Solarbrief. Zusammenwirken von Photovoltaik, Windkraft und Energiespeichern für die Energiewende

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1 Solarbrief Zeitschrift des Solarenergie-Fördervereins Deutschland e.v. (SFV) 2. Ausgabe 2012 Zusammenwirken von Photovoltaik, Windkraft und Energiespeichern für die Energiewende Karikatur: Gerhard Mester

2 Inhalt Seite 4... Beitrag von Photovoltaikanlagen mit integrierten Stromspeichern zur Energiewende Ausführliche Erläuterungen und Argumentationshilfen zu einem Vorschlag des Solarenergie-Fördervereins Deutschland (SFV): Von Wolf von Fabeck Seite 28.. Seite 30.. EEG Eine Katastrophe für den Klimaschutz Von Wolf von Fabeck Systematische Windnutzungsplanung Optimierung für Anwohner, Natur und Klimaschutz: Von Horst Kluttig Karikatur: Gerhard Mester Der Energiewenderechner ist ein Informations- und Organisationsprogramm: Er hilft beim Vergleich unterschiedlicher Lösungsansätze, wie Deutschland seinen Energiebedarf vollständig und klimaschonend aus heimischen Erneuerbaren Energien decken kann. Er liefert Daten, um die technischen Potentiale der verschiedenen Erneuerbaren Energien realitätsnah abzuschätzen und die Eckwerte der bisherigen Energieversorgung Deutschlands darzustellen. Er zeigt auf, wo es Möglichkeiten zur Effizienzsteigerung gibt und er unterstützt Politiker bei der Gestaltung der energiepolitischen Rahmenbedingungen. Für wen? Besonders gedacht ist der Energiewenderechner für Umweltorganisationen, für Technik-Journalisten, für Lehrpersonal an technischen Schulen, für Berater von Politikern, sowie für alle Menschen mit technischem Verständnis, die nach Argumenten und Fakten für eine rasche Umstellung der Energieversorgung auf Erneuerbare Energien suchen. Impressum (SFV) Bundesgeschäftsstelle, Frère-Roger-Str. 8-10, Aachen Tel.: 0241 / , Fax: 0241 / , zentrale@sfv.de, Bürozeiten: Mo-Fr SFV-Infostellen: Nordbayern, Amberg, Würzburg, Düsseldorf (nähere Infos und Kontaktmöglichkeiten unter SFV-Mitgliedschaft: Jahresbeitrag: mind. 61,36, ermäß. Beitrag: mind. 23,01 (Mitgliedsbeiträge und Spenden sind steuer abzugsfähig.) Solarbrief: vierteljährlich, Einzelpreis 6 Für Mitglieder ist der Bezug des Solarbriefes im Mitgliedsbeitrag enthalten. Spender erhalten den Solarbrief als Dankeschön. Werbeanzeigen: Der Solarbrief ist frei von bezahlten Anzeigen. Bankverbindung: Pax-Bank Aachen, BLZ , KtoNr.: BIC: GENODED1PAX IBAN: DE Beiträge von: Wolf von Fabeck (V.i.S.d.P.), Horst Kluttig Layout: Susanne Jung Auflage: 5000 Erscheinungsdatum: Juli 2012, Redaktionsschluss: 5. Juli 2012 Druckerei: Zypresse: gedruckt auf 100% Recyclingpapier ISSN Titelbild: Gerhard Mester 2

3 Editorial Vollendete Tatsachen schaffen, bevor es zum Regierungswechsel kommt: Windenergie aufs Meer verbannen, überdimensionierte Fernübertragungsnetze für Strom aus neuen (Braun-)Kohlekraftwerken über das Land spannen und unter dem Vorwand, die Verbraucher vor hohen Strompreisen zu schützen, sozusagen nebenbei die Pleite vieler Solarunternehmen in Kauf nehmen. So stellt sich derzeit die Energiepolitik von Schwarz- Gelb dar und - das ist das perfide dabei - wird für die Gutgläubigen unter den Bürgern auch noch mit dem Wort Energiewende unterlegt. Die Energiewende wird so zur Farce. Der vorliegende soll deshalb einiges wieder zurechtrücken, bessere Alternativen aufzeigen, fundiertere Argumente an die Hand geben. Er wendet sich an alle, für die der Kampf gegen den Klimawandel Priorität hat. Zuerst eine wichtige Erkenntnis: Der Vorwurf der Stromwirtschaft, der Ausbau der Erneuerbaren Energien würde durch den Widerstand der Umweltbewegung gegen den Netzausbau verzögert, ist nicht zutreffend. Bei einem Weiter-So-Wie-Bisher wird das Wachstum der Erneuerbaren Energien schon bald aus technischen Gründen bei Gesamtleistungen der Erneuerbaren in der Größenordnung von 30 bis 40 GW an einer unsichtbaren Grenze enden. Ein Ausbau der Fernübertragungsnetze hat darauf keinen Einfluss. Diese Erkenntnis dürfte - zumindest in Kreisen der Umweltbewegung - eine Sensation sein und könnte insbesondere bei den Naturschutzverbänden zu einer völligen Neubewertung der Fernübertragungs-Ausbaupläne führen. Ein rascher Umstieg auf 100 Prozent Erneuerbare heimische Energien - jedes einzelne Wort ist hier von Wichtigkeit - ein solcher Umstieg verlangt weder jetzt noch auf lange Sicht einen grundlegenden Ausbau der Fernübertragungsnetze. Wie es bei einem Weiter-So zur Blockade der Erneuerbaren kommt, und welche Maßnahmen stattdessen zum Ziel führen, das zu beurteilen, verlangt Kenntnis der energietechnischen Zusammenhänge. Der Hauptbeitrag in diesem Heft unternimmt deshalb den Versuch, diese Zusammenhänge auch naturwissenschaftlich interessierten Laien nahezubringen und appelliert insofern an die Geduld der Experten. Für diese steht ein konzentrierterer Beitrag zum gleichen Thema im Internet unter de/pdf/pv_wind_speicher_83pdf.pdf Beide Beiträge sind in monatelangen konstruktiven Diskussionen mit ungezählten Leserbriefschreibern, mit den Vorstandskollegen, den Mitarbeiterinnen der Geschäftsstelle, vielen ehrenamtlichen Mitarbeitern und Freunden des Solarenergie-Fördervereins entstanden. EUROSOLAR hat mit einem Speichersymposium am ein effektives Diskussionsforum geboten. Namentlich erwähnen möchte ich die Professoren Eberhard Waffenschmidt (elektrische Netze, FH Köln), Ingo Stadler (Erneuerbare Energie und Energiewirtschaft, FH Köln) und Volker Quaschning (Regenerative Energiesysteme, HTW Berlin), sowie Herrn Michael Brodt und Herrn Klaus Köln (UfE GmbH), denen ich wertvolle Anregungen und Bestätigungen verdanke. Ich möchte an dieser Stelle allen sehr herzlich danken. Passend zu diesen erwähnten Beiträgen und unter Verwendung der gleichen Grafiken finden Sie auf der Internetseite des SFV einen Powerpoint-Vortrag zu Ihrer persönlichen Verwendung ( de/artikel/speicherausbau.htm). Diese Seite wird ständig aktualisiert, ist aber stets unter der selben Internetadresse auffindbar (drücken Sie bitte den Refresh-Button). Unsere Aufmerksamkeit gilt ebenso der heimlichen Blockade gegen die On-Shore-Windenergie, die sich hinter den Stichworten Windvorrangsgebiet oder Windkonzentrationszone verbirgt. Dazu ein informativer Beitrag von Horst Kluttig auf S. 30ff. Ich würde mich freuen, wenn es auf Grundlage dieser Beiträge in Zukunft zu vielen fruchtbaren Diskussionen, vor allem aber zu einer zügigen und zielgerichteteren Umsetzung der Energiewende käme. 3

4 Beitrag von Photovoltaikanlagen mit integrierten Stromspeichern zur Energiewende Ausführliche Erläuterungen und Argumentationshilfen zu einem Vorschlag des Solarenergie-Fördervereins Deutschland (SFV) Die Ausgestaltung der rechtlichen Rahmenbedingungen gemäß SFV-Vorschlag findet sich im letzten Kapitel dieses Beitrags auf Seite 26. Eine gestraffte Darstellung für Experten finden Sie auf unserer Homepage unter Gliederung 5... Fernübertragungsnetze statt Ausbau der Photovoltaik? 7... Energiewende als Vorwand für den Ausbau der Höchstspannungsnetze 7... Grundsätze und Kriterien des SFV bei der Beurteilung von Energieversorgungskonzepten 8... Zusammenwirken von PV-Anlagen mit konventionellen Kraftwerken 9... Vorhersehbare Entwicklung bei weiterem Zubau von (ungepufferten) PV-Anlagen Abregelung von Sonnen- und Windstromeinspeisung mit Rücksicht auf die Grundlastkraft werke weit vor dem Erreichen der Lastkurve 13.. PV-Betreiber installieren die fehlenden Speicher selbst Gründe für eine direkte Integration des Speichers in die PV-Anlage Herleitung von Einspeiseobergrenze und Speicherkapazität Speicherintegration im Blockschaltbild Netzstabilisierung durch PV-Anlagen mit Pufferbatterie 18.. Finanzielle Anreize - Vergütung für Lieferung elektrischer Energie oder für Leistungsbereitstellung Eigenverbrauch als Alternative? Demand Side Management als Alternative? 19.. Energiewende ohne Ausbau der Fernübertragungsleitungen Versorgung der energieintensiven Industrie mit Solarstrom Zurückdrängen der Grundlastkraftwerke Bildung einer strategischen Reserve von EE-Methan und EE-Methanol Ablaufplan für die Energiewende 24.. Einige Kriterien für die Auswahl der geeigneten Speicher Überlegungen zu Blei-Säure Akkumulatoren Überlegungen zu Natrium-Schwefel Batterien 26.. Der Vorschlag des für die gesetzlichen Bestimmungen zur Integration von Pufferspeichern in PV-Anlagen 4

5 Vorwort Kanzlerin macht Energiewende zur Chefsache... Neuer Umweltminister schließt Rückkehr zur Atomenergie aus... Ausbau der Hochspannungsstromnetze muss beschleunigt werden... Wer diese Schlagzeilen liest, kann den Eindruck gewinnen, die Bundesregierung wolle wirklich die Energiewende. Doch dann kommt man ins Grübeln, wenn immer neue Meldungen über die verheerende Pleitewelle bei Solarherstellern und -installateuren auftauchen. Wo bleibt eine konzentrierte Rettungsaktion der Regierung für die Solarenergie? Es stellt sich schließlich ganz unverhüllt die bange Frage: Welche Energiepolitik verfolgt eigentlich die Bundesregierung? Zur Begründung für diese Entscheidung, die wichtigsten heimischen Erneuerbaren Energien in Deutschland mehr oder weniger zu stoppen, anstatt sie intensiv voranzubringen, heißt es Leitstudie, Seite 11: (Hervorhebungen durch SFV) Der Beitrag der EE zur Stromversorgung steigt von 103,5 TWh/a im Jahr 2010 auf 235 TWh/a in 2020 und 490 TWh/a im Jahr 2050 (Abbildung 6). Die Wachstumsdynamik der EE wird längerfristig vorwiegend von der Windenergie und der Solarstrahlung (Photovoltaik und solarthermischer Strom aus südlichen Regionen) getragen, während das Potenzial der Biomasse bei rund 60 TWh/a ausgeschöpft ist. Gefolgt von der Windenergie (durchschnittliche Wachstumsrate bis 2020: 11%/a), wächst die Photovoltaik im Zeitabschnitt bis 2020 mit Fernübertragungsnetze statt Ausbau der Photovoltaik? Die offizielle Planung der Bundesregierung ergibt sich aus der sogenannten Leitstudie 2010 des Bundesministers für Umwelt, zu der ein Zwischenbericht im Dezember 2010 veröffentlicht wurde: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. Wir beziehen uns auf die Schlussfassung der DLR vom unter dlr/portaldata/1/resources/documents/2012_1/ leitstudie2011_kurz_bf.pdf. Die Bilder 1 und 2 zeigen qualitativ auf, welches Wachstum die Bundesregierung bei der Photovoltaik (PV) und der Binnenland-Windenergie anstrebt. Die zwei Säulengrafiken finden sich allerdings nicht in der Leitstudie, sondern wurden nachträglich durch den SFV erstellt, um die Tabelle Installierte Stromleistung erneuerbarer Energien... auf Seite 13 der Leitstudie anschaulich zu machen. Die Säulengrafik in Bild 1 zeigt den Fortgang (genauer gesagt, das Ende) der Photovoltaik-Förderung. Die linken zwei Säulen stellen den tatsächlichen Zuwachs der letzten zwei Jahre dar, die folgenden Säulen ergeben sich aus den Tabellenwerten der Leitstudie. Bild 1: PV-Neuinstallationen nach Planung des BMU GW / a bisher 7,4 7,5 4,24 Weiterer jährlicher PV-Zubau nach Planung der Bundesregierung 3,00 Nach BMU Leitstudie 2010 Tabelle 2, Seite 13 Auswertung und Grafik durch SFV 0,76 0,74 0,23 0,23 0,39 0, Die PV-Neuinstallationen sollen von über 7 GW/a auf unter 0,5 GW/a eingeschränkt werden Bild 2: Onshore-Windenergie-Neuinstallationen nach Planung des BMU GW / a 2 1,36 1 1,02 Nach BMU Leitstudie 2010 Tabelle 2, Seite 13 Auswertung und Grafik durch SFV 0,48 0,46 0,43 0,43 0,28 0, Die Neuinstallationen bei Onshore-Windenergie sollen ebenfalls erheblich eingeschränkt werden. 5

6 13,5%/a am stärksten. Zwischen 2020 und 2050 wächst die Strombereitstellung der EE kontinuierlich mit einer Wachstumsrate von im Mittel 2,5%/a. Der Beitrag fluktuierender Stromerzeugung (Wind, Photovoltaik) liegt heute bezogen auf den gesamten Bruttostromverbrauch erst bei 8%. Bis 2020 steigt er bereits auf 28% und bis 2050 auf 55%. Die Ausweitung der Stromerzeugung aus Geothermie läuft relativ langsam an und spielt im Szenario bis 2050 insgesamt eine eher geringe Rolle. Ausschlaggebend dafür sind die Unsicherheiten über die breitere Realisierbarkeit als stromerzeugende Technologie. Für die gesamte EE-Stromerzeugung beginnt etwa ab 2020 auch der Import von EE-Strom eine Rolle zu spielen. Dahinter steht die Annahme, dass die Transformation der Stromversorgung zu EE in absehbarer Zeit zu einem gemeinsamen europäischen Ziel werden muss. Nur so kann strukturell und ökonomisch eine optimale auf EE basierende Stromversorgung aufgebaut werden. Da außerhalb Deutschlands sehr große, kostengünstig erschließbare EE-Potenziale vorhanden sind, liegt es nahe, im Saldo von einem längerfristig steigenden Import von EE-Strom auszugehen. Im Jahr 2030 werden im Saldo mit 19 TWh/a erst 5,5% des EE-Stroms importiert, im Jahr 2050 sind es mit 62 TWh/a knapp 13% der EE-Stromerzeugung (11% des Stromverbrauchs). Bereits im Jahr 2020 liegt mit 117 GW die installierte Leistung der EE deutlich über der zu erwartenden Netzhöchstlast von ca. 80 GW. Mit 97 GW Leistung dominiert der Anteil der fluktuierenden Energiequellen Wind und Solarstrahlung (Tabelle 2). Zu diesem Zeitpunkt übertrifft die PV-Leistung die installierte Leistung der gesamten Windkraft, womit sie jedoch nur 40% der Strommenge der Windkraft erzeugt. Die hohe installierte Leistung fluktuierender EE zeigt den spätestens ab 2020 stark wachsenden Bedarf an Ausgleichs- und Speichermöglichkeiten. Aus diesem Grund wird nach 2030 im Szenario eher das Wachstum des internationalen Stromverbunds und der "heimischen Offshore-Windenergie bevorzugt, während sich das Wachstum der heimischen PV-Leistung längerfristig wieder abschwächt. ( ) Auffällig ist die Diskrepanz zwischen der verharmlosenden Formulierung im letzten Satz, das Wachstum der heimischen PV-Leistung werde sich längerfristig wieder abschwächen, und den steil absinkenden Zahlenwerten in Bild 1, die besagen, dass nennenswerter weiterer Zubau bei der Photovoltaik bis Ende 2050 nicht mehr vorgesehen ist. Die euphemistische Wortwahl verschleiert, wie einschneidend die vorgesehenen Kürzungen sein werden. Die Entscheidung ist nicht überzeugend: Weil Ausgleichs- und Speichermöglichkeiten fehlen, sollen der internationale Stromverbund (d.h. die Fernübertragungsnetze) und die Windkraft in Nordund Ostsee ausgebaut werden. So als würde die Offshore-Windenergie weniger Ausgleichs- oder Speichermöglichkeiten benötigen und als wären Ausgleichs- und Speichermöglichkeiten vorwiegend im internationalen Ausland zu finden. Der SFV gibt zu bedenken: Wenn das betrachtete Gebiet vergrößert wird, nimmt nicht nur die Anzahl der Stromerzeuger zu, sondern auch die Zahl der Verbraucher und der Ausgleichs- und Speicherbedarf. Wenn einzelne Länder mit Hilfe von Fernübertragungsleitungen andere Länder mitversorgen sollen, in denen manchmal das Windund Sonnenangebot nicht ausreicht, so müssen sie mehr EE-Anlagen errichten als ohne diese Verpflichtung. Es ist deshalb nicht nachzuvollziehen, warum Deutschland, der zentral gelegene größte Stromverbraucher Europas, seine weiteren Anstrengungen zum Ausbau der heimischen EE erheblich verringern oder einstellen soll. Soll für Deutschland nicht gelten, was von den anderen Ländern für selbstverständlich erachtet wird? Der Vorwurf des Kolonialismus ist hier nicht abwegig. Auch die Anfälligkeit des komplexen Gesamtsystems gegenüber Naturkatastrophen und Terrorakten sowie die überproportionale Zunahme der Abstimmungsprobleme zwischen der zunehmenden Zahl der zu Beteiligenden spricht gegen ein solches Mammutprojekt. Sodann fällt der Versuch auf, die Akzeptanz für die Offshore-Windparks im Gegensatz zu den geplanten Projekten in Südeuropa durch das Adjektiv heimisch zu verbessern. Und schließlich verwundert der Versuch, die Bedeutung der Photovoltaik zu verringern, die trotz höherer installierter Leistung nur 40 Prozent der Strommenge der Windkraft erzeugt, wobei sich die Anmerkung aufdrängt, dass das große Potential der PV nicht verzichtbar ist, weil sie häufig dann ihren Leistungsschwerpunkt hat, wenn Windenergie überhaupt nicht zur Verfügung steht, z.b. an windstillen Sommertagen. 6

7 Energiewende als Vorwand für den Ausbau der Höchstspannungsnetze Der staatliche Propagandaaufwand für den Netzausbau bei gleichzeitiger skandalöser Vernachlässigung der heimischen Photovoltaik und der Binnenland-Windenergie (Bilder 1 und 2) lassen vermuten, dass es der Bundesregierung nicht vorwiegend um die Erneuerbaren Energien geht, sondern dass es andere Gründe für den Ausbau der Höchstspannungsnetze geben könnte. Dazu zwei Beispiele: Nehmen wir einmal an, Kraftwerksbetreiber im rheinischen Braunkohlegebiet würden die Kraftwerksbetreiber in Süddeutschland preislich unterbieten, dann würden viele Großverbraucher im Süden ihren Strom lieber aus dem Rheinland als aus Kraftwerken in Süddeutschland beziehen. So muss - obwohl der benötigte Strom ohne Netzbelastung in Süddeutschland erzeugt werden könnte - der Strom über die Stromtrassen vom Rheinland in den Süden transportiert werden. Leistungsfähigere Stromfernleitungen sind somit eine Voraussetzung für den freien Stromhandel. Die Netzbetreiber haben naturgemäß großes Interesse, ihre Transportaufgaben und damit ihren Gewinn auszuweiten. So ist es nicht verwunderlich, dass sie als erste einen grandiosen NEP (einen Netzentwicklungsplan) vorgelegt haben. Auch die Kraftwerksbetreiber im Rheinland suchen nach Möglichkeiten, ihre Grundlastkraftwerke weiterhin rund um die Uhr betreiben zu können. Wenn in Deutschland ein Überangebot von Sonne und Wind vorliegt, könnte man den Braunkohlestrom ja in die norditalienischen Industriegebiete liefern. Wenn die Leistung der noch stillzulegenden Atomkraftwerke in Süddeutschland durch Braunkohlestrom aus dem Rheinland ersetzt werden soll, müssen möglicherweise ebenfalls die Höchstspannungsleitungen verstärkt werden. Die Bevölkerung hat keinen Vorteil vom Ausbau der Höchstspannungsleitungen. Für die Endverbraucher in Süddeutschland ist es gleichgültig, ob sie teuren Steinkohlestrom aus Ludwigshafen bekommen oder ob sie den billigeren Braunkohlestrom aus dem Rheinland bekommen und dafür die höheren Netzgebühren bezahlen müssen. Und der gar nicht so billige Strom aus den Offshore-Windparks in der Nordsee würde auf dem langen Übertragungsweg bis München erheblich teurer als Windstrom aus dem Alpenvorland. Dem Interesse der Netzbetreiber sowie dem Interesse der Braunkohlekraftwerksbetreiber im Rheinland, in der Lausitz und in der Gegend um Bitterfeld an einem hohen Gewinn steht das Interesse der Bevölkerung entgegen. Zur Entscheidungsfindung zwischen den unterschiedlichen Interessen richtet sich der Solarenergie-Förderverein Deutschland nach folgenden Kriterien: Grundsätze und Kriterien des SFV bei der Beurteilung von Energieversorgungskonzepten Stromerzeugungsanlagen sollen kein CO 2 emittieren und keine radioaktiven Abfälle erzeugen. Diese Umstellung hat höchste Priorität. Die Sicherheit der Stromversorgung ist wichtig, da Stromausfälle wegen der hohen Abhängigkeit unserer Gesellschaft von der Stromversorgung zu ordnungs- und lebensbedrohenden Katastrophen führen würden. Anpassung der Stromerzeugung an den Strombedarf soll möglichst auf lokaler Ebene mit Hilfe von Speichern erfolgen, um robuste, katastrophensichere, überlebensfähige dezentrale Energieversorgungssysteme zu erreichen. Die Vorstellung, irgendwo in Europa oder Nordafrika werde es schon genug Wind oder Sonne geben, um mit den dort befindlichen Wind- und Solaranlagen den gesamten europäischen Raum mit elektrischer Energie versorgen zu können, halten wir für grob fahrlässig. Die dafür geforderten zusätzlichen Fernübertragungsnetze (Supergrid) halten wir für eine unnötige volkswirtschaftliche, landschaftliche, umweltzerstörende und soziale Belastung. Stromerzeugungsanlagen sollten nicht dort errichtet werden, wo besonders viel Sonne scheint und Wind weht, sondern dort, wo Verbraucher den Strom benötigen. So kann man Stromnetze einsparen, Übertragungsverluste sowie die Wahrscheinlichkeit eines Netzausfalls minimieren. 7

8 Speicher sollen so nahe wie möglich in die Nähe der Erzeugungsanlagen untergebracht werden, da die erforderlichen Leitungsquerschnitte sich nach den Spitzenströmen richten müssen. Schließlich legen wir großen Wert auf die Auswahl der geeigneten Akteure. Diejenigen, die noch Geld mit den bisherigen Erzeugungsanlagen verdienen, halten wir nicht für geeignet, eine rasche Umstellung voranzutreiben, weil sie kein Interesse haben, ihren bisherigen Anlagen Konkurrenz zu machen. Zusammenwirken von PV-Anlagen mit konventionellen Kraftwerken Eine charakteristische Eigenschaft von PV-Anlagen ist die Tatsache, dass sie an Tagen mit klarem Himmel mittags in ganz Deutschland fast gleichzeitig ihre Höchstleistung anbieten. Selbst bei Berücksichtigung der zeitlichen Verschiebung zwischen Ost- und Westdachanlagen oder den östlichen und westlichen Landesteilen liegt ihr Gleichzeitigkeitsfaktor recht nahe an 100 Prozent. Ihre Leistungskurve beginnt etwa um 6:00 Uhr, erreicht ihren Höhepunkt in der Mittagszeit und fällt dann bis 21:00 Uhr wieder auf Null zurück (Bild 3 rechts unten). Wegen der hohen Gleichzeitigkeit entfällt die Möglichkeit, Leistungsspitzen durch Netzausbau räumlich zu verschieben (denn an den anderen Orten könnte ebenfalls die Sonne scheinen). Wegen der hohen Gleichzeitigkeit und unter der vorübergehenden Annahme eines vollständigen Netzausbaus lässt sich eine vereinfachte bundesweite Betrachtung durchführen: Bild 3 veranschaulicht die Zusammenhänge zwischen Stromverbrauch (blaue Lastkurve), Solarstromerzeugung (gelb-rote Glockenkurve) und Leistung der konventionellen Kraftwerke (schwarze Doppelpfeile) an windstillen Tagen. Die blaue Lastkurve deutet den Stromverbrauch von ganz Deutschland an. Sie erreicht um die Mittagszeit regelmäßig einen Höchstwert. Das Mittagessen wird gekocht, während Gewerbe und Industrie weiterarbeiten. Im Winter gibt es in den Abendstunden noch einen zweiten, meist etwas kleineren Höchstwert. Die Lastkurve und die solare Leistungskurve sind durch das Verhalten der Stromverbraucher und die solare Einstrahlung vorgegeben. Die schwarzen Doppelpfeile müssen ihre Länge ständig ändern, damit sie zu jeder Uhrzeit genau die Lücke zwischen Lastkurve und solarer Leistungskurve ausfüllen. Das heißt, die konventionellen Kraftwerke müssen mal mehr und mal weniger Leistung liefern. Sie werden geregelt, d.h. hochgefahren oder heruntergefahren. Man spricht hier auch von der sogenannten Residuallast, die sich schnell oder weniger schnell ändert. In den Jahren 2010 bis 2012 entsprach an Tagen mit viel Sonne der Verlauf der Solarleistung in etwa dem Verlauf der Lastkurve. Deshalb musste die konventionelle Stromerzeugung an solchen Tagen nur wenig in ihrer Leistung verändert werden. Eine der Folgen war: Die Spitzenlastkraftwerke konnten trotz der mittäglichen Lastspitze weniger teuren Spitzenlaststrom verkaufen. An der Strombörse blieb der übliche Preisanstieg aus. Die Großkunden und die Endkunden-Versorger brauchten mittags nicht mehr so viel für den Strom bezahlen (Merit-Order-Effekt). Allerdings hatten die privaten Haushaltskunden keinen Vorteil davon, denn die Endkunden-Versorger gaben die Preissenkungen nicht an die Endkunden weiter. Die Endkunden-Versorger verbreiteten stattdessen auf ihren Stromrechnungen das Lügenmärchen von den unerträglichen Kostenbelastungen durch den teuren Solarstrom, indem sie nur die steigende EEG-Umlage, nicht aber die daraus folgenden Börsenpreissenkungen beim Strom-Großeinkauf aufführten. Auch Richtigstellungen durch die Bundesnetzagentur durch eine Pressemitteilung und bei einer Anhörung vor dem Umweltausschuss im Bundestag konnten dieses Vorurteil nicht mehr ausrotten. Bild 3: Rückblick: Solarenergie verringerte an sonnigen Tagen den Regelbedarf konventioneller Kraftwerke. Bei viel Sonne brauchte konventionelle Leistung mittags nicht mehr erhöht zu werden Leistung 40 GW 48 GW Residuallast ändert sich Lastkurve 40 GW 40 GW Ändert sich kaum V iel S onne Uhrzeit 8 1

9 Vorhersehbare Entwicklung bei weiterem Zubau von (ungepufferten) PV-Anlagen Die Tatsache, dass bislang die Leistungskurve der PV-Anlagen an sonnigen Tagen zufälligerweise die Mittagslastspitze der Sommerlastkurve ausgleichen konnte, wird sich bei weiterem Zubau von PV- Anlagen in ihr Gegenteil verkehren. Zur Integration der PV-Technik in die allgemeine Stromversorgung gehört deshalb ein Ausgleich zwischen Leistungsspitzen und Inaktivität durch Pufferspeicher. Puffern bedeutet das Abfedern von Leistungsspitzen und Speicher besagt, dass die in den Leistungsspitzen enthaltene Energie nicht vernichtet, sondern für später verfügbar gemacht wird. Vielen PV-Befürwortern ist die zukünftige Unverträglichkeit ihrer Technik mit dem konventionellen Kraftwerkspark vage bewusst. Sie ziehen daraus aber die falschen Schlüsse: Man brauche - so glauben sie - im Vertrauen auf den gesetzlich garantierten Einspeisevorrang nur eine PV-Anlage nach der anderen zu errichten, um damit die schlecht regelbaren Grundlastkraftwerke zum endgültigen Abschalten zu zwingen. Man könne auf diese Weise den Anteil der Solarenergie an der Stromerzeugung tagsüber immer weiter bis an die Lastkurve steigern. Diese Überlegungen lassen nicht nur die Frage nach der Durchsetzbarkeit unbeachtet, sondern sie vergessen auch die technischen Gegebenheiten. Wir wollen deshalb - in einer Folge von fünf Bildern - ausführlich darstellen, was vom Aufgang der Sonne bis zu ihrem Untergang geschehen würde, wenn gegenüber heute die zwei- oder dreifache Zahl ungepufferter PV-Anlagen zur Mittagszeit ihre Höchstleistung ins Stromnetz einspeisen will (derzeit, Juni 2012, sind etwa 27 GW installiert). Wir nehmen dabei den ungünstigsten Fall an, dass Windstille herrscht. Dieser Fall ist deshalb besonders ungünstig, weil die konventionellen Kraftwerke dann kurz vor Sonnenaufgang noch die gesamte Leistung bereitstellen mussten, die sie dann rasch zurückregeln müssen. Die anderen Erneuerbaren Energien, auch die Wasserkraft (deren Potential bedeutend geringer ist als das der Sonnenenergie) bleiben zur Vereinfachung der Überlegungen außer Betracht. Zunächst einmal würde die bisherige flache "Glockenkurve" der Solarleistung nicht in die Breite, sondern nur in die Höhe wachsen, so dass sie schon fast die Lastkurve erreicht (Bild 4). Bild 4: Konventionelle Kraftwerke plus PV-Anlagen ohne Speicher Leistung Lastkurve Was tun die konventionellen Kraftwerke, wenn weitere ungepufferte PV-Anlagen hinzugebaut würden? Uhrzeit Ca. 50 GW Der konventionelle Kraftwerkspark trug bis 5:30 Uhr alleine die volle Last Der dicke schwarze Pfeil in Bild 4 muss seine Länge zu jeder Zeit dem Abstand zwischen der blauen Lastkurve und der roten Glockenkurve anpassen. Schon wenige Minuten nach Sonnenaufgang muss er seine Länge schnell reduzieren. Der Pfeil stellt die Summe aller in Anspruch genommenen konventionellen Kraftwerksleistungen dar. Leider lassen sich aber nicht alle Kraftwerke schnell genug ab- und hochregeln Regelbare konventionelle Kraftwerksleistung stammt aus Spitzenlastkraftwerken, z.b. Gaskraftwerken und Speicher-Wasserkraftwerken. Deren Abregelung und Wiederaufregelung ist konstruktiv vorgesehen und verursacht die geringsten Kosten. Mäßig schnell veränderbare konventionelle Kraftwerksleistung stammt z.b. aus Steinkohlekraftwerken. Sie lassen sich ohne technische Nachteile herunterfahren. Auch einen Leistungsanteil der sogenannten Grundlastkraftwerke (Größenordnung etwa 30 Prozent ihres Leistungsangebots) kann man noch zur mäßig schnell regelbaren Kraftwerksleistung hinzu zählen. 9

10 Zur nicht regelbaren konventionellen Kraftwerksleistung gehören etwa 70 Prozent der Grundlast-Kraftwerksleistung. Grundlastkraftwerke (in Deutschland zumeist Braunkohle- und Atom-Kraftwerke), die für einen Dauerbetrieb mit billigem Brennstoff ausgelegt sind, können nur im oberen Leistungsdrittel schnell genug herunterund wieder heraufgeregelt werden. Eine weitere Abregelung (Schnellabschaltung) ist wegen der krassen Temperaturänderung (Wärmespannungen) materialbelastend und das Wiederanfahren wegen der dann zunächst erforderlichen technischen Überprüfung zeitraubend und kostspielig. Die Aufteilung der Kraftwerksleistungen veranschaulicht Bild 5. Im Interesse besserer Anschaulichkeit haben wir hier ausnahmsweise die schneller regelbaren Kraftwerksleistungen unten eingezeichnet. Bild 6: Konventionelle Kraftwerksleistung bei Windstille kurz vor Sonnenaufgang Nicht abregelbare Kraftwerksleistung Abregelbare Kraftwerksleistung Lastkurve Ungepufferte PV-Leistung Uhrzeit Ca. 50 GW Bild 5: Beteiligte Kraftwerkstypen. Die Zahl der Grundlastkraftwerke ist das ganze Jahr über gleich. Im Winter ist die Zahl der Mittel- und Spitzenlastkraftwerke jedoch erheblich größer, weil im Winter der Stromverbrauch höher ist Bild 7: 8:30 Uhr - Hälfte der abregelbaren Leistung wurde abgeregelt Lastkurve Ca. 50 GW Nicht abregelbare Kraftwerksleistung Grundlastkraftwerke jeweils ca. 70 % ihrer Leistung ist Nicht abregelbare Kraftwerksleistung Ungepufferte PV-Leistung Abregelbare Kraftwerksleistung nicht abregelbar Mittellastkraftwerke abregelbar Abregelbare Kraftwerksleistung abgeregelt Uhrzeit Spitzenlastkraftwerke Während die Sonne immer höher steigt, nimmt die PV-Leistung rasch zu. Gleichzeitig werden die regelbaren konventionellen Kraftwerke immer weiter zurückgefahren (vergleiche Bild 4, 6, 7 und 8). Etwa um 9.00 Uhr ist die Grenze der Abregelbarkeit erreicht. Die Leistung der Grundlastkraftwerke ist auf etwa 70 Prozent reduziert und lässt sich nicht weiter abregeln. Dem regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber bleibt dann nur noch die Möglichkeit, statt der nicht weiter abregelbaren Grundlastkraftwerke die Solarenergie abzuregeln. Er hat dafür die gesetzliche Genehmigung ( Einspeisemanagement 6 und 11 EEG 2012). Bild 8: 9:00 Uhr - Grenze der Abregelbarkeit ist erreicht Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung Lastkurve Ungepufferte PV-Leistung Uhrzeit Ca. 50 GW 10

11 Enttäuschung Nr. 1: Hier musste der gesetzliche EE-Einspeisevorrang der technischen Notwendigkeit weichen. Bild 9: Abregelung der PV-Leistung von 9:00-19:00 Uhr. Der Löwenanteil des PV-Zuwachses geht wieder verloren. Abregelung von Sonnen- und Windeinspeisung mit Rücksicht auf die Grundlastkraftwerke weit vor dem Erreichen der Lastkurve Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung PV wird abgeregelt Lastkurve Ungepufferte PV-Leistung Ca. 50 GW Die Erkenntnis, dass bereits lange vor Erreichen der Lastkurve die Leistung der Erneuerbaren Energien nicht mehr vom Stromnetz aufgenommen werden kann, wurde fälschlich vielfach so gedeutet, dass dies am mangelnden Ausbau der Stromnetze läge und deshalb durch besseren Leitungsausbau verhindert werden könnte. Doch das ist keineswegs der Fall. Wir erinnern uns daran, dass die vorhergehende Serie von 4 Grafiken (Bilder 4, 6, 7 und 8) mit Lastgängen und Leistungskurven ja ausdrücklich unter der Voraussetzung erstellt wurde, dass das Stromnetz vollständig ausgebaut worden sei, so dass die gesamte deutsche Solar- (und Wind-) Einspeisung gemeinsam mit den Leistungen des gesamten Kraftwerksbestandes die Lastkurve aller deutscher Verbraucher decken sollte. Die hier erkennbar aufkommenden Unverträglichkeiten sind also in keiner Weise durch einen Ausbau der Stromnetze zu beseitigen. Diese Erkenntnis dürfte - zumindest in weiten Teilen der Umweltbewegung - neu sein. Sie müsste insbesondere bei den Naturschutzverbänden zu einer völligen Neubewertung der Fernübertragungs-Ausbaupläne führen. Die Aussage der Stromwirtschaft, der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien würde verzögert durch den Widerstand der Umweltbewegung gegen den Netzausbau, ist nicht zutreffend. Bild 10: Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung PV wird abgeregelt Uhrzeit Lastkurve Ungepufferte PV-Leistung Uhrzeit Ca. 50 GW Bild 11: Unnötige Energieverluste bei PV-Ausbau ohne Pufferspeicher Der schwarze Pfeil in den Bildern 6-10, der den nicht abregelbaren Anteil der konventionellen Kraftwerksleistung darstellt, hinterlässt - bildlich gesprochen - in der Grafik eine rot eingefärbte breite Spur, einen "roten" verbotenen Bereich, in dem jede Einspeisung von Leistung, die nicht aus Grundlastkraftwerken stammt, abgeregelt werden muss (Bild 12 siehe nächste Seite). Leistung Nicht abregelbare Kraftwerksleistung PV wird abgeregelt Lastkurve Ungepufferte PV-Leistung Ca. 50 GW Uhrzeit 11

12 Erneuerbare Energien können deshalb nur in dem in Bild 12 dargestellten, darunter verbleibenden grünen Bereich Leistung in das Stromnetz einspeisen. Beim Eindringen in den roten Bereich werden die solaren Leistungsspitzen gekappt, weil Leistungsspitzen dort nicht ausgeregelt werden können. Gleiches gilt auch für Wind-Leistungsspitzen. Bild 12: Unnötige Energieverluste bei PV-Ausbau ohne Pufferspeicher Lastkurve Abregelbereich Enttäuschung Nr. 2: Weiterer Zubau von ungepufferten PV-Anlagen erhöht die einspeisbare Solarstrommenge nur noch unwesentlich Wohlgemerkt, so würde es kommen, wenn nicht rasch ein energischer Kurswechsel erfolgt. Wichtig ist die Erkenntnis, dass wir nicht warten können, bis die ungepufferte PV Leistung die Sommerlastkurve erreicht oder gar übersteigt, sondern, wie Bild 12 zeigt, schon erheblich früher eine Entscheidung treffen müssen. Vergleicht man die abgeregelte dunkle Fläche der Solarleistung mit dem Zuwachs der ungepufferten PV-Anlagen so stellt man fest, dass ein erheblicher Teil der PV-Anlagen gerade dann nicht zum Zuge kommt, wenn die Sonne scheint. Den finanziellen Ausgaben für die Errichtung der neuen Anlagen stehen dann nahezu keine nutzbaren Energieerträge mehr gegenüber. Bild 13: Den Grundlastkraftwerken vorbehaltener Leistungsbereich. Ab 35 GW Summenleistung müssen alle EE mit Abregelung rechnen Lastkurve Nur für Grundlastkraftwerke Enttäuschung Nr. 3 Der Jubel über die Netzparität, d.h. darüber, dass bei weiterem PV-Ausbau die Kosten für eine kwh Solarstrom bereits geringer seien als die Kosten für eine kwh konventionellen Stroms aus der Steckdose, ist unangebracht, denn von den neu hinzukommenden PV-Kilowattstunden muss ein wachsender Anteil abgeregelt werden - gerade dann, wenn die Sonne deutschlandweit scheint. Nur im Bereich unterhalb 35 GW gibt es einen grünen Leistungs-Bereich, in dem fluktuierende (volatile) Erneuerbare Energien einspeisen können. Der "rote" Bereich ist den Grundlastkraftwerken vorbehalten, die mindestens mit etwa 70 Prozent ihrer Leistung einspeisen müssen. Viele Experten glauben, die Einführung von Speichern habe noch viel Zeit, weil der Abstand der Solar- und Windleistung zur Lastkurve noch groß ist. Doch sie täuschen sich: Entscheidend ist nicht der Abstand bis zur Lastkurve, sondern der Abstand zum roten Bereich. Verhältnisse, wie sie die Bilder 11 und 12 andeuten, bringen die EE nicht voran. Bei zwei bis dreimaliger Wiederholung des PV- Zuwachses von 2011 mit ungepufferten PV-Anlagen würde die solare Mittagsspitze selbst bei vollkommener Windstille die Grenze zum verbotenen roten Bereich bereits überschreiten und erhebliche EE-Energiemengen blieben infolge Abregelung ungenutzt. 12

13 Die Grenze zwischen dem grünen und roten Bereich in den Bildern 12 und 13 kann nicht überwunden werden. Zwei Maßnahmen sind deshalb voranzutreiben: 1. Die Grenze zwischen dem grünen und dem roten Bereich muss nach oben verschoben werden, der rote Bereich, der den Grundlastkraftwerken vorbehalten ist, ist zu verringern. Siehe dazu weiter unten das Kapitel Zurückdrängen der Grundlastkraftwerke. 2. Der noch nicht ausgefüllte grüne Leistungsbereich (Bild 12 bis 14) ist so weit wie möglich - auch in den Nachtstunden - unter Verwendung von Pufferspeichern mit Solar- (und Wind-) Energie aufzufüllen. Bild 14: Zwei Maßnahmen sind erforderlich: Zahl der Grundlastkraftwerke kontinuierlich vermindern und den verfügbaren Leistungsbereich auch in den Nachtstunden ausfüllen 1. Grundlastkraftwerke reduzieren 2. Spielräume nutzen Für Solarenergie wird dies in den nächsten Kapiteln erläutert. Aufgabe 1, das Erweitern des verfügbaren Leistungsbereichs, behandeln wir später. Zunächst einmal erläutern wir Aufgabe 2, das Ausnutzen des verfügbaren Leistungsbereichs. PV-Anlagenbetreiber installieren die fehlenden Speicher selbst Vielen Energiepolitikern ist durchaus bewusst, dass der weitere Ausbau der Photovoltaik am Fehlen dezentraler Speicher scheitern wird. Man wundert sich deshalb, dass sie keine ernsthaften Anstrengungen unternehmen, ein wirksames Speicher-Förderprogramm aufzulegen. Der Solarenergie-Förderverein Deutschland (SFV) schlägt ein Programm vor, bei dem diejenigen mit dem Ausbau der Speicher betraut werden, die erfahrungsgemäß die höchste Motivation aufweisen: die Solarinstallateure und die PV-Anlagenbetreiber. Ein zugkräftiger Anreiz soll sie dazu bringen, genau so viele dezentrale Speicher zu installieren, wie notwendig sind, damit der Ausbau der Photovoltaik nicht nur zu einer Verstärkung der solaren Mittagsspitze und zu weiteren Abregelungen von PV-Netzeinspeisungen führt. Stromspeicher im Zusammenhang mit PV-Anlagen wurden bisher nur diskutiert mit dem Ziel, einen möglichst hohen Anteil der geernteten Solarstrommenge für den Eigenverbrauch der Betreiber auch in den Abend- und Nachtstunden verfügbar zu machen. Ziel war dabei die Selbstversorgung der einzelnen Haushalte nach sonnigen Tagen. Der jetzt vom SFV vorgelegte Vorschlag geht jedoch deutlich weiter. Genauso gut, wie Deutschland an windigen Tagen vollständig mit Windstrom versorgt werden soll, in gleicher Weise soll auch die vollständige Versorgung von ganz Deutschland nach sonnigen Tagen möglichst rund um die Uhr mit Solarstrom möglich werden. Die Zahl der Speicher muss dabei dem Umfang der Versorgungsaufgabe entsprechen. Die Idee hinter dem SFV-Pufferspeichervorschlag ist einfach und folgerichtig: Wenn die Stromwirtschaft nicht bereit, und auch nicht daran interessiert ist, die Pufferspeicher zur Glättung der Mittagsleistungsspitze rechtzeitig zu errichten, so helfen sich die PV-Betreiber selbst. Der Staat muss dazu nur die richtigen Rahmenbedingungen erlassen. Um den Speicherausbau im richtigen Größenverhältnis an den PV-Ausbau zu koppeln, wird ein Pufferspeicher in jede neue PV-Anlage integriert. Dann wird zu jeder neuen PV-Anlage automatisch gleich der notwendige Speicher mit installiert. 13

14 Gründe für eine direkte Integration des Speichers in die PV-Anlage Zunächst einmal geht es - wie oben gesagt - um die Auswahl der richtigen Akteure. Die Stromwirtschaft lässt keine Anstrengungen zum Speicherbau erkennen. Bei den PV-Betreibern ist die Motivation dagegen außerordentlich hoch. Sie würden die Aufgabe bereitwillig und schnell lösen, wenn die Rahmenbedingungen stimmen. Für die Integration in die PV-Anlage sprechen außerdem folgende technische Gründe: Solarstrom entsteht als Gleichstrom und Batteriespeicher benötigen Gleichstrom. Transport des Solarstroms zu einem Speicher in einem anderen Gebäude würde andernfalls eine extra Gleichstromleitung oder zweimalige Umformung DC/AC AC/DC erforderlich machen. Die teuersten Stromleitungen sind die zwischen PV-Anlage und Pufferspeicher, weil sie für die ungeglätteten Solarspitzenströme ausgelegt werden müssen, die fast zehnmal so hoch sind wie der Durchschnittsstrom. Sie sollten so kurz wie möglich gehalten werden. Autonome Regelmechanismen ( Schwarmintelligenz ) nach sinnvollen Kriterien machen ein Einspeisemanagement des Netzbetreibers überflüssig. Schließlich gibt es noch eine klimatechnisch und exportwirtschaftlich zu begrüßende globale Wirkung: PV-Anlagen mit Pufferspeicher passen gut in Inselnetze in Entwicklungsländern im Sonnengürtel der Erde. Herleitung von Einspeiseobergrenze und Speicherkapazität Zu jeder neuen PV-Anlage gehört also ein Pufferspeicher. Aber wie groß muss er sein? Einerseits soll er möglichst groß sein, damit möglichst viel von der solaren Mittagsspitze aufgenommen und in den Abend und die Nacht verschoben werden kann. Außerdem soll durch gerätetechnische Beschränkung der Einspeiseleistung der Netzanschlusswert der neuen PV-Anlagen erheblich gesenkt werden. So können etwa dreimal so viele PV-Anlagen in einem bestehenden Netzzweig (z.b. in einem Straßenzug) installiert werden, ohne dass das Netz weiter ausgebaut werden muss. Andererseits wollen wir nicht durch übertriebene Absenkung der Einspeiseleistung am Tage gezwungen sein, in der folgenden Nacht mit höherer Leistung als am Tage einspeisen zu müssen, weil sonst unser Pufferspeicher "überlaufen" würde. An und nach Sonnentagen soll eine gleichmäßige Einspeisung möglichst rund um die Uhr erfolgen. Bild 15: Experimentelle Bestimmung von Einspeiseobergrenze und Speicherkapazität. Der Überschuss eines Sonnentages füllt die nächtliche Lücke. Benötigte Speicherkapazität: 3 kwh / kwp Leistung Peakleistung 1,0 0,3 Peak 3 kwh/kwp Einspeiseobergrenze = 0,3 Peak 3 kwh/kwp Uhrzeit Wir schlagen eine Einspeiseobergrenze von 0,3 der Peakleistung der PV-Anlagen vor. Bei dieser Einspeiseobergrenze füllt der Überschuss eines ertragreichen Sonnentages die folgende nächtliche Lücke. Das Verhältnis der Einspeiseobergrenze zur Peakleistung der PV-Anlage = 0,3 haben wir durch Versuche ermittelt. Dabei gingen wir von der deutschen Rekord-Solareinspeisung des Jahres 2011 (nach SMA-Werten) aus. Auf gleiche Weise haben wir herausgefunden, dass die notwendige Speicherkapazität bei 3 kwh pro kwp liegt (Verluste sind hier nicht mitgerechnet). Eine auf diese Weise technisch veränderte Solaranlage mit Netzeinspeisung stellt mit ihrer veränderten Ausgangsleistung (ihrem veränderten "Tagesgang") einen neuen Anlagentyp dar. 14

15 Bild 16: Einspeiseprofile aus einer PV-Anlage mit integriertem Pufferspeicher bei unterschiedlicher Solareinstrahlung 0,3 Sonne unter 0,3 peak Direkteinspeisung Einspeisung aus Speicher Solarenergie verloren geht. Außerdem entspricht der Verlauf der Solarleistungsspitze in etwa dem Verlauf der Sommerlastspitze. An sonnigen Tagen wird die volle verfügbare Solarleistung geerntet, teilweise gespeichert und auf den Abend, die Nacht und den frühen Morgen verteilt. Der grüne Bereich wird optimal ausgefüllt. Leistung in kw / kwp 0,3 Sonne etwas über 0,3 peak Viel Sonne Einspeisung = 0,3 peak Dagegen würde beim weiteren Zubau der PV ohne Pufferspeicher die PV-Leistungsspitze nicht nur die Grenze zum "roten Bereich" durchstoßen, in dem jede EE-Leistung abgeregelt wird, sondern auch noch die Lastkurve. Ein großer Teil der verfügbaren Solarenergie bliebe ungenutzt. Uhrzeit In sehr sonnigen Wochen werden solche PV-Anlagen rund um die Uhr eine gleichmäßige Einspeisung durchführen (Bild 16, unteres Profil). Bild 17: Vergleich der Ausbauszenarien ohne und mit Pufferspeicher. Die gelbe und hellgelbe Fläche wird ins Stromnetz eingespeist. Bei fehlendem Pufferspeicher (links) wird die dunkelgraue Fläche abgeregelt. Für weniger Sonneneinstrahlung, wenn also die Speicherladung nicht für die ganze Nacht ausreicht, kann man die Einspeisung aus dem Speicher vorzugsweise in den Abendstunden vornehmen lassen, womit eine Abdeckung der abendlichen Last(verbrauchs)spitze mit unterstützt wird (mittleres Profil). An Tagen mit geringer Solarstrahlung entspricht die sich ergebende Solarleistungskurve der flachen Leistungskurve, die sich auch bei den ältern ungepufferten PV-Anlagen ergibt (Bild 3, Seite 8, linke Bildhälfte) und ergänzt diese zu einer Gesamtleistungskurve, deren Verlauf in fast idealer Weise der Mittagsspitze der Lastkurve entspricht (Bild 18). Lastkurve Nur Grundlastkra werke Nicht genutzt Abgeregelt Solar- Leistung 2011 Tage mit wenig Sonne Lastkurve Zubau mit Puffer- Solar- Leistung 2011 speicher Sonnige Tage Für sich alleine genommen ist eine PV-Anlage, die an sonnigen Tagen rund um die Uhr die gleiche Leistung einspeist (wie ein nicht regelbares Grundlastkraftwerk) wenig interessant, aber beim Zusammenwirken mit dem schon bestehenden Bestand von ungepufferten Solaranlagen zeigt sich der Vorteil dieser Konstruktionsänderung (Bild 17 rechter Teil). Die Maximalleistung beim Einsatz von PV-Anlagen mit Einspeiseobergrenze und Pufferspeicher steigt dreimal so langsam an wie bei ungepufferten PV-Anlagen (linker Bildteil), ohne dass dabei (abgesehen von den Speicherverlusten) Bild 18: Vergleich der neuen Ausbaukonzeption bei viel und bei wenig Sonne. Auch bei wenig Sonne bleibt die rote Summen-Leistungskurve etwa parallel zur blauen Lastkurve. Leistung Lastkurve Viel Sonne Zubau mit Pufferspeicher Bisherige Solarleistung Lastkurve Wenig Sonne Mit Pufferspeicher Bisher Uhrzeit 15

16 Speicherintegration im Blockschaltbild PV-Anlagen haben einen Maximum Power Point- Regler (MPP-Regler). Dieser zieht aus dem Solargenerator auf dem Dach immer so viel Leistung wie möglich. Diese Leistung wird im Wechselrichter in Wechselstrom umgeformt. Schaltungstechnisch ergibt sich bei Verwirklichung unseres Vorschlags gegenüber den bisherigen netzgekoppelten Solaranlagen eine Veränderung: Ein Einspeiseobergrenzregler verhindert zuverlässig jede Überschreitung der 0,3 Peakleistung. Dadurch entsteht am Maximum Power Point-Regler bei gutem Sonnenschein ein Überschuss, mit dem dann die Pufferbatterie aufgeladen wird (Bild 19). Die Besonderheiten des SFV-Vorschlages werden im Blockschaltbild erkennbar: Die Begrenzung der Einspeisung wird verpflichtend. Sie gilt sowohl für die direkte Einspeisung als auch für Einspeisung von Solarstrom aus dem Speicher. Kurzzeitige Netzstabilisierungseinspeisungen über den Netzstabilisierungsregler unterliegen nicht der Begrenzung auf 0,3 der Peakleistung. Eine eventuelle Eigenversorgung des Haushaltes unterliegt ebenfalls nicht der Begrenzung auf 0,3 Peak. Bild 19 Blockschaltbild für Einspeiseobergrenz-Regler, Speicher, Netzstabilisierungsregler Solargenerator MPP-Regler zieht jederzeit maximale Leistung Wechselrichter Einspeise- Obergrenz- Regler 0,3 Peak Überschuss Haushalt Stromverbraucher + / - Korrektursignal Batterie- Ladegerät Verbrauchs Ein- speise- Netzstabili- sierungs- Regler Batteriemanagement Batterie Zähler Öffentliches Netz Zähler 16

17 Netzstabilisierung durch PV-Anlagen mit Pufferbatterie Die Batterie ermöglicht eine weitere Systemdienstleistung, nämlich Netzstützung: Sogar nachts kann sie mehrere Minuten lang zusätzliche Leistung in das Stromnetz einspeisen. Dazu muss zusätzlich ein Netzstabilisierungsregler eingebaut werden. Die Signale des Netzstabilisierungsrechners korrigieren die jeweilige Einstellung des Einspeiseobergrenzreglers. Sie haben drei Aufgaben: Wenn die Batterie leer ist, bewirken sie durch eine sanfte Drosselung der Einspeisung (bei schwachem Sonnenschein sogar bis auf Null), dass zunächst die Batterie wieder eine Mindestbeladung erhält. Sie drosseln die Einspeisung schlagartig, wenn dies der Netzstabilität dienlich ist. Sie erhöhen die Einspeisung schlagartig, wenn dies der Netzstabilität dienlich ist. Eine zusätzliche Leistungseinspeisung über die 0,3 Peak hinaus ist jedoch nur unter Beachtung der örtlichen Netzspannung zulässig - auch diese Einschränkung beachtet der Netzstabilisierungsregler selbständig. Ziel ist eine von Signalen des Netzbetreibers unabhängige, d.h. autonome Stützung der lokalen Netzspannung sowie der europaweiten Netzfrequenz. Hinweis: Im europäischen Verbundnetz (UCTE-Netz = Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) herrscht überall die selbe Frequenz. 50 mal in der Sekunde gibt es eine positive Halbwelle und 50 mal eine negative Halbwelle. Wenn die sinusförmige Spannungskurve in Portugal ihre positive Halbwelle hat, dann ist dies auch in Spanien, Frankreich, Deutschland und Ungarn der Fall. Wäre es nicht so, so könnte man die Stromleitungen an den Grenzen nicht miteinander verknüpfen. Die positiven und negativen Halbwellen ergeben sich daraus, welcher Magnetpol in den Synchrongeneratoren an welcher Stromwicklung vorbeistreicht. Details sind hier unwichtig. Entscheidend ist, dass die Frequenz zunimmt, wenn die Generatoren schneller drehen und umgekeht. Aus diesem Grund drehen sich auch alle Synchrongeneratoren im UCTE-Netz gleich schnell. Wenn mehr Strom aus dem Netz entnommen wird, müssen die Generatoren mehr Arbeit leisten. Sie lassen sich dann schwerer drehen und lassen mit der Drehzahl nach (und zwar alle Generatoren im ganzen UCTE-Netz). Die europaweite Frequenz ist also abhängig vom Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -verbrauch. Sie lässt sich an jeder Steckdose messen. Wenn weniger Strom erzeugt als verbraucht wird, sinkt die Frequenz rasch unter den Normwert 50 Hertz ab. Das ist ein Signal für alle Kraftwerke, ihre Einspeiseleistung zu erhöhen. Je größer die Frequenzabweichung ist, desto mehr Kraftwerke müssen sich beteiligen, bis das Gleichgewicht zwischen Einspeiseleistung und Leistungsverbrauch wieder hergestellt ist. Die rotierenden Drehmassen der Synchrongeneratoren in den konventionellen Kraftwerken verzögern durch ihre Drehträgheit das Absinken der Frequenz. Damit wurde bisher Zeit für den Einsatz zusätzlicher Einspeiseleistung gewonnen. Wenn in Zukunft an sonnigen Tagen die Solarenergie die Stromerzeugung weitgehend übernimmt, fallen immer mehr konventionelle Kraftwerke mit rotierenden Schwungmassen weg. Das Absinken der Frequenz erfolgt also schneller, Gegenmaßnahmen müssen deshalb schneller getroffen werden. Hier sind die PV-Anlagen in der Pflicht. Sie können nicht nur das Absinken der Frequenz verzögern, sondern sie können sogar aktiv gegenhalten, indem sie sofort zusätzliche Leistung aus ihrer Pufferbatterie ins Netz einspeisen, so lange bis von anderer Seite Hilfe kommt. Hier sind schnelle Reaktionen wichtiger als hoher Energieaufwand. Und ein Batteriesystem mit elektronischem Regler ist erfreulicher Weise bezüglich Reaktionsgeschwindigkeit jedem Pumpspeicherkraftwerk und jeder schnell startenden Gasturbine überlegen. PV-Anlagen mit Pufferbatterie können deshalb an vorderster Front die entstehenden Ungleichgewichte bekämpfen. Sie können zukünftig auch die frequenzstabilisierenden Schwungmassen der rotierenden konventionellen Kraftwerksgeneratoren ersetzen. Die Behauptung, es ginge nicht ohne die rotierenden Schwungmassen der sogenannten "Must-Run-Kraftwerke" ist nicht haltbar. 17

18 Finanzielle Anreize - Vergütung für Lieferung elektrischer Energie oder für Leistungsbereitstellung Vergütung für eingespeiste elektrische Energie Die Einspeisevergütung wird gezahlt für jede Kilowattstunde, die durch den Einspeisezähler erfasst wird, unabhängig davon, ob der Strom direkt aus der PV-Anlage oder indirekt auf dem Umweg über den Speicher eingespeist wurde. Es handelt sich um eine Vergütung für gelieferte elektrische Arbeit. Vergütung für das Bereitstellen von Netzdienstleistungen Die Anreize zum Einsatz der Pufferbatterie und des Netzstabilisierungsreglers werden als leistungsabhängige Bereitstellungsgebühren vorgenommen, Sie werden nicht auf die EEG-Umlage angerechnet, da sie der Verringerung der Regelaufwendungen und der Stabilisierung des Netzes dienen. Die Speicherbereitstellungsvergütung erhält der Anlagenbetreiber dafür, dass er jederzeit den Speicher bereithält und sich verpflichtet, ihn zu nutzen, wenn es Überschussstrom zu speichern gibt. Sie wird also auch dann gezahlt, wenn nur selten Solarstrom durch den Speicher geflossen ist. So besteht kein finanzieller Anreiz, den Speicher unnötig oft zu be- und zu entladen. Das vermeidet unnötige Speicherabnutzung und Speicherverluste. Die Netzstabilisierungsvergütung erhält der Anlagenbetreiber dafür, dass er jederzeit bereit ist, aus seinem Speicher kurzfristig zusätzliche elektrische Energie ins Stromnetz einzuspeisen, wenn dies der Netzstabilität dient. In der Stromwirtschaft ist die Vergütung für Bereitstellung von abrufbaren Leistungen ein übliches Verfahren. Z.B. zahlen die regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber Bereitstellungsgebühren dafür, dass Kraftwerksbetreiber ihre Kraftwerke nicht mit Volllast betreiben, um sie bei plötzlichem Bedarf an Regelleistung sehr schnell hochfahren zu können. Kraftwerksbetreiber sprechen von "Teillastbetrieb". Der Teillastbetrieb - z.b. mit 40 % der Nennleistung - besteht darin, dass das Kraftwerk nach vertraglicher Vereinbarung mit dem regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber nicht mit voller Brennstoffzufuhr gefahren wird, etwa wie ein Auto, bei welchem das Gaspedal nicht voll durchgetreten ist, und welches deshalb nicht mit Höchstgeschwindigkeit fährt. Der Brennstoffverbrauch ist dann entsprechend geringer. Durch weiteres Öffnen der Dampfventile und gleichzeitiges Erhöhen der Brennstoffzufuhr kann die Leistungsabgabe schlagartig erhöht werden. Dringende Warnung In diesem Zusammenhang noch eine dringende Warnung an die Solarszene: Wenn die Installation von Pufferspeichen an den Bau von PV-Anlagen gesetzlich gekoppelt wird, dann ist umgekehrt auch der weitere Bau von PV-Anlagen an den Bau von Pufferspeichern mengenmäßig gekoppelt. Deshalb muss peinlich genau darauf geachtet werden, dass die Menge der zu installierenden Pufferspeicher nicht "gedeckelt" wird und sei es nur durch ein mengenmäßig begrenztes Zuschussprogramm z.b. der Kreditanstalt für Wiederaufbau. Eigenverbrauch als Alternative? Wenn der Haushalt des Betreibers mit Solarstrom mitversorgt wird und nur der Überschuss ins Netz eingespeist wird, spricht man von Eigenverbrauch. Bloßer Eigenverbrauch ohne Veränderung der Verbrauchsgewohnheiten vermindert zwar die Höhe der solaren Leistungskurve, aber vermindert gleichzeitig auch die Spitze der Lastkurve, so dass die bereitzustellende konventionelle Leistung sich nicht ändert. Die Kompatibilität der PV-Anlage mit dem konventionellen Kraftwerkspark wird dadurch also nicht verbessert (Bild 20). Bild 20: Einspeisung ins Hausnetz statt ins öffentliche Netz. Die bereitzustellende konventionelle Leistung bleibt unverändert Eigenverbrauchs-Optimierung Leistung Lastkurve Konventionelle Leistung PV ohne Pufferspeicher Minderentnahme aus dem Netz Mindereinspeisung ins Netz Uhr 18

19 Die Verträglichkeit der PV-Einspeisung mit dem konventionellen Kraftwerkspark wird durch schaltungstechnisch durchgeführten Eigenverbrauch nicht verbessert. Es besteht deshalb kein volkswirtschaftlicher Grund, Eigenverbrauch gesondert zu fördern. Von der Eigenverbrauchsoptimierung zu unterscheiden ist jedoch die zeitliche Verschiebung des Stromverbrauchs, die im nächsten Kapitel behandelt wird. Demand Side Management als Alternative? Demand Side Management (DSM) bedeutet zeitliche Verschiebung des Stromverbrauchs durch (zumeist finanzielle) Anreize: Strompreiserhöhungen zu Zeiten knappen Stroms und Strompreissenkungen zu Zeiten von Stromüberschuss. So kann die Form der Lastkurve der Form der solaren Mittagsspitze besser angepasst werden (Bild 21). Bekanntes Beispiel für DSM ist das Angebot billigen Nachtspeicherheizungsstroms, mit dem der Verbrauch von elektrischer Energie in die Nacht verschoben wurde. Hier gab es jeden Tag die gleiche Verschiebung (Gewöhnungseffekt). Wenn DSM vom Wetter abhängt, kann sich ein Gewöhnungseffekt nicht einstellen, doch sind Automaten denkbar, die auf Preissignale reagieren, ohne dass die Betreiber persönlich eingreifen müssen. Bild 21: Demand Side Management. Leistung Konventionelle Leistung Weniger Verbrauch PV ohne Pufferspeicher Mehr Verbrauch Lastkurve Uhr Erhöhung oder Absenkung der Lastkurve wird durch zeitliches Verschieben von Stromverbräuchen erreicht Demand Side Management vermindert jedoch die solare Mittagsspitze nicht Wetterabhängiges DSM darf allerdings nicht störend in optimierte Tagesabläufe eingreifen. Z.B. will niemand auf das frisch gewaschene Hemd warten, weil der Wäschetrockner erst mittags anspringt, wenn die Sonne voll scheint. Insofern kann sich bei aureichendem Strompreisunterschied auch eine Zwischenspeicherung von Strom in aufladbaren Batterien beim Verbraucher anbieten. Für die derzeitigen teuren Batteriesysteme dürften die Strompreisunterschiede allerdings noch nicht ausreichen. Wichtig: Demand Side Management ändert die Leistungskurve der PV-Einspeisungen nicht. Es kann also auch dort betrieben werden, wo Verbraucher keine PV-Anlage betreiben. DSM kann und sollte deshalb möglichst alle Verbraucher erfassen, damit eine bessere Wirkung erzielt wird. Insofern ist Demand Side Management vom vorliegenden SFV-Pufferspeichervorschlag unabhängig. Es handelt sich vielmehr um ein gesondertes Programm. Energiewende ohne Ausbau der Fernübertragungsleitungen Weiter oben wurde erwähnt, dass der Anschlusswert gepufferter PV-Anlagen nur noch bei 30 % der Gleichstromhöchstleistung liegt. Trotzdem kann es geschehen, besonders in ländlichen Regionen mit großen Scheunendächern oder bei PV-Freiflächenanlagen, dass Nieder- oder Mittelspannungsleitungen für weitere PV-Anlagen neu gelegt oder verstärkt werden müssen. Wegen der zuverlässigen Begrenzung der solaren Höchstleistung auf 0,3 Peak sind Leistungsübertragungen in fernere Regionen jedoch nicht notwendig. Die zur Verfügung gestellte Leistung kann in der eigenen Region genutzt werden. Wichtig ist hingegen der Ausbau der Photovoltaik in allen Gebieten Europas. Bei vollem Sonnenschein gibt es dann überall genügend Solarleistung und eine Übertragung in andere Regionen wird obsolet. Gepufferte PV-Anlagen erfordern keinen Ausbau der Fernübertragungsleitungen. 19

20 Versorgung der energieintensiven Industrie mit Solarstrom Die energieintensive Industrie wird aus den Hochspannungsnetzen versorgt. Haupthindernis für die Übertragung der örtlich erzielten Solarstromüberschüsse bis in die Hochspannungsnetze waren bisher die hohen Leistungsspitzen dieser Überschüsse. Die Stromnetze lassen zwar die Leistungsübertragung in beiden Richtungen zu: von der Höchstspannungs- bis zur Niederspannungsebene und in umgekehrter Richtung. Sie sind aber aus historischen Gründen nicht ausgelegt für die mögliche Höhe einer solaren Mittagsspitze, sondern "nur" für die Winterhöchstlast (die schon deutlich höher ist als die Sommerlast). Da der zukünftig zu übertragende Solarstrom weitgehend geglättet sein wird, fehlen ihm die extremen Leistungsspitzen zur Mittagszeit. Im Regelfall werden die Stromnetze deshalb zur Übertragung ausreichen (Bild 22). Somit rückt die Versorgung der energieintensiven Industrie (links oben in der Grafik) mit Solarstrom in greifbare Nähe bis vor kurzem noch ein undenkbarer Gedanke. Auch die großtechnische Erzeugung von EE-Methan und EE-Methanol am Hochspannungsnetz wird so praktisch möglich. Durch die vorstehend beschriebenen Maßnahmen wird eine Versorgung der Industrie allerdings nur etwa zur Hälfte mit EE-Strom möglich sein. Eine Vollversorgung mit Erneuerbaren Energien scheitert noch an einem trivialen Hindernis. Das Grundlastkraftwerk rechts oben im Bild 21 lässt sich nicht einfach abstellen, selbst wenn mehrere Tage mit ausreichender Wind- und Solarleistung vorausgesagt wären. Die Grundlastkraftwerke müssen deshalb erst noch durch schnell regelbare Kraftwerke ersetzt werden. Das wird im nächsten Kapitel ausführlicher beschrieben. Für Windenergie gilt Entsprechendes. Auch gepufferter Windstrom könnte problemlos das Hochspannungsnetz erreichen, wenn dieses nicht durch Grundlaststrom verstopft wäre. Bild 22: Versorgung der energieintensiven Industrie mit gepuffertem Solarstrom Zur energieintensiven Industrie Hochspannungsnetz Zu den EE-Methan und EE-Methanol- Produktionsanlagen Solarstrom K-Strom Mittelspannungsnetz Niederspannungsnetz Dem zu übertragenden Solarstrom fehlen die extremen Leistungsspitzen zur Mittagszeit 20

21 Zurückdrängen der Grundlastkraftwerke Konventionelle Kraftwerke auf fossiler Basis werden benötigt, um die Perioden zu überbrücken, in denen weder Sonne noch Wind noch irgendwelche Speicher mit EE-Strom genügend Leistung bereitstellen. Es ist aber nicht nötig, dass diese Aufgabe von Grundlastkraftwerken übernommen wird. Je weniger Grundlastkraftwerke eingesetzt werden, desto weiter wird die Grenze zwischen dem "grünen" Leistungsbereich, der den fluktuierenden (volatilen) Erneuerbaren Energien zugänglich ist und dem "roten" Bereich, der ausschließlich den Grundlastkraftwerken vorbehalten ist (Bild 13), nach oben verschoben. Grundlastkraftwerke sind Kraftwerke, die für ununterbrochenen Dauerbetrieb optimiert wurden. Ihr Brennstoff ist billig. Deshalb sind sie für ihre Betreiber nur interessant, wenn sie das ganze Jahr hindurch betrieben werden. Man kann sie - wie weiter oben erläutert - auch nicht unter etwa 70 Prozent ihrer Leistung herunterfahren oder gar abstellen, ohne sie dabei massiv in ihrer Lebensdauer zu beeinträchtigen. Noch können wir nicht die gesamte Stromversorgung aus Erneuerbaren Energien decken, deshalb brauchen wir noch den konventionellen (hauptsächlich fossilen) Kraftwerkspark. Aber wer die wachsende nutzbare Leistung der Erneuerbaren Energien auch dann nutzen will, wenn sie an sonnig-windigen Tagen trotz der vorgesehenen Pufferspeicher zeitweise die Grenze zum "roten Bereich" im linken Teil von Bild 18 (S. 15) überschreiten will, der muss dafür sorgen, dass der Anteil der Grundlastkraftwerke unter den konventionellen Kraftwerken vermindert wird. Wichtige Bedingung: Die Gesamtleistung aller konventionellen Kraftwerke muss die Jahreshöchstlast im Winter zuverlässig decken können, wenn weder Sonne oder Wind verfügbar sind. Die gleiche konventionelle Leistung wie bisher könnte man mit weniger Grundlastkraftwerken und mehr Mittellast- und Spitzenlastkraftwerken erzeugen. Da man Mittel- und Spitzenlastkraftwerke kurzfristig herunter fahren kann, würde damit die Grenze zum roten Bereich nach oben verschoben. Mehr Solar- und Windstrom könnten dann ins Stromnetz eingespeist werden. Die Betreiber wehren sich naturgemäß gegen die Stilllegung ihrer Grundlastkraftwerke, weil diese hohe Gewinne abwerfen und weil sie (obwohl man sie in sonnigen oder windigen Wochen nicht benötigt), trotzdem nicht stark heruntergefahren oder abgestellt werden können. Hier muss eine energiepolitische Grundsatzentscheidung durch den Gesetzgeber getroffen werden. Der Neubau von Mittellast-Kohlekraftwerken als Ersatz für Grundlastkraftwerke hat zwar den Vorteil, dass er den Spielraum für die volatilen Erneuerbaren Energien im grünen Bereich vergrößert. Wir sehen sie aber trotzdem als kontraproduktive Brückentechnologie an, weil Kohlekraftwerke später nicht auf einem klimaneutralen Brennstoff umgestellt werden können. Wenn die Leistung der konventionellen Kraftwerke für die Stilllegung von Grundlastkraftwerken insgesamt nicht ausreichen sollte, sind die energiepolitische Anstrengungen (neben dem beschleunigten Ausbau von Sonnen- und Windenergie) darauf zu richten, Grundlastkraftwerke durch rasch regelbare Stromerzeuger zu ersetzen, die vorübergehend noch mit fossilen Brennstoffen betrieben werde, dann aber auf CO 2 -neutrale Brennstoffe umgestellt werden können. Die dezentrale Variante ist die Errichtung kraftwärmegekoppelter kleiner Gaskraftwerke mit großem Wärmespeicher, die bei Windstille und Sonnenmangel zuverlässig Strom ins Netz einspeisen. Sie können später auf EE-Methan (Power to Gas) umgestellt werden. Auch Stromgeneratoren - zunächst angetrieben mit Benzin, später mit EE-Methanol - können diese Aufgabe übernehmen, unabhängig vom Gasnetz. Zur dezentralen Lösung gehört deshalb neben der Produktion von EE-Methan auch die Produktion von EE-Methanol aus CO 2 mit Hilfe überschüssiger Sonnen- oder Windenergie. Unter den Großkraftwerken bieten sich Gas- und Dampfkraftwerke (GuD) an, die vorübergehend mit Erdgas und später mit klimaneutralem EE-Methan betrieben werden. Hier muss vermieden werden, dass langzeitige Abnahmeverträge für Erdgas den später geplanten Einsatz von EE-Methan erschweren. 21

22 Bildung einer strategischen Reserve von EE-Methan und EE-Methanol Bild 23: Bildung gleichmäßiger Energieüberschüsse in Wochen mit gutem Sonnenschein - echte Überschüsse ergeben sich erst oberhalb der Lastkurve Eine mehrwöchige Versorgung des Landes in Zeiten geringer Solar- und Windleistung mit Strom aus Erneuerbaren Energien wird vermutlich auf zwei Arten erfolgen: Gas-Kraftwerke oder KWK-Anlagen, gespeist aus dem Gasnetz mit EE-Methan, hergestellt aus dem bei technischen Prozessen anfallendem CO 2 oder dem CO 2 der Atmosphäre Leistung Solarleistung Lastkurve Zubau mit Pufferspeicher Solar-Überschuss rund um die Uhr für EE-Methan und EE-Methanol Dezentrale Brennstoffzellen oder KWK-Anlagen bei den Endverbrauchern, gespeist aus deren Erdtanks mit EE-Methanol, hergestellt aus vorerwähntem CO 2. Stand 2011 Stand 2011 Uhrzeit Voraussichtlich werden beide Verfahren zum Einsatz kommen. Die Größenordnung der dafür benötigten Energie liegt bei grob 150 TWh. Eine Erzeugung von EE-Methan oder EE-Methanol in diesen Mengen setzt voraus, dass genügend Überschüsse aus Erneuerbaren Energien vorhanden sind. Der Begriff Überschuss wird landläufig so verstanden, dass die bundesweit verfügbare Solar- und Windleistung zunächst zur direkten Abdeckung des bundesweiten Strombedarfs genutzt wird. Erst was dann noch übrig ist der Überschuss also (Bild 23) soll der EE-Methan- bzw. EE-Methanolproduktion zugeführt werden (Bild 24). Ablaufplan für die Energiewende Die Erzeugung von EE-Methan und EE-Methanol mit PV- und Windüberschüssen trifft derzeit allerdings noch auf drei technische Hindernisse: 1. PV-Anlagen und Windanlagen werden (wie weiter oben im Kapitel Unverträglichkeit bei weiterem Wachstum der PV beschrieben) bereits abgeregelt, lange bevor ihre bundesweite Leistungsspitze die bundesweite Lastkurve erreicht. Es entstehen somit überhaupt keine nutzbaren Überschüsse. 2. Die EE-Methan- und Methanolproduktion soll sowohl die Überschüsse aus Wind- als auch aus Bild 24: Prinzip der dezentralen Versorgung mit EE-Methanol Klimaverbesserung Geglättete Überschüsse aus Sonnen- und Windstrom aus dem lokalen Hochspannungsnetz CO2 Sauerstoff Elektrische Energie Wasser Methanol-Erzeugung Methanol CH4O KWK-Strom und Wärme Heiztöltank Endverbraucher 22

23 Solaranlagen nutzen. Da Wind- und Solarenergie in der Regel aber nicht in den selben Netzzweigen der Nieder- und Mittelspannungsebene einspeisen, bietet sich eine Belieferung der EE-Methan und EE-Methanolproduktion erst mit Energie aus der vorgelagerten gemeinsamen Hochspannungsebene an. Die Übertragung von Leistungsspitzen in die Hochspannungsebene würde jedoch erheblichen Netzausbau im Mittel- und Niederspannungsnetz erforderlich machen, denn sie verstößt gegen die Grundregel, dass die Pufferspeicher möglichst nahe bei den fluktuierenden Energiequellen untergebracht werden sollen (Seite 7). 3. Kurzfristige Überschüsse aus Solar- oder Windstrom lassen sich nicht zur Herstellung von Methanol oder Methan im notwendigen Umfang nutzen. Notwendig ist ein möglichst gleichmäßiges Leistungsangebot zur Auslastung der Methan- oder Methanolproduktionsanlagen und zur Erzielung eines vertretbaren Wirkungsgrades. Eine der wichtigsten Voraussetzungen für die Erzeugung von EE-Methan und EE-Methanol Brenn- stoffen ist somit die Bereitstellung vergleichmäßigter und damit transportfähiger Solar- und Windüberschüsse. Für Windenergie muss deshalb ein ähnliches Förderprogramm wie das hier vorgestellte PV-Pufferspeicherprogramm erstellt werden. Dort werden möglicherweise Natrium-Schwefel Batterien oder Redox-Flow-Batterien zum Einsatz kommen. Da die Solarenergie an sonnigen Tagen einen noch höheren Gleichzeitigkeitsfaktor aufweist als die Windenergie an windigen Tagen, ist die Entwicklung eines Förderprogramms für PV-Anlagen mit integriertem Pufferspeicher am vordringlichsten. Dieses stellt sozusagen den Startpunkt im Ablaufplan dar. Als nächster Punkt steht dann die Erarbeitung und Einführung eines Programmes auf der Agenda, mit dem Großspeicher mit Windparks verknüpft werden, um auch die Spitzen der Windleistung zu glätten. Sodann gilt es die Zahl der Grundlastkraftwerke kontinuierlich zu verringern. (siehe Ablaufplan in Bild 25) Bild 25: Ablaufplan zur Bildung einer strategischen EE-Methan- und EE-Methanol-Reserve Start Pufferspeicher für PV-Anlagen PV-Überschüsse auch nachts verfügbar Pufferspeicher für Windparks Wind-Überschüsse werden geglättet Grundlastkraftwerke stilllegen Überschüsse werden nicht mehr abgeregelt Vergleichmäßigte Überschüsse aus Sonne und Wind erzeugen aus CO2 und H2O EE-Methanol EE-Methan. EE-Methan im Gasnetz KWK u. GuD- Kraftwerke EE-Methanol in Tanks beim Verbraucher Dezentrale KWK- Anlagen Ziel: EE-Strom für Wochen ohne Wind und Sonne 23

24 Einige Kriterien für die Auswahl der geeigneten Speicher Für die Pufferspeicher kommen Batterien in Frage, für die Langzeitspeicher denkt man derzeit an chemische Speicherung in EE-Methan oder EE-Methanol. Für Windparks sind Natrium Schwefel Batterien (NaS) im Gespräch. Warum diese Unterschiede? Es gibt eine Fülle von Stromspeichertechniken. Jede von ihnen hat ihre Vor- aber auch ihre Nachteile. Deswegen kann man nicht jede Speicheraufgabe mit der gleichen Speichertechnik lösen. Man muss vielmehr die Bedingungen berücksichtigen, unter denen die Speicher jeweils eingesetzt werden sollen. Im Fall der Pufferspeicher ist an eine fast tägliche Benutzung gedacht, das heißt, es kommen im Jahr über hundert Ladezyklen vor. Bei jedem Ladezyklus treten erneut die Speicher-Lade- und Entladeverluste auf. Die Pufferspeicher müssen deshalb gute Zyklenwirkungsgrade haben. Die EE-Methan- und EE-Methanol-Lösung hat hingegen einen sehr schlechten Zyklenwirkungsgrad. Bei einem Langzeitspeicher, der nur wenige Ladezyklen im Jahr erwarten lässt, ist das nicht so entscheidend. Dagegen besteht bei den Langzeitspeichern das ganz triviale Problem der räumlichen Unterbringung. Dazu eine Grobabschätzung: Deutscher Jahresstromverbrauch 600 TWh. Als längste Zeitdauer ohne genügend Wind und Sonne nehmen wir 90 Tage an, also 1/4 Jahr. Zu speichern sind demnach 150 TWh. Würden wir diese Strommenge in Lithium-Ionenbatterien speichern wollen, so entfällt auf jede Person in Deutschland eine zu speichernde Strommenge von (150 TWh / 80 Mio) 1875 kwh. Jede Person, vom Baby bis zum Greis benötigt 1875 Batterien zu je einer kwh. Eine 1 kwh-batterie hat etwa die Größe eines Schuhkartons. Das gibt räumliche Unterbringungs- und Finanzierungsprobleme. Für die Langzeitspeicherung großer Strommengen sind Batterien nicht geeignet. Pumpspeicherkraftwerke sind für die Langzeitspeicherung großer Strommengen noch weniger geeignet. Um die oben berechneten 150 TWh Strom in Pumpspeicherkraftwerken zu speichern, müsste man den Inhalt von 6000 Unterbecken mit einer Oberfläche von je einem Quadratkilometer und einer Tiefe von 100 Meter in 6000 Oberbecken gleicher Größe hochpumpen, die 100 Meter höher gelegen sind. Selbst in Norwegen dürfte diese Menge an Seen kaum aufzufinden sein. Schließlich die EE-Methanol-Lösung: Um die auf jede Person in Deutschland entfallene Strommenge von 1875 kwh in Methanol zu speichern, benötigt man ca 1000 Liter Methanol (ein Kubikmeter). Eine vierköpfige Familie käme also mit einem unterirdischen Tank ähnlich den Heizöltanks aus. Weitere Informationen finden Sie unter Unterschiedliche Speichertypen und ihre besondere Eignung für Erneuerbare Energien: unterschiedliche_speichertypen_und_ihre_besondere_eignung_fuer_ee.htm oder im Solarbrief 4/10 Seite 17. In der Wahl der Speichertechnologie legt sich der SFV nicht fest. Überlegungen zu Blei-Säure Akkumulatoren Eine Möglichkeit bieten Bleibatterien. Diese werden schon jetzt wegen ihres günstigen Preises in Kombination mit PV-Anlagen angeboten. Es ist damit zu rechnen, dass die ersten PV-Pufferspeicher mit Bleibatterien ausgestattet sein werden. Dagegen werden insbesondere zwei Bedenken vorgetragen. Die Bleivorräte würden für die massenhafte Anwendung nicht ausreichen und Blei sei ein Umweltgift, dessen Anwendung nicht noch empfohlen werden dürfte. Zunächst einmal zur Frage der Umweltschädlichkeit: Blei ist in der Tat giftig. Seine Gefährlichkeit liegt darin, dass es sich in Pflanzen sowie in tierischen und menschlichen Körpern anreichern kann. Unter blei.htm ist zu lesen: Blei ist ein Umweltgift, welches sich u.a. hemmend auf die Chlorophyllsynthese von Pflanzen auswirkt und in die Nahrungskette gelangt. Daher ist Blei in Pflanzenschutzmitteln, Kraftstoffen und Haushaltsglasuren verboten. Blei ist giftig und kann oral sowie über Inhalation oder Hautresorption in den Körper gelangen. Bleivergiftungen treten aber nur bei sehr hohen Dosen auf. Gefährlicher ist die kontinuierliche Aufnahme von kleinen Mengen Blei, da es im Körper eingelagert und nur in sehr kleinen Mengen wieder ausschieden wird. Anzei- 24

25 chen für eine Langzeitaufnahme sind Müdigkeit, Kopfschmerz, Koliken, Anämie und Muskelschwäche. Organische Bleiderivate können cancerogen sein. Bleiverbindungen gehören zu den starken Umweltgiften, die z. B. aus Abschwemmungen von Straßen und Dächern in die Gewässer bzw. in die Kläranlagen gelangen. Tetraethylblei wurde im vergangenen Jahrhundert in großen Mengen als Antiklopfmittel dem Benzin beigemischt und gelangte so mit den Auspuffgasen auf die Straßen und in die umliegende Vegetation und damit in die Nahrungskette. Außerdem wird Walzblei zum Abdichten von Dächern und Fassadenwinkeln verwendet und kommt so mit dem abfließenden Regenwasser in Verbindung. Bis etwa 1940 wurden in Deutschland sogar Trinkwasserleitungen aus Blei gefertigt. In all diesen Fällen gab es direkten Kontakt des Bleis mit der Umwelt. Bei Blei-Säurebatterien hingegen ist das Blei von der Außenwelt abgeschlossen und es ist sichergestellt, dass die Batterien vollständig recycelt werden. Die Recyclingquote für Bleibatterien liegt in Deutschland bei nahezu 100 Prozent. Lediglich bei sehr schweren Unfällen ist damit zu rechnen, dass Blei aus Bleibatterien mit der Umwelt in Kontakt kommt. Ob die verfügbaren Ressourcen an Blei für eine weltweite Anwendung in allen PV-Pufferbatterien ausreicht, kann bezweifelt werden, aber es ist eine Fülle anderer Batterietechniken in der Entwicklung. Wichtig ist, dass das Projekt - Einführung von Pufferspeichern bei PV-Anlagen - überhaupt einmal begonnen wird. Ein Wechsel der Technologie ist bei Bedarf zwischenzeitlich möglich. Die bis dahin eingebauten Bleibatterien können dann ohne Nachteil bis zum Ablauf ihrer Lebensdauer weiter eingesetzt werden. Bleibatterien sind erprobt. Als Westberlin noch vom Stromnetz der DDR und der BRD abgetrennt war, wurden Bleibatterien zur Spitzenlastdeckung der Stadt eingesetzt. Bleibatterien sind schwer, deshalb kommen sie als Traktionsbatterien für leichte Straßenfahrzeuge nicht in Frage. Im Keller ist ihr Gewicht hingegen unproblematisch. Bleibatterien sind im Vergleich zu Lithiumbatterien derzeit noch deutlich kostengünstiger. Benötigt werden VRLA Batterien (Valve Regulated Lead Acid) Sie unterscheiden sich nach Bauart in Gel-Batterie AGM Absorbent Glass Mat (Fliesbatterie) Bleibatterien brauchen zum Erreichen der von den Herstellern angegebenen Gebrauchsdauer von 10 Jahren ein Batteriemanagementsystem, wie es auch in Fahrzeugen der gehobenen Mittelklasse eingesetzt wird. Bei richtiger Dimensionierung und richtigem Management muss die Batterie bis zum nächsten Vormittag um etwa 9 Uhr so weit entladen sein, dass die nächste Solarspitze voll aufgenommen werden kann, ohne dass die zulässige Ladeendspannung überschritten wird, da es sonst zum Gasen und Flüssigkeitsverlust kommt. Die Überwachung der Ladeendspannung hat somit die Funktion einer Notbremse Zum Erreichen der Gebrauchsdauer von 10 Jahren dürfen Bleibatterien nur halb entladen werden. Deshalb benötigt man für eine Solaranlage mit 1 kwp Leistung eine Speicherkapazität nicht von 3 kwh, sondern von 6 kwh. Die Energieverluste beim Entladen sind am geringsten, wenn der Entladestrom gering und gleichmäßig ist. Batteriesysteme werden in 12 Volt oder 24 Volt-Technik ausgeführt. Auch 48 Volt-Systeme sind für größere Anlagen möglich. Blei-Akkus können sehr hohe Ströme liefern. Deshalb ist ein Akku-Schrank unerlässlich. Die einschlägigen VDE-Vorschriften müssen beachtet werden. Abschließend noch einmal: In der Wahl der Technologie legt sich der SFV nicht fest. Wir rechnen damit, dass weitere wirksame Energiespeicher entwickelt werden, die eine ausreichende Zyklenfestigkeit und ausreichenden Zyklenwirkungsgrad für Pufferbatterien haben. Überlegungen zu Natrium-Schwefel Batterien Natrium-Schwefel Batterien haben den großen Vorteil, dass die Materialien Natrium und Schwefel in beliebig großer Menge preiswert verfügbar sind. Ihr Nachteil ist die Tatsache, dass sie ständig auf einer hohen Temperatur bei über 300 C gehalten werden müssen. Um die Wärmeverluste zu minimieren, sind möglichst große Einheiten vorteilhaft (das Volumen nimmt mit der dritten Potenz, die abstrahlende Oberfläche nimmt nur mit dem Quadrat der Abmessung zu). Solche Batterien werden sich möglicherweise für ganze Windparks als Pufferbatterie eignen. 25

26 SFV-Vorschlag: Gesetzliche Bestimmungen zur Integration von Pufferspeichern in PV-Anlagen Wichtig: Die bislang geschilderten technischen Veränderungen werden nur durchgeführt werden, wenn die rechtlichen Rahmenbedingungen stimmen. Eine Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ist deshalb dringend erforderlich. Sie könnte etwa aussehen wie der folgende Diskussionsentwurf. Angaben über Fördersätze und Datumsangaben sind nur als grobe Anhaltswerte zu verstehen. Bei der Abschätzung des Fördersatzes ist zu bedenken, dass die Unterbringung von Batteriespeichern Raum beansprucht, der die anderweitige Speichernutzung dauerhaft reduziert. Bei Bleibatterien ist zu berücksichtigen, dass diese mit Rücksicht auf ihre Lebensdauer nur zur Hälfte ihrer Kapazität entladen werden sollten und ihre Lebensdauer auf etwa 10 Jahre befristet ist. 1. Reduzierung der Einspeiseleistung auf 30 Prozent der Peakleistung befreit von der Verpflichtung zur Teilnahme am Einspeisemanagement Absatz 1 Solarstromanlagen, deren Einspeisewirkleistung am Verknüpfungspunkt mit dem aufnahmepflichtigen Netz durch eine technische Einrichtung auf 30 Prozent der Peakleistung reduziert ist, werden von der Verpflichtung zur Teilnahme am Einspeisemanagement (nach 6 und 11 EEG 2012) befreit. Absatz 2 Die verpflichtende Reduzierung der Einspeiseleistung auf 0,3 der Peakleistung gilt für den gesamten aus diesen Anlagen in das Versorgungsnetz eingespeisten Strom einschließlich zwischengespeicherten Solarstroms. Absatz 3 Zusätzlich zum Zweck der Netzstabilisierung eingespeister Strom unterliegt nicht der Reduzierung nach den Abs.1 u Speicherbereitstellungsvergütung Absatz 1 Für die Integration eines Pufferspeichers in eine auf 0,3 der Peakleistung leistungsreduzierte PV-Anlage wird durch den aufnahmepflichtigen Verteilnetzbetreiber eine jährliche Speicherbereitstellungsvergütung gezahlt. Absatz 2 Die Laufzeit der Speicherbereitstellungsvergütung beträgt 20 volle Kalenderjahre plus dem ersten unvollständigem Kalenderjahr. Im ersten Vergütungsjahr wird sie anteilig zum Jahresrest berechnet. Absatz 3 Die Speicherbereitstellungsvergütung beträgt jährlich 80 Euro für eine Speicherkapazität von 1 kwh. Eine nachträgliche Erweiterung des Speichers in Schritten von 1 kwh ist zulässig und wird ebenfalls nach Absatz 2 berechnet. (Hier könnte ein höherer Betrag für jüngere Batterietechniken mit aussichtsreichem Entwicklungspotential eingesetzt werden, d.h. eine technologieabhängige Vergütung) Der Anlagenbetreiber darf maximal 3 kwh Speicherkapazität pro installierter kwp-peakleistung geltend machen. Absatz 4 Der Anlagenbetreiber muss dazu einmalig in jedem Sommerhalbjahr die Leistung seines Batteriesatzes messtechnisch nachweisen. Dazu reicht ein Maximum-Stromzähler, der nur die nächtlichen Ströme vom Zähler in den Hausanschlusskasten erfasst, und am 28. Februar automatisch auf Null zurückgesetzt wird. Er wird im ungezählten Teil des Hausnetzes zwischen Einspeisezähler und Hausanschlusskasten angebracht. (Bei zukünftiger Verbilligung der Speichersysteme wird die Notwendigkeit zur Kontrolle entfallen, weil ein Betreiber, der eine gealterte Batterie auswechselt, sich durch die Nachteinspeisung einen finanziellen Vorteil schafft.) 26

27 3. Stabilisierungsbonus bei aktiver Teilnahme an der Netzstabilisierung 5. Degression der Speicherbereitstellungsvergütung Absatz 1 Die Integration einer Einrichtung zur autonomen Stabilisierung der lokalen Netzspannung sowie zur autonomen Beteiligung an der Frequenzstabilisierung in eine batteriegepufferte PV-Anlage wird mit einem jährlichen Stabilisierungsbonus von 10 Euro pro kwp installierter PV-Leistung durch den aufnahmepflichtigen Verteilnetzbetreiber vergütet. Für jedes volle Kalenderjahr, welches das Inbetriebnahmedatum später als der liegt, vermindert sich die jährliche Speicherbereitstellungsvergütung für die gesamte Vergütungsdauer um 5 Prozent. (Für technologieabhängige höhere Speicherbereitstellungsvergütungen wird eine höhere Degression vorgesehen.) Absatz 2 Die Laufzeit des Stabilisierungsbonus beträgt 20 volle Kalenderjahre plus dem ersten unvollständigem Kalenderjahr. Im ersten Vergütungsjahr wird der Stabilisierungsbonus anteilig zum Jahresrest berechnet. 6. Eigenverbrauch oder Eigenvermarktung Eigenverbrauch des Solarstroms ist zulässig, wird aber nicht zusätzlich vergütet. 4. Freiwilliger Speichereinsatz vor dem Verpflichtungstermin wird belohnt ( Sprinterbonus ) 7. Integration von Pufferspeichern in PV-Anlagen befreit Netzbetreiber nicht von ihrer Verantwortung für eigene Stromspeicherung Absatz 1 Die Speicherbereitstellungsvergütung wird auch für PV-Anlagen mit einem Inbetriebnahmedatum vor dem gewährt, wenn die Reduzierung der Einspeiseleistung auf 0,3 der Peakleistung und der Einsatz der Speicherbatterie vor diesem Datum vorgenommen wurde. Die jährliche Speicherbereitstellungsvergütung erhöht sich dann um 50 Cent/kWp für jeden vollen Monat vorgezogenen Speichereinsatz. Absatz 2 Der Stabilisierungsbonus wird auch für PV- Anlagen mit einem Inbetriebnahmedatum vor dem gewährt, wenn eine Speicherbatterie sowie eine Einrichtung zur autonomen Stabilisierung der lokalen Netzspannung sowie zur autonomen Beteiligung an der Frequenzstabilisierung installiert wurden. 9 (1) EEG: Netzbetreiber sind auf Verlangen der Einspeisewilligen verpflichtet, unverzüglich ihre Netze entsprechend dem Stand der Technik zu optimieren, zu verstärken und auszubauen oder Stromspeicher zu integrieren, um die Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms aus Erneuerbaren Energien oder Grubengas sicherzustellen. Ferner 3 Nr. 7 EEG: "Netz" (ist) die Gesamtheit der miteinander verbundenen technischen Einrichtungen zur Abnahme, Übertragung, Verteilung und Speicherung von Elektrizität für die allgemeine Versorgung. (Nachträgliche Einfügungen sind fett gedruckt) 27

28 EEG Eine Katastrophe für den Klimaschutz Am wurde im Bundestag wieder einmal eine Novelle des EEG verabschiedet - die vierte in einer Folge von Novellen, mit deren Hilfe die jeweilige Bundesregierung versucht, durch zusätzliche Absenkungen der Einspeisevergütung das Wachstum der Solarenergie zu bremsen. Wie es zu diesen Novellen kommt? Das Muster ist mit geringen Variationen jeweils das gleiche: Das Umweltministerium entscheidet (sicherlich nach Absprache mit anderen Institutionen), welches Wachstum die Solarenergie haben soll und beauftragt eine Gruppe von Wissenschaftlern, dazu eine Leit-Studie zu erstellen. Diese Studie bestätigt dem Ministerium sodann, dass und warum die vom Ministerium festgesetzte Wachstumsrate machbar und vernünftig erscheint und nennt dafür wissenschaftliche Gründe. Ein (tatsächliches) Beispiel für solch eine Begründung aus dem Jahr 2005: "Die Photovoltaik hatte in den letzten Jahren ein rasantes Wachstum zu verzeichnen. Ende 2004 betrug die installierte Leistung 860 MWp, davon wurden allein in 2004 etwa 450 MWp errichtet. Eine Fortsetzung dieser Wachstumsentwicklung (Durchschnitt des Marktwachstums im Jahrzehnts rund 46 %/a; im letzten Jahr Verdopplung) über einen längeren Zeitraum ist in Deutschland nicht vorstellbar (...) Für den deutschen Markt wird deshalb von einem stabilen aber nicht mehr deutlich weiter wachsenden PV-Markt ausgegangen." (Hervorhebung durch SFV) Von Wolf von Fabeck Die Erstellung einer solchen Studie dauert etwa ein Jahr. Schon bei Veröffentlichung der Studie zeigt sich, dann, dass die Solarenergie im Vergleich zum Ergebnis der Studie erheblich schneller gewachsen ist. Anstatt das gute Ergebnis zu begrüßen, es auszubauen und energiewirtschaftlich zu nutzen, überlegt man nun fieberhaft, was zu tun ist, damit die Wirklichkeit nicht länger vom Plan abweicht und korrigiert nach. Die erste Nachkorrektur erfolgte mit der Erfindung des atmenden Deckels ( 20 Absatz 2a EEG 2009). Man könnte ja die Einspeisevergütung als Stellschraube verwenden. Man gibt einfach einen Wachstumspfad vor und versucht, seine Einhaltung durch Kapitalentzug zu erzwingen. Und ohne dass es jemand recht bemerkte, hatte der Gesetzgeber aus dem erfolgreichen Prinzip der verlässlichen Einspeisevergütung eine Art Quotensystem mit den bekannten Nachteilen gemacht. So wurde die Einspeisevergütung nicht mehr nach einem vorhersehbaren Plan (jedes Jahr 5 Prozent weniger), sondern mehr oder weniger willkürlich immer weiter abgesenkt. Zur Begründung heißt es regelmäßig, die Einspeisevergütung würde sonst unbezahlbar, und dann würde die Stromwirtschaft eine Pressekampagne entfesseln, die der Solarenergie wirklich schaden würde - und das müsse unbedingt vermieden werden. Dieses fast unglaubliche Zitat stammt aus der BMU- Studie: Vergütungszahlungen und Differenzkosten durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz. Die Studie wurde im Auftrag des BMU erstellt vom: DLR Institut für Technische Thermodynamik, Abt. Systemanalyse und Technikbewertung, Stuttgart, Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg, Stuttgart und vom Wuppertal- Institut für Klima, Umwelt, Energie, Wuppertal. Sie wurde im Dezember 2005 veröffentlicht. Schon damals hat der SFV gegen diese realitätsfremde Studie protestiert. Unser Protest Nullwachstum für Photovoltaik ist noch heute unter sfv.de/lokal/mails/wvf/zuwachsz.htm oder auf S. 12 des Solarbriefs 1/06 nachzulesen. So weit also das Verfahren, nach dem das solare Wachstum in Deutschland gebremst wurde und wird. Bei einem solchen Satz kommen leicht Missverständnisse auf, deshalb Schritt für Schritt: Vom Jahr 2009 zum Jahr 2010 wuchs die jeweils neu installierte Menge von 3,94 GW auf 7,4 GW. Das Wachstum der PV-Installationen betrug somit 88 Prozent. Vom Jahr 2010 zum Jahr 2011 wuchs die neu installierte Menge von 7,4 auf 7,5 Prozent. Das Wachstum betrug also nur noch knapp über 1 Prozent. Das Wachstum wurde zwischen 2010 und 2011 von 88 Prozent auf 1 Prozent heruntergebremst. Man kann also guten Gewissens von einer Vollbremsung sprechen. 28

29 Doch diese Vollbremsung genügt der Regierung noch nicht. Die Solarenergie soll den Rückwärtsgang einlegen. Nicht mehr, sondern weniger Solaranlagen sollen jährlich gebaut werden. Energietechnisch notwendig wäre jetzt eigentlich die Integration der Solarenergie in das Stromversorgungssystem. Und damit kommen wir zum entscheidenden Punkt. Eine solche Umstellung der Energieversorgung verlangt eindeutige politische Vorgaben und schmerzhafte Entscheidungen. Sie verlangt eine kontinuierliche Ausgliederung der nur langsam regelbaren Grundlastkraftwerke aus dem Kraftwerkspark sowie den energischen Ausbau dezentraler Stromspeicher, wie im vorhergehenden Beitrag beschrieben. Der von den Übertragungsnetzbetreibern vorgesehene Ausbau der Fernleitungsnetze stellt dagegen für die Integration wachsender Mengen von Solarenergie in die Energieversorgung überhaupt keine Lösung dar, denn Solarstrom kann nicht für die Nacht verfügbar gemacht werden, indem man ihn durch Fernübertragungsleitungen quer durch ganz Europa hin- und herschiebt. Anstatt nun endlich die ausstehenden Entscheidungen zu treffen und Sorge dafür zu tragen, dass die unerwartet zur Verfügung stehenden wachsenden Solarstrommengen weiter wachsen können und zum Schutz des Klimas in die Energieversorgung integriert werden, bremst die Bundesregierung durch noch härtere Absenkungen der Einspeisevergütung weiter das solare Wachstum. Diesmal ist nicht einmal mehr die übliche Begründung stichhaltig, die Einspeisevergütungen würden für die Stromkunden unbezahlbar, denn für die kwh Solarstrom erhält der Betreiber einer neuen Solaranlage bereits schon jetzt weniger Geld, als der Strom aus der Steckdose kostet. Vernünftige Erklärungen für das Verhalten der Bundesregierung finden wir nicht mehr. Hin- und Hergerissen zwischen den Interessen der Energiewirtschaft und dem Schutzinteresse der Bevölkerung vor den klimaschädlichen Auswirkungen der fossilen Stromerzeugung hat sich die Regierung gegen ihre eigene Bevölkerung entschieden. Unser Vorwurf lautet, die Bundesregierung hat nicht nur keinen Plan zum Schutz der Bevölkerung vor dem Klimawandel. Sie zerstört sogar hoffnungsvolle technisch-wirtschaftliche Ansätze, die dem Klimawandel entgegenwirken könnten. Damit setzt sie sich dem schwerwiegenden Vorwurf aus, den gebotenen Schutz von Leben und Gesundheit ihrer Bürger (Art. 2 Abs. 2 GG) zu missachten. Die Verzögerung des solaren Ausbaus wäre verfassungsrechtlich allenfalls noch dann vertretbar, wenn sie die zwingende Voraussetzung dafür wäre, auf andere Weise mit einem besseren Verfahren eine umso schnellere Bekämpfung des Klimawandels zu ermöglichen. Doch das wird vom Gesetzgeber an keiner Stelle behauptet und ist auch nicht erkennbar. Selbst wenn man den Plänen eines europaweiten Supergrids eine gewisse Realisierungschance zuerkennen würde (der SFV tut das nicht), selbst dann ist es nicht erforderlich, den solaren Ausbau auf heimischen Dächern, Fassaden und Freiflächen zur reduzieren. Das Vorgehen der Regierung gegen die Solarenergie dient somit nicht dem Klimaschutz, sondern sabotiert ihn. Ein weiterer gravierender Nachteil der gesetzlichen Regelung muss hier ebenfalls erwähnt werden: Der immer fester zugedrückte atmende Deckel versucht nicht etwa nur die jährliche Ausbaumenge konstant zu halten, sondern sie sogar von 7,5 Gigawatt im Jahr 2011 auf weit unter die Hälfte abzusenken, was einen Eingriff in den Bestand der Installationsbetriebe bedeutet. Eine Halbierung der jährlichen Zubaumenge führt dazu, dass etwa die Hälfte der Installationsbetriebe nicht mehr benötigt und damit in die Pleite getrieben wird. Diese Folge ist im Vermittlungsausschuss ausführlich diskutiert worden, hat aber dennoch nicht zu einer Beendigung der weiteren Vergütungsabsenkungen geführt. Dass in den Verhandlungen im Vermittlungsausschuss einige kleine Verbesserungen gegenüber der nie zum Gesetz gewordenen EEG-Novelle vom 20. März 2012 erreicht wurden, sollte nicht über die Tatsache hinwegtäuschen, dass die jetzt in Bundestag und Bundesrat verabschiedete Novelle wiederum schlechtere Bedingungen für die Photovoltaik bietet als das derzeit noch geltende EEG. Mit der vom Bundesrat abgelehnten Novelle darf man sie nicht vergleichen, denn die ist wegen des Bundesratseinspruchs niemals in Kraft getreten. Die Tatsache, dass bei der Abstimmung im Bundestag sowohl die Grünen als auch die SPD den Verschlechterungen gegenüber dem bisher gültigen EEG zugestimmt haben (die Linken haben sich der Stimme enthalten) lässt die Frage aufkommen, welche Rolle sie der Solarenergie zusprechen und wie sie dem deutschen Solarhandwerk in seiner verzweifelten Situation helfen wollen. Die neuen Vergütungssätze und die wichtigsten Änderungen der aktuellen EEG-Novelle finden Sie unter 29

30 Systematische Windnutzungsplanung Optimierung für Anwohner, Natur und Klimaschutz Von Dr. Horst Kluttig Autor Dr. Horst Kluttig, Physiker mit langjähriger Erfahrung bei der Planung und Umsetzung von Windenergieprojekten, Mitglied des SFV Artikel im Internet: Seite II-9 ff in de/dokumente/ AhE_2012_FNP_ Anregungen.pdf Dort lassen sich die Bilder vergrößern. Die Planung neuer Windanlagenstandorte stößt regelmäßig auf großes öffentliches Interesse und führt zu kontroversen Debatten. Dabei sind die Planungsabläufe häufig für Außenstehende schwer durchschaubar, die Hintergründe sind selbst für viele direkt Beteiligte oder Betroffene Politiker, Verwaltung, Anwohner, Natur- und Klimaschützer unverständlich. Die Anwendung systematischer, quantitativer und transparenter Verfahren bei der Windnutzungsplanung trägt zur Verbesserung der Akzeptanz bei, optimiert die Planungen im Hinblick auf alle betroffenen Belange und kann die Planungsabläufe erheblich beschleunigen und rationalisieren. Im vorliegenden Beitrag wird in einer kurzen Zusammenstellung ein sehr einfaches, aber dennoch praxisnahes Beispiel betrachtet (s.u.), bei dem alle typischen Planungsschritte und Konflikte leicht zu überblicken sind. Wir nehmen an, dass die betreffende Gemeinde den Ausbau der Windenergie-Nutzung städtebaulich steuern möchte, und dass keine übergeordneten Planvorgaben (Regionalplan) vorliegen. Vielen Planungsinteressierten, aber auch manchen Entscheidern in den Kommunen ist nicht bewusst, dass bei der Flächennutzungsplanung für die Windenergie viel stärkere rechtliche Vorgaben zu beachten sind als etwa bei der Planung von Wohn- oder Gewerbegebieten, Schulen, Kindergärten usw. Deshalb zunächst einige Hinweise auf die rechtlichen Rahmenbedingungen. 1. Die Errichtung von Windanlagen ist nach dem deutschen Baurecht privilegiert, ähnlich wie Baumaßnahmen für die Landwirtschaft und einige andere Nutzungen, die auf den sogenannten baulichen Außenbereich (außerhalb der geschlossenen Bebauung und des Geltungsbereichs von Bebauungsplänen) angewiesen sind und die der Gesetzgeber im Hinblick auf das Allgemeinwohl für zwingend erforderlich erklärt hat. Für die privilegierten Vorhaben hat der Bundesgesetzgeber geplant. In allen Flächennutzungsplänen aller deutschen Kommunen steht über dem gesamten Außenbereich (unsichtbar) der Text Fläche für die Windenergienutzung, per Bundesgesetz, soweit keine harten Belange entgegenstehen. Dieser Text kann, anschaulich gesagt, durch die Kommune an einigen Stellen entfernt werden. Für diesen Eingriff der Kommune in die Planung des Bundesgesetzgebers gelten aber starke Einschränkungen. 2. Wegen der Privilegierung hat jeder Grundstückseigentümer prinzipiell das Recht, auf seinem Eigentum im Außenbereich eine Windanlage zu errichten oder errichten zu lassen, sofern keine harten gesetzlichen Belange entgegenstehen. Zu den harten gesetzlichen Belangen zählen insbesondere der Immissionsschutz nach Bundesimmissionsschutzgesetz und TA Lärm (Schall-Grenzwerte) und der durch planerische Ausweisung gesicherte Naturschutz (Naturschutzgebiete u. a.). Soweit weder ein harter Belang noch der Planvorbehalt nach 3. entgegensteht, muss die Genehmigungsbehörde die Errichtung einer Windanlage zulassen. 3. Neben den harten Belangen kennt das Baurecht als einziges zusätzliches Ablehnungskriterium die Ausweisung an anderer Stelle. Wenn eine Gemeinde einen Teil ihrer Gesamtfläche durch planerische Festlegung (Flächennutzungsplan) für die Windenergienutzung ausgewiesen hat, kann sie Baugenehmigungen an anderer Stelle in der Regel verweigern (Planvorbehalt). Der für die Windenergie-Nutzung ausgewiesene Bereich kann aus mehreren Teilflächen ( Konzentrationszonen ) bestehen. 4. Um die baurechtliche Privilegierung, also die Bundesplanung, nicht zu unterlaufen, muss die planerische Ausweisung von Flächen für die Windenergie-Nutzung gewisse Mindestanforde- 30

31 rungen erfüllen. Nach höchstrichterlicher Rechtsprechung muss die Flächenausweisung a) in substanzieller Weise Raum für die Windenergienutzung schaffen b) auf der Grundlage einer Untersuchung des gesamten Plangebiets (z. B. Stadt Aachen) erfolgen c) einheitliche, nachvollziehbare Abwägungskriterien verwenden und auch begründen, warum andere als die ausgewiesenen Flächen nicht für die Windenergie-Nutzung zugelassen werden. 5. Mit der Ausweisung von Flächen für die Windenergie verfolgen die Kommunen regelmäßig das Ziel, die Errichtung von Windanlagen auf einen Teil der Gemeindefläche zu beschränken, Windanlagen an anderer Stelle also nicht zuzulassen. Damit wird stark in die Eigentumsrechte der Grundstückseigner eingegriffen. Deshalb ist das Bundesverwaltungsgericht von seiner früheren Rechtsprechung abgerückt und lässt inzwischen Privatklagen gegen die Flächennutzungsplanung zu. Im folgenden werden die Grundzüge der systematischen Planung anhand eines besonders leicht überschaubaren Beispiels skizziert. Um das Auge des Betrachters auf das Wesentliche zu lenken, sind in den Karten nur die planerisch relevanten Daten eingetragen. Wir konstruieren einen besonders übersichtlichen Fall: a) das Plangebiet besteht aus zwei unterschiedliche strukturierten (s.u.) Bereichen, einem Nordteil und einem Südteil. Die Flächen seien der Einfachheit halber geradlinig begrenzt (siehe Grafik). b) von der Größe her entspricht das Plangebiet einer Gesamtgemeinde oder mittleren Stadt von Einwohnern c) innerhalb der Planfläche bestehen keine großen landschaftlichen Unterschiede. Das Gelände ist Es ist prinzipiell unzulässig, die Flächenauswahl von den Eigentumsverhältnissen abhängig zu machen 1. Insbesondere darf eine Kommune nicht aus rein wirtschaftlichen Gründen ihre eigenen Flächen bei der Flächennutzungsplanung für die Windenergie bevorzugen. 6. Eine Gemeinde, die die Errichtung von Windanlagen planerisch steuern will, muss nicht das gesamte Gemeindegebiet in die Planung einbeziehen, sondern kann die Flächennutzungsplanung auf einen Teil ihres Gebiets (z. B. bestimmte Stadtbezirke, oder alle Waldflächen) beschränken. Für diese Teilflächennutzungsplanung gelten dann sinngemäß die oben genannten Anforderungen, beschränkt auf das betreffende Teilgebiet. Für die restliche Fläche der Kommune bleibt die Baufreiheit für Windanlagen bestehen. Flächenausweisungen, die nicht den rechtlichen Mindestanforderungen genügen, sind unwirksam, entfalten also insbesondere keine Ausschlusswirkung für das restliche Gebiet der Kommune. Bild 1: Plangebiet mit Nord- und Südteil, geradliniger Begrenzung und ohne signifikante landschaftliche Unterschiede 1 mögliche Ausnahme: ein bestimmter Grundstückseigentümer lehnt die Windenergie-Nutzung prinzipiell ab. Diese ablehnende Haltung steht dann der Windenergie-Nutzung als tatsächlich harter Belang entgegen 31

32 weitgehend waldfrei und nur leicht gewellt (Höhenunterschiede maximal 100 m). Bild 2: Ermittlung der zulässigen Fläche Im ersten Schritt wird die zulässige Fläche ermittelt. Das ist der Teil des Plangebiets, für den kein harter Belang die Windenergienutzung ausschließt (Bild 2) Insbesondere sind aus Gründen des Anwohnerschutzes bestimmte Mindestabstände zu Wohngebäuden einzuhalten. Dadurch steht meistens von vornherein ein großer Teil des Plangebiets für die Windenergienutzung gar nicht zur Debatte. Ferner kommen Naturschutzgebiete u. ä. nicht für die Errichtung von Windanlagen in Frage, ebensowenig die Schutzzonen um Autobahnen, Flugplätze, Hochspannungsleitungen u. a.. Schon nach diesem ersten Schritt ist in aller Regel der größte Teil der Gemeindefläche für die Windenergie-Nutzung weggefallen. Die verbleibende, zulässige Fläche ist in den folgenden Abbildungen hellblau unterlegt. In der Regel besteht die zulässige Fläche aus mehreren getrennten Teilen, siehe Abbildung. Jeder Grundstückseigentümer hat prinzipiell das Recht, auf dieser Fläche eine Windanlage zu bauen oder bauen zu lassen, es sei denn, die Kommune weist einen merklichen Teil der Fläche planerisch als Konzentrationszone aus und untersagt damit den Bau von Windanlagen im restliche Teil der zulässigen Fläche. Wir nehmen an, die Kommune will den Ausbau der Windenergie-Nutzung städtebaulich steuern, also nur in Teilen der zulässigen Fläche Windanlagen zulassen. Auf ca. 50% der hellblauen Fläche sollen Windanlagen zugelassen, im restlichen Bereich verboten werden 2. Welche Teile sollen ausgewählt werden? Bei der Wahl müssen die weichen Belange angemessen berücksichtigt werden. Das sind Schutzvorschriften für bestimmte Güter, die durch die Errichtung von Windanlagen beeinträchtigt werden. Beispielsweise entfalten Windanlagen auch bei Einhaltung der harten Lärmschutzvorschriften eine gewisse Störwirkung für nahegelegene Anwohner. Diese Störungen sind zwar vom Anwohner im Interesse des Allgemeinwohls hinzunehmen, sollen aber nach Möglichkeit bei der Planung minimiert werden. Ebenso können bestimmte Naturgüter, z. B. Brutvogelreviere, beeinträchtigt werden. Die Flächennutzungsplanung soll einen fairen Ausgleich zwischen allen Belangen herstellen. Der hier betrachtete Fall ist besonders einfach zu überschauen, weil nur wenige Belange wesentlich betroffen sind. Fast die gesamte zulässige Fläche ist unbewaldet, der Belang Waldschutz spielt also keine Rolle. Ferner ist das Plangebiet so klein und schwach gewellt, dass Windanlagen der heute aktuellen Größe ( m Gesamthöhe) unabhängig von ihrem konkreten Standort weithin sichtbar sind. Der Belang Schönheit und Erholungsfunktion der Landschaft ist deshalb für jeden Windanlagenstandort in der zulässigen Fläche etwa gleich stark beeinträchtigt. Dieser Belang hat hier keine Unterscheidungsfunktion und kann für die weitere Flächeneinschränkung nicht herangezogen werden. 2 Faustregel: wenn die Energiewende gelingen soll, muss etwa die Hälfte des zulässigen Windpotentials in Deutschland tatsächlich genutzt werden. Hiervon kann man sich mit Hilfe des Energiewenderechners überzeugen. 32

33 Bild 3: Weichen Belange - erweiterter Anwohnerschutz Bild 4: Weicher Belang - erweiterer Vogelschutz Für die Abwägung, welche Teile der zulässigen Fläche ausgewählt werden, bleiben in diesem einfachen Fall nur drei wichtige weiche Belange übrig: oder weniger Anwohner eine (zumutbare) Restbelästigung erfahren. Die nebenstehende Grafik deutet die Bereiche an, in denen Anwohner betroffen sein könnten. Es handelt sich zum Teil um Einzelgebäude, zumeist Gehöfte, zum Teil um geschlossene Wohnbebauung mit vielen Anwohnern. 1. erweiterter Anwohnerschutz 2. erweiterter Naturschutz, insbesondere Vogelschutz 3. Windverhältnisse. Bei der Abwägung sind alle zur Verfügung stehenden Daten zu diesen drei Belangen vollständig und sachgerecht zu berücksichtigen. Eventuell müssen Fachgutachten erstellt werden, um offene Fragen zu klären. Unbegründete, d. h. willkürliche Entscheidungen sind so weit wie irgend möglich zu vermeiden, um Rechtsstreitigkeiten aus dem Weg zu gehen. Wir beginnen mit dem erweiterten Anwohnerschutz (Bild 3). Die harten Vorschriften sind bereits berücksichtigt; für alle Wohnhäuser in der Umgebung der zulässigen Fläche werden die gesetzlichen Grenzwerte eingehalten. Aber je nachdem, an welcher Stelle eine Windanlage gebaut wird, werden mehr Für eine detaillierte Analyse kann mit Hilfe von Computer-Programmen für jeden möglichen Windanlagenstandort ermittelt werden, wie groß die gesamte Belästigung von Anwohnern ist (zusätzlicher Lärmpegel, Schattenwurfzeiten). Im hier betrachteten Fall ist auch ohne großen Rechenaufwand zu erkennen, dass der nördliche Teil der zulässigen Fläche aufgrund der nahegelegenen geschlossenen Wohnbebauung problematischer im Hinblick auf den Anwohnerschutz ist als der südliche, in dessen Umgebung sich vor allem Einzelgehöfte/Streusiedlungen, also wenige Anwohnerbefinden. Als zweiter weicher Belang soll der erweiterte Vogelschutz betrachtet werden (Bild 4, siehe oben). Zur Erinnerung: die harten Belange des Naturschutzes, insbesondere des Vogelschutzes, sind schon von 33

34 Anfang an berücksichtigt worden, z. B. sind Naturschutzgebiete von vornherein ausgeklammert. Nun geht es darum, auch auf der verbliebenen, zulässigen Fläche die Anliegen des Vogelschutzes in Betracht zu ziehen, auch wenn sie keine absolute Ausschlusswirkung mehr entfalten können. Bild 5: Weicher Belang - Windhöffigkeit Wir nehmen an, dass zumindest für einen Teil des Plangebiets bereits ausführliche Daten zum Vogelschutz vorliegen, z. B. Kartierungen von Rastflächen, Brutvogel-Revieren und Vogelzug-Routen. Der diesbezüglich genauer bekannte Bereich ist in der Karte durch den gestrichelten Rahmen begrenzt. Da einige Teile der zulässigen Fläche außerhalb des vogelkundlich erfassten Bereichs liegen (vor allem im Süden), ist zunächst zu fordern, die Daten zu ergänzen, um der rechtlich erforderlichen Einheitlichkeit der Planung Genüge zu tun. Die Karte (Bild 4) gibt einen Überblick über die Datenlage. Eingezeichnet sind die wichtigsten Rastflächen von Zugvögeln, die Haupt-Zugrouten des Herbstzuges und die Reviere (Nester) von Offenlandvogelarten, die (möglicherweise) auf Windanlagen empfindlich reagieren. Die Brutvogelreviere (jeder Kreis entspricht einem Nest) konzentrieren sich auf vier Haupt-Zonen. Die bedeutendste Brutzone liegt im Südwesten des Untersuchungsgebiets, ebenso die größte Rastfläche. Tendenziell deutet sich an, dass der südliche Teil des Plangebiets im Hinblick auf den Vogelschutz kritischer ist als der nördliche. Es ist also genau umgekehrt wie beim Anwohnerschutz. Dieser grundsätzliche Konflikt besteht praktisch bei jeder Windenergieplanung: dort, wo viel freie Natur ist, sind wenige Häuser, und umgekehrt. Nun ist noch ein letzter Belang bei der Flächenauswahl zu bedenken, nämlich das Windpotential oder die Windhöffigkeit, das ist das durchschnittliche Windaufkommen (Leistung pro qm) an einem bestimmten Standort. (Bild 5) Der Wind bläst nicht überall gleich stark. Standorte, an denen der Wind kräftiger weht, sind nicht nur aus wirtschaftlichen Gründen für die Windenergienutzung zu bevorzugen. Auch die Belange Klimaschutz und Ressourcenschonung sprechen für die Wahl möglichst windgünstiger Standorte. Wo es windiger ist, werden zur Erzeugung einer bestimmten Strommenge weniger Windanlagen benötig als in windärmeren Bereichen. Die Wahl windreicher Standorte kann deshalb auch für Anwohner und Natur vorteilhaft sein. Im südlichen Teil des Plangebiets gibt es zwei besonders windhöffige Gebiete. Sie sind in der Grafik durch Schraffur angedeutet. Nördlich dieser Gebiete nimmt der Wind kontinuierlich ab, je weiter man nach Norden geht. Am nördlichen Rand der Planfläche würde eine Windanlage nur 70% der Strommenge liefern wie eine gleichartige Anlage an den windreichsten Stellen im Süden. 34

35 Überschlagsmäßig lässt sich sagen: vier Windanlagen im Südteil der zulässigen Fläche liefern soviel Strom wie fünf gleiche Anlagen im Nordteil. Bei der Abwägung der Belange ist diese Tatsache in Rechnung zu stellen. Bild 6: Zusammenfassung der Daten für Abwägung Um zu einer angemessenen Entscheidung zu kommen, sind die Auswirkungen (auf Anwohner und Vogelwelt) von vier Anlagen im Süden mit den Auswirkungen von fünf Anlagen im Norden zu vergleichen. Damit sind alle in diesem einfachen Fall wichtigen Belange untersucht, die Fakten liegen auf dem Tisch. Nun muss ausgewählt werden. Die bisherigen Arbeiten waren rein fachlicher Natur. Die Daten werden von Fachbehörden bereitgestellt, eventuell unter Einschaltung externer Gutachter. An dieser Stelle habe die VolksvertreterInnen (Gemeindevertretung/Stadtrat) das alleinige Recht und die Pflicht - die ihrer Meinung nach am besten geeigneten Flächen auszuwählen. Zur Erinnerung: Der Bundesgesetzgeber als höchste Volksvertretung hat die hellblaue Fläche für die Windenergienutzung ausgewiesen (Privilegierung). Die Gemeinde kann in begrenztem Umfang dem Bundesgesetzgeber ins Handwerk pfuschen und diese Bundesplanung für einen Teil der blauen zulässigen Fläche rückgängig machen (Negativfläche). Für einen substanziellen Teil der Fläche muss aber die Windenergienutzung möglich bleiben (Positivfläche). Für die Abgrenzung müssen nachvollziehbare, einheitliche Regeln angewandt werden. Alle vorhandenen Daten sind in der untenstehenden Karte (Bild 6) zusammengefasst: Zur Abwägung in Bild 6: Alle weichen Belange berücksichtigen. Wo immer es geht, quantitativ und überprüfbar werten. Was nicht messbar ist, kann nicht abgewägt werden. Ohne nachvollziehbare Bilanzierung keine Akzeptanz! => Systematisches Abwägungsverfahren, siehe Wie würden Sie entscheiden? An welchen Stellen der blauen Fläche würden Sie am ehesten Windanlagen zulassen, wenn Sie die Hälfte des blauen Bereichs auswählen müssten3? 3 Genau genommen muss die Hälfte des Windpotentials ausgewählt werden. Werden windreiche Standorte bevorzugt, ist weniger als die Hälfte der Fläche erforderlich. 35

36 G Postvertriebsstück Deutsche Post AG - Entgelt gezahlt Absender: Bundesgeschäftsstelle, Frère-Roger-Str D Aachen Drei Schwerpunkte für die Energiewende Windenergie Solarenergie mit integrierten Pufferspeichern in Verbrauchernähe, besonders in den Städten mit integrierten Kurzzeitspeichern auf 10 Prozent der Landesfläche Dezentrale Langzeitspeicherung von überschüssiger Wind- und Sonnenenergie mit Wasserstoff, Methan und Methanol