Leseprobe
Inhaltsverzeichnis:
1. Vorbemerkungen und Zielsetzung der Arbeit
2. Gesetzliche Förderinstrumente
2.1 Stromeinspeisungsgesetz
2.2 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
2.3 Subventionierung – Sinn oder Unsinn?
3. Standortermittlung für Windenergieanlagen
3.1 Die Methodik in Nordrhein-Westfalen
3.2 Der Beitrag der Standortermittlung zur Konfliktminimierung
4. Das naturräumliche Potenzial Deutschlands hinsichtlich der Windenergienutzung
4.1 Aspekte der Windströmungen
4.2 Räumliche Verteilung der Windenergiestandorte in Deutschland
4.3 Windenergiepotenziale in großen Nabenhöhen
5. Die Windenergienutzung in Deutschland aus wirtschaftsgeographischer Sicht
5.1 Installierte Leistung
5.2 Arbeitsplatzeffekte
5.2.1 Bruttobeschäftigungseffekte
5.2.2 Nettobeschäftigungseffekte
5.3 Repowering-Maßnahmen
5.4 Probleme der Netzintegration des Windstroms
6. Offshore-Windenergienutzung
6.1 Ökologische Fragen und Probleme
6.2 Offshore-Windenergienutzung – Eine energiepolitische Perspektive?
7. Praxisteil/Vorbemerkungen
7.1 Akzeptanzfragen
7.2 Beeinträchtigung des Landschaftsbildes?
7.3 Akustische Auswirkungen
7.4 Visuelle Auswirkungen
7.5 Flächenverbrauch und Bodenversiegelung
7.6 Effekte auf Vögel
7.7 Eisansatz
7.8 Sonstige Gefahrenpotenziale
7.9 Lösungsansätze
8. Fallstudie: Die Konflikte um die Offshore-Windenergienutzung
8.1 Offshore-Windenergienutzung als Hoffnungsträger einer strukturschwachen Region?
8.2 Die ökonomischen Akteure
8.3 Negative Effekte auf die Tourismusbranche als Folge von „Horizontverschmutzung“?
8.4 Der innerökologische Konflikt
8.5 Die Perspektive der Fischereiwirtschaft
8.6 Offshore-Windparks als Auslöser von Ölkatastrophen?
8.7 Perspektiven der Konfliktlösung
9. Fazit und Ausblick
10. Quellenverzeichnis
1. Vorbemerkungen und Zielsetzung der Arbeit
Die Windenergie soll einen wichtigen Beitrag zu dem ehrgeizigen Klimaschutzziel der deutschen Bundesregierung leisten, die Treibhausgasemissionen bis 2020 um 40% gegenüber dem Wert von 1990 zu senken (vgl. BMU 2007). Seit den 1990er Jahren schreitet ihr Ausbau rasant voran. Allerdings deuten die z.T. beträchtlichen Akzeptanzprobleme v.a. in den Küstengebieten auf das erhebliche Konfliktpotenzial dieser Art der Stromerzeugung hin. Es sollen im Folgenden die Chancen und Potenziale der Windenergienutzung, aber auch ihre Grenzen dargestellt werden. Vorliegende Arbeit fragt zunächst nach den Gründen der zu beobachtenden dynamischen Entwicklung der Windenergienutzung und erläutert dann – mit besonderem Blick auf die Offshore-Windenergie – die möglichen Auswirkungen von Windenergieanlagen (WEA) auf Mensch und Natur. Neben der Methodik der Standortermittlung für WEA stehen hier v.a. mögliche Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes, Aspekte des Natur- und Umweltschutzes, sowie Fragen der Akzeptanz von WEA im Vordergrund. Hier zeigt sich, dass eine ganzheitliche Betrachtung der Windenergienutzung nicht auf wirtschaftsgeographische Fragestellungen beschränkt bleiben darf. Ebenso müssen sozial- und verhaltenswissenschaftliche Aspekte berücksichtigt werden. Für die vorliegende Untersuchung wurde eine Literaturanalyse durchgeführt, welche die relevanten aktuellen Studien und Fachartikel berücksichtigt. Eine gezielte Dokumentenrecherche in den Veröffentlichungen des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) vervollständigt die Quellenarbeit.
Begrifflichkeiten, die in vorliegender Arbeit Erwähnung finden, sollen einführend an dieser Stelle kurz erläutert und ggf. diskutiert werden. Die Auflistung erfolgt dabei in alphabetischer Reihenfolge.
Bruttostromverbrauch: Im Gegensatz zum Nettostromverbrauch (s . u.) sind hier auch der Eigenverbrauch der Stromerzeugungsanlagen, der Pumpstromverbrauch und Leitungsverluste enthalten (vgl. www.rag-deutsche-steinkohle.de).
Erneuerbare Energien: Erneuerbare Energien (EE) sind meist direkten und indirekten solaren Ursprungs (vgl. brücher 2008: 5). Zudem werden die Geothermie und die Gezeitenenergie zu den EE gezählt. Die EE solaren Ursprungs (Sonnenlicht und –wärme, Wind- und Wasserkraft, Energie aus Biomasse) werden auch als regenerative Energien bezeichnet (vgl. ebd.). Unter der Voraussetzung, dass der zu seiner Erzeugung notwendige Strom aus anderen EE gewonnen wird, ist auch der Wasserstoff zu den EE zu zählen (vgl. ebd.).
Nennleistung: Die Nennleistung beschreibt die von einer WEA maximal erbringbare Leistung. Die produzierte Strommenge ist dabei abhängig von der Nennleistung der Anlage, ihrer technischen Verfügbarkeit, sowie der Verfügbarkeit des Windes. Die Stromproduktion einer WEA beginnt bei einer Windgeschwindigkeit von etwa 4m/s, die Nennleistung erreichen die Anlagen jedoch erst bei 12-13m/s (vgl. www.thema-energie.de). Auf Grund routinemäßiger Wartungen und unvorhergesehener Reparaturen ist die theoretisch mögliche Betriebszeit einer Anlage auf durchschnittlich ca. 95% beschränkt (vgl. ohlert & Wagner 2003: 10). Stärkeren Einfluss auf die Betriebsdauer haben die schwankenden Windverhältnisse am jeweiligen Standort. Berücksichtigt man die Stillstände und den Teillastbetrieb, ist in den Küstenbundesländern von einem durchschnittlichen Ausnutzungsgrad von 25%, in den Binnenländern von 20% auszugehen (vgl. ebd.).
Nettostromverbrauch: Der gesamte Stromverbrauch eines Landes abzüglich der Leitungsverluste, des Pumpstromverbrauchs und des Eigenverbrauchs der Stromerzeugungsanlagen (vgl. byzio et al. 2005: 115).
Normalwindjahr: Bezeichnet das langjährige Mittel der Windgeschwindigkeit (vgl. heier 2007: 52). Dieser Mittelwert wird gleich 100% gesetzt und Unterschiede im Jahreswindangebot entsprechend als Abweichung von diesem Wert dargestellt (siehe Abb. 1).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Offshore-Windenergieanlagen: Windenergieanlagen, die mehr als drei Seemeilen (entspricht ca. 5,5 km) vor der Küstenlinie errichtet werden, klassifiziert man als Offshore-Anlagen (vgl. wustlich & heugel 2006: 15).
Referenzstandort(-modell): Als sog. Referenzstandort für WEA legt der Gesetzgeber einen Standort mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,5m/s in 30m Höhe über Grund fest (vgl. staiß 2007: 192). Den Ertrag, den eine WEA an einem solchen Standort erbringt, bezeichnet man als Referenzertrag (vgl. ebd.). Dieses Referenzstandortmodell dient im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zur Festlegung der Vergütungssätze für Windstrom (siehe Kap. 2.2).
Regelenergie: Als Regelenergie bezeichnet man die in der Stromversorgung zum Ausgleich von nicht vorhersehbaren Schwankungen im Stromverbrauch und in der Stromerzeugung (Kraftwerksausfälle) vorsorglich bereit zu haltende Leistung (vgl. www.wind-energie-de). Oft wird der zunehmende Ausbau der Windenergie als Grund für einen erheblich gestiegenen Bedarf an Regelenergie genannt. Bei genauer Überprüfung scheint dies zumindest diskussionswürdig. Von 2002 bis 2004 ist der Bedarf an Regelenergie um 12% gesunken, obwohl im selben Zeitraum 6.000 Megawatt (MW) Windleistung zugebaut wurden (vgl. ebd.). Zwar ist unstrittig, dass das Windenergieangebot erheblich schwankt (siehe Abb. 12), doch ist das zu erwartende Windaufkommen für einen Zeitraum von bis zu 72 Stunden mittlerweile mit einer Abweichung von durchschnittlich 8% recht gut vorhersagbar, so dass unvorhersehbare Schwankungen kaum auftreten (vgl. ebd.). Kurzfristige Schwankungen (Sekunden bis Minuten) des Windangebots werden im regionalen Stromnetz ausgeglichen und/oder durch drehzahlvariable WEA direkt abgepuffert und erzeugen somit keinen zusätzlichen Bedarf an Regelenergie (vgl. ebd.). Lediglich Windenergie-Schwankungen im Minuten- bis Stundenbereich machen den Einsatz von Regelenergie erforderlich. Als Größenordnung wird hier bis 2015 ein Wert von acht bis neun Prozent der installierten Windleistung genannt, der als sog. Minuten- und Stundenreserve bereitgehalten werden muss (vgl. ebd.).
Repowering: Das Ersetzen von älteren, kleinen WEA durch eine geringere Anzahl leistungsfähigerer Neuanlagen (vgl. staiß 2007: 101).
Wind entsteht in der Atmosphäre infolge von Druck- und Wärmedifferenzen verursacht durch die Sonneneinstrahlung. 1,5-2,5% der die Erde erreichenden Strahlungsenergie wird in der Atmosphäre in Strömungsenergie umgewandelt (vgl. gierloff-emden 2002: 222f). Die kinetische Energie der strömenden Luft steigt mit dem Quadrat ihrer Geschwindigkeit. Eine Verdopplung der Windgeschwindigkeit bringt also eine Vervierfachung der Energie. Die aus dem Wind erzeugbare Strommenge hängt von der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit ab. Eine verdoppelte Windgeschwindigkeit führt so zu einer um das Achtfache erhöhten Stromausbeute (vgl.ebd.).
2. Gesetzliche Förderinstrumente
Eine Reihe von gesetzlichen Förderinstrumenten stellte den Katalysator für die rasante Entwicklung der Windenergienutzung in den letzten 15 Jahren dar. Neben kleineren Maßnahmen wie dem „250 MW-Wind-Programm“ (vgl. kleinschmidt et al. 1994: 17), ist hier vor allem das Stromeinspeisungsgesetz von 1991, das Erneuerbare-Energien-Gesetz (2000) sowie dessen Novellierung (2004) zu nennen. Diese gesetzlichen Rahmenbedingungen schufen und schaffen für die Anlagenbetreiber ein hohes Maß an Planungssicherheit, wie sie für „Investitionen in den Aufbau von Produktionsanlagen, technische Weiterentwicklungen und die Schaffung von Vertriebsstrukturen“ (staiß 2007: 100) erforderlich ist. Im Folgenden sollen die wichtigsten Regelungen und deren Auswirkungen erläutert werden.
2.1 Stromeinspeisungsgesetz
Mit dem Inkrafttreten des „Gesetzes über die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz“ (kurz: Stromeinspeisungsgesetz) zum 01.01.1991 wurde der aus Windkraft erzeugte und ins öffentliche Stromnetz eingespeiste Strom mit „ […] 90 vom Hundert des Durchschnittserlöses je Kilowattstunde aus der Stromabgabe von Elektrizitätsversorgungsunternehmen an alle Letztverbraucher […]“ (www.gesetzesweb.de) vergütet. Den Betreibern von WEA wurde hiermit erstmalig eine feste Einspeisevergütung für den von ihnen produzierten Strom garantiert (vgl. byzio et al. 2005: 12). Die Windenergienutzung erhielt damit einen ersten entscheidenden Schub, denn der Anfangswert der Vergütung von 8,49 ct/kWh (staiß 2007: 99) ließ die Netzeinspeisung des Windstroms erstmals hinreichend attraktiv werden – zunächst an den besonders ertragreichen Küstenstandorten. Neben der marktbelebenden Wirkung der Einspeisevergütung hatte das Stromeinspeisungsgesetz zu Planungssicherheit für Hersteller und Anlagenbetreiber geführt, was neue Impulse hinsichtlich der Investitionen in den Aufbau von Produktionsanlagen zur Folge hatte. Wie rasant sich infolge dessen die installierte Windenergieleistung erhöhte, ist aus Abb. 9 ersichtlich.
2.2 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
Das im Jahr 2000 in Kraft getretene „Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien“, kurz Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), löste das Stromeinspeisungsgesetz ab und verfolgt das Ziel des Ausbaus von Energieversorgungsanlagen, die aus regenerativen Quellen gespeist werden. Indem es die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern reduziert, soll es einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutzziel der deutschen Bundesregierung leisten, eine „Verringerung der Treibhausgasemissionen bis zum Jahr 2020 von 40 Prozent gegenüber 1990“ (BMU 2007) zu erreichen. Grundgedanke ist, dass den Betreibern der durch das EEG geförderten Anlagen über einen bestimmten Zeitraum ein festgelegter Vergütungssatz pro erzeugter Kilowattstunde (kWh) gezahlt wird. Zu zahlen ist die Vergütung von dem Energieversorgungsunternehmen (EVU), zu dessen technisch für die Aufnahme des Windstroms geeigneten Netzes die geringste Entfernung vom Standort der WEA besteht (vgl. von seht 2003: 44). In den besonders stark durch WEA in Anspruch genommenen Küstengebieten kann es so zu überdurchschnittlich hohen Belastungen für die dortigen EVU und deren Kunden (an die die durch das EEG verursachten Mehrkosten weitergegeben werden) kommen. Zum Ausgleich solcher lokalen Härten haben EVU nach § 11 des EEG Anspruch auf Weiterverkauf des von ihnen vergüteten Windstroms an unterdurchschnittlich belastete EVU, so dass die Vergütungszahlungen letztlich von allen Stromkunden zu tragen sind (vgl. von seht 2003: 45).
Die EEG-Vergütungssätze sind degressiv gestaltet, um einerseits eine Überförderung zu vermeiden und andererseits „die Kostenreduktionspotenziale zügig auszuschöpfen“ (staiß 2007: 187), so dass die Wettbewerbsfähigkeit der Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien möglichst bald erreicht wird. Noch liegen die Entstehungskosten für Windstrom über den Stromkosten aus konventionellen Quellen. Für Strom aus konventionellen Quellen betragen die Entstehungskosten derzeit im Mittel ca. 5 ct/kWh, Windstrom wird aktuell für durchschnittlich ca. 9 ct/kWh produziert (vgl. staiß 2007: 347). Die im EEG festgeschriebene Degression führt jährlich zu einer Absenkung der Vergütung für Neuanlagen. Eine im Jahr 2007 neu in Betrieb genommene Anlage erhält somit eine geringere Vergütung pro erzeugter kWh als eine 2006 in Betrieb genommene Anlage, wobei jedoch in beiden Fällen die jeweilige Vergütung über den gesamten Vergütungszeitraum konstant bleibt (vgl. staiß 2007: 187). Für WEA betrug die jährliche Degression bis zur Novellierung des EEG (2004) 1,5% und wurde dann auf 2% erhöht (vgl. staiß 2007: 192). Berücksichtigt man noch die Inflation, müssen neue Anlagen jährlich um ca. 3,5-4% effizienter werden, um dieselbe Vergütungssumme zu erhalten wie im Jahr zuvor in Betrieb gegangene Anlagen. Im Jahr 2007 betrug die Grundvergütung für WEA an Land 5,17 ct/kWh, die erhöhte Anfangsvergütung 8,19 ct/kWh (vgl. staiß 2007: 192). Letztere wird ab Datum der Inbetriebnahme für fünf Jahre gewährt, danach richtet sich der Vergütungssatz nach dem Stromertrag, den die Anlage am sog. Referenzstandort mit einer mittleren Windgeschwindigkeit von 5,5m/s in 30m über Grund erbringen würde (vgl. ebd.). Je 0,75 Prozentpunkte, die der tatsächliche Ertrag den Wert von 150% des errechneten Referenzertrages unterschreitet, verlängert sich die Laufzeit der erhöhten Anfangsvergütung um zwei Monate (vgl. ebd.). Diese Regelung kommt somit besonders Anlagen zugute, die an windschwächeren Standorten im Binnenland errichtet werden. Weisen diese Standorte jedoch allzu ungünstige Bedingungen auf, so dass die Anlagen weniger als 60% des Referenzertrages leisten, entfällt nach der EEG-Novelle (s.u.) jede Vergütung für diese Anlagen.
Für Offshore-WEA gelten gesonderte Regelungen. So setzt hier die jährliche Degression erst ab dem 01.01.2008 ein und es wurden andere Werte für die Grundvergütung (6,91 ct/kWh) und die erhöhte Anfangsvergütung (+2,91 ct/kWh) festgelegt (vgl. staiß 2007: 194). Letztere wird mindestens über einen Zeitraum von 12 Jahren gewährt (vgl. staiß 2007: 195). Danach ist die Verlängerung der erhöhten Anfangsvergütung nicht (wie bei WEA an Land) ertragsabhängig, sondern richtet sich nach der Entfernung von der Küstenlinie und der Wassertiefe. Für Anlagen, die in mehr als 12 Seemeilen Entfernung zu der Küstenlinie und in mindestens 20m Wassertiefe errichtet werden, verlängert sich der Zeitraum der erhöhten Anfangsvergütung je zusätzliche Seemeile Entfernung um 0,5 Monate und um 1,7 Monate je zusätzlichem Meter Wassertiefe (vgl. ebd.). Durch diese speziellen Regelungen sollen die hohen Kosten für die Errichtung von Offshore-WEA kompensiert werden, um so für die Betreiber finanziell attraktive Bedingungen zu schaffen, so dass der bisher noch recht verhaltene Ausbau der Offshore-Windenergienutzung beschleunigt wird.
Mit der Novelle des EEG im Jahr 2004 wurden auf Basis der bis dahin gewonnenen Erfahrungen einige Änderungen vorgenommen. Wesentliche Punkte sind:
- Verlängerung des Anspruchs auf die erhöhte Anfangsvergütung für Offshore-WEA bei Inbetriebnahme bis zum 31.12.2010 (vgl. staiß 2007: 185). Vor der Novelle des EEG hatten nur Offshore-Anlagen, die bis zum 31.12.2006 in Betrieb gingen, Anspruch auf die erhöhte Anfangsvergütung (vgl. byzio et al. 2005: 31). Da jedoch bis zu diesem Zeitpunkt keine Offshore-Anlagen errichtet worden waren, wurde die Frist wie o.g. verlängert, um die finanziellen Anreize länger aufrecht zu erhalten.
- Erstmals Berücksichtigung von Repowering-Anlagen bei der Vergütung. Voraussetzung ist, dass Altanlagen ersetzt werden, die vor dem 31.12.1995 in Betrieb genommen wurden und die installierte Leistung um mindestens das Dreifache erhöht wird (vgl. staiß 2007: 194). So soll der Aufbau einer geringeren Anzahl leistungsstärkerer WEA gefördert werden, um so das Landschaftsbild zu entlasten (vgl. ebd.).
- Erhöhung der jährlichen Degression für WEA an Land von 1,5% auf 2% (vgl. staiß 2007: 192).
- Wegfall der Vergütung für WEA, die weniger als 60% des Referenzertrages erreichen, so dass der „Verspargelung der Landschaft mit ineffizienten Windenergieanlagen“ (staiß 2007: 192) entgegengewirkt wird.
Einen Überblick über die wesentlichen Vergütungsregelungen gibt Tab. 1.
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Die Gesamtsumme der EEG-Vergütungszahlungen im Jahr 2005 betrug ca. 4,3 Mrd. €, davon entfiel mit 55,7% (2,38 Mrd. €) der größte Anteil auf die Windenergie (vgl. staiß 2007: 176). Zum Vergleich: Im selben Jahr (2005) subventionierte der deutsche Staat den Kohlenbergbau mit 2,8 Mrd. € (vgl. www.verivox.de).
2.3 Subventionierung – Sinn oder Unsinn?
Ohne Zweifel ist die rasante Entwicklung der Windenergiebranche in Deutschland auf die oben erläuterten gesetzlichen Förderinstrumente zurückzuführen, denn diese bieten einen beachtlichen wirtschaftlichen Anreiz für Investoren, WEA zu errichten und zu betreiben. Doch die garantierte Vergütung des erzeugten Windstroms erfolgt ohne Rücksicht auf dessen Verwertbarkeit. Steht zu wenig Windstrom zur Verfügung, muss Regelenergie aus dem konventionellen Kraftwerkspark die Versorgungslücke schließen. Ist das Windstromangebot zu hoch, müssen ggf. WEA außer Betrieb genommen werden, um das Stromnetz nicht zu überlasten, da Mechanismen zur Speicherung des Überangebotes nicht in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen (vgl. kühn 2007: 121). Es wird ein gesetzlicher Subventionierungszwang etabliert, dessen Kosten von den Energieversorgungsunternehmen auf die Stromrechnung eines jeden Verbrauchers umgelegt werden. Zudem existieren noch einige „versteckte staatliche Subventionen“ (ostkamp 2006: 3), die den Anlagenproduzenten und –betreibern gewährt werden, wie z.B. Finanzierungszuschüsse oder zinsgünstige Kredite (vgl. ebd.). Unstrittig ist, dass die den EVU durch das EEG entstehenden Kosten zu moderaten Strompreiserhöhungen führen. Diese durch das EEG bedingten Kosten betragen derzeit 0,72 ct/kWh, das entspricht 3,7% der Kosten einer Kilowattstunde Strom im Jahr 2006 (durchschnittlich 19,4 ct/kWh) (vgl. BMU 2007a: 26). In der Praxis dient das EEG den EVU jedoch als Argument, weit stärkere Preiserhöhungen zu begründen. So erhöhte beispielsweise der Kölner Versorger „Rheinenergie AG“ zum 01.01.2008 die Strompreise um durchschnittlich 5,4% (vgl. Kölnische Rundschau vom 21.12.2007). Als Begründung wurden die „Belastungen durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz und höhere Beschaffungskosten“ (ebd.) genannt. Das Argument der gestiegenen Beschaffungskosten scheint jedoch ungerechtfertigt, da die Preise an der Leipziger Strombörse im Jahresmittel von 6,37 ct/kWh auf 6,21 ct/kWh sogar leicht gesunken sind (vgl. ebd.). Da also die tatsächlichen Belastungen durch das EEG weniger hoch sind, als die vorgenommenen Strompreiserhöhungen, ist dieses Argument in der Sache nicht haltbar und scheint lediglich der Umsatzoptimierung der EVU zu dienen. Es wird deutlich, dass das EEG in seiner jetzigen Form zwar das Erreichen der klimapolitischen Ziele unterstützt, jedoch ebenso zu faktisch nicht zu begründenden Mitnahmeeffekten seitens der EVU führt. Hier besteht somit noch Nachbesserungsbedarf. Sinnvoll wäre etwa eine Verpflichtung der EVU zu einer transparenteren Preisgestaltung, so dass das EEG nicht mehr für überzogene Strompreiserhöhungen instrumentalisiert werden könnte.
Ohne Zweifel hat die bisherige Subventionspraxis aber zu innovativen Entwicklungen und Effizienzsteigerungen im Bereich der Windenergie geführt. Hinsichtlich des eigentlichen Zieles dieser Förderung, die Erneuerbaren Energien „marktreif und konkurrenzfähig gegenüber konventionellen Energieträgern zu machen“ (byzio 2005: 14), muss festgestellt werden, dass dies zu einem großen Teil von zwei Entwicklungen abhängt: Zum einen von der Preisentwicklung der konventionellen Energieträger (welche vorwiegend von den Rohstoffpreisen für Kohle, Gas, Öl und Uran abhängig ist), zum anderen von den zukünftig noch zu erreichenden Kostensenkungspotenzialen im Bereich der Erneuerbaren Energien (vgl. ebd.). Diese beiden Faktoren sind von entscheidender Bedeutung für die Entwicklung der Differenzkosten zwischen den regenerativen und konventionellen Energieträgern und dafür, ob sich die Erneuerbaren Energien mittel- bis langfristig ohne staatliche Subventionierung bzw. Verbraucherumlage am Markt halten können. Einen Überblick über die prognostizierten Differenzkosten gibt Abb. 2.
www.wind-energie.de
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3. Standortermittlung für Windenergieanlagen
In den geplanten Aufstellungsgebieten für WEA kommt es zu z.T. erheblichen Konflikten mit Anwohnern und lokalen Interessenvertretern. Aus diesem Grund ist der Umgang mit der Windenergienutzung eines der „derzeit brennendsten Themen in der räumlichen Planung“ (von seht 2003: 43). Einleitend sei erwähnt, dass es aus rechtlicher Sicht geringfügige Unterschiede zwischen den Situationen in den einzelnen Bundesländern gibt (vgl. ebd.). Um den Rahmen vorliegender Arbeit nicht zu sprengen, soll im Folgenden die zur Standortermittlung von WEA angewandte Methodik exemplarisch für Nordrhein-Westfalen dargestellt werden. Für einen Überblick über die Regelungen in den anderen Bundesländern sei auf das Online-Angebot des „Internationalen Wirtschaftsforums Regenerative Energien“ (www.iwr.de/wind/raum) verwiesen. Hierüber kann auf den Großteil der länderspezifischen Richtlinien zugegriffen werden.
3.1 Die Methodik in Nordrhein-Westfalen
Zu Beginn der 1990er Jahre waren die WEA noch relativ klein, heutige WEA weisen jedoch Nabenhöhen von bis zu 120m auf und erreichen zusammen mit dem Rotor Höhen von bis zu 170m (vgl. ostkamp 2006: 4). Da von den Anlagen (wie in Kap. 7 beschrieben) z.T. erhebliche Auswirkungen auf Menschen und Natur ausgehen, bestehen entsprechende Schwierigkeiten, geeignete und ausreichend große Flächen für die Errichtung solcher Anlagen zu finden. Die Regionalplanung übernimmt hierbei die „Scharnierfunktion“ (schaal & kolshorn 2005: 442) zwischen dem politisch geforderten und geförderten Ausbau der Windenergie und den Widerständen auf Ebene der Landkreise, Städte und Gemeinden.
Für die Auswahl geeigneter Standorte zur Errichtung von WEA müssen neben Analysen der Windgeschwindigkeiten auch Kriterien wie das „Baurecht, Netzanbindung, Naturschutz und Lärmemissionen sowie […] Aspekte des Landschaftsbildschutzes“ (mielke 1995: 27) berücksichtigt werden. Dies geschieht in NRW auf Basis des Landesentwicklungsplanes (LEP), demzufolge auf Ebene der Gebietsentwicklungspläne (GEP) die nötigen Voraussetzungen für den Einsatz Erneuerbarer Energien zu schaffen sind (vgl. von seht 2003: 46). Hierzu werden sog. Eignungsgebiete ausgewiesen, d.h. Gebiete in denen die Windenergienutzung ohne Vorbehalte möglich ist. Die Ermittlung dieser Gebiete erfolgt in zwei zentralen Schritten. Zunächst wird das gesamte Planungsgebiet mittels der Abstands- und Ausschlussanforderungen (siehe Tab. 2 und 3) auf Restriktionen hin untersucht.
von seht 2003: 53
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Gebiete, die auf Grund dieser Kriterien ungeeignet sind, werden zu sog. Tabuzonen erklärt und stehen der Windenergienutzung somit nicht zur Verfügung (vgl. von seht 2003: 46). Die verbleibenden Flächen werden dann im zweiten Schritt anhand positiver Eignungskriterien wie Flächengröße, Windgeschwindigkeit und Netzanschluss-möglichkeiten bewertet, um aus ihnen die geeignetsten Flächen zu ermitteln (vgl. ebd.). Um eine „optische Überfrachtung“ (ebd.) der Landschaft zu vermeiden, ist anschließend noch zu prüfen, ob die ermittelten Eignungsgebiete nicht zu nahe beieinander liegen. Eine allgemeingültige Methodik hierfür existiert jedoch nicht, so dass die praktische Umsetzung dieser Regelung mehr auf dem subjektiven Empfinden der Entscheidungsträger beruhen dürfte, als auf „fachlichen Erwägungen“ (von seht 2003: 51).
3.2 Der Beitrag der Standortermittlung zur Konfliktminimierung
Durch die Ausweisung von Eignungsgebieten kann die Regionalplanung die Windenergienutzung auf weniger konfliktträchtige Gebiete konzentrieren, so dass andere bereits bestehende oder geplante Nutzungen möglichst wenig beeinträchtigt werden. Dieses Zonierungsmodell kann als eine sinnvolle Verknüpfung von ökonomischen und ökologischen Kriterien gewertet werden. Während des beginnenden starken Ausbaus der Windenergienutzung Anfang der 1990 Jahre, waren in der damaligen „ersten Generation“ (schaal & Kolshorn 2005: 438) von Regionalplänen, in denen Konzentrationszonen für Windenergienutzung ausgewiesen wurden, die Eignungsgebiete in erster Linie an den windgünstigsten Gebieten orientiert. Als Datenbasis dienten „Windpotenzialstudien bzw. –gutachten, die mit den entgegenstehenden Nutzungen (z.B. Siedlungsflächen, Naturschutzgebiete) abgeglichen wurden“ (ebd.). Die aktuelle Ausweisungspraxis geht zwar ähnlich vor, jedoch hat das Kriterium des Windpotenzials einen geringeren Stellenwert. Im Vordergrund steht das Bemühen, den Einfluss der Windenergienutzung auf die Bevölkerung möglichst stark zu begrenzen. In vielen Fällen sind die Abstände von WEA zu anderer Bebauung von 500m auf 1.000m verdoppelt worden (vgl. schaal & kolshorn 2005: 440). Gleichzeitig werden hier jedoch die Grenzen der Ausweisung zusätzlicher Windenergie-Standorte evident, da sich unter Einhaltung dieser Mindestabstände die Zahl der geeigneten Flächen entsprechend reduziert. Deshalb werden zunehmend auch windschwächere Standorte als Eignungsgebiete ausgewiesen. Dies widerspricht den Zielen des novellierten EEG (siehe Kap 2.2), das die finanzielle Förderung windschwacher Standorte reduziert hat, ermöglicht aber eine Verringerung der Konflikte im Zusammenhang mit der Errichtung neuer WEA. Die verbesserte Anlagentechnik heutiger WEA erlaubt es, auch an diesen Standorten ausreichende Strommengen produzieren zu können, so dass ein wirtschaftlicher Betrieb der Anlagen gewährleistet ist. Da es für die Regionalplanung keine „rechtliche Verpflichtung“ (schaal & Kolshorn 2005: 439) gibt, der Windenergie ausschließlich die windgünstigsten Standorte zur Verfügung zu stellen, kann hier also eine Kompromisslösung zwischen den Interessen der Anwohner, den Interessen der Anlagenbetreiber und der anderer konkurrierender Flächennutzungen gefunden werden.
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