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Wissenschaftliche Unterstützung zu Instrumenten- und Maßnahmen zur Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien für Klimaneutralität bis 2045

Das Klimaschutzgesetz sieht eine Treibhausgasneutralität in 2050 u.a. durch den Ausbau an Erneuerbaren Energien vor. In dem Vorhaben soll untersucht werden, wie der aus Klimaschutzsicht erforderliche EE-Ausbau erreicht und Potenziale gehoben werden können. Es wird davon ausgegangen, dass der weitere Leistungszubau maßgeblich im Bereich der Windenergie und Photovoltaik stattfindet. Dies bringt dauerhaft eine Vielzahl technischer, wirtschaftlicher und fachplanerischer sowie zum Teil rechtlicher Fragestellungen mit sich. Im Rahmen der fortzuführenden Diskussionen, Gesetzesnovellierungen und Planungs- und Abstimmungsprozesse besteht für BMU und UBA Bedarf an hochspezialisierter wissenschaftlicher Unterstützung zu Rechts-, Technik-, und Fachfragen. Im Zuge dieser Beratung sollen auch konkrete Vorschläge für modifizierte Instrumente und neue oder flankierende Maßnahmen erarbeitet werden, um die Voraussetzungen für einen aus Klimaschutzsicht robusten und stetigen Ausbau der erneuerbaren Energien zu gewährleisten. Demgegenüber stellen sich im Bereich der Bioenergie vermehrt Fragen, wie eine klimagerechte Nutzung des nur begrenzten nachhaltigen Biomassepotenzials insbesondere im EEG-Kontext ausgestaltet werden kann. Auch hierzu besteht Bedarf für hochspezialisierte wissenschaftliche Unterstützung zu Rechts-, Technik-, und Fachfragen. Inhaltlich werden voraussichtlich folgende Aspekte im Fokus stehen: 1. finanzielle Bürger- oder Gemeindebeteiligung bei Windenergie und insbesondere bei Photovoltaik angesichts zunehmender Anlagengrößen, 2. Anforderungen und Auswirkungen 'besonderer Solaranlagen' (Agrar-PV, schwimmende PV, Parkplatz-PV) im Rahmen der Innovationsausschreibungen, 3. Ausbaupfade , Ziel- und Flächensteuerung, Monitoring, 4. Geschäftsmodelle ohne EEG-Förderung oder andere staatliche Finanzierung, 5. Planungs- und Genehmigungsrahmen für Windenergieanlagen und PV-Freiflächenanlagen, 6. Klimagerechtere Ausrichtung des EEG mit Blick auf die Bioenergie.

Stromnetzkosten der Energiewende fair verteilen

<p>Stromkunden in Regionen, die besonders stark zum Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland beitragen, sollen nicht gleichzeitig durch hohe Kosten für den Verteilnetzausbau belastet werden. Mit einer Festlegung der Bundesnetzagentur wird bereits ein teilweiser Ausgleich erreicht; eine Kurzstudie im Auftrag des UBA schlägt darüber hinaus bundeseinheitliche Netzentgelte vor.</p><p>Der Norden und Nordosten Deutschlands tragen durch die hohen Ausbaumengen insbesondere der Windenergie besonders dazu bei, dass Deutschland seinem Ziel näherkommt, die Stromerzeugung komplett auf erneuerbare Energien umzustellen. Deren Ausbau führt zu einem hohen Ausbaubedarf des Stromnetzes in diesen Regionen. Stromkund*innen in diesen Regionen müssen somit besonders hohe Netzentgelte zahlen. Mit einer Festlegung der Bundesnetzagentur vom August 2024 wird ab dem Jahr 2025 ein teilweiser Ausgleich erreicht.</p><p>Welche Entlastung bringt die Festlegung der Bundesnetzagentur vom August 2024?</p><p>Der Haushaltsstrompreis besteht zu etwa <a href="https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK08/BK8_06_Netzentgelte/BK8_NetzE.html">einem Drittel aus Netzentgelten</a>. Diese untergliedern sich weiter in Übertragungsnetzentgelte (vier Übertragungsnetzbetreiber, Kostenanteil ca. 30 %) und Verteilnetzentgelte (866 Verteilnetzbetreiber, Kostenanteil ca. 70 %). Während der Anteil der Übertragungsnetzentgelte seit 2023 bereits bundesweit einheitlich ist, führt die hohe Spannweite bei den Verteilnetzentgelten dort bislang tendenziell zu hohen Strombezugskosten, wo die Verteilnetzkosten, mitverursacht durch den Ausbau erneuerbarer Energien, hoch sind.</p><p>Die <a href="https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK08/BK8_06_Netzentgelte/69_Para29_Kostenw_EE/BK8_29Abs.1_EnWG.html">Festlegung der Bundesnetzagentur</a> ermöglicht einen teilweisen Ausgleich überdurchschnittlich hoher Netzkosten in einigen Verteilnetzgebieten. Diese Kosten werden in Form einer Umlage auf alle Stromkunden gewälzt. Für das erste Anwendungsjahr 2025 <a href="https://www.netztransparenz.de/xspproxy/api/staticfiles/ntp-relaunch/dokumente/erneuerbare%20energien%20und%20umlagen/sonstige-umlagen/-19-stromnev-umlage/datenbasis%20zum%20aufschlag%20f%C3%BCr%20besondere%20netznutzung%202025.pdf.pdf">prognostizieren die Netzbetreiber</a> einen Wälzungsbetrag von 2,4&nbsp;Milliarden Euro. Für Haushaltskund*innen (<a href="https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Aktuelles/VerteilungNetzkosten/start.html">außerhalb der entlasteten Verteilnetzgebiete</a>) resultiert daraus eine Kostensteigerung um ca. 1,2 Cent pro Kilowattstunde (kWh), was bei einem Durchschnittsverbrauch von 3.500&nbsp;kWh rund 42 Euro/Jahr entspricht. Umgekehrt beträgt die Entlastung bei gleichem Jahresverbrauch in den entlasteten Verteilnetzgebieten circa 200 Euro/Jahr.</p><p>Welche zusätzlichen Reformoptionen empfiehlt die Kurzstudie im Auftrag des ⁠<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/u?tag=UBA#alphabar">UBA</a>⁠?</p><p>Die Festlegung der Bundesnetzagentur trägt zu einer sachgerechten Verteilung der Stromnetzkosten bei; eine umfassendere Netzentgeltreform sollte sich jedoch anschließen. Für eine solche Reform haben das Öko-Institut und die Stiftung Umweltenergierecht im Auftrag des UBA verschiedene Optionen zur Weiterentwicklung der Netzentgeltstruktur hinsichtlich ihrer Eignung und rechtlichen Umsetzbarkeit bewertet.</p><p>Im Ergebnis der <a href="https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/verteilung-der-netzkosten-der-energiewende">Kurzstudie</a> steht die Empfehlung des Öko-Instituts, bundeseinheitliche Netzentgelte anzustreben. Diese beheben regionale Netzentgeltunterschiede und können dadurch die politische Diskussion um die ungerechte Lastenverteilung der Netzkosten entschärfen. Bestehende Gegenargumente werden analysiert und größtenteils entkräftet. Die Stiftung Umweltenergierecht erörtert darauf aufbauen, dass bundeseinheitliche Netzentgelte auch rechtlich umsetzbar sind. Angesichts der bereits einheitlichen Übertragungsnetzentgelte wäre die Übertragung auf die Verteilnetze ein nächster logischer Schritt. Besonders Verbraucher*innen in ländlichen Regionen mit hohen Netzentgelten, die einen großen Beitrag zur Energiewende leisten, würden dadurch entlastet.</p><p>Darüber hinaus skizziert die Kurzstudie einen eigenen Reformvorschlag transformationsgekoppelter Netzentgelte. Dabei würden die Verteilnetzentgelte an den Beitrag von Regionen beziehungsweise von Verteilnetzgebieten zur Energiewende gekoppelt. Verteilnetzentgelte würden dort geringer ausfallen, wo mehr erneuerbare Energien ausgebaut werden. Regionen mit einem geringen Ausbau würden hingegen die netzbezogenen Kosten der Energiewende durch höhere Netzentgelte finanzieren.</p><p>Dieser Ansatz ginge sowohl über die abfedernde Wirkung (aktuelle Festlegung der Bundesnetzagentur) als auch über eine bundeseinheitliche Angleichung der Netzentgelte hinaus. Angesichts des Ziels einer treibhausgasneutralen Stromversorgung könnte er als gerechtere Lastenteilung empfunden werden: In Regionen, die durch hohen Ausbau der erneuerbaren Energien (EE) einen besonders hohen Beitrag leisten, sind die Netzentgelte und Strompreise für Verbraucher*innen besonders niedrig. Regionen mit wenig EE-Ausbau profitieren dennoch von dessen strompreissenkenden Effekten, tragen aber anteilig höhere Kosten für den Netzausbau.</p><p>Die Forschenden stellen allerdings fest, dass die Umsetzung dieses Modells komplex und rechtlich schwer umsetzbar ist. Hintergrund ist vor allem die adäquate Ableitung beziehungsweise die Grundlage für den Transformationsbeitrag eines Netzgebietes. Die kostensenkende Wirkung einer zusätzlichen EE-Anlage bliebe für die Stromkund*innen unklar; zudem gibt es für eine finanzielle Beteiligung von Bürger*innen auch Instrumente außerhalb der Netzentgelte. Der Ansatz transformationsgekoppelter Netzentgelte trägt gleichwohl dazu bei, die Diskussion zu konkretisieren und einer nachhaltigen und gerechten Lösung näherzukommen.</p>

Daten zur Sächsischen Photovoltaik-Freiflächenverordnung (PVFVO)

Geodaten und Kartendarstellung zur Ermittlung potentiellen Standorte für Photovoltaik-Freiflächenanlagen in benachteiligten Gebieten mit möglicher EEG-Förderung sind unverbindliche Hilfsmittel zur Planung. Eine ausführliche Beschreibung der frei verfügbaren Geodaten und Kartendarstellungen sowie wichtige Hinweise zur Verwendung finden Sie auf folgender Internetseite: https://lsnq.de/photovoltaik

Bedarfsgerechte Speicherung erneuerbarer (Wind-) Energien zur Erzeugung grünen Erdgases unter CO2-Bindung mittels biologischer Methanisierung, Teilvorhaben 1: Wissenschaftliche Begleitung bei der Umsetzung einer Pilotanlage

Bedarfsgerechte Speicherung erneuerbarer (Wind-) Energien zur Erzeugung grünen Erdgases unter CO2-Bindung mittels biologischer Methanisierung, Teilvorhaben 3: lanung und Inbetriebnahme einer Pilotanlage im GICON Rieselbettverfahren

Bedarfsgerechte Speicherung erneuerbarer (Wind-) Energien zur Erzeugung grünen Erdgases unter CO2-Bindung mittels biologischer Methanisierung, Teilvorhaben 2: Errichtung und Betrieb einer Pilotanlage im GICON®Rieselbettverfahren

Bedarfsgerechte Speicherung erneuerbarer (Wind-) Energien zur Erzeugung grünen Erdgases unter CO2-Bindung mittels biologischer Methanisierung, Teilvorhaben 4: Standortbezogene Koordination bei der Umsetzung einer Pilotanlage

Modellierung virtueller Offshore Windparks zum flexiblen Betrieb sowie zur Last- und Performanceoptimierung

Der Status quo in der Regelung von Windparks ist die Maximierung des Ertrags. Dies liegt einerseits an einer festen Einspeisevergütung nach EEG für Windparks in den ersten Betriebsjahren, zum anderen existieren keine zertifizierten Regler, die einen Betrieb bspw. in Abhängigkeit der ertragenen Lasten von Windenergieanlagen (WEA) zulassen. In diesem Projekt baut das IWES eine Echtzeitsimulation für Windparks auf, sodass die Windparkregelung effizient angepasst werden kann, dass ein Optimum aus Betriebslasten und Ertrag zu erzielt wird. Die Echtzeitsimulation erlaubt es hierbei, ohne Eingriff in einen realen Park, die Funktionsweise der Regelung zu testen und somit bspw. den Einfluss von 'Wake-Steering' oder Abregelung der Leistung einzelner WEA zu untersuchen. Hierbei wird durch die Echtzeitsimulation auch ein Abschätzen der bereits ertragenen Lasten eines Windparks ermöglicht. Dadurch kann der Betrieb der Turbinen so angepasst werden, dass stärker belastete WEA durch Lastreduzierung geschont und schwachbelastete WEA durch eine erhöhte Ertragsvorgabe mehr belastet werden. Hierbei kann durch die Echtzeitsimulation vom IWES dynamisch auf sich ändernde Umgebungsbedingungen des Windparks reagiert und ein Windparkregler getestet werden. Somit wird durch den digitalen Windparkzwilling ein Optimum aus Lasten und Ertrag ermöglicht.

Modellierung virtueller Offshore Windparks zum flexiblen Betrieb sowie zur Last- und Performanceoptimierung, Teilvorhaben: Modellierung virtueller Offshore Windparks zur Betriebs-, Last und Performanceoptimierung

Der Status quo in der Regelung von Windparks ist die Maximierung des Ertrags. Dies liegt einerseits an einer festen Einspeisevergütung nach EEG für Windparks in den ersten Betriebsjahren, zum anderen existieren keine zertifizierten Regler, die einen Betrieb bspw. in Abhängigkeit der ertragenen Lasten von Windenergieanlagen (WEA) zulassen. In diesem Projekt baut das IWES eine Echtzeitsimulation für Windparks auf, sodass die Windparkregelung effizient angepasst werden kann, dass ein Optimum aus Betriebslasten und Ertrag zu erzielt wird. Die Echtzeitsimulation erlaubt es hierbei, ohne Eingriff in einen realen Park, die Funktionsweise der Regelung zu testen und somit bspw. den Einfluss von 'Wake-Steering' oder Abregelung der Leistung einzelner WEA zu untersuchen. Hierbei wird durch die Echtzeitsimulation auch ein Abschätzen der bereits ertragenen Lasten eines Windparks ermöglicht. Dadurch kann der Betrieb der Turbinen so angepasst werden, dass stärker belastete WEA durch Lastreduzierung geschont und schwachbelastete WEA durch eine erhöhte Ertragsvorgabe mehr belastet werden. Hierbei kann durch die Echtzeitsimulation vom IWES dynamisch auf sich ändernde Umgebungsbedingungen des Windparks reagiert und ein Windparkregler getestet werden. Somit wird durch den digitalen Windparkzwilling ein Optimum aus Lasten und Ertrag ermöglicht.

Modellierung virtueller Offshore Windparks zum flexiblen Betrieb sowie zur Last- und Performanceoptimierung, Teilvorhaben: Optimierung von flexiblen Windparkregelungsstrategien unter Berücksichtigung der Unsicherheiten

Aufgrund bestehender Regularien (fehlende Zertifizierung und feste Einspeisevergütungen) und technischer Limitierungen werden Windparks derzeit kollektiv mit dem Ziel geregelt, den Ertrag zu maximieren. Zukünftig ist eine stärkere Flexibilisierung der Regelung im Hinblick auf optimalen Betrieb und Netzstabilisierung notwendig, um den steigenden Anteil erneuerbarer Energieträger besser zu integrieren. Dies bedeutet neben einem hohen Ertrag eine Ausschöpfung der Lebensdauer der einzelnen Komponenten der Windenergieanlagen (WEA) sowie deren Regelung aufgrund der Anforderungen aus dem Netz. Dies kann beispielsweise durch die Steuerung der Nachläufe von WEA geschehen, bei der tiefer im Windpark stehende WEA eine höhere Stromproduktion erreichen. Die übergeordneten Ziele von FlexiWind bestehen aus der Erforschung des Potenzials und des Einflusses von flexiblen Regelungsstrategien an WEA bzw. Windparks. Im Teilvorhaben soll dazu die Strömungsmodellierung im Windpark für den Einsatz in aeroelastischen Simulationen weiterentwickelt werden. Dies soll zu einer erhöhten Genauigkeit und Recheneffizienz der Strömungssimulation führen, um möglichst viele Betriebsbedingungen im Windpark abzudecken. Mit recheneffizienten aeroelastischen Simulationen soll eine umfangreiche Datenbank erstellt werden, mit welcher Ersatzmodelle für die Strukturbelastung der Turbinen abgeleitet werden können. Flexible Regelungsstrategien für den Windpark werden im Teilvorhaben für aeroelastische Simulationen adaptiert und in einer Langzeitbetrachtung unter Berücksichtigung von Rahmenbedingungen (z.B. Strompreisinformationen) sowie Nutzung der Ersatzmodelle optimiert. Schlussendlich wird eine umfangreiche Analyse der Unsicherheiten (z.B. resultierend aus der Strömungsmodellierung, Abschätzung der Strukturlasten, Strompreis, Reglerverhalten) durchgeführt und Empfehlungen für die Implementierung von flexiblen Windparkregelungsstrategien abgeleitet.

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