Die LEADER-Region Westlausitz, die aus 12 Städten und Gemeinden besteht, hatte bereits in ihrem Integrierten Ländlichen Entwicklungskonzept (ILEK) aus dem Jahr 2007 die Entwicklung zur „Energieautarken Region Westlausitz“ als eines der Leitprojekte festgelegt. Mit dem Projekt verfolgte die Region das Ziel, rein rechnerisch genauso viel Energie regional zu erzeugen wie übers Jahr von der Region verbraucht wird (vorrangig in den Bereichen Wärme und Strom). Mit der Umsetzung des Leitprojektes sollte der Region zudem ein Image verliehen werden, mit dem sich die Einwohner identifizieren konnten und welches durch diese mit getragen wird.

Im Rahmen dieses Leitprojektes wurden in der Westlausitz zwei sächsische Pilotprojekte umgesetzt. 

Auch in der aktuellen LEADER-Entwicklungsstrategie für die Region spielt der Bereich der intelligenten und nachhaltigen Nutzung von Energie eine wichtige Rolle. So wird das kommunale Energiemanagement in den Städten und Gemeinden auch nach Projektende fortgesetzt.

Auf unserer Energie-Homepage informieren wir über den Prozess und Erfahrungen aus dem Projekt.

Energie-News

Gute Nacht Klimaschutz? EU plant nur 80 Milliarden Euro


Droht Europa eine Klimaschutzlücke? Laut einer Analyse im Auftrag der Denkfabrik Agora Energiewende liegen kurz vor der Sondertagung des Europäischen Rates zum EU-Haushalt für die kommenden sieben Jahre die Klimaschutzversprechungen von Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen und die Vorschläge der Kommission zum EU-Haushalt weit auseinander. Nur 80 Milliarden Euro seien in dem Kommissionsvorschlag ausdrücklich für Klimaschutzmaßnahmen vorgesehen, kritisiert Agora. Das entspreche gerade einmal drei Prozent des Investitionsbedarfs von insgesamt 2,4 Billionen Euro in den Sektoren Gebäude, Verkehr, Strom und Industrie, den Agora zum Erreichen der derzeitigen europäischen Klimazielen ermittelt hat. Selbst im optimistischsten Fall, wenn weitere 595 Milliarden Euro aus anderen EU-Töpfen von den Mitgliedsstaaten für Klimaschutzmaßnahmen abgerufen werden, wären immer noch weniger als ein Drittel des gesamten Investitionsbedarfs gedeckt.

„Der Wiederaufbau der Wirtschaft und der Klimaschutz müssen Hand in Hand gehen, um die geplante Erhöhung der europäischen Klimaziele bis 2030 zu ermöglichen“, sagt Matthias Buck, Leiter Europäische Energiepolitik bei Agora Energiewende. „In dem Vorschlag der EU-Kommission ist es den Mitgliedstaaten weitestgehend selbst überlassen, ob sie EU-Gelder in den kommenden Jahren für Klimaschutzmaßnahmen verwenden. Damit riskiert die EU Fehlinvestitionen und verpasst die Weichenstellung in Richtung Klimaneutralität.“

2,4 Billionen Euro reichen nur für das aktuelle Klimaschutzziel

Der ermittelte Investitionsbedarf von 2,4 Billionen Euro berücksichtigt die Klimaschutzausgaben, die bis 2027 beispielsweise für den Anschub der energetischen Gebäudesanierung, den Ausbau des europäischen Bahnstreckennetzes und der Ladeinfrastruktur für Elektroautos, für das Hochfahren der Wasserstoffindustrie und für die klimaneutrale Umstellung europäischer Fabriken notwendig wären - also für Investitionen in klimafreundliche Technologien, die politische Unterstützung brauchen, um sich EU-weit etablieren zu können. Dieser Investitionsbedarf ist laut Agora Energiewende auf der Grundlage der aktuellen Energie- und Klimaziele für 2030 berechnet worden. Nach dem Brexit müssen die verbleibenden 27 Mitgliedsstaaten ihre Treibhausgasemissionen bis 2030 um rund 44 Prozent gegenüber 1990 reduzieren. Die Investitionslücke fällt entsprechend höher aus, wenn die EU ihr Treibhausgasminderungsziel auf minus 55 Prozent oder mehr anhebt.

Agora fordert höheren Haushaltsanteil für den Klimaschutz

„Wir brauchen kein höheres EU-Budget, aber der Anteil, der daraus in den Klimaschutz fließt, muss wachsen“, sagt Buck. Statt der 25 Prozent, die die Kommission aus den neuen EU-Budgets für Klimaschutzinvestitionen vorgesehen hat, schlägt Agora die Erhöhung des Klimaanteils auf 40 Prozent vor. „Schließlich muss der Investitionsbedarf, der nicht durch EU-Gelder gedeckt wird, entweder durch nationale Mittel oder durch eine Verschärfung der gesetzlichen Anforderungen ausgeglichen werden. Wird der EU-Haushalt wie von der Kommission vorgeschlagen beschlossen, besteht ein sehr hohes Risiko, die EU-Klimapolitik und den Erfolg des europäischen Green Deal zu gefährden.“

Negativliste für klimaschädliche Projekte

Zudem schlägt Agora die Einführung einer Negativliste vor, mit der sichergestellt werden soll, dass mit EU-Geldern keine klimaschädlichen Projekte mehr gefördert werden. „Das Geld, das wir heute in die Wirtschaft stecken, prägt den Klimaschutz von morgen. Ein Hochofen, der jetzt gebaut wird, steht auch noch 2050. Und damit ist klar, weshalb der Klimaschutz im neuen EU-Budget mitgedacht werden muss“, sagt Buck. „Wir haben weder die Zeit noch die finanziellen Mittel, um den Wiederaufbau der europäischen Wirtschaft und die Klimakrise nacheinander zu lösen.“

Am 17. Juli befasst sich der Europäische Rat mit dem Vorschlag der EU-Kommission über den kommenden Siebenjahreshaushalt der EU und mit dem Corona-Wiederaufbauprogramm.

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Vier Tipps für eine erfolgreiche europäische Wasserstoff-Strategie


Nicole Weinhold

Die Europäische Kommission hat ihre Strategie zu Wasserstoff und einem integrierten Energiesystem verabschiedet. Gut, dass es sie gibt. Sie könnte mit einigen Anpassungen aber deutlich stärkere Wirkung erzielen.

Folgende Anpassungen wäre wichtig:

1. Erneuerbare Energien

Ein klares Bekenntnis für einen zügigen und vollständigen Umstieg auf erneuerbare Energien. Die Wasserstoff-Strategie muss mit einem beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien kombiniert werden. Der gesamte CO2-Fußabdruck von Wasserstoffprodukten muss berücksichtigt werden, sodass sich daraus der Einsatz von grünem Wasserstoff statt grauem oder blauem durchsetzt.

2. Flexibilität und Speicherfähigkeit

Die zentralen Vorteile von Wasserstoff sollten zur Geltung kommen. Das sind Flexibilität und Speicherfähigkeit. Das würde dazu führen, dass Wasserstoff dann und dort produziert wird, wo tatsächlich viel erneuerbarer Strom zur Verfügung steht. Wasserstoff wird wirtschaftlich eine Erfolgsgeschichte, wenn er seine Rolle als Partner der Erneuerbaren einnimmt. Die Wasserstoffproduktion muss auf die Verfügbarkeit von Wind- und Sonnenstrom reagieren.

3. Mutige Ziele

Die europäische Wasserstoffstrategie sieht laut Entwurf vom 19. Juni einen EU-weiten Ausbau von mindestens vier Gigawatt Elektrolyse-Kapazität bis 2024 und 40 Gigawatt bis 2030 vor. Die Nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung sieht einen deutschen Ausbau von fünf Gigawatt bis 2030 vor, die Deutsche Umwelthilfe (DUH) fordert fünf Gigawatt bis 2025. Sprich: Die Ausbauziele sollten höher angesetzt werden. Sie sollten ambitionierter sein.

4. Absage an fossile Quellen

Die europäische Wasserstoffstrategie sollte eine eindeutige Absage an klimaschädliche fossile Wasserstoffquellen enthalten. Für eine Übergangszeit soll laut bisherigem Plan auch sogenannter „blauer Wasserstoff“ genutzt werden, der aus Erdgas per Abscheidung und Speicherung von CO2 (CCS) gewonnen wird sowie Wasserstoff, der aus fossilem Strom stammt. Die europäische Wasserstoffstrategie zeigt deutlich die Handschrift der Erdgaslobby, die auch bei der deutschen Strategie schon mitgemischt hat. Die EU sollte lieber die Chance nutzen, gemeinsam mit den benachbarten Regionen neue, am Klimaschutz orientierte Energiepartnerschaften aufzubauen, statt überholte Geschäftsmodelle der fossilen Gasbranche zu erhalten. Klimafreundlich ist nur grüner Wasserstoff.

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Fünf Wahrheiten über den deutschen Kohleausstieg


Nicole Weinhold

Die Nähe der Politik zur Wirtschaft ist in Deutschland nichts Neues. Lobbyismus beherrscht das Schalten und Walten unserer Regierung beim Thema Kohleausstieg, sowohl auf Bundes- wie auch auf Landesebene. Was vielen aber nicht klar ist: jeder deutsche Bürger muss dafür teuer bezahlen. Fünf Punkte, die uns zu denken geben sollten:

1. Deutschland ist beim Kohleausstieg abgehängt

Über viele Jahre hat Deutschland innerhalb Europas versucht, einen Ruf als Vorreiter beim Thema Klimaschutz aufrechtzuerhalten. Doch die Zahlen und Fakten erzählen eine andere Geschichte. Nach Informationen von Beyond Coal Europe steht Deutschland mit seinem Kohleausstieg bis 2038 inzwischen abgeschlagen hinter viele anderen Staaten da. Belgien ist seit 2016 kohlefrei, Schweden und Österreich sind es seit diesem Jahr ebenfalls, Frankreich hat seinen Kohleausstieg im Jahr 2022, ein Jahr später folgt Portugal, Großbritannien steigt bis 2024 aus der fossilen Energie aus. In Italien ist es 2025 soweit, Griechenland verabschiedet sich 2028 von der Kohle, die Niederlande und Finnland werden bis 2029 komplett aussteigen. In Spanien sind inzwischen der Großteil alle Kohlekraftwerke abgeschaltet worden, der Ausstieg wird für 2025 erwartet, die Sowakei und Ungarn wollen bis 2030 aussteigen.

Foto: Europe Beyond Coal

In Europa sind viele Länder weiter als Deutschland beim Kohleaussteig.

2. Entschädigungszahlungen in Milliardenhöhe

Die Bundesregierung will an die beiden Kohlekonzerne Leag und RWE rund 4,35 Milliarden Euro Entschädigung zahlen. Dafür steht in dem Vertrag, dass die Konzerne nicht vor einem internationalen Schiedsgericht klagen dürfen. Basis für solche Klagen ist der europäische Energiecharta-Vertrag. Der Vertrag, der Energiekonzernen enorme Rechte gegenüber Staaten verleiht, hätte längst reformieren oder gekündigt werden müssen. Italien hat sich davon bereits befreit, Deutschland nicht. Die Bundesregierung hätte dem Steuerzahler viele Kosten ersparen können, wenn sie hier anders gehandelt hätte.

3. Spanien schließt Kohlekraftwerke

Die Entwicklungen in Spanien verdienen einen näheren Blick. Dort haben Energieversorger in den vergangenen Monaten rund die Hälfte aller Kohlekraftwerke abgeschaltet. 2018 kamen 14 Prozent des in Spanien produzierten Stroms aus Kohlekraftwerken, 2019 weniger als fünf Prozent, im Mai 2020 nur noch 1,4 Prozent. Aufgrund des europäischen Emissionshandels waren sie schlicht nicht mehr wirtschaftlich. In Deutschland ist die Situation eigentlich ähnlich. Aufgrund der gesunkenen Börsenstrompreise wegen Corona ist auch hier der Großteil der Kohle aus der Merit-Order gefallen. In Spanien haben aber die Energiekonzerne dafür keine Steuergelder erhalten. Stattdessen hat die Regierung sich systematisch für den Umstieg auf erneuerbare Energien stark gemacht und Steuerhürden wie die bei uns immer noch existierende Sonnensteuer auf Eigenverbrauch abgebaut. Dort floriert der Ausbau der Erneuerbaren - im Gegensatz zu Deutschland, wo die Windkraft fatal ausgebremst wird. Lediglich ein Prozent der Elektrizität wird jetzt aus Marokko importiert, während früher dorthin exportiert wurde.

Anafi 1.6.1Foto: Endesa

Spanien treibt die Erneuerbaren weiter voran.

4. Versorgungssicherheit

Wie gerade erwähnt, sieht es in Deutschland ähnlich aus wie in Spanien und vielen Ländern Europas - die Kohle ist in der Merit-Order der Strombörse von saubereren Energiequellen ausgestochen worden und kommt nur noch als kleiner Bruchteil der alten Leistung zum Zuge. Trotzdem gibt es keinen Blackout. Die Versorgungssicherheit ist gegeben. Dabei war das immer eines der Hauptargumente: Wir brauchen die Kohle, sonst geht das Licht aus. Jetzt zeigt sich, dass dieses Argument vorgeschoben war.

5. Jobs

Auch in Spanien bedeutet das Abschalten der Kohlekraftwerke einen Verlust an Arbeitsplätzen. Einige Regionen leben von den Kraftwerken, die Jobs schaffen. Die spanische Regierung sucht deshalb gemeinsam mit den Betreibern nach alternativen Möglichkeiten für die Arbeitsplatzsicherung. Damit die Kohleregionen in Deutschland den Strukturwandel hinbekommen und neue Jobs entstehen, hilft der Bund den Kohleländern Nordrhein-Westfalen, Brandenburg, Sachsen und Sachsen-Anhalt mit rund 40 Milliarden Euro. Das ist aber nicht dasselbe wie eine durchdachte Jobstrategie. Solange gleichzeitig neue Institutionen des Bundes etwa für Digitalisierung lieber in München als in Chemnitz eröffnet werden, sind die Gelder verschwendet. Und noch etwas: Die Kohlebranche beklagt zehntausende Jobs. Die Regenerativbranche hat durch Missmanagement der Regierung Arbeitsplätze in sechsstelliger Größenordnung verloren. Das waren Zukunftsjobs, die vernichtet wurden.

Foto: Bürgerwerke - Energie in Gemeinschaft

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2021 droht eine Lücke in der Stromversorgung - ein Notfallplan


Nicole Weinhold

2021 und in den Folgejahren wird es absehbar eine große Windenergielücke geben, da im Vergleich zu den vorgesehenen Ausbaukorridoren deutlich weniger Windenergiekapazität ans Netz gehen wird. Zudem werden eine Vielzahl von Windenergieanlagen, die aus der EEG-Vergütung fallen, nicht weiter betrieben werden, u.a. weil die erzielbaren Marktwerte im Kontext der Corona-Krise deutlich zurück gegangen sind und sich ein Weiterbetrieb daher nicht rentiert. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) unterbreitet nun einen Vorschlag, wie Bestandsanlagen wirtschaftlich betrieben werden könnten. Robert Busch, Geschäftsführer des BNE, erklärt, wie es zu der Stromlücke kommt und wie sie kurzfristig durch Bestandsanlage zumindest teilweise geschlossen werden könnte.

Worin liegt die enorme Lücke von 7,44 GW in der installierten Windleistung 2021 begründet, die Sie beschreiben?

Robert Busch: Das liegt zu einem großen Teil an den Unterdeckungen bei den Windausschreibungen. Ein wichtiger weiterer Faktor ist aber auch, dass viele Anlagen aus den ersten Ausschreibungen nicht umgesetzt werden, weil es keine Genehmigung gab oder die Projektierer die Anlagen zu einem späteren Zeitpunkt mit neuen – höheren – Zuschlägen realisieren können.

Was bedeutet eine solche Lücke? Welche Konsequenzen hat sie?

Robert Busch: Wir werden deutlich weniger installierte Windenergie in den nächsten Jahren in Deutschland haben, als eigentlich von der Politik geplant war. Eigentlich sollten die Windenergieanlagen ja dazu beitragen, den Strom der wegfallenden Kernkraftwerke zu ersetzen. Stattdessen werden wir in den nächsten Jahren ohne Korrekturen mit den neuen Windenergieanlagen nicht mal die wegfallenden älteren ersetzen können.

Wie ließe sich die Lücke kurzfristig zumindest zum Teil schließen?

Robert Busch: Innerhalb der Windenergie geht das kurzfristig nur, wenn die Bestandsanlagen, die aus dem EEG fallen, weiter betrieben werden. Ergänzend kann die Lücke technologieübergreifend auch von zusätzlichen PV-Anlagen weiter gefüllt werden. Auf längere Sicht ist es aber entscheidend, dass auch wieder mehr Windenergieanlagen genehmigt werden und die Politik die Ausbaukorridore wieder deutlich nach oben anpasst.

Bestandsanlagen droht allerdings gerade das Aus, weil die Börsenstrompreise so niedrig sind, dass sich ein Weiterbetrieb ohne feste Vergütung nicht lohnt. Sie schlagen daher Ausschreibungen für Bestandsanlagen vor. Sie sagen, ordnungspolitisch sei eine Anschlussförderung von Bestandsanlagen begründbar. Womit?

Robert Busch: Die Ausschreibungslösung soll nur Übergangscharakter haben und wie ein vorübergehendes Kurzarbeitergeld wirken, bis die wettbewerbliche Bevorzugung fossiler Erzeugungsformen beendet ist. Die Zukunft ist, dass die Anlagen ihre Einnahmen vollständig über den Markt generieren. Derzeit ist das durch die Krise und durch die wettbewerbliche Bevorzugung der fossilen Erzeugung noch nicht möglich. Denn ordnungspolitisch ist es eine Wettbewerbsverzerrung, dass bestimmte Kosten von Wettbewerbern nicht oder nur unzureichend getragen werden. Stellen Sie sich vor, dass die Gefahrguttransporter eines Landes keine Versicherung zahlen müssten, die eines anderen Landes hingegen sehr hohe Versicherungsprämien. Zum Ausgleich müssten letztere dann eine Förderung bekommen bis fairer Wettbewerb gegeben ist. Die Förderung kann daher in dem Maße zurückgefahren werden, in dem die Wettbewerbsverzerrung verschwindet. In Bezug auf die Windenergiebestandsanlagen dürfen wir davon ausgehen, dass diese sich bei einem CO2-Preis, der die CO2-Kosten abdeckt, allein am Markt tragen. Sie werden also nur deshalb abgeschaltet, weil es der Politik bis dato nicht gelungen ist, die Wettbewerbsverzerrung zu beseitigen. Das gilt es nun zu überbrücken.

Sie schlagen nun eine Ausschreibung von Bestandsanlagen vor, die es für Bioenergie schon gibt. Wie sieht so ein Modell aus?

Robert Busch: Bestands-Biogasanlagen sowie Bestands-KWK-Anlagen können an Ausschreibungen teilnehmen. Es liegt auf der Hand, die vorübergehende Anschlussförderung in Verbindung mit Ausschreibungen zu übertragen; zumal die Windenergie ja sehr viel günstiger ist. Wichtig wäre, dass es eigene Ausschreibungen für Bestandsanlagen sind, da es sonst Verzerrungen zu Lasten von Neuanlagen gäbe. Zudem müssen Mitnahmeeffekte bei den Bestandsanlagen vermieden werden.

Worauf muss man bei einem solchen Modell achten?

Robert Busch: Wir befinden uns bei den Details noch in Abstimmung mit unseren Mitgliedern. Aber es liegt auf der Hand, dass ausreichend Knappheit gegeben sein muss. Sonst hätte man den gleichen Effekt wie bei den meist unterdeckten Ausschreibungen für Neuanlagen, bei denen die meisten Anbieter auf den Höchstpreis bieten. Ein weiterer wichtiger Punkt dürfte das Referenzertragsmodell sein. Das sollte hier zur Anwendung kommen, damit auch die Anlagen im Süden der Republik erhalten werden können.

Welche Kosten würden entstehen?

Robert Busch: Die Frage kann man erst im Nachhinein beantworten, da die Marktprämien ja von den Marktwerten abhängen. Auch kennen wir die Ausschreibungsergebnisse nicht. Wir können aber davon ausgehen, dass die Zuschlagswerte bei für den Weiterbetrieb abgeschriebenen Anlagen deutlich niedriger wären als bei Neuanlagen. Und eigentlich war ja mal vorgesehen, dass viel mehr Neuanlagen laufen, die ebenfalls eine Marktprämie erhalten hätten. Die CO2-Einsparkosten wären sehr niedrig. Je mehr sich die Marktwerte dann in den nächsten Jahren erholen, desto kleiner werden die Marktprämien sein. Im Idealfall schafft sich die Förderung dann selbst ab, spätestens dann, wenn der ETS reformiert ist und deutlich höhere CO2-Preise zu deutlich höheren Marktwerten führen.

Welchen Vorteil hätte diese Vorgehensweise gegenüber der von Niedersachsen vorgeschlagenen Vergütung, die sich an Ausschreibungen für Neuanlagen orientiert?

Robert Busch: Es würde sich um echte Ausschreibungen handeln, bei denen die Kosten für Bestandsanlagen in die Gebote einfließen würden. Der Vorschlag aus Niedersachsen ist dagegen einigermaßen gewürfelt, da er ja einen fixen Bezugspunkt zu den Ausschreibungen bei den Neuanlagen hat, die ja sehr wenig mit den Kosten bei Bestandsanlagen zu tun haben. Und die Zuschläge bei den Neuanlagen wiederum orientieren sich meist am Höchstpreis.

Zudem hat der BNE-Vorschlag den politischen Vorteil, dass es vergleichbare Regelungen im EEG und KWKG schon gibt, für die die Politik sich bereits entschieden hat. Man müsste damit für die viel günstigere Windenergie auch nichts Neues erfinden.

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Bürgerwind erfolgreich: So entsteht bei Bremen viel neue Windkraft


Tilman Weber

Im flachen windhöffigen Bremer Umland – und zwar an sechs verschiedenen Standorten in den Landkreisen Oldenburg, Nienburg, Verden und Diepholz – sollen die Windparks mit zusammen 222,6 Megawatt (MW) Erzeugungskapazität in den Jahren 2021 bis 2023 ans Netz gehen. Dies berichtete Anlagenhersteller Enercon am Donnerstag. Investoren sind die Projektierungsgesellschaften Schierloh Engineering GmbH und die mit der lokalen Volksbank verbundene VR Energieprojekte Wildeshauser Geest. Sie wollen alle sechs Vorhaben als Bürgerenergieprojekte ausführen und finanzieren. Der nun am Enercon-Firmenstandort Aurich unterzeichnete Rahmenvertrag sieht im Detail Installationen vor von 28 Anlagen des künftig größten Enercon-Typs E-160 EP5 E2 mit 160 Meter Rotordurchmesser und 5,5 MW, 10 Anlagen des Typs E-147 EP5 E2 aus derselben Anlagenplattform mit 147 Meter Rotordurchmesser und 5,0 MW sowie 3 Anlagen der Drei-MW-Klasse E-138 EP3 E2 mit 138 Meter Rotordurchmesser und 4,2 MW.

Zwei Jahre lang verhandelt

Dem jetzigen Turbinenproduktionsauftrag seien zwei Jahre Verhandlungszeit vorausgegangen, sagte Enercon-Geschäftsführer Hans-Dieter Kettwig. Die Signalwirkung einer solchen Vereinbarung in einer Phase der deutschlandweiten anhaltenden Blockade neuer Windparkprojekte durch die Politik sowie zunehmend mit Regeln überfrachtete und daher aufwändige und lange Genehmigungsverfahren, so deutete Kettwig an, sei nicht zu unterschätzen: „Dass wir auch unter den erschwerten Rahmenbedingungen in Deutschland die Energiewende mit neuen Onshore-Projekten in der Region gemeinsam weiter voranbringen werden, freut uns ganz besonders.“

Die sechs nicht zusammenhängenden Windparkflächen seien überwiegend Areale, für die die zuständigen Gemeinden bereits die Projekte fördernde Flächennutzungs- und Bebauungsplanaufstellungen vorbereiteten, erklärte Enercon in einer Mitteilung. Die „Grundvoraussetzung für eine Genehmigung und realistische Umsetzung der Projekte“ sei damit „gesichert“.

Starkes Leistungsplus für neueste Anlagentypen

Auf Anfrage von ERNEUERBARE ENERGIEN teilte Enercon-Sprecher Felix Rehwald zudem mit, dass den geplanten Anlagenneuerrichtungen teilweise ein Abbau kleinerer Altturbinen im Rahmen einer Repowering genannten Windparkmodernisierung vorausgehe. Die Nabenhöhe betrage bei den Anlagen je nach Umgebungsbedingungen des einzelnen Standorts 155 bis 166 Meter. Bei den Turbinen handelt es sich bereits um jeweils erste Fortentwicklungen der neuesten Anlagentypen Enercons, für die bisher nur die ersten Pionierprojekte oder gar nur Prototypen errichtet sind und im Falle der E-160 ein Prototyp erst noch entsteht. Dabei steigert Enercon die Nennleistung dieser Anlagen nun jeweils deutlich: Die für die geplanten neuen niedersächsischen Windparks vorgesehenen E2-Varianten übertreffen die Nennleistung der Prototypen bereits deutlich. So wird E-138 EP3 E2 wie schon angekündigt bei Volllast 0,7 MW mehr leisten als die erste Variante mit 3,5 MW. E-147 EP5 bekommt als E2 ebenfalls 0,7 MW mehr Kraft als der in Finnland errichtete Prototyp mit noch 4,3 MW. Und die geplante E-160 EP5 E2 soll nun 0,9 MW mehr leisten können als die zuerst vorgestellte Anlage mit 4,6 MW.

Die im Rahmenvertrag bestellten drei EP3-Anlagen werden wie alle Anlagen der Drei-MW-Plattform mit traditionellen elektrisch erregten Generatoren ausgestattet sein. Die Anlagen mit der Plattformbezeichnung EP5 hingegen bekommen seit einer technologischen Reform bei Enercon eine Ausstattung gemäß der sogenannten Lagerwey-Antriesbstechnologie. Enercon hatte nach dem Kauf des niederländischen Entwicklungsunternehmens getriebeloser Direktantriebsturbinen, Lagerwey, 2019 mit der Umstellung der Direktantriebstechnologie begonnen. Die Permanentmagnet-Ausstattung der Generatoren entspricht der international üblichen industriellen Fertigung von Turbinengeneratoren. Anders als die elektrisch erregten Enercon-Generatoren lassen sich diese Generatoren oder zumindest ihre Bauteile daher von Zulieferern überall auf der Welt unaufwendig und kostengünstig produzieren.

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