Technologische und wirtschaftliche Perspektiven der dezentralen Energieversorgung durch Windkraft in Deutschland

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Einleitung

1 Aktueller Stand der Windenergie in Deutschland
1.1 Energieertrag, Verfügbarkeit, Potentiale
1.1.1 Offshore
1.1.2 Onshore
1.2 Erneuerbare-Energien-Gesetz
1.3 Liberalisierung des Energiemarktes

2 Entwicklung dezentraler Energiesysteme
2.1 Die Bedeutung der Netzintegration für die Windenergie
2.2 Anforderungen an die Struktur dezentraler Energieversorgung
2.2.1 Netzoptimierung
2.2.2 Lastmanagement
2.2.3 Stromspeicher
2.3 Wirtschaftliche Bewertung
2.3.1 Netzausbau
2.3.2 Kosten und Potentiale – Demand Side Management
2.3.3 Wirtschaftliche Bewertung von Speichertechnologien

3 Dezentrale Energiewirtschaft
3.1 Anlagekonzepte
3.2 Windkraftprojekte
3.2.1 Projektierung
3.2.2 Bau und Betrieb
3.2.3 Investitions- und Betriebskosten
3.3 Projektfinanzierung
3.4 Beteiligungsmodelle

4 Fazit und Handlungsbedarf

5 Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Der Strommix in Deutschland im Jahr 2011

Abbildung 2: Technische Entwicklungen der Windenergieindustrie

Abbildung 3: Stromerträge bei Anpassung der Höhe und Größe von Windkraftanlagen an den Standort

Abbildung 4: Übertragungsnetzbetreiber

Abbildung 5: Windenergieeinspeisung und Stromnachfrage in der Tennet-Netz Regelzone am 3.12.2001

Abbildung 6: Entwicklung der installierten Leistungskapazität von Windkraftanlagen differenziert nach den Spannungsebenen Niederspannung, Mittelspannung

Abbildung 7: Stromerzeugung über eine Juliwoche im Jahr 2020

Abbildung 8: Schema zur Reduzierung der Einspeisebeschränkung für Windenergie durch Freileitungsmonitoring (FLM)

Abbildung 9: Beispiel für den Einsatz von Lastmanagement zum Ausgleich volatiler regenerativer Einspeisung

Abbildung 10: „Renewable Power Methane Plant“-Synthetisches Erdgas als Speicher für Wind- und Solarenergie

Abbildung 11: Übersicht der für DSM relevanten Bereiche im Haushalt

Abbildung 12: Übersicht durchschnittlicher DSM-Potentiale für Regelleistung im Haushalt

Abbildung 13: MW-Klassen der im Jahr 2011 ingesamt errichteten 895 Windkraftanlagen mit einer kumulierten Leistung von 2 GW

Abbildung 14: Entwicklung der durchschnittlichen Größe installierter WKA

Abbildung 15: Windkraftanlagen (WKA) beim Stromverbraucher im Verbund mit dem Stromnetz

Abbildung 16: Projektbeteiligte über den Lebenszyklus einer Windkraftanlage

Abbildung 17: Genehmigungsverfahren von Windkraftanlagen mit mehr als 50m Gesamthöhe nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG)

Abbildung 18: Vergleich Unternehmensfinanzierung und Projektfinanzierung

Abbildung 19: Grundlegendes Cashflow-Modell mit Base-Case und Worst-Case

Abbildung 20: Regelkreis für das Förderauftrags-Controlling

Abbildung 21: Struktur und Geschäftstätigkeit der Bürgerenergie- genossenschaft (BEG) Wolfhagen eG und der Stadtwerke Wolfhagen GmbH

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Überblick über den Netzzubau- und Netzmodifikationsbedarf ohne Berücksichtigung von Speichereinsatz

Tabelle 2: Berechnung der DSM Potentiale der stromintensiven Industrieprozesse

Tabelle 3: Berechnung des Deckungsbeitrags aus den Kennzahlen der Gewinn- und Verlustrechnung

Tabelle 4: Kosten von DSM-Prozessen in der Industrie

Tabelle 5: Beispiel für technisch-ökonomische Parameter von Pumpspeicherkraftwerken

Tabelle 6: Beispiele für technisch-ökonomische Parameter von AA-CAES-Kraftwerken

Tabelle 7: Kosten für RPM 2009 und 2020

Tabelle 8: Jahresenergieertrag unterschiedlich installierter Flächen-
leistung für eine Repowering Anlage mit 100 m Nabenhöhe, 126 m Rotordurchmesser und einer Windgeschwindigkeit im Jahresdurchschnitt von 7,1 m/s

Tabelle 9: Investitionskosten eines Windparks an einem Binnenlandstandort mit Anschluss an das Mittelspannungsnetz

Tabelle 10: Jährliche Betriebskosten einer Windkraftanlage bezogen auf den Ab-Werk-Preis

Einleitung

Fossile Energieträger sind die Eckpfeiler der modernen Zeit. Sie erzeugen unseren Strom, heizen unsere Häuser, sind Kraftstoff für unsere Autos und lassen sich sogar zu Kunststoffen verarbeiten. Unser Leben wurde in vielfacher Hinsicht komfortabler. Doch die Reserven sind begrenzt. Der Gedanke einer zukünftig verstärkten Nutzung erneuerbarer Energien und nachwachsender Rohstoffe soll allerdings nicht nur eine langfristige Versorgungssicherheit für Strom, Wärme und Kraftstoffe gewährleisten. Zunehmend setzt sich auch die Erkenntnis durch, dass fossiler Kohlenstoff inzwischen in einem solchen Ausmaß anthropogen emittiert wurde, dass sich das Klima gegenüber evolutionären Zeitspannen bereits rapide gewandelt hat - mit negativen Folgen für sowohl Ökologie wie Ökonomie.

Für den weiteren Ausbau regenerativer Energien ist vor allem die „Integration von Windenergieleistungen an Land und auf See in das elektrische Verbundsystem sehr wichtig, da Windenergie mittelfristig das größte Potential hat, um den Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch zu erhöhen.“^[1] Im Gegensatz zu den bislang relativ wenigen fossilen und atomaren Kraftwerken, die den Strom konstant in Abhängigkeit vom Stromverbrauch einspeisen können, zeigt die mögliche Produktion von Windenergie im zeitlichen Verlauf jedoch starke Fluktuationen. Gleichzeitig sind Windkraftanlagen vor Ort zweifellos auch ein Eingriff in die dortige Umwelt und führen zum wachsenden Widerstand jener, die den Bau verhindern wollen.

Vor diesem Hintergrund soll in der vorliegenden Arbeit gezeigt werden, dass für einen weiteren Ausbau von Windenergie an Land die Struktur der Energieversorgung angepasst werden muss. Fragestellungen hierbei sind welche Möglichkeiten sich für die Integration einer Vielzahl von Windkraftanlagen in das Verbundsystem ergeben und wie sich ein möglichst hoher Anteil an Windenergie in der dezentralen Energiewirtschaft realisieren lässt.

In Kapitel 1 werden die zum Verständnis übergreifenden theoretischen Grundlagen der aktuellen Nutzung der Windenergie thematisiert. Die dezentrale Energieversorgung fokussiert in dieser Arbeit den Bereich der Onshore Windenergie auf dem Festland. Neben der Analyse vorhandener Ausbaumöglichkeiten (Kapitel 1.1) wird das Erneuerbare-Energie-Gesetz (Kapitel 1.2) vorgestellt, das Strom aus regenerativen Energien vorrangige Einspeisung ins Stromnetz und deren Erzeugern festgelegte Einspeisevergütungen garantiert, sowie die Liberalisierung des Energiemarktes (Kapitel 1.3) skizziert.

Kapitel 2 beschäftigt sich mit der Fragestellung, welche Möglichkeiten sich für die Integration eines hohen Anteils von Windenergie in das Verbundsystem ergeben. Neben der Bedeutung schwankender Energieerzeugung für die Stromversorgung (Kapitel 2.1), wird im Folgenden gezeigt, wie durch optimale Erhöhung der Netzkapazität ein momentan hohes Angebot an Windenergie räumlich verteilt (Kapitel 2.2.1) und zeitlich mit der vom Verbraucher nachgefragten Strommenge zusammengeführt werden kann (Kapitel 2.2.2). Anschließend werden Speichertechnologien vorgestellt, die Angebot und Bedarf auch bei langfristig ausbleibenden Windverhältnissen ausgleichen können (Kapitel 2.2.3). Der für die Integration eines hohen Anteils von Windenergie notwendige Netzausbau, der letztendlich vom Verbraucher zu tragen ist, wird ausgehend von einer Netzstudie der dena (Deutsche Energie-Agentur) volkswirtschaftlich bewertet (Kapitel 2.3.1). Neben den Potentialen und Kosten einer zeitlichen Entkopplung von Energieangebot und -bedarf (Kapitel 2.3.2) aus Sicht von Industrie und Haushalten, wird der Wert unterschiedlicher Speichertechnologien hinsichtlich ihrer Einsatzmöglichkeiten ökonomisch beurteilt (Kapitel 2.3.3).

Kapitel 3 zeigt, wie sich ein möglichst hoher Anteil von Windenergie in der dezentralen Energiewirtschaft in einer Gesamtbetrachtung der technisch-wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Faktoren realisieren lässt. Dazu werden unterschiedliche Anlagekonzepte vorgestellt und hinsichtlich ihrer Bedeutung für das Verbundsystem sowie einer optimalen Auslegung vor Ort bewertet (Kapitel 3.1). Kapitel 3.2 behandelt die Realisierung konkreter Windkraftprojekte, die neben der Projektierung (Kapitel 3.2.1) sowie dem Bau und Betrieb (Kapitel 3.2.3) auch hinsichtlich der Kosten optimiert werden können (Kapitel 3.2.3). Um das optimale Zusammenspiel der unterschiedlichen Projektbeteiligten zu gewährleisten und den wirtschaftlichen Erfolg eines Windvorhabens zu steigern, wird darüber hinaus eine Projektfinanzierung vorgeschlagen (Kapitel 3.3). Abschließend werden Beteiligungsmodelle (Kapitel 3.4) vorgestellt, die der regionalen Wertschöpfung dienen und sowohl kommunale wie privatwirtschaftliche Interessen mit dem Umweltschutz verbinden könnten.

Abschließend werden in Kapitel 4 die wesentlichen Erkenntnisse der Arbeit zusammengefasst und Defizite sowie Handlungsoptionen für einen möglichst hohen Anteil der Windenergie an der Stromerzeugung aufgezeigt.

1 Aktueller Stand der Windenergie in Deutschland

Der Ausbau erneuerbarer Energien nimmt stetig zu. Im Stromerzeugungsmix 2011 sind diese erstmals an Kernenergie als auch an aus Steinkohle gewonnener Energie vorbeigezogen und damit zum zweitwichtigsten Energieträger der Stromerzeugung Deutschlands geworden. Der Anteil von Windkraft stellt sich dabei erneut als die erfolgreichste der regenerativen Energiequellen heraus.^[2] Neben der sog. Onshore Windenergie, die alle Windkraftwerke auf dem Festland umfasst, beinhaltet der Begriff auch die Nutzung von Offshore Windkraft auf See, die in Deutschland bislang allerdings noch kaum genutzt wird.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Der Strommix in Deutschland im Jahr 2011

Quelle: eigene Darstellung mit Daten aus (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) 2011b)

1.1 Energieertrag, Verfügbarkeit, Potentiale

Der Markt für Windkraft wächst weltweit aufgrund unterschiedlicher Kosten- und Marktstrukturen unterschiedlich schnell. Während der Spitzenreiter China die Kapazitäten von 2009 um beinahe das Doppelte auf 44,7 GW (Gigawatt) in 2010 ausbauen konnte, steht Deutschland mit einem Zuwachs von 1,4 GW und damit 27,2 GW installierter Leistungskapazität weltweit auf Platz 3.^[3] Als Ursache für den geringen Zuwachs sehe man neben Finanzierungsproblemen, begrenzenden Höhen- und Abstandsregelungen für Windkraftanlagen auch Verunsicherungen hinsichtlich der Anforderungen für den Netzanschluss von Anlagen.^[4] Gleichzeitig erschwerten lange Kälteperioden im Jahr 2010 die Installation von Windkraftanlagen, so dass Projekte verzögert fertig gestellt und teilweise stark behindert wurden.^[5]

Die genutzte Windkraftleistung selbst sank 2010 trotz des Zubaus im Vergleich zum Vorjahr um 800 GWh (Gigawattstunden) auf 37,8 TWh (Terrawattstunden). Grund hierfür sei das ungewöhnlich windschwache Jahr gewesen.^[6] Eine Studie des Bundesverbands Windenergie e.V. kommt zusätzlich zu dem Schluss, dass „im Jahr 2010 […] zwischen ca. 72 GWh und 150 GWh aufgrund lokaler Netzengpässe überwiegend in Nord- und Ostdeutschland verloren gegangen" seien, ein Anteil von 0,2 bis 0,4 % der insgesamt in Deutschland eingespeisten Windenergie und einer damit verbunden Steigerung von bis zu 69% gegenüber 2009. Für einige Betreiber bedeutete dies einen Verlust von bis zu einem Viertel des gesamten Jahresertrags.^[7] Mit dieser Energiemenge wäre es möglich gewesen, 37.500 Haushalte über ein Jahr lang mit Strom zu versorgen.^[8]

1.1.1 Offshore

Im Bereich der Offshore Windenergieanlagen steht Deutschland noch am Anfang. Nachdem im ersten Halbjahr 2011 5 Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von über 25 MW im Meer installiert wurden, beträgt die Leistungskapazität durch insgesamt 54 Offshore-Anlagen nun 210 MW.^[9] Mit einem Energieertrag von 530 GWh lag der Anteil am Endenergieverbrauch durch Windkraft damit bei ca. 1 %, ein Zuwachs von 205 % verglichen mit dem Jahr 2010.^[10] Die Bundesregierung will den Ausbau von Offshore-Windenergie weiter beschleunigen. Das 2010 beschlossene Energiekonzept geht davon aus, dass bis 2030 etwa 75 Mrd. € investiert werden müssen, um die Offshore-Windleistung auf 25 GW ausbauen zu können. Aufgrund der Neuartigkeit der Technologie seien die Investitionsrisiken allerdings bislang nur „schwer kalkulierbar“.^[11]

Die geographischen Rahmenbedingungen unterscheiden sich dabei grundlegend von denen anderer europäischer Ländern. Das bedeutet zum einen, dass Deutschland im Vergleich zu den bislang im Offshore-Markt führenden Ländern Dänemark und Großbritannien eine geringere Küstenlänge vorzuweisen hat, die zudem noch intensiv durch Seefahrt, Fischerei, Tourismus und Militär genutzt wird. Zudem ergeben sich für die rechtlich festgelegten Distanzen zur Küste von 30 bis 100 km und der daraus resultierenden Wassertiefen hohe Kosten für Fundamente und Netzanschluss.^[12] Offshore-Anlagen seien damit „aufgrund der aufwendigen Netzanbindung sowie Gründung etwa doppelt so teuer wie Onshore-Anlagen". Auch die Wartung der Offshore-Windparks gestaltet sich aufgrund hoher Wellengänge als Herausforderung. Dagegen bedeutet die höhere Anzahl an Vollbenutzungsstunden^[13] von 3000 bis 3500h auf See im Vergleich zu Onshore-Anlagen mit ca. 2000h wiederum ein höheres Potential an Energieertrag.^[14]

Zu diesem Schluss kommt auch eine Studie der Wirtschaftsprüfungsgesellschaft KPMG International, die aufgrund der geographischen Aspekte unterschiedliche Risikoprofile für Offshore-Windkraftanlagen definiert. Hohe Investitionskosten, die Analyse der Einspeisevergütungen und der zu erwartenden Renditen zeigten, dass die Marktbedingungen in Deutschland im internationalen Vergleich nicht ausreichend attraktiv seien. Da Deutschland zudem bislang seine Ausbauziele nicht erreichen konnte bestehe die Gefahr, dass man "als Vorreiter bei der Windenergie den Anschluss bei der Entwicklung des zukunftsträchtigen Offshore-Marktes" verliere.^[15] Im Gegensatz zum Onshore Bereich engagieren sich in der Offshore Industrie aufgrund der Komplexität und der extrem hohen Investitionsvolumen für die mit bislang teilweise auf 90 Anlagen projektierten Windparks vor allem internationale Energiekonzerne, Investment-Gesellschaften und andere Großunternehmen.^[16]

1.1.2 Onshore

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die dezentrale Nutzung von Windkraft fokussiert in dieser Arbeit den Bereich der Onshore Windenergie, um Energie durch eine Vielzahl dezentral aufgestellter Windkraftanlagen zu erzeugen und ins Stromnetz einzuspeisen. An Land waren Schätzungen des deutschen Windenergie-Instituts zufolge Ende 2010 insgesamt etwa 21600 Windenergieanlagen mit einer Leistungskapazität von über 27 GW installiert.^[17] Real entsprach dies einem Energieertrag von 37,6 TWh.^[18] Im Vergleich zu den Neuinstallationen im Jahre 2009 gab es damit einen Rückgang des Leistungszubaus von 19%. Der Geschäftsführer des Verbands Deutscher Maschinen- und Anlagenbau Torsten Herdan betont, dass sich der deutsche Markt damit wieder auf dem Niveau von 1999 befinde. Gründe für den Einbruch des Onshore-Marktes seien Spätfolgen der Finanzkrise für Großprojekte als auch Unsicherheiten bei Netzanforderungen für die Windkraftanlagen. Der Präsident des Bundesverbands der Windenergie Hermann Albers fügt hinzu, „dass trotz neuer Flächenausweisungen in einigen Bundesländern die Räume für Neuanlagen weiter beschnitten werden. Abstandsregelungen und Höhenbegrenzungen verhindern einen effizienten Ausbau der Windenergie an Land“.^[19]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Technische Entwicklungen der Windenergieindustrie

Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an (Agentur für Erneuerbare Energien e.V. 2010a, S. 10)

Die Jahresbilanz für 2011 Ende Januar diesen Jahres zeigt wiederum einen Zuwachs von 30 %, mit einem klaren Aufwärtstrend hinsichtlich der ans Netz angeschlossenen Leistung und einer nunmehr kumulierten Gesamtleistung von über 29 GW.^[20] Auch der Ersatz alter Windkraftanlagen durch neue, leistungsstärkere und größere Anlagen sei unter anderem aufgrund neuer Vergütungsregeln attraktiver geworden. Mit diesem sog. „Repowering“ wird mit geringerer Zahl von Anlagen somit eine deutlich höhere Strommenge produziert. Die derzeit in der 2 MW Leistungsklasse typischen Anlagen können mittlerweile durch Leistungen von bis zu 6 MW ersetzt werden.^[21]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Stromerträge bei Anpassung der Höhe und Größe von Windkraftanlagen an den Standort

Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an (Agentur für Erneuerbare Energien e.V. 2010a, S. 10)

Dabei versprechen neue Flächen für Onshore Windkraftanlagen noch immense Ausbaumöglichkeiten. In Deutschland werde laut der Agentur für erneuerbare Energien (AEE) bislang nur ein Bruchteil des natürlichen Potentials der Windenergie genutzt. Gerade Standorte im Binnenland wie beispielsweise in den Mittelgebirgen seien noch nicht erschlossen. Die dortigen Erträge könne man mit guten Küstenstandorten vergleichen.^[22] Der Bundesverband Windenergie e.V (BWE) geht davon aus, dass insgesamt 2 % der geeigneten Fläche in Deutschland ausreichen, um die Leistung von Windkraft auf 198 GW zu steigern^[23]. Dies entspricht einem potentiellen Energieertrag von 390 TWh, 65 % des Bruttostromverbrauchs Deutschlands im Jahr 2010. Das vom Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) auf Plausibilität geprüfte Szenario geht unter Ausschluss von Wald- und Schutzflächen sowie unter Einbeziehung von Winddaten, Anlageabständen und Sensitivitätsanalysen sogar von einer potentiellen Flächennutzung von 7,9 % aus.^[24]

Die Diskussionen um das gesamte technisch ausschöpfbare Potential der Windenergie ist für den einzelnen Betreiber eigentlich nicht weiter von Bedeutung, da im Hinblick des einzelwirtschaftlichen Interesses die Nutzung einer erwiesenermaßen erprobten und wirtschaftlichen Technik ohnehin sinnvoll sei. Vielmehr werden die energiepolitischen Rahmenbedingungen hinsichtlich der erforderlichen Anpassung heutiger Erzeugungsstruktur und einer Gewährleistung der Versorgungssicherheit durch massiv notwendig gewordene Netzinvestitionen^[25] den ökonomischen Handlungsspielraum des Einzelnen stark beeinflussen. Das tatsächlich nutzbare Potential falle jedoch vorwiegend mit der politischen Durchsetzbarkeit der vom BWE und IWES gerade beschriebenen einschränkenden Bedingungen und dem gesellschaftlichen Stellenwert einer ökologisch gerichteten Energiewirtschaft.^[26] Für die Nutzung der Windenergie gelte daher das exemplarische Prinzip, das Herman Scheer^[27] für die Nutzung von Sonnenenergie hervorhob: „Die oft gestellte Frage, wie groß der Sonnenenergieanteil an der Energieversorgung sein könne, ist eigentlich unsinnig: Da das Potential der Sonnenenergie für die menschlichen Energiebedürfnisse mehr als ausreichend ist, gibt es auch keine Grenze […]. Die Größenordnung […] ist allein eine Frage des »Inputs«: Je mehr politische Initiativen und wirtschaftliche Investitionen, desto größer der Anteil“.^[28]

1.2 Erneuerbare-Energien-Gesetz

Die erste Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ersetzt seit dem Jahr 2000 das aus 1991 geltende Stromeinspeisungsgesetz, welches Netzbetreiber erstmals verpflichtete, Strom aus erneuerbaren Energien „in ihrem Versorgungsgebiet […] abzunehmen und den eingespeisten Strom […] zu vergüten.^[29] Um Anreize für die im Vergleich zu konventioneller Energieerzeugung nicht wirtschaftlichen Nutzbarkeit erneuerbarer Energien zu schaffen, erhielten Anlagebetreiber bis zu 20 Jahre lang festgelegte Vergütungssätze für eingespeisten Strom aus regenerativen Energien. Das Investitionsrisiko für Betreiber durch langfristig kalkulierbar gewordene Kapitalrückflüsse wurde somit sichergestellt. Durch die degressive Gestaltung der Vergütung selbst ist dabei auch gewährleistet, dass die Anlagen, welche mit fortschreitendem Ausbau durch Skaleneffekte in der Produktion effizienter und kostengünstiger herstellbar sind, künftig nicht überfördert werden.^[30]

Die EEG-Differenzkosten ergeben sich aus der Differenz der an Anlagebetreiber zu entrichtenden Vergütung einerseits und dem Erlös aus der Vermarktung erneuerbaren Stroms andererseits. Diese Kosten werden in der Form der sogenannten EEG-Umlage gleichmäßig über Netzbetreiber und Energieversorgungsunternehmen als Preisbestandteil des Strompreises auf den Stromkunden überwälzt.^[31] Differenziert betrachtet beschreibt dies damit die Kosten pro kWh produzierter regenerativer Energie, welche über die Erlöse aus der Vermarktung und gleichzeitig auch vermiedener Netzentgelte für die Hochspannungsnetze hinausgehen, da diese oftmals durch gleichzeitige Einspeisung und Entnahme der dezentral erzeugten Energie in vorgelagerten Spannungsebenen entlastet werden. Die damit tatsächlich auch auf die Verbraucher umgelegten Kosten durch Förderung von Windkraft auf dem Festland betrugen 2011 0,628 €-cents/kWh. Dies entspricht einem Anteil von rund 19 % an der vom nicht privilegierten Stromkunden^[32] zu entrichtenden EEG-Umlage über insgesamt 3,53 €-cents/kWh, wobei Windkraft mit knapp 40% den größten Anteil an der Stromerzeugung regenerativer Energien stellte.^[33]

Eine der wesentlichen Neuerungen des EEG aus 2009 betraf die Neuregelung des Einspeisemanagements, bei der Windenergieanlagen unter bestimmten Voraussetzungen im Hinblick auf die Gewährleistung ausreichender Netzstabilität vom Netzbetreiber selbst heruntergeregelt oder abgeschaltet werden, dafür jedoch finanziell entschädigt werden mussten. Eine vom BWE aufgegebene Studie zeigte, dass 2009 mindestens „1,6 GW installierte Windleistung […] im Jahr 2009 durch das Einspeisemanagement betroffen“ gewesen seien, wobei die Gründe hierfür „vermutlich Überlastungen im Hochspannungsnetz, an Hochspannungs-/Mittelspannungs-Umspannwerken und im Mittelspannungsnetz“ waren.^[34]

In der EEG-Novelle 2012 wird aufgrund der wachsenden Vergütungssummen und der damit verbunden Belastung der Stromkunden in Höhe von insgesamt ca. 13,5 Milliarden Euro im Jahr 2011 auch die Marktintegration erneuerbarer Energie durch eine zusätzliche Marktprämie (EEG 2012 § 33g) und dem neugeregelten Grünstromprivileg (EEG 2012 § 39) forciert. Anlagebetreiber sollen somit monatsweise wählen können, ob sie die gesetzlich garantierte Einspeisevergütung in Anspruch nehmen oder ob sie die erzeugte Energie direkt selbst an der Strombörse vermarkten wollen. Betreiber von Anlagen erhalten damit ihren Erlös direkt vom Stromkäufer und die dazu entstehende Differenz zur alternativ erhaltenen fixierten Vergütung, so dass dem Teilnehmer „das Vermarktungsrisiko weitestgehend genommen wird.“ Daneben erhält der Anlagenbetreiber auch eine zusätzliche Managementprämie, da er durch die selbsttätige Vermarktung die Kosten für die Vermarktung des Stroms beim Übertragungsnetzbetreiber vermeidet und damit entsprechend auch die EEG-Systemkosten mindert. Für Betreiber schaffe dies nicht nur den Anreiz in hochpreisigen Marktphasen ihre Anlagen planbar einzusetzen um damit ggf. höhere Rendite zu erwirtschaften, sondern auch erste Markterfahrung zu sammeln. Neben dieser nun eingeführten Berücksichtigung von Marktpreissignalen wurde auch das sog. Grünstromprivileg angepasst, welches die Kosten für Stromvertriebe um 2 ct/kWh verringert, sollten sie mindestens 50% ihres Stromportfolios aus erneuerbaren Energien beziehen. Die Übertragungsnetzbetreiber gehen in einer Mittelfristprognose bis 2016 davon aus, dass vor allem im Bereich der Onshore Windenergie das Marktprämienmodell großen Anklang finden wird.^[35]

Dies bestätigte sich bereits im Januar dieses Jahres, in dem eine selbstständige Vermarktungsquote von über 43 % erreicht wurde.^[36] Während der Branchenverband BDEW die Novellierung lobt und betont, dass erneuerbare Energien somit schrittweise in den Markt eingeführt werden, kommt von Seiten etablierter Konzerne aber auch vom Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) Kritik. Einerseits bringe laut Fritz Vahrenholt, dem Vorstandschef von RWE Innogy, die Managementprämie allein für den Windstrom Zusatzkosten in Höhe von 500 Millionen Euro mit sich.^[37] Daneben kritisiert der BWE die Anhebung der Degression für Vergütungen von Windenergie an Land und das fehlende Konzept, wie der Atomstrom in Zukunft ersetzt werden solle. Da dies nur bedeuten könne, dass fossile Kraftwerke an die Stelle atomarer treten, verspiele „die Bundesregierung die historische Chance, die Energiewende jetzt zu beschleunigen.“^[38]

1.3 Liberalisierung des Energiemarktes

Für den weiteren Ausbau der Windkraft in Deutschland spielen die über Jahrzehnte gewachsenen monopolistischen Strukturen der Stromversorgung eine wichtige Rolle. Dabei müsse laut EU-Richtlinien eine „eigentumsrechtliche, zumindest aber eine organisatorische Trennung von Erzeugung, Netzbetrieb und Verkauf umgesetzt“ werden, damit das Stromnetz „von Dritten diskriminierungsfrei sowohl für die Einspeisung als auch für die Durchleitung genutzt werden kann“.^[39]

Da es sich bei den Netzen jedoch um ein „natürliches Monopol“ handelt, blieb der von der EU angestrebte diskriminierungsfreie Zugang zum Stromnetz aufgrund einer fehlenden Regulierung lange Zeit aus, so dass sich die wenigen Versorger bei der Stromerzeugung und beim Betrieb der Übertragungsnetze halten und weiter konzentrieren konnten. Erst im Jahr 2005 wurde mit der Bundesnetzagentur eine Behörde zur Regulierung und Förderung des Wettbewerbs eingerichtet.^[40]

Vor dem Hintergrund eines diskriminierungsfreien Zugangs wurde lange Zeit auch die Gründung einer Deutschland Netz AG diskutiert, an der die bisherigen Betreiber nur noch eine Minderheitsbeteiligung halten würden, um die Netze in einer "unabhängigen und kapitalmarktfähigen Netzgesellschaft zusammenzuführen". Dieses Ziel ist mit dem auf Druck der EU-Kommission zustande gekommenen Verkauf des E.ON Hochspannungsstromnetzes an den niederländischen Netzbetreiber Tennet TSO Ende des Jahres 2009 jedoch sichtlich erschwert worden.^[41]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Übertragungsnetzbetreiber

Quelle: eigene Darstellung mit Daten aus (50Hertz Transmission GmbH 2012) und Verwendung der Firmenlogos

Das Übertragungsnetz von Vattenfall wurde 2010 durch den belgischen Netzbetreiber Elia mit seinem Tochterunternehmen 50Hertz Transmission übernommen, RWE hat die Mehrheitsanteile des Hochspannungsnetzes an die Commerz Real verkauft. EnBW hält bislang an seinem Übertragungsnetz fest. Auf der Verteilnetzebene ist der Marktanteil der Tochterunternehmen deutscher Energieversorger neben den ca. 700 regionalen und lokalen Verteilnetzbetreibern noch sehr hoch. Gerade in den Höchstspannungsnetzen habe sich ein erheblicher Modernisierungsstau in den Leitungen aufgebaut, da nach Angaben der Bundesnetzagentur das Durchschnittsalter von der verwendeten Masten bei teilweise über 50 Jahren liege. Der Bundesverband der Energieabnehmer als auch der Bund der Energieverbraucher wirft den Konzernen daher vor, die Investitionen in neue Stromnetze und Instandhaltungsmaßnahmen zu vernachlässigen.^[42]

Insgesamt sollen die Liberalisierung des Strommarkts und die damit einhergehende eigentumsrechtliche Entflechtung von Netzbetrieb und Energieerzeugung dazu führen, dass Stadtwerke und andere Energieversorger gegenüber den etablierten Energieversorgungsunternehmen in Wettbewerb treten. Während für Unternehmen mit mehr als 100.000 angeschlossenen Kunden dabei eine vollständig rechtlich-organisatorische Entflechtung angestrebt werden muss, sind für Unternehmen mit weniger Kunden lediglich buchhalterische oder informatorische Entflechtungen notwendig.^[43]

2 Entwicklung dezentraler Energiesysteme

Für erneuerbare Energien ist die „effiziente Integration von Windenergieleistungen an Land und auf See in das elektrische Verbundsystem sehr wichtig, da Windenergie mittelfristig das größte Potential hat, um den Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch zu erhöhen.“^[44] Die zentrale Fragestellung für die Energiewende und den zukünftigen Ausbau von Windkraft lautet daher, wie das zentralistisch geprägte Energieversorgungssystem angepasst werden kann. Im Gegensatz zu den bislang relativ wenigen fossilen und atomaren Kraftwerken, die den Strom konstant in Abhängigkeit vom Stromverbrauch einspeisen, erfordern die Schwankungen der Energieerzeugung von Windkraftanlagen abhängig von der lokalen Wetterlage neue Ansätze zur Systemintegration. Neben dem räumlichen Ausgleich durch eine Erhöhung der Netzkapazitäten werden auch Optionen vorgestellt und bewertet, die das volatile Angebot zeitlich mit dem Energiebedarf in Einklang bringen können.

2.1 Die Bedeutung der Netzintegration für die Windenergie

Die Integration von Windenergie in die bestehende Netzinfrastruktur ist notwendig, um deren schwankende Stromproduktion räumlich in ganz Deutschland auszugleichen. Während in Schleswig-Holstein bereits 2010 zeitweise mehr Windstrom produziert als verbraucht wurde, sind die Netzkapazitäten der Übertragungsnetze nicht ausreichend hoch genug, um den Strom nach Süddeutschland zu transportieren.^[45]

Die folgende Abbildung zeigt eine für den 3. Dezember 2011 in der Tennet-Netz Regelzone hohe Einspeisung von Windenergie^[46], die beinahe während des gesamten Tages die Stromnachfrage^[47] bei Weitem überstieg. Die Leistung konnte an angrenzende Netze weitergegeben werden wobei dies nur solang möglich ist, wie diese nicht auch selbst einen überschüssigen erneuerbaren Strom haben.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Windenergieeinspeisung und Stromnachfrage in der Tennet-Netz Regelzone am 3.12.2011

Quelle: eigene Darstellung mit Daten aus (TenneT TSO GmbH 2012)

Jeder Stromverbraucher in Deutschland ist über die Zwischenstufen des Nieder- (NS), Mittel- (MS) und Hochspannungsnetzes (HS) mit dem Höchstspannungsnetz (HöS) verbunden, in das die großen Kraftwerke einspeisen. Die verschiedenen Netze gliedern sich dabei in das europäische übergeordnete UCTE-Netz (Union for the Coordination of the Transmission of Electricity) ein, die Lastflüsse werden unter den Regionen mittels Umspannstationen aufgeteilt und so zu den einzelnen Verbrauchern weitergeleitet.

Während Windkraftanlagen historisch gesehen in der Regel im Mittelspannungsnetz angebunden werden, erfolgen heutzutage mit zunehmender Größe von Windparks auch Netzanschlüsse an die Hoch- und Höchstspannungsnetze.^[48] In der folgenden Abbildung wird die angeschlossene Windkraftleistung differenziert nach Spannungsebene erkennbar, wobei kleine Anlagen, die ans Niederspannungsnetz sowie an die Umspannstation zum Mittelspannungsnetz (Bsp. MS/NS) angeschlossen sind, aufgrund der insgesamt kumulierten geringen Leistungskapazität grafisch nicht sichtbar werden.^[49]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Entwicklung der installierten Leistungskapazität von Windkraftanlagen differenziert nach den Spannungsebenen Niederspannung, Mittelspannung

Quelle: eigene Darstellung und Berechnung mit Daten aus (Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V. (DGS) 2011)

Die wachsende Anzahl und installierte Kapazität von Windkraft an einer Vielzahl unterschiedlicher Standorte an und vor den Küsten, die teilweise weit von den Verbrauchsschwerpunkten im Süden entfernt liegen, als auch der Richtungswechsel des Stroms in Richtung hoher Spannungsebenen und einer damit einhergehenden erforderlichen Verstärkung dünn besiedelter Gegenden, machten die mittlerweile prinzipiell anerkannte Notwendigkeit deutlich, die Stromnetze für erneuerbare Energie auszubauen.^[50] Die Anforderungen im Versorgungssystem führten dabei bereits zu einer Reihe von technischen Entwicklungen von Windkraftanlagen, um die Qualität der Versorgungssicherheit in den Netzen bei dezentraler Energieeinspeisung zu gewährleisten.

Der Betrieb der Stromnetze selbst erfolgt von den Leitwarten der verschiedenen Netzbetreiber aus, die über Erfahrungswerte und aus vertraglichen Regelungen heraus Prognosen für die entstehende Last am kommenden Tag erstellen. Prognosefehler und Differenzen zwischen aktueller Stromnachfrage und Angebot müssen sofort ausgeglichen werden, da bei einem Überangebot die Spannung im Netz ansteigt bzw. bei Übernachfrage abfällt und somit ein Zusammenbruch der Netze droht. Aufgrund abweichender Prognosen und möglicher Kraftwerksausfälle ist daher immer zusätzliche Regelleistung notwendig, um auch kurzfristig für einen Ausgleich sorgen zu können.^[51] Beim Ausgleich einer Übernachfrage durch Zuschalten von Lasten verwendet man den Begriff „positive Regelenergie“, der Ausgleich eines Überangebots durch Abschalten von Erzeugungseinheiten wird über die „negative Regelenergie“ beschrieben. Die Beschaffung von Regelleistung eines dafür eigens vorhandenen Marktes unterliegt den Betreibern der Übertragungsnetze, wobei die benötigen Mengen auf einer gemeinsamen Online Plattform ausgeschrieben werden und hohen technischen Anforderungen unterliegen.^[52]

Der Ausgleich selbst ist hinsichtlich seiner Aktivierungs- und Änderungsgeschwindigkeit unterteilt. Da im Hoch- und Höchstspannungsnetz ein höherer Stromverbrauch zunächst durch die Bewegungsenergie aller rotierenden Massen der im Gesamtverbund beteiligten Kraftwerke gedeckt wird, kann durch die Drehzahlschwankungen, also durch die Aufnahme bzw. Abgabe von Energie durch Turbinen und Generatoren, die notwendige Netzfrequenz von 50 Hz und damit die Netzstabilität gewährleistet werden. Die „Primärregelung“, an der alle im Verbund angeschlossenen Kraftwerke beteiligt sind, muss dabei innerhalb von wenigen Sekunden ablaufen. Um die erforderlichen Reserven dafür bereitzustellen, haben sich die Verbundpartner geeinigt 2,5 % der möglichen Erzeugungsleistung von Kraftwerken freizuhalten. Um die Primärregelung unverzüglich wieder zu entlasten, wird gleichzeitig eine „Sekundärregelung“ veranlasst, so dass innerhalb von Minuten durch einen Leistungs-Frequenz-Regler eventuelle Leistungsdefizite ermittelt werden können, um die Netzfrequenz automatisch durch Zu- oder Abschalten schnell regelbarer Kraftwerkskapazitäten bei weiter steigender oder fallender Last konstant zu halten.^[53] Die Minutenreserve, auch „Tertiärregelung“ genannt,^[54] wird durch telefonische Anweisung vom Netzbetreiber beim Lieferanten angefordert und muss innerhalb von 15 Minuten in voller Höhe zur Verfügung stehen bzw. in derselben Zeitspanne auch wieder vollständig rückführbar sein.^[55]

Im Zuge der Liberalisierung durch anonyme Ströme im Netzbetrieb als auch durch die volatile Einspeisung von Windenergie hat sich die Prognostizierbarkeit benötigter Regelleistung stark gemindert, entsprechend sind auch die Kosten für die Vorbehaltung von Reservekraftwerken gestiegen. Die Primärregelung für Windkraftanlagen stellt an sich technisch kein Problem darstellt, da Schwankungen des momentanen Windangebots durch die großflächige dezentrale Aufstellung von Anlagen ausgeglichen werden können. Um den Verlauf der Windverhältnisse besser vorhersagen zu können und somit die benötigte Bereitstellung von Regelleistung für das gesamte Kraftwerkssystem zu mindern, arbeiten Netzbetreiber mit bewährten Prognoseverfahren, so dass die Abweichung zwischen Vorhersage und tatsächlicher Windleistung 24 Stunden im Voraus bei lediglich um die 10 % liegt und durch kurzfristigere Prognoseperioden weiter beträchtlich verbessert werden kann.^[56]

Durch die geforderte so genannte „(n-1)-Sicherheit“ sind die deutschen Stromnetze im internationalen Vergleich relativ sicher ausgelegt. Das (n-1) Kriterium beschreibt dabei die Pflicht der Netzbetreiber, dass bei Ausfall eines Betriebsmittels, also z.B. eines Transformators oder eines Übertragungssystems der Netzbetrieb weiter gewährleistet sein muss, damit es für den Verbraucher zu keinen Versorgungsunterbrechungen kommt. „Somit ist der Netzbetreiber berechtigt, bei windbedingter Netzüberlastung die Windenergieeinspeisung zu drosseln […], um die Netzstabilität zu wahren“.^[57] Echte Stromausfälle in der Vergangenheit seien zwar weniger auf die Windenergie zurückzuführen, als vielmehr auf extreme Wetterbedingungen wie beispielsweise Eislast und Nassschnee auf den Leiterseilen oder auch auf unzureichende Abstimmung zwischen den Übertragungsnetzbetreibern, wie im Falle der 2006 abgeschalteten 380 kV Leitung im E.ON Netzbetrieb. Nichtsdestotrotz können bei starken Windverhältnissen Überlastungen der Netze entstehen. Moderne Windenergieanlagen sind dabei im Gegensatz zu großen thermischen Kraftwerken problemlos und ohne jegliche technische Gefährdung kurzfristig abregelbar.^[58] Durch die Netzanschlussregeln, den „grid-codes“, müssen Anlagen mittlerweile auch ausdrücklich zur Systemstabilität beitragen und technisch so geregelt werden können, dass sie unter der maximal erzielbaren Leistung gefahren werden, sollte die Netzfrequenz stabilisiert werden müssen. Die durch die Wirkleistungsbegrenzung mögliche Regulierung der Anlagen mit den dadurch entstandenen Erlöseinbußen müssen dann jedoch auch finanziell vom Netzbetreiber kompensiert werden.

Für den Transport des Stroms im Netz ist neben der Wirkleistung, die auch tatsächlich in Form von Bewegung, Licht oder Wärme genutzt, sog. Blindleistung erforderlich, die für Stromleitungen sowie das An- und Abschalten elektrischer Geräte und den damit verbundenen Aufbau von Magnetfeldern beim Verbraucher benötigt wird, die Stromleitungen aber auch zusätzlich belastet. Bei einem Mangel sinkt jedoch die Spannung im Netz ab, so dass Verbraucher für die Erhaltung der Leistung einen noch größeren Blindstrom verlangen, was wiederum zu einer noch stärkeren Belastung und damit einem Blackout der Stromnetze führen kann.^[59] Dem Netzbetreiber muss es also möglich sein, mittels frequenz- und spannungsregelnder Einrichtungen an der Anlage selbst die Aufgabe des „Fern-Aus“ bei kritischen Netzzuständen sowie der Beschränkung von Wirk- und Bereitstellung von Blindleistung zu übernehmen. Als Anreiz für die Bereitstellung der Funktionen zur Fernsteuerung erhalten Anlagenbetreiber dafür einen nach EEG zusätzlich vergüteten Systemdienstleistungsbonus.^[60]

Mit dieser Steuerung könnte die Teilnahme am Regelenergiemarkt zukünftig auch für Windkraftanlagen hinsichtlich der Bereitstellung negativer Leistung eine Option sein. Mit der Novelle des EEG 2012 und der risikoneutralen Marktprämie sowie überarbeiteten Zulassungsregelungen für den Regelleistungsmarkt sind dafür entscheidende Voraussetzungen geschaffen worden. Netzbetreiber können sich ihren Bedarf damit künftig auch über Windkraftanlagen an der Strombörse beschaffen.^[61]

Die Einspeisung großer Mengen Windenergie hat Auswirkungen auf das gesamte Kraftwerkssystem. Die bislang für die Grundlast^[62] eingesetzten Kraftwerke, vor allem Braunkohle- und Kernkraftwerke, werden aus technisch-ökonomischen Gründen an der Volllastgrenze betrieben und sind nur schwer regelbar. Die vorrangige Einspeisung erneuerbarer Energien wird dabei nach und nach die Anzahl der Jahresstunden senken, in denen Grundlastkraftwerke dazu beitragen, die Stromnachfrage zu decken. Dieser Effekt zeigte sich bereits bei schwacher Last im Netz und starkem Wind im Netzgebiet von Vattenfall im Jahr 2007.^[63] Durch die ambitionierten Ausbauziele für Erneuerbaren Energien wird damit auch die Wirtschaftlichkeit der Grundlastkraftwerke selbst gemindert und könnte dazu führen dass diese, wie nach dem Branchenverband Erneuerbare Energien in der nachfolgenden Abbildung dargestellten Stromerzeugung im Jahr 2020 erkennbar, gänzlich ihre Bedeutung verlieren.^[64]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Stromerzeugung über eine Juliwoche im Jahr 2020

Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an (Quaschning 2010)

Als Mittellastkraftwerke, die für einen gewohnten Anstieg und Schwankungen der Stromnachfrage während des Tages betrieben und nachts abgeschaltet oder zumindest heruntergefahren werden,^[65] kommen heutzutage hauptsächlich Steinkohlekraftwerke zum Einsatz.^[66] Große Abweichungen im Minutenbereich für die Sekundärregelung werden durch Spitzenlastkraftwerke abgedeckt, wie beispielsweise Gas- oder Pumpspeicherkraftwerken, zukünftig eventuell auch durch neue Speichersysteme. Die Erzeugung regenerativer Energien geht heute bislang hauptsächlich zu Lasten von Mittel- und Spitzenlastkraftwerken.^[67] Auch hier wird deutlich, dass die Verdrängung eines auf konstante Produktion ausgerichteten Kraftwerks zu Lasten des spezifischen Brennstoffverbrauchs^[68] geht, obgleich diese für die Spannungshaltung im Netz ihre Bedeutung behalten mögen. Perspektivisch wächst mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien der Bedarf an schnell regelbaren Reservekraftwerken, die auch bei niedriger Volllaststundenzahl wirtschaftlich betrieben werden können. Prinzipiell kommen dafür aufgrund der geringen spezifischen Investitionskosten bislang ausschließlich Gasturbinenkraftwerke in Frage.^[69]

Das mit den planbar einspeisenden fossilen Kraftwerken gewachsene Konzept der Einteilung von Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerken greift für einen vom Charakter her volatilen Energieträger also nur begrenzt. Es gilt daher die Flexibilität des Gesamtsystems zu erhöhen. Neben einer Erhöhung der Übertragungskapazität sind auch Lösungen gefragt, um jederzeit einen Ausgleich von Windangebot und Stromnachfrage erzielen zu können.

2.2 Anforderungen an die Struktur dezentraler Energieversorgung

Um das Angebot beständiger zu gestalten werden im Folgenden Möglichkeiten zur Erhöhung der Übertragungskapazitäten im Netz vorgestellt. Durch Lastmanagement-Maßnahmen in Industrie und Privathaushalten kann ein momentan starkes bzw. geringes Windangebot zeitlich mit der vom Verbraucher nachgefragten Strommenge zusammengeführt werden. Bei langfristigen Windflauten ist jedoch ein zeitlicher Ausgleich durch Stromspeichertechnologien unumgänglich.

2.2.1 Netzoptimierung

Mit dem zukünftigen Ausbau der Windenergie in Deutschland beschäftigt sich auch eine Studie der dena (Deutsche Energie-Agentur GmbH^[70] ), die sich als „Kompetenzzentrum für Energieeffizienz, erneuerbare Energien und intelligente Energiesysteme“^[71] mit unterschiedlichen Szenarien für die Integration eines Anteil von 39% erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015-2020 beschäftigt. Dabei werden unter anderem Optionen zur Minimierung des Netzausbaus vorgestellt, etwa durch die Erhöhung der Transportkapazität der bisherigen Stromnetze durch Freileitungs-Monitoring und Hochtemperaturseile.^[72]

Die Transportkapazität einer Stromleitung wird durch den Abstand des Leiterseils zum Boden begrenzt. Hohe Ströme und die damit verbundenen höheren Temperaturen in den Leitungen führen zu einer thermischen Ausdehnung und damit zu einem größeren Durchhang des Leiterseils, wodurch der Abstand zum Boden verringert wird. Die gesetzlich vorgeschrieben Einhaltung des Sicherheitsabstandes zum Boden ist jedoch zwingend erforderlich. Die Kapazität einer Stromleitung wird daher nach extremen klimatischen Umgebungsbedingungen bei Windstille und 30° C definiert,^[73] eine Überschreitung der Betriebstemperatur von 80° C muss dabei nach europäischer Norm vermieden werden. Die Ermittlung der wetterbedingten Transportkapazität sowie die Einbindung in das Netzführungssystem, kurz Freileitungs-Monitoring (FLM) genannt, bietet damit gerade in Regionen mit hoher Windenergieeinspeisung die Möglichkeit, dass hohe Lasten in den Leitungen mit der bei starkem Wind hohen Transportkapazität positiv zusammenfallen und somit eine stärkere Auslastung der Leitungen ermögliche.^[74] Sinkt also beispielsweise die Umgebungstemperatur von 35 °C auf 20 °C ab bei gleichzeitiger Erhöhung der Windgeschwindigkeit von 0,6 m/s auf 2,0 m/s, so sinke die Leitertemperatur von 80 °C auf unter 50 °C. Die Stromstärke könne somit auf 150 % der Ausgangsstromstärke erhöht werden, ohne dass die Leitertemperatur den kritisch festgelegten Wert überschreitet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 8: Schema zur Reduzierung der Einspeisebeschränkung für Windenergie durch Freileitungsmonitoring (FLM)

Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an (Jarass et al. 2009, S. 71)

Allerdings erhöht ein Freileitungs-Monitoring die Transportkapazität bei sehr langen, von den Windkraftanlagen weit entfernten Höchstspannungsleitungen nicht mehr so stark wie die typischerweise in der Nähe der Windkraftanlagen stehenden Hochspannungsleitungen, da Wind bzw. niedrige Temperatur und hohe Energieeinspeisung deutlich geringer zeitlich korrelieren. Während an der Küste starker Wind bei niedrigen Temperaturen wehe, könne es im deutschen Mittelgebirge beispielsweise durchaus windstill und warm sein, so dass in diesem Fall durch das Monitoring keine wesentliche Erhöhung der Fernübertragungsleistung erreicht werden kann.^[75] Selbst in den kritischen Abschnitten der Freileitungen, den so genannten „Hotspots“, bei denen lokale Abschattungseffekte^[76] die Belastbarkeit der Leitungen im Vergleich zu Netzen mit freier Windanströmung stark mindern könnte, kann bei hohen Windgeschwindigkeiten die Strombelastbarkeit erheblich über der Normbelastbarkeit liegen. Daneben sei auch der Einsatz von Hochtemperaturseilen für sehr ungünstige „Hotspots“ zu prüfen, welche dauerhaft mit einer höheren Temperatur als die von der Norm vorgesehenen 80 °C betrieben werden könnten.^[77]

Gerade für hohe Windenergieeinspeisung und einer dadurch erheblichen kurzzeitigen Zusatzbelastung sind kommerziell verfügbare Hochtemperaturseile technisch geeignet, da die Belastbarkeit im Dauerbetrieb auf über 120 °C oder für kurzzeitige Spitzenlasten auf um die 200 °C steigen kann. Die höheren Leitungsverluste, die laut Kritikern mit der höheren Übertragungsleistung entstehen, würden einerseits durch die stark schwankende Einspeisung gedämpft, die nur in 20 bis 30 % der Jahresstunden auch tatsächlich die volle Auslegungsleistung der Leitung erreiche. Andererseits würden sie auch dadurch kompensiert, dass selbst in einem Fall der Vollauslastung genügend Windenergie zur Verfügung stände, um die Verluste auch ohne zusätzliche Energieproduktion konventioneller Kraftwerke zu erhöhen.^[78] Die dena kritisiert in ihrer Studie, dass ein großräumiger Einsatz der in der Studie analysierten TAL-Hochtemperaturseile^[79] in vorhandenen Trassen die Errichtung neuer Masten erfordere, um die erhöhten Bodenabstände einzuhalten. Die hierfür notwendigen Investitionen seien größer als ein Neubau in konventioneller Technik mit normalen Masthöhen.^[80]

Eine Studie der Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule Aachen (RWTH) Ende 2011 belegt dagegen, dass die betrachtete Annahme der dena zur Modellierung einer Minimierung des Zubaubedarfs mittels TAL-Seilen „zur zuverlässigen Abschätzung der Kosten und damit des Potentials des Einsatzes von Hochtemperaturleitern […] nicht gesichert ist“. Aluminum Conductor Composite Reinforced (ACCR) Hochtemperaturleiter, Seile aus einer speziellen Aluminium-Keramik-Verbindung, können sich bei plötzlich sehr hoher Einspeisung von Windstrom noch bis über 210 Grad Celsius erhitzen ohne sich zu verformen oder durchzuhängen, da sich der Kern aus einem Keramikfaser-Aluminium-Verbundwerkstoff im Gegensatz zu Hochtemperaturleitern mit Stahlkern in geringerem Maße thermisch ausdehne.^[81] Hochtemperaturleiter wie der ACCR-Leiter hätten daher den Vorteil, dass sie üblicherweise gegen einen bestehenden Leiter auf vorhandenen Masten ausgetauscht werden können. Dies senke nicht nur die Kosten, sondern spare zudem auch Zeit, da die hierfür notwendigen Genehmigungsverfahren vergleichsweise kurz seien.^[82] Netzbetreiber erproben derzeit den Einsatz, wie etwa 50 Hertz in einer Pilotanlage im Umspannwerk Güstrow in Mecklenburg-Vorpommern.^[83]

Kritik an der Studie der dena kommt auch von der Agentur Erneuerbare Energien e.V., die die Möglichkeiten einer Systemoptimierung als nicht hinreichend betrachtet sieht. Daneben eigne sich der Netzausbau mittels neuer Freileitungen auch nicht dazu, die Akzeptanz vor Ort zu erhöhen. Gegenüber einem Ausbau der Stromnetze mit konventioneller Technik, die zwar zugegebenermaßen besser erprobt ist, würden die vorgestellten Optionen FLM und Hochtemperaturseile zur Netzverstärkung auch die Akzeptanz in der Gesellschaft erhöhen.^[84]

Über die beiden Optionen hinaus werden auch zunehmend Erdkabel als technisches Äquivalent zu Freileitungen diskutiert, die gegenüber Freileitungen von Bürgern wie auch Naturschutzverbänden durchweg als notwendig akzeptiert angesehen werden.^[85] Obwohl für die regionalen Hochspannungsnetze und die mittlerweile immer stärker auf der Höchstspannungsebene betriebenen überregionalen Netze bis heute Freileitungen vorherrschend sind, werden in sensiblen Regionen im Hochspannungsbereich zunehmend auch Erdkabel eingesetzt, wie es im Mittelspannungs- und Niederspannungsbereich schon seit längerem üblich ist. Kunststoffisolierte VPE -Kabel^[86] sind dabei weltweit der bewährte technische Standard für geringe Distanzen bis zu 20 km. Da diese aufgrund diverser elektromagnetischer technischer Problem bei steigender Leistungskapazität und Länge technisch und wirtschaftlich nicht sinnvoll sind, wird derzeit vor allem die Verlegung von Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Kabeln (HGÜ) unter der Erde erprobt, die dank neuer Technik Drehstrom^[87] verlustarm in Gleichstrom^[88] umwandeln kann. So ist im Gegensatz zu Wechselstromkabeln ein erheblich geringerer Aufwand an Leitermaterial und Isolation erforderlich.^[89]

Da Erdkabel HGÜ nur geringe Mehrkosten gegenüber Freileitungen mit langer Betriebserfahrung verursachen, sollten neue Hochspannungsleitungen bis 150 kV vollständig als solche ausgeführt werden.^[90] Neben der geringen Störungshäufigkeit von Erdkabeln lassen sich auch die Argumente der Landschaftsbeeinträchtigungen, die zu einem erhöhten Widerstand in der Bevölkerung führe, verringern.^[91] Da die Verlegung von Erdkabeln zudem mit einer Genehmigungszeit von 1-2 Jahren im Gegensatz zu der für Freileitungen mit 5-8 Jahren schneller umsetzbar sei, stelle sie eine attraktive Option dar um den erzielbaren Nutzen von Windkraft nicht zu blockieren.^[92]

2.2.2 Lastmanagement

Der räumliche Ausgleich der Nutzung von Windenergie durch den Zubau bzw. den Umbau von Leitungen kann das Angebot beständiger gestalten. Mit der Anpassung der Stromerzeugung an den Bedarf durch den verstärkten Einsatz einer großen Anzahl schnell regelbarer Reservekraftwerke auf Basis von Gas wird jedoch weiterhin nur die Erzeugungsseite gesteuert.^[93] Dieser flexiblen Seite mit den daraus resultierenden stark schwankenden Erzeugungspreisen steht bis heute eine weitgehend unelastische Nachfrageseite gegenüber, die auf Schwankungen der Angebotspreise nur sehr begrenzt reagiert.^[94]

Es stellt sich damit die Frage, ob durch eine Aktivierung nachfrageseitiger Verlagerungspotenziale durch den Einsatz von Lastmanagement die Gesamteffizienz des Stromversorgungssystems gesteigert werden könnte. Lastmanagement im Sinne dieses Abschnitts sind alle Maßnahmen, die geeignet sind um die Residuallast durch zeitliche Entkopplung von Angebot und Nachfrage zu glätten. Die Residuallast bezeichnet dabei die von Verbrauchern nachgefragte Leistung abzüglich des Anteils volatiler Energieträger, die von Reservekraftwerken gedeckt werden muss. Kosteneinsparungen für das Gesamtsystem ergeben sich bei der Glättung dann dadurch, dass sich die installierte Kraftwerksleistung nicht mehr an der Jahreshöchstlast orientieren müsste und die Effizienz durch Vermeidung teillastbetriebener fossiler Kraftwerke steigt - die Bereitstellung von Regelleistung also gemindert wird.^[95]

[...]

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^[1] {Deutsche Energie-Agentur 2005 #37: 4}

^[2] Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) 2011c

^[3] World Wind Energy Association 2011

^[4] Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) 2011b

^[5] Klaus Novy Institut e.V. 2011, S. 23

^[6] Bundesregierung 2012

^[7] Bömer 2011, S. 14

^[8] Deutsche Presse-Agentur 2011

^[9] Ender 2011

^[10] Musiol und Nieder 2011

^[11] Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) 2010, S. 8

^[12] Richter 2009, S. 14f

^[13] Unter Vollbenutzungsstunden versteht man die Summe der Stunden, die ein Erzeuger mit maximaler Leistung in einem Jahr arbeitet.

^[14] Kühl 2010, S. 630

^[15] KPMG AG 2007, S. 74-76

^[16] Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) 2011e, S. 13

^[17] Deutsches Windenergie-Institut (DEWI) 2011

^[18] Musiol und Nieder 2011

^[19] Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau e.V. (VDMA) und Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) 2011

^[20] Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) 2012

^[21] KPMG AG 2009, S. 7–18

^[22] Agentur für Erneuerbare Energien e.V. 2011

^[23] In der Studie werden der Ertragsrechnung 3MW Anlagen mit 100 m Nabenhöhe und 100 m Rotordurchmesser betrachtet. Sollten diese Anlagen keine 1600 Volllaststunden erreichen, werden Turbinen mit 150 m Nabenhöhe und 115 m Rotordurchmesser zugrunde gelegt. Sollten auch diese die Volllaststundenzahl nicht erreiche, wird keine Windkraftanlage installiert.

^[24] Bofinger et al. 2011

^[25] Schwab 2012, S. 216

^[26] Hau 2008, S. 673–677

^[27] Hermann Scheer (* 29.04.1944,…14.10.2010) war Abgeordneter des Deutschen Bundestags, Vorsitzender des Weltrats für Erneuerbare Energien (WCRE), Präsident der Europäischen Vereinigung für Erneuerbare Energien EUROSOLAR e.V., Träger des Alternativen Nobelpreises, wissenschaftlicher Publizist und Autor.

^[28] Scheer 1994, S. 114

^[29] Bundesgesetzblatt o. J.

^[30] Dürrschmidt et al. 2009, S. 4f

^[31] Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) 2011d, S. 30,32, Jarass et al. 2009, S. 101f

^[32] Die EEG-Umlage wird für privilegierte Verbraucher, zu denen stromintensive Unternehmen mit mehr als 20% Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung gehören, grundsätzlich auf 0,05 €-cents/kWh begrenzt.

^[33] Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) 2011d, S. 14, 27f, 40

^[34] Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) 2010b

^[35] Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) 2011d

^[36] Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) 2012

^[37] Flauger und Stratmann 2012

^[38] Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) 2011a

^[39] Jarass et al. 2009, S. 58f

^[40] Kunz 2011, S. 13f

^[41] Hesse und Baumülller 2009

^[42] Kunz 2011

^[43] Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU) 2011, S. 17

^[44] Deutsche Energie-Agentur (dena) 2005, S. 4

^[45] Agentur für Erneuerbare Energien e.V. 2010c, S. 56f

^[46] Die Daten zur tatsächlichen Höhe der physikalischen Gesamtwindenergieeinspeisung (Summe aus on- und offshore) in der Regelzone der Tennet TSO GmbH basieren auf einer Hochrechnung der Einspeisewerte online gemessener repräsentativer Windparks.

^[47] Die vertikale Netzlast ist die vorzeichenrichtige Summe aller Übergaben aus dem Übertragungsnetz in der Regelzone TenneT TSO GmbH über direkt angeschlossene Transformatoren und Leitungen zu Verteilungsnetzen und Endverbrauchern.

^[48] Koschinsky und Effern

^[49] Die Darstellung soll die Größenverhältnis der Spannungsebenen verdeutlichen, an die Windkraftanlagen heutzutage angeschlossen werden. Die Daten beruhen auf dem bundesweiten Anlageregister der Netzbetreiber. Die kumulierte Leistungskapazität macht jedoch deutlich dass die Leistungswerte trotz einer nach EEG geregelten Veröffentlichungspflicht von der tatsächlich installierten Windenergiekapazität abweichen.

^[50] Jarass et al. 2009, S. 60f

^[51] Twele und Heilmann 2010, S. 484

^[52] Jarass et al. 2009, S. 256

^[53] Leuschner 2007, S. 131f

^[54] Amprion GmbH o. J.b

^[55] Deutsche Energie-Agentur (dena) 2010b, S. 376

^[56] Twele und Heilmann 2010, S. 486–489

^[57] Twele und Heilmann 2010, S. 491

^[58] Jarass et al. 2009, S. 61,64

^[59] Oswald, S. 4f

^[60] Twele und Heilmann 2010, S. 492

^[61] Kunz 2011, S. 20

^[62] Als Grundlast wird dabei die Belastung des Stromnetzes bezeichnet, welche während eines Tages nicht unterschritten wird. Aus technischen und wirtschaftlichen Gründen werden die dafür eingesetzten Kraftwerke möglichst ununterbrochen betrieben.

^[63] Jarass et al. 2009, S. 272–275

^[64] Agentur für Erneuerbare Energien e.V. 2010b, S. 20–29

^[65] Amprion GmbH o. J.a

^[66] E.ON Kraftwerke GmbH 2010

^[67] Quaschning 2010

^[68] Der spezifische Brennstoffverbrauch ist das Maß für die Effizienz verschiedener Kraftwerkstypen um beschreibt das Verhältnis zwischen Brennstoffeinsatz und abgegebener Stromerzeugung. Die Effizienz von Steinkohlekraftwerken liegt beispielsweise bei ca. 40 %

^[69] Jarass et al. 2009, S. 266–272

^[70] Die Deutsche Energie-Agentur GmbH ist mehrheitlich in Staatseigentum. Allianz SE, Deutsche Bank AG und die DZ BANK AG halten 8 % der Anteile, laufende Mittel erhält die dena aus der Energiewirtschaft sowie aus Förderprogrammen und Aufträgen.

^[71] Deutsche Energie-Agentur (dena) o. J.

^[72] Onshore Windkraft wird nach Annahme der dena mit 37 GW Erzeugungskapazität den größten Anteil erneuerbarer Energien im Jahr 2020 stellen.

^[73] Twele und Liersch 2010, S. 490f

^[74] E.ON Netz GmbH 2007

^[75] Jarass et al. 2009, S. 68–72

^[76] Als Hotspots werden in der Studie Waldschneisen, Berge und Täler bezeichnet, die zu einer Beeinflussung und starken Minderung der Windgeschwindigkeit führen können.

^[77] Lange und Focken 2008, S. 6f

^[78] Jarass et al. 2009, S. 74

^[79] TAL steht für temperaturbeständiges Aluminium. Durch die Beimischung von Zirkon zum Aluminium wird die maximal zulässige Dauerbetriebstemperatur der Freileitungen von 80 auf 150°C erhöht, einer Steigerung der Leitungskapazität um bis zu 50%.

^[80] Deutsche Energie-Agentur (dena) 2010b, S. 14

^[81] Schnettler 2011

^[82] 3M - Minnesota Mining and Manufacturing 2011

^[83] 50Hertz Transmission GmbH 2011

^[84] Kunz 2011, S. 18

^[85] Hüttner 2010, S. 38

^[86] VPE: vernetztes Polyethylen

^[87] Drehstrom: Dreiphasenwechselstrom für große elektrische Leistungen der leicht auf höhere Spannungen transformiert werden kann.

^[88] Gleichstrom : kontinuierlicher Leistungsübertragung mit geringem Leitungsaufwand, dafür höheren Kosten bei den Stromrichterstationen (HGÜ ↔ Drehstrom)

^[89] Oeding et al. 2004, S. 849f

^[90] Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) 2008, S. 8–11

^[91] Jarass et al. 2009, S. 75

^[92] Kruck und Ludger, S. 97f

^[93] Kunz 2011, S. 22

^[94] Klobasa und Erge 2010, S. 3f

^[95] Hüttner 2010, S. 50f