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

EU verschärft Klimaziele - jetzt müssen Maßnahmen festgelegt werden


Nicole Weinhold

Im EU-Parlament wurde über das Europäische Klimagesetz und das darin enthaltene Ziel zur Reduktion der Treibhausgase (THG) bis 2030 abgestimmt. Die EU-Kommission hatte eine Reduktion um mindestens 55 Prozent vorgeschlagen, während das Parlament jetzt mehrheitlich beschlossen hat, eine THG-Reduktion um 60 Prozent bis 2030 gegenüber dem Jahr 1990 vorzunehmen. „Wir begrüßen die Entscheidung für ein höheres Ziel zur Treibhausgaseinsparung als mutigen Schritt in die richtige Richtung in der europäischen Klimapolitik", sagt Simone Peter, Präsidentin des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE), dazu. Mit dem Beschluss würden die Chancen erhöht, die europäische Wirtschaft wettbewerbsfähig zu gestalten, neue Arbeitsplätze zu schaffen und die Lebensgrundlagen für zukünftige Generationen zu sichern. Als Schlüsselindustrie für den Klimaschutz müssten jetzt die erneuerbaren Technologien und so die Energiewende in allen Sektoren vorangebracht werden.

Entscheidend sind Maßnahmen und Instrumente

Jörg Lange, geschäftsführender Vorstand des CO2 Abgabe e.V., erklärt dazu, das Abstimmungsergebnis des Europäischen Parlament sei ein Zeichen in die richtige Richtung. "Entscheidend wird aber sein, wie beschlossene Zielverschärfungen in Instrumente und Maßnamen übersetzt werden. Machen wir uns nichts vor: Jetzt fängt die Arbeit erst an und es geht darum nicht nur ehrgeizige Ziele zu setzen, sondern diese auch zu erreichen." Um deutlich unter den 2 °C zu bleiben müsste das Reduktionsziel seitens der EU-Mitgliedsstaaten mindestens auf 70 % angehoben und eine Kohlenstoffsenken-Ökonomie etablieren werden.

Sollte auch der Europäische Rat diesem Ziel zustimmen, dann muss nach Einschätzung von CO2-Abgabe e.V. für die Zielerreichung im europäischen Emissionshandel (EU-ETS) der jährliche Reduktionsfaktor von derzeit 2,2 Prozent pro Jahr deutlich erhöht und das Cap für Obergrenze an Verschmutzungsrechten (Zertifikate) stärker als bisher sinken. In der Folge werden die CO2e-Preise im EU-ETS ansteigen bzw. Überschüsse an Zertifikaten schnell abgebaut werden.

Fossilen Subventionen sollen 2025 auslaufen

Ein weiterer wichtiger Beschluss wurde vom Europäischen Parlament zu fossilen Subventionen gefasst. Diese sollen folgerichtig bis 2025 auslaufen. Dies ist neben den Klimaschutzaspekten auch wichtig, um den erratischen Anreiz- und Subventionsdschungel zu entwirren. Hierdurch entstanden Marktverzerrungen und volkswirtschaftliche Verluste. Die zeigen sich z.B. dort, wo erneuerbare Energien deswegen gefördert werden, um gegen geförderte fossile Energieträger wettbewerbsfähig zu sein.

Leicht erhöhter CO2-Preis in Deutschland

In Deutschland hat die Regierung den CO2-Preis leicht erhöht von 10 auf 25 Euro. Ab dem 1. Januar 2021 werden klimaschädliche fossile Brennstoffe mit einem Preis von 25 Euro pro Tonne CO2 belegt. Damit verteuern sich Öl und Diesel um 7,9 Cent pro Liter, Benzin um 7 Cent pro Liter und Erdgas um 0,6 Cent pro Kilowattstunde. Für die Mehrkosten werden Bürgerinnen und Bürger unter anderem über eine Senkung des Strompreises entlastet. Die vom Bundestag beschlossene Gesetzesänderung hat auch den Bundesrat passiert. Mit dem Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) wird ein in den nächsten Jahren steigender CO2-Preis in Form eines nationalen Zertifikatehandels für die Sektoren Wärme und Verkehr eingeführt.

Bürokratie nimmt weiter zu

Der CO2 Abgabe e.V. bedauert, dass mit dem BEHG der Berg an Komplexität und an Bürokratie weiter zunimmt. Eine Ausnahmen und Fehlanreiz abbauende Steuer- und Umlagenreform sowie ein Abbau klimaschädlicher Subventionen mit der Gießkanne stehen laut dem Verein nach wie vor aus.

Christian Vietmeyer, Hauptgeschäftsführer des Wirtschaftsverbands Stahl- und Metallverarbeitung, kommentierte derweil: „Immer neue nationale Alleingänge gefährden den industriellen Mittelstand in Deutschland."

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Wissenschaftler erwartet, dass Multirotor sich etablieren wird


Nicole Weinhold

Die physikalischen Skalierungsgesetze sprechen dafür, dass man viele kleine Rotoren statt einem großen einsetzt. Das sogenannte Square Cube Law besagt, dass wenn wir eine Anlage vergrößern, der Ertrag quadratisch mit dem Durchmesser steigt. Aber das Materialvolumen und damit auch die Kosten steigen kubisch. Peter Dalhoff erforscht daher an der HAW, wie ein Multirotor für eine 20-MW-Anlage aussehen müsste und wie sein Betrieb und seine Akzeptanz wären.

Können Sie sich vorstellen, dass die Multirotor-Technologie tatsächlich innerhalb der nächsten zehn Jahre neben dem Dreiflügler fußfassen könnte?

Peter Dalhoff: Ja, in einem Zeitfenster von zehn Jahren kann ich mir das vorstellen. Gerade wenn man den nächsten großen Schritt für Offshore-Anlagen machen möchte, kann ich mir sehr gut vorstellen, dass der einfacher zu machen ist mit vielen kleinen Rotoren als mit einem großen. Da geht es auch um die Frage: Kann ich eine solche Technologie finanzieren? Wenn Sie bei der KfW anrufen und nach einer klassischen Projektfinanzierung mit Multirotoren fragen, dann wird man da kein langes Gespräch führen. Das ist immer so, wenn es um eine deutliche Abweichung vom Stand der Technik geht, muss man andere Finanzierungsvehikel finden als die klassischen, die auf dem Stand der Technik aufbauen.

Woran ist Henk Lagerweji damals in den 90ern mit seinem Multirotor gescheitert?

Peter Dalhoff: Die Anlage selbst war alles andere als optimiert für einen Multirotor, der mal in Serie gehen würde. Im Wesentlichen war es ein Kragarm wie ein Tannenbaum. Aus unserer Sicht sollte man das so nicht machen. Ob das das Problem war, entzieht sich meiner Erkenntnis. Aber wir gehen eher von einer Fachwerk- oder Wabenstruktur aus und einem zentralen Azimutlager. So kann man viel leichter und steifer bauen.

Wie wäre die Akzeptanz einer solchen Anlage mit vielleicht 20 oder 40 Rotoren?

Peter Dalhoff: Onshore ist das schwer abzuschätzen. Erstmal ist nur Offshore geplant, vor allem weil dort sehr große Anlagen gefragt sind. Da steht die Frage der Akzeptanz außerdem nicht im Vordergrund. Wie wird das mit Vogelschlag aussehen? Dazu gibt es noch keine Forschungsergebnisse. Vermutung: Der Spaceframe macht das Ganze für Vögel besser sichtbar.

Es hat immer wieder Phasen gegeben, in denen Nischenversuche unternommen wurden von Startups in den Markt zu kommen. Aber die meisten sind gescheitert, weil sich keine großen Unternehmen an diese Technologien herangewagt haben. Sehen Sie, dass die Branche gerade das Geld locker hat für solche Experimente wie den Multirotor?

Peter Dalhoff: Locker sitzt Geld in den seltensten Fällen. Auch wenn man jetzt die ganzen Offshore-Ausschreibungen sieht, wo zu sehr niedrigen Stromgestehungskosten produziert werden muss. Offshore-Windparks müssen gebaut werden, die sehr günstig Strom produzieren. Da sehe ich mit dem Multirotor ein großes Potenzial, die Stromgestehungskosten zu senken. Natürlich kostet die Entwicklung etwas und es muss vermutlich ein großes Unternehmen einsteigen und die Technologie zum Prototyp und zur ersten Miniserie führen. Das ist ein langer Weg.

Allgemein gefragt, welchen Herausforderungen steht die Branche gegenüber? Wie sehen Sie die Zukunft der Windenergie?

Peter Dalhoff: Wenn man aus der großen Perspektive schaut, reicht es nicht mehr, wenn wir uns nur mit unserer Windkraftanlagen allein beschäftigen,und die als Insellösung optimieren, sondern wir müssen schauen, wie man die Energiewende insgesamt gestemmt bekommt. Da sind dann Themen wie Sektorkopplung und Wasserstoff, Smart Grids neben der „klassischen“ Windenergieforschungwichtig. Da muss die Windbranche mitwirken. Insgesamt können wir nicht mehr Produce and Forget machen, sondern müssen uns an Lösungen zum Ausbalancieren von Energieangebot und Nachfrage beteiligen. Im Großprojekt Norddeutsche Energiewende 4.0 (NEW 4.0) wurden unter Koordination der HAW Hamburg bereits viele dieser Themen angepackt. Dieses Projektgeht seinem Ende zu. In Kürze soll NDRL anlaufen, das Norddeutsche Reallabor, wo es u.A. um Wasserstofftechnologien gehen wird.

Und wenn wir konkret in die Windenergie schauen?

Peter Dalhoff: Dann kann man auch über deutlich abweichende Konzepte von der Norm nachdenken, etwa Multirotoren, Zweiblattrotoren oder Kites. Gleichzeitig sehe ich es als Hauptherausforderung an, die evolutionären Optimierungen im Detail weiterzutreiben. Davon gibt es sehr viele. Aber nur ein paar Dinge: Das Testen muss weiter zunehmen. Von Materialproben, über Baugruppen bis zu Tests von ganzen Anlagen müssen wir mehr testen, um Serienschäden zu minimieren. Gleichzeitig wird die Digitalisierung ein großes Thema sein. Das klingt nebulös, aber gemeint ist z.B. der intelligente Windparkbetrieb im Ensemble, etwa mit einem digitalen Zwilling oder als Social Wind Farm Control. Die einzelnen Anlagen sollen sich sozialer verhalten. Die Stromabwärtsanlage würde dann mehr abbekommen, weil die Stromaufwärtsanlage gedrosselt wird. Gleichzeitig gibt es weniger Ermüdungsbelastung.

Es gab lange eine Disharmonie zwischen Herstellern und Forschung. Und auch zwischen Zulieferer und Hersteller. Ist das immer noch so?

Peter Dalhoff: Die Problematik kenne ich auch aus der Zeit, als ich noch für einen Zertifizierer tätig war. Auch da war mir bekannt, dass jeder Hersteller seine Geheimnisse bewahren möchte. Andererseits laufen all unsere Forschungsvorhaben mit Industriepartnern. Das läuft größtenteils ziemlich gut. Manchmal bekommt man nicht die Daten, die man haben möchte. Aber ich kann auch verstehen, wenn ein Hersteller einer Hochschule nicht die letzten Geheimnisse seiner Anlagenregelung offenbaren möchte. Weil die Wissenschaftlichen Mitarbeiter vielleicht ein Jahr später bei der Konkurrenz arbeiten. Als Hochschule der Angewandten Wissenschaften kommen wir regelmäßig in den Austausch mit Herstellern und können daher gut zusammenarbeiten. In einer idealen Welt würde ich mir wünschen, dass wir regelmäßig mit Herstellern an einem Tisch sitzen und über gemeinsame Probleme offen geredet werden könnte.

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Mehr zum Thema Multirotor finden Sie in unserem Print-Magazin 7/2020, das am 14. Oktober erscheint. Hier erhalten Sie ein kostenloses Probeheft unserer nächsten Ausgabe.

345.000 MWh pro Jahr umweltfreundlichen Strom für Portugal


Nicole Weinhold

In Portugal sind erfolgreich die ersten drei Photovoltaik-Anlagen, die durch die Winrg-Gruppe koordiniert werden, ans Netz gegangen. An den Standorten Amareleja, Cartaxo und Ferreira do Alentejo sind nun insgesamt 74 MW von 205 MW Gesamtleistung in Betrieb. Die drei verbleibenden Standorte werden sukzessive bis Anfang 2021 ans Netz angeschlossen: Die PV-Anlagen in Santarém (23 MW) und Moura (49 MW) sind bereits fertiggestellt und warten lediglich auf den Netzanschluss durch den Netzbetreiber; die Anlage in Lagos (59 MW) befindet sich derzeit noch im Aufbau. Nach Fertigstellung aller Standorte wird die portugiesische PV-Pipeline rund 345.000 MWh pro Jahr umweltfreundlichen Strom generieren. Im März startete in Moura der Bau der fünften von insgesamt sechs Photovoltaikanlagen in Portugal, deren Fertigstellung und Netzanschluss für November 2020 geplant ist.

Weltweit niedrigstes Gebot für ein Photovoltaik-Großprojekt

Die portugiesische Regierung setzt voll auf Solar. Sie hatte Ende August die Ergebnisse der zweiten Ausschreibungsrunde bekannt gegeben. Demnach wurde mit 1,114 Eurocent pro Kilowattstunde das weltweit niedrigste Gebot für ein Photovoltaik-Großprojekt erzielt. 670 von 700 Megawatt wurden dabei bezuschlagt.

Alles aus einer Hand

Die Winrg-Gruppe hat das Großprojekt für einen Kunden, ein deutsches Family Office, von Anfang an begleitet: Von der Akquise der Projektrechte und der Koordination der Due Diligence über die direkte Beschaffung der Module und Wechselrichter sowie der EPC-Vergabe für den Solarpark einerseits und die Netzanschlussinfrastruktur andererseits inklusive der Führung sämtlicher Vertragsverhandlungen bis hin zur Koordination der Bauüberwachung sämtlicher Installationen und der Inbetriebnahme.

Trotz Corona schnelle Umsetzung

„Für uns ist das der Beginn einer weiteren spannenden Phase, denn mit Inbetriebnahme der PV-Anlagen übernehmen wir vollumfänglich die kaufmännische und technische Betriebsführung für das gesamte Portfolio", sagt David Majert, Geschäftsführer der Winrg GmbH sowie der Winrg Iberia GmbH & Co. KG. "Hierfür haben wir eigens ein technisches Team vor Ort in Portugal aufgebaut.“ Er freut sich, dass die ersten drei PV-Anlagen trotz aller widrigen Umstände bedingt durch die Corona-Pandemie ans Netz angeschlossen werden konnten. Die Winrg-Gruppe mit Standorten in Hamburg und Lissabon ist im Bereich erneuerbare Energien tätig und managt Großprojekte sowie Transaktionen von Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen weltweit für ihre Kunden.

Winrg bietet solche Dienstleistungspakete gegenüber Family Offices und institutionellen Investoren aus aller Welt an, die im Bereich erneuerbare Energien internationale Investitionsprojekte umsetzen möchten. Neben Photovoltaik-Projekten in Spanien, Tschechien, Portugal und Australien gehören zum Auftragsbestand von Winrg derzeit auch zwei Windparks in Schweden und Polen.

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Wo ein Atomkraftwerk und Windparks nicht harmonieren - und warum

Foto: IB Sing GmbH

Tilman Weber

Wieder einmal mussten die Windenergieanlagen des Windparks bei Fuchstal am Lech am Sonntag ihre Leistung drosseln, obwohl das Stromnetz nicht weit von hier die volle Einspeiselast eines 1,3 Gigawatt (GW) starken Atomkraftwerks bedenkenlos aufnahm. Doch hier im oberbayerischen Land südwestlich von München schalten Windturbinen nicht wie an der Nordseeküste wegen zu üppiger Windstromerzeugung und auf Anweisung des Netzbetreibers zum Schutz sonst überlasteter Netz ab. Hier war es vielmehr wie mittlerweile regelmäßig an weit über 100 Stunden im Jahr der von den Turbineneigentümern beauftragte Stromvermarkter, der das Abschalten anwies, wie Robert Sing weiß. Der Chef der Ingenieurbüro Sing GmbH im nahe gelegenen Landsberg ist der führende Projektierer des Bürgerwindparks Fuchstal und Geschäftsführer der Bürgerwindgesellschaft, die allerdings den 116 Kommanditisten gehört. Größte Kommandistin und daher Haupteigentümerin ist die Gemeinde Fuchstal selbst.

Großes Stromüberangebot am Sonntag

Von 9 bis 16 Uhr und damit mehr als sechs Stunden in Folge war der Strom-Spotmarktpreis am vergangenen Sonntag im roten Bereich. Die deutsche Kraftwerkslandschaft inklusive der wetterabhängig auf- und abfahrenden Photovoltaik- und Windenergieanlagen hatte in dieser Zeit demnach mehr Strom produziert, als die auf Sonntagsruhe gedimmte Volkswirtschaft im Land und überhaupt die deutsche Gesellschaft verbrauchte. Richtig ist: Es war ein wind- und sonnenreicher Tag in Deutschland, bei dem wie bisher noch selten sonntags in Deutschland trotz stark zurückgefahrener Erzeugung aus Braun- und Steinkohle- sowie Gaskraftwerken das Einspeisevolumen die Marke von 1,2 Terawattstunden (TWh) deutlich übertraf. Dies war in diesem Jahr zuletzt an einem Sonntag im August sechs Wochen zuvor der Fall und noch einmal sieben Wochen früher zu Anfang Juli. Mehr als 1,2 TWh speisen die gesammelten Kraftwerke Deutschlands sonst häufiger bisher nur in den besonders windreichen Monaten im frühen Frühjahr oder im Herbst ein, wobei dann allerdings auch der Stromverbrauch höher ist – aufgrund kürzerer Tage und mehr Freizeitaufenthalt der Menschen in Räumen statt draußen.

Direktvermarkter regelt Windparks ab, um nicht draufzuzahlen

„Das passiert leider immer öfter“, sagt Robert Sing. „Vergangenes Jahr haben die Abregelungen durch den Direktvermarkter unsere Windparks schon 128 Stunden im Jahr gekostet“, sagt Sing. Die Anweisungen des Spotmarkthändlers beträfen so auch die zwei weiteren durch das Ingenieurbüro Sing projektierten und betreuten Bürgerwindparks in der Region. Und 2020 erfolgte aufgrund des Einbruchs der deutschen Wirtschaftskonjunktur noch einmal ein Sprung auf eine Abschaltdauer von bisher rund 150 Stunden – wohlgemerkt: nach erst einem Dreivierteljahr. Klar, infolge der Coronapandemie und der durch Seuchenschutz weltweit verursachten betrieblichen Einschränkungen war die Stromnachfrage bundesweit eingebrochen „Da werden uns jedes Mal die Anlagen weggeknipst, während sie gerade auf Volllast fahren“, sagt Sing. Statt einer Vergütung der Erzeugung aus den vier Enercon-Anlagen E115 mit jeweils drei MW Volllastleistung für 8,5 Cent pro eingespeister Kilowattstunde (kWh) erhält der Betreiber dann gemäß der Paragraf-51-Regelung im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) noch den mittleren monatlichen Stromhandelspreis im Bereich von derzeit 2 bis 2,5 Cent pro kWh.

EEG 2021 verschärft die Situation

Seit vielen Jahren stehen vor allem die wegen immer üppigerer Windstromeinspeisung überlasteten Netze in Norddeutschland im Fokus energiepolitischer Reformanstrengungen. Das EEG sieht zwar einen Einspeisevorrang von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen vor. Allerdings können Netzbetreiber begleitend zum von ihnen angewiesenen Auf- und Abfahren konventioneller Kraftwerke, dem sogenannten Redispatch, auch die Erneuerbaren abregeln. Wenn kurzfristig der Kollaps einzelner Netzstrecken drohen könnte, dürfen sie Wind- und Solarparks vom Netz nehmen. Dies dürfen sie da, wo konventionelle Kraftwerke sich nicht so schnell regeln lassen oder wo ihre Turbinen nur mit unverhältnismäßigen wirtschaftlichen oder technischen Auswirkungen gegen Null gefahren werden müssten. Doch 2017 nahm die Bundesregierung auch erstmals die zunehmenden negativen Börsenstrompreise zum Anlass, um den Vorrang der Einspeisung aus Wind- und Photovoltaikparks weiter zu beschränken. Wenn die Erzeugung höher ist als der Verbrauch, erhalten sie gemäß den Stromhandelspreissignalen nach einer sechsstündigen Minuspreisphase eben keine volle EEG-Vergütung durch die Netzbetreiber mehr. Und in der Novelle für das EEG 2021 will das Bundeskabinett nun sogar nach nur einer Stunde die EEG-Vergütung absetzen.

Echter Wettbewerb um marktgerechte Einspeisung ist blockiert

Das Problem dieser Marktregelung ist allerdings, dass sich die Erneuerbaren-Betreiber im Süden Deutschlands vom Wettbewerb um die geringeren Kosten und die besseren Alternativlösungen ausgeschlossen sehen. Denn die in der Energiewirtschaft unumstritten als bester Ausweg gewürdigte Sektorenkopplung ist durch Steuern und Abgaben und komplizierte bürokratische Regelungen eher verbaut, wie Sing betont: Den überschüssigen Strom in andere Energieformen etwa zur Wärme- oder Treibstoffversorgung umzuwandeln – mit Wassererhitzern in Fernwärmenetzen oder mit Elektrolyseanlagen zur Erzeugung des emissionsfreien Treibstoffs Wasserstoff. Windparkbetreiber Sing spricht von Negtiv-Erfahrungen, die sein Unternehmen derzeit bei der Projektierung einer großen Sektorkopplungs-Wärmeanlage mache.

Auch der zweite Wettbewerb, der schlicht um die besseren Preise und geringeren Kosten, ist aber verbaut: Große Kraftwerke, so wie das eine Stunde Autofahrt entfernte Atomkraftwerk Grundremmingen von Energiekonzern RWE, sind offenbar nicht oder nicht im gleichen Maße von den Negativpreisen betroffen.

Das moniert auch Raimund Kamm, der ehemalige Chef des Landesverbands der Windkraft-Lobbyorganisation BWE. Der Ex-BWE-Bayern-Vorsitzende ist im Zuge einer Zusammenlegung verschiedener Erneuerbaren-Interessenverbände inzwischen Vorsitzender des Landesverbandes Erneuerbare Energie (LEE) geworden. Kamm hat die Datenkurvenverläufe des AKW auf den einschlägigen Monitoring-Webseiten der Branche verfolgt – und keinerlei Reaktionen auf die Preissignale erkennen können. Tatsächlich sind es auch bei den bundesweiten Einspeisedaten einzig die Atomkraftwerke, die ihre Leistung konstant halten. „Vielleicht können die nicht abregeln, weil sonst die Materialien des Kraftwerksbaus zu stark abkühlen und schädlichem Belastungsstress ausgesetzt sind“, sagt Kamm. „Wenn das AKW Gundremmingen und die anderen deutschen AKW so flexibel wären, wie RWE behauptet“, sagt Kamm an die Adresse des Betreiberkonzerns gerichtet, „gäbe es kein Überangebot an der Strombörse und damit keine negativen Strompreise“.

Treffen negative Marktpreise das AKW nicht?

Mehrere verschiedene Interpretationen hat Kamm parat, warum das RWE-AKW offenbar von den negativen Strompreisen nicht oder zumindest nicht ausreichend stark betroffen ist und auf die Preissignale des übersättigten Stromspotmarkts nicht reagiert. „Ein Grund dürfte sein, dass Atomkraftwerke wie Grundremmingen ihren Strom überhaupt nicht an der Strombörse verkaufen“, sagt Kamm. Denn ein Großteil der Erzeugung dürfte schon langfristig über individuelle Verträge zur Belieferung großer Stromkunden oder der Stromversorger verkauft sein, wie es nicht nur Kamm sondern auch andere Branchenexperten analysieren. Insbesondere schirme auch die Belieferung der örtlichen Lech-Elektrizitätswerke (LEW) mit Grundremmingen-Strom das AKW vor den Peisbewegungen an der Strombörse ab: Bis vor kurzem gehörten die LEW noch zu RWE ehe der Konzern im Zuge einer legalen Marktbereinigung die Tochter an Wettbewerbskonzern Eon abtrat. „Hier gehen die Strommengen quasi völlig ohne marktgetriebene Preisbildung der Strombörse direkt over the Counter“ – frei übersetzt also außerbörslich über die Ladentheke wie im örtlichen Einkaufsmarkt.

Ist das Kraftwerk nicht flexibel genug?

RWE nimmt derweil Fragen von ERNEURBARE ENERGIEN hierzu am Telefon freundlich auf, um auf die erbetene Auflistung der Fragen in einer Email auch noch einen Tag später nicht bis zur gewünschten Uhrzeit reagiert, geschweige denn geantwortet zu haben. Die zunächst nicht beantworteten Fragen lauten: Warum ist das Atomkraftwerk nicht so sehr von den Preissignalen betroffen, um seine Leistung reduzieren zu müssen? Oder hat möglicherweise der Netzbetreiber zur Sicherung der Stromversorgung den Vollbetrieb des AKW angeordnet? Oder kann das AKW aus technischen Gründen die Leistung nicht so kurzfristig reduzieren? Atomkraft-Kritiker Kamm sieht darin ebenfalls einen Haken der Atomkraftnutzung in Grundremmingen: „Dies ist ein in Deutschland seltener Siedewasserreaktor. Der hat nur einen Hauptkreislauf, während die üblichen Druckwasserreaktoren zwei haben.“ Ein solcher Reaktor sei möglicherweis aus Sicherheitsgründen noch weniger flexibel steuerbar und mit der volatilen Erzeugung aus Wind- und PV-Anlagen nicht vereinbar“, sagt Kamm.

Eine klassische Abregelung übrigens, um das regionale Stromnetz in der Großregion von Oberbayern und Schwaben vor zu viel Wind- und Sonnenstrom zu schützen, hatte es zum bisher letzten und einzigen Mal 2017 gegeben, wie sich Windparkunternehmer Sing erinnert. „2017 hatte der Netzbetreiber einmal im Rahmen des Einspeisemangements unsere Anlagen abgeregelt. Dazu brauchte es aber auch die Sondersituation, dass gerade einige Netze in Wartung waren, es war mit dem 1. Mai ein Feiertag, und es herrschte viel Wind und Sonne.“

Warum Grundremmingen die Einspeisung beibehalten musste

Etwas später erfolgte dann am Donnerstag übrigens doch noch eine Antwort des Atomkraftwerksbetreibers. „Im KKW Gundremmingen hat allerdings die kontinuierliche Betriebsüberwachung des Reaktorkerns von Block C einen Hinweis auf einen Brennelementdefekt ergeben. Vor diesem Hintergrund wird die Anlage am 30. Oktober abgefahren um einen frühzeitigen Austausch vorzunehmen. Dies ist ein weiterer Grund weshalb das KKW Gundremmingen gegenwärtig nicht aus wirtschaftlichen, sondern nur in dringenden Situationen in der Leistung reduziert wird“, schrieb ein Konzernsprecher. Dabei handelte es ich wohl um einen Defekt, der im Betrieb keine radiologischen Auswirkungen auf die Umwelt hat. Im Pool der von RWE betriebenen Atomkraftwerke habe der Konzern aber dennoch auf die Marktsignale und die Leistung des Atomkraftwerks Emsland in Niedersachsen abgesenkt. Der einzige noch betriebene Block C von ursprünglich drei Blocks des Atomkraftwerks Grundremmingen muss nach dem Ausstiegsfahrplan der Bundesrepublik übrigens Ende 2021 vom Netz.

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Vogelschutz durch Repowering?


Nicole Weinhold

Was ist beim Repowering rechtlich zu berücksichtigen? Peter Sittig-Behm erklärt es hier. Der Rechtsanwalt bei der Prometheus Rechtsanwaltsgesellschaft mbH ist Referent beim Webseminar des Bundesverbands Windenergie zum Thema "Repowering von Windparks" vom 21. bis 22. Oktober. Hier geht es zur Anmeldung.

Wie ist ein Repowering genehmigungsrechtlich zu bewerten?

Peter Sittig-Behm: Hier kann durchaus die Frage gestellt werden, ob man überhaupt eine Neugenehmigung braucht für das Repowering-Projekt. Im Regelfall wird man das mit Ja beantworten müssen. Aber je näher man sich bei der Neuplanung an der Ursprungsanlage befindet, desto eher könnte z.B. eine Änderungsgenehmigung ausreichen – im Regelfall wird aber ein Repowering-Vorhaben nicht nur räumlich, sondern auch in den Abmaßen erheblich von den Altanlagen abweichen.

Wie ist es artenschutzrechtlich mit dem Repowering?

Peter Sittig-Behm: Artenschutzrechtlich ist bislang noch im Streit, ob ein Repowering positive Auswirkungen auf die artenschutzrechtliche Beurteilung haben kann. Was ist, wenn man eine Anlage zurückbaut, die bislang relativ nah an einem Brutgebiet gelegen war und das Neuvorhaben entfernt sich davon? Da gibt es unterschiedliche Auffassungen: In Sachsen gibt es Rechtsprechung, die nahelegt, dass wenn das Repowering-Projekt eine Konfliktlage entspannt, indem die Repowering-Anlage im Vergleich zur Altanlage vom Brutplatz „wegrückt“, dass dann keine signifikante Erhöhung mehr vorliegt. Demnach könnten man sogar auch in Konfliktlagen repowern, soweit sich die Situation dadurch verbessert. Das OVG Greifswald sagt demgegenüber: Das ist ein neues Vorhaben, das für sich betrachtet werden muss. Ob es da schon Anlagen gab, die näher an einem Brutplatz waren, interessiert uns nicht. Das Thema ist also noch weit entfernt von einer einheitlichen Rechtsprechung. Irgendwann wird da eine Klärung herbeigeführt werden. Aber so weit sind wir noch nicht. Es gibt aber positive Tendenzen. Der neue Erlass in Hessen legt nahe, dass ein Repowering in aller Regel keine signifiknate Tötungsgefahr begründen können soll – ob dies in dieser Pauschalität zutreffen kann, bleibt abzuwarten, aber die Tendenz ist gut.

Wie sieht es mit dem Eingriff ins Landschaftsbild aus?

Peter Sittig-Behm: Bei einem Repowering-Projekt gibt es bereits einen Eingriff ins Landschaftsbild. Insoweit ist die einhellige Meinung, dass die Beeinträchtigung des Neuvorhabens nur noch das ist, was über die bisherige Beeinträchtigung hinausgeht und auch nur noch in diesem Umfang kompensiert werden muss. Die Frage, die man sich da noch stellen kann: Wie räumlich nah muss die Beseitigung des Alt-Eingriffs und der neuerliche Eingriff beieinander sein, um zu einer solchen Saldierung zu kommen.

In Schleswig-Holstein hat übrigens der Wille zur Entlastung des Landschaftsbildes durch gezieltes Repowering im Rahmen der Regionalplanung zu einem für meine Begriffe etwas eigentümlichen Vorgehen geführt. Es gibt spezifische und darauf beschränkte Vorranggebiete für Repowering, was an sich nichts Schlechtes ist. Nur: diese Vorranggebiete für Repowering sollen von ihren Kriterien her genauso festgelegt werden wie die klassischen Vorranggebiete für Windenergienutzung. Hier stellt sich die Frage, wie abwägungsfehlerfrei ist diese Vorgehensweise, wenn die Vorranggebiete Repowering im vollen Umfang den Kriterien entsprechen, wie sie auch für andere unbeschränkte Vorranggebiete angelegt werden und somit nach planerischen Kriterien vorzüglich für die Windenergienutzung geeignet sind und dennoch auf Repoweringvorhaben beschränkt sind ? Wieso sind es dann nicht einfach „klassische“ Vorranggebiete für die Windenergienutzung? Das kann für diese konkrete Regionalplanung schon wieder zum Problem werden. So gut ich das finde, wenn der Repowering-Gedanke auch auf der regionalplanerischen Ebene erkannt wird. Aber man muss aufpassen, dass es unter dem Deckmantel der besonderen Betonung des Repowering-Gedankens auf allen Ebenen der Planung nicht zu einer verkappten Verhinderung der Planung kommt.

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Ein ausführliches Interview zum Thema Rückbau von Altanlagen mit Peter Sittig-Behm finden Sie in unserem Print-Magazin 7/2020, das am 14. Oktober erscheint. Hier erhalten Sie ein kostenloses Probeheft unserer nächsten Ausgabe.