Source: https://www.energieagentur.nrw/blogs/erneuerbare/haufige-fragen/
Timestamp: 2019-04-22 04:55:32
Document Index: 46582203

Matched Legal Cases: ['§ 35', '§ 35', '§ 35', '§ 35', '§ 6', '§ 35', '§ 4']

Welche Standorte sind für Windenergieanlagen generell tabu?
Windenergieanlagen gehören aus planungsrechtlicher Sicht zu den im baulichen Außenbereich privilegiert zulässigen Vorhaben – sofern die Erschließung gesichert ist und keine öffentlichen Belange entgegenstehen. Ein solcher öffentlicher Belang wird allerdings auch durch ausgewiesene Windkonzentrationszonen an anderer Stelle im Gemeindegebiet begründet (Planvorbehalt). Die Errichtung von Windrädern außerhalb dieser explizit für die Windenergienutzung ausgewiesenen Zonen ist dann in der Regel unzulässig. Die Gemeinde kann also räumlich steuern, wo Windenergieanlagen gebaut werden, und übt so ihre Planungshoheit über das Gemeindegebiet aus (siehe Kommunale Planung). Bei der Standortplanung müssen zudem bestimmte planungsrechtliche Tabubereiche berücksichtigt werden. Dabei werden „harte und weiche Tabuzonen“ unterschieden.
Harte Tabuzonen sind die Flächen, die für die Windenergienutzung aus rechtlichen oder tatsächlichen Gründen von vorneherein nicht zur Verfügung stehen. So ist insbesondere in Nationalparks, nationalen Naturmonumenten, Naturschutzgebieten, Naturdenkmalen, gesetzlich geschützten Landschaftsbestandteilen und Biotopen sowie in FFH- und Vogelschutzgebieten die Errichtung von Windenergieanlagen ausgeschlossen. Im Wald ist die Windenergienutzung grundsätzlich möglich, allerdings nur in ökologisch weniger hochwertigen Wäldern, wie zum Beispiel auf sturmgeschädigten Kahlflächen oder in forstwirtschaftlich intensiv genutzten Fichtenforstkulturen. In ausgewiesenen Landschaftsschutzgebieten gilt ein generelles Bauverbot – auch für Windenergieanlagen. Allerdings können für die Windenergienutzung regelmäßig Befreiungen erteilt werden.
Weiche Tabuzonen hingegen sind Flächen, auf denen die Errichtung von Windenergieanlagen ausgeschlossen werden soll, obwohl die Nutzung aus rechtlichen oder tatsächlichen Gründen grundsätzlich möglich wäre. Die Gemeinde kann hier die anzulegenden Kriterien – städtebaulich begründet – selbst definieren. Bei weichen Tabuzonen handelt es sich z.B. um vorsorgende Abstandsflächen zu Siedlungsbereichen oder Schutzgebieten.
Welche rechtlichen Voraussetzungen gelten für Planung von Windenergieanlagen?
Windenergieanlagen zählen in Deutschland zu den im bauplanungsrechtlichen Außenbereich privilegierten Anlagen. Das heißt, dass sie grundsätzlich überall außerhalb geschlossener Ortschaften oder zusammenhängender Bebauung errichtet werden können. Dies gilt ebenso für land- und forstwirtschaftliche Nutzungen, Anlagen der öffentlichen Versorgung mit Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Wärme und Wasser, Bioenergie- und Wasserkraftanlagen. Dafür muss die Erschließung des Standorts gesichert sein, und dem Vorhaben dürfen keine öffentlichen Belange entgegen stehen, wie sie in § 35 Absatz 3 des Baugesetzbuches definiert sind. Ein entgegenstehender öffentlicher Belang ergibt sich zudem aus dem Planvorbehalt, den der Gesetzgeber den Kommunen in § 35 Abs. 3 S. 3 BauGB als Steuerungsmöglichkeit eingeräumt hat: Kommunen können demnach in ihrem Flächennutzungsplan Konzentrationszonen ausweisen, die für die Nutzung der Windenergie vorgesehen sind, und so die Errichtung von Anlagen im restlichen Gemeindegebiet wegen des dann entgegenstehenden öffentlichen Belangs verhindern. Im Ergebnis sind Windenergieanlagen dann in der Regel nur noch innerhalb dieser Windkonzentrationszonen zulässig.
Sind Gemeinden verpflichtet, Windkonzentrationszonen auszuweisen?
Ob sich eine Kommune zur Ausweisung von Windkonzentrationszonen in ihrem Gemeindegebiet entschließt oder nicht, liegt im Ermessen der jeweiligen Kommune als Trägerin der kommunalen Planungshoheit. Der vom Gesetzgeber gewährte Planvorbehalt (§ 35 Abs. 3 S. 3 BauGB) ist lediglich eine Möglichkeit, die Errichtung von Windenergieanlagen zu steuern und somit befürchteten „Wildwuchs“ zu vermeiden.
Eine Verpflichtung zur Ausweisung bestimmter Flächen kann sich nur aus höherrangigen planungsrechtlichen Vorgaben in der Regionalplanung ergeben. Werden dort Vorranggebiete für die Windenergienutzung festgelegt, so sind diese in Folge der Anpassungspflicht in die kommunale Planung zu übernehmen, sollte die Kommune Konzentrationszonen zur Steuerung der Windenergie ausgewiesen haben oder in Zukunft ausweisen. Bei der Erarbeitung von Regionalplanflächen werden die Kommunen beteiligt und können ihre Planungen und Erkenntnisse einbringen und somit rechtzeitig auf eine Übereinstimmung von kommunaler und regionaler Planung hinwirken.
Können Windenergieanlagen außerhalb von Konzentrationszonen errichtet und betrieben werden?
Weist ein kommunaler Flächennutzungsplan eine Windkonzentrationszone aus, führt dies für die übrigen Flächen zu einer sogenannten Regelausschlusswirkung. Das bedeutet, dass durch die rechtswirksame Festlegung einer für Windenergienutzung vorgesehenen Fläche ein „öffentlicher Belang“ konstituiert wird, der dann dem Bau von Windenergieanlagen außerhalb dieser Zone in der Regel entgegensteht. Die Errichtung einer Anlage außerhalb der Windkonzentrationszone im Außenbereich ist bauplanungsrechtlich somit nicht genehmigungsfähig. Ausnahmen bilden Windenergieanlagen, die dem Eigenverbrauch dienen und als Teil einer anderen im Außenbereich privilegierten Anlage – beispielsweise eines landwirtschaftlichen oder gartenbaulichen Betriebs – gelten. Unter dem Stichwort „mitbezogene Privilegierung“ können sie unter bestimmten Voraussetzungen als untergeordnete Nebenanlage des versorgten Betriebs baurechtlich zulässig sein.
An welchen Stellen wird die Öffentlichkeit am Planungsverfahren beteiligt?
Konzentrationszonen für die Windenergienutzung werden im kommunalen Flächennutzungsplan ausgewiesen. Dafür ist ein formelles Bauleitplanverfahren erforderlich. Hat eine Kommune ihren Beschluss zur Aufstellung oder Änderung des Flächennutzungsplans ortsüblich bekannt gemacht, zum Beispiel über die Lokalzeitung, folgt im Rahmen dieses Bauleitverfahrens eine zweistufige Beteiligung der Öffentlichkeit. Zuerst werden Bürgerinnen und Bürger möglichst frühzeitig über die allgemeinen Ziele und Zwecke der Planung informiert – etwa in einer Bürgerversammlung. Dann wird der Entwurf des Flächennutzungsplans samt der schriftlichen Begründung und den bereits vorliegenden umweltbezogenen Stellungnahmen für die Dauer eines Monats öffentlich ausgelegt. Während dieser Zeit kann jedermann zu den Entwürfen Stellung nehmen. Alle fristgerecht eingegangenen Kommentare werden von der Verwaltung geprüft und dem Rat der Gemeinde zur Entscheidung vorgelegt. Sollte eine Stellungnahme aus der Öffentlichkeit zu einer Änderung des Entwurfs führen, muss der geänderte Plan erneut ausgelegt werden. Auf diese Weise soll sichergestellt werden, dass alle durch die Planung berührten Belange vollständig ermittelt und angemessen bewertet werden können.
Wie sind Windenergieanlagen mit der Erhaltung des Landschaftsbildes vereinbar?
Windenergieanlagen verändern das Aussehen der umgebenden Landschaft. Die Landschaft in Nordrhein-Westfalen ist eine seit Jahrhunderten von Menschen geprägte Kulturlandschaft, die sich stetig weiterentwickelt. Vielerorts prägen Windenergieanlagen bereits das Bild der Kulturlandschaft mit. Insofern steht eine weitere Veränderung dem Windenergieausbau nicht automatisch entgegen. Jeder geplante Standort wird dahingehend geprüft, ob bzw. wie sich eine neue Anlage ins Landschaftsbild einfügt. Die empfundene Beeinträchtigung des Landschaftsbildes allein führt dabei noch nicht zur Unzulässigkeit eines Windenergievorhabens. Vielmehr muss laut Rechtsprechung eine qualifizierte Beeinträchtigung im Sinne einer „Verunstaltung des Landschaftsbildes“ gegeben sein. Diese Entscheidung kann immer nur im Einzelfall mit Blick auf die konkrete Situation vor Ort getroffen werden.
Können Gemeinden Höhenbegrenzungen für Windenergieanlagen festlegen?
Windenergieanlagen sind wirtschaftlich umso effizienter, je höher sie sind. Dennoch kann es Gründe geben, die Anlagenhöhe planungsrechtlich zu beschränken. Die Höhe einer Windenergieanlage kann laut Baunutzungsverordnung begrenzt werden, sofern die Höhenbeschränkung aus der konkreten Situation abgeleitet und städtebaulich begründet wird. Dafür reicht laut Windenergie-Erlass NRW der Hinweis auf eine allgemeine Veränderung des Orts- und Landschaftsbildes nicht aus. Es müssen vielmehr konkrete Gründe (wie z.B. die Sicherstellung des Anflugs eines Flughafens) vorliegen, die im Einzelfall dazu führen, dass die städtebauliche Situation eine Höhenbegrenzung rechtfertigt. Höhenbegrenzungen dürfen jedoch nicht zur Ausweisung von Windenergie-Konzentrationszonen führen, die unbrauchbar sind, weil Windenergieanlagen dort nicht wirtschaftlich betrieben werden können. Die Kommune ist verpflichtet, die Umsetzbarkeit Ihrer Planung sicherzustellen.
Es gibt keinen gesetzlich festgelegten pauschalen Mindestabstand für die Entfernung eines Windenergieanlagenstandorts zu Wohnhäusern oder Siedlungsbereichen. Weil sich der Anlagenbetrieb je nach Standort, Anlagenzahl und Anlagentyp unterschiedlich auf die Umgebung auswirkt, sind bei der Standortplanung verschiedene Abstände zu beachten. Für die Entfernung zur nächsten Wohnbebauung sind immissionsschutzrechtliche Abstände maßgeblich, die sich aus den baurechtlichen Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm (TA Lärm) ergeben. Nach dieser gelten beispielsweise für Industriegebiete höhere Grenzwerte als für allgemeine Wohngebiete und nachts strengere Schallgrenzwerte als tagsüber. Darüber hinaus dürfen Anlagen auf die umliegende Bebauung nicht in rücksichtsloser Weise störend wirken und müssen Abstände entsprechend ihrer Gesamthöhe einhalten. Für Nordrhein-Westfalen gelten für die Einzelfallprüfung Richtwerte: Laut Urteil des Oberverwaltungsgerichts (OVG) in Münster wirkt eine Anlage in einem Abstand von mehr als dem Dreifachen ihrer Gesamthöhe in der Regel nicht dominierend (siehe Was besagt der Begriff der „optisch bedrängenden Wirkung“?). Hinzu kommt, dass die Gemeinden im Rahmen ihrer Planungshoheit bei der Ausweisung von Konzentrationszonen für die Windenergienutzung Vorsorgeabstände im Sinne des vorbeugenden Immissionsschutzes zwischen Windenergieanlagen und schutzbedürftigen Einrichtungen festlegen können. Dabei ist aber zu beachten, dass im Gemeindegebiet für die Windenergienutzung noch ausreichend Raum verbleibt.
Wie werden Vögel und Fledermäuse vor Verletzungen durch Windenergieanlagen geschützt?
Durch vorausschauende Planung, eine sorgfältige Standortwahl und die konsequente Umsetzung von Vermeidungsmaßnahmen können tödliche Gefahren für Greifvögel und Fledermäuse vermieden oder zumindest deutlich reduziert werden. Das gewährleisten die Planungs- und Genehmigungsverfahren, die jeder Errichtung von Windenergieanlagen vorangehen. Sie beinhalten immer auch eine Beurteilung des Vorhabens aus Sicht des Arten- und Naturschutzes. Orientierung für den Ablauf und die Methodik des intensiven Prüfverfahrens bietet der Leitfaden Arten- und Habitatschutz des Landes NRW. Hier werden die für Windenergieanlagen empfindlichen Vogel- und Fledermausarten in Nordrhein-Westfalen aufgelistet; Karten mit Schwerpunktvorkommen finden sich im Anhang. Zudem wird eine Reihe von artspezifischen Maßnahmen aufgeführt, die – konsequent angewendet – helfen, die Kollisionsgefahren für Vögel und Fledermäuse deutlich zu reduzieren. Dazu gehören zum Beispiel Abschaltalgorithmen, unattraktive Flächengestaltung im Mastfußbereich, die Anlage attraktiver Nahrungsflächen zur Lenkung von Nahrungssuchflügen und ähnliches.
Brauchen Windenergieanlagen eine Baugenehmigung?
Die Errichtung einer Windenergieanlage muss immissionsschutzrechtlich genehmigt werden. Moderne Anlagen der Multimegawattklasse mit einer Gesamthöhe von mehr als 50 Metern werden einer anspruchsvollen Prüfung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) unterzogen. Die Genehmigung setzt voraus, dass öffentlich-rechtliche Vorschriften des Planungsrechts, Naturschutzrechts, Baurechts, Immissionsschutzrechts, Wasserrechts, Straßen- und Luftverkehrsrechts nicht entgegenstehen. Darüber entscheiden in Nordrhein-Westfalen seit 2008 die unteren Immissionsschutzbehörden, die bei den Kreisen und kreisfreien Städten angegliedert sind.
In welchen Phasen des Genehmigungsverfahrens nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz werden Bürgerinnen und Bürger beteiligt?
Windenergieanlagen, deren Gesamthöhe über 50 Metern liegt, benötigen eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz.
Werden Auswirkungen auf die Schutzgüter Mensch, Umwelt und Kultur durch die Errichtung der Windenergieanlagen als eher gering eingeschätzt, wird ein vereinfachtes Verfahren durchlaufen. Bürgerinnen und Bürger können in dieses Verfahren nur durch informelle Informations- und Beteiligungsangebote eingebunden werden. Diese Partizipationsangebote sind nicht rechtsverbindlich und können dementsprechend von der Kommune oder dem Antragsteller freiwillig angeboten werden.
Werden die Auswirkungen auf Schutzgüter als so hoch eingestuft, dass eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchgeführt werden muss, zum Beispiel wenn mehr als 20 Anlagen an einem Standort errichtet werden sollen, muss die Kommune ein förmliches Genehmigungsverfahren einleiten. Nachdem der Antragsteller den Antrag zur Errichtung der Anlagen bei der Genehmigungsbehörde gestellt hat, prüft diese die Unterlagen in einem ersten Schritt unter anderem auf ihre Vollständigkeit. Sind die Unterlagen geprüft worden, muss die Kommune das Vorhaben ihren Bürgerinnen und Bürgern bekanntmachen und darauf hinweisen, wann die öffentliche Auslegung der Antragsunterlagen stattfindet. Während der öffentlichen Auslegung können Bürgerinnen und Bürger Einsicht in die Antragsunterlagen nehmen und schriftlich Einwendungen einreichen. Die Einwendungen können auf Wunsch der Genehmigungsbehörde später mit den Einwendern, dem Antragsteller und den zuständigen Fachbehörden diskutiert werden, bevor die Genehmigungsbehörde die Einwendungen zusammen mit den restlichen für das Vorhaben eingereichten Unterlagen prüft.
Letztlich entscheidet in beiden Verfahren die Genehmigungsbehörde über eine Genehmigung oder Ablehnung des Genehmigungsantrags. Die Entscheidung muss den Bürgerinnen und Bürgern im förmlichen Verfahren öffentlich bekannt gemacht werden. Im vereinfachten Verfahren geschieht dies nur auf Antrag des Antragstellers.
Wie laut sind die Geräusche von Windenergieanlagen?
Windenergieanlagen erzeugen Betriebsgeräusche (Schallemission), die durch die Verwirbelungen des Windes an den Rotorblättern entstehen und durch die Mechanik in der Maschinengondel verursacht werden. Durch die technische Weiterentwicklung im Anlagenbau in den letzten Jahren laufen Windräder heute erheblich leiser – zum Beispiel durch eine verbesserte Aerodynamik der Rotorblätter. Wie laut sie vor Ort werden, hängt von dem Anlagentyp und den Bedingungen am Standort ab. Allerdings darf der Geräuschpegel einer Windenergieanlage in ihrem lautesten Betriebszustand die gesetzlich vorgeschriebenen Lärmschutzgrenzen der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm (TA Lärm) nicht überschreiten. Nachts gelten dabei strengere Grenzwerte als tagsüber. Um die Einhaltung sicherzustellen, fordern die Behörden im Vorfeld der Genehmigung in der Regel ein umfangreiches Schallgutachten.
Was passiert, wenn eine Windenergieanlage im laufenden Betrieb zu laut ist?Hersteller von Windenergieanlagen müssen die Betriebslautstärke eines Anlagentyps durch unabhängige Prüfinstitute vermessen lassen. Auf Grundlage dieser Typenvermessung wird im Zuge der Genehmigung eines konkreten Vorhabens in aller Regel ein umfangreiches Schallschutzgutachten erstellt. Unter Berücksichtigung der topographischen Bedingungen am Standort wird die voraussichtliche Lärmbelastung vor Ort untersucht und die Einhaltung entsprechender Schutzabstände zur nächsten Bebauung begründet. (siehe Wie laut sind die Geräusche von Windenergieanlagen?) Fällt ein Windrad nach seiner Inbetriebnahme dennoch als besonders laut auf, können die tatsächlichen Geräuschpegel im begründeten Einzelfall im Nachhinein durch Messungen überprüft werden. Stellt die zuständige Behörde fest, dass die gesetzlich festgeschriebenen Grenzwerte im laufenden Betrieb überschritten werden, kann sie Maßnahmen zur Lärmreduzierung – wie zum Beispiel eine Nachtabregelung – anordnen. (siehe Wie wird die Schallemission einer Windenergieanlage reduziert?) Die Grenzwertüberschreitung hat jedoch nicht zur Folge, dass die Errichtung der Anlage rechtswidrig war oder diese abgebaut werden muss.
Wie wird die Schallemission einer Windenergieanlage reduziert?
Der Geräuschpegel einer Windenergieanlage hängt im Wesentlichen von der Drehzahl der Rotorblätter ab und steigt mit der Windgeschwindigkeit. Damit eine Anlage die gesetzlich festgelegten Grenzwerte nicht überschreitet, kann sie auf eine bestimmte Drehzahl über die Programmierung der Anlagensteuerung (Abschaltalgorithmus) abgeregelt werden. Ob eine Anlage zu einem gegebenen Zeitpunkt korrekt drosselt, kann anhand der laufend gespeicherten Betriebsdaten geprüft werden. Nachts gelten sehr viel strengere Grenzwerte als tagsüber. Deshalb laufen Windenergieanlagen in dichter besiedelten Gebieten oder an verdichteten Standorten innerhalb von Konzentrationszonen in der Nacht häufig im abgeregelten Modus.
Geht von Windenergieanlagen für Menschen bedenklicher Infraschall aus?
Als Infraschall wird Schall im Frequenzbereich unterhalb von 20 Hertz bezeichnet. Es handelt sich also um sehr tiefe Töne, die auch in der Natur durch Meeresrauschen oder Wind erzeugt werden und überall in der technisierten Welt auftreten. Wie der Lüfter eines Computers oder eine Klimaanlage erzeugen auch Windenergieanlagen solche tieffrequenten Töne. Gesundheitlich wirkt sich Infraschall nach der derzeitigen wissenschaftlichen Kenntnislage erst dann auf den Menschen aus, wenn er hör- oder spürbar ist. In diesen Fällen konnten etwa Ermüdung und eine Abnahme der Atemfrequenz wissenschaftlich nachgewiesen werden. Die Infraschallpegel einer modernen Windenergieanlage liegen jedoch laut einer Studie des Bayerischen Landesamtes für Umwelt im Abstand von 150 bis 300 Metern von der Anlage weit unterhalb der sogenannten Wahrnehmungsschwelle für den Menschen. Daher kann bei Einhaltung der lärmschutzrechtlichen Mindestabstände derzeit davon ausgegangen werden, dass der durch Windenergieanlagen erzeugte Infraschall Anwohner nicht gefährdet.
Was bedeuten die Begriffe „Disko-Effekt“ und „Schlagschatten“?
Als „Disko-Effekt“ wird in der Windenergie das Phänomen „tanzender“ Lichtreflexionen an den sich drehenden Rotorblättern der Windräder bezeichnet. Dieses Problem tritt heute nicht mehr auf, da moderne Rotorblätter mit matten, reflexionsarmen Farben beschichtet werden.
Je nach Sonnenstand können die langen Flügel einer Windenergieanlage allerdings bewegte Schatten werfen. Welches Ausmaß der sogenannte Schlagschatten auf die umliegende Wohnbebauung maximal annehmen könnte, wird im Zuge des Genehmigungsprozesses untersucht und berechnet. Bei der Berechnung geht man davon aus, dass die Sonne 365 Tage im Jahr scheint und sich das Windrad durchgängig dreht. Wird festgestellt, dass unter diesen Bedingungen die rechtlich zulässige Beschattungsdauer von höchstens 30 Minuten am Tag bzw. 30 Stunden im Jahr überschritten wird, muss die Anlage mit einer Abschaltautomatik ausgestattet werden. Diese stellt sicher, dass im laufenden Betrieb die rechtlichen Vorgaben eingehalten werden und sich das Windrad automatisch abstellt, sobald die Obergrenze tatsächlich erreicht wird.
Was besagt der Begriff der „optisch bedrängenden Wirkung“?
Windräder sind weithin sichtbar und wirken sich auf das Landschaftsbild aus. Nach der aktuellen Rechtsprechung zur Genehmigung von Windenergieanlagen dürfen sie auf umliegende Wohnbebauung nicht in rücksichtsloser Weise störend wirken. Dieser Sachverhalt geht auf das im Baurecht verankerte Gebot der gegenseitigen Rücksichtnahme von baulichen Objekten zurück und wird als „optisch bedrängende Wirkung“ in der Rechtsprechung näher definiert. Für Nordrhein-Westfalen hat das Oberverwaltungsgerichts (OVG) in Münster in einem Urteil Richtwerte für die Einzelfallprüfung formuliert: Danach kann eine Anlage in einem Abstand von weniger als dem Zweifachen ihrer Gesamthöhe auf die nächste Bebauung in den überwiegenden Fällen optisch bedrängend wirken. Beträgt die Entfernung mehr als die dreifache Höhe, wirkt eine Anlage in der Regel nicht dominierend. Bei Entfernungen, die zwischen der zwei- und dreifachen Höhe liegen, muss der Einzelfall geprüft werden. Die Oberverwaltungsgerichte der anderen Bundesländer sind der nordrhein-westfälischen Rechtsprechung nicht durchgehend gefolgt; hier gelten zum Teil weniger strenge Richtwerte.
Welche Lösungen zur Kennzeichnung von Windenergieanlagen gibt es?
Um die Luftfahrtsicherheit zu gewährleisten, müssen Windenergieanlagen gemäß der Allgemeinen Verwaltungsvorschrift zur Kennzeichnung von Luftfahrthindernissen (AVV) ab einer Gesamthöhe von 100 Metern besonders gekennzeichnet werden. Unterschieden wird in eine Tages- und Nachtkennzeichnung. Rote Farbstreifen auf den Rotorblättern, in manchen Fällen auch zusätzliche weiße Lampen, sorgen tagsüber für bessere Erkennbarkeit. Bei Dunkelheit kommen rote Blinklichter zum Einsatz. Weil diese Leuchtfeuer mit der zunehmenden Zahl an Windenergieanlagen als störend empfunden werden, suchen Fachleute aus Wissenschaft und Anlagenbau gemeinsam mit den zuständigen Behörden nach besseren Lösungen. Eine aktuelle Übersicht bietet die Arbeitsgruppe Kennzeichnung des Bundesverbandes Windenergie. Signalfeuer neuerer Bauart können nach unten hin abgeschirmt werden. In Windparks kann außerdem die Taktfolge der Feuer bei allen Windrädern synchronisiert werden, um so die Befeuerung ruhiger wirken zu lassen. Ferner kann über sogenannte Sichtweitenmessgeräte, die mit der Befeuerungstechnik gekoppelt werden, die Intensität des Signalfeuers den herrschenden Lichtverhältnissen anpasst werden. Seit neuestem von der Deutschen Flugsicherung zugelassen sind sog. Primärradartechnologien, die eine bedarfsgerechte Befeuerung bei sich kritisch annähernden Luftverkehrsfahrzeugen ermöglichen. Zum Einsatz kommen kann entweder ein Aktivradar, bei dem von Antennen im Windpark elektromagnetische Impulse erzeugt werden, die dann von Flugobjekten in der Nähe reflektiert und von Sensoren im Windpark erfasst werden. Oder es wird ein Passivradar verwendet, das die Reflexionen kontinuierlich bestehender elektromagnetischer Wellen, zum Beispiel vorhandener Rundfunk- oder Mobilfunksignale, auswertet.
Welche Gefahr geht von Eisabwurf aus?
Wie andere Bauwerke auch, können Windenergieanlagen bei winterlichem Wetter Eis ansetzen. Das Ausmaß der Eisbildung hängt nicht nur von den Witterungsverhältnissen, sondern auch vom Standort ab. In der Nähe von Gebäuden oder Verkehrswegen prüft das zuständige Bauordnungsamt im Vorfeld der Genehmigung eines Windrades, ob Gefahr durch herabfallendes Eis besteht. Dazu werden umfangreiche Gutachten unabhängiger Sachverständiger erstellt. Um Eiswurf im laufenden Betrieb zu verhindern, werden moderne Windenergieanlagen häufig mit Eiserkennungssystemen ausgestattet. Diese Systeme können die Bildung von Eis auf dem Rotorblatt registrieren und die Anlage automatisch abschalten. Zusätzliche Rotorblattheizungen, die über Heizdrähte die Oberfläche der Flügel erwärmen oder warme Luft in die Blatthohlräume blasen, können die Eisbildung verhindern und so Stillstandzeiten verringern. Bislang ist bei der großen Zahl von Windenergieanlagen, die deutschlandweit im Einsatz sind, noch kein Fall bekannt geworden, bei dem jemand durch Eisabwurf von einem Windrad verletzt wurde.
Wie viel Fläche wird für eine Windenergieanlage beansprucht?
Die direkte Flächeninanspruchnahme durch Windenergieanlagen ist relativ gering. Diese beschränkt sich insbesondere auf das Fundament sowie auf die Zuwegungsflächen einschließlich Kranstellfläche. Die für das Fundament in Anspruch zu nehmende Fläche ist dabei abhängig von der Bauart und nimmt in der Regel 200 bis 400 m² ein. Ein erheblicher Teil des Fundaments um den Turm herum wird nach Errichtung der Anlage wieder für die Zuwegung zugeschüttet und ist oberirdisch nicht als Fundamentfläche zu erkennen. Die Kranstellfläche variiert nach verschiedenen Krantypen. Für die Zuwegung werden in der Regel vorhandene land- und forstwirtschaftliche Wege genutzt und für die Schwerlasttransporte durch Aufbringen von Schotter ertüchtigt. Abgesehen von der direkt baulich in Anspruch genommenen Fläche, stehen die umliegenden meist land- und forstwirtschaftlich genutzten Flächen weiterhin für die Bewirtschaftung zur Verfügung.
Welche Baumaßnahmen sind für die Errichtung einer Windenergieanlage erforderlich?
Der erste Schritt beim Bau einer Windenergieanlage ist die Erschließung des Geländes. Für den Transport der Anlagenbestandteile zum eigentlichen Aufstellort sind i.d.R. Ertüchtigungen der vorhandenen, meist landwirtschaftlichen Wege erforderlich. Diese müssen mit Fahrzeugen befahren werden, die meist über mehrere hundert Tonnen schwer sind. Daneben müssen Flächen für die kurzzeitige Zwischenlagerung von Anlagenkomponenten (z.B. Turmsegmente, Rotorblätter und Maschinenhaus) sowie die Kranstellfläche geschaffen werden. Neben diesen Baumaßnahmen ist die Verkabelung, d.h. der Anschluss der Windenergieanlage an eine Netzübergabestation, erforderlich. Hierzu werden Kabelverlegemaschinen eingesetzt. Zur Koordinierung dieser Aufgaben, wird ein Infrastrukturplan erstellt, der auch Bestandteil der baubehördlichen Genehmigung ist. Dabei wird in der Regel durch Fristen sichergestellt, dass die Arbeiten vor Beginn der Vegetationsperiode und Brutzeit windenergieempfindlicher Arten erfolgen. Durch die Baumaßnahmen wird der Aufstellort der Windenergieanlage zeitweilig zu einer größeren Baustelle. Die eigentliche Errichtung der Windenergieanlage am geplanten Standort nimmt i.d.R. nur einen Arbeitstag in Anspruch, ist dabei jedoch stark von der Wetterlage abhängig.
Was kostet die Errichtung einer Windenergieanlage?
Die Höhe der Investitionskosten für netzgekoppelte Windenergieanlagen an Land hängt von den jeweiligen Standortbedingungen ab. Ein maßgeblicher Faktor ist zum Beispiel die Entfernung zum nächsten Netzverknüpfungspunkt. Dies ist in der Regel ein Standortvorteil für Nordrhein-Westfalen mit seinem engmaschigen Stromnetz und im Vergleich zu anderen Ländern kurzen Wegen zu den Verteilernetzen. Ein installiertes Megawatt kostet derzeit etwa 1,5 Millionen Euro. Moderne Anlagen mit einem Leistungsvermögen von drei Megawatt erfordern dementsprechend Investitionen zwischen 4,5 und 5 Millionen Euro. Darin sind Herstellungs- und Errichtungskosten sowie Planungs- und Finanzierungskosten enthalten. Den größten Kostenblock machen die technischen Bauteile (Fundament, Turm, Rotor) aus. Dazu kommen im Einzelnen: Kosten für Transport und Montage, Bodenverbesserung, Erschließung der Zuwege, der Kranstellfläche und der benötigten Infrastruktur, Netzanschluss inklusive eventuellem Umspannwerk, Planungskosten und Bauüberwachung, Gutachten für die immissionsschutzrechtliche Genehmigung, ökologische Ausgleichsmaßnahmen, Finanzierung etc.
Welche finanziellen Beteiligungsmodelle gibt es?
In der Praxis werden verschiedene Modelle zur finanziellen Beteiligung von Bürgerinnen und Bürgern angeboten. Diese reichen von klassischen Bankprodukten (z.B. Sparbriefe) bis hin zu Unternehmensbeteiligungen (z.B. Geschäftsanteile an Genossenschaften oder Kommanditgesellschaften). Daneben etablieren sich zunehmend neue Modelle, die zu einer indirekten finanziellen Beteiligung am Anlagenbetrieb beitragen. Eine Bürgerstiftung beispielsweise erhält einen Teil der Umsatzerlöse, um damit gemeinnützige Einrichtungen vor Ort zu fördern. Eine Übersicht über die unterschiedlichen, gängigsten Beteiligungsmodelle sowie über realisierte Praxisbeispiele der verschiedenen Gesellschafts- und Beteiligungsformen enthält die Broschüre Klimaschutz mit Bürgerenergieanlagen.
Wenn eine Gemeinde bzw. deren Stadtwerk einen Windpark als Bürgerwindpark konzipiert und betreibt, steigt die regionale Wertschöpfung durch die finanzielle Beteiligung der Bürgerinnen und Bürger. Dies setzt zunächst eine entsprechende kommunale Flächensicherung voraus. Kommunale Projekte und Bürgerprojekte genießen regelmäßig eine größere Akzeptanz in der Bevölkerung.
Verlieren Immobilien in unmittelbarer Nähe zu einer Windenergieanlage an Wert?
Die vorhandenen empirischen Untersuchungen zu dem Thema konnten bisher einen langfristigen Werteverlust eher nicht bestätigen. Allerdings ist es grundsätzlich schwierig, einen nachweislichen Preisrückgang von Eigenheimen und Grundstücken eindeutig auf benachbarte Windenergieanlagen zurückzuführen, da die Preisbildung am Immobilienmarkt von vielen Faktoren abhängt. Die Wechselbeziehung zwischen Angebot und Nachfrage wird von Kriterien wie Bodenrichtwert, Größe, Baujahr oder Ausstattung eines Objekts ebenso bestimmt wie von allgemeinen sozio-ökonomischen Effekten wie Lage und Erreichbarkeit, regionale Wirtschaftsstrukturen oder Standortimage. Sie lassen sich in der Fülle von Faktoren des lokalen Immobilienmarktes nicht von anderen Einflussfaktoren, die ebenfalls auf den Immobilienwert wirken, trennen.
Wie sind die Stromgestehungskosten einer modernen Windenergieanlage im Vergleich zu anderen Energieerzeugungsanlagen?
Die über die gesamte Betriebszeit gemittelten Kapital- und Betriebskosten pro Kilowattstunde (Stromgestehungskosten) sind der entscheidende Faktor, wenn es um die Bewertung der Wettbewerbsfähigkeit der erneuerbaren im Vergleich zu den fossilen Energieträgern geht. An NRW-typischen Standorten liegen die Stromgestehungskosten einer Windenergieanlage laut einer Studie der Deutschen WindGuard GmbH im Schnitt zwischen 7,2 und 8,6 Cent pro Kilowattstunde. Damit produzieren Windenergieanlagen hierzulande heute schon zu geringeren Kosten Strom als neue Steinkohlekraftwerke, deren Stromgestehungskosten laut dem Fraunhofer ISE Institut 6,3 bis 8 Cent pro Kilowattstunde betragen, oder als Gas- und Dampfkraftwerke, die bei 7,5 bis 9,8 Cent pro Kilowattstunde liegen. Künftig wird der technologische Fortschritt die Stromgestehungskosten für Windenergielagen noch weiter senken.
Wie erzeugt eine Windenergieanlage Strom?
Eine Windenergieanlage (WEA) wandelt die kinetische Energie (Bewegungsenergie) des Windes erst in mechanische und dann in elektrische Energie um. Windenergieanlagen mit horizontaler Achse nutzen dabei den physikalischen Auftriebseffekt, der auch an den Flügeln von Flugzeugen wirkt. Die Rotorblätter sind so geformt, dass die anströmende Luft auf einer Rotorblattseite eine höhere Geschwindigkeit erreicht als auf der anderen. Auf der Seite der höheren Strömungsgeschwindigkeit entsteht ein Unterdruck, auf der Seite der niedrigeren Geschwindigkeit ergibt sich ein Überdruck. Die dadurch entstehenden Druckverhältnisse erzeugen eine Auftriebskraft an den Rotorblättern und versetzen so den Rotor in eine Drehbewegung.
Die Rotorblätter einer Windenergieanlage sind mit der Nabe zu einem Rotor verbunden. Die Nabe ist entweder direkt mit einem Generator verbunden (getriebelose Modelle) oder – wie bei den meisten Anlagen – über eine Welle an ein Getriebe gekuppelt.
Mithilfe des Prinzips der elektromagnetischen Induktion wandelt der Generator die mechanische Energie in Wechselstrom um. Dieser Strom wird durch elektronische Umrichter an die Netzfrequenz (in Europa 50 Hertz) angepasst und dann ins Netz eingespeist.
Wie unterscheiden sich Windenergieanlagen mit und ohne Getriebe?
Das Getriebe erhöht die Drehzahl des Generators, wodurch dieser bei gleicher Leistung wesentlich kleiner, leichter und kostengünstiger gebaut werden kann als ein direkt angetriebener Generator. Durch das Getriebe erhöht sich jedoch der Wartungsaufwand der Anlage und es entstehen zusätzliche Reibungs- und Lagerverluste. Dadurch wird ein Teil der im Generator eingesparten Kosten wieder aufgehoben.
Windenergieanlagen ohne Getriebe sind mit einem speziellen Generator versehen, dem Ringgenerator. Um bei niedriger Rotordrehzahl und hohem Drehmoment die mechanische Leistung in elektrische Energie umzuwandeln, besitzt er einen großen Durchmesser. Dadurch ist er deutlich schwerer, weswegen Gondel und Turm der WEA entsprechend stabiler ausgelegt werden müssen. Wartung, Reparatur- und Stillstandszeiten sind jedoch niedriger, sodass sich der zusätzliche konstruktive Aufwand über die Lebensdauer lohnen kann.
Wie viel Leistung kann eine moderne Windenergieanlage bereitstellen und wie viel Strom kann sie ins Netz einspeisen?
Anfang der 80er Jahre betrug die durchschnittliche Leistung einer Windenergieanlage noch 50 Kilowatt bei einem Rotordurchmesser von 15 Metern. Mitte der 90er Jahre waren bereits Anlagen mit einer Nennleistung von 600 Kilowatt und einem Rotordurchmesser von 50 Metern auf dem Markt. Heute verfügen die größten Anlagen über eine Nennleistung von mehr als 9.000 Kilowatt (9 Megawatt) und einen Rotordurchmesser von 180 Metern. Diese Maschinen werden als Offshore-Windenergieanlagen vor allem auf dem offenen Meer eingesetzt.
Im Jahr 2016 wurden in Nordrhein-Westfalen 211 Windenergieanlagen mit einer Leistung von insgesamt 564 Megawatt errichtet. Die durchschnittliche Nennleistung betrug somit rund 2,7 Megawatt, der Rotordurchmesser lag im Mittel bei 104 Metern, die durchschnittliche Nabenhöhe bei 129 Metern. Im Vergleich zu einer 500-Kilowatt-Anlage älteren Baujahres liefert eine moderne 3-Megawatt-Anlage am gleichen Standort einen mehr als zehnfachen Energieertrag. Der proportional gesehen höhere Stromertrag ergibt sich aus der größeren Nabenhöhe und technischen Verbesserungen.
An einem guten Standort in Nordrhein-Westfalen kann eine einzelne 3-Megawatt-Windenergieanlage jährlich mehr als 10 Millionen Kilowattstunden Strom erzeugen und so rein rechnerisch etwa 2.850 durchschnittliche 3-Personen-Haushalte mit Strom versorgen.
Wie unterscheiden sich Anlagen mit Stall- und Pitch-Regelung?
Mithilfe der Stall- und Pitch-Regelung wird die Leistung einer Windenergieanlage reguliert.
Anlagen mit Pitch-Regelung drehen ihre Rotorblätter bei steigender Windgeschwindigkeit langsam aus dem Wind, sodass sie der Luftströmung weniger Leistung entnehmen . Ab einer Windgeschwindigkeit von etwa 30 Metern pro Sekunde schaltet sich die Anlage automatisch ab, um Schäden der Anlagenbauteile durch mechanische Überlastung zu vermeiden. Dafür werden die Rotorblätter so in den Wind gedreht, dass keine Auftriebskraft mehr erzeugt wird (Fahnenstellung). Der Rotor kommt dadurch zum Stehen.
Ältere Anlagen verfügen über eine Stall-Leistungsregelung. Im Gegensatz zur Pitch-Regelung können die Rotorblätter dabei nicht verstellt werden, denn die Regelung funktioniert passiv. Erhöht sich die Windgeschwindigkeit, werden die Rotorblätter nicht mehr im optimalen Winkel angeströmt. Die Strömung reißt bei hohen Windgeschwindigkeiten an den Rotorblättern ab, wodurch sich die dem Wind entzogene Leistung verringert. Erreicht die Windgeschwindigkeit einen Bereich, in dem der Betrieb der Anlage unzulässig ist, wird die ganze Gondel aus dem Wind gedreht.
Durch den Strömungsabriss und die Entstehung von Luftwirbeln sind stall-geregelte Anlagen lauter als Anlagen mit Pitch-Regelung. Wegen des nicht verstellbaren Anströmwinkels der Rotorblätter können die Anlagen nur bei einer festen Windgeschwindigkeit wirkungsgradoptimal arbeiten. Ist die Windgeschwindigkeit höher oder niedriger als die wirkungsgradoptimale Windgeschwindigkeit , wird die Anlage ineffizienter. Zusätzlich wirken große Kräfte auf Rotor und Mast. In modernen WEA wird deswegen ausschließlich die Pitch-Regelung verbaut.
Bei welchen Windgeschwindigkeiten kann eine Windenergieanlage Strom einspeisen?
Die meisten Anlagen beginnen bereits ab einer Windgeschwindigkeit von ca. drei Metern pro Sekunde Strom zu erzeugen (Einschaltgeschwindigkeit). Bei dieser niedrigen Windgeschwindigkeit ist jedoch nur eine geringe kinetische Energie in der Strömung vorhanden und entsprechend wenig Strom kann produziert werden. Mit zunehmender Windgeschwindigkeit steigt die Leistung der Windenergieanlagen jedoch stark an. Bei einer Verdopplung der Windgeschwindigkeit verachtfacht sich die Leistung. Ab einer Windgeschwindigkeit von zehn Metern pro Sekunde erreichen sogenannte Schwachwindanlagen, die im Binnenland zum Einsatz kommen, bereits ihre maximale Leistung, die auch als Nennleistung bezeichnet wird. Ab einer Windgeschwindigkeit von etwa 30 Metern pro Sekunde schaltet sich die Anlage automatisch ab, um Schäden durch mechanische Überlastung der Anlagenbauteile zu vermeiden.
Um ein plötzliches und gleichzeitiges Abschalten aller Anlagen in einer Region bei Sturm zu verhindern, wurde die so genannte Sturmregelung entwickelt. Anstatt die Windenergieanlage bei Überschreitung der Abschaltgeschwindigkeit schlagartig abzustoppen, wird die Leistung der Anlage kontinuierlich reduziert bis sie sich abschaltet.
Wie funktioniert eine Windmessung?
Mit Hilfe von Windmessungen werden Informationen über die Windverhältnisse an einem bestimmten Standort gewonnen. Die Daten dienen der Berechnung der Ertragspotenziale sowie der Anpassung der Anlagentechnik auf die vorliegenden Verhältnisse. Gerade die Entwicklung zu immer größeren Nabenhöhen von über 150 Metern erfordert solche Windmessungen, da für große Höhen nur vergleichsweise geringe Kenntnisse über die Windhäufigkeits- und Windrichtungsverteilung vorliegen. Für die Messung gibt es neben der klassischen Mastmessung mit Sensoren zwei bodengestützte Messsysteme (SoDAR- und LiDAR-Messung). Bei der Mastmessung werden mit Hilfe von Schalenkreuzanemometern die Windverhältnisse in einer Höhe von etwa zwei Drittel der geplanten Nabenhöhe gemessen. Bei den bodengestützten Messsystemen werden Licht- (LiDAR – Light Detection and Ranging) oder Schallimpulse (SoDAR – Sound Detecting and Ranging) zur Messung eingesetzt. Um die jahreszeitlichen Einflüsse optimal zu erfassen, werden die Messungen in der Regel über einen Zeitraum von zwölf Monaten durchgeführt. Die gewonnen Daten werden für Simulationsrechnungen genutzt, um diese auf die geplanten Nabenhöhen zu skalieren. Darin fließen auch Informationen zum Höhenprofil (Geländerauhigkeit aufgrund Topographie, Vegetation oder baulicher Anlagen) ein.
Warum sind Anlagen neueren Bautyps kostengünstiger und effizienter als ältere Anlagen?
Die technische Entwicklung von Windenergieanlagen hat in den letzten 20 Jahren große Fortschritte gemacht, die sich konkret in Effizienzsteigerungen und Kostensenkungen bemerkbar machen. Der spezifische Preis (Euro pro Kilowatt) für Windräder sank seit 1990 um mehr als 30 Prozent. Durch die Entwicklung neuer Blattprofile, größerer Rotorblattdurchmesser und Nabenhöhen sowie eine Ausweitung der Serien- und Massenproduktion konnten beachtliche Produktivitätssteigerungen und Effizienzgewinne erzielt werden. Angestoßen wurden diese Effizienzsteigerungen durch Innovationsanreize. So sank insbesondere die Einspeisevergütung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) stetig. Die kontinuierliche Absenkung der Vergütungszahlungen für regenerativen Strom (Degression) soll Anreize für eine fortschreitende Kostensenkung schaffen.
Windenergieanlagen sind auf eine Laufzeit von zwanzig Jahren ausgelegt. Wird der Betrieb der Anlage dauerhaft eingestellt oder der Standort aufgegeben, ist der Anlagenbetreiber verpflichtet, die Anlage zurückzubauen und Bodenversiegelungen zu beseitigen (vgl. § 35 Abs. 5 Satz 2 BauGB). Die Bestandteile der Anlagen können fast vollständig recycelt werden. Dabei fällt vor allem Stahl an. Hinzu kommen glasfaser- und kohlenstofffaserverstärkte Kunststoffe sowie in geringem Maße auch Kupfer oder Aluminium. Die Stahlsegmente des Turms werden in Stahlwerken wieder aufbereitet. Der Beton des Fundaments kann wiederaufbereitet im Straßenbau genutzt werden. Die Rotorblätter werden in zum Teil spezialisierten Recyclinghöfen zerkleinert. Die Glasfaseranteile werden als Ersatzbrennstoff in der Zementindustrie verbraucht. Wenn Windenergieanlagen vor ihrer maximalen technischen Nutzungsdauer abgebaut und durch neue, leistungsstärkere Anlage ersetzt werden (siehe Repowering), können sie weitervermarktet und an anderer Stelle, zum Beispiel im Ausland, wieder aufgebaut werden.
Wann hat sich eine Windenergieanlage energetisch amortisiert? Wie ist ihre CO2-Bilanz?
Eine Windenergieanlage der Größenordnung von 1,5 Megawatt muss etwa sechs bis sieben Monate lang laufen, um die Menge an Energie zu produzieren, die für Rohstoffgewinnung, Produktion, Transport, Bau und Betrieb (inklusive Reparaturen sowie Recycling) der Anlage aufgewendet werden musste. Auf die geplante Lebensdauer von 20 Jahren gerechnet, erzeugt die Anlage entsprechend das 40- bis 70-fache der für ihre Herstellung aufgewendeten Energie. Entscheidend für die energetische Amortisation ist die am Standort vorherrschende Windgeschwindigkeit. Verdoppelt sich diese, verachtfacht sich der resultierende Energieertrag. (siehe Wie viel Strom kann eine moderne Windenergieanlage erzeugen?) Zudem kann davon ausgegangen werden, dass sich aufgrund technischer Weiterentwicklungen die Energiebilanzen weiter verbessern werden. Verglichen mit fossilen Energieträgern hat die Windstromerzeugung eine deutlich bessere CO2-Bilanz. Nachdem die Anlagen energetisch amortisiert sind, produzieren sie bilanziell CO2-neutralen Strom. Es entstehen also keine weiteren Treibhausgase aus Kohlendioxid, da anders als bei der fossilen Stromproduktion kein Brennstoff zum Einsatz kommt. Laut dem Bundesverband Windenergie (BWE) beträgt der CO2-Ausstoß moderner Windräder über die gesamte Lebensdauer von 20 Jahren lediglich 24 Gramm pro Kilowattstunde. Zum Vergleich: Die Verstromung von Braunkohle verursacht durchschnittlich etwa 1.000, Steinkohle 810 und Erdgas 377 Gramm pro Kilowattstunde. Derzeit führt die schwankende Einspeisung von Windstrom dazu, dass Reservekraftwerke (z.B. Kohle oder Gas) vorgehalten werden müssen. Dadurch verschlechtert sich die Klimabilanz von fluktuierenden Energieträgern. Allerdings wird zukünftig unter anderem durch die Speicherung von Strom, den Netzausbau oder ein intelligentes Lastmanagement der Bedarf an Reserven immer weiter reduziert.
Für welche Standorte eignen sich Kleinwindenergieanlagen?
Die Einsatzmöglichkeiten von Kleinwindenergieanlagen sind vielfältig. Sie können ohne Anschluss an das öffentliche Stromnetz Bestandteil einer autarken Insellösung sein (Off-Grid), um dezentral Strom zu erzeugen (Camping, Caravan, Ferien- oder Einfamilienhaus). Sie können aber auch als netzgekoppelte Anlage mit Wechselrichter und Stromzähler an das öffentliche Stromnetz angebunden sein (On-Grid). Klassische Hofstellenanlagen produzieren so Strom für die Landwirtschaft oder den Gartenbau. Die Wirtschaftlichkeit einer Kleinwindanlage hängt unmittelbar von den vor Ort herrschenden Windverhältnissen ab. Je höher die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit, desto höher der jährliche Stromertrag. Eine moderne, qualitativ hochwertige Turbine kann an einem windhöffigen Standort Windstrom auf dem Preisniveau von Haushaltsstrom generieren. Daher gilt: Je mehr Windstrom selbst verbraucht wird, desto höher die Wirtschaftlichkeit. Kleinwindanlagen sind also im Unterschied zu den Anlagen der Multimegawattklasse grundsätzlich Eigenverbrauchsanlagen. Bei privaten Anlagen über 5 kW Leistung und bei sehr guten Windbedingungen können die Stromgestehungskosten so niedrig sein, dass sie unter dem Strompreis des Energieversorgers liegen.
Wie hoch sind die Volllaststunden von modernen Windenergieanlagen?
Die Volllaststunden von Windenergieanlagen ergeben sich rechnerisch, indem die Jahreserträge einer Anlage (Kilowattstunden) durch die installierte Nennleistung (Kilowatt) dividiert werden. Laut dem Leipziger Institut für Energie weisen alle 2014 in Deutschland installierten Windenergieanlagen im Schnitt eine rechnerische Auslastung von etwa 1860 Volllaststunden auf. Diese Zahl allein ist wenig aussagekräftig. Die Betrachtung von Volllaststunden dient in erster Linie dem Vergleich unterschiedlicher Anlagentypen und Standortbedingungen. Da es sich um eine rein rechnerische Größe handelt, gibt die Kennzahl keinen Aufschluss darüber, wie viele Stunden im Jahr eine Windenergieanlage tatsächlich in das Stromnetz eingespeist. Grundsätzlich gilt aber: Je höher die Zahl der Volllaststunden, desto stetiger die Einspeisung und desto geringer die Anforderungen an das Stromsystem. Aus diesem Grund werden Windenergieanlagen in Deutschland zunehmend systemoptimiert und standortdifferenziert ausgelegt. An Binnenlandstandorten sind dazu in den letzten Jahre Anlagen mit größeren Rotordurchmessern bei gleichbleibender Nennleistung errichtet worden. Diese „Schwachwindanlagen“ können auch bei geringen Windgeschwindigkeiten höhere Leistungen und damit eine höhere Volllaststundenzahl erzielen. Moderne Windenergieanlagen erreichen an typischen Binnenlandstandorten in NRW mittlerweile 2.500 Volllaststunden und mehr. Da die technische Entwicklung noch nicht abgeschlossen ist, ist in Zukunft mit einer weiter steigenden Auslastung der Windenergieanlagen und somit einer deutlich gleichmäßigeren Stromeinspeisung und entsprechenden Entlastung der Netzinfrastruktur zu rechnen (siehe auch Studie der Agora Energiewende).
Repowering bezeichnet das Ersetzen bestehender Altanlagen durch neue, leistungsstärkere und effizientere Windenergieanlagen. Während in den 90er Jahren gebaute Anlagen noch eine Leistung von rund 500 Kilowatt aufwiesen, erbringen neue moderne Anlagen eine Leistung von rund 3 Megawatt und liefern höhere Stromerträge. Im Idealfall soll durch Repowering die Anzahl der Anlagen in einem Gebiet verringert werden, bei mindestens gleichbleibender installierter Leistung. Auf diese Weise kann eine Kommune die lokale Verteilung der Anlagenstandorte neu ordnen und etwaige Fehlplanungen beheben.
Ist jeder Standort für eine Umrüstung geeignet?
Weil repowerte Anlagen in der Regel höher sind und häufig ein stärkeres Fundament brauchen, muss der Standort neu betrachtet werden. Standorte, die beispielsweise der Sicherheit des Luftverkehrs widersprechen oder ungünstige Bodenverhältnisse aufweisen, können sich als ungeeignet erweisen. Aber auch planungsrechtliche Hindernisse können dem Repowering entgegenstehen. Wurde in einem Gemeindegebiet eine Windkonzentrationszone ausgewiesen, dürfen neue Windenergieanlagen in der Regel nur innerhalb Gebiets errichtet werden. Das gilt auch dann, wenn sich eine Altanlage außerhalb einer – nachträglich ausgewiesenen – Konzentrationszone befindet. Zwar genießen alte Anlagen – vorausgesetzt sie sind rechtmäßig errichtet worden – sogenannten Bestandsschutz, wenn sich die gesetzlichen Vorschriften nachträglich ändern. Dieser erlischt jedoch mit Abbau der Anlage und gilt nicht für die Neuanlage fort. Hat sich das Planungsrecht in der Zwischenzeit geändert, kann es sein, dass die Errichtung einer neuen Anlage am selben Standort der Altanlage nicht mehr zulässig ist. Das gleiche gilt für Altanlagen, die in einem nachträglich ausgewiesenen Schutzgebiet stehen.
Welche Auswirkungen auf Mensch und Umwelt sind durch die moderneren Anlagentypen zu erwarten?
Moderne Windenergieanlagen haben eine größere Nabenhöhe und einen größeren Rotordurchmesser, weisen aber eine geringere Drehzahl auf. Sie sind zwar weithin sichtbar, bewegen sich aber langsamer und wirken so im Landschaftsbild wesentlich ruhiger. Liefen alte Anlagen noch mit 40 bis 60 Umdrehungen pro Minute, drehen sich moderne nur noch etwa 20 Mal in der Minute. Durch die Weiterentwicklung der Anlagentechnik laufen moderne Windräder außerdem erheblich leiser. Sie weisen durch neue Beschichtungstechnologien tagsüber keinen „Disko-Effekt“ durch tanzende Lichtreflexe mehr auf und sind durch verbesserte Befeuerungslösungen nachts unauffälliger.
Die Kommune muss dafür sorgen, dass das Repowering baurechtlich zulässig ist. Mithilfe eines „Bebauungsplan für das Repowering“ kann sie ein Gebiet festlegen, in dem der Bau von Windenergieanlagen möglich ist – unter der Voraussetzung, dass bestimmte Altanlagen zurückgebaut oder stillgelegt werden. Die Umsetzung ist dann allerdings Sache von Betreibern und Investoren. Um das Repowering voranzutreiben, sollten alle Akteure – dazu gehören auch die Grundstücksinhaber – frühzeitig am Repoweringprozess beteiligt werden. Alternativ kann die Kommune einen Flächennutzungsplan aufstellen oder ändern, und diesen mit einem städtebaulichen Vertrag kombinieren. In diesem Vertrag, der zwischen der Gemeinde und dem Beteiligten geschlossen wird, kann vereinbart werden, dass in einem als Konzentrationszone ausgewiesenem Gebiet nur dann Anlagen errichtet werden, wenn an anderer Stelle Anlagen abgebaut oder stillgelegt werden. Damit das Repowering sozialverträglich erfolgt und die Akzeptanz für Repoweringprojekte gesteigert wird, sollten Kommunen – falls alter und neuer Betreiber bzw. Grundstückeigentümer nicht identisch sind – über einen finanziellen Ausgleich nachdenken. (siehe Sind Gemeinden verpflichtet, Konzentrationszonen auszuweisen? Können Windenergieanlagen außerhalb von Konzentrationszonen errichtet und betrieben werden?)
Solarzellen wandeln die Energie des Sonnenlichts in Strom um. Eine Solarzelle besteht meist aus einer Siliziumscheibe (Wafer). Damit daraus eine Solarzelle entsteht, werden in der Ober- und Unterseite der Siliziumscheibe in einem speziellen Fertigungsprozess jeweils Siliziumatome durch Fremdatome wie Bor und Phosphor ersetzt. Dieser Vorgang wird Dotierung genannt. Die Dotierung führt an der Seite der Siliziumscheibe, auf die die Sonnenstrahlen treffen, zu einem Elektronenüberschuss, während an der der Sonne abgewandten Seite Elektronen fehlen. Dieses Fehlen eines Elektrons wird als Elektronenloch bezeichnet. Werden die überschüssigen Elektronen durch Lichteinfall angeregt, wandern sie zu den Elektronenlöchern, wodurch der gewünschte Ladungsfluss entsteht. An der Solarzelle liegt dann ein Gleichstrom an. Der Gleichstrom kann entweder in einer Batterie gespeichert oder mithilfe eines Umrichters zu Wechselstrom umgewandelt werden. Wechselstrom kann privat im Haushalt verbraucht oder in das öffentliche Stromnetz eingespeist werden.
Welche Arten von Solarzellen gibt es und welche Wirkungsgrade haben diese?
Solarzellen unterscheiden sich durch die eingesetzten leitenden Materialien. Der auf dem Photovoltaikmarkt am häufigsten genutzte Halbleiter ist Silizium. Den höchsten Wirkungsgrad von erzeugter elektrischer Energie im Verhältnis zur einfallenden Strahlung erreicht monokristallines Silizium (16-22 Prozent Wirkungsgrad), während das in der Herstellung preiswertere multi- oder polykristalline Silizium einen etwas geringeren Wirkungsgrad (14-20 Prozent) hat. Als weitere Alternative bietet der Markt Dünnschicht-Solarzellen, die jedoch einen geringen Marktanteil besitzen. Von herkömmlichen Solarzellen unterscheiden sie sich vor allem durch die Schichtdicke der verwendeten Materialien: Die Dünnschichttechnologie verarbeitet deutlich weniger Halbleitermaterial, das in einer Dicke von nur wenigen Mikrometern auf dem Trägermaterial aufgebracht wird. Ferner sind die Produktionsverfahren bei großen Stückzahlen vergleichsweise einfacher. Verwendete Halbleiterstoffe sind unter anderem Kupfer-Indium-Selen (CIS) und Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid.
Da Stromstärke und Spannung einer einzelnen Solarzelle für die technische Nutzung zu gering sind, werden mehrere Zellen hintereinander (in Reihe) geschaltet, wodurch sich die elektrische Spannung erhöht. Gleichzeitig werden die Solarzellen parallel geschaltet, um die Stromstärke zu erhöhen. Die Zellenanzahl eines Moduls liegt zwischen 36 und 80 Zellen, die üblicherweise eine Fläche von etwa 1,7 Quadratmetern einnehmen. Je nach Größe und Typ von Solarzellen und PV-Anlage werden in der Anlage mehrere Module zusammengeschaltet. Die zusammengeschalteten Module werden Solargenerator genannt. Ein Wechselrichter wandelt den vom Solargenerator erzeugten Gleichstrom in Wechselstrom um. Erst der Wechselstrom kann – beispielsweise im Haushalt – direkt genutzt oder in das öffentliche Stromnetz eingespeist werden. Zusätzlich zum herkömmlichen Stromzähler ist ein Einspeisezähler erforderlich, der die Menge des eingespeisten Solarstroms misst. Ein Zweirichtungszähler kann die Funktionen der beiden Geräte jedoch genauso übernehmen. Für neue Anlagen oberhalb von 10 Kilowatt Nennleistung (Kilowatt Peak kWp) muss zusätzlich ein gesonderter Erzeugungszähler installiert werden, um die Menge des eigenverbrauchten Stroms ermitteln zu können, auf den seit 2014 eine anteilige EEG-Umlage erhoben wird. Eine Vorrichtung zum Lastmanagement kann als weiterer Bestandteil der PV-Anlage dazu beitragen, eine möglichst große Menge des erzeugten Stroms selbst zu verbrauchen, indem verschiedene Geräte (Waschmaschine, Spülmaschine etc.) je nach Stromerzeugung automatisch eingeschaltet werden. Mithilfe eines Rundsteuergeräts kann die Anlage mit dem Netzbetreiber per Funksignal kommunizieren und bei einer Netzüberlastung heruntergeregelt oder sogar ausgeschaltet werden. Betreiber von Anlagen unter einer Leistungsgrenze von 30 Kilowatt Peak können allerdings statt eines Rundsteuerempfängers die Einspeiseleistung ihrer Anlage auch dauerhaft auf 70 Prozent ihrer Leistung drosseln lassen. Ergänzend kann die Anlage mit einem Batteriespeicher ausgestattet werden (siehe „Lohnt sich ein PV-Speicher für Dachanlagen?“).
Bei Photovoltaikanlagen können verschiedene Möglichkeiten der Montage unterschieden werden. Am häufigsten werden die PV-Module auf einer speziellen Unterkonstruktion auf das Gebäudedach montiert (Aufdachmontage). Um höchste Erträge zu erzielen, sollte das Dach möglichst in südlicher Richtung ausgerichtet sein. Ost-West-Anlagen sind ebenfalls möglich. Sie führen zwar zu Mindererträgen, dafür wird der Solarstrom etwas gleichmäßiger über den Tag produziert, was unter Umständen die Eigenverbrauchsquote und damit die Wirtschaftlichkeit der Anlage erhöhen kann. Daneben sollte die Dachfläche eine geeignete Neigung aufweisen. In Nordrhein-Westfalen ist ein Neigungswinkel zwischen 25° und 45° vorteilhaft, bei Ost-West-Ausrichtung sollte der Neigungswinkel eher 25° betragen. Neben der Aufdachmontage gibt es auch andere Varianten wie die Einfassung der Anlage in das Dach selbst (Indachmontage), eine Freiaufstellung (Freiflächenanlage) oder eine integrierte Fassadenmontage. Bei der Wahl der Montageart spielen neben der optimalen Ausrichtung und Neigung auch optische und architektonische Gesichtspunkte eine entscheidende Rolle (siehe „Ist mein Haus für eine PV-Anlage geeignet?“).
Da es grundsätzlich noch an Langzeiterfahrungen fehlt, sind belastbare Aussagen zur Lebensdauer von Photovoltaikanlagen nicht möglich. Die von den Modulherstellern gewährte Leistungsgarantie liegt häufig zwischen 20 und 25 Jahren. Rein physikalisch spricht jedoch nichts gegen die Nutzung einer Solarzelle über 40 Jahre oder länger. Solarzellen der ersten Generation sind zum Teil noch heute in Betrieb. Dies setzt allerdings eine hochwertige Verarbeitung der übrigen Werkstoffe wie Glasabdeckung, Anschlussdosen und ähnlichem voraus. Grundsätzlich ist aufgrund der Alterung der Solarzellen (Degradation der Halbleitermaterialien) mit einem Rückgang des Stromertrags von maximal 0,5 Prozent pro Jahr zu rechnen. Die Lebensdauer eines Wechselrichters ist mit etwa zehn Jahren deutlich kürzer, weshalb in der Regel davon auszugehen ist, dass dieser während der Laufzeit der Solaranlage mindestens einmal ersetzt werden muss. Weil Sturm, Hagel oder Blitzschlag Anlagenteile beschädigen können, empfiehlt sich der Abschluss einer Allgefahren-Versicherung für die Photovoltaikanlage.
Wann hat sich eine PV-Anlage energetisch amortisiert?
Solarzellen produzieren während ihrer gesamten Lebensdauer zwischen 7,5 und 17 Mal mehr Energie als für ihren Bau sowie die Produktion und die Transporte ihrer Einzelteile aufgewendet wird. Die Herstellungsmethoden von Solarzellen haben sich in den letzten Jahren rasant verändert. Dadurch hat sich die Zeitspanne, in der die bei der Produktion verbrauchte Energie wieder ausgeglichen wird, erheblich verkürzt. Dabei spielen auch die Standortbedingungen eine große Rolle. Eine vergleichende Betrachtung relevanter Studien kommt zu dem Schluss, dass die realistische Amortisationszeit monokristalliner Siliziumzellen an einem typischen deutschen Standort aufgrund der aufwendigen Herstellung mit etwa 40 Monaten am längsten dauert. Polykristalline Solarzellen amortisieren sich dagegen schon nach 30 Monaten. Die Energiebilanz von Dünnschichtzellen ist noch einmal deutlich besser, weil die Fertigung effizienter und der Rohstoffverbrauch geringer ist als bei kristallinen Zellen. Amorphe Dünnschichtzellen amortisieren sich demnach nach etwa 28 Monaten, Kupfer-Indium-Disulfid-Zellen nach 17 Monaten (siehe „Welche Arten von Solarzellen gibt es und welche Wirkungsgrade haben diese?“).
Photovoltaikanlagen der älteren Generation erreichen gegenwärtig das Ende ihrer Lebensdauer und werden daher abgebaut. Ausgediente Module können recycelt werden um wertvolle Rohstoffe und Halbleitermaterialien zurückzugewinnen. Insbesondere die in bestimmten Modultypen verwendeten Metalle Indium und Tellur sind seltene und begrenzte Ressourcen. Seit 2014 schreibt daher die überarbeitete WEEE-Richtlinie (Waste Electrical and Electronic Equipment) der EU den Modulimporteuren und -herstellern eine kostenfreie Rücknahme- und Recyclingpflicht vor. In Deutschland konkretisiert das Elektro- und Elektronikgerätegesetz (ElektroG) diese Verpflichtung. Viele Solarimporteure und -hersteller haben sich in der freiwilligen Vereinigung PV CYCLE zusammengeschlossen, die als Dienstleister im Auftrag ihrer Mitglieder ein eigenes Sammelnetz und einen Abholservice zur Übernahme von Altmodulen zur Verfügung stellt.
Eine Photovoltaikanlage wandelt Sonnenenergie in elektrischen Strom um. Bei der Solarthermie wandeln die Kollektoren auf dem Dach das Sonnenlicht über sogenannte Wärmetauscher in nutzbare Wärme um, die in der Regel in Pufferspeichern zwischengelagert und so für die Heizung und Warmwasserbereitung genutzt wird.
Von welchen Faktoren hängt die Leistungsabgabe einer PV-Anlage ab?
Die Leistung einer Photovoltaikanlage hängt vom Standort, der Dachneigung und der verwendeten Technologie ab. Im Allgemeinen wird die Nennleistung einer Photovoltaikanlage in der Einheit Watt Peak (Wp) angegeben. Sie beschreibt die maximale Leistung, die unter bestimmten vorausgesetzten Bedingungen (Normbedingungen) von der Anlage erzeugt werden kann. Die Normbedingungen, auch standard test conditions (STC) genannt, werden bei einer Einstrahlungsintensität der Sonne von 1000 Watt pro Quadratmeter (W/m²), einer Temperatur von 25 °C und einer Luftmasse (Air Mass, kurz AM) von 1,5 erreicht. Die Luftmasse ist ein Maß für die Länge des Weges, den das Sonnenlicht von der Sonne bis zu einem bestimmten Punkt auf der Erdoberfläche (in diesem Fall dem PV-Modul) zurücklegt. Die Normbedingungen einer PV-Anlage werden in Deutschland nur selten erreicht, denn durchschnittlich beträgt die Einstrahlungsintensität der Sonne in Deutschland 110 W/m². Aus diesem Grund kann ein PV-Modul die angegebene Nennleistung nicht dauerhaft erbringen.
Leistungsstarke monokristalline Module benötigen pro Kilowatt Peak elektrischer Nennleistung eine Fläche von etwas mehr als 5 Quadratmetern (330 Wp auf 1,72 m²). Maßgeblich für den Energieertrag und damit die Wirtschaftlichkeit der Anlage ist der Standort. In Nordrhein-Westfalen ist bei optimaler Süd-Ausrichtung ein Jahresenergieertrag von 800-900 Kilowattstunden pro Kilowatt Peak (kWh/kWp) möglich. Bei einer Süd-Ost-Ausrichtung sind es noch 800-850 kWh/kWp. Verluste durch Leitungen und Wechselrichter sind in diesen Zahlen schon einberechnet. Eine Ost-West-Ausrichtung führt zwar zu geringeren Erträgen (etwa 700-750 kWh/kWp), dafür wird der Solarstrom etwas gleichmäßiger über den Tag produziert. Dies kann unter Umständen die Eigenverbrauchsquote und damit die Wirtschaftlichkeit der Anlage erhöhen. Für die Dachneigung gilt ein Mittelwert, weil der Sonnenstand geografisch und im Tages- und Jahresverlauf variiert. In Nordrhein-Westfalen ist ein Neigungswinkel zwischen 25° und 45° vorteilhaft, bei Ost-West-Ausrichtung sollte der Neigungswinkel eher 25° betragen. Ferner sollten die Module möglichst nicht im Schatten von Schornsteinen, Gauben, Bäumen und ähnlichem stehen (siehe „Was gilt es bei einer Verschattung eines Moduls zu beachten?“). Viele Städte und Gemeinden bieten mittlerweile sogenannte Solarkataster zur ersten Orientierung an (zum Beispiel Solarstromkataster Wuppertal). Letztlich empfiehlt sich eine Beratung vor Ort. Beim Solar-Check NRW prüft ein geschulter Berater die Möglichkeiten zur Nutzung der Solarenergie Ihres Hauses.
Da die garantierte Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mittlerweile soweit gesenkt wurde, dass sie unter dem Niveau der durchschnittlichen Haushaltsstrompreise liegt, rechnet sich der solar erzeugte Strom vor allem durch die Reduzierung des Strombezugs aus dem Netz. Deshalb ist ein möglichst hoher Eigenverbrauchsanteil am erzeugten Solarstrom für die Auslegung der Anlagengröße ausschlaggebend. Da zusätzlich die spezifischen Kosten (d. h. €/kWp) mit der Anlagengröße sinken, empfehlen sich Anlagen mit einer Nennleistung zwischen 4 und 10 Kilowatt. Da auch die Batteriespeichersysteme mittlerweile praxistauglich sind, empfiehlt es sich, die Anlage so groß wie möglich auszulegen (maximal aber 10 kWp, da ab dieser Größe auf den selbstverbrauchten Strom EEG-Umlage erhoben wird).
Der typische Eigenverbrauchsanteil eines Vier-Personen-Haushalts liegt derzeit – abhängig vom Nutzerverhalten – über das Jahr gesehen bei etwa 20 bis 30 Prozent. Mit Hilfe eines Energiemanagements und / oder eines Batteriespeichers kann dieser Anteil auf über 70 Prozent gesteigert werden (siehe „Lohnt sich ein PV-Speicher für Dachanlagen?“). Ein Solarrechner ermöglicht eine erste grobe Einschätzung der Wirtschaftlichkeit der geplanten Anlage.
Im Schnitt erzeugt eine multikristalline Photovoltaikanlage in Nordrhein-Westfalen pro Kilowatt Peak installierter Leistung 750 bis 850 Kilowattstunden Strom im Jahr. Mit einer Anlagengröße von 5 kWp ließe sich demnach der jährliche Strombedarf eines 4-Personen-Durchschnittshaushalts (3.500 kWh) rein rechnerisch decken (5 kWp * 750 kWh/kWp = 3750 kWh). Da pro Kilowatt Peak mit einer Anlagengröße von etwa 7 Quadratmetern zu rechnen ist, erfordert eine PV-Anlage dieser Leistung etwa 35 Quadratmeter Dachfläche. Die Erzeugung des Solarstroms und der Stromverbrauch im Haushalt finden jedoch nicht immer deckungsgleich statt. Deshalb liegt der typische Eigenverbrauchsanteil von Haushalten mit PV-Anlage derzeit bei etwa 20 bis 30 Prozent. Angesichts der gesunkenen Einspeisevergütung des EEGs besteht die Herausforderung in Zukunft darin, möglichst viel des erzeugten Solarstroms selbst zu verbrauchen (siehe „Wie groß sollte eine PV-Anlage sein“).
Was gilt es bei einer Verschattung eines Moduls zu beachten?
Auch nur kleine Schattenwürfe auf einzelne Solarzellen eines Moduls – etwa durch Dachantennen – können wegen der Reihenschaltung der Solarmodule große Ertragsverluste zur Folge haben. Denn die verschatteten Solarzellen wirken auf den Strom der anderen Module, der aufgrund der Reihenschaltung durch sie geleitet wird, wie ein Widerstand. Dadurch verringert sich der Stromertrag aller Module. Eine Einzelmodulverschaltung wirkt solchen Verlusten entgegen. Die bei dieser Verschaltungsart eingesetzten Optimierer erkennen den erhöhten Widerstand und leiten den Strom der nicht verschatteten Module entsprechend um. Auf diese Weise wirkt sich der Ertragsverlust nur auf das betroffene Modul, nicht aber auf die gesamte Anlage aus. Diese Art der Verschaltung kann zu etwas höheren Investitionskosten führen, senkt jedoch den Wartungsaufwand und die damit verbundenen Kosten, da eine Fernüberwachung jedes einzelnen Moduls durch den Installateur möglich wird. Der Installateur kann die Leistungsdaten der Module über das Internet analysieren, ohne dass diese abgebaut und einzeln getestet werden müssen.
Wie teuer ist eine PV-Anlage?
Die Kosten für eine PV-Anlage hängen in erster Linie von der Leistung der Anlage ab. Je größer die Anlage ausgelegt wird, desto geringer sind die Kosten pro Kilowatt installierter Nennleistung (spezifische Kosten). Je nach verwendetem Material kann für eine Anlage von 5 Kilowatt Nennleistung etwa 1700 Euro pro Kilowatt Peak veranschlagt werden. Bei 10 Kilowatt Nennleistung reduziert sich der Preis auf etwa 1400 Euro pro Kilowatt Peak. Die Kosten für den Wechselrichter, die Montage und den Netzanschluss sind schon enthalten. Die Modulpreise sind in den letzten Jahren vor allem aufgrund der gestiegenen Nachfrage und der damit einhergehenden Großserienproduktion sowie der zunehmenden Automatisierung gesunken. Zwischen 2006 und 2014 ist der Preis um 68 Prozent zurückgegangen.
Zusätzlich zu den oben veranschlagten Kosten für die Module kommen in der Regel Mietkosten für den notwendigen Einspeisezähler und höhere Versicherungskosten (höhere Gebäudeversicherung, Haftpflichtversicherung und Allgefahren-Versicherung), die zusammen mit etwa 100 Euro im Jahr veranschlagt werden können. Ferner kommen etwa alle fünf Jahre Wartungskosten von ca. 250 Euro (bei einem Einfamilienhaus) hinzu. Gegebenenfalls muss zusätzlich ein Rundsteuergerät erworben werden. Hier reichen die unterschiedlichen Finanzierungsmodelle von einer monatlichen Mietgebühr ab 20 Euro bis zu über 1000 Euro für den Empfänger plus Installation. Ein genauer Preisvergleich lohnt sich.
Lohnt sich ein PV-Speicher für Dachanlagen?
Mithilfe eines Batteriespeichers lässt sich der Eigenverbrauchsanteil an dem selbst produzierten Solarstrom erhöhen. Produziert die Anlage mangels Sonneneinstrahlung keinen Strom, wird der gespeicherte Strom genutzt. Batteriespeicher unterstützen zudem das Energiesystem, weil sie die hohe Leistungseinspeisung von PV-Anlagen zum Beispiel am Mittag abfedern und somit zur Entlastung der örtlichen Verteilstromnetze beitragen können. Die Anschaffungskosten für Batteriespeicher sind in den letzten Jahren stark gesunken. Aufgrund des wachsenden Wettbewerbs auf dem PV-Speichermarkt ist weiterhin mit sinkenden Gerätepreisen zu rechnen, so dass die Investition in ein Speichersystem auch finanziell immer interessanter wird. Eine erste Einschätzung der Wirtschaftlichkeit ermöglicht ein Speicherrechner im Internet. Steht für den Anlagenbetreiber eine möglichst eigenständige Stromversorgung im Vordergrund, ist die Speicherlösung die beste Möglichkeit.
Eine Entscheidung für einen PV-Speicher erfordert eine sorgfältige Planung und Beratung vor Ort, da die Stromspeicherkapazität der Batterie auf die Leistung der Photovoltaikanlage und den Haushaltsstrombedarf abgestimmt sein muss (siehe „Was ist die sinnvolle Größe für eine PV-Anlage?“ und „Welche Speichertechnologie ist empfehlenswert?“).
Derzeit sind Bleibatterien und Lithium-Ionen-Batterien am Markt erhältlich, wobei Lithium-Ionen-Batterien die Bleibatterien nach und nach verdrängen. Beide Batterietypen unterscheiden sich in ihrer Kapazität, der maximal zu entnehmenden Energiemenge abhängig von der Entladetiefe sowie der Anzahl der möglichen Be- und Entladungen (Zyklenzahl). Bleibatterien weisen beim Einsatz in einem typischen Durchschnittshaushalt eine Lebensdauer von etwa 10 Jahren auf, während Lithium-Ionen-Batterien eine Lebensdauer von 15 bis 20 Jahre besitzen. Der Preisunterschied zwischen beiden Batterietypen ist mittlerweile gering und der Lithium-Ionen-Akku bietet zahlreiche Vorteile, die für seine Verwendung sprechen. Neben seinem im Vergleich zum Bleiakku deutlich kürzeren Ladezyklus bis zur vollständigen Aufladung, der besonders in den Wintermonaten relevant sein kann, wenn die Sonne über einen kürzeren Zeitraum hinweg scheint, bietet er auch eine wesentlich höhere spezifische Energiedichte (Energie pro Masse). Zusätzlich können bei Bleiakkus innerhalb des Ladezyklus toxische Gase ausströmen, weswegen die Lagerräume der Akkus belüftet werden müssen.
Bedürfen PV-Dachanlagen einer Genehmigung?
In Nordrhein-Westfalen sind Photovoltaikanlagen auf Dächern oder an Fassaden laut der Landesbauordnung genehmigungsfrei. Bei denkmalgeschützten Gebäuden oder besonders erhaltenswerter Bausubstanz sollten weitere Erkundigungen beim örtlichen Bauordnungsamt eingeholt werden. Gegebenenfalls können einer PV-Dachanlage auch örtliche Gestaltungssatzungen entgegenstehen, etwa auf Gebäuden in einer historischen Altstadt. Neu in Betrieb genommene Dachanlagen sind der Bundesnetzagentur zu melden, um die garantierte Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ausgezahlt zu bekommen.
Wie kann die Kommune PV-Anlagen fördern?
Viele Kommunen oder Kreise haben mittlerweile sogenannte Solardachkataster erstellt. Darin werden sämtliche Dachflächen in einer Stadt oder Region auf der Basis von Luftbildern oder Laserscans analysiert und mögliche Potenziale für die Solarenergienutzung aufgezeigt. Anhand dieser Daten erhalten private und gewerbliche Gebäudeeigentümer erste Anhaltspunkte, ob und wie gut sich ihre Dachflächen für die Installation von Photovoltaik- oder auch Solarthermieanlagen eignen. Um die Solarenergienutzung in Neubauten anzuregen, können Kommunen, die eigene Baugrundstücke veräußern, einen Aufpreis in die Kaufverträge schreiben, der an den Käufer zurückgezahlt wird, wenn er innerhalb eines bestimmten Zeitraumes eine Photovoltaik- oder Solarthermieanlage auf seinem Neubau errichtet (Solarbonus). Ferner erstellen einige Kommunen Solardachkataster eigens für kommunale Gebäude und stellen die geeigneten Gebäudedachflächen Dritten zur Verfügung. Potentielle Investoren, insbesondere interessierte Bürgerinnen und Bürger, können diese kommunalen Dachflächen pachten und dort Photovoltaikanlagen installieren. (siehe Welche finanziellen Beteiligungsmöglichkeiten gibt es?)
Welche planungsrechtlichen Voraussetzungen gelten für PV-Freiflächenanlagen?
PV-Freiflächenanlagen bedürfen einer Baugenehmigung. Im Zuge des Verfahrens wird geprüft, ob die geplante Anlage gegen öffentlich-rechtliche Vorschriften verstößt. Dazu zählen insbesondere bauplanungsrechtliche Vorgaben. Freiflächenanlagen können außerhalb zusammenhängender Bebauung im Außenbereich im Einzelfall als sonstige Vorhaben zugelassen werden. Besteht also bereits ein Bebauungsplan für die Fläche, auf der die Photovoltaikanlage errichtet werden soll, muss das Vorhaben den Festsetzungen entsprechen. Ist das nicht der Fall oder liegt für die Fläche noch kein Bebauungsplanung vor, muss der Plan entsprechend im Rahmen der kommunalen Bauleitplanung überarbeitet bzw. neu aufgestellt werden. Dabei müssen die Gemeinden die Ziele der Raumordnung beachten. Enthält der Regionalplan textliche oder zeichnerische Aussagen zu PV-Freiflächen, sind diese grundsätzlich zu berücksichtigen. Auf Fachplanungsflächen, wie beispielsweise Deponien, ist ein gesondertes Verfahren notwendig.
Welche finanziellen Beteiligungsmöglichkeiten gibt es?
Bürgersolaranlagen sind die bekannteste Form einer finanziellen Bürgerbeteiligung bei der Nutzung der Solarenergie. Als gemeinschaftlich organisierte Projekte werden sie überwiegend in ehrenamtlicher Arbeit angestoßen: von der Suche nach geeigneten Flächen und dem Aushandeln eines Pachtvertrags über das Einholen von Angeboten für die PV-Anlage bis zur Gründung einer Betreibergesellschaft. Für den eigentlichen Betrieb bieten sich verschiedene Rechtsformen an. Am einfachsten und kostengünstigsten ist die Gründung einer Gesellschaft bürgerlichen Rechts (GbR). Die GbR erhält als Eigentümerin der PV-Anlage die Einspeisevergütung für den erzeugten und eingespeisten Strom. Der größte Nachteil einer GbR besteht darin, dass die Gesellschafter in vollem Umfang mit ihrem Privatvermögen haften. Als alternative Gesellschaftsformen kommen – insbesondere bei größeren Projekten – auch die GmbH und Co. KG oder die Genossenschaft in Frage. Kommunen können Bürgersolarvorhaben mit der Bereitstellung von kommunalen Dachflächen oder Grundstücken aktiv unterstützen und so den Ausbau erneuerbarer Energien fördern. (siehe Wie kann die Kommune PV-Anlagen fördern?)
Bioenergie wird aus Biomasse gewonnen, indem die in den pflanzlichen Rohstoffen gespeicherte Sonnenenergie durch mikrobielle Vergärung nutzbar gemacht wird. Zu den nutzbaren Bio-Rohstoffen gehören nachwachsende Pflanzen von Holz über Mais bis Schilfgras, aber auch Reststoffe wie Gülle und Stroh aus der Landwirtschaft, Biomüll und Klärschlamm aus dem Siedlungsbereich oder Abfälle aus der Nahrungsmittelproduktion. Diese festen, flüssigen oder gasförmigen organischen Roh- und Reststoffe werden in entsprechend ausgelegten Biomasseanlagen zur Energiegewinnung umgewandelt. Dazu wird zum Beispiel das in der Anlage gewonnene Biogas direkt am Ort in einem angeschlossenen Blockheizkraftwerk in Strom und Wärme umgewandelt. Es kann aber auch in weiter entfernte Satelliten-Blockheizkraftwerke geleitet werden, um dort verstromt zu werden, wo ein großer und kontinuierlicher Wärmebedarf besteht. Eine dritte Möglichkeit ist die Aufbereitung des Biogases, um es in das Erdgasnetz einzuspeisen. Die Leistungskapazitäten der verschiedenen Biomasseanlagen reichen dabei von wenigen Kilowatt (kW) bis zu einigen Megawatt (MW).
Welche Vorteile bietet Biomasse als erneuerbarer Energieträger?
Anders als Wind- und Solarenergie kann Biomasse als erneuerbarer Energieträger rund um die Uhr für die Energiegewinnung genutzt werden. Sie ist darüber hinaus dezentral und flexibel einsetzbar – ob zur Stromerzeugung, Wärmegewinnung oder für eine kombinierte Kraft-Wärme-Kopplung. Deshalb ist die Biomassenutzung gerade im kommunalen Bereich interessant und stärkt damit die regionale Wertschöpfung, beispielsweise im Rahmen der Nahversorgung größerer Wärmeabnehmer durch Holzheizkraftwerke (z.B. Schwimmbäder, Gärtnereien, Schulen) oder aber auch in Form von Biogasanlagen mit angeschlossenen Blockheizkraftwerken (BHKW), die nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsprinzip gleichzeitig Strom und Wärme liefern. Weil Biomasse eine so vielseitig nutzbare Energiequelle ist, bietet die vollständige Erschließung ihrer Potenziale entlang der verschiedenen Wertschöpfungsketten noch viele Entwicklungsansätze.
Wie trägt eine Biogasanlage zum Klimaschutz bei?
Biogasanlagen können durch die Substitution von fossilen Energieträgern einen bedeutenden Beitrag zur Senkung klimaschädlicher Emissionen leisten. Inwiefern das gelingt, ist maßgeblich vom jeweiligen Anlagenkonzept abhängig. Neben den eingesetzten Substraten, der Transportentfernung und dem jeweiligen Wärmenutzungskonzept (Substitution fossiler Wärmeenergieträger), spielt hierbei auch die Anlagengröße (Betrieb und Errichtung) eine bedeutende Rolle. Eine positive Bilanz kann insbesondere durch einen hohen Anteil von Wirtschaftsdüngern und Reststoffen im Substratmix, einen hohen Wärmenutzungsgrad, eine effiziente Rohstofferzeugung und –ausnutzung sowie durch die Minimierung von Methanverlusten erreicht werden.
Wie können sich Bürgerinnen und Bürger über die Biogasanlagen in ihrer Nähe informieren?
Seit Anfang des Jahres sind Betreiber von Biogasanlagen, die dem Störfallrecht unterliegen, dazu verpflichtet, Unfälle oder Betriebsstörungen sowie bestimmte anlagenbezogene Informationen öffentlich und auch im Internet bekannt zu geben. Dazu gehören neben Angaben zum Betreiber und zum Standort auch Erläuterungen der Tätigkeiten, die im Betrieb der Anlage ausgeführt werden, und ein Verzeichnis der letzten Vor-Ort-Besichtigung (wir berichteten). Der Fachverband Biogas hat darauf reagiert und eigens eine zentrale Online-Meldeplattform im Internet eingerichtet.
Biogas entsteht beim Abbau von organischer Substanz durch Mikroorganismen überall dort, wo es keinen Sauerstoff gibt (anoxisch). Die organische Substanz besteht vor allem aus Wasser, Eiweiß, Fett, Kohlenhydraten und Mineralstoffen. In dem auch als Vergärung oder Verfaulung genannten mehrstufigen, anoxischen Prozess, der von unterschiedlichen Mikroorganismen durchgeführt wird, werden diese Stoffe in die hauptsächlichen Endprodukte Wasser (H2O), Kohlendioxid (CO2) und Methan (CH4) zersetzt. Letzteres stellt als brennbares Gas mit einem Anteil von 50 bis 75 Prozent den eigentlichen Energieträger dar.
Aus welchen Bestandteilen setzt sich eine Biogasanlage zusammen?
Eine Biogasanlage besteht im Wesentlichen aus einer Vorgrube, einem Fermenter, einem Gastank, einem Blockheizkraftwerk inklusive Wärmespeicher (Pufferspeicher) sowie einem Lagerbehälter. Die Vorgrube ist ein vorgeschaltetes Lager für die Sammlung der eingesetzten Biomasse (Substrat). Der Fermenter, oder auch Faulbehälter, ist das Kernstück einer Biogasanlage: Darin werden in einem Vergärungsprozess die eingesetzten Substrate (z.B. Gülle, Bioabfälle) unter anoxischen Bedingungen – unter Ausschluss von Sauerstoff –, mit Hilfe von Mikroorganismen zersetzt. Dabei entsteht Biogas, das zwischengespeichert und schließlich in ein nachgeschaltetes Blockheizkraftwerk geleitet wird. Dieses Kraftwerk funktioniert nach dem sogenannten Kraft-Wärme-Kopplungsprinzip (KWK). Das heißt, das Biogas wird in Strom umgewandelt und die dabei entstehende Abwärme genutzt. Neben der Strom- und Wärmeproduktion durch ein angeschlossenes Kraftwerk vor Ort kann das Biogas auch weitergeleitet und in einem Satelliten-BHKW mit Nahwärmenetz verstromt werden. Alternativ kann das gewonnene Biogas in einer entsprechenden Anlage aufbereitet und in das bestehende Erdgasnetz eingespeist werden.
Was wird in einer Biogasanlage vergärt?
Biogas ist ein Naturprodukt, das aus unterschiedlichen nachwachsenden Rohstoffen wie etwa Mais oder aus organischen Abfällen wie Gülle und Mist gewonnen wird. Der jeweilige Methangehalt der eingesetzten Stoffe bestimmt, wieviel Energie das gewonnene Biogas liefert. Als Faustregel gilt: Ein Kubikmeter Methan verfügt etwa über einen Energiegehalt von rund zehn Kilowattstunden.
Was in einer Biogasanlage vergärt wird, hängt vor allem von der regionalen Verfügbarkeit der Substrate sowie von der eingesetzten Biogastechnologie ab. Es gibt zwei Arten von Biogasanlagen: Solche, die mit Substraten wie Biomüll oder Klärschlamm betrieben werden, und solche, die nachwachsende Rohstoffe (NaWaRo) und Reststoffe aus der Landwirtschaft wie Gülle und Mist vergären. Im Jahr 2015 wurden bundesweit in landwirtschaftlichen Biogasanlagen überwiegend nachwachsende Rohstoffe sowie landwirtschaftliche Abfälle wie Gülle und Mist als Inputstoffe eingesetzt. Als nachwachsende Rohstoff-Substrate kommen jedoch nur solche Pflanzen in Frage, die in der unmittelbaren Umgebung der Anlage wachsen, weil sonst der Energieaufwand für den Transport zu hoch wäre.
Den größten Anteil an den in Biogasanlagen eingesetzten nachwachsenden Rohstoffen hatte bislang Mais, weil sich damit hohe Masse- und Gaserträge erzielen lassen – bei zugleich geringen spezifischen Kosten. In einigen Regionen hat deshalb der Maisanbau zugenommen. Eine Entwicklung, die wegen der negativen Auswirkungen auf die Bodenfruchtbarkeit und die Biodiversität kritisch gesehen wird.
Wie viel Strom und Wärme kann eine durchschnittliche Biogasanlage produzieren?
Die Strom- und Wärmeproduktion ist von der Menge des erzeugten Biogases abhängig. Mit einem Kubikmeter Biogas können, je nach Methananteil, 5 bis 7 Kilowattstunden Strom erzeugt werden. In Nordrhein-Westfalen waren Ende 2015 etwa 623 landwirtschaftliche Biogasanlagen in Betrieb. Diese verfügen in der Summe über eine installierte elektrische Leistung von rund 295 Megawatt, d.h. die durchschnittliche elektrische Leistung lag bei etwa 470 Kilowatt pro Biogasanlage. Eine solche Biogasanlage kann rund 3,4 Mio. Kilowattstunden Strom und 792.000 Kilowattstunden Wärme pro Jahr produzieren. Hiermit lassen sich rechnerisch rund 970 Haushalte mit Strom und gleichzeitig 70 Haushalte mit Wärme versorgen.
Wie kann die Wärme einer Biogasanlage genutzt werden?
Zur Stromproduktion aus Biogas werden Blockheizkraftwerke (BHKW) eingesetzt, die nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung(KWK) das Biogas verfeuern und dadurch sowohl Strom als auch Wärme produzieren. Während der erzeugte Strom unmittelbar ins öffentliche Versorgungsnetz eingespeist werden kann, gibt es für die Wärmenutzung verschiedene Möglichkeiten. Neben der direkten Nutzung in der Biogasanlage selbst (z.B. Beheizung des Fermenters), können damit die Ställe, Wohn- und Betriebsgebäude eines Hofes oder auch Gewächshäuser in Gartenbaubetrieben geheizt werden. Neben der unmittelbaren Nutzung am Ort der Produktion, kann das Biogas direkt in ein Wärmenetz eingespeist oder in ein dezentrales Satelliten-Blockheizkraftwerk eingeleitet werden, um dort verfeuert zu werden. Auf diese Weise können öffentliche Gebäude wie Schulen und Schwimmbäder beheizt, aber auch Industrie- und Gewerbebetriebe mit Wärme versorgt werden. Welche Abnehmer wirtschaftlich sinnvoll mit der Wärme aus der Biogasanlage versorgt werden können, ist im Einzelfall zu prüfen.
Gehen Geruchsemissionen von Biogasanlagen aus?
Biogasanlagen müssen so gebaut werden, dass weder Flüssigkeiten noch Gase austreten. Trotzdem kann es bei der Anlieferung, Einbringung und Lagerung der Substrate zu unangenehmen Gerüchen kommen. Diese entstehen allerdings nur dann, wenn die Substrate nicht sachgerecht gelagert werden oder wenn der biochemische Prozess aus dem Gleichgewicht kommt. Das kann zur Folge haben, dass die Gärreste nicht vollständig ausgären und somit die Restgülle, die bei der Gaserzeugung überbleibt und als Dünger auf die landwirtschaftlichen Flächen ausgebracht wird, unangenehm riecht. Wird Gülle als Substrat in einer Biogasanlage eingesetzt, wird die Geruchsintensität im Vergleich zur offenen Lagerung reduziert. Aus diesen Gründen ist die richtige Planung und Betriebsführung einer Biogasanlage von zentraler Bedeutung für die Verminderung der Geruchsintensität.
Wie laut sind Biogasanlagen?
Biogasanlagen müssen in Bezug auf Lärmemissionen die gesetzlichen Richtwerte einhalten. Maßgeblich ist hierbei die Sechste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Bundes-Immissionsschutzgesetz (TA Lärm), die der Vorsorge und dem Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Geräusche dient. Neben dem zur Stromerzeugung genutztem Blockheizkraftwerk (BHWK), sind die Fahrzeuge, die Substrate anliefern, und die technische Verarbeitung der eingesetzten Stoffe bei der Sortierung oder der Zerkleinerung als Lärmquellen zu nennen. Die Geräusche, die der Betrieb einer Biogasanlage mit sich bringt, darf die in § 6 der TA Lärm genannten Richtwerte nicht überschreiten. Maßgeblich für die Beurteilung ist die jeweilige bauplanungsrechtlich Gebietskategorie (z.B. Industrie-, Gewerbe- oder Wohngebiete). Zur Vermeidung von Lärmemissionen kann die Standortwahl ebenso beitragen, wie die Umsetzung von zusätzlichen Schallschutzmaßnahmen (z.B. Anlegung eines Erdwalls, Anordnung der baulichen Anlagen).
Biogasanlagen gehören im baulichen Außenbereich gemäß § 35 Abs. 1 Nr. 6 BauGB zu den sogenannten privilegierten Vorhaben, sofern diese der energetischen Nutzung von Biomasse dienen, beispielsweise im Rahmen eines landwirtschaftlichen Betriebes. Darüber hinaus formuliert das Baurecht unterschiedliche Voraussetzungen, die erfüllt sein müssen, damit eine Biogasanlage planungsrechtlich als privilegiertes Vorhaben im Außenbereich zulässig ist. Hierzu zählt der räumlich-funktionale Zusammenhang zum landwirtschaftlichen Betrieb (z.B. Nähe zur Hofstelle, Verwendung von Reststoffen), die Herkunft der eingesetzten Biomasse (z.B. überwiegend aus dem Betrieb oder Betrieb in Kooperation mit nahe gelegenem, privilegiertem Betrieb), die Beschränkung auf eine Anlage je Hofstelle sowie eine Beschränkung der Erzeugungskapazität der Biogasanlage auf 2,3 Mio. Normkubikmeter Biogas pro Jahr.
Für die Zulassung von Biogasanlagen sind die Genehmigung nach Baurecht sowie die Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) zu unterscheiden. Ob eine Biogasanlage eine baurechtliche oder eine immissionsschutzrechtliche Genehmigung (nach BImSchG) bedarf, hängt im Wesentlichen von der Leistungsklasse bzw. der Anlagengröße ab. Aufschluss über das anzuwendende Verfahren gibt die vierte Bundes-Immissionsschutzverordnung (4. BImSchV). Hiernach sind alle Biogasanlagen (gemäß Ziffer 1.15), die mehr als 1,2 Millionen Normkubikmeter Rohbiogas pro Jahr erzeugen, nach dem BImSchG genehmigungspflichtig. Weitere Kriterien für die Beurteilung des anzuwendenden Genehmigungsverfahrens können sich ferner zum Beispiel aus der Kapazität für abgedeckte Gärrestelager (> 6.500 m³) ergeben.
Unsere Erde ist schalenförmig aufgebaut. Unter der sehr dünnen Erdkruste folgt der Erdmantel und innen befindet sich der Erdkern, außen flüssig und innen fest. In Mitteleuropa nimmt die Temperatur in der obersten Erdschicht durchschnittlich um 3 Grad pro 100 Metern zu. Im obersten Erdmantel herrschen etwa 1.200 Grad, im Erdkern sind es nach heutigen Erkenntnissen Temperaturen von über 5.000 Grad. Bei der geothermischen Nutzung macht man sich die in der Tiefe zunehmende Temperatur und ihre Gleichförmigkeit zunutze. In Privathaushalten oder in kleinen und mittleren Gebäuden kann mithilfe einer Wärmepumpe Wärme aus geringen Tiefen durch unterschiedliche Verfahren für Heizung und Warmwasser nutzbar gemacht werden (oberflächennahe Geothermie).
Die meisten Anlagen, die tiefe Erdwärme nutzen, basieren auf der Entnahme von heißem Wasser (Thermalwasser) aus dem Untergrund. Das Thermalwasser wird über eine Bohrung aus wasserführenden Schichten gefördert, zur Energiegewinnung eingesetzt und wieder über eine Injektionsbohrung in die wasserführenden Schichten zurückgebracht. Zur Stromerzeugung werden Temperaturen von deutlich über 100 Grad benötigt.
Welche Vorteile bietet die Geothermie?
Die Nutzung geothermischer Energie hat viele Vorteile: Sie ist weder von klimatischen Bedingungen noch von den tages- und jahreszeitlichen Schwankungen abhängig und damit grundlastfähig, zuverlässig und dann verfügbar, wenn eine entsprechende Energienachfrage gegeben ist. Zudem haben geothermische Anlagen zur Wärme- und / oder Stromerzeugung einen geringen oberirdischen Platzbedarf, so dass sie sich gut in das Landschafts- oder Stadtbild einpassen lassen. Zusammen mit dem hohen Maß an Umweltfreundlichkeit und der Nutzung regionaler (und damit unabhängig von politischen Risiken verfügbarer) Energien sind dies hervorragende Voraussetzungen für einen Ausbau der Nutzung. Durch die vielen Projekte und Erfahrungen im Bereich der oberflächennahen Geothermie gehören diese Verfahren seit Jahren zum „Stand der Technik“. Erdwärmeheizungen sind klimafreundlich, da die CO2-Emissionen gegenüber Gas- und Ölheizungen deutlich reduziert werden. Da der Anteil des erneuerbaren Stroms ständig zunimmt, wird der Wärmepumpenstrom immer umweltfreundlicher und somit auch ärmer an CO2-Emissionen.
Welche oberflächennahen Nutzungsverfahren gibt es?
Bereits die ersten hundert Meter Tiefe lassen sich geothermisch nutzen, obwohl dort nur Temperaturen von 8 bis 12 Grad herrschen.
Erdwärmesonden mit Wärmepumpe
Die Sonden sind senkrechte, meist 30 bis 100 Meter tiefe Bohrungen, in die gewöhnlich Kunststoffrohre installiert werden. Sie bilden in Mittel- und Nordeuropa die häufigsten Anlagentypen. Die mit einer Wärmeträgerflüssigkeit gefüllten Sonden heizen oder kühlen in Verbindung mit einer Wärmepumpe einzelne Wohngebäude, Büro- und Gewerbebauten oder sogar ganze Wohnanlagen.
Erdwärmekollektoren mit Wärmepumpe
In einer Tiefe von etwa 80-160 Zentimetern werden Wärmetauscherrohre aus Kunststoff horizontal im Boden verlegt. Über eine zirkulierende Wärmeträgerflüssigkeit wird dem Boden die Wärme entzogen und mittels einer Wärmepumpe auf das benötigte Temperaturniveau angehoben. Kollektoren stellen eine kostengünstige Alternative dar, falls Sonden nicht oder nur mit hohen Auflagen bewilligt werden. Ein Nachteil ist der hohe Platzbedarf. Zudem dürfen die Flächen nicht überbaut werden.
An geeigneten Standorten lässt sich Grundwasser entnehmen und direkt zur Wärmepumpe bringen. Es muss jedoch wieder in den Untergrund eingeleitet werden, so dass neben Förderbrunnen auch sogenannte Schluckbrunnen einzurichten sind. Brunnenanlagen sind effizient, erfordern jedoch einen hohen Planungs- und Erkundungsaufwand.
Erdberührte Betonbauteile – Energiepfähle mit Wärmepumpe
Bei Bauwerken mit Tiefgründung lassen sich schon während der Bauphase die statisch notwendigen Tiefbautauteile mit Rohren ausrüsten, durch die später das Wärmeträgerfluid zirkuliert. Der umgebende Boden dient wie bei Erdwärmesonden als Wärmequelle. Es müssen keine zusätzlichen Bauteile montiert oder Bohrungen durchgeführt werden, allerdings lässt sich das Verfahren nur bei Neubauten realisieren – eine Nachrüstung ist nicht möglich. In Verbindung mit einer Wärmepumpe können die erdberührten Betonbauteile wirtschaftlich zum Heizen und Kühlen des Gebäudes eingesetzt werden. In der Regel kommen sie erst bei größeren Gebäuden zur Anwendung.
Welche Nutzungsverfahren der tiefen Geothermie gibt es?
Die tiefen Erdwärmesonden bestehen aus einer 400 bis 2.800 Meter tiefen Bohrung mit einem geschlossenem Kreislauf, in dem ein Fluid zirkuliert. Durch ein „Rohr-im-Rohr“-System (Außenrohr mit innenliegendem zweiten Rohr) fließt das kalte Wärmeträgermedium im äußeren Rohr nach unten, erwärmt sich hierbei und steigt anschließend durch das dünnere Innenrohr wieder nach oben. Die tiefen Erdwärmesonden können standortunabhängig überall eingesetzt werden. Die tiefen Erdwärmesonden dienen überwiegend zur Beheizung von größeren Gebäuden, Krankenhäusern oder Schwimmbädern. In Arnsberg ist auf diese Weise die Wärmeversorgung für ein Freizeitbad mit Wärme aus etwa 2.800 Metern Tiefe realisiert worden.
Hydrothermale Systeme nutzen die heißen Thermalwasser im Untergrund. Größere Vorkommen finden sich zum Beispiel in der Norddeutschen Tiefebene, in der Süddeutschen Molasse und im Oberrheingraben. Bei den hydrothermalen Systemen wird das warme oder heiße Grundwasser über eine Tiefbohrung an die Oberflächen gefördert, energetisch genutzt und über eine weitere Bohrung wieder in den Untergrund zurückgeleitet, und zwar in die Schicht, aus der es auch entnommen wurde. Auf diese Weise wird das hydraulische Gleichgewicht im Untergrund erhalten und das Thermalwasservorkommen nicht „leergepumpt“. Solche Systeme mit zwei Bohrungen nennt man geothermische Dublette. Geothermische Kraftwerke dieser Art gibt es z. B. in Unterhaching, Sauerlach und Dürrnhaar, Bayern, und in Insheim, Rheinland-Pfalz. Weitere Kraftwerke sind in der Planung und im Bau.
In vielen Regionen Deutschlands gibt es in der Tiefe kein Thermalwasser sondern nur heißes, trockenes Gestein. Deshalb sind für die zukünftige Nutzung der tiefen Geothermie die Enhanced Geothermal Systems (EGS, oder auch Hot Dry Rock, HDR, genannt) von besonderer Bedeutung.
Das grundlegende Verfahrensprinzip funktioniert wie folgt: Das in der Tiefe vorhandene heiße Gestein wird über mindestens zwei Bohrungen erschlossen. Zwischen den Bohrungen werden mit Wasserdruck, also hydraulisch, Fließwege erschlossen oder vorhandene Wege aufgeweitet. So wird eine Art unterirdischer Wärmetauscher erzeugt. Von der Oberfläche über eine Injektionsleitung eingepresstes Wasser erhitzt sich und wird über eine weitere Bohrung an die Oberfläche zum Verbraucher gepumpt, um nach dem Wärmeentzug wieder nach unten gefördert zu werden. Die Zirkulation erfolgt in einem Kreislauf.
Existieren bereits Beispielprojekte für petrothermale Systeme?
Mit dem Forschungsprojekt Soultz-sous-Forêts (Oberrheingraben, Elsass) ist ein geothermisches Kraftwerk in Betrieb, das die in Tiefengestein gespeicherte Wärme nutzt. In dieser Anlage wurden in 5.000 Metern Tiefe vorhandene Risse und Spalten im 200 Grad heißen Granit durch Wasserinjektion erweitert und zu einem geologischen Wärmetauscher verbunden. Die gewonnene Wärmeenergie wird obertägig zur Stromerzeugung und Wärmeversorgung genutzt. So lassen sich zukünftig auch Wärmereservoire zur Energieversorgung nutzen, die bislang wegen fehlenden oder unzureichenden Thermalwassers für die Energieversorgung nicht oder nur mit Einschränkungen in Betracht kamen. In Rittershoffen (Elsass) ist ein erstes kommerzielles EGS Kraftwerk entstanden.
Anlagenbetrieb- Oberflächennahe Systeme
Wie werden Erdwärmesonden installiert?
Abhängig vom Nutzungsverfahren werden die geothermischen Wärmequellen unterschiedlich erschlossen. Bei den Erdwärmesonden müssen Bohrungen in den Boden durchgeführt – man sagt auch abgeteuft – werden. Bei unklaren Bodengegebenheiten oder bei größeren Projekten sollte zusätzlich eine Probebohrung durchgeführt werden. Zwischen den einzelnen Bohrungen müssen bestimmte Mindestabstände eingehalten werden, die zum Beispiel in der DIN Norm 4640 Blatt 2 einzusehen sind. Die Verwendung eines Sondengewichts, einer Einschubhilfe oder das Verfüllen der Sonde mit Wasser kann das Einbringen der Sonde in das Bohrloch erleichtern. Ist die Sonde erfolgreich in das Bohrloch eingebracht worden, muss das Bohrloch mit einem Spezialzement wieder verfüllt werden, um sicherzustellen, dass die Sonde mit dem umgebenden Erdreich verbunden ist und ein optimaler Wärmeübergang besteht. Als letztes wird eine Durchfluss- und Druckprüfung der Sonde durchgeführt, dann wird sie an die Haustechnik angeschlossen.
Wie werden Erdwärmekollektoren verbaut?
Bei Erdwärmekollektoren muss eine etwa doppelt so große Erdfläche abgebaggert werden wie die zu beheizende Fläche groß ist. Bevor die Rohre des Wärmetauschers ausgelegt werden, wird die Erde zunächst planiert. Es müssen Sicherheitsabstände der Rohre zueinander eingehalten werden, ebenso wie zu Kanälen, Wasserleitungen und Gebäuden. Werden die Rohre zu nah aneinander verlegt, droht im Winter eine zu hohe Vereisung des Bodens. Auf den Boden treffendes Regenwasser kann dann nicht mehr abfließen.
Wie werden Grundwasserwärmepumpen installiert?
Bevor eine Grundwasserwärmepumpe installiert wird, sollte ein mehrtägiger Dauerpumpversuch durchgeführt werden, um zu ermitteln, ob die Fördermenge am Standort rentabel ist und die Zusammensetzung des Wassers auf Dauer keine Schäden an der Pumpe verursacht. Die Bohrtiefe der Probebohrung beträgt ebenso wie die spätere Installationstiefe zwischen 10 und 100 Metern. Ist sichergestellt, dass das Grundwasser zur Nutzung eingesetzt werden kann, müssen zwei Bohrungen erfolgen. An der einen Bohrung wird Grundwasser entnommen (Förder- oder auch Saugbrunnen genannt), mindestens 15 Meter entfernt wird das Grundwasser wieder zurückgeführt (Schluck- oder Sickerbrunnen), um die unterirdischen Vorkommen nicht zu erschöpfen.
Wie werden Energiepfähle eingebaut?
Der Einbau von so genannten Energiepfählen in Verbund mit einer Wärmepumpe ist nur beim Neubau eines Gebäudes möglich, eine Nachrüstung ist nicht durchführbar. Im Gegensatz zu den anderen Verfahren müssen bei der Nutzung erdgebundener Betonbauteile keine zusätzlichen Bohrungen durchgeführt werden, die Verlegung der Rohre erfolgt während des Einbaus der statischen Tragelemente des Gebäudes direkt in die Betonkörper. Nach dem Einbau wird eine Druckprüfung der Wärmetauscherrohre durchgeführt.
Aus welchen Komponenten setzt sich eine oberflächennahe Geothermie-Wärmepumpe zusammen?
Allen Nutzungsarten gemeinsam ist die Unterteilung der geothermisch betriebenen Wärmepumpe in drei unterschiedliche Kreisläufe. Das durch die Rohre des Primärkreislaufs zirkulierende Fluid entzieht dem Erdreich die Wärme und gibt diese auf ihrem niedrigen Temperaturniveau über einen ersten Wärmetauscher an den Sekundärkreislauf weiter. Der Sekundärkreislauf ist der Wärmepumpenkreislauf, in dem das Temperaturniveau der Wärme angehoben wird. Die Wärme mit erhöhtem Temperaturniveau wird wiederum über einen Wärmetauscher an den Tertiärkreislauf weitergeleitet, der als Heizkreislauf die Wärme durch die Heizungs- und Warmwasserrohre im Haus verteilt. In jedem Kreislauf ist eine Pumpe verbaut, im Sekundärkreislauf befindet sich außerdem eine Drossel. Ein zusätzliches Element ist ein Warmwasser- oder auch Pufferspeicher, der das erhitzte Wasser zwischenspeichert bis es benötigt wird.
Als Sonderbauform können auch Primär- und Sekundärkreislauf als ein Kreislauf ausgeführt werden.
Kann die Wärmepumpe auch zum Kühlen verwendet werden?
Bei der Nutzung von Erdwärme wird dem Untergrund Wärme entzogen, die aus der natürlichen Wärmeproduktion des Erdinneren stammt. Die Erdwärmeheizung kann im Sommer auch zur Kühlung verwendet werden. Die Überschusswärme des Hauses im Sommer wird über die Decken-, Wand- oder Fußbodenheizung ins Erdreich abgeführt. Beim Kühlen wird die Erde künstlich regeneriert. Durch die aktive Regeneration des Untergrundes mittels „freier Kühlung“ erhält die Wärmepumpe eine höhere Effizienz.
Welche Rolle spielen Qualitätsstandards für Einbau, Betrieb und Wartung der Anlage?
Erdwärmeanlagen sind komplexe Systeme, die aus mehreren Komponenten bestehen. Gut aufeinander abgestimmt liefern diese über ihre gesamte Lebensdauer zuverlässig und kostengünstig Energie. Die Sicherung sowie Einforderung qualitativer Standards bei der Vorbereitung und der Errichtung der Anlage spielt dabei eine wichtige Rolle. Während der Planung und Auslegung müssen die entsprechenden Normen und Richtlinien eingehalten werden. Bohrunternehmen sollten nach DWGW-Arbeitsblatt W120 zertifiziert sein.
Wie hoch ist die Lebensdauer einer Geothermie-Wärmepumpe?
Die maximale Wärmepumpenlebensdauer wird vom Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie e. V. (BDH) und vom Bundesverband Wärmepumpe e. V. (BWP) mit 20 bis 30 Jahren angegeben. Sanitär-Heizung-Klima Handwerksbetriebe bestätigen bei ordnungsgemäßer Installation und normalem Nutzerverhalten eine Lebensdauer von mindestens 20 Jahren. Erdkollektoren und -sonden können deutliche höhere Lebensdauern aufweisen und werden beim Austausch der Wärmepumpe übernommen und weiterbetrieben. So liegt die Lebensdauer einer fachgerecht installierten Erdwärmesonde laut Branche bei ca. 100 Jahren.
Kann ich die Fläche über meinem Erdwärmekollektor noch nutzen?
Die Fläche über dem Kollektor darf nicht überbaut oder versiegelt werden um den solaren Wärmeeintrag nicht zu verhindern. Von einer Baumbepflanzung der Fläche sollte ebenfalls abgesehen werden, da die Wurzeln die Rohre beschädigen können. Zusätzlich kann sich aufgrund der geringen Tiefe der Wärmetauscherrohre und ihres Entzugs von Wärme aus dem Boden die Wachstumszeit von Pflanzen oberhalb des Kollektors durch die geringeren Temperaturen verzögern bzw. kalendarisch verschieben. Eine starke Beschattung der Fläche ist zu vermeiden.
Wie lange dauert die Errichtung einer Erdwärmesonde?
Für die Errichtung einer 100 Meter tiefen Bohrung wird unter normalen Verhältnissen ein Arbeitstag benötigt. Ein weiterer Tag sollte für die horizontale Anbindung an die Heizungstechnik und die Befüllung mit Sondenflüssigkeit gerechnet werden. Zur Qualitätssicherung und zum Nachweis der Dichtigkeit des Systems werden Druckprüfungen durchgeführt. Sämtliche Bohr- und Ausbauarbeiten sollten von zertifizierten Fach-/Bohrunternehmen durchgeführt und dokumentiert werden. Dazu gehören Lageplan mit Leitungsführung, Bohrprotokoll, geologisches Schichtenverzeichnis sowie das Verfüllprotokoll und die Druckprüfung.
Welche Genehmigung ist erforderlich?
In Deutschland ist das Bohren im Untergrund grundsätzlich anzeige- und genehmigungspflichtig. Jede Bohrung bis zu einer Tiefe – auch Teufe genannt – von 100 Metern muss bei der unteren Wasserbehörde der Kreise / kreisfreien Städte angemeldet und von ihr genehmigt werden. Bei Bohrungen von mehr als 100 Metern ist das Bergamt bzw. in NRW die Bezirksregierung Arnsberg zuständig. Außerhalb von Wasserschutzgebieten ist die Genehmigung in der Regel unproblematisch. Das Erstellen der Genehmigungsunterlagen und die Beantragung der Genehmigung werden in der Regel vom Fachplaner oder von zertifizierten Bohrunternehmen erledigt. (Nähere Ausführungen zur genehmigungsrechtlichen Situation siehe unter „KOMMUNALE PLANUNG“.)
Oberflächennahe Geothermie: Einwirkungen auf die Umwelt und Risiken
Was sind die Grundvoraussetzungen zur sicheren Installation einer Geothermie-Wärmepumpe?
Wichtige Voraussetzungen für eine jahrzehntelang gleichbleibende Wärmeentnahme aus dem Erdreich sind neben der fachgerechten Heizungsplanung fundierte Kenntnisse über die örtliche Geologie und insbesondere eine sachgerechte Ausführung von Bohrung und Installation der Erdwärmesonde. Fehler bei der Ausführung lassen sich nur schwer korrigieren und können teuer werden.
Die Planung erfordert eine detaillierte Berechnung unter Einbeziehung von geologischen und heizungstechnischen Parametern. Daher sollte man nur erfahrene Fachleute mit der Errichtung von Erdwärmesonden beauftragen. Keinesfalls sollten Bohranforderungen aus Kostengründen außer Acht gelassen werden. Denn Billiglösungen können sich langfristig negativ auswirken. Fachbetriebe und vertrauenswürdige Bohrunternehmen sollten die Geologie vor Ort kennen, nur so können mögliche Bohrrisiken schon vor Ausführung ausgeschlossen werden.
Grundlage für einen nachhaltigen und effizienten Betrieb einer Wärmepumpenheizungsanlage ist eine sachgerechte Planung der Gesamtanlage und eine sorgfältigen Errichtung der Erdwärmesonde.
Wie laut sind die Anlagen?
Da der Wärmetauscher und die Pumpen zumeist im Keller des Gebäudes untergebracht werden und nicht wie bei Luftwärmepumpen im Garten stehen, ist der nach außen dringende Geräuschpegel der Anlagen minimal. Die Lautstärke im Raum liegt bei etwa 50 Dezibel, was einer Unterhaltung in Zimmerlautstärke entspricht. Geflieste, leere Räume können die Ausbreitung von Geräuschen und Schwingungen verstärken, eine Betonplatte mit darunter liegender Gummimatte kann sie abschwächen.
Können Geothermiebohrungen Schäden an Grundstücken und Gebäuden hervorrufen?
Durch das Einholen umfassender geologischer Informationen über die Beschaffenheit des Untergrundes und des Grundwassers kann das Risiko, eine Hebung oder Senkung des Bodens auszulösen, minimiert werden. Auskunft über die geologischen und hydrogeologischen (=Wechselwirkung Wasser/Gestein) Verhältnisse im Untergrund liegen über Kartenwerke und zunehmend auch über Internetportale der geologischen Landesämter mit einer sehr guten Datengrundlage vor. In NRW abrufbar unter: www.geothermie.nrw.de.
Durch die Einführung von neuen Regeln und Richtlinien für den Bau von Erdwärmesonden und deren strikte Einhaltung können Schäden wie in Staufen oder Böblingen (beide in Baden-Württemberg) weitestgehend ausgeschlossen werden. Hier kam es zu Hebungen des Bodens, da die Bohrfirmen durch unsachgemäß ausgeführte Bohrungen Wasser in eine Gipskeuperschicht eindringen ließen. Der Gips quoll auf, was zu einer Rissbildung in Wohngebäuden führte. Die geologischen Untergrundverhältnisse in NRW sind jedoch nicht mit denen in Baden-Württemberg zu vergleichen. Bei Einhaltung der eingeführten Regelungen, die im jeweiligen Einzelfall auch in die wasserrechtliche Erlaubnis als Nebenbestimmungen verbindlich aufgenommen werden können, können Schäden durch Erdwärmesonden in Nordrhein-Westfalen mit sehr großer Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen werden.
Die Nutzung der oberflächennahen Geothermie birgt kein Erdbebenrisiko.
Wie können die Qualitätsanforderungen an Erdwärmeanlagen gesichert werden? Inzwischen sind eine Vielzahl von Qualitätskriterien mit Anforderungen an Bohrunternehmen entwickelt worden. Nicht jedes Bohrunternehmen darf deshalb bei Bohrungen für Erdwärmesonden tätig werden. Dadurch ist eine hohe Qualität gesichert. Für Erdwärmebohrungen in NRW gelten hohe Qualitätsanforderungen, die in den „Wasserwirtschaftlichen Anforderungen an die Nutzung von oberflächennaher Erdwärme“ beschrieben sind. Diese Anforderungen umfassen grundlegende Qualitätsstandards in Bezug auf Bohrpersonal, Ausrüstung und Baustelle, Mindestanforderungen an Baustoffe und Mischtechnik, Einbau der Erdwärmesonden und Abdichtungsvorgang sowie Dokumentation und Überwachung. Diese Anforderungen sind von den Bohrunternehmen einzuhalten und bei Beantragung einer Erdwärmesondenbohrung gegenüber der genehmigenden Behörde nachzuweisen. Bei Bohrungen in kritischen Gebieten können weitere Maßnahmen vorgeschrieben werden. Im Betrieb zeichnen sich Anlagen zur Nutzung der oberflächennahen Geothermie durch einen sehr geringen Wartungsaufwand aus. Die ausgereifte Technik und der Einsatz von qualitativ hochwertigen Materialien sorgen für eine lange Lebensdauer der Systeme.
Mindern Erdwärmeheizungen den Grundstückswert?
Erdwärmesonden, die nach den heutigen Qualitätsstandards geplant und ausgeführt sind, und über die erforderlichen Nachweise verfügen, können mit Blick auf die nachhaltige Energieanwendung einen Mehrwert für ein Grundstück darstellen. Dies kann gerade im Hinblick auf die im Rahmen der Klimaschutzbemühungen angestrebte CO2-arme Wärmeversorgung von Gebäuden als strategischer und / oder wirtschaftlicher Vorteil gesehen werden.
Besteht das Risiko eines Eintrags schädlicher Stoffe in das Grundwasser?
Bei der Erschließung des Untergrunds über Bohrungen können Öle von Schmier- oder Treibstoffen die Schutzgüter Boden und Grundwasser beeinflussen. Da ein solcher Eintrag jedoch nur in der unmittelbaren Nähe der Anlage zu befürchten wäre, ist im Normalfall keine Gefahr für das Grundwasser abzusehen. Leckagen in den Rohrleitungen der Sonde selbst sind äußerst selten. In den Anlagen wird meist ein Glykol-Wasser Gemisch als Wärmeträgermittel verwendet, dem zusätzlich geringe Additive zum Korrosionsschutz hinzugefügt werden. Solche Gemische werden zumeist in die Wassergefährdungsklasse 1 als schwach wassergefährdend eingestuft. Studien haben gezeigt, dass die am häufigsten eingesetzten Medien im Grundwasser abgebaut werden können und ihr Gefährdungspotential im Sinne einer ganzheitlichen Betrachtung der Technologie vernachlässigt werden kann. An gefährdeten Standorten wird Trinkwasser als Wärmeträgermittel gewählt. Eine vollständige und hohlraumfreie Verfüllung des Raums zwischen Gestein und Sonde (Ringraum) minimiert das Risiko eines Schadstoffeintrags in die Umwelt. In einem Fachbericht aus dem Jahr 2011 wurden alle Informationen der Staatlichen Geologischen Dienste gesammelt und gemeldete Zwischenfälle in Deutschland bei der Errichtung und im Betrieb oberflächennaher Geothermie-Anlagen zusammengetragen. Bei deutlich unter einem Prozent der Anlagen kam es zu einer Beeinflussung des Grundwassers (109 Fälle von etwa 70.000 oberflächennahen Anlagen). Zudem konnten viele der gemeldeten Zwischenfälle unterbunden werden oder waren nur temporär.
Tiefe Geothermie: Einwirkungen auf die Umwelt und Risiken
Wie wird bei Tiefenbohrungen der Umwelt- und Grundwasserschutz gewährleistet?
Das Erkunden oder Gewinnen von Rohstoffen geschieht auf der Grundlage des Berggesetzes. Die Vorgehensweise und die Realisierung eines Bohrprojektes sind darin geregelt und es umfasst die Beteiligung von Behörden und Öffentlichkeit. Hauptaugenmerk des Gesetzgebers liegt auf dem dauerhaften Schutz des Grundwassers. Der Grundwasserschutz beginnt bereits mit der Erstellung des Bohrplatzes, da bei der Erstellung der Tiefbohrung keinerlei gefährliche Stoffe in den Untergrund gelange dürfen. Der Bohrplatz selbst wird flüssigkeitsdicht hergestellt. Entsprechende Sammelleitungen, Kanäle oder Ölabscheider sorgen an den zentralen Stellen für Schutz.
Im Anschluss an die Bohrung wird der Raum zwischen Rohr und Bohrlochwand von unten nach oben schrittweise auszementiert. Die Zementation dichtet das Bohrloch gegen Druck und Gas ab und verhindert das Austreten von Flüssigkeiten bei Rohrleckagen. Diese Art der Ausführung erweist sich als sicherheitsbeständig und ist seit Jahrzehnten im Einsatz.
Können durch die Nutzung der Tiefengeothermie Erschütterungen ausgelöst werden?
Bei der Tiefengeothermie kann es wie bei vielen unterschiedlichen Eingriffen in den Untergrund zu seismischen Ereignissen kommen. Neben der Geothermie können auch Tunnelbau, Erdöl- und Erdgasgewinnung sowie Bergbau zu Veränderungen des Bodens und einer latenten Erdbebengefahr führen. Erschütterungen, die ursächlich auf von durch Menschen ausgeführte Projekte zurückzuführen sind, werden auch induzierte Seismizität genannt. Das Auftauchen induzierter Seismizität bei Geothermieprojekten, wie zum Beispiel in Basel oder Landau, war der Hauptgrund dafür, dass die Akzeptanz der Geothermie in der Öffentlichkeit zurückging. Im Gegensatz zu natürlichen Erdbeben ist induzierte Seismizität durch erweiterte Forschung inzwischen statistisch vorhersehbar. Da in Deutschland schon einige Erfahrungen mit Tiefenbohrungen gesammelt werden konnten, beispielsweise bei den geothermischen Kraftwerken im Oberrheingraben und im Norddeutschen Becken, können laut Angaben des Umweltbundesamtes Erdbeben, die Schaden anrichten (sog. Schadbeben), durch Geothermie ausgeschlossen werden.
Das zur Nutzung petrothermaler Systeme notwendige Verpressen von Flüssigkeiten kann zur Entladung natürlicher Spannungen führen. Der zusätzlich aufgebrachte Druck kann eine plötzliche Scherbewegung eines unterirdischen Gesteinsbereichs gegen einen anderen auslösen. Die Spannungsentladung kann so genannte Mikrobeben auslösen. Jedoch liegen viele dieser Beben sogar unter der Wahrnehmungsschwelle empfindlicher Messgeräte.
Im Betrieb von hydro- und petrothermalen Geothermie-Anlagen wird in einem Kreislauf Wasser entnommen und wieder zurückgeführt. Der Injektionsdruck ist in der Regel konstant und liegt unter dem kritischen Druck, der ein Erdbeben auslösen könnte. Somit kommt es im Betrieb zu keiner Erdbebengefährdung.
Müssen geothermische Reservoire stimuliert werden?
Die Förderung von Erdwärme erfordert einen Wärmeträger. Bei Geothermie-Anlagen mit einer Bohrtiefe von mehr als 1.000 Meter ist dies Wasser. Es zirkuliert Wasser zwischen dem Erdreich, in dem es sich erwärmt, und der Erdoberfläche, wo die Wärme direkt genutzt oder in Strom umgewandelt wird. Entweder wird direkt Thermalwasser aus Reservoiren genutzt und zu Tage gefördert (hydrothermale Systeme) oder Wasser wird von der Erdoberfläche in warme, aber trockene Gesteinsschichten eingeführt (petrothermale Systeme). Realisiert wird die Entnahme der Energie mindestens durch zwei Bohrungen (Dublette): einer Förderbohrung und einer Injektionsbohrung. In beiden Anwendungsfällen muss das Gestein wasserdurchlässig sein. Bei undurchlässigen Gesteinsschichten können Stimulationsverfahren eine geothermische Nutzung ermöglichen. Aktuelle Geothermieprojekte kommen in der Regel ohne diese Stimulationsverfahren aus.
Beim Bohrvorgang kann sich die Durchlässigkeit des Erdreichs durch Ablagerungen verschlechtern. Deshalb wird häufig versucht diese Einflüsse durch Spülen mit Säure rückgängig zu machen. Besonders im Kalkstein, wo Bohrung, Poren oder Klüfte leicht verkalken, wird diese Methode erfolgreich angewandt. Diese Art der Stimulation wird üblicherweise chemische Stimulation genannt. Sie wird lediglich in einer Umgebung von einigen Dezimetern um die Bohrung durchgeführt. Eine größere Bedeutung als die chemische Stimulation hat die hydraulische Stimulation, die mechanisch erfolgt. Bei dieser wird das in der Bohrung stehende Wasser abschnittsweise oder auf der gesamten Bohrlänge unter Druck gesetzt. Das Wasser sucht sich unter dem zusätzlichen Druck einen Weg in den Untergrund und erweitert dazu vorhandene Kleinklüfte oder bricht neue Klüfte auf. Die Gesteinsdurchlässigkeit kann so über etliche hundert Meter verbessert werden. Untergrundspannungen sorgen für eine geringfügige Verschiebung der Gesteinsschichten. Dadurch bleiben die geschaffenen Klüfte auch nach der Druckentlastung geöffnet. Der Wasserfluss zwischen Injektions- und Förderbohrung ist möglich.
Ist die Stimulation in der Geothermie ohne Risiken?
Jede Technologie birgt Risiken und hinterlässt einen „Fußabdruck“ in der Umwelt. Im Einzelfall stellt sich immer die Frage, ob diese Risiken ausreichend beherrscht werden können. Bei der hydraulischen Stimulation geothermischer Reservoire wird diese Beherrschbarkeit durch Genehmigungsverfahren hergestellt. Der Betreiber wird darin verpflichtet, alle Tätigkeiten im Betriebsplanverfahren genau zu beschreiben und der zuständigen Bergbehörde rechtzeitig zur Genehmigung vorzulegen. Auf sicherheits- und arbeitsschutztechnische Aspekte wird bei der Zulassung besonders geachtet.
Bei einer hydraulischen Stimulation müssen Angaben zu Art und Zweck der Maßnahme, zu den Spezifikationen der vorgesehenen Technologie und zur Überwachung sowie der ordnungsgemäßen Entsorgung aller angefallenen Reststoffe gemacht werden. Ebenso werden auch die für die Tätigkeit verantwortlichen Personen und die ausführenden Unternehmen benannt. So sind die Zuständigkeiten von vornherein klar und die Personalstruktur sowie die fachliche Eignung und Erfahrung der Beteiligten können im Vorfeld beurteilt werden.
In Zusammenhang mit der hydraulischen Stimulation wird in erster Linie die Möglichkeit der Erzeugung künstlicher Erdbeben (induzierte Seismizität) diskutiert. Das Entstehen von Rissen – natürlich oder herbeigeführt – kann mit messbaren Erschütterungen in der Umgebung verbunden sein. Diese Kleinstbeben sind für Mensch und Umwelt ungefährlich, meist nicht einmal spürbar. Die Messung dieser Erschütterungen liefert im Nachgang wertvolle Aufschlüsse über die Eigenschaften und die Entwicklung des Reservoirs. Daran kann beispielsweise auch der Erfolg einer Stimulationsmaßnahme abgesehen werden. Heute werden zur Vermeidung spürbarer Ereignisse alle Geothermieprojekte seismologisch überwacht. Die notwendige instrumentelle Ausstattung regelt die Richtlinie GTV 1101.
Wird durch geothermische Anlagen Radioaktivität freigesetzt?
Mehr als die Hälfte der Wärme im Erdinneren wird durch natürlichen radioaktiven Zerfall generiert. Insbesondere die Nuklide der Zerfallsreihen von Radium-, Thorium und Kalium sind für den natürlichen Wärmefluss verantwortlich. Die restliche Wärme stammt aus der Zeit der Erdentstehung. Bei der Nutzung der oberflächennahen Geothermie kann nach bisherigem Stand der Wissenschaft ein Antreffen von radioaktiven Nukliden ausgeschlossen werden. Nur bei der Tiefengeothermie ab Fördertiefen von 2.000 Metern sind radioaktive Ablagerungen zu erwarten. Das Antreffen radioaktiver Nuklide ist abhängig von der geographischen Lage. So ist zum Beispiel keine Radioaktivität bei der Tiefengeothermie im Molassebecken (nördlicher Alpenrand) zu erwarten.
Bei der hydrothermalen Geothermie werden in 2.000 – 4.000 Metern Tiefe wasserführende Schichten angezapft und das Thermalwasser wird nach oben gefördert. Der Betrieb von hydrothermalen Geothermieanlagen stellt – an der Oberfläche – einen geschlossenen Kreislauf dar. An die Oberfläche gefördertes Thermalwasser, das eventuell mit radioaktiven Nukliden belastet ist, wird nach dem Wärmetausch wieder in den Untergrund geleitet. Radioaktiv belastete Stoffe gelangen im Normalbetrieb einer Geothermieanlage nicht in die Umgebung. Ablagerungen und Anreicherung, Scales genannt, können sich jedoch im Wärmetauscher aufgrund der großen Oberfläche und Temperaturdifferenz ansammeln. Werden diese in kleinen Mengen anfallenden Stoffe vorschriftsmäßig behandelt und entsorgt, besteht weder eine Gefährdung für die Kraftwerksmitarbeiter noch für die Umgebung.
Bedürfen Geothermieanlagen einer Genehmigung?
Um Anlagen der Tiefengeothermie zu errichten oder betreiben muss immer eine behördliche Genehmigung vorliegen; bei Anlagen der Oberflächennahen Geothermie ist je nach Anlage ebenfalls eine Anzeige zu tätigen bzw. eine Erlaubnis einzuholen. Die Anforderungen sind komplex. Trotz überwiegend bundeseinheitlicher Regelungen gibt es erhebliche Unterschiede in der Genehmigungspraxis verschiedener Bundesländer. Der Beitrag gibt einen groben Überblick über die Grundzüge des Genehmigungsrechts.
(siehe dazu Buchholz, Georg: Genehmigungsrecht für Geothermieanlagen. Geothermische Energie, Heft Nr. 84, S. 38 ff., Juli 2016)
Welchen Gesetzen unterliegen oberflächennahe Geothermie-Anlagen?
Genehmigungsanforderungen für Anlagen der oberflächennahen Geothermie richten sich primär nach dem Wasserrecht. Dabei werden die bundeseinheitlichen Vorgaben des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) durch die Landeswassergesetze teilweise modifiziert und konkretisiert. Das Bundesberggesetz (BBergG) ist nur bei Bohrungen von mehr als 100 Metern Tiefe zu beachten und bei Erdwärmenutzungen, die nicht mit der baulichen Nutzung eines Grundstücks zusammenhängen. Einen guten Überblick über die jeweiligen rechtlichen und fachlichen Anforderungen geben die von den jeweiligen Ländern herausgegebenen Leitfäden.
Welche Anforderungen müssen für die Erlaubnis zur Errichtung einer oberflächennahen Anlage erfüllt werden?
Für jedes Vorhaben zur Erdwärmenutzung muss in NRW eine Anzeige bei der unteren Wasserbehörde des Landkreises oder der kreisfreien Stadt getätigt werden. Wird bei der Bohrung ein Grundwasserleiter erreicht oder durchstoßen, ist eine wasserrechtliche Erlaubnis erforderlich. Voraussetzung für deren Erteilung ist, dass schädliche Gewässerveränderungen nicht zu erwarten sind. Dazu sind die Anforderungen des einschlägigen technischen Regelwerks, unter Umständen aber auch besondere lokale geologische Bedingungen zu beachten. Zusätzlich muss jede Bohrung mindestens zwei Wochen zuvor dem Geologischen Dienst NRW angezeigt werden (§ 4 Lagerstättengesetz). Wichtige praktische Bedeutung haben Wasserschutzgebietsfestsetzungen. In den äußeren Schutzzonen dieser Gebiete sind Erdwärmenutzungen teils generell verboten, teils aber zulässig. Informationen über die Zulässigkeit des Vorhabens erteilt die jeweilige untere Wasserschutzbehörde. Erdwärmekollektorsysteme, die häufig nur wenige Meter unter der Geländeoberkante verlegt sind, bedürfen je nach ihrer Tiefe und ihrem Abstand vom jeweiligen Grundwasserleiter keiner wasserrechtlichen Erlaubnis, sondern müssen bei der Wasserbehörde teilweise nur angezeigt werden.
Auch wenn die Genehmigungsvoraussetzungen erfüllt sind, besteht kein Anspruch auf die Erteilung der Erlaubnis. Vielmehr kann die Wasserbehörde im Rahmen ihres Bewirtschaftungsermessens besonders strenge Anforderungen stellen oder Regelungen über konkurrierende Nutzungen treffen, zum Beispiel wenn sich benachbarte Geothermieanlagen beeinflussen können.
Welchen Gesetzen unterliegen Anlagen der tiefen Geothermie?
Erdwärme gilt als bergfreier Bodenschatz und unterliegt deshalb dem Bergrecht (Bundesberggesetz – BBergG). Bergfreiheit bedeutet, dass der Bodenschatz nicht dem Grundstückseigentümer gehört. Wer Erdwärme aufsuchen oder gewinnen will, benötigt deshalb zunächst eine vom zuständigen Bergamt auszustellende Bergbauberechtigung. Für die Aufsuchung in einem näher zu bezeichnenden Feld wird eine Erlaubnis, für die Gewinnung in einem meist kleineren, die Lagerstätte umfassenden Feld eine Bewilligung erteilt. Voraussetzung dafür ist, dass der Unternehmer ein Arbeitsprogramm vorlegt, keine Bedenken gegen die Zuverlässigkeit des Antragstellers bestehen und keine öffentlichen Interessen, die im Bundesberggesetz näher bezeichnet sind, entgegenstehen. Erlaubnisse sind stets auf wenige Jahre befristet, können aber verlängert werden, wenn das Arbeitsprogramm planmäßig umgesetzt wurde. Besondere Voraussetzung einer Bewilligung für die Gewinnung der Erdwärme ist der Nachweis der Fündigkeit. Fündigkeit meint, dass nachgewiesen wurde, dass die Bohrung nach Erdwärme erfolgsversprechend ist.
Dem Bergrecht unterfallen nur Aufsuchung und Gewinnung, nicht aber die Nutzung der Erdwärme. Gebäudeteile eines Erdwärmeheiz- oder -kraftwerks, die der Nutzung der Erdwärme dienen (regelmäßig ab dem Wärmetauscher) unterliegen deshalb nicht mehr dem Bergrecht, sondern dem Baurecht. Sie bedürfen deshalb einer Baugenehmigung. Immissionsschutzrechtliche Anforderungen an Kühleinrichtungen sind deshalb im Rahmen des Baugenehmigungsverfahrens zu prüfen.
Werden in Verbindung mit einer Tiefengeothermieanlage Fernwärmeleitungen verlegt, ist für diese – je nach Länge und Umweltauswirkungen der Leitung – eine gesonderte Planfeststellung mit Umweltverträglichkeitsprüfung oder Plangenehmigung erforderlich.
Welche Anforderungen müssen vor der Errichtung einer Anlage der tiefen Geothermie erfüllt werden?
Für Maßnahmen, die mit einem Eingriff im die Oberfläche verbunden sind, hat der Unternehmer Betriebspläne zu erstellen, in denen die Arbeiten näher bezeichnet sind. Sie müssen von der Bergbehörde zugelassen werden. Im Zulassungsverfahren wird die Einhaltung der bergrechtlichen Anforderungen an Arbeits- und Umweltschutz geprüft. Solche Anforderungen ergeben sich zum Beispiel aus dem Bundesberggesetz (BBergG), der Allgemeinen Bundesbergverordnung (ABBergV) und der Tiefbohrverordnung des jeweiligen Bundeslandes (meist BVOT). Ferner sind weitere Anforderungen aus dem Bau- und Umweltrecht zu prüfen (z.B. Bau-, Immissionsschutz- Naturschutz- und Wasserrecht).
Erforderlich sind Betriebspläne für seismische Untersuchungen zur Aufsuchung, für die Herrichtung und den Betrieb des Bohrplatzes sowie die Tiefbohrungen zur Aufsuchung und Gewinnung. Notwendig ist ein üblicherweise für zwei Jahre zugelassener Hauptbetriebsplan, daneben können für längere Zeiträume Rahmenbetriebspläne oder für bestimmte Betriebsteile oder Teilvorhaben Sonderbetriebspläne verlangt werden.
Neben bergrechtlichen Betriebsplanzulassungen sind für alle wasserrechtlichen Benutzungen, wie Entnahme und Reinjektion von Thermalwasser, Einleitung von Niederschlagswasser, wasserrechtliche Erlaubnisse erforderlich. Auch dafür ist die Bergbehörde zuständig, sie entscheidet im Einvernehmen mit der Wasserbehörde.