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

5 aktuelle Katastrophen, die mit erneuerbaren Energien nicht passiert wären


Nicole Weinhold

Die Medien sind voll von Berichten über neue Naturkatastrophen. Oft finden diese nur noch auf der zweiten oder dritten Seite einer Tageszeitung Platz, weil die Corona-Pandemie die Menschen derzeit stärker beschäftigt. Dabei hat auch Bill Gates gerade erkannt, dass der Klimawandel durchaus schlimmer sein könnte als Covid-19. Der Microsoft-Gründer hatte allerdings bisher nicht die erneuerbare Energie als Lösung unseres Klimaproblems im Visier, sondern Geoengineering, was wiederum unkalkulierbare Veränderungen auf den Planeten bringt, auf die besser verzichtet werden sollte.

Was derzeit an Naturkatastrophen von der Öffentlichkeit nur am Rande verfolgt wird, ist nicht ohne und hängt mit einer immer noch verstärkt fossilen Energieversorgung zusammen. Der Klimawandel lässt sich nur mit einem 100-prozentigen Umstieg von fossilen auf erneuerbare Energien aufhalten. Erdöl müsste nicht mehr transportiert werden, wenn Mobilität und Gebäudewärme von erneuerbaren Energien abgedeckt würden.

Fünf Beispiele für aktuelle Unglücke und Naturschäden:

1. Ölkatastrophe vor Mauritius

Ein japanischer Frachter war vor 14 Tagen vor der Südostküste von Mauritius auf Grund gelaufen. Bisher sind rund 1.000 Tonnen ausgetreten. 3.800 Tonnen Kraftstoff waren insgesamt an Bord. Die Regierung von Mauritius rief einen Umwelt-Notstand aus. Die Insel gilt als Taucherparadies.

2. Gletscherabbruch am Mont Blanc

Am Mont Blanc drohten Teile eines Gletschers abzubrechen. Die italienische Gemeinde Courmayeur in der Region Aostatal verfügte am 4. August 2020 die Sperrung von zwei kommunalen Straßen. Es drohten am Planpinceux-Gletscher rund 250.000 Kubikmeter Eis abzubrechen und als Eislawine niederzugehen. Diese Gefahr scheint vorerst gebannt. Die Regierung hat jedenfalls Entwarnung gegeben. Der Breiðamerkurjökull, ein Ausläufer des Vatnajökull – des größten Gletschers Islands –, ist ein anderes Beispiel für die zunehmende Gefahr durch Gletscherabbrüche. 2019 brach ein Stück ab und löste eine Flutwelle aus.

3. Hitzewelle über Europa

In ganz Mittel- und Westeuropa liegen die Temperaturen derzeit bei über 30 Grad. In einigen Ländern sogar weit darüber – in Frankreich etwa werden sogar bis zu 42 Grad erwartet. Die stetige Erderwärmung ist wohl eine der deutlichsten Auswirkungen der Klimakrise. Die Zahl der Hitzetoten steigt laut Ärzteblatt ab einer Wochenmitteltemperatur von circa 23° C exponentiell an: am stärksten bei den 75-bis 84-Jährigen und den über 85-Jährigen, aber auch in niedrigeren Altersgruppen. Tausende sind in den vergangenen Jahren allein in Deutschland an der Hitze gestorben.

4. Waldsterben und Waldbrände

Ein Großbrand in einem Wald bei Beilrode im Kreis Nordsachsen ist offenbar durch einen Güterzug ausgelöst worden. Das Feuer wurde auf einer Länge von neun Kilometern entfacht und hält derzeit hunderte Feuerwehrleute in Atem. Auf der Flucht vor einem heftigen Waldbrand an der französischen Mittelmeerküste mussten vor vier Tagen mindestens 2.700 Menschen die Nacht in Notunterkünften verbringen. Im Mai hatte es tagelang in der Nähe des Tschernobyl-Reaktors gebrannt, wodurch verseuchter Staub vom Boden aufgewirbelt wurde. Insgesamt brennt es durch die Trockenheit immer häufiger, größerflächig und länger. Australiens Waldbrände hielten die Menschen Ende 2019 über Monate in Atem.

Laut Statistischem Bundesamt stieg das Volumen des wegen Borkenkäferbefalls entfernten Schadholzes zwischen 2017 und 2019 auf 32 Millionen Kubikmeter, was etwa einer Versechsfachung entspricht. Die heimischen Wälder litten in den vergangenen Jahren unter Trockenheit und Hitzeperioden. Schädlinge wie der Borkenkäfer können sich in bereits geschwächten Bäumen besonders schnell vermehren.

5. Willkommen im Worst Case Szenario des IPCC

Um die Entwicklung des Weltklimas vorherzusagen, wurden für den 5. Sachstandsbericht des Weltklimarats IPCC vier Szenarien entwickelt. Deren Werte stehen jeweils für die Änderung der Energiebilanz der Erde. Das extremste Szenario war vielen Experten bisher zu negativ. Laut Woods Hole Research Center in Falmouth, Massachusetts, USA, soll dieses Worst-Case-Szenario der Realität nun allerdings am ehesten entsprechen. Die Erde würde sich damit in den nächsten hundert Jahren um 3,3 bis 5,4 Grad erwärmen.

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Industriekonzerne in NRW wollen mehr Ökostrom


Große Konzerne mit hohem Energieverbrauchin Nordrhein-Westfalen wie BASF, BP, Lanxess, Shell, Thyssen Krupp, Uniper, Air Liquide, Currenta, Kabel Premium Pulp & Paper, Lhoist, Rheinmetall und Trimet haben sich in der IN4climate.NRW zusammengeschlossen. In einem aktuellen Positionspapier mit dem Titel „Industriezukunft konsequent gestalten“ fordern sie den schnelleren Ausbau der Ökostromversorgung. Schließlich benötige der Umbau der energieintensiven Grundstoffindustrie auf erneuerbare Energiequellen enorme Mengen an Ökostrom.

Hemmnisse abbauen

Neben dem Ausbau der Erzeugungskapazitäten solle zudem die Versorgungssicherheit weite gewährleistet werden. Dazu sei der Ausbau von Netzen und Speichern, die Sektorenkopplung, die Flexibilisierung der Stromnachfrage und der Abbau von Flexibilitätshemmnissen von entscheidender Bedeutung. Zudem sollen die Hemmnisse bei der Eigenversorgung mit großen Ökostromanlagen abgeschafft werden. Aus der Finanzierung der von ihnen geforderten Energiewende wollen sich die Unternehmen allerdings weiter heraushalten. Denn sie fordern zudem die Beibehaltung der Entlastung bei der EEG-Umlage und den Netznutzungskosten.

Konzerne wollen auf Erneuerbare umstellen

Dennoch ist das ein deutliches Zeichen an die Politik, die Energiewende schneller voranzubringen. Zumindest kann sich niemand mehr auf die internationale Wettbewerbsfähigkeit energieintensive Unternehmen berufen, um die Energiewende zu bremsen. Die Unternehmen haben erkannt, dass die nationalen und internationalen Klimaschutzziele nur erreicht werden, wenn die Treibhausgase reduziert werden, wie es Samir Khayat, Geschäftsführer der Initiative IN4climate.NRW, ausdrückt. „Für die energieintensive Industrie bedeutet das vor allem, den Strombezug auf regenerative Quellen umzustellen“, betont er. „Dafür müssen ausreichende Mengen bezahlbaren, regenerativen Stroms zur Verfügung stehen.“

Das System als Ganzes denken

Mit ihrem Positionspapier wollen die Unternehmen die notwendigen Maßnahmen aufzeigen, um dieses Ziel zu erreichen. An dessen Erarbeitung waren neben den Unternehmen auch das Forschungsinstitut Fraunhofer Umsicht, der Verein Deutscher Zementwerke, der Bundesverband der Deutschen Kalkindustrie und die Wirtschaftsvereinigung Stahl beteiligt. „Die Gestaltung einer klimaneutralen Industrie ist eine große Herausforderung, bei der das System im Ganzen gedacht werden muss“, betont Thilo Schaefer, Leiter des Kompetenzfelds Umwelt, Energie, Infrastruktur beim Institut der deutschen Wirtschaft. „Innovative Ansätze und Technologien sind vorhanden. Damit daraus tragfähige Geschäftsmodelle werden, müssen die Rahmenbedingungen entsprechend geprüft und angepasst werden.“

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Meeres-Boom: Die neuen Offshore-Märkte von USA bis Japan


Tilman Weber

Nun also baut sich die konjunkturelle Welle der Offshore-Windenergie wirklich auf. Gemäß Prognose des internationalen Windenergie-Councils GWEC folgt auf den 2019 gezeigten Rekordzubau neuer Erzeugungskapazitäten von sechs Gigawatt (GW) ein steiler Anstieg der jährlichen Installationen bis 2024 auf 15 GW. Der Anteil der See wird sich dabei auf 20 Prozent verdoppeln. Verbunden ist das Wachstum allerdings mit einem Bedeutungsverlust der bisherigen Großbaustelle Nordsee.

So war 2019 vielleicht eines der letzten Jahre, in denen Großbritannien und Deutschland zusammen den Ausbau dominierten. Ihre 2,9 GW allein bestätigten die Vormacht der Nordsee. China blieb mit 2,4 GW einstweilen nur größter nationaler Meereswindkraftmarkt. Auch das China vorgelagerte Taiwan fiel noch nicht ins Gewicht: Der erste taiwanesische Offshore-Windpark Formosa 1 mit 128 Megawatt (MW) ging bekanntlich 2019 ans Netz. Bis 2025 aber sieht Taipeh die Inbetriebnahme von 5,6 GW Seewindkraft vor. In Deutschland ist derweil die von der Bundesnetzagentur als Zwischenziel zugelassene Kapazität erreicht. Erst 2022 folgen hier Projekte aus den deutschen Offshore-Wind-Ausschreibungen ab 2017. Bis 2025 werden nur neue 3,1 GW fertig.

Zwar dürften bis Mitte des Jahrzehnts das Vereinigte Königreich und die Niederlande mit grob zehn und fünf GW die Baustelle Nordsee und britische Seegebiete gut beleben. Das geht aus den von GWEC verbreiteten nationalen Prognosen sowie aus Ausschreibungsergebnissen hervor. Doch neue große und mittelgroße Märkte lassen künftig auch andere Meeresregionen bedeutsam werden. Lesen Sie hier über fünf Märkte im Kurzporträt, in denen jüngste Entscheidungen aufhorchen lassen.

USA: Nationale Ziele, Ausgangsposition

15 Flächen vor der US-Atlantikküste hat das zuständige Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) zur Entwicklung von Offshore-Windparks vermietet. Nach BOEM-Berechnungen bieten sie Raum, um 21 GW zu installieren. Die sich zum Bau von Windparks im Atlantik bekennenden Ostküsten-Bundesstaaten New York, Maryland, New Jersey, Massachusetts, Virginia und Connecticut zielen auf eine Windparkflotte im Atlantik mit einer Kapazität von zusammen 25,4 GW, die mal 2030, mal 2035 am Netz sein soll. Für neun Projekte mit 6,4 GW haben die Projektierer schon bevorzugte Turbinenhersteller und teils das Turbinenmodell benannt. GWEC geht im Jahresreport von Anfang 2020 sogar davon aus, schon bis Ende 2025 knapp 10 GW im Betrieb zu sehen.

Pilotwindparks und Vorzeigeprojekte

Als weit fortgeschritten gilt Vineyard Wind. Das 800-MW-Vorhaben soll 20 Kilometer vor der Küste von Massachusetts entstehen. Investoren sind der spanische Energiekonzern Iberdrola und der dänische Fonds Copenhagen Infrastructure Partners. Bevorzugter Turbinenlieferant ist MHI Vestas. Allerdings ist das zuletzt geplante Netzanschlussdatum 2022 nicht mehr zu halten. 2019 hatte das BOEM eine längere Prüfdauer für die Genehmigung angekündigt. Weil das Projekt wegweisend für künftige Vorhaben sei, müssten die umweltrechtlichen Fragen umso genauer geprüft werden. Nun ist der entscheidende Record of Decisions – eine Anweisung zum Umgang mit Umweltschutzauflagen – für Ende 2020 vorgesehen. „Vineyard Wind arbeitet weiter am Vorankommen des ersten großformatigen kommerziellen Offshore-Windparks in den USA“, äußert sich ein Sprecher auf Nachfrage durch ERNEUERBARE ENERGIEN. „Dutzende Umweltstudien müssen neu erstellt werden.“ Mit Blick auf einen noch anhaltenden Streit mit regionalen Fischern sagte der Sprecher: „Eine Idee ist es, präzise Fischfang-Routen dazwischen zuzulassen.“ Hier dürfte Vineyard Wind den Standard im Nordosten der USA vorgeben. Nun könnte es mit den kleineren Siemens-Gamesa-Windparks Slippjack und Southfork mit 120 und 130 MW zum Kopf-an-Kopf-Rennen um die erste kommerzielle Inbetriebnahme kommen. Projektierer ist hier Windstromriese Ørsted.

Der größte Offshore-Windpark, der bis 2025 erstmals ins US-Netz einspeist, könnte das 2,6-GW-Baufeld Coastal Virginia Offshore Wind werden. Nachdem zunächst je eine 880-MW-Bauphase pro Jahr von 2024 bis 2026 vorgesehen war, erwägen die Macher den Bau nun „in einem Rutsch, um Skalierungseffekte zu erzielen“, wie Tim Fischer betont. Er ist Manager des mit der Entwicklung beauftragten dänischen Planungsunternehmens Ramboll. Ebenso sei zu klären, sagt Fischer, ob alle Turbinen 2026 oder die Anlagen schrittweise ab 2025 in Betrieb gehen. Bevorzugter Lieferant ist Siemens Gamesa, der wie Ende Mai vermeldet eine neue 14-MW-Turbine mit 122-Meter-Rotor liefern soll. Das Gesamtinvestitionsvolumen beträgt mehr als acht Milliarden Dollar. Weil der staatliche regulierte Energieversorger Dominion Energy der Investor ist, sieht Fischer bei der Genehmigung einen Vorteil. Alle Unterlagen will Ramboll noch 2020 einreichen, um 2022 die Baugenehmigung zu erhalten.

Vergütung

Für Vineyard Wind hatte sich laut einer Studie aus dem Energieministerium vom Februar 2019 eine effektive Anfangsvergütung von 9,8 US-Cent pro Kilowattstunde (kWh) abgezeichnet. Doch die Verzögerungen des Projektes rütteln an dem Betrag. Dieser setzt sich zusammen aus dem Preis, den Vineyard Wind bereits in einem langfristigen Stromliefervertrag mit regionalen Energieversorgern vereinbarte, und dem ITC genannten staatlichen Förderinstrument. Der ITC ist ein Steuernachlass, der einen Teil der Investitionen absetzbar macht. Er sinkt nun mit jedem späteren Inbetriebnahmejahr, um Kostensenkungen der Branche nachzuzeichnen.

Japan: Nationale Ziele, Ausgangsposition

Ein nationales Ziel zur Offshore-Windenergie gibt es in dem asiatischen Inselstaat trotz einer langen Offshore-Windkraftgeschichte nicht. Im vorigen Jahrzehnt hatten mehrere japanische Unternehmen Pilotanlagen errichtet. Der Windkraftverband JWPA schlug der Regierung in Tokio eine Erzeugungskapazität von zehn GW bis 2030 vor. Mit mehreren Novellen hatte diese 2019 die gesetzliche Grundlage für einen Startschuss geschaffen. Investoren haben 14,8 GW für die umweltrechtlichen Genehmigungsverfahren angemeldet, für rund drei GW sind diese gestartet oder beendet. Eine erste Ausschreibung soll noch 2020 starten. Für bis zu zwei GW reichen die ersten drei bis vier Projekte, die dank guten Entwicklungsstandes in der ersten Hälfte des Jahrzehnts den Netzanschluss erreichen können. Das Energieministerium hat ihre Offshore-Nutzungszonen als besonders aussichtsreich definiert und will dort mit Tender eins die Entwicklung anstoßen.

Pilotwindparks und Vorzeigeprojekte

Startprojekt ist der Windpark Akita Noshiro nördlich der japanischen Hauptinsel. In den zwei Baufeldern des 140-MW-Projektes ist schon das Kabelverlegeschiff aktiv. Investoren- und Betreibergesellschaft ist ein Konsortium japanischer Unternehmen um Handelskonzern Marubeni, deren eingesetztes Kapital die Nachrichtenagentur Reuters Anfang 2020 auf umgerechnet gut 800 Millionen Euro schätzte. 2022 sollen die im April bei MHI Vestas bestellten Turbinen ans Netz: 33 Anlagen vom Typ V117-4.2 MW.

Vergütung

Die Offshore- Vergütung ergibt sich grundsätzlich aus langfristigen Stromlieferverträgen (PPA) und Ausschreibungen. Allerdings hatte sich das Marubeni-geführte Konsortium des Akita-Noshiro-Windparks entschieden, den Starterwindpark ganz ohne Ausschreibung und damit ohne zusätzliche Vergütung schneller voranzubringen. Es will sich ganz auf die in einem 20-jährigen PPA-Vertrag mit dem Energieversorger Tohoku Electric Power vereinbarte Vergütung stützen. Wer hingegen an den Ausschreibungen teilnimmt, steht im Wettbewerb über den geforderten Vergütungspreis, durch den Grad einer möglichst umfangreichen Beteiligung der regionalen Wirtschaft sowie durch eine Koordination mit lokalen Mitinvestoren.

Frankreich: Nationale Ziele, Ausgangsposition

Das neue mehrjährige Energieprogramm PPE sieht für 2023 eine betriebsbereite Windkraft im Meer von 2,4 GW vor. Bis 2028 soll die Einspeisung aus mindestens 5,2 bis zu 6,2 GW erreicht sein. Bisher hatte Paris 2012, 2014 und 2019 sieben Zuschläge erteilt. Daraus folgend werden die ersten sechs Windparks mit 2,9 GW Gesamtkapazität bis 2023 im Atlantik ans Netz gehen. Für Nordseewindpark Dunkerque mit 600 MW ist der Netzanschluss 2026 vorgesehen. Langjährige Gerichtsverfahren, Auseinandersetzungen mit Fischern, Naturschützern und Anwohnern und komplexe Prüfverfahren hatten die Projekte um Jahre verzögert. Nun will Paris den Ausbau verstetigen. So sollen weitere Vergütungstitel für bis zu zehn GW an Investoren gelangen. 2021 und 2022 werden zwischenzeitlich zwar nur drei kleinere 250-MW-Auktionen stattfinden – reserviert für schwimmende Windparks in Mittelmeer und Atlantik. Doch 2020 und von 2023 bis 2030 wird Paris jährlich je ein Ein-GW-Tender ausloben.

Pilotwindparks und Vorzeigeprojekte

Irgendwann 2022 kann von zwölf Kilometern vor der Küste aus dem 480-MW-Windpark Saint Nazaire der erste französische Offshore-Windstrom fließen. Die Turbinenfertigung durch den Hersteller GE beginnt nun. Im Sommer rollten die ersten fertigen Maschinenhäuser vom Typ Haliade mit sechs MW Nennleistung aus der Fertigungshalle im Hafen von Saint Nazaire, kündigt ein Sprecher von EDF Renouvelables an. Die Produktion der Offshore-Umspannstation begann Anfang 2020. Rund zwei Milliarden Euro investiert das Konsortium des französischen Energiekonzerns EDF mit zwei kanadischen Großinvestoren. Durch Testfischereifahrten im Baugebiet sei ein Einvernehmen mit der Fischereibranche zustande gekommen. Trotz der zuletzt erlassenen Bewegungseinschränkungen zum Schutz vor der aktuellen Corona-Viruspandemie rechnet EDF mit der Inbetriebnahme spätestens zu Ende 2022.

Vergütung

Die ersten zwei Auktionsrunden hatten Vergütungen von rund 20 Cent pro kWh eingebracht. Das Ausschreibungsverfahren sah vor, dass die Projektierer mit dem Netzbetreiber einen langfristigen 20-jährigen Stromliefervertrag aushandelten. Dieser PPA sah einen fixierten kWh-Preis vor, der aber je nach erreichter Erzeugungsauslastung des Windparks variierte und die von den Projektierern zu bezahlenden Netzanschlüsse beglich. 2018 korrigierte Paris nach Nachverhandlungen die nun branchenunüblichen Preise auf 13,1 bis 15,5 Cent pro kWh. Der Tender 2019 erfolgte über einen neuartigen „wettbewerblichen Dialog“, bei dem die Projektierer während des Bieterprozesses mit Ämtern, Kommunen und örtlichen Firmen die Projektbedingungen weiter klären und Gebote nachbessern. Der Windpark Dunkerque erreichte den Zuschlag bei 4,4 Cent pro kWh – nach dem sogenannten CFD-Modell: Hier bezahlt der Netzbetreiber die Differenz zwischen vereinbartem Preisniveau und dem niedrigeren Preis, den der Windparkbetreiber für seinen Strom im Großhandel erhielt. Steigt der Handelspreis über CFD-Niveau, steckt der Netzbetreiber den Überschuss ein.

Polen: Nationale Ziele, Ausgangsposition

Bislang stehen Ausbauziele nur im Entwurf des ersten polnischen Offshore-Windkraft-Gesetzes. Darin sieht Warschau vor, bis 2027 für 9,6 GW die Vergütungszuschläge erteilt zu haben. Die erste Auktion gilt einem Anschubvolumen von 4,6 GW, das bis 2022 ausgeschrieben sein soll. 2025 und 2027 sollen zwei Tender für jeweils 2,5 GW Ostsee-Windkraft folgen. Für die Verabschiedung werde die Novelle noch im Sommer ins Parlament gelangen, sagt der Chef des Offshore-Windenergieverbandes, Mariusz Witonski zu ERNEUERBARE ENERGIEN, der ein Inkrafttreten spätestens für September erwartet.

Pilotwindparks und Vorzeigeprojekte

Die am weitesten fortgeschrittenen Offshore-Windenergie-Projekte der polnischen Ostsee sind Baltyk II und III sowie Baltica 3. Die hier investierenden Projektierer sind der größte privatwirtschaftliche Energieversorger des Landes, Polenergia, in Zusammenarbeit mit dem norwegischen Ölkonzern Equinor für die beiden Baltyk-Windparks sowie für Baltica 3 die teilstaatliche PGE Gruppe, die Polens führender Energiekonzern ist. PGE kooperiert mit dem polnischen Treibstoffunternehmen.

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Kemfert: Erneuerbare sind Sündenbock


In der Coronakrisenzeit wird einmal mehr deutlich, wie wichtig heimische Energieträger sind, wie gefährlich es sein kann, Wertschöpfungsketten auszulagern und sich zu sehr auf Importe zu verlassen. Ein resilientes Energiesystem basiert auf heimischen erneuerbaren Energieträgern.

Um so unverständlicher ist es, den Umbau hin zu erneuerbaren Energien weiter zu verzögern. Die Bürgerenergie sollte nicht noch weiter geschwächt werden, indem man den selbst erzeugten und gespeicherten Strom unnötig verteuert. Mindestabstandsregeln für Windanlagen sind kontraproduktiv. Besser wären finanzielle Beteiligungsmöglichkeiten für Regionen und Kommunen. Dabei müsste der Ausbau erneuerbarer Energien deutlich erhöht werden. Sonderausschreibungen wären dringend nötig, damit wir nicht durch eine Ökostromlücke die Versorgungssicherheit gefährden.

Je niedriger der Börsenpreis, desto höher die Umlage

Den Strompreis zu senken, um ihn für E-Mobilität oder Wärmepumpen attraktiv zu machen, ist sinnvoll - etwa durch Senkung der Stromsteuer.

Grundsätzlich sind der Ausbau erneuerbarer Energien und die EEG-Umlage nicht die alleinigen Gründe für Strompreissteigerungen - der verschleppte Kohleausstieg und überbordende Netzkosten machen ihn unnötig teuer. Die erneuerbaren Energien sind der Sündenbock für unverhältnismäßige Strompreissteigerungen. Da die erneuerbaren Energien immer preiswerter werden, sinken die Zubaukosten kontinuierlich. Zudem senken die erneuerbaren Energien den Strombörsenpreis, was die EEG-Umlage nach oben treibt, da sie sich aus der Differenz zum Börsenpreis errechnet - je niedriger der Börsenpreis, desto höher die Umlage.

Privatkunden werden überproportional belastet

Privatkunden werden überproportional belastet, da viele Industrieunternehmen von der Zahlung ausgenommen werden. Somit sollte man eher an diesen Komponenten etwas ändern: Für Haushaltskunden könnte die EEG-Umlage zusätzlich kurzfristig deutlich sinken, wenn man die Industrieausnahmen aus dem Staatshaushalt finanzieren würde. Da die EEG-Umlage aus der Differenz zum Börsenpreis gebildet wird, und dieser mit Zunahme von Erneuerbaren sinkt, sollte alles dafür getan werden, damit der Börsenstrompreis steigt: das kann durch einen Mindestpreis für CO2 im Emissionshandel gelingen. Ohnehin wird es Zeit, dass wir das EEG neu ausrichten, da Systemdienlichkeit und Speicher bisher nicht ausreichend einbezogen werden. 

Autorin: Claudia Kemfert, Leiterin der Abteilung Energie, Verkehr und Umwelt am Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) in Berlin.

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Roboter-Vogelscheuche sorgt Offshore für weniger Vogeldreck


Nicole Weinhold

Es soll ja angeblich Glück bringen, wenn einen Vogelkot von trifft. Das ist immerhin ein schöner Trost bei allem Ärger. Meistens ist aber bekanntlich Vogelschiss nicht gern gesehen. An Offshore-Windkraftanlagen ist er sogar ein Problem. Denn Seevögel nutzen Offshore-Strukturen gern als Rastplatz. Entsprechend viel Kot bedeckt die Anlagen nach einer Weile. Das ist für die Menschen, die dort arbeiten, ein Gesundheitsrisiko - und auch für die Anlagen selbst. Es kann sogar zu teuren Verzögerungen bei der Montage kommen. Die Exkremente zu entfernen ist zudem schwierig und kostenintensiv. Nun wurde in einem zwölfmonatigen Test an der Umrichterstation des Windparks Galloper in der britischen Nordsee, 27 Kilometer vor der Küste von Suffolk, mit der Robotervogelscheuche von Scaretech eine neue Technologie erprobt, die den Anfall von Vogel-Guano von 50 bis 60 Prozent auf fast Null reduzierte.

Wartungsfreier Roboter mit Solarzellen

Der wartungsfreie Roboter ist angezogen wie ein Offshore-Arbeiter mit Sicherheitskleidung, aber ohne Unterleib. Er besteht aus Stahl, PVC und flexiblem Kunststoff und wir durch Solarzellen betrieben. Um Menschen glaubhaft zu simulieren, gibt er sporadisch Geräusche von sich, außerdem Stroboskoplicht, das die Tiere ebenfalls vertreibt.

Service-Manager Kieron Drew sagt, nachdem die Vogelscheuche installiert war, sei das Problem sofort so gut wie behoben gewesen. Das habe Zeit und Kosten für Reinigung und Technikwartung gespart.

Scaretech sagt, man habe die seit Jahrhunderten erprobte Vogelscheuche genommen und auf die besonderen Offshore-Bedingungen wie Extremwetter angepasst. Geplant sei nun, die Roboter-Vogelscheuchen an die Offshore-Industrie zu vermieten.

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