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

Speicher kosten bald weniger als 100 Dollar pro Kilowattstunde


Batterien für weniger als 100 US-Dollar pro Kilowattstunde – was bisher noch utopisch klingt, rückt in greifbare Nähe. Zumindest wenn sich die Prognosen der Marktanalysten von IHS Markit bewahrheiten. Denn sie gehen davon aus, dass es schon im Jahr 2023 so weit ist. Sollte dieser Preis erreicht werden, hätte die Speicherbranche eine ähnliche Lernkurve wie die Photovoltaik hingelegt. Denn dann wären die Kosten für die Batteriespeicher innerhalb eines Jahrzehnts um 86 Prozent gefallen. Denn im Jahr 2012 lagen die Batteriepreise noch bei 580 Dollar pro Kilowattstunde. Danach werden die Preise weiter zurückgehen und am Ende des Jahrzehnts bei 73 US-Dollar pro Kilowattstunde liegen.

Was treibt die Preise für Speicher nach unten?

Damit sehen die Analysten die Entwicklung der Batteriepreise ähnlich optimistisch wie Elon Musk. Der Teslachef geht davon aus, dass die Kosten für die Batterien der Autos und der stationären Speicher in den nächsten drei Jahren um 56 Prozent fallen. Sowohl Sam Wilkinson, bei IHS Markit für die Analysen im Bereich erneuerbare Energien verantwortlich, als auch Musk sehen die Preissenkung unter anderem als Ergebnis der Ausweitung von Produktionskapazitäten. Dazu kommt aber noch die technologische Entwicklung, die ebenfalls die Preise für eine Kilowattstunde Speichervolumen drückt. Hier geht es vor allem um die Verwendung preiswerterer Kathodenmaterialien und die Erhöhung der Energiedichte.

Neue Technologien in der Pipeline

Mit technologischen Entwicklungen will auch Tesla die Batteriepreise drücken. Mit einem neuen Design für die Akkupakete der Teslamodelle können die Kosten für die Batterien um 14 Prozent gesenkt werden, sagt Musk auf dem diesjährigen Tesla Battery Day. Weitere fünf Prozent Kostensenkung will das Unternehmen mit einer neuen Siliziumanode erreichen. Zusätzlich arbeitet Tesla an einer Kathode ohne Nickel, die die Kosten um weitere 15 Prozent verringert.

Tesla baut Batteriezellen

Außerdem erhöht das Unternehmen die vertikale Integration. Das heißt, Tesla baut in Zukunft seine Kathoden und Batteriezellen selbst. Bis Ende 2022 will das Unternehmen entsprechende Fabriken errichten, die jedes Jahr Batteriezellen mit einem Speichervolumen von 100 Gigawattstunden produzieren können. Bis 2030 soll diese Produktionskapazität auf drei Terawattstunden steigen.

200 Gigawattstunden Speicherproduktion

Dazu kommt noch die Ausweitung der Produktion von fertigen Speichern. So plant das Unternehmen den Bau einer Batteriefabrik mit einer Produktionskapazität von zehn Gigawattstunden Speichervolumen, die als Blaupause für weitere Fabriken in Fermont, Kalifornien. Das Werk soll im kommenden Jahr die Produktion aufnehmen. Es wird später noch erweitert, so dass die Produktionskapazität auf 200 Gigawattstunden steigt.

Zwei große Märkte

Youmin Rong, Chefanalyst der Ökoenergietechnologieabteilung von IHS Markit, sieht einen weiteren Treiber für Kostensenkungen im Wettbewerb zwischen den einzelnen Batterietechnologien und im Wachstum der beiden großen Märkte: Transport und Speicherung im Stromnetz. „Dort ist man auf niedrigere Kosten angewiesen, um die Batterien gegenüber dem Verbrennungsmotor und der Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen wettbewerbsfähiger zu machen“, betont Rong.

Drei Technologien konkurrieren

Auf dem Markt konkurrieren derzeit drei zentrale Lithium-Ionen-Technologien miteinander: Nickel-Mangan-Kobalt (NMC), Nickel-Kobalt-Aluminium (NCA) und Eisenphosphat (LFP). Hier ist die LFP-Technologie schon nah an der Schwelle von 100 Dollar pro Kilowattstinde dran. Die anderen beiden Technologien werden es bis 2024 unter die 100-Dollar-Marke schaffen. Dabei wird LFP für die nächsten zehn Jahre die kostengünstigste Option bleiben, erwarten die Analysten von IHS Markit. Diese Technologie wird aber vor allem auf die stationären Speicher beschränkt bleiben. Im Automobil- und Transportsektor werden sich NMC und NCA aufgrund ihrer höheren Energiedichte weiterhin dominieren.

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Turbinen mit 160-Meter-Rotor beflügeln Vietnams Windkraftboom


Tilman Weber

Wie viele der mit einem 5,5 Megawatt (MW) starken Generator ausgestatteten neuesten Großanlagen mit 160 Meter Rotordurchmesser der Vertragspartner aus dem ostasiatischen Land bestellt hat, gibt Enercon nicht an. Doch das ostfriesische Unternehmen hat jetzt nach eigenen Angaben einen Vertrag mit der inländischen Unternehmensgruppe Trungnam Group über die Belieferung und Errichtung des Windparks Ea Nam mit 400 MW geplanter Gesamtleistung unterzeichnet. Es wird gemäß Enercons Angaben der bis dahin größte Windpark des Landes werden. Außer den E-160-Anlagen werde das Projekt auch mit einer nicht näher genannten Anzahl von Anlagen des Typs E-138 EP3 E2 der Vier-MW-Plattform beliefert, teilte Enercon mit. Diese Anlagen haben eine Nennleistung von jeweils 4,2 MW. Der neue Windpark soll noch 2021 ans Netz angeschlossen sein und mit dem Strom einspeisen beginnen. An Standorten mit durchschnittlich 7,5 Metern Wind pro Sekunde in Nabenhöhe werde E-160 rund 21.500 Megawattstunden Strom produzieren können, erklärt das Unternehmen zur Attraktivität der Anlage. Dies würde knapp 4.000 Volllaststunden im Jahr bedeuten, was für Standorte an Land ein sehr hoher Wert ist.

Zweite 400-MW-Auftragswelle aus Vietnam

Der Hersteller bietet in seiner Mitteilung zum neuen Liefervertrag allerdings auch eine kleine Rechenaufgabe an: Nun sei die Zahl der bei Enercon für Vietnam bestellten E-138, die Enercon noch 2021 mit dem vietnamesischen Stromnetz verbinden will, auf 98 angewachsen, machte das Unternehmen deutlich. Offenbar ist die bisherige Bestellliste für den ostasiatischen Markt um 24 E-138 verlängert worden. Denn im Frühjahr hatte Enercon zuerst Verträge für mehrere Windparks in Vietnam mit einem Gesamtvolumen von mehr als 400 MW angekündigt. Hierbei werde Enercon 74 erste E-138-Anlagen mit 138 Meter Rotordurchmesser im Jahr 2021 errichten sowie zusätzliche Anlagen der Sorte E-126 mit 126 Meter Rotordurchmesser, so hieß es damals.

Ob nun damit tatsächlich rund 100 MW des 400-MW-Windpark Ea Nam durch die E-138 und die übrigen 300 MW bereits mit über 50 Anlagen schon der E-160 abgedeckt werden, bleibt abzuwarten. Doch Tatsache ist, dass Enercon sich mit Vietnam einen starken neuen Markt sichert. Mit den schon mehr als 800 MW dürfte der Hersteller früh einen sehr hohen Marktanteil erreicht haben, während das Land gerade mit dem Windkraftausbau im Land beginnt und bis November 2021 rund 1,6 Gigawatt (GW) neu errichtet haben will. Zum Vergleich: Bisher waren 500 MW Windkraft am Netz.

Hohe Einspeisevergütung bislang noch bis November 2021

Bis November 2021 gilt auch eine im internationalen Vergleich bislang noch sehr großzügige Einspeisevergütung von 8,5 US-Cent pro Kilowattstunde (kWh). Im Frühjahr hatte das Industrieministerium zwar schon einen Vorschlag für eine Verlängerung dieser Einspeiseförderung um zwei Jahre bis 2023 veröffentlicht. Aber noch hat die Regierung darüber nicht entschieden. Mitte September forderte daher die Weltwindenergieorganisation GWEC von der vietnamesischen Staatsführung die Verlängerung. Das entsprechende Schreiben an die vietnamesische Regierung hatte GWEC zusammen mit mehreren Industrieunternehmen des Landes verfasst.

Enercon setzt auf langfristigen neuen Kernmarkt

„Durch die Einführung unserer neuesten Technologie steigern wir die Durchführbarkeit der Projekte ... und sind auch für Projekte über das Jahr 2021 hinaus gut aufgestellt, wenn eine neue Regelung in Kraft treten soll“, sagte Steffen Brauns, der regionale Enercon-Vertriebsleiter für den asiatisch-pazifischen Raum. Dabei ist Vietnam für Enercon sehr wichtig, das Unternehmen bezeichnet das Land als "Kernmarkt". Vietnam plant den raschen Aufbau einer hohen Erzeugungskapazität aus Erneuerbare-Energien-Anlagen, um eine vorherrschende Stromknappheit in der Versorgung des Landes zu beheben. Bis 2025 sollen bereits vier GW hinzugebaut worden sein.

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"Brauchen eine hohe Sichtbarkeit der Ausschreibungs-Fahrpläne für Windkraft"


Lesen Sie auch Teil 1 des Anfang September geführten Interviews mit Giles Dickson in der aktuellen Ausgabe unseres gedruckten Heftes. Darin spricht der Wind-Europe-Chef über seine Begeisterung für den Green Deal der EU-Kommission und über wieder zunehmende Unterstützung für Windkraftausbau in Ost- und Südeuropa trotz manch merkwürdiger politischer Prioritäten in der EU. Auch sein anhaltendes Vertrauen in die deutsche Windenergiewende begründet Dickson dort.

Tilman Weber

Is it possible to keep nuclear and coal being important players – in several EU-countries - and though increase wind energy installations in the size it is needed?

Giles Dickson: We want the coal plants to close down as quickly as possible and we are encouraged by the rapid pace of coal plant closures we have seen in the last three or four years: in the UK, in Italy, in Spain – and elsewhere. And we believe that market dynamics are going to result in the remaining coal plants closing even earlier then a lot of people expected. Rising carbon prices because of reforms of the EU emissions trading system will help to speed up this process.

Wind in 2019 was 15 percent of Europe´s electricity. Solar PV was another five percent. So variable renewables generated only 20 percent of Europe´s electricity in 2019. And the electricity was only 23 or 24 percent of Europe´s total energy consumption. So renewables is still pretty small. We still got a long, long way to go. The European Commission is saying that by 2050 wind energy will be 50 percent of Europe´s electricity mix and electricity will be 50 percent of Europe´s total energy mix – giving wind a part of 25 percent of total energy.

You didn´t speak of nuclear power …

Giles Dickson: In some countries, yes, there are new plans for nuclear power. But, many countries are phasing out their nuclear plants. Belgium, for example, Sweden. Germany, Spain and partially even France are phasing out ... ***

But France is still talking about adopting new nuclear technology by Flamanville site, the European Pressurized Water Reactor.

Giles Dickson: Yes.

If you take a look at new asset finance in the first half year 2020 you clearly must see: Only offshore wind is performing well, why?

Giles Dickson: You are referring the figures for new final investment decisions in the first half of 2020 which were 11 billion Euros for Offshore wind and 3.3 billion Euros for onshore. In recent years there has been a pretty even share between the on- and the offshore investments. Probably the onshore investments have been a bit higher. So what happened in 2020´s first half year? Quite a significant number of very large offshore wind farm investments were reaching final investment decision - which had been waiting for a long time. They happened to fall together in the first half of this year, causing this very high figure of 11 billion. These investment announcements include France finally reaching final investment decision on it´s large offshore wind farms while initial awards from the governments were made back in 2012. But onshore wind will remain the lion’s share of installed wind energy capacity up to 2050. As you might know: The European Commission has the idea, to reach carbon neutrality through gaining 750 gigawatts onshore and 450 gigawatts offshore wind.

So, imbalance of investments for off- and onshore is rather a trick of the eyes then a picture of reality?

Giles Dickson: I can add further examples: There were also a number of offshore wind farms that had been auctioned let us say two or three years ago that are now ready for final investment decisions like Hollandse Kust Zuid. But what we were seeing in onshore wind investments was, there was more caution out there in the market because of Covid. And some developers were putting that final investment decisions on hold until there will be greater certainty about the economic and financial outlook.

Which single next decision for wind energy by the EU the wind energy sector should hope for next?

Giles Dickson: There are a number of things ...

If you please would choose one or two or three?

Giles Dickson: Number one: Immediate implementation of the NECP plans by national governments including clear visibility of the auction timetables and auction schedules. So a lot of governments said in the NECP, these are the volumes we want to built. Some of them were very clear about their auction schedules. But many governments were not. That visibility is crucial for the industry, that the auctions will happen. It will drive investments. Secondly, we would like immidiate action taking of simplification of permitting, notably in Germany, France and Italy. For Germany it means the fully implementation of the 18 points Altmaier plan. In France it means the complete implementation of their already planned simplification of the regulatory framework and an acceleration of wind power development, the equivalent of the Altmaier plan. In Italy they had to close the loophole on the repowering now. And at the EU-level: agreement of climate neutrality by 2050 as soon as possible, on the 55 percent reduction of the emissions of greenhouse gas to 2030 and a new renewables target for 2030. We want a revision of the TEN-E -regulation which governs grid investments and to which the commission is proposing revisions by the end of this year.

And you as a Briton: Is UK following it´s way independently from being a EU country or not?

Giles Dickson: The UK will continue to lead Europe in the development of offshore wind. UK wants to have 40 Gigawatts of offshore wind by 2030: 40 out of 111 gigawatts in total across Europe, which is more then one third of the total European capacity. The UK should have 80 Gigawatts of offshore wind by 2050 out of the European 240 to 450 Gigawatts. Our industry remains very confident about the UK offshore market - even with Brexit. That’s because the UK has the best policy regime for the built out of offshore wind. The contract for difference (CfD) model. Investors like CfDs because it gives them stable revenue for 15 years. And it´s very cheap for the government, it costs the UK 500 million Pounds to support the finance of 20 Gigawatts, which is extremely cheap. We say to the German government: Look, we, the wind industry, prefer to invest in offshore wind in the UK even with a hard Brexit over investing in Germany with the “Zweite Gebotskomponente” that the new German offshore bill proposes.

Neue Atomkraftpläne in der EU

*** Dieses einmal bereits durch Wind Europe aktualisierte Interview hat am 4. September in einem Online-Video-Meeting stattgefunden. In der Woche darauf hatte Polens Klimaminister die seit rund zehn Jahren in Polen schwelenden politischen Träume von einem Aufbau einer eigenen nationalen Atomkraftversorgung wieder in die öffentliche Debatte zurückgebracht. Ausgerechnet auf dem Lobbytreffen der globalen Atomkraftwirtschaft kündigte Michel Kurtyka an, dass es seine Regierung dieses Mal damit auch ernst meine. Bis 2040 soll Polen demnach sechs Atomkraftwerke errichtet haben, um damit zeitgleich massiv aus der Kohlekraftnutzung auszusteigen. Zwar muss das Regierungskabinett diese im nationalen Energieplan PEP40 vorgesehene Strategie noch beschließen. Am 1. Oktober unterzeichnete allerdings der Regierungsbevollmächtigte Piotr Naimski eine Absichtserklärung, wonach der polnische Staat alle Anteile der bestehenden privatwirtschaftlichen Entwicklungsgesellschaft für Polens erstes Kernkraftwerk kauft. Das polnische Pilot-AKW ist für 2033 vorgesehen.

Photovoltaik wird größter Stromerzeuger weltweit


Der weltweite Zubau der Photovoltaik wird weiter Fahrt aufnehmen. In den kommenden Jahren bis 2030 wird der Markt jedes Jahr um durchschnittlich 13 Prozent wachsen. Das wird dazu führen, dass im Jahr 2030 allein die dann installierten Solarmodule ein Drittel des weltweiten Strombedarfs decken werden. Das ist eine der für die Solarbranche zentralen Erkenntnisse des aktuellen World Energy Outlooks, den die Internationale Energieagentur (IEA) gerade veröffentlicht hat.

Neuer König der Energiemärkte

Konkret wird die Stromerzeugung aus Solarmodulen weltweit in der jetzt laufenden und in der nächsten Dekade von 664 auf 4813 Terawattstunden steigen – wenn die derzeitigen Rahmenbedingungen nicht verändert werden. „Ich sehe die Solarenergie als den neuen König der weltweiten Energiemärkte”, betont Fatih Birol, Direktor der IEA. „Basierend auf den derzeitigen politischen Rahmenbedingungen ist die Technologie auf dem Weg, neue Rekorde bei der jährlichen Entwicklung nach 2022 aufzustellen.” Wenn die einzelnen Regierungen Hürden aus dem Weg räumen, die die Solarenergie derzeit noch behindern und sie sowie die Investoren mehr Engagement in deren Entwicklung stecken, könne sie sogar noch schneller wachsen, sagt Birol mit Blick auf die Zukunftsszenarien. So könnte die Solarstromerzeugung bis 2040 sogar auf 8135 Terawattstunden steigen, wenn die Regierungen ihre Politik stärker an Nachhaltigkeitszielen ausrichtet.

Photovoltaik ist preiswerteste Technologie

Die Analysten der IEA führen das vor allem auf die Unterstützung der Photovoltaik seitens der Politik in vielen Ländern zurück. Denn die ersten Regierungen haben das Potenzial der Technologie mit Blick auf die Preisentwicklung erkannt. Schließlich ist die Technologie der Photovoltaik ausgereift und sie ist inzwischen preiswerter als Strom aus Kohle- oder Gaskraftwerken. Zudem werden die Lösungen für eine sichere Stromversorgung mit volatil erzeugenden Technologien immer ausgefeilter.

Nichts wächst so schnell wie Solarstrom

Die Photovoltaik wird in diesem und im nächsten Jahrzehnt die am schnellsten wachsende Erzeugungstechnologie – gefolgt von der Windkraft. Die Stromerzeugung aus Erdgas wird hingegen zurückgehen und auch die Wasserkraft wird weniger Strom produzieren als noch in den Jahren 2000 bis 2019. Der Rückgang ist vor allem auf den Klimawandel zurückzuführen. Die Erderwärmung und die damit einhergehende Trockenheit sorgt für niedrige Pegelstände in den Flüssen und Stauseen und damit für weniger Strom aus Wasserkraft, auch wenn der Rückgang nur gering ist.

Weniger Strom aus Kohle und Gas

Auch die Stromerzeugung aus Erdgas wird zurückgehen, aber immer noch eine Rolle spielen. Diese Technologie wird in den kommenden beiden Jahrzehnten nur noch gut halb so viel Strom produzieren wie in den ersten 20 Jahren diese Jahrhunderts. Der große Verlierer ist die Kohlekraft. Sie wird nicht auf das Level zurückkehren das sie vor der Coronakrise hatte und in der weltweiten Stromproduktion kaum noch eine Rolle spielen. Einziger Wermutstropfen für die Energiewende: Die Kernkraft wächst wieder. Sie wird – auf niedrigem Niveau – wieder mehr zur weltweiten Stromversorgung beitragen. Sie steigt von 210 auf 650 Terawattstunden – ungeachtet der hohen Kosten.

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Wer hat die Abschaltverpflichtung bei Turbulenzen?


Die Turbulenzintensität einer Windenergieanlage (WEA) kann zu erheblichen Beeinträchtigun-gen bei benachbarten WEA führen. Dem kann insbesondere durch Abschaltverpflichtungen gegenüber einem der betroffenen Anlagenbetreiber begegnet werden. Wirtschaftliche Einbußen des Abschaltverpflichteten sind die notwendige Folge. Dies wirft die rechtliche Frage auf, welchem Betreiber benachbarter WEA-Standorte entsprechende Betriebseinschränkungen auferlegt werden dürfen.

Das Prioritätsprinzip wurde zwar bislang in benannten Konstellationen angewandt, ist jedoch noch nicht durch höchstrichterliche Rechtsprechung bestätigt worden. Das Bundesverwaltungsgericht (BVerwG) stellt mit seinem Urteil vom 25. Juni 2020 (Az. 4 C 3/19) nunmehr fest, dass das Prioritätsprinzip auch bei störenden Turbulenzen zwischen zwei benachbarten WEA, zentraler behördlicher Entscheidungsmaßstab ist.

Die Entscheidung des BVerwG vom 25. Juni 2020

Die Kläger sind Inhaber eines immissionsschutzrechtlichen Vorbescheids zur Errichtung einer WEA. In diesem wurde insbesondere die Zulässigkeit der Planung im Hinblick auf die Turbulenzintensität festgestellt. 200 m von dieser WEA entfernt wurde nach Erlass des Vorbescheids der Kläger der Bau und Betrieb einer weiteren WEA einer anderen Betreiberin genehmigt. Zeitgleich mit Erlass dieser (Voll-)Genehmigung erließ die Behörde gegenüber den Klägern ebenfalls eine Genehmigung, die mit Nebenbestimmungen in Bezug auf drohende Turbulenzen der WEA versehen war. Hiergegen wenden sich die Kläger. Das hier besprochene Urteil des BVerwG bestätigt das Ergebnis der Vorinstanzen:

Das Immissionsschutzrecht enthalte keine Regelungen, welche von mehreren genehmigungspflichtigen Anlagen Vorrang im Genehmigungsverfahren genieße. Es ergebe sich aber aus den verfahrensrechtlichen Ordnungsprinzipien ein Prioritätsprinzip, das den ersten Antragsteller begünstige. Von diesem Prinzip der Vorrangigkeit könne die Genehmigungsbehörde nicht ohne Weiteres abweichen. Insbesondere liege es nicht im Ermessen der Behörde, wem einschränken-de Pflichten beim Anlagenbetrieb auferlegt werden dürfen. Das Prioritätsprinzip schaffe so für die Beteiligten Rechts- und Planungssicherheit.

Um den Vorrang zwischen mehreren Anlagen zu bestimmen, sei der Zeitpunkt maßgeblich, in dem ein prüffähiger Genehmigungsantrag vorliege. Der Antrag sei als prüffähig anzusehen, wenn die Unterlagen sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorhabens verhalten und sie die Behörde in die Lage versetzen, den Antrag unter Berücksichtigung dieser Vorgaben näher zu prüfen. Nicht erforderlich sei es, dass bereits die Genehmigungsfähigkeit der Anlage attestiert werden könne.

Mit der Einreichung prüffähiger Unterlagen durch die Kläger und den darauf ergangenen Vorbescheid entfalte sich die Bindungswirkung für die Behörde hinsichtlich der Turbulenzbewertung der WEA. Der Vorbescheid wirke nunmehr dahingehend, dass im Hinblick auf die Turbulenzintensität die Genehmigung weder versagt noch - zum Schutz anderer Anlagen - mit Abschaltregelungen belegt werden dürfe.

Das BVerwG stellt in dieser Entscheidung damit zugleich fest, dass das Prioritätsprinzip ebenso im Verhältnis von immissionsschutzrechtlichem Vorbescheid und (Voll-)Genehmigung gilt. Ein Vorbescheid hat damit die gleiche Bindungswirkung für die behördliche Entscheidung, welchem Vorhaben der Vorrang zu geben ist.

Autorin: Dr. Lisa Löffler, Rechtsanwältin bei der Kanzlei GÖRG

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