleum“ vor. Damit hat er in zwei W¨ortern eines der vordringlichsten Ziele benannt, das von der Weltwirtschaft bis zur Mitte dieses Jahrhunderts erreicht werden sollte: eine drastische Verringerung des Einsatzes fossiler Energietr¨ager und der damit verbundenen Emission des Treibhausgases Kohlendioxid. In der Europ¨aischen Union gibt es feste Vereinbarungen, in einem ersten Schritt bis 2020 den Ausstoß der klimasch¨adlichen Treibhausgase im Vergleich zu 1990 um mindestens ein F¨unftel 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 -R¨uckhaltung und Einlagerung in tiefe Schichten ist wohl grunds¨atzlich m¨oglich, 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 Prim¨arenergieeinsatz soll bis 2020 in der Europ¨aischen Union auf mindestens 20% erh¨oht werden, Deutschland soll seinen Anteil von 6,6% in 2007 auf 18% in 2020 erh¨ohen. 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 zus¨atzlicher Ubertragungsbedarf im Hoch- und H¨ochstspannungsnetz.

1.1

Probleme fossiler Energietr¨ager: abnehmende Ressourcen, zunehmende politische Abh¨angigkeit, Klimawandel

In den letzten Jahrzehnten hat sich langsam und m¨uhsam gegen m¨achtige Interessen die Einsicht in wachsenden Kreisen der Bev¨olkerung und vieler maßgeblicher Politiker durchgesetzt, dass die Abh¨angigkeit von den fossilen Energietr¨agern wie Kohle, Erd¨ol und Erdgas so schnell wie m¨oglich verringert, l¨angerfristig 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 L¨osungsans¨atze

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 w¨are. ¨ 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 L¨andern auch politische Mehrheiten, wenngleich noch knapp, f¨ur 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 Zur¨uckdr¨angung der Kerntechnik, die untrennbar mit friedensbedrohendem milit¨arischen 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 St¨uck 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 Erd¨ol und Erdgas, der aufgrund nicht nur kurzfristiger Spekulationen, sondern auch aufgrund einer echten Verknappung von g¨unstig gewinnbaren Ressourcen zu erwarten ist; • Verringerung der politischen Abh¨angigkeit 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 seri¨ose und verst¨andliche wissenschaftliche Information sucht, der sei auf [Rahmstorf/Schellnhuber 2006] hingewiesen. Hier werden nicht nur die bereits eingetretenen Sch¨aden und die Vorboten weit drastischerer Sch¨aden beschrieben und beziffert, sondern auch die Strategien dargestellt, mit denen in einer sich anbahnenden globalen Zusammenarbeit die Katastrophen im Verlauf der n¨achsten Jahrzehnte zumindest begrenzt werden k¨onnen. Der Zielkatalog und das Maßnahmenb¨undel, 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 Energietr¨ager

1.1.1

3

Energiepreisentwicklung

Zum Problem des Preisanstiegs von Erd¨ol und Erdgas zun¨achst 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 tr¨ugerische Eindruck einer unbeschr¨ankten Energief¨ulle 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 St¨adtebau, in der Technik im weitesten Sinne von Heizsystemen u¨ ber Automobile bis zur Beleuchtung sind bis heute stark von dieser Periode der sorglosen Energieverschwendung gepr¨agt. Der Energieaufwand f¨ur Raumheizung, der heute in Deutschland knapp ein Drittel des Endenergieverbrauchs ausmacht, k¨onnte mehr als halbiert werden, wenn Millionen von Wohnungen und Zehntausende von o¨ ffentlichen Geb¨auden, v. a. aus den 1950er und 1960er Jahren, energietechnisch auf den neuesten Stand gebracht w¨urden. Die Siedlungsstruktur, die sich – ganz von der selbstverst¨andlichen Benutzung des Privatautos durch einen Großteil der Bev¨olkerung gepr¨agt – fast u¨ berall in Westeuropa und erst recht in den USA entwickelt hat, ist hingegen kaum umkehrbar. Die energetischen Folgen k¨onnen auch durch Angebotsverdichtungen im Bereich des ¨ Offentlichen Nahverkehrs nur langsam gemildert werden. Insoweit kommt alternativen Antriebssystemen f¨ur Kraftwagen, die den CO2 -Ausstoß erheblich verringern, eine große Bedeutung zu. ¨ Die Olpreiskrisen der sp¨ateren 1970er Jahre haben zwar erstmals eine Gegenbewegung ausgel¨ost, denn immerhin vervierfachte sich der Roh¨olpreis 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 Preiserh¨ohungssignale: 2000 stieg der nominale Roh¨olpreis 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

?

100 80 60 40

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

20 0 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015

4

1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze

Die nationalen Energiepreise sind nicht nur von den internationalen Roh¨olpreisen in US$ abh¨angig (Abb. 1.1), sondern auch von den Wechselkurs¨anderungen der nationalen W¨ahrung zum US$, von der nationalen Steuerpolitik, von der nationalen Inﬂation, also der durchschnittlichen Preissteigerung f¨ur alle G¨uter und Dienstleistungen etc. F¨ur dasVerbraucherverhalten relevant sind diese nationalen Energiepreise f¨ur die Endverbraucher unter Ber¨ucksichtigung der jeweiligen nationalen Inﬂation. Ein gutes Maß hierf¨ur ist der inﬂationsbereinigte Preisindex f¨ur 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-L¨ander umfassen Europa inklusive T¨urkei, USA, Kanada, Mexiko, Japan, Korea und Australien. Wird der reale, also preisbereinigte Energiepreis f¨ur das Jahr 2000 auf 100% angesetzt, so ergibt sich folgendes Bild f¨ur die u¨ ber alle OECD-L¨ander und Energietr¨ager 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 Rohenergiepreiserh¨ohungen, zuerst bei Roh¨ol, vgl. Abb. 1.1, in der Folge auch bei Erdgas und Kohle, so dass der preisbereinigte Energiepreisindex Anfang 2008 wieder fast das H¨ochstniveau von 1982, n¨amlich rund 140% erreicht hat. Vielfach wird mit weiter steigenden Preisen gerechnet, aber auch ein Absinken ist nicht ganz auszuschließen. Die Energiepreise f¨ur die Industrie sind in der OECD in den Hochpreiszeiten etwas st¨arker gestiegen, weil die Haushaltspreise wegen des dort hohen festen Steueranteils am Endverkaufspreis weniger abh¨angig von der allgemeinen Rohenergiepreisentwicklung sind.

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

160 140

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

?

120 100 80 1978

1983

1988

1993

1998

2003

2008

2013

1.1 Probleme fossiler Energietr¨ager Abb. 1.3 Energiepreisentwicklung f¨ur Haushalte und f¨ur Industrie, Deutschland, preisbereinigt, 1983–2008 ([IEA 2008a, Part II, Tab. 1, S. 56/57]; Werte für 2008 sind f¨ur 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 f¨ur das Jahr 2000 wieder auf 100% angesetzt, so ergibt sich ein a¨ hnliches Bild wie f¨ur den in Abb. 1.2 gezeigten OECD-Durchschnitt: Die Energiepreise sanken von 1981, dem ersten f¨ur Deutschland verf¨ugbaren Jahr f¨ur Industrie wie auch f¨ur Haushalte bis 1985 geringf¨ugig, 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 H¨ochstniveau von 1982, n¨amlich rund 140%, zu erreichen. In Deutschland wird allgemein mit weiter steigenden Preisen gerechnet.

1.1.2 Abh¨angigkeit und Erpressbarkeit Europas Konkretes Anschauungsmaterial f¨ur die Abh¨angigkeit 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 H¨ohe von Energie- und Rohstoffpreisen, sondern um politisch-ideologische Machtanspr¨uche, u. a. im ¨ Zusammenhang mit der ungel¨osten Pal¨astinafrage: „Wie hoch muss der Olpreis steigen, bis die Existenz Israels zur Disposition steht?“ [Broder 2006, S. 67]. • Die milit¨arischen Eins¨atze vieler westlicher Staaten im Irak und in Afghanistan belegen nicht nur die Bedeutung des Nahen und Mittleren Ostens f¨ur die Energieversorgung der westlichen Industriestaaten, sondern auch das gewandelte Verst¨andnis von milit¨arischen Auslandseins¨atzen: Es geht nicht um konkrete Bedrohungen der Souver¨anit¨at einzelner Staaten, sondern um den Erhalt und die Erweiterung strategischer Einﬂusssph¨aren, insbesondere im Energiebereich.

6

1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze

¨ • Die Bombardierung oder Sprengung von Olquellen zeigen ebenso wie die Versuche, bombenf¨ahiges Spaltmaterial zu erlangen, dass die wirtschaftliche und soziale Entwicklung nicht nur der L¨ander des Nahen Ostens, sondern auch der westlichen Welt zunehmend gef¨ahrdet 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 k¨onnen. Da nicht absehbar ist, wie diese bedrohlichen, politisch ausgel¨osten Verknappungen beendet werden k¨onnen, bleibt nur die Schlussfolgerung, die Energieund Rohstoffabh¨angigkeiten von diesen L¨andern zu verringern. Dies wird un¨ orderung ihren H¨ohepunkt terstrichen durch die starke Vermutung, dass die Olf¨ dauerhaft u¨ berschritten habe, und auch deshalb die Zeit f¨ur 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 L¨osung des Klimaproblems

Die wissenschaftlichen und politischen Anstrengungen der letzten Jahrzehnte haben schließlich zur Festlegung v¨olkerrechtlich verbindlicher international abgestimmter Klimaschutzziele gef¨uhrt: Rio-Konferenz 1992 und Kyoto-Protokoll 1997, das 2005 in Kraft trat. Wichtige Verbraucherl¨ander, wie die USA, sind dieser Konvention allerdings bisher nicht beigetreten. Das von der UNO und den weltweiten wissenschaftlichen Dachorganisationen gest¨utzte, von den Mitgliedsregierungen getragene „Intergovernmental Panel on Climate Change“ hat diese Ziele seither pr¨azisiert [IPCC 2007a, 2007b]: Um die Erw¨armung des Erdklimas auf die m¨oglicherweise gerade noch tolerierbare Temperaturzunahme von global 2 ◦ C zu beschr¨anken, muss der menschengemachte Anstieg der Kohlendioxid-Konzentration in der Atmosph¨are so eingeschr¨ankt werden, dass ein Wert von 450 ppm (Teile pro Million)1 nicht u¨ berschritten wird. Vor dem Jahr 1800 lag dieser Wert f¨ur 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 h¨ochstens zur Mitte dieses Jahrhunderts zur stabilen 1 Dieses f¨ ur kleine Beimengungen in Gasen oder Fl¨ussigkeiten gebr¨auchliche Maß ist wie folgt zu verstehen: 450 ppm CO2 in der Atmosph¨are bedeutet, dass auf 1 Mio. Molek¨ule des Grundstoffs, bei Luft also knapp 0,75 Mio. Stickstoff- und knapp 0,25 Mio. Sauerstoff-Molek¨ule, 450 KohlendioxidMolek¨ule entfallen.

1.2 Ziele und Maßnahmen zur L¨osung des Klimaproblems

7

Einhaltung der noch f¨ur zul¨assig gehaltenen Maximalkonzentration von 450 ppm; dies erfordert eine Halbierung der Kohlendioxid-Emissionen gegen¨uber 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 m¨oglichen Maßnahmen knapp zusammengefasst werden, Verweise auf die F¨ulle 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-R¨uckhaltung (Sequestrierung) (Abschn. 1.2.4).

1.2.1

Efﬁzienzsteigerungen und Einsparungen

Durch Efﬁzienzsteigerung, so heißt es in den meisten zusammenfassenden Untersuchungen, k¨onnte in den entwickelten L¨andern, etwa in Westeuropa, bis zur H¨alfte des heutigen Prim¨arenergieeinsatzes eingespart werden, in Schwellenl¨andern vermutlich sogar noch mehr. Dies betrifft nahezu alle der oben schon erw¨ahnten Bereiche der Technik mit ungez¨ahlten technischen Einzelmaßnahmen der unterschiedlichsten Art: • Neubau und Nachr¨ustung aller Arten von Geb¨auden in Richtung Null-EnergieH¨auser; ¨ • kompaktere Siedlungsformen und Anbindung an den Offentlichen Nahverkehr; • neue Heizsysteme aller Art; • sparsamere Haushaltsger¨ate; • Automobile mit niedrigem Verbrauch, etwa Hybrid-Autos, deren Batterien mit Strom aus erneuerbaren Energien geladen werden; • neue, v. a. dezentrale Strom- und W¨armeerzeugungssysteme; • Kraftwerke mit erheblich h¨oherem Wirkungsgrad, etwa mit zweistuﬁgen GasDampf-Turbinen; • energieefﬁziente Beleuchtung, etwa durch Verbot des Verkaufs von herk¨ommlichen Gl¨uhbirnen (wie in EU und Australien) usw. Um all dies durchzusetzen, werden wohl Zuckerbrot und Peitsche erforderlich sein, d. h. monet¨are Anreize und preisliche Abschreckung, sanfte Leitlinien und strikte Normen bis hin zu Verboten. Bei lokal verorteten G¨utern wie Immobilien, aber auch Konsumg¨utern, Privatautos und dergleichen, kann dies im Prinzip durch Normensetzungen und ﬁskalische Instrumente auf jeweiliger Landesebene angestrebt werden. In anderen F¨allen, etwa der u¨ berf¨alligen Besteuerung von Flugbenzin, m¨usste zumindest eine EU-weite Regulierung erfolgen.

8

1.2.2

1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze

Erneuerbare und nachwachsende Energie

Das Potenzial, die noch zu l¨osenden 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 L¨andern 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, vorl¨auﬁg noch das gr¨oßte 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 W¨alder binden weit mehr CO2 als die neuen Pﬂanzungen, zudem wird beim Abfackeln der W¨alder viel CO2 freigesetzt und der Boden durch Erosion und N¨ahrstoffverarmung gef¨ahrdet, der Fl¨achenverbrauch ist hoch. Schließlich l¨asst die Konkurrenz zur Nahrungsmittelerzeugung auf bestehenden Anbauﬂ¨achen die Preise f¨ur Grundnahrungsmittel armer Bev¨olkerungen, etwa f¨ur Mais, massiv ansteigen: eine durchwegs negative Bilanz. Dagegen schneidet die Biogaserzeugung weit besser ab: Die Energieausbeute pro Ackerﬂ¨ache ist mehr als doppelt so hoch wie bei Biosprit, die Erzeugung erfolgt in Tausenden von dezentralen und unauff¨alligen Anlagen im Anbaugebiet, Monokultur sowie der Gebrauch von Kunstd¨unger 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 f¨ur die Durchsetzung besonders wichtig: Der Produktionsprozess ist im Wesentlichen derselbe, der sich beim nat¨urlichen Zerfall von Pﬂanzenmasse im Boden abspielt. Der Bodenschlamm des G¨argef¨aßes enth¨alt als D¨unger 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 zugef¨uhrt 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 gef¨ordert, der beim mehr als F¨unffachen der Einspeiseverg¨utung f¨ur Windenergie lag. Seit 2009 liegt ihr Einspeisepreis nur noch beim gut Doppelten f¨ur Offshore-Windenergie. Die Kostenentwicklung der Halbleiter- und D¨unnschicht-Technik f¨ur die Mikroelektronik deutet darauf hin, dass – f¨ur viele u¨ berraschend – fotovoltaische Stromerzeugung bereits bis 2020 betriebswirtschaftlich konkurrenzf¨ahig mit herk¨ommlicher Stromerzeugung sein k¨onnte, insbesondere in sehr sonnenreichen L¨andern 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].

1.2 Ziele und Maßnahmen zur L¨osung des Klimaproblems

9

vernachl¨assigbar, 2007 waren es mit 3,5 TWh schon 0,6% der Stromnachfrage (Tab. 11.2, Z. 3.2), ein Wert, der in optimistischen Sch¨atzungen aus 2006 f¨ur 2010 prognostiziert worden war (Tab. 11.6, Nettostromerzeugung, Fotovoltaik). Aufgrund der erwarteten drastischen Kostensenkung d¨urften die hier f¨ur 2020 erwarteten 8 TWh weit u¨ berschritten werden. Auch der solarthermischen Stromerzeugung werden erhebliche Potenziale attestiert. Die solarthermische Nutzung zur W¨armeerzeugung steht wegen der stark gestiegenen Heiz¨ol- und Gaspreise bereits an der Wirtschaftlichkeitsschwelle, insbesondere wenn sie bei ausreichender Dachﬂ¨ache mit zur Heizungsunterst¨utzung projektiert wird. Vielf¨altige technologische Entwicklungen gibt es weiter im Bereich der Geothermie (oberﬂ¨achennah zur W¨armeerzeugung, aus gr¨oßeren Tiefen zur Stromerzeugung), der Nutzung der Wellen- und Gezeitenenergie und der Entwicklung so genannter Aufwindkraftwerke. Bereits Anfang der 1980er Jahre wurden Aufwindkraftwerke f¨ur heiße trockene Regionen projektiert, ein Versuchskraftwerk wurde damals in S¨udspanien fertig gestellt. F¨ur die W¨uste 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 vielf¨altigen wie vielversprechenden Ans¨atze moderner „Ingenieurkunst“ sind nicht nur ein entscheidender Ansatz zur Bew¨altigung der Klimaprobleme, sondern durch ihren weitgehend dezentralen Charakter auch geeignet, die Partizipation an ihren Ertr¨agen 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 Abh¨angigkeiten leisten kann und soll, ist a¨ ußerst umstritten. Fest steht, dass technisch und wirtschaftlich auch nach 50 Jahren Reaktorentwicklung zun¨achst nur der Leichtwasserreaktor herk¨ommlicher Bauart zur Verf¨ugung 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 kostenm¨aßig als a¨ ußerst problematisch erwiesen. Das gilt insbesondere f¨ur die Brutreaktoren, auf die einst so große Hoffnungen gesetzt wurden: Der bei ihrem Einsatz in 100-TonnenMengen umzusetzende erbr¨utete Brennstoff Plutonium ist der Bombenrohstoff schlechthin, dar¨uber hinaus a¨ ußerst toxisch und als hochaktiverAlphastrahler bestens auch sonst f¨ur Anschl¨age geeignet. Schließlich bleiben auch bei den konventionellen Reaktoren das Grund¨ubel der nirgends wirklich gesicherten Endlagerung der hochradioaktiven und langlebigen Endprodukte, wie des Plutoniums und anderer Transurane, und das ungel¨oste Problem der Sicherung der Reaktoren gegen terroristische Attacken, etwa durch gezielte Flugzeugabst¨urze.

10

1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze

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¨ bersch¨atzt. Sie trug 2006 weltweit nur zu 6,2% zur Deckung des Prim¨arenergiebedarfs 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 Fertigungskapazit¨aten 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 w¨are wegen der Beschr¨anktheit der Uranressourcen eine langfristige Nutzung auf hohem Niveau nur unter Einsatz von erbr¨utetem Plutonium darstellbar, also um den Preis des Einstiegs in die Br¨utertechnologie mit den oben skizzierten Risiken. Letztlich ist die Frage, ob die gesamtwirtschaftlichen Kosten, n¨amlich das Risiko und die gesellschaftlichen Konﬂikte beim weltweiten Bau von Hunderten neuer Kernkraftwerke, in einem vern¨unftigen Verh¨altnis stehen zu der damit erzielbaren Verminderung von Kohlendioxid bei der Stromerzeugung, wobei Kernkraftwerke eben nur Strom erzeugen, aber weder nutzbare W¨arme noch Treibstoffe und all das Andere, wof¨ur fossile Rohstoffe heute dienen. So viel zur Kernspaltung, doch wie steht es um die Kernverschmelzung? Seit 5 Jahrzehnten wird die Hoffnung gen¨ahrt, den Prozess der Kernfusion von Wasserstoff zu Helium auf der Erde zu z¨ahmen, statt der Wasserstoffbombe also den Fusionsreaktor mit fast unersch¨opﬂichen 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 Einl¨osung dieser Erwartung seit 50 Jahren jedes Jahrzehnt um weitere 10 Jahre verl¨angert werden. Auch wenn die Weltgemeinschaft der Forscher nun mit dem Versuchsreaktor ITER in S¨udfrankreich mit einer Anfangsﬁnanzierung von rund 10 Mrd. € einen neuen heroischen Versuch unternimmt, wird man fr¨uhestens etwa im Jahr 2050 entscheiden k¨onnen, ob das dort verfolgte Konzept auch nur die Chance der Weiterentwicklung zu einem Kraftwerk bietet. Zwei ungel¨oste und vielleicht wirklich unl¨osbare Probleme stehen an: Die L¨osbarkeit des ersten Problems – die Stabilit¨at 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 Instabilit¨at dieser Feuerb¨alle an. Auf

1.2 Ziele und Maßnahmen zur L¨osung des Klimaproblems

11

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 gen¨ugend 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 F¨unffache der Temperatur im Sonneninneren erh¨oht werden, bis der Energieertrag der dann fusionierenden Kerne den Aufwand f¨ur Kompression und Erhitzung u¨ bersteigt. Die Oberﬂ¨ache 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 Inhomogenit¨at schaukelt sich blitzschnell auf; das str¨omende 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 Vakuumgef¨aß ausstr¨omt. Wenn aber diese Instabilit¨aten doch irgendwann beherrscht und der Fusionsprozess aufrechterhalten werden kann, so entsteht pro Kernverschmelzung ein schnelles Neutron, das 80% der bei einer Fusion freigesetzten Energie tr¨agt. Da es keine Ladung tr¨agt, durchl¨auft 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 Vakuumgef¨aßes. Erst durch den Zusammenstoß mit den Atomkernen dieser so genannten „Ersten Wand“ wird seine Energie letztlich in W¨arme umgesetzt und kann so nutzbar gemacht werden. Es ist aber bis heute noch kein Material f¨ur die Wand des Plasmagef¨aßes gefunden worden, das unter diesem Beschuss nicht nach kurzer Zeit por¨os wird und zerf¨allt. 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 m¨ussen. So bleibt die Kernfusion wohl bestenfalls eine Großtechnologie f¨ur das 22. Jahrhundert, falls wir es nicht doch vorziehen, die Fusionsenergie auch in Zukunft von dorther zu beziehen, wo sie noch einige Milliarden Jahre zuverl¨assig entsteht: von unserer Sonne.

1.2.4

Kohlendioxid-Ruckhaltung ¨

Eine Zukunftstechnologie, also die Entwicklung eines ganzen B¨undels von ineinandergreifenden technischen Maßnahmen, die in den n¨achsten 15 bis 25 Jahren weltweit zur Anwendung kommen k¨onnten, um das Klimaschutzziel zu erreichen, n¨amlich Stabilisierung der CO2 -Konzentration bei maximal 450 ppm, tr¨agt den Namen Kohlendioxid-R¨uckhaltung bzw. Kohlenstoff-Sequestrierung [Rahmstorf/Schellnhuber 2006, Kap. 5; Rentzing 2007]. M¨oglichst alle Großanlagen, bei

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1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze

denen Kohle oder Kohlenwasserstoffe, wie Erd¨ol oder Erdgas, als Energietr¨ager eingesetzt werden, v. a. Braun- und Steinkohlekraftwerke, Hoch¨ofen und andere mit ¨ und Gaskraftwerke m¨ussen Kohle befeuerten Anlagen, aber schließlich auch Olhierf¨ur mit Rauchgask¨uhlung und CO2 -Abscheidung, z. B. durch Verﬂ¨ussigung, ausger¨ustet werden. Das komprimierte Kohlendioxid wird in Pipelines gesammelt und mit hohem Druck in tief liegende geologische Schichten verpresst, wo es f¨ur viele Jahrhunderte verbleiben soll. Dabei ergibt sich ein weiteres Risiko: Das wesentlich leichtere Methan (= Erdgas), selbst ein wirksames Treibhausgas, das typischerweise in den dar¨uber liegenden por¨osen Schichten liegt, wird ausgetrieben und bewirkt, wenn es nicht aufgefangen und gesammelt werden kann, seinerseits ¨ die Klimaerw¨armung. 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 gen¨ugend gasdichte tiefe geologische Formationen erschlossen werden k¨onnen, ist freilich noch offen. Gleiches gilt f¨ur die Frage der Kosten, der infrastrukturellen Konsequenzen und der Notwendigkeit, das gelagerte Kohlendioxid f¨ur Jahrtausende von der Atmosph¨are fernzuhalten. China, das immerhin einem F¨unftel der Erdbev¨olkerung in den n¨achsten Jahrzehnten einen vielfach h¨oheren Lebensstandard als heute bieten will, und daf¨ur schon jetzt den Energieeinsatz enorm steigert, verf¨ugt u¨ ber zeitlich weit reichende Kohlevorr¨ate, aber wohl auch u¨ ber viele geeignete geologische Speicherm¨oglichkeiten.

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 m¨usse, wenn der weltweite Temperaturanstieg auf 2 ◦ C begrenzt werden soll – schnell und konsequent! Schon zuvor waren einige f¨uhrende weltwirtschaftliche Forschungsinstitute u¨ bereinstimmend zu dem gleichen Ergebnis gekommen: Eine weltweit koordinierte Anstrengung von Staaten und St¨adten, Wirtschaftsunternehmen aller Art und einer ¨ organisierten Offentlichkeit kann den doppelten Umschwung – Energieefﬁzienz plus CO2 -R¨uckhaltung und erneuerbare Energie – bew¨altigen. Die Kosten dieser dritten industriellen Revolution k¨onnen, gemessen am Weltsozialprodukt, im 1%-Bereich liegen. Den umfangreichsten und viel beachteten Beleg daf¨ur lieferte im Oktober 2006 imAuftrag der britischen Regierung der fr¨uhere Vizepr¨asident der Weltbank, Sir Nicholas Stern [Stern 2006a, 2006b]. Dem Ausbau der Windenergie kommt dabei zumindest f¨ur die Stromerzeugung in vielen L¨andern, etwa den Nordseeanliegerstaaten, eine wesentliche Rolle zu.

1.3 Leitszenarien f¨ur zuk¨unftige Energiestrukturen

13

Die Staats- und Regierungschefs der EU einigten sich am 9. M¨arz 2007 verpﬂichtend darauf, bis 2020 den Ausstoß der klimasch¨adlichen Treibhausgase in der Europ¨aischen Union im Vergleich zu 1990 um mindestens 20% zu verringern, und sogar um 30%, falls sich die anderen Industriel¨ander zu vergleichbaren Reduzierungen verpﬂichten. Der Anteil von Energie aus Sonne, Wasser, Wind und Biomasse am gesamten Prim¨arenergieeinsatz soll bis 2020 auf mindestens 20% erh¨oht 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 Gr¨oße der Aufgabe, die in relativ kurzer Zeit bew¨altigt werden muss. Ein wesentlicher Teil des Zuwachses an der Stromerzeugung, die 2006 in Deutschland 42%4 des Prim¨arenergieeinsatzes erforderte, soll durch Onshore-Windenergie und in Zukunft v. a. verst¨arkt 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, n¨amlich an den K¨usten und weit vor den K¨usten, liegen weit entfernt von den Schwerpunkten des Verbrauchs elektri¨ scher Energie. Daher entsteht ein hoher Bedarf an zus¨atzlicher Ubertragungsleistung u¨ ber Hoch- und H¨ochstspannungsleitungen, f¨ur die das jetzige Einspeisungs- und ¨ Ubertragungsnetz nicht ausgelegt ist (Abschn. 4.1.2; Abschn. 10.1.4). Es bleibt abzuwarten, ob in S¨uddeutschland Windenergieanlagen mit sehr hohen T¨urmen durchsetzbar sind und wirtschaftlich betrieben werden k¨onnen. In jedem Fall ist insbesondere f¨ur die geplanten großen Offshore-Windkraftwerke eine Erh¨ohung der ¨ Ubertragungsleistung von den K¨ustenregionen zu den Bev¨olkerungs- und Industriezentren erforderlich. Diese Erh¨ohung wird wohl wegen der Akzeptanzprobleme von neuen Freileitungstrassen nur von im Boden verlegten neuen Leitungssystemen mit sehr hohen Leistungen durchf¨uhrbar sein, etwa mit bipolaren Kabelsystemen f¨ur Wechselstrom oder mit Gleichstrom¨ubertragung 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 Netzverst¨arkungen zum Zweck der Windenergieein¨ speisung sind zun¨achst in den windbeg¨unstigten, aber mit Leitungen hoher Ubertragungskapazit¨at wenig erschlossenen K¨ustengebieten durchzuf¨uhren; E.ON-Netz hat in Schleswig-Holstein schon eine Reihe derartiger Optimierungsmaßnahmen („Leitungsmonitoring“) durchgef¨uhrt. Im weiteren Verlauf des Windenergieausbaus wird die Fern¨ubertragung der im K¨ustenbereich oder weit vor den K¨usten erzeugten elektrischen Energie zun¨achst 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 Prim¨arenergieverbrauch [Energiedaten 2008, Tab. 4: Prim¨arenergieverbrauch nach Energietr¨agern]. 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 Energietr¨agern zur Stromerzeugung].

14

1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze

auch die Struktur des Kraftwerkssystems muss schrittweise angepasst werden, um den raschen Ausgleich f¨ur die stark ﬂuktuierende Windenergie zu erm¨oglichen. Das weltweite Marktvolumen der erneuerbaren Energien wird sich bis zum Jahr 2020 auf j¨ahrlich bis zu 250 Mrd. € deutlich erh¨ohen [Dresdner Bank 2007], eine Versechsfachung gegen¨uber 2006. Insbesondere in Deutschland wird das Investitionsvolumen der erneuerbaren Energien schon in den n¨achsten Jahren deutlich anwachsen. Soll sich der Anteil der erneuerbaren Energiequellen, wie im Koalitionsvertrag 2005 vereinbart, schon bis zum Jahr 2012 auf 20% der Gesamtstromerzeugung erh¨ohen, so erfordert dies nach Einsch¨atzung der Dresdner-Bank¨ Okonomen Investitionen in Anlagen f¨ur erneuerbare Energien in H¨ohe von 70 Mrd. € pro Jahr. Gem¨aß der Allianz-Klima-Expertengruppe wird der M¨unchner Finanzkonzern bis zum Jahr 2010 bis zu 500 Mio. € in Projekte f¨ur 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 erh¨ohen. 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 Abh¨angigkeit von unsicheren Lieferl¨andern 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 f¨ur 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, grunds¨atzlich 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 erf¨ullen, wenn die CO2 -Konzentration in der Atmosph¨are den kritischen Wert von ca. 450 ppm nicht u¨ berschreiten soll. Dies entspricht einer mittleren globalen Temperaturerh¨ohung von weniger als 2 ◦ C gegen¨uber der Periode 1980 bis 1999. Abbildung 1.4 zeigt eine Projektion der installierten Kraftwerksleistungen in Deutschland nach Energiequellen und Kraftwerksarten bis 2050. Dabei ist ber¨ucksichtigt, dass wegen des steigenden Anteils von erneuerbarer Energien im konventionellen Teil der Stromversorgung ein erh¨ohter Regelbedarf entsteht, der vorzugsweise mit Gaskraftwerken abgedeckt wird. Bei den sp¨atestens ab 2040 geplanten sehr hohen Anteilen erneuerbarer Energien verschwindet die herk¨ommliche Grundlaststromerzeugung weitgehend, die verbleibenden fossil befeuerten Kraftwerke stellen dann ausschließlich die zu einer sicheren Stromversorgung erforderliche Ausgleichs-

1.3 Leitszenarien f¨ur zuk¨unftige Energiestrukturen

15

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

und Reserveleistung zur Verf¨ugung. Eine wichtige Voraussetzung f¨ur die Umsetzung des in Abb. 1.4 gezeigten Umbaus ist auch, dass der Abbau der Kernkraftwerksleistung planm¨aßig erfolgt. Andernfalls ergeben sich Konﬂikte mit den Zubaupl¨anen f¨ur 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 Energietr¨ager 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 f¨ur Regelungs- und Ausgleichszwecke erforderlichen Anteil f¨uhrt, ben¨otigt 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 M¨ogliche Entwicklung der gesamten Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 ([BMU 2007a, S. 34; BMU 2008c])

200

16

1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze

Im Jahr 2050 betr¨agt in diesem Szenario der Kondensationsstromanteil nur noch 5%, derjenige der fossil befeuerten Kraft-W¨arme-Kopplung 18%, die erneuerbaren Energien dominieren dann gem¨aß dieser Prognose die Stromversorgung mit 77% Anteil an der Bruttostromerzeugung. Aus Gr¨unden der Kostenoptimierung, aber auch um mit erneuerbaren Energietr¨agern Regelungs- und Reserveaufgaben u¨ bernehmen zu k¨onnen, stammen von den dann bereitgestellten rund 450 TWh/a Strom aus erneuerbaren Energietr¨agern nahezu die H¨alfte aus regelbaren Energiequellen wie Biomasse, Geothermie, solarthermischen Kraftwerken oder bedingt regelbaren Energiequellen wie Laufwasserkraftwerken. Auch der Offshore-Anteil der Windenergie zeigt eine g¨unstige Erzeugungscharakteristik, welche die Sicherung der Stromversorgung unterst¨utzen kann: gegen¨uber Onshore-Anlagen eine mehr als doppelt so große Jahresenergieerzeugung pro m2 Rotorﬂ¨ache und dies auch mit deutlich geringeren zeitlichen Schwankungen im Bereich von Stunden und Tagen. Wegen der zuk¨unftigen großen Bedeutung dieses Sektors werden die Pl¨ane 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 Ausschnittsvergr¨oßerung aus Abb. 1.4 nur die installierten Leistungen zur regenerativen Stromerzeugung in Deutschland bis 2050. Da Windenergie den gr¨oßten Beitrag liefern soll, sind die Annahmen f¨ur ihren weiteren Ausbau von besonderem Einﬂuss. Der Einstieg in die Offshore-Nutzung hat sich gegen¨uber fr¨uheren Annahmen um mehrere Jahre verz¨ogert. 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

1.3 Leitszenarien f¨ur zuk¨unftige Energiestrukturen

17

Leistungsausbau auf u¨ ber 1 GW k¨onnte bis 2011 der Einstieg in eine energiewirtschaftlich relevante Nutzung beginnen, 2020 k¨onnten 10 GW erreicht werden. Voraussetzung f¨ur diese Ausbaudynamik ist allerdings eine erfolgreiche Demonstration der ersten Offshore-Windparks und eine Verg¨utungsregelung f¨ur die Offshore-Windenergie, die diesen Einstieg und den nachfolgenden stetigen Ausbau attraktiv genug f¨ur die potenziellen Investoren machen. Die im Dezember 2006 in ¨ Kraft getretene Ubertragung der Verantwortung f¨ur die Seekabelanbindungen der ¨ Offshore-Windparks auf die Ubertragungsnetzbetreiber [IPlanBG 2006a] und die Kosten¨uberw¨alzung auf die Gesamtheit aller Netznutzer [EnWG 2008, § 17 Abs. 2a] sind dabei wichtige Schritte. F¨ur die Nutzung der Windenergie an Land wird sowohl von einem weiteren Neubau auf den derzeit ausgewiesenen, aber noch nicht genutzten Fl¨achen als insbesondere auch von einem nennenswerten Beitrag des Repowering ab etwa 2010 ausgegangen. Das Wort Repowering bezeichnet eine erhebliche Leistungserh¨ohung durch den Ersatz von bestehenden Windenergieanlagen durch Anlagen mit h¨oheren T¨urmen und insbesondere gr¨oßeren Rotorﬂ¨achen und damit wesentlich h¨oheren 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 erh¨oht werden. Onshore und offshore w¨aren dann in 2020 rund 37 GW Windleistung installiert. Aus Windenergie w¨urden dann rund 82 TWh/a produziert, gut 15% der f¨ur 2020 prognostizierten deutschen Stromnachfrage. Ab 2009 wurden die EEGMindestverg¨utungen f¨ur Windenergie deutlich angehoben (Abschn. 5.3.3). Es wird erwartet, dass dadurch die Ausbaugeschwindigkeit der Windenergie gegen¨uber den ofﬁziellen Sch¨atzungen etwas beschleunigt wird. Das Gesamtpotenzial der installierten Windgeneratorleistung wird im Endausbau auf 70 GW gesch¨atzt, davon je 35 GW onshore und offshore, bei einem Gesamtpotenzial der Windenergieproduktion von rund 200 TWh, n¨amlich 68 TWh onshore und mit 135 TWh doppelt so viel offshore wegen der dort deutlich h¨oheren und gleichm¨aßigeren Windgeschwindigkeiten [BMU 2008b, S. 44]. Abbildung 1.7 zeigt die m¨ogliche Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energietr¨agern in Deutschland bis 2050; sp¨atestens dann soll das gesamte Potenzial der Windenergie in H¨ohe von rund 200 TWh genutzt sein. Von 63,5 TWh/a im Jahr 2005 kann nach dieser konservativen Prognose der Beitrag der erneuerbaren Energietr¨ager zur Stromerzeugung bis 2010 auf 92 TWh/a und bis 2020 auf 156 TWh/a steigen. Der Prognosewert f¨ur 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, w¨are v. a. dann gef¨ahrdet, wenn das Erneuerbare-Energien-Gesetz grunds¨atzlich 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 zus¨atzlichen Kohlekraftwerke u¨ ber die heute schon im Bau beﬁndlichen hinaus errichtet werden, und die Stilllegung alter inefﬁzienter Anlagen

18

1 Abkehr von fossilen Brennstoffen: Probleme, Ziele und L¨osungsans¨atze

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, n¨amlich Ausstieg aus der Kernenergienutzung und Klimaschutzziele k¨onnen 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 Vorschl¨age zu ihrer Integration in die bestehende Energieversorgung vorgestellt.

Literatur [Atomkraft 2006] Mythos Atomkraft. Hrsg. von der Heinrich-B¨oll-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 f¨ur Technische Thermodynamik, Stuttgart. Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums f¨ur 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 f¨ur 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 f¨ur Technische Thermodynamik, Stuttgart. Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums f¨ur Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin, September 2008. http://www.bmu.de/ erneuerbare energien/downloads/doc/42383.php (abgerufen am 16.10.2008).

Literatur

19

[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 m¨oglich. News vom 29. M¨arz 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 f¨ur 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 Elektrizit¨ats- 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: Bl¨atter [Hauke/Wiesmann 2007] Hauke R, Wiesmann O: Peak-Oil: Der globale Krieg ums Ol. f¨ur 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 f¨ur Infrastrukturvorhaben (Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz). Gesetzesbeschluss des Deutschen Bundestages, Drucksache 764/06, 3.11.2006; unver¨andert 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, M¨unchen, 2006. [Rentzing 2007] Rentzing S: Die Kohle-W¨ascher. In: neue energie, Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabr¨uck, 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).

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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 erl¨autert und L¨osungen vorgestellt (Kap. 4).

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Kapitel 2

Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung

Wie fast alle auf der Erde verf¨ugbaren Energieformen ist auch Windenergie eine abgeleitete Form von Sonnenenergie. Die unterschiedliche Erw¨armung der Erdatmosph¨are durch die Einstrahlung der Sonne auf verschiedene Gebiete der Erdoberﬂ¨ache f¨uhrt zu Dichte- und Druckunterschieden, die in ﬂuktuierenden Luftstr¨omungen auf allen L¨angen- 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. Tats¨achlich l¨auft 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 F¨unftel des theoretischen H¨ochstwerts einer idealen Windenergieanlage realisiert. Der tats¨achliche 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 Rotorbl¨atter erreicht.

2.1

Globale und lokale Luftzirkulation in der Atmosph¨are – Klima und Wetter

Die erste Ursache aller Winde ist die Einstrahlung von Sonnenenergie, die die Erdoberﬂ¨ache und die dar¨uber liegenden Luftschichten unterschiedlich erw¨armt – am ¨ st¨arksten in der Aquatorzone, am wenigsten nahe den Polen; außerdem werden die großen Kontinentalﬂ¨achen v.a. bei Tag in der warmen Jahreszeit st¨arker erw¨armt als ¨ die Ozeane. In der Aquatorzone steigt die warme und deshalb relativ leichtere Luft bis in große H¨ohen (10 km und mehr) und str¨omt dort (also am unteren Rand der ¨ Stratosph¨are) beiderseits des Aquators jeweils zu den Polen. In dem so entstehenden ¨ G¨urtel tiefen Luftdrucks am Aquator str¨omt aus den bodennahen Schichten k¨uhlere 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

Regul¨are und chaotische Str¨omung

¨ Ohne die Effekte der Erdrotation w¨urde sich aufgrund von „Heizung“ am Aquator und „K¨uhlung“ an den Polen auf beiden Halbkugeln ein verh¨altnism¨aßig einfaches globales Bild einer typischen Konvektionsstr¨omung ergeben: „Unten“, d.h. in den ersten Kilometern u¨ ber der festen Oberﬂ¨ache (Troposph¨are) ﬂießt sie von h¨oheren ¨ Breiten und den Polen zum Aquator, dort steigt die erw¨armte Luft auf und ﬂießt „oben“, d.h. oberhalb gut 10 km (Stratosph¨are) zur¨uck zu h¨oheren Breiten und zu den Polen, wo die abgek¨uhlte Luft wieder nach unten sinkt. Durch die Erdrotation, die geograﬁsche Verteilung von Ozeanen und Kontinenten und die davon bestimmten Klimazonen und großr¨aumigen Wettergebiete wird dieses einfache regul¨are, d.h. zeitlich station¨are Str¨omungsbild wesentlich ver¨andert: Die globalen Str¨omungen werden nun irregul¨ar, zeitlich nicht station¨ar 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 Erdoberﬂ¨ache ist am Aquator (ca. 40.000 km in 24 h) am gr¨oßten (1.667 km/h), und f¨allt 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 ◦ n¨ordlicher Breite zum Aquator „angesaugt“ genau nach S¨uden hin in Bewegung setzt, ist weiter s¨udlich zu langsam gegen¨uber der dort h¨oheren West-OstDrehgeschwindigkeit eines Punktes auf der festen Erdoberﬂ¨ache. Das genannte Luftvolumen kommt dieser schnelleren Bewegung der festen Erdoberﬂ¨ache als Gegenwind von Nordosten her entgegen – eine einfache Erkl¨arung f¨ur die zwischen 30 ◦ n¨ordlicher Breite und 30 ◦ s¨udlicher Breite das ganze Jahr u¨ ber wehenden sehr stetigen kr¨aftigen Passat-Winde: Nordost-Passat n¨ordlich, S¨udost-Passat s¨udlich des ¨ Aquators. ¨ Weiter entfernt vom Aquator werden die Windverh¨altnisse dann noch komplexer, indem sie zus¨atzlich von der Verteilung von Kontinenten und Ozeanen und vom regionalen Klima und Wetter bestimmt werden. Auf der n¨ordlichen Halbkugel folgt auf den subtropischen Sch¨onwetterg¨urtel die „gem¨aßigte Zone“ mit im Bereich des Atlantiks u¨ berwiegenden, wenn auch stark schwankenden Westwinden. F¨ur Europa bestimmend sind n¨amlich die Druckverh¨altnisse u¨ ber dem o¨ stlichen Atlantik, wo das ¨ Druckgef¨alle nun nicht mehr zum Aquator hin verl¨auft, sondern von dem typischen kanarischen Hoch zum Islandtief, also – anders als im Passatg¨urtel – von S¨uden nach Norden. Luftmassen werden hier also zu h¨oheren geograﬁschen Breiten transportiert, wo ihre mitgebrachte West-Ost-Geschwindigkeit h¨oher ist als die von Punkten der Erdoberﬂ¨ache – 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 „Tr¨agheit der Bewegung“: Jeder K¨orper, auch ein Luftvolumen, beh¨alt seine Geschwindigkeit nach Richtung und Gr¨oße bei, solange nicht eine reale physische Kraft auf ihn einwirkt. Insgesamt ergibt sich als Folge dieser Tr¨agheit auf der n¨ordlichen Halbkugel stets eine Ablenkung nach rechts,

2.1 Globale und lokale Luftzirkulation in der Atmosph¨are – Klima und Wetter

25

sodass Hochdruckgebiete, von denen Luft abstr¨omt, im Wesentlichen von einem Wirbel im Uhrzeigersinn umstr¨omt werden, Tiefdruckgebiete aber gegen den Uhrzeigersinn; auf der S¨udhalbkugel jeweils umgekehrt. Diese sehr großr¨aumigen Wirbel, Tausende von Kilometern im Durchmesser, sind instabil gegen¨uber der Abspaltung von kleineren Wirbeln, die nach Westen driften und als „Tief“ oder als „Sturmtief“ h¨auﬁg das Wetter in Westeuropa bestimmen, wobei sie selbst wiederum in immer kleinere instabile turbulente Str¨omungen zerfallen und damit eine pr¨azise kleinr¨aumige Wettervorhersage sehr erschweren. Kasten 2.1: Mathematische Beschreibung der Str¨omungen in einem rotierenden Bezugssystem Zur mathematischen Beschreibung der Str¨omungen in einem rotierenden Bezugssystem wird neben den Druckkr¨aften die oben beschriebene Wirkung der Rotation der Erde als „Scheinkraft“ eingef¨uhrt unter der Bezeichnung Corioliskraft. Das Zusammenwirken dieser Kr¨afte in den physikalischen Gesetzen von Aerodynamik und Thermodynamik ergibt a¨ ußerst komplexe Bewegungsgleichungen f¨ur die Luftstr¨omungen. Aus diesen werden f¨ur die globalen Bewegungen mit entsprechenden Vereinfachungen die mathematischen Klimamodelle hergeleitet (Kasten 2.2). F¨ur den einfachsten Fall einer regionalen Str¨omung (bei zeitlich konstantem, linearem und großr¨aumigem Luftdruckgef¨alle) ergibt sich als L¨osung der Bewegungsgleichung der so genannte geostroﬁsche Wind, der sich in der Tat unter solchen Umst¨anden oberhalb der von Bodenrauigkeit gest¨orten untersten Luftschicht, also viele Hunderte bis etwa tausend Meter u¨ ber dem Meer oder u¨ ber ﬂachen Ebenen, ausbildet. Wenn sich n¨amlich das Gleichgewicht zwischen der Nord-S¨ud-Komponente der Druckkraft und der Corioliskraft eingestellt hat, str¨omt die Luft nicht etwa parallel zum Druckgef¨alle, sondern quer dazu, also ann¨ahernd parallel zu den Isobaren, den Linien konstanten Luftdrucks, außer dort, wo diese Linien exakt nord-s¨udlich verlaufen. Dieser zeitlich sehr gleichm¨aßige geostroﬁsche Wind erreicht typischerweise Geschwindigkeiten von 50 m/s bis 100 m/s. Die Tendenz zu sehr hohen T¨urmen (deutlich u¨ ber 100 m) f¨ur neue große Windenergieanlagen entspringt dem Bestreben, diesem stetigen Luftstrom n¨aherzukommen, um so eine hohe, gleichm¨aßige Energieausbeute zu erzielen. In der planetaren Grenzschicht oder Peplosph¨are – den unteren 1,5 km bis 2 km der Erdatmosph¨are – 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 auff¨ullen. Die Ablenkung des Windes wird dabei zum Boden hin st¨arker und nimmt von oben gesehen die Form einer Spirale, der so genannten Ekman-Spirale, an (vergleiche Ekman-Spirale im Bereich Meeresstr¨omung). Wird der Wind, wie hier beschrieben, durch Reibung oder andere Einﬂ¨usse (so genannte ageostrophische Komponenten, z.B. der Wirbeldichte) beeinﬂusst, spricht man von ageostrophischen Winden.

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2 Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung

Kasten 2.2: Klimamodelle und Chaostheorie Aus der Kombination der Formeln f¨ur die Druck- und f¨ur die Scheinkr¨afte und f¨ur ihre Wirkung auf das globale Str¨omungssystem entstehen die mathematischen Klimamodelle. Das einfachste Klimamodell, das die globale Str¨omung mit der notwendigen Mindestzahl von nur drei zeitabh¨angigen 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 g¨anzlich verschiedenen zeitlichen Verlauf reagiert. Dies war die Endeckung der „sensitiven Abh¨angigkeit von den Anfangsbedingungen“. Ein Wissenschaftsjournalist hat die Tragweite dieser Entdeckung des drastischen Einﬂusses winziger Ver¨anderungen mit dem Bild des „Schmetterling-Effekts“ zu verdeutlichen versucht: Es k¨onnte „eines Falters Fl¨ugelwehen“ an einem Punkt der Erde dar¨uber entscheiden, ob Tage sp¨ater 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 uml¨auft 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 raumf¨ullende Zustandskurve, die sich nirgends selbst schneidet, wird als „Seltsamer Attraktor“ bezeichnet. Derartige „Seltsame Attraktoren“ sind charakteristisch f¨ur 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 franz¨osische Mathematiker, Astronom und Wissenschaftstheoretiker Henri Poincar´e (1854-1912), also f¨unf Jahre vor Edward Lorenz Geburt gestorben, hat in seiner genialen, dreib¨andigen „Himmelsmechanik“ (¨uber 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 Vorl¨aufer, aber kein Mitbegr¨under der Chaosforschung. W¨ahrend Lorenz zur Berechnung seines Attraktors ein Großrechner zur Verf¨ugung stand, benutzte Poincar´e 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-Poincar´e-Theorem), heute ist seine Theorie und ihre Weiterentwicklung Gegenstand von Oberseminaren,

2.1 Globale und lokale Luftzirkulation in der Atmosph¨are – Klima und Wetter

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

2.1.2 Wind und Windenergie Wie fast alle auf der Erde verf¨ugbaren Energieformen ist also auch Windenergie eine abgeleitete Form von Sonnenenergie. Wie gerade beschrieben, f¨uhrt die unterschiedliche Erw¨armung der Erdatmosph¨are durch die Einstrahlung der Sonne auf verschiedene Gebiete der Erdoberﬂ¨ache zu Dichte- und Druckunterschieden, die in ﬂuktuierenden Luftstr¨omungen auf allen L¨angen- 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 Erdoberﬂ¨ache u¨ berlagern (unter dem Einﬂuss von Bodenreibung und Bodenrauigkeit) immer kleinere turbulente Windfelder die großr¨aumigen Str¨omungen, wobei im Mittel der Betrag der Windgeschwindigkeit von oben nach unten abnimmt und direkt am Boden den Wert Null erreicht. F¨ur die Windenergienutzung ist die Zunahme der an einem bestimmten Standort zu erwartenden Windgeschwindigkeit mit der H¨ohe u¨ ber dem Erdboden entscheidend. F¨ur diese Abh¨angigkeit der mittleren Windgeschwindigkeit von der H¨ohe gibt es physikalische Modelle unterschiedlicher Komplexit¨at, in die u.a. die Topograﬁe des Standorts, die Bodenrauigkeit der Umgebung und die typische atmosph¨arische Temperaturschichtung eingehen. F¨ur die Windenergienutzung zu bevorzugende Standorte sind offensichtlich Standorte geringer Bodenrauigkeit, also im Meer oder unmittelbar an einer ﬂachen K¨uste, große, wenig bewaldete Ebenen im Flachland, ¨ in gewissem Maß auch H¨ugel- oder Bergkuppen und Gebirgsp¨asse, bei deren Uberoder Durchstr¨omen die Luftbewegung beschleunigt wird. Einerseits nimmt die mittlere Windgeschwindigkeit mit der H¨ohe zu, gleichzeitig nimmt die mittlere St¨arke der turbulenten Schwankungen ab. Daher – und von der wachsenden Knappheit sehr guter Standorte in Deutschland – r¨uhrt die Tendenz der letzten Jahre, Anlagen mit immer h¨oheren T¨urmen zu errichten (Abschn. 9.1). Doch sind auch bei solchen Anlagen mit Turmh¨ohen von gut 100 m und mehr noch starke turbulente Schwankungen von St¨arke und Richtung des Windes im Minutenbereich die Regel. Die von der Windturbulenz herr¨uhrenden mechanischen Dauerwechselbelastungen der Anlagen sind der Lebensdauer der betroffenen

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2 Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung

Bauteile abtr¨aglich. Die durch die starken turbulenten Windschwankungen bewirkten Leistungsschwankungen der einzelnen Windenergieanlagen im Minutenund Stundenbereich werden allerdings durch das Zusammenschalten der Anlagen eines gr¨oßeren Windparks weitgehend ausgeglichen. Im Gegensatz dazu sind die Schwankungen im Bereich von vielen Stunden oder gar Tagen raum-zeitlich wenig korreliert und k¨onnen deshalb selbst durch das großr¨aumige Zusammenschalten von Windparks in großen Regionen nur teilweise ausgeglichen werden. Insbesondere gibt es in mittleren geograﬁschen Breiten immer wieder ausgepr¨agte l¨angere großr¨aumige Windﬂauten, w¨ahrend 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 unregelm¨aßige großr¨aumige Variationen von Jahr zu Jahr, bei denen schließlich der elfj¨ahrige Sonnenﬂeckenzyklus eine Rolle spielt sowie Effekte des Klimawandels durch „nat¨urliche“ Einﬂ¨usse, z.B. Vulkanismus, und durch menschliche Einwirkungen wie CO2 -Emission etc. Diese stochastischen Schwankungen der Windgeschwindigkeit und der m¨oglichen Windenergieproduktion k¨onnen 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 Windstr¨omung durch eine Windenergieanlage entzogen werden kann, wird bestimmt durch die Bewegungsenergie, die in dem Windfeld enthalten ist. Die lokale r¨aumliche Dichte der Bewegungsenergie (kinetische Energie Ekin ) ist durch das Quadrat der momentanen lokalen Windgeschwindigkeit vmom gegeben gem¨aß der Formel Ekin /V = ρ/2 ∗ v2mom J/m3 , mit ρ: = Massendichte der Luft (1,225 kg/m3 auf Meeresh¨ohe bei 15 ◦ C), V: = Volumen.

2.2.1

Umwandlung Stufe 1: Von der Luftstr¨omung zur Drehung der Turbinenwelle

Mit dem Luftvolumen V str¨omt die Bewegungsenergie des Windes mit der Geschwindigkeit vmom durch ein senkrecht zur Windrichtung stehendes Fl¨achenelement F. Die Fl¨achendichte Pkin /F der Leistung dieser Energiestr¨omung ist also Pkin /F = vmom ∗ ρ/2 ∗ v2mom W/m2 .

2.2 Von der Bewegungsenergie des Windes zur elektrischen Energie

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Eine große Windturbine mit einer Rotorﬂ¨ache 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 r¨aumlich u¨ ber F. Maßgeblich f¨ur 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 Rotorﬂ¨ache 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 Fl¨ache F u¨ berstreicht, muss es sein, einen m¨oglichst hohen Anteil der Leistung der Windstr¨omung in mechanische Leistung der Turbinenwelle umzuwandeln. Entgegen einer naiven Erwartung zeigt die Str¨omungslehre, dass zum Erreichen dieses Ziels die u¨ berstrichene Fl¨ache nicht etwa m¨oglichst dicht, sondern vielmehr m¨oglichst wenig mit Rotorbl¨attern best¨uckt 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 umstr¨omt als durchstr¨omt wird und deshalb einen sehr geringen Umwandlungswirkungsgrad aufweist. Den h¨ochsten Wirkungsgrad weisen propellerartige Turbinen auf mit zwei oder drei sehr schmalen Rotorﬂ¨ugeln. Diese zeigen im Querschnitt ein a¨ hnliches Proﬁl wie Flugzeugﬂ¨ugel 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 Anstr¨omung der Luft zeigen. Eine so gebaute Windturbine kommt einer idealen Windturbine relativ nahe, die n¨amlich bei gegebener Fl¨ache des Rotors den theoretisch erreichbaren maximalen Anteil der Windstr¨omung in mechanische Leistung umwandelt. F¨ur dieses theoretische Maximum hat Albert Betz schon vor gut 80 Jahren eine ber¨uhmte 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 Durchstr¨omen der Windturbine ja nicht „stehen bleiben“ kann, sondern mit einer endlichen Geschwindigkeit vnach weiterstr¨omen muss, kann offenbar nicht die gesamte kinetische Energie der anstr¨omenden Luft auf die Rotorbl¨atter der Windturbine u¨ bertragen werden, sondern nur ein Anteil E = ρ/2 ∗ v2vor − v2nach . Damit alle Luft tats¨achlich abstr¨omt, muss allerdings (bei konstanter Luftdichte) der Str¨omungsschlauch, der auf die Rotorﬂ¨ache trifft, sich dort so aufweiten, dass seine Querschnittsﬂ¨ache nach der Turbine im Verh¨altnis Fnach / Fvor = vvor / vnach vergr¨oßert ist1 . F¨ur die Durchstr¨omung der Ebene, in der die Rotorﬂ¨ache liegt, kann der Mittelwert zwischen der Geschwindigkeit vvor des ungest¨orten Windfelds vor 1

F * v [m3 /s] ist das pro Sekunde transportierte Luftvolumen, das vor und nach dem Durchstr¨omen der Turbine ann¨ahernd gleich groß ist.

Abb. 2.1 Betz scher Leistungsbeiwert einer Windenergieanlage (Betz scher Leistungsbeiwert einer idealen Windturbine in Abh¨angigkeit der Windgeschwindigkeit nach der Turbine (vnach ) im Verh¨altnis 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 St¨uck weit nach der Turbine wie folgt angesetzt werden: vmittel = 1/2 ∗ (vvor + vnach ) . F¨uhrt 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 Fl¨achenleistung einer idealen Windturbine mit homogener turbulenzfreier Durchstr¨omung 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 ungest¨ort anstr¨omenden Luft gegeben durch P0 = ρ/2 ∗ v3vor ∗ F [W] . Die Leistung der idealen Windturbine erreicht ihr Maximum von 16/27 ∗ P0 , wenn die Anstr¨omgeschwindigkeit vvor in der Windturbine auf vnach = 1/3 ∗ vvor abgebremst wird. Die ideale Windturbine kann also nach Betz 16/27 ≈ 59% der Leistungsdichte des anstr¨omenden Windes in mechanische Energie an der Turbinenwelle umwandeln. Der in einer realen Windturbine tats¨achlich umgewandelte Bruchteil wird als Leistungsbeiwert cP bezeichnet. F¨ur 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 abl¨osende 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 Ausf¨uhrung h¨angt er stark von der tats¨achlichen Momentangeschwindigkeit ab: cP = cP (vmom ) . Er erreicht aber bemerkenswerter Weise bei modernen Windturbinen ein Maximum von etwa 80% des Betz schen Idealwerts. Damit betr¨agt die Leistung an der Turbinenwelle einer Windenergieanlage mit einer Rotorﬂ¨ache F = π ∗ r2 (r = effektive Fl¨ugell¨ange) P = cP (vmom ) ∗ ρ/2 ∗ v3mom ∗ F [W] . Um die elektrische Leistung am Generatorausgang zu erhalten, ist diese Zahl noch mit dem leistungsabh¨angigen Wirkungsgrad η(P) des Generators (und ggf. des Getriebes) zu multiplizieren: Pel = η (P) ∗ cP (v) ∗ ρ/2 ∗ v3mom ∗ F [W] . η ∗ cP wird h¨auﬁg 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 erl¨autert, die bei Windgeschwindigkeit v gemessene Fl¨achenleistung der Windenergieanlage dividiert durch die Leistungsﬂ¨achendichte ρ/2 ∗ v3 der ungest¨orten Luftstr¨omung dieser Geschwindigkeit. Der Leistungsbeiwert erreicht tats¨achlich 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 st¨undlich oder t¨aglich zwischen Flaute, Wind, Starkwind und Sturm hin und

32

2 Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung

her wechseln kann. Die Umwandlung und der Leistungsbeiwert moderner großer Windenergieanlagen werden dabei so geregelt, dass drei Ziele erreicht werden: • Bei gegebener Gr¨oße von Turbine und Generator soll die Jahresenergieerzeugung am jeweiligen Standort m¨oglichst 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 m¨oglich, auch in der vom Netz ben¨otigten 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. F¨ur die komplizierten str¨omungstechnischen 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 Rotorbl¨attern 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 Anstr¨omung mit der Windgeschwindigkeit vWi entgegen. Der Anstellwinkel α, den das Blattproﬁl mit der effektiven Richtung der Windanstr¨omung 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 Tragﬂ¨ugel eines Flugzeugs, das sich gegen die ruhende Luft bewegt, erf¨ahrt bekanntlich eine Auftriebskraft, die dem Gewicht des Flugzeugs entgegenwirkt und dieses in der Luft h¨alt. Bei der Windenergieanlage u¨ bt die bewegte Luft, d.h. der Wind, eine Kraft FA auf den noch ruhenden Rotorﬂ¨ugel 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 Anstr¨omgeschwindigkeit vA aus der (vektoriellen) Zusammensetzung von Windgeschwindigkeit vWi und (negativer) Eigengeschwindigkeit -vu des Rotors. Die dritte Teilﬁgur in Abb. 2.3 zeigt den Blattanstellwinkel f¨ur den Fall, dass die Windgeschwindigkeit kleiner ist als die Nennwindgeschwindigkeit, die vierte Teilﬁgur f¨ur den Fall Windgeschwindigkeit gr¨oßer Nennwindgeschwindigkeit. Bei Windgeschwindigkeiten unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit ergibt sich eine effektive Anstr¨omrichtung, 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 weiterf¨uhrende Literatur.

2.2 Von der Bewegungsenergie des Windes zur elektrischen Energie

33

Abb. 2.3 Regelung des Leistungsbeiwerts durch Blattanstellwinkelverstellung (Str¨omungsverh¨altnisse 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 K¨orpers wirkt (Arbeit = Kraft ∗ Weg), hier also die Komponente von FA in Richtung der Drehbewegung des Rotorﬂ¨ugels, also der Vektor FA,t , tangential zu dem Kreis, den die Fl¨ugelspitze beschreibt. Die effektive Anstr¨omung des Fl¨ugels, der Anstellwinkel und die Kr¨afte 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 Rotorﬂ¨ugel, Rotorlager und Turm aufnehmen m¨ussen, so wie eine Br¨ucke die senkrecht zum Verkehr wirkende Schwerkraft der Fahrzeuge aufnimmt. Kleine, einfache Anlagen ohne den komplizierten Mechanismus zur PitchVerstellung der Rotorﬂ¨ugel arbeiten mit starrer Blattlagerung. Bei hoher Windgeschwindigkeit reißt dann die glatte Umstr¨omung 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 f¨ur zuk¨unftige, extrem große Anlagen

34

2 Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung

mit Rotordurchmessern von u¨ ber 150 m wird u¨ ber L¨osungen ohne Pitch-Verstellung der Rotorﬂ¨ugel nachgedacht. Mit von Null zunehmender Windgeschwindigkeit geht eine pitch-geregelte Windenergieanlage durch 4 Betriebszust¨ande: (A) Unterhalb einer Anlaufgeschwindigkeit reicht die Antriebskraft FA nicht aus, um die Reibungs- und Tr¨agheitskr¨afte 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 l¨auft an, bis sie die Nenndrehzahl erreicht, bei großen Anlagen 10 bis maximal 30 Umdrehungen pro Minute, n¨amlich 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 Ger¨ausche zu erzeugen. Bei Nenndrehzahl muss der Anstellwinkel, wie in der dritten Teilﬁgur gezeigt, sehr viel ﬂacher gestellt werden, damit das Blatt bei der resultierenden schr¨agen Anstr¨omung die maximale Auftriebskraftkomponente FA,t in Drehrichtung erf¨ahrt. In diesem Betriebszustand – zwischen gut 4 m/s und der Nennwindgeschwindigkeit, bei der die installierte Nennleistung des Generators erreicht wird, je nach Standortg¨ute 12 m/s bis 15 m/s – wird die Anlage so gefahren, dass der Leistungsbeiwert immer die schon oben erw¨ahnten 80% des Betz schen Leistungsbeiwerts erreicht, also fast die H¨alfte der Str¨omungsleistung des Windes in elektrische Energie umgewandelt wird. Da die Str¨omungsleistung 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 S¨attigungswert einzum¨unden. (C) Die Wahl der Generatornennleistung, genauer gesagt der speziﬁschen Fl¨achenleistung in Watt pro m2 Rotorﬂ¨ache, wird vom Kosten-Nutzen-Optimum bestimmt (Abschn. 9.4.1) und h¨angt wesentlich vom Standort ab: Wo hohe Windgeschwindigkeiten h¨auﬁger sind, lohnt sich ein Generator samt Antriebsstrang und elektrischen Zusatzger¨aten mit h¨oherer Nennleistung. Bei einer bestimmten Nennwindgeschwindigkeit, die u¨ blicherweise zwischen 10 m/s und 14 m/s liegt, wird diese Nennleistung erreicht. Bei einer weiteren Erh¨ohung 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 erf¨ahrt, gering, da ja dem Sturm gerade die „windschnittige“ Form entgegengestellt wird. Die Stellung „Fahne“ ist genau genommen nur f¨ur einen Blattabschnitt mit einem bestimmten Abstand von der Turbinenachse deﬁniert. Der Blattquerschnitt ist n¨amlich l¨angs des Blattes verdrillt, um so im Bereich der h¨auﬁgsten Windgeschwindigkeit, die meist etwas unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit liegt, u¨ berall l¨angs 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 Anstr¨omung wegen der hohen Umlaufgeschwindigkeit nur einen kleinen Winkel mit der u¨ berstrichenen Fl¨ache 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 Betriebszust¨ande zu sehen: (A) Stillstand; Anfahren erst bei etwa 3 m/s. (B) Anstieg der Leistung; zun¨achst 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 Rotorﬂ¨ugels. (C) Allm¨ahliche 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 Fl¨achenleistung in Abh¨angigkeit 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 Rotorﬂ¨ache in Abh¨angigkeit von der Windgeschwindigkeit f¨ur die drei Beispielanlagen. Die Generatorleistung pro Rotorﬂ¨ache, hier 385 W/m2 (Enercon-82m/2MW), 400 W/m2 (Repower126m/5MW) und 600 W/m2 (Enercon-70m/2,3MW) wird oft als speziﬁsche Fl¨achenleistung bezeichnet. Diese Fl¨achenleistung-Geschwindigkeit-Kurven zeigen im Vergleich, wie je nach Standort und Turmh¨ohe (also Nabenh¨ohe) die Generatorleistung und die Rotorﬂ¨ache (gegeben durch die Fl¨ugell¨ange) gew¨ahlt werden: Bei bester Windlage, wo Geschwindigkeiten bis 15 m/s h¨auﬁg und l¨anger erreicht werden, sind die Mehrkosten f¨ur Verst¨arkungen des Generators und der Rotoren durch den h¨oheren erzielbaren Jahresenergieertrag gerechtfertigt. Bei windschw¨acheren Standorten hingegen werden die L¨ange der Rotorbl¨atter und damit die Rotorﬂ¨ache vergr¨oßert. Entsprechend hat die f¨ur windschw¨achere Gebiete ausgelegte Enercon-82m/2MW eine speziﬁsche Fl¨achenleistung von knapp 400 W/m2 , die f¨ur Starkwindgebiete vorgesehene Windenergieanlage Enercon-70m/2,3MW dagegen 600 W/m2 . Im Gegensatz dazu hat die ebenfalls f¨ur windstarke Gebiete, insbesondere auch f¨ur Offshore-Standorte angebotene Repower-126m/5MW mit 126 m Rotordurchmesser und 5 MW installierter Leistung nur eine speziﬁsche Fl¨achenleistung von rund 400 W/m2 , eine Leistung, die erst bei 15 m/s erreicht wird. Offensichtlich machen sich hier die absoluten Beschr¨ankungen f¨ur die auf See installierbare Generatorgr¨oße bemerkbar: Probleme der mechanischen Stabilit¨at des Turms, seiner Fundierung am Meeresboden und maximale Traglasten von Installationsschiff und -kran erzwingen eine absolute Beschr¨ankung des Gondelgewichts und damit der Generatornennleistung. Die Wahl der kostenoptimalen speziﬁschen Fl¨achenleistung wird also f¨ur den Windenergieanlagenbetreiber von der Windgeschwindigkeitsverteilung, der Einspeiseverg¨utung 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 Fl¨achenleistungen erh¨ohen 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) Rotorﬂ¨ugel um ihre L¨angsachse – so genannter „pitch-control“ – erm¨oglicht es n¨amlich, 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 gr¨oßer 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 zur¨uckgeregelt, um den Generator nicht zu u¨ berlasten. Auff¨allig ist, dass die gezeigten Enercon-Anlagen schon bei weniger als 2 m/s anlaufen, da die Enercon-Anlagen ohne ein starke Reibungskr¨afte verursachendes Getriebe auskommen (das zudem schwer und st¨orungsanf¨allig ist). Bei diesen getriebelosen Enercon-Anlagen wird zun¨achst nicht Drehstrom mit 50 Hz erzeugt, vielmehr liefert ein vielpoliger Ringgenerator Wechselstr¨ome, 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; ausf¨uhrlich 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, n¨amlich „Stromproduktion mit konstanter Frequenz“ zu erreichen. ¨ Einen vollst¨andigen Uberblick u¨ ber die Vielzahl von Generatortypen und leistungselektronischen Wandlern, die zur Verf¨ugung stehen, um die Netzanforderungen zu erf¨ullen, enth¨alt 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 k¨onnen: 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 Einf¨uhrung der neuen Netzanschlussregeln [VDN 2004] weitgehend gel¨ost: • Regelung: Die Leistungsabgabe kann sekundenschnell nach den Erfordernissen des Einspeisenetzes herunter- und wieder heraufgeregelt werden. • Anlagenschutz: Eine Netzst¨orung, etwa ein Kurzschluss, wirkt sich wegen der zwischengeschalteten Leistungselektronik, etwa eine Gleichrichter-Wechselrichter-Kette, nicht gef¨ahrdend auf den Generator aus. • Stabilit¨at: Netzunterbrechungen im Bereich von Sekunden, etwa zur L¨oschung von Blitz¨uberschl¨agen, gef¨ahrden die Frequenz und Phase der Anlage nicht. • Wiederhochfahren des Netzes nach „black out“: Anlagen des neuen Typs k¨onnen in einem abgetrennten Teilnetz wieder hochgefahren werden.

38

2 Physikalisch-technische Grundlagen der Windenergienutzung

• Kompensation, Blindleistungserzeugung: Anlagen mit Gleichstrom-Zwischenkreis k¨onnen so gesteuert werden, dass dem Netz sowohl kapazitive wie induktive Blindleistung zur Verf¨ugung 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-H¨ochstspannungsnetz einspeisenden Windenergieanlagen k¨onnen diese auf die zul¨assige Leistung zur¨uckgefahren werden. Noch eine Bemerkung zu der raschen Regelbarkeit moderner Anlagen mit Hilfe der Anstellwinkelverstellung: Regel- und Reserveenergie: Wegen der sehr raschen Regelbarkeit k¨onnen 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 k¨onnen. Es ist also leicht m¨oglich, eine Windenergieanlage so zu fahren, dass sie negative Regelenergie durch kurzfristiges Herunterregeln zur Verf¨ugung stellen kann. Sie kann aber grunds¨atzlich auch positive Regelenergie zur Verf¨ugung stellen, falls sie im zeitlichen Mittel nicht mit 100% der momentan m¨oglichen Leistung gefahren wird, sondern nur mit z.B. 95%. Die dann momentan ungenutzten 5% Leistung stehen somit als positive Regelenergie f¨ur den Fall einer Nachfragespitze oder eines Erzeugungsausfalls an anderer Stelle zur Verf¨ugung.

Literatur [Betz 1926] Betz A: Windenergie und ihre Ausnutzung durch Windm¨uhlen, 1926. Nachdruck, ¨ Okobuch Verlag, 1994. [Enercon 2006] Windenergieanlagen – Produkt¨ubersicht. 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 H¨ochstspannungsnetz. Leitfaden f¨ur Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien an das Hoch- und H¨ochstspannungsnetz in Erg¨anzung 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 Windst¨arke und damit die m¨ogliche Windenergieproduktion in Nordwesteuropa zeigt einen irregul¨aren zeitlichen Verlauf mit sehr großen und raschen Fluktuationen, der durch statistische Gr¨oßen wie H¨auﬁgkeitsdichten, 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 Fl¨ache unter dieser Kurve. Teilt man diese Jahresenergieproduktion durch die installierte Generatornennleistung, so erh¨alt man die „Volllaststundenzahl“. Sie betr¨agt f¨ur gr¨oßere Anlagen auf dem heutigen Stand der Technik im Binnenland rund 1.500 Stunden, an der K¨uste rund 2.000 Stunden, offshore k¨onnten 4.000 Stunden erreicht werden; eine Erh¨ohung der T¨urme auf 150 m k¨onnte 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 gegen¨uber einer Einzelanlage eine deutliche Gl¨attung der starken Fluktuationen im Minutenund Stundenbereich. Doch auch im deutschlandweiten oder sogar nordwesteuropaweiten Verbund wirken sich großr¨aumiger Schwachwind und Flauten u¨ ber Tage und in seltenen F¨allen u¨ ber Wochen auf den Energieertrag aus und m¨ussen durch Regel- und Reservekraftwerke ausgeglichen werden.

3.1

Statistische Beschreibung von Windgeschwindigkeiten

Wie im letzten Kapitel beschrieben und erl¨autert, folgen die Klimaerscheinungen, also das Wetter und damit auch der Wind, einem a¨ ußerst irregul¨aren, „chaotischen“ zeitlichen Verlauf. Dies gilt global, regional und lokal und v. a. in mittleren und h¨oheren 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 f¨ur Stunden oder bestenfalls Tage m¨oglich 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

F¨ur die Nutzung der Windenergie sind zwei Arten von Daten u¨ ber die irregul¨aren Schwankungen des Windes hilfreich: • Statistische Daten, wie gemessene H¨auﬁgkeitsverteilungen 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 k¨onnen so Daten f¨ur einzelwirtschaftliche und gesamtwirtschaftliche Optimierungen der Windenergieerzeugung gewonnen werden (Kap. 9 bis Kap. 12). • Typische Realzeitverl¨aufe von Minuten-, Stunden- und Tagesmittelwerten, die die Amplituden und Steilheiten der zeitlichen Anstiege und Abf¨alle 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 H¨auﬁgkeitsdichte der gemessenen Werte ableiten. So wird zur Ermittlung der in einem Jahr zu erwartenden Energieausbeute einer Windenergieanlage an einem gegebenen Standort (und f¨ur viele a¨ hnliche mit der Windenergie verkn¨upfte technische und wirtschaftliche Fragen) als Ausgangsbasis die H¨auﬁgkeitsdichte der Windgeschwindigkeit an diesem Ort benutzt, wie hier und in weiteren Teilen dieses Buches gezeigt wird. Eine H¨auﬁgkeitsdichte gibt an, in welchem Bruchteil aller F¨alle der Messwert der schwankenden Gr¨oße in einem bestimmten Intervall der m¨oglichen Messwerte liegt. Die messtechnische Ermittlung einer solchen Dichte wird im Folgenden anhand der Abb. 3.1 erl¨autert. Da der Rotor einer Windenergieanlage r¨aumlich u¨ ber seine Rotorﬂ¨ache 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 Nabenh¨ohe des Rotors einer Windenergieanlage gemessene oder mit standort- und wetterabh¨angigen Parametern auf Nabenh¨ohe umgerechnete statistische Verteilung von v wird u¨ blicherweise als gute Ann¨aherung an die Verteilung der f¨ur die Energieerzeugung der Windenergieanlage relevanten Gr¨oße vF,T benutzt. Diese Verteilung als Ergebnis einer (wenn m¨oglich mehrj¨ahrigen) Messkampagne wird durch eine „Dichte“ f(v) der relativen H¨auﬁgkeit der Geschwindigkeit v oder durch die zugeh¨orige Verteilungsfunktion F(v), das Integral der Dichte, wiedergegeben. Diese charakterisiert das Windfeld am Standort und etwa in Nabenh¨ohe u¨ ber Grund der typischen Windenergieanlage. Abb. 3.1 zeigt das Ergebnis einer solchen Messkampagne an der FINO1-Forschungsplattform, ca. 45 km n¨ordlich von Borkum, gemessen in 100 m H¨ohe 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, n¨amlich 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 j¨ahrlichen Eintr¨age 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 H¨auﬁgkeit. So ersieht man aus Abb. 3.1, dass die Windgeschwindigkeit am Messpunkt in 0,5% aller Messzeitr¨aume 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 betr¨agt: Bei kleinen Geschwindigkeiten steigt die Verteilung steil an, oberhalb vom Maximum f¨allt sie exponentiell ab. Die mathematische Formel f¨ur diese Kurve lautet: f(v; A, k) = k/A ∗ (v/A)k−1 ∗ exp{−(v/A)k } mit exp: Exponentialfunktion und, f¨ur den FINO1-Standort, A = 11, 2 m/s, k = 2,26. Die gestufte Kurve zeigt, wie oben beschrieben, die Aufteilung der gemessenen H¨auﬁgkeiten auf die Geschwindigkeitsintervalle, die durchgezogene glatte

42

3 Wind als stochastische Energiequelle

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

(1a)

(1b)

(2)

(3a)

Standort

H¨ohe u¨ . NN

Messh¨ohe

φ Windgeschwindigkeit

Weibull-Parameter

FINO1, 45 km n¨ordlich von Borkum Unmittelbare Nordseek¨uste 100 km s¨udlich der K¨uste 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 H¨auﬁgkeit an, mit der die gemessene Geschwindigkeit einen Wert kleiner oder gleich v annimmt. Dabei wird im Folgenden die H¨auﬁgkeit statt in Prozent der gew¨ahlten Zeitintervalle des Jahres mittels Multiplikation mit 8.760/100 durch den Anteil (dimensionslose Zeitvariable) t = n/8.760 ausgedr¨uckt, wobei n die Zahl der Jahresstunden angibt, w¨ahrend derer die gemessene Geschwindigkeit im Intervall von Null bis v liegt. f(v;A,k) wurde von Weibull (1887–1979) so gew¨ahlt, dass sich f¨ur 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), n¨amlich 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 K¨uste und im Binnenland f¨ur 2004/2005 und zu den resultierenden Weibull-Parametern. Die Gr¨oße der Parameter h¨angt 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. dar¨uber, wie oft und wie rasch die Geschwindigkeit von einem Wertintervall zu einem anderen wechselt, ob also die Geschwindigkeit 10 mal im Jahr f¨ur 24 Stunden mehr als 18 m/s betr¨agt, oder 240 mal f¨ur 1 Stunde oder 960 mal f¨ur 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 w¨are in jedem dieser drei F¨alle im Bereich oberhalb von 18 m/s der gleiche. Ebenso gleich w¨are die Gesamtenergie, die ein Windpark in jedem der F¨alle w¨ahrend der insgesamt 240 Stunden ins Netz einspeisen k¨onnte. F¨ur 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 f¨ur die Jahre 2004 bis 2007, gemessen in der f¨ur OffshoreWindenergieanlagen typischen Nabenh¨ohe von 100 m1 . Die Kurve in Abb. 3.2 gibt f¨ur jeden Bruchteil t von Jahresstunden die Geschwindigkeit v an, die w¨ahrend 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 erh¨oht; der Anteil fehlender Werte betrug 2,1% in 2004, 5,0% in 2005, 0,6% in 2006, 9,0% in 2007.

44

3 Wind als stochastische Energiequelle

• f¨ur 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; • f¨ur 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 f¨ur 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 w¨urde 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 Ausf¨alle noch nicht ber¨ucksichtigt (Abschn. 3.2.3).

3.2 Windenergieproduktion an einem gegebenen Standort: Leistung-Dauer-Kurven, Volllaststunden F¨ur die technisch-wirtschaftlich optimale Auslegung der einzelnen Windenergieanlagen f¨ur einen bestimmten Standort oder nach der H¨ohe des vom Erneuerbare¨ Energien-Gesetz geforderten optimalen (nicht maximalen!) Ausbaus des Ubertragungsnetzes sind die H¨auﬁgkeiten und Erwartungswerte der Windenergieproduktion und die daraus resultierende Nutzen-Kosten-Struktur maßgeblich. Solche statistische Angaben u¨ ber das Windenergieangebot sind im letzten Jahrzehnt f¨ur 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 f¨ur jede Dauer, d. h. jede Zahl t von Jahresstunden an, welche Geschwindigkeit f¨ur 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 f¨ur diese Dauer von einer oder mehreren Anlagen mindestens abgegeben wird, heißt dementsprechend Leistung-Dauer-Kurve dieser Anlagen; Jahresgangdauerlinie ist eine andere h¨auﬁg verwendete Bezeichnung f¨ur diese Beziehung zwischen Leistung und Dauer. Tr¨agt man umgekehrt die Dauer t (etwa die Zahl der Jahresstunden) nach oben auf, und die Leistung P, die f¨ur diese Dauer mindestens erreicht wird, nach rechts, so erh¨alt man die Dauer-Leistung-Kurve, die in Abschn. 8.3 zur Berechnung der o¨ konomischen Gr¨oße „Grenznutzen-Kurve“ herangezogen wird. Da die Leistungsabgabe – alles andere gleich gelassen – der Rotorﬂ¨ache F proportional ist, wird f¨ur den Vergleich verschiedener Standortregionen und je daf¨ur

3.2 Windenergieproduktion an einem gegebenen Standort

45

ausgelegte Windenergieanlagen zweckm¨aßiger Weise von der Leistung pro Rotorﬂ¨ache, kurz Fl¨achenleistung, gemessen in W/m2 , ausgegangen. Schließlich kann man zur Charakterisierung eines Standorts und eines dort eingesetzten Anlagentyps die (mindestens verf¨ugbare) 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 l¨asst sich die zugeh¨orige 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 H¨auﬁgkeit des Auftretens der verschiedenen Leistungswerte bestimmt wird. Indem man die registrierten H¨auﬁgkeiten f¨ur alle Intervalle ab einer bestimmten Leistung P aufsummiert, erh¨alt man die H¨auﬁgkeit und daraus (bei 10-Minuten-Mittelwerten mittels Division durch 6) die Dauer, d. h. die Zahl der Stunden, f¨ur die die Leistung den Wert P mindestens erreicht. P u¨ ber diese Stundenzahl t aufgetragen ergibt also genau die gesuchte Kurve, n¨amlich die Leistung-Dauer-Kurve, je nachdem in Gesamtleistung (kW oder MW), in Fl¨achenleistung (W/m2 ) oder in Prozent der installierten Generatorleistung.

Ein anderes Problem ist die Prognose der Leistung-Dauer-Kurve f¨ur eine geplante Anlage an einem Standort, f¨ur den die H¨auﬁgkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit, etwa gemessene oder gesch¨atzte 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 Fl¨achenleistungDauer-Kurve angegebene Verfahren l¨asst 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 Fl¨achenleistung-Dauer-Kurve Im Folgenden werden – auch f¨ur noch nicht errichtete Anlagen etwa im Offshore-Bereich – die Dauerlinien der Fl¨achenleistung, d. h. p = P/F [W/m2 ]

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3 Wind als stochastische Energiequelle

gegen die Stundenzahl t, aus den Weibull-Parametern einer Region und den in der fr¨uheren Abb. 2.4 angegebenen Fl¨achenleistung-GeschwindigkeitKurven p(v) der untersuchten Anlagen berechnet. Diese vom Hersteller gelieferten Kurven geben die Fl¨achenleistung 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 H¨auﬁgkeit f(v; A, k) zu. Mit dieser H¨auﬁgkeit erzeugt dann die betrachtete Windenergieanlage gem¨aß ihrer Leistungskurve genau die Fl¨achenleistung p(v) = P(v)/F. Durch Diskretisierung des relevanten Geschwindigkeitsintervalls, etwa von 0 m/s bis 30 m/s, in Nviele St¨utzpunkte vn , n = 1 . . . N, entstehen N-viele Paare {p(vn ) := pn ; f(vn ; A, k) := fn }. Diese Paare liefern ein Diagramm der H¨auﬁgkeitsdichte der Fl¨achenleistung a¨ hnlich der in Abb. 3.1 gezeigten H¨auﬁgkeitsdichte der Windgeschwindigkeit. Indem die Paare nach steigender Fl¨achenleistung von p = 0 bis p = pNenn geordnet, die zugeordneten relativen H¨auﬁgkeiten 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 f¨ur die Dauer von tm Stunden im Jahr mindestens die Fl¨achenleistung pm zur Verf¨ugung steht. Die n-vielen St¨utzstellenpaare (pm , tm ) approximieren also den gesuchten Zusammenhang: Tr¨agt man die Leistung nach oben und die Dauer nach rechts auf, so entsteht die Leistung-Dauer-Kurve, auch Jahresgang-Dauer-Linie genannt. Anders aufgetragen, n¨amlich 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 f¨ur die Systemoptimierung ben¨otigte 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 f¨ur 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 naturgem¨aß 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

4.000 6.000 Stunden pro Jahr

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 f¨ur etwa 3.000 Stunden 20% der insgesamt in Deutschland installierten WindenergieanlagenNennleistung erreicht werden und nur f¨ur wenige Stunden etwas u¨ ber 80%. Die Kurve „Einzelanlage“ weist allerdings aus, dass an einem einzelnen guten Standort 80% der Nennleistung f¨ur 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 r¨aumlichen Inhomogenit¨at des Windes auch bei Starkwind a¨ ußerst unwahrscheinlich, dass alle 100 Anlagen in demselben Moment mit Nennleistung fahren; deshalb f¨allt die Kurve „Windpark“ vom H¨ochstwert, n¨amlich der insgesamt installierten Leistung, sehr schnell ab. Dieser Effekt der Ungleichzeitigkeit gilt erst recht f¨ur alle u¨ ber Deutschland verteilten Anlagen und erkl¨art den Verlauf der zugeh¨origen 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 f¨ur drei verschiedene Anlagen in jeweils ganz unterschiedlich windreichen Regionen, in denen zwecks Vergleichbarkeit nicht die naturgem¨aß extrem unterschiedliche absolute Leistung, sondern die auf die jeweilige Rotorgr¨oße bezogene „normierte Leistung“ pro Rotorﬂ¨ache angetragen ist. Es ist auch ohne Berechnung des Integrals mit bloßem Auge zu sehen, dass die Fl¨ache unter der „Offshore“-Kurve reichlich doppelt so groß ist wie die Fl¨ache unter der Kurve f¨ur die Anlage im Mittelgebirge bei gleicher installierter Fl¨achenleistung von 400 W/m2 . Diese Fl¨ache 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 k¨onnen solche

48 Abb. 3.4 Fl¨achenleistungDauer-Kurven, berechnet f¨ur 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

4.000 6.000 Stunden pro Jahr

8.000 8.760

Fl¨achenleistung-Dauer-Kurven einzelner Anlagen zur Optimierung der technischen Auslegung von Anlagen f¨ur einen bestimmten Standort dienen. Abbildung 3.5 zeigt beispielhaft die gemessene Leistung-Dauer-Kurve der Windenergieeinspeisung f¨ur die Vattenfall-Regelzone 2005–2007. F¨ur 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 Erh¨ohungen der installierten Leistung in der zweiten Jahresh¨alfte angemessen ber¨ucksichtigt. 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

4.000 6.000 Stunden pro Jahr

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 j¨ahrlichen 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): W¨ahrend 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 langj¨ahrigen 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 Rotorgr¨oße bezogene Leistung pro Rotorﬂ¨ache angetragen ist. Anhand vonAbb. 3.6 sollen Jahresenergieproduktion und Volllaststunden erl¨autert werden: • Es gilt bekanntlich: Energie = Leistung mal Dauer. W¨urde die Anlage f¨ur 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 w¨are die Jahresenergieproduktion pro m2 installierter Rotorﬂ¨ache 6.000 h ∗ 150 Wh = 900 kWh, also gleich der Fl¨ache des gepunkteten Rechtecks. H¨angt aber wie bei der Windenergierzeugung die Dauer t von der H¨ohe P der Leistung ab, so gilt immer noch, dass die Fl¨ache unter der

Abb. 3.6 Fl¨achenleistungDauer-Kurve – schematisch

50

3 Wind als stochastische Energiequelle

Dauerlinie der Fl¨achenleistung2 die Jahresenergieproduktion Ea /F der untersuchten Windenergieanlage in kWh pro m2 Rotorﬂ¨ache angibt. F¨ur die Fl¨ache unter der in Abb. 3.6 gezeigten Dauerlinie ergeben sich ebenfalls ungef¨ahr 900 kWh/m2 pro Jahr. Multipliziert mit der Rotorﬂ¨ache der Anlage ergibt sich die absolute Jahresenergieproduktion in kWh. • Die Jahresenergieproduktion geteilt durch die Nennleistung ergibt die Gr¨oße 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 w¨ahrend mindestens 1.500 Stunden ihre Nennleistung ins Netz eingespeist h¨atte. An guten K¨ustenstandorten werden 2.000 und mehrVolllaststunden erreicht. F¨ur einen k¨ustenfernen 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 beschr¨ankt, so ist die schrafﬁerte kleine Fl¨ache links oben in Abb. 3.6 ein Maß f¨ur die dadurch „ausgesperrte“ Energie.

3.2.3

Theoretisch versus tats¨achlich zu erwartende Volllaststunden

Abbildung 3.7 zeigt beispielhaft die Leistung-Dauer-Kurve der Windenergieeinspeisung f¨ur eine simulierte Einspeisung einer Repower-126m/5MW am FINO1Standort f¨ur die Jahre 2004 bis 2007. Die zugrunde liegende WindgeschwindigkeitDauer-Kurve wurde bereits in Abb. 3.2 dargestellt. F¨ur die Simulation wurden die Leistungsdaten der Windenergieanlage Repower-126m/5MW (Abb. 2.4) verwendet. Theoretisch werden also an einem FINO1-Standort • f¨ur 3.000 Stunden mehr als 98% der installierten Nennleistung und • f¨ur 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 f¨ur 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 Masterh¨ohung und damit auch die Zahl der Volllaststunden deutlich erh¨oht 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

4.000 6.000 Stunden pro Jahr

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 n¨achsten Anlage; die in Windrichtung stehenden Anlagen schatten die dahinter stehenden Anlagen ab. Bei Windgeschwindigkeiten im ungest¨orten Luftfeld, die deutlich oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit liegen, erhalten auch bei Abschattung die meisten Anlagen noch Nennwind und k¨onnen trotz der Abschattung mit Nennleistung produzieren. Bei einem Abstand der Anlagen von 5 Rotordurchmessern resultiert f¨ur 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 B¨oe 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 h¨auﬁger. Die Effekte einer zeitversetzten Produktion k¨onnen insbesondere dann bedeutend werden, wenn mehrere Windparks u¨ ber eine gemeinsame „Steckdose“ an das Netz angeschlossen werden, weil dann bei wachsenden Abst¨anden zwischen den Windparks die zeitliche Korrelation sinkt.

52

3 Wind als stochastische Energiequelle

Die Effekte k¨onnen in theoretischen Modellen abgesch¨atzt werden. In erster Absch¨atzung kann vielleicht von einer Reduzierung der Einspeisung etwas oberhalb bis etwas unterhalb der Nennleistung von 5% ausgegangen werden; dieser Wert m¨usste noch durch detaillierte theoretische Modelle untersucht werden.

(3) Technische Verfugbarkeit ¨ Jede Anlage hat technisch bedingte Ausfallzeiten. Die technisch bedingten Nichtverf¨ugbarkeiten von Windenergieanlagen im echten Offshore-Bereich sind noch weitgehend unbekannt und derzeit kaum absch¨atzbar. Insbesondere Inspektion, Wartung und Reparatur stellen bisher wegen der extrem schwierigen Wetterverh¨altnisse ungel¨oste Probleme dar. Erste Erfahrungen von k¨ustennahen Offshore-Anlagen an der englischen Ostk¨uste (Abschn. 9.3) deuten auf jedenfalls anf¨angliche Ausfallraten von weit u¨ ber 10% hin insbesondere in Starkwindzeiten, da hier nicht nur die Schadensh¨auﬁgkeit zunimmt, sondern auch die Erreichbarkeit der Anlagen deutlich eingeschr¨ankt ist. Eine Ber¨ucksichtigung von technischen Ausfallzeiten von mindestens 10% nach erfolgreicher Anlagenerprobung erscheint angemessen. Die genaue Gr¨oße der drei Effekte ist von entscheidender Bedeutung f¨ur 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 ungest¨orten Luftfeld deutlich oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit von rund 14 m/s immer kleiner, der Effekt der Nichtverf¨ugbarkeit nimmt in diesem Bereich zu, so dass sich in erster Absch¨atzung 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 f¨uhrt, so k¨onnen am FINO1-Standort erzeugt werden: • f¨ur rund 2.500 Stunden mehr als 98% der installierten Nennleistung und • f¨ur 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 hierf¨ur zeigen die folgenden Abbildungen. F¨ur die Planung der zuk¨unftigen Kraftwerksstruktur, etwa f¨ur die Fragen der ben¨otigten 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 f¨ur eine Einzelanlage, unten f¨ur 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 f¨ur die Elektrizit¨atsversorgung und den jeweiligen Netzbetreiber tats¨achlich 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 ﬂ¨achenm¨aßig 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 K¨uste an 10 Starkwindtagen ([Windenergiereport 2005, S. 61, Abb. 34])

54

3 Wind als stochastische Energiequelle

sind: Eine H¨oherdimensionierung der Generatornennleistung h¨atte, zumindest an diesen Starkwindtagen, kaum zus¨atzlichen Energieertrag erbracht. Hingegen sind die extremen steilen Anstiege und Abf¨alle (50% der Nennleistung in zwei bis drei Stunden) und die pl¨otzlichen totalen Flauten von u¨ ber 24 Stunden Dauer auch in der Summenkurve und gerade in dieser Starkwindperiode vorhanden und m¨ussen im Stromnetz durch Regel- und Ausgleichsenergie, d. h. durch schnelle Reservekraftwerke und Energiespeicher kompensiert werden. Auch verlaufen diese sehr starken, nur kurzzeitig, etwa f¨ur Stunden oder bestenfalls etwa einen Tag ann¨ahernd 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 f¨ur Klimaanlagen) und auch der Wind von der starken Erw¨armung 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 ann¨ahernd 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 St¨undliche 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 gegl¨attete 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 Fl¨achenleistung schwankt zwischen 160 W/m2 (also 40% der typischen installierten Fl¨achenleistung 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 m¨ussen bei allen Betrachtungen der langfristigen Wirtschaftlichkeit von Investitionen f¨ur Windenergie ber¨ucksichtigt 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

56

3 Wind als stochastische Energiequelle

Literatur [BDEW 2008] EEG-Monatsprognosen – Prognosedaten und vorl¨auﬁge 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, Osnabr¨uck, 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. Durchgef¨uhrt im Auftrag der Deutschen Energieagentur – dena, Berlin, 13. M¨arz 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] Leistungst¨arkste 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 f¨ur Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Projekttr¨ager PTJ, Bundesamt f¨ur 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 f¨ur 360 ◦ Windrose f¨ur 100 m H¨ohe u¨ ber Grund. Aufwind Schmack, Regensburg, 2006. [neue energie 2006] Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabr¨uck, 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 j¨ahrlich 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 f¨ur Solare Energieversorgungstechnik e.V. – ISET, Universit¨at Kassel, 2006. Erscheint seit 1999 j¨ahrlich; 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 f¨ur Solare Energieversorgungstechnik e.V. – ISET, Universit¨at 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 Netzst¨orfall kurzfristig zur¨uckregeln kann im Gegensatz zur Nachfrage der ¨ Stromverbraucher. Bei einer windbedingten Erh¨ohung der Ubertragungsleistung des Netzes ist nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz ein Leitungsneubau nur dann wirtschaftlich zumutbar, wenn die kosteng¨unstigeren L¨osungen Netzoptimierung (z. B. durch Temperaturmonitoring) und Netzverst¨arkung (z. B. durch Hochtemperaturseile) nicht ausreichen. Bei einem Neubau von 110-kV-Hochspannungsleitungen sind grunds¨atzlich Erdkabel gegen¨uber Freileitungen zu bevorzugen, weil sie schneller realisierbar sind, geringere Umweltbelastungen verursachen und nicht nennenswert teurer sind. Insgesamt liegen die windenergiebedingten Netzausbaukosten auch f¨ur die H¨ochstspannungsfern¨ubertragung onshore im Bereich von 10% der Investitionskosten der Windenergieanlagen. Mittelfristig ist allerdings ein aufw¨andiges großr¨aumiges 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 erh¨ohen, von rund 23 GW installierter Windleistung in 2008 auf u¨ ber 35 GW in 2020 (Abschn. 1.3.3; Abschn. 7.1). F¨ur 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 Verst¨arkung des Stromnetzes erforderlich.

L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 4,

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 f¨ur den weiteren Ausbau der Windenergie – onshore wie offshore. F¨ur die erforderlichen Anpassungsprozesse ist von Bedeutung, dass in Deutschland die Eigent¨umer der u¨ bergeordneten Stromnetze im Wesentlichen (noch?) identisch sind mit den Eigent¨umern 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 langj¨ahrig abgeschlossener Demarkationsvertr¨age zwischen den Versorgungsunternehmen und ebenso langfristig abgeschlossener Konzessionsvertr¨age zwischen den Kommunen und dem dann „zust¨andigen“ Versorger [Ewer 2002, S. 392 ff.]. Dieses System der Regionalmonopole unter der wohlwollenden Rechtsaufsicht der jeweiligen Bundesl¨ander ist grundlegend durch EU-Richtlinien1 ge¨andert worden. Die Umsetzung in Deutschland erfolgte durch eine umfassende Abl¨osung 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 „nat¨urliches Monopol“ der Eigent¨umer dennoch von Dritten diskriminierungsfrei sowohl f¨ur die Einspeisung als auch f¨ur die Durchleitung genutzt werden kann. Wie problematisch die Durchsetzung entsprechender Regelungen ist, zeigten in der Folge die Auseinandersetzungen u. a. um die so genannten „Verb¨andevereinbarungen“ [Verb¨andevereinbarung 2001, Verb¨andevereinbarungChronik 2005]. Dieser Ansatz einer Selbstregulierung der Energiewirtschaft gen¨ugte nicht den Liberalisierungsanforderungen und wurde nicht nur von den Stromverbrauchern, sondern auch von den Wettbewerbsh¨utern abgelehnt. Anfang 2007 legte die EU-Kommission umfangreiche Untersuchungen u¨ ber die Wettbewerbssituation im Strommarkt vor, zeigte die Wettbewerbshemmnisse auf, die zwangsl¨auﬁg 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 Europ¨aische Parlament fasste entsprechende Beschl¨usse. Seit Mitte 2008 wird

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

4.1 Stromnetze und Windenergie

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intensiv die Gr¨undung einer Deutschland Netz AG diskutiert, an der die bisherigen Eigent¨umer nur noch Minderheitsanteile halten w¨urden.2

4.1.2 Ausbau der Stromnetze erforderlich Die Verfolgung der EU-Klimaziele und die Ausweitung des intereurop¨aischen Stromhandels haben Konsequenzen f¨ur die zuk¨unftige Entwicklung der Stromnetze [EWIS 2007, www.ucte.org]: Sie m¨ussen sowohl f¨ur die vermehrte Einspeisung ﬂuktuierender erneuerbarer Energie (Abschn. 10.3; [Netze 2007]) als auch f¨ur verst¨arkten grenz¨uberschreitenden Stromaustausch zwischen den Mitgliedsl¨andern ausgebaut werden. Insbesondere die Kuppelstellen zwischen den jeweiligen nationalen Stromnetzen sind Engp¨asse. Abhilfe soll geschaffen werden z. B. durch das Programm „Transeurop¨aische Netze“ oder das Projekt „DISPOWER“ (www.dispower.de). Andererseits stellt sich die Frage, wer die Netzausbaukosten f¨ur einen verst¨arkten europ¨aischen Stromhandel tragen soll, die insbesondere bei einer f¨ur erforderlich ¨ gehaltenen Verkabelung neuer Ubertragungsleitungen einen betr¨achtlichen Umfang erreichen k¨onnen. Soll z. B. momentan billiger polnischer Strom durch Deutschland nach Westeuropa transportiert werden, w¨are es sicher nicht angemessen, die hierf¨ur erforderlichen Netzausbaukosten den deutschen Stromverbrauchern aufzuhalsen. Die Windenergie spielt eine entscheidende Rolle als „Antriebsmotor“, weil sie vergleichsweise schnell ausbaubar ist und relativ kosteng¨unstig relevante Anteile des gesamten elektrischen Energieverbrauchs in Deutschland abdecken kann, a¨ hnlich in den Niederlanden und D¨anemark und anderen Nordsee- und AtlantikAnliegerl¨andern. Bei Starkwind wird die Gesamtleistung der ins Verbundnetz einspeisenden Windenergieanlagen nach den Pl¨anen 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 w¨armeren Jahreszeit die gesamte Stromnachfrage und mehr abdecken k¨onnen. Die rasche Entwicklung der Windenergie, die schon 2008 zu einer Einspeisung bis zu einem Drittel der gesamten deutschen momentanen Stromnachfrage f¨uhrte bei zuk¨unftig weiter steigenden Anteilen, wirft v¨ollig neue Probleme der Energie¨ubertragung auf: • Die besten Erzeugerstandorte liegen in Deutschland weit von den Verbrauchsschwerpunkten entfernt. • Die H¨ohe der Erzeugung unterliegt extremen kurzfristigen und nur f¨ur 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-W¨urttemberg die anderen drei großen Netzbetreiber RWE, E.ON und Vattenfall ihr Interesse erkl¨art, ihre Stromnetze in eine einheitliche Netzgesellschaft einzubringen, ggf. mit weiteren in- und ausl¨andischen Beteiligungen, zumindest aber eine einheitliche deutschlandweite Regelzone zu organisieren.

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4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

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 n¨achsten Knotenpunkten des 380-kV-Fern¨ubertragungsnetzes. Da das 110-kV-Netz insbesondere in den d¨unn besiedelten K¨ustenregionen in der Vergangenheit eher schwach ausgebaut war, sind hier Verst¨arkungen und in Einzelf¨allen auch zus¨atzliche 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 L¨ange an das 380-kV-H¨ochstspannungsnetz angebunden werden m¨ussen. Durch eine ¨ Anderung des Energiewirtschaftsgesetzes in § 17 (2a) sind seit Ende 2006 die Betreiber der k¨ustennahen H¨ochstspannungsnetze gesetzlich verpﬂichtet, diese Netzanbindungen zu erstellen. • Schließlich entsteht durch die Konzentration der Windenergieerzeugung an den K¨usten und in Zukunft noch mehr vor den K¨usten ein deutlicher Mehrbedarf an Fern¨ubertragungsleistung im H¨ochstspannungsnetz in Richtung S¨uden. Die H¨ohe der daraus resultierenden Maxima der Windenergieeinspeisung und ihre geograﬁsche Konzentration l¨angs und vor den deutschen K¨usten erfordern entsprechende Anpassungen im Bereich der Stromnetze. Diese prinzipiell anerkannte Notwendigkeit f¨uhrt schon heute zu zahlreichen Konﬂikten und gerichtlichen Streitf¨allen. Widerstreitende Interessen und gegens¨atzliche Rechtspositionen zwischen mindestens vier Interessengruppierungen drohen die Entwicklung um Jahre zu verz¨ogern: • Die Betreiber von Windenergieanlagen bestehen auf ihrem im ErneuerbareEnergien-Gesetz begr¨undetenAnspruch auf Ert¨uchtigung des Stromnetzes, sodass erneuerbare Energien bevorzugt und ohne Beschr¨ankung eingespeist werden k¨onnen. Potenziellen Investoren f¨ur erneuerbare Energien drohen n¨amlich erhebliche Finanzierungsprobleme, wenn nicht die Frage der netztechnischen Einspeisung gekl¨art ist. • Gebietsk¨orperschaften, St¨adte und Gemeinden und immer mehr B¨urger widersetzen sich, z. B. in Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren einer weiteren Verdrahtung der Landschaft durch die Ausf¨uhrung der Netzverst¨arkungen in Form von neuen Freileitungen, wie sie von den Netzbetreibern geplant und beantragt werden. • Die Netzbetreiber bestehen auf ihren Freileitungsplanungen unter Verweis auf h¨ohere Kosten und technische Probleme beim Einsatz von Erdkabeln, obwohl diese zumindest auf der 110-kV-Spannungsebene und f¨ur Leitungsl¨angen bis zu 30 km hinsichtlich Technik und Versorgungssicherheit den Freileitungen

¨ 4.2 Ubertragungsleistung und Versorgungssicherheit

61

gleichwertig sind und die m¨oglichen geringen Mehrkosten durch die raschere Durchsetzbarkeit mehr als aufgewogen werden (Abschn. 4.3.2). • Die deutschen Netzbetreiber fordern den Bau von langen neuen H¨ochstspannungsFern¨ubertragungsstrecken als u¨ berschwere 380-kV-Freileitungen, obwohl ihre Notwendigkeit, v. a. aber ihre Streckenf¨uhrung durch teilweise besonders wertvolle Landschaften sehr umstritten ist und von der Bev¨olkerung und den betroffenen Gebietsk¨orperschaften fast einhellig abgelehnt wird. Technische Alternativen, wie Hochtemperaturseile mit Temperaturmonitoring auf bestehen¨ den Trassen, Verkabelungen oder H¨ochstspannungs-Gleichstrom-Ubertragung ¨ (HGU) in Rohrleitungen, werden nun schrittweise angegangen, unterst¨utzt durch in 2008 beschlossene gesetzliche Regelungen zum Netzausbau (Abschn. 6.3). Diese Konﬂikte sowie Kriterien zu ihrer volkswirtschaftlich optimalen Auﬂ¨osung werden in Kap. 8 und schwerpunktm¨aßig 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 europ¨aischen 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 Vorschl¨agen 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 M¨unsterland im Netzgebiet der RWE Westfalen-Weser-Verteilnetz GmbH umknickten [Stromausfall 2005; Stromausfall 2006], und die Systemst¨orung am 4.11.2006, ausgel¨ost 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, n¨amlich Eislast und Nassschnee auf den Leiterseilen, und auf unzu¨ reichender Abstimmung zwischen den Ubertragungsnetzbetreibern im zweiten Fall. Durch die grunds¨atzlich geforderte „(n-1)-Sicherheit“ beim Netzbau und das technische Regelwerk verschiedener einzuhaltender DIN-Normen ist das deutsche Stromnetz im Vergleich zu anderen L¨andern relativ sicher ausgelegt.

4.2.1

Zuverl¨assige Versorgung von Stromverbrauchern: das (n-1)-Kriterium

Die hohe Sicherheit und Zuverl¨assigkeit der Stromversorgung, die den Stromkunden in Deutschland zur Verf¨ugung steht, wird v. a. dadurch erreicht, dass eine

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4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

hinreichende Redundanz der technischen Einrichtungen gegeben ist, die jeden Kunden u¨ ber die Zwischenstufen des Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetzes mit dem H¨ochstspannungsnetz verbinden, in das die Großkraftwerke einspeisen. F¨ur 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: F¨allt von n-vielen Betriebsmitteln, die im ungest¨orten Fall zur Verf¨ugung stehen, eines durch eine St¨orung aus, so m¨ussen die verbleibenden (n-1)-vielen Betriebsmittel die Stromnachfrage immer noch uneingeschr¨ankt decken k¨onnen. Der Ausfall ¨ eines Transformators oder eines Ubertragungssystems darf also zu keinen f¨ur den Verbraucher sp¨urbaren Versorgungsunterbrechungen f¨uhren. Im Folgenden werden zur Erl¨auterung Beispiele aus der s¨udth¨uringischen Re¨ gion verwendet. Abb. 4.1 gibt einen Uberblick u¨ ber die dort auf der H¨ochstspannungsebene verwendeten Leitungen.

(1) Versorgung durch eine Stichleitung: striktes (n-1)-Kriterium Zweifellos muss f¨ur Verbindungen, die nur eine Stichleitung darstellen, im St¨orfall durch ein zweites System die Versorgung gew¨ahrleistet 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 verf¨ugt 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 f¨ur ein vermaschtes System, z. B. die Verbindungen, die von Streumen im Nordosten nach Remptendorf im Zentrum der Abb. 4.1 f¨uhren: Durchwegs zweisystemige 380-kV-Leitungen verbinden diese zwei Umspannwerke, zum einen u¨ ber R¨ohrsdorf, 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 f¨ur sich betrachtet, dann w¨aren insgesamt zwei Systeme, also ¨ eine Ubertragungsleistung von 3,6 GW (n-1)-gesichert. • Werden beide Leitungen, da Teil einer Masche, zusammen gesehen, dann ¨ w¨aren insgesamt drei Systeme, also eine Ubertragungsleistung von 5,4 GW (n-1)-gesichert. Dabei ist die seit 2009 in die gr¨oßere Masche RagowLauchst¨adt-Vieselbach eingef¨ugte 380-kV-Leitung Lauchst¨adt-Vieselbach noch unber¨ucksichtigt.

¨ 4.2 Ubertragungsleistung und Versorgungssicherheit

63

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 Th¨uringen (nach [Jarass/Obermair 2008, Abb.2.1])

Vattenfall geht f¨ur eng vermaschte Systeme von einer zul¨assigen Belastung von 70% der thermischen Grenzlast aller vorhandenen Stromkreise aus: „Die Belastung jedes Systems sollte grunds¨atzlich 50% nicht u¨ bersteigen, allerdings sind aufgrund der engen Vermaschung des Netzes auch lokale Belastungen von ca. 70% zul¨assig. So ist sichergestellt, dass beiAusfall eines Systems andere Systeme die Last u¨ bernehmen und kurzfristig mit 100% Auslastung betrieben werden k¨onnen, bis das andere Sys¨ tem wieder einsatzf¨ahig ist. Ubersteigt die Belastung den zul¨assigen Wert dauerhaft, kann die Versorgungssicherheit gef¨ahrdet sein.“ [Vattenfall 2007a]. Im genannten Beispiel w¨aren das 70% von 7,2 GW, also rund 5 GW.

64

4.2.2

4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

¨ 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 Krankenh¨auser und Industriebetriebe, sondern auch private Haushalte k¨onnen damit rechnen, dass j¨ahrlich h¨ochstens wenige Male und nur f¨ur durchschnittlich 20 Minuten pro Jahr die Stromversorgung ausf¨allt, abgesehen von zum Gl¨uck bisher a¨ ußerst seltenen extremen Wetterereignissen oder Schaltfehlern. Allerdings h¨aufen sich in den letzten Jahren Netzausf¨alle wegen mangelnder Wartung und zunehmender Schaltfehler in den immer komplexeren Netzsystemen, verst¨arkt durch h¨auﬁgere extreme Wetterbedingungen. Ist diese hohe Versorgungssicherheit auch f¨ur 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 M¨oglichkeiten im bestehenden Versorgungssystem sichergestellt werden. • Moderne Windenergieanlagen sind – im Gegensatz zu großen thermischen Kraftwerken – problemlos und ohne jede technische Gef¨ahrdung kurzfristig ¨ abregelbar, falls dem Netz eine Uberlastung droht. Wenn also eine wesentlich f¨ur den Windenergieabtransport genutzte Leitung tats¨achlich einmal ausf¨allt, so a¨ ndert sich also f¨ur den Verbraucher nichts. Bei der Entsorgung, also dem großr¨aumigen Abtransport von Windenergie, kann man also die Entsorgungssicherheit sehr viel kleiner halten als die Versorgungssicherheit. Ausschließlich f¨ur den Abtransport von Windenergie gebaute Stromleitungen brauchen nicht mit den extrem hohen Verf¨ugbarkeiten von Versorgungsleitungen ausgelegt zu werden. Zwar ﬂießt durch diese Leitungen u. U. aus physikalischen Gr¨unden bei Windﬂaute auch Strom in entgegengesetzter Richtung zu Verbrauchern, doch w¨urden diese Verbraucher auch ohne die zus¨atzlich geschaffene Leitung versorgt. D. h., f¨ur den Abtransport der Windenergie reichen Entsorgungsleitungen in einem Umfang aus, dass jedenfalls im ungest¨orten Regelfall die Windenergie abtransportiert werden kann. Bei einer der seltenen Netzst¨orungen wird dann eben die Windenergieproduktion vor¨ubergehend heruntergefahren, ohne dass dadurch in irgendeiner Weise die Versorgungssicherheit der Stromverbraucher beeintr¨achtigt w¨urde [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 Europ¨aischen Verbund werden im Allgemeinen (n-1)-sicher ausge¨ legt, was aber nicht heißen muss, dass in jede neue Trasse zwei Ubertragungssysteme ¨ gelegt werden m¨ussen. Entscheidend ist, dass bei Ausfall eines Ubertragungssystems dessen Funktion vom Gesamtnetz u¨ bernommen werden kann. Von daher k¨onnte f¨ur die betroffenen Trassen (n-1)-Sicherheit bei einsystemiger Ausf¨uhrung auch

¨ 4.2 Ubertragungsleistung und Versorgungssicherheit

65

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

4.2.3 Anschluss von Windparks an das H¨ochstspannungsnetz Die Betreiber von Windenergieanlagen bauen u¨ blicherweise nur eine Leitung, meist Erdkabel, zur Anbindung an den n¨achsten Netzknotenpunkt des o¨ ffentlichen Net¨ zes mit einer Ubertragungsleistung in H¨ohe der installierten Generatorleistung. F¨allt diese „Entsorgungsleitung“ aus, wird der Windpark bis zum Abschluss der Leitungsreparatur abgeschaltet. Bei Leitungen an Land sind n¨amlich die Ausfallwahrscheinlichkeiten so niedrig und die typischen Reparaturdauern so kurz, dass im Durchschnitt nur f¨ur wenige Stunden im Jahr die Erzeugung abgeschaltet werden muss, und die Betreiber der Windenergieanlagen deshalb aus Kostengr¨unden windparkintern und zur Anbindung der Windparks an den n¨achstgelegenen Verkn¨upfungspunkt mit dem o¨ ffentlichen Netz ausnahmslos nur Einfachleitungen bauen. Aus demselben Grund k¨onnten auch neue, d. h. zus¨atzliche 110-kV-Leitungen des Netzes der o¨ ffentlichen Stromversorgung, die f¨ur den Anschluss von Windparks an das H¨ochstspannungsnetz erforderlich werden, grunds¨atzlich mit nur einem Leitungskreis (=1 System mit 3 Phasen) gebaut werden. Gerade bei Erdkabeln w¨urde die Ausf¨uhrung mit nur einem System, also drei Einzelkabel statt sechs Erdkabel f¨ur zwei Systeme, auch erhebliche Kosten einsparen, da bei Erdkabeln, im Gegensatz zu Freileitungen, zwei Systeme fast doppelt so viel wie ein System kosten. Aus Gr¨unden des Landschaftsschutzes und wegen der erheblich geringeren Widerst¨ande seitens der betroffenen Bev¨olkerung und daher rascherer Durchsetzbarkeit ist eine Erdkabelausf¨uhrung in jedem Fall sinnvoll. Doch haben die Netzbetreiber bisher gerade in solchen F¨allen trotz vorhersehbarer massiver Widerst¨ande 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 k¨ustennaher 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 – unabh¨angig von der erst in den letzten Jahren installierten Windleistung – in diesem Netzbereich mindestens eine

66

4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

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 Verf¨ugung steht. Die 200-MW-Windenergieproduktion bei Starkwind k¨onnte also bei niedriger Nachfrage sogar (n-1)-gesichert abtransportiert werden: 80 MW werden direkt an die Verbraucher geliefert, 120 MW werden an die n¨achste 110/380-kV-Umspannstation zum großr¨aumigen Weitertransport geliefert. Sobald allerdings weiter Windenergieanlagen zugebaut werden, m¨usste 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 w¨are eine Netzverst¨arkung 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 Genehmigungsbeh¨orden und dem zust¨andigen Bundesministerium f¨ur Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit – unbestritten, dass eine m¨oglichst ¨ umgehende Vergr¨oßerung der zul¨assigen Ubertragungsleistung des 110-kV-Netzes v. a. in einigen k¨ustennahen Gebieten unabdingbar ist f¨ur einen weiteren Anstieg der Windenergienutzung: • Zum einen zur EEG-konformen Einspeisung des Windenergieleistungsangebots von bereits arbeitenden Windenergieanlagen und damit zur Verringerung von netzbedingten Einspeiseengp¨assen insbesondere bei Starkwind und Schwachlast [E.ON-Netz 2006c, Tab. Erzeugungsmanagement], • zum anderen, um genehmigte Ausbauantr¨age und Repowering in diesen Regionen erfolgreich EEG-konform ohne netzbedingte Einspeiseengp¨asse realisieren zu k¨onnen, • und schließlich ist eine drastische Verringerung netzbedingter Einspeiseengp¨asse eine notwendige Voraussetzung f¨ur weitere Ausbauplanungen in diesen Regionen. Bereits Mitte 2006 waren in den von netzbedingten Einspeiseengp¨assen 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 f¨ur Windenergie f¨ur 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 betr¨agt nur rund 1,2 GW, ¨ die resultierende Uberschusswindleistung von 1,3 GW muss weitr¨aumig abgef¨uhrt werden. Obwohl die starken Zuw¨achse der Windenergieeinspeisung seit L¨angerem absehbar waren und die Pﬂicht der Netzbetreiber zur vorrangigen Abnahme und

¨ 4.3 Windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes

67

¨ Ubertragung des gesamten Stroms aus erneuerbaren Energien durch das EEG bereits ¨ Mitte 2004 gesetzlich geregelt wurde, ist die Vergr¨oßerung der Ubertragungsleistung des 110-kV-Netzes in diesen besonders betroffenen Regionen bis 2009 noch nicht in Gang gekommen. So wurde z. B. das Planfeststellungsverfahren f¨ur den Bau einer dringend ben¨otigten 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 Ausf¨uhrung nach allgemeiner Einsch¨atzung wegen der Einspr¨uche von B¨urgern und Gemeinden mit einer Verz¨ogerung 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 Ausf¨uhrung als Erdkabel w¨urde das Verfahren sicher wesentlich beschleunigen, wird aber von E.ON-Netz wegen Mehrkosten der Investition nachhaltig zur¨uckgewiesen. Die beiden anderen 110-kV-Planungen in Dithmarschen und Ostholstein sind ebenfalls als Freileitung geplant und stoßen vor Ort ebenfalls auf massive Widerst¨ande. ¨ Zur Uberbr¨ uckung zwischenzeitlicher Engp¨asse im Stromnetz kann laut Erneuerbare-Energien-Gesetz auch Windenergieanlagen vor¨ubergehend die Netzein¨ speisung verwehrt werden, um in der Ubergangszeit bis zur Umsetzung der erforderlichen Maßnahmen im Netzbereich einen weiteren Zubau von Windenergieanlagen zu erm¨oglichen. Diese Regelung brachte aber auch neuartige Unsicherheiten bei Planung und Betrieb von Windenergieprojekten ein, da insbesondere der Umfang der Verg¨utungsausf¨alle, die aus dem Erzeugungsmanagement herr¨uhren, nur schwer prognostiziert werden konnten. Durch die Reform des Erneuerbare-EnergienGesetzes wurden diese Unsicherheiten beseitigt, da ab 1.1.2009 Windenergie auch dann verg¨utet werden muss, wenn sie wegen eines momentanen Netzengpasses nicht eingespeist werden kann [EEG 2008, § 12(1) iVm § 9(3)]. Der f¨ur das n¨achste Jahrzehnt geplante Aufbau zahlreicher leistungsstarker Offshore-Windparks wird jedenfalls Verst¨arkungen einiger 380-kV-Verbindungen insbesondere in Norddeutschland erforderlich machen. So wird in der denaNetzstudie [dena 2005a] f¨ur die Netzintegration von zus¨atzlich 25 GW Windenergie der Neubau von insgesamt 850 km 380-kV-Leitungen v. a. in Norddeutschland, aber auch einiger Querverbindungen in Zentral- und S¨uddeutschland f¨ur erforderlich erachtet. Bei dieser Absch¨atzung blieben allerdings – neben anderen systematischen Deﬁziten – die im Folgenden beschriebenen Maßnahmen zur Netzoptimierung und zur Netzverst¨arkung, etwa durch Temperaturmonitoring und Hochtemperaturseile, unber¨ucksichtigt (Abschn. 10.3.4).

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

68

4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

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

4.3.1

Erh¨ohung von Versorgungssicherheit ¨ und Ubertragungsleistung ohne Netzneubau: Leitungsmonitoring und Hochtemperaturseile

Netzoptimierung, z. B. durch Behebung von Engp¨assen im Umspannwerk-Bereich oder durch besseres Abstimmen vorhandener Leitungssysteme wird seit L¨angerem 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 europ¨aische Norm DIN EN 50182, die 2001 als Deutsche Norm die vorherige DIN 48204 abl¨oste, listet in ihrem informellen Teil u. a. die Dauerstrombelastbarkeitswerte f¨ur verschiedenste Leiterseilausf¨uhrungen auf. Die DIN EN 50182 besteht aus einem f¨ur alle die Norm anwendenden europ¨aischen L¨ander verbindlichen normativen Teil und einem von Land zu Land unterschiedlichen informellen Teil, der auf nationaler Ebene ohne langwierige Einigungsverfahren mit den anderen Staaten ge¨andert werden kann. Damit die zul¨assige Seiltemperatur von typischerweise 80 ◦ C

¨ 4.3 Windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes

69

und/oder der zul¨assige Seildurchhang in keinem Fall u¨ berschritten werden k¨onnen, wurde in DIN EN 50182 die maximale Stromdichte [A/mm2 ] f¨ur einen gegebenen Seiltyp statisch f¨ur sehr hohe Lufttemperaturen bei faktischer Windstille, also f¨ur extrem seltene Bedingungen, festgelegt: • Lufttemperatur TLuft 35 ◦ C in Seilh¨ohe, • Windgeschwindigkeit vquer 0,6 m/s senkrecht zur Leitungsrichtung, • 100% Sonneneinstrahlung. Diese Norm musste grunds¨atzlich auch eingehalten werden, wenn die Wetterbedingungen eine sehr viel h¨ohere Stromdichte und damit einen sehr viel h¨oheren Stromtransport ohne Gef¨ahrdung der Transportsicherheit zulassen w¨urden. Bereits 1995 wurden die unterschiedlichen Belastbarkeiten von Leiterseilen in Abh¨angigkeit von Lufttemperatur und Windgeschwindigkeit dargestellt und darauf hingewiesen, dass eine Windgeschwindigkeit von 10 m/s die Dauerstrombelastbarkeit unter sonst unver¨anderten Bedingungen fast verdoppeln w¨urde [Handschin 1995, Tab. S. 40; Handschin 2000]. Es handelt sich also um langj¨ahrig vorhandenes Wissen, das auch den Netzbetreibern bekannt war und ist. Sp¨ater wurde in detaillierten Untersuchungen der Zusammenhang zwischen Umgebungstemperatur, Windgeschwindigkeit und zul¨assige Leitungsbelastung untersucht, und dabei wur¨ den betr¨achtliche Ubertragungspotenziale festgestellt [Brakelmann 2005, Kap. 6]. Diese Absch¨atzungen werden durch neue Untersuchungen der dena-II-Netzstudie best¨atigt, vgl. Abb. 4.2. Die f¨ur herk¨ommliche Leiterseile maximal zul¨assige 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 Ber¨ucksichtigung

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 Abh¨angigkeit der Strombelastung f¨ur vier verschiedene Varianten der Umgebungsbedingungen ([dena 2008a, S. 151])

70

4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

dieses Extremwerts durchaus gerechtfertigt, weil an wenigen Stunden im Hochsommer derartige Wettersituationen tats¨achlich 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 Stromst¨arke kann dann auf 150% der Ausgangsstromst¨arke erh¨oht 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 f¨ur Freileitungen“ st¨unde. 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 m¨undlich von Staatssekret¨ar ¨ W. Voigt vorgetragen und begr¨undet wurde. Es bestand Ubereinstimmung, dass die Ber¨ucksichtigung von Klimabedingungen grunds¨atzlich durch die Norm abgedeckt ist [Leitungsmonitoring 2007e, S. 7]. Seitdem kann Freileitungsmonitoring zur wetterabh¨angigen Steuerung der zul¨assigen 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 K¨uhlung auszuschließen. Maßgebend f¨ur die K¨uhlung sind die Anstr¨omgeschwindigkeit der Umgebungsluft ¨ und deren Temperatur. Eine durchschnittlich deutlich h¨ohere Ubertragungsleistung der Netze kann erreicht werden durch eine von der lokalen Windgeschwindigkeit und der Umgebungstemperatur abh¨angigen Nutzung der vorhandenen Stromnetze statt, wie bisher, einer klimaunabh¨angigen 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 N¨ahe der in der DIN-Norm f¨ur Hochspannungsleitungen ber¨ucksichtigten maximal 35 ◦ C. Deshalb ist es unabdingbar, zur temperaturabh¨angigen Steuerung der tats¨achlichen Belastung von Hochspannungsleitungen, wenn schon nicht die Seiltemperatur, so zumindest an repr¨asentativen Punkten in jeder Region die Lufttemperatur zu u¨ berwachen und mit der Windenergieproduktion zu korrelieren. Besonders versorgungssicher kann diese Steuerung durch Freileitungsmonito¨ ring durchgef¨uhrt werden, also durch eine laufende Uberwachung („online“) der Temperatur der Leiterseile selbst, nicht nur der Umgebungstemperatur, was in fast allen Betriebsf¨allen eine weitere Erh¨ohung der tats¨achlich u¨ bertragbaren Leistung erm¨oglicht [E.ON-Netz 2006e, Temperaturmonitoring 2006]. Bereits 2004 wurden alle Details der Netzoptimierung und Netzverst¨arkung zur Vermeidung eines Netzneubaus erl¨autert 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 Einspeisebeschr¨ankung f¨ur Windenergie durch Freileitungsmonitoring.

¨ 4.3 Windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes

Windenergieeinspeisung

71

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 Einspeisebeschr¨ankung f¨ur Windenergie durch Freileitungsmonitoring – Schema (nach [Leitungsmonitoring 2007e, S. 27])

¨ Dem Netzbetreiber entstehen neben der erh¨ohten Ubertragungsleistung weitere sicherheitstechnische und wirtschaftliche Vorteile: • erh¨ohte 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 zust¨andige Netzleitstelle sind u. a. in den USA auf der Hoch- und H¨ochstspannungsebene seit Jahren im Einsatz. Eine Verst¨arkung der u¨ brigen Netzkomponenten, z. B. temperaturfeste Seilklemmen und entsprechende Dimensionierung und Steuerbarkeit des zul¨assigen H¨ochststroms 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 unzul¨assig erw¨armen w¨urden. Deshalb ist grunds¨atzlich auch im 380-kV-Netz ¨ durch Temperaturmonitoring eine deutliche Erh¨ohung der Ubertragungsleistung in den meisten Stunden des Jahres erreichbar, soweit die u¨ brigen Komponenten des Netzes dies zulassen; andernfalls m¨ussten Schalter, Transformatoren etc. ausgewechselt oder verst¨arkt werden, Maßnahmen, die auch bei Neubau einer Leitung in

72

4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

vielen F¨allen durchgef¨uhrt werden m¨ussten [Brakelmann 2004, S. 17–23]. E.ONNetz hat entsprechend seit 2007 Vorbereitungen f¨ur Temperaturmonitoring auch bei 380-kV-Leitungen getroffen. Bei Freileitungsmonitoring von u¨ berregionalen 380-kV-Leitungen ist eine Echtzeitmessung an der Leitung f¨ur eine volle Auslastung der Leitungen bei voller ¨ Ubertragungssicherheit unabdingbar. Bei Freileitungsmonitoring durch Nutzung von Wetterstationen m¨ussen gerade in stark bewaldeten und inhomogenen Gebieten erhebliche pauschale Sicherheitsabschl¨age angesetzt werden, die zwar deutlich niedriger sind als ohne Freileitungsmonitoring, aber deutlich h¨oher als bei Freileitungsmonitoring mit Echtzeitmessung an der Leitung. Freileitungsmonitoring erh¨oht 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 K¨uste 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 Erh¨ohung der Fern¨ubertragungsleistung erm¨oglicht 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 k¨onnen, stellen einen Engpass dar, wenn die Strombelastbarkeit der gesamten Leitung erh¨oht werden soll. Daher liegt es nahe, ¨ mindestens f¨ur 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. Dar¨uber hinaus w¨are f¨ur Hotspots mit sehr ung¨unstigen Bedingungen, z. B. lange Waldschneisen mit hohem und dichtem Baumbestand, auch der Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen zu pr¨ufen, die dauerhaft mit einer h¨oheren Temperatur als die von der Norm vorgesehenen 80 ◦ C betrieben werden k¨onnen.“

(2) Netzverst¨arkung durch Hochtemperaturseile Die u¨ bliche Auslegung f¨ur Hoch- und H¨ochstspannungsfreileitungen sieht Betriebstemperaturen von etwa 75 ◦ C im Normalbetrieb und bis zu 100 ◦ C f¨ur k¨urzere ¨ Spitzenlasten vor. Bei Uberschreiten dieser Temperaturen werden die zul¨assigen Durchh¨ange 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 f¨ur k¨urzere Spitzenlast steigern lassen, ohne

¨ 4.3 Windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes

73

dass die Mindestabst¨ande zum Erdboden unterschritten werden, v. a. aber ohne die Langzeitstabilit¨at der Seile zu beeintr¨achtigen. 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 gew¨ahlt: • Die Seele besteht aus einem Seil aus hochtemperaturfestem Stahl, oder, f¨ur kurze Strecken, einer thermisch noch st¨arker 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 erm¨udungsfreien Stahlseele getragen wird. ¨ • Der Ubergang der durch den Stromﬂuss im gesamten Querschnitt erzeugten W¨arme an die Seiloberﬂ¨ache wird optimiert, indem z. B. die einzelnen Aluminiumadern nicht als Dr¨ahte mit kreisf¨ormigem Querschnitt ausgebildet sind, sondern mit trapezf¨ormigem Querschnitt, so dass die Adern sich ﬂ¨achenm¨aßig ber¨uhren. Hochtemperaturseile werden seit 1969 eingesetzt [Hochtemperaturseile 2007a, S. 42]. Nach einer Befragung durch den zust¨andigen Verband Conseil International ´ des Grands R´eseaux Electriques (CIGRE) mit Antworten von 71 Energieversorgungsunternehmen aus 15 L¨andern werden bei fast 85% der Unternehmen die g¨angigen Al/St-Seile verwendet, aber in wachsendem Umfang in vielen L¨andern auch Hochtemperaturseile. Die langj¨ahrigen Erfahrungen in einigen L¨andern zeigen, ¨ dass das Seilzubeh¨or („Armaturen“), wie Klemmen, Ubergangsverbindungen, Isolatoren und Aufh¨angungen, der thermischen Mehrbelastung unver¨andert oder mit geringf¨ugigen Modiﬁkationen gewachsen ist. In Japan, das mit extremer Bev¨olkerungsdichte und hoher Industrialisierung eine besonders hohe Dichte des Energiebedarfs bei a¨ ußerst beschr¨ankten naturr¨aumlichen Ressourcen aufweist, sodass neue Leitungen kaum mehr durchsetzbar sind, sind etwa 70% des Bestands an Hoch- und H¨ochstspannungsleitungen mit einer Gesamtl¨ange von 39.900 km mittlerweile mit Hochtemperaturseilen bespannt, weitere 4.000 km sind projektiert [Hochtemperaturseile 2007a, S. 32]. In den USA sind nach Sch¨atzungen rund 10.000 km installiert [Hochtemperaturseile 2007b, Tab. 2, p. 35]. Hochtemperaturseile sind also weltweit erprobte Technologie und werden mittlerweile auch in Deutschland verst¨arkt eingesetzt, wie die dena-II-Netzstudie ausf¨uhrt: • „Bei einem Betrieb bei 150 ◦ C k¨onnen 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 k¨onnen 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 ausger¨ustet.“ [dena 2008a, S. 140 f.].

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4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

Bei einem m¨oglichen Dauerbetrieb bei 150 ◦ C kann schon mit den preisg¨unstigeren der verf¨ugbaren Hochtemperaturseile die Grenzlast eines 380-kVSystems von den heute zul¨assigen 1,8 GVA pro System auf fast 3 GVA (also auf das gut Eineinhalbfache) gesteigert werden, beim Einsatz hochfester St¨ahle auch mehr. Kurzzeitige Belastungen bis zu nahezu 200 ◦ C Betriebstemperatur und damit Belastungen oberhalb 4 GVA sind m¨oglich. Die M¨oglichkeit einer erheblichen kurzzeitigen Zusatzbelastung ist besonders f¨ur den Abtransport von Windenergie wichtig: Im St¨orungsfall f¨uhren daraus resultierende erhebliche Zusatzbelastungen zu keinerlei Versorgungsproblemen, innerhalb weniger Minuten kann die Windenergieeinspeisung so reduziert werden, dass auch bei anhaltender St¨orung ein weiterer St¨orfall 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 H¨ochstspannungsnetzen (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 Stromst¨arke. W¨urde die bei Umr¨ustung einer Leitung auf Hochtemperaturseile und Leitungsmonitoring m¨ogliche doppelte Stromst¨arke stattdessen auf zwei herk¨ommliche Leitungen verteilt, so h¨atten diese Leitungen jeweils ein Viertel des Verlusts der Hochtemperaturleitung, beide Leitungen zusammen also halb so viele Verluste. Anders ausgedr¨uckt: Gegen¨uber zwei Leitungen mit je einfacher Stromst¨arke, die damit die gleiche Transportleistung aufweisen wie die Hochtemperaturleitung, hat die Hochtemperaturleitung also die doppelten Verluste. Die h¨oheren Leitungsverluste pro u¨ bertragene Kilowattstunde, die also bei den hohen zul¨assigen Strombelastungen von Hochtemperaturseilen mit Freileitungsmo¨ nitoring auftreten, fallen bei u¨ berwiegender Ubertragung von Windenergie allerdings weniger ins Gewicht: Wegen der stark schwankenden Einspeisung f¨allt 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 Verf¨ugung, so dass keine erh¨ohte Produktion der konventionellen Kraftwerke und damit auch kein zus¨atzlicher CO2 -Ausstoß zur Kompensation der Verluste n¨otig ist. Die genaue H¨ohe des zus¨atzlichen Verlusts der Hochtemperaturleitung und ihr monet¨arer Wert kann nur f¨ur jeden Einzelfall auf der Basis der voraussichtlichen Lastdauerlinie der Leitung und der daraus resultierenden Vollverluststunden bestimmt werden, tritt aber bei u¨ berwiegendem Windenergietransport gegen¨uber den Vorteilen deutlich in den Hintergrund.

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

¨ 4.3 Windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes

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der gesamten Investitionskosten f¨ur eine 380-kV-Leitung aus3 . Die Verdoppelung der Seilkosten f¨ur Hochtemperaturseile erh¨oht also die gesamten Investitionskosten der Leitung auf etwa 120% bis 125% der herk¨ommlichen Leitung, zus¨atzlich fallen f¨ur Echtzeit-Freileitungsmonitoring noch rund 10% an [Jarass/Obermair 2008, Abschn. 5.3.4]. Alles in allem resultieren gut 30% Mehrinvestitionen f¨ur eine Erh¨ohung der Transportkapazit¨at um 60% bis 100%; Hochtemperaturseile kosten also pro GW weniger als die H¨alfte eines Leitungsneubaus. Selbst wenn f¨ur den Einsatz solcher hochbelastbarer Spangen im Gesamtsystem zus¨atzliche Investitionen erforderlich sind (z. B. f¨ur Transformatoren mit Schr¨agregelung, neue Schalter, st¨arkere Drosseln etc.), so sind schon die einzelwirtschaftlichen Kosten einer solchen Netzverst¨arkung jedenfalls wesentlich geringer als die von Neubaustrecken. Rechnet man die sozialen Kosten der Landschaftsinanspruchnahme und die un¨ubersehbaren Kosten jahrelanger verwaltungsgerichtlicher Auseinandersetzungen um Neubaustrecken hinzu, so bleibt unverst¨andlich, warum Netzbetreiber in Deutschland nicht st¨arker den international erprobten Weg der Netzverst¨arkung u¨ ber Optimierung und Verst¨arkung der bestehenden Leitungen gehen.

4.3.2

Netzneubau: Freileitung versus Erdkabel

¨ Eine Erh¨ohung der Ubertragungsleistung in Schleswig-Holstein war angesichts dynamischer Entwicklungsziele f¨ur den Ausbau der Windenergie schon Ende der 1990er Jahre ins Auge gefasst worden. Der zust¨andige Regionalversorger SCHLESWAG AG k¨undigte 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 h¨ochst kontroversen Diskussion u¨ ber die technische Ausf¨uhrung derartiger Leitungsverst¨arkungen. Nicht die Notwendigkeit der Netzverst¨arkungsmaßnahmen steht dabei in Frage, sondern diskutiert wird dar¨uber, ob diese Leitungsverst¨arkungen nicht besser in einem ersten Schritt als kosteng¨unstige Netzoptimierung und Netzverst¨arkung und dann erst als Neubau ausgef¨uhrt werden sollen, und ob ein Neubau als Freileitung oder als technisch a¨ quivalentes Erdkabel ausgef¨uhrt werden sollte. ¨ Die regionalen Ubertragungsnetze werden in Deutschland fast ausschließlich ¨ als 110-kV-Netze betrieben (Hochspannungsnetz), die u¨ berregionale Ubertragung geschieht heute immer st¨arker auf der 380-kV-Ebene (H¨ochstspannungsnetz). F¨ur 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 f¨ur Beseilung (Seile, Lieferung der Seile, Isolatoren und Armaturen, Seilzug, Schutzger¨uste, Rollenleine etc.) 0,175 Mio. €/km angegeben [H¨ochstspannungsnetz 2005, S. 60]. Die reinen Seilkosten d¨urften damit bei etwa 0,14 Mio. €/km oder rund 20% der gesamten Investitionskosten liegen.

76

4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

Kunststofﬁsolierte VPE-Kabel (vernetztes Polyethylen) sind weltweit der bew¨ahrte technische Standard. Im 380-kV-Bereich hingegen sind bisher Erdkabel nur im innerst¨adtischen 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 H¨ochstspannungsnetz auf erhebliche Widerst¨ande st¨oßt: bei den Naturschutzverb¨anden ebenso wie generell in der Bev¨olkerung. Diese Widerst¨ande f¨uhren zu zeitlich erheblichen Verz¨ogerungen 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. Erdkabell¨osungen, die den gleichen Zweck erf¨ullen, 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 innerst¨adtischen Tunneln oder in Kabelgr¨aben von typischerweise 1,5 m Tiefe eingesetzt. Die Erschließung von innerst¨adtischen 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 f¨ur „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 gegen¨uber Freileitungen kaum zus¨atzliche Probleme. Bei den u¨ berwiegend kurzen Abst¨anden zwischen Einspeise- und Ausspeisepunkt (von einigen km bis etwa 20 km) spielen die im Folgenden v. a. f¨ur die H¨ochstspannungsebene 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 Leitungsl¨angen 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 l¨asst sich in knapper Form zusammenfassen: Werden 110-kV-Kabel mit L¨angen 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 gr¨oßere

¨ 4.3 Windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes

77

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 aufw¨andige Maßnahmen zur „Impedanz-Anpassung“, etwa durch L¨angsdrosseln zu treffen, u. U. sogar sehr teure Spezialtransformatoren mit Schr¨agregelung einzusetzen. Erst bei sehr hohem Kabelanteil in einem Netz muss eine durchg¨angige, aufw¨andige Systemumstellung zu „starrer Sternpunkterdung“ durchgef¨uhrt werden. ¨ An einem Ubergang von Freileitung zu Kabel und wieder zu Freileitung „auf ¨ freier Strecke“ entsteht meist ein hoher Aufwand f¨ur 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 verst¨arkten Blitzschutz der Freileitung (z. B. zwei Erdseile statt einem Erdseil u¨ ber den spannungsf¨uhrenden Seilen) l¨asst sich dieses Risiko zwar vermindern, dennoch warnen die Fachleute vor derartigen „Zwischenverkabelungen“, die die H¨auﬁgkeit und Reparaturdauer von St¨orungen (z. B. f¨ur das Auswechseln des „durchgebrannten“ Kabelabschnitts) erheblich erh¨ohen. 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. F¨ur die H¨ohe dieses unvermeidbaren Ladestroms, der Blindstrom genannt wird, da er keine Leistung zum Verbraucher transportiert, ist die „Kapazit¨at“ des Kondensators maßgeblich. Diese Kapazit¨at ist pro L¨angeneinheit bei einem VPE-Kabel 10 bis 20 mal gr¨oßer als bei einer gleichwertigen Freileitung. Weiterhin ist bei gegebener Kapazit¨at der Blindstrom bei 380 kV rund 3,5 mal so groß wie bei 110 kV. Ab einer so genannten „Grenzl¨ange“ 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 L¨ange w¨are also durch diesen periodischen Lade- und Entladestrom schon v¨ollig ausgelastet und k¨onnte nicht zus¨atzlich Wirkstrom transportieren. Die elektrische Energie, die w¨ahrend 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 n¨achsten 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 Zur¨uckﬂießen des Stroms aufgrund des elektrischen Widerstands in der Leitung selbst entstehen. F¨ur ein Standard-110-kV-VPE-Kabel mit 240 mm2 Leiterquerschnitt betr¨agt die Grenzl¨ange ca. 190 km, der elektrische Verlust betr¨agt im Leerlauf etwa 3,5 MW, das ist immerhin u¨ ber 3% der thermischen Grenzleistung, die ein kurzes Kabel dieses Typs u¨ bertragen k¨onnte [Jarass 1981, S. 171]. Bei 150 kV ist die Grenzl¨ange nur noch 140 km, bei 380 kV nur noch 50 km; bei gr¨oßeren Querschnitten, z. B. 1.200 mm2 , noch k¨urzer. Beispiel: Bei 110 kV k¨onnte ein VPE-Kabel bei z. B. 145 km L¨ange nur noch ¨ maximal 70% der thermischen Grenzleistung ohne Uberlastung als Wirkleistung u¨ bertragen. Auch deshalb muss bei l¨angeren 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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4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

sondern aus technischen Gr¨unden auf einer Strecke nicht mehrmals m¨oglich ist, weil sonst Oberwellenresonanzen resultieren mit hohen Spannungsspitzen die – a¨ hnlich wie bei Zwischenverkabelungen – die Isolation durchschlagen k¨onnen. Auch deshalb wird E.ON-Netz die Anbindung der ersten Offshore¨ ¨ vornehmen Windparks durch Hochspannungs-Gleichstrom-Ubertragung (HGU) (Abschn. 10.3.2). Die ofﬁzielle St¨orungsstatistik4 zeigt, dass die Versorgungssicherheit der Verbraucher durch den Einsatz von Erdkabeln nicht vermindert, sondern im Gegenteil erh¨oht wird: Bei heutiger Kabel- und Kabelverlegungstechnik ist, v. a. im l¨andlichen Bereich, in dem die windbezogenen Leitungen u¨ berwiegend verlaufen, die St¨orungsh¨auﬁgkeit a¨ ußerst gering und die Reparaturdauer im Durchschnitt kurz genug, um Kabelleitungen versorgungssicherer als Freileitungen zu machen. F¨ur H¨ochstspannungsleitungen von gr¨oßerer L¨ange kommen zur Verlegung unter der Erde oder unter dem Meeresgrund wohl nur zwei neuartige technische L¨osungen 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 gasgef¨ullten Stahlrohren mit Innenleiter f¨ur Spannungen von 300 kV bis 600 kV vermeiden naturgem¨aß die Probleme der Wechselstrom- bzw. Drehstromtechnik und k¨onnen 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 L¨osungen im Einzelnen abh¨angen. Es gibt noch wenig großtechnische Erfahrungen mit Zwischenverkabelungen von 380-kV-Leitungen in vermaschten Netzen. Bei der ¨ anstehenden Realisierung der neuen H¨ochstspannungsleitungen f¨ur die Ubertragung von Offshore-Windenergie wird sich zeigen, ob in besonders sch¨utzenswerter Landschaft oder nahe an Siedlungen Teilverkabelungen in Drehstromtechnik sinnvoll sind oder ob sinnvoller Weise solche Leitungen nicht besser von vorneherein als Ganzes mit Gleichstromkabeln ausgef¨uhrt werden m¨ussen.

4

[Verf¨ugbarkeitsstatistik 2005, S. 16–22]. Die St¨orungsh¨auﬁgkeit von Erdkabeln ist im Mittelspannungsbereich halb so hoch wie bei Freileitungen, die Unterbrechungsdauer je St¨orung etwas geringer. Die so genannte „M¨unsterland-St¨orung“ durch einen großﬂ¨achigen Ausfall von Freileitungsmasten wurde in dieser ofﬁziellen Statistik nicht ber¨ucksichtigt. Sie ist „auf ein extremes Einzelereignis zur¨uckzuf¨uhren, so dass eine Aufnahme insbesondere in einen langfristigen Kennzahlenvergleich ungerechtfertigt erscheint“. [Verf¨ugbarkeitsstatistik 2005, S. 7].

¨ 4.3 Windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungsf¨ ahigkeit des Stromnetzes

79

(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 F¨allen vernachl¨assigbar gering. Weder der Vogelﬂug noch die landschaftlich-¨asthetische Qualit¨at wird durch Erdkabel beeintr¨achtigt. • Ob die elektromagnetischen Felder unter Freileitungen, die bis zu einem Abstand von einigen Masth¨ohen 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 geringf¨ugige Erw¨armung und Austrocknung des Bodens u¨ ber einem mit Dauerstrom belasteten Erdkabel l¨asst sich durch geeignete Verlegung jedenfalls vermindern. Die von Bebauung, tiefwurzelnden Pﬂanzen und hochwachsenden B¨aumen freizuhaltende Fl¨ache ist bei Kabelausf¨uhrung mit 4 m bis 6 m wesentlich schm¨aler als bei 110-kV-Freileitungen mit 20 m bis 40 m. In beiden F¨allen muss eine Zufahrtstrasse f¨ur Reparaturen freigehalten werden. • Erdkabel haben gegen¨uber Freileitungen aufgrund der W¨armekapazit¨at des umgebenden Mediums (Magerbeton und/oder Erdreich) eine f¨ur Stunden bis ¨ ¨ wenige Tage reichende Uberlastkapazit¨ at, was bei der Ubertragung der stark ﬂuktuierenden Windenergie von besonderem Vorteil ist. Freileitungen sind gegen¨uber Erdkabeln in zweifacher Hinsicht h¨ohere externe Kosten zuzuschreiben: • Durch Landschaftsbeeintr¨achtigungen, die v. a. in K¨ustenlandschaften, Erholungsgebieten und wenig industrialisierten Regionen stark ins Gewicht fallen und erheblichen Widerstand in der Bev¨olkerung hervorrufen; dies wiederum f¨uhrt zu • langwierigen und kostentr¨achtigen 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 Bauausf¨uhrung und Art der durchschnittenen Landschaft ergeben, dagegen vernachl¨assigbare soziale Kosten f¨ur 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 vern¨unftig, niedrige Grenzwerte festzulegen und generell technische L¨osungen zu w¨ahlen, 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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4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

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 schw¨acher als in etwa 100 m Entfernung von einer Freileitung. Aus den genannten Gr¨unden erh¨oht sich der Druck der o¨ ffentlichen Meinung zur generellen Ausf¨uhrung von Hochspannungsleitungen durch Erdkabel, v. a. auf Strecken erh¨ohter Umweltsensibilit¨at. So empfahl z. B. die EU-Kommission schon im Dezember 2003 [EU 2003], an sensiblen Stellen den Leitungsbau wegen der naturschutzrechtlichen Widerst¨ande gegen Freileitungen durch Einsatz von Erdkabeln zu beschleunigen. Zudem betonte sie f¨ur den Fall einer generellen Politik der Verkabelung die positiven Wirkungen f¨ur „. . . 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 ausgef¨uhrt werden kann und soll. Bis auf wenige – innerst¨adtische – Ausnahmen war es in Deutschland in der Vergangenheit u¨ blich, im Hoch- und H¨ochstspannungsnetz den Netzausbau in Form von Freileitungen auszuf¨uhren. 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 f¨ur 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 Ausf¨uhrung nicht wesentlich u¨ ber denen von Freileitungen [Jarass/Obermair 2007, Abschn. 3.2.2]. Hierbei spielt zus¨atzlich eine Rolle, dass das Planungs- und Genehmigungsverfahren f¨ur Freileitungen heute durch Einspr¨uche bis hin zu Gerichtsverfahren mit entsprechenden wirtschaftlichen Verlusten um Jahre verz¨ogert wird, teilweise sogar u¨ berhaupt nicht zum Abschluss gebracht werden kann, was f¨ur 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 abh¨angig. Beim Vergleich der betriebswirtschaftlichen Kosten gehen neben den h¨oheren 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 Absch¨atzung des Verh¨altnisses 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 h¨oheren elektrischen Widerstands weitaus h¨oher sind als bei gleich leistungsf¨ahigen Erdkabeln. F¨ur 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 nieders¨achsische Landtag das „Gesetz u¨ ber die Planfeststellung f¨ur Hochspannungsleitungen in der Erde (Nieders¨achsisches 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 erm¨oglicht 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 K¨uste, dann weiter an Land bis zur Einspeisung in das H¨ochstspannungsnetz. Dabei sollen bereits nach 2012 Leistungen von mehreren GW aus den Nordseeregionen vor den Ost- und den Nordfriesischen Inseln u¨ bertragen werden. ¨ Urspr¨unglich bestand Ubereinstimmung darin, dass die Netzanbindung der Offshore-Windparks durch die Planer bzw. Investoren vorzunehmen und durch die festgelegte Einspeiseverg¨utung zu ﬁnanzieren ist. Dies f¨uhrte 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 m¨oglich. Die damit verbundene Idee eines

82

4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

den K¨usten 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 h¨oherer Kapazit¨at zul¨assig und geboten. Hierdurch k¨onnen nicht nur die volkswirtschaftlichen Kosten reduziert, sondern auch die Auswirkungen auf Natur und Umwelt verringert werden. ¨ Die Ubernahme der Netzanbindungskosten durch die k¨ustenseitig anliegenden ¨ Ubertragungsnetzbetreiber f¨uhrt zu einer doch betr¨achtlichen ﬁnanzkalkulatorischen Entlastung der Windparkprojekte in einer Gr¨oßenordnung von 20% bis 25%. Diese Regelung galt urspr¨unglich allerdings nur f¨ur Offshore-Windparks, mit deren Errichtung bis Ende 2011 begonnen wird, sie ist 2008 bis Ende 2015 verl¨angert 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 zielf¨uhrend 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 K¨uste zzgl. Anbindung an die im Hinterland liegenden 380-kV-Umspannwerke mit Gesamtl¨angen von 150 bis u¨ ber 200 km stellt sowohl hinsichtlich der einsetzbaren technischen Mittel als auch hinsichtlich der Kosten unvergleichlich gr¨oßere Anforderungen als die vorher beschriebenen Onshore-Anbindungen. Um Leistungen dieser Gr¨oßenordnung mit Seekabeln der gr¨oßten g¨angigen 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 verf¨ugbar sein. F¨ur das Versuchsfeld Alpha-Ventus n¨ordlich von Borkum (Abb. 4.4), dessen Anschluss bereits in 2008 sichergestellt sein musste, wurde allerdings durchg¨angig Wechselstromtechnik eingesetzt genauso wie f¨ur die beiden kleinen k¨ustennahen Windparks Riffgat und Nordergr¨unde. F¨ur 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 herk¨ommliche Drehstrom-Kabel-Systeme ohne a¨ ußerst aufw¨andige Blindstromkompensation nur u¨ ber k¨urzere Distanzen verwend-

4.4 Netzanbindung der Offshore-Windparks

83

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

bar (Abschn. 4.3.2(1)). Auf l¨angeren Strecken w¨aren mehrfach Kompensationsspulen (auf Plattformen oberhalb des Wassers?) erforderlich. E.ON-Netz schließt deshalb eine Drehstroml¨osung f¨ur eine l¨angere See¨ubertragung aus technischen und aus Kostengr¨unden ausdr¨ucklich aus und w¨ahlt eine H¨ochstspannungs-Gleichstrom¨ Ubertragung vom Typ HVDC. Eine Alternative w¨are 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 erl¨autert werden soll. Netzanbindung des Offshore-Clusters Borkum 2: • • • •

Auftragnehmer ABB als Generalunternehmer f¨ur 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 f¨ur den Offshore-Cluster Borkum 2. Auf weiteren Offshore-Foren soll so Windpark f¨ur 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 f¨ur den Offshore-Cluster Borkum 2 ([E.ON-Netz, 2007b])

4.4.3

Netzintegration der Windenergie in Europa – Europ¨aisches Offshore-Supergrid

Die Integration großer Mengen an Windenergie gewinnt nicht nur in Deutschland, sondern auch auf europ¨aischer 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 Stromm¨arkte in Europa waren aber die Kuppelstellen, die die nationalen Netze untereinander verbinden, nur f¨ur geringe Leistungen ausgelegt. Der wachsende Stromhandel u¨ ber L¨andergrenzen hinweg sowie die steigende Windenergieeinspeisung f¨uhren daher heute immer h¨auﬁger zu Netzengp¨assen zwischen den Staaten. Der irische Stromversorger Airtricity hat bereits vor einigen Jahren die Idee eines Europ¨aischen 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 k¨onnte schlussendlich die Ostsee, die Nordsee, die Irische ¨ See, den Armelkanal, den Golf von Biscaya und das Mittelmeer umspannen.

4.4 Netzanbindung der Offshore-Windparks

85

Abb. 4.6 Europ¨aisches Offshore-Supergrid – voller Ausbau ([Airtricity 2007])

• Das Offshore-Supergrid dient auch als Netzkupplung zwischen den Nationalm¨arkten und hilft damit bei der Schaffung eines funktionierenden Elektrizit¨atsbinnenmarktes. Dies wird europ¨aischen Verbrauchern in Hinsicht auf st¨arkeren Wettbewerb, niedrigere Preise und verbesserte Versorgungssicherheit zus¨atzliche Vorteile verschaffen. • Da zu jeder Zeit in das Offshore-Supergrid Strom eingespeist wird, kann im Idealfall der Bedarf der einzelnen L¨ander kontinuierlich gedeckt werden. Das Offshore-Supergrid wandelt den Wind also in eine kontinentale Ressource um, und erm¨oglicht 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 verl¨assliche und vorhersehbare Stromquelle erreicht. • Schließlich kann mittels des europaweiten Offshore-Supergrids auch die Speicherkapazit¨at von sehr großen Wasserkraftwerken, beispielsweise in Norwegen, zur Bereitstellung von Reserveleistung f¨ur 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 WirtschaftsminisH¨ochstspannungs-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 L¨ander gemeinsam in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur die netztechnischen und wirtschaftlichen Fragen weiter abkl¨aren und das weitere Vorgehen, insbesondere zur Federf¨uhrung und weiteren gutachterlichen Un¨ 2008b]. In mehreren terst¨utzung seitens der Bundesregierung vereinbaren [HGU

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4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

Sitzungen der beteiligten L¨ander- und Bundesministerien wurde klargestellt, dass die im Gutachten vorgeschlagene Beschr¨ankung einer solchen Leitungsverbindung nur auf den Austausch von Windenergie aus Schleswig-Holstein und Wasserenergie aus der Schweiz nicht ad¨aquat ist, sondern vielmehr eine Verbindung zwischen einem Einspeisepunkt nahe der Nordsee und einem Auspeisepunkt in S¨uddeutschland als erster Schritt sinnvoll erscheint. Im September 2008 legte Greenpeace eine detaillierte Studie zu den M¨oglichkeiten 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, D¨anemark und Norwegen erstrecken soll. Das Netz wird in die u¨ brige Stromversorgung integriert. So k¨onnen windschw¨achere Perioden durch andere Energiequellen ausgeglichen werden, beispielsweise durch die Wasserkraft in Norwegen. Insgesamt soll die Netzl¨ange 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 Erh¨ohung der Gleichm¨aßigkeit jedoch nicht u¨ berm¨aßig groß. Gerade die Einspeisung großer Mengen an Strom aus Offshore-Windenergieanlagen wird erheblichen Einﬂuss auf die Leistungsﬂ¨usse im Verbundnetz der UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) haben. Vor dem Hintergrund aktueller Ausbauszenarien f¨ur die On- und Offshore-Windenergie in den einzelnen EU-Mitgliedsstaaten hat der Verband der europ¨aischen 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 ver¨offentlicht [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 f¨ur ein Europ¨aisches 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 Umweltvertr¨aglichkeitspr¨ufung von Hochspannungsleitungen. In: Handbuch der Umweltvertr¨aglichkeitspr¨ufung (HdUVP), Storm P-C und Bunge Th (Hrsg.), Schmidt-Verlag Berlin Bielefeld M¨unchen, 19. Lieferung, V/1996. [BMU 2006a] Netzausbau durch Freileitung und Erdkabel. Bundesministerium f¨ur 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), D¨usseldorf, Heft 5/2007, S. 107 f.

Literatur

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4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

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4 Versorgungssicherheit im Stromnetz bei hoher Windenergieeinspeisung

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Teil II

Windenergieausbau

In diesem Teil II wird zuerst das Erneuerbare-Energien-Gesetz als Maßnahme zur systematischen Ber¨ucksichtigung von externen Kosten erl¨autert (Kap. 5). Anschließend werden die f¨ur den Windenergieausbau erforderlichenVerwaltungsverfahren vorgestellt (Kap. 6). Schließlich werden die derzeitige und die zuk¨unftige Windenergieerzeugung in Deutschland, Europa und weltweit beschrieben (Kap. 7).

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Kapitel 5

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

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz mit seinen Kernregelungen der festen Einspeiseverg¨utungen und der Abnahmeverpﬂichtung des erzeugten Stromes ist o¨ konomischer Garant f¨ur den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien. Angesichts der Verh¨altnisse 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 L¨andern eingef¨uhrt, die ebenfalls den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben wollen. Die garantierte Einspeiseverg¨utung f¨ur 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 m¨ussen. Der ge¨ plante Ubergang von fester Einspeiseverg¨utung und Abnahmeverpﬂichtung hin zum Verkauf der Windenergie an der Stromb¨orse ist ebenso risikoreich wie die Einf¨uhrung eines Quotensystems: Eine reine B¨orsenverg¨utung w¨urde Windenergie im Mittel weit unter ihrem gesamtwirtschaftlichen Nutzen verg¨uten und zuk¨unftig den Zubau von Windenergieanlagen unwirtschaftlich machen, wie das Beispiel D¨anemark 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 Energietr¨ager Kohle, Ol und Erdgas zugunsten der erneuerbaren Energien. Die langfristigen Perspektiven werden hierbei so eingesch¨atzt, dass erneuerbare Energien bis 2050 die H¨alfte der gesamten Energieversorgung (Strom-, W¨arme- und Kraftstoffmarkt) und zwei Drittel der Stromversorgung bestreiten k¨onnen [BMU 2006d].

L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 5,

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94

5 Systematische Ber¨ucksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

F¨ur 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 Materialsch¨aden sowie land- und forstwirtschaftliche Ertragsverluste weiter erheblich verringert werden. • Die Endlichkeit der Vorr¨ate und die geopolitische Lage f¨uhren zu einem immer weiteren Anstieg der fossilen Energiepreise und damit zu wachsender wirtschaftlicher Instabilit¨at; die Abh¨angigkeit v. a. von Erd¨ol, Erdgas und auch Kohle muss deshalb entscheidend verringert werden. Die genannten sch¨adlichen Wirkungen, die durch den Umbau des Energiesystems vermieden werden sollen, oder – weil eher absch¨atzbar – die Aufwendungen, ¨ die zu dieser Vermeidung erforderlich sind, werden von Okonomen als „externe Kosten“ oder gleichbedeutend als „soziale Kosten“ des Energiesystems bezeichnet und monet¨ar zu beziffern versucht. Der Begriff „externe Kosten“ verweist darauf, dass solche Kosten in der unmittelbaren Wirtschaftsbeziehung weder beim Hersteller oder Lieferanten noch beim K¨aufer des fraglichen Gutes, im hier relevanten Fall also beim K¨aufer 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 Biosph¨are. 2006 wurde im Auftrag des Bundesministeriums f¨ur Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit eine umfassende Untersuchung zu den externen Kosten der Stromerzeugung vorgelegt [Krewitt/Schlomann 2006]. Obwohl die zitierten Absch¨atzungen f¨ur die externen Kosten der Sch¨aden der Emission einer Tonne CO2 extrem weit zwischen 15 €/to und 280 €/to auseinanderklaffen bei einem zentralen Sch¨atzwert 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 Energietr¨agern zuschreiben muss: 6 ct/kWh bis 8 ct/kWh bei Erzeugung aus Kohle, 3 ct/kWh aus modernen Gaskraftwerken. Hierbei sind v. a. die Klimasch¨aden ber¨ucksichtigt, weitere noch unzureichend quantiﬁzierbare Kosten kommen hinzu. Demgegen¨uber werden die externen Kosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien mit weniger als 0,5 ct/kWh sehr niedrig abgesch¨atzt (Abschn. 8.1). Seit Pigou vor 100 Jahren den Begriff der externen Kosten eingef¨uhrt 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 Aktivit¨at, welcher derzeit als soziale Kosten einer ¨ anonymen Offentlichkeit aufgeb¨urdet ist, nun wieder den Akteuren dieser unmittelbaren Wirtschaftsbeziehung als den Verursachern monet¨ar zurechenbar angelastet wird.

5.1 Ber¨ucksichtigung der externen Kosten der konventionellen Stromerzeugung

5.1.1

95

F¨orderung der erneuerbaren Energien

Die F¨orderung der erneuerbaren Energien – bisher im Wesentlichen beschr¨ankt auf den Strommarkt – erfolgt auf verschiedenen Ebenen. Wie die bisherigen Ausf¨uhrungen gezeigt haben, spielen dabei v. a. ordnungspolitische Maßnahmen in verschiedenen Rechtsbereichen eine wichtige Rolle. Aber nicht von ungef¨ahr 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 monet¨ar wirksamen Sonderregelungen der R¨uckstellungspraxis, wie der Begrenzung der Versicherungspﬂicht, jemals in Deutschland ein Atomkraftwerk errichtet worden w¨are. 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 gef¨uhrt 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 f¨ur 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 ber¨ucksichtigt. Dar¨uber hinaus soll ein Beitrag zur Vermeidung von Konﬂikten um fossile Energieressourcen geleistet sowie die Weiterentwicklung der Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien gef¨ordert werden. Die schrittweise eingef¨uhrten 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 Elektrizit¨atsversorgung; ¨ • die vorrangige Abnahme und Ubertragung dieses erneuerbar erzeugten Stroms; • eine f¨ur in Betrieb genommene Anlagen in der Regel u¨ ber 20 Jahre konstante, an den Kosten orientierte Verg¨utung dieses Stroms durch die Netzbetreiber; • der bundesweite Ausgleich der abgenommenen Strommengen und der entsprechenden Verg¨utungssummen; • die Weitergabe der Differenzkosten f¨ur Strom aus erneuerbaren Energien an die Endverbraucher.

96

5 Systematische Ber¨ucksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

5.1.2

Zum Charakter des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und der Rolle der F¨orderinstrumente

Das Stromeinspeisungsgesetz von 1991 und das Erneuerbare–Energien-Gesetz von 2000 waren stets erheblichen Angriffen hinsichtlich ihrer verfassungs- wie europarechtlichen Konformit¨at 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 – wom¨oglich gar ungerechtfertigte – Subvention oder Beihilfe noch um eine verfassungsrechtlich bedenkliche Einschr¨ankung von Eigentum (Art. 14 GG) oder Berufsaus¨ubungsfreiheit (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 tats¨achlich 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 Unverh¨altnism¨aßigkeit ins Feld gef¨uhrt und auch vorgetragen, dass die Energieversorgungsunternehmen f¨ur den verdr¨angten Strom z. B. aus Kohlekraftwerken eine Entsch¨adigung erhalten m¨ussten. Hinsichtlich der Frage der Verh¨altnism¨aßigkeit entstand daraufhin die gefestigte Rechtsmeinung, dass das Stromeinspeisungsgesetz erstens in die Gestaltungsfreiheit des Gesetzgebers falle und zweitens die Unverh¨altnism¨aßigkeit erst dann in Betracht zu ziehen sei, wenn etwa das Energieversorgungsunternehmen Gefahr liefe, aufgrund des Stromeinspeisungsgesetzes Konkurs anmelden zu m¨ussen. 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 ¨ w¨urde monet¨are Transfers von der oder zu der Offentlichen Hand voraussetzen. Genau an dieser Voraussetzung fehlt es aber. Was zun¨achst 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 landl¨auﬁg 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 Atmosph¨are emittieren. Deshalb sind folgerichtig die so genannten „Normadressaten“ des Gesetzes auch letztlich die zur Aufnahme des regenerativ erzeugten Stromes verpﬂichteten Netzbetreiber. Sie k¨onnen die zu zahlenden Verg¨utungen zwar auf die Strompreise u¨ berw¨alzen – und tun dies auch – aber der Markt entscheidet erst in diesem zweiten Schritt, ob das vollst¨andig gelingt.

5.1 Ber¨ucksichtigung 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 st¨arker noch bei den Diskussionen um das EEG wurde v¨ollig zu Recht vertreten, dass die gegen¨uber den herk¨ommlichen Marktpreisen erh¨ohten Einspeiseverg¨utungen ihre Berechtigung haben, weil dabei sehr viel geringere externe Kosten bei der Stromerzeugung entstehen. Die gesetzlich festgeschriebenen erh¨ohten Einspeiseverg¨utungen 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 grunds¨atzlich den tats¨achlichen 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 F¨ulle der verschiedenen Instrumente ebenso groß ist wie die F¨ulle der Erfolgsfaktoren. Zum anderen aber zeigen sich bei n¨aherer Untersuchung sehr große Unterschiede in den Ergebnissen. Eine vergleichende europ¨aische Studie kommt hinsichtlich der Windenergie in Deutschland zu folgenden zentralen Schlussfolgerungen [Reiche 2003]: • Das EEG ist mit den Einspeiseverg¨utungen f¨ur einen festgelegten Zeitraum entscheidender Motor, der f¨ur 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 F¨orderung der erneuerbaren Energien in der EU wirken als unterst¨utzender Faktor. Die Ausdifferenzierung der Vorschriften, die die Aufnahme der erneuerbaren Energien in das Stromnetz regeln, die Ert¨uchtigung der Stromnetze selber und die Verg¨utungsregelungen 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 gepr¨agt durch den Versuch, in der Umsetzungspraxis des Ausbaus der erneuerbaren Energien gemachte Erfahrungen wo n¨otig gesetzlich zu normieren. Die hier insbesondere f¨ur die Windenergie bedeutsamen dargestellten Entwicklungsschritte zeigen zweierlei: Die bisherigen Ergebnisse („Windweltmeister Deutschland“) weisen einerseits auf die Richtigkeit des gew¨ahlten Rechtsrahmens hin, andererseits zeigen die

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5 Systematische Ber¨ucksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

Nachsteuerungsbem¨uhungen und hier die oft vorhandenen zeitlichen Befristungen die Schwierigkeit, der tats¨achlichen 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 Verg¨utungspﬂicht des § 2 f¨ur die im jeweiligen Versorgungsgebiet eines Energieversorgungsunternehmens errichteten Anlagen und die Verg¨utungsregelung 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 D¨anemark w¨ahrend 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 Investitionskostenzusch¨usse in unterschiedlicher H¨ohe zu zahlen. Einen weiteren Schritt in der Entwicklung brachte das Jahr 1996. Die mittlerweile boomende Errichtung von Windenergieanlagen – v. a. an den windstarken K¨ustenstandorten – f¨uhrte dazu, dass aufgrund einer fehlenden Ausgleichsregelung bei den betroffenen Energieversorgungsunternehmen eine merkbare Erh¨ohung der Strombeschaffungskosten zu verzeichnen war. Nach langen Diskussionen f¨uhrte dies schließlich zur Einf¨uhrung des so genannten „doppelten Deckels“ auf Betreiben der K¨ustenl¨ander [EEG 1996]. Dieser besagte, dass die Zahlungsverpﬂichtung des aufnehmenden Energieversorgungsunternehmens auf 5% der bezogenen oder selbst erzeugten Strommenge im Versorgungsgebiet begrenzt wurde. F¨ur dar¨uber 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 Begr¨undung schon aufgefordert, rechtzeitig Vorsorge f¨ur 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 erw¨ahnt, zeigte das Stromeinspeisungsgesetz von 1991 seine Wirkung bei der Entwicklung der Windenergie – trotz der vielf¨altigen Versuche, die positiven

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

99

Auswirkungen des Gesetzes durch eine F¨ulle von Prozessen zu Fall zu bringen, sei es im Bereich der erforderlichen Netzanschl¨usse, sei es in dem langj¨ahrigen 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 R¨uckblick als einer der gr¨oßten politischen Erfolge der seinerzeitigen rot-gr¨unen Bundesregierung eingesch¨atzt [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 partei¨ubergreifend als ein ganz wesentlicher Schritt im Zusammenhang mit der Reduktion der Treibhausgase angesehen wurde, lassen sich mindestens drei wesentlicheArgumente f¨ur die Notwendigkeit des EEG festhalten: • Die grundlegende Erforderlichkeit eines Gesetzes, das in den Markt eingreift, ergab sich aus den mit der beginnenden Liberalisierung zun¨achst stark fallenden Stromerzeugerpreisen. • Der so genannte „doppelte Deckel“ des Stromeinspeisungsgesetzes von 1991 bedeutete, dass in relativ kurzer Zeit das formalrechtliche Ziel erf¨ullt und keinerlei Anreiz mehr vorhanden gewesen w¨are, weiter in den Ausbau erneuerbarer Energien zu investieren. • Bei der konkreten Ausgestaltung der Verg¨utung nach dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 zeigte sich, dass das Gesetz fast nur bei der Windenergie gegriffen hatte. Dies h¨angt mit den gravierenden Kostenunterschieden bei den unterschiedlichen erneuerbaren Energien zusammen. ¨ Die wesentlichen Anderungen des EEG 2000 gegen¨uber dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 bestehen in Folgendem: • Erweiterter Pﬂichtenkatalog der Netzbetreiber. Zur schon vorhandenenAbnahmeund Verg¨utungspﬂicht traten Netzanschlusspﬂicht, unverz¨uglicher Netzausbau und Offenlegung der Netzdaten hinzu [EEG 2000, § 3]. • Klarstellung der Kostenpﬂicht des Netzanschlusses f¨ur 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 H¨arteklausel („doppelter Deckel“) durch die gesetzliche Festlegung [EEG 2000, § 9], nach dem die Mindestverg¨utung f¨ur einen Zeitraum von 20

100

•

• • •

5 Systematische Ber¨ucksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

Jahren ab Inbetriebnahme der Anlage zu zahlen ist. F¨ur die Windenergie wurden dabei zwei Verg¨utungsstufen festgelegt. Differenzierte Festlegung der Mindestverg¨utungen, 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 Verg¨utung der Offshore-Windenergie festgelegt wurde f¨ur Anlagen, die bis zum 31.12. 2006 ans Netz gehen, [EEG 2000, § 7 Abs. 1]. Erstmalige Einf¨uhrung einer j¨ahrlichen Degressionsregelung bei den Verg¨utungen aus Windenergie (minus 1,5%/a) und Fotovoltaik (minus 5%/a). ¨ Bundesweite Ausgleichsregelung als Pﬂicht f¨ur die Ubertragungsnetzbetreiber [EEG 2000, § 11 iVm § 3]. ¨ Offnung des EEG insbesondere auch f¨ur Investitionen durch Stadtwerke und Vorlage eines regelm¨aßigen Erfahrungsberichtes [EEG 2000, § 12].

Mit diesen Regelungen l¨oste das EEG einen systematischen und bis heute anhaltenden Boom bei den erneuerbaren Energien aus. Durch die differenzierten Mindestverg¨utungss¨atze, die jetzt 20 Jahre gezahlt werden m¨ussen, entstand die erforderliche Investitionssicherheit bei Anlagenherstellern und Betreibern. Durch den Pﬂichtenkatalog der Netzbetreiber wurde der Raum f¨ur Streitigkeiten im Einzelfall verengt, und durch den Belastungsausgleich wurden die Mehrkosten der erneuerbaren Energien volkswirtschaftlich und gesellschaftspolitisch sinnvoll auf alle gleichm¨aßig umgelegt. Durch die Degressionsregelungen schließlich wurde ein Ansatz gew¨ahlt, 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 vielf¨altigen Offshore-Planungen f¨uhrten zu neuerlichem Nachbesserungsbedarf. Dar¨uber hinaus wurde im EEG 2004 ausdr¨ucklich auch Bezug genommen auf die Umsetzung der entsprechenden Richtlinie [EU¨ Erneuerbare 2001]. Die wichtigsten Anderungen betrafen: • Weitere Ausdifferenzierung der Verg¨utungsregelungen [EEG 2004, §§ 6–11]. • Erstmalige Einf¨uhrung einer Degressionsregel bei der Biomasse von minus 1,5%/a [EEG 2004, § 8(5)]. • Erstmalige Einf¨uhrung eines Verg¨utungsausschlusses f¨ur Windenergieanlagen, die nicht vor Inbetriebnahme gutachterlich nachgewiesen haben, dass sie am geplanten Standort mindestens 60% des Referenzertrages erzielen k¨onnen [EEG 2004, § 10(4)]. • Erh¨ohung 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

• Einf¨uhrung einer Verg¨unstigungsregel f¨ur das Repowering f¨ur Anlagen, die vor dem 31.12.1995 im selben Landkreis in Betrieb gegangen sind und deren Leistung mindestens verdreifacht wird [EEG 2004, § 10(2)]. • Einf¨uhrung einer differenzierten Offshore-Verg¨utung, bestehend aus einer Basisverg¨utung von 6,19 ct/kWh und einer Erh¨ohung um 2,91 ct/kWh f¨ur die Dauer von 12 Jahren, die sich je nach Zunahme der Entfernung zur K¨uste und der Vergr¨oßerung der Wassertiefe verl¨angert; Erh¨ohung f¨ur Anlagen, die bis zum 31.12.2010 in Betrieb genommen werden. • Weitere Pr¨azisierungen und Pﬂichtenklarstellungen im Bereich der Stromnetze [EEG 2004, §§ 12, 13, 15], Pr¨azisierungen der bundesweiten Ausgleichsregelung [EEG 2004, § 14], Einf¨uhrung eines H¨arteausgleichs f¨ur energieintensive Unternehmen [EEG 2004, § 16], Einf¨uhrung 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 f¨ur außergew¨ohnliche 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 derVerg¨utungss¨atze, derVerg¨utungssummen und der Differenzkosten. Diese Entwicklungen werden im Folgenden dargestellt [EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 38–40]. Die durchschnittliche Verg¨utung 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 EEGVerg¨utungen 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. € Verg¨utungsvolumen in 2010), insbesondere wegen des st¨arkeren Wachstums der EEG-Strommenge [Bundesnetzagentur 2008a]. Bei Kostenbetrachtungen zum EEG sind aber nicht allein die Verg¨utungszahlungen 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 Verg¨utungen und dem durchschnittlichen Strombezugspreis des Energieversorgungsunternehmens ergibt, der ohnehin von jedem Stromverbraucher u¨ ber die Stromrechnung h¨atte gezahlt werden m¨ussen. Die Differenzkosten werden in der Praxis

102

5 Systematische Ber¨ucksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

Tab. 5.1 Entwicklung der durchschnittlichen EEG-Verg¨utung 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-, Kl¨ar-, Grubengas [ct/kWh]

(3) Biomasse

(4) Geothermie

(5) Windenergie [ct/kWh]

(6) Solare Strahlungsenergie [ct/kWh]

(7) Durchschn. EEGVerg¨utung [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¨ berw¨alzt. 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 dar¨uber, 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 h¨angen die absolute und auch die relative Belastung maßgeblich von der H¨ohe des Stromverbrauchs bzw. der Stromintensit¨at ab. Im Durchschnitt lag die EEG-Umlage f¨ur die nicht u¨ ber § 16 EEG beg¨unstigten 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 Wertsch¨atzung der Entwicklung der

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

(2) Deponie-, Kl¨ar-, Grubengas [Mio. €] [Mio. €]

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 ∗

∗ 396 ∗ 442 ∗ 477 ∗ 428

338 364 367

182 219 196

inkl. Werte f¨ur 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 EEGVerg¨utung [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-, Kl¨ar-, Grubengas [Mio. €]

[Mio. €]

(6) Solare Strahlungsenergie [Mio. €]

(7) Durchschn. EEGVerg¨utung [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 Begr¨undungen f¨ur die breiten Raum einnehmenden Vorschl¨age zur Anpassung der Verg¨utungss¨atze zu liefern: „Falls der nach EEG verg¨utete Strom derzeit vollst¨andig fossil erzeugten Strom verdr¨angt, k¨onnen die 2006 durch erneuerbare Energien im Strombereich vermiedenen externen Kosten auf mindestens 3,4 Mrd. € gesch¨atzt werden. Diese liegen in einer gleichen Gr¨oßenordnung wie die EEG-Kosten im gleichen Zeitraum von rund 3,3 Mrd. € und zeigen, dass sich die F¨orderung 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 B¨orsen-Strompreise

Abbildung 5.1 zeigt die grunds¨atzliche Wirkungsweise des B¨orsenpreisSenkungseffekts. Durch die Einspeisung an erneuerbaren Energien sinkt die durch konventionelle Kraftwerke abzudeckende Nachfrage. Dies f¨uhrt dazu, dass das letzte, teure Grenzkraftwerk, das den B¨orsenpreis bestimmt, nicht mehr eingesetzt werden muss. Deshalb sinkt der B¨orsenpreis und damit der Preis, der f¨ur die gesamte Nachfrage zu bezahlen ist. Die Untersuchung f¨uhrte zu folgendem Ergebnis: Der B¨orsenpreis-Senkungseffekt oder „Merit-Order-Effekt“, der durch die Einspeisung erneuerbarer Energien bewirkt wird, hat zu einer Preisd¨ampfung in der Gr¨oßenordnung von 5 Mrd. € gef¨uhrt. Dieser Preisd¨ampfungseffekt hat ann¨ahernd das gleiche Volumen wie die gesamte Differenz der erh¨ohten Einspeiseverg¨utungen aller erneuerbaren Energien im Verh¨altnis zum durchschnittlichen Spotmarktpreis.

5 Systematische Ber¨ucksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

Abb. 5.1 Wirkungsweise des B¨orsenpreis-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 m¨ussen indirekte Kosten f¨ur den Umbau der Versorgungsinfrastruktur ber¨ucksichtigt werden [Erdmann 2008] z. B. f¨ur den windbedingten Netzausbau, f¨ur die Netzanbindung der Offshore-Windkraftwerke und f¨ur den Einsatz von Regelund Reservekraftwerken, die pro Kilowattstunde mehr Brennstoff ben¨otigen als die bisher eingesetzten Grundlastkraftwerke (Abschn. 11.2).

5.3.3

¨ Anderungen durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2008

Gest¨utzt auf die Umsetzung der EU-Richtlinie zur F¨orderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Elektrizit¨atsbinnenmarkt [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 f¨ur 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 f¨uhrten schließlich auch im Bereich der Verg¨utungen zu erheblichen Verbesserungen gegen¨uber dem Regierungsentwurf [EEG-Umweltausschuss 2008; EEG-Vergleich 2008]. Die im EEG-Erfahrungsbericht 2007 gemachten Vorschl¨age f¨ur die zuk¨unftigen Verg¨utungss¨atze 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 dar¨uber hinaus f¨unf Anlagen, die weitere Details kl¨aren sollen. Folgende Neu- bzw. erg¨anzende Regelungen sind neben den neuen Verg¨utungss¨atzen f¨ur die Windenergie von besonderer Bedeutung: • Erheblich ausdifferenzierte Netzanschlussvorschriften und Erweiterung der Netzkapazit¨aten einschließlich Einspeisemanagement [EEG 2008, §§ 5 bis 15]. • Entwicklung des Stromnetzes in der Abfolge Optimierung, Verst¨arkung und Ausbau [EEG 2008, § 9].

5.4 Zuk¨unftige Weiterentwicklung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes

105

• Bedingungen f¨ur das Einspeisemanagement [EEG 2008, § 11] und erstmalig ein Entsch¨adigungsanspruch f¨ur 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-Verg¨utungss¨atzen f¨ur die Windenergie l¨asst sich feststellen, dass durch die Festlegungen die Onshore- wie die Offshore-Entwicklung grunds¨atzlich sichergestellt wurde: • Die Onshore-Anfangsverg¨utung wird auf 9,2 ct/kWh angehoben (f¨ur mindestens 5 Jahre), die Grundverg¨utung betr¨agt dann je nach Standortreferenz 5,02 ct/kWh. • F¨ur Onshore-Repowering-Projekte kommt ein Zuschlag von 0,5 ct/kWh w¨ahrend der Zeit der Anfangsverg¨utung hinzu. • Onshore-Neuanlagen erhalten dar¨uber hinaus einen neu eingef¨uhrten Systemdienstleistungsbonus von 0,5 ct/kWh, bis 2011 nachger¨ustete Altanlagen von 0,7 ct/kWh. • Offshore-Projekte erhalten eineAnfangsverg¨utung von 13 ct/kWh (f¨ur mindestens 12 Jahre); hinzu kommt ein „Starterbonus“ von 2 ct/kWh bei Inbetriebnahme bis zum 31.12.2015. Die Grundverg¨utung betr¨agt hier 3,5 ct/kWh. • Die j¨ahrliche Degression wurde f¨ur den Onshore-Bereich von 2%/a auf 1%/a gesenkt, beginnend 2010, f¨ur den Offshore-Bereich wurden 5%/a beibehalten, beginnend 2015. Es l¨asst sich festhalten, dass durch dieseAnpassung derVerg¨utungen ein ansonsten drohender „Fadenriss“ bei der Entwicklung der Windenergie grunds¨atzlich vermieden wurde. Wie lange die Regelungen allerdings tragen, wird einerseits abh¨angen 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 B¨orsenvergutung ¨ verhindert Zubau von Windenergieanlagen – Beispiel D¨anemark

In D¨anemark wird und muss ein wachsender Anteil der d¨anischen Windenergieproduktion an der B¨orse 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 fr¨uheren staatlichen F¨orderung durch Mindestpreise heraus und m¨ussen ebenfalls ihre gesamte Produktion an der B¨orse anbieten. Der wachsende Teil der d¨anischen Windenergie an der skandinavischen Stromb¨orse beeinﬂusste bereits 2006 bei sehr starker Windenergieeinspeisung und

106

5 Systematische Ber¨ucksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

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 st¨arker. Im Folgenden wird ein Beispiel aus dem Jahr 2006 f¨ur die Spotmarktpreise an der skandinavischen Stromb¨orse Nordpool f¨ur die Netzregionen D¨anemark West (J¨utland) und D¨anemark Ost (Seeland inklusive Kopenhagen) f¨ur ausgew¨ahlte Zeitr¨aume [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. J¨utland) 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 Stromb¨orse auf 0 ct/kWh. Der Großteil der konventionellen Stromerzeugung ist in D¨anemark aber davon unbetroffen, weil deren Produktion nicht u¨ ber die Stromb¨orse gehandelt wird, sondern u¨ ber langfristige Liefervertr¨age bezahlt wird und es in D¨anemark – im Gegensatz zu Deutschland – keinen Einspeise- und Verbrauchsvorrang f¨ur erneuerbare Energien gibt. F¨ur die Windenergie in D¨anemark f¨uhrte das bereits 2006 und seitdem in wachsendem Maße zu dramatischen Verg¨utungsverlusten und letztlich zur Unrentabilit¨at des Neubaus von Windenergieanlagen. Entsprechend wurden in den letzten Jahren in D¨anemark 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 B¨orse verkauft. Soweit man am Vortag sehr sicher sein konnte, am n¨achsten 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-Mindestverg¨utungss¨atzen. Physikalisch a¨ ndert sich nichts, der an der B¨orse verkaufte Windstrom ﬂießt wie der EEG-Strom ins Netz des o¨ rtlichen Netzbetreibers. W¨ahrend aber die Mehrkosten des EEG-Stroms auf alle Endkunden umgelegt werden, geht die Rechnung f¨ur den B¨orsenstrom an den K¨aufer an der B¨orse, der dann auch u¨ ber den Strom zum Zeitpunkt der Produktion verf¨ugen kann. Ist die Windprognose allerdings zu optimistisch gewesen, so muss am n¨achsten Tag zu den dann aktuellen (meist deutlich h¨oheren) Regel- und Reservepreisen dazugekauft werden. Das EEG 2008 r¨aumt nun in § 17 allgemein den Betreibern von Windenergieanlagen die M¨oglichkeit ein, die Windenergie an der B¨orse zu verkaufen („Eigenvermarktung“). Anlagenbetreiber sind danach berechtigt, den in ihrer Anlage erzeugten Strom kalendermonatlich an Dritte zu ver¨außern, wenn sie dies dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats angezeigt haben.

5.4 Zuk¨unftige Weiterentwicklung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes

107

In dem Fall entf¨allt nun aber derVerg¨utungsanspruch nach dem EEG f¨ur 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 verwaltungsaufw¨andig. Grunds¨atzlich aber ist der optionale Ansatz – der konsequenter Weise im § 56 durch ein Doppelvermarktungsverbot erg¨anzt wird – eine sinnvolle Erg¨anzung des EEG.

5.4.3 Vermarktung des EEG-Stroms ¨ durch den Ubertragungsnetzbetreiber Bis 2008 war in einer bundesweiten Ausgleichsregelung festgelegt worden, dass „Elektrizit¨atsversorgungsunternehmen, die Strom an Letztverbraucher liefern“, den EEG-Strom entsprechend der tats¨achlichen EEG-Einspeisung von den EEGStromproduzenten anteilig abzunehmen haben [EEG 2004, § 14, Abs. 3]. Letztverbraucher, wie z. B. große Industrieunternehmen, die Strom nicht von einem Elektrizit¨atsversorgungsunternehmen, sondern direkt von einem Dritten, z. B. von einem Kraftwerk, beziehen, waren Elektrizit¨atsversorgungsunternehmen 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 tats¨achlich 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 Stromb¨orse verkaufen. Deshalb war der Industriebetrieb wie auch jedes andere an Letztverbraucher liefernde Elektrizit¨atsversorgungsunternehmen gut beraten, bei Liefervertr¨agen von vorneherein die Abnahmeverpﬂichtung von EEG-Strom zu ber¨ucksichtigen. Dies soll ab 2009 grundlegend ge¨andert werden: „Die Bundesregierung wird erm¨achtigt, 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 Elektrizit¨atsversorgungsunternehmen durchzuleiten. ¨ 2. Die Ubertragungsnetzbetreiber werden verpﬂichtet, den (EEG-)Strom efﬁzient zu vermarkten. . . . 4. Die Elektrizit¨atsversorgungsunternehmen, die (EEG-)Strom an Letztverbraucher liefern, werden von der Verpﬂichtung entbunden, den Strom . . . anteilig abzunehmen und zu verg¨uten.“ [EEG 2008, § 64, Abs. 3; EEG-Umweltausschuss 2008, S. 14]. Weiterf¨uhrung des Beispiels: Damit ist der Industriebetrieb nicht mehr verpﬂichtet, EEG-Strom anteilig abzunehmen, sondern kann grunds¨atzlich die volle

108

5 Systematische Ber¨ucksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

¨ Menge Braunkohlestrom beziehen. Ahnliches gilt f¨ur alle anderen an Letztverbraucher liefernde Elektrizit¨atsversorgungsunternehmen. Damit wird grunds¨atzlich die f¨ur EEG-Strom verbleibende Nachfrage massiv verringert. Ungekl¨art ist dabei, was mit dem EEG-Strom passiert, der bei dem zur Vermark¨ tung verpﬂichteten Ubertragungsnetzbetreiber verbleibt. Eigentlich gilt n¨amlich der Einspeisevorrang f¨ur EEG-Strom weiter; dieser Einspeisevorrang gilt ja nicht nur bei einem Leitungsengpass, sondern gilt f¨ur das gesamte Stromversorgungssystem. D. h., die konventionellen Kraftwerke m¨ussen in jedem Fall heruntergeregelt werden, wenn EEG-Strom zur Verf¨ugung steht, auch wenn ihre Grenzkosten, n¨amlich Kosten f¨ur Brennstoff, Wartung und v. a. Regelung f¨ur das Herunter- und sp¨ater wieder Herauffahren niedriger sind als die aktuellen B¨orsenpreise f¨ur EEG-Strom. Sollte es allerdings den konventionellen Kraftwerken erlaubt werden, mit voller Leistung auch bei massiver EEG-Einspeisung voll weiter zu produzieren, dann ¨ w¨urden große Probleme resultieren: Der Ubertragungsnetzbetreiber w¨urde dann h¨auﬁg nur einen sehr niedrigen B¨orsenpreis f¨ur den EEG-Strom erzielen, viel niedriger, als wenn – wie bisher – die an Letztverbraucher liefernden Elektrizit¨atsversorgungsunternehmen den EEG-Strom u¨ bernehmen und vermarkten m¨ussten. Damit wird k¨unstlich eine sehr hohe Differenz zwischen EEG-Einspeisepreis und an der Stromb¨orse erzieltem Verkaufserl¨os kreiert und damit eine scheinbar sehr hohe F¨orderung durch das EEG ausgewiesen und so das EEG eventuell in Misskredit gebracht.

5.4.4

¨ Ubergang von der EEG-Mindestvergutung ¨ zur Stromb¨orse risikoreich

Zuk¨unftig wird das EEG gerade bei windg¨unstigen Standorten eine immer geringere Rolle spielen, hingegen der Preis an der Leipziger Stromb¨orse eine immer gr¨oßere. Dies r¨uhrt zum einen von den kontinuierlich sinkenden EEG-Verg¨utungen f¨ur Neuanlagen her, zum anderen von den bereits seit 2004 stark ansteigenden Preisen f¨ur Strom an der deutschen Stromb¨orse in Leipzig. Bei weiter steigenden Preisen wird also immer st¨arker Windenergie nicht mehr zu den Mindestverg¨utungss¨atzen eingespeist, sondern – jedenfalls in Hochpreiszeiten – direkt an der Stromb¨orse angeboten. Insbesondere bei weiter steigenden B¨orsenpreisen wird also grunds¨atzlich ein immer gr¨oßerer Teil der erneuerbaren Energien nicht mehr die EEG-Mindestverg¨utung nutzen, sondern am Markt zu Markt- bzw. B¨orsenpreisen gehandelt werden. Dieser Preis wird aber bei wachsendem Anteil der Windenergie immer st¨arker von der momentanen Windenergieeinspeisung dominiert und bei sehr starker Windenergieeinspeisung wahrscheinlich sehr niedrig sein, vgl. Kasten 5.1.

Kasten 5.1: Sturme wirbeln Stromm¨arkte durcheinander ¨ Strom beziehen und daf¨ur auch noch Geld bekommen? Ein sch¨oner Gedanke, und an der Leipziger Energieb¨orse EEX k¨onnte er bald Realit¨at werden [Handelsblatt 2008]. Seit April 2008 k¨onnen H¨andler

5.4 Zuk¨unftige Weiterentwicklung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes

109

am Spotmarkt der Energieb¨orse EEX in Leipzig Strom auch zu negativen Preisen einkaufen. Die B¨orse kommt damit dem Wunsch von Kraftwerksbetreibern nach. Diese haben zunehmend Probleme mit den Schwankungen bei der Windenergieproduktion. Durch den Boom ﬂießt an st¨urmischen Tagen zu viel Strom ins Netz. Die vielen neuen Windenergieanlagen in Deutschland wirbeln den Strommarkt kr¨aftig durcheinander. Bei einer installierten Leistung von inzwischen mehr als 22 GW ist die Energieproduktion immer st¨arker vom Wetter abh¨angig. 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 m¨oglich. Die großen Energiekonzerne k¨onnen nun besser mit den kurzfristigen Elektrizit¨ats¨ubersch¨ussen kalkulieren. „Es kann f¨ur 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 f¨ur den Ausgleich der zunehmend auftretenden Schwankungen der Stromerzeugung nicht geschaffen. Die Produktion der Atomkraftwerke l¨asst sich nicht kurzfristig drosseln, auch bei Kohlekraftwerken f¨uhrt eine stark schwankende Erzeugung zu st¨arkerer Materialbelastung und damit zu h¨oheren Betriebskosten. F¨ur Strom aus Kraftwerken mit sehr hohen Anfahr- und Abfahrkosten und niedrigen variablen Produktionskosten k¨onnen die Grenzkosten in bestimmten Stunden negativ werden. Der erste negative Preis an der EEX d¨urfte da nur noch eine Frage der Zeit sein. Je mehr Windenergie produziert wird, desto st¨arker sinken die Großhandelspreise an der Leipziger Stromb¨orse [WPD 2006a; May 2006]. Dieses offensichtliche Ergebnis wird auch durch zwei neue Studien best¨atigt [Bode/Groscurth 2006]1 . Durch wachsende Windenergieeinspeisung werden also die B¨orsenpreise, jedenfalls bei Starkwind, immer st¨arker gesenkt, wodurch die Verbraucher beg¨unstigt werden. Nach Angaben der Wissenschaftler erbringen Deutschlands Windenergieanlagen Einsparungen in H¨ohe von weit u¨ ber 1 Mrd. € pro Jahr. V. a. die industriellen Stromverbraucher proﬁtieren so von der Windenergie, da in ihrer Stromrechnung der Großhandelspreis st¨arker ins Gewicht f¨allt als beim Haushaltskunden. Wenn aber Windenergie zuk¨unftig – nach einem m¨oglichen Auslaufen des EEG – immer st¨arker nur noch u¨ ber den B¨orsenpreis honoriert wird, dann wird der Großteil der Windenergieeinspeisung zu sehr niedrigen B¨orsenpreisen entgolten; das w¨are der Tod des Baus von Windenergieanlagen und des Repowering, wie die d¨anische Erfahrung zeigt. Mit dann schrumpfendem Windenergieanteil h¨atten 1

Eine weitere, bereits im Fr¨uhjahr 2006 abgeschlossene Studie haben die Energiewirtschaftler der Universit¨at Duisburg-Essen im Auftrag der E.ON-Energie AG erstellt. Einige Zahlen wurden im Juli 2006 in einem Fachbeitrag f¨ur die Zeitschrift Energiewirtschaftliche Tagesfragen ver¨offentlicht. Die Studie wurde nicht ver¨offentlicht.

110

5 Systematische Ber¨ucksichtigung von externen Kosten: Erneuerbare-Energien-Gesetz

Verbraucher immer weniger Vorteile durch Windenergie, und die windenergiebedingte Umweltentlastung w¨urde ebenfalls wieder geringer werden. Dieser anhand des Beispiels D¨anemark vorhersehbare Marktzyklus mit seinen in zweifacher Hinsicht a¨ ußerst negativen Folgen kann durch eine geeignete Fortschreibung des EEG verhindert oder zumindest ged¨ampft 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 m¨oglich durch zielf¨uhrende Rechtsnormensetzung, gerade auch im Bereich der Genehmigungsverfahren und der Fl¨achenausweisungen. Die rapide Entwicklung des Onshore-Windenergieausbaus mit rund 24 GW installierter Leistung Ende 2008 zeigt dies ebenso wie der Offshore-Windenergieausbau, der nach aufw¨andigem Genehmigungsverfahren f¨ur die ersten 8 GW seit 2009 anl¨auft. Verschiedenste Interessengegens¨atze wurden soweit u¨ berwunden, dass der Rechtsrahmen auch f¨ur den windenergiebedingten Ausbau der Stromnetze und f¨ur die kostenaufw¨andige Offshore-Netzanbindung mittels H¨ochstspannungsseekabeln 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 Westk¨uste der „GROWIAN“ (GROsse WIndenergieANlage) errichtet [GROWIAN 1983]. Ausgelegt als 2-Fl¨ugler mit 100 m Nabenh¨ohe, zwei 50-m-Rotorbl¨attern aus einer Stahl-Kunststoff-Konstruktion und einer Leistung von 3 MW war das Produkt aus dem Hause MAN, das von der Kernforschungsanlage J¨ulich im Auftrag des Bundesministers f¨ur 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 f¨uhrten, bevor u¨ berhaupt belastbare Ergebnisse erzielt werden konnten. Bereits zuvor, systematisch aber nach dieser Zeit wurden – angeregt durch den massiven Ausbau der Windenergie in D¨anemark – v. a. in den schleswigholsteinischen Landkreisen Dithmarschen und Nordfriesland, aber auch im nieders¨achsischen Ostfriesland durchg¨angig an windstarken K¨ustenstandorten 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,

113

114

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

errichtet [Tacke 2003; Heier 2007]. Da die Windenergienutzung immer mit Fl¨acheninanspruchnahme verbunden ist, ging diese Entwicklung in der Region nicht streitfrei vonstatten. Klagen gegen die Windenergieanlagen h¨auften 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 zul¨assig [§ 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 Anlagengr¨oßen de facto unterbunden. Als Konsequenz wurde daraufhin das Baugesetzbuch ge¨andert: In das am 1.1.1997 in Kraft getretene novellierte Baugesetzbuch wurde ein neuer Privilegierungstatbestand eingef¨uhrt. Danach waren Vorhaben privilegiert, wenn es „der Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Wind- oder Wasserenergie dient“.

6.1.1

Eignungsﬂ¨achen und Genehmigungsverfahren

Weil durch diesen neuen Privilegierungstatbestand der gesamte Außenbereich dem Grunde nach f¨ur die Nutzung der Windenergie ge¨offnet war, hatte der Gesetzgeber einen so genannten Planungsvorbehalt eingef¨uhrt [§ 245 b BauGB, BGBl I 1996, S. 1189 ff.]. Die Wahrnehmung dieses Planungsvorbehalts f¨uhrte zur „Zur¨uckstellung der Entscheidung u¨ ber die Zul¨assigkeit von Windenergieanlagen“ bis l¨angstens 31.12.1998. Damit wurde den Landesplanungsbeh¨orden, v. a. aber den Gemeinden, die M¨oglichkeit er¨offnet, den Außenbereich hinsichtlich der (planungsrechtlichen) Zul¨assigkeit von Windenergieanlagen zu ordnen. Dies wurde in Schleswig-Holstein, und in der Folge auch von den meisten anderen Bundesl¨andern, von Ende 1996 bis Ende 1997 konsequent umgesetzt. Im Folgenden wird das Beispiel Schleswig-Holstein dargestellt; in den anderen Bundesl¨andern erfolgte eine a¨ hnliche Entwicklung, wobei oft auf die schleswig-holsteinische Praxis und Erfahrung in entsprechenden Bund-L¨ander-Gremien und interministeriellen Arbeitsgruppen zur¨uckgegriffen wurde. Ergebnis in Schleswig-Holstein waren die so genannten „Teilregionalpl¨ane Windenergie“: In einem aufw¨andigen und h¨ochst arbeitsintensiven Prozess unter Beteiligung der Gemeinden und aller relevanten Verb¨ande wurde – auch unter Einbeziehung der Stromwirtschaft und anderer betroffener oder ber¨uhrter Interessengruppen, wie z. B. der Bundeswehr, die gesamte Landesﬂ¨ache u¨ berplant. Ziel war, Eignungsr¨aume bzw. Vorrangﬂ¨achen f¨ur die Windenergienutzung auszuweisen. Mit dieser Ausweisung war zugleich verbunden, dass die Errichtung von Windenergieanlagen auf anderen Außenbereichsﬂ¨achen 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 „Teilregionalpl¨ane Windenergie“ als Eignungsgebiete f¨ur Windenergienutzung in die Regionalpl¨ane (der Planungsr¨aume 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 gepr¨agt: Innergemeindlich gab es Bef¨urworter wie Gegner der Windenergie, was sich nicht zuletzt an der Eigentumsstruktur an den konkret planerisch vorgesehenen Fl¨achen manifestierte. Eine weitere Konﬂiktebene war die zwischen Landwirten als potenzielle Betreiber und den Windenergieverb¨anden auf der einen Seite und verschiedenen Umweltschutzverb¨anden auf der anderen Seite: W¨ahrend ersteren die beabsichtigten Ausweisungsﬂ¨achen oft viel zu klein waren, waren letzteren die Fl¨achen 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 Gesch¨aftsgrundlage die Lage der potenziellen Fl¨achen zu den vorhandenen Umspannwerken. Dieser Planungsprozess f¨uhrte jedenfalls im Ergebnis zur Ausweisung von knapp 170 Eignungsgebieten bzw. Eignungsﬂ¨achen, die knapp 1% der Landesﬂ¨ache ausmachten. In einer Art Zwischenergebnis sind f¨ur die Bewertung zwei gegens¨atzliche Gesichtspunkte von Bedeutung: • Knapp ein Prozent der Landesﬂ¨ache bedeutet im Umkehrschluss, dass 99% der Landesﬂ¨ache nicht f¨ur die Windenergienutzung zur Verf¨ugung stehen. Diese Tatsache hat sich immer wieder als wichtig in den Debatten u¨ ber eine zu dichte Nutzung der Landschaft f¨ur Windenergieanlagen erwiesen. Dar¨uber hinaus zeigt die Windenergieentwicklung in Schleswig-Holstein (Abb. 7.2; Tab. 7.2) und die Absch¨atzung, dass auf den vorhandenen Fl¨achen zwischen 3,5 bis 4 GW installierbar sind, welche Potenziale gleichwohl erschlossen werden k¨onnen. • Die oben genannten historisch wie interessenbezogenen Konﬂikte haben in der Ausgestaltung der konkreten Fl¨achen selber in vielen F¨allen zu einer Art Flickenteppich gef¨uhrt, 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 Umweltvertr¨aglichkeitspr¨ufungsgesetz [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 Projektgr¨oße unterschiedlich differenzierten Verfahrensschritte.

6.1.2

Planungserlasse und Fl¨achenoptimierung

Bei der Umsetzung der Windenergieplanungen zeigt sich bereits fr¨uh, dass allein die rechtsf¨ormlichen Verfahren sowohl von vielen vor Ort Betroffenen als insbesondere

116

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

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 f¨ur Windenergieanlagen gem¨aß Bundesimmissionsschutzgesetz ([StUA 2007])

6.1 Windenergieausbau onshore

117

auch von den Gemeinden als nicht als ausreichend empfunden wurden. Wichtigstes Argument war, dass die Umsetzung von Windenergieplanungen m¨oglichst 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 erg¨anzt 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 ber¨ucksichtigen sind. Sie behandeln folgende inhaltlichen Bereiche: • Die Zul¨assigkeit von Windenergieanlagen (innerhalb der Eignungsgebiete, außerhalb der Eignungsgebiete, als Nebenanlagen und im Innenbereich). • Abst¨ande zwischen Windenergieanlagen und anderen Fl¨achennutzungen. • H¨ohenbeschr¨ankungen. • Ausgleichsmaßnahmen f¨ur den Eingriff in Natur und Landschaft. Ausl¨oser f¨ur diese zweite Generation der Planungserlasse war die Erkenntnis, dass aufgrund der Weiterentwicklung der Windenergieanlagen-Gr¨oßenklassen in den Megawatt-Bereich die in den 1990er Jahren noch erfolgte H¨ohenbegrenzung auf 100 m Fl¨ugelspitzenh¨ohe nicht mehr haltbar war. Diese – im Grundsatz positive – Weiterentwicklung, die bereits als wesentlichen Motivationshintergrund das anstehende Repowering im Blick hatte, f¨uhrte allerdings dazu, dass angesichts der Dynamik der Windenergieanlagen-Entwicklung auch neue Probleme auftraten: • Beleuchtungspﬂicht von Anlagen, die eine Fl¨ugelspitzenh¨ohe von 100 m u¨ berschreiten. • Vergr¨oßerung der Abst¨ande von Windenergieanlagen insbesondere zu den st¨adtebaulichen Klassiﬁzierungen „Einzelh¨auser und Siedlungssplitter“, „l¨andliche Siedlungen“ sowie „st¨adtische Siedlungen, Ferienhaus/Wochenendhausgebiete und Campingpl¨atze“. Waren im Bezugserlass von 1995 die Abst¨ande zu den drei genannten Kategorien noch mit 300 m, 500 m und 1000 m empfohlen, so wurden diese Abst¨ande im Jahr 2003 auf 3,5 mal H¨ohe, 5 mal H¨ohe und 10 mal H¨ohe vergr¨oßert, wobei mit H¨ohe die Fl¨ugelspitzenh¨ohe gemeint ist. Eine Windenergieanlage mit 150 m Fl¨ugelspitzenh¨ohe hatte demzufolge zur Grenze einer st¨adtischen Siedlung einen Abstand von 1.500 m einzuhalten [Planungserlass 2003]. Es zeigte sich schnell – und diese Frage ist auch f¨ur die zuk¨unftige Weiterentwicklung von Bedeutung – dass bei den vorgegebenen Fl¨achen der ausgewiesenen und in den Regionalpl¨anen verankerten Eignungsr¨aumen f¨ur eine optimale Ausnutzung Grenzen erreicht werden, die den ganzen, durchaus erw¨unschten Prozess des Repowering erheblich bremsen k¨onnen. Bei der objektiv begrenzenden Fl¨achenfrage spielt auch noch ein anderer Gesichtspunkt eine Rolle, der f¨ur das Repowering von Bedeutung ist. De facto existieren drei unterschiedliche Gebietskategorien:

118

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

• Ausgewiesene Eignungsgebiete, in denen letztlich Beschr¨ankungen f¨ur ein optimiertes Repowering nur durch die vorgegebene Gr¨oße und die Rechtsnormen des Bundesimmisionschutzgesetzes [BImSchG 2007] gelten. • Ausschlussﬂ¨achen, d. h. alle Fl¨achen außerhalb der ausgewiesenen Eignungsgebiete, in denen Windenergienutzung grunds¨atzlich nicht m¨oglich ist. • Bestandsschutzgebiete, d. h. bereits vor Ausweisung von Eignungsgebieten mit Windenergieanlagen bebaute Gebiete, in denen ein Repowering mit Einschr¨ankungen und zus¨atzlichen Verfahrensschritten m¨oglich ist [Regionalplan 1998]. Das Problem des Repowering in Bestandsschutzﬂ¨achen soll beispielhaft an folgendem Regelungswiderspruch dargestellt werden: Eine der Einschr¨ankungen des Repowering im Bestandsschutz besagt, dass „. . . die bisherige Anschlussleistung von Windparks an das Stromnetz nicht wesentlich erh¨oht wird“. In der Praxis bedeutet dies, dass nur eine Erh¨ohung der Anschlussleistung auf gut 150% zul¨assig w¨are. Gleichzeitig verlangte aber der § 10 Abs. 2 des [EEG 2004] mindestens eine Verdreifachung der installierten Leistung, wenn die Verg¨unstigung bei der Repowering-Verg¨utung greifen soll. Genau die geforderte Verdreifachung der Leistung in Verbindung mit den vergr¨oßerten Abstandsregelungen ist es auch, die bei gegebener Fl¨achengr¨oße dazu f¨uhrt, dass in vielen Einzelf¨allen 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 Eignungsraumﬂ¨achen in den Planzeichnungen („Dicke des Bleistiftstrichs“). • Bauordnungsrechtliche Bestimmung des Bauk¨orpers einer Windenergieanlage: Ist der Bauk¨orper im Wesentlichen der Turm der Windenergieanlage, oder ist die Bauk¨orpergrenze die mitgemessene horizontale Rotorblattl¨ange – wie in Schleswig-Holstein praktiziert? Dies ist deswegen von Bedeutung, weil die Abstandsberechnungen von der Bauk¨orpergrenze her erfolgen. • Die Frage, ob die Fl¨ugelspitze u¨ ber z. B. die Eignungsraumgrenze hinausreichen darf. • Generell die in den L¨andern unterschiedlich gehandhabte Frage der Grenzbebauung. • „Pufferzone“ bzw. ﬂexible Handhabung der Eignungsraumgrenzen. Den Problemen beim Umsetzungsprozess des Repowering versuchen einige L¨ander 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 Eignungsﬂ¨achen zu erm¨oglichen als auch die derzeitige Leistungsbegrenzung beim Repowering auf den Bestandsschutzﬂ¨achen entfallen zu lassen [Landesentwicklungsplan 2009, S. 90– 93]. Gleichzeitig soll der Planungserlass u¨ berarbeitet werden und hinsichtlich der

6.2 Windenergieausbau offshore

119

zu ber¨ucksichtigenden Abst¨ande usw. an die durch das BImSchG vorgegebenen Grenzen herangef¨uhrt 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 Aktivit¨aten und Verfahrensregeln des zust¨andigen Bundesamtes f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) in Hamburg von Bedeutung.

6.2.1

Genehmigungsverfahren des Bundesamtes fur ¨ Seeschifffahrt und Hydrographie

Grundlage f¨ur die Genehmigung von Anlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone sind das aus dem Jahr 1982 stammende Seerechts¨ubereinkommen 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 f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) durchgef¨uhrt wird1 , in der Abarbeitung folgender Schritte: • Errichtung und Betrieb von Anlagen in der ausschließlichen Wirtschaftszone, die wirtschaftlichen Zwecken dienen, bed¨urfen nach § 2 SeeAnlV einer Genehmigung durch das BSH. • Vor Erteilung einer Genehmigung ist die Zustimmung der o¨ rtlich zust¨andigen Wasser- und Schifffahrtsdirektion (WSD) unter dem Gesichtspunkt der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs nach § 6 SeeAnlV einzuholen. • § 3 SeeAnlV f¨uhrt abschließend die materiellen Genehmigungsvoraussetzungen in Form von Versagungsgr¨unden auf: Eine Genehmigung ist zu versagen, wenn die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs beeintr¨achtigt oder die Meeresumwelt gef¨ahrdet wird, ohne dass dies durch Befristung, Bedingungen oder Auﬂagen verh¨utet oder ausgeglichen werden kann. • § 3 SeeAnlV r¨aumt kein Ermessen ein. Insoweit handelt es sich um eine so genannte „gebundene Entscheidung“: Wenn keiner der beiden genannten Versagensgr¨unde vorliegt, besteht ein Rechtsanspruch auf Erteilung einer Genehmigung. Die Ablaufphasen des Genehmigungsverfahrens sind ebenso aufw¨andig wie transparent: • Pr¨ufung eines eingereichten Antrages auf hinreichende Bestimmtheit und Detail¨ lierung mit der M¨oglichkeit der Uberarbeitung. 1 [BSH 2007a]; die Zust¨ andigkeit des Bundesamtes f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) ergibt sich aus § 5 Abs. 1 Nr. 4 iVm § 1 Nr.10a SeeAufgG.

120

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

• Gleichzeitig erste Beteiligungsrunde der betroffenen Tr¨ager o¨ ffentlicher Belange durch Information und Gelegenheit zur Stellungnahme. • Beteiligungsrunde nach Auswertung der ersten Stellungnahmen in erweitertem Kreis, d. h. konkret unter Einbeziehung der Interessenverb¨ande sowie Beteiligung ¨ der Offentlichkeit durch Auslegung der Antragsunterlagen. • Bereits in dieser fr¨uhen Phase erfolgt eine Beteiligung der zust¨andigen Bundesl¨ander, die im K¨ustenmeer (d. h. innerhalb der 12-sm-Zone) f¨ur die Genehmigung der stromabf¨uhrenden Kabelsysteme zust¨andig 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 m¨oglicher Auswirkungen auf die marine Umwelt, die die Pﬂicht zur Vorlage einer Umweltvertr¨aglichkeitsstudie zur Folge hat. Verpﬂichtend ist auch die Vorlage einer Risikoanalyse bzgl. Kollisionsh¨auﬁgkeiten. • Nach Vorlage der Unterlagen beim BSH werden diese an die Tr¨ager o¨ ffentlicher Belange und Verb¨ande versandt mit der erneuten Gelegenheit zur Stellungnahme. • ImAnschluss daran ﬁndet ein Er¨orterungstermin statt und eine erneute Beteiligung ¨ der Offentlichkeit durch Auslegung der Unterlagen im BSH und der M¨oglichkeit zur Stellungnahme. • Dann pr¨uft das BSH abschließend, ob die Voraussetzungen f¨ur die Genehmigung vorliegen. Parallel dazu pr¨uft die Wasser- und Schifffahrtsdirektion (WSD) die Zustimmungsf¨ahigkeit im Hinblick auf die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs. Wenn dem Bundesamt f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) mehrere Antr¨age f¨ur die Nutzung desselben Standortes vorliegen, wird nach § 5 SeeAnlV zuerst u¨ ber den Antrag entschieden, der als erstes genehmigungsf¨ahig ist. Eine Genehmigungsf¨ahigkeit ist erreicht, wenn alle f¨ur die Entscheidung ben¨otigten Unterlagen bei der Genehmigungsbeh¨orde vorliegen. Ein Genehmigungsbescheid wird erteilt, wenn Genehmigungsbeh¨orde (BSH) und Zustimmungsbeh¨orde (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, Ausr¨ustung der Windenergieanlagen mit Lichtern, Radar und automatischem Identiﬁzierungssystem (AIS),

6.2 Windenergieausbau offshore

121

• Verwendung m¨oglichst vertr¨aglicher Stoffe und blendfreier Anstriche, • Verwendung kollisionsfreundlicher Fundamente, • Schallminimierung w¨ahrend der Errichtung und beim Betrieb der Windenergieanlagen, • Nachweis einer Bankb¨urgschaft zur Absicherung der R¨uckbaukosten. Als letzter Schritt wird dann die Entscheidung u¨ ber den Antrag in den Nachrichten f¨ur Seefahrer (NfS) und zwei u¨ berregionalen Tageszeitungen bekannt gemacht, im Bundesamt f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie o¨ ffentlich ausgelegt und den Tr¨agern o¨ ffentlicher Belange wie Interessenverb¨anden zugesandt. Das Bundesamt f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie ist ebenfalls zust¨andig f¨ur die Genehmigung der Seekabelanbindung in der ausschließlichen Wirtschaftszone. Die Genehmigung des weiteren Leitungsbaus, d. h. die Seekabelfortf¨uhrung im K¨ustenmeer und die Stromableitung an Land bis zur Einbindung in den geeigneten Netzknoten, obliegt den zust¨andigen Landesbeh¨orden – bis auf die im Einzelfall in der Regel erforderliche „Strom- und schifffahrtspolizeiliche Genehmigung“, f¨ur die wiederum die Wasser- und Schifffahrtsdirektion (WSD) zust¨andig ist. Auf Landesebene wiederum waren und sind – z. T. zwischen den hier betroffenen Bundesl¨andern Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern unterschiedlich ausgestaltet und gehandhabt – folgende Verfahren in summarischer Darstellung von Bedeutung: • Raumordnungsverfahren (praktiziert in Niedersachsen und MecklenburgVorpommern), • gew¨asserschutzrechtliche Zulassung, • Befreiung von Verboten der Nationalparkgesetze (in Niedersachsen und Schleswig-Holstein), • naturschutzrechtliche Eingriffsregelung. Nachdem in einer Grundsatzdiskussion 2003 im „St¨andigen Ausschuss Offshore¨ Windenergie“ die Uberlegung, angesichts der Komplexit¨at und der Verfahrensf¨ulle m¨oglicherweise die Seeanlagengenehmigung mit einer Konzentrationswirkung nach dem Muster der immissionsschutzrechtlichen Anlagengenehmigung auszustatten, nicht weiterverfolgt wurde, war klar, dass es darauf ankommen w¨urde, eine verbindliche und transparente Kooperation zwischen dem Bundesamt f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie und den Landesbeh¨orden zu organisieren. Dies wurde in der Folge praktiziert und unterst¨utzt durch „Runde Tische“, die insbesondere f¨ur solche F¨alle ein geeignetes Vorgehen darstellten, wo es um eine notwendige B¨undelung der Interessen unterschiedlicher Vorhabentr¨ager ging, gleichwohl aber eine Eingriffsminimierung – wie z. B. bei der Querung der Nationalparke – von vornherein absehbar war. Allerdings plant die Bundesregierung die Einf¨uhrung eines Planfeststellungsverfahrens mit Konzentrationswirkung f¨ur den Bereich des K¨ustenmeers 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 F¨allen bereits weit gediehene – Verfahrensstand durch den Umstand beeinﬂusst wird, dass nunmehr die Verantwortung f¨ur die Leitungsanbindung

122

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

¨ 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 Probleml¨osungsans¨atze betrifft, so ist festzuhalten, dass innerhalb weniger Jahre ganz erhebliche Fortschritte gemacht worden sind. Das gilt f¨ur die so genannten Standarduntersuchungskonzepte, z. B. Auswirkungen von Offshore-Windenergieanlagen auf die Meeresumwelt, oder Mindestanforderungen f¨ur Gr¨undungen von Offshore-Windenergieanlagen ebenso wie f¨ur die erforderliche Anpassung der Seeanlagenverordnung und auch die Durchf¨uhrung der Verfahren im Einzelfall. Seit dem 12. Juni 2007 gilt auch das Konzept der „Standard Konstruktion“ einschließlich der Gew¨ahrleistung der Zertiﬁzierung von Anlagen und Bauteilen [BSH 2007b]. Perspektivisch ist zudem mit der Festlegung von Grunds¨atzen und Zielen der Raumordnung auf dem Meer und der Festlegung von Eignungsr¨aumen auf der Bundesebene ein grunds¨atzliches 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 Beh¨orden des Bundes und der L¨ander – zeigen bei allen z. T. erheblichen Konﬂikten im Einzelfall, dass Rechtsrahmen und Verfahrensabwicklung durch die Genehmigungsbeh¨orden des Bundes und der L¨ander nicht urs¨achlich sind f¨ur die eingetretenen Verz¨ogerungen. Dies wird besonders deutlich am Beispiel der erw¨ahnten 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 f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie vorstellig, um zu kl¨aren, ob und wie diese Nebenbestimmung verl¨angert oder ge¨andert 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 nat¨urlichen Meereslebensr¨aume in Nord- und Ostsee. Hinzu kommen die Auseinandersetzungen um m¨ogliche Nutzungskonﬂikte. Fischerei, Milit¨ar und Rohstoffexploration sind solche Beispiele. Am wichtigsten sind die grunds¨atzlich vorrangig zu ber¨ucksichtigenden Belange der Berufs- oder Großschifffahrt. Dies begr¨undete schon fr¨uhzeitig die Forderung nach einer Raumordnung auch in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone. Das Bundesamt f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie hatte in Abstimmung mit dem Bundesministerium f¨ur 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 gr¨oßeres Seegebiet („N¨ordlich 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.

6.2 Windenergieausbau offshore

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

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

123

124

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

Nach langen Vorarbeiten und Diskussionen wurden diese Eignungsgebiete durch das Bundesamt f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie als so genannte Vorranggebiete u¨ bernommen [BSH 2008c] und durch zwei weitere Fl¨achenvorschl¨age in der Nord¨ see erg¨anzt („Ostlich Austerngrund“ und „S¨udlich Amrumbank“). Urspr¨unglich war 2005 auch noch beabsichtigt, ein gr¨oßeres Gebiet westlich von Sylt als Eignungsgebiet zu pr¨ufen. Ein Vorranggebietsvorschlag ist daraus 2008 nicht geworden. Nach ¨ der im Herbst 2008 durchzuf¨uhrenden Offentlichkeitsbeteiligung und der danach erfolgenden Beschlussfassung ist beabsichtigt, die Verordnung im Jahr 2011 zu u¨ berpr¨ufen. 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 f¨ur diese zus¨atzlichen Leistungspotenziale reichen die jetzigen Vorschl¨age f¨ur Vorrangﬂ¨achen ersichtlich nicht aus: • Es ist vor dem Hintergrund raumordnerischer Grunds¨atze und Prinzipien nicht nachvollziehbar, wieso nur eine erste Etappe und nicht das planerische Gesamtziel raumordnerisch umgesetzt werden soll. • Durch die ausdr¨ucklich formulierte Ausschlusswirkung der Vorranggebiete droht ein Planungsstopp f¨ur eine ganze Reihe von weiteren Projekten, die außerhalb der vorgeschlagenen Vorranggebiete bereits in Angriff genommen wurden. Es muss daher gekl¨art werden, wie die drohenden planerischen, genehmigungsrechtlichen und investiven Fadenrisse vermieden werden k¨onnen. Die erforderlichen sehr hohen Investitionen von Herstellern und Zulieferern der Windindustrie und der maritimen Wirtschaft f¨ur den Auf- und Ausbau der Fertigungskapazit¨aten werden nur get¨atigt, wenn eine kontinuierliche Auslastung im Sinne der Realisierung des Gesamtzieles von 25 GW erwartet werden kann. Die durch das EEG 2008 erreichte Statusverbesserung im europ¨aischen Wettbewerb k¨onnte durch eine unzureichende Raumordnung in der ausschließlichen Wirtschaftszone wieder verspielt werden.

6.3 6.3.1

Stromnetzausbau und Verwaltungsverfahren Gesetzliche Vorgaben zur Verkabelung von H¨ochstspannungsleitungen

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

6.3 Stromnetzausbau und Verwaltungsverfahren

125

Lasten massiver Einschr¨ankungen der Beteiligungsrechte und der Rechtswege. Dies d¨urfte weder politisch gewollt noch durchsetzbar sein. M¨ogliche Alternativen, etwa Verweise auf M¨oglichkeiten wie europ¨aische Netzplanung, Rechtsschutzkonzentration, Parallelverfahren, Trassengenehmigungsgesetz oder die Verbesserung der Verfahrenstransparenz a¨ ndern daran unter Zeitgesichtspunkten, wo es auf tats¨achliche Echtzeitgewinne immer st¨arker ankommt, nur wenig [Salje 2006]. Seit L¨angerem erh¨oht sich der Druck der o¨ ffentlichen Meinung zur generellen Ausf¨uhrung von Hochspannungsleitungen durch Erdkabel, v. a. auf Strecken erh¨ohter Umweltsensibilit¨at (Abschn. 4.3.2). So empfahl z. B. die EU-Kommission schon im Dezember 2003, an sensiblen Stellen den Leitungsbau wegen der naturschutzrechtlichen Widerst¨ande gegen Freileitungen durch Einsatz von Erdkabeln zu beschleunigen [EU 2003]. Der nieders¨achsische Landtag hat Ende 2007 das Nieders¨achsische Erdkabelgesetz beschlossen [Erdkabelgesetz 2007]. Danach d¨urfen H¨ochstspannungsleitungen in einem Abstand von 200 m zu Einzelwohngeb¨auden bzw. 400 m zu Wohnsiedlungen zuk¨unftig nur noch als Erdkabel ausgef¨uhrt werden. Zudem wird die Querung von Landschaftsschutzgebieten ausgeschlossen. Mit diesen Neuregelungen m¨ussen die bisherigen Planungen f¨ur die Freileitungen in Niedersachsen durch den Netzbetreiber u¨ berpr¨uft und ggf. angepasst werden – sei es durch eine neue und in aller Regel aufw¨andigere Trassenﬁndung oder durch einen ggf. h¨auﬁgen Wechsel von Erdkabelund Freileitungsabschnitten. Dabei stellt sich die Frage, ob ein solcher mehrfacher Wechsel bei einer Leitungstrasse sowohl netztechnisch wie kostenm¨aßig umsetzbar ist. Das neue Gesetz wird im ersten Schritt zu Verz¨ogerungen f¨uhren. Andererseits wird die nunmehr vorgesehene (Teil-)Verkabelung die o¨ ffentliche Akzeptanz der Projekte erh¨ohen und u¨ berhaupt erst erm¨oglichen. Die Bundesnetzagentur sieht st¨arker die Nachteile als die Vorteile einer Verkabelung von H¨ochstspannungsleitungen [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 f¨ur eine Verkabelung weitere Diskussionspunkte. Abgesehen davon w¨urden durch eine solche Verkabelung die Kosten f¨ur den Netzausbau deutlich ansteigen.“ Das Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz hat in Bezug auf die Wind¨ energie neben der neuen Verantwortlichkeit der Ubertragungsnetzbetreiber f¨ur die Offshore-Netzanbindung (Abschn. 10.3.2) auch festgelegt, dass im 20-kmK¨ustenbereich Mehrkosten von Erdkabell¨osungen als unabweisbar auf die Netznutzungsentgelte umgelegt werden k¨onnen [§ 21a Abs. 4 Satz 3 EnWG]. F¨ur diese Regelung stand nicht zuletzt der lang andauernde Konﬂikt um die Ausf¨uhrung der 110-kV-Leitung Breklum-Flensburg Pate (Abschn. 10.3.1). Dies hat nicht zu einem Einlenken des Netzbetreibers gef¨uhrt, obwohl sein zentrales Argument in der Debatte, n¨amlich eventuelle Mehrkosten bei der Realisierung eines Erdkabels tragen zu m¨ussen, damit entkr¨aftet ist. Trotz aller gegenteiligen Beschl¨usse von den Kommunen u¨ ber die Kreise bis hin zum schleswig-holsteinischen Landtag h¨alt er an seiner Freileitungsplanung fest. Die Neuregelung gelte nur f¨ur Offshore-Anbindungen, und ¨ im Ubrigen handele es sich nur um eine Kann-Bestimmung.

126

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

Die Beispiele werfen insoweit die Frage auf, ob nicht unter konsequentem gesamtwirtschaftlichen Blickwinkel und unter Ber¨ucksichtigung der gebotenen z¨ugigen Erschließung der mit der Windenergie verbundenen volkswirtschaftlichen Innovationspotenziale nur die Realisierung der erforderlichen Netzverst¨arkungen auf der Basis technisch angemessener Erdkabell¨osungen den notwendigen qualitativen Zeiteinsparungssprung bewirken kann.

6.3.2

Leitlinien fur ¨ transeurop¨aische Energienetze 2007

In den Leitlinien f¨ur transeurop¨aische Energienetze wird im Anhang eine Netzverst¨arkung im Bereich der geplanten 380-kV-S¨udwest-Kuppelleitung als erforderlich aufgef¨uhrt [EP 2007, Art. 6 (1)]. Dabei bleibt allerdings offen, in welcher technischen Ausf¨uhrung diese Netzverst¨arkung durchgef¨uhrt werden soll: Netzoptimierung, Netzverst¨arkung, Netzneubau als Freileitung oder als Erdkabel. In den Leitlinien f¨ur „Vorhaben von gemeinsamem Interesse“ wird u. a. gefordert, das Vorhaben m¨usse „potenziell wirtschaftlich tragf¨ahig“ sein. Weiterhin heißt es dort: „Die Bewertung der wirtschaftlichen Tragf¨ahigkeit st¨utzt sich auf eine KostenNutzen-Analyse, die alle Kosten und Nutzeffekte ber¨ucksichtigt, auch die mittelund/oder langfristigen und solche, die mit Umweltaspekten, der Versorgungssicherheit und dem Beitrag zum wirtschaftlichen und sozialen Zusammenhalt zusammenh¨angen.“ Bisher wurde z. B. von Vattenfall f¨ur die Freileitungsplanung einer 380-kV-S¨udwest-Kuppelleitung durch S¨udth¨uringen eine derartige Kosten-NutzenAnalyse nicht vorgelegt. ¨ Ubrigens wird in diesen Leitlinien f¨ur eine grunds¨atzlich vergleichbare Netzverst¨arkung zwischen S¨udbayern und S¨udtirol eine Verkabelung entlang des geplanten Brennerbasistunnels im Rahmen des europ¨aischen Vorrangvorhabens „H¨ochstspannungsleitung Brennerbasistunnel“ vorgeschlagen. Sollte eine Leitung in dieser Trasse nach Nutzung von Leitungsoptimierung und -verst¨arkung erforderlich sein, so w¨are diese Leitung sinnvoller Weise als Kabel in der Trasse der ab 2010 in Bau beﬁndlichen ICE-Trasse auszuf¨uhren. Allerdings sind die f¨ur die ICETrasse erforderlichen Planungs- und Genehmigungsverfahren schon seit l¨angerer Zeit abgeschlossen.

6.3.3

Energieleitungsausbaugesetz 2008

Insgesamt ist festzuhalten, dass die fehlende Transportkapazit¨at von der K¨uste nach S¨uden und mittelfristig zwischen den neuen europ¨aischen Offshore-Windparks ein Engpass f¨ur die weitere Entwicklung des Windenergieausbaus ist. Diese Situation wird versch¨arft durch die Absicht der EU, den Stromhandel europaweit zu verst¨arken, und die erhebliche Anzahl neuer geplanter fossiler Großkraftwerke an der deutschen K¨uste. Auch nach Auffassung der Bundesregierung machen der z¨ugige Ausbau des Anteils erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung, der verst¨arkte grenz¨uberschreitende Stromhandel und neue konventionelle Kraftwerke

6.4 Fallbeispiel Schleswig-Holstein

127

den raschen Ausbau des H¨ochstspannungsnetzes 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 Freileitungsausf¨uhrung – ohne ergebnisoffene Alternativenpr¨ufung vorab als notwendig eingestuft. Das „Ob“ eines Vorhabens ist damit den Planungs- und Genehmigungsbeh¨orden vorgegeben, da die im Gesetz benannten Projekte vom Gesetzgeber als energiewirtschaftlich notwendig festgelegt werden. Ferner wird der Rechtsweg f¨ur die vordringlichen Vorhaben auf eine Instanz verk¨urzt. Die im Gesetz genannten Trassen st¨utzen sich wesentlich auf Vorgaben der vorher schon erl¨auterten Leitlinien f¨ur transeurop¨aische Energienetze sowie der denaI-Netzstudie (Abschn. 10.3.4). Es wird wohl den Gerichten u¨ berlassen bleiben, zu pr¨ufen, ob der Gesetzgeber ohne Einzelfallpr¨ufung bez¨uglich Notwendigkeit, Umweltbelastung und Alternativen bestimmte Leitungen und ihre Lage und Ausf¨uhrung vorgeben darf, ohne dabei andere gesetzliche Vorgaben zu verletzen. Die dena-I-Netzstudie ber¨ucksichtigte jedenfalls in mehreren Bereichen weder den Stand der Technik noch geltendes Recht und kann deshalb sicher nicht als Beleg f¨ur die Notwendigkeit der im Gesetz aufgef¨uhrten Leitungen dienen (Abschn. 10.3.4). Der Einsatz von Erdkabeln im deutschen H¨ochstspannungsnetz soll im Rahmen von vier Pilotprojekten erm¨oglicht werden. Zudem besteht nun explizit die M¨oglichkeit, 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 w¨urde so obsolet. Damit w¨urde f¨ur die Windenergieinvestoren die Planungssicherheit deutlich erh¨oht und eine wesentliche Grundlage f¨ur 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 T¨uftlern. Trotz aller Hemmnisse und nat¨urlich 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

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

2500

Anzahl und MW

2000

1500

1000

500

0 <90 Anzahl

90

91

92

93

94

95

96

97

98

99

200 200 200 200 200 200 200 200 7 2 3 4 5 6 0 1

100 237 343 485 662 934 1196 1380 1495 1642 1866 2010 2305 2461 2547 2608 2594 2578 2565 59

92

153 280 426 529 603 726 941 1122 1502 1749 1952 2106 2179 2293 2423

Leistung MW

7

35

kW/WKA

70

149 171 190 231 299 360 383 403 442 504 559 652 711 766 808 840 889 945

Abb. 6.4 Bestandsentwicklung der Windenergieanlagen in Schleswig-Holstein ([Landwirtschaftskammer 2007])

schleswig-holsteinischen Stromverbrauches. Dies ist mehr als der gesamte Stromverbrauch in den vier kreisfreien St¨adten Kiel, L¨ubeck, Flensburg und Neum¨unster. Die so auf o¨ kologische Weise erzeugte Strommenge ist beeindruckend – nicht nur der Menge nach, sondern auch unter dem Blickwinkel ihres Beitrages zum Klimaschutz. Von entscheidender Bedeutung sind auch die positiven regionalwirtschaftlichen Effekte dieses Prozesses. Die Windenergienutzung tr¨agt erheblich zur Stabilisierung der ansonsten strukturschwachen l¨andlichen R¨aume bei. Sie hat sich u¨ berdies als „Arbeitsplatzmotor“ bew¨ahrt, und sie schafft zus¨atzliche Einkommenschancen. Dies nutzt vielen Landwirten u¨ ber Pachteinnahmen der Windenergieanlagen-Fl¨achen und Beteiligungen an Windparks. Dies nutzt aber auch weiteren Teilen der l¨andlichen Bev¨olkerung, weil viele Windparks ganz bewusst als so genannte B¨urgerwindparks errichtet worden sind – ein nicht zu untersch¨atzender Gesichtspunkt f¨ur die mehrheitliche Akzeptanz der Entwicklung.

6.4 Fallbeispiel Schleswig-Holstein

129

Und schließlich hilft sie auch, die Finanzlage vieler Gemeinden und einiger St¨adte an der Westk¨uste Schleswig-Holsteins zu stabilisieren. In wirtschaftsrelevanten Zahlen ausgedr¨uckt heißt das: • Bis Ende 2007 sind u¨ ber 4 Mrd. € in die Windenergienutzung in SchleswigHolstein investiert worden. • Allein in den Jahren 2005 bis 2007 ﬂossen jeweils EEG-Verg¨utungen des eingespeisten Stroms in H¨ohe von rund 300 Mio. € pro Jahr ins Land zur¨uck. • Vielleicht am bemerkenswertesten aber ist, dass in diesen Jahren u¨ ber 5.000 neue Arbeitspl¨atze geschaffen worden sind, moderne Arbeitspl¨atze des 1. Arbeitsmarktes: bei den Windenergieanlagen-Herstellern, bei Betreiber- und Serviceﬁrmen, bei Bauunternehmen und in vielf¨altiger Weise im Dienstleistungsbereich. Die weltgr¨oßte und wichtigste Fachmesse der Windenergie, die „HUSUM WindEnergy“ ist von besonderer Bedeutung. 1989 begann sie mit 30 Ausstellern – und ist bis zum Jahr 2008 auf u¨ ber 700 Aussteller aus 35 L¨andern angewachsen. Seit einigen Jahren werden auch Kooperation und Arbeitsteilung mit den Messestandorten Hannover und Hamburg ausgebaut. Mehr als 20.000 u¨ berwiegend Fachbesucher aus aller Herren L¨ander informieren sich nicht nur u¨ ber die aktuellen technischen Entwicklungen in der ganzen Bandbreite, sondern tauschen intensiv auch die vielf¨altigen Erfahrungen auf einem großen Fachkongress und einer Reihe von wichtigen Verbandstreffen aus. Nicht zuletzt wird erwartet, dass dort Investitionen in einer Gr¨oßenordnung von mehreren Milliarden Euro angeschoben werden. Es gibt keine Region auf der ganzen Welt von der Gr¨oße Schleswig-Holsteins mit einer vergleichbaren Entfaltung aller Elemente moderner Windenergienutzung. Der ganze bisherige Prozess zeichnet sich durch eine ebenso beachtliche Dynamik wie auch ein hohes Niveau aus. Dazu geh¨ort auch, dass neue Entwicklungen – sei es das Repowering oder die Offshore-Windenergienutzung – fr¨uhzeitig aufgenommen werden. Dies f¨uhrte auch dazu, dass Schleswig-Holstein zum Reiseziel von vielen Delegationen aus aller Herren L¨ander geworden ist. Aber der Volksmund weiß: Wer rastet, der rostet. Angesichts der dynamischen weltweiten Entwicklung der Windenergienutzung kommt es darauf an, auch im eigenen Land die weitere Entwicklungsdynamik und Niveausteigerung bewusst und gezielt zu unterst¨utzen und zu steuern. Einer der Erfolgsfaktoren bei der Windenergienutzung war und ist die Beachtung von Informationsbed¨urfnissen und transparenter, nachvollziehbarer wie realistischer Zielsetzungen. Weitere Erfolgsfaktoren sind die konsequente B¨urgerInnenbeteiligung und der Ausgleich mit dem Natur-, Umwelt- und Landschaftsschutz. Windenergienutzung ist immer auch die Inanspruchnahme von nicht vermehrbarer Fl¨ache. Deshalb war ein ganz entscheidender Schritt die Ausweisung von so genannten Eignungsﬂ¨achen bzw. Eignungsr¨aumen f¨ur die Windenergienutzung in den Jahren 1996 bis 1998. In einem aufw¨andigen Verfahren mit Beteiligung der Gemeinden und aller relevanten Verb¨ande stand am Ende das Ergebnis: 1% der Landesﬂ¨ache, rund 160 km2 , stand rechtlich gesichert f¨ur den Ausbau der Windenergie zur Verf¨ugung. Sieht man von den so genannten Bestandsschutzﬂ¨achen

130

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

einmal ab, werden u¨ ber 98% der Landesﬂ¨ache f¨ur die Windenergienutzung nicht in Anspruch genommen. Bei der anstehenden Offshore-Windenergienutzung verh¨alt es sich a¨ hnlich, und es kommt auch hier mit Blick auf die erforderliche gesellschaftliche Akzeptanz auf die gleiche Praxis von Information, Transparenz und Beteiligung an. Der Weg aufs Meer ist letztlich wegen der Fl¨achenbegrenzung an Land im dichtbesiedelten Nordeuropa erforderlich. Und angesichts der schon vorhandenen Nutzungen und der nat¨urlichen Empﬁndlichkeiten und Besonderheiten von Nord- und Ostsee wird die unersch¨opﬂiche und kostenlose Nutzung der Kraft des Windes nur umsetzbar sein, wenn deutlich wird: Es geht nicht darum, die Meere zuzupﬂastern, sondern große Schaufenster der Machbarkeit zu errichten.

6.4.2

Handlungsfeld Repowering oder aus weniger wird mehr

Unter „Repowering“ versteht man, viele kleine Windenergieanlagen der „ersten Generation“ durch wenige große zu ersetzen. Ohne dabei neue Fl¨achen in Anspruch zu nehmen, wird auf der gleichen Fl¨ache eine erheblich h¨ohere Leistung installiert und damit ein erheblich h¨oherer Jahresertrag erzielt. Im „Pionierland“ Schleswig-Holstein sind die vorhandenen Eignungsﬂ¨achen fast vollst¨andig bebaut – folgerichtig beginnt das Repowering auch hier. Eine a¨ hnliche Situation ist in Ostfriesland/Niedersachsen gegeben. In den n¨achsten 10 bis 20 Jahren werden so die Windenergieanlagen der Leistungsklassen 50 bis 500 kW u¨ berwiegend durch Windenergieanlagen der Leistungsklassen 2 bis 3 MW ersetzt. Dies ist auch industriepolitisch wichtig, um den Herstellern angesichts hoher Exportanteile die Gelegenheit zu geben, die Funktionsf¨ahigkeit der Anlagen zu beweisen. An einem gedachten Ende dieses Prozesses ist f¨ur Schleswig-Holstein abgesch¨atzt worden, dass es dann statt heute rund 2.600 Windenergieanlagen zwischen 1.500 und 2.000 sein werden mit einer installierten Leistung zwischen 3,5 und 4 GW gegen¨uber rund 2,4 GW in 2008. Eine Entspannung des Landschaftsbildes und eine Zunahme der umweltfreundlichen Onshore-Windenergieerzeugung auf u¨ ber 50% des gesamten schleswig-holsteinischen Stromverbrauches werden die wesentlichen positiven Folgen sein. Bei der Umsetzung des Repowering-Prozesses sind drei wichtige Probleme zu l¨osen: • Die Windenergieanlagen im Bereich von 2 bis 3 MW installierter Leistung weisen in aller Regel eine Nabenh¨ohe zwischen 80 m und 100 m und eine Fl¨ugelspitzenh¨ohe zwischen 120 m und 150 m auf, um einen optimierten Stromertrag sicherzustellen. Anlagen mit einer Fl¨ugelspitzenh¨ohe u¨ ber 100 m m¨ussen beleuchtet werden. Es kommt darauf an, die vorhandenen technischen L¨osungen so umzusetzen, dass die Bel¨astigung minimiert wird. • Ein weiteres strukturelles Problem ist der konkrete Zuschnitt der Eignungsﬂ¨achen. Es gab in den Jahren 1996 bis 1998 eine Reihe o¨ rtlicher Einﬂussfaktoren und Interessen, die im Ergebnis zu einer teilweisen Zersplitterung der Eignungsr¨aume

6.4 Fallbeispiel Schleswig-Holstein

131

gef¨uhrt haben. Dies wiederum f¨uhrt dazu, dass ein sinnvolles und optimiertes Repowering im konkreten Einzelfall mit gr¨oßeren Windenergieanlagen schwierig wird. Der Entwurf des Landesentwicklungsplanes 2009 nimmt dieses Problem auf (Abschn. 6.1.2). • Ein drittes Problem steht damit im Zusammenhang: Schleswig-Holstein und in der Folge weitere Bundesl¨ander haben versucht, mit so genannten „Abstandserlassen“ die Entwicklung zu steuern. Im Ergebnis treffen sie Regelungen, die z. T. weit u¨ ber die gesetzlichen Anforderungen des Bundesimmissionsschutzgesetzes (BImSchG) hinausgehen. Auch hier w¨are zu u¨ berlegen, die ausAkzeptanzgr¨unden eigentlich sinnvollen Instrumente zu entschlacken, zu optimieren und an den BImSchG-Normen zu orientieren.

6.4.3

Handlungsfeld Offshore-Windenergie oder der Weg aufs Meer

Alte wie neue Bundesregierung und auch die EU messen dem Ausbau der OffshoreWindenergie eine große Bedeutung zu. In Schleswig-Holstein ist auch hier das Feld der Umsetzung seit der Jahrtausendwende bereitet worden – unter strenger Beachtung von Natur- und Umweltschutz. Die speziﬁschen Empﬁndlichkeiten der hartsubstratarmen Nord- und Ostsee sind bekannt. Insoweit wurde zu Beginn z. B. die Grundentscheidung getroffen: Der Nationalpark Schleswig-Holsteinisches Wattenmeer ist tabu. Dies hatte zur Folge, dass weit gr¨oßere Abst¨ande zu den K¨usten als z. B. in D¨anemark oder in Großbritannien erforderlich sind. Eine weitere Folge sind gr¨oßere Anlagen und auch aufw¨andigere Seekabelanbindungen. Die Realisierung dieser Projekte wird nicht nur den Anteil der gesamten Windenergieerzeugung am schleswig-holsteinischen Stromverbrauch auf u¨ ber 100% ansteigen lassen, sondern zus¨atzliche regionalwirtschaftliche Nutzeffekte mit sich bringen: • Weiterer Anstieg der windinduzierten Arbeitspl¨atze um mehrere Tausend. • M¨oglichkeit des Ausbaus der H¨afen Husum und Brunsb¨uttel als Service- bzw. industrieller Fertigungs- und Verschiffungshafen. • Einbeziehung der Werften, vieler High-Tech-Mittelstandsbetriebe und der Hochschulen in ein umfassendes Windcluster. So wurde z. B. die Gondel des 5M Prototyps der Fa. Repower auf dem Gel¨ande der Howaldtswerke-Deutsche Werft (HDW), Kiel, zusammengebaut. Gerade bei der Realisierung der ambitionierten Offshore-Projekte bedarf es weiterer großer Anstrengungen, um die in ganz Norddeutschland vorhandene Aufbruchstimmung unter den Bedingungen von Kooperation und Standortkonkurrenz in reale Investitionen umzusetzen.

132

6.4.4

6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

Handlungsfeld Stromnetze oder die Ertuchtigung ¨ der Infrastruktur

Es ist weitgehend unstreitig, dass f¨ur den weiteren Ausbau der Windenergie onshore wie offshore die Stromnetze ert¨uchtigt und auch einige Leitungen neu gebaut werden m¨ussen, um die Windenergie sicher in die Verbrauchszentren abf¨uhren zu k¨onnen. Onshore geht es in Schleswig-Holstein um drei neue Leitungsprojekte auf der 110-kV-Spannungsebene: • ca. 35 km-Leitung Breklum-Flensburg, • ca. 35 km-Leitung Heide-P¨oschendorf, • ca. 55 km-Leitung G¨ohl-L¨ubeck. W¨ahrend die Notwendigkeit dieses Leitungszubaus unstreitig ist und auch nicht bestritten wird, dass er schnell erfolgen muss, ist allerdings die technische Ausf¨uhrung hoch umstritten. Der verantwortliche Netzbetreiber E.ON-Netz hat drei Antr¨age auf Errichtung einer Freileitung gestellt. Dem gegen¨uber steht der Wunsch weiter Teile der Bev¨olkerung, gest¨utzt durch einstimmige Beschl¨usse aller betroffenen Landkreise und Beschl¨usse des schleswig-holsteinischen Landtages, diese Leitungen als technisch gleichwertige Erdkabelverbindungen zu realisieren. Alle betroffenen Kommunen und der schleswig-holsteinische Bauernverband sehen dies ebenso. Eine rasche L¨osung ist deshalb erforderlich, weil schon seit 2004 in SchleswigHolstein bestimmte Abschnitte des Stromnetzes zeitweise durch Windenergieeinspeisung u¨ berlastet sind – so der Netzbetreiber. In solchen Situationen wird dann das so genannte Erzeugungsmanagement praktiziert, d. h. die Windenergieanlagen werden zeitweise gedrosselt oder ganz vom Netz genommen. Damit ger¨at das Repowering ins Stocken, geplante Investitionen liegen brach, weil die ﬁnanzierenden Kreditinstitute aufgrund der unsicheren Ertragsprognosen das ben¨otigte Geld nicht oder nur zu a¨ ußerst ung¨unstigen Bedingungen zur Verf¨ugung stellen. Ab 2009 ist nun sichergestellt, dass wegen Herunterregelns nicht einspeisbare Windenergie grunds¨atzlich voll verg¨utet wird [EEG 2008, § 12 (1)]. Es ist offensichtlich, dass Erdkabel sehr viel schneller realisiert werden k¨onnen als Freileitungen. Auch auf dieses Problem hat der Gesetzgeber Ende 2006 mit dem Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz reagiert [IPlanBG 2006a]: Danach ist es dem Netzbetreiber m¨oglich, im 20-km-K¨ustenbereich die Mehrkosten von Erdkabeln auf alle Netznutzer umlegen zu k¨onnen. Alle beim Ausbau der Windenergie auftretenden Probleme, Konﬂikte und auch L¨osungsans¨atze waren gerade in Schleswig-Holstein immer schon fr¨uh bemerkbar. Dabei hat sich gezeigt, dass ein klarer und eindeutiger Rechtsrahmen den Ausbau der Windenergie am besten voranbringt. Es hat sich aber auch herausgestellt, dass es aufgrund der vielf¨altigen Interessenwiderspr¨uche und damit verbundener Rechtsstreitigkeiten einer konsequenten politischen F¨uhrung bedarf – nicht zuletzt, um Ergebnisse zu erzielen, die den Innovations- und Wirtschaftsstandort Deutschland st¨arken.

Literatur

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6 Windenergieausbau und Verwaltungsverfahren

Erlass der Entscheidung des Europ¨aischen Parlaments und des Rates zur Festlegung von Leitlinien f¨ur die transeurop¨aischen Energienetze und zur Aufhebung der Entscheidung 96/391/EG und der Entscheidung Nr. 1229/2003/EG. Straßburg, 4.4.2007. http://www.europarl. europa.eu/ sides/ getDoc.do?type = TA&reference = P6-TA-2006-0118&language = DE http:// europa.eu/scadplus/leg/de/lvb/l27056.htm (abgerufen am 29.8.2007). [Erdkabelgesetz 2007] Gesetz u¨ ber die Planfeststellung f¨ur Hochspannungsleitungen in der Erde (Nieders¨achsisches Erdkabelgesetz) vom 13.12.2007. http://www.netzausbau-niedersachsen. de/downloads/20071218erdkabelgesetzgvbl.pdf. [EU 2003] Undergrounding of Electricity Lines in Europe. Background Paper. Commission of the European Communities, Brussels, 10.12.2003. http://europa.eu.int/comm/energy/ electricity/publications/doc/undergrounding.pdf. [Ewer 2002] Ewer W: Energierechtliche Regelungen als Instrumente des Umweltschutzes. In: Koch H-J (Hrsg.), Umweltrecht, Neuwied 2002. [GROWIAN 1983] Große Windkraftanlage – Technik und Geschichte der 1983 stillgelegten Versuchsanlage. http://de.wikipedia.org/wiki/GROWIAN (abgerufen am 9.9.2008). [Heier 2007] Heier S: Nutzung der Windenergie. BINE Informationsdienst, FIZ Karlsruhe, 5. Auﬂ., 2007. [IPlanBG 2006a] Gesetz zur Beschleunigung von Planungsverfahren f¨ur Infrastrukturvorhaben (Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz). Gesetzesbeschluss des Deutschen Bundestages, Drucksache 764/06, 3.11.2006; unver¨andert akzeptiert durch Bundesratsbeschluss vom 24.11.2006. http://www.buzer.de/gesetz/7500/index.htm (abgerufen am 30.06.2008). [Landesentwicklungsplan 2009] Entwurf des Landesentwicklungsplanes 2009 des Landes Schleswig-Holstein. In: LEP SH 2009. http://www.schleswig-holstein.de/IM/DE/ PlanenBauenWohnen/Landesplanung/Lep/Downloads/lep,templateId=raw,property=publicationFile.pdf. [Landwirtschaftskammer 2007] Datenbank – Strom produzierende Windenergieanlagen in Schleswig-Holstein. Eggersgl¨uß W, Stand 31.12.2007, Landwirtschaftskammer SchleswigHolstein, Rendsburg, Januar 2008. [Planungserlass 2003] Grunds¨atze zur Planung von Windkraftanlagen. Erg¨anzung des gemeinsamen Runderlasses vom 4. Juli 1995. Gemeinsamer Runderlass des Innenministeriums, des Ministeriums f¨ur Umwelt, Naturschutz und Landwirtschaft und des Ministeriums f¨ur Wirtschaft, Arbeit und Verkehr, 25. November 2003 – IV 933 – Amtsblatt Schleswig-Holstein 2003, S. 893. http://sh.juris.de/cgi-bin/landesrecht.py?d=http://shvv.juris.de/shvv/vvsh-2320.50001.htm (abgerufen am 22.07.2008). [Regionalplan 1998] Teilfortschreibung 1998 des Regionalplans f¨ur den Planungsraum V. Amtsblatt Schleswig-Holstein 1999, S. 440, u¨ bernommen in: Neufassung 2002 des Regionalplans f¨ur den Planungsraum V. http://shvv.juris.de/vvsh-2302.2-001.htm. [Salje 2006] Salje P: Optionen f¨ur schnellere Verwaltungsverfahren. In: Sauer G und Schneller C (Hrsg.): Beschleunigung von Planungsverfahren f¨ur Freileitungen, Baden-Baden, 2006. [StUA 2007] Ablauf des Genehmigungsverfahrens f¨ur Windkraftanlagen gem¨aß Bundesimmissionsschutzgesetz. Staatliches Umweltamt Schleswig, 2007. N¨ahere Informationen durch das Staatliche Umweltamt Schleswig, Flensburger Str.134, 24837 Schleswig. [Tacke 2003] Tacke F: Windenergie – Die Herausforderung. Gestern, heute, morgen. VDMAVerlag, 2003. [UVPG 2007] Gesetz u¨ ber die Umweltvertr¨aglichkeitspr¨ufung (UVPG) vom 12.02.1990. Neugefasst durch Bekanntmachung vom 25.6.2005 I 1757, 2797; zuletzt ge¨andert durch Art. 2 G v. 23.10.2007 I 2470. http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/uvpg/gesamt.pdf (abgerufen am 11.10.2208). [Voigt 2006] Voigt W: Windenergie in Schleswig-Holstein – eine Erfolgsgeschichte. In: Jahrbuch ¨ Okologie 2007, Simonis U E u. a. (Hrsg.), Beck-Verlag, M¨unchen, 2006.

Kapitel 7

Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit

Die Windenergie ist in Deutschland, Europa und weltweit der erneuerbare Energietr¨ager, der die mit Abstand gr¨oßte Ausbaudynamik aufweist. Die deutschen Ausbauplanungen k¨onnen bis zum Jahr 2030 zur Installation von bis zu 60 GW installierter Leistung f¨uhren. Dieses setzt sowohl die Fortschreibung und Weiterentwicklung geeigneter Rahmenbedingungen als auch die L¨osung teilweise noch anstehender Probleme, v. a. bei der Offshore-Windenergie, voraus. Auch andere europ¨aische L¨ander, wie z. B. Spanien oder Großbritannien, verfolgen ehrgeizige Windausbaupl¨ane – onshore wie offshore. Die weltweite Dynamik nimmt ebenfalls zu, was die Entwicklung in großen Schwellenl¨andern wie China und Indien ebenso zeigt wie die j¨ungere 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.

7.1 Windenergie in Deutschland 7.1.1 Ausbauplanung der deutschen Bundesregierung bis 2030 Tabelle 7.1 fasst die wesentlichen Zahlen zur Ausbauplanung der deutschen Bundesregierung bis 2030 zusammen, die auf der Markteinsch¨atzung der Windindustrie durch das Deutsche Windenergie-Institut (DEWI) beruhen [DEWI 2007, Abb. 3 und 4]. Abbildung 7.1 stellt die Ausbauplanung der Bundesregierung graﬁsch dar, wobei die Zwischenjahre linear approximiert sind. Onshore und offshore w¨aren dann in 2020 rund 37 GW Windleistung installiert. Aus Windenergie w¨urden dann rund 82 TWh/a produziert, gut 15% der gesamten deutschen Stromproduktion. Das Gesamtpotenzial der installierten Leistung wird auf 70 GW gesch¨atzt, n¨amlich 35 GW onshore und 35 GW offshore, bei einem Gesamtpotenzial der Windenergieproduktion von rund 200 TWh, n¨amlich 68 TWh onshore und 135 TWh offshore [BMU 2008b, S. 44]. Der Unterschied zwischen fr¨uheren und aktuellen Sch¨atzungen liegt v. a. in der Betrachtung des Zeitraums bis 2020; die Offshore-Entwicklung wird sp¨ater als L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 7,

135

136

7 Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit

Tab. 7.1 Ausbauplanung der Bundesregierung f¨ur Windenergieanlagen bis 2030 ([OffshoreWindenergienutzung 2007, S. 4], onshore f¨ur 2030 auf 35 GW angehoben gem¨aß [BMU 2008b, S. 44])

2006 - IST 2007 - IST 2010 2020 2030

(1a) Onshore [GW]

(1b) Repowering [GW]

(1) Onshore = (1a) + (1b) [GW]

(2) Offshore [GW]

(3) Onshore plus Offshore [GW]

21 21 23 24

0 0,5 1 3

21 22 24 28 35

0 0 1 7 bis 12 bis 25

21 22 25 35 bis 40 bis 60

geplant einsetzen. Noch in 2005 ging man davon aus, dass schon in 2007/2008 erhebliche Investitionen f¨ur Offshore-Windenergieanlagen in Deutschland erfolgen w¨urden. Fakt ist, dass erst 2009 die ersten Offshore-Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt 0,06 GW im Testfeld Alpha-Ventus 45 km n¨ordlich von Borkum in Betrieb gehen. Die Unsicherheiten zeigen sich auch in den verschiedenen Szenarien der Bundesregierung. Im Jahr 2001 hatte die Bundesregierung noch folgendes Zielger¨ust f¨ur die Offshore-Entwicklung [Offshore-Windenergienutzung 2001, S. 11]: • bis 2007: 0,5 GW (Startphase), • bis 2010: 2 GW bis 3 GW (erste Ausbauphase), • bis 2025/2030: 20 GW bis 25 GW (zweite Ausbauphase). Entsprechend rechnete die 2005 fertig gestellte dena-I-Netzstudie mit einem massiven Anstieg der Offshore-Windenergieanlagen von 5 GW in 2010, u¨ ber 10 GW in 2015 und 20 GW in 2020 [dena 2005a, 2005b].

[GW] 70

60 50

offshore

40 30 20

onshore

2030

2025

2020

2015

2010

2005

0

2000

10 1995

Abb. 7.1 Prognose der insgesamt installierten Windleistung in Deutschland bis 2030 ([OffshoreWindenergienutzung 2007, S. 4]; onshore für 2030 auf 35 GW angehoben gemäß [BMU 2008b, S. 44])

7.1 Windenergie in Deutschland

137

Das 2007 festgelegte Zielger¨ust der Bundesregierung laut Tab. 7.1 sieht schon anders aus [Offshore-Windenergienutzung 2007, S. 4]: • bis 2011: 1,5 GW (das Testfeld Alpha-Ventus, Baubeginn 2009 hat 0,06 GW), • bis 2020: 7 GW bis 10 GW (erste Ausbauphase), • bis 2030: 20 GW bis 25 GW (zweite Ausbauphase). Erst f¨ur den noch in ferner Zukunft liegenden Zeitraum ab 2030 n¨ahern sich die Zielvorstellungen aus 2001 und 2007 wieder einander an. Ab 2009 wurden die EEG-Mindestverg¨utungen f¨ur Windenergie deutlich angehoben (Kap. 5.3.3). Es k¨onnte sein, dass dadurch die Ausbaugeschwindigkeit der Windenergie gegen¨uber den ofﬁziellen Sch¨atzungen etwas beschleunigt wird. Die leistungsstarken Windenergieanlagen sind im Wesentlichen auf die n¨ordliche H¨alfte Deutschlands konzentriert und am dichtesten in der N¨ahe der Nord- und Ostseek¨usten. Ende 2007 waren in Deutschland rund 22 GW Windenergieanlagen (inklusive Repowering) installiert, und zwar ausschließlich onshore. Bis zum Jahr 2020 wird onshore eine kumulierte Leistung von u¨ ber 30 GW erwartet, d. h. ein j¨ahrlicher Leistungszuwachs von rund 1 GW. Bis zum Jahr 2012 sinkt der j¨ahrliche Bruttoneubau auf unter 1 GW pro Jahr, um danach wieder anzusteigen. Dabei wird erwartet, dass der Bruttoneubau onshore ab 2012 durch das Repowering dominiert wird [EWEA 2008a, b]. Es stellt sich die große Frage, ob mit einer derart restriktiven Einsch¨atzung die vorhandenen Potenziale ausgesch¨opft werden k¨onnen, oder ob es nicht angesichts der dynamischen Entwicklung vielmehr geboten erscheint, durch entsprechende Aufhebung der Restriktionen bei der Onshore-Windenergienutzung (Abschn. 6.1) die sich abzeichnende massive Delle im Onshore-Ausbau von 2010 bis 2015 zu u¨ berwinden. Die Erfahrung der vergangenen Jahre zeigt aber auch, dass dies nur mit ¨ massiver Steigerung der Uberzeugungsarbeit gelingen wird – vor Ort ebenso wie im politischen Raum. Der Bundesverband WindEnergie sieht dann erheblich h¨ohere Potenziale f¨ur den Zubau an Onshore-Windenergie, n¨amlich statt gut 30 GW bis zu 45 GW. Der wachsende Boom im Ausland beeinﬂusst auch die Investitions- und Standortentscheidungen der im Bereich der Windenergie t¨atigen Unternehmen. Bis zum Jahr 2020 wird offshore eine installierte Leistung von rund 15 GW erwartet. Zur Erreichung dieser Ziele wurden ab 2009 die EEG-Mindestverg¨utungen insbesondere f¨ur Offshore-Windenergie deutlich angehoben (Abschn. 5.3.3). Diese Maßnahmen sind auch aus industriepolitischer Sicht erforderlich, damit sich unter den objektiv schwierigen deutschen Bedingungen eine entsprechende Industrie entwickeln und stabilisieren kann. Die bisherige Entwicklung der Onshore-Windenergie in Deutschland, die im internationalen Vergleich durchaus beispielhafte Ergebnisse vorweisen kann, zeigt u. a., dass sie sich einer parteipolitischen Zuordnung weitgehend entzieht. Dies belegt die Entwicklung der einschl¨agigen Rahmengesetzgebung des Bundes ebenso wie die in allen Bundesl¨andern stets auch kontrovers diskutierte Umsetzung. Es liegt auf der Hand, dass dabei die gr¨oßte Dynamik von den windstarken K¨ustenl¨andern ausging.

138

7 Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit

Die technische Entwicklung der Megawatt-Klassen und die damit einhergehende Erschließung der besseren Windpotenziale in gr¨oßeren H¨ohen durch die Windenergieanlagen (Abschn. 9.1) zeigen aber auch, dass im Binnenland erhebliche Potenziale f¨ur die Windenergienutzung zur Verf¨ugung stehen. Dies belegt nicht zuletzt die in Abb. 7.2 gezeigte Entwicklung der Aufstellzahlen der letzten Jahre in Bundesl¨andern wie Brandenburg, Sachsen-Anhalt oder Nordrhein-Westfalen.

Abb. 7.2 Windenergie in den deutschen Bundesl¨andern 2007 ([DEWI 2008, S. 35])

7.2 Zuk¨unftige Offshore-Windenergie in Deutschland

139

7.1.2 Windenergieproduktion und Stromverbrauch Tabelle 7.2 zeigt f¨ur die einzelnen Bundesl¨ander die Windenergieproduktion und den Anteil am Stromverbrauch im Jahr 2006. Sachsen-Anhalt hatte schon in 2006 mit 38% einen h¨oheren Windenergieanteil als Schleswig-Holstein mit 35%. Niedersachsen hatte mit 5,3 MW die gr¨oßte installierte Leistung. Abbildung 7.3 zeigt f¨ur die einzelnen Bundesl¨ander den Anteil der Windenergieproduktion am Nettostromverbrauch im Jahr 2007.

Tab. 7.2 Windenergieproduktion und Anteil am Stromverbrauch in den einzelnen Bundesl¨andern 2006 ([BWE 2007a, S. 3]) (0) Bundesland

Sachsen-Anhalt Schleswig-Holstein MecklenburgVorpommern Brandenburg Niedersachsen Th¨uringen Sachsen Rheinland-Pfalz Nordrhein-Westfalen Bremen Hessen Saarland Bayern Baden-W¨urttemberg Hamburg Berlin gesamte Bundesrepublik

7.2

(1) Installierte Leistung 31.12.2006 [GW]

(2) Potenzielle Windenergie produktion [TWh]

(3) Nettostromverbrauch

(4) Anteil Stromverbrauch

[TWh]

[%]

2,5 2,4 1,2

5,1 4,9 2,3

13,6 14,2 6,8

38% 35% 33%

3,1 5,3 0,6 0,8 1,0 2,4 0,06 0,4 0,06 0,3 0,3 0,03 0,0

5,4 10,0 1,2 1,3 1,6 4,2 0,1 0,7 0,1 0,5 0,4 0,06 0,0

19,1 52,6 11,4 19,5 27,8 135,5 5,8 38,8 8,0 77,6 80,4 15,1 13,9

28% 19% 10% 7% 6% 3% 2% 2% 1% 0,6% 0,5% 0,4% 0,0%

37,8

540,0

7,0%

20,6

Zukunftige Offshore-Windenergie in Deutschland ¨

Die Entwicklung der Onshore-Windenergie st¨oßt an Grenzen. Dies betrifft v. a. neue Fl¨achenausweisungen. Der Ausbau wird deshalb u¨ berwiegend durch den Ersatz von kleinen durch gr¨oßere Anlagen auf den vorhandenen Fl¨achen getragen (Repowering). Große Ausbaum¨oglichkeiten versprechen die Entwicklungen im OffshoreBereich.

7 Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit 50

Anteil am Nettostromverbrauch

40 30 20 10 0

M

ec kl

en Sac bu hs rg en Sc Vor An po ha hl es m lt m w ig e -H r n Br ol s an t d ein N ie enb de ur rs ac g h Th sen ür in g Sa en R ch N he or i dr nla sen he nd in -W Pfa es lz tfa le Br n em e H n Ba es se de n n- Sa W ar ür lan tte d m be rg Ba ye H am rn bu rg Be rli n

Anteil des pot. Jahresenerieertrags am Nettostromverbrauch [%]

140

Abb. 7.3 Anteil der Windenergie am Nettostromverbrauch in den deutschen Bundesl¨andern 2007 ([BWE 2008c, S. 5])

7.2.1

Die Entwicklung der Offshore-Windenergie

Schon zu Beginn der 1990er Jahre war grunds¨atzlich klar, dass im dicht besiedelten Nordwesteuropa eine Aussch¨opfung der Potenziale der Windenergie dazu f¨uhren w¨urde, die Offshore-Windenergienutzung ins Auge zu fassen. Angeregt u. a. durch die d¨anische Erfahrung mit dem Projekt „Tun¨o Knob“ begannen in Deutschland verschiedene Projektierer damit, Offshore-Projekte konkret zu planen, so z. B. das Projekt „Sky 2000“ in der L¨ubecker Bucht, ein Projekt auf dem „Großen Vogelsand“ in der Elbm¨undung und verschiedene Projekte im Schleswig-Holsteinischen Wattenmeer. Hier zeigte sich gleich zu Beginn ein gravierendes Problem, das die Perspektive der Offshore-Windenergie in Deutschland im Vergleich zu den europ¨aischen Nachbarn von vornherein grundlegend beeinﬂusste und erschwerte. Die Wattenmeere vor der schleswig-holsteinischen und der nieders¨achsischen Nordseek¨uste waren in den 1980er Jahren in den Status von Nationalparks erhoben worden. Dies f¨uhrte dann Ende der 1990er Jahre zu der Grundsatzentscheidung, dass die Nationalparks zur Tabuzone erkl¨art wurden. Dies war eine ganz bewusste Entscheidung, wohl wissend, dass die Offshore-Windenergienutzung in Deutschland von vornherein durch die Einbeziehung folgender Tatsachen gepr¨agt sein w¨urde: • erheblich gr¨oßere Entfernungen zu den Netzknoten an Land, • die Beherrschung erheblich gr¨oßerer Wassertiefen von u¨ ber 20 m.

7.2 Zuk¨unftige Offshore-Windenergie in Deutschland

141

Dies f¨uhrte allerdings auch dazu, dass verschiedene Hersteller und Konstrukteure von Windenergieanlagen in Deutschland als erste damit begannen, die 5-MW-Klasse zu projektieren. Dieser technologische Sprung wurde dadurch erforderlich, dass bei u¨ berschl¨agiger betriebswirtschaftlicher Rechnung deutlich wurde, dass sich angesichts der gr¨oßeren Entfernungen und der gr¨oßeren Wassertiefen OffshoreWindparks im Wesentlichen nur rechnen w¨urden mit Windenergieanlagen dieser Gr¨oßenklasse. Die Nationalparks im Wattenmeer sollten von der Offshore-Windenergienutzung freigehalten werden. Dies f¨uhrte zu erheblich h¨oheren und komplexeren Anforderungen in den erforderlichen Genehmigungsverfahren. Die Projektplaner waren von vornherein im Wesentlichen auf die Nutzung der ausschließlichen Wirtschaftszone angewiesen. Dies gilt fast vollst¨andig f¨ur die Nordsee, aber u¨ berwiegend auch f¨ur die Ostsee. Um diese Komplexit¨at steuern zu k¨onnen, fasste auf Initiative des Landes Schleswig-Holstein die Ministerpr¨asidentenkonferenz der Norddeutschen K¨ustenl¨ander im Fr¨uhjahr 2001 den Beschluss, einen „St¨andigen Ausschuss Offshore-Windenergie“ in Zusammenarbeit mit der Bundesregierung und unter Beteiligung der relevanten Bundesbeh¨orden einzurichten. Er wurde ofﬁziell im Juni 2001 in L¨ubeck gegr¨undet. Die Koordination des Ausschusses wurde auf die im Herbst 2000 von der Bundesregierung gegr¨undete Deutsche Energieagentur (dena) u¨ bertragen. Die inhaltlichen Schwerpunkte bestanden in der Kl¨arung von Verfahrensfragen bei den anstehenden Genehmigungen, L¨osungsans¨atze f¨ur die Fragen des Naturschutzes und der Schiffssicherheit zu ﬁnden, und nicht zuletzt auch darin, L¨osungsans¨atze f¨ur die bis heute virulente Frage der Ert¨uchtigung insbesondere des ¨ deutschen Ubertragungsnetzes vorzuschlagen (Kap. 10). Hinsichtlich der Genehmigungsverfahren hat sich trotz der Komplexit¨at, die mit der f¨oderalen Struktur der Bundesrepublik in einem engen Zusammenhang steht, und trotz der auch in den Zust¨andigkeitsbereichen der Bundesl¨ander festzustellenden Unterschiede eine Praxis entwickelt, die dazu gef¨uhrt hat, dass im Jahr 2007 bereits fast 20 Offshore-Windparks genehmigt waren. Von Bedeutung ist noch die im Ausschuss diskutierte und in der Folge auch im fast vollst¨andigen Einvernehmen mit den Projektplanern entschiedene Frage der Gr¨oßenordnung der zu genehmigenden Windparks: Unter Ber¨ucksichtigung der damaligen Vorstellungen und Erkenntnisse u¨ ber die Wirtschaftlichkeit eines Offshore-Windparks in der ausschließlichen Wirtschaftszone und unter Ber¨ucksichtigung der fehlenden Erfahrungen in Deutschland – auch hinsichtlich der Auswirkungen sowohl auf die Schiffssicherheit wie die Meeresumwelt – wurde vereinbart, dass diese erste Phase der Windparkgenehmigungen in einer Gr¨oßenordnung von 80 Anlagen erfolgen sollte. Dies ist auch so umgesetzt worden. Weil die Umsetzung der Offshore-Windenergienutzung in Deutschland u¨ berwiegend in der ausschließlichen Wirtschaftszone stattﬁnden wird, spielt als zust¨andige Genehmigungsbeh¨orde, das Bundesamt f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie in Hamburg, eine entscheidende Rolle. Hinzu kommt, dass dieses Bundesamt als nachgeordnete Beh¨orde des Bundesverkehrsministeriums auch in vielen anderen

142

7 Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit

Fragen der Meeresnutzung eng kooperiert mit den Wasser- und Schifffahrtsdirektionen (WSD) – ebenfalls nachgeordnete Beh¨orden des Bundesverkehrsministeriums (Kap. 6.2). Zur Erreichung der Ziele, die sich Deutschland f¨ur den Ausbau der Offshore-Windenergie gesetzt hat, wird eine mehrgleisige Strategie verfolgt, deren Schwerpunkte in den folgenden Abschnitten n¨aher beschrieben werden. (1) Die Errichtung der FINO-Forschungsplattformen Die Forschungsplattform FINO1, 45 km n¨ordlich von Borkum in der nieders¨achsischen Nordsee, ist seit September 2003 in Betrieb (Abschn. 3.1), FINO2 seit Herbst 2007, fast 40 km vor R¨ugens Nordwestk¨uste im Seegebiet „Kriegers Flak“ in den K¨ustengew¨assern von Mecklenburg-Vorpommern [FINO 2003, 2008]. FINO3 ist seit 2009 in der schleswig-holsteinischen Nordsee westlich von Sylt in Betrieb. Die FINO-Forschungsplattformen liefern nicht nur eine Reihe von Daten u¨ ber die Bedingungen auf dem Meer, sondern sind auch geeignet und vorgesehen f¨ur die Erprobung neuer technologischer Verfahren, z. B. im Bereich der Messtechnik. Erkenntnisse aus den Forschungsplattformen werden insoweit nicht nur die Errichtung der genehmigten Offshore-Projekte positiv begleiten, sondern auch gesichertere Informationen u¨ ber die Meeresumwelt im weitesten Sinn liefern, die auch und gerade f¨ur sp¨atere Ausbaustufen von Nutzen sind. (2) Die Realisierung des Offshore-Testfeldes Alpha-Ventus Die Gr¨undung der Stiftung Offshore-Windenergie Ende 2005 und ihr wesentlicher Zweck, den Bau des Offshore-Testfeldes Alpha-Ventus n¨ordlich von Borkum im Jahr 2008 mit insgesamt 12 Anlagen der 5-MW-Klasse sicherzustellen, ist von Beginn an verbands-, unternehmens- und branchen¨ubergreifend erfolgt. Daher lautet ihr vollst¨andiger Name auch „Stiftung der deutschen Wirtschaft zur Nutzung und Erforschung der Windenergie auf See“ [Offshore-Stiftung 2005]. Alpha-Ventus und weitere Forschungsprojekte sollen kurzfristig die Erkenntnisse und Erfahrungen liefern, die f¨ur den Ausbau der Offshore-Windenergienutzung erforderlich sind. Aufgrund der speziellen Rahmenbedingungen in Deutschland, die eine Errichtung der Offshore-Windparks in relativ großer K¨ustenentfernung und Wassertiefe erfordern, sind die bisher international gesammelten Erfahrungen nur bedingt u¨ bertragbar. Um die f¨ur den Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland erforderlichen Erkenntnisse zusammen zu f¨uhren, wird daher ein erstes Offshore-Pilotprojekt mit insgesamt 60 MW installierter Leistung ab 2009 verwirklicht. Bundesumweltminister Sigmar Gabriel gab am 2.10.2006 in der Bundespressekonferenz in Berlin die Unterzeichnung einer Vereinbarung zur Errichtung von „Borkum West“ bekannt. Der Windpark umfasst insgesamt 12 Windenergieanlagen der 5-MW-Klasse, von denen je 6 durch die Firmen Repower Systems AG und der Multibrid AG geliefert werden. Das Bundesumweltministerium f¨ordert Forschung und Entwicklung im Testfeld mit

7.2 Zuk¨unftige Offshore-Windenergie in Deutschland

143

50 Mio. € u¨ ber f¨unf Jahre. Das Investitionsvolumen bel¨auft sich insgesamt auf rund 180 Mio. €. Die generierten Forschungs- und Entwicklungsergebnisse werden in Konstruktion, Bau und Betrieb zuk¨unftiger Offshore-Anlagen einﬂießen. Eine schnelle Umsetzung – und mit Blick auf die tats¨achlichen Realisierungsprobleme war die Errichtung des Testfeldes in 2008/2009 sehr ambitioniert – ist v. a. deswegen erforderlich, damit die anderen genehmigten Projekte von den Erfahrungen proﬁtieren k¨onnen. Die schnelle Realisierung ist dar¨uber hinaus erforderlich, um die praktischen Erfahrungsvorspr¨unge anderer L¨ander aufholen zu k¨onnen. Die Existenz dieses politisch und nach Tr¨agerstruktur hoch aufgeh¨angten Projektes bedeutet nicht, dass andere Projekte etwa warten m¨ussten oder sollten. Die Windenergieentwicklung in Deutschland ist in der R¨uckschau stets auch ein Prozess von „trial and error“ und kontinuierlicher Anpassung an neue Erkenntnisse und Bedingungen gewesen.

(3) Einbeziehung der Offshore-Windenergie in die Nationalen Maritimen Konferenzen Die Nationalen Maritimen Konferenzen der Bundesregierung – organisiert und durchgef¨uhrt im Verantwortungsbereich des Bundeswirtschaftsministeriums durch den „Maritimen Koordinator“ – haben sich auf der Dritten Konferenz Mitte 2003 in L¨ubeck, der Vierten Konferenz Anfang 2005 in Bremen und im Dezember 2006 auf der F¨unften Konferenz in Hamburg immer intensiver auch mit der OffshoreWindenergie als zukunftsf¨ahigem Feld der maritimen Wirtschaft besch¨aftigt. Dieser regionalwirtschaftliche Kontext ist v. a. f¨ur die norddeutschen K¨ustenl¨ander von Bedeutung. Er tr¨agt dazu bei, die Weiterentwicklung geeigneter und notwendiger Rahmenbedingungen zu st¨arken. Im Ergebnispapier des Workshop V „Offshore-Windenergie als Motor f¨ur Innovation und Wachstum“ wird insoweit nicht nur auf ein Investitionsvolumen von bis zu 4 Mrd. € allein f¨ur die Realisierung von 1.500 MW Offshore-Windenergie und die bei erfolgreicher Umsetzung darauf folgenden noch erheblich gr¨oßeren Volumina ¨ hingewiesen. Es wird auch im Abschnitt II unter der Uberschrift „Empfehlungen“ unmissverst¨andlich zum Ausdruck gebracht, dass alles nur funktionieren kann, wenn alle notwendigen Schritte auch umgesetzt werden [Offshore-Wind 2006]: • Realisierung des Offshore-Testfeldes 2008, • Netzanbindung der Offshore-Windparks unter den neuen Bedingungen, • schnelle Umsetzung von Netzausbau und Netzoptimierung inklusive Weiterf¨uhrung onshore, • verst¨arkte Offshore-Forschung, • rechtzeitige Investitionsentscheidungen und • Sicherstellung und Weiterentwicklung stabiler Rahmenbedingungen. Die Sechste Nationale Maritime Konferenz ﬁndet im M¨arz 2009 in Rostock statt – wiederum mit einem eigenen Themenschwerpunkt Offshore-Windenergie.

144

7.2.2

7 Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit

Genehmigte Offshore-Windkraftwerke

Noch 2005 ging man davon aus, dass schon in 2007/2008 erhebliche Investitionen f¨ur Offshore-Windenergieanlagen in Deutschland erfolgen w¨urden. Doch trotz aller Bem¨uhungen hat sich herausgestellt, dass die zu l¨osenden Probleme mehr Zeit in Anspruch nehmen als urspr¨unglich einmal gedacht. Die k¨ustennahen Gebiete in der Nordsee stehen nicht zur Verf¨ugung, zum einen aus Naturschutzgr¨unden, zum anderen m¨ussen die Einfahrtswege der Nordseeh¨afen wie Emden, Wilhelmshaven, Bremen/Bremerhaven und Hamburg freigehalten werden. Deshalb kann man die seichten k¨ustennahen Wattlagen nicht nutzen. Die weiter draußen liegenden Sandb¨anke unterliegen starker o¨ rtlicher Verschiebung und sind deshalb zur Gr¨undung von Windenergieanlagen nur mit einem erheblichen technischen Aufwand nutzbar. Aus den dargelegten Gr¨unden werden Offshore-Windparks in Deutschland mit den angestrebten Gesamtleistungen von u¨ ber 10 GW bis 2020 und 25 GW bis 2030 u¨ berwiegend in der ausschließlichen Wirtschaftszone gebaut. Das gilt f¨ur die Nordund Ostsee. Bereits in Abschn. 6.2.2 wurden die Eignungsgebiete f¨ur die Windenergienutzung in der ausschließlichen Wirtschaftszone dargestellt, und zwar f¨ur die Nordsee (Abb. 6.2) als auch f¨ur die Ostsee (Abb. 6.3). Abbildung 7.4 zeigt die in der Nordsee genehmigten Offshore-Projekte. Tabelle 7.3 listet die in Abb. 7.4 gezeigten Offshore-Windparks im Einzelnen auf. E.ON-Netz geht davon aus, dass von den bis 2011 in einer Gr¨oßenordnung von gut 11 GW zur Netzanbindung angemeldeten Offshore-Projekten maximal nur gut 3 GW

Abb. 7.4 Genehmigte Offshore-Windparks – Nordsee (nach [E.ON-Netz 2007b], Stand Juni 2008)

7.2 Zuk¨unftige Offshore-Windenergie in Deutschland

145

Tab. 7.3 Genehmigte Offshore-Windparks – Nordsee (nach [E.ON-Netz 2007b], Stand Nov. 2007) Leistung [MW]

Baubeginn [Jahr]

Region Helgoland, 2. Reihe (1) Butendiek (2) DanTysk (3) Uthland (4) Sandbank 24 (5) N¨ordlicher Grund (6) Weiße Bank

1.900 300 400 400 480 320 ?

2011 2010 2010 2010 2011 ?

Region Helgoland, 1. Reihe (7) Amrumbank (8) Nordsee Ost (9) Meerwind

1.088 400 400 288

Region Borkum, 2. Reihe (10) GlobalTech I (11) WP Nordsee (12) WP He Dreiht (13) BARD I (14) Austerngrund (15) Deutsche Bucht Region Borkum, 1. Reihe (18) Gode Wind I (18.A) Gode Wind I (19.0) Delta Nordsee (19.1) North Sea WP.II (20.0) Alpha-Ventus (20.1) Borkum West II (20.2) MEG I (21) Borkum Riffgrund I (21.A) Borkum Riffgrund II (22) Borkum Riffgrund W I (22.A) Borkum Riffgrund W II (23) OWP West Region 12-sm-Zone (24) Riffgat (25) Nordergr¨unde Summe

K¨ustenabstand [km]

Wassertiefe [m]

35 45

16–22 23–31

100 86

30–40 23–40

2010 2011 2010

35 30 53

21–25 19–24 22–32

2.660 500 400 400 400 400 560

2010 2010 2010 2009 2011 2011

75 75 75 87

39–41 39 39 39–41

5.361 400 864 480 800 60 400 400 277 480 400 400 400

2011 2012 2011 2011 2008 2009 2010 2011 2011 2010 2011 2010

45 45

26–35 26–35

43 45

30 30

34 34 40 40

23–29 23–29 30–35 30–35

310 220 90

2011 2009

15

8–15

11.009

bis 2011 tats¨achlich im Bau beﬁndlich sind. Dies deckt sich mit Absch¨atzungen des Deutschen Windenergie-Instituts [DEWI 2008a]. Abbildung 7.5 zeigt den aktuellen Projektstand f¨ur Windparks in der Ostsee. Tabelle 7.4 listet die f¨ur die Ostsee genehmigten Offshore-Windparks im Einzelnen auf. Die Gesamtleistung der in der Nord- und Ostsee genehmigten Projekte betr¨agt gut 12 GW [BSH 2008a] und mit ihrer Realisierung ist grunds¨atzlich das Ziel, bis

146

7 Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit

Abb. 7.5 Genehmigte Offshore-Projekte – Ostsee ([BSH 2008a, Offshore-Windparks Ostsee])

zum Jahr 2020 eine installierte Leistung von 10 GW zu erreichen, umsetzbar. In der praktischen Umsetzung wird dies allerdings von der Realisierung verschiedener Voraussetzungen abh¨angen: • erheblich auszuweitende Marktverf¨ugbarkeit offshore-tauglicher Windenergieanlagen mit installierten Leistungen von 5 MW und mehr; • vollziehbare Netzanschlussgenehmigungen und Realisierung der Seekabelanbindungen; • Umsetzung des u¨ bergeordneten Netzausbaus; • L¨osung der im Folgenden skizzierten technischen, wirtschaftlichen und ﬂ¨achenbezogenen Probleme bei der Errichtung der Offshore-Windparks.

7.2.3

Probleme beim Offshore-Windenergieausbau

Erfahrungen mit leistungsstarken Windenergieanlagen gibt es in Deutschland bisher ausschließlich an Land. Aufgrund der geschilderten Zw¨ange und Bedingungen handelt es sich bei der Entwicklung der Offshore-Windenergie im wahrsten Sinne des Wortes um einen „Sprung ins kalte Wasser“, zu dem es allerdings keine Alternative gibt. Die vorhandenen Risiken erinnern in gewisser Weise an den Bau von GROWIAN Anfang der 1980er Jahre: Bis Ende der 1970er Jahre waren in Deutschland nur Anlagen mit maximal 0,1 MW und maximal 20 m Durchmesser kommerziell gebaut worden, nur einige Versuchsanlagen waren etwas gr¨oßer. Tab. 7.4 Genehmigte Offshore-Windparks – Ostsee ([BSH 2008a, Offshore-Windparks Ostsee]) Leistung [MW] (1) Kriegers Flak (2) Baltic I (3) Arkona Becken SO (4) GeoFreE (5) Ventotec Ost 2 Summe

400 105 400 25 400 1.330

Baubeginn [Jahr]

K¨ustenabstand [km]

Wassertiefe [m]

2011 2011 2012 2009 2011

32 45 34 20 40

29–42 23–31 23–36 21 40

7.2 Zuk¨unftige Offshore-Windenergie in Deutschland

147

GROWIAN wurde dann, unter Beteiligung der Autoren am zugeh¨origen Messprogramm, gleich mit 3 MW und 100 m Rotordurchmesser als die gr¨oßte Anlage der Welt geplant: ein technologisches Desaster, von dem sich die Windenergienutzung erst nach u¨ ber 10 Jahren erholt hat. Ein solcher Fehlschlag darf sich bei der Offshore-Entwicklung nicht wiederholen, weil dann weder die beschlossenen Klimaschutzziele noch die energie- und gesamtwirtschaftlichen Ziele realisiert werden k¨onnen. Die Wassertiefe in den m¨oglichen Ausbaugebieten betr¨agt 20 m und mehr. Die Zug¨anglichkeit bei Sturm und hoher See ist stark eingeschr¨ankt. Dadurch ergeben sich Probleme insbesondere bei der Fundamentierung, bei Errichtung und Montage und bei der Wartung. Fundamente: Die Gr¨undung von Offshore-Windenergieanlagen stellt – insbesondere bei Wassertiefen um 30 m und mehr – eine technische Herausforderung dar [Weinhold 2005]. Um wirtschaftliche L¨osungen zu ﬁnden, muss das Langzeittragverhalten der Gr¨undung unter dem Einﬂuss der komplexen wechselnden Belastungen aus Seegang und Wind noch genauer untersucht werden. Sechs Fundamenttypen werden als potenzielle Kandidaten f¨ur den Offshore-Einsatz gehandelt: • Das aus einem einzigen Stahlrohr geformte Monopile wird tief in den Meeresboden gerammt. • Das Gravitations- oder Schwerkraftfundament aus Stahl und Beton ruht auf dem Grund. • Ein Bucket wird wie ein umgedrehter Eimer in den Boden gedr¨uckt und saugt sich dort durch ein Vakuum fest. • Auf drei Stahlpf¨ahlen, die im Boden versenkt werden, ruht das Tripod. • Bei dem vierbeinigen Jacket sorgt eine st¨ahlerne Fachwerkkonstruktion f¨ur Stabilit¨at. • Das schwimmende Fundament h¨angt an Schwimmk¨orpern unter der Wasseroberﬂ¨ache. Im Boden verankerte Ketten halten es in der gew¨unschten Position. W¨ahrend Monopile und Schwerkraftfundament sich bereits in d¨anischen und britischen Offshore-Windparks bew¨ahren, geh¨oren die drei Letztgenannten zum ¨ Stand der Technik beim Bau von Olbohrt¨ urmen auf hoher See. Den Designern von Windenergieanlagen-Gr¨undungen helfen die Erfahrungen mit Bohrinselfundamenten allerdings wenig weiter. Denn durch die auf den Rotor wirkenden Kr¨afte des Windes sind die Anlagen einer weitaus gr¨oßeren Dauer-Wechsel-Belastung ausgesetzt als eine auf vier Beinen ruhende Plattform. Monopile und Gravitationsfundamente haben ihre Tauglichkeit bisher nur bei kleinen Anlagen in geringen Wassertiefen bewiesen. Vorerst gehen daher sechs noch wenig erprobte Gr¨undungsarten an den Start. Welche sich in den n¨achsten Jahren als g¨unstig und widerstandsf¨ahig erweist, h¨angt auch von Rohstoff-, Fertigungs-, Transport- und Montagekosten ab. Derzeit, scheint es, hat jeder Konstrukteur, jeder Planer und jeder Anlagenbauer seinen pers¨onlichen Favoriten. In der Ostsee sind die Wassertiefen geringer, aber der Untergrund besteht bis in gr¨oßere Tiefen aus Schlick. Im schwedischen Offshore-Windpark „Lillgrund“ in der

148

7 Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit

Ostsee zwischen D¨anemark und Schweden installierte die HOCHTIEF Construction AG ab Juni 2006 49 Schwerkraftbetonfundamente in etwa 10 m Wassertiefe. Die vorgefertigten 1.450 to schweren Fundamente wurden vom schwedischen Hafen Malm¨o mit einem Ponton zum Offshore-Standort transportiert und mit einem speziellen Kranschiff am Meeresboden positioniert [Offshore-Fundamente 2007]. Errichtung und Montage: Bau und Wartung der Anlagen sind aufw¨andig. Hochseetaugliche Hebekr¨ane f¨ur Lasten im Bereich von 300 to und mehr und Hebeh¨ohen bis fast 100 m u¨ ber See sind sehr teuer, nur in wenigen Exemplaren in Betrieb und u¨ ber Jahre ausgebucht. Entsprechende Fachkr¨afte f¨ur diese schwierigen und gef¨ahrlichen Eins¨atze sind nicht leicht zu ﬁnden und m¨ussen in hinreichender Zahl erst geschult werden. Die Zeitfenster, in denen die aufw¨andigen Errichtungs- und Montageeins¨atze auf dem Meer ohne Sturm- und in der Folge wellenbedingter Probleme machbar sind, sind relativ eng und konzentrieren sich u¨ berwiegend auf die Sommerzeit. Wartung: Selbst wenn unter Inkaufnahme hoher Kosten die Anlagen so gebaut werden k¨onnen, dass sie einen a¨ ußerst geringen Wartungsbedarf haben, bleiben viele F¨alle, wo der Einsatz eines gr¨oßeren Wartungsteams vor Ort unabdingbar ist: Sch¨aden an einem Rotorblatt, Getriebeprobleme, Korrosionsprobleme an ¨ elektrischen Uberg¨ angen etc. Ist eine Wartung nicht m¨oglich, so stehen Anlagen schadensbedingt ggf. monatelang still. Dadurch kann es zu erheblichen weiteren Besch¨adigungen und Folgeproblemen kommen. Es zeigt sich allerdings, dass es durchaus Ans¨atze zur Bew¨altigung der genannten Probleme gibt. Dies betrifft den Aufbau eines Ausbildungs- und Trainingssektors ebenso wie die erforderliche Ausweitung geeigneter Schiffs- und Krankapazit¨aten. Diese Bem¨uhungen werden durch die jeweiligen Landesregierungen in den K¨ustenl¨andern mehr oder weniger unterst¨utzt. Vor einer kommerziellen Nutzung der Offshore-Windenergie m¨ussen zwar noch einige Probleme zufriedenstellend und kosteng¨unstig gel¨ost werden, u. a.: • Fundamentierung in 20 m bis 40 m tiefer bewegter See; • Antransport und Montage der Windenergieanlagen in den kurzen Perioden von schwachem Wind und ruhiger See; • regelm¨aßige und einfache Zug¨anglichkeit f¨ur Wartungs- und Reparaturarbeiten, auch in den f¨ur den Ertrag entscheidenden Starkwindperioden, v. a. im Sp¨atherbst und im Winter. Es ließe sich aber auch fragen, wieso die Menschheit schon vor 30 Jahren auf den Mond ﬂiegen konnte, aber deutsche Ingenieurkunst bis 2009 nicht in der Lage war, in 30 m Wassertiefe eine Offshore-Windenergieanlage zu errichten, obwohl ¨ und Gasz. B. im fossilen Energiebereich allein in der Nordsee schon Hunderte Olplattformen erfolgreich installiert wurden [Siemens 2008]. Voraussetzung f¨ur die Offshore-Windenergie in Deutschland ist: • Intensive wie zielf¨uhrende Kooperation der verantwortlich handelnden Akteure; • Unterst¨utzung der Kooperation angesichts der vorhandenen Interessensunterschiede zwischen den Akteuren durch eindeutige rechtliche Vorgaben;

7.3 Windenergie in Europa und weltweit

149

• keine enge und knappe Setzung der Rahmenbedingungen, weil ansonsten niemand die objektiv vorhandenen Risiken in Kauf nehmen wird.

7.3 Windenergie in Europa und weltweit 7.3.1 Windenergie in Europa Tabelle 7.5 zeigt f¨ur die einzelnen europ¨aischen L¨ander jeweils die in 2005 und 2007 installierte Windkraftwerksleistung sowie den in 2005 und 2007 erfolgten Zubau. Deutschland hat noch rund die H¨alfte der in Europa installierten Windkraftwerksleistung, D¨anemark stagniert und Spanien w¨achst rasant. Die s¨udeurop¨aischen L¨ander Frankreich, Italien und Portugal, aber auch UK und Irland haben in 2006 mit nennenswerten Ausbauprogrammen begonnen; in der T¨urkei beginnt die Windenergienutzung seit 2006 in kleinen Schritten. Abbildung 7.6 zeigt die in den EU-27-L¨andern insgesamt installierte Windleistung von 2007 bis 2030. Es wird erwartet, dass sie sich von gut 50 GW in 2007 auf rund 300 GW in 2030 versechsfacht. Abbildung 7.7 zeigt die in den EU-27-L¨andern netto (d. h. nach Abzug der stillgelegten Anlagen) j¨ahrlich installierte Windleistung von 2007 bis 2030. Ab 2015 Tab. 7.5 Installierte Windkraftwerksleistung in Europa 2005 und 2007 ([EWEA 2007b, 2008b]) Installierte Leistung

Wachstum 2005 [GW]

2007 [GW]

2005/2007 [%]

3,2 18,4 0,8 0,6 0,5 1,7 1,2 0,8 1,0 0,5 10,0 1,3 0,4

3,1 22,2 2,5 0,9 0,8 2,7 1,7 1,0 2,2 0,8 15,1 2,4 1,1

−3% 21% 224% 52% 62% 59% 43% 20% 110% 55% 51% 79% 173%

EU-27 Norwegen Sonstige

41 0,3 0,1

57 0,3 0,3

40% 25% 133%

Europa gesamt

41

57

40%

D¨anemark Deutschland Frankreich Griechenland Irland Italien Niederlande ¨ Osterreich Portugal Schweden Spanien UK Sonstige

150 Abb. 7.6 Insgesamt in EU-27-L¨andern installierte Windleistung 2007–2030 ([EWEA 2008a, S. 38])

7 Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit [GW] 300 250

offshore onshore

200 150 100

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2021

2023

2025

2027

2029

2017

2019

2015

2013

2011

[GW] 15 offshore onshore

10

2017

2015

2013

2011

0

2009

5

2007

Abb. 7.7 J¨ahrlich netto in EU-27-L¨andern installierte Windleistung 2007–2030 (Die Werte ergeben sich f¨ur die einzelnen Jahre durch die in Abb. 7.6 gezeigten j¨ahrlichen Zuw¨achse)

2007

0

2009

50

nimmt die Bedeutung der Offshore-Windparks immer mehr zu und schon f¨ur 2020 wird erwartet, dass der Nettozubau offshore genauso groß ist wie onshore, in 2030 dann schon dreimal so groß wie onshore. Abbildung 7.8 zeigt die in den EU-27-L¨andern erzeugte Windenergie. Von 2007 bis 2020 wird eine Vervierfachung von 120 TWh auf 480 TWh erwartet, bis 2030 eine weitere Verdoppelung auf u¨ ber 900 TWh. Das w¨are dann etwa ein Viertel des gesamten EU-27-Stromverbrauchs.

[TWh] 1.000 800

offshore onshore

600 400

2029

2027

2025

2023

2021

2019

2017

2015

2013

2011

0

2009

200 2007

Abb. 7.8 Windenergieproduktion in EU-27-L¨andern 2007–2030 (EWEA 2008a, S. 38])

7.3 Windenergie in Europa und weltweit

151

¨ Ubrigens: Der Anteil der Windenergieproduktion am Stromverbrauch 2007 war in D¨anemark mit 21,3% am H¨ochsten, gefolgt von Spanien mit 11,8%, Portugal mit 9,3%, Irland mit 8,4%, Deutschland mit 7,0%; der EU-27-Durchschnitt betrug in 2007 3,8% [EWEA 2008a, S. 20]. F¨ur Offshore-Windparks rechnet EWEA mit rund 4.000 h Benutzungsdauer, f¨ur Onshore-Windparks ansteigend von durchschnittlich 2.000 h in 2007 bis rund 2.600 h in 2030, verursacht wohl durch die nach Repowering deutlich ansteigenden Turmh¨ohen. Bis etwa 2015 rechnet EWEA mit konstant gut 10 Mrd. € Investitionskosten pro Jahr, dann bis 2025 ansteigend auf rund 25 Mrd. € pro Jahr.

7.3.2 Windenergie weltweit Tabelle 7.6 zeigt die weltweit installierte Windleistung 2005 und 2007. Die Europ¨aische Union hatte 2007 eine installierte Leistung von gut 56 GW, der Rest der Welt von gut 37 GW, mit stark wachsenden Leistungen. Weltweit war in 2007 eine Windkraftwerksleistung von rund 93 GW installiert bei einem Zubau von rund 35 GW seit 2005. Abbildung 7.9 zeigt die weltweit installierte Windleistung. F¨ur 2010 wird mit einer insgesamt installierten Leistung von 170 GW gerechnet, fast eineVerdoppelung gegen¨uber den in 2007 bestehenden gut 90 GW.

Tab. 7.6 Weltweit installierte Windkraftwerksleistung nach Regionen 2005 und 2007 (nach [WWEA 2008, S. 4]) Installierte Leistung

USA Kanada Nordamerika Brasilien Sudamerika ¨ Indien China Japan Australien Taiwan S¨ud-Korea Asien Europa (aus Tab. 7.5) Sonstige Welt

Wachstum 2005 [GW]

2007 [GW]

2005/2007 [%]

9 0,7 10 0,0 0,0 4 1 1 1 0 0 8 41 0,7 59

17 1,8 19 0,2 0,2 8 6 2 1 0 0 17 57 1,2 94

84% 170% 90% 752% 752% 77% 368% 48% 41% 170% 61% 120% 40% 62% 59%

152 Abb. 7.9 Weltweit installierte Windleistung und j¨ahrlicher Zubau 2000–2010 (nach [WWEA 2008, S. 4])

7 Windenergie in Deutschland, Europa und weltweit [GW] 200 Installierte Windleistung 150

Jährlicher Zubau

100 ab 2008 Schätzung

50

0 2000

2002

2004

2006

2008

2010

Literatur [BMU 2008b] Erneuerbare Energien in Zahlen – Internet Update. Bundesministerium f¨ur 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) http://www.bmu.de/ﬁles/erneuerbare energien/downloads/application/pdf/broschuere ee zahlen.pdf. [BSH 2008a] Windparks. Bundesamt f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie – BSH, Hamburg, 13.06.2008. http://www.bsh.de/de/Meeresnutzung/Wirtschaft/Windparks/index.jsp (abgerufen am 18.7.2008). [BWE 2007a] Entwicklung der Windenergie-Nutzung in Deutschland 2006. Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabr¨uck, 2007. http://www.wind-energie.de/ﬁleadmin/ dokumente/statistiken/WE%20Deutschland/D 2006 gesamt BWE-DEWI.pdf (abgerufen am 6.1.2008). [BWE 2008c] Entwicklung der Windenergie-Nutzung in Deutschland 2007. Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabr¨uck, 2008. http://www.wind-energie.de/ﬁleadmin/ dokumente/statistiken/WE%20Deutschland/D 2007 gesamt BWE-DEWI 080117.pdf (abgerufen am 3.5.2008). [dena 2005a] Energiewirtschaftliche Planung f¨ur die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020. Durchgef¨uhrt im Auftrag der Deutschen Energieagentur – dena, Berlin, Februar 2005. http://www.dena.de/de/themen/themakraftwerke/projekte/projekt/netzstudie-i/ (abgerufen am 11.7.2007). [dena 2005b] Studie „Energiewirtschaftliche Planung f¨ur die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore“. Zukunft der Windenergie. Presseerkl¨arung der Deutschen Energieagentur – dena, Berlin, 24.02.2005. http://www.dena.de/de/infos/ presse/pressearchiv/pressemeldung/24022005/ (abgerufen am 11.7.2007). [DEWI 2007] WindEnergy-Studie 2006 – Markteinsch¨atzung der Windindustrie bis zum Jahr 2014. Deutsches Windenergie-Institut – DEWI, Wilhelmshaven, 2007. http://www.dewi.de/ dewi/index.php?id=28 (abgerufen am 4.7.2007). [DEWI 2008] Windenergienutzung in Deutschland – Stand 31.12.2007. Ender C, DEWI Magazin Nr. 32, Februar 2008, S. 32–46. Deutsches Windenergie-Institut – DEWI, Wilhelmshaven, 2008. http://www.dewi.de/dewi/ﬁleadmin/pdf/publications/Magazin 32/05.pdf (abgerufen am 3.5.2008).

Literatur

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Teil III

Optimierung des Windenergieausbaus

Die Technik der Windenergieanlagen hat dank g¨unstiger Rahmenbedingungen f¨ur die Windenergieeinspeisung in Deutschland einen hohen Stand erreicht. Deutschland ist mit u¨ ber 20.000 MW installierter Leistung, u¨ ber 70.000 Arbeitspl¨atzen und einem boomenden Exportmarkt Weltmarktf¨uhrer im Bereich Windenergie. Der Standard neuer Windenergieanlagen ist heute durch folgende technische Merkmale gekennzeichnet: • Nabenh¨ohe: 60 m bis 80 m in K¨ustenlagen, bis deutlich u¨ ber 100 m im Binnenland, • Rotordurchmesser: 80 m bis 120 m, • stufenlose Leistungsregelung (Verstellung des Anstellwinkels der Rotorbl¨atter durch Drehung um ihre L¨angsachse (Pitch-control), ggf. in Verbindung mit elektronischer Leistungsregelung), • Generatorleistung: 2 MW bis 5 MW (meist doppelt gespeiste Asynchrongeneratoren oder getriebelose Vielpolgeneratoren mit Gleich- und Wechselrichtern). Die speziﬁsche Fl¨achenleistung (Generatorleistung pro von den Rotoren u¨ berstrichener Fl¨ache) liegt bei gut 350 W/m2 im Binnenland bis u¨ ber 500 W/m2 f¨ur K¨usten- und Offshore-Standorte. Die installierte Generatorleistung pro Anlage hat sich in 10 Jahren von typischerweise 0,5 MW auf bis zu 5 MW in 2008 verzehnfacht. Neben dieser rasanten technischen Entwicklung haben Fragen der Wirtschaftlichkeit nach unserem Eindruck weit weniger o¨ ffentliche Beachtung gefunden, sie wurden aber auch in der Wissenschaft wenig thematisiert. Dies mag u.a. an der großz¨ugigen Anschubﬁnanzierung durch die anf¨anglich hohen Einspeiseverg¨utungen liegen, die als Anreiz f¨ur einen hohen, aber noch nicht genau quantiﬁzierten Nutzen vom Gesetzgeber gew¨ahrt werden. Mittlerweile wird einerseits der Nutzen der CO2 -Vermeidung mit der Versch¨arfung der Klimaziele auch o¨ konomisch genauer fassbar. Zum anderen wird erst jetzt bei einem u¨ ber 20% steigenden Anteil der Windkraftwerksleistung an der insgesamt installierten Kraftwerksleistung die Frage der R¨uckwirkung der Windenergieeinspeisung auf das ¨ Gesamtsystem der Erzeugung, Ubertragung und Verteilung elektrischer Energie als erheblicher Kostenfaktor deutlich. So reichte z.B. bis etwa zum Jahr 2000 das bestehende Hochspannungsnetz zur Einspeisung der installierten Windleistung u¨ berall aus; die Frage nach den Kosten einer Netzverst¨arkung stellte sich nicht. Heute aber

156

Teil III Optimierung des Windenergieausbaus

spielt das Kriterium „wirtschaftliche Zumutbarkeit“ bzw. „Unzumutbarkeit“ eines windenergiebedingten Netzausbaus eine wachsende Rolle (Kap. 10) [EEG 2004, § 4(2); EEG 2008, § 9]. Mit der f¨uhrenden Rolle der Windenergie werden also Fragen der wirtschaftlichen Optimierung immer wichtiger: • Die im Erneuerbare-Energien-Gesetz angelegte schrittweise Absenkung der anf¨anglichen Einspeiseverg¨utungen (Kap. 5) [EEG 2008, §§ 29, 31] wird die Betreiber von Windenergieanlagen zu noch vorsichtigerer und pr¨azis begr¨undeter Kalkulation zwingen. • Die Zukunft wird zeigen, ob die l¨angerfristige Festlegung von angemessenen Einspeiseverg¨utungen f¨ur die wesentlich ergiebigeren, aber auch ungleich aufw¨andigeren und risikoreicheren Offshore-Windenergieanlagen [EEG 2008, § 31] hinreichenden Anreiz bieten, so dass das in § 1 des Gesetzes formulierte Ziel erreicht wird, bis 2020 mindestens 30% der Stromversorgung aus erneuerbaren Energien zu leisten. Die weitere Entwicklung der Verg¨utungen kann nur auf der Basis wissenschaftlich abgesicherter Verfahren und der Praxiserfahrungen von Pilotanlagen in der Nordsee geplant werden. • Die zunehmenden Konﬂikte um den Netzausbau zwingen dazu, das Kriterium „wirtschaftliche Zumutbarkeit“ mittels einer genauen Kosten-Nutzen-Analyse zu quantiﬁzieren und f¨ur die Praxis anwendbar zu machen. • Bei dem bis 2025/2030 angestrebten noch weit h¨oherem Anteil von installierter Windgeneratorleistung an der gesamten Kraftwerksleistung von 30% bis 40%, davon die H¨alfte Offshore-Anlagen mit etwa 4.000 Volllaststunden, wird auch die Wirtschaftlichkeit des erforderlichen Umbaus der gesamten Stromerzeugung in Richtung kleinerer, dezentraler und schnell regelbarer konventioneller Kraftwerke zur Bereitstellung von Reserveenergie eine zentrale Rolle spielen. Die folgenden drei Kapitel sollen also einige L¨ucken f¨ullen, die die wissenschaftliche Literatur zum Thema Wirtschaftlichkeit der Windenergie bisher aufweist. Es geht hier zun¨achst um die Grundlagen f¨ur die wirtschaftlich optimale Auslegung von Anlagen zur Erzeugung und Weiterleitung von elektrischer Energie aus ﬂuktuierenden Quellen (Kap. 8). Im Detail untersucht wird anschließend zum einen die einzelwirtschaftliche Optimierung aus der Sicht der Betreiber (Kap. 9), zum anderen das volkswirtschaftliche Optimum des notwendigen Netzausbaus zur Einspeisung erneuerbarer Energie in das o¨ ffentliche Netz (Kap. 10). Abschließend werden dann in Teil IV Fragen der technischen und wirtschaftlichen Optimierung des Gesamtsystems elektrischer Energieerzeugung bei hohen Anteilen der Windenergie diskutiert (Kap. 11 und Kap. 12).

Kapitel 8

Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

Ein Investor oder eine ganze Gesellschaft wird sich f¨ur den Einsatz einer bestimmten Technik entscheiden, wenn der damit erzielbare Nutzen h¨oher ist als die daf¨ur zu erbringenden Kosten. Dar¨uber hinaus muss die Rendite der Investition, also das Verh¨altnis von Nettoertrag zu Kapitaleinsatz, nicht nur positiv sein, sondern mindestens so hoch wie die f¨ur Investitionen mit vergleichbarem Risiko erzielbare typische Rendite. F¨ur Investitionen in Windenergie werden Kosten und Nutzen abgesch¨atzt. Ist die Rendite der Investition grunds¨atzlich ausreichend, so bleibt die Frage, wie hoch die Investition gew¨ahlt werden soll. Hier gibt es im Allgemeinen ein Optimum, da die Anlagengr¨oße h¨auﬁg aus technischen Gr¨unden und wegen Platzbedarf nicht ¨ beliebig erh¨oht werden kann oder bei einem Uberangebot des nutzenbringenden Gutes der Ertrag pro St¨uck wieder abnimmt. Mit Hilfe der Grenznutzen-GrenzkostenMethode kann das Optimum ermittelt werden. Es resultiert daraus ein neues und f¨ur die Integration der Windenergie wesentliches Ergebnis: Die Grenznutzenkurve und damit das Optimum von Investitionen in eine zeitlich stark ﬂuktuierende Quelle von Nutzen l¨asst sich direkt aus der „Leistung-Dauer-Kurve“ der Quelle herleiten. Damit l¨asst sich die optimale Nennleistung von Windenergieanlagen oder die optimale ¨ Grenzleistung von windenergiebedingten Ubertragungsleitungen bestimmen.

8.1 8.1.1

Nutzen und Kosten der Windenergie Nutzen der Windenergie

Im Erneuerbare-Energien-Gesetz ist in § 1 EEG als „Zweck des Gesetzes“ festgelegt: • Erm¨oglichung einer nachhaltigen Entwicklung der Energieversorgung; • Verringerung volkswirtschaftlicher Kosten der Energieversorgung durch Einbeziehung langfristiger externer Effekte; • Schutz von Natur und Umwelt; • Vermeidung von Konﬂikten um fossile Energieressourcen. L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 8,

157

158

8 Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

„Nachhaltige Entwicklung“, „Verringerung“, „Schutz“, „Vermeidung“, das sind die angestrebten Wirkungen, die den Wert der erneuerbaren Energien ausmachen. Um den Nutzen der Windenergie qualitativ und soweit wie m¨oglich quantitativ zu erfassen, m¨ussen die durch ihren Einsatz vermiedenen externen Kosten der Stromerzeugung aus nicht-erneuerbarer Energie erfasst werden. Diese externen Kosten werden beispielsweise in einem Text des Bundesumweltministeriums wie folgt beschrieben [BMU 2007, S. 28]: Trotz aller umweltpolitisch bedingten Fortschritte der letzten Jahrzehnte verursacht die Stromerzeugung aus nicht-erneuerbarer Energie immer noch deutlich h¨ohere Umweltsch¨aden und damit Kosten als Strom aus erneuerbaren Energien. Diese so genannten externen Kosten gehen noch nicht verursachergerecht in die Strompreise ein. Dabei spielen die Treibhausgasemissionen eine zentrale Rolle: F¨ur die hierdurch verursachten Klimasch¨aden k¨onnen als derzeit bester Sch¨atzwert Schadenskosten von 70 €/to CO2 angesetzt werden. Gewichtig sind daneben auch die durch Luftschadstoffe verursachten Gesundheits- und Materialsch¨aden sowie in geringerem Umfang landwirtschaftliche Ertragsverluste. F¨ur die Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle ergeben sich so selbst unter Ber¨ucksichtigung moderner Technik externe Kosten in einer Gr¨oßenordnung von 6 ct/kWh bis 8 ct/kWh, vgl. Abb. 8.1. F¨ur moderne, gasgefeuerte Gas- und Dampfkraftwerke (GuD) liegen sie immer noch bei etwa 3 ct/kWh. Demgegen¨uber verursacht die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nur vergleichsweise geringe externe Kosten (in der Regel unter 0,5 ct/kWh; nur Fotovoltaik derzeit noch etwa 1 ct/kWh). Bau und Entsorgung der Anlagen sind bei diesen Berechnungen einbezogen. ¨ Weitere externe Effekte (Beeintr¨achtigung von Biodiversit¨at, Okosystemen und Versorgungssicherheit sowie geopolitische Risiken) der fossilen Stromerzeugung k¨onnen aus Mangel an belastbaren Daten kaum quantiﬁziert werden. Die vorher 8 7

[Cent/kWh]

6 5 4 3 2 1 0 PV (heute) PV (2030) Laufwasser

Wind an Land

Wind Braunkohle Braunkohle Steinkohle Steinkohle Erdgas Offshore Dk 40% GuD 48% DK 43% GuD 46% GuD 57%

unterer Balken: Luftschadstoffe; oberer Balken: Treibhauseffekt (70 €/to CO2).

Abb. 8.1 Externe Kosten der Stromerzeugung f¨ur verschiedene Stromerzeugungsoptionen ([BMU 2007, S. 28])

8.1 Nutzen und Kosten der Windenergie 8 Anlegbarer Wert [ct2005/kWh]

Abb. 8.2 Vermiedene Kosten konventioneller Stromerzeugung ([EEGStromerzeugung 2006, S. 4])

159

7

Variante „externe Kosten“

6 5 4 3

Hauptvariante „Börsenpreis“

2 1

20 0 20 5 0 20 6 0 20 7 0 20 8 0 20 9 1 20 0 1 20 1 1 20 2 1 20 3 1 20 4 1 20 5 1 20 6 1 20 7 1 20 8 1 20 9 20

0

genannten Gr¨oßen sind damit nur eine Teilsumme der derzeit tats¨achlich zu erwartenden externen Kosten. Eine fr¨uhere Untersuchung des Bundesumweltministeriums, vgl. Abb. 8.2, gibt niedrigere vermiedene Kosten an [EEG-Stromerzeugung 2006]. Bei der gezeigten Variante „externe Kosten“ der Stromerzeugung aus nicht-erneuerbaren Ressourcen wird nur das vermiedene CO2 , bewertet zu Zertiﬁkatspreisen, angesetzt, nicht aber sonstige externe Kosten. Der Preis von CO2 -Zertiﬁkaten sollte allerdings in Zukunft weiter stark ansteigen, v. a. als Folge der Klimaschutzpolitik. Bei der Variante „B¨orsenpreis“ werden nur die vermiedenen Kaufpreise von Strom gem¨aß der Stromb¨orse angesetzt, wobei hier von einer sehr niedrigen Steigerung ausgegangen wurde, die bereits in 2008 deutlich u¨ berschritten worden ist. Ergebnis: Da erneuerbare Energien, wie z. B. Windenergie, u¨ berwiegend Energien aus fossilen Kraftwerken ersetzen, besteht ihr volkswirtschaftlicher Nutzen aus der Summe der vermiedenen Betriebskosten, insbesondere Brennstoffkosten dieser Kraftwerke (einzelwirtschaftlicher Nutzen) und der vermiedenen externen Kosten, die andernfalls durch die Emission von Treibhausgasen and anderen noxischen und ¨ toxischen Emissionen entst¨unden. Es ist verst¨andlich, dass in der Offentlichkeit u¨ ber Landschaftsbeeintr¨achtigung und L¨armbel¨astigung durch Windenergieanlagen diskutiert wird. Dabei sollte aber nicht vergessen werden, dass durch die verst¨arkte Nutzung von Windenergie und anderer erneuerbarer Energietr¨ager die fortlaufende Zerst¨orung des Lebensraums von Menschen, Tieren und Pﬂanzen und die in wenigen Generationen vollzogene Vernichtung der fossilen Sch¨atze, die die Natur in Hunderten von Millionen Jahren geschaffen hat, deutlich abgemildert wird. Mit Hilfe deutlicher Verbesserungen der Efﬁzienzen bei Energieumwandlung und Energienutzung kann die Vernichtung der fossilen Sch¨atze ganz vermieden werden. Ein n¨uchterner Kostenvergleich ist wohl am ehesten geeignet, der Vernunft Geltung zu verschaffen: Die Nutzung fossil befeuerter Kraftwerke statt Windenergie

160

8 Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

verursacht erhebliche zus¨atzliche externe Kosten und kann monet¨ar bewertet werden (Abschn. 8.1.3).

8.1.2

Kosten der Windenergie

Die Kosten der Windenergie bestehen aus drei Komponenten: • Einzelwirtschaftliche Kosten der Windenergieerzeugung, die von den Betreibern der Windenergieanlagen getragen werden. Die Betreiber erhalten daf¨ur mindestens die EEG-Verg¨utung (Abschn. 5.3.3). Sie betr¨agt f¨ur Onshore-Neuanlagen in 2008 rund 5 ct/kWh f¨ur 20 Jahre; f¨ur mindestens die ersten 5 Jahre wird ein Zuschlag von gut 4 ct/kWh zur beschleunigten Markteinf¨uhrung von Windenergie bezahlt. F¨ur Strom aus Offshore-Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2015 in Betrieb genommen worden sind, betr¨agt die Verg¨utung 15 ct/kWh f¨ur 12 Jahre. Bei großer Entfernung von der K¨uste und Wassertiefen gr¨oßer 20 m wird diese erh¨ohte Anfangsverg¨utung etwas l¨anger bezahlt, z. B. bei 80 km K¨ustenentfernung und 20 m Wassertiefe rund 1 Jahr l¨anger. Anschließend wird nur noch die Grundverg¨utung von 3,5 ct/kWh bezahlt [EEG 2008, § 31]. ¨ • Kosten f¨ur eine windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungskapazit¨ at des Netzes, die unter dem Vorbehalt der wirtschaftlichen Zumutbarkeit [EEG 2008, § 9 (3)] von den Netzbetreibern getragen [EEG 2008, § 14] und damit auf die Netznutzungsentgelte umgelegt werden k¨onnen. Zeile 2.3 in Tab. 8.1 fasst das Ergebnis dieser Untersuchung zusammen: Zumindest f¨ur den Onshore-Bereich liegen die Netzausbaukosten unter 0,5 ct/kWh und damit unter 5% des in Tab. 8.1 bezifferten volkswirtschaftlichen Nutzens der Windenergieproduktion von mindestens 13 ct/kWh. F¨ur den Netzanschluss von Offshore-Windparks mit GleichstromSeekabeln werden allerdings anf¨angliche Kosten von etwa 2,5 ct/kWh veran¨ schlagt, die sp¨ater vielleicht durch Einsatz h¨oherer Ubertragungsspannung auf unter 2 ct/kWh sinken k¨onnen (Abschn. 10.3.2). • Hinzu kommt ein windbedingter Anteil der Kosten f¨ur Regel-, Ausgleichs- und Reserveenergie, die zur Aufrechterhaltung von Sicherheit und Zuverl¨assigkeit des Stromsystems in jedem Fall von den Netzbetreibern getragen werden m¨ussen und als notwendige Betriebskosten in die Berechnung der Netznutzungsentgelte eingehen. Bei wachsendem Anteil der Windenergie an der Stromerzeugung wird die Bedeutung von Regel-, Ausgleichs- und Reserveenergie und ggf. Kurzzeitspeichern massiv zunehmen (Abschn. 12.2). ¨ Die Kosten f¨ur eine windbedingte Erh¨ohung der Ubertragungskapazit¨ at des Netzes fallen unter den Vorbehalt der wirtschaftlichen Zumutbarkeit: Die Verpﬂichtung der Netzbetreiber zum unverz¨uglichenAusbau des Stromnetzes endet dort, wo die Kosten ¨ einer weiteren Erh¨ohung der Ubertragungsleistung nicht deutlich niedriger sind als die zus¨atzlich erzielbare Einspeiseverg¨utung. Diese Kosten sind der wesentliche Anlass der derzeitigen Konﬂikte zwischen Windenergienanlagenbetreibern und Netzbetreibern.

8.1 Nutzen und Kosten der Windenergie

8.1.3

161

Monet¨are Bewertung von Nutzen und Kosten der Windenergie

Die Grundprinzipien der Monetarisierung von sozialen Kosten, insbesondere im Energiebereich und bei Hochspannungsleitungen, wurden in verschiedenen Untersuchungen dargestellt [Jarass 1989; Apfelstedt 1996]. ¨ Tabelle 8.1 gibt eine Ubersicht zur u¨ blichen Bewertung von Nutzen und Kosten der Windenergie. Die Bewertung des Nutzens der Windenergie erfolgt durch Gleichsetzung mit den insgesamt vermiedenen Kosten der Stromerzeugung aus nicht-erneuerbaren Ressourcen. Daraus ergibt sich, dass der Nutzen ungef¨ahr proportional ist zur im Abrechnungszeitraum aus Windenergie produzierten und ins Netz eingespeisten elektrischen Energie. Dies ist in Teil A. der Tab. 8.1 dargestellt. Die vermiedenen einzelwirtschaftlichen Kosten betragen je nach Brennstoffart 4 ct/kWh bis 8 ct/kWh. Die vermiedenen externen Kosten setzen sich aus verschiedenen Komponenten zusammen und wurden in einer vom Bundesministerium f¨ur Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit in Auftrag gegebenen Untersuchung wie folgt monetarisiert [Krewitt/Schlomann 2006]: Der CO2 -Vermeidungsnutzen betr¨agt 3 ct/kWh (Erdgas) bis 8 ct/kWh (Kohle), im gewichteten Mittel gut 6 ct/kWh. Hinzu kommen der Nutzen der Vermeidung von Sch¨aden durch Emission anderer Schadgase (Korrosion, saurer Regen etc.) von deutlich u¨ ber 1 ct/kWh sowie der (noch) nicht bezifferte Nutzen der Vermeidung von Konﬂikten um fossile Energieressourcen. Hiervon k¨onnen die externen Kosten der Windenergieerzeugung von h¨ochstens 0,5 ct/kWh abgezogen Tab. 8.1 Bewertung von Nutzen und Kosten der Windenergie (nach [Jarass/Obermair 2007, Tab. 5.1, S. 64]) [ct/kWh] A.

B.

Volkswirtschaftlicher Nutzen der Windenergie = vermiedene volkswirtschaftliche Kosten der herk¨ommlichen Stromerzeugung = (1.1) Beim Energieversorgungsunternehmen vermiedene einzelwirtschaftliche Kosten + (1.2) F¨ur die Gesamtgesellschaft vermiedene externe Kosten CO2 (beim EVU vermieden, falls CO2 -Zertiﬁkate) Andere Schadgase Konﬂiktpotenzial Volkswirtschaftliche Kosten der Windenergie – Onshore = (2.1) Einzelwirtschaftliche Kosten, vom Betreiber der Windenergieanlage, letztlich aber u¨ ber die EEG-Verg¨utung vom Stromverbraucher zu tragen + (2.2) Externe Kosten (Landschaft, Natur), von der Gesamtgesellschaft zu tragen + (2.3) Zus¨atzlicher Netzausbau, vom Netzbetreiber umlegbar auf Stromverbraucher, falls wirtschaftlich zumutbar + (2.4) Zus¨atzliche Regel- und Reserveenergie, vom Netzbetreiber umlegbar auf die Stromverbraucher

4 bis 8

3 bis 8 >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, betr¨agt 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 Verg¨utung fest, die f¨ur eingespeiste erneuerbare Energie dem Anlagenbetreiber von dem zur Abnahme gesetzlich verpﬂichteten Netzbetreiber zu entrichten ist, f¨ur Onshore-Neuanlagen in 2008 rund 5 ct/kWh f¨ur 20 Jahre zzgl. mindestens die ersten 5 Jahre ein Zuschlag von gut 4 ct/kWh. F¨ur Offshore-Windenergie werden zumindest in den ersten 12 Jahren nach der Inbetriebnahme bis zu 15 ct/kWh verg¨utet, anschließend nur noch 3,5 ct/kWh. Zudem brauchen die Betreiber der Windenergieanlagen die Kosten f¨ur 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 Verg¨utung f¨ur 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 Verg¨utungen auf die Stromkunden letztlich die Gesellschaft als Ganzes Kostentr¨ager, der eben auch der Nutzen der vermiedenen volkswirtschaftlichen Kosten der nicht-erneuerbaren Energieerzeugung zugute kommt. Die deutlich h¨ohere gesetzliche Verg¨utung f¨ur Windenergie, die offshore gewonnen wird, zeigt allerdings, dass die Verg¨utung als eine Art von Anreizﬁnanzierung auch die Kosten der Anlagenbetreiber ber¨ucksichtigen muss, die zweifellos offshore ganz erheblich h¨oher liegen werden als onshore. Dem erwarteten gr¨oßeren volkswirtschaftlichen Nutzen dieser Offshore-Anlagen tr¨agt der Gesetzgeber dadurch Rechnung, dass die Verpﬂichtung zum Bau der Seekabelanbindung vom OffshoreWindpark im Meer bis zum geeigneten Netzknoten an der K¨uste und weiter bis zum bestehenden H¨ochstspannungsnetz den Netzbetreibern u¨ bertragen wurde, die die entstehenden Kosten auf die Strompreise umlegen k¨onnen (Abschn. 10.1.1). Letztlich muss offensichtlich die H¨ohe der Verg¨utung f¨ur die verschiedenen Formen erneuerbarer Energieerzeugung so gesetzt werden, dass die Investoren f¨ur ihre Investitionen die f¨ur 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 ausgepr¨agten, sehr kurzen Maxima des nat¨urlichen Angebots. Dies hat Konsequenzen sowohl f¨ur die technische wie f¨ur die wirtschaftliche Optimierung der Erzeugungssysteme, insbesondere der Windenergieanlagen. Mit der Turmh¨ohe und der Fl¨ugell¨ange der Windenergieanlagen, aber auch mit der Generatorleistung, von der das Einsetzen der Herunterregelung der Turbine bestimmt wird, w¨achst die mechanische Dauerwechselbelastung aller Bauteile stark an. Dies f¨uhrt zu einer technischen Grenze f¨ur die Gr¨oße der einzelnen Windenergieanlage. Mit den derzeit verf¨ugbaren Materialien und technischen M¨oglichkeiten d¨urften Anlagen mit gut 120 m Rotordurchmesser, Turmh¨ohen 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 f¨ur solche ﬂuktuierende Quellen ein Problem darstellt, l¨asst sich recht einfach erkl¨aren: Bei einer Vergr¨oßerung von Turbine und Generator u¨ ber ein f¨ur den Standort vern¨unftiges Maß hinaus gewinnt man nur in den wenigen Stunden des Jahres, in denen das nat¨urliche Angebot eine hohe Spitze erreicht, eine insgesamt sehr geringe zus¨atzliche Menge an Energie. Der zus¨atzliche Nutzen wird also bei einer laufenden Erh¨ohung der installierten Leistung immer kleiner, was mit dem Ausdruck „abnehmender Grenznutzen“ beschrieben wird. Die anfallenden zus¨atzlichen Kosten f¨ur eine Erh¨ohung der installierten Leistung sinken dagegen nicht mit wachsender Anlagengr¨oße, die Grenzkosten nehmen also nicht mit wachsender installierter Leistung ab, sondern eher zu, da ab einer gewissen Gr¨oße dann eben auch die statischen Strukturen wie Fundament und Turm u¨ berproportional st¨arker ausgelegt werden m¨ussen. Es gibt also einen Punkt, wo sich (monet¨ar bewerteter) zus¨atzlicher Nutzen und zus¨atzliche Kosten aufwiegen: Das ist das Optimum. Doch wie bestimmt man dieses „vern¨unftige Maß“ der Investition quantitativ? Die Antwort auf diese Frage gibt ein zentraler Satz der Wirtschaftstheorie: Das Optimum des Ertrags ist bei der H¨ohe der Investition erreicht, bei welcher der • Grenznutzen, das ist die Steigerung des Bruttoertrags bei einer (inﬁnitesimal kleinen) Erh¨ohung der Investition, gleich groß ist wie die • Grenzkosten, also die Zunahme der Kosten durch diese Erh¨ohung 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 tats¨achliche Durchsetzung des (dynamischen) Gleichgewichtszustands eines Systems, bei dem eine Zielfunktion

164

8 Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

(z. B. der Ertrag eines Unternehmens oder einer Volkswirtschaft) als Funktion des Faktoreinsatzes (z. B. der Produktionsfaktoren Arbeit oder Kapital) den g¨unstigsten 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 f¨ur 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 H¨ohe des Kapitaleinsatzes K abh¨angt (oder nur diese Abh¨angigkeit 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 H¨ohe des Kapitaleinsatzes K, durch die tief gestellte Variable. Der Grenznutzen NK , d. h. die Erh¨ohung des Nutzens bei einer (inﬁnitesimalen) Erh¨ohung 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 sp¨ateren 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 sp¨ateren Windenergieanwendungen, die Annahme weitgehend konstanter Skalenkosten, d. h., die Kosten nehmen ungef¨ahr proportional mit dem Kapitaleinsatz K zu: C(K) ≈ c ∗ K, wobei c ≈ CK ; c ist ungef¨ahr konstant.

(8.5)

Nun zur Durchf¨uhrung 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 erf¨ullt sein, dass die Rentabilit¨at r des eingesetzten Kapitals, also die

8.2 Grenznutzen und Grenzkosten

165

Gr¨oße r = Y/K, zumindest im Maximum von Y(K) bei (Y*, K*) den in der gegebenen Risikoklasse markt¨ublichen 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*, n¨amlich N(K*), gr¨oßer sein als die zugeh¨origen Kosten C(K*); andernfalls w¨are die gesamte Investition volkswirtschaftlich nicht wirtschaftlich. Wenn der Gesamtnutzen im Optimum so groß ist, dass die Rentabilit¨at, 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, n¨amlich die Grenznutzenkurve NK , ist also fallend („abnehmender Grenznutzen“) und geht bei großem Kapitaleinsatz gegen Null. • Die Kostenkurve C steigt ann¨ahernd linear mit dem Kapitaleinsatz K an. Ihre Ableitung CK ist also ann¨ahernd 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 Erh¨ohung der Investition. • Die Grenzkosten einer Investition sind die zus¨atzlichen Kosten pro Erh¨ohung der Investition. • Das Optimum des Ertrags einer Investition liegt vor, wenn Grenznutzen und Grenzkosten gleich groß sind, soweit bei dieser Investition der Gesamtnutzen

166

8 Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

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 Fl¨ache unter der Grenznutzenkurve NK bis zu K*, gr¨oßer ist als die Gesamtkosten. ¨ F¨ur ein System zur Erzeugung (Kraftwerke) und Ubertragung (Stromleitungen) von elektrischer Energie ist die sowohl technisch als auch o¨ konomisch entscheidende Gr¨oße die maximale Leistung Pmax , die erzeugt und gesichert u¨ bertragen werden kann. Pmax ist also gegeben als die kleinere der zwei Gr¨oßen • 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 h¨angt mit dem erforderlichen Kapitalaufwand K funktional zusammen, und es gilt ann¨ahernd (wenn man von der St¨uckelung der typischen Generatorgr¨oßen und Leitungsst¨arken 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 begr¨undet, praktisch aber im Wesentlichen mit der vom Gesetzgeber festgesetzten EEG-Mindestverg¨utung f¨ur 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 Verg¨utung pro Kilowattstunde (also, wie im EEG 2008, unabh¨angig von der momentanen Stromnachfrage) f¨ur eine Anlage gegebenen Inbetriebnahmedatums bezahlt wird. Der Nutzen ergibt sich dann als N = m ∗ E [€/a] mit m : Verg¨utung pro Kilowattstunde [€/kWh], E : Energieertrag pro Jahr [kWh/a]. Die relevante unabh¨angige Variable, von der der erzielte Nutzen an einem gegebenen Standort entscheidend abh¨angt, 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 Gr¨oße 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 ann¨ahernd proportional ist zur H¨ohe 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 Erh¨ohung der maximal einspeisbaren Leistung an und stellt damit die Grenznutzenfunktion dar. Im Folgenden wird gezeigt, dass die f¨ur die Optimierung ben¨otigte 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 l¨asst. Dies geschieht in zwei Schritten.

168

8.3.2

8 Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

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 f¨ur eine Windenergieanlage an diesem Standort erstellt. Abbildung 8.4 erl¨autert das zugrunde liegende Prinzip. Sie zeigt – stark vereinfacht – den zeitlichen Verlauf der Windenergieproduktion eines k¨ustennahen Windparks an 10 windstarken Tagen, wie er schon in Abb. 3.8 gezeigt wurde. Die schrafﬁerte Fl¨ache unter dieser Kurve entspricht als Produkt von Leistung p und Dauer t der Energieproduktion pro installiertem kW w¨ahrend 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 Einspeiseverg¨utung in €/kWh ergibt die gesetzlich anerkannte Untergrenze des volkswirtschaftlichen Nutzens der Einspeisung von Windenergie w¨ahrend 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 – f¨ur 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 geh¨oren, so sind f¨ur 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 verl¨auft. Diese Abschnitte bedeuten also Zeitintervalle, in denen die Leistung mindestens den Wert P = p ∗ PNenn erreicht. Die Summe der L¨angen dieser gestrichelten Linienabschnitte f¨ur ein gegebenes p ergibt die Dauer T, f¨ur die die Leistung P = p ∗ PNenn erreicht oder u¨ berschritten wird. In Abb. 8.4c wird f¨ur 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 sp¨ateren Abb. 8.5 als Zahl der Stunden des dort betrachteten Jahres. Diese Kurve gibt also f¨ur jede Leistung P bezogen auf die installierte Generatornennleistung PNenn die Dauer, d. h. die Zahl der Stunden an, w¨ahrend derer aufgrund der Windverh¨altnisse am Standort mindestens die Leistung P = p ∗ PNenn erreicht wird. Aufgrund der beschriebenen Konstruktion der Abb. 8.4c ergibt sich, dass die schrafﬁerte Fl¨ache in Abb. 8.4c gleich ist der schrafﬁerten Fl¨ache in Abb. 8.4b. Beide Fl¨achen 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 l¨angs der vertikalen Achse aus Abb. 8.4c nun mit einer typischen EEG-Einspeiseverg¨utung von 0,075 €/kWh multipliziert. Die schrafﬁerte Fl¨ache unter dieser Kurve multipliziert mit der installierten Leistung

8.3 Grenznutzenkurve einer zeitlich ﬂuktuierenden Quelle wie der Windenergie

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

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

1,0

Abb. 8.4 Erstellung einer Dauer-Leistung-Kurve

0 0,0

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

1,0

170

8 Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

gibt die Verg¨utungssumme in den 10 betrachteten Tagen bei unbegrenzt m¨oglicher Erzeugung und Einspeisung an.

8.3.3

Dauer-Leistung-Kurve und Grenznutzen-Leistung-Kurve

F¨ur die Bewertung des volkswirtschaftlichen Nutzens eines Windparks mit gegebener Auslegung an einem bestimmten Standort ist offensichtlich eine kurze Periode mit speziﬁschen Windbedingungen nicht repr¨asentativ. 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 f¨ur ein ganzes Jahr erzeugte Dauer-Leistung-Kurve muss demgem¨aß als Ausgangspunkt1 zur Ermittlung des volkswirtschaftlichen Gesamtnutzens N und der Grenznutzenfunktion Np (p) dienen. Eine solche Kurve f¨ur ein ganzes Jahr f¨ur einen Windpark an der K¨uste mit sehr leistungsstarken neuen Anlagen ist exemplarisch in Abb. 8.5a skizziert. Wie schon erl¨autert, ist die gesamte schrafﬁerte Fl¨ache unter der Dauer-LeistungKurve in Abb. 8.5a proportional zur Energieeinspeisung des Windparks bei unbeschr¨ankter 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-Verg¨utung (im Beispiel 0,075 €/kWh) wird die schrafﬁerte Fl¨ache unter der Kurve proportional zum j¨ahrlichen monet¨aren 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 Fl¨ache rechts unten in den Abbildungen entspricht. Erh¨oht man nun die Grenzleistung um ein kleines p, wie in der Ausschnittsvergr¨oßerung in Abb. 8.5c dargestellt, so ist der zus¨atzliche Nutzen N die senkrecht schrafﬁerte Fl¨ache, das Produkt aus der H¨ohe des Streifens, n¨amlich m∗T(pGrenz ), und seiner Breite, n¨amlich der zus¨atzlich m¨oglichen Einspeiseleistung p. Teilt man die Gr¨oße dieser Fl¨ache durch p, so erh¨alt man den Grenznutzen N/p bei einer Erh¨ohung von p auf p + p. Dieser Quotient ist aber gerade die H¨ohe des Streifens. Der Grenznutzen als Funktion der relativen Leistung p ist demnach durch die H¨ohe des Streifens, d. h. durch den Wert der durch die Kurve dargestellten Funktion an der Stelle p = P/PNenn gegeben. Kurz gesagt: Bei einer Erh¨ohung der Grenzleistung um ein kleines p entspricht der zus¨atzliche Energieertrag der Fl¨ache eines Streifens der Breite p und H¨ohe der Kurve an der Stelle PGrenz , hier p = 0,9. Die H¨ohe der Kurve gibt also gerade die zus¨atzliche Einspeiseverg¨utung pro zus¨atzlich m¨oglicher 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, n¨amlich 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.

8.3 Grenznutzenkurve einer zeitlich ﬂuktuierenden Quelle wie der Windenergie

171

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

172

8 Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

p an: Das ist genau die Deﬁnition des Grenznutzens. Die gesuchte monet¨are 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 Einspeiseverg¨utung, wie in Abb. 8.5b gezeigt. Die gesuchte monet¨are Grenznutzenkurve, etwa f¨ur einen gegebenen Windpark f¨ur 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-Einspeiseverg¨utung zur monet¨aren 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, f¨ur die mindestens diese Leistung erbracht wird. Kann jede Leistung bis PNenn , also bis p = 1, eingespeist werden, so gilt f¨ur die eingespeiste Energie 1 E=

T(p) dp,

p=0

d. h., die Fl¨ache 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 monet¨are Nutzen bei einer (konstanten) Einspeiseverg¨utung 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 ausf¨uhrlich 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 Fl¨ache unter der Grenznutzenkurve NK bis zu K* in Abb. 8.3, gr¨oßer 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 St¨arke der Netzanbindung, insbesondere das Maß des volkswirtschaftlich zumutbaren Ausbaus des H¨ochstspannungsnetzes zur Fern¨ubertragung von Windenergie? • Kap. 11/12: Welche Zusammensetzung des Gesamtsystems von Kraftwerken – inklusive Pumpspeicherwerke und anderer Speicher – muss l¨angerfristig erreicht werden, damit die Zielvorgabe der Bundesregierung f¨ur eine massive Erh¨ohung des Beitrags erneuerbarer Energien zur Stromversorgung realisiert werden kann?

Literatur [Apfelstedt 1996] Apfelstedt G, Jarass L, Obermair G M: Die Umweltvertr¨aglichkeitspr¨ufung von Hochspannungsleitungen. In: Handbuch der Umweltvertr¨aglichkeitspr¨ufung (HdUVP). Storm P-C und Bunge Th (Hrsg.), Schmidt-Verlag Berlin Bielefeld M¨unchen, 19. Lieferung, V/1996. [BMU 2007] Erneuerbare Energien in Zahlen – Internet Update. Bundesministerium f¨ur 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 f¨ur 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 f¨ur 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

8 Grundlagen der Optimierung: Nutzen versus Kosten

[Jarass/Obermair 2007] Jarass L, Obermair G M: Wirtschaftliche Zumutbarkeit des Netzausbaus f¨ur Windenergie. Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums f¨ur Umwelt, Naturschutz ¨ und Reaktorsicherheit. Uberarbeiteter Schlussbericht, 30.3.2007. http://www.JARASS.com, Energie, A. B¨ucher und umfangreiche Gutachten. [Krewitt/Schlomann 2006] Krewitt W, Schlomann B: Externe Kosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Vergleich zur Stromerzeugung aus fossilen Energietr¨agern. Gutachten im Rahmen von Beratungsleistungen f¨ur das Bundesministerium f¨ur 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 f¨ur Solare Energieversorgungstechnik e.V. – ISET, Universit¨at Kassel, 2006. Erscheint seit 1999 j¨ahrlich; 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 vergr¨oßert: Die typischen Turmh¨ohen stiegen von 30 m auf bis zu 120 m, wodurch wesentlich h¨ohere und gleichm¨aßigere Windgeschwindigkeiten genutzt werden k¨onnen. 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 f¨ur die j¨ahrliche Windenergieproduktion entscheidende Rotorkreisﬂ¨ache von knapp 200 m2 auf u¨ ber 12.000 m2 erh¨ohte. Der j¨ahrliche 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 h¨oheren Windertr¨age voll ausgeglichen werden k¨onnen. Windenergie ist in jedem Fall von allen erneuerbaren Energien (mit Ausnahme der Wasserkraft) am kosteng¨unstigsten und lag 2008 bei den einzelwirtschaftlichen Kosten nicht mehr wesentlich u¨ ber dem Niveau neuer thermischer Kraftwerke. Eine Verringerung der speziﬁschen Fl¨achenleistung (W/m2 ), d. h. kleinerer elektrischer Generator in sonst unver¨anderter Windenergieanlage, verringert die j¨ahrliche Energieerzeugung nur geringf¨ugig, f¨uhrt aber zu einer geringeren mechanischen Belastung der Anlage, einer deutlich h¨oheren Volllaststundenzahl und einer deutlich besseren Prognostizierbarkeit der Windenergieproduktion.

9.1

Entwicklung von Rotordurchmesser und installierter Leistung

F¨ur die technisch-wirtschaftlich optimale Auslegung der einzelnen Windenergieanlagen f¨ur einen bestimmten Standort sind die H¨auﬁgkeiten und Erwartungswerte der Windenergieproduktion und die daraus resultierende Nutzen-Kosten-Struktur maßgeblich. Solche statistische Angaben u¨ ber das Windenergieangebot sind im letzten Jahrzehnt f¨ur 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 vergr¨oßert 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 Rotorﬂ¨ache entsprechend von knapp 200 m2 auf u¨ ber 12.000 m2 . • Die Fl¨achenleistung, also die installierte Leistung pro Rotorﬂ¨ache, stieg von unter 200 W/m2 auf deutlich u¨ ber 400 W/m2 . • Die Turmh¨ohe stieg von 30 m auf 120 m, wodurch wesentlich h¨ohere und gleichm¨aßigere Windgeschwindigkeiten genutzt werden k¨onnen. • Der j¨ahrliche 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 Rotorﬂ¨ache auf das 65fache, die Turmh¨ohe auf das 4fache, der j¨ahrliche Energieertrag pro Anlage auf das 500fache. Tabelle 9.1 zeigt die im Jahr 2008 gr¨oßten kommerziell verf¨ugbaren 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 n¨ordlich 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 gr¨oßten Windenergieanlagen der Welt 2008 ([BWE 2008a, Technik, Folie 3])

Nennleistung [MW] Rotordurchmesser [m] Nabenh¨ohe [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 Zuverl¨assigkeit unter Beweis stellen konnten. Der Marktf¨uhrer Enercon konzentriert sich auf die Weiterentwicklung von Onshore-Anlagen: • Mitte 2007 Fertigstellung der Enercon-112m/6MW mit 160 m Turmh¨ohe in Brandenburg; • Ende November 2007 Bau der leistungsst¨arksten Anlage der Welt mit 127 m Rotordurchmesser und 6 MW installierter Leistung, Nabenh¨ohe 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 m¨oglichen Werten realisiert, sondern zun¨achst bew¨ahrte Anlagen der jeweils vorherigen Generation. Diese zeitliche Verz¨ogerung 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 großr¨aumiger Einf¨uhrung der neuen 6-MW-Anlagen onshore und offshore ist mit einer weiteren deutlichen Erh¨ohung zu rechnen. Abbildung 9.3 zeigt die Entwicklung der Rotordurchmesser als Anteil der einzelnen Rotorklassen an der j¨ahrlich 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 <16 m

10

16,1 - 22 m

48,1 - 60 m

0

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Abb. 9.3 Installierte Rotordurchmesser 1987–2007 ([BWE 2008c, S. 8])

Lebenszyklen der einzelnen Rotorklassen deutlich, die jeweils bis rund 5 Jahre dauern und sich wechselseitig u¨ berlappen: • Bis 1988 u¨ berwogen Rotordurchmesser bis zu 16 m, bis 1993 verdoppelten sich die Rotordurchmesser auf bis 32 m, bis 1998 wurden sie nochmals um 50% auf bis zu 48 m vergr¨oßert. • Seit 1998 wurden anfangs Rotordurchmesser bis zu 60 m installiert, in wachsendem Umfang aber auch bis zu 90 m. • Seit 2007 werden in immer st¨arkerem Umfang Rotordurchmesser von u¨ ber 90 m installiert, die neuen 6-MW-Anlagen haben bis zu 130 m Rotordurchmesser; derartige Windenergieanlagen sind v. a. f¨ur den wachsenden Offshore-Einsatz vorgesehen. Gr¨oßere Turmh¨ohen, neben der Vergr¨oßerung der Rotordurchmesser und der installierten Leistungen das dritte entscheidende Wachstumselement, f¨uhren zu deutlich h¨oheren Windertr¨agen und erm¨oglichen damit einen wirtschaftlichen Betrieb dieser Anlagen auch im Binnenland. Diese Vergr¨oßerung ist ein Hauptstreitpunkt bei der Umsetzung der Windenergie vor Ort. Das starke Wachstum der Windenergie in den letzten 10 Jahren in Deutschland, mittlerweile auch in anderen L¨andern wie Spanien, USA, Indien und China (Abschn. 7.3), ist einzig vergleichbar mit dem Zuwachs der Internetnutzung in den letzten

9.2 Kosten der Onshore-Windkraftwerke

179

Jahren. Dies betrifft sowohl die Entwicklung der Windtechnologie als auch den sp¨urbar wachsenden Einﬂuss auf die gesamte Stromerzeugung. Damit werden aber auch die m¨oglichen Grenzen der Entwicklung immer deutlicher: Die konstruktiven Merkmale der Windenergieanlagen sind weitgehend ausgereizt – wenn man von speziellen Entwicklungen der Offshore-Windenergie oder von extremen Standortbedingungen im Zuge der globalen Entwicklung absieht. So wird mittlerweile ein maximaler Leistungsbeiwert von fast 50% erreicht, und es verbleibt kaum ein Verbesserungspotenzial zum theoretischen Wert der idealen Windturbine von 59% (Abschn. 2.2). Bez¨uglich des Zusammenhanges von Baugr¨oße, Baumassen, Leistungssteigerung und Werkstoffen gilt: „Das Gr¨oßenwachstum ist physikalisch begrenzt, jedoch ist das Limit des Machbaren noch nicht klar erkennbar und wird letztendlich auch durch die Kosten f¨ur h¨oherwertige Werkstoffe mit bestimmt.“ [Twele 2004, S. 24].

9.2

Kosten der Onshore-Windkraftwerke

Die geschilderte technologische Entwicklung steht im Zusammenhang mit einer ebenso bemerkenswerten Entwicklung der Stromgestehungskosten aus Windenergie. Windenergie hat von allen erneuerbaren Energien (mit Ausnahme der Wasserkraft) die niedrigsten einzelwirtschaftlichen Kosten und lag schon 2008 nur noch geringf¨ugig u¨ ber dem Niveau klassischer Großkraftwerke. Zudem ist die Windenergie diejenige unter den erneuerbaren Energien, die schnell hohe Anteile des gesamten elektrischen Energieverbrauchs abzudecken vermag und insoweit merkbar und nicht nur am Rande in das Gesamtsystem der Stromerzeugungsstrukturen eingreift.

9.2.1

Kostenstruktur

Die einzelwirtschaftlichen Kosten der Windenergie h¨angen von vielen Faktoren ab. Die Gr¨oße der Anlage (elektrische Nennleistung und Nabenh¨ohe) spielt eine entscheidende Rolle, ebenso der Standort (von den Windverh¨altnissen bis zur Akzeptanz) und die Frage der Gr¨oße des Windparks, in den die Einzelanlagen integriert sind. Die Zusammensetzung der Kostenverteilung variiert deshalb f¨ur jedes Projekt abh¨angig von derArt der Windenergieanlage (Gr¨oße, Konzept), dem Standort (K¨uste, Binnenland, Gebirge) und der Anzahl der Windenergieanlagen pro Windpark. Die Investitionskosten unterteilen sich in die Kosten f¨ur Herstellung und Montage der Windenergieanlage (ca. drei Viertel) und die Investitionsnebenkosten (ca. ein Viertel). Abbildung 9.4 zeigt beispielhaft die Struktur der Kosten f¨ur Herstellung und Montage einer 1,2-MW-Windenergieanlage. Die gr¨oßten Kostenbl¨ocke f¨ur die Herstellung einer Windenergieanlage sind Turm, Rotorbl¨atter, Getriebe und Generator.

180 Abb. 9.4 Kostenstruktur f¨ur Herstellung und Montage einer 1,2-MWWindenergieanlage ([BWE 2008b, Projekte/Planung, Investitions- und Betriebskosten, Preis der Anlage])

9 Optimierung von Windenergieanlagen Kabel und Sensorik 3

Hydraulik 2%

Azimutsystem 2% Montage 3%

Nabe und Hauptwelle 6%

Getriebe 18%

Gondel 8% Generator 10%

Blätter 24%

Turm 24%

Abbildung 9.5 zeigt beispielhaft die Struktur der Investitionsnebenkosten einer Windenergieanlage. Die gr¨oßten Kostenbl¨ocke f¨ur die Investitionsnebenkosten sind die Netzanbindung mit einem Drittel und das Fundament mit einem F¨unftel. Die Investitionsnebenkosten h¨angen besonders stark von den o¨ rtlichen Gegebenheiten ab. Abbildung 9.6 zeigt beispielhaft die Struktur der Betriebskosten einer Windenergieanlage. Die Betriebskosten bestehen in der Hauptsache aus Wartungs- und Instandhaltungskosten, Grundst¨ucks- und Versicherungskosten, Personalkosten (v. a. Windpark-Gesch¨aftsf¨uhrung) und Steuern sowie Kosten f¨ur Strombezug, Rechtsberatung und Verbandsbeitr¨age. Der gr¨oßte Unsicherheitsfaktor liegt bei den Wartungs- und Instandhaltungskosten, also v. a. den erforderliche Ersatzinvestitionen u¨ ber die Betriebsdauer von 20 Jahren. Der Bundesverband WindEnergie geht f¨ur die erste Dekade von j¨ahrlichen Betriebskosten in H¨ohe von knapp 5% der Investitionskosten aus, in der zweiten Dekade von knapp 7% [BWE 2008b, Projekte/Planung, Investitions- und Betriebskosten, Betriebskosten, letzter Absatz]; dies entspricht rund 25% bzw. 40% der erzielbaren Einspeiseerl¨ose. Diese Sch¨atzungen liegen sicher an der Obergrenze. So werden in der sp¨ateren Tab. 9.3 f¨ur die sehr viel schwerer zu wartenden Offshore-Windkraftwerke 3,5%/a bzw. 4,5%/a angegeben.

Planung 9%

Sonstige Kosten 26%

Erschließung 7%

Abb. 9.5 Struktur der Investitionsnebenkosten einer Windenergieanlage ([BWE 2008b, Projekte/Planung, Investitionsund Betriebskosten, Investitionsnebenkosten])

Fundament 22%

Netzanbindung 36%

9.2 Kosten der Onshore-Windkraftwerke Abb. 9.6 Struktur der Betriebskosten einer Windenergieanlage ([BWE 2008b, Projekte/Planung, Investitions- und Betriebskosten, Betriebskosten])

Strombezug aus EVU-Netz Versicherung 5% 13%

Wartung und Instandhaltung 26%

9.2.2

181 Grundstückskosten 18%

GF+Steuer 21%

Sonstige Kosten 17%

Sinkende Stromerzeugungskosten der Windenergie bis 2006

Die speziﬁschen Anlagenkosten sind von 1990 bis 2004 um rund 30% gesunken. Dieser Effekt basiert wesentlich auf der kontinuierlichen Entwicklung der Serienfertigung aufgrund stabiler Rahmenbedingungen. Durch die Steigerung der Efﬁzienz in der Anlagenentwicklung selber (Leistung, Nabenh¨ohe, Rotordurchmesser etc.) konnten weitere erhebliche Verbilligungseffekte bei den Stromerzeugungskosten aus Windenergie realisiert werden: „Zwischen 1990 und 2004 ging der Preis f¨ur Windkraftanlagen um 29% zur¨uck, f¨ur die Produktion einer Kilowattstunde Windstrom sogar um 53%.“ [BWE 2006, S. 2]. Die technologische Entwicklung hat damit zu einer permanenten Senkung der Stromerzeugungskosten aus Windenergie und in 15 Jahren zu einer faktischen Halbierung der Herstellungskosten der Windenergieanlagen gef¨uhrt. Die gesamten Investitionskosten eines Onshore-Windparks betrugen in 2006 typischerweise rund 1.400 €/kW, davon rund 1.100 €/kW Kosten f¨ur Lieferung und Installation von Rotor und Turm, je nach Standort zus¨atzlich rund 300 €/kW f¨ur Planungs- und Genehmigungskosten, Grundst¨uck, Fundament, Baubetreuung etc. Bei diesen Zahlen handelt es sich um Anhaltswerte, die je nach den jeweiligen Projektbedingungen schwanken k¨onnen. Anhand von Windenergieanlagen mit Inbetriebnahme im Jahr 2006 wurden die Stromgestehungskosten von Windenergie detailliert untersucht [EEGErfahrungsbericht 2007]. Dabei wurde ersichtlich, dass bei der Verg¨utung gem¨aß EEG 2004 im Jahr 2010 nur Standorte mit einer mittleren Windgeschwindigkeit von mindestens 7,7 m/s erschließbar sind. Derartige Windgeschwindigkeiten herrschen meist nur im unmittelbaren K¨ustenbereich. Da diese Standorte schon u¨ berwiegend genutzt werden, ist das bei derartigen Verg¨utungen noch zus¨atzlich erschließbare Gesamtpotenzial a¨ ußerst gering. Durch die EEG-Novellierung 2008 wurde die Verg¨utung f¨ur neue Anlagen wesentlich erh¨oht, so dass nun sowohl Repowering als auch die Erschließung neuer Windparks an guten Binnenlandstandorten wieder wirtschaftlich interessant ist.

182

9.2.3

9 Optimierung von Windenergieanlagen

Steigende Stromerzeugungskosten der Windenergie seit 2006

Wie erl¨autert, haben sich seit 1990 u¨ ber einen Zeitraum von knapp 15 Jahren in Deutschland sowohl die Herstellungskosten der Windenergieanlagen als auch – noch st¨arker – die Stromerzeugungskosten kontinuierlich verringert. Seit etwa 2006 ist allerdings zu beobachten, dass sich die Herstellungskosten verteuern. Dies h¨angt mit zwei wesentlichen Faktoren zusammen: • Massive Erh¨ohung der Rohstoffpreise, insbesondere bei Stahl und Kupfer, infolge der rasanten weltwirtschaftlichen Entwicklung. So stiegen z. B. die Preise f¨ur Metalle in Deutschland von 2003 bis 2007 um rund 50%. In der Folge erh¨ohten sich nicht nur die Herstellkosten z. B. von Stahlt¨urmen, sondern auch die Preise f¨ur weitere wichtige Anlagenteile, wie z. B. von Elektrowandlern. • Erh¨ohung der Anlagenpreise aufgrund der global massiv ansteigenden Nachfrage nach Windenergieanlagen. Die rasant steigende Nachfrage nach Windenergieanlagen aufgrund verschiedener, z. T. massiver nationaler Ausbauprogramme f¨uhrte dazu, dass die weltweiten Herstellerkapazit¨aten ausgesch¨opft waren und sich die Lieferzeiten verl¨angerten. In Verbindung mit unterschiedlichen Zahlungsmodalit¨aten der verschiedenen L¨ander f¨uhrte dies zu einer marktgetriebenen Preissteigerung, unabh¨angig von den Preissteigerungen bei den einzelnen Komponenten. Diese Entwicklung behinderte in Deutschland den weiteren Ausbau der Windenergie, sowohl den Neubau von Windparks als auch den Ersatz a¨ lterer durch moderne Anlagen (Repowering). Ein Anzeichen daf¨ur, dass sich die Marktsituation in 2007/2008 immer mehr zu einem Verk¨aufermarkt entwickelte, zeigt sich in der Tatsache, dass in der „Markt¨ubersicht 2007/2008“ [BWE 2007b] von keinem Hersteller mehr Preisangaben f¨ur die verschiedenen Windenergieanlagen zu ﬁnden ¨ sind. Ubrigens: Die Kostensteigerungen, z. B. wegen der gestiegenen Stahlpreise, sind nicht nur bei den Steigerungen der Windenergieanlagen-Herstellungskosten zu beobachten, sondern betreffen den gesamten Kraftwerkssektor. Hinsichtlich der Windenergieentwicklung darf allerdings ein anderer Trend nicht u¨ bersehen werden: Hatte sich in den ersten 15 Jahren die Entwicklung der Herstellerﬁrmen im Wesentlichen auf immer weniger Firmen konzentriert – und dies waren fast ausschließlich deutsche und d¨anische Firmen – so ist seit der Jahrtausendwende nicht nur der Einstieg großer Energiekonzerne in den Windenergieanlagenbau zu beobachten, sondern es entstehen auch neue Firmen, oft auf der Basis der Lizenzfertigung erfolgreich in den Markt eingef¨uhrter Anlagen. Als Beispiele m¨ogen hier die Entwicklungen in Spanien, China und Indien stehen. Diese Entwicklung k¨onnte dazu f¨uhren, dass im weiteren Verlauf nicht nur die Herstellerbasis wesentlich verbreitert wird, sondern auch die Herstellungskosten aufgrund der unterschiedlichen Lohnverh¨altnisse sinken k¨onnten. Zusammenfassend wird festgestellt [EEG-Erfahrungsbericht-Vorbereitung 2007, S. 230]: „Die angesprochenen Preissteigerungen f¨ur Windenergieprojekte resultieren im Wesentlichen aus drei Punkten:

9.3 Kosten der Offshore-Windkraftwerke

183

• Die Nachfrage f¨ur Windenergieanlagen hat sich seit 2005 deutlich erh¨oht, so dass das Angebot im Verh¨altnis zur Nachfrage deutlich abgenommen hat, hieraus resultieren erh¨ohte Preise f¨ur Windenergieanlagen. • Die Rohstoffpreise haben in den vergangenen Jahren deutlich zugelegt. Insbesondere Stahl und Kupfer, welche beide in großen Mengen f¨ur die Herstellung von Windenergieanlagen verwendet werden, waren von dieser Entwicklung betroffen. So stiegen die Preise f¨ur Stahl im Zeitraum von 2000 bis 2006 um rund 75%, f¨ur Kupfer sogar um u¨ ber 120%. • Ferner stiegen die Leitzinsen . . . seit der letzten EEG-Novelle nach einem vor¨ubergehenden Zinstief (2003 bis Ende 2005) wieder deutlich an. Dies verteuert die Kapitalbeschaffung f¨ur Windparks deutlich und belastet damit die Wirtschaftlichkeit entsprechender Projekte.“

9.3

Kosten der Offshore-Windkraftwerke

Der zus¨atzliche technische Aufwand f¨uhrt zu erheblichen Mehrkosten, so dass Windkraftwerke offshore mindestens doppelt so hohe Aufwendungen erfordern wie onshore (Abschn. 9.2). Dies zeigen die Diskussionen um die technischen Probleme unter den deutschen Offshore-Bedingungen. Es betrifft die Errichtung ebenso wie Wartung und Instandhaltung. Dies zeigen auch die konkreten Betriebserfahrungen mit den in Europa bereits realisierten k¨ustennahen Offshore-Windparks und die H¨ohe der Verg¨utung f¨ur die dort eingespeiste Windenergie. Das britische Wirtschaftsministerium gab f¨ur die ersten kommerziellen OffshoreWindkraftwerke, insgesamt gut 300 MW Ende 2006, Investitionskosten von knapp 2.000 €/kW an [DTI 2006, Round 1 – Status: 1.220 bis 1.360 £/kW]. Diese OffshoreWindkraftwerke liegen aber alle sehr viel n¨aher zur K¨uste als die geplanten deutschen Anlagen und weisen zudem h¨auﬁg eine niedrigere Wassertiefe auf. F¨ur die bis 2009 in Betrieb gehenden rund 900 MW wurden rund 2.500 €/kW gesch¨atzt. Zudem wird von drastisch h¨oheren Wartungs- und Instandhaltungskosten ausgegangen. Scroby Sands, eine Offshore-Entwicklung der E.ON-UK, hatte z. B. in 2005 eine Nichtverf¨ugbarkeit des Zugangs zu den Windenergieanlagen von 145 Tagen [E.ON-UK 2006, Operations and Maintenance Challenges] mit entsprechend resultierenden sehr hohen Wartungskosten, da die Wartungsmannschaften viele Tage nur beim guten englischen Ale auf besseres Wetter warten konnten statt mit Wartungsund Instandhaltungsarbeiten zu beginnen. Die technische Verf¨ugbarkeit dieser Anlagen betrug in 2005 auch deshalb nur 89% [E.ON-UK 2006, Scroby Sands Generation Performance in 2005]. Andererseits sind die Windverh¨altnisse im Offshore-Bereich wesentlich stabiler und die erwarteten Volllaststunden zwei- bis dreimal h¨oher als an Land (Abschn. 3.2.3). Ob unterm Strich die Windenergieerzeugung offshore mittelfristig tats¨achlich mit vergleichbaren Einspeiseverg¨utungen betrieben werden kann wie onshore, wird die Zukunft zeigen. Die Absch¨atzung der Stromgestehungskosten aus Offshore-Windenergie ist aufgrund der fehlenden Erfahrungen und der gr¨oßeren Risiken technischer Art mit

184

9 Optimierung von Windenergieanlagen

Tab. 9.2 Investitionskosten eines Offshore-Windparks (nach [EEG-Erfahrungsbericht-Vorbereitung 2007, S. 232 f., Tab. 6-4 und 6-5]) (1) (2)

Windenergieanlage Wassertiefe

(3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10)

Windenergieanlage-Preis Fundament interne Netzanbindung, Parkleittechnik Planung, Versicherung Aufschlag f¨ur Generalunternehmer Finanzierung Sonstige Kosten Gesamte Investition

3-MW-Klasse ca. 20 m [€/kW] 1.350–1.450 620–650 220–250 125–150 80–100 115–145 115–150 2.625–2.895

5-MW-Klasse ca. 30 m [€/kW] 1.450–1.500 650–700 350–380 in Z. 7 enthalten 440–480 in Z. 7 enthalten 120–170 3.010–3.230

erheblichen Unsicherheiten behaftet. Zu den Kosten von Offshore-Anlagen der 5MW-Klasse liegen f¨ur Deutschland noch keine Erfahrungen vor, da das deutsche 60-MW-Offshore-Testfeld Alpha-Ventus fr¨uhestens 2009 voll betriebsbereit sein wird (Abschn. 7.2.1(2)). Unter dem Titel „Offshore-Windenergie in der deutschen Energieversorgung“ hat die Windenergieagentur Bremerhaven-Bremen in 2006 die Stromgestehungskosten f¨ur einen ﬁktiven Offshore-Windenergiepark abgesch¨atzt. Unter verschiedenen Annahmen f¨ur die Volllaststundenzahl (3.000 h bis 5.000 h) und f¨ur Investitionskosten (1.700 €/kW bis 2.300 €/kW) werden Stromgestehungskosten zwischen 5,5 ct/kWh bis 11 ct/kWh errechnet. Tabelle 9.2 zeigt Sch¨atzungen f¨ur Investitionskosten eines Offshore-Windparks unter Ber¨ucksichtigung neuerer Entwicklungen. Tabelle 9.3 zeigt die resultierenden Stromgestehungskosten von OffshoreWindparks. Die hier abgesch¨atzten Gesamtinvestitionskosten von rund 2.800 €/kW f¨ur die 3-MW-Windenergieanlage in 20 m Wassertiefe und rund 3.200 €/kW f¨ur die Tab. 9.3 Stromerzeugungskosten von Offshore-Windparks – Prognose (nach [EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 113, Tab. 10-4]) (1) (2) (3)

Windenergieanlage Wassertiefe Gesamte Investition (Tab. 9.2, Z. 10) (4) Nutzungsdauer (5) Betriebskosten (5a) 1. Dekade (5b) 2. Dekade (6) kalkulatorischer Zins (7) Volllaststunden (8) Stromerzeugungskosten (8a) 1. Dekade (8b) 2. Dekade

3-MW-Klasse ca. 20 m 2.625–2.895 €/kW

5-MW-Klasse ca. 30 m 3.010–3.230 €/kW

20 Jahre

20 Jahre

108 €/kW 134 €/kW 8,15% 3.800

108 €/kW 134 €/kW 9,05% 4.000

ca. 13 ct/kWh 5,4 ct/kWh

ca. 14 ct/kWh 5,3 ct/kWh

9.3 Kosten der Offshore-Windkraftwerke

185

5-MW-Windenergieanlage in 30 m Wassertiefe liegen ohne Ber¨ucksichtigung der nicht mehr den Projektkosten zuzurechnenden Seekabelanbindungen doppelt so hoch wie die noch vor wenigen Jahren angenommenen Investitionskosten. Hier macht sich allerdings nicht nur die systematische Untersch¨atzung der Risiken bemerkbar, sondern hier zeigen sich in den Preisannahmen offensichtlich auch folgende aktuelle Effekte: • teilweise attraktivere Verg¨utungsregelungen in konkurrierenden europ¨aischen L¨andern; • Engp¨asse bei den Herstellerkapazit¨aten aufgrund der zeitgleichen Nachfrage in verschiedenen europ¨aischen L¨andern; • Einstieg von großen Energieversorgungsunternehmen und anderen Großinvestoren, die h¨ohere Renditeerwartungen haben als die mittelst¨andischen Planer, die die ganze Entwicklung in Deutschland wesentlich getragen haben. Der gr¨oßte Unsicherheitsfaktor liegt auch hier wieder, wie schon bei den OnshoreAnlagen, bei den Wartungs- und Instandhaltungskosten, also den erwarteten Kosten f¨ur erforderliche Ersatzinvestitionen u¨ ber die Betriebsdauer von 20 Jahren. Allein f¨ur die Kosten der Betriebsf¨uhrung werden u¨ blicherweise bis zu 2% der Investitionskosten angesetzt, hinzu kommen betr¨achtliche Wartungs- und Instandhaltungskosten f¨ur die nur mit sehr großem Aufwand zu wartenden Offshore-Windkraftwerke. Inwieweit die in Tab. 9.3 angegebenen Betriebskosten (also Kosten f¨ur Betriebsf¨uhrung, Versicherung, Wartung, Instandhaltung, Ersatzinvestitionen etc.) von 3,5%/a bzw. 4,5%/a der Investitionskosten ausreichen, wird sich zeigen. Schon bei der in Tab. 9.3 angesetzten Obergrenze von 3.230 €/kW f¨ur Investitionskosten der f¨ur offshore vorgesehenen 5-MW-Klasse w¨are die Rentabilit¨at bei der ab 2009 festgelegten erh¨ohten Einspeiseverg¨utung von 15 ct/kWh gef¨ahrdet, bei deutlich dar¨uber liegenden Kosten sicher nicht mehr gegeben und OffshoreWindenergieanlagen w¨urden dann sicher nicht gebaut. Nach 12 Jahren, bei sehr weiter K¨ustenentfernung und sehr tiefem Wasser etwas l¨anger, gibt es nur noch die EEG-Grundverg¨utung von 3,5 ct/kWh, sodass dann eine Rentabilit¨at wohl nur erreichbar ist, falls bei Direktverkauf an der Stromb¨orse deutlich h¨ohere Erl¨ose erzielt werden k¨onnen. Die nach wie vor ungebrochene und h¨ochst dynamische Entwicklung der globalen ¨ Windenergienutzung kann dabei zuk¨unftig durchaus zu wesentlichen Anderungen in den Kostenstrukturen f¨uhren. Die in 2008 aktuell verf¨ugbaren Daten zeigten, dass die Investitionskosten erheblich untersch¨atzt wurden. Ohne eine entsprechende Anpassung der ﬁnanziellen Rahmenbedingungen h¨atte eine nennenswerte Offshore-Entwicklung in Deutschland nicht stattﬁnden k¨onnen [Offshore-Marktstudie 2007]. Deshalb wurde die Einspeiseverg¨utung f¨ur Offshore-Windenergie ab 2009 deutlich auf 15 ct/kWh angehoben (Kap. 5.3.3). Kasten 9.1 zeigt den Zusammenhang zwischen Verg¨utungssummen und Windenergieanlagen-Investitionskosten.

186

9 Optimierung von Windenergieanlagen

Kasten 9.1: Vergutungssummen und Windenergieanlagen¨ Investitionskosten Der Gesetzgeber gibt dem Windinvestor zwei Anreize, n¨amlich erh¨ohte EEGEinspeiseverg¨utung und kostenfreie Netzanbindung. Wenn die EEG-Verg¨utung zu niedrig ist, ﬁndet sich niemand, der Windenergieanlagen baut. In welcher Beziehung stehen nun Verg¨utungssummen und Windenergieanlagen-Investitionskosten? F¨ur die Analyse dieser Beziehung geht man zweckm¨aßigerweise von der Kalkulation des Investors f¨ur eine Windenergieanlage (WEA) aus: Die Investitionskosten („WEA-Investition“) sind in einer Summe zu Beginn f¨allig, die Betriebskosten („WEA-Betrieb“) fallen nicht sofort an, sondern erst Jahr f¨ur Jahr, genau wie der erwartete Gewinn („WEA-Gewinn“). Aber auch die Verg¨utungen f¨ur die eingespeiste Windenergie („Verg¨utungssummen“) kommen erst u¨ ber die Jahre in die Kasse des Investors. Die zeitliche Verschiebung wird mit Hilfe des Barwerts der Zahlungen ber¨ucksichtigt. Der Barwert1 gibt dabei den heutigen Wert von zuk¨unftigen Zahlungen an. Der Investor wird sich f¨ur den Bau einer Windenergieanlage entscheiden, wenn der Barwert aller Einspeiseverg¨utungen mindestens so hoch ist wie der Barwert f¨ur Bau und Betrieb der Windenergieanlage und er zus¨atzlich noch einen angemessenen Gewinn erzielt, also (1) Barwert der Verg¨utungssummen ≥ Barwert aus Investition, Betrieb und Gewinn. Das EEG garantiert Mindestverg¨utungen u¨ ber 20 Jahre, das entspricht auch in etwa der Lebensdauer von Windenergieanlagen. Geht man von einer festen2 j¨ahrlichen Verg¨utung aus bei z. B. 20 Jahren Laufzeit und bei z. B. 8%/a Kalkulationszinsfuß, so resultiert ein Barwertfaktor von etwa 0,5 (genau 0,4910), mit dem die Summe aller Zahlungen multipliziert werden muss, um den Barwert der Summe zu erhalten: (2) Barwertfaktor = ca. 0,5. Der Barwert der Verg¨utungssummen ergibt sich damit zu:

Der Unterschied wird durch den Kalkulationszinsfuß i wie folgt bestimmt: 1 € heute ist (1 + i) € am Jahresende wert, weil man den € zum Zinssatz i bei der Bank anlegen k¨onnte. Entsprechend ist (1 + i) € am Jahresende zu Jahresbeginn 1 € wert, weil man zu Jahresbeginn 1 € leihen k¨onnte und Kredit plus Zinsen in H¨ohe von 1+i am Jahresende wieder zur¨uckzahlen k¨onnte. 2 z. B. von durchschnittlich 7,5 ct/kWh, in den ersten Jahren mehr, sp¨ ater nur noch die Grundverg¨utung von gut 5 ct/kWh; zudem schwankt die Gesamtverg¨utung von Jahr zu Jahr entsprechend der j¨ahrlichen Windenergieproduktion. 1

9.4 Optimierung statt Maximierung des Windenergieausbaus

187

(3) Barwert der Verg¨utungssummen = 0,5 ∗ Verg¨utungssummen. Die Investitionskosten sind zu Beginn f¨allig, deshalb gilt: (4) Barwert WEA-Investition = WEA-Investition. Die j¨ahrlichen Betriebskosten von Windenergieanlagen werden hier wie in Tab. 9.3 mit durchschnittlich 4% der Investitionskosten angenommen, bei 20 Jahren Betriebszeit also insgesamt 80% der Investitionskosten: (5) Barwert der Betriebskosten = ca. 0,5 ∗ 80% der WEA-Investitionskosten = 0,4 WEA-Investitionskosten. Der Barwert des WEA-Gewinns muss angemessen groß sein, sonst wird nicht investiert. Im Folgenden wird von einem Mindestbarwert des Gewinns u¨ ber die gesamte Laufzeit in H¨ohe von 10% ausgegangen: (6) Barwert Gewinn = 0,1 ∗ WEA-Investition. Gl. (4), (5) und (6) in Gl. (1) eingesetzt ergibt: (1a) Barwert der Verg¨utungssummen ≥ WEA-Investition + 0,4 WEAInvestition + 0,1 WEA-Investition = 1,5 WEA-Investition. Aus (3) folgt: (3a) Verg¨utungssummen = 2 ∗ Barwert der Verg¨utungssummen. (1a) in (3a) eingesetzt: (3b) Verg¨utungssummen ≥ 2 ∗ 1,5 WEA-Investition = 3 ∗ WEA-Investition. Die durch das EEG gesicherten Verg¨utungssummen m¨ussen also mindestens dreimal so hoch sein wie die WEA-Investition, damit sich Investoren f¨ur den Bau von Windenergieanlagen ﬁnden.

9.4

Optimierung statt Maximierung des Windenergieausbaus

Die beeindruckende technologische Entwicklung mit der systematischen Senkung der Stromgestehungskosten, insbesondere auch im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energien, f¨uhrte in Verbindung mit den g¨unstigen Rahmenbedingungen zu einem stetig wachsenden Einﬂuss der Windenergieerzeugung auf das Gesamtsystem der Stromerzeugung. Die Erfahrungen der letzten Jahre mit dem Erzeugungsmanagement, die vorhandenen und die sich weiter abzeichnenden Netzengp¨asse und ¨ nicht zuletzt die steigenden Kosten f¨uhrten zu der Uberlegung, dass gerade der weitere ambitionierte Ausbau der Windenergie onshore und insbesondere auch offshore in das Gesamtsystem der Stromerzeugung nicht mit einer Maximierungsstrategie, sondern nur mit einer Optimierungsstrategie zu bew¨altigen ist. Bisher wurde die Windenergieentwicklung vorwiegend unter Maximierungsgesichtspunkten betrieben. Dies betrifft sowohl die Anlagengr¨oße als auch die Intention, auch noch die letzte Kilowattstunde in das Stromnetz einzuspeisen; beides

188

9 Optimierung von Windenergieanlagen

f¨uhrt zu suboptimalen Gesamtkosten. Unter volkswirtschaftlichen Kosten-NutzenErw¨agungen sind daher Optimierungs¨uberlegungen erforderlich insbesondere zur Wahl der Anlagengr¨oße und der Nennleistung pro Rotorﬂ¨ache.

9.4.1

Optimierung der installierten Leistung pro Rotorﬂ¨ache

Die Generatornennleistung pro Rotorﬂ¨ache ergibt sich aus der Kosten-NutzenOptimierung der Betreiber f¨ur die einzelne Windenergieanlage. Wichtig: Alle Windenergieanlagen werden nur in wenigen gegebenen Produktionsgr¨oßen geliefert. Es liegen also u¨ blicherweise so genannte sprungﬁxe Kosten vor. (1) Onshore Die zus¨atzlichen Investitionskosten eines Betreibers f¨ur eine Erh¨ohung der Generatornennleistung liegen (bei konstanter Rotorﬂ¨ache) je nach Standortbedingungen und Hersteller bei 130 € bis 350 € pro zus¨atzliches kW Nennleistung, also bei rund einem Zehntel bis einem Drittel der Investitionskosten von rund 1.400 €/kW f¨ur eine typische Onshore-Windenergieanlage (Abschn. 9.2.2). Der Wert des Mehrertrages muss gegen die annuisierten Mehrkosten eines st¨arkeren Generators abgewogen werden. Beispiel: Betragen die Mehrkosten pro kW Leistungserh¨ohung z. B. 225 € entsprechend etwa 22,5 € j¨ahrliche Kosten und nimmt man eine durchschnittliche EEG-Einspeiseverg¨utung von langfristig 7,5 ct/kWh (Tab. 5.1), so m¨ussen durch die Generatorvergr¨oßerung im mehrj¨ahrigen Durchschnitt mindestens 300 kWh zus¨atzlich erzeugt und eingespeist werden k¨onnen, damit sich diese Leistungserh¨ohung f¨ur den Investor rechnet. Aus diesen Optimierungs¨uberlegungen resultiert eine optimale Fl¨achenleistung von 300 W/m2 f¨ur Binnenstandorte, bis zu 500 W/m2 f¨ur K¨ustenstandorte. Abb. 9.7 zeigt die tats¨achlich realisierten speziﬁschen Nennleistungen von Windenergieanlagen in Abh¨angigkeit der insgesamt installierten Nennleistung; man sieht die volle Bandbreite bei a¨ lteren Anlagen mit Nennleistungen von 1 MW bis 2 MW; die f¨ur offshore oder onshore mit sehr hohen T¨urmen vorgesehenen 5-MW-Anlagen haben 400 W/m2 bis 500 W/m2 . (2) Repowering Ein immer gr¨oßerer Teil der geplanten Erh¨ohung der onshore installierten Leistung wird durch Repowering erfolgen, also den Ersatz von kleineren Anlagen der 0,2-MW- bis 1-MW-Klasse durch sehr große Anlagen in der 2-MW- bis 5-MWKlasse. Gerade an der K¨uste wird man daf¨ur immer st¨arker auch auf Anlagen mit h¨oheren speziﬁschen Fl¨achenleistungen zur¨uckgreifen, da derartigeAnlagen ohnehin f¨ur Offshore-Anwendungen serienreif entwickelt werden. Zur Optimierung einer derartigen Entwicklung wurden Weibull-Verteilungen der Windgeschwindigkeit verwendet mit Weibull-Parametern f¨ur K¨ustenlagen, die

9.4 Optimierung statt Maximierung des Windenergieausbaus 600 Spezifische Nennleistung in W/m2

Abb. 9.7 Speziﬁsche Nennleistungen von Windenergieanlagen ([Kaltschmitt 2006, S. 315])

189

500 400 300 200 100 0

0

1000

2000 3000 4000 Nennleistung in kW

5000

einem Standort mit einer Jahresdurchschnittswindgeschwindigkeit von 7,17 m/s in 100 m Nabenh¨ohe entsprechen (Tab. 3.1). F¨ur diesen Standort wurden dann mit drei verschiedenen speziﬁschen Fl¨achenleistungen von 400 W/m2 , 600 W/m2 und 800 W/m2 die in Abb. 9.8 gezeigten Dauer-Leistung-Kurven erstellt. F¨ur die Berechnungen wurden folgende Leistung-Geschwindigkeit-Kurven verwendet: • 400 W/m2 : Leistung-Geschwindigkeit-Kurve f¨ur eine Repower-126m/5MW (Abb. 2.4); • 600 W/m2 bzw. 800 W/m2 : Sch¨atzung der Leistung-Geschwindigkeit-Kurve f¨ur eine Repower-126m/7,5MW bzw. Repower-126m/10MW. Die Fl¨achen unter den Kurven in Abb. 9.8, die die Jahresenergieproduktion pro Nennleistung, also die Volllaststundenzahl, zeigen, ergeben durch Multiplikation mit der Fl¨achenleistung (z. B. 400 W/m2 ) die Jahresenergieproduktion pro Rotorﬂ¨ache. Tabelle 9.4 fasst die wesentlichen Ergebnisse zusammen.

Stunden pro Jahr

8.760 8.000

Abb. 9.8 DauerLeistung-Kurven f¨ur einen K¨ustenstandort mit unterschiedlichen Windenergieanlagen

400 W/m2 600 W/m2 800 W/m2

6.000

4.000

2.000

0 0,0

0,2

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

1,0

190

9 Optimierung von Windenergieanlagen

Tab. 9.4 Jahresenergieertrag f¨ur unterschiedlich installierte Fl¨achenleistungen (1) (2) (3) Repower, Rotordurchmesser 126 m mit einer Leistung von (1) (2) (3) (4a) (4b) (5)

Installierte Generatorleistung Rotorﬂ¨ache Fl¨achenleistung Jahreserzeugung Jahreserzeugung Volllaststunden

[MW] [m2 ] [W/m2 ] [MWh] [MWh/m2 ] [h]

5,0 12.497 400 12.120 0,97 2.424

7,5 12.497 600 13.064 1,05 1.742

10,0 12.497 800 13.359 1,07 1.336

Zeile (3) = Z. (1) / Z. (2); Z. (5) = Z. (5a) / Z. (1).

Es zeigt sich ein sehr interessantes Ergebnis: Die Vergr¨oßerung der Generatorgr¨oße u¨ ber 400 W/m2 , also u¨ ber 5 MW hinaus, ist an dem gew¨ahlten K¨ustenstandort keineswegs wirtschaftlich. Eine Erh¨ohung der Fl¨achenleistung von 400 W/m2 auf z. B. 800 W/m2 erh¨oht die Jahresenergieproduktion nur um rund 10% (Tab. 9.4, Z. 4a), noch dazu ausschließlich in Zeiten mit ohnehin schon hoher Windenergieeinspeisung. Dabei ist noch unber¨ucksichtigt, dass in einem Windpark durch wechselseitige Abschattung die effektive Windgeschwindigkeit kleiner ist (Abschn. 3.2.3) und damit die optimal zu installierende Fl¨achenleistung noch etwas verringert wird. Der Vergleich der Zahlen in Tab. 9.4 zeigt, dass die an solchen Standorten u¨ bliche Fl¨achenleistung von maximal 400 W/m2 aus der Sicht der Anlagenbetreiber ein Optimum darstellt.

(3) Offshore Verf¨ugbare Schiffs-, Transport- und Krankapazit¨aten begrenzen, a¨ hnlich wie auch bei sehr großen Onshore-Installationen, das maximal installierbare Gondelgewicht derzeit auf 400 to bis 500 to. Auch die resultierende Belastung von Turm und Fundament sowie die bei noch h¨oherer Auslegung vergr¨oßerte Erm¨udungsgefahr der Lager und Rotorbl¨atter durch Dauerwechselbelastung beschr¨anken die Generatorleistung auf etwa 6 MW. Bei getriebelosen Windenergieanlagen (z. B. Enercon) f¨uhrt das gr¨oßere Generatorgewicht zu noch sch¨arferer Leistungsbegrenzung. Deshalb werden derzeit standardm¨aßig nur Windgeneratoren mit 2 MW bis maximal 6 MW angeboten, Anlagen mit h¨oheren Leistungen (noch?) nicht. Damit haben die neuen großen Offshore-Windenergieanlagen (z. B. Repower-126m/5MW) mit rund 400 W/m2 eine a¨ hnlich hohe speziﬁsche Generatorleistung wie die OnshoreWindenergieanlagen, obwohl offshore die Windgeschwindigkeit mit rund 10 m/s (Abb. 3.2) deutlich h¨oher ist als an K¨ustenstandorten. Entsprechend ist f¨ur die Offshore-Windparks eine sehr viel gleichm¨aßigere Windenergieproduktion mit rund 4.000 Volllaststunden (Abschn. 3.2.3) zu erwarten statt der rund 1.500 bis maximal 2.500 Volllaststunden onshore.

9.4 Optimierung statt Maximierung des Windenergieausbaus

191

F¨ur zuk¨unftige Offshore-Windparks mit vielen Hundert Megawatt Nennleistung, die u¨ ber Entfernungen von 100 km und mehr per Seekabel angeschlossen und weiter im Inland in das H¨ochstspannungsnetz integriert werden m¨ussen, fallen Netzanschlusskosten im Unterschied zu Onshore-Windparks sehr wohl ins Gewicht. Allein f¨ur die Netzanbindung ans Festland ist mit Kosten von bis zu 1.000 €/kW zu rechnen (Abschn. 10.3.2), also mit bis zu einem Drittel der in Tab. 9.2 gezeigten Investitionskosten von rund 3.000 €/kW.

9.4.2 Verringerung der Windleistungsspitzen ¨ Uber Zahl, Gr¨oße und technische Auslegung der Anlagen eines Windparks entscheiden die Betreiber autonom nach Maßgabe der Windverh¨altnisse und der H¨ohe und Struktur der EEG-Verg¨utung. Damit ist die gesamte installierte Generatornennleistung, die gem¨aß Erneuerbare-Energien-Gesetz an einem Einspeisepunkt angeschlossen werden muss, eine vorgegebene Gr¨oße. F¨ur Deutschland wurde Anfang November 2006 gesetzlich festgelegt, dass nicht die Betreiber der Windenergieanlagen, sondern die Netzbetreiber die Netzanbindung der Offshore-Anlagen vom Offshore-Standort bis zum H¨ochstspannungsnetz durchf¨uhren und bezahlen m¨ussen, wobei die Kosten auf das Netzentgelt der Stromverbraucher umgelegt werden k¨onnen [IPlanBG 2006a, Art. 7; EnWG 2008, § 17 (2a)]. Doch steht diese Verpﬂichtung wie insgesamt der Netzausbau unter dem Vorbehalt der wirtschaftlichen Zumutbarkeit. Damit entf¨allt bei der betriebswirtschaftlichen Optimierung der Fl¨achenleistung f¨ur die Betreiber von Offshore-Windenergieanlagen das zus¨atzliche Begrenzungskriterium der Kosten der Verbindung bis zum Einspeisepunkt. Auch diese Verpﬂichtung steht unter dem Vorbehalt der wirtschaftlichen Zumutbarkeit (Kap. 10.3.2). Der Netzbetreiber muss bei fehlender Netzkapazit¨at grunds¨atzlich die deshalb nicht einspeisbare Windenergie voll verg¨uten [EEG 2008, § 12, Abs. 1]. Dieser volle Verg¨utungsanspruch k¨onnte dazu f¨uhren, dass zuk¨unftig Windenergieanlagen mit h¨oherer speziﬁscher Fl¨achenleistung installiert werden, weil es nun keinen Anreiz aus der Verg¨utungsstruktur mehr gibt, m¨oglichst gleichm¨aßig, zumindest aber ohne starke Spitzen, in das Netz einzuspeisen. Andererseits ist nach Auslaufen der erh¨ohten EEG-Anfangsverg¨utung damit zu rechnen, dass mehr und mehr Windener¨ gie direkt an der B¨orse verkauft wird; dies mindert den Anreiz zu Uberinvestitionen deutlich, da der B¨orsenpreis f¨ur Windenergie w¨ahrend Starkwindperioden niedrig sein wird. Neben den genannten Investitionskostenargumenten f¨ur eine Beschr¨ankung der typischen speziﬁschen Generatorleistung3 ist auch zu ber¨ucksichtigen, dass der Mehrertrag aus mehreren Gr¨unden gemindert wird:

3 also der installierten Generatorleistung pro von den Rotoren u ¨ berstrichener Fl¨ache, gemessen in W/m2 .

192

9 Optimierung von Windenergieanlagen

• Eine erh¨ohte und sich bei Starkwind dauernd a¨ ndernde Leistungsaufnahme bringt auch eine h¨ohere Materialerm¨udung mit sich. • Es nimmt – auch nach volkswirtschaftlich optimiert ausgebautem Netz – die verbleibende Notwendigkeit von gelegentlichen ErzeugungsmanagementEingriffen zu. • Die Anschlussleitung von der Onshore-Windenergieanlage zum n¨achstgelegenen ¨ Ubergabepunkt ist laut EEG vom Betreiber der Windenergieanlage zu bezahlen; ¨ eine h¨ohere Ubertragungsleistung dieser Leitung ist also ein weiterer Kostenfaktor. • Wenn in Zukunft Windparks mit einer Gesamtleistung weit oberhalb der bis¨ herigen Ubertragungsleistung des Fern¨ubertragungsnetzes zugebaut werden, so ist, wie im folgenden Kap. 10 erl¨autert, eine systematische Einspeisebegrenzung angezeigt und wirtschaftlich zumutbar. Eine derartige Begrenzung geht nicht zu Lasten der Windenergieinvestoren, da ab 2009 wegen Netzengp¨assen nicht einspeisbarer Windstrom im Regelfall voll verg¨utet wird [EEG 2008, § 12(1) iVm § 9(3)]. Eine Verringerung der Windleistungsspitzen durch eine systematische Einspeisebegrenzung wird tendenziell zu einer Verringerung der installierten Fl¨achenleistung, gegeben in W/m2 , f¨uhren. Beide Maßnahmen haben eine Reihe von positiven Effekten: ¨ • Die ben¨otigte Erh¨ohung der Ubertragungsleistung des Netzes wird deutlich reduziert, weil in vielen F¨allen vom jetzt bestehenden Netz mit Ausnahme von Leistungsspitzen alle Windenergie u¨ bertragen werden kann; dies gilt allerdings nicht in einigen K¨ustengebieten. • Die j¨ahrliche Energieerzeugung wird nur geringf¨ugig vermindert. • Die Volllaststundenzahl und die Prognostizierbarkeit des Windenergieangebots werden deutlich erh¨oht. • Der Bedarf an Regel- und Ausgleichsenergie wird in Perioden sehr starken und wechselnden Windes vermindert. • Die mechanische Dauerwechsellast bei Starkwind, die zu Erm¨udungsproblemen der Anlagenteile f¨uhrt, wird deutlich verringert.

Literatur [BWE 2006] Efﬁzienz der Windenergie. Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabru¨ ck, 2006. http://www.wind-energie.de/fileadmin/dokumente/Presse Hintergrund/HG Kosten Efﬁzienz Windenergie.pdf (abgerufen am 1.2.2008). [BWE 2007b] Wind Energy Market 2007/2008. Hrsg. vom Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, 18. Ausg. Berlin, September 2007. [BWE 2008a] Materialien zur Windenergie – Foliensammlung. Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabr¨uck, 2008. http://www.wind-energie.de/de/materialien/folien-sammlung (abgerufen am 1.2.2008). [BWE 2008b] Windenergie – Technik. Bundesverband WindEnergie e.V. – BWE, Osnabr¨uck, 2008. http://www.wind-energie.de/de/technik/ (abgerufen am 5.6.2008).

Literatur

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Kapitel 10

¨ Optimierung der Ubertragung von Windenergie

¨ Die Netzbetreiber sind gesetzlich zur unverz¨uglichen Erh¨ohung der Ubertragungsleistung („Netzausbau“) f¨ur erneuerbare Energien verpﬂichtet, allerdings nur, soweit dies (volks)wirtschaftlich zumutbar ist. Diese Anweisung zu einer gewissen Beschr¨ankung des windbedingten Netzausbaus dr¨uckt eigentlich nur die wirtschaftliche Selbstverst¨andlichkeit aus, dass f¨ur die wenig Energie erbringenden sehr seltenen kurzen Spitzen der Windleistung keine teure zus¨atzliche ¨ 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 m¨oglichen Windenergieerzeugung „ausgesperrt“ werden muss, aber je nach Einzelfall betr¨achtliche ¨ Netzausbaukosten eingespart werden. Uberdies werden die Betreiber der Windenergieanlagen durch die Einspeisebeschr¨ankung nicht schlechter gestellt, da sie ab 2009 voll entsch¨adigt werden. Die Stromkunden werden aber geringer belastet, weil die so vermiedenen Ausbaukosten niedriger sind als die Entsch¨adigungszahlungen. Es werden Richtgr¨oßen f¨ur die jeweils gesamtwirtschaftlich optimale Erh¨ohung ¨ der Ubertragungsleistung bestimmt und zwar f¨ur die Anbindung von OnshoreWindparks, von Offshore-Windparks und f¨ur eine großr¨aumige Nord-S¨ud¨ Ubertragung.

10.1 Wirtschaftliche Zumutbarkeit als Begrenzung fur ¨ Netzausbau und fur ¨ Windenergieeinspeisung 10.1.1

Drei verschiedene Standardf¨alle

Schon die massive Erh¨ohung der Zahl und v. a. der Nennleistung der bestehenden Windenergieanlagen f¨uhrte in den letzten Jahren zu wachsenden Engp¨assen bei der Strom¨ubertragung. Der ab 2009 nach der EEG-Novellierung zu erwartende weitere Zubau onshore, der Ersatz bestehender kleinerer Anlagen durch deutlich gr¨oßere Anlagen (Repowering) und der Beginn der Offshore-Nutzung haben f¨ur die ¨ erforderliche Erh¨ohung der Ubertragungsleistung in den kommenden Jahren Konsequenzen f¨ur drei verschiedene Fallgruppen, die technisch und wirtschaftlich ganz L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 10,

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¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

unterschiedliche Anforderungen an die Netzbetreiber als Tr¨ager aller erforderlichen Maßnahmen stellen: • Anbindung von Onshore-Windparks, meist durch 110-kV-Hochspannungsleitungen: zus¨atzliche Einspeisung durch neue sowie durch Repowering vergr¨oßerte Onshore-Windparks; • Anbindung von Offshore-Windparks, im ersten Schritt durch 145-kVGleichstrom-Seekabel: ¨ unterseeische Ubertragung und an Land m¨oglichst k¨ustennahe Einspeisung in das H¨ochstspannungsnetz; ¨ • Nord-S¨ud-Ubertragung, meist durch 380-kV-H¨ochstspannungsleitungen: massiv erh¨ohter Fern¨ubertragungsbedarf im Verbundnetz von den Schwerpunkten der Erzeugung, die an und vor den K¨usten liegen, zu den Verbrauchsschwerpunkten vorwiegend im Westen und S¨uden Deutschlands und zu Speicherkraftwerken in den Mittelgebirgen und in den Alpen, sp¨ater eventuell auch in Norwegen und Schweden. Zum einen sind die relevante Spannungsebene (zwischen 110 kV und 380 kV) und die verf¨ugbare Leitungstechnik (Freileitung oder Erdkabel, Seekabel oder Rohrleitung, Drehstrom oder Gleichstrom) in jedem der drei F¨alle unterschiedlich. Zum anderen ist die zeitliche und statistische Charakteristik, also etwa die DauerLeistung-Kurve der zu u¨ bertragenden Energie in jedem der drei F¨alle verschieden. Jede der drei Fallgruppen wird deshalb anhand von charakteristischen Beispielen getrennt in Abschn. 10.3 genauer behandelt. Zuvor ist aber zu kl¨aren, welche technischen Mittel unter gesamtwirtschaftlichen Kriterien eingesetzt werden sollen (Abschn. 10.1.2) und welche Erh¨ohung ¨ der Ubertragungsleistung bei den entsprechend resultierenden Netzkosten volkswirtschaftlich angemessen ist (Abschn. 10.1.3 und 10.1.4). ¨ Die vier Betreiber der deutschen Ubertragungsnetze, EnBW, E.ON, RWE und Vattenfall sind zwar gem¨aß einer EU-Richtlinie [EU-Elektrizit¨atsbinnenmarkt 2003] organisatorisch von den gleichnamigen Netzbetreibergesellschaften getrennt worden, sind aber weiterhin in ihrer jeweiligen Regelzone gleichzeitig auch Eigent¨umer 1 . Dadurch haben sie dort ein „nat¨ ¨ des Ubertragungsnetzes urliches“ Monopol, sind aber durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz zur Bereitstellung einer angemesse¨ nen Ubertragungsleistung f¨ur erneuerbare Energien verpﬂichtet, wodurch eine Mindesth¨ohe an Investitionen und Wartung grunds¨atzlich sichergestellt ist. Alle angemessenen Netzkosten, insbesondere auch die Kosten f¨ur die Erh¨ohung ¨ der Ubertragungsleistung, k¨onnen gem¨aß Erneuerbare-Energien-Gesetz auf die Netznutzungsentgelte und damit auf die Verbraucher umgelegt werden. Zur 1 E.ON hat auf Druck der EU-Kommission angek¨ ¨ undigt, sein Ubertragungsnetz zu verkaufen; Vattenfall hat Mitte 2008 ebenfalls den Verkauf seines Stromnetzes angek¨undigt. Von ihnen und auch von RWE wird mit massiver Unterst¨utzung des Bundeswirtschaftsministeriums o¨ ffentlich dar¨uber nachgedacht, die vier deutschen Regelzonen zu einer einheitlichen Regelzone zu vereinigen unter dem Dach einer neuen Deutschland-Netz-AG, ggf. auch mit Beteiligungen von Anbietern erneuerbarer Energien und ausl¨andischen Investoren.

10.1 Wirtschaftliche Zumutbarkeit als Begrenzung f¨ur Netzausbau

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Regulierung sowohl des diskriminierungsfreien Zugangs f¨ur alle Anbieter und einer leistungsgerechten Kostenumlegung auf alle Stromverbraucher ist die Bundesnetzagentur eingesetzt, die durch regelm¨aßige Vergleichskontrolle und eine Anreizregulierung zumindest im Prinzip sowohl die Einhaltung der Mindestinvesti¨ tion und -wartung als auch die Verhinderung von Uberinvestitionen und u¨ berh¨ohten Nutzungsentgelten sicherstellen soll [Jarass/Obermair 2005d]. Seit L¨angerem gibt es nachhaltige Auseinandersetzungen bez¨uglich Umfang und ¨ Art der Erh¨ohung der Ubertragungsleistung der Stromnetze: • Betreiber von Windparks klagen gegen Regionalnetzbetreiber wegen unzureichender Einspeisem¨oglichkeiten und daraus resultierender zeitweiser Abschaltungen. • Gebietsk¨orperschaften, wie St¨adte und Gemeinden, klagen gegen ihre Landesverwaltungen, sofern diese den Verbundnetzbetreibern landschaftsbeeintr¨achtigende Freileitungsneubaustrecken genehmigen wollen. • Ein Teil der Leitungen wird als nicht zwingend erforderlich, jedenfalls aber nicht als windbedingt angesehen, ihr Bau wird auch deshalb nur als Erdkabelausf¨uhrung akzeptiert. Deshalb ist ein transparentes, rationales Verfahren zur Bestimmung der ¨ angemessenen technischen Umsetzung der Erh¨ohung der Ubertragungsleistung und zur Einengung des Bandes zwischen „zu wenig“ und „zu viel“ bei der windenergiebedingten Verst¨arkung des Stromnetzes auf der Grundlage einer volkswirtschaftlichen Optimierung anzustreben.

10.1.2

¨ Optimierung der Erh¨ohung der Ubertragungsleistung

¨ Eine Erh¨ohung der Ubertragungsleistung im bestehenden Netz kann auf allen Spannungsebenen je nach Bedarf in drei aufeinander folgenden Stufen von jeweils h¨oherem Kostenaufwand erreicht werden, so wie von E.ON-Netz schon 2006 programmatisch vorgesehen [Leitungsmonitoring 2006; Leitungsmonitoring 2006c]: • Netzoptimierung des bestehenden Systems, z. B. durch Erh¨ohung der verwendeten Spannung, durch Regelung des Lastﬂusses mittels Querregler oder durch Nutzung vor¨ubergehend vorhandener Netzreserven mittels Leitungsmonitoring. • Netzverst¨arkung von bestehenden Leitungen, insbesondere bei Freileitungen, indem z. B. herk¨ommliche Leiterseile durch Hochtemperaturleiterseile ersetzt werden, am besten in Kombination mit Leitungsmonitoring [Jarass/Obermair 2008]. Schließlich, falls Netzoptimierung und Netzverst¨arkung nicht ausreichen: • Neubau einer kompletten Stromleitung; auf 110-kV-Niveau im Regelfall als Erdkabel kosteng¨unstig ausf¨uhrbar zur Vermeidung langer Gerichtsverfahren mit den Anliegern von geplanten Freileitungstrassen; auch f¨ur den Neubau von 380-kV-Trassen gibt es ab 2009 Vorgaben zur Teilverkabelung [ELAG 2008, § 2].

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¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

Die Forderung der Kosteng¨unstigkeit war bisher schon allgemein im Energiewirtschaftsgesetz vorgegeben, ab 2009 ist Netzoptimierung vor Netzverst¨arkung vor Neubau nun explizit gesetzlich vorgegeben [EEG 2008, § 5 (4) und § 9 (1)]. Auch Leitungsmonitoring und Hochtemperaturseile wurden im Gesetzgebungsverfahren explizit benannt [EEG-Umweltausschuss 2008, S. 34]: „Stand der Technik sind derzeit insbesondere: • • • •

die Anwendung der saisonalen Fahrweise auf allen Netzebenen, der Einsatz lastﬂusssteuernder Betriebsmittel, der Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen bis 150 ◦ C und die Anwendung des Freileitungsmonitoring auf der 110-kV-Ebene. Aufgrund der hohen Dynamik im Bereich der Netzoptimierung ist mit einer kurz- und mittelfristigen Fortschreibung des Stands der Technik zu rechnen.“

Mit diesen Vorgaben hat der Gesetzgeber nun Vorschl¨age umgesetzt, die u. a. von Autoren dieses Buches im Auftrag des Umweltministeriums erarbeitet [Jarass/Obermair 2007] und anschließend auch vom Bundesverband WindEnergie in die o¨ ffentliche Diskussion eingebracht wurden. Der Anschluss des ersten kommerziellen Offshore-Windparks n¨ordlich von Borkum wird per Gleichstromkabel von der „Steckdose“ im Meer bis zur Anbindung an das H¨ochstspannungsnetz durchgef¨uhrt (Abschn. 10.3.2). Es ist bei allen zuk¨unftigen Offshore-Anbindungen zu pr¨ufen, inwieweit nach einer geeigneten B¨undelung die Weiterf¨uhrung per Gleichstrom nach S¨uden sinnvoll erscheint.

10.1.3 Wirtschaftliche Zumutbarkeit als Verh¨altnism¨aßigkeit von volkswirtschaftlichen Nutzen und Kosten Das Erneuerbare-Energien-Gesetz legt nicht nur in der Fassung von 2004, sondern auch in der neuen Fassung von 2008 mit aller Klarheit fest, dass die Netzbetreiber die ¨ Abnahme, Ubertragung und Verteilung des Stroms aus erneuerbaren Energien sicher¨ stellen m¨ussen [EEG 2008, § 8 (1)]. Falls Engp¨asse in der Ubertragungsleistung der Netze bestehen, ist die Rechtslage deﬁniert [EEG 2008, § 9 (1)]: „Netzbetreiber sind auf Verlangen der Einspeisewilligen verpﬂichtet, unverz¨uglich ihre Netze entsprechend dem Stand der Technik zu optimieren, zu verst¨arken und auszubauen.“ Hinsichtlich des Netzausbaus enth¨alt das Gesetz aber a¨ hnlich wie die Fassung 2004 eine wichtige Einschr¨ankung [EEG 2008, § 9 (3)]: „Der Netzbetreiber ist nicht zur Optimierung, zur Verst¨arkung und zum Ausbau seines Netzes verpﬂichtet, soweit dies wirtschaftlich unzumutbar ist.“ Diese Einschr¨ankung derVerpﬂichtung der Netzbetreiber wird schon im Energiewirtschaftsgesetz, dem grundlegenden Gesetz des gesamten neuen Energierechts betont [EnWG 2008, § 11 (1), Satz 1]: „Betreiber von Energieversorgungsnetzen sind verpﬂichtet, ein sicheres, zuverl¨assiges und leistungsf¨ahiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist.“ Was ist wirtschaftlich zumutbar und v. a.: Wem soll der Netzausbau wirtschaftlich zumutbar sein? Auch hierzu ergeben sich aus dem Gesetz eindeutige Antworten:

10.1 Wirtschaftliche Zumutbarkeit als Begrenzung f¨ur Netzausbau

199

Anders als etwa bei der wirtschaftlichen Zumutbarkeit von Umweltauﬂagen, f¨ur deren Kosten der betroffene Betrieb selbst aufkommen muss, was seine Konkurrenzf¨ahigkeit beeintr¨achtigen kann, geht es hier nicht um die betriebswirtschaftlichen Kosten des Netzbetreibers, sondern ausschließlich um volkswirtschaftliche Kosten. Dies ergibt sich nicht nur aus der Zweckbestimmung schon im ersten Satz des EEG [EEG 2008, § 1 (1)]: „ . . . die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern . . . “, sondern aus der unver¨anderten Regelung, dass der Netzbetreiber die Kosten der Maßnahmen zur Optimierung, Verst¨arkung und Ausbau des Netzes bei der Ermittlung des Netznutzungsentgelts in Ansatz bringen kann. Somit erstatten die Stromkunden dem Netzbetreiber die notwendigen Netzausbaukosten u¨ ber die Netznutzungsentgelte. Auch die Netzbetreiber stellen mittlerweile nicht mehr auf ihre einzelwirtschaftlichen Kosten, sondern auf die gesamtwirtschaftlichen Kosten ab [VDN 2006c, S. 5]. Dies zeigt, dass wirtschaftliche Unzumutbarkeit des Netzausbaus keinesfalls im Sinne der einzelwirtschaftlichen Leistungsf¨ahigkeit des Netzbetreibers zu verstehen ist, da dieser ja die Ausbaukosten auf die Stromverbraucher u¨ berw¨alzt. Das Entscheidungskriterium ist vielmehr die Verh¨altnism¨aßigkeit des volkswirtschaftlichen Nutzens vermehrter Einspeisem¨oglichkeit von erneuerbaren Energien zu den vom Verbraucher getragenen volkswirtschaftlichen Kosten des hierf¨ur erforderlichen Netzausbaus: Der Nutzen muss die Kosten u¨ bersteigen. Es existiert also sowohl im Erneuerbare-Energien-Gesetz als auch im Ener¨ giewirtschaftsgesetz die eindeutige Vorschrift, dass zur Ubertragung erneuerbarer Energien der Netzbetreiber zum unverz¨uglichen Ausbau verpﬂichtet ist, soweit dieser Ausbau (volks)wirtschaftlich zumutbar ist. Diese Anweisung zu einer gewissen Beschr¨ankung der H¨ohe des Netzausbaus dr¨uckt eigentlich nur die wirtschaftliche Selbstverst¨andlichkeit aus, dass f¨ur sehr seltene kurze Spitzen der Leistung der m¨oglichen Erzeugung, die selbst in Ihrer Summe nur a¨ ußerst wenig Energie (= Leistung mal Zeit) erbringen, keine ¨ zus¨atzliche Ubertragungskapazit¨ at geschaffen werden muss. Entgegen einer weit verbreiteten EEG-Interpretation muss als unvermeidliche Folge dieses gesetzlichen Gebots der Wirtschaftlichkeit die Einspeisung bei solchen Spitzen kurzzeitig heruntergeregelt werden. Andernfalls w¨urden die Stromverbraucher, die die Erh¨ohung der ¨ Ubertragungskapazit¨ at letztlich bezahlen m¨ussen, unn¨otig belastet. Dies steht im Gegensatz zum Netzausbau f¨ur die Versorgung von Verbrauchern, wo auch sehr seltene Nachfragespitzen durch das Netz abgedeckt werden m¨ussen, um Abschaltungen von Verbrauchern im Regelfall zu verhindern.

10.1.4

Richtgr¨oßen fur ¨ Netzausbau und fur ¨ dynamische Begrenzung von kurzzeitigen Erzeugungsspitzen

Eine detaillierte Studie zur wirtschaftlichen Zumutbarkeit des windenergiebedingten Netzausbaus [Jarass/Obermair 2007] best¨atigte das Ergebnis: Um jen¨ seits des volkswirtschaftlichen Optimums liegende Uberinvestitionen zu Lasten

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¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

der Stromverbraucher, auf die die Kosten nach EEG u¨ ber die Netznutzungsentgelte u¨ berw¨alzt werden, zu vermeiden, ist bei extrem hohem Windenergieangebot oder aber bei Netzst¨orungen – also seltenen Ereignissen von kurzer Dauer – eine Beschr¨ankung der Windenergieeinspeisung rechtlich geboten und bei den neueren großen Windenergieanlagen auch technisch m¨oglich. Solche Eingriffe in die Leistungsabgabe der Windenergieanlagen sind unter dem Stichwort „Erzeugungsmanagement“ in den letzten Jahren verschiedentlich vorgenommen worden. Entgegen einer weit verbreiteten Meinung, die auf einer unzutreffenden Gesetzesinterpretation beruht, muss nicht auch die seltene h¨ochste Spitze der Windenergieerzeugung bis zur letzten Kilowattstunde unter allen Umst¨anden stets eingespeist werden k¨onnen. Solche kurzzeitigen Eingriffe sind vielmehr dann vom Erneuerbare-Energien-Gesetz abgedeckt und sogar ¨ geboten, wenn eine Netzverst¨arkung zu noch h¨oherer Ubertragungsleistung das volkswirtschaftliche Optimum u¨ berschreitet, also im Sinne des Gesetzes einen wirtschaftlich unzumutbaren Ausbau des Netzes darstellt [EEG 2008, § 9 (3)]. Das angestrebte volkswirtschaftliche Optimum l¨asst sich nach Abschluss des angemessenen Netzausbaus zumindest n¨aherungsweise dann einhalten, wenn die sehr seltenen und kurzen simultanen Leistungsspitzen der Windenergieeinspeisung in kritischen Situationen, also v. a. bei Starkwind und gleichzeitig geringer Stromnachfrage im betroffenen Netzteil, durch zeitabh¨angige Drosselung der abgegebenen Leistung jeweils so begrenzt werden k¨onnen, wie es die momentane H¨ochstaufnahmeleistung des bereits Kosten-Nutzen-optimiert ausgebauten Netzes zul¨asst [ECOFYS 2006, S. 3–5]. Angestrebtes Ergebnis ist Maßstab und Erm¨achtigung f¨ur eine, von der momentanen Netzbelastung abh¨angige und gegen¨uber den Betreibern der Windenergieanlagen zu begr¨undende dynamische Begrenzung der momentan zul¨assigen ¨ Einspeisung bei kurzzeitigen Erzeugungsspitzen. Uberschreiten die hierdurch entgangenen Einspeiseverg¨utungen allerdings im mehrj¨ahrigen Mittel die NutzenKosten-Verh¨altnism¨aßigkeit, so ist das Netz offensichtlich unzureichend ausgebaut ¨ und die Ubertragungsleistung ist unverz¨uglich zu erh¨ohen.

10.1.5

Faustregeln fur ¨ wirtschaftliche Zumutbarkeit

Der Umweltausschuss des Deutschen Bundestags hatte Anfang Juni 2008 noch gefordert [EEG-Umweltausschuss 2008, S. 22]: „Die Frage der wirtschaftlichen Zumutbarkeit des Netzausbaus bzw. -optimierung soll dabei so geregelt werden, dass das im EEG vereinbarte Ausbauziel von mindestens 30 Prozent Stromanteil des EEG an der Gesamtstromerzeugung sichergestellt wird.“ Trotz dieser Aufforderung hat der Gesetzgeber keine Regelungen zur operationalen Umsetzung des Begriffs der wirtschaftlichen Zumutbarkeit gemacht, weder in [EEG 2008] selbst noch gem¨aß [EEG 2008, § 64, Verordnungserm¨achtigung] noch in [ELAG 2008].

10.1 Wirtschaftliche Zumutbarkeit als Begrenzung f¨ur Netzausbau

201

Allerdings nennt die ofﬁzielle Gesetzesbegr¨undung zum EEG 2004 zwei verschiedene Faustregeln, die der Beurteilung der wirtschaftlichen Zumutbarkeit von windbedingten Netzausbaumaßnahmen dienen sollen: (1) Faustregel 1: Grenze fur ¨ wirtschaftliche Unzumutbarkeit „Die Zumutbarkeit des (Netz-)Ausbaus ﬁndet ihre Grenze dort, wo der aus den Verg¨utungssummen im Verg¨utungszeitraum sich ergebende Wert der Gesamtstrommenge aus den durch den Netzausbau anschließbaren Erzeugungsanlagen die Kosten des Ausbaus nicht deutlich u¨ bersteigt.“ [EEG-Begr¨undung 2004, S. 34]. Zum einen wird hier deutlich auf die grundlegende, bei allen Optimierungsfragen angewandte Grenznutzentheorie der Volkswirtschaftslehre abgehoben. Zum anderen wird unterstrichen, dass als Maß f¨ur den volkswirtschaftlichen Nutzen von zus¨atzlich eingespeister erneuerbarer Energie die zus¨atzliche Einspeiseverg¨utung gelten soll, die aufgrund des Netzausbaus erzielbar ist. (2) Faustregel 2: Geeigneter Anhaltspunkt fur ¨ wirtschaftliche Zumutbarkeit „Da der Wert des Stromes, der aus einer Erzeugungsanlage geliefert werden kann, in der Regel n¨aherungsweise in einem festen Verh¨altnis zu den Investitions- und Betriebskosten der Anlage steht, die Investitionskosten und erwarteten Betriebsaufwendungen etwa f¨ur den Brennstoffeinsatz der Erzeugungsanlage aber zu Projektbeginn sicherer abzusch¨atzen sind als das gesamte Verg¨utungsvolumen, ist die Bezugnahme auf die H¨ohe dieser Kosten der Anlage ein Anhaltspunkt f¨ur die Beurteilung der wirtschaftlichen Zumutbarkeit. Verh¨altnism¨aßig und damit zumutbar im engeren Sinne ist der Ausbau daher insbesondere dann, wenn die Kosten des Ausbaus 25 Prozent der Kosten der Errichtung der Stromerzeugungsanlage nicht u¨ berschreiten.“ [EEG-Begr¨undung 2004, S. 34]. Die 25%-Regel ist in jedem Fall nur anwendbar, wo die Kosten einer konkreten Investition, z. B. f¨ur einen Windpark, direkt den dadurch verursachten Kosten f¨ur ¨ eine Erh¨ohung der Ubertragungsleistung, z. B. Neubau einer bestimmten Leitung, zugerechnet werden k¨onnen, so wie es u¨ blicherweise bei den beiden Fallgruppen einer Windparkanbindung onshore bzw. offshore m¨oglich ist. Bei der Fallgruppe 3, also der Verst¨arkung der Fern¨ubertragung aus einer ganzen Regelzone mit Einspeisungen aus Kraftwerken aller Art ist die 25%-Regel nur anwendbar, wenn die Verst¨arkung ganz u¨ berwiegend einem bestimmten Verursacher, z. B. dem Neubau von Offshore-Windkraftwerken, zugerechnet werden kann. In einer Reihe von untersuchten F¨allen zur Anbindung von Windparks u¨ ber 110kV-Leitungen an das H¨ochstspannungsnetz [Jarass/Obermair 2007, S. 107] lagen die Investitionskosten des Netzausbaus typischerweise unter 5% der Investitionskosten f¨ur die Windenergieanlagen. Bei einer 380-kV-Fernleitung u¨ ber 200 km liegen die vom Netzbetreiber veranschlagten einzelwirtschaftlichen Kosten bei rund 200 Mio. €, die gesamtwirtschaftlichen Kosten bei rund 400 Mio. € [Jarass/Obermair

202

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

2008, Tab. 8.3], bezogen auf die zus¨atzlich transportierbare Windleistung von rund 2 GW also rund 200 €/kW. Das sind rund 15% der Investitionskosten von OnshoreWindenergieanlagen. Das 25%-Kriterium spricht also jedenfalls grunds¨atzlich f¨ur die wirtschaftliche Zumutbarkeit dieser Projekte. Offen bleibt die Frage, bis zu welcher Grenzleistung in diesen F¨allen das Netz ausgebaut werden soll, sodass das Kosten-Nutzen-Optimum erreicht wird. Diese Frage l¨asst sich nur anhand des Vergleichs von Grenznutzen und Grenzkosten beantworten; mehr dazu in den folgenden Abschnitten.

10.2

Objektive Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus

Beide Faustregeln sind f¨ur windenergiebezogene Investitionen nicht ausreichend, weil wegen der stark ﬂuktuierenden Windenergie der Grenznutzen der Netzanbindung, also der zus¨atzliche Nutzen pro zus¨atzlicher Netzanschlussleistung in €/kW, bei Ann¨aherung an die installierte Nennleistung der Windparks drastisch abnimmt. Wie in Kap. 8 ausf¨uhrlich begr¨undet, sind in einem solchen Fall nur der Gesamtnutzen und die Gesamtkosten zu vergleichen, das Optimum der H¨ohe einer Investition ergibt sich vielmehr korrekt dort, wo der Grenznutzen einer Netzanbindung ihren Grenzkosten gleichkommt („Pareto-Optimum“). Als Nebenbedingung muss zugleich gelten, dass der volkswirtschaftliche Gesamtnutzen des Netzausbaus bis zu diesem Optimum gr¨oßer ist als seine Gesamtkosten, da sonst ganz offensichtlich die Maßnahme f¨ur die Gesamtgesellschaft mehr Kosten als Nutzen br¨achte. In den F¨allen, in denen man zu dem Ergebnis kommt, dass jedenfalls das „Ob“ der Netzanbindung nicht mehr in Frage steht, weil eine dahingehende wirtschaftliche Zumutbarkeit gegeben ist, ist also grunds¨atzlich in einem zweiten Schritt zu bestimmen, in welchem Umfang der wirtschaftlich zumutbare Netzanschluss zu erfolgen hat: „wie viel“. Empirische Daten, v. a. die bei den Betreibern vorliegenden Leistung-DauerKurven von Windenergieanlagen gegebener technischer Auslegung in einer gegebenen Standortregion, k¨onnen mit den exakten Methoden der o¨ konomischen Grenznutzentheorie kombiniert werden. Daraus ergeben sich – im Folgenden im Einzelnen beschrieben – die f¨ur die realisierten und geplanten Windparks an einem bestimmten Einspeisepunkt relevanten Ergebnisse: • Richtwerte f¨ur den volkswirtschaftlich optimalen Netzausbau, zu dem der Netzbetreiber in der betroffenen Region gesetzlich verpﬂichtet ist; • Absch¨atzungen f¨ur die auch nach optimiertem Netzausbau noch zumutbaren gelegentlichen Leistungsbeschr¨ankungen, die – zeitlich variabel und nachfrage¨ abh¨angig – erforderlich bleiben, um Uberinvestitionen zu vermeiden. Die f¨ur den Mathematiker so befriedigende scheinbar pr¨azise Deﬁnition dieses Pareto-Optimums scheitert in der praktischen Anwendung daran, dass eine Monetarisierung, also eine von den Betroffenen als plausibel anerkannte geldliche Bewertung der volkswirtschaftlichen Kosten und Nutzen, nicht erreicht werden

10.2 Objektive Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus

203

kann. Im Fall von Erneuerbare-Energien-Einspeisung ist der Fall aber sehr viel g¨unstiger. Die Rechtslage und bew¨ahrte Verfahren der Bewertung erlauben es, Nutzen und Kosten in Abh¨angigkeit von der durch die Netzverst¨arkung erreich¨ ten Ubertragungsleistung quantitativ abzusch¨atzen [Jarass/Obermair 2007, Kap. 5; Krewitt/Schlomann 2006; BMU 2008a]: • Der volkswirtschaftliche Nutzen wird vereinfachend mit dem Wert der in einem gegebenen Zeitraum tats¨achlich eingespeisten elektrischen Energie aus Wind gleichgesetzt (Kap. 8). Solange die EEG-Verg¨utung angebots- und nachfrageunabh¨angig ist, also gleich hoch f¨ur jede eingespeiste Kilowattstunde, ist dieser Wert proportional zur eingespeisten Windenergiemenge.2 • Die volkswirtschaftlichen Kosten der Netzverst¨arkung sind durch ihre einzelwirtschaftlichen Kosten sowie durch ihre sozialen Kosten (v. a. Umweltkosten) gegeben.

10.2.1

Bestimmung des Grenznutzens einer Erh¨ohung ¨ der Ubertragungsleistung

Die Dauer-Leistung-Kurve einer Gesamtheit von in das Netz einspeisenden Windenergieanlagen stellt die energetische Grenznutzen-Leistung-Beziehung dar, die durch monet¨are Bewertung der Energieerzeugung mittels der EEGEinspeiseverg¨utung zur monet¨aren Grenznutzen-Leistung-Beziehung, kurz zur Grenznutzenkurve wird (Abschn. 8.3). Der j¨ahrliche Grenznutzen der erzeugbaren Windenergie aus Anlagen mit einer installierten Leistung PNenn als Funktion der vom Netz maximal u¨ bertragbaren relativen Leistung p = PGrenz /PNenn , d. h. also die zus¨atzliche j¨ahrliche Einspeiseverg¨utung pro zus¨atzlich ins Netz einspeisbarer Leistung in €/kW, ergibt sich also aus der gemessenen oder berechneten Dauer-Leistung-Kurve der einspeisenden Anlagen, indem durch Umskalierung der vertikalen Achse von „Dauer“ auf „€/kW“ die monet¨are Grenznutzen-Leistung-Kurve, kurz die Grenznutzenkurve bestimmt wird.

10.2.2

Bestimmung der Grenzkosten einer Erh¨ohung ¨ der Ubertragungsleistung

Die j¨ahrlichen Kosten pro zus¨atzlich u¨ bertragbare Leistung im Netz sind bei gegebener technischer Ausf¨uhrung etwa proportional zur L¨ange der Strecke. F¨ur die drei Fallgruppen k¨onnen je unterschiedliche technische Ausf¨uhrungen gew¨ahlt werden, etwa Netzverst¨arkung von Freileitungen durch Hochtemperaturseile und 2 Wird, wie z. B. schon seit L¨ angerem in D¨anemark, die H¨ohe der Verg¨utung zeitlich variabel, etwa von einem Spotmarktpreis abh¨angig gestaltet, so sinkt offenbar der rechnerische Nutzen in Perioden hoher Windenergieerzeugung und niedriger Stromnachfrage, da dann der Spotmarktpreis besonders niedrig ist (Abschn. 5.4.1).

204

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

Leitungsmonitoring, Neubau als Freileitung oder als Erdkabel, oder schließlich f¨ur die Offshore-Netzanbindung Ausf¨uhrung als Seekabel in Drehstrom- oder Gleichstromtechnik einschließlich Umformern. ¨ Tabelle 10.1 gibt eine Ubersicht u¨ ber die zu erwartenden annuisierten Kosten f¨ur die Netzanbindung von Windparks und die Kosten der Fern¨ubertragung. F¨ur die Bestimmung der j¨ahrlichen Kosten („Annuisierung“) wird dabei pauschal von 10%3 der Gesamtkosten inklusive j¨ahrliche Kosten f¨ur Wartung und Verluste ausgegangen. Die Netzgrenzkosten, d. h. Kosten pro zus¨atzlich u¨ bertragbare Leistung bei gegebener Wahl des Leitungstyps und gegebener Leitungsl¨ange sind im untersuchten Bereich weitgehend unabh¨angig von der Grenzleistung der Leitung („konstante Skalenkosten“). Deshalb sind die Grenzkostenkurven – in €/kW, aufgetragen u¨ ber der relativen Einspeiseleistung p = PGrenz /PNenn – horizontale Geraden.

10.2.3

¨ Optimierung der Erh¨ohung der Ubertragungsleistung

Es ist f¨ur jeden Anwendungsfall das volkswirtschaftliche Optimum des Netzausbaus f¨ur die Gesamtheit der in ein bestimmtes Teilnetz einspeisenden bzw. geplanten und genehmigten Windparks abzusch¨atzen. Das Optimum ist erreicht, wenn der • Grenznutzen: zus¨atzlicher volkswirtschaftlicher Nutzen der zus¨atzlich m¨oglichen Windenergieeinspeisung gleich ist den • Grenzkosten: zus¨atzliche volkswirtschaftliche Kosten f¨ur die zus¨atzlich zu ¨ erstellende Ubertragungsleistung des Netzes. Wirtschaftlich zumutbar ist der Ausbau bis zu diesem Optimum popt der ¨ Ubertragungsleistung pro installierter Nennleistung aber nur, wenn der Gesamtnutzen pro kW Nennleistung, gegeben durch die Fl¨ache unter der Grenznutzenkurve bis zu p = popt , deutlich gr¨oßer ist als die Gesamtkosten des Netzausbaus pro kW ¨ zus¨atzlicher Ubertragungsleistung. Man geht gedanklich im ersten Schritt von einem Netzausbau in H¨ohe von 100% der installierten Leistung der Windenergieanlagen aus, und u¨ berlegt dann, wie viel Windenergie und damit Verg¨utungssummen ausgesperrt werden durch eine Verringerung des Netzausbaus. Sind die ausgesperrten Verg¨utungssummen kleiner als die Verringerung der Netzausbaukosten, so verringert man den Netzausbau, weil so volkswirtschaftlich Kosten verringert werden und entsprechend ein gr¨oßerer Netzausbau wirtschaftlich nicht zumutbar w¨are.

3

Laut Vorgabe der Bundesnetzagentur wird Eigenkapital bis 2008 mit 7,91%/a verzinst, ab 2009 mit 9,29%/a, wobei maximal ein Eigenkapitalanteil von vier Zehntel am Gesamtkapital ber¨ucksichtigt wird. Der Rest wird wie Fremdkapital mit knapp 5%/a verzinst; vgl. hierzu auch das f¨ur diese Entscheidung grundlegende Gutachten [Bundesnetzagentur 2008b]. Daraus resultiert ein Kalkulationszinsfuß von rund 6,75%/a (=9,29%/a ∗ 0,4 + ca. 5%/a ∗ 0,6). Bei einer Lebensdauer von 20 Jahren resultiert ein Annuisierungsfaktor von 0,093, bei 40 Jahren von rund 0,073.

(1.1)

(1.2)

(1.3)

Typische Leistung Zahl der Systeme Leitungsl¨ange bis [GW] [–] [km] (1) Anbindung von Onshore-Windparks (110-kV-Drehstrom) (1.1) Netzoptimierung durch Leitungsmonitoring + 50% 2 50 (1.2) Netzverst¨arkung durch Hochtemperaturseile + 50% 2 50 (1.3) Neubau Freileitung 0,3 2 50 (1.4) Neubau Erdkabel 0,3 2 50

(2.1)

(2.2)

(2.3) (2.4) = (2.1) + (2.2) = (2.3)/(1.1)

(3) = 10% ∗ (2.4)

Investitionskosten Soziale Kosten mind. [Mio. €/km] [Mio. €/km]

Summe [Mio. €/km]

Summe pro kW [€/(km∗kW)]

J¨ahrliche Kosten mind. [€/(km∗kW)]

0,03

0

0,03

0,1

0,01

0,09

0

0,09

0,3

0,03

0,3

0,3

0,6

2,0

0,20

0,6

0,0

0,6

2,0

0,20

(2) Anbindung von Offshore-Windparks (150-kV-Drehstrom von Windpark bis „Steckdose“, weiter bis zum Umspannwerk an Land mit 150-kV- bzw. 300-kV-Gleichstrom) (2.1) Seekabel (150-kV-Gleichstrom) 0,4 1 250 2,5 0,0 2,5 6,2 (2.2) Seekabel (300-kV-Gleichstrom) 0,8 1 250 3,5 0,0 3,5 4,4 (3) Fernubertragung (380-kV-Drehstrom) ¨ (3.1) Netzoptimierung durch Leitungsmonitoring + 25% 2

500

0,1

0,0

0,1

0,2

0,62

10.2 Objektive Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus

Tab. 10.1 Kosten der Netzanbindung von Windkraftwerken (zu Z. (1): [Jarass/Obermair 2005a; Jarass/Obermair 2007, Tab. 3.4 und Tab. 3.7]; zu Z. (2): [E.ON-Netz 2007b]; zu Z. (3.1) und (3.2): [Abschn. 4.3.1(3)]; zu Z. (3.3a) und (3.3b): [Jarass/Obermair 2008, Abschn. 8.3]; zu Z. (3.4a) und (3.4b): Beispiel ¨ Tauern/Osterreich [KEMA 2008, Abschn. 3.8.2]; zu Z. (3.5): [Abschn. 10.3.2(1)]; zu Sp. (2.2): [Jarass/Obermair 2008, Abschn. 8.3; Jarass 1989])

0,44

0,02 205

Fortsetzung

206

Tab. 10.1 (Fortsetzung) (1.1)

(1.2)

(1.3)

(2.1)

(2.2)

Typische Leistung Zahl der Systeme Leitungsl¨ange Investitionskosten Soziale Kosten bis mind. [GW] [–] [km] [Mio. €/km] [Mio. €/km]

Summe

(3) = 10% ∗ (2.4)

[Mio. €/km]

Summe pro J¨ahrliche kW Kosten mind. [€/(km ∗ kW)] [€/(km ∗ kW)]

0,0

0,3

0,3

0,03

1,0

2,0

1,0

0,10

1,2

2,7

0,7

0,07

0,3

3,3

1,7

0,17

0,1

7,1

3,6

0,36

0,1

<8

<4

<0,4

Erl¨auterungen Zu Sp. (3): f¨ur Zins und Tilgung sowie f¨ur Wartung und Verluste bezogen auf die Investitionskosten pauschal 10%. Zu Z. (1.1) und (3.1), Sp. (2.1): pauschal mit 10% der Kosten von Neubau Freileitung angesetzt (Abschn. 4.3.1(3)). Zu Z.(1.2) und (3.2), Sp. (2.1): pauschal mit 30% der Kosten von Neubau Freileitung angesetzt (Abschn. 4.3.1(3)). Zu Z. (1) und (3), Sp. (2.4): Bei Fern¨ubertragung muss die Leitung (n-1)-gesichert sein, deshalb wird nur die H¨alfte der Systeme ber¨ucksichtigt. Zu Z. (3.3b), Sp. (2.2): gegen¨uber Doppelsystem etwas h¨ohere Kosten wegen gr¨oßerer H¨ohe und Breite. Zu Z. (3.4a), Sp. (2.2): Durch eine Teilverkabelung k¨onnen die Abschnitte mit besonders hohen sozialen Kosten geschont werden; deshalb deutliche Verringerung der sozialen Kosten. Zu Z. (3.5), Sp. (2.1): Sch¨atzung basierend auf den Kosten der ersten Offshore-Netzanbindung (Abschn. 10.3.2(1)): 800 €/kW ergeben bei einer Leitungsl¨ange von 200 km 4 €/(kW∗km), bei 2 Systemen also 8 €/(kW∗km). Es entf¨allt zudem eine Gleich- und eine Wechselrichteranlage, falls ab Offshore-„Steckdose“ in Gleichstrom ≥ 300 kV u¨ bertragen wird.

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

(3.2) Netzverst¨arkung durch Hochtemperaturseile + 50% 2 500 0,3 (3.3a) Neubau Freileitung, Doppelsystem 2,0 2 500 1,0 (3.3b) Neubau Freileitung, Vierfachsystem 2,0 4 500 1,5 (3.4a) Neubau 2/3 Freileitung, 1/3 Zwischenverkabelung, Doppelsystem 2,0 2 200 3,0 (3.4b) Neubau Erdkabel, Doppelsystem 2,0 2 50 7,0 ¨ (Hochspannungs-Gleichstrom-Ubertragung) ¨ (3.5) Neubau Erdkabel-HGU 2,0 2 >1000 <8

(2.3) (2.4) = (2.1) + (2.2) = (2.3)/(1.1)

10.2 Objektive Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus

a

b

Grenznutzen-Leistung-Kurve

Grenznutzen m*T [ /kW] 657 600

207

Ausschnittsvergrößerung aus a)

Grenznutzen m*T [ /kW] 120 EEG-Vergütung m = 0,075 /kWh

100 80

400

60 40

200

20 0 0,0

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

c

1,0

0 0,8

0,9 p = Windleistung P pro installierte Leistung PNenn

1,0

Optimierung: Schnittpunkt von Grenznutzen und Grenzkosten

Grenznutzen m*T [ /kW] 120 100 80 60 40

Grenzkosten der Netzverstärkung (Annahme: 40 km Erdkabel)

20 0 0,8

0,9

popt

1,0

p = Windleistung P pro installierte Leistung PNenn

Abb. 10.1 Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus

Aus der Dauer-Leistung-Kurve entsteht durch Bewertung (Multiplikation) mit der langfristig erzielbaren EEG-Verg¨utung mEEG (z. B. mit 7,5 ct/kWh f¨ur onshore, 10 ct/kWh f¨ur offshore angenommen) die Grenznutzen-Leistung-Kurve, die die zus¨atzliche Verg¨utungssumme, also den zus¨atzlichen Ertrag in € pro kW zus¨atzlich einspeisbare Windleistung angibt (Abschn. 8.3). Eine typische Grenznutzen-Leistung-Kurve f¨ur einen sehr windg¨unstigen K¨ustenstandort mit großen Generatoren relativ niedriger Fl¨achenleistung zeigen die Abb. 10.1a und 10.1b. Aus den Zahlen von Tab. 10.1 wird mit einer gewissen Sch¨atzungenauigkeit ein horizontales Band der (annuisierten) Grenzkosten konstruiert, im Beispiel f¨ur eine Netzanbindung durch Erdkabel mit 40 km L¨ange (vgl. Tab. 10.1, Z. 1.4).

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

208

InAbb. 10.1c werden nun Kurven f¨ur Grenznutzen und Grenzkosten eingezeichnet und so der zus¨atzliche Nutzen der Windenergieeinspeisung mit den zus¨atzlichen Kosten einer Netzverst¨arkung verglichen. Die Schnittmenge der Kurven und B¨ander gibt eine N¨aherung f¨ur das volkswirtschaftliche Optimum des Netzausbaus an. Ergebnis: Optimal und zugleich wirtschaftlich zumutbar ist ein Netzausbau bis zu der H¨ohe p = popt , die durch den Schnittpunkt von Grenznutzenkurve und Grenzkostenkurve gegeben ist, soweit bei diesem Ausbau der Gesamtnutzen, gegeben durch die Fl¨ache unter der Grenznutzenkurve bis zu popt , gr¨oßer ist als die Gesamtkosten. F¨ur die der Abb. 10.1 zugrunde liegenden Windenergieanlagen ist demnach eine Netzverst¨arkung von bis zu gut 95% der insgesamt installierten Windleistung optimal, auch wenn die Verst¨arkung mit einem Zweisystem-Erdkabel u¨ ber 40 km vorgenommen werden muss. Der Gesamtnutzen, also die Fl¨ache der Grenznutzenkurve bis p = popt ergibt gut 200 €/kW j¨ahrlich, die Gesamtkosten sind ann¨ahernd gleich den Durchschnittskosten von 40 €/kW, und diese sind wiederum etwa so hoch wie die Grenzkosten. Damit ist der Gesamtnutzen deutlich gr¨oßer als die Gesamtkosten, der Ausbau ist also wirtschaftlich zumutbar.

10.3

Fallbeispiele

In den folgenden Abschnitten wird je ein Fallbeispiel zu den drei verschiedenen Standardf¨allen des Netzausbaus dargestellt: ¨ • 110-kV-Anbindung von Onshore-Windparks an einen starken Ubergabepunkt (meist 380-kV-H¨ochstspannungsnetz), wobei als technische Alternative je nach Bedarf eine Verst¨arkung bestehender regionaler Leitungen mit Hochtemperaturseilen und Leitungsmonitoring oder ein Neubau als Freileitung oder als Erdkabel in Frage kommen; typische Leitungsl¨angen 20 km bis 40 km. • Anbindung der großen neuen Offshore-Windparks bis zur K¨uste und dann weiter bis zum 380-kV-H¨ochstspannungsnetz. Dabei kommt als technische Alternative nur ein Neubau mit Seekabeln in Frage, f¨ur l¨angere Strecken zwingend in Gleichstromausf¨uhrung, die Fortf¨uhrung an Land dann wohl auch als Gleichstrom-Erdkabel; typische Leitungsl¨angen sind 100 km bis 200 km. • Verst¨arkungen oder Neubauten im Bereich der 380-kV-H¨ochstspannungsfern¨ leitungen zur Ubertragung von Windenergie aus den K¨ustenregionen zu den Verbrauchsschwerpunkten und Speicherkraftwerken im Westen und S¨uden. Technische Alternativen sind je nach Bedarf eine Verst¨arkung bestehender Leitungen mit Hochtemperaturseilen und Leitungsmonitoring oder ein Neubau als Freileitung oder bei Querung besonders sensibler Landschaft auch als Teilverkabelung; typische Leitungsl¨angen sind 100 km bis u¨ ber 500 km. Wenn zuk¨unftig 20 GW und mehr Offshore-Windenergie u¨ ber Hunderte von Kilometern bis weit nach Westen und S¨uden zu u¨ bertragen sind, werden sowohl nach dem Stand der Technik als auch zum Schutz der Landschaft auf ganzer L¨ange Gleichstromkabel eingesetzt werden m¨ussen.

10.3 Fallbeispiele

209

¨ Die dargestellten Uberlegungen zur Bestimmung des wirtschaftlich zumutbar zu ¨ deckenden Ubertragungsbedarfs werden im Folgenden f¨ur die drei Fallbeispiele zur Beantwortung genutzt, um den wirtschaftlich zumutbaren Netzausbau zu bestimmen. Dabei spielen, wie schon erl¨autert, folgende drei Gr¨oßen eine wesentliche Rolle: • Dauer-Leistung-Kurve der Windenergieeinspeisung, • EEG-Verg¨utung f¨ur Windenergie, • Kosten der Netzverst¨arkung.

10.3.1

Fallbeispiel 1 : 110-kV-Anbindung von Windparks

Abb. 10.2 Wirtschaftlich zumutbarer Netzausbau von k¨ustennahen Windparks

Jährlicher Grenznutzen: Vergütungssumme pro Erhöhung der einspeisbaren Windleistung P

Bei der 110-kV-Anbindung eines oder mehrerer Windparks in einer Region mit typischen Leitungsl¨angen von 20 km bis 40 km handelt es sich um u¨ berschaubare Gebiete, die insbesondere in den windstarken Gebieten an der K¨uste und im K¨ustenhinterland weitestgehend eben und topograﬁsch wenig gegliedert sind. Damit sind aber auch die Windbedingungen und damit die Windenergieproduktion der dort installierten Windenergieanlagen zeitlich stark korreliert, d. h. bei Starkwind produzieren alle Anlagen des Parks gleichzeitig nahezu Nennleistung. Als Funktion der eingespeisten Leistung von p = P/PNenn f¨allt deshalb die Grenznutzenkurve in der N¨ahe des Maximalwerts p = 1 steil ab, wie in Abb. 10.2 deutlich zu sehen ist. Abbildung 10.2 zeigt zudem f¨ur verschiedene verf¨ugbare technische Alterna¨ tiven zur Erh¨ohung der Ubertragungsleistung die Grenzkostenkurven (annuisierte Grenzkosten); sie sind mit einer gewissen Bandbreite f¨ur typische Leitungsl¨angen von 20 km bis 40 km bis zum n¨achsten Einspeisepunkt, meist eine 380-kVUmspannanlage, eingezeichnet. Die jeweiligen Schnittpunkte zwischen Grenznutzen- und Grenzkostenkurve ergeben das volkswirtschaftliche Optimum des Netzausbaus.

[ /kW]

Jährliche Netz-Grenzkosten

10

Erdkabel - 40 km Freileitung - 40 km

8 6

Erdkabel - 20 km Freileitung - 20 km

4 2 0 0,90

Hochtemperaturseile Leitungsmonitoring

0,95

1,00

p = Windleistung P pro installierte Leistung P

210

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

(1) Richtgr¨oßen fur ¨ die Netzanbindung von Onshore-Windparks In jedem Fall liegen die Kosten f¨ur die Netzanbindung weit unter 25% der Investitionskosten der Windparks; damit ist ein gesicherter Anhaltspunkt f¨ur die grunds¨atzliche wirtschaftliche Zumutbarkeit der Netzanbindung gegeben (Abschn. 10.1.5). Die Schnittpunkte, die das volkswirtschaftliche Optimum des Netzausbaus anzeigen, liegen f¨ur jede der Alternativen im Bereich von 95% bis 99% der Nennleistung des Windparks. Davon muss jeweils noch die technische Nichtverf¨ugbarkeit der Windenergieanlagen, bei Onshore-Anlagen typischerweise 2% bis 4%, abgezogen werden. Der wirtschaftlich zumutbare Netzausbau liegt also im Bereich von 90% bis 95% der Nennleistung des anzuschließenden Windparks. Bei einem solchen Ausbau des Netzanschlusses ist dann meist nur noch im Netzst¨orfall ein Einspeisemanagement erforderlich. F¨ur windschw¨achere und topograﬁsch st¨arker gegliederte Gebiete, z. B. weit s¨udlich der K¨uste oder im Mittelgebirge, resultiert ein Ausbaubedarf des Netzes von deutlich unter 90% der im betrachteten Gebiet insgesamt installierten Windleistung [Jarass/Obermair 2007, Abschn. 7.2]. Wo heute schon ein gut ausgebautes Netz existiert, mag ein Teil dieser Netzverst¨arkung erreichbar sein, indem die herk¨ommlichen Leiterseile durch Hochtemperaturseile ersetzt und auf kritischen Leitungsabschnitten OnlineTemperatur¨uberwachungssysteme installiert werden. (2) Repowering und 110-kV-Netzausbau Eine Weiterentwicklung der Onshore-Nutzung von Windenergie in den n¨achsten Jahren ist wegen mangelnder Fl¨achen in windstarken Lagen u¨ berwiegend nur noch m¨oglich, indem a¨ ltere Anlagen der Leistungsklasse unter 1 MW bis 2 MW ersetzt werden durch neue Anlagen der 3-MW- bis 6-MW-Klasse, meist mit deutlich h¨oheren T¨urmen („Repowering“). Mit gr¨oßeren Turmh¨ohen und Rotorﬂ¨achen ist je nach Standort eine Verdoppelung bis Verf¨unffachung der Leistung an bestehenden Windstandorten m¨oglich. Es zeigt sich, dass die H¨ohe des optimalen Netzausbaus f¨ur die leistungsverst¨arkten Windparks stark von der speziﬁschen Fl¨achenleistung der eingesetzten Windenergieanlagen abh¨angt: Soll die erforderliche Leistungserh¨ohung des Netzanschlusses etwa durch 110-kV-Erdkabel von insgesamt 40 km L¨ange erfolgen, so betr¨agt die wirtschaftlich zumutbare Grenzleistung des Netzausbaus4 : • bei 400 W/m2 Fl¨achenleistung 99% der installierten Nennleistung, • bei 600 W/m2 Fl¨achenleistung 93% der installierten Nennleistung, • bei 800 W/m2 Fl¨achenleistung nur noch 80% der installierten Nennleistung. Die etwa mit 800 W/m2 hoch installierten Anlagen erreichen den Bereich oberhalb von 80% der Nennleistung nur f¨ur so wenige Stunden im Jahr, dass ein Ausbau des Netzes f¨ur mehr als 80% wirtschaftlich unzumutbar ist. 4 Davon muss jeweils noch die technische Nichtverf¨ ugbarkeit der Windenergieanlagen, bei Onshore-Anlagen typischerweise 2% bis 4%, abgezogen werden.

10.3 Fallbeispiele

211

In absoluten Gr¨oßen steigt der Ausbaubedarf – etwa bei einer Repower-Anlage mit 126 m Durchmesser und damit 12.470 m2 Rotorﬂ¨ache – deshalb langsamer an als die Nennleistung des jeweils eingesetzten Generators: • Bei einer Repower-126m/5MW betr¨agt die optimale Anschlussleistung nahezu 5 MW (= 400 W/m2 ∗ 99% ∗ 12.470 m2 ) pro Anlage; • bei der Repower-126m/7,5MW rund 7 MW pro Anlage; • bei der Repower-126m/10MW nur etwa 8 MW pro Anlage. W¨urden statt 5-MW-Generatoren 10-MW-Generatoren eingesetzt, so m¨ussten also f¨ur knapp 10% zus¨atzliche Jahresenergieproduktion (Tab. 9.4) die Netze statt mit knapp 5 MW mit rund 8 MW pro Anlage ausgebaut werden. Die an Onshore-Standorten u¨ bliche Fl¨achenleistung von etwa 400 W/m2 stellt also sowohl aus der Sicht der Anlagenbetreiber (Abschn. 9.4.1(2)) als auch der Netzbetreiber und Stromkunden ein Optimum bei der Auslegung f¨ur RepoweringAnlagen dar.

10.3.2

Fallbeispiel 2 : Netzanbindung von Offshore-Windenergieanlagen

Die Offshore-Netzanbindung besteht aus vom o¨ ffentlichen Netz vollst¨andig getrennten reinen Windenergie-Entsorgungsleitungen (Abschn. 4.4.2). Sie werden deshalb nicht (n-1)-gesichert als Doppelleitungen, sondern nur als Einfachleitungen ausgef¨uhrt mit etwa den halben Kosten von zwei Systemen. Bei einem Kabelschaden sind zwar sehr lange Reparaturdauern zu erwarten, mittelfristig wird aber bei Ann¨aherung an das Ausbauziel jeder Netzknoten im Meer („Steckdose“) mit mehreren Kabeln ans Festland angeschlossen und damit ann¨ahernd die Versorgungssicherheit eines vermaschten Systems erreicht.

(1) Einzelwirtschaftliche Kosten der Offshore-Netzanbindung Die Anbindung bis zum Festland kann nur u¨ ber geeignete Kabel- oder Rohrleitungen am Meeresgrund erfolgen. Herk¨ommliche Drehstromkabel sind schon an Land und bei nur 110 kV f¨ur Entfernungen von u¨ ber 30 km nur mit einem erheblichen zus¨atzlichen Aufwand f¨ur Blindstromkompensation zu betreiben. Diese Probleme steigen proportional zur Betriebsspannung an (Abschn. 4.3.2(1)). F¨ur die hier vor¨ liegenden Entfernungen und Ubertragungsleistungen im GW-Bereich kommt nur Gleichstrom¨ubertragung in Frage. Die Offshore-Netzkosten betragen f¨ur die ersten Anlagen rund 1.000 €/kW, nach erfolgreicher Spannungsverdoppelung der Kabel auf 300 kV wird ab 2011 mit nur noch mit 700 €/kW gerechnet (vgl. Tab. 10.1, Z. 2). Die Kostensch¨atzungen f¨ur derartige Seekabel h¨angen stark vom Abstand zur K¨uste und der entsprechend erforderlichen Leitungsl¨ange ab. Zudem f¨uhren gr¨oßere Verlegungstiefen und ein schwieriger Untergrund, z. B. in der Nordsee h¨auﬁg anzutreffende Treibs¨ande, zu

212

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

Kostenerh¨ohungen. Die tats¨achliche Kostenentwicklung wird auch stark von Art und Umfang neuer Kabel- und Verlegetechniken abh¨angen [Brakelmann 2006b, d]. Die Sch¨atzkosten f¨ur die von E.ON-Netz in Auftrag gegebene Netzanbindung von Borkum 2 betragen inklusive der bei E.ON-Netz anfallenden Kosten rund ¨ 400 Mio. € f¨ur 400 MW Ubertragungsleistung (Abschn. 4.4.2) [E.ON-Netz, 2007b], also rund 1.000 €/kW (bei einer Leitungsl¨ange von rund 200 km ergeben sich rund ¨ 5 €/(kW∗km)). Ahnliche Kosten werden f¨ur Borkum 1 gesch¨atzt, etwas h¨ohere Kosten f¨ur die beiden anderen Netzanbindungsprojekte f¨ur den Bereich Helgoland und den Bereich westlich Sylt. Im Durchschnitt liegen die Investitionskosten f¨ur die vier Projekte in der ersten Phase bei einer Ausf¨uhrung mit 150-kV-Kabeln bei knapp 1.100 €/kW. Bei den ab 2011 ausgef¨uhrten Projekten werden wegen der dann ggf. zur Verf¨ugung stehenden leistungsf¨ahigeren 300-kV-Technik nur noch 800 €/kW gesch¨atzt.

(2) Vorbehalt der wirtschaftlichen Zumutbarkeit auch fur ¨ die Netzanbindung von Offshore-Windenergieanlagen Das Energiewirtschaftsgesetz schreibt vor [EnWG 2008, § 17 Abs. 2a, Satz 1]: ¨ „Betreiber von Ubertragungsnetzen, in deren Regelzone die Netzanbindung von Offshore-Anlagen im Sinne des § 10 Abs. 3 Satz 1 des Erneuerbare-EnergienGesetzes erfolgen soll, haben die Leitungen von dem Umspannwerk der OffshoreAnlagen bis zu dem technisch und wirtschaftlich g¨unstigsten Verkn¨upfungspunkt ¨ des n¨achsten Ubertragungsoder Verteilernetzes zu errichten und zu betreiben; die Netzanbindungen m¨ussen zu dem Zeitpunkt der Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft der Offshore-Anlagen errichtet sein.“ Weist der erst Ende 2006 in das Energiewirtschaftsgesetz eingef¨ugte Absatz § 17 (2a) den Netzanbindungen der Offshore-Windparks eine Art von Sonderstellung zu? Es handelt sich ja typischerweise um Leitungen von großer L¨ange, die naturgem¨aß ausschließlich der ¨ Ubertragung von Offshore-Windenergie dienen. Unterliegen sie deshalb etwa nicht dem gesetzlichen Vorbehalt, Netzausbaumaßnahmen nur durchzuf¨uhren, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist? Der folgende Satz 2 in § 17 Abs. 2a EnWG schafft hier Klarheit: „Eine Leitung nach Satz 1 gilt ab dem Zeitpunkt der Errichtung als Teil des Energieversorgungsnetzes.“ Damit ist sichergestellt, dass die allgemeinen Vorschriften des EnWG u¨ ber den Betrieb von Energieversorgungsnetzen, insbesondere § 11 (1) Satz 1 EnWG (Betrieb von Energieversorgungsnetzen), auch f¨ur diese Leitungen als Bestandteil des Energieversorgungsnetzes gelten. Nach dieser generellen Vorschrift sind die Betreiber von Versorgungsnetzen verpﬂichtet, das Netz „ . . . auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist“. Diese Einschr¨ankung ﬁndet sich – wie bereits schon in der bisherigen Fassung des EEG – auch in der Neufassung, wo es zur Grenze der Investitionsverpﬂichtung eindeutig heißt [EEG 2008, § 9 (3)]: „Der Netzbetreiber ist nicht zur Optimierung, zur Verst¨arkung und zum Ausbau seines Netzes verpﬂichtet, soweit dies wirtschaftlich

10.3 Fallbeispiele

213

unzumutbar ist.“ Ergebnis: Der Vorbehalt der wirtschaftlichen Zumutbarkeit einer Maßnahme gilt auch f¨ur die Netzanbindung von Offshore-Windenergieanlagen. Der Halbsatz „ . . . soweit dies wirtschaftlich unzumutbar ist“ zeigt, dass sowohl eine Ja/Nein-Entscheidung – eine Maßnahme ist oder ist nicht wirtschaftlich zumutbar – wie eine Begrenzung der Verpﬂichtung nach Umfang und Art in den zitierten Paragrafen enthalten ist. Ob eine Maßnahme zur Netzanbindung von OffshoreWindenergieanlagen wirtschaftlich zumutbar ist und insbesondere wie weit, d. h. bei welcher H¨ohe, bei welchen volkswirtschaftlichen Kosten und bei welchem ﬁnanziellen Risiko die wirtschaftliche Unzumutbarkeit einsetzt, kann allerdings nur beurteilt werden, wenn ein objektiver quantitativer Maßstab f¨ur die Beurteilung ¨ der wirtschaftlichen Zumutbarkeit nach den allgemeinen Regeln der Okonomie angewandt wird. Davon handeln die folgenden Abschnitte.

(3) Faustregeln fur ¨ die Bestimmung der wirtschaftlichen Zumutbarkeit des Netzausbaus Laut Faustregel 1 ﬁndet die Zumutbarkeit des Netzausbaus ihre Grenze dort, wo die Verg¨utungssummen nicht deutlich gr¨oßer sind als die Netzausbaukosten, die bei Offshore-Windkraftwerken mit den Netzanbindungskosten gleichgesetzt werden k¨onnen. Verg¨utungssummen: Die Volllaststundenzahl f¨ur einen Windpark am FINO1Standort oder einem vergleichbaren Standort betr¨agt rund 4.000 h (Abschn. 3.2.3). Der Verg¨utungszeitraum wird, wie bei der Kalkulation von Offshore-Projekten u¨ blich, mit der erwarteten mittleren Lebensdauer der Anlagen von 20 Jahren gleichgesetzt; auch das EEG geht bei der Festlegung der Mindestverg¨utung von diesem Zeitraum aus. Die Verg¨utung wird mit der durchschnittlichen EEGEinspeiseverg¨utung berechnet, hier pauschal mit 0,1 €/kWh angesetzt (Abschn. 5.3.3). Es ergibt sich: Verg¨utungssumme pro kW Nennleistung = 4.000 h ∗ 20 Jahre ∗ 0,1 €/kWh = 8.000 €/kW. Kosten der Netzanbindung: Im Durchschnitt liegen die Investitionskosten f¨ur die vier E.ON-Netzanbindungsprojekte in der ersten Phase bei einerAusf¨uhrung mit 150kV-Kabeln bei knapp 1.100 €/kW. Bei den ab 2011 ausgef¨uhrten Projekten werden wegen der dann ggf. zur Verf¨ugung stehenden leistungsf¨ahigeren 300-kV-Technik nur noch 800 €/kW gesch¨atzt. Anwendung von Faustregel 1: Die Verg¨utungssumme u¨ bersteigt demnach die Kosten der Netzanbindung („Netzausbau“) um das Achtfache, ab 2011 bei Einsatz kosteng¨unstigerer Netzanbindungstechnik vielleicht um das Zehnfache. Die Verg¨utungssummen sind also deutlich gr¨oßer als die Netzanbindungskosten, damit ist die Grenze f¨ur wirtschaftliche Unzumutbarkeit sicher nicht erreicht. Faustregel 2 sieht als „geeigneten Anhaltspunkt“ f¨ur wirtschaftliche Zumutbarkeit eine Obergrenze f¨ur die Netzausbaukosten vor in H¨ohe von 25% der Investitionskosten der Windkraftwerke (Abschn. 10.1.5). Die Investitionskosten f¨ur die Netzanbindung betragen rund 1.100 €/kW und damit gut ein Drittel der gesch¨atzten Investitionskosten der geplanten Offshore-Windkraftwerke, f¨ur die von

214

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

etwa 3.000 €/kW ausgegangen wird (Abschn. 9.3). Damit liegen die Kosten der Netzanbindung deutlich h¨oher als die genannten 25% der Investitionskosten der Windkraftwerke (Abschn. 10.1.5). Die Begr¨undung wurde allerdings bereits 2004 formuliert, zu einer Zeit zu der technische und wirtschaftliche Angaben f¨ur l¨angere Seekabelverbindungen sowie f¨ur seet¨uchtige Umformerplattformen bei ca. 30 m Wassertiefe nirgends vorlagen. Dennoch weist E.ON-Netz zu Recht darauf hin, ¨ dass angesichts der sich abzeichnenden Uberschreitung des 25%-Anhaltspunkts f¨ur die volkswirtschaftlich zumutbaren Netzkosten nicht allein der Netzbetreiber die Entscheidung u¨ ber den Bau vorab treffen kann. Vielmehr muss eine entsprechende Entscheidung der Bundesnetzagentur u¨ ber das hierf¨ur erforderliche Investitionsbudget vorliegen, bevor der Bau weiterer Offshore-Netzanbindungen vorangetrieben ¨ werden kann, da die Bundesnetzagentur wegen der Uberw¨ alzung der Netzkosten auf die Stromverbraucher die Kostenefﬁzienz einzelner Netzausbaumaßnahmen zu pr¨ufen hat, die in diesem Fall unter Berufung auf das 25%-Kriterium bestritten werden k¨onnte. Das Deutsche Windenergie-Institut schreibt zu diesem Thema [DEWI 2008a, S. 54]: „Die Unsicherheit u¨ ber Umfang und zeitliche Entwicklung des Aufbaus der Offshore-Windparks in der Nordsee betrifft auch direkt die zust¨andigen ¨ Ubertragungsnetzbetreiber, die zur frist- und bedarfsgerechten Herstellung der Netzanbindung verpﬂichtet sind. Angesichts langer Lieferzeiten f¨ur die Komponenten ¨ erscheint es angemessen, dass die Ubertragungsnetzbetreiber f¨ur eine efﬁziente Ausf¨uhrung der Netzanbindung fr¨uhzeitig die erforderlichen Informationen u¨ ber den Stand des Projektes erhalten. . . . (Es) w¨are . . . zielf¨uhrend, dass eine neutrale Institution eine L¨osung f¨ur ein geeignetes Informationssystem entwickelt, das die Bereitstellung der erforderlichen Informationen erm¨oglicht und gleichzeitig den Interessen aller Beteiligten in ausgewogenem Maße entspricht. Dies w¨are ein wichtiger Beitrag zu einem gegen¨uber der heutigen Situation verbesserten Rahmen f¨ur die Nutzung der deutschen Nordsee als Standort f¨ur die Elektrizit¨atserzeugung aus erneuerbaren Energien.“ (4) Umfang des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus Wie zu Beginn von Abschn. 10.2 dargestellt, sind die Faustregeln f¨ur windenergiebezogene Investitionen nicht ausreichend. F¨ur die ersten Netzanbindungsprojekte ist allerdings zu ber¨ucksichtigen, dass derzeit nur Netzanbindungen in 400-MW¨ Einheiten am Markt verf¨ugbar sind. Deshalb greifen die folgenden Uberlegungen zur wirtschaftlich zumutbaren Grenzleistung der Netzanbindung erst schrittweise beim weiteren Ausbau der einzelnen Netzknoten. F¨ur sp¨atere Netzausbauten, in denen innerhalb eines Clusteranschlusses mehrere Windparks an einen Netzknoten angebunden werden, ist die wirtschaftlich zumutbare Grenzleistung zu ber¨ucksichtigen. F¨ur die Leistung-Dauer-Kurve, aus der sich die Grenznutzenkurve absch¨atzen l¨asst, liegen keine gemessenen Werte f¨ur die erst noch zu errichtenden OffshoreWindparks vor. Bereits seit mehreren Jahren werden aber an der FINO1Forschungsplattform, die nach Standort und Turmh¨ohe den Windenergieanlagen

10.3 Fallbeispiele

215

im Bereich von Borkum 1 und 2 entspricht, Windmessungen durchgef¨uhrt. Aus der Geschwindigkeit-Dauer-Kurve der FINO1-Forschungsplattform (Abb. 3.2) und der Leistungskurve der zum Einsatz kommenden Anlage, hier einer Repower126m/5MW (Abb. 2.4), l¨asst sich die Leistung-Dauer-Kurve einer Einzelanlage an diesem Standort berechnen (Abb. 3.7). Durch Vertauschung der Achsen wird aus der Leistung-Dauer-Kurve die Dauer-Leistung-Kurve gewonnen. Multipliziert man die vertikale Achse der Dauer-Leistung-Kurve mit einer angemessenen EEG-Verg¨utung, so erh¨alt man die Grenznutzen-Leistung-Kurve (Abschn. 8.3.3; Abb. 10.1). F¨ur Strom aus Offshore-Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2015 in Betrieb genommen worden sind, betr¨agt die Verg¨utung 15 ct/kWh f¨ur 12 Jahre, anschließend wird nur noch die Grundverg¨utung von 3,5 ct/kWh bezahlt [EEG 2008, § 31]. Bei großer Entfernung von der K¨uste und Wassertiefen gr¨oßer als 20 m wird die Grundverg¨utung l¨anger als 12 Jahre bezahlt, z. B. bei 80 km K¨ustenentfernung und 20 m Wassertiefe rund 1 Jahr l¨anger. Dies entspricht einer durchschnittlichen Verg¨utung von rund 11 ct/kWh. F¨ur die folgenden Berechnungen werden pauschal 10 ct/kWh angesetzt. Abbildung 10.3 zeigt die resultierende Grenznutzen-Leistung-Kurve f¨ur die betrachteten vier Jahre 2004 bis 2007 f¨ur eine Einzelanlage vom Typ Repower126m/5MW. Zudem ist eingezeichnet, bei welchem Grenznutzen die Nennwindgeschwindigkeit von 14 m/s herrscht sowie die etwas h¨ohere Windgeschwindigkeit von 16 m/s. Die Windgeschwindigkeiten f¨ur 2004 bis 2006 liegen relativ eng beieinander und sind deshalb als gemeinsames Band eingezeichnet, f¨ur das sehr windstarke Jahr 2007 liegen die Geschwindigkeiten deutlich h¨oher und sind separat eingezeichnet.

Jährlicher Grenznutzen: Vergütungssumme pro Erhöhung der einspeisbaren Windleistung P [ /kW] 500 400 300 200

Abb. 10.3 GrenznutzenLeistung-Kurve einer einzelnen Windenergieanlage am Offshore-Standort FINO1 bei 100% technischer Verf¨ugbarkeit

2007 2006 2005 2004

14 m/s

2007 2004–2006

16 m/s

2007 2004–2006

100 0 0,70 0,80 0,90 p = einspeisbare Windleistung P pro installierte Leistung PNenn

1,00

216

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

Die f¨ur eine Einzelanlage errechnete Grenznutzen-Leistung-Kurve kann allerdings nicht f¨ur die Absch¨atzung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus zugrunde gelegt werden. Zum einen muss der Netzausbau f¨ur einen Windpark betrachtet werden, z. B. mit insgesamt 400 MW installierter Leistung aus 80 Anlagen der 5-MW-Klasse, wie sie f¨ur die ersten Offshore-Windparks in Borkum 1 und 2 vorgesehen sind. Zum anderen hat jede Anlage technisch bedingte Ausfallzeiten. Es sind deshalb in dreierlei Hinsicht Abstriche von der in Abb. 10.3 ermittelten Grenznutzen-Leistung-Kurve zu machen (Abschn. 3.2.3): • Abschattung: Der Parkwirkungsgrad ist kleiner als 100%, weil sich die Anlagen wechselseitig abschatten. • Zeitversetzte Produktion: Die einzelnenAnlagen produzieren bei Durchgang einer B¨oe zeitversetzt. • Technische Verf¨ugbarkeit: Jede Anlage hat technisch bedingte Ausfallzeiten. Die genaue Gr¨oße der drei Effekte ist von entscheidender Bedeutung f¨ur die Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus. F¨ur die Optimierung des Netzausbaus ist der Ausschnitt f¨ur hohe Einspeisungen, also der in Abb. 10.4 gezeigte Ausschnitt f¨ur p = 0,7 bis 1,0 relevant. Alle drei genannten Effekte f¨uhren jedenfalls in diesem Bereich zu einer Verschiebung nach links, d. h. zu niedrigerer Leistung bei gleicher Dauer. In einem ersten Schritt werden Abschattung und zeitversetzte Produktion ber¨ucksichtigt. Beide Effekte werden bei Windgeschwindigkeiten im ungest¨orten Luftfeld oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit von rund 14 m/s immer kleiner, weil dann auch bei Abschattung und Fluktuationen immer mehr Anlagen mindestens Nennwind haben. Dabei wird im Einzelnen von folgenden Annahmen ausgegangen: • Abschattung: Verminderung der Leistung um 8% (entsprechend einem Abstand von 7 Rotordurchmessern) bis 14 m/s (Nennwindgeschwindigkeit), dann linear abnehmend auf 0% bei 25 m/s (Abschaltwindgeschwindigkeit). • Zeitversetzte Produktion: Verminderung der Leistung um 5% von 10 m/s bis 14 m/s (Nennwindgeschwindigkeit), dann Verminderung linear abnehmend auf 0% bei 25 m/s (Abschaltwindgeschwindigkeit). Abbildung 10.4 zeigt die entsprechend nach links verschobenen GrenznutzenLeistung-Kurven5 f¨ur die betrachteten vier Jahre 2004 bis 2007 f¨ur einen 400MW-Windpark (40 Windenergieanlagen Repower-126m/5MW, Abstand 7 Rotordurchmesser). Von p = 1,0 bis 0,8 wirken sich mit sinkenden Windgeschwindigkeiten beide Effekte immer st¨arker aus; ab p = 0,82 (entsprechend einer Nennwindgeschwindigkeit von 14 m/s) wirken beide Effekte voll. 5 p in Abb. 10.3 wird bis zu Grenznutzen entsprechend der Nennwindgeschwindigkeit von 14 m/s um 8% f¨ur Abschattung und um weitere 5% f¨ur zeitversetzte Produktion reduziert. F¨ur Grenznutzen oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit von 14 m/s wird p jeweils schrittweise linear abnehmend auf 0% bei 25 m/s reduziert. Es resultiert die in Abb. 10.4 gezeigte Kurve.

10.3 Fallbeispiele Abb. 10.4 GrenznutzenLeistung-Kurve eines Windparks am OffshoreStandort FINO1 bei 100% technischer Verf¨ugbarkeit

217 Jährlicher Grenznutzen: Vergütungssumme pro Erhöhung der einspeisbaren Windleistung P [ /kW] 500 2007 2006 400

2005 2004

300

200

100

0 0,70

0,80 0,90 p = einspeisbare Windleistung P pro installierte Leistung PNenn

1,00

(5) Richtgr¨oßen fur ¨ den Offshore-Netzausbau In einem zweiten Schritt wird auch die technische Verf¨ugbarkeit ber¨ucksichtigt. Dabei wird im Einzelnen von folgenden Annahmen ausgegangen: • Technische Verf¨ugbarkeit: durchschnittlich 90%6 , mindestens aber 80%, h¨ochstens 100%. Normalverteilung7 der Verf¨ugbarkeit im resultierenden Bereich von 80% bis 100% mit einer Standardabweichung σ von 5%. Abbildung 10.5 zeigt die resultierende Grenznutzen-Leistung-Kurve f¨ur die betrachteten vier Jahre 2004 bis 2007 f¨ur einen 400-MW-Windpark (40 Windenergieanlagen Repower-126m/5MW, Abstand 7 Rotordurchmesser) unter Ber¨ucksichtigung der technischen Verf¨ugbarkeit. 6 bei dauerhaften Windgeschwindigkeiten unterhalb von 10 m/s 95%; irrelevant f¨ ur den Netzausbau. 7 Die Normalverteilung wird approximiert durch f¨ unf Verf¨ugbarkeitsklassen in 5%Schritten Abweichung vom Mittelwert: 90%−10%=80%, 90%−5% = 85%, 90%+0% = 90%, 90%+5% = 95%, 90% + 10% = 100%. Es gilt: NV( p) = c ∗ exp[−(p/σ)2 ], mit p: = Abweichung der Nichtverf¨ugbarkeit vom Mittelwert von 10%. Normierung der Funktion durch den √ konstanten Faktor c bei einer Schrittweite von 5% ergibt: c∗ σ∗ π = 0,01, also c = 0,565. NV( p) = 0,565 ∗ exp[−(p/0,05)2 ] gibt dann die H¨auﬁgkeit f¨ur das Vorkommen jeder der f¨unf betrachteten Verf¨ugbarkeiten an.

218 Abb. 10.5 Wirtschaftlich zumutbare Netzanbindung f¨ur einen Windpark am OffshoreStandort FINO1

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie Jährlicher Grenznutzen: Vergütungssumme pro Erhöhung der einspeisbaren Windleistung P [ /kW]

Die Kosten pro Leistungserh¨ohung der Netzanbindung betragen etwa 1.100 €/kW8 . Legt man die Investitionskosten auf j¨ahrliche Zahlungen f¨ur Zins und Tilgung um („Annuisierung“), und ber¨ucksichtigt man Betriebs- und Wartungskosten, so resultieren pro Jahr Kosten in H¨ohe von etwa 10%9 der Investitionskosten, also etwa 110 €/kW. Es wird vermutet, dass die ab ca. 2011 zur ¨ Verf¨ugung stehenden 300-kV-Seekabel mit rund 800 MW Ubertragungsleistung bei vergleichbarer L¨ange mit j¨ahrlich vielleicht 80 €/kW etwas kosteng¨unstiger werden k¨onnten. In Abb. 10.5 sind die j¨ahrlichen Netzgrenzkosten als horizontales Band von rechts her im Bereich von 110 €/kW (zuk¨unftig vielleicht 80 €/kW) eingezeichnet. Wie in Abb. 10.5 dargestellt, liegt unter den zugrunde gelegten Annahmen die wirtschaftlich zumutbare Grenzleistung der Netzanbindung bei p* = 83% der insgesamt installierten Generatorleistung der Offshore-Windenergieanlagen. Selbst bei doppelt so hohen Netzgrenzkosten sinkt der wirtschaftlich zumutbare Netzausbau nur auf rund 80%, bei deutlich niedrigeren Netzgrenzkosten steigt der wirtschaftlich zumutbare Netzausbau auf gut 85% der installierten Windleistung. 8 (Abschn. 10.3.2(1)); f¨ ur die Grenzkosten werden konstante Kosten pro Leistungszuwachs angenommen. 9 Wie bei Tab. 10.1 wird f¨ ur die Bestimmung der j¨ahrlichen Kosten („Annuisierung“) inkl. Wartungs- und Betriebskosten pauschal von 10% der Investitionskosten ausgegangen.

10.3 Fallbeispiele

219

Die Offshore-Windenergie kann nicht in Norddeutschland verbraucht werden, sondern muss h¨auﬁg zu den weit entfernt liegenden Verbrauchsschwerpunkten in West- und S¨uddeutschland u¨ bertragen werden. Bei anteiliger Ber¨ucksichtigung ¨ dieser Ubertragungskosten, die im folgenden Fallbeispiel 3 dargestellt werden, sinkt der wirtschaftlich zumutbare Netzausbau auf weit unter 80% der insgesamt installierten Generatorleistung aller Offshore-Windparks.

10.3.3

Fallbeispiel 3 : 380-kV-Fernleitungen

Die in Fallbeispiel 3 [Jarass/Obermair 2008] untersuchte Vattenfall-Regelzone ist ein sehr großes, stark gegliedertes Gebiet mit windstarken Gebieten an der Ostsee und windschw¨acheren Ebenen und Mittelgebirgslandschaften einige Hundert km weiter s¨udlich; damit kommt es h¨auﬁg vor, dass in einem Gebiet viel Windenergie produziert wird, in anderen Gebieten aber gleichzeitig nur wenig. Es resultiert also eine hohe Durchmischung der Windenergieproduktion, die im Regelfall hohe simultane Spitzen aller Standorte verhindert.

(1) Zeitliche Verteilung und Gleichzeitigkeitsfaktor der Windenergieeinspeisung Die Leistung-Dauer-Kurve der Windenergieeinspeisung in der Vattenfall-Regelzone wurde bereits in Abb. 3.5 dargestellt. Die folgende Tab. 10.2 zeigt die zeitliche Verteilung der Windenergieeinspeisung in derVattenfall-Regelzone f¨ur 2005 bis 2007 und zum Vergleich die Werte f¨ur Deutschland 2006. 2005 hatte Windenergie im langj¨ahrigen Mittel nur 89% Windenergiepotenzial, 2006 nur 90%, 2007 allerdings 104% [BWE 2008d]. Die gesamte Einspeisung in Deutschland betrug 2005 rund 26 TWh, 2006 31 TWh, 2007 39 TWh. Beispiel f¨ur Vattenfall 2007 (Tab. 10.2, Sp. 3): • Insgesamt waren zur Jahresmitte 8,6 GW Generatornennleistung in den Windenergieanlagen installiert. • Die h¨ochste u¨ ber eine Viertelstunde gemittelte zeitgleiche Einspeiseleistung betrug 7,7 GW (Z. „0,25 h“, Sp. 3); das waren 90% der zur Jahresmitte 2007 installierten Windleistung (Z. „0,25 h“, Sp. 3a). • Mindestens 6,8 GW wurden w¨ahrend 100 h erzeugt (Z. „100 h“, Sp. 3); das waren 79% der installierten Windleistung (Z. „100 h“, Sp. 3a). • Mindestens 5,3 GW wurden w¨ahrend 500 h erzeugt (Z. „500 h“, Sp. 3); das waren 62% der installierten Windleistung (Z. „500 h“, Sp. 3a). Im Januar 2007, einem absoluten Extremmonat mit einer Windenergieproduktion in H¨ohe von rund einem Viertel der gesamten Windenergieproduktion des Jahres 2006, betrug die maximale Einspeisung 18,4 GW, das waren 89% der am 31.12.2006 installierten Leistung von 20,6 GW [DEWI 2008].

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

220

Tab. 10.2 Zeitliche Verteilung und Gleichzeitigkeitsfaktor der Windenergieeinspeisung ([VDN 2006b; BDEW 2008; Vattenfall 2007e; Vattenfall 2007f]) (1)

(1a)

(2)

(2a)

(3)

(3a)

(4)

(4a)

zum Vergleich: Deutschland

Vattenfall-Regelzone Dauer [h]

2005 [GW]

[%]

2006 [GW]

[%]

2007 [GW]

[%]

2006 [GW]

[%]

0 0,25 1 10 50 100 200 300 400 500 1000

6,5 5,7 5,6 5,3 4,8 4,5 4,1 3,8 3,5 3,3 2,4

100% 89% 87% 82% 74% 69% 64% 59% 55% 51% 38%

7,6 6,8 6,8 6,6 5,7 5,4 5,0 4,7 4,4 4,1 3,0

100% 90% 90% 87% 76% 72% 67% 63% 58% 55% 40%

8,6 7,7 7,6 7,4 7,0 6,8 6,4 6,0 5,6 5,3 4,2

100% 90% 89% 87% 82% 79% 75% 70% 66% 62% 49%

19,3 16,1 16,0 15,4 14,1 13,5 12,4 11,6 10,8 10,2 7,9

100% 83% 83% 80% 73% 70% 64% 60% 56% 53% 41%

Vattenfall geht bei ihren Netzausbauplanungen von einer maximal zu u¨ bertragenden Windleistung in H¨ohe von 90% der in ihrer Regelzone installierten Windleistung aus [Vattenfall 2006a, S. 13/159], also von einem absoluten H¨ochstwert; auch die dena-I-Netzstudie geht – f¨ur ganz Deutschland – von 90% aus (Abschn. 10.3.4) [dena 2005a, S. 83]. Aber ganz offensichtlich ist es nicht sinnvoll, das H¨ochstspannungsnetz soweit auszubauen, dass auch noch die letzte Windspitze ausgenutzt und eingespeist werden kann: Hohen Leitungskosten st¨unde dann ganz wenig zus¨atzlich eingespeiste Windenergie gegen¨uber.

(2) Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus Da sowohl die Investitions- als auch die Betriebskosten von Leitungsverst¨arkungsmaßnahmen einer gegebenen Spannungsebene in guter N¨aherung proportional zur ¨ erm¨oglichten Ubertragungsleistung verlaufen, sind die Grenzkosten, also die Kosten pro Verst¨arkung f¨ur jede der m¨oglichen technischen L¨osungen, jeweils durch einen ann¨ahernd konstanten Wert charakterisiert, dessen exakte H¨ohe noch von den o¨ rtlichen Gegebenheiten abh¨angt, etwa auch von einer notwendigen Verst¨arkung anderer Netzkomponenten wie Schalter etc. Die jeweils konstanten Grenzkosten der verschiedenen Maßnahmen zur Netzverst¨arkung (Tab. 10.1) sind in Abb. 10.6 als horizontale B¨ander vom rechten Rand her eingezeichnet. Abbildung 10.6 zeigt f¨ur verschiedene in Frage kommenden Arten der Netzverst¨arkung und den daraus jeweils resultierenden Netzausbaukosten, bis zu welchem Prozentsatz der installierten Windleistung die Windenergieeinspeisung begrenzt werden darf und entsprechend ein Ausbau des VattenfallH¨ochstspannungsnetzes wirtschaftlich zumutbar und deshalb umzusetzen ist.

10.3 Fallbeispiele

221

Abb. 10.6 Wirtschaftlich zumutbarer windbedingter Netzausbau

Beim Netzausbau wird insbesondere unterschieden in • regionale Windstromleitung mit einer typischen Leitungsl¨ange von 200 km, entsprechend der geplanten 380-kV-Leitung Bad Lauchst¨adt (bei Halle) – Vieselbach/Erfurt –Altenfeld (bei Großbreitenbach) – Redwitz/Nordfranken mit 220 km L¨ange; • u¨ berregionale Windstromleitung von der K¨uste nach S¨uden mit einer L¨ange von mindestens 500 km. Es sollten f¨ur die Windenergieeinspeisung mehrj¨ahrige Durchschnitte verwendet werden, um typische und zuverl¨assige Ergebnisse zu erhalten. Entsprechend werden die Ergebnisse f¨ur die drei Jahre 2005, 2006 und 2007 dargestellt. F¨ur die Optimierung kommt es auf die Schnittmengen der Grenznutzenkurven mit den Grenzkostenb¨andern an: Bei den Werten der jeweiligen Schnittpunkte liegt das Optimum des windbedingten Netzausbaus. Abb. 10.6 zeigt die Schnittpunkte ¨ f¨ur verschiedene technische M¨oglichkeiten der Erh¨ohung der Ubertragungsleistung, deren j¨ahrliche Grenzkosten – a¨ hnlich wie in Abb. 10.2 – als horizontale B¨ander dargestellt sind. Der j¨ahrliche Gesamtnutzen der einspeisbaren Energie – gegeben durch die Fl¨ache unter der Kurve von 0% bis 100% – liegt mit etwa 120 €/kW um ein Mehrfaches u¨ ber den Gesamtkosten selbst der aufw¨andigsten Netzverst¨arkung in Form von 500 km

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

222

Freileitung, so dass das Kriterium der wirtschaftlichen Zumutbarkeit jedenfalls erf¨ullt ist. ¨ Dies gilt wahrscheinlich auch f¨ur die Ubertragung von Offshore-Windenergie durch sehr viel kostenaufw¨andigere Gleichstrom-Erdkabel, da Offshore-Windenergie etwa doppelt so hohe Volllaststunden hat wie Onshore-Windenergie und viel gleichm¨aßiger anf¨allt.

(3) Richtgr¨oßen fur ¨ den windbedingten Ausbau von Fernleitungen Tabelle 10.3 gibt eine Zusammenfassung der wirtschaftlich zumutbaren Begrenzung der Windenergieeinspeisung als Mittelwert der Ergebnisse f¨ur die Jahre 2005, 2006 und 2007. Die nach Redwitz/Nordbayern „exportierte“ Windenergie muss weiter nach S¨uden und S¨udwesten exportiert werden. Dies wird in Tab. 10.3 pauschal dadurch ber¨ucksichtigt, dass die Ergebnisse f¨ur Leitungsl¨angen von 200 km (also knapp die L¨ange von Raum Halle bis Redwitz/Nordbayern) und von 500 km (also etwa die L¨ange von Raum Redwitz/Nordbayern bis zu den Verbrauchsschwerpunkten nach S¨uddeutschland) gemittelt werden. Von den in Tab. 10.3 genannten Werten muss jeweils noch die technische Nichtverf¨ugbarkeit der Windenergieanlagen, typischerweise 2% bis 4%, abgezogen werden. Dies bleibt im Folgenden unber¨ucksichtigt, was zu einer entsprechend etwas u¨ berh¨ohten Absch¨atzung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus f¨uhrt. Hinweis: Die Begrenzung bezieht sich auf die gesamte Vattenfall-Regelzone (bzw. auf ganz Deutschland), nicht auf einzelne Windparks oder einzelne Einspeisepunkte in das 380-kV-Netz. Die Begrenzung bedeutet also nicht, dass jede einzelne Windenergieanlage auf z. B. 65% ihrer individuellen installierten Leistung reduziert wird. Nur bei momentan sehr hohem simultanen Windangebot in gr¨oßeren Gebieten der Regelzone, das im Mittel sehr selten und nur f¨ur kurze Zeitabschnitte vorkommt, kann die zur 380-kV-Ebene durchgeleitete Windleistung die Grenzlast des Netzes von z. B. 65% der installierten Gesamtleistung der Windgeneratoren u¨ berschreiten. W¨ahrend dieser seltenen und meist kurzen Perioden m¨ussen die Windenergieanlagen soweit heruntergeregelt werden, dass die momentan zul¨assige Belastbarkeit des Netzes nicht u¨ berschritten wird. Wird diese Belastbarkeit durch Temperaturmonitoring der

Tab. 10.3 Wirtschaftlich zumutbare windbedingte Netzverst¨arkung in der Vattenfall-Regelzone Netzverst¨arkung bezogen auf die in der gesamten Vattenfall-Regelzone installierten Windleistung

(1a) (1b) (1c) (2)

Freileitungsmonitoring Hochtemperaturseile Freileitungsmonitoring und Hochtemperaturseile Neubau Freileitung

(1) wirtschaftlich zumutbar

(2) Vattenfall-Planung

80% 75%

– –

70% 65%

– 90%

10.3 Fallbeispiele

223

380-kV-Leitungen gemessen und variabel geregelt, so treten solche Beschr¨ankungen der Einspeisung („Einspeisemanagement“) noch seltener auf. Einzelne Windenergieanlagen m¨ussen im Mittel so selten und so kurz heruntergeregelt werden, wie es dem Gesamtgebiet entspricht (Tab. 10.3), soweit die regionalen 110-kV-Leitungen ausreichend ausgebaut sind [Jarass/Obermair 2007, Kap. 6]. Beispiel: Bei einer Begrenzung der Netzverst¨arkung auf 65% der Summe der Nennleistungen aller in der Vattenfall-Regelzone installierten Windenergieanlagen w¨aren h¨ochstens 0,8% der m¨oglichen Energieproduktion jeder einzelnen Windenergieanlage „ausgesperrt“ worden, im Mittel aber deutlich weniger, vielleicht 0,5%, da ja Starkwind auch mit hoher Nachfrage und dann entsprechend geringerer Erzeugungsbeschr¨ankung zusammenfallen kann. Dies muss nicht notwendig zu einem Verlust an Verg¨utung f¨ur die Windinvestoren f¨uhren, da durch die Einspeisebeschr¨ankung Netzverst¨arkung in erheblichem Umfang eingespart wird und somit die Windinvestoren f¨ur die tats¨achlich nicht eingespeiste Windenergie entsch¨adigt werden k¨onnen. Diese Entsch¨adigung w¨urde einer volkswirtschaftlichen Optimierung bez¨uglich des verminderten Netzausbaus entsprechen: Die Betreiber der Windenergieanlagen werden durch die Einspeisebeschr¨ankung nicht schlechter gestellt, die Stromkunden durch die vermiedenen Ausbaukosten trotz der Entsch¨adigungszahlungen aber besser.

10.3.4

Exkurs: dena-Netzstudien

Bei der dena-I-Netzstudie [dena 2005a; Jarass/Obermair, 2008, Kap. 4] war zentrales Ziel die Entwicklung von Strategien f¨ur die Integration regenerativer Energietr¨ager in die Stromversorgung: „In der dena-Netzstudie wurden zun¨achst Szenarien einer verst¨arkten Nutzung regenerativer Energietr¨ager f¨ur die Jahre 2007, 2010, 2015 und 2020 erarbeitet. . . . Aufbauend auf den Szenarien zum Windenergieausbau wurden ¨ die Auswirkungen der Windenergie auf die Ubertragungsnetze und die Auswirkungen der Windenergieeinspeisung auf den u¨ brigen Kraftwerkspark untersucht.“ [dena 2005b, S. 4/5]. Die dena-I-Netzstudie h¨alt den Neubau von 850 km 380-kV-Leitungen v. a. in Norddeutschland, aber auch in Zentral- und S¨uddeutschland f¨ur erforderlich. Bei dieser Absch¨atzung blieben allerdings sowohl die sozialen Kosten dieses Ausbaus als auch insbesondere die M¨oglichkeiten zur Netzoptimierung und zur Netzverst¨arkung, etwa durch Freileitungsmonitoring und Hochtemperaturseile, unber¨ucksichtigt. Zudem wird – im klaren Widerspruch zum geltenden EEG-Recht – die Netzauslegung f¨ur den Fall maximaler simultaner Einspeisung von Windenergie berechnet [dena 2005a, S. 83], n¨amlich 90% der insgesamt installierten Nennleistung aller Windenergieanlagen, obwohl z. B. in Deutschland 2006 nur w¨ahrend 100 Stunden mehr als 70% der installierten Nennleistung eingespeist wurde (Tab. 10.2, Sp. 4a). Mit anderen Worten: Wie schon in den Fallbeispielen gezeigt, widerspricht ein Ausbau des H¨ochstspannungsnetzes f¨ur 90% der insgesamt installierten Nennleistung der Windenergieanlagen der gesetzlich gebotenen wirtschaftlichen Zumutbarkeit des Netzausbaus.

224

¨ 10 Optimierung der Ubertragung von Windenergie

Zudem lassen die dena-I-Absch¨atzungen unber¨ucksichtigt, dass die externen Kosten von Freileitungen (Landschaftsbelastung, Strahlung, langj¨ahrige Gerichtsverfahren wegen des Widerstands der Bev¨olkerung etc.) sehr hoch sind, die von Erdkabeln hingegen sehr niedrig. Die Einbeziehung dieser externen Kosten in die Kosten-Nutzen-Analyse l¨asst die Vorteile von Alternativen zu einer Freileitungsausf¨uhrung deutlich hervortreten, wie auch die beiden studienbegleitenden Stellungnahmen feststellen [dena 2005c,d]. Zudem wurden die gesetzlich vorgesehenen Untersuchungen der wirtschaftlichen Zumutbarkeit des Netzausbaus g¨anzlich unber¨ucksichtigt gelassen. In einer ersten Absch¨atzung sieht die dena-I-Netzstudie f¨ur 2020 die ¨ Notwendigkeit von weiteren enormen Ubertragungsleistungen vor, von der Nordsee ¨ durch ganz Deutschland nach S¨uddeutschland und weiter nach Osterreich und der Schweiz, letztlich den Aufbau eines ganz neuen „Overlay-Netzes“ [dena 2005a, Abb. 8–15]. Als erste Schritte werden zwei neue H¨ochstspannungsleitungen diskutiert: ¨ • 450 km mit rund 3 GW Dauer-Ubertragungsleistung vom Emsland (Umspannwerk Conneforde) in das n¨ordliche Rhein-Main-Gebiet (Umspannwerk Dauersberg) und ¨ • 600 km mit rund 5 GW Dauer-Ubertragungsleistung von Hamburg (Umspannwerk Brunsb¨uttel) nach Nordbayern (Umspannwerk Grafenrheinfeld). F¨ur die technische Ausf¨uhrung werden ausschließlich Leitungsneubauten disku¨ nicht tiert, neben herk¨ommlichen 380-kV-Freileitungen auch Erdkabel (z. B. HGU), jedoch innovative bipolare Drehstromsysteme. Kosteng¨unstigere L¨osungen, wie Netzoptimierung und Netzverst¨arkung durch Freileitungsmonitoring und Hochtemperaturseile auf schon bestehenden Trassen, bleiben bei dena v¨ollig unber¨ucksichtigt. Die dena-I-Netzstudie untersuchte die Auswirkungen des Ausbaus der erneuerbaren Energien auf 20% der deutschen Stromversorgung bis zum Jahr 2015. Die nachfolgende dena-II-Netzstudie [dena 2007, 2008a] soll die Auswirkungen des weiteren Ausbaus der erneuerbaren Energien auf 30% der deutschen Stromversorgung bis zum Jahr 2020 untersuchen. Dabei sollten folgende Aspekte, die in der dena-I-Netzstudie noch unbeachtet blieben, ber¨ucksichtigt werden, weil sie geltendes Recht darstellen: • Netzoptimierung und Netzverst¨arkung (z. B. Leitungsmonitoring und Hochtemperaturseile): E.ON-Netz hat bereits Vorbereitungen f¨ur Netzoptimierung und Netzverst¨arkung auch im 380-kV-Netz getroffen. • Wirtschaftliche Zumutbarkeit: Netzauslegung nicht f¨ur den Extremfall einer 90%igen Gleichzeitigkeit der Windenergieeinspeisung, der, wenn u¨ berhaupt, nur f¨ur wenige Stunden pro Jahr vorkommt. Volkswirtschaftlich optimal ist dagegen eine Auslegung f¨ur Netzsituationen, die so h¨auﬁg vorkommen, dass die zus¨atzliche Netzkapazit¨at, z. B. f¨ur einige Hundert Jahresstunden, unverzichtbar ist, wie es dem EEG-Gebot der wirtschaftlichen Zumutbarkeit einer Netzverst¨arkung entspricht. Insbesondere wird auch abzuwarten sein, wie die dena-II-Netzstudie mit dem ab 2020 von der Bundesregierung vorgegebenen erheblichen weiteren Zubau an

Literatur

225

Offshore-Windenergie umgehen wird, und ob in die Studie der dann zwingend erforderliche schrittweise Umbau des gesamten Stromerzeugungssystems in Richtung kleinerer, rasch regelbarer dezentraler Kraftwerke statt riesiger, schwer regelbarer Grundlastbl¨ocke eingehen wird (Abschn. 12.4).

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Teil IV

Optimierung des gesamten Kraftwerkssystems bei hohen Windenergieanteilen

In diesem Teil IV werden zuerst Struktur und Entwicklung des bestehenden Kraftwerksparks erl¨autert und Zielvorgaben und Szenarien f¨ur seine weitere Entwicklung dargestellt (Kap. 11). Anschließend werden die Strukturver¨anderungen des Kraftwerkssystems skizziert, die sich aus dem von der Bundesregierung beschlossenen Ausbau der Windenergie auf u¨ ber 50 GW bis 2030 zwingend ergeben (Kap. 12).

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Kapitel 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 F¨unftel der elektrischen Energie. Die von der Bundesregierung vorgegebenen, großteils gesetzlich festgeschriebenen Ziele des Klimaschutzes und einer verringerten Abh¨angigkeit von fossilen und nuklearen Brennstoffen sehen schon f¨ur die n¨achsten 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 H¨alfte Windenergie), in 2050 u¨ ber 80%, weitere 15% sollen dann auf dezentrale Kraft-W¨arme-Kopplung entfallen. Diesen v. a. von den konventionellen Stromversorgern angezweifelten Projektionen wird in zahlreichen Untersuchungen unabh¨angiger Experten Realisierbarkeit attestiert.

11.1

11.1.1

Bisheriges System von Stromnachfrage, Stromerzeugung und Stromubertragung ¨ Gesetzliches Grundprinzip: Jederzeitige Deckung der Stromnachfrage

Die privaten Stromverbraucher bestimmen bis heute weitgehend autonom, d. h. unabh¨angig vom momentanen Energieangebot bzw. den momentanen Gestehungskosten, den zeitlichen Verlauf der Stromnachfrage. Anders ist das bei gewerblichen Großkunden, die Zeitfenster f¨ur hohe und f¨ur niedrige Leistungsabnahmen ¨ vereinbaren k¨onnen. Aus der statistischen Uberlagerung des Verbrauchs von Millionen Einzelkunden ergibt sich ein typischer Tagesgang (Tag/Nacht), Wochengang (Werktag/Wochenende) und Jahresgang (Winter/Sommer) der in einer Regelzone zu deckenden Nachfrage, mit gewissen wetterbedingten Variationen und kurzfristigen Schwankungen im Promillebereich.

L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 11,

231

232

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

a Werktag, Winter

b Wochenende, Sommer

Di, 16.01.2007

So, 26.08.2007

[GW] 18

[GW] 18

16

16

14

14

Spitzenlast

12

12 Mittellast 10

10

8

8

6

6

Spitzenlast Mittellast

Grundlast 4

4

2

2

0

Grundlast

0 00

04

08

12 Uhrzeit

16

20

24

00

04

08

12 Uhrzeit

16

20

24

Spitzenlast: Gasturbinen und Pumpspeicher; Mittellast: Steinkohle-, Öl- und Gaskraftwerke; Grundlast: Kern-, Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke.

Abb. 11.1 Tagesgang der Stromnachfrage – Beispiel E.ON-Netz-Regelzone 2007 ([E.ON-Netz 2008b])

Abbildung 11.1 zeigt beispielhaft f¨ur die E.ON-Netz-Regelzone die Nachfrage an einem typischen Werktag im Winter und an einem typischen Sonntag im Sommer. ¨ Als Stromnachfrage angegeben ist jeweils die aus dem E.ON-Ubertragungsnetz in die untergeordneten Verteilnetze und zu Endverbrauchern ausgespeiste Leistung, von E.ON als vertikale Netzlast bezeichnet: „Die vertikale Netzlast ist die vorzeichen¨ ¨ richtige Summe aller Ubergaben aus dem Ubertragungsnetz in der Regelzone E.ON Netz u¨ ber direkt angeschlossene Transformatoren und Leitungen zu Verteilungsnetzen und Endverbrauchern.“ [E.ON-Netz 2008]. D. h. z. B., dass die Eigenerzeugung der Stadtwerke, die in der Stadt selbst verbraucht wird, und die Eigenerzeugung von Industriebetrieben etc. hier nicht ber¨ucksichtigt sind. Insoweit gibt die vertikale Netzlast nicht die gesamte Stromnachfrage im Gebiet der E.ON-Netz-Regelzone an. Die Tagesmaxima und Tagesminima der Stromnachfrage in der E.ON-NetzRegelzone sind f¨ur das ganze Jahr 2007 in Abb. 11.2 angetragen. Der Kurvenverlauf gibt ein eindrucksvolles Beispiel von der Amplitude der Nachfrageschwankungen.

11.1 Bisheriges System von Stromnachfrage,Stromerzeugung und Strom¨ubertragung

a

233

Januar bis Juni 2007

[GW] 18 Tagesmaximum

16 14 12 10 8 6 4

Tagesminimum

2 0 1.01.2007

b

31.01.2007

02.03.2007

01.04.2007

01.05.2007

31.05.2007

30.06.2007

Juli bis Dezember 2007

[GW] 18 Tagesmaximum 16 14 12 10 8 6 Tagesminimum

4 2 0 1.07.2007

31.07.2007

30.08.2007

29.09.2007

29.10.2007

29.11.2007 29.12.2007

Abb. 11.2 Jahresgang der Stromnachfrage – Beispiel E.ON-Netz-Regelzone 2007 ([E.ON-Netz 2008b], Tagesmaximum und Tagesminimum viertelst¨undlich gemessen)

234

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

So betr¨agt etwa ein Nachtminimum von Sonntag auf Montag im Dezember mit rund 4 GW Nachfrage nur rund ein Viertel des Maximums von gut 16 GW des direkt darauf folgenden Montags. Die gesetzlich geregelte sichere Versorgung aller ans Netz angeschlossenen Kunden erfordert, dass das Angebot an elektrischer Energie den oben dargestellten Nachfragekurven im Zeitverlauf genau nachgef¨uhrt wird. Das Gesamtsystem der in ein Netz einspeisenden Kraftwerke muss also so ausgelegt sein, dass durch entsprechende Regelung der abgegebenen Leistung der verschiedenen Kraftwerke die nachgefragte Gesamtleistung gerade zustande kommt.

11.1.2 Ausgangssituation: Installierte Leistung und Stromerzeugung 1997, 2002 und 2007 ¨ Einen Uberblick u¨ ber den gesamten Kraftwerksbestand in Deutschland in den Jahren 1997, 2002 und 2007 geben die Tab. 11.1 und 11.2. Die Netzh¨ochstlast betrug in 2007 ca. 74 GW, die Netzschwachlast ca. 37 GW [Netzintegration 2008]. Tabelle 11.3 zeigt einen Vergleich der jeweiligen Anteile einzelner Energietr¨ager an der installierten Nennleistung und an der jeweils erzeugten Energie f¨ur 2007.

Tab. 11.1 Installierte Leistung nach Kraftwerksarten 1997, 2002, 2007 ([Energiedaten 2008, Tab. 22]; zzgl. installierte Leistung von Z. (1.2) Fotovoltaik und Z. (1.4) Biomasse [BMU 2008b, S. 15]; Sp. 2007, Z. (1) und (2) aktualisiert [BDEW 2008, Tab. 6]) 1997 [GW] 2002 [GW] (1) (2) (2.1) (2.2) (2.3) (2.4) (3) (3.1) (3.2) (3.3) (3.4) (3.5) (3.6) (4)

Kernenergie Fossile Energietr¨ager davon Braunkohle Steinkohle (inkl. Mischfeuerung) Mineral¨ol Gase Erneuerbare Energietr¨ager davon Wind Sonne Wasser (inkl. Pumpspeicher) Biomasse M¨ull Sonstige Gesamt

2007 [GW] Anteil [%]

23,5 85,0

23,6 77,3

21,3 78,2

15% 55%

21,2 33,4 8,8 21,6 12,8

21,6 30,1 5,3 20,3 26,2

21,9 28,6 5,4 22,2 43,7

15% 20% 4% 16% 31%

22,2 3,8 10,1 3,2 4,3

16% 3% 7% 2% 3%

143,1

100%

2,1 12,0 0,04 0,3 8,9 8,9 0,4 1,0 1,4 4,1 in Z. (3.5) enthalten 121,3 127,1

11.1 Bisheriges System von Stromnachfrage,Stromerzeugung und Strom¨ubertragung

235

Tab. 11.2 Stromerzeugung nach Kraftwerksarten 1997, 2002, 2007 ([Energiedaten 2008, Stromerzeugungskapazit¨aten und Bruttostromerzeugung nach Energietr¨agern]) (1) (2) (2.1) (2.2) (2.3) (2.4) (3) (3.1) (3.2) (3.3) (3.4) (3.5) (3.6) (4)

Kernenergie Fossile Energietr¨ager davon Braunkohle Steinkohle Mineral¨ol Gase Erneuerbare Energietr¨ager davon Wind Sonne Wasser (inkl. Pumpspeicher) Biomasse M¨ull Sonstige Gesamt

1997 [TWh]

2002 [TWh]

2007 [TWh]

170,3 340,3

164,8 357,6

140,5 378,0

Anteil [%] 22% 60%

141,7 143,1 7,4 48,1 41,7

158,0 134,6 8,7 56,3 64,3

156,0 141,0 8,0 73,0 113,5

25% 22% 1% 12% 18%

3,0 0,0 22,0 0,0 2,8 13,9 552,3

15,8 0,2 28,4 4,5 3,9 11,5 586,7

40,5 3,5 27,0 19,5 8,5 14,5 632,0

6% 0,6% 4% 3% 1,3% 2% 100%

Tab. 11.3 Anteile einzelner Energietr¨ager an der installierten Leistung und an der Stromerzeugung 2007 (Tab. 11.1 und 11.2) Installierte Leistung [%] (1) (2) (3.1) (3.2) (3.3) (3.4) (3) (3.1) (3.2) (3.3) (3.4) (3.5) (3.6) (4)

Kernenergie Fossile Energietr¨ager davon Braunkohle Steinkohle Mineral¨ol Gase Erneuerbare Energietr¨ager davon Wind Sonne Wasser (inkl. Pumpspeicher) Biomasse M¨ull Sonstige Gesamt

11.1.3

Bruttostromerzeugung [%]

15% 54%

22% 60%

15,3% 20,0% 3,8% 15,5% 31%

24,7% 22,3% 1,3% 11,6% 18%

15,5% 2,7% 7,1% 2,3% 3,0% in Z. 3.5 enthalten 100%

6,4% 0,6% 4,3% 3,1% 1,3% 2,3% 100%

Stromubertragung ¨

Das technische Grundprinzip der elektrischen Energieversorgung in entwickelten L¨andern ist die Vernetzung: Alle Stromerzeuger sind mit allen Stromverbrauchern u¨ ber die verschiedenen Spannungsebenen des Leitungsnetzes instantan (d. h. mit maximalen Zeitverz¨ogerungen im Millisekundenbereich) verbunden.

236

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

Dieses Verbundnetz ist in Deutschland noch in vier so genannte Regelzonen untergliedert, entsprechend den vier großen u¨ berregionalen Stromanbietern und ¨ Ubertragungsnetzbetreibern EnBW, E.ON, RWE, Vattenfall und ihren Einﬂussgebieten. Die Regelzonen sind untereinander und mit den benachbarten ausl¨andischen Netzen u¨ ber Kuppelstellen verbunden. Eine Vereinigung zu einer einheitlichen deutschen Regelzone wird seit etwa 2007 ernstlich erwogen und wird vermutlich in naher Zukunft trotz einiger Widerst¨ande vollzogen; dies h¨atte f¨ur eine optimierte Integration der Windenergie eine Reihe von Vorteilen (Abschn. 12.1). Den verschiedenen technischen Aufgaben dienen die verschiedenen Spannungsebenen des Netzes: • H¨ochstspannungsnetz, meist 380-kV-Drehstrom-Freileitungen, zur Fern¨ubertragung großer Leistungen (bis zu gut 2 GW thermische Grenzleistung pro Stromkreis) u¨ ber Entfernungen von Hunderten von Kilometern sowie zum Anschluss von Großkraftwerken; • Hochspannungsnetz, meist 110-kV-Drehstrom-Freileitungen, aber immer h¨auﬁger auch in Erdkabelausf¨uhrung, zur Anbindung des H¨ochstspannungsnetzes an die Verbrauchszentren und zur Einspeisung von mittelgroßen Kraftwerken. • Mittelspannungsnetz, u¨ berwiegend im Bereich von 20 kV zur Verteilung in der Fl¨ache, v. a. in Verdichtungsr¨aumen u¨ blicherweise als Erdkabel ausgef¨uhrt. • Niederspannungsnetz, fast ausschließlich als Erdkabel mit 400 V (Drehstrom) oder 230 V (Wechselstrom) zur Versorgung kleinerer Endverbraucher ausgef¨uhrt. Die avisierte Zusammenlegung der 2008 noch vier deutschen Regelzonen w¨urde zu einer deutlichen Reduktion der erforderlichen Regel- und Reserveleistung f¨uhren, ¨ ¨ weil dann regionale Ubernachfragen und Uberangebote sich zumindest teilweise ausgleichen k¨onnten. Dies wurde durch eine Modellierung der vorzuhaltenden Regelleistung auf Basis der Gegebenheiten des gesamten deutschen Stromnetzes best¨atigt [Greenpeace 2007, S. 85 ff.]. Windenergie w¨urde dadurch besonders beg¨unstigt, weil dann die sehr unterschiedlichen Wetterzonen in ganz Deutschland in einer Regelzone vereint w¨aren und der windbedingte Regelenergiebedarf deutlich vermindert w¨urde.

11.2 11.2.1

Kraftwerkseinsatzplanung Grundlast, Mittellast, Spitzenlast

Abb. 11.1 zeigt in der H¨ohe der niedrigsten Tageslast einen Sockel-Bereich, der im Tagesverlauf konstant gehalten werden kann und im Jahresverlauf zum Sommer hin etwas abgesenkt wird. Diese Grundlastleistung kann zweckm¨aßigerweise von „Grundlastkraftwerken“ erbracht werden, die f¨ur konstanten Dauerbetrieb optimiert sind, etwa f¨ur 7.000 Volllaststunden im Jahr und mehr. Solche Kraftwerke sollten also m¨oglichst geringe speziﬁsche Brennstoffkosten haben, also einen hohen thermischelektrischen Umwandlungswirkungsgrad und preiswerten Brennstoff. Herk¨ommlich erf¨ullen sehr große Braunkohlekraftwerke mit Bl¨ocken von 500 bis 1.000 MW diese

11.2 Kraftwerkseinsatzplanung

237

Kriterien, ebenso aber auch Kernkraftwerke. Wegen der hohenVolllaststunden d¨urfen im Gegenzug zu den niedrigen variablen Kosten die ﬁxen Kosten, also v. a. Zinsen und Abschreibungen, hoch sein, wof¨ur wiederum die Kernkraftwerke das Musterbeispiel liefern. Nicht nur die Kernkraftwerke, sondern auch die Braunkohlekraftwerke sind reine Grundlastkraftwerke. In der technischen Auslegung und f¨ur einen wirtschaftlichen Betrieb werden sie so eingesetzt, dass sie, abgesehen von notwendigen Be¨ grunds¨atzlich triebsunterbrechungen f¨ur Wartung, Brennelementaustausch o.A. kontinuierlich ins Netz einspeisen und dabei Betriebszeiten und Volllaststunden von u¨ ber 7.000 Stunden pro Jahr erreichen. W¨ahrend der Anteil von Kern- und Braunkohlekraftwerken an der installierten Nennleistung aller Kraftwerke zusammen gut ein Drittel ausmacht, betr¨agt ihr Anteil an der Stromerzeugung deshalb sehr viel mehr, n¨amlich etwa die H¨alfte (Tab. 11.3), also ein Faktor von 1,5 gegen¨uber dem Anteil an der installierten Leistung. Schon aus rein technischen Gr¨unden sind Kernkraftwerke mit typischen Blockgr¨oßen u¨ ber 1.000 MW praktisch nicht regelbar und m¨ussen bei Betriebsunterbrechung u¨ ber viele Stunden oder gar Tage heruntergek¨uhlt und ebenso langsam wieder hochgefahren werden. Bei Steinkohlekraftwerken ist der Anteil an der installierten Gesamtleistung mit gut einem F¨unftel etwa genauso hoch wie an der Energieeinspeisung: Je nach technischer Auslegung werden Steinkohlekraftwerke in der Mittellast eingesetzt mit Betriebszeiten von unter 3.000 Stunden, aber auch in der Grundlast bis ¨ u¨ ber 7.000 Stunden. Altere Steinkohlekraftwerke sind, wie auch die neuen 800MW-Steinkohlebl¨ocke, z. B. in Hamburg Moorburg, grunds¨atzlich regelbar: „Beide Kraftwerksbl¨ocke sind ausgelegt f¨ur einen Regelbereich von 35 bis 100%, wobei zur Absicherung der Netzregelaufgaben kurzzeitig 103% Last fahrbar sind. Die geplante Nutzungsdauer der Anlage betr¨agt mindestens 40 Jahre.“ [Vattenfall 2007, S. 9/23]. F¨ur diese Bl¨ocke gilt dann also eine Mindestteillast von 280 MW, wobei der hohe Umwandlungswirkungsgrad moderner Kohlekraftwerke nur im Nennbetrieb, also bei voller Auslastung erreicht wird. Sobald die Nachfrage unter die Mindestteillast f¨allt, muss der Kohleblock abgeschaltet werden [Wiese 2008, S. 39 f.]. Wie schnell der Volllastzustand wieder erreicht werden kann, ist v. a. abh¨angig von der vorherigen Stillstandsdauer. Dabei wird in Heißstart (Stillstandsdauer <8 h), Warmstart und Kaltstart (Stillstandsdauer >48 h) unterschieden. Bei Heiß- und Warmstart l¨auft ein Großteil der Hilfs- und Nebensysteme des Kraftwerksblocks weiter. Der Zeitraum vom Z¨unden des ersten Brenners bis zur Synchronisation bei VollIast betr¨agt [VGB 2004, S. 89] bei Heißstart rund 2 Stunden, bei Warmstart rund 5 Stunden und bei Kaltstart u¨ ber 7 Stunden. Das Heiß- bzw. Warmhalten eines thermischen Kraftwerks, insbesondere eines großen Kohlekraftwerks, verursacht erhebliche laufende Kosten. An- und Abfahrvorg¨ange von thermischen Kraftwerken verursachen zus¨atzliche Kosten durch Brennstoffmehraufwand und erh¨ohten Verschleiß und erh¨ohen die Stromgestehungskosten. Je geringer die Betriebsdauer zwischen einem An- und Abfahrprozess ist, desto niedriger ist die in diesem Zeitraum erzeugte Strommenge, auf die diese zus¨atzlichen Kosten umgelegt werden k¨onnen. Dies gilt auch f¨ur die neuen großen Steinkohle- und f¨ur Gas- und Dampfkraftwerke (GuD). Bei Kaltstart werden

238

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

bei Betriebszeiten von 10 Stunden zwischen An- und Abfahrprozess Mehrkosten von gut 0,5 ct/kWh angegeben, bei 5 Stunden von gut 1 ct/kWh [Wiese 2008, Abb. 2.9]. ¨ und Gaskraftwerke werden u¨ blicherweise wegen ihrer h¨oheren speziﬁschen OlBrennstoffkosten und ihrer meist – gegen¨uber Kohlekraftwerken – besseren Regelbarkeit in der oberen Mittellast und in der Spitzenlast eingesetzt mit Betriebszeiten von unter 1.000 bis u¨ ber 3.000 Stunden. Wasserkraftwerke sind prinzipiell im Minutenbereich regelbar. Zumindest bei Laufwasserkraftwerken – anders als bei Stau- oder Pumpspeicherkraftwerken – erlauben die einzuhaltenden Pegelst¨ande aber nur sehr kurzzeitige Regelungsausschl¨age. Anders k¨onnen Gasturbinen – auch mit Mineral¨olprodukten befeuerbar – eingesetzt werden. Sie werden wegen der im Verh¨altnis hohen speziﬁschen Brennstoffkosten nur bei Bedarf, d. h. u¨ berwiegend im Spitzenlastbereich, hochgefahren, dies kann aus dem vorgew¨armten Bereitschaftszustand im Minutenbereich geschehen. Pumpspeicherkraftwerke erlauben Regelungen im Minutenbereich ohne jede Vorbereitungszeit und sind deshalb ideal f¨ur die Abdeckung von unerwarteten, kurzzeitigen Spitzen geeignet.

11.2.2

¨ Anderungen durch die Windenergie

Der Anteil der Windenergie an der installierten Leistung betrug 2007 rund 15%, an der Stromerzeugung aber nur gut 6%, also nur zwei F¨unftel der installierten Leistung. Windenergieanlagen arbeiten zwar mit einem kostenlosen Betriebsstoff, dessen Zufuhr aber drastischen und unbeeinﬂussbaren Schwankungen unterliegt. Ihre Volllaststundenzahl betr¨agt onshore deshalb nur rund 1.500 Stunden f¨ur Binnenstandorte und bis u¨ ber 2.000 Stunden f¨ur sehr gute K¨ustenstandorte, zuk¨unftig vielleicht auch bei neuen Anlagen mit Turmh¨ohen u¨ ber 130 m im Binnenland. F¨ur die zuk¨unftigen Offshore-Windkraftwerke rechnet man mit rund 4.000 Volllaststunden (Abschn. 3.2.3). Die Energieerzeugung nicht etwa nur einzelner Windenergieanlagen, sondern aller in eine Regelzone des Netzes (etwa die Vattenfall-Regelzone, die die neuen Bundesl¨ander umfasst) einspeisenden Windparks ist zwar im Minuten- und Stundenbereich durch die Zusammenschaltung vergleichm¨aßigt, steigt aber h¨auﬁg von Tag zu Tag rasch von geringen Werten auf hohe Werte, etwa bis zur halben insgesamt installierten Windleistung; Werte dar¨uber werden nur in Ausnahmef¨allen erreicht (Tab. 10.2), um dann innerhalb weniger Stunden wieder auf deutlich geringere Werte zu sinken (Abb. 3.9). Diese f¨ur Nordeuropa charakteristischen Schwankungen entstehen beim Durchzug großr¨aumiger Wetterfronten. Nun waren der Kraftwerkspark und das Netz, also das gesamte Stromversorgungssystem, auch im 20. Jahrhundert schon auf rasche Nachfrage¨anderungen eingestellt, wie sie etwa durch das Zu- und Abschalten sehr großer Verbraucher oder durch simultane Entscheidungen vieler Kleinkunden zustande kommen. Bis hinauf zur Ebene der Fern¨ubertragungsnetze, in die die Kraftwerke einspeisen, betr¨agt die Amplitude solcher unvorhergesehenen Verbrauchsschwankungen aber in aller Regel h¨ochstens einige Prozent der momentan nachgefragten Leistung in dem betreffenden Netz. Diese Schwankungen werden durch eine Erh¨ohung oder Absenkung der

11.2 Kraftwerkseinsatzplanung

239

Netzspannung instantan ausgeglichen, Schwankungen im Minutenbereich werden durch die schnell regelbaren Reserve- und Ausgleichskraftwerke des Spitzenlastbereichs ausgeglichen. Gr¨oßere Nachfrageschwankungen zwischen Tag und Nacht sowie zwischen Winter und Sommer sind sehr gut vorhersehbar und k¨onnen damit auch durch entsprechende Kraftwerkseinsatzplanung ausgeglichen werden. Bei der Windenergieeinspeisung ist eine hinreichend genaue Vorhersage bisher nur im Stundenbereich gelungen. Im Tagesbereich kommt es nach wie vor zu erheblichen Abweichungen von der Prognose, da sich die meteorologische Situation in der Klimazone der großr¨aumigen atlantischen Wirbel innerhalb von 24 bis 48 Stunden u¨ berraschend a¨ ndern kann. Allerdings zeichnen sich in der letzten Zeit hinsichtlich der Prognosegenauigkeit erhebliche Fortschritte ab [Greenpeace 2007, S. 85 ff.].

11.2.3

Exkurs: Kraftwerkseinsatzplanung und Preisbildung an der Stromb¨orse

In den 1990er Jahren wurden die Rahmenbedingungen f¨ur die Stromwirtschaft in Deutschland und Europa grundlegend ver¨andert [Hamburg-Moorburg 2007, S. 7–10]. Bis dahin wurde Strom in Deutschland u¨ berwiegend von regionalen Monopolgesellschaften produziert. Die Preise, zu denen der Strom verkauft wurde, ergaben sich aus einer Mischkalkulation. Dabei wurden die Stromgestehungskosten unterschiedlicher Kraftwerkstypen zugrunde gelegt, aus denen dann ein Mittelwert gebildet wurde. Die Gestehungskosten der einzelnen Kraftwerke ergaben sich als Summe aller Kosten geteilt durch die produzierte Energiemenge. Hinzu kam eine moderate Gewinnmarge. Mit der so genannten Liberalisierung der Stromm¨arkte in Europa haben sich die Preisbildung und die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung f¨ur Kraftwerke grundlegend ver¨andert. Der Strom wird u¨ ber eine Stromb¨orse gehandelt, eine Preisgarantie gibt es nicht. Zwar wird nur ein kleiner Teil des Stromhandels u¨ ber die B¨orse abgewickelt, aber auch in den außerb¨orslichen Stromhandelsvertr¨agen ﬁnden die Ergebnisse des b¨orslichen Stromhandels ihren Niederschlag. Es gibt allerdings erhebliche Zweifel, ob der an der B¨orse festgestellte Preis tats¨achlich ein Marktpreis ist [Stromb¨orsen 2008]. Mehr als drei Viertel des Stromhandels werden nach wie vor außerhalb der Stromb¨orse direkt zwischen Stromanbietern und Stromnachfragern ausgehandelt, vor allem bei großen Auftr¨agen. An der B¨orse wird dagegen nur eine kleine Zahl von Standardprodukten gehandelt. Grundlaststrom zur Lieferung in 2009 kostete Anfang 2008 6,5 ct/kWh, stieg bis Juli 2008 auf 9 ct/kWh und sank bis Oktober 2008 wieder auf 7,5 ct/kWh. Jeder Kraftwerksbetreiber kann f¨ur jede Stunde des folgenden Tages ein Gebot abgeben, das sich zusammensetzt aus einem Preis und der Leistung, die zu diesem Preis geliefert werden kann. Der angebotene Preis bildet sich auf Basis der Brennstoff- und der CO2 -Kosten. Der Betreiber wird in der Regel die maximale Leistung seines Kraftwerks zu dessen Grenzkosten anbieten. Die B¨orse sammelt alle Gebote und sortiert diese nach den Kosten in aufsteigender Reihenfolge. Daraus resultiert die so genannte Einsatzreihenfolge der Kraftwerke oder „Merit Order“.

240

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

100 Wind/ Wasser

90 80

Kernenergie

Kohle-Kraftwerke

Gas-Kraftwerke

70 60

Angebotskurve (Merit Order)

Preis

50 Summe Deckungsbeiträge

Nachfragekurve

40 30 Summe variable Kosten

20 Nachfrage im Gleichgewicht

10 0 0

10

20

30 40 50 60 Akkumulierte Kapazität [GW]

70

80

90

Abb. 11.3 Preisbildungsmechanismus an der Stromb¨orse ([Hamburg-Moorburg 2007, S. 9])

Abbildung 11.3 zeigt ein Beispiel einer solchen „Merit Order“ f¨ur einen synthetischen, aber typischen Kraftwerkspark. Die dick durchgezogene gestufte Kurve zeigt die Grenzkosten der verschiedenen Anbieter in aufsteigender Reihenfolge u¨ ber der jeweils angebotenen zus¨atzlichen Kraftwerksleistung. Auf der linken Seite ﬁnden sich die Kraftwerke, die keine oder sehr geringe Grenzkosten aufweisen, etwa Wasserkraft, Fotovoltaik und Wind. Daran schließen sich die Kraft-W¨armeKopplungs-Anlagen an, die einen Teil ihrer Ertr¨age aus dem W¨armeverkauf beziehen. Als N¨achstes kommen die Kernkraftwerke und dann die neuen und die a¨ lteren Kohlekraftwerke. Ganz rechts ﬁnden sich die Gaskraftwerke, die zwar geringe Investitionskosten, aber hohe Grenzkosten aufweisen. Die B¨orse erteilt nun den Kraftwerken der Reihe nach, beginnend mit dem niedrigsten Gebot, einen Zuschlag, bis der prognostizierte Bedarf gedeckt ist. Das Gebot des letzten Kraftwerks, das noch einen Zuschlag erh¨alt, bestimmt den Strompreis, der dann f¨ur alle zustande gekommenen Liefervertr¨age bezahlt wird. Die Kraftwerke werden also nicht nach ihrem eigenen Gebot, sondern nach dem Gebot des Grenzkraftwerks bezahlt. Dabei handelt es sich nicht um eine Besonderheit des Strommarktes, sondern vielmehr um eine grunds¨atzliche Vorgehensweise auf M¨arkten mit vollst¨andigem Wettbewerb. Der Strompreis ergibt sich als Schnittpunkt von Nachfrage- und Angebotskurve. In Zeiten niedriger Nachfrage ist das Grenzkraftwerk meist – wie im Beispiel in Abb. 11.3 – ein Kohlekraftwerk; die Nachfrage ist bei einem Spotpreis von gut 50 €/MWh und einem Angebot („akkumulierte Kapazit¨at“) von rund 53 GW im Gleichgewicht. Steigt die Nachfrage, so verschiebt sich die Nachfragekurve nach rechts. Sie schneidet die Angebotskurve dann bei h¨oheren Preisen. Ab einer Nachfrage von etwa 60 bis 80 GW wird das Grenzkraftwerk in unserem Beispiel ein Gaskraftwerk sein.

11.3 Zielvorgaben der Bundesregierung f¨ur die deutsche Kraftwerksstruktur

241

Der Strompreis im liberalisierten Markt ergibt sich nicht als Durchschnitt der Kosten aller Kraftwerke, sondern aus den Betriebskosten des letzten noch ben¨otigten Kraftwerks zur Deckung der Nachfrage, dem so genannten „Grenzkraftwerk“. Wenn alle Kraftwerke nicht nach ihren eigenen Kosten, sondern denen des Grenzkraftwerks bezahlt werden, dann stellt sich die Frage, was mit der Differenz geschieht. ¨ Okonomen bezeichnen diese Differenz zwischen Erl¨os und Betriebskosten als Deckungsbeitrag. Diese Deckungsbeitr¨age decken u. a. die Fixkosten der Kraftwerke, die in die Preiskalkulation f¨ur die B¨orse bisher nicht eingegangen sind: Gewinn = Deckungsbeitr¨age – Fixkosten. Als Maßstab f¨ur die Wirtschaftlichkeit von Investitionen in ein neues Kraftwerk gilt, dass die Deckungsbeitr¨age gr¨oßer als die Fixkosten sein m¨ussen. Ist die Summe der Deckungsbeitr¨age kleiner als die Fixkosten, so resultiert ein Verlust; das Kraftwerk ist unwirtschaftlich.

11.3

Zielvorgaben der Bundesregierung fur ¨ die deutsche Kraftwerksstruktur fur 2020 und danach ¨

¨ Uber viele Jahrzehnte hat sich die Stromerzeugung nicht nur im marktfernen Rahmen staatlich gesch¨utzter Demarkations- und Konzessionsstrukturen entwickelt, sondern auch bis zum heutigen Tag u¨ beraus dominant als technologische Großkraftwerksentwicklung mit den bekannten Folgen f¨ur Brennstoffeinsatz wie Netzinfrastruktur: Dominanz von Braun- und Steinkohle und seit 40 Jahren von Uran, Dominanz starker 380-kV-Leitungen als Verbindung der Großkraftwerksstandorte.

11.3.1

Zukunftiges ¨ Kraftwerkssystem in der Diskussion

Das derzeitige Kraftwerkssystem steht zunehmend in Frage: einmal wegen der Bem¨uhungen, Marktmechanismen zu implementieren, und zum anderen hinsichtlich der technischen Entwicklungen bei Kraftwerkstypen und -gr¨oßen und bei der Art der eingesetzten Prim¨arenergiequellen. Diese Entwicklung verl¨auft außerordentlich kontrovers, denn: • Die großen Stromversorger haben nach wie vor das Hauptinteresse, ihr Erzeugungsmonopol zu verteidigen, w¨ahrend sich die Erzeuger von Windenergie und sonstigen erneuerbaren Energien oder von Kraft-W¨arme-Kopplung als Mittelst¨andler dem Wettbewerb stellen m¨ussen. • Die nationale wie die internationale Klimadiskussion zeigt immer deutlicher und politisch u¨ berzeugender, dass ein Zur¨uckdr¨angen der Dominanz fossiler Brennstoffe nicht nur n¨otig und m¨oglich ist, sondern auch schnell erfolgen muss, wenn man die Folgen der sowieso schon stattﬁndenden Erderw¨armung noch im Griff behalten will (Kap. 1) [IPCC 2007]. • Diese gesellschaftspolitisch schwierige Situation wird weiter dadurch verkompliziert, dass es hinsichtlich des Themas Entwicklung des Kraftwerksparks weder eine nationale noch internationale Planung gibt, die eine hinreichende sachliche

242

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

und politische Autorit¨at besitzt, um die verschiedenen Interessengegens¨atze zu kanalisieren, geschweige denn aufzul¨osen. • In Deutschland gibt es einen ordnungspolitischen Rahmen, der mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz [EEG 2008], dem novellierten Energiewirtschaftsgesetz [EnWG 2008] und dem Atomausstiegsgesetz [Atomausstieg 2002; 2008] mit deutlichen parlamentarischen Mehrheiten und hoher Zustimmung in der Bev¨olkerung gesetzt worden ist. Dieser Rahmen wird weiter verst¨arkt durch internationale Regelungen wie die EU-Richtlinien zum Ausbau erneuerbarer Energien [EU-Erneuerbare-Energien 2006] und zu Kohlendioxid-Zertiﬁkaten. In diesem Rahmen soll und wird der Markt daf¨ur sorgen, dass sich in den n¨achsten 20 Jahren ein Umbau des gesamten Kraftwerkssystems vollzieht, der den Zielen von Klimaschutz und Verringerung der Abh¨angigkeit von fossilen und nuklearen Brennstoffen angemessen ist. Zu den Optionen der Entwicklung des Kraftwerksparks unter den genannten Rahmenbedingungen liefert in der F¨ulle der Gutachten und Studien zum Thema nach wie vor der Endbericht der Enquetekommission „Nachhaltige Energieversorgung unter den Bedingungen der Globalisierung und Liberalisierung“ eine geeignete und v. a. umfassende Grundlage [Enquete-Kommission 2002].

11.3.2

Eckpunkte fur ¨ ein integriertes Energieund Klimaschutzprogramm der Bundesregierung

Soweit es die angestrebten Ziele betrifft, geben die im August 2007 von der Bundesregierung beschlossenen „Eckpunkte f¨ur ein integriertes Energie- und Klimaschutzprogramm“ eine geeignete Orientierung [Energie- und Klimaprogramm 2007]. Die wesentlichen politischen Zielvorgaben f¨ur den Energiesektor lauten: • Gesamtemissionsminderung der Treibhausgase um 37–40% bis 2020 und um 80% bis 2050, bezogen auf das Basisjahr 1990; • Steigerung der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien auf 25–30% bis 2020 und danach ausdr¨ucklich weiter steigend; • Senkung des Stromverbrauches durch verschiedene Maßnahmen um rund 10% bis 2020; • Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien im W¨armemarkt auf 14% bis 2020. Sind diese Ziele und der gesetzliche Zeitrahmen realistisch? Sowohl der zitierte Enquetebericht als auch die auf umfangreiche wissenschaftliche Vorarbeiten gest¨utzten Beschl¨usse der Bundesregierung in Meseberg 2007 belegen, dass die Zielerreichung m¨oglich ist [Energie- und Klimaprogramm 2007]. Dies gilt f¨ur alle relevanten Gesichtspunkte: Es sind sowohl die technologischen Machbarkeiten gegeben als auch die volkswirtschaftlichen Folgen beherrschbar. Im Mai 2008 wurden vom Bundesumweltministerium die Handlungsoptionen, ein Maßnahmenkatalog und die bereits beschlossenen sowie die vorbereiteten Gesetzes¨anderungen und Verordnungen umfassend dargestellt [BMU 2008a].

11.3 Zielvorgaben der Bundesregierung f¨ur die deutsche Kraftwerksstruktur

243

Perspektivisch ließe sich mit Blick auf die globale Entwicklung eher positiv formulieren: Je eher und konsequenter die erforderliche Energiewende umgesetzt wird, desto besser wird sich der Standort Deutschland im internationalen Gef¨uge weiterentwickeln k¨onnen. Die Windenergie spielt hinsichtlich der Umgestaltung des Kraftwerksparks eine entscheidende Rolle. Zum einen, weil sie wie schon in der Vergangenheit auch in den n¨achsten Jahrzehnten diejenige unter den erneuerbaren Energien ist, die in der dynamischen Entwicklung den quantitativ gr¨oßten und kosteng¨unstigsten Beitrag zur Deckung des Strombedarfs liefert. Zum anderen aber deswegen, weil sie aufgrund ihrer Erzeugungscharakteristik hohe Anforderungen an das Gesamtsystem von Stromerzeugung, Strom¨ubertragung, Stromverteilung und Versorgungssicherheit stellt. Die hier interessierende m¨ogliche Entwicklung des deutschen Kraftwerksparks hat das Bundesumweltministerium in einer umfangreichen Leitstudie dargelegt [BMU 2007a; 2008c]. Bereits in Abschn. 1.3.2 wurden wesentliche Elemente dieser Leitstudie dargestellt. Abb. 11.4 zeigt nochmals (Abb. 1.4) die Struktur der Kraftwerksbruttoleistung im Leitszenario 2008 nach Energiequellen und Kraftwerksarten. Dabei ist ber¨ucksichtigt, dass wegen des steigenden Anteils von erneuerbaren Energien ein erh¨ohter Regelbedarf im konventionellen Teil der Stromversorgung entsteht, der in diesem Szenario vorzugsweise mit Gaskraftwerken abgedeckt werden soll.

Abb. 11.4 Installierte Leistungen zur Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 ([BMU 2007a, S. 36; 2008c])

244

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

Tab. 11.4 Außerbetriebnahme von Kernkraftwerken in Deutschland bis zum Jahr 2020 ([UBA 2008, S. 3]) Biblis A Brunsb¨uttel Neckarwestheim 1 Isar 1 Biblis B Philippsburg 1 Unterweser Grafenrheinfeld Kr¨ummel

2008 2009 2009 2011 2012 2012 2012 2015 2011

Grohnde Gundremmingen B Philippsburg 2 Brokdorf Isar2 Gundremmingen C Neckarwestheim 2 Emsland

2018 2018 2018 2019 2019 2020 2022 2023

Biblis A und Brunsb¨uttel haben wegen einer Vielzahl von St¨orf¨allen in 2007/2008 und dadurch bedingten Stillst¨anden noch Restlaufzeiten bis 2009/2010.

Bei den sp¨atestens ab 2040 geplanten sehr hohen Anteilen erneuerbarer Energien verschwindet die herk¨ommliche Grundlaststromerzeugung weitgehend, die verbleibenden fossilen Kraftwerke stellen dann ausschließlich die zu einer sicheren Stromversorgung erforderliche Frequenzstabilisierung sowie Ausgleichs- und Reserveleistung zur Verf¨ugung. Eine wichtige Voraussetzung f¨ur die Umsetzung dieses Umbaus ist auch, dass der Abbau der Kernkraftwerksleistung planm¨aßig erfolgt. Tab. 11.4 zeigt die gesetzlich festgelegte Beendigung der Kernenergienutzung bis 2023 [Atomausstieg 2002; 2008].

11.3.3

Monitoring-Bericht des Bundeswirtschaftsministeriums 2008

Im August 2008 legte das Bundesministerium f¨ur Wirtschaft und Technologie den nach § 51 Abs.1 EnWG alle zwei Jahre zu erstellenden Monitoring-Bericht zur Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizit¨at vor [BMWi 2008a; 2008b]. Der Bericht, der auch an die EU-Kommission verpﬂichtend zu schicken ist, kommt insbesondere im Abschn. 3.2 zu dem Gesamtergebnis, dass bis 2020 trotz des Ausstiegs aus der Kernenergienutzung und trotz des Infragestellens einer Reihe von Kohlegroßkraftwerksprojekten weder eine Stroml¨ucke auftreten w¨urde noch die Versorgungssicherheit gef¨ahrdet sei. Er benennt eine Reihe von Maßnahmen, mit denen auch unter den genannten Randbedingungen die gesicherte Kraftwerksleistung noch u¨ ber dem geforderten Niveau der angenommenen Spitzenlast im Jahr 2020 liegen w¨urde.

11.4 Ausgew¨ahlte Szenarien der zukunftigen ¨ Kraftwerksstruktur Insbesondere unter dem Eindruck der Klimadiskussion hat sich die Debatte um den Bedarf an neuen Kraftwerken erheblich intensiviert und zugespitzt. Im Folgenden sollen die Ergebnisse ausgew¨ahlter Absch¨atzungen f¨ur die Jahre 2020/2030 dargestellt werden, v. a. die sehr unterschiedlichen Absch¨atzungen des

11.4 Ausgew¨ahlte Szenarien der zuk¨unftigen Kraftwerksstruktur

245

Zubaubedarfs an fossiler Kraftwerkskapazit¨at nach Art und nach Menge. Dar¨uber hinaus sollen einige der wesentlichen Streitlinien in dieser Diskussion verdeutlicht werden.

11.4.1

dena-Kurzanalyse 2008 und ihre Bewertung

Im M¨arz 2008 legte die Deutsche Energieagentur (dena) im Auftrag der großen Energieversorgungsunternehmen eine „Kurzanalyse der Kraftwerks- und Netzplanung in Deutschland – Schlussfolgerungen und Fazit“ vor [dena 2008a]. Diese Analyse prognostiziert eine Deckungsl¨ucke in der Stromversorgung bereits ab dem Jahr 2012, die bis 2020 selbst bei Durchsetzung der im Energieprogramm der Bundesregierung vorgesehenen Senkung der Stromnachfrage auf knapp 12 GW anwachsen soll, siehe Tab. 11.5. Unter Deckungsl¨ucke wird dabei die Differenz zwischen der ben¨otigten gesicherten Leistung und der von dem dann aktuellen Kraftwerksbestand gelieferten gesicherten Leistung verstanden, d. h. unter Deckungsl¨ucke ist die fehlende gesicherte Leistung zu verstehen. Die dena-Kurzanalyse sorgte f¨ur erhebliches Aufsehen und eine kontroverse Debatte, insbesondere auch deswegen, weil als energiepolitisches Ergebnis herausgestellt wurde, dass entweder viele Kohlekraftwerke zugebaut oder aber die Laufzeiten der Kernkraftwerke verl¨angert werden m¨ussten, um eine ansonsten „unausweichliche Stroml¨ucke“ zu vermeiden. Die Deutsche Umwelthilfe (DUH) reagierte mit der Einsch¨atzung, „die in der dena-Kurzanalyse zugrunde gelegten Ausgangsdaten und Grundannahmen dienten ohne Ausnahme dem offensichtlich vorgegebenen Ergebnis, eine m¨oglichst große Stromunterversorgung f¨ur Deutschland zu prognostizieren“ [DUH 2008]. Dies betr¨afe • die Annahmen zur Lebensdauer fossil befeuerter Kraftwerke, die zu kurz gew¨ahlt seien, • die Annahme, dass Deutschland Stromexportland bleibe, was sich auch umkehren k¨onne, Tab. 11.5 Deckungsl¨ucke f¨ur unterschiedliche dena-Szenarien ([dena 2008a, S. 16]) Auslaufen der Kernkraftwerke (wie gesetzlich beschlossen) (1.1) Stromnachfrage (wie Energieprogramm Bundesregierung) (1.2) Konstante Stromnachfrage (1.3) Steigende Stromnachfrage (2) Laufzeitverl¨angerung der Kernkraftwerke (2.1) Stromnachfrage (wie Energieprogramm Bundesregierung) (2.2) Konstante Stromnachfrage (2.3) Steigende Stromnachfrage

2010 [GW] 2015 [GW]

2020 [GW]

−2,3

2,8

11,7

−1,4 0,4

5,3 9,0

15,8 21,0

−4,8

−4,9

−4,8

−4,0 −2,1

−2,4 1,3

−0,7 4,5

(1)

¨ Hinweis: Negative Zahlenwerte bedeuten eine Uberdeckung der gesicherten Leistung, positive Zahlenwerte eine Unterdeckung.

246

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

• die Annnahmen u¨ ber den Beitrag der erneuerbaren Energien zur gesicherten verf¨ugbaren Leistung, der zu gering angesetzt sei, • die Annahmen zur Stromeinsparung, die ebenfalls zu gering angesetzt seien • und schließlich die fehlende Einbeziehung von M¨oglichkeiten des Lastmanagements wie der Kappung von Nachfragespitzen. Dar¨uber hinaus wird bem¨angelt, dass die dena-Kurzanalyse durch eine statische Betrachtung generell technische Innovationen ausblendet. Dies alles f¨uhre dann zu der prognostizierten „Stroml¨ucke“. Eine weitere Stellungnahme weist auf eine Reihe von Problemen hin, die sich aus den der dena-Kurzanalyse zugrunde gelegten Annahmen ergeben [Matthes/Ziesing 2008]. Es wird nicht nur die Komplexit¨at des Themas der Bewertung von Strombedarf und Stromaufkommen mit einer Reihe daraus resultierender Unsicherheiten gezeigt, sondern auch, zu welchen erstaunlichen prognostischen Unterschieden einzelne Studien bei der Außerbetriebnahme von fossilen Bestandskraftwerken in Deutschland bis zum Jahr 2020 kommen, vgl. Abb. 11.5. Besonders interessant ist, dass die bei der Bundesnetzagentur angemeldeten Außerbetriebnahmen (ganz rechts in Abb. 11.5) weit niedriger sind als die Prognosewerte. Die Stellungnahme kommt zum Ergebnis, dass allein die Einsch¨atzungsunterschiede in den verschiedenen Modellierungsans¨atzen ein Kapazit¨atsspektrum repr¨asentieren, das wiederum durchaus in der Gr¨oßenordnung der in der denaKurzanalyse f¨ur den Zeithorizont 2020 postulierten Versorgungsl¨ucke liegt. Sie halten es eher f¨ur unwahrscheinlich, dass f¨ur den u¨ berschaubaren Zeitraum bis 2020 eine massive Deckungsl¨ucke bei der Stromversorgung entstehen wird. Eine Laufzeitverl¨angerung f¨ur Kernkraftwerke w¨urde dar¨uber hinaus keines der aufgeworfenen klima- und energiepolitischen Probleme nachhaltig 0 -5

GW

-10 -15 -20 -25 -30 -35

Erdgas Steinkohle Braunkohle 2010 2015 2020 2010 2015 2020 2010 2015 2020 2010 2015 2020 2006 20072020 Öko-Institut (2007) EWI/Prognos (2007)

dena (2008)

UBA (2008)

BNA (2007)

Abb. 11.5 Außerbetriebnahmen von fossilen Kraftwerken in Deutschland bis zum Jahr 2020 ([Matthes/Ziesing 2008, S. 16])

11.4 Ausgew¨ahlte Szenarien der zuk¨unftigen Kraftwerksstruktur

247

und langfristig l¨osen [Matthes/Ziesing 2008; Matthes 2006]. Die wieder neu in die Diskussion gebrachte Subventionierung von neuen fossilen Kraftwerken durch kostenlose Zuteilung von Emissionsberechtigungen im Rahmen des EUEmissionshandelssystems f¨uhrten u¨ berdies zu gravierenden klimapolitischen Problemen. Die dadurch resultierenden Efﬁzienzverluste des Systems und deshalb l¨angerfristig h¨oheren CO2 -Zertiﬁkatspreise f¨uhrten zu unn¨otigen wirtschaftlichen Zusatzbelastungen.

¨ 11.4.2 Arrhenius-Institut und Oko-Institut: Klimaschutz und Stromwirtschaft 2020/2030 Ziel der Studie „Klimaschutz und Stromwirtschaft 2020/2030“ [Klimaschutz 2007] war es, die Umstrukturierung des deutschen Stromerzeugungssystems mit Hilfe eines Referenz- und eines Alternativszenarios zu untersuchen, und dabei die verschiedenen Aspekte einer an der Umsetzung der Klimaschutzziele orientierten Umstrukturierung n¨aher zu betrachten unter Einschluss entsprechender Sensitivit¨atsanalysen. Die beiden Szenarien unterscheiden sich v. a. hinsichtlich der unterstellten Entwicklung der Stromverbr¨auche, des Gesamt-Kraftwerksmixes und der unterschiedlichen Dynamik bei der Implementierung der erneuerbaren Energien und der Kraft-W¨arme-Kopplung, wie die nachfolgenden Ergebnistabellen zeigen. Tabelle 11.6 gibt einen Ergebnis¨uberblick f¨ur das Referenz-Szenario von ¨ Arrhenius-Institut und Oko-Institut f¨ur die Jahre 2005, 2010, 2020 und 2030. Tabelle 11.7 gibt einen Ergebnis¨uberblick f¨ur das Alternativ-Szenario von ¨ Arrhenius-Institut und Oko-Institut f¨ur die Jahre 2005, 2010, 2020 und 2030. Im Ergebnis zeigt sich deutlich, dass im Referenz-Szenario die CO2 -Emissionen des Stromerzeugungssektors de facto stabil bleiben, w¨ahrend sie nur bei Realisierung des Alternativ-Szenarios im erforderlichen Umfang sinken. Ziel einer weiteren Studie des Umweltbundesamts [UBA 2008] ist die Absch¨atzung der Versorgungssicherheit im Jahr 2020 im dann bestehenden Kraftwerkspark. Dabei wird unterstellt, dass sowohl der Ausstieg aus der Kernenergienutzung [Atomausstieg 2008], wie gesetzlich ﬁxiert, beibehalten wird als auch die Klimaschutzziele (−40% CO2 -Emissionen bis 2020 gegen¨uber 1990) erf¨ullt werden. Dabei wurde eine Absch¨atzung des Kraftwerksparks [UBA 2008, S. 4] und der Stromproduktion [UBA 2008, S. 9] bis 2025 durchgef¨uhrt, wobei die Ziele der Bundesregierung hinsichtlich des Ausbaus der erneuerbaren Energien und der Kraft-W¨arme-Kopplung ber¨ucksichtigt wurden. Dabei wurde bei Kohlekraftwerken von einer Lebensdauer von 40 Jahren und bei Gaskraftwerken von 30 Jahren ausgegangen. Es zeigte sich, dass so die CO2 -Emissionen von 340 Mio. to CO2 in 2007 schrittweise auf rund 200 Mio. to CO2 bis 2025 gesenkt werden k¨onnen [UBA 2008, S. 11].

11.4.3

Greenpeace: Nationales Energiekonzept bis 2020

Die Greenpeace-Studie [Greenpeace 2007, v. a. S. 150 ff.] untersucht die Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2020. Tabelle 11.8 zeigt die Bedarfsdeckung in 2015

248

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

¨ Tab. 11.6 Referenz-Szenario vonArrhenius-Institut und Oko-Institut bis 2030 ([Klimaschutz 2007, Tab. A-1, S. 57])

Installierte Leistung Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas ¨ Ol andere fossile Brennstoffe Pumpspeicher Wasserkraft (ohne Pumpspeicher) Windkraft (davon offshore Fotovoltaik Geothermie Biomasse und Abfall (biogen) Summe davon erneuerbare Energien davon Kraft-W¨arme-Kopplung (KWK) Nettostromerzeugung Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Wasserkraft (ohne Pumpspeicher) Windkraft Fotovoltaik Geothermie Biomasse und Abfall (biogen) Sonstige Summe davon erneuerbare Energien CO2 -Emissionen

2005

2010

2020

2030

[GW] 20,3 20,4 29,5 18,8 8,2 4,6 5,8 4,3 18,9 0,0 1,9 0,0 2,8 135,6 23,6 10,6 [TWh] 155 142 124 61 20 27 1 0 10 36 575 59 [Mio. to] 332

[GW] 17,6 20,8 29,2 23,4 6,5 3,2 6,2 4,0 24,4 0,4 3,8 0,0 4,1 143,3 32,4 13,0 [TWh] 154 154 139 38 19 40 3 0 18 14 580 80 [Mio. to] 326

[GW] 3,9 23,0 27,5 33,8 5,4 3,2 6,2 4,3 32,9 6,0 5,6 0,2 4,7 150,6 43,3 13,2 [TWh] 34 162 133 109 20 64 4 1 20 18 566 110 [Mio. to] 335

[GW] 0,0 21,0 21,4 30,1 5,2 3,2 6,2 4,3 40,2 11,8) 6,4 0,7 5,0 143,7 52,3 12,6 [TWh] 0 167 121 115 20 85 5 5 22 23 563 137 [Mio. to] 329

Anmerkungen: Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ohne Pumpspeicherkraftwerke und biogenen Anteil des Abfalls, Daten f¨ur 2005 Ist-Daten, f¨ur 2010 bis 2030 Modelldaten.

und 2020. In 2015 verbleibt ein Stromanteil von etwa 255 TWh, der u¨ ber den fossilen Kraftwerkspark bereitgestellt werden muss und bis 2020 auf 138 TWh sinken soll, w¨ahrend der Anteil von erneuerbarer Energie und Kraft-W¨arme-Kopplung (KWK) auf gut 300 TWh steigen soll. Zum Vergleich: In 2007 betrug die deutsche Stromproduktion 632 TWh (Tab. 11.2). Tabelle 11.9 zeigt, dass unter Ber¨ucksichtigung der bis 2012 geplanten Zusatzkapazit¨aten trotz Stilllegung der Kernkraftwerke und weiterer geplanter Stilllegungen von thermischen Kraftwerken der in 2015 bestehende Kraftwerkspark ausreicht, um diese Bruttostrommenge zu erzeugen.

11.4 Ausgew¨ahlte Szenarien der zuk¨unftigen Kraftwerksstruktur

249

¨ Tab. 11.7 Alternativ-Szenario von Arrhenius-Institut und Oko-Institut bis 2030 ([Klimaschutz 2007, Tab. A-2, S. 58]) Installierte Leistung Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas ¨ Ol andere fossile Brennstoffe Pumpspeicher Wasserkraft (ohne Pumpspeicher) Windkraft (davon offshore Fotovoltaik Geothermie Biomasse und Abfall (biogen) Summe davon erneuerbare Energien davon Kraft-W¨arme-Kopplung (KWK) Nettostromerzeugung Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Wasserkraft (ohne Pumpspeicher) Windkraft Fotovoltaik Geothermie Biomasse und Abfall (biogen) Sonstige Summe davon erneuerbare Energien CO2 -Emissionen

2005

2010

2020

2030

[GW] 20,3 20,4 29,5 18,8 8,2 4,6 5,8 4,3 18,9 0,0 1,9 0,0 2,8 135,6 23,6 10,6 [TWh] 155 142 124 61 20 27 1 0 10 36 575 59 [Mio. to] 332

[GW] 17,6 19,2 28,1 21,9 6,5 3,2 6,2 4,0 24,4 0,5 4,6 0,1 4,9 140,6 34,0 14,4 [TWh] 154 132 132 56 19 40 3 0 22 14 572 85 [Mio. to] 302

[GW] 3,9 16,1 21,7 30,0 5,4 3,2 6,2 4,3 35,9 9,6 10,9 0,5 7,3 145,3 54,5 17,6 [TWh] 33 84 98 146 20 76 8 3 32 19 520 139 [Mio. to] 241

[GW] 0,0 8,8 11,4 26,9 5,2 3,2 6,2 4,3 50,5 23,4) 13,9 1,3 8,6 140,3 74,3 22,9 [TWh] 0 28 50 177 20 126 10 9 43 27 490 209 [Mio. to] 154

Anmerkungen: Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ohne Pumpspeicherkraftwerke und biogenen Anteil des Abfalls, Daten f¨ur 2005 Ist-Daten, f¨ur 2010 bis 2030 Modelldaten. Tab. 11.8 Greenpeace-Studie Klimaschutz: Bedarfsdeckung in 2015 und 2020 ([Greenpeace 2007, S. 150]) 2015 [TWh] Endenergie Beitrag der erneuerbaren Energien* Beitrag der Kraft-W¨arme-Kopplung (KWK)* Endenergie, die u¨ ber den fossilen Kraftwerkspark bereitgestellt wird

2020 [TWh]

467 116 116

441 154 170

∼255

∼138

∗ teilweise Uberschneidung, ¨ da ein Teil der KWK-Anlagen mit erneuerbaren Energien betrieben wird (Geothermie, Biomasse).

250

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

Tab. 11.9 Greenpeace-Studie Klimaschutz: Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2015 ([Greenpeace 2007, S. 151]) Kraftwerkspark 2004 [GW]

Kraftwerkspark 2015 [GW]

Genutzte Volllaststunden Stromerzeugung 2015 Leistung 2015 [TWh] [h] 2015 [GW]

Steinkohle* Braunkohle Heiz¨ol Gase Kernenergie

25,1 19,7 6,0 16,3 20,6

22,9 15,0 0,5 15,9 4,2

22,9 13,0 0,0 15,9 0,0

6.000 8.000 – 4.200 –

138 104 0 67 0

Summe

88,0

59,0

52,0

6.000**

308

∗ einschl.

Mischfeuerung.

∗∗ durchschnittliche Volllaststunden

des gesamten Kraftwerksparks.

Da der Strombedarf insgesamt durch fortschreitende Efﬁzienzerschließungen in den folgenden Jahren weiter zur¨uckgehen und ein stetig wachsender Anteil u¨ ber erneuerbare Energien und hochefﬁziente Kraft-W¨arme-Kopplung (KWK) gedeckt werden soll, ist f¨ur die Bereitstellung der in 2020 zus¨atzlich (neben erneuerbaren und KWK) ben¨otigten Bruttostrommenge von etwa 167 TWh nur noch etwa die H¨alfte der bis dahin in Betrieb beﬁndlichen Kohlekraftwerke und nur zwei Drittel der Gaskraftwerke notwendig, vgl. Tab. 11.10. Ein Zubau an Kohlekraftwerkskapazit¨aten nach 2012 ist damit laut Greenpeace nicht erforderlich. Hieraus und aus der Tatsache, dass bereits in 2015 der dann bestehende Kraftwerkspark (ohne das sich derzeit in Bau beﬁndende neue Braunkohlekraftwerk in Neurath, NRW) zur Deckung des Bedarfs ausreichen wird, ergibt sich implizit die Forderung, den Neubau weiterer Braunkohlegroßkraftwerke nicht zu genehmigen. Die Differenz zwischen vorhandener (63 GW) und genutzter Leistung (27,5 GW) des fossilen Kraftwerksparks in 2020 impliziert nach Greenpeace ferner die Einf¨uhrung einer Efﬁzienzquote f¨ur einzelne Kraftwerksbetreiber, um zu gew¨ahrTab. 11.10 Greenpeace-Studie Klimaschutz: Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2020 ([Greenpeace 2007, S. 152])

Steinkohle* Braunkohle Heiz¨ol Gase Kernenergie Summe ∗ einschl.

Kraftwerkspark 2004 [GW]

Kraftwerkspark 2020 [GW]

Genutzte Volllaststunden Stromerzeugung 2020 Leistung 2020 [TWh] [h] 2020 [GW]

25,1 19,7 6,0 16,3 20,6 87,7

24,5 15,0 0,5 18,7 4,2 63,0

13,0 7,5 0,0 17,0 0,0 27,5

6.000 8.000 – 4.200 – ∼6.000**

Mischfeuerung.

∗∗ durchschnittliche Volllaststunden

des gesamten Kraftwerksparks.

78 60 0 29 0 167

11.4 Ausgew¨ahlte Szenarien der zuk¨unftigen Kraftwerksstruktur

251

leisten, dass vorzugsweise die efﬁzientesten Kraftwerke zur Stromerzeugung genutzt werden.

11.4.4

Schlussfolgerungen aus den Studien zur zukunftigen ¨ Kraftwerksentwicklung

Die Ergebnisse aller Studien und Szenarien u¨ ber die zuk¨unftige Kraftwerksentwicklung sind zwangsl¨auﬁg gepr¨agt von den getroffenen grundlegenden Annahmen. Die Annahmen unterscheiden sich v. a. dadurch, ob differenzierte energie- und klimapolitische Ziele einbezogen und ihre Erreichung konsequent bei den dann folgenden Rechnungen unterstellt wurde oder ob haupts¨achlich eine Beschr¨ankung auf die vermutete Bedarfsentwicklung und technisch-¨okonomische Kraftwerksparameter vorgenommen wurde. Insgesamt f¨allt bei der Analyse der verschiedenen Studien und Szenarien Folgendes auf: • Herk¨ommliche Prognosen untersuchen die Kraftwerksentwicklung haupts¨achlich unter Gesichtspunkten wie angenommene Kraftwerksabg¨ange und Zubauplanungen auf der Ebene rein quantitativer Stromerzeugungskapazit¨aten. Dabei werden als m¨ogliche Risiken v.a. die verschiedenen Preisentwicklungen und – wie auch bei Bundeswirtschaftsministerium und Deutsche Energieagentur – die generellen gesellschaftlichen Akzeptanzprobleme untersucht. • Neuere Prognosen, insbesondere die von Umweltinstitutionen und -verb¨anden, beziehen die m¨ogliche oder nicht m¨ogliche Erreichung ambitionierter Klimaschutzziele in ihre Untersuchungen und Schlussfolgerungen mit ein. • Neuere Prognosen zum Thema Kraftwerksentwicklung beziehen dar¨uber hinaus und aus der notwendigen Erreichung der Klimaschutzziele folgernd auch qualitative technische Aspekte der h¨ochst unterschiedlichen Stromerzeugungscharakteristiken des sich abzeichnenden sehr heterogenen Kraftwerksparks mit zunehmender Dominanz der erneuerbaren Energien, der Kraft-W¨armeKopplung und der dezentralen Erzeugungsstruktur mit ein. • Es zeichnet sich ab, dass der u¨ ber Jahrzehnte weitgehend ausgeglichene nationale Saldo von Stromerzeugung und -verbrauch sich in Richtung zunehmender Stromexportnotwendigkeiten entwickeln k¨onnte und ab 2030 nach dem von der EU beschlossenen massiven EU-weiten Ausbau der erneuerbaren Energien zunehmend Erneuerbare-Energien-Strom aus anderen EU-L¨andern importiert wird. Die konsequente Einbeziehung energie- und klimapolitischer Ziele hat erhebliche Auswirkungen auf die Entwicklung und die Anteilsverschiebungen der zuk¨unftigen Kraftwerksparkentwicklung: • Die Erreichung der ambitionierten Klimaschutzziele f¨ur den Energiesektor (−40% bis 2020 und v. a. −80% bis 2050) l¨auft zwingend darauf hinaus, den Zubau insbesondere kohlebefeuerter Kondensationskraftwerke drastisch zu beschr¨anken.

252

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

• Die durch entsprechende Gesetze abgesicherten energiewirtschaftlichen Ziele der kontinuierlichen Erh¨ohung des Anteils erneuerbarer Energien und der hochefﬁzienten Kraft-W¨arme-Kopplung wirken im Ergebnis ebenso beschr¨ankend auf die Zubauoptionen von großen Kondensationskraftwerken wie die Mobilisierung der notwendigen Einsparungen im Stromverbrauchssektor. • Die Studien und Szenarien, die sich weitgehend auf die Kraftwerksentwicklung anhand der unterstellten Bedarfsentwicklung beschr¨anken, thematisieren folglich weniger die Erreichung energie- und klimapolitischer Ziele, sondern eher die M¨oglichkeit mehr oder weniger spekulativer „Stroml¨ucken“. Die Wahrscheinlichkeit daf¨ur, welche der prognostizierten Ergebnisse der verschiedenen Studien und Szenarien auch gesellschaftliche Wirklichkeit werden, h¨angt unmittelbar von zwei Faktoren ab: • der Stringenz, mit der die energiepolitischen Ziele durch o¨ konomische und ordnungsrechtliche Maßnahmen umgesetzt werden und • der weiteren Entwicklung der liberalisierten Energiem¨arkte, insbesondere der Durchsetzung von Transparenz, tats¨achlichem Wettbewerb und konsequenter Umsetzung des CO2 -Zertiﬁkatehandels. Im folgenden Kap. 12 werden diese Zusammenh¨ange untersucht und dargestellt, und zwar konkret am Beispiel der zunehmenden Windenergieerzeugung, ihrer Integration in den Strommarkt und den Auswirkungen auf die verbleibende Reststromerzeugung, die durch herk¨ommliche Kraftwerke abgedeckt werden muss.

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254

11 Struktur und Entwicklung des Kraftwerksparks: Zielvorgaben und Szenarien

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Kapitel 12

Entwicklung des Kraftwerkssystems bei uber 50 GW Windleistung ¨

Im Energieprogramm der Bundesregierung ist eine Erh¨ohung 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. Bew¨ahrte und neue Speicher f¨ur elektrische Energie werden dabei eine wachsende Rolle spielen. Erneuerbare Energien k¨onnen zusammen mit dem vorgesehenen hohen Anteil an Kraft-W¨arme-Kopplung schon ab 2025 h¨auﬁg f¨ur Stunden oder gar Tage ann¨ahernd die gesamte Stromnachfrage in Deutschland abdecken. Insbesondere das Erneuerbare-Energien-Gesetz und die CO2 -Zertiﬁkate werden daf¨ur sorgen, dass der Markt die notwendige Umwandlung des gesamten Kraftwerkssystems in den n¨achsten 20 Jahren vorantreiben wird. Als Folge dieser notwendigen Entwicklung wird f¨ur große Grundlastkraftwerke nur noch ein sehr geringer Bedarf – etwa zur Frequenzstabilisierung – bestehen. Wegen der daraus resultierenden immer k¨urzeren Nutzungsdauern werden die derzeit geplanten Neubauten von Grundlastkraftwerken unwirtschaftlich und zu großen betriebswirtschaftlichen Verlusten f¨ur die Investoren f¨uhren.

12.1 Ausgleich von Stromangebot und Stromnachfrage bei hohen Windenergieanteilen Die Elektrizit¨atsversorgung in Europa hat sich im Lauf des 20. Jahrhunderts von einem eher dezentralen System zu einem engmaschig vernetzten Verbund mit zentraler Erzeugung gewandelt. Alle Teilnetze innerhalb dieses Verbundes m¨ussen synchron arbeiten, um einen reibungslosen Austausch elektrischer Energie innerhalb des Gesamtsystems zu gew¨ahrleisten.

L. Jarass et al., Windenergie, c Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009 DOI 10.1007/978-3-540-85253-7 12,

255

256

12.1.1

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

Schwankungen von Stromangebot und von Stromnachfrage

Das Angebot von elektrischer Energie im Verbundnetz unterliegt schon heute, mehr noch bei massiv erh¨ohtem Anteil von erneuerbarer Energie, sehr starken Schwankungen: • Die gr¨oßte nicht prognostizierbare Schwankung besteht im ungeplanten Ausfall eines Großkraftwerks der Grundlastversorgung, ein Abfall von bis zu 1,5 GW innerhalb weniger Sekunden. • Schwankungen der Windenergierzeugung, verursacht von großr¨aumigen Flauten und großr¨aumigen Starkwindfronten, erreichen in ihrer Amplitude bis etwa die H¨alfte der insgesamt in einer Regelzone installierten Windleistung, also in 2008 schon bis zu etwa 5 GW, die allerdings, im Gegensatz zu den ungeplanten Ausf¨allen eines konventionellen Kraftwerks, f¨ur einige Stunden bis zu etwa einem Tag ziemlich genau prognostizierbar und damit einplanbar sind. Auch die Stromnachfrage weist starke zeitliche Variationen im Tages-, Wochenund Jahresrhythmus auf (Abschn. 11.1; Abb. 11.2). Aufgrund langj¨ahriger, gesicherter Erfahrungswerte sind diese Variationen jedoch – im Gegensatz zum Windenergieaufkommen – relativ genau prognostizierbar. Diesen Variationen sind unvorhergesehene Schwankungen u¨ berlagert, die allerdings, wie oben schon erl¨autert, durch geringf¨ugige Spannungsschwankungen beim Verbraucher automatisch ausgeglichen werden.

12.1.2 Ausgleich von Stromangebot und von Stromnachfrage Differenzen zwischen Stromnachfrage und Stromangebot m¨ussen sofort („instantan“) ausgeglichen werden durch geeignete Maßnahmen auf der Erzeugungs- und auf der Verbrauchsseite. Elektrische Leitungen erm¨oglichen – im Gegensatz etwa zu Gasleitungen – fast keine Speicherung, so dass bei einem Strom¨uberangebot die Spannung im Netz sofort ¨ geringf¨ugig ansteigt, bei Ubernachfrage abf¨allt. In einem stark ausgebauten Netz, etwa einer ganzen Regelzone mit hoher Generatorleistung und geringen Netzverlusten, f¨uhrt eine pl¨otzliche Nachfrageerh¨ohung, etwa um 1%, bei nahezu konstanter Netzfrequenz nur zu einer Spannungsabsenkung beim Verbraucher um Bruchteile eines Promille. Die Toleranz der Systemkomponenten der elektrischen Stromversorgung erlaubt Spannungsvariationen im Prozentbereich, bevor Sch¨aden verursacht werden. Kleine Abweichungen zwischen der grunds¨atzlich autonomen Stromnachfrage und der Stromproduktion werden also im Sekundenbereich automatisch durch Spannungsschwankungen ausgeglichen. Zum Ausgleich von gr¨oßeren und l¨anger andauernden Abweichungen m¨ussen Kraftwerksreserven vorgehalten werden. Sie dienen der Netzregelung und werden als Regelleistung oder Regelenergie bezeich¨ net. Beim Ausgleich einer Ubernachfrage spricht man von positiver Regelenergie, ¨ beim Ausgleich eines Uberangebots von negativer Regelenergie.

12.1 Ausgleich von Stromangebot und Stromnachfrage bei hohen Windenergieanteilen

257

Vor¨ubergehende gr¨oßere Abweichungen im Minutenbereich zwischen der grunds¨atzlich autonomen Stromnachfrage und der Stromproduktion werden durch Spitzenlastkraftwerke, wie Gas- oder Pumpspeicherkraftwerke, ausgeglichen, in Zukunft vermutlich auch durch neue Speichersysteme wie große Druckluftspeicher [dena 2008a, S. 234 ff.; Zunft 2005] oder Millionen von Batterien in Hybrid- oder reinen Elektrofahrzeugen (Abschn. 12.2) [Elektromobilit¨at 2008]. Auch schon vor der Integration hoher Anteile stark ﬂuktuierender Windenergie musste also das Stromversorgungssystem gegen allzu starke Schwankungen gesichert sein. Auf Basis von Verbrauchsprognosen wurden und werden dabei Fahrpl¨ane f¨ur die einzelnen Kraftwerke des Verbundsystems festgelegt, welche die Prognoseunsicherheiten ber¨ucksichtigen. Prognosefehler und nicht vorhersehbare Ereignisse, wie z. B. ein unerwartetes simultanes individuelles Verhalten einer Vielzahl von Verbrauchern oder ein Ausfall eines Kraftwerks, f¨uhren zu unplanbaren Schwankungen der Energieerzeugung und des Energieverbrauchs. Zur Vermeidung l¨anger andauernder Differenzen im Stundenbereich m¨ussen die grunds¨atzlich f¨ur eine konstante Produktion ausgelegten herk¨ommlichen Kraftwerke immer wieder mit Teillast betrieben oder sogar ganz abgeschaltet werden. Teillastbetrieb f¨uhrt zu einem erh¨ohten speziﬁschen Brennstoffverbrauch, Abschaltung zu einer Nichtausnutzung verf¨ugbarer Kapazit¨aten. Die resultierenden Kosten k¨onnen einerseits verringert werden durch einen verst¨arkten Einsatz gut regelbarer Kraftwerke (Abschn. 12.3), andererseits durch eine Steuerung eines Teils der Nachfrage gem¨aß dem jeweiligen nat¨urlichen Angebot an erneuerbarer Energie (Abschn. 12.2.2 (1)). Auch die Windenergie kann zuk¨unftig in großem Umfang Regelenergie bereitstellen (Abschn. 12.2.1 (2)).

12.1.3

Speicher fur ¨ elektrische Energie

Es w¨are wunderbar, wenn Strom so leicht und kosteng¨unstig wie herk¨ommliche Brennstoffe gespeichert werden k¨onnte: Dann k¨onnte bei hohem Windenergieangebot und niedriger Stromnachfrage Windenergie in einen Speicher u¨ bertragen werden, bei niedrigem Windenergieangebot und hoher Stromnachfrage w¨urde die Windenergie dann wieder ins Netz eingespeist werden – ein verlustarmer und sehr kosteng¨unstiger Speicher f¨ur elektrische Energie, davon tr¨aumt jeder Windenergieproduzent. Die Realit¨at sieht leider anders aus: Speicher f¨ur elektrische Energie sind sehr teuer und deshalb, wenn u¨ berhaupt, nur bei hohen Benutzungsdauern wirtschaftlich, zudem gehen zwischen 20% und 50% des eingespeicherten Stroms durch physikalisch bedingte Umwandlungsverluste verloren. Im großtechnischen Einsatz werden als Speicher f¨ur elektrische Energie fast ausschließlich hydraulische Pumpspeicher genutzt [Jarass 1981a, Kap. 2.5; dena 2008a, S. 245 f.]. Das gr¨oßte und modernste dieser Art, das Pumpspeicherwerk Goldisthal im Th¨uringer Wald, weist mit einer H¨ohendifferenz von Oberbecken zu Unterbecken von rund 300 m und rund 10 Mio. m3 Fassungsverm¨ogen eine Speicherkapazit¨at von etwa 8,5 GWh auf und kann u¨ ber seine Pumpmotoren eine maximale Leistung von gut 1 GW einspeisen und im Generatorbetrieb wieder ins Netz ausspeisen [Goldisthal 2007].

258

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

Hydraulische Pumpspeicher haben folgende Vorteile: • • • • • •

sehr kurze An- und Abfahrzeiten, hohe Last¨anderungsgeschwindigkeit, gute Regelf¨ahigkeit, hervorragende Eignung f¨ur ferngesteuerten vollautomatischen Betrieb, sehr hoher Gesamtwirkungsgrad von 70% bis u¨ ber 80%, kein Brennstoffverbrauch, da in beiden Energieﬂussrichtungen nur elektrohydraulische Umsetzung stattﬁndet.

Diesen Vorteilen stehen folgende Nachteile gegen¨uber: • nur in gebirgigen Gegenden errichtbar, • Zusammenspiel zwischen Windenergieanlagen an der K¨uste und hydrauli¨ schen Pumpspeichern im Binnenland nur mittels aufw¨andiger Uberlandleitungen m¨oglich. Angeblich gibt es in den deutschen Mittelgebirgen keine M¨oglichkeiten mehr, hydraulische Pumpspeicher zu bauen. Deshalb sehen Zukunftsplanungen vor, dass in mehreren 100 m Tiefe k¨unstliche Unterbecken geschaffen werden und als Oberbecken Fl¨usse oder Seen dienen. Seit 1977 ist bei Bremen eine Gleitdruck-Luftspeicher-Gasturbine in Betrieb. Luftspeicher k¨onnen, im Gegensatz zu hydraulischen Pumpspeichern, auch in ﬂachen K¨ustengegenden installiert werden, haben aber einen relativ geringen Gesamtwirkungsgrad von nur ca. 35% bei reinen Luftspeichern. Deshalb werden sie u¨ blicherweise in Kombination mit Gastturbinen gebaut. Bei einer Gasturbine werden etwa zwei Drittel der Turbinenleistung zum Antrieb des Verdichters ben¨otigt, und nur etwa ein Drittel der Turbinenleistung steht zum Antrieb des Generators zur Verf¨ugung. Es liegt nun nahe, Turbinen- und Verdichterbetrieb mechanisch und zeitlich voneinander zu trennen. Zwischen Verdichter und Turbine wird ein Luftspeicher eingeschaltet, der mit w¨ahrend lastschwachen Stunden kosteng¨unstig erzeugter Energie gef¨ullt wird. Gleichzeitig kann die sonst f¨ur die Luftverdichtung erforderliche mechanische Leistung nun zus¨atzlich zum Generatorantrieb genutzt werden. Mittlerweile wird zur weiteren Erh¨ohung des Speicherwirkungsgrads vorgeschlagen, die bei Stromspeicherung durch Luftverdichtung anfallende W¨arme nicht entweichen zu lassen, sondern in einem W¨armespeicher aufzufangen und zur Vorw¨armung der Luft bei der Stromproduktion zu nutzen [Wiese 2008, S. 82 f.; dena 2008a, S. 234 ff.; Zunft 2005]. Als Batteriespeicher stand bis vor Kurzem nur der althergebrachte Bleiakkumulator zur Verf¨ugung, der in jedem Automobil seine Dienste tut, aber im elektrischen Energieversorgungssektor wegen hoher Kosten und hohem Wartungsaufwand nur f¨ur kleine Anlagen im reinen Inselbetrieb Anwendung ﬁndet, z. B. auf Bergh¨utten, dort neuerdings h¨auﬁg in Kombination mit fotovoltaischen Anlagen. Erst in j¨ungster Zeit wurden neue Batterietypen wie die Lithium-Ionen-Batterie entwickelt, die zun¨achst in Laptops und Handys Verwendung fanden, nun aber in den ersten Großserien von Hybrid-Automobilen ihre Dienste tun. Große Flotten von Hybrid-Automobilen k¨onnten zuk¨unftig eine Rolle als Stromspeicher spielen (Abschn. 12.2.2 (3)).

12.2 Ausgleich von Windenergieschwankungen

259

12.2 Ausgleich von Windenergieschwankungen Das nat¨urliche Windangebot schwankt zeitlich sehr stark auf allen Zeitskalen von Sekunden bis Jahren (Kap. 3). Kasten 12.1 zeigt die Schwankungen des nat¨urlichen Windenergieangebots und Maßnahmen zu ihrem Ausgleich.

Kasten 12.1: Schwankungen des naturlichen Windenergieangebots ¨ und Maßnahmen zum Ausgleich (1) Kurzfristig: Sekunden bis Minuten Automatischer Ausgleich kleinerer Schwankungen durch Spannungsa¨ nderung im Netz; Schwungradeffekt der Einzelanlage; Zusammenschaltung von vielen Einzelanlagen zu Windparks oder Gruppen von Windparks. (2) Mittelfristig: Stunden bis zu 1 Tag Windangebotsschwankungen in einer gesamten Regelzone mitteln sich f¨ur mehrere Stunden teilweise gegenseitig aus; Windangebot ist f¨ur maximal 1 Tag noch ann¨ahernd prognostizierbar; f¨ur die verbleibenden Schwankungen m¨ussen Regelkraftwerke eingesetzt werden, wof¨ur Bereitstellungskosten f¨ur potenziell notwendige Regelenergie anfallen. (3) Langfristig: Tage bis Wochen Großr¨aumige Starkwind- und Flautenfronten kaum prognostizierbar; erheblicher Aufwand f¨ur Reserveenergie. (4) Sehr langfristig: Monate bis Jahre Schwankungen von Monat zu Monat und von Jahr zu Jahr; erheblicher Aufwand f¨ur Reserveenergie.

12.2.1 Ausgleich von Windenergieschwankungen bis zu einigen Stunden Durch das Zusammenschalten von vielen Hunderten von Windenergieanlagen in einer Region mit einer Ausdehnung von 100 km und mehr werden die Fluktuationen der eingespeisten Windenergie im Zeitbereich bis zu etwa einer Stunde in ihrer Amplitude im Wesentlichen ausgeglichen, da eine anschwellende oder ausklingende Windfront das Areal eines solchen Systems von Windparks bei der typischen Nennwindgeschwindigkeit von rund 14 m/s in knapp einer Stunde zur H¨alfte u¨ berquert. Durch das Zusammenschalten von Windenergieanlagen mehrerer Regionen werden die Schwankungen sogar im Bereich von mehreren Stunden abgemildert. F¨ur den Ausgleich von Windenergieschwankungen innerhalb einer Regelzone wird also

260

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

positive oder negative Regelenergie u¨ berwiegend nur mit Reaktionszeiten von mehr als einer Stunde ben¨otigt.

(1) Regelleistungsbedarf und Windprognose Derzeit ist eine Prognose der viertelst¨undlichen oder st¨undlichen Windenergieeinspeisung mit einer Abweichung von einigen Prozent nur f¨ur drei bis sechs Stunden m¨oglich. Bei hohem und weiter steigendem Anteil von Windleistung an den insgesamt einspeisenden Kraftwerken entstehen dadurch hohe Kosten: Es muss jeweils f¨ur den Zeitraum nach dem Ende der gesicherten Prognose, also sicherlich f¨ur den jeweils n¨achsten Tag, ein hoher Preis allein f¨ur die Bereitstellung eventuell ben¨otigter Regel- und Reserveenergie bezahlt werden, was den prinzipiell preissenkenden Effekt des durch Windenergieeinspeisung erh¨ohten Energieangebots teilweise wieder aufhebt. An einer Verl¨angerung dieses Zeitfensters gesicherter Windenergieprognose auf etwa 24 Stunden, also einen vollen Tag, wird deshalb intensiv gearbeitet. Erst wenn eine solche Prognose mit der geforderten Genauigkeit m¨oglich ist, kann bei der t¨aglichen Ausschreibung der f¨ur den Folgetag erforderlichen Kraftwerksleistung an der Stromb¨orse das Windenergieangebot als gesicherte Leistung wie von jedem anderen Kraftwerk in die Kalkulation eingehen. Die hohen Bereitstellungskosten f¨ur Leistungen in der H¨ohe des maximal erwarteten Prognosefehlers w¨urden dann massiv sinken und damit auch der Strompreis, auch wenn die Windproduzenten weiterhin die volle EEG-Verg¨utung erhielten. F¨ur die Gesamtheit derAusgleichsmaßnahmen wurde folgender Maßnahmenkatalog formuliert [Greenpeace 2007, S. 91–92]: • verpﬂichtender Einsatz neuer Systeme zur Erh¨ohung der Prognosegenauigkeit der Windenergieleistung; • Flexibilisierung der Fahrplananmeldung bzw. Einf¨uhrung der M¨oglichkeit, Ver¨anderungen kurzfristig anmelden zu k¨onnen; • Einf¨uhrung eines Intraday-Handels an der Stromb¨orse, also etwa drei Anmeldezeitpunkte pro Tag statt nur einem, zur Reduzierung der Inanspruchnahme von Regelleistung; • Einf¨uhrung einer deutschlandweiten Regelzone (als politisches Ziel sollte langfristig eine europaweite Regelzone angestrebt werden).

(2) Regelenergiebereitstellung durch Windenergieanlagen Hier ist zwischen dem grunds¨atzlich gegebenen technischen Potenzial und den durch die Gesetzeslage noch sehr beschr¨ankten M¨oglichkeiten zu unterscheiden [dena 2008a, S. 225; Greenpeace 2007, S. 85 ff.]. Technisch sind praktisch alle neueren großen Windenergieanlagen dank Anstellwinkelverstellung („pitch control“) der Rotorbl¨atter rasch, d. h. innerhalb Bruchteilen einer Minute im Bereich von 0% bis 100% der momentan vom

12.2 Ausgleich von Windenergieschwankungen

261

Windenergieaufkommen gegebenen Leistung regelbar. Damit ist jedenfalls negative Regelleistung durch eine Abregelung der Windturbinen lieferbar, z. B. bei einem pl¨otzlichen Absinken der Nachfrage oder einem simultanen großr¨aumigen Anstieg der Windgeschwindigkeit und damit der potenziellen Windenergieproduktion. Die sonst erforderlichen h¨auﬁgen und schnellen Regelausschl¨age der Spitzenlastkraftwerke werden so vermieden (Abschn. 12.2.1 (3)). Windenergieanlagen k¨onnen aber auch positive Regelleistung erbringen, indem sie im zeitlichen Mittel mit z. B. 95% der m¨oglichen Leistung gefahren werden. Bei einer Nachfrageerh¨ohung k¨onnen sie dann sehr kurzfristig auf 100% der bei der gegebenen Windgeschwindigkeit m¨oglichen Leistung hochgefahren werden und k¨onnen so 5% positive Regelleistung erbringen, was ebenfalls die Regelamplitude der Regelkraftwerke reduziert. Um dieses Potenzial des Anbietens von Regelleistung tats¨achlich wirtschaftlich nutzen zu k¨onnen, muss der Windenergieproduzent die Regelleistung an der Stromb¨orse anbieten k¨onnen, was ihm nach Rechtslage 2009 eigentlich nur m¨oglich ist, wenn er f¨ur jeweils mindestens einen Monat f¨ur die gesamte Windenergieproduktion auf die EEG-Mindestverg¨utung verzichtet. In diesem Fall sinkt seine Verg¨utung im Mittel (abgesehen von den vor¨ubergehenden Perioden hoher Regelenergieverg¨utung) auf den durchschnittlichen B¨orsenpreis bei hoher Windenergieeinspeisung, der weit unter der EEG-Verg¨utung liegt. Ohne Aufhebung des gesetzlichen Ausschließlichkeitsprinzips – entweder EEG-Verg¨utung oder stets B¨orsenpreise – wird dieser m¨ogliche Beitrag der Windenergie zur Netzregelung also nicht realisiert werden k¨onnen. Entsprechend ist vorgesehen, „zur verbesserten Integration des Stroms aus Erneuerbaren Energien . . . die Voraussetzungen f¨ur die Teilnahme am Regelenergiemarkt“ durch eine Verordnung zu regeln [EEG 2008, § 64 (6)].

(3) Erzeugungsmanagement Zur Vermeidung eines volkswirtschaftlich unzumutbaren, n¨amlich nicht kostennutzen-optimierten Netzausbaus m¨ussen ohnedies die seltenen, kurzen und extremen Spitzen der simultanen Windenergieeinspeisung einer ganzen Region gekappt werden (Abschn. 10.1.4). Dies hat Auswirkungen auf den konventionellen Kraftwerksbetrieb [ECOFYS 2006, S. 51 ff.; EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 48–49]. Aufgrund der schnellen Regelbarkeit moderner Windenergieanlagen durch Verstellung der Anstellwinkel kann dieses Abschneiden der Spitzen technisch durch Online¨ Steuerung der Anlagen nach den Angaben des Ubertragungsnetzbetreibers gel¨ost werden („ERZMAN“), vertragsrechtlich ist es durch die im EEG 2008 vorgesehenen Entsch¨adigungszahlungen f¨ur ausgesperrte Einspeisung geregelt (Abschn. 5.3.3) [EEG 2008, § 12]. Auch bei deutlichen Begrenzungen der Spitzen der eingespeisten Windenergie w¨urde die ausgesperrte Energie nur bei weniger als 1% liegen. Beispielsweise w¨urde eine generelle Begrenzung der gesamten Windenergieein¨ speisung in das Vattenfall-Ubertragungsnetz auf zwei Drittel der dort installierten Nennleistung aller Windenergieanlagen im Mittel zu einer Aussperrung von weniger als 0,8% der unbegrenzten Einspeisung f¨uhren (Abschn. 10.3.3).

262

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

Diese aufgrund des Gebots der wirtschaftlichen Zumutbarkeit [EEG 2008, § 9 (3)] ohnedies gebotene Begrenzung der Windenergieeinspeisung, z. B. auf zwei Drittel der installierten Nennleistung, f¨uhrt offensichtlich dazu, dass auch die f¨ur Windenergie vorzuhaltende Regelleistung auf einen Wert dieser Gr¨oßenordnung begrenzt werden kann: Negative Regelleistung f¨ur Leistungen oberhalb der Zwei-DrittelGrenze f¨allt nicht an, die positive Reserve muss nur maximal zwei Drittel der in der Regelzone installierten Windleistung erbringen. Dabei muss es sich nicht allein um vorzuhaltende Kraftwerksleistung anderer Art handeln, sondern es b¨oten sich auch M¨oglichkeiten z. B. gezielter Nachfragesenkung, Lastabwurf etc. Andererseits kann eine teilweise Kappung von kurzen und seltenen Spitzen der Windenergieerzeugung volkswirtschaftlich auch dann sinnvoll sein, wenn ausrei¨ chend Leistung des Ubertragungsnetzes zur Verf¨ugung steht. Dabei kann, a¨ hnlich wie bei Netzengp¨assen (Abschn. 10.1.4), in seltenen und kurzen F¨allen ein insgesamt a¨ ußerst geringer Teil der m¨oglichen Windenergieproduktion ausgesperrt werden, um die im Vergleich wirtschaftlich aufw¨andigere Inanspruchnahme von negativer Regelenergie zu vermeiden. Sowohl bei Netzausbau als auch bei Inanspruchnahme von Regelenergie sollte nicht das momentane Maximum, sondern das im Gesamtsystem sich ergebende momentane volkswirtschaftliche Optimum an erneuerbaren Energien eingesetzt werden.

12.2.2 Ausgleich l¨angerer Windﬂauten Schwankungen der Windenergieproduktion im Minuten- bis Stundenbereich k¨onnen durch Zusammenschalten vieler Windenergieanlagen stark gegl¨attet werden (Kasten 12.1). Großr¨aumige Starkwind- und Flautenfronten von mehreren Tagen bis Wochen k¨onnen durch das Zusammenschalten vieler Windenergieanlagen, die m¨oglichst in unterschiedlichen Klimazonen stehen sollten, zwar gegl¨attet, aber keinesfalls ausgeglichen werden [Greenpeace 2008]. Deshalb wurden zum Ausgleich l¨angerer, aber auch k¨urzerer Windﬂauten verschiedene Vorschl¨age entwickelt, die im Folgenden dargestellt werden.

(1) Nachfragesteuerung Die Nachfragesteuerung, auch als Laststeuerung oder Demand Side Management (DSM) bezeichnet, ist eine M¨oglichkeit, zunehmenden Schwankungen in der Stromerzeugung durch ﬂexible Nachfragesteuerung zu begegnen. Dabei gibt es verschiedene Ans¨atze und M¨oglichkeiten, insbesondere in den Bereichen der stromintensiven Industriezweige und der Haushaltsnachfrage [dena 2008a, S. 189–224]. F¨ur das Bundesumweltministerium wurde ebenfalls eine Untersuchung angefertigt, die u. a. M¨oglichkeiten der Nachfragesteuerung unter dem Gesichtspunkt einer optimierten Integration der Windenergie in das Verbundsystem betrachtet [Haubrich 2007].

12.2 Ausgleich von Windenergieschwankungen

263

Auf europ¨aischer Ebene befassen sich seit geraumer Zeit zwei umfangreiche Projekte mit der Nachfragesteuerung [IEA 2007; DESIRE 2008]. Beide Projekte, an denen sich eine Reihe Institutionen verschiedener europ¨aischer Staaten beteiligen, arbeiten stark vernetzt an der Entwicklung verschiedener konkreter M¨oglichkeiten der Nachfragesteuerung. Die Nachfragesteuerung verspricht einen signiﬁkanten Beitrag zur Sicherstellung der Stromversorgung auch bei gr¨oßer werdenden Erzeugungsschwankungen. (2) Virtuelle Kraftwerke Ein virtuelles Kraftwerk ist eine organisatorische Zusammenschaltung eines Verbunds von dezentralen Kraftwerken, wie Windenergieanlagen, Blockheizkraftwerken, Fotovoltaikanlagen, Kleinwasserkraftwerken und Biogasanlagen, die gemeinsam von einer zentralen Warte gesteuert werden [Arndt 2006; Rohrig 2006]. Durch Simulationen unter Verwendung typischer Stromnachfragekurven und Realzeitverl¨aufe der zu kombinierenden Kraftwerke kann vorab untersucht werden, inwieweit die bekannte Stromnachfrage in ihrem Zeitverlauf gesichert durch eine Kombination dieser vielen unterschiedlichen erneuerbaren Energieerzeugern, einschließlich Pumpspeicherwerken sowie Kraft-W¨armeKopplung, und einer m¨oglichst geringen konventionellen Regelleistung erbracht werden kann. Als Ausgangssituation dienen der Tages-, Wochen- und Jahresverlauf der Stromnachfrage sowie die m¨ogliche Stromerzeugung einer Kombination von vielen ganz unterschiedlichen erneuerbaren Energieerzeugern wie Wind, Biogas (insbesondere in Kraft-W¨arme-Kopplung), Fotovoltaik und Wasserkraft. Anhand der Realzeitverl¨aufe der stark ﬂuktuierenden Einspeisungen, v. a. aus Wind und Fotovoltaik, kann untersucht werden, welche Speicherleistung und wie viel konventionelle Regel- und Reserveleistung unabdingbar erforderlich sind, um die Stromnachfrage gesichert decken zu k¨onnen. Eine wichtige Rolle kommt dabei der Kraft-W¨arme-Kopplung zu, deren Anteil laut Regierungsplanung ohnehin deutlich erh¨oht werden soll. Sie sollen bei Windﬂauten drohende Deﬁzite bei der Deckung der Stromnachfrage ausgleichen, indem sie dann auf maximale Stromausbeute geregelt werden. Inwieweit dadurch tats¨achlich eine gesicherte Stromversorgung erreicht werden kann, wird die Zukunft zeigen. Die bisher durchgef¨uhrten Simulationen deuten jedenfalls an, dass ohne Einbindung der virtuellen Kraftwerke in das gesamte Stromversorgungssystem in betr¨achtlichem Umfang zus¨atzliche Speicherkapazit¨aten erforderlich sind [Rohrig 2006]. (3) Elektroautos als kostengunstige Stromspeicher ¨ und Regelenergielieferanten? Eine Zunahme der Elektromobilit¨at bietet M¨oglichkeiten, die Integration der erneuerbaren Energien in das Energiesystem und die Anpassung des gesamten Energiesystems an die zuk¨unftigen Anforderungen zu unterst¨utzen [Elektromobilit¨at

264

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

2008; 2008a]. Denn einerseits kann der Ladevorgang, d. h. die Stromnachfrage, zeitlich innerhalb bestimmter Grenzen variiert werden, so dass so Strom¨ubersch¨usse zwischengespeichert werden k¨onnen. Andererseits besteht die M¨oglichkeit, Strom aus den Batterien zur¨uck ins Netz zu speisen [BMU 2008a, S. 26–27]. F¨ur Elektrofahrzeuge rechnet man mit einem Verbrauch von maximal 20 kWh Strom pro 100 km (entsprechend dem Energieinhalt von rund zwei Litern Treibstoff). Bei einer durchschnittlichen Fahrleistung von 15.000 km pro Jahr entspricht dies einem Jahresverbrauch von 3.000 kWh, etwa dem Stromverbrauch eines durchschnittlichen deutschen Haushalts mit 2 bis 3 Personen. Eine Flotte von 10 Millionen Elektrofahrzeugen w¨urde dann bei reinem Elektrobetrieb j¨ahrlich 30 TWh verbrauchen, das sind knapp 6% des heutigen Strombedarfs in Deutschland. Ein dreiphasiger Steckdosenanschluss mit windenergieabh¨angiger Strompreissteuerung, der in jedem Haus m¨oglich ist, kann etwa 10 kW Leistung abgeben oder aufnehmen. Der Energieinhalt f¨ur 100 km Fahrt kann damit rechnerisch in rund zwei Stunden geladen werden. Bei einer statistischen Stillstandszeit von rund 23 Stunden am Tag ergibt sich damit eine große Zeitspanne, in der die Batterien eines Elektromobils bei R¨uckspeisung ins Netz als Speicher f¨ur positive Regelenergie und bei Ladung f¨ur negative Regelenergie genutzt werden k¨onnen. Zu pr¨ufen ist dabei, inwieweit dadurch ein deutlicher Ausbaubedarf v. a. f¨ur regionale 110-kV- und lokale Niedrigspannungsleitungen resultiert. Bei 10 Millionen Elektrofahrzeugen (also etwa ein F¨unftel der insgesamt in Deutschland zugelassenen 50 Millionen Fahrzeuge) erg¨abe sich eine m¨ogliche maximale Regelenergiekapazit¨at von 100 GWh, womit z. B. eine unvorhergesehene deutschlandweite Flaute f¨ur viele Stunden abgefangen werden kann, bis die Reservekraftwerke ans Netz gebracht sind. Mit 100 GWh k¨onnte theoretisch die gesamte Stromnachfrage in Deutschland f¨ur etwa 2 Stunden abgedeckt werden; dies entspricht einem Mehrfachen der in Zukunft im Zeitbereich bis zu 24 Stunden ben¨otigten Regelleistung [BWE 2008e]. Hybrid-Autos haben einen Elektromotor mit Stromspeicher und zudem einen herk¨ommlichen Verbrennungsmotor mit Treibstofftank. Das klingt f¨ur die Windenergienutzung besonders verlockend: Die Autos fahren grunds¨atzlich mit Windenergie, bei l¨angeren Fahrten oder bei Windﬂauten f¨ahrt das Hybrid-Auto mit Benzin oder Diesel. Sowohl der Batteriespeicher als auch das bei Windﬂaute zum Einsatz kommende „Reservekraftwerk“, n¨amlich der Verbrennungsmotor und der Treibstofftank, werden vom Autok¨aufer bezahlt. Reine Elektrofahrzeuge m¨ussen hingegen stets aus dem o¨ ffentlichen Netz aufgeladen werden, auch bei Schwachwind; sie k¨onnen deshalb nicht zur Abdeckung von großr¨aumigen Windﬂauten genutzt werden. Vielmehr muss f¨ur solche Fahrzeuge ohne zus¨atzlichen Verbrennungsmotor schon f¨ur den ersten Fahrtkilometer in voller H¨ohe zus¨atzliche konventionelle Kraftwerkskapazit¨at vorgehalten werden. Allerdings gibt es nach wie vor keine langlebigen Batterien mit ausreichend hoher Kapazit¨at. Der Toyota Prius z. B. hat nur eine Batteriekapazit¨at von 1,3 kWh f¨ur den Ausgleich kurzzeitiger Leistungs¨ubersch¨usse und kann rein elektrisch nur 3 km weit fahren [Prius 2008].

12.3 Nachfragedeckung bei hohem Windenergieanteil

265

¨ (4) Windenergiespeicher zur Uberbr uckung l¨angerer Windﬂauten? ¨ In den Anf¨angen der modernen Windenergienutzung mit kleinen nicht regelbaren Anlagen wurde das Ziel verfolgt, die Anlagen mit einem zugeordneten Speicher zu einer Einheit mit m¨oglichst konstanter Produktion zusammenzuschalten und damit ein bestehendes konventionelles Kraftwerk vollst¨andig zu ersetzen. Solche, alleine den Windkraftwerken zugeordneten Speicher k¨onnen aber windschwache Zeiten aus energiewirtschaftlichen Gr¨unden nicht ausgleichen [Jarass 1981a, S. 108 f.]: Auch in einem besonders windstarken Monat kann w¨ahrend mehrerer Tage die Energieproduktion selbst eines großen Windkraftwerkverbundsystems sehr gering sein (Abb. 12.5a, M¨arz 2008), in windschwachen Monaten u¨ ber Wochen (Abb. 12.5a, Mai/Juni 2008). Die f¨ur den Ausgleich derartiger Flauten erforderlichen Speicher m¨ussten sehr große Energiemengen vorhalten bis eine der sehr seltenen langen Flauten vorkommt. Sie h¨atten also einen sehr niedrigen Energieumsatz, die hohen Investitionskosten der Speicher m¨ussten entsprechend auf eine sehr kleine Energiemenge umgelegt werden, was zu krasser Unwirtschaftlichkeit derartiger Speicher f¨uhrt. ¨ Letztlich kranken alle Vorschl¨age zur Uberbr¨ uckung l¨angerer Windﬂauten mittels Windenergiespeicher daran, dass die Speicher teuer sind, bei einem Ausgleich der seltenen großr¨aumigen und lang anhaltenden Windﬂauten entsprechend selten voll genutzt w¨urden und damit unwirtschaftlich sind. Im Gegensatz dazu kann es durchaus sinnvoll sein, Speicher f¨ur die Gl¨attung kurzfristiger Windenergieﬂuktuationen einzusetzen: Kurzfristige Windenergiespitzen, die ansonsten zur Optimierung des Regelenergieeinsatzes ggf. gekappt werden m¨ussten (Abschn. 12.2.1 (3)), werden in einen relativen kleinen Speicher eingespeist und k¨onnen dann kurze Windenergiet¨aler ausgleichen. Am besten werden aber s¨amtliche Speicher gemeinsam von Windkraftwerken und konventionellen Kraftwerken in Abh¨angigkeit von der Nachfrage einerseits und der Verf¨ugbarkeit der Kraftwerke andererseits gef¨ullt und entleert. Dabei werden Windkraftwerke grunds¨atzlich genauso wie konventionelle Kraftwerke behandelt. Windenergieproduktionsschwankungen, die zu den Nachfrageschwankungen parallel verlaufen, werden nicht gegl¨attet, sondern vielmehr zur Abdeckung von Spitzennachfragen genutzt. Versorgungsengp¨asse, die durch entgegengesetzt laufende Schwankungen entstehen, werden durch Reserve- bzw. Speicherkraftwerke abgedeckt. Diese Strategie f¨uhrt offensichtlich gegen¨uber reinen Windenergiespeichern zu einem erheblich besseren energiewirtschaftlichen Systemverhalten. Aus technischen, wirtschaftlichen und o¨ kologischen Gr¨unden ist es also am besten, wenn das Gesamtsystem aus erneuerbaren und herk¨ommlichen Kraftwerken inklusive Stromspeichern die Stromnachfrage deckt.

12.3

Nachfragedeckung bei hohem Windenergieanteil: Welche konventionellen Kraftwerke werden noch gebraucht?

Der Ausbau der erneuerbaren Energien ist als politisches Ziel ebenso gesetzt wie der Ausbau der Kraft-W¨arme-Kopplung. Die Einhaltung der Klimaschutzziele

266

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

impliziert, dass bis 2030 etwa die H¨alfte der installierten Kraftwerksleistung von dann bis zu 160 GW aus erneuerbaren Ressourcen erbracht wird (Abschn. 1.3; Abschn. 11.3.2). In Verbindung mit dem Ausstieg aus der Kernenergienutzung und den ebenfalls vereinbarten Zielen zur Stromeinsparung f¨uhrt diese Planung dazu, dass der Bedarf an Grundlastkraftwerken drastisch sinken wird. Die installierte Kraftwerksleistung wird gegen¨uber heute zwar erheblich steigen, aber die Volllaststundenzahl aller, auch der verbleibenden oder neu gebauten konventionellen Kraftwerke wird wesentlich niedriger sein als heute [IEA 2008c].

12.3.1 Anteil der Windenergieeinspeisung an der Stromnachfrage Abbildung 12.1 zeigt den hohen Anteil, den die Windenergieeinspeisung an der Stromnachfrage bereits im Jahr 2006 hatte und vermittelt so einen klaren Eindruck von der H¨ohe, aber auch der Kurzzeitigkeit der Spitzen der gesamten in die E.ONNetz-Regelzone eingespeisten Windenergie im Windjahr 2006. Insgesamt waren in 2006 gut 8 GW Windleistung in der E.ON-Netz-Regelzone installiert. Die Windenergieeinspeisung erreichte bereits in 2006 an mehr als 30 Tagen ein Viertel der Netzh¨ochstlast im E.ON-Netz, an einigen Tagen u¨ ber ein Drittel.

Windenergieeinspeisung pro Netzhöchstlast [%] 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Jan

Feb

März

April

Mai

Juni

Juli

Aug

Sept

Okt

Nov

Dez

Abb. 12.1 Windenergieeinspeisung pro Netzh¨ochstlast in der E.ON-Netz-Regelzone in 2006, gemittelt u¨ ber 1 Stunde ([E.ON-Netz, 2007a])

12.3 Nachfragedeckung bei hohem Windenergieanteil

267

Tab. 12.1 Extremwerte der Windenergieeinspeisung in der E.ON-Netz-Regelzone in 2006, gemittelt u¨ ber eine Viertelstunde (nach [E.ON-Netz, 2007a]) (1) (1a) (2) (2a) (3) (4) (5)

Installierte Windgeneratorleistung in der E.ON-Netz-Regelzone zum Vergleich: in Deutschland Windenergieproduktion in der E.ON-Netz-Regelzone zum Vergleich: in Deutschland Durchschnittliche Windenergieeinspeisung Maximale Windenergieeinspeisung (01.11.2006, 6:30) Minimale Windenergieeinspeisung (12.02.2006, 19:00)

8,1 GW 20,4 GW 12,9 TWh 30,2 TWh 1,5 GW 6,8 GW 0,02 GW

Tabelle 12.1 gibt f¨ur die E.ON-Netz-Regelzone die Extremwerte der u¨ ber eine Viertelstunde gemittelten Windenergieeinspeisungen; diese haben im Jahr 2006 einmal den Wert von 85% der installierten Windgeneratorleistung erreicht. Die schon heute m¨oglichen Folgen solcher Ereignisse f¨ur die Stromnachfragedeckung zeigt Abb. 12.2. An einem Tag mit einem extrem hohen und stetigen Windenergieangebot u¨ berstieg f¨ur u¨ ber 12 Stunden die Windenergieeinspeisung sehr erheblich die von E.ON-Netz an Weiterverteiler und Endverbraucher in der Regelzone gelieferte Leistung, f¨ur mehrere Stunden sogar um ca. 4 GW. Mindestens in diesem Umfang musste E.ON-Netz also an diesem Tag Leistung an die angrenzenden Netzbetreiber abgeben; dies ist m¨oglich, solange die Nachbarn nicht selbst ¨ einen Uberschuss an EEG-Strom haben [EEG 2008, § 14 (1)]. Solche Situationen mit „negativem Bedarf“ an konventionell erzeugter Energie werden bei wachsender Windenergieeinspeisung und zugleich wachsender Einspeisung aus anderen erneuerbaren Energien und aus Kraft-W¨arme-Kopplung immer h¨auﬁger vorkommen. Abbildung 12.3 betrachtet einen typischen Tagesgang der Stromnachfrage und ihrer Deckung f¨ur das gesamte Bundesgebiet: • einmal f¨ur das Jahr 2000, mit einer installierten Windleistung von 6 GW (Abb. 7.1), • zum anderen im Jahr 2030, wenn nach den Beschl¨ussen und Planungen der Bundesregierung (Abschn. 7.1) mindestens 50 GW Windenergie am Netz sind, davon knapp die H¨alfte offshore mit hohen Benutzungsdauern.

Abb. 12.2 Windenergieeinspeisung und Stromnachfrage in der E.ON-Netz-Regelzone am Extremtag 14. Januar 2007, viertelst¨undliche Werte ([E.ON-Netz 2008a; E.ON-Netz 2008b])

268

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

a Vor 2000

b 2030

ohne Wind

Stromnachfrage

c 2030, nach Abzug von

guter Windtag

Wind noch benötigte Kraftwerksleistung

Stromnachfrage Stromproduktion aus Wind Stromnachfrage minus Wind

Stromnachfrage minus Wind

Spitzenlast

Mittellast Windenergie

Spitzenlast

Mittellast

Grundlast

Mittellast

Grundlast 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Uhrzeit

Uhrzeit

Uhrzeit

Spitzenlast: Gasturbinen und Pumpspeicher, in 2030 auch KWK, evtl. neue Speicher; Mittellast: Steinkohle, Öl- und Gaskraftwerke; Grundlast: Kern-, Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke

Abb. 12.3 Tagesgang der Stromnachfrage und ihre Deckung ohne und mit Windenergie – schematisch

Zum Vergleich: 2007 betrug die H¨ochstlast der Stromnachfrage rund 74 GW, die Schwachlast rund 37 GW, bis 2030 soll der Stromverbrauch laut Planung sinken (Abschn. 11.3.2). In Abb. 12.3a wird ein typischer Wintertag zugrunde gelegt, an dem in der Vergangenheit eine hohe, Tag und Nacht anfallende Nachfrage1 durch Grundlastkraftwerke abgedeckt wurde. Die nach Einspeisung von Windenergie (gestrichelt in Abb. 12.3b) verbleibende Nachfragekurve in Abb. 12.3c l¨asst offenbar fast keine Deckung durch Grundlastkraftwerke mehr zu, nur noch Mittel- und Spitzenlastkraftwerke sind in der Lage, diese nach Windenergieeinspeisung verbleibende Restnachfrage abzudecken. W¨ahrend Abb. 12.3 einen schematisch vereinfachten typischen Tagesgang der Stromnachfrage und der Windenergieproduktion zeigt, ist der in Abb. 12.4a dargestellte Jahresgang der Monatsmittelwerte von Stromnachfrage und Windstromproduktion direkt den Ver¨offentlichungen der E.ON-Netz f¨ur 2007 entnommen. F¨ur die Projektion 2030 in Abb. 12.4b sind die Werte der Windstromproduktion gegen¨uber der Abb. 12.4a verdreifacht. Dies ist eher eine Untersch¨atzung der f¨ur 2030 projektierten Einspeisung, da mit der Verdreifachung der installierten Leistung 1 Als Stromnachfrage wird die von E.ON-Netz ver¨ offentlichte vertikale Netzlast angegeben, vgl. die Erl¨auterungen zu Abb. 11.1 und 11.2.

12.3 Nachfragedeckung bei hohem Windenergieanteil

a

269

b Projektion 2030

E.ON 2007

Windenergieproduktion verdreifacht Stromnachfrage Stromnachfrage minus Wind Stromproduktion aus Wind

Stromnachfrage Stromnachfrage minus Wind Stromproduktion aus Wind

[GW] 14

[GW] 14

12

12

10

10

8

8

6

6

4

4

2

2 0

0

1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 -2

Monat

-2

2 34 5

6 7 8 Monat

9 10 11 12

Abb. 12.4 Jahresgang der Stromnachfrage und der Windenergieproduktion ([E.ON-Netz 2008a; E.ON-Netz 2008b])

von gut 20 GW in 2008 auf rund 60 GW in 2030 auch eine Erh¨ohung der Volllaststundenzahl einhergeht, onshore wegen deutlicher Erh¨ohung der T¨urme durch Repowering, aber auch im Neubau, und offshore wegen der dort generell h¨oheren und stetigeren Windgeschwindigkeiten.

12.3.2

Restnachfrage, die fur ¨ konventionelle Kraftwerke verbleibt

Betrachtet man die projektierten Monatsmittelwerte von Stromnachfrage minus Wind („Restnachfrage“), in Abb. 12.4b mit Kreisen gekennzeichnet, so ist zur Deckung dieses Restbedarfs zu ber¨ucksichtigen: • Zum einen wird auch in 2030 weitere erneuerbare Energie, wie Strom aus Biomasse und Fotovoltaik, außerdem aus Kraft-W¨arme-Kopplung sowie aus anderen prozessgesteuerten Kraftwerken eingespeist; anteilig auf die E.ON-NetzRegelzone umgelegt sind das mindestens 2 GW. Um diesen Betrag ist also die Restnachfragekurve („Stromnachfrage minus Wind“) zu vermindern, um die durch konventionelle Kraftwerke abzudeckende Restnachfrage abzusch¨atzen. • F¨ur die Stromnachfrage 2030 in Abb. 12.4b wird die Originalkurve von 2007 verwendet. Der Stromverbrauch soll aber laut Planungen der Bundesregierung

270

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

a Stromnachfrage und Stromproduktion aus Wind [GW] 10

E.ON 01-06, 2008

Stromnachfrage Stromproduktion aus Wind

8 6 4 2 0 01. Jan

31. Jan

01. Mrz

31. Mrz

30. Apr

30. Mai

29. Jun

b Stromnachfrage minus Stromproduktion aus Wind [GW] 10

E.ON 01-06, 2008 Stromnachfrage minus Wind

8 6 4 2 0 01. Jan

31. Jan

01. Mrz

31. Mrz

30. Apr

30. Mai

29. Jun

Abb. 12.5 Tagesgang der Stromnachfrage und ihre Deckung ohne und mit Windenergie in der E.ON-Netz-Regelzone, durchschnittliche Tagesleistung, Januar–Juni 2008 ([E.ON-Netz 2008a; E.ON-Netz 2008b])

etwas sinken bis 2030 (Abb. 1.5), damit w¨urde auch die „Restnachfrage“ in 2030 noch etwas kleiner werden. • Den Monatsmittelwerten der Windenergieeinspeisung sind bei gr¨oßerer zeitlicher Auﬂ¨osung, etwa schon bei Tagesmittelwerten, die Fluktuationen zu u¨ berlagern, wie sie inAbb. 12.5a beispielhaft f¨ur das 1. Halbjahr 2008 gezeigt sind. DieAmplitude dieser Schwankungen betr¨agt in 2008 etwa 1 GW, bei der bis 2030 geplanten Verdreifachung der installierten Windleistung deutlich mehr. Damit ist klar, dass die „Restnachfrage“ nach der gesetzlich vorgegebenen vorrangigen Einspeisung aller regenerativen und prozessgesteuerten Energieerzeuger im Verlauf eines Monats immer wieder stunden- oder gar tageweise stark schwankt: • Gem¨aß Abb. 12.4b k¨onnte die Restnachfrage im Januar 2030 durchschnittlich −2 GW betragen; bei Einspeisung von Kraft-W¨arme-Kopplung sowie aus

12.3 Nachfragedeckung bei hohem Windenergieanteil

271

anderen prozessgesteuerten Kraftwerken von 2 GW w¨urde die Restnachfrage auf −4 GW verringert. Eine Restnachfrage von z. B. −4 GW bedeutet, dass die regenerativen und prozessgesteuerten Anbieter momentan 4 GW mehr ins Netz einspeisen (k¨onnen und laut EEG d¨urfen!), als im Netz nachgefragt ¨ wird. Diese „negative Nachfrage“, also der Uberschuss an Energie aus regenerativen und prozessgesteuerten Anlagen u¨ ber die Nachfrage im Netz muss entweder durch Stromexport oder durch Speicher oder durch Einspeise- und Erzeugungsmanagement bew¨altigt werden. • Gem¨aß Abb. 12.4b k¨onnte die Restnachfrage im Oktober 2030 durchschnittlich u¨ ber 9 GW betragen; bei Einspeisung von Kraft-W¨arme-Kopplung sowie aus anderen prozessgesteuerten Kraftwerken von 2 GW w¨urde die Restnachfrage auf 7 GW verringert. Eine Restnachfrage von 7 GW bedeutet, dass die regenerativen und prozessgesteuerten Anbieter momentan 7 GW weniger ins Netz einspeisen, als im Netz nachgefragt wird. Diese immer wieder, aber nur vor¨ubergehend auftretende Restnachfrage kann jedenfalls nur mit rasch regelbaren Mittel- und Spitzenlastkraftwerken gedeckt werden. Ein Bedarf an Grundlastkraftwerken mit hoher Benutzungsdauer ist in jedem Fall ¨ nicht mehr zu erkennen. Dies wird durch die folgenden Uberlegungen noch weiter substantiiert: Abbildung 12.5a zeigt die Tagesmittelwerte der Stromnachfrage und der Windenergieeinspeisung. Dabei wurden wiederum Originaldaten f¨ur die E.ON-NetzRegelzone im 1. Halbjahr 2008 verwendet. Abbildung 12.5b zeigt die nach Abzug der Windenergieeinspeisung verbleibende Stromnachfrage. Es ist deutlich zu sehen, dass die „Stromnachfrage minus Wind“ schon in ¨ 2008 mehrfach gegen Null geht und im Ubrigen mit beinahe t¨aglichen Fluktuationen von etwa ± 2 GW um einen Mittelwert von etwa 5 GW schwankt. Nach Ber¨ucksichtigung der Einspeisung weiterer erneuerbarer Energien, wie Strom aus Biomasse und Fotovoltaik, sowie von Kraft-W¨arme-Kopplung und prozessgesteuerten Kraftwerken verbleibt eine noch deutlich kleinere „Restnachfrage“. Zumindest in dieser Regelzone k¨onnen Grundlastkraftwerke schon heute nur noch betrieben werden, weil bei hoher Einspeisung erneuerbarer Energien die dann u¨ bersch¨ussige Grundlasterzeugung in andere Regionen exportiert werden kann. Hingegen besteht ein wachsender Bedarf an gut regelbaren Reservekraftwerken, die auch bei niedrigen Volllaststunden wirtschaftlich betrieben werden k¨onnen. Voraussetzung hierf¨ur sind relativ niedrige speziﬁsche Investitionskosten. Ausschließlich Kraftwerke auf Gasbasis sind in dieser Kategorie verf¨ugbar und technologisch weit entwickelt. Als politische Zielsetzungen werden an die Stromerzeugung zwei Forderungen gestellt (Abschn. 1.1): • Verringerung der Importabh¨angigkeit, • Verringerung der CO2 -Immissionen. Diesen beiden Forderungen kann man gerecht werden, indem ein m¨oglichst hoher Anteil des ben¨otigten Gases nicht aus importiertem Erdgas, sondern aus heimischem

272

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

Biogas bereitgestellt wird, das nach Aufbereitung am Produktionsort direkt in das ﬂ¨achendeckend verf¨ugbare o¨ ffentliche Gasnetz eingespeist wird (Abschn. 1.2.2).

12.4 Windenergieanlagen versus Grundlastkraftwerke: ein Entweder-Oder 12.4.1

Mit wachsender Windenergieeinspeisung deutlich abnehmende Benutzungsdauer der Grundlastkraftwerke

Die Netzbetreiber sind gesetzlich verpﬂichtet, Angaben zu Netzauslastungen zu ver¨offentlichen sowie tats¨achliche oder zu erwartende Engp¨asse zu kennzeichnen [KraftNAV 2007, § 3]. Zu diesem Zweck haben die vier ¨ deutschen Ubertragungsnetzbetreiber EnBW, E.ON, RWE und Vattenfall gemein¨ sam eine „Ubersicht u¨ ber die voraussichtliche Entwicklung der installierten Kraftwerksleistung und der Leistungsﬂ¨usse in den Netzgebieten der deutschen ¨ Ubertragungsnetzbetreiber“ ver¨offentlicht [Vattenfall 2007i]. Die Daten zur Erzeugung und zur Nachfrage in den 17 Regionen und zu den Leistungsﬂ¨ussen zwischen den Regionen sind in vier Landkarten eingetragen, in denen vier typische Szenarien dargestellt werden: • • • •

A: Starklast/Schwachwind, B: Starklast/Starkwind, C: Schwachlast/Starkwind, D: Schwachlast/Schwachwind.

F¨ur Starkwind werden knapp 90% der deutschlandweit installierten Windleistung verwendet. F¨ur Starklast wird die prognostizierte Winterstarklast 2012 verwendet, f¨ur Schwachlast die prognostizierte Sommerschwachlast 2012. Bei der Erzeugung wird unterschieden in die zwei Kategorien „konventionelle Erzeugung“ einerseits und „Erneuerbare Energien (EEG), Kraft-W¨arme-Kopplung (KWK) und prozessgef¨uhrte Erzeugung“ andererseits. Um den Einﬂuss der Windenergieerzeugung auf den Einsatz konventioneller Kraftwerke zu verdeutlichen, seien hier nur Zahlen aus drei großen Regionen herausgegriffen, die zusammen gut ein Drittel der Stromnachfrage in Deutschland abdecken: • E.ON-Region-2 (im Wesentlichen das n¨ordliche Niedersachsen), • Vattenfall-Regelzone (Ostdeutschland), • RWE-Region-2 (Ruhrgebiet). In Tab. 12.2 werden die Szenarien A und C miteinander verglichen. Das wichtigste Ergebnis f¨ur die Frage nach der Entwicklung der Grundlast ist dem Vergleich der Zeilen A(3) und C(3) zu entnehmen: Die Leistung aus konventionellen Kraftwerken, die im Szenario A (Starklast/Schwachwind) mit 31,4 GW immerhin fast die H¨alfte der H¨ochstlast in Deutschland ausmacht, wird im Szenario

12.4 Windenergieanlagen versus Grundlastkraftwerke: ein Entweder-Oder

273

Tab. 12.2 Last, EEG-Erzeugung und konventionelle Erzeugung in 3 Netzregionen bei Starklast/Schwachwind und bei Schwachlast/Starkwind, Prognose f¨ur 2012 ([Vattenfall 2007i]) Szenario

A: Starklast/ Schwachwind

C: Schwachlast/ Starkwind

Region

(1) Last (2) EEG, KWK, proz. gef. Erzeugung (3) konventionelle Erzeugung (1) Last (2) EEG, KWK, proz. gef. Erzeugung (3) konventionelle Erzeugung

Summe RWERegion-2 [GW]

E.ONRegion-2 [GW]

Vattenfall [GW]

3,5 0,4

11,9 5,0

8,7 3,0

24,1 8,4

5,0

12,0

14,4

31,4

2,0 3,8

6,6 12,4

5,3 3,2

13,9 19,4

0,0

2,5

4,2

6,7

[GW]

C (Schwachlast/Starkwind) auf 6,7 GW zur¨uckgefahren, in der E.ON-Region-2 sogar von 5,0 GW auf 0,0 GW. Offensichtlich k¨onnen unter solchen Umst¨anden nur noch in geringem Umfang Grundlastkraftwerke am Netz sein. Zwar u¨ bersch¨atzen die Netzbetreiber f¨ur 2012 die Starkwind-Einspeisungen deutlich, weil sie f¨ur Starkwind-Einspeisungen von knapp 90% der insgesamt in ihrer Regelzone installierten Windnennleistung ausgehen; bei volkswirtschaftlich optimiertem Netzausbau sind es nur rund 65% (Abschn. 10.3.3). Andererseits wird in 2012 noch nicht einmal die H¨alfte der f¨ur 2030 vorgesehenen Windleistung (Abschn. 7.1) am Netz sein. Schlussfolgerung: „Aus diesem Regionenmodell ist ersichtlich, dass die Zunahme von Erzeugungsanlagen, die dem Geltungsbereich des Erneuerbare-Energien¨ Gesetzes (EEG) unterliegen, zu einer signiﬁkanten Anderung der Zusammensetzung des Kraftwerksparks in den einzelnen Netzregionen f¨uhrt. Dieser Prozess ist im Netzgebiet von Vattenfall Europe Transmission bereits derzeit zu verzeichnen.“ [Vattenfall 2007i, S. 1]. Bei Fortbestand der vorrangigen Einspeisung von erneuerbarer Energie wird bis 2025 Jahr f¨ur Jahr die Zahl der Jahresstunden sinken, in denen Grundlastkraftwerke zur Deckung der Stromnachfrage beitragen k¨onnen, von derzeit u¨ ber 7.000 Stunden auf deutlich unter 5.000 Stunden. Sp¨atestens im Jahr 2025 wird f¨ur Grundlastkraftwerke also schon aus rein technischen Gr¨unden kein Bedarf mehr sein [Hohmeyer 2008]. Dar¨uber hinaus werden neue Grundlastkraftwerke, wie im folgenden Abschnitt gezeigt, schon in wenigen Jahren ihre hohen Investitionskosten in den gegen¨uber heute massiv verminderten Volllaststunden nicht mehr erwirtschaften k¨onnen.

274

12.4.2

12 Entwicklung des Kraftwerkssystems bei u¨ ber 50 GW Windleistung

Bei hoher Windenergieeinspeisung neue Grundlastkraftwerke nicht mehr wirtschaftlich betreibbar

Eine g¨angige Methode zur Beantwortung der Frage, ob eine Investition vorteilhaft ist, ist der Vergleich von durchschnittlichen Produktionskosten mit den erzielten Erl¨osen. Die Produktionskosten bestehen zum einen aus anteiligen Investitionskosten, zum anderen aus Brennstoff- und Betriebskosten. Typische Werte f¨ur ein Steinkohlekraftwerk lagen noch bis 2006 zwischen 1.000 €/kW und 1.200 €/kW. In 2008 ist es durch die große Nachfrage, aber auch die stark gestiegenen Stahlpreise dem Vernehmen nach f¨ur neue Vertr¨age zu Preissteigerungen von bis zu 40% gekommen. Ein erdgasbefeuertes Gas- und Dampfkraftwerk (GuD) kostete 2006 noch 500 €/kW bis 600 €/kW. Auch hier werden Preiserh¨ohungen von 25% berichtet [Hamburg-Moorburg 2007, S. 36]. Die ﬁxen Kosten (im Wesentlichen Kapitalkosten) eines Kohlekraftwerks sind also etwa doppelt so hoch wie die eines Gaskraftwerks, die variablen Kosten dagegen deutlich niedriger, solange nur die Brennstoffkosten ber¨ucksichtigt werden, also Kohlepreis pro kWh versus Gaspreis pro kWh. Die neuen Gas- und Dampfturbinen mit ihrem hohen Umwandlungswirkungsgrad verringern die hohen Brennstoffkosten von gasgefeuerten Kraftwerken. Seit Einf¨uhrung des EU-Emissionshandels kommt jedoch eine weitere Komponente hinzu: Treibhausgas-Emissionen haben inzwischen ihren Preis. Wird das Kraftwerk nicht betrieben, k¨onnen die Emissionsrechte am CO2 -Markt ver¨außert werden, auch wenn sie kostenlos zugeteilt wurden. Wenn das Kraftwerk l¨auft, werden diese potenziellen Erl¨ose nicht realisiert und m¨ussen als Opportunit¨atskosten betrachtet werden. Der Betreiber wird sein Kraftwerk daher nur in solchen Zeitabschnitten betreiben, in denen er an der Stromb¨orse neben den Brennstoffkosten auch die vollen CO2 -Kosten erl¨ost. Die Stromgestehungskosten m¨ussen also nun um die CO2 -Kosten erh¨oht werden, die bei Kohle gut doppelt so hoch sind wie bei Gas. Nach neueren Untersuchungen kann ein Kohlekraftwerk unter diesen Umst¨anden seine Investitionskosten nur dann wieder erwirtschaften, wenn es mindestens 6.000 Volllaststunden genutzt werden kann [Hamburg-Moorburg 2007; Kiel 2008a, b]. Bezeichnenderweise werden in den zitierten Studien keine Berechnungen f¨ur deutlich unter 6.000 Volllaststunden durchgef¨uhrt, weil man ganz automatisch von einer sehr hohen Auslastung ausgeht. Wenn aber, wie in den beiden letzten Abschnitten deutlich gemacht, die Einspeisung von Windenergie, von anderen erneuerbaren Energien sowie von Kraft-W¨arme-Kopplung eine Nutzung von Grundlastkraftwerken in immer weniger F¨allen erlaubt, so sinken deren Volllaststunden weit unter 5.000 ab. Diese Situation wird voraussichtlich schon um 2020 eintreten, wenn die in 2008 geplanten und fr¨uhestens in 2012/2015 in Betrieb gehenden neuen Grundlastkraftwerke bei Realisierung gerade einige wenige Jahre in Betrieb w¨aren. Damit sind solche neuen Grundlastkraftwerke nicht mehr wirtschaftlich betreibbar, weil sie ihre Zins- und Tilgungszahlungen nicht mehr erwirtschaften k¨onnen. Nur voll abgeschriebene a¨ ltere Kraftwerke und im Neubau v. a. in der Investition sehr viel

Literatur

275

g¨unstigere gasbefeuerte Gas- und Dampfkraftwerke zum Mittellastausgleich und Gasturbinen und Speicher zum Spitzenlastausgleich sind also auf der Seite der konventionellen Stromerzeugung noch wirtschaftlich betreibbar. Der ordnungspolitische Rahmen ist durch nationales Recht (EEG, KWK-Gesetz, Atomausstiegsgesetz usw.) und durch europ¨aisches Recht (Stromrichtlinie, Efﬁzienzrichtlinie, CO2 -Zertiﬁkatehandel usw.) gesetzt und wird weiterentwickelt. Derzeit zeichnet sich trotz aller Einzelkonﬂikte als Haupttendenz ab, dass dieser ordnungspolitische Rahmen den skizzierten Umbau des gesamten Systems der Stromerzeugung und -verteilung auf Grund der Marktmechanismen und Marktkr¨afte zielf¨uhrend vorantreibt. Zumindest im Stromsektor sind damit ohne Einsatz von Kernenergie und mit deutlich geringerer Nutzung der Kohlekraftwerke die Vorgaben von Klimaschutz und verringerter Abh¨angigkeit von fossilen Rohstoffen erreichbar.

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Liste der Tabellen

Tab. 3.1

Tab. 4.1

Windgeschwindigkeiten an der K¨uste und im Binnenland – Weibull-Parameter f¨ur 2004/2005 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

42

Investitions- und Vollkosten von Erdkabeln als Vielfaches der Kosten von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

81

Tab. 5.1

Entwicklung der durchschnittlichen EEG-Verg¨utung 2000–2006 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

Tab. 5.2

Entwicklung des EEG-Verg¨utungsvolumens 2000–2006 . . . . . . 102

Tab. 5.3

Entwicklung der EEG-Differenzkosten 2000–2006 . . . . . . . . . . . 103

Tab. 7.1

Ausbauplanung der Bundesregierung f¨ur Windenergieanlagen bis 2030 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

Tab. 7.2

Windenergieproduktion und Anteil am Stromverbrauch in den einzelnen Bundesl¨andern 2006 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139

Tab. 7.3

Genehmigte Offshore-Windparks – Nordsee . . . . . . . . . . . . . . . . 145

Tab. 7.4

Genehmigte Offshore-Windparks – Ostsee . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146

Tab. 7.5

Installierte Windkraftwerksleistung in Europa 2005 und 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149

Tab. 7.6

Weltweit installierte Windkraftwerksleistung nach Regionen 2005 und 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151

Tab. 8.1

Bewertung von Nutzen und Kosten der Windenergie . . . . . . . . . . 161

Tab. 9.1

Die gr¨oßten Windenergieanlagen der Welt 2008 . . . . . . . . . . . . . 177

Tab. 9.2

Investitionskosten eines Offshore-Windparks . . . . . . . . . . . . . . . . 184 279

280

Liste der Tabellen

Tab. 9.3

Stromerzeugungskosten von Offshore-Windparks – Prognose . . 184

Tab. 9.4

Jahresenergieertrag f¨ur unterschiedlich installierte Fl¨achenleistungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190

Tab. 10.1

Kosten der Netzanbindung von Windkraftwerken . . . . . . . . . . . . 205

Tab. 10.2

Zeitliche Verteilung und Gleichzeitigkeitsfaktor der Windenergieeinspeisung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220

Tab. 10.3

Wirtschaftlich zumutbare windbedingte Netzverst¨arkung in der Vattenfall-Regelzone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222

Tab. 11.1

Installierte Leistung nach Kraftwerksarten 1997, 2002, 2007 . . . 234

Tab. 11.2

Stromerzeugung nach Kraftwerksarten 1997, 2002, 2007 . . . . . . 235

Tab. 11.3

Anteile einzelner Energietr¨ager an der installierten Leistung und an der Stromerzeugung 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235

Tab. 11.4

Außerbetriebnahme von Kernkraftwerken in Deutschland bis zum Jahr 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244

Tab. 11.5

Deckungsl¨ucke f¨ur unterschiedliche dena-Szenarien . . . . . . . . . . 245

Tab. 11.6

¨ Referenz-Szenario von Arrhenius-Institut und Oko-Institut bis 2030 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 248

Tab. 11.7

¨ Alternativ-Szenario von Arrhenius-Institut und Oko-Institut bis 2030 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 249

Tab. 11.8

Greenpeace-Studie Klimaschutz: Bedarfsdeckung in 2015 und 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 249

Tab. 11.9

Greenpeace-Studie Klimaschutz: Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2015 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250

Tab. 11.10

Greenpeace-Studie Klimaschutz: Entwicklung des Kraftwerksparks bis 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250

Tab. 12.1

Extremwerte der Windenergieeinspeisung in der E.ON-Netz-Regelzone in 2006, gemittelt u¨ ber eine Viertelstunde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267

Tab. 12.2

Last, EEG-Erzeugung und konventionelle Erzeugung in 3 Netzregionen bei Starklast/Schwachwind und bei Schwachlast/Starkwind, Prognose f¨ur 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . 273

Liste der Abbildungen

Abb. 1.1

Roh¨olpreise 1973–2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3

Abb. 1.2

Energiepreisentwicklung f¨ur Haushalte und f¨ur Industrie, OECD, preisbereinigt, 1978–2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4

Energiepreisentwicklung f¨ur Haushalte und f¨ur Industrie, Deutschland, preisbereinigt, 1983–2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5

Installierte Leistungen zur Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

15

M¨ogliche Entwicklung der gesamten Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

15

Installierte Leistungen zur regenerativen Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

16

Entwicklung der regenerativen Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

18

Abb. 2.1

Betz scher Leistungsbeiwert einer Windenergieanlage . . . . . . . . .

30

Abb. 2.2

Leistungsbeiwert von Enercon-70m/2,3MW und Enercon-82m/2MW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

31

Regelung des Leistungsbeiwerts durch Blattanstellwinkelverstellung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

33

Leistung-Geschwindigkeit-Kurven von Enercon-70m/2,3MW, Enercon-82m/2MW und Repower-126m/5MW . . . . . . . . . . . . . . .

35

Fl¨achenleistung in Abh¨angigkeit von der Windgeschwindigkeit .

36

Abb. 1.3

Abb. 1.4

Abb. 1.5

Abb. 1.6

Abb. 1.7

Abb. 2.3

Abb. 2.4

Abb. 2.5

281

282

Abb. 3.1

Liste der Abbildungen

Windgeschwindigkeiten in der Nordsee – FINO1-Forschungsplattform 2004–2005 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

41

Geschwindigkeit-Dauer-Kurve der FINO1-Forschungsplattform 2004–2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

43

Normierte Leistung-Dauer-Kurven von Einzelanlage, Windparkgruppe und deutschlandweiter Einspeisung . . . . . . . . . .

47

Fl¨achenleistung-Dauer-Kurven, berechnet f¨ur drei Regionen mit je einer anderen Windenergieanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

48

Leistung-Dauer-Kurven der Windenergieeinspeisung – Beispiel: Vattenfall-Regelzone 2005–2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

48

Abb. 3.6

Fl¨achenleistung-Dauer-Kurve – schematisch . . . . . . . . . . . . . . . . .

49

Abb. 3.7

Leistung-Dauer-Kurven der Windenergieeinspeisung – Beispiel: simulierte Einspeisung einer Repower-126m/5MW am FINO1-Standort 2004–2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

51

Zeitlicher Verlauf der Leistung einer Einzelanlage und einer Windparkgruppe an der K¨uste an 10 Starkwindtagen . . . . . . . . . .

53

St¨undliche Mittelwerte aller deutschen Windenergieanlagen – Beispiel: Mai 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

54

Tagesmittelwerte aller deutschen Windenergieanlagen – Beispiel: Januar–Juni 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

55

Abb. 3.11

Windenergieproduktion pro Monat in Deutschland 2006–2008 . .

55

Abb. 4.1

Stromnetz in Th¨uringen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

63

Abb. 4.2

Leitertemperatur in Abh¨angigkeit der Strombelastung f¨ur vier verschiedene Varianten der Umgebungsbedingungen . . . . . . . . . .

69

Reduzierung der Einspeisebeschr¨ankung f¨ur Windenergie durch Freileitungsmonitoring – Schema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

71

Abb. 4.4

Lage und Trassenverlauf des Offshore-Clusters Borkum 2 . . . . . .

83

Abb. 4.5

Netzanbindung f¨ur den Offshore-Cluster Borkum 2 . . . . . . . . . . .

84

Abb. 4.6

Europ¨aisches Offshore-Supergrid – voller Ausbau . . . . . . . . . . . . .

85

Abb. 5.1

Wirkungsweise des B¨orsenpreis-Senkungseffekts . . . . . . . . . . . . . 104

Abb. 3.2

Abb. 3.3

Abb. 3.4

Abb. 3.5

Abb. 3.8

Abb. 3.9

Abb. 3.10

Abb. 4.3

Liste der Abbildungen

283

Abb. 6.1

Ablauf des Genehmigungsverfahrens f¨ur Windenergieanlagen gem¨aß Bundesimmissionsschutzgesetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

Abb. 6.2

Eignungsgebiete in der Nordsee . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123

Abb. 6.3

Eignungsgebiete in der Ostsee . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123

Abb. 6.4

Bestandsentwicklung der Windenergieanlagen in Schleswig-Holstein . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128

Abb. 7.1

Prognose der insgesamt installierten Windleistung in Deutschland bis 2030 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

Abb. 7.2

Windenergie in den deutschen Bundesl¨andern 2007 . . . . . . . . . . . 138

Abb. 7.3

Anteil der Windenergie am Nettostromverbrauch in den deutschen Bundesl¨andern 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140

Abb. 7.4

Genehmigte Offshore-Windparks – Nordsee . . . . . . . . . . . . . . . . . 144

Abb. 7.5

Genehmigte Offshore-Projekte – Ostsee . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146

Abb. 7.6

Insgesamt in EU-27-L¨andern installierte Windleistung 2007–2030 150

Abb. 7.7

J¨ahrlich netto in EU-27-L¨andern installierte Windleistung 2007–2030 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150

Abb. 7.8

Windenergieproduktion in EU-27-L¨andern 2007–2030 . . . . . . . . . 150

Abb. 7.9

Weltweit installierte Windleistung und j¨ahrlicher Zubau 2000–2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152

Abb. 8.1

Externe Kosten der Stromerzeugung f¨ur verschiedene Stromerzeugungsoptionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158

Abb. 8.2

Vermiedene Kosten konventioneller Stromerzeugung . . . . . . . . . . 159

Abb. 8.3

Nutzen und Kosten als Funktion des Kapitaleinsatzes . . . . . . . . . . 166

Abb. 8.4

Erstellung einer Dauer-Leistung-Kurve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

Abb. 8.5

Herleitung der Grenznutzen-Leistung-Kurve aus einer Dauer-Leistung-Kurve – schematisch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171

Abb. 9.1

Entwicklung von Rotordurchmesser und installierter Leistung seit 1980 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176

284

Liste der Abbildungen

Abb. 9.2

Durchschnittlich pro Windenergieanlage installierte Leistung 1987–2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177

Abb. 9.3

Installierte Rotordurchmesser 1987–2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178

Abb. 9.4

Kostenstruktur f¨ur Herstellung und Montage einer 1,2-MW-Windenergieanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180

Abb. 9.5

Struktur der Investitionsnebenkosten einer Windenergieanlage . . 180

Abb. 9.6

Struktur der Betriebskosten einer Windenergieanlage . . . . . . . . . . 181

Abb. 9.7

Speziﬁsche Nennleistungen von Windenergieanlagen . . . . . . . . . . 189

Abb. 9.8

Dauer-Leistung-Kurven f¨ur einen K¨ustenstandort mit unterschiedlichen Windenergieanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189

Abb. 10.1

Bestimmung des wirtschaftlich zumutbaren Netzausbaus . . . . . . . 207

Abb. 10.2

Wirtschaftlich zumutbarer Netzausbau von k¨ustennahen Windparks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209

Abb. 10.3

Grenznutzen-Leistung-Kurve einer einzelnen Windenergieanlage am Offshore-Standort FINO1 bei 100% technischer Verf¨ugbarkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215

Abb. 10.4

Grenznutzen-Leistung-Kurve eines Windparks am Offshore-Standort FINO1 bei 100% technischer Verf¨ugbarkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217

Abb. 10.5

Wirtschaftlich zumutbare Netzanbindung f¨ur einen Windpark am Offshore-Standort FINO1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218

Abb. 10.6

Wirtschaftlich zumutbarer windbedingter Netzausbau . . . . . . . . . . 221

Abb. 11.1

Tagesgang der Stromnachfrage – Beispiel E.ON-Netz-Regelzone 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232

Abb. 11.2

Jahresgang der Stromnachfrage – Beispiel E.ON-Netz-Regelzone 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233

Abb. 11.3

Preisbildungsmechanismus an der Stromb¨orse . . . . . . . . . . . . . . . . 240

Abb. 11.4

Installierte Leistungen zur Stromerzeugung in Deutschland bis 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243

Liste der Abbildungen

285

Abb. 11.5 Außerbetriebnahmen von fossilen Kraftwerken in Deutschland bis zum Jahr 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 246 Abb. 12.1

Windenergieeinspeisung pro Netzh¨ochstlast in der E.ON-Netz-Regelzone in 2006, gemittelt u¨ ber 1 Stunde . . . . . . . . 266

Abb. 12.2

Windenergieeinspeisung und Stromnachfrage in der E.ON-NetzRegelzone am Extremtag 14. Januar 2007, viertelst¨undliche Werte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267

Abb. 12.3

Tagesgang der Stromnachfrage und ihre Deckung ohne und mit Windenergie – schematisch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268

Abb. 12.4

Jahresgang der Stromnachfrage und der Windenergieproduktion . 269

Abb. 12.5

Tagesgang der Stromnachfrage und ihre Deckung ohne und mit Windenergie in der E.ON-Netz-Regelzone, durchschnittliche Tagesleistung, Januar–Juni 2008 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270

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Liste der K¨asten

Kasten 2.1

Mathematische Beschreibung der Str¨omungen in einem rotierenden Bezugssystem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

25

Kasten 2.2

Klimamodelle und Chaostheorie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

26

Kasten 3.1

Ermittlung der Leistung-Dauer-Kurve bestehender Windenergieanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

45

Kasten 3.2

Numerische Berechnung der Fl¨achenleistung-Dauer-Kurve . . .

45

Kasten 4.1

¨ Beispiel zur Ubertragung von Windenergie bei Starkwind . . . .

65

Kasten 5.1

St¨urme wirbeln Stromm¨arkte durcheinander . . . . . . . . . . . . . . . 108

Kasten 8.1

Deﬁnitionen und Rechenschritte f¨ur die Optimierung . . . . . . . . 163

Kasten 8.2

Mathematische Herleitung der Grenznutzenfunktion . . . . . . . . 172

Kasten 9.1

Verg¨utungssummen und WindenergieanlagenInvestitionskosten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186

Kasten 12.1

Schwankungen des nat¨urlichen Windenergieangebots und Maßnahmen zum Ausgleich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259

287

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Sachverzeichnis

110-kV-Leitung Breklum-Flensburg, 67 wirtschaftliche Aspekte, 80 380-kV-Fernleitung Grenzkosten versus Grenznutzen, 220

Breklum-Flensburg, 125 Brennstoffkosten, 159 Bundesamt f¨ur Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH), 119 Bundesimmissionsschutzgesetz, 115, 131

A Abstandsberechnungen, 118 Annuisierungsfaktor, 204 Arrhenius-Institut, 247 Asynchrongeneratoren, 155 Atomausstieg, 244 Aufwindkraftwerke, 9 ausschließliche Wirtschaftszone, 119 Außenbereich Errichtung von Windenergieanlagen, 114 Außerbetriebnahme von fossilen Bestandskraftwerken, 246

C Chaostheorie, 26 Corioliskraft, 25

B Barwert, 187 Batteriekapazit¨at Toyota Prius, 264 Batteriespeicher, 258 Baugesetzbuch, 114 Betz, 29 Bewegungsenergie, 28 Biogas, 272 Biogaserzeugung, 8 Bipolarkabel, 78 Blindleistung induktiv, kapazitiv, 32 B¨orsenpreis, 103 Senkungseffekt, 103 B¨orsenpreise Senkung durch Windenergie, 109 Braunkohlekraftwerk, 237

D Dauer-Leistung-Kurve, 170 Erstellung, 168 Dauerwechselbelastung, 190 Deckungsbeitrag, 241 Degressionsregelung, 100 dena Kurzanalyse, 245 Netzstudie I, 223 Netzstudie II, 224 Deutsche Umwelthilfe, 245 Deutschland-Netz-AG, 196 DIN EN 50182, 68 Drehstromtechnik, 78 E E.ON-Netz-Regelzone Windenergieeinspeisung, 266 EEG Abgeltung des volkswirtschaftlichen Nutzens, 162 ¨ Anderungen 2008, 104 Beihilfe, 96 bundesweite Ausgleichsregelung, 101 Differenzkosten, 102 durchschnittliche Verg¨utung, 101 Erfahrungsbericht, 101 289

290 EEG (Fortsetzung) H¨arteausgleich, 101 Kernelemente, 95 Kosten, 103 Mindestverg¨utung, 167 ¨ Ubergang zur Stromb¨orse, 108 Umlage, 102 Verg¨utung offshore, 105 Verg¨utung onshore, 105 Verg¨utungssumme und WEA-Investitionskosten, 186 Verg¨utungsvolumen, 101 Efﬁzienzsteigerung, 7 Eigenvermarktung, 106 Eignungsﬂ¨achen, 114, 129 Eignungsgebiete, 115, 117, 122 Repowering, 118 Einspeiseengp¨asse Schleswig-Holstein, 66 Einspeisemanagement ausgesperrte Windenergie, 223 elektrische Energie Angebotsschwankung, 256 elektromagnetische Felder, 79 Elektromobilit¨at, 263 Emissionshandel, 274 System, 247 Energie- und Klimaschutzprogramm, 242 Energieleitungsausbaugesetz, 127 Pilotprojekte Erdkabel, 127 Energiepreisanstieg, 3 Energiepreisentwicklung Deutschland, 5 OECD, 4 Energiesystem Transformation, 93 Umbau, 94 Energie¨ubertragung Probleme, 59 Energiewirtschaftsgesetz, 58 Erdkabel, 125 110 kV, 76 Blindstrom, 77 Grenzl¨ange, 77 Grenzstrom, 77 ¨ Uberspannungsschutz, 77 Erdrotation, 24 erneuerbare Energien Marktvolumen, 14 Erneuerbare-Energien-Gesetz 2000, 99 Erneuerbare-Energien-Gesetz 2004, 100

Sachverzeichnis Erw¨armung und Austrocknung des Bodens, 79 Erzeugungsmanagement, 192, 200, 261 ausgesperrte Energie, 261 Verg¨utung nicht einspeisbarer Energie, 67 Erzeugungsmonopol, 95, 241 Erzeugungsspitzen dynamische Begrenzung, 200 EU-Kommission Beschleunigung des Einsatzes von Erdkabeln, 80 EU-Richtlinien, 58 externe Effekte der Stromerzeugung, 158 externe Kosten, 94 Internalisierung, 97 Reinternalisierung, 94 Vermeidung, 159 F Falk, vii Fernleitungen, 208 Richtgr¨oßen f¨ur den windbedingten Ausbau, 222 Fern¨ubertragung Kosten, 204 FINO1 Forschungsplattform, 142 Jahresdurchschnittswindgeschwindigkeiten, 43 Messplattform, 40 Fixkosten, 241 Fl¨achenbegrenzung, 130 Fl¨achenleistung pro Monat in Deutschland 2006-2008, 55 speziﬁsch, 36, 155 Fl¨achenleistung-Dauer-Kurve, 45 fossile Energietr¨ager Probleme, 2 Fotovoltaische Stromerzeugung, 8 Freileitung versus Erdkabel 110-kV, 75 Freileitungsmonitoring, 68 380-kV-Leitungen, 72 Reduzierung der Einspeisebeschr¨ankung f¨ur Windenergie, 70 sicherheitstechnische und wirtschaftliche Vorteile, 71 G Generatornennleistung, 191 maximal, 163 Geothermie, 9

Sachverzeichnis Geschwindigkeit-Dauer-Kurve, 44 Gleichstromkabel, 78 Goldisthal, 257 Gondelgewicht, 190 Greenpeace, 247 Grenzkosten, 163, 165 Grenznutzen, 163, 165 Grenznutzen-Leistung-Kurve Beispiel, 207 Bestimmung, 203 Grenznutzenfunktion, 170 Herleitung , 172 GROWIAN, vi, 113, 147 Grundlast, 236 Grundlastkraftwerke, 273 Bedarf, 266, 271 Stromerzeugung, 244 GuD-Kraftwerk, 237 H H¨arteklausel, 99 Hochspannungsnetz, 236 ¨ H¨ochstspannungs-Gleichstrom-Ubertragung ¨ 78, 85 (HGU), H¨ochstspannungsnetz, 236 (n-1)-sichere Auslegung, 74 Hochtemperaturseile, 73 Abtransport von Windenergie, 74 I Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz, 125 installierte Nennleistung Anteil einzelner Energietr¨ager, 234 Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), 6 Investitions- und Standortentscheidungen, 137 K Kernenergie, 9 Kernkraftwerk, 237 Laufzeitverl¨angerung, 246 Kernverschmelzung, 10 Plasmaeinschluss, 10 Klimamodell, 26 Klimaproblem L¨osungsvorschl¨age, 6, 7 klimasch¨adliche Treibhausgase Reduzierung, 13

291 Klimaschutz nationales Energiekonzept von Greenpeace, 248 Klimaschutzziel, 251 Klimawandel, 2, 94 Kohlekraftwerk ﬁxe Kosten, 274 Investitionskosten, 274 Kohlendioxid-Emissionen Halbierung, 7 R¨uckhaltung/Sequestrierung, 11 Kondensationsstromanteil, 16 Konzentrationswirkung, 121 Konzessionsvertr¨age, 58 Kosten von Freileitung und Erdkabel, 80 Kostenkurve, 165 Kostenumlegung, 197 Kostenvergleich, 159 Kraftwerke wirtschaftlich betreibbar, 275 Kraftwerksbestand in Deutschland 1997, 2002, 2007, 234 Kraftwerkseinsatzplanung, 239 Kraftwerksreserven, 256 Kraftwerkssystem Strukturver¨anderungen, 229 Umbau, 242 Versorgungssicherheit, 247

L Landschaftsbeeintr¨achtigungen, 79 Leistung-Dauer-Kurve, 45, 170 Einzelanlage, Windparkgruppe und deutschlandweite Einspeisung, 46 Vattenfall-Regelzone 2005–2007, 48 Leistungsbeiwert, 30 Regelung, 32 Leistungsbeschr¨ankungen zumutbare, 202 Leistungsregelung, 155 Leitlinien f¨ur transeurop¨aische Energienetze, 126 Leitstudie 2008, 243 Leitungsneubau, 197 Leitungsprojekte Schleswig-Holstein, 132 Liberalisierung der Stromm¨arkte, 239 Lithium-Ionen-Batterie, 258 Luftspeicher-Gasturbine, 258

292 M Mehrkosten von Erdkabell¨osungen 20-km-K¨ustenbereich, 125 Merit Order, 240 Mittellast, 238 Mittelspannungsnetz, 236 Monetarisierung des Nutzens, 167 Monitoring-Bericht zur Versorgungssicherheit, 244

N Nabenh¨ohe, 155 Nachfrageschwankungen, 265 Nachfragesteuerung, 262 nachwachsende Treibstoffe, 8 Nettoertrag, 165 Netzanbindung Fallgruppen, 195 gesamtwirtschaftliche Kriterien, 196 Investitionskosten, 201 Kosten, 204 Pareto-Optimum, 202 Netzanschlussregeln, 37 Netzausbau Bestimmung des volkswirtschaftlichen Optimums, 204 EEG-Einschr¨ankung, 198 Grenzkostenband, 221 Grenznutzenkurve, 221 Richtwerte, 202 wirtschaftliche Zumutbarkeit, 198 Netzfrequenz, 256 Netzh¨ochstlast 2007, 234 Netzintegration europaweit, 86 Netznutzungsentgelte, 197 Netzoptimierung, 68 Leitungsmonitoring, 197 Netzschwachlast 2007, 234 Netzverst¨arkung, 68 Hochtemperaturleiterseile, 197 Netzverst¨arkung versus Netzneubau Kostenvergleich, 75 Neubau von Leitungen, 68 Nieders¨achsisches Erdkabelgesetz, 125 Niederspannungsnetz, 236 Nutzen der Windenergie, 161 Nutzenkurve, 165

Sachverzeichnis O Offshore Standarduntersuchungskonzept, 122 Supergrid, 84 Offshore-Netzanbindung einzelwirtschaftliche Kosten, 212 Offshore-Testfeld Alpha-Ventus, 142 Offshore-Windenergie, 140 Stromerzeugungskosten, 183 Genehmigungsverfahren, 141 Investitionskosten, 183 Nationale Maritime Konferenzen, 143 Planfeststellungsverfahren, 121 Probleme, 146 Schleswig-Holstein, 131 St¨andiger Ausschuss, 121, 141 Zielger¨ust der Bundesregierung, 137 Offshore-Windenergieanlagen, 156 Errichtung und Montage, 148 Fundamente, 147 Wartung, 148 Offshore-Windpark, 144 Bestimmung der Grenznutzenkurve, 214 Genehmigungsverfahren, 119 GenehmigungsverfahrenNebenbestimmungen, 120 Gesamtleistung aller genehmigten Projekte, 145 Grenznutzen-Leistung-Kurve, 215 Netzanbindung, 81, 208 Richtgr¨oßen f¨ur die Netzanbindung, 217 Status, 144 Technik der Netzanbindung, 82 Umsetzung in Deutschland, 144 ¨ Oko-Institut, 247 ¨ und Gaskraftwerke, 238 OlOnshore-Windpark 110-kV-Anbindung, 208 Netzanschlusskosten, 191 Richtgr¨oßen f¨ur die Netzanbindung, 210 Opportunit¨atskosten, 274 Optimierung Grundprinzipien, 163 Optimum des Ertrags, 165 ownership unbundling, 58 P Pareto-Optimum, 163 Paschedag, vii

Sachverzeichnis Pitch-control, 155 Planung Beschleunigung, 124 Erlass, 117 Fl¨achenoptimierung, 117 Kriterien, 117 ppm, 6 Privilegierungstatbestand, 114 Pumpspeicher, 238, 257 R Regel- und Reserveenergie, 38, 53 Bereitstellung durch Windenergieanlagen, 261 Einsatz, 265 Elektromobilit¨at, 264 Hybrid-Autos, 264 regenerative Stromerzeugung in Deutschland installierte Leistungen, 16 Menge, 17 Regionalnetzbetreiber, 197 Repowering, 130 Grenzen, 117 Optimierung, 188 Umsetzung, 130 Repowering und 110-kV-Netzausbau, 210 Reserveenergie, 259 Restnachfrage, 269, 270 Rotordurchmesser, 155 maximal, 163 S Schleswig-Holstein Ausbau der Windenergie, 127 Sommerschwachlast, 272 Sonnenenergie Ursache aller Winde, 23 soziale Kosten, 94 Monetarisierung, 161 Speicher f¨ur elektrische Energie, 257 Investitionskosten, 265 Spitzenlast, 238 Spotmarktpreise, 106 Steinkohlekraftwerk, 237 Stromb¨orse, 239 Stromeinspeisungsgesetz 1991, 98 Stromerzeugung in Deutschland installierte Kraftwerksleistungen, 14 Menge, 15 Stromhandelsvertr¨age, 239

293 Stroml¨ucke, 245 Stromnachfrage E.ON-Netz-Regelzone, 232 Jahresgang, 231 Schwankungen, 256 Tagesgang, 231, 234, 267, 268 Tagesmaxima, 232 Tagesminima, 232 Wochengang, 231 Stromnachfrage minus Wind, 271 Stromnetz Aufgaben, 60 Interessengruppierungen, 60 Strompreis Bestimmung an der Stromb¨orse, 240

T Temperaturmonitoring, 70 380-kV-Leitungen, 72 thermisches Kraftwerk An- und Abfahrvorg¨ange, 237 Kaltstart, 237 Warmstart, 237 Tiefdruckgebiet, 25 transeurop¨aische Netze, 59 Turmh¨ohe maximal, 163

U ¨ Uberinvestitionen, 202 ¨ Ubertragungsleistung volkswirtschaftliche Optimierung, 197 Erh¨ohung, 68, 197 Vergr¨oßerung im 110-kV-Netz, 66 ¨ Ubertragungsnetzbetreiber, 272 ¨ Ubertragungsnetze Betreiber, 196 UCTE-Verbundnetz, 84, 86 Umweltbelastung Erdkabel im Vergleich zu Freileitungen, 79 V Vattenfall-Regelzone Leistung-Dauer-Kurve, 219 Verbrauchsschwankungen, 238 Verbundnetz, 236 Regelzonen, 236 Verbundsystem, 257

294 Vermarktung des EEG-Stroms ¨ durch Ubertragungsnetzbetreiber, 107 durch Windm¨uller, 106 Versorgungsgebiete Demarkationsvertr¨age, 58 geschlossene, 58 Versorgungssicherheit, 61 (n-1)-Kriterium, 62 Abtransport von Windstrom, 64 Anbindung der Windparks, 65 Entsorgungsleitungen, 64 Stichleitung, 62 vermaschtes System, 62 vertikale Netzlast, 232 Verursacherprinzip, 96 Vielpolgeneratoren, 155 virtuelles Kraftwerk, 263 volkswirtschaftlich zumutbarer Ausbau des H¨ochstspannungsnetzes, 173 Volllaststunden, 49 Binnenstandort, 50 K¨ustenstandort, 50 tats¨achlich, 50 theoretisch, 50 Volllaststundenzahl offshore, 238 onshore Binnenstandorte, 238 onshore K¨ustenstandorte, 238 Vorrangﬂ¨achen f¨ur die Windenergienutzung, 114 Vorranggebiet, 124 W Wasser- und Schifffahrtsdirektion (WSD), 142 Wasserkraftwerk, 238 Wattenmeer, 141 Weibull Dichte, 41, 46 Verteilung, 42 Wind geostroﬁsch, 25 Windenergie Ausbauplanung der deutschen Bundesregierung bis 2030, 135 einzelwirtschaftliche Kosten, 160 Genehmigungsverfahren, 115 Gesamtpotenzial, 135 Grenznutzen-Leistung-Kurve, 172 installierte Leistung in Deutschland, 137 installierte Leistung nach Bundesl¨andern, 138

Sachverzeichnis Kosten, 160 Kosten f¨ur eine windbedingte Erh¨ohung der ¨ Ubertragungskapazit¨ at, 160 Kosten f¨ur Regel- und Reserveenergie, 160 Nutzen, 158 Rechtsrahmen, 132 regionalwirtschaftliche Effekte, 128 Schwankungen, 256, 259 Schwankungen, Ausgleich, 260 Stromerzeugungskosten 2006, 181 Stromerzeugungskosten nach 2006, 182 Stromgestehungskosten, 179 Struktur der Betriebskosten, 180 vermiedene externe Kosten, 161 volkswirtschaftlicher Gesamtnutzen, 170 volkswirtschaftlicher Nutzen, 162, 168 zu bevorzugende Standorte, 27 Windenergie in Europa, 149 j¨ahrliche Stromproduktion 2007–2030, 150 netto j¨ahrlich installierte Windleistung 2007–2030, 149 Windenergie weltweit installierte Leistung 2005 und 2007, 151 installierte Leistung bis 2010, 151 Windenergieangebot Schwankungen, 259 Windenergieanlage Abschaltgeschwindigkeit, 34 Abschattung, 216 Anlaufgeschwindigkeit, 34 Betriebszust¨ande, 34, 35 Einzelanlage, 53 einzelwirtschaftliche Kosten, 179 Fl¨achendichte, 28 Fl¨achenleistung, 176 Generatornennleistung, 176 Generatortypen, 37 Gesamtwirkungsgrad, 31 Jahresenergieproduktion, 49 j¨ahrlicher Energieertrag, 176 Leistungsschwankungen, 28 Nennwindgeschwindigkeit, 34 Pitch-Regelung, 34 Regelung, 37 Rotordurchmesser, 176, 177 Struktur der Investitionskosten, 179 technisch-wirtschaftlich optimale Auslegung, 175 technische Verf¨ugbarkeit, 52, 216 Turmh¨ohe, 176 ¨ Uberlastung, 32

Sachverzeichnis Umwandlungswirkungsgrad, 29 Windpark, 53 wirtschaftlich optimale Auslegung, 163 zeitversetzte Produktion, 216 Windenergieausbau Optimierung der installierten Leistung pro Rotorﬂ¨ache, 188 Optimierung statt Maximierung, 187 Windenergieproduktion Durchmischung, 219 pro Monat in Deutschland 2006–2008, 55 Schwankungen, 54 Tagesgang, 268 Windenergieprognose, 260 Genauigkeit, 239 Windﬂauten großr¨aumig, 28 Windgeschwindigkeit Geschwindigkeit-Dauer-Kurve, 42 H¨auﬁgkeitsdichte, 40 Schwankungen, 40, 52

295 Windleistungsspitzen Verringerung, 192 Windpark Abschattung, 190 optimale technische Auslegung, 173 Windstr¨omung, 28 chaotisch, 24 station¨ar, 24 Windverh¨altnisse Prognose, 27 Winterstarklast, 272 wirtschaftliche Optimierung, 156 wirtschaftliche Zumutbarkeit Faustregeln, 201, 213 gesetzlicher Vorbehalt, 212 Vorbehalt, 160 Z Zerst¨orung des Lebensraums von Menschen, Tieren und Pﬂanzen, 159