Erneuerbare Energien by edelweiss uG

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ERNEUERBARE

ENERGIEN Photovoltaik Windkraft Biogas

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ERNEUERBARE

ENERGIEN

Inhalt

1. Erneuerbare Energien........................................ 4 1.1. Formen von erneuerbaren Energien................... 4 1.2. Bedeutung der erneuerbaren Energien............... 5 2. Erneuerbare Energien in Deutschland................ 8 2.1. EEG – Erneuerbare-Energien-Gesetz.................. 8 2.2. Förderprogramme in Deutschland...................... 9 3. Steuerliche Rahmenbedingungen.......................11 3.1. Der Investitionsabzugsbetrag (IAB)...................11 3.2. Steuerliche Förderung von Betriebsvermögen im Fall der Erbschaft oder Schenkung...............14 4. Photovoltaik.....................................................19 4.1. Funktionsweise................................................20 4.2. Projekt – Photovoltaik......................................35 4.3. Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage..................38 5. Wind................................................................45 5.1. Funktionsweise................................................46 5.2. Projekt – Windkraftanlagen..............................57 5.3. Wirtschaftlichkeit.............................................62 6. Biogas..............................................................67 6.1. Funktionsweise............................................... 68 6.2. Projekt – Biogasanlage.....................................74 6.3. Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage...............76

7. Erneuerbare Energien im Ausland....................85 7.1. Frankreich........................................................86 7.2. Vereinigtes Königreich von Großbrittanien...... 94 7.3. Spanien..........................................................102 7.4. Italien............................................................ 110 7.5. Ländervergleich.............................................. 118 8. Weitere Erneuerbare Energien........................120 8.1. Wasserkraft....................................................120 8.2. Solarthermie..................................................122 8.3. Geothermie.....................................................124 8.4. Biomasseheizwerk, ........................................124 Biomassekraftwerk und .................................124 Biomasseheizkraftwerk...................................124 8.5. Blockheizkraftwerk.........................................125 9. Dezentrale Energieversorgung.........................126 9.1. Herausforderungen der dezentralen Energieversorgung..........................................126 9.2. Individuelle, dezentrale Energieversorgung......127 9.3. Hauptproblem: der Energiespeicher................130 9.4. Ein regeneratives Kombikraftwerk..................132 Impressum.............................................................135

1. Erneuerbare Energien 1.1. Formen von erneuerbaren Energien 4]

Primärenergiequelle

Im Bereich der Erneuerbaren Energien gibt es mittlerweile viele Technologien, um ressourcenschonend auf dem Prinzip der Nachhaltigkeit, Energie zu erzeugen. Nutzbare Energiequellen sind derzeit das Sonnenlicht, die Windenergie, die Wasserkraft, die Biomasse und die Erdwärme. Energiequelle

Biomasse Windenergie

Wasser

Geothermie Gravitation

Kategoriecluster Regenerative Energieen Stat. Bundesamt 10.2010

Abb.:

QUELLE:

Technische Anlage

Biogasanlage Biomassekraftwerk Biomasseheizkraft Horizontale Windkraftanlagen Vertikale Windkraftanlagen Fliegende Kraftwerke Thermikturm Laufwasserkraftwerk Speicherwasserkraftwerk Pumpspeicherkraftwerk Kavernenkraftwerk Wellenkraftwerk Meeresströmungskraftwerk Schiffmühle Wasserwirbelkraftwerk Meereswärmekraftwerk Geothermiekraftwerk Gezeitenkraftwerk Wellenkraftwerk

primäre Energiequelle gesehen. Aufgrund der Vielzahl an Formen von Erneuerbaren Energien musste eine Auswahl getroffen werden, auf die in dieser Ausarbeitung näher eingegangen wird. Der Fokus wird dabei auf bereits etablierte Erzeugungsformen gelegt, die bereits einen ausreichenden technologischen Reifestatus erreicht haben. Einige der aufgelisteten Technologien befinden sind im Moment noch in der Entwicklungsphase und sind noch nicht marktreif. Aus diesem Grund werden diese Stromerzeugungsmethoden aus der näheren Betrachtung ausgeschlossen. Resultierend aus diesen Vorgaben wird der Schwerpunkt auf Photovoltaik, Biomasse und Windenergie gelegt. Bei Biomasse wird im Speziellen auf Biogasanlagen und bei Windkraftanlagen auf Horizontalläufer eingegangen.

Der Bereich Wasserkraft wird hier ausgeklammert, da in Deutschland das Nutzungspotential weitgehend ausgeschöpft Diese Primärenergieträger können als „re- ist. Zudem spielen aufgrund der sehr generativ“ bezeichnet werden, da sie für langlebigen Technik Neu- und Ersatzinmenschliche Zeitmaßstäbe unerschöpflich vestitionen nur eine untergeordnete Rolle. sind und deren Energiepotential immerIm allgemeinen Teil wird auf die politiwährend erhalten bleibt. Nukleare und schen, wirtschaftlichen und steuerlichen fossile Brennstoffe entstanden in einem Jahrmillionen andauernden Prozess. Diese Rahmenbedingungen in Deutschland und im Europäischen Ausland eingegangen. Energieträger werden in absehbarer Zeit Photovoltaik, Windkraftanlagen und Bioerschöpft sein, da sie durch die intensive Nutzung stetig weniger werden und nicht gasanlagen werden in einzelnen Kapiteln von technischer und wirtschaftlicher Seite schnell genug durch die Natur reprodunäher betrachtet. Auf sie entfallen die ziert werden können. meisten Investments im Bereich ErneuGroße Bedeutung kommt deshalb den erbarer Energien. Vollständigkeitshalber Erneuerbaren Energien zu, die auf drei werden weitere Erneuerbare Energien primären Energiequellen basieren – der vorgestellt und beschrieben. Sonneneinstrahlung, der Energie der Erde und der Gravitation. Als Vision wird zum Schluss das KonWind-, Wasserkraft und Biomasse basiezept der dezentralen Energieversorgung ren auf dem Faktor der Sonneneinstrahvorgestellt. lung. Somit werden sie nicht direkt als

1.2. Bedeutung der erneuerbaren Energien

Anteil der einzelnen Energieträger

in Prozent

Mineral-Öl Erdgas Steinkohle Braunkohle Kernenergie Erneuerbare Energien Sonstige

33 21 12 11 11 10 2

Abb.: Anteil der einzelnen Energieträger QUELLE: Stat. Bundesamt Stand 20.12.2010

Der Nettostromverbrauch gibt letztendlich an, wie viel Strom in Haushalten, Handel und Industrie verbraucht wurde. Der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch betrug im Jahr 2010 17 Prozent.

in Anlehnung an AGEB

in Promille zum Primärenergieverbrauch pro Jahr

28 29 31

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009* 2010*

38 44 53 62 79 81 88

Erneuerbare Abfälle Solarthermie

98 Photovoltaikanlagen

Ein Bereich des Primärenergieverbrauchs ist der Stromsektor. Für die Erzeugung von Strom benötigt man auf Grund von Wirkungsgradverlusten mehr Energie als am Ende beim Abnehmer ankommt. Um den Primärenergieeinsatz für Strom über den Bruttostromverbrauch zu errechnen, werden drei unterschiedliche Umrechnungsarten angewendet (Wirkungsgradmethode, Substitutionsmethode, Direkte Primärenergieäquvivalenzmethode), die im Einzelfall zu unterschiedlichen Ergebnissen kommen können.

Entwicklung erneuerbarer Energien

Wasserkraft Wärmepumpen Windkraft

Im Primärenergieverbrauch ist der gesamte Energieverbrauch an Strom, Wärme und Kraftstoffen, den Industrie, Haushalte und Verkehr im Jahr 2010 benötigt haben, enthalten. Dieser deckt sich zu mehr als 50 Prozent aus Mineralöl und Erdgas. Erneuerbare Energien trugen nur zu 9,4 Prozent zum Primärenergieverbrauch bei.

Zu dem gesamten Primärenergieverbrauch haben die Erneuerbaren Energien ca. 10 Prozent beigesteuert. Genauer tragen die erneuerbaren Energien 364,44 TWh (31,36 Mio. t RÖE) zur Energiebilanz 2010 bei. Gegenüber dem Vorjahr ist das eine Steigerung von 6,8 Prozent.

Biomasse

Die Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) schätzt den Primärenergieverbrauch, der sich aus Strom, Wärme und Kraftstoffe zusammensetzt, Ende 2010 in Deutschland auf 3.892 Terrawattstunden (1 TWh = 1012 Wh) beziehungsweise 334,74 Millionen Tonnen Rohöleinheiten (Mio. t RÖE). Gegenüber dem Vorjahr bedeutet dies eine Steigerung von über vier Prozent. In Summe sind es 152,5 TWh oder ca. 13,3 Mio. t RÖE mehr als im Jahr zuvor. Der Energieverbrauch vor der Krise 2008 ist jedoch noch nicht erreicht.

Abb.: Beitrag erneuerbarer Energiequellen zum Primärenergieverbrauch 2000–2010 QUELLE: Berechnungen von EEFA nach AGEE-Stat, siehe auch BMHi-Energiedaten, Tabelle 20 * vorläufig, z. T. geschätzt

1. Erneuerbare Energien 1.2. Bedeutung der erneuerbaren Energien 6]

Die wichtigsten Quellen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien stellen Windkraft (36 Prozent), Biomasse (33 Prozent), Wasserkraft (19 Prozent) und Photovoltaik (zwölf Prozent) dar. Der Beitrag von Geothermie zur Stromerzeugung ist im Moment noch minimal, soll jedoch in den nächsten Jahren durch spezielle Förderungen ausgebaut werden. Bei der Bewertung des Anteils der Erneuerbaren Energien muss immer darauf geachtet werden, welche Verbrauchsbasis (z.B. Primärenergieverbrauch, Bruttostromverbrauch) zugrunde liegt. Der Anteil kann dadurch stark variieren und zu Verzerrungen in der Wahrnehmung und Beurteilung führen.

20-20-20 Bis zum Jahre 2020 20 % erneuerbare Energien 20 % geringere Treibhausemissionen

Durch das im Jahre 2000 in Deutschland in Kraft getretene Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) wurden die Erschließung und der Ausbau dieser Energiequellen durch die Mindestvergütungssätze forciert. Die regernativen Energien hätten sich ohne die finanzielle Hilfe durch das EEG anfänglich nicht gegen die konventionelle Energieerzeugung durchsetzen können. Viele Erneuerbare Energien waren nicht konkurrenzfähig bzgl. der Stromgestehungskosten. Mittlerweile ist eine Tendenz von sinkenden Gestehungskosten zu erkennen. Windkraft ist an manchen Standorten gegenüber der konventionellen Stromerzeugung wettbewerbsfähig. Im Bereich der Photovoltaik besteht noch ein größerer Handlungsbedarf. Auf Grund verbesserter Module und sinkender Herstellungskosten ist auch in diesem Bereich ein Trend fallender Preise zu erkennen. Diese haben sich in den

letzten Jahren halbiert. Außerdem steht die Photovoltaik kurz vor der Netzparität, d.h. die Kosten einer mittels Photovoltaik erzeugten KWh Strom sind aus der Sicht des Endverbrauchers kleiner oder gleich einer kWh Strom, die von einem Energieversorger eingekauft wird. Allein die in den letzten Jahren aufgebaute Kapazität an Photovoltaikkraftwerken in Deutschland ermöglicht an sonnigen Sommerwochenenden eine Deckung des bundesweiten Strombedarfs bis zu 25%. Seit Inkrafttreten des EEG hat sich der Anteil der erneuerbaren Energien sukzessiv, von 6,4 Prozent in 2000 auf 17 Prozent in 2010 am gesamten Bruttostromverbrauch, erhöht. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien wird zudem durch die so genannten „20-20-20“-Ziele der Europäischen Kommission vorangetrieben. Zielsetzung ist bis zum Jahre 2020 den europaweiten Endenergieverbrauch zu 20 Prozent aus erneuerbaren Energien zu decken, die Treibhausgasemissionen um 20 Prozent zu reduzieren und die Energieeffizienz in Richtung 20 Prozent zu steigern (jeweils gemessen an 1990). Die Bundesregierung setzte sich das Ziel, bis 2020 35 Prozent des Bruttostromverbrauchs in Deutschland aus Erneuerbaren Energien zu decken. Die große Herausforderung beim Umstieg auf regenerative Energien liegt in der Markt- und Systemintegration. Langfristig müssen sich die alternativen Energiequellen auf den etablierten Märkten durchsetzen und Versorgungssicherheit bieten können. Ein wesentlicher und viel diskutierter Punkt in diesem Zusammenhang ist der Netzausbau, der durch das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) vorangetrieben wird. Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit und Umweltverträglichkeit müssen

letztendlich in Einklang gebracht werden. Zukünftig ist es unumgänglich, bei den Erneuerbaren Energien die Effekte der Kostendegression besser auszuschöpfen. So haben sich im Bereich der Windenergie in den letzten Jahrzehnten jeweils die spezifischen Kapitalkosten halbiert, trotzdem sind noch weitere Kostensenkungen notwendig. Diese Reduktionen könnten auf Lerneffekte, Technologiesprünge oder Masseneffekten basieren. In der konventionellen Energieproduktion gehen auf Grund des bereits weiten Technologiefortschrittes der Entwicklungszyklus und die Kostendegression langsamer vonstatten. Finanziell betrachtet werden diese Effizienzfortschritte im Anschluss häufig durch steigende Rohstoffpreise der fossilen Brennstoffe wieder aufgezehrt. Windkraftanlagen werden in Zukunft eine entscheidende Rolle im regenerativen Energiemix spielen. Von Vorteil sind die

bereits konkurrenzfähigen Erzeugungskosten. Durch die Abhängigkeit von den Windverhältnissen ist jedoch keine kontinuierliche Produktion möglich. Auch die Photovoltaik liefert nur tagsüber eine vorhersehbare Stromproduktion. Biogasanlagen können jedoch durch die weitgehend konstante Stromherstellung den Produktionsschwankungen der beiden anderen Technologien entgegenwirken. Außerdem können sie durch Gasvorräte bis zu einem gewissen Grad als Zwischenspeicher dienen.

Für Investoren ergeben sich durch die wachsende Bedeutung der Erneuerbaren Energien gute und zukunftssichere Investitionsmöglichkeiten.

2. Erneuerbare Energien in Deutschland 2.1. EEG – Erneuerbare-Energien-Gesetz 8]

Das Erneuerbare Energien Gesetz trat am 1. April 2000 in Kraft. Durch dieses Gesetz wurde in den ersten Jahren ein regelrechter Boom im Bereich der Erneuerbaren Energien ausgelöst; allen voran die Windenergie, aber auch Biomasse und Photovoltaik.

Wasserkraft (§ 23 EEG) Deponiegas (§ 24 EEG) Klärgas (§ 25 EEG) Grubengas (§ 26 EEG) Biomasse (§ 27 EEG) Geothermie (§ 28 EEG) Windenergie (§ 29 EEG) Windenergie Repowering (§ 30 EEG) Windenergie Offshore (§ 31 EEG) Solare Strahlungsenergie (§ 32 EEG) Solare Strahlungsenergie an oder auf Gebäuden (§ 33 EEG) Die Vergütung der unterschiedlichen Stromerzeugungsarten werden in den angegebenen Gesetzen geregelt.

Zweck dieses Gesetzes ist nach § 1 (1) EEG „insbesondere im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu fördern.“ Hintergrund ist das Ziel, bis zum Jahr 2020 mindestens einen Anteil von 35 Prozent Erneuerbarer Energien an der deutschen Bruttostromversorgung zu erreichen. Durch diesen Gesetzestext werden Netzbetreiber verpflichtet, Strom aus Erneuerbaren Energien anzuschließen, vorrangig abzunehmen, zu übertragen und zu verteilen. Außerdem muss eine

gesetzlich festgesetzte Vergütung pro kWh vom Netzbetreiber bezahlt werden. Diese Vergütungssätze werden aber letztendlich über die EEG-Umlage auf die Stromkunden umgelegt. Die Höhe der Vergütung bestimmt sich nach Leistung, Art und Standort der Anlage. Zu beachten ist, dass sich die Vergütungssätze durch die Degression verringern und oftmals durch Gesetzesänderung sprunghaft sinken bzw. steigen. Durch die Festschreibung der Vergütungssätze bei Inbetriebnahme auf 20 Jahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres, zeigen Änderungen der Sätze nach Inbetriebnahme einer Erneuerbaren Energieanlage keine Auswirkung auf die laufende Vergütung und damit auf eine einmal getätigte Investition. Die Vergütungssätze werden in den einzelnen Bereichen nach Leistungsklassen gestaffelt und auf Basis unterschiedlicher Kriterien gewährt. In den Anlagen des EEG finden sich weitere Bonusprogramme, die die Vergütung einzelner Erneuerbarer Energien bei Erfüllung spezieller Auflagen nochmals erhöhen. Gefördert werden dabei neue Technologien, bestimmte nachwachsende Rohstoffe, Kraft-Wärme-Kopplung bei Kraftwerken und Wärmenutzung bei Geothermie. Für 2012 plant die Regierung das EEG zu modifizieren. Zum jetzigen Zeitpunkt liegt eine konsolidierte (unverbindliche) Fassung des Gesetzestextes vor, die ab 1. Januar 2012 gelten soll. Hier werden die Ziele bzgl. der Erneuerbaren Energien konkretisiert. Bis spätestens 2020 sollen erneuerbare Energien 35 Prozent, bis 2030 50 Prozent, bis 2040 65 Prozent und bis spätestens 2050 80 Prozent zur Stromversorgung beitragen und in die Elektrizitätsversorgung integriert sein. Das Ziel von 35 Prozent am Stromverbrauch der regenerativen Energien in 2020 entspricht

einem Anteil von 18 Prozent am Bruttoendenergieverbrauch. Im neuen EEG ist eine stärkere Bindung der Netzbetreiber an die Abnahme von Strom aus Erneuerbaren Energien vorgesehen. Der Fokus des neuen EEG soll auf dem Ausbau der Biomasse, der Geothermie und Windenergie-Offshore-Anlagen liegen. Weitere Veränderungen sind unter anderem im Bonussystem vorgesehen.

35%

EEG

Deutschland ist ergeizig. Der Plan: bis 2020 35 Prozent Energie aus erneuerbaren Ressourcen.

Jahresziele

2.2. Förderprogramme in Deutschland Neben der Vergütung durch das EEG gibt es verschiedene Förderprogramme. Vorwiegend werden zinsgünstige Kredite oder Zuschüsse über diese Förderprogramme ermöglicht. Die hier aufgelisteten Förderprogramme erheben keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Die im Folgenden kurz beschriebenen Förderkredite können bei der KfW-Bankengruppe – Kreditanstalt für Wiederaufbau unter www.kfw.de – im Bereich der Erneuerbaren Energien der Inlandsförderprogramme gefunden werden.

Das EEG bietet hohe Planungssicherheit bzgl. der Vergütungssätze für Investitionen im Bereich der erneuerbaren Energien. Der Ertrag ist nicht mehr von einer unterschiedlichen Vergütung pro KWh abhängig, sondern wird durch natürliche, wetterbedingte Faktoren beeinflusst. Diese standortbezogenen Unsicherheitsfaktoren können aber durch Ertragsgutachten minimiert werden.

Anteil erneuerbar/konventionell

2020 2030 2040 2050

Für Kommunen steht das Programm „Kommunal investieren“ der KfW offen. Hier werden Investitionen in die kommunale Infrastruktur, wie Energieeinsparung und Umstellung auf umweltfreundliche Energieträger, unterstützt.

Das ERP – Umwelt- und Effizienzprogramm der KfW bietet im Programmteil A die Fördermöglichkeit biogas- oder erdgasbetriebene Fahrzeuge anzuschaffen und hierfür spezielle Betankungsanlagen mit staatlichen Kreditmitteln zu bauen.

35 50 65 80 Die Entwicklung der nächsten jahrzehnte

10]

Weitere Fördermöglichkeiten der KfWBankengruppe sind im Programm „Erneuerbare Energien“ zu finden. Dieses besteht aus dem Programmteil A-Standard und dem Programmteil B-Premium. Anlagen, die den Anforderungen des EEGs (Photovoltaik, Biogas, Wasserkraft, Windkraft) entsprechen, können durch den Programmteil A-Standard finanziert werden. Außerdem werden Biogasleitungen in Verbindung mit Biogas- oder Biogasaufbereitungsanlagen und die Erzeugung von Strom und Wärme durch Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) unterstützt. Im Programmteil A gibt es mittlerweile eine eigenständige Kreditbereitstellung für Photovoltaik. Der Programmteil B-Premium umfasst die Bereiche Wärmeerzeugung und Tiefengeothermie. Um den Ausbau von Offshore Windparks zu forcieren, hat die KfW das OffshoreWindenergie Programm aufgelegt. Hier werden Offshore-Projekte in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone oder der Zwölf-Seemeilen-Zone der Nord- und Ostsee gefördert. Neben der KfW bietet die landwirtschaftliche Rentenbank mit dem Programm „Energie vom Land“ kleinen und mittleren Unternehmen der Energieproduktion bei Investitionen in Erneuerbare Energien zinsgünstige Kredite an. Finanziert werden beispielsweise Biogasanlagen, Biomasseheizkraftwerke, Anlagen zur Erzeugung biogener Kraftstoffe, sowie Photovoltaik-, Wind-, und Wasserkraftanlagen von Unternehmen der Agrar- und Ernährungswirtschaft inklusive Landwirten. Voraussetzung ist die Einspeisung in das öffentliche Netz. Die einzelnen Bundesländer ermöglichen die günstige Finanzierung von Erneuerbaren Energien über ihre Förderbanken. Durch die Europäische Union stehen den einzelnen Investoren weitere Förderoptionen offen.

3. Steuerliche Rahmenbedingungen

Stromeinnahmen stellen für die Betreiber von Kraftwerken aus Erneuerbaren Energien Einkünfte aus Gewerbebetrieb dar. Sie sind unbeschränkt umsatzsteuerpflichtig.

[11

Neben der üblichen Ertragsbesteuerung (Einkommenssteuer, Körperschaftssteuer) unterliegen die Gewinne ebenfalls der – bedingt durch den Hebesatz der jeweiligen Gemeinde – regional unterschiedlich hohen Gewerbesteuer (§15,1 EStG). Bei Einzelunternehmen und Personengesellschaften gilt ein Freibetrag in Höhe von 24.500,- €. Weiterhin greift die Gewerbesteuer auf Grund von Anfangsverlusten oft erst in viel späteren Jahren. Besonders interessant sind für viele Betreiber die Regelungen des § 7g EStG sowie die Regelungen zum Erbschafts- und Schenkungssteuerrecht, die wir Ihnen exemplarisch am Beispiel einer Photovoltaikanlage vorstellen möchten. Durch das Unternehmenssteuerreformgesetz 2008 wurde der Bereich der Sonder- und Ansparabschreibungen (§ 7g EStG) grundsätzlich neu geregelt. Neu eingeführt wurde der sog. Investitionsabzugsbetrag. Daneben gewährt der neue § 7g EStG weiterhin die Möglichkeit von Sonderabschreibungen. Ihre erstmalige Anwendung fanden diese Normen im Jahr 2008. Durch das Erbschaftsteuerreformgesetz 2009 wurden §§ 13a, 13b ErbStG neu geregelt. Im Fall, dass beispielsweise ein Einzelunternehmer sein inländisches Betriebsvermögen im Rahmen einer Schenkung oder Erbschaft überträgt, kann es gem. §§ 13a, 13b ErbStG bei der Erb- und Schenkungsteuer begünstigt sein.

3.1.

Der Investitionsabzugsbetrag (IAB)

Der IAB kann von kleinen und mittleren Betrieben für die künftige Anschaffung eines abnutzbaren beweglichen Wirtschaftsguts des Anlagevermögens genutzt werden. Dadurch kann Abschreibungspotenzial zeitlich vorverlagert und so die steuerliche Belastung auftretender Gewinnschwankungen ausgeglichen werden. Im Falle einer sofortigen Anschaffung des betreffenden Wirtschaftsguts kann der IAB nicht in Anspruch genommen werden. Jedes Unternehmen kann danach einen IAB bis zu einer Höhe von 40 % der voraussichtlichen Anschaffungskosten dieses Wirtschaftsguts, höchstens aber einen Betrag von 200.000 € gewinnmindernd abziehen, soweit die folgenden Voraus-

setzungen zum Schluss des Wirtschaftsjahres, in dem der Abzug vorgenommen wird, erfüllt sind: Gewerbebetriebe, die ihren Gewinn durch Betriebsvermögensvergleich (§ 5 Abs. 1, § 4 Abs. 1 EStG) ermitteln, dürfen ein Betriebsvermögen von 235.000 € nicht überschreiten. Für Anschaffungen im Zeitraum zwischen dem 31.12.2008 und vor dem 01.01.2011 darf das Betriebsvermögen nicht größer als 335.000 € sein.

40%

Oder: Gewerbebetriebe und Selbständige, die ihren Gewinn durch Einnahmen-Über-

der voraussichtlichen Anschaffungskosten können gewinnmindert angesetzt werden (bis max. 200.000 €).

3. Steuerliche Rahmenbedingungen 3.1. 12]

Der Investitionsabzugsbetrag (IAB)

schussrechnung nach § 4 Abs. 3 EStG ermitteln, dürfen eine Gewinngrenze von 100.000 € nicht überschreiten. Für Anschaffungen, die in den Wirtschaftsjahren vom 01.01.2009 bis zum 31.12.2010 erfolgt sind, gilt die erhöhte Gewinngrenze von 200.000 €.

in Anspruch genommen werden, wenn die Investitionsentscheidungen hinsichtlich der wesentlichen Betriebsgrundlagen ausreichend konkretisiert sind. Ob darüber hinaus eine verbindliche Bestellung des Wirtschaftsgutes bis zum Ende des Jahres, in dem der Abzug vorgenommen wird, (also z.B. für 2011) erforderlich ist, ist Gegenstand eines derzeit beim BFH anhängiDas betreffende Wirtschaftsgut muss in gen Verfahrens (Az. BFH III R 37/11). Das den dem Wirtschaftsjahr des Abzugs fol- vorinstanzliche Urteil des FG Niedersachgenden drei Wirtschaftsjahren angeschafft sen vom 03.05.2011 (Az. 13 K 12121/10) und mindestens bis zum Ende des dem gegen das die Revision beim BFH einder Anschaffung des Wirtschaftgutes fol- gelegt wurde, hat entschieden, dass im genden Wirtschaftsjahres ausschließlich Fall einer noch nicht abgeschlossenen oder fast ausschließlich, d.h. zu mindesBetriebseröffnung der vom Finanzamt tens 90%, im Inland betrieblich genutzt geforderte Nachweis einer verbindlichen werden. Andernfalls erfolgt der rückwirBestellung von wesentlichen Betriebskende Wegfall des IAB. Der IAB kann für grundlagen für das Tatbestandsmerkmal die Anschaffung oder Herstellung von der Investitionsabsicht nicht erforderlich neuen oder gebrauchten abnutzbaren be- ist. Ausreichend ist nach Ansicht des FG weglichen Wirtschaftsgütern des Anlage- Niedersachsen, wenn die voraussichtliche vermögens geltend gemacht werden. Investition hinreichend konkretisiert ist. Der Steuerpflichtige muss das begünstigte Wirtschaftsgut seiner Funktion nach benennen und die Höhe der voraussichtlichen Anschaffungskosten angeben. Es genügt grundsätzlich die Angabe eines Stichworts, aus dem sich die Funktion ergibt z.B. „Photovoltaikanlage“. Auf ein bestimmtes Modell braucht sich der Steuerpflichtige nicht festzulegen. Sammelbezeichnungen wie „Maschinen“ oder „Fahrzeuge“ reichen jedoch nicht aus. Die Vorlage eines Investitionsplanes oder eine feste Bestellung ist grundsätzlich nicht erforderlich.

Ob zukünftig daher darauf zu achten ist, dass neben einer ausreichenden Konkretisierung des Wirtschaftsgutes auch eine verbindliche Bestellung der Solaranlage vorliegt (vgl. BMF-Schreiben v. 08.05.2009, Az. IV C 6 – S 2139b/07/10002, Tz. 29), hängt unter anderem von der ausstehenden Entscheidung des BFH ab.

Der IAB ist im Jahr der Anschaffung des Wirtschaftsgutes ertragswirksam aufzulöEtwas anderes gilt jedoch für die Jahre sen. Allerdings können die Anschaffungsvor Abschluss der Betriebseröffnung. Die kosten des Wirtschaftsgutes gleichzeitig Betriebseröffnung ist dabei erst abgeum 40 Prozent aufwandswirksam reduschlossen, wenn alle wesentlichen Grund- ziert werden, jedoch nur bis zur Höhe des lagen vorhanden sind. In diesem Fall aufgelösten IAB. kann ein Investitionsabzugsbetrag für die künftige Anschaffung oder Herstellung eines begünstigten Wirtschaftsgutes nur

Rückgängigmachung des Investitionsabzugsbetrages

Der IAB ist rückgängig zu machen, wenn das Wirtschaftsgut, für das der Abzug in Anspruch genommen wurde, tatsächlich nicht innerhalb des Investitionszeitraums angeschafft oder hergestellt wird. Wurde zwar investiert, aber ist die tatsächliche Investition nicht begünstigt im Sinne von § 7g EStG oder nicht funktionsgleich mit dem ursprünglich geplanten Wirtschaftsgut, ist der IAB ebenfalls rückgängig zu machen. Die Rückgängigmachung des Investitionsabzugsbetrages führt zu einer Änderung der Einkommensteuerfestsetzung des Abzugsjahres und zu einem verzinsenden Unterschiedsbetrag. Da immer das Jahr der Bildung des Abzugsbetrages berichtigt wird und eine Vollverzinsung erfolgt, kann sich in diesen Fällen der steuerliche Vorteil in einen Nachteil verkehren.

können, wenn der Betrieb nach den in § 7g Abs. 6 Nr. 1 EStG genannten Größenmerkmalen zu den „kleinen oder mittleren Betrieben“ i.S.v. § 7g Abs. 1 S. 2 Nr. 1 EStG gehört. Insofern wird auf die bereits oben dargestellten Größenmerkmale abgestellt. Sollte für das Wirtschaftsgut bereits ein IAB geltend gemacht worden sein, sind die verminderten Anschaffungskosten zur Bemessung der Sonderabschreibung maßgebend.

[13

20% § 7g EStG, Sonderabschreibung

Lineare Abschreibung

Darüber hinaus kann der Steuerpflichtige bei abnutzbaren beweglichen Wirtschaftsgütern des Anlagevermögens neben den Sonderabschreibungen auch die lineare Abschreibung in Anspruch nehmen. Eine Inanspruchnahme der degressiven Afa scheidet für Wirtschaftsgüter, die nach dem 31.12.2010 angeschafft wurden, aus. Sollten Wirtschaftsgüter nach dem 31.12.2008 Sonderabschreibung und vor dem 31.12.2010 angeschafft worden sein, darf im Fall der degressiven Neben dem IAB kann wahlweise im Jahr Abschreibung der anzuwendende Prozentder Anschaffung und/oder in den folgen- satz höchstens das Zweifache des linearen den vier Wirtschaftsjahren eine Sonderab- Prozentsatzes, maximal 25% betragen. schreibung i.H.v. insgesamt 20 % der AK geltend gemacht werden. Im Gegensatz Restwertabschreibung zum IAB ist allerdings auf die betrieblichen Größenverhältnisse zum Schluss des Wirtschaftsjahres, das der Anschaffung Während des Begünstigungszeitraums der oder Herstellung des begünstigten WirtSonderabschreibungen (5 Jahre) kann neschaftsjahres vorangeht, abzustellen. Die ben den Sonderabschreibungen auch die Förderkriterien unterscheiden sich somit reguläre Absetzung für Abnutzung vorgevon denen des IAB, der auf die Größennommen werden. Sowohl für die Sonderverhältnisse am Schluss des Abzugsjahabschreibung als auch für die reguläre res abstellt. Beide Fördermaßnahmen sind folglich nicht zwingend gleichzeitig lineare AfA gelten regelmäßig nur noch die um den IAB verminderten Anschaferfüllt. Dabei sollen nur Betriebe, die Sonderabschreibung in Anspruch nehmen fungskosten als Bemessungsgrundlage.

3. Steuerliche Rahmenbedingungen 3.1. 14]

Der Investitionsabzugsbetrag (IAB)

Fazit

tragen werden. In diesem Zusammenhang sind jedoch die Verlustverrechnungsbeschränkungen der § 15a EStG und § 15b Durch Inanspruchnahme des IAB und der EStG zu beachten. Insgesamt ergibt sich Sonderabschreibungen können bereits im die Möglichkeit, durch die Inanspruchnahme des IAB und der SonderabschreiJahr vor sowie im Jahr der Anschaffung bungen die steuerliche Bemessungsgrunddes Wirtschaftsguts i.d.R. zusammengerechnet mehr als die Hälfte der Anschaf- lage auf verschiedene Jahre zu verteilen und damit Steuersatzvorteile und Zinsfungskosten gewinnmindernd in Abzug vorteile durch spätere Steuerzahlungen zu gebracht werden, soweit die maximalen Abschreibungssätze in diesem Zeitraum in erreichen. Anspruch genommen werden. Entsteht durch die Geltendmachung des IAB, durch die Minderung der Anschaffungskosten im Jahr der Anschaffung oder durch die Sonderabschreibung im entsprechenden Wirtschaftsjahr ein Verlust, so kann dieser grundsätzlich mit anderen positiven Einkünften verrechnet werden. Falls auch nach einer Verrechnung mit den übrigen Einkünften desselben Jahres noch ein negativer Betrag verbleibt, so geht dieser nicht verloren, sondern kann teilweise mit positiven Einkünften des Vorjahres verrechnet sowie zeitlich unbeschränkt in Folgejahre vorge-

3.2.

Dachintegrierte Photovoltaikanlagen Für dachintegrierte Photovoltaikanlagen wird der IAB nicht gewährt, weil sie einkommensteuerrechtlich nicht als Betriebsvorrichtungen und damit bewegliche Wirtschaftsgüter, sondern als unselbständiger Bestandteil des Gebäudes angesehen werden. Die Einordnung wird vor allem davon abhängig gemacht, ob die Anlage als auf das Dach aufgesetzte Anlage oder als in das Dach integrierte Anlage betrieben werden soll.

Steuerliche Förderung von Betriebsvermögen im Fall der Erbschaft oder Schenkung

§§ 13a, 13b ErbStG bezweckt die Übertragung von inländischem Betriebsvermögen im Wege einer Erbschaft oder Schenkung steuerlich zu begünstigen. Bei Photovoltaikanlangen in Deutschland liegt in der Regel ein so steuerlich begünstigtes inländisches Betriebsvermögen vor. Ausgenommen von der Steuerbegünstigung ist nur das Betriebsvermögen, welches zu mehr als 50 % aus Verwaltungsvermögen besteht. Der Begriff Verwaltungsvermögen zielt in diesem Zusammenhang auf Tätigkeiten ab, die keinen Gewerbebetrieb, sondern allein eine vermögensverwaltende

Einrichtung erfordern. Dies ist beispielsweise bei vermieteten Grundstücken der Fall und dürfte bei einer Photovoltaikanlage regelmäßig nicht zu beachten sein. Die steuerliche Vergünstigung von § 13a ErbStG wird als Verschonungsabschlag bezeichnet und erfasst 85% des vererbten oder verschenkten Betriebsvermögens, das vollständig von der Erb- und Schenkungssteuer freigestellt wird. So verbleiben noch 15 % des vererbten oder verschenkten Betriebsvermögens, das ebenfalls steuerlich begünstigt werden kann. Es wird ein sogenannter Abzugs-

3. Steuerliche Rahmenbedingungen 3.2.

Steuerliche Förderung von Betriebsvermögen im Fall der Erbschaft oder Schenkung

betrag in Höhe von 150.000 € von dem verbleibenden Wert des Betriebsvermögen abgezogen. Der Abzugsbetrag von 150.000 € ist kein fester Betrag, der grundsätzlich immer vom verbleibenden Wert des Betriebsvermögens abzuziehen ist. Wenn dieser Wert die Wertgrenze von 150.000 € übersteigt, verringert sich der Abzugsbetrag von 150.000 € um 50% des diese Wertgrenze übersteigenden Betrags. Der Abzugsbetrag kann jedoch innerhalb von zehn Jahren nur einmal für von derselben Person anfallende Erwerbe in Anspruch genommen werden. Damit § 13a ErbStG bei der Übertragung des Betriebsvermögens im Wege einer Erbschaft oder Schenkung zur Anwendung kommt, muss die Übertragung des Betriebsvermögens im Wesentlichen zwei Voraussetzungen erfüllen. Die Begünstigung wird nur gewährt, wenn der Erwerber auf Grund einer letztwilligen Verfügung des Erblassers oder rechtsgeschäftlichen Verfügung des Erblassers nicht verpflichtet ist, das Betriebsvermögen auf einen Dritten oder Miterben zu übertragen. Als zweite Voraussetzung muss der Erwerber den inländischen Betrieb mindestens 5 Jahre fortführen (Behaltensfrist). Sobald der Betrieb aufgegeben oder veräußert wird, kommt es rückwirkend zu einer Versagung der Begünstigung. Einer Veräußerung wird eine Entnahme des Vermögens aus einem Betrieb gleichgestellt, wenn diese bis zum Ende der fünfjährigen Behaltensfrist die Gewinne des Betriebs seit dem Erwerb um mehr als 150.000 € übersteigen. Im Übrigen ist davon auszugehen, dass der Betrieb nicht mehr als 20 Mitarbeiter beschäftigt und aus diesem Grund die sogenannte Lohnsummenklausel keine Anwendung findet.

Wenn der Anteil des Verwaltungsvermögens im vererbten oder verschenkten Betrieb nicht mehr als 10% beträgt und der Betrieb zumindest 7 Jahre fortgeführt wird, wird das Betriebsvermögen aufgrund einer unwiderruflichen Erklärung des Anlegers zu 100% von der Erb- und Schenkungsteuer freigestellt. In diesem Fall muss der Erbe oder Beschenkte auf das Betriebsvermögen keine Erb- oder Schenkungsteuer leisten. Dies gilt jedoch nur dann, wenn auch in diesem Fall die übrigen Voraussetzungen, die im vorherigen Absatz erläutert wurden, eingehalten werden.

Höhe der Erb- und Schenkungsteuer Im Fall, dass die Übertragung des Betriebsvermögens der Erb- oder Schenkungsteuer unterliegt, hängt die Höhe der Steuer von verschiedenen Faktoren ab. Grundsätzlich muss von dem Wert des übertragenen Betriebsvermögens zum Zeitpunkt der Entstehung der Steuer ausgegangen werden. Im Regelfall gehört das von § 7g EStG begünstigte Vermögen zum inländischen Betriebsvermögen und wird nach den Vorschriften des Bewertungsgesetzes für erb- und schenkungsteuerliche Zwecke mit dem gemeinen Wert bewertet. Dieser leitet sich vorrangig aus den Vergleichswerten aus Verkäufen unter fremden Dritten ab, die weniger als ein Jahr zurück liegen. Ansonsten kann hilfsweise auch auf die Ertragsaussichten abgestellt werden. Der Wert der Wirtschaftsgüter, der sich aus der Steuerbilanz ergibt, ist unbeachtlich. Die endgültige Höhe der Erbschaftsteuer ergibt sich aus den individuellen Verhältnissen des Erben oder Beschenkten und hängt unter anderem von dessen Steuerklasse im Erbrecht, seinen früheren Erwerben von dem Erblasser ab.

[15

3. Steuerliche Rahmenbedingungen

16]

3.2. Steuerliche Förderung von Betriebsvermögen im Fall der Erbschaft oder Schenkung Übertragung des Betriebsvermögens im taikanlage beabsichtigt. Der gewonnene Strom soll nicht selbst genutzt, sondern Wege einer gemischten Schenkung

in das allgemeine Stromnetz eingespeist werden.

Eine gemischte Schenkung liegt vor, wenn sich der Schenker und der Beschenkte z.B. bei der Übertragung des Betriebsvermögens einig sind, dass die Gegenleistung, die der Beschenkte erbringt, z.B. ein Entgelt in einer bestimmten Höhe, nicht dem Wert des Betriebsvermögens entspricht und das übertragene Betriebsvermögen einen wesentlich höheren Wert hat als die Gegenleistung des Beschenkten. Die Schenkung ist der Teil der Vermögensübertragung, der unentgeltlich übertragen wird, und unterliegt daher der Schenkungsteuer. Nach der aktuellen Ansicht der Länderfinanzministerien (z.B. Finanzministerium Baden Württemberg 20.05.2011) wird die Höhe der Schenkungsteuer nicht mehr durch Aufteilung der Schenkung in einen entgeltlichen und in einen unentgeltlichen Teil ermittelt. Nach der heute herrschenden Ansicht wird der Wert der Gegenleistung vom Gesamtwert der Schenkung abgezogen und allein die ermittelte Differenz kann der Schenkungsteuer unterliegen, soweit keine anderen Steuerbefreiungen wie z.B. § 13a ErbStG eingreifen. Daneben sind eventuelle Ertragssteuerfolgen aufgrund der gemischten Schenkung zu beachten.

Beispiele

Die nachfolgenden Beispiele sollen zum einen die Höhe der möglichen Abschreibungen bei § 7g EStG, sowie die Vorgehensweise bei der Steuerbefreiung gem. §§ 13a, 13b ErbStG erläutern. Dabei soll unterstellt werden, dass eine natürliche Person mit Betriebsmitteln (Betriebsvermögen) eine Investition in eine Photovol-

Fall 1: Kauf einer Photovoltaikanlage im Jahr 2011 zu Anschaffungskosten von 100.000 €. Im Jahr 2010 kann ein IAB i.H.v. 40% der Anschaffungskosten, d.h. 40.000 € gewinnmindernd abgezogen werden, so dass sich eine Gewinnreduzierung im Jahr 2010 von 40.000 € ergibt. Im Jahr der Anschaffung 2011 wird dieser IAB gewinnerhöhend aufgelöst, gleichzeitig werden die Anschaffungskosten der Anlage um 40.000 € reduziert. Insofern ergibt sich keine Gewinnauswirkung. Noch im selben Jahr kann eine Sonderabschreibung von höchstens 20% der verminderten Anschaffungskosten vorgenommen werden. Diese bezieht sich auf eine Bemessungsgrundlage in Höhe der ursprünglichen Anschaffungskosten abzüglich der Anschaffungskostenminderung, d.h. 100.000 € - 40.000 € = 60.000 €. Es kann also eine Sonderabschreibung über 12.000 € gewinnmindernd geltend gemacht werden. Hinzu kommt die laufende AfA. Eine Photovoltaikanlage wird über eine Nutzungsdauer von 20 Jahren abgeschrieben, sodass die jährliche lineare Abschreibungssumme 5% der verminderten Anschaffungskosten beträgt. Die degressive AfA ist für die nach dem 31.12.2010 angeschafften Wirtschaftsgüter nicht mehr möglich. Die Höhe der gesamten Abschreibungen des Jahres 2011 belaufen sich auf 15.000 €. Die Gesamtbegünstigung der Jahre 2010 und 2011 kumuliert sich somit auf 55.000 €.

VAZ

Fall 2: Wie Fall 1, jedoch beträgt der Preis der Photovoltaikanlage 600.000 €. Die Anschaffungskosten der Photovoltaikanlage belaufen sich auf 600.000 €. Der IAB im Jahr 2010 kann bis zur Höchstgrenze von 200.000 € abgezogen werden. Im Jahr 2011 wird der IAB aufgelöst, gleichzeitig die Anschaffungskosten der Anlage um 200.000 € auf noch 400.000 € gemindert. Die Sonderabschreibung kann i.H.v. 20% von 400.000 € = 80.000 € geltend gemacht werden. Hinzu kommt die laufende Abschreibung von 20.000 €, sodass sich für das Jahr 2010 eine Gewinnauswirkung von -200.000 € und für das Jahr 2011 eine Gewinnauswirkung von -100.000 € und ein Restbuchwert zum 31.12.2011 von 300.000 € ergibt.

2010 2011 ab 2012

IAB

40.000 €

Sonderabschreibung

12.000 €

Lineare Abschreibung

Summe

3.000 € 3.000 €

40.000 € 15.000 € 3.000 € Fall 1

VAZ

2010 2011 ab 2012

IAB

200.000 €

Sonderabschreibung

80.000 €

Lineare Abschreibung

Summe

20.000 € 20.000 €

200.000 € 100.000 € 20.000 € Fall 2

VAZ

2010 ab 2011

IAB

---

Sonderabschreibung

Lineare Abschreibung

Summe

60.000 €

2.500 € 12,5 %

62.500 € 12,5 % Fall 3

VAZ

2011 ab 2012

IAB

120.000 €

Sonderabschreibung

Lineare Abschreibung

Summe

36.000 €

2.500 € 9.000 €

157.500 € 9.000 € Fall 4

Fall 3: Kauf der Photovoltaikanlage noch in 2010 zu Anschaffungskosten von 300.000 €.

Fall 4: Kauf einer Photovoltaikanlage in 2011 bei abweichendem Wirtschaftsjahr.

Gründung einer OHG zum 01.10.2010. Festlegung auf ein abweichendes Wirtschaftsjahr In diesem Fall kann der IAB nicht in Anvom 01.11.2010 bis zum 31.10.2011 Die spruch genommen werden. Im Jahr 2010 kann eine Sonderabschreibung von 20% der Inanspruchnahme des IAB kann im abweichenden Wirtschaftsjahr (01.11.2010 bis ungeminderten Anschaffungskosten erfolgen. Die Sonderabschreibung beträgt mithin zum 31.10.2011) erfolgen. In 2011 erfolgt 60.000 €. Darüber hinaus kann die vorüber- die Umstellung des Wirtschaftsjahres auf den 31.12. Das führt in 2011 zu einem Rumpfgehend eingeführte degressive AfA nach § Wirtschaftsjahr vom 01.11.2011 bis zum 7 Abs. 2 EStG nur für den Veranlagungszeit31.12.2011, in dem der Kauf der Photovolraum 2009 und 2010 in Anspruch genomtaikanlage am 01.11.2011 zu Anschaffungsmen werden, wobei die degressive AfA auf kosten von 300.000 € vorgenommen wird das 2,5-fache der linearen AfA beschränkt und die Sonderabschreibung in Anspruch ist und max. 25% nicht übersteigen darf. genommen wird. Steuerlich sind die AufwenFolglich kann für Photovoltaikanlagen zusätzlich eine degressive AfA von 12,5% p.a. in dungen immer dem Veranlagungszeitraum Anspruch genommen werden, sofern es sich (VAZ) zuzurechnen, in dem das jeweilige um bewegliche Wirtschaftsgüter des Anlage- Wirtschaftsjahr endet. Das bedeutet, dass sowohl der IAB als auch die Sonderabschreivermögens handelt (keine dachintegrierten bung im VAZ 2011 wirksam wird. Zu beachPhotovoltaikanlagen). Die laufende Abten ist, dass ab 2011 die erhöhten Größenschreibung beträgt somit in 2010 (bei Kauf merkmale (Betriebsvermögen von maximal im Dezember 2010) 1/12*12,5%*240.000 = 2.500 €, sodass sich im Jahr der Anschaf- 335.000 € und Gewinn von maximal 200.000 €) nicht mehr gelten. Die Wahl eines vom fung eine Gewinnauswirkung von -62.500 Kalenderjahr abweichenden Wirtschaftsjah€ ergibt. Ab dem Jahr 2011 beträgt die AfA res ist nur für solche Gesellschaften möglich, 12,5% des Restbuchwerts.

[17

3. Steuerliche Rahmenbedingungen 3.2.

18]

Steuerliche Förderung von Betriebsvermögen im Fall der Erbschaft oder Schenkung

die im Handelsregister eingetragen sind und ihren Gewinn im Rahmen eines Betriebsvermögenvergleiches nach § 5 EStG ermitteln. Zusätzlich ist gegenüber der Finanzverwaltung ein glaubhafter Nachweis zu erbringen, dass für die Bildung eines vom Kalenderjahr abweichenden Wirtschaftsjahres bzw. Umstellung des Wirtschaftsjahres auf das Kalenderjahr außersteuerliche Gründe maßgeblich waren. Bei Betriebseröffnung kann jedoch ein abweichendes Wirtschaftsjahr auch ohne Zustimmung des Finanzamts gewählt werden. Bei steuerlicher Anerkennung ergeben sich die Auswirkungen wie in der Tabelle auf der vorherige Seite beschrieben.

Fall 5: Unentgeltliche Übertragung einer Photovoltaikanlage. Ein Vater überträgt eine Photovoltaikanlage mit einem unterstellten steuerlichen Wert von 2.000.000 € im Rahmen einer Erbschaft auf seinen Sohn. Das Betriebsvermögen hat annahmegemäß kein Verwaltungsvermögen, so dass nach der unwiderruflichen Erklärung des Erwerbers eine steuerliche Begünstigung von 100% erfolgen kann, wenn die oben erläuterten Voraussetzungen eingehalten werden. Mit einer entsprechenden unwiderruflichen Erklärung des Erwerbers gestaltet sich die steuerliche Begünstigung wie folgt:

Betriebsvermögen 2.000.000 € Versorgungsabschlag 100% von 2.000.000 € - 2.000.000 € Steuerpflichtiges Betriebsvermögen

0€

Die tatsächliche Belastung des Betriebsvermögens mit der Erbschaftsteuer hängt von den persönlichen Verhältnissen des Erben ab. Im Beispielsfall erbt der Sohn die Photovoltaikanlage. Ihm steht als Erbe der Steuerklasse I einen Freibetrag in Höhe von 400.000 € zur Verfügung. Sollte die Photovoltaikanlage der einzige Wert sein, der im Rahmen der Erbfolge auf ihn übergeht, wird der Freibetrag in Höhe von 400.000 € nicht aufgebraucht und es fällt keine Erbschaftsteuer an. Der steuerliche Wert des Betriebsvermögens wird für die Erb- und Schenkungsteuer grundsätzlich durch das vereinfachte Ertragswertverfahren ermittelt. Das Fremdkapital, das für den Erwerb der Photovoltaikanlage aufgenommen wurde, kann sich beim erzielten Jahresertrag der Anlage dabei positiv wie negativ auswirken. Eine genaue Feststellung ist von den jeweiligen Umständen des Einzelfalls abhängig.

Ohne eine entsprechende unwiderrufliche Erklärung des Erwerbers gestaltet sich die steuerliche Begünstigung wie folgt:

Betriebsvermögen Verschonungsabschlag 85% von 2.000.000 € Verbleibendes Betriebsvermögen Abzugsbetrag

Unterschiedsbetrag 50% des Unterschiedsbetrags Verbleibender Abzugsbetrag Steuerpflichtiges Betriebsvermögen

2.000.000 € 1.700.000 € 300.000 € 150.000 € 150.000 € 75.000 € 75.000 € 225.000 €

4. Photovoltaik

[19

4. Photovoltaik 4.1. 20]

Funktionsweise

Vom Silizium zum Modul

tallbahnen nur sehr dünn ausgeführt, um möglichst viel Licht auf das Halbleitermaterial durchzulassen. Auf der Rückseite Die Abbildung zeigt den Entstehungspro- des Halbleitermaterials ist die Leiterplatte zess eines Photovoltaikmoduls auf der Ba- großflächig aufgedampft. sis von Silizium. Zu Beginn wird das reine Die Zellen besitzen eine LeerlaufspanSilizium geschmolzen. Aus der Schmelze nung, einen Kurzschlussstrom und einen wird, durch langsames Herausziehen eines Maximum Power Point. Aus diesen lässt Impf-Kristals, ein Ingot gewonnen. Dieser sich ein Füllfaktor berechnen. ca. 25 cm breite und bis zu 2 m lange Ingot wird danach in dünne Waferplatten Die Leerlaufspannung U0 ist die Spannung, die an den Kontakten gemessen geschnitten. Im nächsten Schritt werden werden kann, wenn kein Strom durch das diese Wafer dotiert. Darunter versteht Modul fließt. Sie ist die maximal erreichte man das Einbringen von Fremdatomen Spannung der einzelnen Zelle und liegt in die Waferplatte. Es entsteht ein Halbetwa bei 0,6 V. Die Höhe der Spannung leiter – die Solarzelle. Eine Solarzelle ist auf der Vorderseite negativ, d.h. mit freien ist abhängig vom Halbleitermaterial. Die Leerlaufspannung der einzelnen Zelle ist Elektronen versehen. Die Rückseite der Zelle ist positiv, d.h. hier besteht Elektro- für den Ertrag der gesamten Anlage nicht wesentlich entscheidend, da viele Zellen nenmangel. zum Modul zusammengeschaltet werden. Mit Metallkontakten versehen, werden die einzelnen Zellen in einer Reihenschaltung Der Kurzschlussstrom ISC (engl. short circuit) kann gemessen werden, wenn die zu einem String zusammengeschlossen. beiden Kontakte der Zelle kurzgeschlosAm Schluss werden meist zwei einzelne sen (d.h. ohne Verbrauchswiderstand Strings wetterfest zu einem Modul vergebrückt) werden. ISC ist der maximale kapselt. Strom, der von der Zelle geliefert werden kann. Wenn er über längere Zeit über die Zelle fließt, wird diese jedoch zerstört. Funktionsprinzip einer Ein typischer Wert sind ca. drei bis vier Photovoltaik Zelle (PV-Zelle) Ampere. Für den Auslegungsbetrieb der Anlage Photovoltaik bezeichnet die direkte Umwerden größtenteils die MPP-Werte zur wandlung von Licht in elektrische Energie. Berechnung herangezogen. Der MPP- Die Höhe der Spannung liegt, je nach Tracker des Wechselrichtereinganges ist Halbleitermaterial und Dotierungselemen- dafür zuständig, die Zellen (und somit Moten, zwischen 0,5 bis 0,7 Volt (V). Über dule) immer in diesem Punkt zu betreiben. einen externen Verbraucher kann diese Über den Füllfaktor (FF) kann die QualiPotentialdifferenz (Spannungsdifferenz) tät einer Solarzelle beschrieben werden. abgegriffen und genutzt werden. Dadurch Geometrisch gesehen ist der Füllfaktor entsteht ein Stromfluss und elektrische die Fläche, die das Rechteck UMPP mit IMPP Energie wird „erzeugt“. aufspannt, dividiert durch die Fläche des Um die generierte Spannung auf den Rechtecks das U0 und ISC bilden. Der Wert Zellen abzugreifen sind Metallkontakte ist stets kleiner als 1. Je höher der Füllnötig. Auf der Vorderseite sind die Mefaktor ist, desto qualitativ hochwertiger

➋ ➌

Die Vorderseite der Zelle ist die negativ dotierte Schicht. Diese ist so dünn, das die einfallenden Lichtteilchen (Photonen ➊) durch sie hindurch ➋ auf das positive Gebiet fallen ➌. Dort gibt das Photon seine Energie an ein

➏

➍

Elektron (e-) ➍ ab, das durch die zusätzliche Energie angeregt und frei beweglich wird ➎. Da im Halbleitermaterial ein elektrisches Feld herrscht, entsteht eine Spannungsdifferenz zwischen der Vorder- und Rückseite (positive Schicht) der Zelle und das Elektron wandert zum Stromabnehmer ➏.

➎

Funktionsdarstellung des Stromflusses

Aus verschiedenen Gründen ist die Leistung einer Zelle und somit eines PV-Moduls von der Temperatur abhängig. Die maximale Ausgangsspannung einer Zelle (und somit auch eines Modules) wird immer bei 10°C angegeben, da im Betrieb selten niedrigere Modultemperaturen auftreten. Prinzipiell gilt: Je höher die Temperatur, desto leistungsschwächer die Zellen. In der Abbildung ist zwar deutlich zu sehen, dass der Strom ISC des Modules mit höherer Temperatur steigt, jedoch fällt die Spannung VOC ( U0) so stark ab, dass die Leistung Pm des gesamten Moduls drastisch sinkt. Bei der Installation ist auf eine gute Hinterlüftung der Module zu achten um eine möglichst gute Kühlung zu erreichen. Am besten ist eine Aufständerung im Freien. Bei Dachmontagen ist ein ausreichend großer Abstand zum Dach einzuhalten. Besonders bei Indachmontagen spielt das Hitzeproblem eine erhebliche Rolle.

Strom I in A

ISC

I = f{U} IMPP PMPP

2 1

P=U*I UMPP

0 0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

Spannung U in V Oben ist die Kennlinie einer PV-Zelle dargestellt. Sie beginnt mit U0 bei 0,6 Volt (V). Die Spannung der Zelle verringert sich mit zunehmendem Strom, bis die Spannung 0 V beträgt. An diesem Punkt liegt dann ISC. Wird die Zellspannung mit dem Zellstrom multipliziert ergibt sich die Leistung (P=U*I). Die Leistungskennlinie beginnt im Ursprung des Grafen. Es ist eindeutig das Maximum PMPP bei UMPP zu erkennen. Dies ist der Maximum Power Point MPP.

140 ISC, VOC, Pm (%)

ist die Zelle. Bei kristallinen Zellen werden Werte zwischen 0,75 und 0,85 und bei amorphen 0,5 bis 0,7 erreicht. Je niedriger der Füllfaktor desto niedriger auch der Wirkungsgrad der Zelle (ηZ). Die Kenndaten einer PV-Zelle und eines PV-Modules werden bei Standard Test Conditions (STC) bestimmt. Diese Richtlinie legt fest, unter welchen Bedingungen die Module getestet werden müssen. Strom, Spannung und Leistung gelten demnach nur bei einer senkrechten Einstrahlung von 1000 W/m² auf das Modul. In der Norm IEC 60904-3 ist das Spektrum des Lichts bei einem Air Mass von 1,5 definiert. Die Zelltemperatur muss bei 25 ± 2°C liegen.

[21

Leistung P in W

➊

120 ISC

100

VOC

60 40 20 0

-50 -25

Zellen-Temperatur

100

4. Photovoltaik 4.1. 22]

Funktionsweise

Sonneneinstrahlung

Als Maß für Einfallswinkel und Lichtspektrum auf die horizontale Ebene wird das Air Mass (AM) definiert. Eine senkrechte Einstrahlung entspricht AM=1, je flacher die Einstrahlung, desto höher ist AM. In den Standard Test Conditions ist immer ein AM von 1,5 gegeben, was unter realen Bedingungen einen Einfallswinkel von 41,8° auf die Module ergibt.

Wirkungsgrad

Entscheidend für den Ertrag des PV-Moduls sind die passenden Einstrahlbedingungen.

0,8 0,6 0,4 0,2 0

Ein weiterer Aspekt bei der Sonneneinstrahlung ist die Wellenlänge des Lichtes. Je nach verwendeter Technologie und Datum 1.4 und 12.9 AirMass 1,5 Winkel 41,8°

AirMass 1 Winkel 90°

Datum 21.6 AirMass 1,15 Winkel 60,8°

Datum 2.3 und 12.10 AirMass 2 Winkel 30° Datum AirMass Winkel Datum AirMass Winkel

Das AirMass von Berlin zu den unterschiedlichen Jahreszeiten

Sichtbares Licht Infrarot-Bereich

300 400 500 600 700 800 900 1000 Wellenlänge in nm Abb.: Abhängigkeit des Wirkungsgrades einer Solarzelle von Wellenlänge des Lichtes und der verwendeten Halbleitertechnologie. QUELLE: www.iset.uni-kassel.de

Die Einstrahlungsstärke, die vom geographischen Ort abhängig ist, wird in kWh/m2 angegeben. Die genauen Daten müssen für jedes Projekt an Hand der Geokoordinaten bestimmt werden.

Weiterhin ist für die Standortbewertung und Auslegung sowie für die Wirtschaft30.1 und 3.11 lichkeitsbetrachtung einer PV-Anlage eine 3 möglichst genaue Ertragsabschätzung von 19,5° wesentlicher Bedeutung. Hier werden neben der Globalstrahlung als Eingangsgrö22.12 ße direkte Verschattung, Reihenabstände, 4 14,1° Verschmutzung, Rückstrahleffekte u. ä. untersucht und mittels einer Simulation in Form von Ertragsgutachten dokumentiert.

Halbleitermaterial werden die unterschiedlichen Farbbereiche besser oder schlechter in elektrische Energie umgewandelt. Die Einstrahlung wird bei einem Air Mass von 1,5 gemessen. Je größer die gemeinsame Fläche von Einstrahlung und Halbleiterfläche ist, desto besser der Wirkungsgrad der Photovoltaikzelle.

Folgende Effekte sind von wesentlicher Bedeutung: Direkte Verschattung durch Bäume, Blitzableiter, Kamine oder die Aufständerung in der Freifläche. Besonders bei der Aufständerung muss auf die Verschattung geachtet werden. Hier wird der sogenannte Flächennutzungsgrad f zur Abstandsoptimierung der

Abb.: Einstrahlungsstärken und spezifische Erträge QUELLE: Europäische Kommision, European Communities,

für Europa 2006

einzelnen Modulreihen zur Hilfe genommen. Er ist durch f = l/d definiert. Die Photovoltaikmodule sind um den Neigungswinkel E zur Horizontalen aufgeständert. Die Sonnenstrahlen treffen im Winkel A auf die Erdoberfläche auf.

Höhe

Län

(l)

Auständerung

E Distanz (d)

Abb.: Berechnung des Flächennutzungsplanes E = Winkel des Solarmodules | A = Einstrahlwinkel der Sonne | A2 = minimaler Einstrahlwinkel der Sonne beim Jahrestiefstand QUELLE: Volker Quaschning / Hanser Verlag „Regenerative Energiesysteme“

Der Flächennutzungsgrad sollte, z.B. bei der Wahl von E = 30°, im Bereich von 0,3 bis 0,4 liegen. Wenn f ≥ 0,4 gewählt wird, folgt daraus eine hohe Flächenausnutzung. D.h. es werden viele Module nahe aneinander auf einer Fläche verbaut. Dadurch steigt die installierte Leistung auf der Fläche. Im Gegenzug steigen aber auch die Verschattungsverluste. Bei f ≤ 0,3 vergrößert sich der Abstand der einzelnen Reihen. Für die gleiche installierte Leistung stellt sich jedoch ein höherer Flächenverbrauch ein. Da die Photovoltaikmodule weiter auseinander stehen, sinken im Gegenzug die Verschattungsverluste. Bei der Wahl des idealen Flächennutzungsgrades sowie dem Neigungswinkel E unterscheiden sich die einzelnen Projektierer für Photovoltaikanlagen. Die

450

600

800

750

1000

900

1200

1050

1400

1200

1600

1350

1800

1500

2000

1650

2000

Globale Einstrahlung (kWh/m2)

Spezifischer Ertrag (kWh/kWp)

[23

4. Photovoltaik 4.1. 24]

Funktionsweise

Modulaufständerungen werden meist so gewählt, dass maximal die Hälfte einer Aufständerung durch die Vorderreihe verschattet wird. Zur Berechnung gilt der niedrigste Einstrahlwinkel A2, der in dem Breitengrad des Standortes einmal im Jahr erreicht wird. Somit wird der Bereich zwischen Punkt P1 und P2 auf den Modulen nie durch die Vorderreihe verschattet. Durch spezielle Module und deren Verschaltung lassen sich die Verluste durch Verschattung noch weiter minimieren.

chen Bau- und Wartungskosten rechtfertigt, ist umstritten und sollte im Einzelfall unter Berücksichtigung der Standortbedingungen entschieden werden. In Deutschland gilt eine Nachführung als nicht wirtschaftlich. Aus diesem Grund werden Anlagen in Deutschland so weit möglich nach Süden hin ausgerichtet. Ein Neigungswinkel zwischen 25° und 32° zur horizontalen Ebene hat sich als sinnvoll herausgestellt, da hier der Ertrag und Flächennutzungsgrad im Optimum sind.

PV-Module sind nicht nur bei direkter Sonneneinstrahlung, sondern auch Eine weitere Verschattungsart ist die bei diffuser Einstrahlung effizient (in Verschmutzung. Ab ca. 20° NeigungsDeutschland ca. 60% des Jahres). Von difwinkel (E) stellt sich jedoch ein Selbstreifuser Einstrahlung wird gesprochen, wenn nigungseffekt ein. Problematisch ist die Wolken die Sonne verdecken. Hier ist die Verschmutzung durch Abgase, landwirtrichtige Wahl der Halbleitertechnologie schaftliche Stäube oder ammoniakhaltientscheidend. Dünnschichtzellen (z.B. ge Abgase von Tierställen, da sie einen Cadmiumtellurid CdTe) sind bei diffuser klebrigen Schmutzfilm auf den Modulen Strahlung ertragreicher als Dickschichtbilden können. Eine regelmäßige Überwazellen, besitzen jedoch im Allgemeinen eichung des Verschmutzungsgrades ist hier nen niedrigeren (Flächen-)Wirkungsgrad. empfehlenswert. Zeigt sich nach stärkeren Regenfällen eine bleibende ModulverAls Maß für die „Trübheit“ der Atmosphäschmutzung, sollten die Module profesre wird der Clearness Index kT definiert. sionell gereinigt werden. Im Extremfall, Je nebliger die Umgebung, desto kleiner so wie z.B. nach der Abregnung von ist kT (nahezu 0). Bei bester Direkt- und sandhaltigen Wolken in Südspanien, kann Diffuseinstrahlung können manchmal die Verschmutzung den Ertrag der AnWerte über 1 erreicht werden, da z.B. kleilage stärker reduzieren als eine teilweise ne Wolken direktes Sonnenlicht auf die Direktverschattung. PV-Module reflektieren. Somit ist ein hoher Clearness Index in der AnlagenumgeUm maximale Stromausbeute zu erreibung wünschenswert. Er lässt sich jedoch chen, sollte die Sonne genau senkrecht zu nur durch die Standortwahl beeinflussen. der Moduloberfläche stehen. Dies kann Eine hohe Abgaskonzentration in der Luft durch die Verwendung von nachgeführten hat z.B. eine vermindernde Wirkung auf Systemen erreicht werden. Unterschieden den Clearness Index. wird zwischen ein-achsiger (Ost-West ODER horizontaler Einfallswinkel) und Der Albedo-Wert gibt den Rückstrahlwert zwei-achsiger (Ost-West UND horizontaler der PV-Oberflächen an. Je weniger Licht Einfallswinkel) Nachführung. Die Nachdie PV-Module zurückreflektieren, desto führung der Module bietet zwar höheren mehr Lichtenergie kann in elektrische Ertrag (ein-achsig bis zu 20 Prozent und Energie umgewandelt werden. Der Albezwei-achsig bis zu 30 Prozent, je nach do-Wert ist in erster Linie vom verwenStandort), ob dieser jedoch die zusätzlideten Glas bzw. Beschichtungsmaterial

abhängig. Bei PV-Anlagen hat sich ein Rückstrahlwert von etwa 20 Prozent im Jahresmittel als gute Näherung bewährt. Zum Vergleich: Bei trockenem Asphalt wird beispielsweise 15 Prozent und bei Neuschnee 85 Prozent der einfallenden Strahlung reflektiert.

Leistung des gesamten PV-Generators.

[25

Der Ertrag einer PV-Anlage ist die elektrisch eingespeiste Energie und wird in kWh oder MWh angegeben.

Der spezifische Jahresertrag ist der Quotient aus der jährlich eingespeisten Energie und der PV-Peak-Leistung (PVNennleistung). Dieser Wert entspricht Typen und Kenndaten von PV-Anlagen den Volllaststunden (VLS), die bei konventionellen Kraftwerken üblicherweise angegeben werden. Typische Werte für Das EEG unterscheidet zwischen Freifläden spezifischen Jahresertrag können chenanlagen, Dachanlagen und Fassaden- aus der vorherigen Karte „Photovoltaic anlagen. Weiter kann in netzgekoppelte Solar Electricity Potential in European Anlagen (Einspeisung in das Stromnetz) Countries“ entnommen werden. Bei diesen und Inselanlagen unterschieden werden. Werten wird eine Performance Ratio von 75 Prozent angenommen. Freiflächenanlagen speisen bedingt durch die große installierte Leistung meist in das Mittelspannungsnetz ein. Im Mittelspannungsnetz liegt die Spannung zwischen 20.000 und 50.000 Volt. Zuständig für dieses Netz ist der Verteilungsnetzbetreiber (VNB) der jeweiligen Region.

78 – 86%

Inselanlagen sorgen für eine autarke Energieversorgung und benötigen daher eine Speichereinheit, meist einen Akkumulator. Dieser ermöglicht die Nutzung von elektrischer Energie auch zu sonnenarmen oder Nachzeiten.

Der theoretische Ertrag ist definiert als die solare Einstrahlung auf die geneigten Modulflächen multipliziert mit dem Wirkungsgrad des Moduls (ηM). Die Performance Ratio (PR) ist ein Gütefaktor für PV-Generatoren. Sie beschreibt das Die installiere Leistung des PV-Generators Verhältnis der jährlich eingespeisten Enerhängt im Wesentlichen von der Anzahl gie zum theoretischen Ertrag. Somit gibt der PV-Module ab. Sie wird, je nach die Performance Ratio die Verluste bezügGröße der Photovoltaikanlage, in Wp, lich Verschmutzung, Strahlungsreflektion, kWp oder MWp angegeben, wobei „p“ Temperaturabhängigkeit, Leitungen und die Abkürzung für „peak“ ist. Die PeakWechselrichter an. Die Performance Ratio Leistung gibt die maximale Leistung einer kann als Wirkungsgrad der Anlage geseAnlage wieder und wird nur im Idealfall hen werden. Typische Werte neuer Anlaunter besten Einstahlungsbedingungen gen liegen zwischen 78 und 86 Prozent. erreicht. Module gibt es, je nach Hersteller und Modultyp, von 50 Wp bis 300 Wp. Die Anzahl der Module multipliziert mit der Modul-Peak-Leistung ergibt die Peak-

ist der Wirkungsgrad moderner Solaranlagen. Kernkraftwerke müssen mit 31 % und Kohlekraftwerke mit 38 % vorlieb nehmen

4. Photovoltaik 4.1. 26]

Funktionsweise

Bestandteile einer PV-Anlage

lern sind die Toleranzen des IMPP sehr gering, weshalb sich der Sortieraufwand nicht lohnt. Viele Hersteller sortieren ihre Eine PV Anlage besteht im Wesentlichen Lieferung auch bereits nach den IMPP. In Simulationsprogrammen für PV-Anlagen aus den Modulen, dem Wechselrichter und dem Untergestell. Für die Einspeisung wird meist ein Korrekturfaktor im Bereich von ein bis zwei Prozent für Mismatchin öffentliche Netz sind zusätzlich die Übergabestation mit Schaltanlage, Trans- verluste angenommen. formator sowie Meß- und Regeltechnik Das zweite wichtige Element ist der erforderlich. Wechselrichter, der aus der gewonnenen Die einzelnen PV-Module werden in Reihe Gleichspannung der einzelnen Strings Wechselspannung erzeugt. Nach Anpas(den so genannten Strings) zusammensung des Stroms mittels eines Transforgeschaltet. Bei der Reihenschaltung der Module erhöht sich die Spannung je nach mators an die Netzspannung kann der Strom ins öffentliche Netz eingespeist Modultyp um ca. 20 Volt. Es werden so werden. viele PV-Module in Reihe geschaltet, bis die Spannung mehrere 100 Volt erreicht. Entscheidend hierfür ist die Eingangsspannung des Wechselrichters. Es sollten Photovoltaik-Modul: Werden einzelne Photovoltaikzellen in Reihe zusammennur Module in einem String verbunden werden, die die gleiche Ausgangssituation geschaltet, wird von einem Photovoltaik(Ausrichtung, Neigung, Verschattung) ha- Modul gesprochen. Üblicherweise werden ben. Ansonsten ist mit unterschiedlichen hierzu 36 Zellen, die in zwei Strängen Beleuchtungsstärken der einzelnen Modu- zu je 18 Zellen zusammengelegt werden, miteinander verschaltet. Bei gleicher le zu rechnen, die eine Verschlechterung Einstrahlung und gleicher Temperatur der Stringleistung nach sich zieht. können PV-Zellen gleichen Typs unterEbenfalls sollte beachtet werden, dass es schiedliche MPP-Werte aufweisen. Die bei der Reihenschaltung von Modulen Ursache dafür sind Fertigungstoleranzen zu Mismatchverlusten kommen kann. bei der Herstellung. Werden mehrere Darunter versteht man, dass Module mit Zellen unterschiedlicher MPP-Ströme (bei unterschiedlichen Werten für den Strom Reihenschaltung) und MPP-Spannungen im Maximum Power Point (IMPP) in (bei Parallelschaltung) kombiniert, kommt einem String verschaltet sind. Das Modul es zu Mismatchingverlusten. mit dem geringsten Strom bildet dann Je nach Halbleitermaterial besteht das ein „Hindernis“ (vergleichbar einem Fuß auf einem Gartenschlauch) und verringert Modul aus verschiedenen Komponenten. Fast alle Module besitzen eine Glasplatte so die Gesamtleistung des Strings. Um zum Schutz vor der Witterung. Die Glasdies zu verhindern, können die Module vor der Montage nach dem IMPP, der im platten werden speziell für PV-Module entwickelt und gefertigt. Sie müssen Flasherprotokoll angegeben ist, sortiert werden. Das Flasherpotokoll wird bei der weitgehend hagelsicher und stabil sein. Herstellung für jedes PV-Modul individu- Um reflektionsarm und sehr gut lichtell erstellt und vom Hersteller mitgeliefert. durchlässig zu sein, besitzt das Glas nur etwa ein Achtel des Eisengehalts wie ein Hieraus werden die tatsächlichen Nenndaten ersichtlich. Bei guten Modulherstel- Fensterglas.

Spotmarktpreis

Das Halbleitermaterial ist die elementare Komponente. Hier gibt es wohl die größten Unterscheidungsmöglichkeiten. Differenziert wird zwischen Dickschicht- und Dünnschichtzellen. Dickschichtmodule bestehen meist aus monokristallinem Silizium (c-Si) oder polykrisallinem Silizium (poly-Si). Dünnschichtmodule können aus amorphem Silizium (a-Si), Cadmiumtellurid (CdTe), Kupfer-Indium-Diselenid (CIS) oder ähnlichen Materialien bestehen. Der Preis, Flächenbedarf und Wirkungsgrad variiert je nach Modulart sehr stark. 2 1,5 1 0,5

Dünnschichtmodule

Dickschichtmodule

polykristallines Silizium poly-Si monokristallines Silizium c-Si Cadmiumtellurid CdTe amorphes Silizium a-Si

08.2010

02.2011

08.2011

Wenn Bypassdioden nicht eingebaut wären, würden die Zellen durch die Aufheizung zerstört werden und dadurch das Solarzellenmaterial

Zellwirkungs- grad ηZ

Modulwirkungsgrad ηM

Hochleistungszellen Monokristallines Silizium (c-Si) Polykristallines Silizium (poly-Si) amorphes Silizium (a-Si) CIS, CIGS Cadmium-Tellurid (CdTe)

19,5 % 18,0 % 16,0 % 7,5 % 14,0 % 11,0 %

17,0 % 14,2 % 14,0 % 7,0 % 10,0 % 9,0 %

Abb.: Vergleich der Preise von Dickschicht- und Dünnschichtmodulen in € pro Watt Spotmarktpreis. QUELLE: Preisindex für August 2011: Photon. Profi

Tabelle.:

Bei der Wirkungsgradangabe gilt zu beachten, dass unterschiedliche Wirkungsgrade zur Zelle (ηZ) und zum Modul (ηM) angegeben werden. Das Modul hat stets einen schlechteren Wirkungsgrad als die einzelne Zelle, da Anschlussverluste und Diodenverluste einberechnet werden müssen. Zudem unterscheidet sich der Wirkungsgrad von Modulhersteller zu Modulhersteller. Durch rasche Weiterentwicklungen verbesserten sich die Wirkungsgrade kontinuierlich.

ganze Modul und der String dauerhaft geschwächt werden. Diese Gebiete werden „Hot Spots“ genannt.

Spotmarktpreise Stand 08.2011

polykristallines Silizium poly-Si

1,05 €/W

monokristallines Silizium c-Si

1,06 €/W

Cadmiumtellurid CdTe amorphes Silizium a-Si

Vergleich Wirkungsgrade zwischen den Zellen und dem Modul

Als Trägermaterial wird heute Kunststoff oder Glas benutzt. Zusammen mit dem Rahmen bestimmt es hauptsächlich das Gewicht des Moduls. Rahmenlose Module werden ebenfalls zum Kauf angeboten. Sie haben den Vorteil, dass sich in den Kanten keine Verunreinigungen ansammeln können. Außerdem gibt es keinen überstehenden Rahmen, der das Modul eventuell verschatten könnte.

benötigte Fläche für 1kWp

Wirkungsgrad des Moduls (Herstellerabhängig)

14 – 17 %

7 – 9m

7,5 – 10 m

13 – 15 %

14 – 20 m

0,95 €/W

1,04 €/W

Abb.: Preis-, Flächen und Wirkungsgradvergleich QUELLE: Preisindex für August 2011: Photon. Profi | Flächenbedarf:

[27

Auf der Rückseite der Module befindet sich meist die Anschlussdose mit den Bypassdioden. Die Bypassdioden sorgen dafür, dass bei einer Teilverschattung des Modules nicht die komplette Modulleistung ausfällt oder sogar zerstört wird. Verschattete Photovoltaikzellen gelten als Verbraucher. Der Stromfluss durch eine abgedunkelte Zelle heizt diese auf, da die (vom Licht) angeregten Elektronen im Halbleitermaterial nicht vorhanden sind.

9 – 16 m

www.dgs-berlin.de | Wirkungsgrad: www.solarserver.de

4 – 7% 6 – 11 %

4. Photovoltaik 4.1.

Funktionsweise

28]

Leistungsgarantien und GarantieansprüAuswahlkriterien bei PV-Modulen: Die wesentlichen Kriterien, auf die bei der che sichern die Leistung der Module ab. Modulauswahl geachtet werden sollte, Von vielen Herstellern wird eine Leistung sind: von 90 Prozent für die ersten zehn Jahre und 80 Prozent für 25 Jahre garantiert. Gewicht Dies bedeutet, dass zehn Jahre nach AusRecycling lieferungstermin (nicht Installationstermin) an den Kunden das Modul noch 90 Leistungsgarantie Prozent der Leistung liefern muss. Diese Herstellergarantie Leistung wir bei Standard Test Conditions gemessen und mit der Mindestleistung Energie-Payback-Zeit aus den Datenblättern verglichen.

Gesetzliche Zertifizierungen

Das Gewicht beeinflusst hauptsächlich das Handling sowie die Unterkonstruktion, die einen wesentlichen Bestandteil der Investitionskosten darstellt. Eines der größten Problematiken von PV-Anlagen ist das Recycling der Module. First Solar war lange Zeit der Vorreiter mit seinem Recyclingprogramm für CTSModule. Auf den Betreiber entfallen durch dieses Programm keine weiteren Kosten; selbst die Abholung der Module übernimmt der Hersteller.

Aus der Leistungsgarantie kann die Degradation der Module, die in erster Linie vom Halbleitermaterial abhängig ist, ausgewertet werden. Die Degradation bezeichnet den alterungsbedingten Rückgang des Wirkungsgrades von PV-Modulen. Sie liegt aber im Normalfall unter der Leistungsgarantie des Herstellers. Bei Amorphen Modulen ist die Degradation in den ersten Betriebsjahren sehr hoch. Aus diesem Grund werden in den Datenblättern oft Nennleistungen nach dem zweiten Jahr angegeben.

Garantieansprüche für Material- und Mittlerweile bieten mehrere Modulherstel- Verarbeitungsdefekte werden bei einem Großteil der Hersteller für fünf Jahler Recycling-Programme an. Ebenfalls re gegeben. Einige Produzenten geben bildet sich bei Siliziummodulen langsam mittlerweile zehn Jahre auf ihre Produkte. ein Recyclingmarkt durch Drittanbieter. Hierbei unterscheiden sich meist billige Da die Richtlinie 2002/95/EG des EuroNo-Name-Module von bekannten Herstelpäischen Parlaments und des Rates vom lern, die bereits einen guten Ruf auf dem 27.01.2003 zur Beschränkung der VerwenMarkt genießen. dung bestimmter gefährlicher Stoffe, wie Da die Module das Herzstück einer PVz. B. Schwermetallen in Haushalts- und Elektronikgeräten, kurz RoHS, für die Her- Anlage sind, sollte beim Hersteller, der für stellung von Modulen nicht gilt, haben die mindestens 25 Jahre wichtigster Haftungspartner ist, entsprechende Vorsorge für Produzenten mehr Freiraum bei der Herstellung der Halbleiter für ihre Module. So mögliche Inanspruchnahmen, z. B. durch die Bildung von Sondervermögen oder können z. B. Cadmium oder Arsenverbindungen verwendet werden. Gerade bei die- Rückversicherungspolicen, getroffen sein. sen Modultypen sollte die gesetzeskonforBei Qualitätsmodulen namhafter Herstelme Entsorgung der Module nach Ende der ler geht man unter deutschen KlimabedinLebensdauer bereits vor Kauf geklärt sein. gungen von einer Lebensdauer zwischen

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30 und 40 Jahren aus. Die Zahlen sind abhängig davon, wie viel Leistungsverluste der Module akzeptabel sind. Da die Branche noch relativ jung ist, liegen jedoch noch keine Erfahrungswerte über die endgültige Lebensdauer vor.

Dünnschichtmodule

Dickschichtmodule

Durch den Energieaufwand bei der Produktion von Photovoltaikkomponenten und deren Installation, ist auch Strom aus PV-Generatoren per Definition nicht CO2 frei. Die Emissionen hängen im Wesentlichen von der Menge des Energieeinsatzes für die Herstellung ab und wie diese Energie bereits mit CO2 „belastet“ war. Energieaufwand in kWh/kWp

polykristallines Silizium poly-Si

7.580 – 8.500

monokristallines Silizium c-Si Cadmiumtellurid CdTe amorphes Silizium a-Si

10.420 – 13.280 5.250 – 6.360 6.790 – 8.940

Abb.: Preis-, Flächen und Wirkungsgradvergleich QUELLE: www.volker-quaschning.de

Dünnschichtmodule besitzen eine dünnere Halbleiterschicht, somit verbrauchen sie auch weniger Halbleitermaterial bei der Herstellung. Ein geringerer Halbleitermaterialeinsatz hat auch einen geringeren Energieaufwand für die Produktion zur Folge. Die Energie-Payback-Zeit gibt an, nach wie vielen Betriebsjahren die Anlage die zur Produktion benötigte Energie wieder abgegeben hat. Der Erntefaktor zeigt auf, wie oft die Anlage in ihrer Lebenszeit den kumulierten Energieaufwand wieder abgibt.

Gesetzliche Zertifizierungen: Die CEKennzeichnung ist eine Voraussetzung für Verkauf und Inbetriebnahme der einzelnen Komponenten und somit ein weiteres Auswahlkriterium. Sie wird von der Europäischen Gemeinschaft gefordert.

Die IEC 61646 für Dünnschichtmodule und IEC 616215 für poly- und monokristalline Module sind die gängigsten Zertifikate. Sie besagen, dass auf der Grundlage möglicher Alterungseinflüsse die verschiedenen (künstlichen) Beanspruchungen der Module getestet wurden. Folgende Beanspruchungsgruppen werden unterschieden: Sonnenlicht inkl. UV

Klima (Kälte, Wärme, Feuchte, Klimawechsel)

Dieses Zertifikat gilt als Qualitäts- Mechanische Belastungen zeichen und wird (Hagel, Schnee, Windsog und –druck) mittlerweile von fast allen Bewilligungsstellen für Fördermaßnahmen, ebenso wie den finanzierenden Banken gefordert. In der IEC 61730 sind die Anforderungen für Moduldesign und eine Sicherheitsprüfung festgelegt. Hier werden zwingende Konstruktionsmerkmale der Module (z.B.

4. Photovoltaik 4.1. 30]

Funktionsweise

Wanddicken der Anschlussdosen oder Abstände leitender Materialen zum Modulrand) definiert sowie eine Sicherheitsprüfung festgelegt. Die Schutzklassen I bis III geben an, wie die Sicherheitsmaßnahmen der einzelnen Betriebsmittel (PV-Modul und Wechselrichter) für elektrischen Schlag eingehalten werden. Die Schutzart (IP) drückt aus, unter welchen Umgebungsbedingungen elektrische Betriebsmittel betrieben werden dürfen. Die Schutzart „IP 54“ wird z. B. bei Wechselrichtern in der Außenmontage gefordert.

Wechselrichter: Ein Wechselrichter wandelt die von den Photovoltaikmodulen kommende Gleichspannung in Wechselspannung um. Wechselrichtertechnologie

Einphasige Einspeisung bis 4,6 kW Dreiphasige Einspeisung ab 4,6 kW

Transformatorlos Mit Transformator NF-Technologie (Betrieb mit Netzfrequenz von 50 Hz) HF-Technologie (Betrieb höheren Frequenzen)

Fremd- oder Netzgeführte Wechselrichter Selbstgeführte Wechselrichter (üblicherweise bei Inselanlagen)

Wechselrichterverschaltungen

Modulwechselrichter Strangwechselrichter Zentralwechselrichter

Unterscheidungsmerkmale von Wechselrichtern

Bei der Wechselrichtertechnologie existieren verschiedene Differenzierungsmöglichkeiten. Je nach Leistungsbereich kann zwischen einer einphasigen oder dreiphasigen Einspeisung unterschieden werden. Das Netz in Europa besteht aus drei Phasen. Das bedeutet, dass die elektrische Energie vom Kraftwerk zum Verbraucher auf drei verschiedenen Leitungen zugeführt wird. Wechselrichter unterhalb von 4,6 kW Ausgangsleistung dürfen in Deutschland

einphasig einspeisen. Wechselrichter mit höherer Leistung müssen in alle drei Phasen einspeisen. Wird eine Anlage mit fünf kWp installiert, ist es vorgeschrieben mindestens zwei einphasige Wechselrichter zu benutzen und auf unterschiedlichen Phasen einzuspeisen. Alternativ kann ein dreiphasiger Wechselrichter benutzt werden. Ein großer Unterscheidungspunkt ist die Wahl eines Wechselrichters mit oder ohne Transformator. Der Transformator ist auf der Wechselstromseite (AC-Seite) des Wechselrichters untergebracht. Er dient in erster Linie zur galvanischen Trennung. Eine galvanische Trennung zeichnet sich dadurch aus, dass es keine leitende Kupferverbindung zwischen dem so genannten Primär- und Sekundärkreis des Transformators gibt. Die Leistungsübertragung von Primär- zu Sekundärkreis geschieht durch magnetische Felder. Zudem besitzt der Wechselrichter mit Transformator eine höhere Ausfallssicherheit. Jedoch stehen dem ein geringerer Wirkungsgrad, ein höheres Gewicht und ein höheres Volumen gegenüber. Die neueste Generation sind Hochfrequenz Wechselrichter (HF-Technologie) mit einem Transformator. Dieser wird jedoch nicht mit 50 Hz Netzfrequenz betrieben, sondern mit einer höheren Frequenz um einen besseren Wirkungsgrad zu erreichen. Nach der Transformation ist eine Weiterverarbeitung (Frequenzreduzierung) der Spannung nötig, die technisch sehr komplex ist.

Entscheidet man sich für einen transformatorlosen Wechselrichter, müssen zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen wie ein RCD (Fehlerstromschutzschalter) installiert werden. Auch sind der Überspannungsschutz und die Modulerdung komplexer

zu gestalten. Gerade bei Großanlagen wird oft in die Mittelspannungsebene eingespeist. Somit ist dem Wechselrichter ein Mittelspannungstransformator nachgeschaltet. Dies unterstützt die Wahl eines transformatorlosen Wechselrichters, da die galvanische Trennung dann vom Mittelspannungstransformator ausgeführt wird. Netzgeführte bzw. fremdgeführte Wechselrichter benötigen zum Betrieb eine feste Wechselspannung im Netz. Das bedeutet, sie können keine Frequenz und Spannung erzeugen, wenn kein Netz angeschlossen ist. Dies ist in der VDE-Norm 0126 festgelegt. Selbstgeführte Wechselrichter benötigen keine Referenzfrequenz und -spannung vom Netz. Sie finden üblicherweise in Inselanlagen Verwendung.

Zentralwechselrichter sind Wechselrichter mit den höchsten Wirkungsgraden und Leistungsbereichen für Großanlagen im MW-Bereich. Im Falle einer Störung fällt jedoch die komplette angeschlossene PVLeistung aus.

Bestmöglicher Wirkungsgrad Maximale und minimale Eingangsspannung am Gleichstromeingang Maximaler Gleichstrom-Eingangsstrom Nennleistungsverhältnis des PV-Generators Anzahl unabhängiger Eingänge (MPP Tracker) Überwachungsfunktion des Wechselrichters Blindleistungsbereitstellung

Das entscheidende Kriterium bei der Wahl des Wechselrichters ist meist der Wirkungsgrad. Je nach Technologie liegt er zwischen 96 Prozent und 98 Prozent. Als weiteres können bei PhotovoltaikanUnterschieden wird zwischen Spitzen-, lagen drei Wechselrichterverschaltungen Gesamt- und europäischem Wirkungsunterschieden werden: grad. Der Spitzen- oder auch Maximale Zum einen gibt es PV-Module mit eiWirkungsgrad ist eher weniger aussagegenem Modulwechselrichter. Hier ist kräftig, da sich der Wechselrichter meisbei jedem einzelnem Modul ein kleiner tens im Teillastbetrieb befindet. Deswegen Wechselrichter oder ein Wechselrichter für sollte er unbedingt über dem gesamten zwei Module in der Anschlussdose unter- Eingangsspannungsreich dargestellt wergebracht. Meist werden sie für 100 Wp bis den. 1.400 Wp eingesetzt. Bei dieser Art wird Der Europäische Wirkungsgrad wird jedes Modul individuell im Bestpunkt anhand verschiedener Teillastbereiche betrieben. Dadurch sind die Verluste bei in unterschiedlicher Wertung (je nach einer Verschattung der Anlage geringer Häufigkeit) gebildet. Er ist aussagekräftig als bei Stringwechselrichtern. Die Wirfür den Einsatz in Europa und liegt immer kungsgrade und die Anschaffungskosten etwas unter dem Spitzenwirkungsgrad. sind jedoch für Freiflächenanlangen noch nicht wettbewerbsfähig. Die Wirkungsgradverluste treten größtenteils in Form von Wärme auf. Bei GroßanStringwechselrichtern werden meist in lagen muss diese durch aktive Kühlung, kleineren Anlagen verwendet. Bei dieser meist mit Ventilatoren, abgeführt werden. Schaltung wird pro String ein Eingang des Wechselrichters benutzt. Damit wird dieser String im Maximum Power Point betrieben.

[31

4. Photovoltaik

32]

Max. WechselrichterWirkungsgrad η in %

4.1. 100 99 98 97 96 95 94 93 92

Funktionsweise

Das Nennleistungsverhältnis ist definiert als das Verhältnis von der maximalen Wechselstromnennleistung des Wechselrichter zu der Peak-Leistung (bei Standard Test Conditions) der PV-Module. Die zweite, eher seltenere Definition, ist nicht die Wechselrichter- Wechselstromnennleistung, sondern die Wechselrichter- Gleichstromleistung. Bedingt durch 0 200 400 600 800 1000 Eingangsspannung UDC den Wirkungsgrad des Wechselrichters NF-Trafo | NF-Trafo Heric | HF-Trafo | HF-Trafo + ergeben sich hierbei verschiedene Werte. Umschaltung | Trafolos 1-phasig + Steller | Trafolos Der Kehrwert davon wird Sizing Ratio 1-phasig | Trafolos 3-phasig | Trafolos 2-phasig + Steller | Trafolos 3-phasig + Steller opt. (SR) genannt. Ist das Nennleistungsverhältnis größer eins, bedeutet dies, dass der Wechselrichter überdimensioniert ist und so noch Wie oben ersichtlich ist, haben Wechselabsolute Spitzenerträge der PV-Module richter mit einem NF-Transformator (50 in das Netz einspeisen kann. In der Regel Hz) geringere Wirkungsgrade als Wechwird jedoch der Wechselrichter unterselrichter mit einem HF-Transformator dimensioniert, da diese Spitzenerträge (höhere Frequenzen) oder trafolose Wechsehr selten sind. Zudem sind die Moduselrichter. le bekanntlich einem Alterungsprozess Der Steller in einigen Wechselrichtern unterlegen und verlieren somit Leistung. bewirkt einen größeren EingangsspanEs ist daher beim Nennleistungsverhältnungsbereich auf der Gleichstromseite. nis immer darauf zu achten, um welche Zukünftige Technologien benutzten MOS- Definition es sich handelt. FET oder JFET Bauteile auf den Wechselrichterplatinen. Ein weiteres Auswahlkriterium ist der Zwei weitere Bewertungskriterien sind Maximum Power Point Tracker (MPPEingangsspannungsbereich und EingangsTracker). Dieses Bauteil befindet sich am strom. Der Eingangsspannungsbereich Gleichstromeingang des Wechselrichters. gibt an, in welchem Spannungsbereich der Er sorgt dafür, die Strings immer im Wechselrichter arbeitet. Je mehr Module MPP zu halten. Multistringwechselrichter in einem String verschalten sind, desto besitzen mehr als einen MPP-Tracker und höher die Spannung am Wechselrichter. können somit mehrere Strings individuell Prinzipiell ist eine hohe Spannung am anpassen. Wechselrichter für den Leistungstransport sinnvoller, da im Gegenzug der Strom in Bei teilverschatteten Strings gibt es zwei der Leitung gesenkt werden kann. Dies Maximum Power Points: den globalen führt zu geringeren Leitungsverlusten. Die (GMPP) und den lokalen (LMPP), wobei Maximalspannung eines Strings wird bei der lokale MPP leistungsschwächer ist. 10°C gemessen, da die Spannung temÜber eine ausgeklügelte Technik ist es bei peraturabhängig ist. Der Eingangsstrom einigen Herstellern möglich, den globalen vergrößert sich besonders durch eine MPP zu ermitteln und somit höhere ErträParallelschaltung mehrerer Strings. ge zu erzielen. Allerdings ist das Erreichen Abb.: Maximaler Wirkungsgrad QUELLE: DGS 2010

von Wechselrichtern

des globalen Maximums energieaufwändig und somit nur bei teilverschatteten Strings sinnvoll. Um den Energieaufwand bei unverschatteten Strings zu vermeiden, lässt sich die Funktion bei den meisten Wechselrichtern abschalten. Bei leicht verschatteten Strings ist der Ertrag mit Hilfe der „Opti Track“ Funktion nur 1,3 Prozent geringerer als bei nicht verschatteten. Wechselrichter beginnen bei der höchsten PV-Spannung (Eingangsspannung des Wechselrichters) nach einem MPP zu suchen. Dazu erhöhen die MPP-Tracker den Eingangsstrom, was die Spannung am Eingang reduziert. Beim MPP wird das Produkt aus Spannung und Strom maximal.

wirkungsgrad wird auf den Datenblättern angegeben. Weiter von Vorteil ist eine BluetoothSchnittstelle für drahtlose Kommunikation. Zur Stördiagnose kann sich der Wechselrichter mit einem nebenstehenden Laptop verbinden. Der Vorteil bei der Kommunikation über eine „nicht elektrische Verbindung“ ist eine Trennung der Potentiale. Dies bedeutet, dass der Wartungslaptop bei gravierenden Fehlern im Wechselrichter nicht zerstört werden kann.

PV-Leistung in kW

Eine Überwachung von Strings bzw. kleineren Modulfeldern ist sehr empfehlenswert, da Störungen schneller erkannt und behoben werden können. Somit lassen sich größere Ertragsausfälle vermeiden. In diesem Maximalpunkt betreibt der Bei der Überwachung gibt es verschiedene Wechselrichter die Anlage. Bei teilverTechnologien. Allgemein lässt sich sagen, schatteten Strings ist das erste Maximum dass neue Technologien mehr als „nur der LMPP. Erst wenn die Eingangsspanerkennen“, wenn einzelne Strings ausfalnung weiter reduziert wird, wird der GMPP len. Sie trennen die fehlerhaften Strings gefunden. In diesem GMPP sollte der String aus dem Generator und betreiben ihn im betrieben werden, da er einen höheren neuen Idealpunkt weiter. Neue TechnoloLeistungswert hat. gien erlernen sogar, wann es sich um einen Fehler handelt und wann 2,0 12:00 ohne Verschattung es ein temporäres VerschattungsGMPP 09:00 mit Verschattung 08:00 mit Verschattung problem ist. Dazu vergleichen sie 1,5 ähnliche Strings in der Anlage und analysieren die Ursache. Bei neuen 1 Technologien ist keine Kommunikationsleitung mehr nötig, was GMPP 0,5 den Verkabelungsaufwand erhebGMPP LMPP LMPP lich minimiert. Unter0 Erhöhung des schieden wird zwischen 0 100 200 300 400 500 600 Leitungswiderstandes PV-Spannung in V kurzfristigen, wetterbeAbb.: Der lokale L und globale G Maximum Power Point eines dingten Leistungsänderungen Kurzschluss teilverschatteten Strings QUELLE: www.photovoltaik.eu und einem echten Fehlerfall. Erdschluss Bleibt die LeistungsminimieDer MPP-Tracker besitzt einen Anpasrung über längere Zeit erhalModulausfall sungswirkungsgrad. Wird dieser mit dem ten, wird eine Meldung an den Umwandlungswirkungsgrad (von GleichBlitzschlag Betreiber versendet. Fehlerarten zu Wechselseite) multipliziert, ergibt sich Hagelschaden können beispielsweise sein: der Gesamtwirkungsgrad. Dieser GesamtMPP

MPP

[33

4. Photovoltaik 4.1. 34]

Funktionsweise

Das Netzmanagement wird bei weiterem Ausbau der Erneuerbaren Energien immer wichtiger. So kann der Netzbetreiber fordern, dass folgende Funktionen in einem Wechselrichter (besonders bei Großanlagen über 100 kWp) integriert sein müssen:

einen Lasttrennschalter besitzen. Dieser Gleichstrom-Generatorfreischalter kann bereits im Wechselrichter integriert sein. Der Freischalter ist für Wartungsarbeiten nötig. Diese Arbeiten sind ausschließlich fachkundigem Personal vorbehalten.

Ferngesteuerte Reduzierung bei Netzüberlastung Statische Netzstabilisierung Blindleistungsbereitstellung der PV-Anlage Wirkleistungsdrosselung in Abhängigkeit der Netzfrequenz Dynamische Netzstabilisierung Möglichkeit zum Abruf der jeweiligen Ist-Einspeisung

Überspannungsschutzeinrichtungen schützen Module und Wechselrichter bei unzulässig hohen Spannungen, z.B. bei Blitzschlägen, in den Leitungen. Diese Spannungsspitzen können ansonsten die Komponenten zerstören.

Die Verkabelung auf der Gleich- und Wechselstromseite ist mit Verlusten behaftet. Diese Verluste sind abhängig von dem verwendeten Material, der Länge und des Querschnitts der Leitung. Da standardmäßig Kupferleitungen verwendet werden, sind die Länge und der Querschnitt bessere Optimierungspunkte. Gerade im Schutz- und Zähleinrichtungen mit Gleichstrombereich sollten die Leitungen Netzanschluss: Um einen sicheren Bekurz sein und einen großen Querschnitt trieb der Anlage zu gewährleisten, müssen besitzen, damit die Verluste gering sind. einige Sicherheitsmerkmale eingehalten werden. Während die Reihenschaltung Oft wird in Simulationsprogrammen ein von Modulen die Spannung im String Korrekturfaktor von jeweils minus ein erhöht, bewirkt eine Parallelschaltung Prozent für die gleich- und wechselstromvon verschiedenen Strings eine Erhöhung seitige Verkabelung angenommen. der Stromstärke. Im Störfall eines Strings Bei Großanlagen wird meist in das Mitkönnen unzulässig hohe Rückströme telspannungsnetz eingespeist. Deshalb ist entstehen. Um dies zu verhindern, werden ein Transformator notwendig. Dieser ist spezielle gleichstromtaugliche Sicherunmit Eisen- und Kupferverlusten behaftet. gen eingesetzt, die so genannten StringDer Korrekturfaktor für die Kalkulation sicherungen. liegt bei ca. -1%. Die Hersteller der Module geben an, ob Um Energie in das Netz einspeisen zu ihre Module rückstromfest sind, d.h. ob dürfen, muss die Anlage bestimmte Kriteein Gleichstrom über die Module auch in rien erfüllen. Vom Netzbetreiber wird für umgekehrter Richtung fließen kann. Ist die beantragte Anlagenleistung ein Verdies nicht der Fall, bietet die Sperrdiode knüpfungspunkt mitgeteilt. Bei GroßanlaSchutz gegen Rückstrom. Der Nachteil der gen liegt er in der Mittelspannungsebene. Dioden ist, dass sie im Normalbetrieb mit Zu diesem Punkt muss dann eine Leitung Verlusten behaftet sind, was den Ertrag gelegt werden. Die Kosten hierfür hat der der Anlage mindert. Anlagenbetreiber zu tragen. Laut § 5 EEG Nach DIN VDE 0100-712 muss die ist der Verknüpfungspunkt „… die in der Gleichstromseite des Wechselrichter Luftlinie kürzeste Entfernung zum StandDie Forderungen des Netzbetreibers an die Anlage sind für den Ertrag der Anlage eher zweitrangig. Die Anschaffungskosten für den Wechselrichter erhöhen sich nur leicht durch zusätzliche Funktionen.

[35

ort der Anlage … wenn nicht ein anderes Netz einen technisch und wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunkt aufweist.“ Es muss jedoch nicht immer der nahgelegenste Punkt sein. Liegt z.B. die Anlage an der Grenze zweier Verteilernetzbe-

4.2.

treiber (VNB) kann der Punkt des „Konkurrenten“ näher und somit geeigneter liegen. Auch kann es sinnvoll sein, den PV-Generator niedriger zu dimensionieren, um einen näheren, dafür tauglichen Verknüpfungspunkt zu bekommen

Projekt – Photovoltaik

Projektablauf

noch sehr eingeschränkt auf eng begrenzten Flächen vergütungsfähig im Sinne des EEG.

Bei der Projektierung einer FreiflächenDiese Flächen sollten dann auch logistisch Photovoltaikanlage spielen mehrere Komund hinsichtlich der Solareinstrahlung ponenten eine wichtige Rolle: attraktiv sein. Zusätzlich muss für den Netzanschluss ein Einspeisepunkt gefunden werden, dessen Leitungs- und AusVergütungsfähigkeit der gebaukosten im Verhältnis zur Größe der wählten Fläche Anlage wirtschaftlich noch tragfähig sind.

Sonneneinstrahlung Netzanschluss

Die Projektierung von Freiflächen-Photovoltaikanlagen in Deutschland ist nur

Sind diese Voraussetzungen gegeben, ist in der Regel die Durchführung eines Bauleitplanverfahrens notwendig, dessen Dauer üblicherweise zwischen 8 und 15 Monaten liegt. Die Planung und Wirtschaftlichkeitsberechnung basiert auf

4. Photovoltaik 4.2. 36]

Projekt – Photovoltaik

einem Ertragsgutachten mit Angaben zu Neben der Frage der Vergütungsfähigkeit den technischen Komponenten der Anlage ist die Fläche vorher nach verschiedenen und Bewertung des Standorts. Dieses Gut- Kriterien zu qualifizieren: achten ist eine wichtige Voraussetzung für die Finanzierbarkeit der Anlage. Möglichst große Grundstücke

Flächenakquise: Bis zum 30.6.2010

Kein Nordhang Kein sehr welliges Gelände

wurde ein großer Teil der Freiflächenphotovoltaikanlagen auf Ackerflächen gebaut. Angemessener Abstand zu einer Bebauung Seit der Novelle des EEG müssen Standor- Kein Natur-, Landschaftsschutz- oder te für Photovoltaikanlagen nach folgen Überschwemmungsgebiet den Kriterien ausgewählt werden, damit Keine Bodendenkmäler sie nach dem Gesetz vergütungsfähig sind: Wenn möglich erkennbare Nähe zu einer

Stromversorgung 110 Meter breite Streifen entlang von Autobahnen oder Schienenwegen (§32 (3) Pkt. 4, EEG) Konversionsflächen; Flächen aus „wirtschaftlicher, verkehrlicher, wohnungsbaulicher oder militärischer Nutzung“ (§32 (3) Pkt. 4, EEG)

Genehmigungsverfahren: Das Schema rechts zeigt, welche Schritte bei einem Genehmigungsverfahren zu durchlaufen sind.

versiegelte Flächen (§32 (3) Pkt. 1, EEG) Flächen im „Geltungsbereich eines bestandskräftigen Bebauungsplans“ (§ 32 (2) Pkt. 1 EEG)

Die Planung und der Bau auf Konversionsfläche bietet eine Reihe von Risiken und Unsicherheiten. Große, wirtschaftlich attraktive Flächen sind hier eher in den neuen Bundesländern zu finden. Flächen im Bereich eines gültigen Bebauungsplanes bieten sich dann an, wenn es sich um ein nicht realisiertes Gewerbegebiet handelt, da für eine PV-Anlage keine einer Gewerbefläche vergleichbare Pacht gezahlt werden kann, und die Gemeinde auf die Chance der Schaffung von Arbeitsplätzen durch die Ansiedlung von Gewerbetreibenden verzichten muss. Bei einem Bau entlang von Autobahnen und Bahnlinien sind Bauverbotszonen zu beachten, die zum Beispiel bei Autobahnen in der Regel 40 Meter ab Fahrbahnrand betragen.

Wenn durch Abschluss der Pachtverträge die endgültige Projektgröße feststeht und die Gemeinde einen Beschluss zur Aufstellung eines Bebauungsplans und zur Änderung des Flächennutzungsplans gefasst hat, muss eine Netzverträglichkeitsprüfung zur Zuteilung eines Einspeisepunktes beim Energieversorger in Auftrag gegeben werden.

Netzanschluss: Im EEG ist geregelt dass der Energieversorger den wirtschaftlich günstigsten Einspeisepunkt zuweisen muss, unabhängig von der Pflicht zur Kostentragung. Die Zusage muss innerhalb von 3 Monaten nach der Anfrage erfolgen. Zeitüberschreitungen sind nicht selten. Der Verknüpfungspunkt wird für ein Zeitfenster von sechs Monaten reserviert. Dieser Zeitrahmen kann auf Antrag verlängert werden.

Kosten für den Netzanschluss und die notwendige Kabeltrasse trägt der Projektentwickler.

Finanzierung: Wenn die Photovoltaikanlage fremd finanziert wird, sind hierfür folgende Unterlagen notwendig: Unterlagen über das Projekt

Technische Daten

Unterlagen zu den Komponenten

Nachweis über den Netzanschluss

Sicherung der Grundstücke

Kabeltrasse

Businessplan

Versicherungen

Infoveranstaltung

Bei einer Änderung der Projektleistung muss ein neuer Antrag gestellt werden.

[37

EVU Einspeisezusage, Einspeisepunkt Gespräche mit Organen der Gemeinde, Trägern öffentlicher Belange, evtl. Scopingverfahren Aufstellungsbeschluss Aufstellung Bebauungsplan Änderung Flächennutzungsplan

Veröffentlichung 1. Auslegung

Zwei Ertragsgutachten von unabhängigen Ingenieurbüros Einarbeitung der Stellungnahmen

Als Eigenkapital sind zwischen 25 und 30 % der Kaufsumme sinnvoll, damit die Stromerträge zur Deckung des Kapitaldienstes ausreichen, und die Anlage in einer überschaubaren Zeit entschuldet werden kann. Als Sicherheit dienen der Bank die PV-Anlage, die Stromerträge und etwaige Versicherungsleistungen im Schadenfall. Darüber hinausgehende Sicherheiten sind bei einer Projektfinanzierung nicht erforderlich.

Bau und Inbetriebnahme: Der Bau von Freiflächen–Photovoltaikanla-

Billigungsbeschluss

Veröffentlichung 2. Auslegung Einarbeitung der Stellungnahmen

gen kann durch einen Generalunternehmer schlüsselfertig erfolgen oder durch Einzelvergabe für jedes Gewerk. Die Abnahme erfolgt entweder durch den Bauherren oder unter Hinzuziehung eines unabhängigen Gutachters. Das Inbetriebnahmedatum ist wesentlich für die zu diesem Zeitpunkt gültige Einspeisevergütung.

Satzungsbeschluss

Projektrisiken

Baugenehmigung

Veröffentlichung Genehmigung Landratsamt Änderung Flächennutzungsplan

Freistellungsverfahren, Gemeinde

Planungssicherheit durch kompetenten Partner

Vorgezogene Baugenehmigung, Landratsamt

Wirtschaftlichkeit der Anlage Funktionsfähigkeit der Anlage Qualität der Komponenten Qualität des/der Bauunternehmer Garantien

Baubeginn

Qualität der Ertragsgutachten

Schema: Alle Schritte des Genehmigungsverfahren

4. Photovoltaik 4.3. 38]

Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage

Investitionskosten Die Kosten für eine Photovoltaikanlage setzten sich aus 3 wesentlichen Bereichen zusammen: PV-Anlage (Module, Wechselrichter, Unterbau und Verschaltung) Netzanschluss, Transformator, Leitungstrasse Nebenkosten (Gutachten, Projektentwicklung, Zaun, Begrünung und Ausgleichsflächen)

Wesentliche Kosten, die möglicherweise über die Rentabilität einer PV-Anlage entscheiden sind: Die Länge der Kabeltrasse zum Einspeisepunkt Die Art des Anschlusses an das öffentliche Netz (Anschluss an ein 20kv Kabel, Anschluss über einen Mast, Anschluss in einem Schalthaus oder in einem Umspannwerk) Etwaige jährliche „Wartungskosten“ des Energieversorgers Kosten für die Gestattungsverträge zur Verlegung von Leitungen Etwaige Durchleitungsgebühren, wie sie von Gemeinden immer öfter gefordert werden.

Laufende Einnahmen und Ausgaben für ein Photovoltaikkraftwerk Erträge: Der Ertrag der Photovoltaikanlage ist von mehreren Faktoren abhängig. Zum einen der spezifischen Strahlung am gewählten Standort und der Konfigura-

tion der technischen Komponenten. Der spezifische Energieertrag sagt aus, wie viel von der natürlichen Globalstrahlung unter den gegebenen Standortbedingungen durch die installierte Technik (PVAnlage) in zählbaren Strom umgewandelt wird. Er wird in kWh/kWp angegeben. Durch die Multiplikation des Ertrags mit der installierten Leistung ergibt sich der gesamte jährliche Stromertrag der Anlage. Dieser wird mit dem gültigen Vergütungssatz verrechnet. Die Höhe der Vergütung ist im Gesetz verankert. Die Höhe der Vergütung bei Inbetriebnahme der Anlage bleibt laut § 21, Abs. 2 EEG für 20 Jahre zuzüglich des Jahres der Inbetriebnahme gleich hoch. Hierdurch wird die Investitionssicherheit gewährleistet. Bei Prognoserechnungen wird die Moduldegradation (abnutzungsbedingte Verschlechterung) je nach Modulhersteller und –typ mit ca. 0,3 % -0,7 % einkalkuliert. An dieser Stelle soll detaillierter auf die zu erwartende Entwicklung der Vergütungssätze eingegangen werden. Zuerst wird der klassische Verlauf ohne Auswirkungen der Mengenbegrenzung, tabellarisch dargestellt. In § 20a, Abs. 3, EEG 2012 (Entwurfsfassung) werden die Folgen bei Mengenüberschreitungen der in Deutschland installierten Leistung im Bereich der Photovoltaik aufgelistet. Da es sich um eine Anpassung der Degression handelt greift der verringerte Vergütungssatz nur für Anlagen die nach dem 31.12.2011 in Betrieb genommen werden. Beträgt die neu installierte Leistung an Photovoltaikanlagen in einem vorangegangenen Zeitraum von 12 Monaten, jeweils endend zum 30. September des Vorjahres, mehr als 3.500 MW, wird der

Degression zum 01.01.2012 von

Energiequelle

Freifläche

Standort/Art

Allgemein Flächen gem. § 32 Abs. 3, S 1 Nr. 1 und 2, EEG (2011) bzw. § 32 (2) EEG (2012)

Gebäudeintegriert

bis 30 kWp bis 100 kWp bis 1 MWp ab 1 MWp

Vergütungssatz ab 1.1.2011 (€-Cent kWh)

12 %

ab 1.1.2012 (€-Cent kWh)

bei 3.501 MW bei 4.501 MW bei 5.501 MW bei 6.501 MW bis 4.500 MW bis 5.500 MW bis 6.500 MW bis 7.500 MW > 7.501 MW (€-Cent kWh) (€-Cent kWh) (€-Cent kWh) (€-Cent kWh) (€-Cent kWh)

15 %

18 %

21 %

24 %

21,11 22,07

19,21 20,08

18,58 19,42

17,94 18,76

17,31 18,10

16,68 17,44

16,04 16,77

28,74 27,33 25,86 21,56

26,15 24,87 23,53 19,62

25,29 24,05 22,76 18,97

24,43 23,23 21,98 18,33

23,57 22,41 21,21 17,68

22,70 21,59 20,43 17,03

21,84 20,77 19,65 16,39

Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen gem. EEG inkl. Degression (9%) in 2012

Zubau zwischen 1. Oktober 2010 und 30. September 2011

Prozentsatz der Degression zum Jahresbe- Kosten ginn von neun auf zwölf Prozent verändert. Liegt die Leistung bei mehr als 4.500 MW erhöht sich der DegressionsWährend der Laufzeit der Anlage fallen satz um weitere drei Prozentpunkte auf folgende Kosten an: 15 Prozent. Bei mehr als 5.500 MW beträgt der Satz statt 9 Prozent 18 Prozent, Betriebskosten bei 6.500 MW 21 Prozent und bei einer installierten Leistung von über 7.500 MW Wartungs- und Betriebsführungskosten sogar 24 Prozent. Dies ergäbe oben stePacht und Pflege der Bepflanzung hende Vergütungssätze. Versicherung Gem. § 20a, Abs. 4 EEG 2012 (Entwurfsfassung) ist auch eine Verringerung des Degressionssatzes möglich, sollten bestimmte Volumina im Bereich der Photovoltaik nicht installiert werden. Ebenso sieht das Gesetz eine zusätzliche Absenkung des Vergütungssatzes zur Jahreshälfte vor, wenn weiter Mengenobergrenzen erreicht werden. Diese zusätzliche Vergütungsabsenkung ist in § 20a, Abs. 5 EEG 2012 (Entwurfsfassung) geregelt.

[39

Instandhaltung Mess- und Abrechnungskosten, Zählermiete etc. Rückstellungen für den Rückbau der Anlage

Um auch hier eine möglichst hohe Planungssicherheit zu erreichen, werden langfristige Verträge geschlossen, möglichst bis zum Ende der Laufzeit. Die Betriebsführung und Wartung sind der wesentliche Teil der laufenden Betriebskosten. Zur Wartung gehören insbesondere auch die fortlaufende Überwachung der Anlage möglichst in Echzeit sowie die Kontrolle von Unterbau und Leitungen. Hauptverschleißteil einer

in Prozent

39 25 15 12 6 3

4. Photovoltaik 4.3. 40]

Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage

PV-Anlage sind die Wechselrichter, die laufend bis zu 50 unterschiedliche Statusmeldungen liefern und somit besonderer Aufmerksamkeit bedürfen. Ebenso werden von den Energieversorgern in zunehmendem Umfang Dienstleistungen zur Netzpflege- und –unterstützung eingefordert, die in den laufenden technischen Betrieb der Anlage fallen. Vollwartungsverträge schließen neben den Dienstleistungen auch Ersatzteile und Verfügbarkeitsgarantien mit ein. Auf Grund der hohen Kosten sollte man jedoch gut überlegen, ob der Abschluss wirtschaftlich sinnvoll ist. Ein guter Kompromiss ist z.B. bei Stringwechselrichtern eine Garantieverlängerung von 5 auf 10 Jahre, die in aller Regel günstiger zu haben ist. Weiterhin ist es bei guten Herstellern möglich, eine Reparaturrahmenvereinbarung abzuschließen, die im Schadensfall für einen Pauschalbetrag eine Instandsetzung oder ein Tauschgerät garantiert. Bildet man zudem eine angemessene Rücklage (ca. 5 €/KWp) ist man in guten Zeiten, wie auch bei einem möglichen Schadensfall gut aufgestellt.

Zu den kaufmännischen Aufgaben gehören neben der Überwachung und Kontrolle der Stromabrechnungen auch die laufende Buchhaltung, der Bankverkehr, die Abwicklung der Versicherung, laufendes Reporting (Soll-Ist-Vergleich), sowie alle Verwaltungsaufgaben.

Die Höhe der Pachtzahlungen und die Grundstückspflege liegen zwischen 2 % und 6 % der laufenden Stromeinnahmen. Pachtverträge werden in der Regel nach 5 – 10 Freijahren mit 2 % indexiert.

Die Versicherung für PV-Anlagen sollte drei Risikogruppen abdecken:

Die gesetzliche Haftpflicht als Anlagenbetreiber Sachschäden an der Anlage durch Sturm, Hagel, Brand, Diebstahl, Vandalismus, etc. Ertragsausfall durch die oben beschriebenen Risiken (Betriebsunterbrechung)

Auch hier gibt es bei vielen Gesellschaften attraktive Rahmenvereinbarungen mit hilfreichen Zusatzklauseln und Rabattmöglichkeiten.

Weitere Kostenkomponenten sind die Abrechnungskosten, die Zählerbereitstellung durch den Energieversorger oder Messstellenbetreiber und der Strombezug für die (Standby-) Funktion der Wechselrichter. Der Businessplan beinhaltet auch Rückstellungen für Instandhaltungsmaßnahmen nach Ablauf der Garantien sowie Rückstellungen für den Rückbau der Photovoltaikanlage, die im Pachtvertrag mit dem Grundstückseigentümer geregelt wurden. Zusätzliche Kosten entstehen ggf. für eine Finanzierung. Hier ist je nach Kapitalmarktlage die Vereinbarung einer langen Zinsfestschreibung empfehlenswert, damit auch diese Kosten möglichst über einen langen Zeitraum gut kalkulierbar sind.

Betriebsführungsrisiken Die kritischen Punkte sind

Module Die Leistungsgarantie hochwertiger Module liegt in der Regel bei 25 Jahren. Damit ist der Hersteller der wichtigste Haftungspartner. Von seiner Bonität und

seiner Servicebereitschaft hängt der Wert der Investition über die Lebensdauer ab. Viele Hersteller bieten für den Garantiefall eine Rückversicherung an oder bilden Sonderbetriebsvermögen.

Recycling der Module am Ende der Lebensdauer Insbesondere wenn Module potentielle Schadstoffe enthalten, ist es sinnvoll die gesetzeskonforme Entsorgung bereits beim Kauf sicher zu stellen, um finanzielle Spätfolgen zu vermeiden.

Rückbau der PV-Anlage Nach Beendigung des Kraftwerksbetriebes muss der ursprüngliche Zustand des Feldes wieder hergestellt werden. Das heißt, die komplette Anlage inklusive aller Bauten und Kabel muss entfernt werden. Hierfür ist eine ausreichende Rückstellung zu bilden.

Wechselrichter Das häufigste Verschleißteil aller PV-Anlagen ist der Wechselrichter. Ein Wechselrichter hat eine durchschnittliche Lebensdauer von 10 – 20 Jahren. Rückstellungen für Instandhaltungsmaßnahmen sind empfehlenswert. Durch eine Verlängerung von Garantiezeiten kann das Kostenrisiko gemindert werden. Dezentrale Wechselrichter werden von manchen Herstellern runderneuert kostengünstig getauscht.

Wetter Die Solarstrahlung als Eingangsgröße unterliegt natürlichen Schwankungen. Im Gegensatz zu anderen Naturkräften ist sie jedoch relativ konstant. Sie schwankt in

Deutschland im 20-Jahresmittel um ca. 3 – 5 %. In seltenen besonders guten oder schlechten Jahren wurden Abweichungen von rund 10 % beobachtet.

Investitionsmöglichkeiten Neben der üblichen Strukturierung über Genussrechte, Anleihen, Aktien oder geschlossene Fonds (GmbH & Co KG) spielen hier Bürgerbeteiligungsgesellschaften in Form von Genossenschaften eine gewisse Rolle. Besonders interessant für vermögende bzw. gut verdienende Personen ist der Einzelerwerb von Kraftwerken, vergleichbar bei Immobilien. Die kleinste logische Einheit bei Photovoltaikkraftwerken sind die jeweils einem Wechselrichter zugeordneten Module. Dies kann in der Freifläche von 15 KWp (Stringwechselrichter) bis 1250 KWp (Zentralwechselrichter) reichen. Das gesamte Kraftwerk setzt sich dann aus einem Vielfachen dieser Grundeinheiten zusammen. Photovoltaikkraftwerke sind daher sehr gut skalierbar, wobei größere Kraftwerke mit Zentralwechselrichtern, ab ca. 900 KWp deutlich mehr technische und ökonomische Effizienz besitzen. Es gibt die Möglichkeit, einzelne Kraftwerke in unterschiedlicher Größe und Technik nebeneinander auf einer Freifläche zu platzieren (vergl. Eigentumswohnung in einem Mehrfamilienhaus). In diesem Fall ist für die steuerliche Bewertung entscheidend, dass der Einzelerwerber auch tatsächlich für sein Kraftwerk über seinen eigenen Stromzähler den Stromertrag seiner eigenen PV-Anlage vergütet bekommt und nicht lediglich über ein „pooling“ seinen Anteil pauschal aus der Summe des erzeugten Stroms aller Kraftwerke erhält. Diese Bauweise ist durch hö-

[41

4. Photovoltaik 4.3. 42]

Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage

here fixe Baukosten (Verkabelung, Schalt- dass im Jahr vor der Investition ein Invesanlage etc.) und etwas weniger effiziente titionsabzugsbetrag von bis zu 40 % aus Stringwechselrichter gekennzeichnet. dem Kaufpreis gebildet werden kann. Der IAB ist auf maximal 200.000 € begrenzt. Die Alternative sind Großkraftwerke der Sonderabschreibung Megawattklasse (vgl. Gewerbeobjekten bzw. Komplettübernahme von WohnbeIm Jahr der Anschaffung kann eine Sonbauungen bei Immobilien), bei denen in derabschreibung in Höhe von 20 % gelder Regel von einem Investor das ganze tend gemacht werden. Diese kann frei auf Feld mit Zentralwechselrichtern und einer das Jahr der Anschaffung + max. weitere Zählstelle übernommen wird. 4 Wirtschaftsjahre verteilt werden. Positiv zu erwähnen ist, dass durch die Lineare Abschreibung gute Skalierbarkeit Investments in unterDie lineare Afa beträgt 5 Prozent. schiedlicher Höhe einer breiten Interessentenschicht zugänglich gemacht werden können. Da es sich bei PhotovoltaikanFazit lagen um bewegliche Wirtschaftsgüter handelt und die Stromerträge Einkünfte aus dem Gewerbebetrieb darstellen, sind zudem die Regelungen des § 7g EStG an- Bei der Energieerzeugung durch Photowendbar, was zu erheblichen Investitions- voltaik wird Licht auf direktem Weg in vorteilen gegenüber anderen Assetklassen Strom umgewandelt. Das Fehlen beweglicher Teile und die einfache Bauweise erführen kann. möglichen einen wartungsarmen Betrieb. Wie die nachfolgenden MusterrechEbenso tragen die langen Garantien von nungen zeigen, führt dies insbesondere bis zu 25 Jahren durch die Modulherstelbei Personenkreisen, die sich auf Grund ler zu einem sicheren Ergebnis mit hoher ihrer Einkommensstruktur dauerhaft in Verfügbarkeit bei. Das einzige wirkliche der Spitzenbesteuerung befinden oder Verschleißteil sind die Wechselrichter, für in einzelnen Jahren durch Sondereffekte die es Vorsorge zu tragen gilt. (Firmenverkauf, Abfindungen etc.) überdurchschnittliche Einkommen erzielen, zu Die Investition in Photovoltaik stellt somit ein gut überschaubares und relainteressanten Ergebnissen. tiv risikoarmes Investment dar. Bedingt durch sehr konstante Solarstrahlung sind die Stromerträge sehr berechenbar – man Investitionsabzugsbetrag und könnte daher die Photovoltaik auch als Sonderabschreibung den „Festverzinsler“ unter den Erneuerbaren Energien bezeichnen. § 7g EStG,

Investitionsabzugsbetrag

Ein weiterer Vorteil ist die gute Skalierbarkeit. So können je nach Bedarfssituation Investitionen in unterschiedlichster Größe realisiert werden.

Freiflächenphotovoltaikanlagen werden als abnutzbare bewegliche Wirtschaftsgüter des Anlagevermögens verstanden, so

Die laufende Wartung und Betriebsführung lässt sich für Finanzinvestoren gut im Managementbetrieb lösen.

vergl. steuerliche Rahmenbedingungen

Bemessungsgrundlage

Jahr 1

Bemessungsgrundlage

240.000 €

IAB, 40 %

96.000 €

Abschreibungen

Jahr 2

144.000 €

Kaufpreis

240.000 €

28.800 € 7.200 €

Fremdkapital 70 % Eigenkapital 30 %

168.000 € 72.000 €

96.000 €

36.000 €

Steuerrückerstattung ca.

62.924 €

(42% EkSt, 5,5% Soli, 8% KSt, ca.)

45.763 €

17.161 €

9.076 €

Afa aus der Invest.-Phase gesamt

132.000 €

Längerfristig gebundenes Eigenkapital ca.

Steuerrückerstattung ca.

62.924 €

Abschreibung (Invest.-Phase) Rückerstattung

Sonder-Afa 20 % Lineare-Afa 5 %

PV-Anlage, 240.000 €, 42% EkSt-Satz und Soli.Zuschlag und 8% KSt.

Beispielrechnung:

[43

Finanzierung

Die laufenden Stromeinnahmen reichen aus, um den kompletten Kapitaldienst (KfW, 3,45% Zins, Tilgung 15 J.) inklusive Tilgung, die laufenden Kosten und noch einen Überschuss zu erwirtschaften.

Beispielrechnung:

Freifeld-PV-Anlange 2.500 KWp 1 Investor mit ca. 1.040 kWh/kWp und 2,5 MWp installierter Leistung

Freifeld-PV-Anlange 96 KWp 1 Investor mit ca. 1.065 kWh/kWp und 96 kWp installierter Leistung

Investitionskosten

5.300.000 €

240.000 €

Erträge

552.000 €

21.000 €

Kosten Pacht Betrieb und Wartung Zählermiete Versicherung

348.170 € 18.100 € 30.000 € 1.200 € 13.200 €

62.500 € 18.100 € 30.000 € 1.200 € 13.200 €

14.619 € 742 € 1.488 € 326 € 507 €

3.063 € 742 € 1.488 € 326 € 507 €

Fremdkapital 70 % Zinsen 3,2 % Tilgung 4,5 %

118.720 € 166.950 €

–€ –€

5.796 € 7.560 €

–€ –€

Instandhaltung (ab dem 3. Jahr) Rst. Rückbau (für 15 Jahre)

11.000 € 1.950 €

480 € 75 €

Jahresgewinn/-verlust

203.830 €

489.500 €

6.381 €

17.937 €

Ergebnis mit Rückstellung und Instandhaltung

190.880 €

476.550 €

5.826 €

17.382 €

mit Fremdfinanzierung

ohne Fremdfinanzierung

mit Fremdfinanzierung

ohne Fremdfinanzierung

44]

5. Wind

[45

5. Wind

46]

Mit Windkraft wurden 2010 37,8 TWh und damit rund sechs Prozent des gesamten Stromverbrauches produziert. Anders formuliert heißt das: 36,5 Prozent des erneuerbaren Stroms wurden durch Wind erzeugt. Dieser Strom wurde fast ausschließlich auf dem Festland (Onshore) generiert. Als Windkraftanlage (WKA) wird ein einzelnes Windrad bezeichnet. In der Fachliteratur hat sich auch der Begriff Windenergieanlage (WEA) durchgesetzt. Ein Windpark besteht aus mehreren Windrädern auf einer Fläche.

5.1.

Funktionsweise

Prinzipieller Aufbau einer Windkraftanlage

leitet“ werden. Die Drehrichtung ist im Uhrzeigersinn. Der Rotor benötigt nur eine geringe Windstärke, hat aber einen schlechten Wirkungsgrad (ca. 23 Prozent). Oft werden die Savonius-Rotoren für Es gibt verschiedene Bauformen von Entlüftungsantriebe oder als AnlaufhilWindkraftanlagen. So wird unterscheiden, ob die Narbe vertikal oder horizontal fe für Darrieus-Rotoren verwendet. Der Darrieus-Rotor arbeitet nach dem Aufläuft. Windanlagen mit vertikaler Narbe triebsprinzip mit zwei oder drei Rotor(Vertikalläufer) sind die ältesten Bauforblättern. Er kann als Rundbogen oder als men. Sie waren meist als WiderstandsH-Rotor, auch Heidelberg-Rotor genannt, läufer aufgebaut, d. h. sie nutzten den Luftwiderstand, den die Rotorblätter dem ausgelegt sein. Die Rotorblätter sind als Auftriebsläufer ausgelegt. Da der Rotor Wind entgegenstellen. Moderne Windnäher am Boden ist, bringt er nur etwa kraftanlagen werden als Auftriebsläufer gebaut. Das schmale Profil der Auftriebs- 75 Prozent der Leistung einer Standardrotorblätter ist vergleichbar mit dem eines Windkraftanlage. Um in Gang zu komFlugzeugflügels. Auftriebsläufer besitzen men benötigt er einen Startmotor oder einen Savonius-Rotor, der dann in die gegenüber dem Widerstandsläufer einen geringeren Materialaufwand. Kleinwind- Mitte eingebaut wird. anlagen werden als Vertikalläufer gefertigt, große Windkraftanlagen sind meisDarrieus-Rotor tens Horizontalläufer. Savonius-Rotor

Vertikalläufer Die bekanntesten Vertikalläufer sind der Savonius-Rotor und der Darrieus-Rotor. Sie kommen ohne Windnachführung aus. Da sie über einen Wanderfeldgenerator verfügen benötigen sie kein Getriebe. Der Savonius-Rotor arbeitet nach dem Widerstandsprinzip. Kommt der Wind von links, bietet die hintere Seite mehr Widerstand, da sie den Wind einfängt. An der vorderen Seite kann er „abge-

Abb.: Unterschiedliche Ausführungen QUELLE: www.energiewerkstatt.org

der Vertikalläufer

Sonderformen der Windkraftnutzung: Es gibt die verschiedensten Ideen, die Kraft des Windes zu nutzen. Interessant, wirtschaftlich und technisch realisierbar sind jedoch nur wenige davon. Einige Schiffsbauer haben erkannt, dass mit speziellen Winddrachen bei Containerschiffen rund 40 Prozent der Treibstoffkosten eingespart werden können. Eine ähnliche Idee kann auch zur Stromerzeugung genutzt werden. Ein Lenkdrachen wird in die Luft gelassen. An der Halteseilabwicklung ist ein Generator angebracht. Sobald der Drachen in der richtigen Position steht, sind die Zugkräfte so hoch, dass die Abwicklung gezielt Seil nachgibt und somit der Generator angetrieben wird. Ist das Seil komplett ausgezogen, wird der Lenkdrachen aus dem Wind geleitet und der Generator (er wirkt nun als Motor) holt ihn mit geringem Winderstand wieder ein. Der JojoKreislauf beginnt von neuem. Forscher sehen in diesem System mehr Potential als in einer Windkraftanlage, da der Drachen geräuschlos, billiger und in höheren Windlagen betrieben werden kann. In der Serienproduktion ergeben sich Stromgestehungskosten von ein bis vier €-Cent/ kWh. Dies liegt vor allem daran, dass die Kosten für die Bodenstation mit nur 10.000 € angegeben H-Darrieus-Rotor werden und die Kosten für einen Drachen bei etwa 1.500 € liegen. Eine Zusammenschaltung von mehreren Drachen mit einer Gesamtfläche von 50 m² entspricht etwa eine Leistung von 20 kW. 2013 soll in den USA ein Forschungskraftwerk mit einem MW errichtet werden.

Ein weiteres Forschungsprojekt ist das „Fliegende Kraftwerk“. Eine mit Helium gefüllte Walze wird an einem Seil in die Luft gelassen. Durch besondere Tragflächen auf der Oberfläche beginnt die Walze bei ausreichender Windgeschwindigkeit zu rotieren. Über eine Welle, die im Seil untergebracht ist, wird diese Bewegungsenergie zur Bodenstation geleitet und dort einem Generator zugeführt. Alternativ kann ein kleiner Generator in der Walze eingebaut werden.

Das Hauptproblem dieser Anlagen ist die schlechte Steuerbarkeit. Durch die Befestigung des Flugobjekts an einem Seil kann nicht bestimmt gesagt werden, wo es hingetrieben wird. Zudem können diese Kraftwerke den Flugverkehr stören. Des Weiteren muss noch die Frage geklärt werden, ob die Flugobjekte bei Unwetter in der Luft bleiben können oder wie sich die Objekte z.B. bei Blitzschlag verhalten.

Weitere Sonderbauformen sind hier abgebildet. Es wird jedoch nicht genauer auf sie eingegangen, da sie nur in kleineren Leistungsbereichen angeboten werden.

Abb.: Sonderbauformen von Windrädern QUELLE: www.energiewerkstatt.org

[47

5. Wind 5.1. 48]

Funktionsweise

Horizontalläufer mit drei Rotorblättern der Blattspitze ist im Normalbetrieb sechs bis zwölfmal so groß wie die Windgedie Standard-Windkraftanlage

Verstellbare Rotorblätter

Getriebe Bremse Generator Messinstrumente

Gondel Windrichtungsnachführung

Netzanschluss

schwindigkeit. Wegen des besten PreisHorizontale Auftriebsläufer sind die StanLeistunsverhältnisses besteht der Rotor dard Windkraftanlagen. Sie sind technisch aus Rotorblättern. Rotorkosten betragen ausgereifter und besitzen mittlerweile ca. 40 Prozent der Kosten der Windkrafteinen zufriedenstellenden Wirkungsgrad. anlage. Da sie eine horizontale Nabe besitzen, Ein weiteres Rotorblatt würde die Kosten können sie als Lee-Läufer oder als Luvüberproportional erhöhen. Bei Ein- oder Läufer ausgelegt sein. Lee-Anlagen haZweiblattrotoren reißt die Luftströmung ben ihren Rotor mit den drei Rotorblätschneller ab, was einen Ertragsausfall bei tern auf der windabgewandten Seite, geringerer Windgeschwindigkeit zur Folge der Lee-Seite. Sie führen sich selbst den hätte. Um diesem entgegenzusteuern, Wind nach, d.h. die Gondel dreht sich muss sich der Zweiblattrotor schneller immer mit dem Wind mit. Der große drehen als der Dreiblattrotor. Zudem beNachteil dieser Bauart ist der Windlasten Ein- und Zweiblattläufer die Lager schatten des Turmes, der den Ertrag des Rotors wesentlich ungleichförmiger. mindert. Aus diesem Grund werden Wenn bei einem Zweiblattläufer der Rotor hauptsächlich Luv-Läufer gebaut. senkrecht steht, wird das obere Blatt am Hier ist der Rotor auf der windzustärksten vom Wind angeströmt. Das ungeneigten Seite, der Luv-Seite. Die tere Blatt hingegen befindet sich vor dem Windnachführung ist hier komTurm, weshalb es fast keine Luftströmung plexer. Die Windkraftanlage muss bekommt. Somit sind hier die Belastungen mit Hilfe von Motoren in den und die Vibrationen auf den Turm am Wind geführt werden. Hierzu größten. wird die komplette Gondel gedreht. Da elektrische Leitungen von der Gondel in den Turm Rotor: Das Hauptmerkmal einer Windgeführt werden, ist nur eine kraftanlage, die Rotorblätter bestehen bestimmte Drehhäufigkeit aus glas- oder kohlefaserverstärktem der Gondel möglich. Sollte Kunststoff. Mit ihrer Hilfe wird die sich z.B. die Gondel fünfmal Windenergie (Strömungsenergie) in die im Uhrzeigersinn gedreht Bewegungsenergie (Drehenergie) der haben, sind die Leitungen Welle transformiert. Die Rotordurchmesverdrillt und die Anlage ser liegen mit steigender Tendenz, heute dreht sich fünfmal gegen bei ca. 50 bis 120 Meter. Dabei entspricht den Uhrzeigersinn wieder der Radius in etwa der Rotorblattlänge. zurück. Erst dann kann Neben einem Blitzschutzsystem bieten sich die Windkraftanlaeinige Hersteller auch eine Beheizung ge neu ausrichten. der Blätter an, da diese unter bestimmten Wetterverhältnissen vereisen können. Die hier abgebildete Bei Vereisung schaltet die Anlage wegen Standard Windkraftder entstehenden Unwuchten des Rotors anlage wird auch ab. Bei Stillstand fallen die Eisflächen ab Schnellläufer geund es kann wieder gestartet werden. Um nannt. Die Umlaufgeschwindigkeit an diesen Vorgang zu beschleunigen ist eine

Heizung sinnvoll. Die Blätter können mit Strom (geringe Kosten verglichen mit produzierter Leistung) beheizt werden. Eine aufwändigere Maßnahme ist die Beheizung mit der Abwärme des Generators.

ler und Höhe des Turmes unterschiedlich sind.

Üblicherweise werden Windkraftanlagen mit konischen Stahlrohrtürmen geliefert. Die einzelnen Segmente sind 20 bis 30 Meter lang und die Wandstärke beträgt 20 bis 40 Millimeter. Die größte Problematik Gondel: In der Gondel befinden sich fast ist die Höhenbegrenzung der Türme. Die alle technischen Bauteile der WindkraftSegmente werden stückweise zur Bauanlage. Dies sind neben der Blattverstelstelle gebracht. Ab einer Breite von 4,20 lung das Getriebe mit der Bremsanlage für m können sie nicht mehr auf der Straße Überlast und der Generator. Die Gondel transportiert werden. ist über die Windnachführung drehbar gelagert. Auf der Gondel befinden sich Gittertürme werden aus Stahlprofilen die Messstationen für Windrichtung und zusammengeschraubt und geschweißt. Sie -geschwindigkeit. benötigen nur halb so viel Material und sind daher kostengünstiger als Stahltürme. Der größte Nachteil ist ihr umstritteTurm: Ein entscheidender Bestandteil nes Erscheinungsbild. einer Windkraftanlage ist der Turm. Auf Eine weitere Form ist der Sandwichturm. ihm lasten mehrere hundert Tonnen Hier wird ein doppelwandiger Stahlturm Gewicht. Zusätzlich muss er auftretenden gebaut, dessen Wandung auf der BaustelWindstärken und Vibrationen standhalten le mit Elastomeren, Epoxidharzen oder können. Seine Lebensdauer ist zugleich Vergussmörtel gefüllt wird. die Lebensdauer der Anlage, da er wegen der auftretenden Materialermüdung Als Alternative gibt es Betontürme. Sie als Träger für eine weitere Gondel nicht werden entweder vor Ort gegossen oder geeignet ist. Die Höhe des Turmes beein- in Segmenten transportiert. Die einzelnen flusst den Ertrag entscheidend. In höher Segmente werden dann mit Stahlseilen gelegenen Luftschichten sind die Windverbunden und zusammengespannt. verhältnisse besser, da hier VerwirbelunHybridtürme sind Kombinationen aus den gen wesentlich seltener sind. Turbulenzen oben genannten Varianten. Häufig wird werden durch die Bodenrauigkeit (Beein fünf Meter hoher Betonsockel aufbauung und Flora) hervorgerufen. Wähgebaut, auf dem dann ein Stahlrohrturm rend in Küstennähe auf kleinere Türme aufgesetzt wird. zurückgegriffen werden kann, geht der Trend im Binnenland zu immer höheren Türmen. Aus der Turmhöhe ergibt sich Fundament: Das Fundament des Turms die Nabenhöhe. Die Nabenhöhe addiert ist für seine Standsicherheit entscheidend. mit der Länge des Rotorblattes ergibt die Prinzipiell ist die Fundamentwahl unabGesamthöhe der Anlage. Eine der zur Zeit hängig von der für die Windkraftanlage weltweit größten Windkraftanlagen hat gewählten Bauart des Turmes. eine Nabenhöhe von 131 m und einen Rotordurchmesser von 127 m. Ihre Nennleistung beträgt sechs MW. Es gibt verschiedene Turmarten, die je nach Herstel-

[49

5. Wind 5.1.

Jacket

Eine neue, noch in der Entwicklung befindliche Methode, ist das BucketfundaBei Onshore-Anlagen wird in den meisten ment (bucket engl. für Eimer). Ein Eimer Fällen eine Flachgründung gewählt. In wird umgedreht auf den Meeresgrund das Erdreich wird eine Fundamentplatte gestellt. Anschließend wird ein Vakuum eingegraben, die später mit einer Erdim Eimer erzeugt. Dadurch drückt er sich schicht wieder bedeckt wird. Auf dieser in den Meeresboden ein. Zur Demontage Platte wird der Turm verschraubt. Ist das muss dann nur wieder Luft in den Eimer Erdreich inhomogen, kann vorher ein gepresst werden. Bodenaustausch nötig sein. Ist der Boden sehr weich, werden Pfähle bis in tragfähi- Eine weitere Lösung ist das schwimmende ge Schichten gebohrt und mit der FunFundament. Hierbei ist ein Schwimmdamentplatte, die dann kleiner gewählt körper im Wasser, auf dem das Windrad werden kann, verbunden. aufgebaut wird. Verankerungen am Boden halten es in der gewünschten Position. Windkraftanlagen mit Schwimmkörper Fundament einer Offshore-Anlage eignen sich für besonders windreiche, tiefe Gewässer. Bei Offshore-Anlagen gibt es verschiedene Verfahren das Fundament zu errichten. Eine Gefahr bei Fundamenten, die auf Als Fundament wird der Bereich unterdem Meeresboden stehen, ist die sogehalb der Wasseroberfläche bezeichnet. nannte Kolkbildung. Kolke entstehen, Die Windkraftanlagen können z.B. auf wenn Bodenmaterial durch Turbulenzen Schwerkraftfundamenten errichtet weroder Strömungen im Wasser weggetraden. Diese sind so massiv , dass sie auf gen werden. Üblicherweise zeigt sich dies den Meeresboden gestellt werden können. durch eine Vertiefung neben dem „StörDieses Prinzip benötigt als einziges keine objekt“, dem Fundament. Verankerung mit dem Boden. Häufig wird Die beim Rammen der Stahlrohre entsteein einzelner Mast (Monopile), ein Tripod henden sehr großen Schallbelastungen, oder ein Dreimast (Tripile) verwendet. sind ein Problem für die Meeresbewohner Auch Jackets finden Anwendungen. im umliegenden Biotop. Schallmindernde oder schallfangende Technologien werden erprobt.

Tripile

Tripod

Fundament einer Onshore-Anlage

Monopile

Schwerkraftfundament

50]

Funktionsweise

Ein weiterer Punkt ist die Kollisionssicherheit mit Schiffen und U-Booten. Bei einer Kollision sollten die Schiffe möglichst wenig beschädigt werden.

Offshore-Ausführung von Windkraftanlagen Unterschiede zu Onshore-Windkraftanlagen: Neben den Besonderheiten des Fundaments, haben Windkraftanlagen auf dem offenen Meer zusätzliche Anforderungen zu erfüllen.

Fundamenttyp

Wassertiefe

Vorteile

Nachteile

Schwerkraftfundament

bis 10 m

geringer Stahlverbrauch, keine Rammung nötig

hohe Kosten bei Anwendung in großen Tiefen

Monopile

bis 20 m

gute Kolksicherung

großer Rammhammer

Tripod

25 bis 40 m

kleiner Durchmesser der Pfähle

nicht einsetzbar bei Steinhindernissen im Grund

Tripile

25 bis 40 m

Leichtbauweise

wenig Erfahrung

Jacket

20 bis 50 m

Erfahrung aus Ölbranche

hoher Stahlverbrauch

Bucket

bis 30 m

keine Rammung nötig

keine Erfahrung

80 bis 700 m

für große Wassertiefen geeignet

wenig Erfahrung

Schwimmendes Fundament

Tabelle: Vergleich der QUELLE: www.dena.de

einzelnen Fundamenttypen

So müssen Materialien benutzt werden, die trotz der salzhaltigen Meeresluft nicht korrodieren. Wenn einzelne Komponenten (z.B. Generatoren) diesen Schutz nicht bieten können, müssen sie komplett abgekapselt, d.h. luftdicht verschlossen, werden. Aufbau, Wartung und Abbau sind wesentlich komplexer. So sind Spezialschiffe entwickelt worden, um Windparks aufbauen und instand halten zu können. Manche Konzepte sehen Hubschrauberlandeplattformen für die Windparks vor. Eine weitere Hürde ist die raue See, die das Windrad zum Schwingen bringen könnte. Hier ist die Wahl der Fundamente entscheidend. Die im Meer verbauten Anlagen müssen für wesentlich höhere Windgeschwindigkeiten als Anlagen auf dem Festland ausgelegt werden. Das beeinflusst die Wahl und die Auslegung von Rotor, Getriebe und Generator.

Energieübertragung zum Festland: Die Übertragung der elektrischen Energie von der Offshore-Anlage zum Festland fordert eine besondere Technologie. Um Energie über längere Strecken zu transportieren, wird auf dem Festland Hochspannung mit 50 Hz benutzt. Bei dieser Technik muss zwischen den elektrischen Leitern und der Erde ein Mindestabstand eingehalten werden. Da dies bei einem Seekabel nicht möglich wäre, muss auf eine Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HÜG) gesetzt werden. Dabei wird die in dem Windpark produzierte Energie auf Plattformen nahe den Windkraftanlagen gesammelt und in Hochspannungsgleichstrom konvertiert. Ein Seekabel verläuft dann von dieser Plattform bis zum Festland. Hier muss der Gleichstrom wieder in eine Wechselspannung umgewandelt werden. Die mehrfache Umwandlung von Wechsel- in Gleichspannung und wieder zurück ist mit geringeren Verlusten behaftet als bei Wechselspannung. Dadurch ergibt sich bei höherer Kabellänge ein besserer Wirkungsgrad der Übertragung.

[51

5. Wind 5.1. 52]

Funktionsweise

Der Technische Aufbau einer Windkraftanlage ist hier schematisch dargestellt. Im folgenden Text wird auf die einzelnen Komponenten eingegangen.

∼

Erregung

(Bremse)

Rotorblätter

Getriebe

Generator

Technischer Aufbau einer Windkraftanlage

Schnelllaufzahl hat den Nachteil, dass das Drehmoment an der Welle sehr hoch ist. Dies führt dazu, dass ein größeres Getriebe und ein größerer Generator verbaut werden müsssen.

Rotor und seine Leistungsbereitstellung

Rotorleistungsbeiwert Cp

Ein wichtiger Faktor zur Berechnung der Leistung ist der Leistungsbeiwert cp. Der Leistungsbeiwert liegt bei sehr modernen Windkraftanlagen bei 0,5. Er ist abhängig von den aerodynamischen Verhältnissen entlang des Rotorblattes und der Anzahl der Rotorblätter. Üblicherweise wird er im Verhältnis zur Schnelllaufzahl λ = u / vw angegeben. Hier ist vw die Windgeschwindigkeit und u die Umlaufgeschwindigkeit an der Rotorblattspitze. Eine niedrige

r ω vw

0,5 0,4 0,3

Der Rotor sorgt für die Leistung (PN) an der Welle. Die Nennleistung wird wie folgt berechnet, cp ist Koeffizient für den Leistungsbeiwert:

0,2 0,1 0 0

Schnelllaufzahl λ 1-Blatt | 2-Blatt | 3-Blatt | 4-Blatt Abb.: Rotorleistung in Abhängigkeit QUELLE: www.elite.tugraz.at

der Anzahl der Blätter

PN = cp * P0 = cp * 1/2 *ρ*π* r2 * vw3

enthaltene Leistung. In der Formel sind die Abhängigkeiten von PN zu erkennen. So fließt die Dichteρder Luft linear in die Berechnung ein. Die Dichte ist abhängig von der Lufttemperatur. Der Radius r der Rotorblätter geht quadratisch, die Windgeschwindigkeit vw sogar mit der dritten Potenz in die Formel ein.

brechen. Der Nachteil dieser Regelung ist, dass die Nennleistung der Windkraftanlage wieder unterschritten wird.

[53

Bei der Pitch-Regelung ist der technische Aufwand wesentlich größer. Um die Angriffsfläche für den Wind zu reduzieren, muss hier der Blattwinkel der Rotorblätter geändert werden.

Moderne Windkraftanlagen verfügen über eine Kombination aus beiden Regelungen. Dadurch Eine typische Windkraftanlage wird durch kann die Nennleistung über ein weites Spektverschiedene Windgeschwindigkeiten rum der Windgeschwindigkeit konstant gehalbeschrieben: Die Einschalt- oder Anlauf- ten werden. Tritt ein starker Sturm oder Orkan geschwindigkeit ve liegt etwa bei drei m/s. auf, wird die Anlage notabgeschaltet. Dabei Unterhalb dieser Windgeschwindigkeit werden die Blätter um 90° gedreht, damit sie bleibt die Anlage noch im Leerlauf bzw. keine Windenergie mehr aufnehmen können. im Trudelzustand. In diesem Zustand Diese Regelung erlaubt es, die Windkraftanladreht sich der Rotor minimal, da ein gen auch bei Stürmen noch in einem sicheren Anhalten der Rotorblätter die Lager höher Betrieb zu halten. Zusätzlich kann ein „sanftes“ belasten würden. Die AuslegegeschwinZu- und Abschalten der Anlage durchgeführt digkeit vAU liegt zwischen sechs und zehn werden. Dadurch wird das Energieniveau im m/s. Hier hat die Windkraftanlage den Netz geschont. Ein weiterer Vorteil der Kommaximalen Wirkungsgrad. Bei variabbination aus Stall- und Pitch-Regelung ist, len Drehzahlen kann das Optimum über dass die Bremse ganz entfallen oder zumineinen großen Windgeschwindigkeitsbedest kleiner dimensioniert werden kann. Neue reich erzielt werden. Ihre Nennleistung Windkraftanlagen haben Bremsen nur noch gibt die Windkraftanlage bei Windgezum Feststellen der Rotorblätter bei Wartungsschwindigkeiten vN (von 10 bis 16 m/s) arbeiten. ab. Abschaltgeschwindigkeiten vAB liegen Ein Zusammenhang zwischen Windgeschwinzwischen 20 und 34 m/s. Bei der Überdigkeit v (in m/s), Rotordrehzahl n und der lebenswindgeschwindigkeit vLIFE von ca. daraus resultierenden 60 m/s ist die Stabilität der Anlage noch Rotorleistung ist in der garantiert. Rotorleistung | Optimaler Leistungsbeiwert Grafik dargestellt. Die Bei Windgeschwindigkeiten höher der Rotorleistung wird oft Nennwindgeschwindigkeit muss die in Prozent zur NennNennleistung konstant gehalten werden, leistung PN angegeben. da sonst der Generator Schaden nehmen Bis zu einer gewissen würde. Hierbei wird von Leistungsbegren- Rotordrehzahl arzung gesprochen. Dafür gibt es zwei ver- beitet die Anlage im schiedene Regelungen, die Stall- und die Optimum. Bei einer Pitch-Regelung. Bei der Stall-Regelung Rotorleistung über 100 wird ausgenutzt, dass sich bei großen Prozent wird, um die Anstellwinkeln der Blätter und zugleich 0 2 4 6 8 10 12 14 Lager und den GeneWindgeschwindigkeit v in m/s und Rotordrehzahl n großen Windgeschwindigkeiten Turbulen- rator vor Überlast zu zen bilden. Diese lassen die Auftriebskraft, schützen, eine AbregeAbb.: Rotorleistung in Abhängigkeit der Windgeschwindigleit und der Rotordrehzahl QUELLE: www.elite.tugraz.at welche den Rotor antreibt, zusammenlung durchgeführt.

150 125 100 75 50 25 0

Rotordrehleistung in %

P0 ist die in der Strömung des Windes

5. Wind 5.1. 54]

Funktionsweise

Getriebe Das Getriebe übersetzt die geringe Rotordrehzahl auf eine schnellere Generatordrehzahl. Das Übersetzungsverhältnis beträgt rund 1:50. Durch eine neue Generatorentechnik, die mit geringeren Drehzahlen arbeitet, können die Getriebe sogar ganz entfallen. Man unterscheidet zwischen Windkraftanlagen mit und ohne Getriebe. Nachteile des Getriebes sind die höheren Kosten, eine Leistungsreduzierung aufgrund von Reibungsverlusten, eine höhere Lärmbelästigung und ein höherer Wartungsaufwand. Bei getriebelosen Anlagen wird jedoch ein spezieller Generator benötigt. Dieser Generator benötigt durch seine Vielzahl an elektrischen Polen einen Generator mit größerem Querschnitt und Gewicht. Der größte Windkraftanlagenhersteller Deutschlands (Enercon) baut seit 1993 nur noch getriebelose Anlagen.

somit keinen Gleichstromzwischenkreis hat. In Deutschland kommen immer mehr Synchronmaschinen zum Einsatz, die nicht netzgekoppelt sind. Sie haben einen minimal höheren Wirkungsgrad, da sie durch eine variable Rotordrehzahl immer im Optimal-Punkt betrieben werden. Dafür benötigen sie aber (wie im technischen Schema sichtbar wird) einen Gleichrichter und einen Wechselrichter. Dieser Gleichstromzwischenkreis bewirkt, dass die Wechselspannung vom Generator in eine Gleichspannung gewandelt wird. Anschließend wird diese Gleichspannung in einem Wechselrichter wieder in die Netzwechselspannung umgeformt.

Der Gleichrichter glättet und entstört die elektrische Energie. Somit ergibt sich ein fast idealer Gleichstrom bei unterschiedlichen Windbedingungen. Der Wechselrichter ist vergleichbar mit dem einer Photovoltaikanlage. Die Gleich- und Wechselrichter, zusammenfassend LeisGenerator und die Netzeinspeisung tungselektronik, sind je nach GetriebeDer Generator ist das letzte Element in der und Generatorart unterschiedlich. Antriebskette. Er wandelt die DrehbeweEin Vorteil bei der Einspeisung über einen gung in elektrische Energie um. Hierbei Wechselrichter ist, dass die Rotordrehzahl gibt es verschiedenste Ausführungen und variabel sein kann, keine Störungen vom Verschaltungsmöglichkeiten. So werden Generator in das Netz abgegeben werden Asynchrongeneratoren (ASG) und Synkönnen und der Wechselrichter Blindleischrongeneratoren (SG) benutzt. tung bereitstellen kann (zu Blindleistung, Transformation, Netzeinspeisung, vergl. Jeder Hersteller benutzt seine eigenen Konzepte. Es gibt Konzepte mit nur einer, Kapitel Photovoltaik). Die Leistungselektronik, der Transformator und die zwei oder drei verschiedenen RotordrehNetzeinspeisung einer Windkraftanlage zahlen sowie Konzepte mit variablen kann in ein kleines Häuschen am Fuß der Drehzahlen. Welches am besten geeignet ist und sich somit durchsetzen wird, lässt Anlage eingebaut werden. Dadurch verringert sich das Gewicht der Gondel und sich noch nicht sagen. 90 Prozent aller die Bauteile sind für Wartungen besser weltweit betriebenen Windkraftanlagen zugänglich. sind netzgekoppelte Asynchrongeneratoren mit einer oder zwei umschaltbaren Drehzahlen. Netzgekoppelt bedeutet, dass der Generator direkt mit dem Netz verbunden ist und

Der Schattenwurf von Windkraftanlagen wird von vielen Menschen als störend empfunden, da der Schatten Helligkeitsschwankungen bewirkt. Diese periodischen Schwankungen werden vom Menschen unterbewusst wahrgenommen. Laut Bundes-Immissionsschutzgesetz darf der Schattenwurf maximal 30 Stunden pro Jahr und 30 Minuten pro Tag auf ein Wohnhaus treffen. Können diese Zeiten nicht eingehalten werden, muss die Windkraftanlage solange abgeschaltet werden, bis der Schatten vom Wohnhaus abgewandert ist. Es werden der theoretische Schattenwurf (30 h/a) und der tatsächliche, erfahrungsgemäße Schattenwurf (acht h/a) unterschieden. Die 30 h/a werden nur erreicht, wenn sich der Rotor 24 Stunden am Tag drehen würde und zugleich die Sonne 24 Stunden am Tag scheinen würde. Oft wird der Schattenwurf mit dem Diskoeffekt verwechselt. Durch das Spiegeln der Sonne an den Rotorblättern flackerten die ersten Windkraftanlagen. Heutzutage

Eine „Hindernis-Befeuerung“ soll den Flugverkehr vor der Windkraftanlage schützen. Sie muss ab 100 Metern Höhe installiert werden. Dieses rote Blinklicht kann sich störend auf die Anwohner auswirken. Es werden mittlerweile radargestützte Befeuerungen entwickelt, die sich nur einschalten, wenn sich ein Flugzeug nähert. Da sich Windkraftanlagen negativ auf Radaranlagen auswirken können, werden Baugenehmigungen in der Nähe von Radargeräten für die Luftraumüberwachung in der Regel nicht erteilt.

Energierücklaufzeit und energetische Amortisationszeit oder Payback-Zeit Die Energierücklaufzeit gibt an, nach wie vielen Betriebsjahren die Anlage die zur Produktion benötigte Energie wieder erwirtschaftet hat. Der Erntefaktor zeigt auf, wie oft die Anlage in ihrer Lebenszeit den kumulierten Energieaufwand, der zu ihrer Herstellung nötig war, wieder erzeugt und abgibt. Die Angaben zum Erntefaktor schwanken je nach Energieaufwand bei der Produktion, Montage, Wartung und Abbau und betragen durchschnittlich zwei bis sechs Monate. IEC Windklasse

Wind- und Typenklassen von Windrädern Windkraftanlagen werden in verschiedene Windklassen eingeteilt. Die International Electrotechnical Commission (IEC) - Normung ist die am häufigsten verwendete.

durchschnittliche Windgeschwindigkeit

Der Schall ist das größte Problem von Windkraftanlagen. Gängige Werte liegen zwischen 98 und 109 dB. Die stärkste Wahrnehmbarkeit des Schalles stellt sich bei 95 Prozent der Nennleistung ein, da niedrigere Leistungen weniger Schall ergeben und höhere Leistungen vom Windgeräusch überdeckt werden. Da die Schallemission von den Geschwindigkeiten der Rotorblattspitzen abhängig ist, können drehzahlgeregelte Anlagen durch einen Nachtmodus wesentlich weniger Schall abgeben als ungeregelte. Dadurch mindert sich allerdings der Ertrag der Anlage. Die zweite Schallquelle ist das Getriebe. Sie entfällt jedoch bei getriebelosen Anlagen.

[55

werden matte Lacke benutzt, somit entfällt der Diskoeffekt.

50-Jahres-Extremwert, gemessen für 10 Minuten

Emissionen einer Windkraftanlage

50,0 m/s 180 km/h

10,0 m/s 36 km/h

42,5 m/s 153 km/h

8,5 m/s 31 km/h

III

37,5 m/s 135 km/h

7,5 m/s 27 km/h

30,0 m/s 109 km/h

6,0 m/s 22 km/h

5. Wind 5.1. 56]

Funktionsweise

Die IEC gibt die Windgeschwindigkeit in vier Klassen an. Zudem werden noch die Unterklassen A, B und C angegeben. Sie sind abhängig von der Rauigkeit der Umgebung, da sie die Turbulenzen angeben. In Deutschland gibt es weiterhin die Einteilung des Deutschen Instituts für Bautechnik (DIBt) in Windzonen. Charakteristisch für Windkraftanlagen, die in höheren Windklassen (weniger Wind) aufgebaut werden, sind größere Rotordurchmesser und ein höherer Turm um die gleiche Nennleistung zu erreichen.

Energieangebot und der Energieertrag Das Windangebot ist auf dem Festland (Onshore) stark schwankend. Für Ertragsberechnungen werden die letzten Jahre betrachtet und ein mittlerer Wert für das Windangebot errechnet. Für eine Vergütung des Windstromes nach EEG muss die Anlage mindestens 60 Prozent des errechneten Referenzertrages erzielen. Der Referenzertrag ist von Anlage zu Anlage unterschiedlich, da er z.B. von der Rotorfläche, dem Leistungsbeiwert bzw. der Nennleistung abhängt. Die Normung hierfür stammt vom Deutschen Wetter Dienst (DWD). Eine DWDStandard-Windkraftanlage ist durch eine nominierte Rotorfläche von 1 m², eine Anlaufgeschwindigkeit von drei m/s und eine Abschaltgeschwindigkeit von 25 m/s, einen Leistungsbeiwert von 0,38 und eine Nennleistung von 0,378 kW definiert. Hieraus ergibt sich, bedingt durch die technische Richtlinie für Windkraftanlagen, eine Nabenhöhe von 80 m und eine Referenzertrag von 4.319 kWh/m² auf fünf Jahre. Der Deutsche Wetter Dienst (DWD) bietet Windkarten für Deutschland an. Diese sind in ein 200 Meter Raster gegliedert. Auf der Karte sind mäßig geeignete Gebiete mit Erträgen zwischen 60 Prozent und 100 Prozent gelb abgebildet. Auf diesen Flächen besteht zwar ein Vergütungsanspruch nach EEG, wirtschaftlicher ist die Investition in Bereichen über 100 Prozent Referenzertrag. Diese Flächen sind grün. Rote Flächen werden nach EEG nicht vergütet. Ein Windgutachten ermittelt die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten für einen speziellen Standort. Anhand dieser Daten kann die optimale

Abb.: Windkraftnutzungseignung QUELLE: Deutscher Wetterdienst

nach EEG | Ertrag < 60 % | Ertrag wie Referenz | Ertrag < 100 %

Nennwindgeschwindigkeit der Windkraftanlage errechnet werden. Als Nennwindgeschwindigkeit wird meist das 1,5 bis 2,2 fache der mittleren Windgeschwindigkeit des Gutachtens gewählt. Daraus ergibt sich die Nennleistung der Windkraftanlage. Über die Volllaststunden, die im

5.2.

Binnenland bei ca. 2.000 Stunden, in Küstennähe bei 2.500 Stunden und bei Offshore-Anlagen bei 3.800 Stunden liegen, kann der Jahresertrag abgeschätzt werden. Der Ertrag ist die Nennleistung multipliziert mit den Volllaststunden.

Projekt – Windkraftanlagen

Projektablauf Die Projektierung einer Windkraftanlage erfordert folgende Schritte:

Standortauswahl Planung Genehmigungsverfahren Bau und Abnahme

Standortauswahl

ten zu können. Die Messungen sollten in Einklang mit der Richtlinie IEC 61400 erstellt werden, die auch für Garantieansprüche wichtig ist. Weiterhin spielt bei der Standortfrage die Orographie (Höhenstrukturen und Geländeformen) eine entscheidende Rolle. Es sollen möglichst turbulenzfreie Windströmungen gewährleistet sein. Turbulenzen können durch Hindernisse oder durch die Rauigkeit des Geländes hervorgerufen werden.

Für die exakte Bewertung werden von verschiedenen unabhängigen Ingenieurbüros Windgutachten erstellt, die die Die wichtigsten Faktoren für die StandSumme aller Einflussfaktoren zusamortauswahl sind das mittlere Windaufmenfassen, interpretieren und bewerten. kommen, die Oberflächenstruktur und die Sofern Daten von Flughäfen oder anderen Nähe zum nächstmöglichen Netzeinspei- Messstationen vorhanden sind, sollten sepunkt. diese mit den eigenen Windmessungen abgeglichen werden, um die PlanungsSinnvoll ist eine Entwicklung erst bei sicherheit zu erhöhen. Da die Windgeeiner Windgeschwindigkeit von mindesschwindigkeit mit der dritten Potenz in tens 5,5m/s. Der Deutsche Wetterdienst die Formel zur Berechnung der elektribietet Windpotentialkarten auf Basis schen Leistung und damit des Ertrages unterschiedlicher Messdaten an. Diese eingeht, haben Abweichungen erhebliche Windkarten dienen anfänglich zur groben Auswirkung auf die Wirtschaftlichkeit der Eingrenzung geeigneter Regionen. Für die Windenergieanlagen. exakte Standortauswahl sind diese Karten nicht geeignet. Hier müssen an den einWindgutachten tragen diesem Umstand zelnen potentiellen Standorten in unterRechnung, in dem sie verschiedene Szeschiedlichen Höhen über einen Zeitraum narien abbilden. von 1 - 2 Jahren Messungen durchgeführt werden, um die Windverhältnisse bewer-

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5. Wind 5.2. 58]

Projekt – Windkraftanlagen

Planung Bei der Planung müssen unterschiedliche Faktoren in Einklang gebracht werden:

Auswahl des Anlagentyps Netzanbindung Infrastruktur Landnutzungsrechte

Anlagentyp: Steht der Standort fest, erfolgt die Auswahl des geeigneten Anlagentyps, der die Gegebenheiten technisch am besten umsetzt. Unterschieden wird hier zwischen Schwach- und Starkwindanlagen. Die Kategorisierung erfolgt über das Verhältnis von Rotorfläche und Generatonnennleistung. Starkwindanlagen zeichnen sich durch eine kleine Rotorfläche gegenüber ihrer Nennleistung aus. Schwachwindanlagen haben dagegen eine größere Rotorfläche, um den Ernteertrag zu erhöhen. Sie erreichen ihre Nennleistung bereits bei geringeren Windgeschwindigkeiten, haben aber ihre Abschaltgeschwindigkeit im Gegensatz zu Starkwindanlagen bereits bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten.

Umspannwerk gebaut werden. Bei Windparks mit einer Leistung von mehr als 20 MW ist dies oft erforderlich. Windparks speisen in Summe oft eine große Menge Strom ins Netz ein. Durch die Überlastung der bestehenden Netze sind die vom Netzbetreiber zugewiesenen Netzverknüpfungspunkte zunehmend weit vom Windpark entfernt. Bei einer Trassenlänge von 1000 Metern pro MW ist dies wirtschaftlich noch zu vertreten. (Kabelbau incl. Kabel, Material und Gestattungen liegt bei 50.000 – 100.000 € pro 1.000 Metern) Dieser Betrag verteilt sich auf die Tiefbaumaßnahmen, das Kabel und die zunehmend teuren Gestattungen für die Kabelverlegung. Nach dem EEG besteht für die Einspeisung Erneuerbarer Energien seitens des Energieversorgers eine vorrangige Abnahmepflicht des Stroms. Sie muss im wirtschaftlich günstigsten Netzverknüpfungspunkt erfolgen. Der Netzbetreiber trägt die Kosten eines eventuell notwendigen Netzausbaus. Netzanschlusskosten und Leitungstrasse zum Anschlusspunkt werden vom Windkraftanlagenbetreiber getragen.

Infrastruktur: Der Transport einer Windkraftanlage zum Standort erfordert Schwertransporter und überlange und überbreite Fahrzeuge, die nur zu genehmigten Zeiten mit Begleitfahrzeug anfahren dürfen.

Die Entscheidung für eine bestimmte Windkraftanlage bestimmt den FlächenProblematisch bei der Lieferung können bedarf und die Anforderungen an die BoBrücken, Kreisel, enge Straßen, Abfahrten, denbeschaffenheit und an das Fundament. Serpentinen sein. Die Wege zu einer Windkraftanlage müsNetzanbindung: Der Strom aus Windsen mindestens 4,5 m breit sein und einer kraftanlagen wird in das MittelspanAchslast von mindestens zwölf Tonnen nungsnetz (in der Regel 20 kV) eingestandhalten. Zudem wird eine Montagespeist. Für die Einspeisung in Hoch- bzw. und Kranfläche in der Größenordnung Höchstspannungsnetze müsste ein eigenes von insgesamt 1000 m2 – 1600 m2 benö-

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tigt. Außerdem müssen bei der Planung Wende- und Ausweichmöglichkeiten eingeplant werden. Die Flächen rund um das Windrad müssen für Reparaturen und Noteinsätze bestehen bleiben und gepflegt werden. Für diese versiegelten Flächen ist die Schaffung von so genannten Ausgleichsflächen erforderlich.

WEA: genehmigungsbedürftig ab einer Gesamthöhe von mehr als 50 m (4. BImSchV)

Windfarm: Gruppe von WEA in engem räumlichen Zusammenhang (UVPG)

UPVG Anlage 1 Nr. 1.6.3 3 bis weniger als 6 WEA

Eine optimale Auslegung der Anfahrtsund Verbindungswege sind mitbestimmend für die Wirtschaftlichkeit eines Windprojektes.

UPVG Anlage 1 Nr. 1.6.1 20 oder mehr WEA

Standortbezogene UVPVorprüfung: nur Kriterien nach UPVG Anlage 2 Pkt. 2

keine UVPPflicht

Die Flächen werden für 25 – 30 Jahre gepachtet. Eine beschränkt persönliche Grunddienstbarkeit im Grundbucheintrag sichert die dauerhafte Nutzung.

Genehmigungsverfahren

Feststellung: keine UVPPflicht

Vereinfachtes Genehmigungsverfahren nach § 19 BImSchG 3 Monate Bearbeitungsfrist nach Feststellung der Vollständigkeit ohne Öffentlichkeitbeteiligung

UVPPflicht

Feststellung: UVPPflicht

„Scoping“: Unterrichtung über Inhalt und Umfang der voraussichtlich beizubringenden Unterlagen; i.d.R. vor Antragstellung

Im Gegensatz zu anderen Erneuerbaren Energieformen sind hier die Bestimmungen des Baugesetzbuches des Bundesimmissionsschutzgesetzes in Verbindung mit dem Umweltverträglichkeitsgesetz wesentlich.

Allgemeine UPV-Vorprüfung: alle Kriterien nach UPVG Anlage 2

Fläche des Fundaments müssen auch Flächen gepachtet werden, die den gesamten Bereich des Rotors abdecken. Kabeltrassen müssen mit Gestattungsverträgen gesichert werden und außerdem sind Ausgleichsflächen erforderlich.

generelle

UPV-Vorprüfung („Screening“): überschlägige Prüfung, ob unter Berücksichtigung der in Anlage 2 aufgeführten Kriterien erhebliche nachteilige Umweltauswirkungen zu erwarten sind

Landnutzungsrechte: Zusätzlich zur

Unterschieden werden zwischen unterschiedlichen Größen der Windanlagen und Windparks.

Förmliches Genehmigungsverfahren nach § 10 BImSchG 7 Monate Bearbeitungsfrist nach Feststellung der Vollständigkeit inkl. Öffentlichkeitsbeteiligung

Dies wird in der nebenstehenden Übersicht deutlich. Träger der Bebauungsplanung ist die Gemeinde. Seit 1997 sind Windenergieanlagen privilegierte Bauvorhaben im Außenbereich, wenn keine öffentlichen

UPVG Anlage 1 Nr. 1.6.2 6 bis weniger als 20 WEA

1 oder 2 WEA

Abb:

Genehmigungsverfahren für Windkraftanlagen

5. Wind 5.2. 60]

Projekt – Windkraftanlagen

Belange entgegenstehen und eine ausreichende Erschließung gesichert ist. Zwar gibt es Planungsvorbehalte aber es gilt, dass Windenergieanlagen in der Regel im Außenbereich zulässig sind. Oft sind bereits Vorrang-, Vorbehalts- oder Eignungsgebiete in Gemeinden ausgewiesen. Wenn eine Windenergieanlage eine Gesamthöhe von 50 Meter überschreitet besteht eine Genehmigungspflicht nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz.

tungen dürfen nicht vorkommen und es darf zudem keine Überschreitungsgefahr herrschen. In der technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm des 6. BImSchG sind sämtliche Anforderungen an eine Windkraftanlage bzgl. Schallimmission festgelegt.

Der bewegte Schattenwurf einer Windkraftanlage wird oft von Anwohnern als besonders störend empfunden. Es muss daher eine Schattenwurfprognose erstellt werden. Falls der Schattenwurf gesetzlich Über das Genehmigungsverfahren und die geregelte Toleranzen überschreitet wird Prüfung nach dem Umweltverträglichder Betreiber verpflichtet das Windrad zu keitsgesetz, UVPG entscheidet die Anzahl festgelegten Zeiten abzuschalten. der geplanten Windkraftanlagen. Belange des Naturschutzes werden im Wenn keine UmweltverträglichkeitsGenehmigungsverfahren ebenfalls beprüfungspflicht gegeben ist, erfolgt das rücksichtigt. Im Bundesnaturschutzgesetz vereinfachte Genehmigungsverfahren sind Gesetze zum Schutz von Menschen, nach § 19 BImSchG. Im AntragsverfahFlora und Fauna, Boden, Wasser, Klima, ren werden mehrere Punkte überprüft. Es Luft, Landschaft und Kultur und sonstiger müssen bestimmte Abstände und ImmisSachgüter festgelegt. Außerdem wird die sionen eingehalten werden. Zudem spielt Wechselwirkung zwischen den einzelnen der Naturschutz eine bedeutende Rolle. schutzwürdigen Gütern geregelt. Abstandsregelungen sind in den BundesWindkraftanlagen sind generell nicht in ländern verschieden. Windkraftanlagen Naturschutzgebieten oder Kerngebieten müssen zu Wohngebieten meistens einen von Nationalparks erlaubt. Befinden sich Abstand von 1000 Metern oder einen Abbesonders bzw. streng geschützte Arten in stand in Höhe der zehnfachen Gesamteinem Gebiet, kann dies zur Ablehnung höhe einhalten. Bei Naturschutzgebieten eines Bauantrages führen. Grundlage für kommt es auf die darin lebenden Tierarten die Entscheidung ist eine spezielle artenan. Außerdem müssen vorgeschriebene schutzrechtliche Prüfung. Abstände zu Verkehrsstraßen und Stromleitungen eingehalten werden. Besonderes Windkraftanlagen können auch aufgrund bei Flughäfen und Radar-Sendeanlagen ihres Eingriffs in eine schützenswerte gibt es Abstandsanforderung aufgrund Landschaft abgelehnt werden. Sofern der Sicherheit bzw. der Störwirkung. Die bereits sogenannte Vorbelastungen, wie Entfernungsanforderungen werden aber z.B. Hochspannungsleitungen, Funkmasim Einzelfall nochmals näher geprüft. ten, Bundesautobahnen, o.ä. vorhanden sind ist die Genehmigung in der Regel Besonders wichtig ist ein Schallimmissierleichtert. Erfüllung von Sicherheitsanonsgutachten. Ein unabhängiger Sachforderungen wie z.B. Brandschutz oder verständiger muss garantieren, dass die die Verhinderung von Eiswurf sind selbstImmissionsrichtwerte an allen geforderten verständlich. Messpunkten bei verschiedenen Windstärken eingehalten werden. ÜberschreiEine weitere Bedingung, die vor Baube-

ginn erfüllt sein muss ist eine sogenannte Rückbaubürgschaft, mit der die Genehmigungsbehörde den späteren Rückbau der Anlage sicherstellen will (6,5% der Investitionssumme, häufig auch 30.000,00 €). Sind keine weiteren Nachweise zu erbringen wird die Baugenehmigung erteilt. Das Verfahren von der Planung bis zur Genehmigung kann zwischen zwei und drei Jahren dauern.

Windgutachten erstellt wurden und auch worst-case-Betrachtungen durchgeführt wurden, sollten mögliche Ertragsschwankungen in den Businessplan eingegangen sein. Eine seriöse Finanzierung sollte so ausgelegt sein, dass der Investor auch unvorhergesehene Ereignisse, sprich einige aufeinanderfolgende ertragsarme Jahre kompensieren kann.

Das Baurisiko kann an dieser Stelle vernachlässigt werden, da Windräder in der Regel vom Hersteller aufgestellt werden. Bau und Inbetriebnahme: Nach ErMögliche Bauverzögerungen und damit teilung der Baugenehmigung erfolgt Verzögerungen bei den Einnahmen müsdie Einrichtung der Baustelle. Als erstes sen durch eine gute Vertragsgestaltung werden Zufahrtswege präpariert und das mit entsprechenden Garantien geregelt Fundament gebaut. Anschließend werden werden. Auch die Gestaltung der Finandie einzelnen Bauteile durch Schwertranszierung sollte dem Rechnung tragen. porte geliefert. Im Gegensatz zu anderen Energieformen wird der Aufbau der Als weiteres ist auch noch das FunktionsWindräder meistens auch vom Hersteller risiko zu betrachten. Hersteller garantieübernommen. Für das Aufrichten der An- ren eine Verfügbarkeit von 95 bis 98 %. lagenteile werden mindestens zwei Kräne Eine geringere Verfügbarkeit steht in dibenötigt. Schlechtes Wetter und Wind rekter Beziehung zu der Höhe der Erträge. können hier die Bauzeit verlängern. Die Für Windkraftanlagen sollte deshalb auf anschließende Netzanbindung ist in der etablierte und erprobte Systeme zurückgeRegel unproblematisch. griffen werden. Die Wahl eines Herstellers mit hohen Erfahrungswerten ist vorteilFestzustellen ist, dass im Gegensatz zu haft. Bei Offshore-Windkraftanlagen sind Offshoreanlagen Onshore-Windkraftanjedoch noch keine exakten Werte über die lagen innerhalb weniger Monate errichtet Anlagenverfügbarkeit vorhanden. werden können und keine wesentlichen Bauzeitverzögerungen zu erwarten sind. Nach Inbetriebnahme und Abnahme wird Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Anlage dem Betreiber übergeben. Onshore-Windkraftanlagen aufgrund der hohen Erfahrungswerte risikoärmer sind als Offshore-Windenergieanlagen.

Projektrisiken

Die Projektrisiken einer Windkraftanlage bzw. eines Windparks differieren zwischen On- und Offshore-Projekten stark. Die wesentlichen Risiken liegen im Ertrag, im Bau und in der Funktion des Windrades. Da vor der Projektierung zwei bis drei

Da in der Regel bei Onshore-Anlagen Festpreise vereinbart werden, sind die Investitionskosten gut kalkulierbar. Bei Seeprojekten besteht die Gefahr von Kostenüberschreitungen. Betriebskosten sind durch langjährige Erfahrungen bei Windkraftanlagen an Land gut ermittelbar. Offshore mangelt es diesbezüglich noch an Erfahrungswerten.

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5. Wind 5.3. 62]

Wirtschaftlichkeit

Investitionskosten Anlagenpreise für Windkraftanlagen sind trotz erhöhter Nachfrage stagnierend. Sie belaufen sich im Moment auf 1,0 – 1,2 Mio. € pro MW bei Onshore-Anlagen. Komplette Windparks kosten ca. 1,5 Mio. € pro MW (incl. Nebenkosten). Die Preise der Windkraftanlagenhersteller variieren jedoch auch in Abhängigkeit des Standortes. Auf diese Weise nehmen sie an der Wertschöpfung der Standortqualität teil. Auf Offshore-Windenergieanlagen wird hier nicht näher eingegangen, da die Kosten sehr variabel sind und sie auf Grund der vielfältigen zusätzlichen Einflussfaktoren nicht zu verallgemeinern sind. Grob kann gesagt werden, dass 45 Prozent der Investitionskosten auf die Turbine entfallen, 20 Prozent auf die Installation, weitere 20 Prozent auf die Fundamente und 15 Prozent auf den Netzanschluss.

gleichsmaßnahmen, Immissionsgutachten (ca. 8.500 €) und Naturschutzgutachten (ca. 25.000 € pro Standort), den Genehmigungsgebühren (ca. 10.000 – 15.000 €), den Netzgutachten (ca. 1.000 – 1.500 €), sowie den Standsicherheitsnachweis (ca. 5000 €) zusammen. Im Ganzen können mit mindestens 60.000 € an Planungskosten pro Windkraftanlage gerechnet werden. Personalkosten sind nicht mitgerechnet. Unter Baukosten können die Kosten für das Bodengutachten (ca. 5000 €), die Fundamente (ca. 100.000 €), Zuwege (ca. 50.000 € pro km), die Kabeltrasse (ca. 75.000 € pro km) und die Netzanschlusskosten (min. 50.000 €) subsummiert werden. Der Bau einer Windkraftanlage ist bereits vor Baubeginn mit nicht unerheblichen Planungskosten verbunden.

Die Investitionskosten einer WindkraftanVergütung lage auf dem Land setzen sich auch aus mehreren Kostenblöcken zusammen. Der größte Anteil fällt auf die WindkraftanErträge werden über den Stromverkauf lage selbst. Dazu kommen Planungs- und generiert. Der eingespeiste Strom kann Baukosten. nach dem EEG vergütet werden. Eine weitere Option ist die Direktvermarktung Der Turm bestimmt den größten Teil der des erzeugten Stromes. Der Strom kann Kosten einer Windkraftanlage mit ca. 33 zu Marktpreisen an Energieversorger oder Prozent. Die Rotorblätter liegen bei ca. Endverbraucher verkauft werden. 18 Prozent und das Getriebe bei ca. 14 Prozent. Eine Direktvermarktung bedarf bestimmter Regelungen bzgl. des Netzabgleiches. Getriebelose Anlagen sind in der InstalTendenziell ist jedoch die Vergütung lation etwas teurer als Windenergieandurch das EEG wirtschaftlicher. lagen mit Getriebe, da ein Gleich- und ein Wechselrichter benötigt werden. Dies Für Onshore-Windenergieanlagen wird amortisiert sich schnell da sie zuverlässinach § 29 EEG eine aktuelle Grundverger und wartungsärmer sind. gütung von 4,92 Cent pro kWh gewährt. In den ersten fünf Jahren ab der InbeDie Planungskosten für eine Windkraftanlage setzten sich aus den Kosten für das triebnahme beträgt die Anfangsvergütung Windenergiegutachten (je ca. 8.000 € pro 9,02 Cent pro kWh. Bei Unterschreitung Standort), den Kosten für eventuelle Aus- des Ertrages von 150 Prozent des Refe-

renzwertes, wird die Anfangsvergütung je 0,75 Prozent Unterschreitung um zwei Monate verlängert. Außerdem wird ein Systemdienstleistungsbonus von aktuell 0,49 Cent pro kWh gezahlt. Wichtig für die Abnahme und die Vergütung durch den Netzbetreiber ist ein Ertragsgutachten, in dem nachgewiesen wird, dass an dem Standort mindesten 60 Prozent des Referenzertrags erzielt werden können. Als weiteres wird das „Repowering“ bzw. das Ersetzen alter Windkraftanlagen durch das EEG gefördert. Es müssen dazu eine oder mehrere Anlagen im selben oder benachbarten Landkreis endgültig ersetzt werden. Die Inbetriebnahme diese Windenergieanlagen muss außerdem mindestens zehn Jahre zurückliegen und die Leistung der Neuanlagen mindestens doppelt, aber höchstens fünfmal so groß sein, wie die Altanlage. Der RepoweringBonus beträgt 0,49 Cent pro kWh und wird zusätzlich zur Anfangsvergütung gewährt.

Kosten: Die Betriebskosten von Windkraftanlagen können nur schwer allgemeingültig angegeben werden. Die Werte können Windkraftanlagen- bzw. Windparkspezifisch variieren. Im Wesentlichen setzen sich die Betriebskosten einer Onshore-Windkraftanlage aus verschiedenen Kostenpunkten zusammen:

Wartung und Instandhaltung Versicherungen Verwaltung Pacht Sonstige Kosten

Bei Wartung und Instandhaltung gibt es verschiedene Varianten. Fast alle HerstelOffshore-Windkraftanlagen werden mit ler bieten Wartungs- und Serviceverträge einer Grundvergütung von 3,5 Cent pro an, wobei sich die Leistungen unterscheikWh gefördert. In den ersten zwölf Jahren den können. In diesen Verträgen sind auf ab der Inbetriebnahme wird jedoch eine jeden Fall die regelmäßigen WartungsAnfangsvergütung von 13 Cent pro kWh arbeiten vereinbart. Neben den normafestgesetzt. Für Anlagen, die vor dem 1. len Wartungsverträgen gibt es auch bei Januar 2016 an das Netz gehen, wird die Windkraftanlagen Vollwartungsverträge. Vergütung um zwei Cent pro kWh erhöht. Darin sind Verfügbarkeitsgarantien und Die Zahlungsdauer der Anfangsvergütung die Reparaturkostenübernahme enthalten. verlängert sich pro Seemeile, die über zwölf Seemeilen hinausgeht, um 0,5 Mo- Für Vollwartungsverträge können ca. nate und für jeden Meter Wassertiefe der 1,0 bis 1,5 Cent pro erzeugter kWh als Kosten angesetzt werden, wobei die Preise über 20 Meter liegt, um 1,7 Monate. mit dem Alter der Anlage steigen. Bei Routinewartungen spielt die Größe der Im EEG 2012 sind vor allem Änderungen Windkraftanlage eine Rolle und kann nicht exakt angegeben werden. Je nach der Vergütungsstruktur im Bereich der Offshore-Förderung vorgesehen. Geplant Gewährleistungszeit sollte eine Reparasind höhere Einspeisetarife (19 Cent), um turrücklage gebildet werden, um Reparaden Ausbau von Offshore-Windkraftanla- turen, die nicht durch die Gewährleistung oder die Versicherung abgedeckt sind, gen zu forcieren.

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5. Wind 5.3. 64]

Wirtschaftlichkeit

ohne nachträgliche Zuschüsse der Investoren bezahlen zu können.

dem sich die Anlage eingespielt hat, steigt dieser Wert schnell und dauerhaft an.

Weitere Kosten entstehen durch verschiedenste Versicherungen. Darin enthalten sind Haftpflicht-, Maschinen- und Betriebsunterbrechungsversicherung.

Neben dem Brandrisiko kann es bei fehlerhaften Abschaltmechanismen in Kombination mit sehr starken Winden zur kompletten Zerstörung der Windkraftanlage kommen. Beide Szenarien sind selten. Die entstanden Schäden und Ertragsausfälle sind zudem durch Versicherungen abgedeckt.

Zusätzlich fallen Kosten für die technische und kaufmännische Verwaltung, die Pacht und sonstige Kosten, wie Strombezug, Messkosten, externe Dienstleistungen etc. an. Bei Offshore-Windanlagen ist die Bandbreite auf Grund der eingesetzten Technik und der mangelnden Langzeiterfahrung größer.

Betriebsführungsrisiken Das größte Risiko ist hier eine mangelnde Verfügbarkeit.

Steuerliche Rahmenbedingungen Windkraftanlagen und Windparks werden auf 16 Jahre abgeschrieben. Nach einem Urteil des Bundesfinanzhofes (14. April 2011 IV R 46/09) zur Abschreibung von Windparks besteht ein Windpark aus mehreren selbständigen Wirtschaftsgütern. Es wird zwischen drei Wirtschaftsgütern unterschieden:

Bei Onshore-Anlagen lassen sich durch Fernüberwachung die Betriebszustände Windkraftanlage mit Fundagut überwachen. Auf Unstimmigkeiten ment, dem Kompakttransforkann schnell reagiert werden und nötige Wartungs- oder Reparaturarbeiten können mator und interner Verkabelung ohne Verzögerung durchgeführt werden. Bei Offshore-Windkraftanlagen stellt sich dies schwieriger dar. Auch hier werden die Anlagen durch eine Fernüberwachungssoftware fortlaufend überwacht, jedoch ist es nicht immer möglich sofort einzugreifen und die Windkraftanlage wieder instandzusetzen. Hier kann es aufgrund logistischer Probleme oder schlechten Wetters zu längeren Ausfallzeiten kommen. Die technische Verfügbarkeit von Onshore-Windenergieanlagen liegt regelmäßig über 97 Prozent. In den ersten Monaten nach Inbetriebnahme wird mit anfänglich 90 Prozent gerechnet. Nach-

Externe Verkabelung der Transformatoren bis zum Stromnetz und die Übergabestation Zuwegung

Diese Wirtschaftsgüter haben zwar unterschiedliche Nutzungsdauern, jedoch wird wegen der technischen Abstimmung der einzelnen Windkraftanlagen aufeinander und der einheitlichen Bau- bzw. Betriebsgenehmigung die Nutzungsdauer aller Wirtschaftsgüter eines Windparks einheitlich auf 16 Jahre festgelegt.

Da Windanlagen bewegliche Wirtschaftsgüter sind, können die Regelungen des § 7g EStG in Anspruch genommen werden. Die weiteren Voraussetzungen zur Nutzung des § 7g EStG sind im Kapitel Steuerliche Rahmenbedingungen beschrieben.

Fazit Windenergie ist eine der wirtschaftlichsten Formen Energie aus Erneuerbaren Energien zu gewinnen. Die Stromgestehungskosten können bereits jetzt mit den Gestehungskosten von Kraftwerken mit fossilen Brennstoffen konkurrieren. Bedingt durch die ständige technische Weiterentwicklung gibt es in Deutschland noch Ausbaupotential – Onshore, wie Offshore. Die aktuelle Politik fördert massiv den Ausbau von Windkraftanlagen. Im EEG 2012 wird der Fokus besonders auf Offshore-Windenergieanlagen gelegt. Bei Investitionen in Windkraft sollte in jedem Fall sehr genau auf die Qualität der Ertragsgutachten geprüft werden. Die mittlere Windgeschwindigkeit und die damit verbundene Auslastung der Windkraftanlage ist einer der wichtigsten Faktoren für die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen. An das Genehmigungsverfahren sind viele Gutachten und Vorschriften geknüpft, die vor allem bei Windparks zu langen und kostspieligen Projektentwicklungsverfahren führen können. Auch der Widerstand in der Bevölkerung kann zu Verzögerungen führen. Laufzeiten von 2-3 Jahren sind nicht unüblich.

Windpark Martfeld Beispielrechnung für 1 Windkraftanlage Enercon E82 auf 108m Nabenhöhe

Investitionskosten

3.700.000 €

Darlehen (KfW, 15 Jahre)

2.920.000 €

Einnahmen Stromerträge

450.155 €

Kosten

Pacht Strombezug inkl. Umspannwerk Technische Betriebsführung Versicherung Wartungsvertrag (EPK) Sonstiges Steuerberatung Kaufmännische Betriebsführung

22.508 € 5.250 € 9.003 € 1.846 € 8.333 € 1.020 € 3.672 € 9.003 €

Betriebsführungskosten

60.635 €

Ergebnis 1

389.520 €

Zins Darlehen Tilgung

85.761 € 216.296 €

Ergebnis 2

87.462 €

Rückbau-Rücklage

6.000 €

Ergebnis 3

81.462 €

Abb:

Vergütung inkl. SystemdienstleistungsBonus: 0,0961 € Stromertrag lt. Gutachten und Abschlägen 4.684.235 kWh

Genehmigungsverfahren für Windkraftanlagen

gibt noch keine Langzeiterfahrungen. Die Kalkulationssicherheit ist daher nicht in dem gleichen Maße gegeben.

Bei langfristiger Betrachtung sind Investitionen in Windkraftanlagen bzw. Windparks standortabhängig gute Renditeträger. Problematisch sind die starken Schwankungen im Windaufkommen Über Onshore-Windkraftanlage liegen mittlerweile viele Erfahrungswerte vor, die einzelner Jahre. Spürbare Portfolioeffekte ergeben sich ab etwa 27 unterschiedlichen eine realistische Betriebskostenabschätzung ermöglichen. Für Offshore-Anlagen Standorten.

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66]

6. Biogas

Biogasanlagen erfreuen sich immer größerer Beliebtheit zur Produktion von Strom und Wärme. Die Anzahl der Anlagen hat sich seit 1992 auf mehr als auf das 40-fache gesteigert. In diesem Kapitel beschäftigen wir uns neben der grundlegenden Funktionsweise mit der betriebswirtschaftlichen und steuerlichen Sichtweise. Verschiedene Musterkalkulationen verdeutlichen den Zusammenhang zwischen Auslegung der Anlage, Substratwahl und den verschiedenen Vergütungsbestandteilen des EEG. Kriterien zur Risikobewertung und kritische Punkte runden die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ab. Abschließend erfolgt eine Gesamtbewertung von Biogasanlagen und deren Attraktivität für Investoren.

[67

6. Biogas 6.1. 68]

Funktionsweise

Eine Biogasanlage produziert nach dem Prinzip der anaeroben mikrobiellen Vergärung aus bestimmten Substraten Biogas. Der Prozess wird durch verschiedene Bakteriengruppen hervorgerufen, die in einzelnen Schritten das eingesetzte Substrat zunächst zu einfachen organischen Verbindungen, anschließend zu organischen Fettsäuren und zuletzt in Biogas umwandeln. Das entstandene Biogas enthält zu rund zwei Drittel Methan (CH4), ca. ein Drittel Kohlenstoffdioxid (CO2) und verschiedene Spurengase. Dieses Gasgemisch wird anschließend in einem Blockheizkraftwerk verbrannt oder durch

Aufbereitung als Bioerdgas ins Erdgasnetz eingespeist. Als Einsatzstoffe werden vorwiegend gut abbaubare Biomasse (z.B. Gülle oder Energiepflanzen), landwirtschaftliche Nebenprodukte oder Bioabfälle verwendet. Aufgrund ihres chemischen Aufbaus sind Stroh und Holz unter anaeroben Bedingung nicht bzw. schwierig abzubauen. Diese beiden Produkte finden daher keinen Einsatz bei der Biogasproduktion. In neuen Forschungsprojekten soll versucht werden, aus Stroh Bioethanol herzustellen.

Prinzip der Biogasherstellung

Biomasse

Dünger Vergorenes Substrat

Nachgärer

Hauptfermenter

Silage

Eine Biogasanlage ist ein komplexes Gebilde, in dem durch verschiedene chemische und biologische Prozesse aus Biomasse Methan gewonnen wird.

Blockheizkraftwerk

Kraftstoff

Strom

Öffentliches Stromnetz Nahversorgung

Erdgasnetz

Gasaufbereitung

Biogas

Wärme

Privat Industrie Landwirtschaft

Abb: Schematische Darstellung einer Biogasanlage mit den notwendigen Prozessen und erstellten Produkten QUELLE: Vgl. Kaltschmitt/Hartmann, Energie aus Biomasse – Grundlagen, Techniken und Verfahren, 2001, Berlin-Heidelberg-NewYork,

Springer Verlag, S. 658

Am Anfang dieses Prozesses steht die Biomasse. Unter Biomasse werden dabei sämtliche organischen Stoffe (kohlenstoffhaltige Materie) verstanden. Für die Methanausbeute spielt die Wahl des Substrates eine entscheidende Rolle. Bevor die eigentliche Zuführung der Substrate von statten geht, werden diese aufbereitet. Die Aufbereitung beeinflusst entscheidend den biologischen Abbau. Folgende Teilschritte können, müssen aber in der Praxis nicht immer gemacht werden:

organische Moleküle (z.B. Aminosäuren, Zucker, Fettsäuren) zerlegt. Die anschließende Versäuerungsphase (Acidogenese), hervorgerufen durch säurebildende Bakterien, baut die Produkte der Hydrolyse weiter zu niederen Fettsäuren, Kohlenstoffdioxid und Wasserstoff ab. Bei der nächsten Stufe, der Essigsäurebildung (Acetogenese), wird durch acetogene Bakterien das Vorprodukt des Biogases gewonnen. Ein zu hoher Wasserstoffanteil in diesem Prozessschritt wirkt sich negativ auf die Methanausbeute aus.

[69

Zwischenlagerung zum Ausgleich von Schwankungen in der Anlieferung Sedimentation von mineralischen Anteilen (Sand) und Störstoffabtrennung Abscheidung von Fetten Herstellung einer pumpfähigen Masse aus vergleichsweise trockenen Substraten Zerkleinerung von grobpartikulären Komponenten Vermischung von mehreren Substraten zu einem Mischsubstrat Hygienisierung des Substrats Erwärmung des Gärsubstrats z.B. durch eine aerobe Vorbehandlung Einstellung und Pufferung des pH-Wertes (bei stark versauernden Substraten) Reduktion von Hemmstoffen (u.a. durch Ausfälle, Strippen) Teilschritte des biologischen Abbaus.

Nach der Aufbereitung werden die Substrate in den Hauptfermenter eingebracht. Dort beginnt der mehrstufige biochemische Prozess. Der Fermenter besteht dabei aus einem gasdichten Reaktor mit einem Abluftloch für die entstanden Gase. Wichtig ist, dass der Fermenter komplett luftdicht ist, um das Eindringen von Sauerstoff, der den anaeroben Abbauprozess erheblich beeinträchtigen kann, zu verhindern. Im ersten Schritt der Biomasseumwandlung im Fermenter werden bei der Hydrolyse komplexe Moleküle (z.B. Kohlenhydrate, Eiweiße, Fette) in einfachere,

Im letzten Schritt der Methanogenese wird schließlich Methan durch ausnahmslos anaerobe methanogene Archaeen gebildet. Die Phasen finden im Fermenter zeitgleich und parallel statt. Da die einzelnen Mikroorganismen in den Phasen unterschiedliche Anforderungen stellen, ist ein Kompromiss zwischen den einzelnen Ansprüchen zu finden. Die Hydrolyse läuft bei einem niedrigen, leicht sauren pH-Wert optimal ab, wobei die Methanbildung ein leicht alkalisches Milieu bevorzugt. Die Hydrolyse bildet zudem die bestimmende Phase für die Geschwindigkeit des Gesamtprozesses. Lösungsansätze,

6. Biogas 6.1. 70]

Funktionsweise

um bessere Voraussetzungen zu schaffen, sind zweistufige oder mehrstufige Verfahren. In einem zweistufigen System werden Hydrolyse und Methanbildung, bei mehrstufigen Systemen wird zusätzlich die Säurebildung abgetrennt. Durch diese Trennung können jeweils ideale Bedingungen für die Mikroorganismen geschaffen werden, ohne Kompromisse wie bei einem einstufigen Verfahren eingehen zu müssen.

tes wird der Kontakt zwischen Bakterien und Substrat verbessert. Die Umwälzung wird durch ein Rührwerk, eine externe Pumpe oder durch Gaseinblasung sichergestellt. Fällt das Rührgerät aus, so ist eine Schichtenbildung im Fermenter durch Dichteunterschiede zu beobachten. Die Mikroorganismen sinken hier zu Boden und der Kontakt beschränkt sich danach nur noch auf den Grenzbereich zwischen Substrat und Mikroorganismen.

Der Fermentationsprozess kann auf zwei verschiedene Arten erfolgen. Zum einen gibt es die Nassfermentation, zum anderen die Trockenfermentation, je nach Trockensubstratgehalt. Beide Verfahren besitzen außerdem unterschiedliche Befüllungsweisen. Bei der Nassfermentation wird der Fermenter kontinuierlich mit einer gleichbleibenden Substratmenge gefüllt. Die Entnahmemenge entspricht dabei der hinzugeführten Einsatzmenge. Somit ist eine stetige Methanproduktion gewährleistet. Als flüssiges Medium wird in den meisten Fällen Gülle verwendet. Im Gegensatz dazu wird bei der Trockenfermentation ein sogenannter Batch-Betrieb angewandt. Hier wird der Fermenter mit stapelbarer Biomasse komplett aufgefüllt und nach dem Fermentationsprozess wieder vollständig entleert. Um eine kontinuierliche Biogasproduktion zu gewährleisten, werden oftmals mehrere Fermenter nebeneinander genutzt. Da die Mikroorganismen nur in einem flüssigen Medium leben können, ist auch bei der Trockenfermentation ein bestimmter Flüssigkeitsanteil im Fermenter. Dieser ist aber nicht so hoch wie bei der Nassfermentation.

Zudem ist die Temperatur von großer Bedeutung. Die Mikroorganismen besitzen Temperaturoptima bei denen sie eine maximale Effizienz aufweisen. Wird diese Temperaturspanne nicht eigehalten, kann es zu Minderproduktion oder im schlimmsten Fall zum Erliegen der Methanproduktion führen.

Die Gewährleistung einer stetig hohen Methanproduktion ist das wichtigste Element beim Betreiben einer Biogasanlage.

Hier wird zwischen drei unterschiedlichen Temperaturoptimabereichen der Mikroorganismen differenziert; dem psychrophilen (< 25°C), dem mesophilen (zwischen 37°C und 42°C und dem thermophilen (zwischen 50°C und 60°C) Bereich. Entscheidend für den Prozess ist jeweils ein konstantes Temperaturniveau. Eine weitere Rolle spielt der pH-Wert. Der ideale Bereich liegt zwischen 7,0 und 7,5. Bei einstufigen Systemen stellt sich dieser aufgrund der Selbstregulierung der Mikroorganismen automatisch ein. In mehrstufigen Verfahren werden in den verschiedenen Prozessschritten entweder ein saurer bzw. ein leicht alkalischer pH-Wert benötigt. Durch eine überhöhte Substratzufuhr kann es z. B. zu einer Versauerung des Milieus kommen, was in Folge den Gärprozess zum Erliegen bringt.

Bestimmte Hemmstoffe können sich auch kontraproduktiv auf die Methanbildung Die Durchmischung spielt bei der Fermen- auswirken. Vor allem Desinfektionsmittel tation eine wichtige Rolle. Nur durch eine und Antibiotika können zum Absterben immerwährende Zirkulation des Substra- von Mikroorganismen führen, die für den

EINFLUSSFAKTOREN Sauerstoff Temperatur pH-Wert Hemmstoffe Nährstoffversorgung

Methanogenese

Essigsäurebildung

Versäuerungsphase

Hydrolyse

Substrat

Nachgärer

Abb:

Biogasproduktionsprozess und Einflussfaktoren

[71

Dünger

TrockenNassfermenter

Prozess der Biogasbildung

Methan

Raumbelastung und Verweilzeit im DurchFermenter mischung

Gärprozess von elementarer Bedeutung sind. Zusätzlich beeinflusst die Qualität des Substrats die Biogasausbeute. Die kontinuierliche Zufuhr von hochwertigen Nährstoffen und Spurenelementen besitzt hohe Priorität. Sind alle Faktoren in Einklang und werden diese durch ständige Überwachung und Steuerung aufrecht erhalten, ist eine optimale Methanausbeute gesichert.

Substrate Die Wahl des Substrats hat eine elementare Auswirkung auf den Methanertrag einer Biogasanlage. Im Folgenden werden verschiedene Substratarten vorgestellt und im Anschluss miteinander verglichen.

Nachwachsende Rohstoffe Zu den nachwachsenden Rohstoffen als Biogasanlagensubstrat werden Mais, Ganzpflanzensilage, Zuckerrüben, Grassilage und sonstige nachwachsende Rohstoffe (z.B. Riesenstauden) verstanden. Mais ist der wichtigste nachwachsende Rohstoff in der Biogaserzeugung. Hohe

Hektarerträge durch die spezielle Züchtung von Energiemais, die effiziente Ernte mit Maishäckslern und die gute Lagerbarkeit als Maissilage machen den Mais zu einem attraktiven Einsatzstoff. Durch den hohen Stärkegehalt und den kurzen Fasern ist er gut abbaubar und die Anlagentechnik wird weniger gestört. Maissilage kann zudem ganzjährig eingesetzt werden. Ein stetig wachsendes Problem sind Maismonokulturen, die zu einer Verarmung der Biodiversität führen. Außerdem wirken sich die Monokulturen kontraproduktiv auf die Bodenerosion aus und beanspruchen den Boden mehr, was zu einem verstärkten Düngemitteleinsatz führt. Die Ganzpflanzensilage (GPS) erfreut sich zunehmender Bedeutung. Hierunter fallen vor allem Roggen und Triticale. Triticale sind dabei eine Kreuzung zwischen Roggen und Weizen. Jedoch fallen die Trockenmasseerträge der GPS um 20 Prozent pro Hektar niedriger aus als bei Mais. Über den Anbau einer Folgefrucht, wie z.B. Hirse, können jedoch die Hektarerträge erheblich gesteigert werden. Die Zuckerrübe zeichnet sich durch hohe Hektarerträge aus und ist in Biogasanlagen gut abbaubar. Erdanhaftungen an der Rübe können aber zu Störungen führen. Silieren und damit die Konservierung von

6. Biogas 6.1. 72]

Funktionsweise

Zuckerrüben ist nicht möglich, daher ist die Verwendung von Zuckerrüben nur beschränkt umsetzbar. Häufig wird in geringen Mengen Grassilage verwendet. Aufgrund der langen Faser des Grases ist aber ein geeignetes Rührwerk erforderlich.

Tierische Rückstände Unter tierischen Rückständen werden Gülle und Mist verstanden. Diese Einsatzstoffe werden vor allem auf landwirtschaftlichen viehhaltenden Betrieben genutzt, da diese dort kostenlos zur Verfügung stehen. Die leichte Kombinationsmöglichkeit mit anderen Substraten lassen Gülle zu einem guten Co-Substrat werden. In diesem Zusammenhang zeichnet sich Gülle durch eine hohe Pufferkapazität und ihre stabilisierende Wirkung auf den Umwandlungsprozess aus. Außerdem dient Gülle als Stickstofflieferant und regt zudem durch Spurenelemente die Aktivität und das Wachstum der Mikroorganismen an. Eine Kontamination der Gülle durch Antibiotika oder Desinfektionsmittel kann jedoch zum Erliegen des biochemischen Prozesses führen. Bei Mist ist aufgrund der Festigkeit eine andere Rührtechnik im Fermenter vonnöten. Das enthaltene Stroh liefert hier keinen nennenswerten Methanertrag. Mist wird aufgrund seiner Festigkeit eher in Verbindung mit Einsatzstoffen mit einem hohen Wasser- bzw. Energiegehalt verwendet (z.B. Schlempen).

Um Mais-Monokulturen und die damit einhergehende Bodenerosion entgegenzuwirken, werden ökologische Alternativen getestet. In den Versuchen werden verschiedene Riesenstauden aus Nordamerika auf ihre Einsatzmöglichkeit in Biogasanlagen untersucht. Durch diese Pflanzen wird außerdem ein hoher Pestizideinsatz vermieden und der Verarmung der Landschaft entgegengewirkt. Die Testpflanzen wachsen üppig, sind frosthart und blühen teilweise bis Ende September. In kleineren Mini-Biogasanlagen lieferten manche Sorten bereits so viel Methan wie Mais. Das einzige Problem stellt bei diesen Pflanzensorten der verzögerte Einstieg dar, da im ersten Jahr noch keine verwertbaren Erträge entstehen. In den Folgejahren fallen die Erträge dafür umso üppiger aus. Sind die Stauden einmal gepflanzt, können diese bis zu 20 Jahre lang Im Allgemeinen ist die Methanausbeute regelmäßig geerntet werden. bei Gülle und Mist viel geringer gegenüber anderen Substraten. Vorteilhaft bei Gülle ist die unproblematische Lagerung und die direkte Zufuhr in die Biogasanlage.

Organische Reststoffe Als organische Reststoffe werden Reststoffe aus der Agrarindustrie und Abfälle verstanden. Unter den Agrarreststoffen werden Trester (Pressrückstände), Treber (ausgelaugte Malzrückstände aus der Bierherstellung), Schlempen (Destillationsrückstände) und Pülpe (Rückstände der Stärkegewinnung aus Kartoffeln), sowie Nebenprodukte aus

der Obstverarbeitung verstanden. Zu den Abfällen zählen Speisereste, Magen- und Panseninhalt von Schwein und Rind, Fettabscheiderückstände aus Großküchen und Gastronomie, Bioabfälle, Marktabfälle und Flotatschlamm. Die Gasausbeute variiert zwischen den einzelnen Substraten je nach Einsatzstoff sehr stark.

Material

Biogasertrag (FM = Frischmasse)

Methangehalt

Maissilage Grassilage Roggen-GPS Futterrübe Zuckerhirse Bioabfall Hühnermist Rübenblatt Pressschnitzel Schweinemist Rindermist Getreideschlempe Schweinegülle Rindergülle

202 m³/t FM 172 m³/t FM 163 m³/t FM 111 m³/t FM 108 m³/t FM 100 m³/t FM 80 m³/t FM 70 m³/t FM 67 m³/t FM 60 m³/t FM 45 m³/t FM 40 m³/t FM 28 m³/t FM 25 m³/t FM

52 % 54 % 52 % 51 % 54 % 61 % 60 % 54 % 72 % 60 % 60 % 61 % 65 % 60 %

Algen darfsdeckung verwendet. Die Wärme dient Im Moment laufen einige Forschungszur Beheizung des Fermenters, sowie der projekte in Bereich der Algennutzung in Betriebsstätte und angeschlossenen HäuBiogasanlagen. Algen sind eine besondere sern. Der Strom wird zu einem geringen Alternative zu allen Arten von EinsatzTeil für die elektrischen Bestandteile einer stoffen. Sie sind Photosynthese betreibenBiogasanlage (z.B. Antrieb des Rührwerks) de Organismen und binden dadurch CO2. genutzt. Überschüssiger Strom wird in Ein weiterer Vorteil von Algen ist, dass das öffentliche Netz eingespeist, um die dafür kein Ackerland benötigt wird. MikEinspeisevergütung zu erhalten. roalgen verwerten zudem das Sonnenlicht Wichtig für die Wirtschaftlichkeit und besonders effizient, da alle Zellen einer Effizienz eines Blockheizkraftwerkes ist Alge Photosynthese betreiben. die Nutzung der Wärme. Die Algen lassen sich ohne aufwändige Vorbereitungs- oder Aufbereitungsschritte Eine weitere Möglichkeit bei Biogas besteht in der Einspeisung von Biogas als in Biogasanlagen verwenden. Bioerdgas in das öffentliche Erdgasnetz. Zurzeit existieren jedoch noch keine wirtBiogas besteht, wie Erdgas hauptsächlich schaftlichen Anlagen, die den Einsatz von aus Methan und kann deshalb als ErdMikroalgen ermöglichen. gasersatz verwendet werden. Bevor das Biogas in ein öffentliches Netz eingespeist werden kann, muss dieses auf ErdgasVerwendung der qualität aufbereitet werden. In Aufbereientstehenden Produkte tungsanlagen erfolgt diese Aufwertung in In einer Biogasanlage entstehen hauptmehreren Schritten. Diese Aufbereitung sächlich zwei Produkte – Biogas und ermöglicht zudem den Einsatz als AutotFermenterrückstände. reibstoff. Biogas wird überwiegende als Treibstoff für direkt angeschlossene Blockheizkraftwerke genutzt. Über diese Blockheizkraftwerke werden dezentral Strom- und Wärme produziert. Beide Produkte können in öffentliche Netze eingespeist werden. Ein Teil der Energie wird jedoch zur Eigenbe-

Um Erdgasqualität zu erreichen, wird das Biogas entschwefelt, um Korrosion zu vermeiden. Diese Entschwefelung kann durch biologische, chemische und adsorptive Verfahren erfolgen. Als nächstes wird das Gas getrocknet. Hier wird durch Abkühlung der Wasseranteil im Biogas

[73

Abb: Vergleich von Biogasrohstoffen QUELLE: Vgl. Quaschning Volker, Regenera-

tive Energiesysteme – Technologie-Berechnung-Simulation, 2009, München, Hanser Verlag, S. 337

6. Biogas 6.1. 74]

Funktionsweise

verringert, um auch hier Korrosion in Motoren zu verringern. Um die Qualität weiter zu erhöhen und den Heizwert zu steigern, erfolgt eine CO2-Abtrennung.

Ein weiteres Produkt einer Biogasanlage ist der Fermenterrückstand. Diese Gärrückstände können als Düngemittel für landwirtschaftlich genutzte Flächen verwendet werden. Verwendete Gülle wirkt Diese Schritte ermöglichen eine Kondibei der Ausbringung weniger aggressiv tionierung bzgl. Trockenheit und Heizauf Pflanzen, ist Stickstoffhaltiger und wert mit dem Erdgas im Netz. Bevor das weniger geruchsintensiv als Rohgülle. Der Bioerdgas eingespeist wird, verdichtet ein Gärrest bei einer Trockenfermentation Kompressor das Gas soweit, dass es eingelässt sich ebenfalls als Dünger nutzen. speist werden kann. Dieser kann auch durch Verbrennung Diese Aufbereitung von Biogas zu Bioerd- nochmals zur Energiegewinnung dienen. gas ist relativ kostenintensiv und deshalb Durch die Verwendung des Gärrücknur für Anlagen größer ca. 1,5 MWelektrisch standes wird die Wirtschaftlichkeit einer wirtschaftlich rentabel. Biogasanlage weiter erhöht.

6.2.

Projekt – Biogasanlage

Projektablauf

ProjektAblauf

Zu Beginn der Planung einer Biogasanlage steht ein Grobkonzept. Es sind verschiedene Fragen zur Substratbereitstellung, Art, Größe und Planung der einzelnen Komponenten der Biogasanlage, Standortfaktoren sowie der Energieabnahme und Endprodukte der Anlage zu klären. In einer Machbarkeitsstudie wird anschließend das Grobkonzept nochmals aus technischer und wirtschaftlicher Sichtweise einer gründlichen Prüfung unterzogen, bevor der Businessplan erstellt wird. Im Anschluss sind die genehmigungsrechtlichen Dinge mit der Gemeinde zu klären. Ist die Genehmigung der Biogasanlage durch die Gemeinde realistisch, sind Gespräche mit Anlagenherstellern und Bauunternehmen bzw. Generalunternehmern zu führen, um die Kosten der Anlage zusammenstellen. Auf dieser Basis kann die Finanzierung erarbeitet werden, bevor mit dem Bau begonnen wird. Nach Fertigstellung der Anlage erfolgt eine de-

taillierte Abnahme, danach das Anfahren der Anlage im Probebetrieb.

In der Projektphase sind folgende Punkte für den Erfolg besonders bedeutsam:

Substrat Die Substrate stellen den wichtigsten Punkt einer Biogasanlage dar. Sie sind bestimmende Faktoren für den Standort, die Größe, die Art, die Lagerhaltung, die Investitionskosten, die Biogaserträge und die Idee GrobWirtschaftlichkeit der Anlakonzept ge. Die Einsatzstoffe müssen jederzeit in ausreichender Menge vorhanden sein. Ein hoher Anteil an Eigenproduktion stellt sich vorteilhaft gegenüber hohen Zukaufanteilen dar. Die Verfügbarkeit der einzelnen Substrate wirkt sich auf die benötigten Flächen und Logistikkosten aus.

[75

Genehmigung Behörden: Diese überprüfen den Geneh-

Folgende Verträge sind mindestens zu schließen:

migungsantrag unter den Aspekten des Baurechts und des Bundes-Immissions Gesellschaftsvertrag schutzgesetzes (BImSchG). Vorab sollte bereits geklärt werden, welche rechtlichen Miet-, Pacht- und Grundstückskauf vertrag inkl. Dienstbarkeiten Auflagen erfüllt werden müssen. In den einzelnen Bundesländern können spezielle Bauverträge bzw. GeneralunternehmerGenehmigungsvoraussetzungen existieren. vertrag Wartungs- und Instandhaltungsvertrag Durch das BImSchG werden die einzelnen Biomasse- bzw. Substratliefervertrag Bereiche, wie Naturschutzrecht, Abfall Wärmeliefervertrag recht, Düngemittelrecht, Hygienerecht Stromliefervertrag und die Vorschriften zur Umweltverträg Netzanschlussvertrag lichkeitsprüfung geprüft. Versicherungsverträge Das Genehmigungsverfahren dauert zwischen drei und sieben Monaten nach Finanzierung Eingang sämtlicher erforderlicher Unterlagen. Eine Zeitüberschreitung von 3 – 4 Für die Finanzierung der Biogasanlage Monaten ist auf Grund der Komplexität gibt es je nach Interessenslage verschiedevon Einzelfragen, der Organisation in der ne Optionen: Verwaltung, Sitzungsterminen, etc. nicht Eigenmittel unüblich. Darlehen mit Option auf Fördermittel durch Förderbanken, wie z.B. KfW Netzbetreiber: Mit dem Energieversorgungsunternehmen muss in Abhängigkeit Bürgeranlage/Beteiligungsmodelle der Leistung der Anlage ein verbindlicher (Genossenschaft, GmbH & Co.KG, Einspeisepunkt vereinbart und die Bedin- Genussrecht, Aktien, stille Gesellschaft) gungen für den Netzanschlussvertrag und Leasing die Netzeinspeisung verhandelt werden.

Businessplan

Genehmigung und Planung

Finanzierung

Anlagenbau

Abnahme

Inbetriebnahme

Projektablauf - Biogasanlage

Biogasanlagenbau Die Biogasanlage kann durch einen Generalunternehmer oder durch mehrere Unternehmen, die einzelnen Anlagenteile bauen, errichtet werden.

6. Biogas 6.2. 76]

Projekt – Biogasanlage

Auf Grund der Komplexität einer Biogasanlage sind kontinuierliche Qualitätskontrollen und eine saubere Baudokumentation notwendig. Die nachträgliche Behebung von Mängeln können sehr zeitund kostenintensiv werden. Bevor die Biogasanlage in den Testbetrieb genommen wird, erfolgt eine Abnahme durch einen fachkundigen Gutachter. Im Probelauf werden mit Hilfe von Wasser

die Dichtigkeit der einzelnen Bauteile, sowie Sensoren und weitere Mess- und Regeleinrichtungen getestet. Anschließend erfolgt der erste Testlauf, in dem die Leistungsfähigkeit unter Realbedingungen mit den Subtraten überprüft wird. Diese Phase kann bis zu mehreren Monaten dauern und wird anteilig auf die Investitionssumme verrechnet. Nach der Überprüfung erfolgt die Schlussabnahme und die Übergabe in den Regelbetrieb.

Planungssicherheit durch kompetenten Partner Termin- und Kostenüberschreitungen Qualität von Ingenieurbüros und Biogasanlagenherstellern Funktionsfähigkeit der Anlage Leistungsfähigkeit Dichtigkeit Langfristige Lieferverträge für Substrat oder Eigenanbau Projektrisiken

6.3.

Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage

Investitionskosten

Der Fermenter und die Gas- und Kraftwerkstechnik nehmen bei den Anschaffungskosten den größten Raum ein.

Die Investitionskosten einer Biogasanlage hängen von verschiedenen Komponenten ab. Die Investitionskosten pro KW installierter Leistung sind bei größeren Anlagen zunehmend wirtschaftlicher.

Die Grundstückkosten variieren je nach Standort der Biogasanlage. Außerdem muss zwischen gepachteten, erworbenen und eigenen Flächen unterschieden werden. Die Nebenkosten setzen sich aus Die Verteilung der Investitionskosten ohne Kosten für Planung, Genehmigung, NetzGrundstück und Nebenkosten entfallen bei Substratannahme 5 – 19 % Biogasanlagen Vor- und Abmischung 0 – 11 % zwischen 300 kWel bis 800 kWel auf : Fermenter 24 – 49 %

Gas- und Kraftwerkstechnik Gärrückstandslager

24 – 42 % 9 – 18 %

Investitionskosten pro kWel ca. 2.000 – 3.500 € Verteilung der Investitionkosten bei einer Biogasanlag, jedoch ohne Gründstück und Nebenkosten

Anlagenleistung

Grundvergütung für Strom aus Biomasse

anschluss und sonstigen Kosten zusammen. Die Gesamtinvestitionskosten liegen ca. zwischen 2.700 € und 3.900 €/ KWel

Nach dem aktuellen EEG gliedert sich die Vergütungsstruktur bei Biomasse folgendermaßen:

Luftreinhalte-Bonus TechnologieBonus NawaRo-Bonus

Vergütungssätze in Cent pro kWh bei Inbetriebnahme 2011

11,44

bis 150 kW bis 500 kW bis 5 MW bis 20 MW

9,00 8,09 7,63

bis 500 kW

0,98

bis 5 MW

1,96 / 0,98a

bis 500 kW bis 5 MW

6,86 3,92

Bei der Planung sollte nicht nur auf die Reduzierung der Investitionskosten bis 150 kW 3,92 Gülle-Bonus geachtet werden. Höhere Investitionskosbis 500 kW 0,98 ten können sich oftmals durch wesentLandschaftsbis 500 kW 1,96 pflege-Bonus lich günstigere Betriebsführungskosten amortisieren. Kurze Lieferwege, optimierte KWK-Bonus bis 20 MW 2,94 Lagerkapazitäten, kurze Transportwege Vergütungsstruktur bei Energieerzeugung durch Biomasse zwischen Lager und Einbringungssystem QUELLE: Bundesregierung 2011 und eine damit verbundene Zeitersparnis und die Verweilzeit des Substrats im Fermenter müssen in der Planung erfasst und Im neuen EEG 2012 sollen die Vergütungssätze für Biomasse geändert werden. optimiert werden. Die Wärmevergütung ist nicht gesetzlich Ein pauschaler Investitionskostensatz ist festgesetzt. Die nicht genutzte Wärme insofern schwer zu ermitteln. kann an einen Netzbetreiber oder direkt an den Endverbraucher geliefert werden. Der erzielte Preis ist Verhandlungsbasis. Betriebsführung Es kann jedoch mit einem Wärmepreis von ca. zwei Cent pro kWh gerechnet werden. Durch das EEG in Verbindung Erträge: Die Erträge einer Biogasanlage setzten sich aus der Einspeisung von Strom mit dem KWK-Gesetz ist der KWK-Bonus von 1,96 Cent/kWh gesichert, der bei und Wärme oder der Gaseinspeisung zusammen. Teilweise besteht die Möglichkeit Wärmeeinspeisung zusätzlich geleistet die Gärreste gewinnbringend zu verkaufen wird. bzw. bereits Erlöse bei der Abnahme von Gärsubstraten zu generieren.

Bei der Verwendung des Biogases in einem Blockheizkraftwerk entstehen Strom und Wärme. Der produzierte Strom wird bei Einspeisung in das öffentliche Netz durch gemäß EEG durch den Energieversorger vergütet. Auf diese Weise sind für das erste und 20 weitere Jahre sicher kalkulierbare Einnahmen gewährleistet. Strom stellt die Haupteinnahmequelle einer Biogasanlage dar, außer bei Gaseinspeiseanlagen.

Die erzielbaren Erlöse bei der Gaseinspeisung beruhen auf Preisverhandlungen mit Gashändlern. Hier gibt es keine gesetzlichen Vergütungsregelungen. Es kann hier mit 6,5 bis 7,5 Cent pro kWh gerechnet werden. Der Abnahmepreis ist abhängig von der Einspeisemenge und den verwendeten Substraten. In Fällen der Einspeisung von Bioerdgas sollte jedoch zuerst mit verschiedenen Händlern über mögliche Abnahmepreise gesprochen werden. Außerdem ist zu überprüfen, ob nicht eine Verwertung des Biogases in einem Blockheizkraftwerk und die anschließende Abgabe von Strom und Wärme an das öffentliche Netz wirtschaftlicher wäre. Biogasaufbereitungsanlagen sind

[77

6. Biogas 6.2. 78]

Projekt – Biogasanlage

mit wesentlich höheren Investitionskosten ein Abfallprodukt ist und ansonsten verbunden. nicht weiterverarbeitet werden könnte. Der Einsatzstoff bestimmt außerdem die In sehr wenigen Fällen können durch die Lagerkosten. Beim Einkauf müssen KonVerwendung bestimmter Gärsubstrate servierungsverluste, die z.B. beim Silieren Erlöse generiert werden. Eine eingehende von Mais entstehen, miteingerechnet Prüfung und vertragliche Absicherung ist werden. Es gilt, dass bei jeden eingesparnotwendig, um diesen Punkt in die Kalkuten Euro, der Gewinn im gleichen Umfang lation mit aufnehmen zu können. zunimmt. Der Wert des Gärrestes ist regional unterschiedlich. Es können Erlöse generiert werden, aber auch Kosten entstehen. In Der nächste Kostenblock besteht aus den der Kalkulation kann auf den Ansatz des Betriebskosten. Hierunter werden vorGärrestwertes zunächst verzichtet werden. rangig der eigenverbrauchte Strom, das Zündöl für den Betrieb des BlockheizAuf der Erlösseite wirkt sich ein Cent pro kraftwerkes, das benötigte Schmieröl, kWh mehr oder weniger auch bedeutend Folien und Gewichte, wie zum Beispiel auf das Betriebsergebnis aus. Der Erhalt Sandsäcke oder Altreifen, für die Silageeiner bestimmten Bonusvergütung kann abdeckung verstanden. Weitere Betriebseine zuvor unwirtschaftliche Biogasanlage stoffe sind Treibstoffkosten für die Befülwirtschaftlich machen, ohne dass wesentlung des Fermenters und den Abtransport lich mehr Investitionskosten anfallen. der Substrate.

Kosten: Die Kosten einer Biogasanlage spalten sich in mehrere Bereiche. Unterschieden wird zwischen variable und fixen Kosten.

Die variablen Kosten einer Biogasanlage bestehen aus:

Substratkosten Betriebsstoffen Wartung und Reparatur Laboranalysen Die Substratkosten stellen den größten Kostenposten dar. In manchen Fällen betragen sie mehr als die Hälfte der Gesamtkosten, vor allem wenn ein großer Anteil an Nachwachsenden Rohstoffen (NawaRo) genutzt wird. Bei der Verwendung von Gülle tendieren die Rohstoffkosten beispielweise gegen Null, da Gülle

Der Gesamteigenenergieverbrauch liegt zwischen 4,3 Prozent und 9,3 Prozent. Andere Quellen ermittelten einen Durchschnitt von 7,3 Prozent Eigenstromverbrauch. Rührwerk und Einbringungsanlage der Biogaserzeugung sind die größten Posten des Eigenenergieverbrauchs. Die größten Stromverbraucher während der Stromerzeugung sind Primär- und Sekundärpumpen und die Not- und Ladeluftkühler. Bei der Gaseinspeisung muss beachtet werden, dass als weiterer Betriebsstoff zur Aufbereitung Propan benötigt wird. Weitere variable Kosten fallen für Wartung und Reparatur an. In der Regel belaufen sich diese Kosten zwischen ein und zwei Prozent der Investitionssumme und sind bauteilabhängig. Bei Blockheizkraftwerken mit Vollwartungsverträgen beträgt der Aufwand zwischen 0,5 bis ein 1,5 € Cent pro kWel. Vollwartungsverträge sollten die technische Überwachung,

den Austausch von Verschleißteilen und die Behebung von Funktionsstörungen beinhalten. Entscheidend ist die jährliche Verfügbarkeit der Anlage. Meist sind in diesen Verträgen die Preise fest vereinbart und können somit, je nach Vertragsausgestaltung, auch zu den Fixkosten gezählt werden.

Um die Anlage professionell zu steuern müssen mehrmals im Jahr Proben aus den Fermenter entnommen werden, um die Qualität des Gärprozesses zu bestimmen. Nur so ist eine optimale Produktion gewährleistet. Hierfür sollten mindestens 500 – 1.000 € pro Jahr eingerechnet werden.

Flächenkosten entstehen sofern, das Grundstück gepachtet ist. In diesem Fall wird die jährliche Pacht angesetzt.

Als weiteres sind die Abschreibungen gewinnmindernd anzusetzen. Die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer einer Biogasanlagen kann nicht einheitlich festgelegt werden. Vielmehr muss die Anlage bei der Abschreibung in die einzelnen Bestandteile aufgeteilt werden. Demnach ist für Gebäude eine Nutzungsdauer von 33 Jahren anzunehmen, die Betonteile (Fermenter, Gärbehälter) werden meist auf 16 Jahre abgeschrieben, Einbringungs- und Steuertechnik auf 6 bis 10 Jahre und der BHKWMotor auf 4 bis 7 Jahre. Eine detailliertere Tabelle finden Sie bei der steuerlichen Betrachtung in diesem Kapitel.

Der Fixkostenblock besteht aus folgenden Bestandteilen:

Arbeitskosten Flächenkosten Abschreibungen Zinsen Versicherungen Die Arbeitskosten setzen sich aus dem Stundenlohn und der benötigten Arbeitszeit zusammen. Die Anzahl der Angestellten wird durch die Größe der Biogasanlage und dem verwendeten Substrat bestimmt. Da es sich bei den Mitarbeitern meist um Festangestellte handelt, können die Arbeitskosten als Fixkosten angesehen werden.

Einen zusätzlichen Bestandteil der Kosten- und Leistungsrechnung bilden die Zinsen für Eigen- und Fremdkapital.

Die Versicherungen können mit 0,5 Prozent der Investitionssumme angesetzt werden.

Die einzelnen Kosten beeinflussen in unterschiedlicher Stärke das Betriebsergebnis. Abweichungen beim Gasertrag, Methangehalt oder beim elektrischen Wirkungsgrad haben eine enorme Auswirkung auf den Gewinn. Besonders in Gewicht fallen, wie bereits erwähnt, die Substratkosten. Veränderungen dieser Der Einsatzstoff bestimmt hier die Zeit für Faktoren spielen besonders bei NawaRoAnbau, Aufbereitung und Einbringung Anlagen eine bedeutende Rolle. in die Biogasanlage. Am Ende wird der Gesamtzeitaufwand aufsummiert und mit Weniger Einfluss auf das Ergebnis haben Wartung, Reparatur, sowie der Arbeitsaufeinem festen Stundensatz verrechnet. wand.

[79

6. Biogas 6.2. 80]

Projekt – Biogasanlage

Betriebsführungsrisiken

sollte immer darauf geachtet werden, dass sich Lieferanten in unmittelbarer Nähe befinden, um Logistikkosten zu minimieren. Eine Risikodiversifikation ist durch Die typischen Risiken, die sich negativ auf Ertrag und Kosten auswirken können, den Bezug von Substraten von mehreren sind das Betriebs- und Managementrisiko, Produzenten möglich. Um die Liefertreue zu erhöhen, besteht die Möglichkeit die das Beschaffungsrisiko und das Markteinzelnen Lieferanten an der Biogasanlaund Absatzrisiko. ge wirtschaftlich zu beteiligen. Dadurch Eine Produktionsabweichung bzgl. haben diese auch ein Interesse an der Quantität und Qualität kann während bestmöglichen Versorgung der Anlage. der Betriebsführung durch unzureichend Das Markt- und Absatzrisiko gestaltet sich qualifiziertes Personal, Mängel bei der differenziert. Durch das EEG wird eine Lagerhaltung, Fehler in der Logistikplanung oder durch sonstige Fehlplanungen festgesetzte Stromvergütung für das erste, entstehen. Häufige Ursachenquelle ist die sowie weitere 20 Jahre gewährleistet. mangelnde Erfahrung des Betreibers. Die Abnahme von Wärme ist gesichert, jedoch gibt es hierfür keinen gesetzlich Der Entstehungsprozess von Biogas bedarf einer aufmerksamen Beobachtung geregelten Vergütungsanspruch. Der KWK-Bonus bei der Wärmenutzung verund reagiert sensibel auf kleinste Bediespricht aber eine zusätzliche Vergütung nungsfehler. In der Anfangsphase kann zur EEG-Vergütung. ein Mangel an Erfahrung immer wieder zu Minderproduktion oder im schlimmsDer Preis für eingespeistes Bioerdgas ten Fall zu großen Produktionsausfällen beruht auf dem Verhandlungsgeschick mit führen. Erdgashändlern bzw. mit den Endverbrauchern. Bei Biogasanlagen, die nicht von landwirtschaftlichen Betrieben geführt Die Abnahme der Gärreste ist nicht gerewerden, ist das Beschaffungsrisiko zu gelt, das Absatzrisiko liegt in den Händen betrachten. Landwirtschaftliche Betriebe des Betreibers. In landwirtschaftlichen richten normalerweise ihren Anbau auf Betrieben kann der Gärrest als Düngererihre Biogasanlage aus und sind somit satz dienen. In diesen Fällen entsteht kein meist in geringerer Weise vom BeschafEntsorgungsproblem. Bei nicht landwirtfungsmarkt abhängig. Nur bei Ernteausschaftlichen Betriebsweisen können hier fällen oder zu geringen Anbauflächen Absatzprobleme entstehen bzw. es kann müssen Substrate zugekauft werden. zu Zusatzkosten kommen. Anlagen die nicht von landwirtschaftlichen Betrieben geführt werden sind sehr abhängig vom Rohstoffmarkt. Im Steuerliche Behandlung Speziellen liegt das Risiko darin, dass die benötigten Substrate nicht zum richtigen Zeitpunkt, in gewünschter Qualität Für die steuerliche Betrachtung sind und Menge, sowie zum günstigsten Preis besonders die Einordnung der Einkunftsbeschafft werden können. Preisschwanart im Rahmen der Einkommenssteuer, kungen können sich ohne langfristige die Umsatzsteuer und die GewerbesteuLieferverträge negativ auf das Ergebnis er sowie die Regelungen des § 7g EStG auswirken. Beim Bau einer Biogasanlage relevant.

Investitionsabzugsbetrag gem. § 7g EStG: Ein Blockheizkraftwerk ist nach der Verfügung der OFD Münster vom 22.03.2011 (Az. S 2172 – 12 – St 12 – 33) „wie“ eine Betriebsvorrichtung als selbständiges, bewegliches Wirtschaftsgut zu behandeln. Auch bei einer Biogasanlage handelt es sich unseres Erachtens steuerrechtlich um eine Betriebsvorrichtung, also Vorrichtung, die zu einer Betriebsanlage gehört, mit der ein Gewerbe unmittelbar betrieben wird, und somit um ein bewegliches Wirtschaftsgut. Folglich gelten hinsichtlich der Steuerbegünstigungen gemäß § 7g EStG dieselben Grundsätze wie bei Photovoltaikanlagen (vergl. 4. Steuerliche Rahmenbedingungen). In diesem Zusammenhang ist insbesondre die Abgrenzung der Betriebsvorrichtungen von den Gebäuden zu beachten. Ein Bauwerk ist nach den in der höchstrichterlichen Rechtsprechung aufgestellten Grundsätzen als Gebäude anzusehen, wenn es Menschen oder Sachen durch räumliche Umschließung Schutz gegen Witterungseinflüsse gewährt, den Aufenthalt von Menschen gestattet fest mit dem Grund und Boden verbunden, von einiger Beständigkeit und ausreichend standfest ist (BFH vom 28.05.2003 Az. II R 41/01, BStBl 2003 II S. 693). Insbesondere muss das Bauwerk, um zum Aufenthalt von Menschen geeignet zu sein, so beschaffen sein, dass sich Menschen darin nicht nur vorübergehend aufhalten können, wie dies z.B. bei kleinen Gebäuden bis zu 30 qm oder bei besonders hohen oder niedrigen Temperaturen der Fall ist. Außerdem muss das Gebäude durch normale Eingänge zu betreten sein. Behelfsmäßige Eintrittsmöglichkeiten wie Luken, Leitern und schmale Stege genügen nicht. Die Bestimmung zum Aufenthalt von Menschen ist nicht notwendig. Es muss vielmehr so beschaffen sein, dass sich Menschen unter gewöhnlichen Umständen darin

[81

aufhalten können. Ein Bauwerk verliert deshalb nicht seine Gebäudeeigenschaft, wenn bauliche Unzulänglichkeiten (z.B. schlechte Belüftung oder Beleuchtung) den Aufenthalt von Menschen lediglich erschweren. Der IAB ist nicht auf den Investitionsanteil anwendbar, der auf Immobilien entfällt.

Ertragssteuer: Bei Biogasanlagen ist zu unterscheiden, ob es sich um Einkünfte aus Land- und Forstwirtschaft oder aber um Einkünfte aus Gewerbebetrieb handelt. Des Weiteren sind die Behandlung von Zuschüssen, die Abschreibungen und eventuell bei Einkünften aus Gewerbebetrieb die Nutzung des Investitionsabzugsbetrages gemäß § 7g EKStG auf Teile der Anlage von Bedeutung. Bei der Bestimmung der Einkunftsart ist die Auslegung der Biogasanlage entscheidend. Wenn nur Biogas erzeugt wird und die Biomasse zum überwiegenden Teil aus der Eigenproduktion stammt, kann das produzierte Biogas zur land- und forstwirtschaftlichen Urproduktion gezählt werden. Folge ist, dass hier Einkünfte aus Land- und Forstwirtschaft entstehen. Sobald das Biogas zur Stromerzeugung genutzt wird, fallen Einkünfte in die Kategorie Einkünfte aus Gewerbebetrieb. Bei einem einheitlichen Produktionsprozess zur Stromerzeugung wird die komplette Biogasanlage und die daraus generierten Einkünfte als Einkünfte aus Gewerbebetrieb klassifiziert. Der Anteil der Eigenproduktion wird anhand des Nährstoffverhältnisses und den daraus gewonnenen Biogaserträgen ermittelt. Bei der Finanzierung werden oftmals Zuschüsse und öffentliche Mittel verwendet. Die Behandlung dieser Zuschüsse stellt eine weitere steuerliche Gestaltungs-

Jahre/ Betriebsstunden

Wirtschaftsgut

BHKW-Gebäude

Maschinenhalle

33 33

Motoren Zündstrahlmotoren Gas-Otto-Motoren

4 7

Motoren bei Leistungs-AfA Zündstrahlmotoren Gas-Otto-Motoren

Fermenter

Gärbehälter

Einbringungstechnik Steuerungstechnik

Verrohrung

Gasfackeln

Transformator

Außenanlagen

Hofbefestigung

Fahrsilo

Waage

25.000 h 50.000 h 16 16 6 10 10 5 15 15 15 14 15

Afa-Tabelle für die einzelnen Komponenten QUELLE: Finanzamt 2011

6. Biogas 6.2. 82]

Projekt – Biogasanlage

möglichkeit dar. Bei Zuschüssen haben die Steuerpflichtigen die Wahl, ob sie die Zuschüsse bei den Anschaffungs- bzw. Herstellkosten ansetzen oder bei den Einnahmen. Dies hat Auswirkungen auf die Höhe der Abschreibungen.

anderen Einkunftsarten verrechnet werden und zu einer Steuerersparnis in den ersten Jahren führen.

Umsatzsteuer: Im Umsatzsteuergesetz

sind für Land- und Forstwirtschaft nach § 24 UStG Durchschnittssätze vorgesehen. Nach § 24 Abs. 1 Nr. 3 UStG in Verbindung mit § 1 Abs. 1 Nr. 1 UStG müssen land- und forstwirtschaftliche Betriebe für Lieferungen und sonstige Leistungen, die Für Wirtschaftsgüter, die nach dem 31.12.2010 angeschafft wurden, kann kei- im Inland gegen Entgelt im Rahmen ihres Unternehmens erbracht haben nur 10,7 ne degressive Abschreibung angewendet Prozent Umsatzsteuer an das Finanzamt werden. Somit kann eine Biogasanlage abführen. Ein Vorsteuerabzug ist jedoch nur noch linear abgeschrieben werden. nicht möglich. Nach der land- und forstwirtschaftlichen Bei einer Ausgliederung der Anlage und Afa-Tabelle besitzen Biogasanlagen eine steuerliche Nutzungsdauer von 16 Jahren der Qualifizierung als Gewerbebetrieb, fällt die Umsatzsteuer mit dem Regelsatz und werden jährlich mit sechs Prozent abgeschrieben. In der Regel wird dies von in Höhe von 19% an. In diesem Fall ist auch der Vorsteuerabzug möglich. Vorteilder Finanzverwaltung nicht akzeptiert. haft ist dies bei dem hohen VorsteueraufDer HLBS-Steuerausschuss vertritt die kommen bei Anschaffung der BiogasanlaAuffassung, dass eine Biogasanlage in ge und der einzelnen Komponenten. unterschiedliche Wirtschaftsgüter zerlegt Sofern die Biogasanlage nicht in einem werden muss. landwirtschaftlichen Betrieb betrieben Die Planungs- und Genehmigungskosten wird, entsteht diese Wahlmöglichkeit werden anteilig dem jeweiligen Wirtnicht. In diesem Falle muss die normale schaftsgut zugerechnet. Umsatzsteuer abführen. Diese Aufteilung führt außerdem zu einer differenzierten steuerlichen Behandlung von Reparaturen und Ersatzmaßnahmen. Gewerbesteuer: Fallen die Einkünfte aus der Biogasanlage in die BesteuerungsklasJede Reparatur und Ersatzmaßnahme kann bei einem einheitlichen Wirtschafts- se „Einkünfte aus Gewerbebetrieb“, wird zusätzlich die Gewerbesteuer fällig. gut sofort als Betriebsausgabe geltend gemacht werden, wohingegen die AufNatürliche Personen und Personengesellgliederung in einzelne Wirtschaftsgütern schaften können einen Freibetrag von Ersatzmaßnahmen Anschaffungs- und 24.500 Euro geltend machen. Bei höheren Herstellungskoten für ein neues WirtGewerbeerträgen muss Gewerbesteuer schaftsgut darstellen mit einer Abschreibezahlt werden. bung über die Nutzungsdauer. Die Gewerbesteuer ist jedoch bis zu einem Durch die Verlustverrechnung über die Grenzwert bei der Einkommensteuer anreeinzelnen Einkunftsarten hinweg, kann chenbar. auch ein Verlust aus Gewerbebetrieb mit Im Falle der Zurechnung der Zuschüsse erhöht sich die Bemessungsgrundlage und es können höhere Abschreibungen geltend gemacht werden.

Fall 1: 100 % Grasssilage ohne Wärmeverkauf

Fall 2: 100 % Maissilage ohne Wärmeverkauf

1.439.823 €

Investitionskosten

Fall 3: 90 % Gülle, 10 % Maissilage ohne Wärmeverkauf

Fall 4: 100 % Bioabfall ohne Wärmeverkauf

Fall 5: 33 % Getreidekörner (gequetscht), 67 % Gülle ohne Wärmeverkauf

Fall 6: 100 % Grasssilage mit 70 % externer Wärmenutzung

< [83

Erlöse Grundvergütung NawaRo-Bonus Gülle-Bonus KWK-Bonus Wärmenutzung

382.837 € 267.368 € –– –– ––

392.053 € 274.394 € –– –– ––

< 274.416 € 77.834 € –– ––

392.084 € –– –– –– ––

392.063 € 274.401 € 77.832 € –– ––

392.071 € 274.407 € –– 82.322 € 78.243 €

Summe Erlöse

650.205 €

666.447 €

744.303 €

392.084 €

744.296 €

827.043 €

Kosten Var. Kosten Substrat Reperaturen Betriebsstoffe Laboranalyse (6x200 €) Zinsen

484.242 € 30.014 € 63.802 € 1.200 € 17.377 €

348.285 € < < < 13.299 €

139.335 € < < < 7.031 €

–– < < < 2.851 €

357.000 € < < < 13.561 €

484.242 € < < < 17.378 €

Summe Var. Kosten

596.635 €

456.600 €

241.382 €

97.867 €

465.577 €

596.636 €

Fixkosten Afa Zinssatz Versicherung

124.481 € 43.195 € 6.545 €

< < <

Umlaufvermögen (6 %)

(0,5 % von Investmentsumme)

Arbeitskosten 15€/h Summe Fixkosten

Gemeinkosten pausch Jahresergebnis

20.388 €

20.005 €

17.272 €

25.427 €

12.043 €

20.725 €

194.609 €

194.226 €

191.493 €

199.648 €

186.264 €

194.946 €

5.000 €

-146.039 €

10.621 €

306.428 €

89.569 €

87.455 €

30.461 €

Unterschiedliche Wirtschaftlichkeit bei Biogasanlagen aufgrund der Substratskosten, der unterschiedlichen Bonus-Vergütungen und der Einspeisung überschüssiger Wärme in das öffentliche Netz. QUELLE: Eigenberechnung

Veränderung ausgewählter Faktoren und Beispielrechnung deren zur Risikoanalyse Auswirkungen

Jahresergebnis unter Berücksichtigung der Abweichungen 24.922 € (52 %) | 47.581 € (100 %) | 66.306 € (139 %)

324.414 €

Fixkosten Afa Zinssatz Versicherung Arbeitskosten Summe Fixkosten

Jahresergebnis

Vor Steuern und Abgaben

60.905 € 22.265 € 3.400 € 30.000 €

5,5 kWh

2. Baukosten

10%

- 20,0 %

14,9 % 4.400 €/kW

4.000 €/kW

3.600 €/kW

3. Auslastung

116.570 €

47.581 €

5,2 kWh

+ 7.089 €

160.263 €

5,0 kWh

11,3 %

- 19,1 %

+ 6.236 €

Summe Var. Kosten

- 8,5 % - 4.050 €

93.075 € 15.815 € 27.800 € 23.573 €

- 9.534 €

Kosten Var. Kosten Substrat Prozessenergie Unterhalt/Wartung Sonst. Var. Kosten

- 9.075 €

Summe Erlöse

+ 5.400 €

1. Energiegehalt

Erlöse

13,1 % 7620 h

8060 h

8500 h

Risikoanalyse mit Variationen von Energiegehalt, Baukosten, Auslastung und deren Auswirkung auf das Ergebnis. QUELLE: Reinhardt, D.-I. a. (kein Datum). Die Biogasanlage optimal führen – Unterschiedliche Effizienz hat wirtschaftliche Folgen. Wirtschaft & Steuern - Mandanteninformation für Land- und Forstwirte, Ausgabe No. 4/2010, Sonderausgabe Energie.

6. Biogas 6.2. 84]

Projekt – Biogasanlage

Fazit Biogasanlagen sind eine interessante Anlagemöglichkeit insbesondere auch für landwirtschaftliche Betriebe. Wie aus den Ausführungen hervorgeht sind die Substratkosten einer der Hauptfaktoren bzgl. der Wirtschaftlichkeit. In landwirtschaftlichen Betrieben sind diese Einsatzstoffe oft ohne Kosten (z.B. Gülle) verfügbar, zum anderen können die Einsatzstoffe zu einem relativ konstanten Preis produziert werden. Zudem ist eine hohe Versorgungssicherheit gewährleistet. Eine hohe Eigenproduktion ist vorteilhafter als große Menge zukaufen zu müssen. Bei einem großen Anteil an Zukaufsubstraten spielen die Marktpreise eine sehr große Rolle. Der Rohstoffmarkt ist sehr volatil. Außerdem verstärken Spekulationen die Preisschwankungen.

Bei der Anlagentechnik sollte auf die Effizienz und die Vermeidung von Emissionen geachtet werden. Durch spezielle Investitionsmaßnahmen kann eine maximale Effizienz mit minimalen Emissionsverlusten erreicht werden. Hinsichtlich des Biogaseinsatzes ist die Verwendung in Blockheizkraftwerken zur Strom- und Wärmeerzeugung am Vorteilhaftesten. Der Nutzung der Wärme trägt hier ebenfalls wesentlich zur Wirtschaftlichkeit bei. Die Aufbereitung zu Bioerdgas ist im Moment noch mit wesentlich höheren Investitionskosten verbunden und nur für große Biogasanlagen rentabel.

Die Aufbereitung von Biogas zu Bioerdgas wird dennoch in den nächsten Jahren an Bedeutung gewinnen. Durch die Einspeisung ins Erdgasnetz Eine optimale Wirtschaftlichkeit einer besteht eine gute Speichermöglichkeit. Die dadurch Biogasanlage kann durch Konglomerate mehrerer flexible Nutzung des Bioerdgases auch an anderen landwirtschaftlicher Betriebe, die gemeinsam eine Orten im Rahmen der dezentralen Energieversorgung Biogasanlage betreiben und beliefern, erreicht werden. bietet einen großen Vorteil gegenüber anderen Energieträgern. Die Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage kann auch ohne landwirtschaftlichen Hintergrund gesichert werden, wenn langfristige Lieferverträge bestehen oder Das Ausbaupotential von Biogasanlagen ist in Flächen zur Eigenproduktion gepachtet werden. Deutschland weiterhin vorhanden, jedoch gestaltet sich die Standortsuche teilweise schwieriger. Durch die erhöhten genehmigungsrechtlichen Anforderungen besitzen Biogasanlagen mittlerweile einen sehr guten Standard. Verbesserungspotentiale gibt es weiterhin im Bereich der Anlageneffizienz.

Biogas

Die Betreiber von Biogasanlagen sollten zudem ihre ökologische Verantwortung wahrnehmen und nicht nur Energiemais anbauen und verwenden, um ihren Gewinn zu steigern. Eine gesunde Fruchtfolge, sowie die Verwendung alternativer Substrate, zur Erhaltung der Biodiversität ist hier besonders wichtig. Die Nutzung von Gülle ist beispielsweise ein guter Ansatz. Ein weiterer Vorteil der Gülle besteht darin, dass Methanemissionen und Düngemittel eingespart werden.

Die Biogasproduktion in Biogasanlagen ist trotz Optimierungspotential eine marktfähige und ausgereifte Technologie. Außerdem wird sie in den nächsten Jahren die Senkung der Treibhausgasemissionen, sowie die nachhaltige Bereitstellung von Energie aus Erneuerbaren Energie forcieren. Investitionen in diese Technologie, unter Beachtung der einzelnen Wirtschaftlichkeitsfaktoren und der ökologischen Verträglichkeit, versprechen gute Renditeaussichten.

7. Erneuerbare Energien im Ausland

Die Förderung Erneuerbarer Energien nach einem ähnlichen Muster wie dem deutschen EEG führte in letzten Jahren zu einem stetigen Anstieg von Investitionen, vor allem im europäischen Ausland. Gerade in der Photovoltaik entstand eine regelrechte Investoren-Karawane, beginnend von Deutschland über Spanien nach Griechenland, über Italien nach Frankreich bis schließlich nach Großbritannien. Auch die Tschechische Republik und Slowakei standen kurzzeitig im Fokus. Dabei folgte das Interesse der Investoren, der nach und nach entstehenden, gesetzlichen Grundlage für die Errichtung und Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien in das jeweils öffentliche Netz, der einzelnen Zielländer. So schnell, wie die attraktiven Vergütungen aufgerufen wurden, so schnell waren sie oft auch wieder durch Novellierung der entsprechenden Gesetzte verschwunden. Oft so schnell, wie in Großbritannien noch vor Abschluss eines Projektentwicklungszyklus bzw. vor Entstehung eines regional stabilen Marktes. Rückwirkende Änderungen in der Vergütung, so wie in Spanien, oder die nachträgliche Einführung einer Photovoltaiksteuer, wie in Tschechischen Republik, irritierten die Branche, vom Investor bis zum Hersteller. Weiterhin ist die Entwicklung von Projekten oft durch bürokratische Hürden oder einfach Unerfahrenheit der regionalen Verwaltung und der Netzbetreiber stark eingeschränkt. So dauerte in Griechenland vor Einführung einer Regulierungsbehörde und einer gesetzlichen Grundlage, die auch der Verwaltung Fristen für die Bearbeitung vorschrieb, eine durchschnittliche Projektentwicklung für Photovoltaik ca. 6 Jahre. In der Praxis führte das dazu, dass es in Griechenland trotz Sonnenreichtum

bis dahin de facto keine PV-Anlagen gab, die ins öffentliche Netz einspeisten. In dem folgenden Kapitel werden für Frankreich, das Vereinigte Königreich von Großbritannien, Spanien und Italien zunächst die geografischen, wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen kurz beleuchtet. Um eine Vergleichbarkeit zu Deutschland zu erreichen, werden die wichtigsten Regelungen für Genehmigung und Vergütung in Grundzügen betrachtet. Ebenso die wesentlichen Rechtsformen und Steuersätze.

Frankreich Großbritannien Spanien Italien

[85

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.1. 86]

Frankreich

Situation Gemessen an seiner Fläche von über 550.000 km² ist Frankreich das größte Land Europas. Das Bruttoinlandsprodukt betrug bei einer Einwohnerzahl von 65 Millionen in 2010 29.923 € pro Kopf. Die Wachstumsrate des BIP hat sich nach dem Einbruch in 2009 nur mäßig erholt. Die Prognosewerte für 2011 und 2012 belaufen sich auf 1,6 Prozent und 2,3 Prozent. Das moderate Wachstum spiegelt sich auch in der Arbeitslosenquote wieder. 2010 lag diese bei 9,7 Prozent. Vor allem die Gruppe der 16 – 25-jährigen ist von der Arbeitslosigkeit betroffen. Die Staatsverschuldung Frankreichs lag 2009 noch bei 77,6 Prozent des BIP und stieg 2010 auf 81,5 Prozent an. Schätzungen zufolge soll der Wert 2011 bei 86,2 Prozent und 2012 bei 87,4 Prozent liegen. Im Jahr 2010 kamen 17,3 Prozent der Importe aus Deutschland, gefolgt von China mit 8,3 Prozent. 58,8 Prozent aller Importe Frankreichs kamen aus der EU. 2010 gingen 61,2 Prozent der Exporte aus Frankreich in die EU; 16,3 Prozent nach Deutschland und 8,0 Prozent nach Italien.

Anteil der einzelnen Energieträger

in Prozent

Kohle, Öl, Gas Erneuerbare Energien Kernenergie Abb: Energieerzeugung QUELLE: EDF 2009

in Frankreich

11 13

Lange Zeit wurde der der Strommarkt in Frankreich allein von dem staatlichen Unternehmen EDF – Electricité de France versorgt. Obwohl der Markt bereits liberalisiert ist, sind die Eintrittsbarrieren für konkurrierende Stromanbieter noch relativ hoch. Der Endstrompreis für die Industrie lag 2008 durchschnittlich bei 0,0641 €/kWh und für Haushalte bei 0,1213 €/kWh. Diese Preise gehören zu den niedrigsten in Europa.

13 Prozent Erneuerbare Energien. Frankreich möchte seinen Anteil der regenerativen Energie am Bruttoendenergieverbrauch bis 2020 auf 23 Prozent erhöhen. 2008 hatten die Erneuerbaren Energien bereits eine Stromerzeugungskapazität von 28,9 GW.

[87

Im Januar 2011 gab die Regierung die Ausschreibung von 3.000 MW OffshoreWindkraftanlage bekannt. Damit möchten sie ihrem Ziel näher kommen bis zum Jahr 2020 6.000 MW Offshore–Windkraftanlagen zu etablieren. Das Volumen der 3.000 MW umfassenden Projekte liegt bei circa zehn Mrd. €.

10.000.000.000 Der Primärenergieverbrauch Frankreichs lag 2009 bei 259 Mio. Tonnen RÖE (Rohöleinheit), oder 3.012,2 TWh. Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Generierung lag bei 6,2 Prozent. Die Bruttostromproduktion betrug 2009 542 TWh. Die Erzeugung verteilt sich zu 75,6 Prozent auf Atomkraft, 11,4 Prozent auf Kohle, Öl und Gas, sowie

Vergütung und Entwicklung Die Vergütung von Erneuerbaren Energien erfolgt in Frankreich hauptsächlich in Form einer Einspeisevergütung. Diese wurde in Frankreich erst relativ spät eingeführt, da das Land bis dahin seinen Strom hauptsächlich aus Atomenergie bezogen hat. Unterstützt werden alle gängigen Technologien. Bei der klassischen Einspeisevergütung wird grundsätzlich bis zu einer Anlagenleistung von zwölf MW vergütet.

Euro möchte Frankreich bis 2020 für Offshore-Windkraftanlagen ausgeben und damit 3 GW Energie regenerativ erzeugen.

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.1.

61,3 %

98% 9,9 %

83%

12.283.998 Mio €

15,86%

ca. 501 Mio.

1,5 %

9,7 %

81,5 %

Veränderung zum Vorjahr

Arbeitslosenquote

Staatsverschuldung

1.947.845 Mio €

Bruttoinlandsprodukt

ca. 65 Mio.

Einwohner

Kennzahlen (2010)

ca. 551.700 km2

Frankreich im Vergleich zur Europäische Union (EU-27)

Fläche

in Prozent

5,25%

12,97%

ca. 10.500.000 km2

1,8 %

133%

88]

Tabelle: Kennzahlen Frankreich QUELLE: Europäische Union, eurostat

26.04.2010

Frankreich

Neben der Anlagengröße spielt für die Höhe der Vergütung vor allem der Standort der Anlage eine wichtige Rolle. Es wird zwischen dem Norden und Süden, dem Festland, Inseln und Überseegebieten unterschieden. Besonders bei Windkraftanlagen ist der Standort des Kraftwerks maßgeblich für die Förderfähigkeit. Die Gebiete in den denen Windkraftanlagen zulässig sind, werden „Zones de Développement Eolien“ genannt.

Die französische Regierung erließ im Dezember 2010 eine Sperre für Photovoltaikanlagen. Diese drei Monate andauernde Sperre verhinderte das Einreichen zusätzlicher Netzanschlussanträge. Betroffen von dieser Regelung waren Anlagenbetreiber, die ihren PTF (proposition technique et financière) bis 02.12.2010 noch nicht beantragt hatten. Während des Antragstopps wurde das damalige Gesetz überarbeitet. Anlagenbetreiber mussten den Netzanschluss nach Ablauf der Frist Die Vergütungssätze der Einspeiseverneu beantragen. Zusätzlich wurde eine gütung werden jährlich an die InflatiMengendeckelung von 500 MW pro Jahr on angepasst. Zusätzlich zu der soeben für PV-Anlagen eingeführt. Für Freifläerwähnten Anpassung, unterliegen die chenanlage liegt die jährlich geförderte Vergütungssätze im Bereich der PhotovolLeistung nach vorliegenden Angaben taik ab 01. Januar 2012 einer jährlichen bei 200 MW. Freiflächenanlagen sollen Degression von zehn Prozent. An dieser zukünftig nur noch über den Erhalt von Stelle sei darauf hingewiesen, dass die Ausschreibungen möglich sein. Zudem französische Regierung noch 2011 Veränsieht die Modifizierung der Einspeisederungen bei den Vergütungssätze, den vergütung für Photovoltaikanlagen neue Tarifs d’achat de l‘électricité, vor allem für Vergütungssätze vor. Für FreiflächenanlaPhotovoltaikanlagen, plant. Der genaue gen und Aufdachanlagen > 100 kW wird Umfang ist zum jetzigen Zeitpunkt noch z.B. ein verringerter Wert von 12 €-Cent/ nicht bekannt. Eine Koppelung verringerkWh angegeben. ter Vergütungssätze an eine zusätzliche Begrenzung der installierten Leistung je Technologie kann nicht ausgeschlossen Neben dem Kontrahierungszwang hat der werden. Anlagenbetreiber in Frankreich das Recht Die aktuellen Vergütungssätze und auf Netzanschluss und Netznutzung. Laufzeiten je Technologie gestalten sich Allerdings gibt es keine Bevorzugung folgendermaßen: von grünem Strom. Die Kosten für den Netzanschluss übernimmt der AnlagenGrundlage der Einspeisevergütung ist betreiber. Bei Überproduktion kann der der Kontrahierungszwang für die StromVerteilnetzbetreiber Anlagen mit einer betreiber gem. Art. 10 Loi n°2000-108. installierten Leistung von 100 kVA unter Unter dem Kontrahierungszwang versteht bestimmten Voraussetzungen abschalten. man die Verpflichtung zum VertragsabDie Netzanschlussvereinbarung zwischen schluss zwischen dem Stromanbieter und dem Anlagen- und Netzbetreiber redem Anlagenbetreiber. Laut diesem Vergelt die Umstände der Abschaltung. Die trag muss der Stromanbieter die Energie gesetzliche Grundlage hierfür ist in der abnehmen und entsprechend der EinspeiNetznutzungsvereinbarung gem. Art. 22 setarife vergüten. Voraussetzung für den Arrêté du 23 avril 2008 zu finden. Vertrag ist die Zertifizierung der Anlage bei der zuständigen Behörde. Die Bedingungen zur Nutzung des Stromnetzes werden in der Vereinbarung

Förderungs arten

Beschreibung der Förderung

Förderungsfähige Technologien

Einspeisevergütung (Tarifs d’achat de l’électricité)

Vergütung des erzeugten Stroms zu einem gesetzlich vorgegebenen Preis. (Kontrahierungszwang)

Wind (Kapazität und Förderfähigkeit abhängig

Ausschreibung

Ausschreibung von Projekten zur Erzeugung von Erneuerbaren Energie durch das Energieministerium.

Gem. Art. 1 Décret n°2002-1431 werden Biogas Wasserkraft Biomasse gefördert

Investitionen in Erneuerbare Energien können vom Einkommenssteuerpflichtigen geltend gemacht werden. Ein Abzug von bis zu 50 % der echten Anlagekosten ist möglich. Dieses Instrument gilt nur für den Hauptwohnsitz in Frankreich.

Gem. Art. 1 Arrêté du 9 février 2005 werden Wind Wasserkraft Solar Biomasse gefördert.

Anwendung des verringerten Mehrwertsteuersatzes bei Investitionen im Bereich der Erneuerbaren Energien in Bezug auf Wohngebäude (älter als zwei Jahre)

Gem. Instruction fiscale 3 C-2-01 N°119,2; Art.1 Arrêté du 9 février 2005 : Wind Wasserkraft Biomasse

Steuerliche Regulierungsmechanismen (Crédits d’impôt) Steuerliche Regulierungsmechanismen II (Umsatzsteuerreduzierung)

Energiequelle

Wind1 Solar

Photovoltaik Solarthermie

Geothermie4

Standort/Art

Wasserkraft Biomasse

Wind Solar Geothermie

Die maximal geförderte Leistung beträgt grundsätzlich 3 kW.

Gesonderte Anforderungen an die Solartechnologie: Erfüllung der Norm EN 61215 oder NF EN 61646. Bei Anlagen für den Eigenstromstromgebrauch Begrenzung der Förderhöhe auf 3 kW Explizites Aufstellung über die in der Rechnung verwendeten Umsatzsteuersätze

Vergütungssatz (€-Cent kWh)

Mögliche Prämie Laufzeit (€-Cent kWh) in Jahren

Onshore Offshore

2,8 – 13,0 2,8 – 13,0

15 20

Gebäudeintegrierte Anlagen Einfache Gebäudeintegration Andere Anlagen Korsika, DOM, COM2 Kontinentalfrankreich3

44,0 – 58,0 37,0

20 20

35,2 22,08 – 27,6

20 20

Kontinentalfrankreich DOM, COM

20,0 13,0

bis zu 8 15 bis zu 3 15

7,5 – 9,0

bis zu 5 15

Biogas5 (ausgenommen Pumpspeicherwerke)

von der Windentwicklungszone) Solar (bis max. 12 MW) Geothermie (bis max. 12 MW) Biogas (bis max. 12 MW) Wasserkraft (bis max. 12 MW) Biomasse (bis 12 MW; KWK-Anlagen ab 2 MW)

Wellenkraft, Gezeitenkraft Meeresströmungskraft, Laufwasserkraft6

15,0 6,07 4,5

0– 4,18 ab 7,47

20 20 15

QUELLE: 1 Rechtsquellen Erneuerbare Energien, Einspeisevergütung (Tarifs d’achat de l’électricité), Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 10.02.2011 | 2 Unter DOM versteht man die französischen Überseedepartments. Als COM werden die Überseegebiete verstanden. | 3 In Kontinentalfrankreich variiert die Einspeisevergütung je Region. Standorte mit einer höheren Einstrahlung erhalten eine geringere Vergütung als Anlagen im Norden. Die Abweichung beträgt bis zu 20 Prozent. | 4 Der zusätzliche Bonus hängt von der Gesamteffizienz der Anlage ab. | 5 Bei Biogasanlagen ist die Vergütung abhängig von der Anlagengröße. Analog zur Geothermieanlage kann man durch Steigerung der Energieeffizienz Bonuszahlungen von bis zu 3 €-Cent/kWh sichern. Zusätzlich besteht eine weitere Möglichkeit die Vergütung durch Methanisierung des Biogases von max. zwei €-Cent/kWh zu erhalten. | 6 Prämie setzt sich aus der Qualitätsprämie (max. 1,68 €-Cent/kWh) und der Prämie für Kleinwasserkraftwerken (max. 2,5 €-Cent/kWh) zusammen. | 7 Energieeffizienzprämie von mindestens 7,4 €-Cent/kWh.

[89

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.1. 90]

Frankreich

Convention d‘ exploitation geregelt. Die Konditionen des Netzanschlusses werden in der Convention de raccordement festgelegt. Auch in Frankreich herrscht Uneinigkeit über die Zuständigkeit des gezielten Netzausbaus. Noch gibt es keine Pläne wann und in welchem Umfang Netze ausgebaut werden sollen. Die Kosten der Einspeisevergütung tragen die Endabnehmer.

Neben der Einspeisevergütung werden Erneuerbare Energien auch anderweitig gefördert. Dazu gehören unter anderem bessere Steuerkonditionen. Allerdings sind diese entweder nur auf Kleinanlagen (bis maximal drei kWp) oder auf nicht gewerblich genutzte Anlagen anzuwenden. Laut Angaben des deutschen Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit sind nationale Subventionen von Strom aus Erneuerbaren Energien in Frankreich nicht bekannt. Allerdings heißt es weiter, dass die jeweiligen Regionen Frankreichs das Mittel der Subvention zur Förderung diverser Branchen nutzen, um somit ihre Region für potentielle Investoren attraktiver zu gestalten.

Steuern und Gesellschaftformen Das Gesellschaftsrecht Frankreichs wird im Code Civil (Bürgerliches Gesetzbuch) und im Code de Commerce (entspricht dem deutschen Handelsgesetzbuch) geregelt.

Zu den französischen Kapitalgesellschaften gehören die SARL mit ihrer Sonderform der EURL, die SA, die SAS mit ihrer Sonderform der SASU und die SCA.

In Frankreich werden bei der Firmengründung tendenziell Kapitalgesellschaften bevorzugt, v.a. seit der Modifizierung der SAS, die seitdem auch für KMUs und natürliche Personen angewendet werden kann.

Die Personengesellschaften in Frankreich sind die Société en Nom Collectif, die Société en Commandite Simple, die Société en Participation und die Société Civile . Das Gegenstück zur deutschen OHG ist die Société en Nom Collectif (SNC). Sie wird von mindestens zwei Gesellschaftern gegründet. Es gibt kein Mindestkapital. Die Gesellschafter haften persönlich. Die Gründung basiert auf einem schriftlichen Gesellschaftervertrag. Die SCS entspricht der Kommanditgesellschaft. Sie wird entsprechend der SNC gegründet. Der unbeschränkt haftende Komplementär heißt in Frankreich Commandité, der Kommanditist wird Commanditaire genannt. Die Kommanditisten sind von der Führung der Geschäfte ausgeschlossen. Die Geschäftsführung wird von allen Komplementären der SCS gemeinsam übernommen.

Die Gewinne der Kapitalgesellschaften unterliegen der Körperschaftssteuer (impôt sur les sociétés, IS). Sie liegt derzeit bei 33,33 Prozent. Eine, den regulären Körperschaftsteuersatz erhöhende Abgabe um 1,1 Prozentpunkte („Sozialabgabe“) wird fällig, wenn die Körperschaftsteuerschuld den Wert von 763.000 € überschreitet. Dadurch kann sich ein Satz von 34,43 Prozent ergeben. Bei kleinen und mittelständischen Unternehmen wird ein geringerer Satz angewendet. Erwirtschaftet das Unternehmen einen Gewinn von 38.120 €, wird die zu

Kapitalgesellschaften

Société anonyme à responsabilité limitée (SARL) Enterprise Unipersonnelle à Responsabilité Limitée (EURL) Société anonyme (SA)

Deutsches Pendant

GmbH

Haftung/Einlage

Kein Mindestkapitlal Die Haftung der Gesellschafter

ist auf die Einlage begrenzt Körperschaftsteuer Einman-GmbH

Kein Mindestkapitlal Die Haftung der Gesellschafter

ist auf die Einlage begrenzt Körperschaftsteuer Aktiengesellschaft

Mindestkapital: 37.000 € bei Börsengang: 225.000 € Die Haftung der Gesellschafter ist auf die Einlage begrenzt Körperschaftsteuer

Société par actions simplifiée (SAS)

Sonderform der Aktiengesellschaft

Kein Mindestkapitlal Die Haftung der Gesellschafter

Société par Actions Simplifiée Unipersonnelle (SASU)

Sonderform der Aktiengesellschaft mit einem Gesellschafter

Société par Actions Simplifiée Unipersonnelle (SASU)

Kommanditgesellschaft auf Aktie

Steuern in Frankreich

Deutsches Pendant

ist auf die Einlage begrenzt Körperschaftsteuer

Kein Mindestkapitlal Die Haftung der Gesellschafter

ist auf die Einlage begrenzt Körperschaftsteuer

Steuergrenzen

Impôt sur le revenue

Einkommensteuer

Zu versteuerndes Einkommen : Freibetrag bis 5.875 €. 5.963 – 11.896 €: 5,5 % 11.896 – 26.420 €: 14 % 26.420 – 70.830 €: 30 % Über 70.830 €: 41 %

Impôt sur les sociétés

Körperschaftsteuer

33,33 % Erhöhung um eine Sozialabgabe auf 34,43 % möglich

Mehrwertsteuer

Regulärer Satz: 19,6 % Verringerter Satz: 5,5 %

Taxe à la valeur ajoutée (T.V.A.)

Personengesellschaften

Deutsches Pendant

SNC (Société en Nom Collectif)

offene Handelsgesellschaft

SCS (Société en Commandite Simple)

Handelsgesellschaft

SP (Société en Participation) Société Civile (SC)

Stille Gesellschaft

Gesellschaft des bürgerlichen Rechts

[91

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.1. 92]

Frankreich

entrichtende Steuer mit 15 Prozent berechnet. Generiert das KMU Gewinne die über diesem Schwellenwert liegen, werden diese auch mit 33,33 Prozent versteuert. Allerdings muss das KMU weitere Voraussetzungen erfüllen, damit diese Regelungen greifen: In Frankreich gibt es die Möglichkeit das Anlagevermögen linear und degressiv abzuschreiben. Die degressive Abschreibung, mit einem Faktor zwischen 1,25 und 2,25, kann bei bestimmten Gütern angewendet werden, wenn die normale Nutzungsdauer mindestens drei Jahre beträgt und es sich nicht um ein gebrauchtes Gut handelt. Die Einkommensteuer liegt in Frankreich zwischen 5,5 Prozent und 41 Prozent. Der Freibetrag liegt bei 5.875 €. Der Spitzensteuersatz wird bei einem Jahreseinkommen von über 70.830 € angewendet. Der Mehrwertsteuersatz liegt bei aktuell 19,6 Prozent, der verringerte Satz bei 5,5 Prozent. Zwischen Deutschland und Frankreich gibt es ein Doppelbesteuerungsabkommen. Eine interessante Gestaltung für natürliche Personen, die mit ihrem Einkommen in Deutschland steuerpflichtig sind und eine Investition in Frankreich planen, ist ein einstöckiges Personengesellschaftmodell. Der Investor gründet in Deutschland eine GmbH & Co. KG. Diese, sowie die Komplementär-GmbH werden Gesellschafter einer französischen Personengesellschaft. Dies führt dazu, dass die Anlage in Frankreich von einer OHG betrieben werden kann. Auf Grund des Doppelbesteuerungsabkommens werden in Frankreich die Einkünfte des Kraftwerks mit dem Einkommenssteuersatz, maximal mit 41 Prozent, versteuert. Deutschland stellt die Einkünfte unter Progressionsvorbehalt frei.

Barrieren bei der Projektentwicklung Kommunikation und Informationsbeschaffung können zum Problem werden, da die meisten Quellen ausschließlich in französischer Sprache verfasst sind. Zudem weichen die Bestimmungen regional ab. Das hat zur Folge, dass der Investor/ Projektentwickler nach dem Studium allgemeiner Rahmenbedingungen explizit jene Gebiete Frankreichs vergleichen muss, die ihn näher interessieren. Zudem ist die Basis in zahlreichen Gesetzen, die vornehmlich in den letzten Jahren häufig überarbeitet worden sind, festgelegt. Bei der Sichtung der gesetzlichen Bestimmungen ist genau zu untersuchen, ob diese nicht bereits überholt sind oder zum jetzigen Zeitpunkt überarbeitet werden. Aus diesen Gründen ist es ratsam einen erfahrenen Ansprechpartner vor Ort zu haben. Wie bereits kurz dargestellt, herrscht aufgrund der Novellierung der Gesetze Planungsunsicherheit. Da für die Dauer der Projektentwicklung von Photovoltaikanlagen im MW-Bereich in Kontinentalfrankreich mit mindestens einem Jahr zu rechnen ist, können mögliche Gesetzesänderungen den Prozessablauf beeinflussen. Problematisch ist zusätzlich die vertragliche Gestaltung und Umsetzung des Netzanschlusses. Die Dauer der gesetzlich zugesicherten Einspeisevergütung hängt vom Datum der Inbetriebnahme ab. Ist dieses Datum aufgrund verspäteter Netzanschlussarbeiten des Netzbetreibers gefährdet, hat dies negative Auswirkungen auf das gesamte Projekt. Die Inbetriebnahme der Anlage kann auch Voraussetzung für die Schließung des Stromkaufvertrags sein. Allerdings ist nicht genau geklärt welche Bedingungen für eine ordnungsmäße Abnahme erfüllt sein müssen. Diese werden nämlich größtenteils vom Netzbetreiber vorgege-

ben und sind demzufolge nicht einheitlich gar eine Genehmigung verhindern, weil gesetzlich geregelt. mit mehreren bzw. stärkeren Einwänden zu rechnen ist. Der Netzbetreiber hemmt den Ausbau der Erneuerbaren Energien zusätzlich durch Die Entwicklung der Gesetzgebung und die mangelhafte Ausweitung der Netze. die Deckelung der Fördermenge popuVor allem in Regionen, die sich grundlärer Technologien ist ein Zeichen für sätzlich als günstiger Standort für Photo- die bewusste Steuerung der zukünftigen voltaik und Windkraftanlagen anbieten, Entwicklung Erneuerbarer Energien in grenzt die ungeplante und unsichere Aus- Frankreich. Der Markt hat sich durch weitung des Netzes die weitere Entwickdas Wachstum in den letzten Jahren aus lung von Anlagen stark ein. Ein weiterer Regierungssicht ausreichend entwickelt. wichtiger Aspekt bei der Bewertung der Investitionen sind in Frankreich vor allem Durchführbarkeit von Anlagen im Sektor in neuen Technologien oder vergleichsder regenerativen Energien ist das Bauweise weniger entwickelten Gebieten, z.B. leitplanverfahren in Frankreich. auch in den Überseegebieten zu sehen. Bei Interesse an Windkraft oder PV-Anlagen In einigen Regionen ist damit zu rechist es ratsam sich auf Projekte zu konzennen, dass viele verschiedene Akteure am trieren, die kurz vor der Inbetriebnahme Bauleitplanverfahren teilnehmen werden. stehen. Diese können das gesamte Verfahren außerordentlich in die Länge ziehen oder

[93

Bis dato hat Frankreich mit 76 Prozent den höchsten Anteil an Atomstrom in ganz Europa.

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.2. 94]

Vereinigtes Königreich von Großbritannien

Situation

0,0893 €/kWh für die Industrie. 38,2 Prozent des Bruttostromverbrauchs wird durch Erdgas erzeugt, 34 Prozent durch Kohle, 17,9 Prozent durch Atomenergie, Das Vereinigte Königreich von Großbriein Prozent durch andere und 8,1 Prozent tannien und Nordirland hat auf einer Fläche von 242.495 km² eine Bevölkerung durch Erneuerbare Energien. von 62 Mio. Einwohnern (Stand 1.1.2010). Das BIP je Einwohner betrug im Jahr 2010 Die Stromerzeugung durch Erneuerbare 27.200 €, wobei der Wechselkurs 2010 durchschnittlich bei 0,85784 GBP je Euro Energien nahm im Vergleich zum Vorjahr um etwa zwei Prozentpunkte zu. lag. Die Entwicklung des Wechselkurses verlief zugunsten von Investitionen nach Bis 2020 sollen mindesten 15 Prozent Großbritannien, da sich dieser in den letz- der Energieerzeugung durch erneuerten Jahren kontinuierlich dem Verhältnis baren Technologien hergestellt werden. Die größten Erwartungen werden in die 1:1 annäherte. Erzeugung von Strom durch Windkraft Nachdem das BIP 2009 um minus 4,9 gesetzt. Prognosen gehen davon aus, dass Prozent eingebrochen war, konnte in 2010 bis 2025 circa 33 GW elektrische Leistung ein Wachstum von 1,3 Prozent verzeichdurch Offshore-Windkraftanlagen instalnet werden. Auch die Prognosen für 2011 liert werden. und 2012 sind positiv. Die Staatsverschuldung lag 2010 bei 76,1 Prozent des BIP und überragte damit den Vorjahreswert Vergütung und Entwicklung von 68,1 Prozent um acht Prozentpunkte. Wichtigster Handelspartner des Landes ist die EU, die 50,9 Prozent der Hauptlieferländer und 53,5 Prozent der Abnehmer darstellt. Mit 12,4 Prozent ist Deutschland der größte Importeur. Wichtigster Abnehmer sind die USA mit 14,3 Prozent, gefolgt von Deutschland mit 10,5 Prozent.

Seit 1999 ist der britische Energiemarkt liberalisiert. Der gesamte Primärenergieverbrauch lag 2010 bei 218,5 Mio. Tonnen RÖE. Dies entspricht etwa 2.541 TWh. 18 Prozent des Endenergiebedarfs fielen auf die Industrie, 32 Prozent auf Haushalte, 37 Prozent auf das Transportwesen und 13 Prozent auf andere Sektoren. Der Energiepreis lag 2010 bei 12,89 pence/kWh für Haushalte und 7,84 pence/kWh für die Industrie. Diese entspricht circa 0,1468 €/kWh für Haushalte und

Bis April 2010 wurden Erneuerbare Energien im Vereinigten Königreich von Großbritannien und Nordirland nur in Form von ROCs (Renewables Obligation Certificate) gefördert. Am 01.April 2010 wurde in einigen Ländern des Vereinig-

Anteil der einzelnen Energieträger

Erdgas Kohle Erneuerbare Energien Kernenergie Sonstige

in Prozent

38 34 8 18 2

Abb. 5: Energieerzeugung in Vereinigtem Königreich QUELLE: Energy Consumption in the United Kingdom:

2011, DECC, 28.07.2011.

ten Königreichs zusätzlich die FITs (Feed-in tariff) eingeführt. Demzufolge ist bei der Betrachtung der Vergütung zwischen den einzelnen Regionen und Vergütungstypen zu unterscheiden. Nordirland hat beispielsweise keinen FIT eingeführt. In diesem Land werden Erneuerbare Energien nur durch ROCs gefördert.

Bei ROCs handelt es sich um eine Art grüne Zertifikate, die der Stromproduzent an die Energieversorgungsunternehmen verkaufen kann, damit diese ihre Quote an „sauberen“ Strom belegen können. Der Stromanbieter muss mit Hilfe der Zertifikate darlegen, dass der vorgegebene Anteil seines vertriebenen Stroms aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen stammt. Die Anzahl der durch die Behörde ausgehändigten ROCs je MWh ist abhängig von der genutzten Technologie. Der Preis je ROC wird frei gehandelt. Er lag 2010 bei etwa 4,6 pence/kWh. 2012 soll das „bandling“, dass das Verhältnis von ROC/MWh je Technologie angibt, überarbeitet werden. Die Laufzeit der Förderung durch ROCs beträgt 20 Jahre, maximal jedoch bis zum 31.März 2037 (in Nordirland bis zum 31.März 2033 ). Dieses festgelegte Datum gilt auch für Erweiterungen bereits bestehender Anlagen.

[95

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.2.

61,3 %

9,9 %

72% 13,79%

12,38%

1,3 %

7,8 %

76,1 %

Veränderung zum Vorjahr

Arbeitslosenquote

Staatsverschuldung

1.694.499 Mio €

Bruttoinlandsprodukt

ca. 62 Mio.

2,31%

Einwohner

Kennzahlen (2010)

ca. 242.495 km2

Frankreich im Vergleich zur Europäische Union (EU-27)

Fläche

in Prozent

Die Feed-in tariffs, FITs, entsprechen einer klassischen Einspeisevergütung. Abhängig von der verwendeten Technologie und Anlagengröße wird die Produktion des Stroms je kWh vergütet. Die in England, Wales und Schottland eingeführte Vergütung unterscheidet allerdings zwischen dem generating-tariff und dem exporttariff. Das bedeutet, dass hier bereits der produzierte Strom vergütet wird und im Falle einer Einspeisung ins öffentliche Netz eine zusätzliche Vergütung, der export-tarif, gezahlt wird. Bei den FITs sind Fördergrenzen zu beachten. Anlagen bis 50 kW müssen sich separat über das MCS (Microgeneration Certification Scheme) registrieren lassen und haben nur Anspruch auf die Förderung durch die FIT. Anlagen ab einer Leistung von fünf MW können nur eine Vergütung über die ROCs erhalten. Anlagen die zwischen diesen Grenzen liegen haben einmalig die Wahl, welches Schema sie nutzen möchten. Die ausgesuchte Vergütungsart, FIT oder ROC, kann nicht mehr geändert werden, außer die Anlage fällt aufgrund von Modifizierung in eine andere Vergütungsklasse.

79%

12.283.998 Mio €

ca. 501 Mio.

ca. 10.500.000 km2

1,8 %

124%

96]

Vereinigtes Königreich von Großbritannien

Tabelle: Kennzahlen Großbritannien QUELLE: Europäische Union, eurostat 26.04.2010

Die Kosten der Einspeisevergütung werden vom Energieversorgungsunternehmen als Umlage an den Kunden weitergeleitet. Zusätzlich hat jedes Energieversorgungsunternehmen eine Zahlung in den Levelisation-Fund, eine Art Ausgleichsfond zu leisten. Unternehmen die ihr Soll an grünem Strom erreicht haben, müssen keine Levelisation-Zahlungen abführen, sondern erhalten bei Überschuss eine Zahlung aus dem Fonds.

Im August 2011, knapp ein Jahr nach Einführung des FIT wurde das Gesetz vorzeitig geändert. Die Vergütung von

sogenannten Solarparks wurde bedeutend gesenkt, was die Photovoltaikbranche sowohl im Vereinigten Königreich als auch in den anderen europäischen Staaten stark verunsicherte. Zudem steht eine weitere Novellierung des Gesetzes zum Ende des Jahres 2011 an.

Die Vergütung der einzelnen Technologien stellt sich wie rechts dar: Weitere Fördermaßnahmen sind der Climate Change Levy (CCL) und Subventionsmöglichkeiten diverser Projekte. Die Verbraucher müssen für Strom, den sie aus fossilen Brennstoffen beziehen, eine Klimaschutzabgabe leisten, die Climate Change Levy. Die Abgabe kann mit einer Steuer verglichen werden, die vom Stromversorger geleistet und dann auf den Verbraucher umgelegt wird. Strom aus Erneuerbaren Energien wird nicht versteuert. Der Hersteller von Strom aus Erneuerbaren Energien erhält „Levy Exemption Certificates“ (LEC) für den erzeugten Strom. Diese dienen als Nachweis zur Befreiung der CCL.

Bezüglich des Netzanschlusses ist der Netzbetreiber vertraglich verpflichtet die Anlage an das Netz anzuschließen. Ein Vorrang der Erneuerbaren Energien, wie in Deutschland besteht nicht. Energieversorgungsunternehmen, die eine bestimmte Anzahl an Haushalten versorgen, sind zur Teilnahme an der Einspeisevergütung verpflichtet und müssen den Strom von registrierten Anlagen zum gesetzlich vorgegebenen Preis abnehmen.

Förderungs arten

Beschreibung der Förderung

Förderungsfähige Technologien

In diesem Schema ist der Stromversorger verpflichtet einen gewissen Prozentsatz (abhängig von seinem Marktvolumen) seines vertriebenen Stroms aus Erneuerbaren Energiequellen zu beziehen. Die herausgegebenen Zertifikate werden vom Anlagenbetreiber an den Stromversorger verkauft. (Art. 5 ROO 2009)

Gem. Art. 5 (1) ROO 2009 werde alle Technologien ab 5 MW gefördert: Wind Wasserkraft Solar Biogas Geothermie Biomasse

Feed in Tariff

In Großbritannien wurde 2010 zur Förderung von Erneuerbaren Energien zusätzlich eine Einspeisevergütung eingeführt. Die Anlagen müssen bei der zuständigen Behörde (Ofgem ) registriert werden. Anlagen unter 50 kW müssen zur Registrierung am MSC teilnehmen.

Gefördert werden Anlagen bis max. 5 MW, wobei zwischen 50 kW und 5 MW einmalig zwischen ROC oder Feed-in Tariff gewählt werden kann (Art. 3.1.3 EA 1989). Wind Wasserkraft Solar Biogas (keine abweichende Registrierung über MSC notwendig)

Climate Change Levy

Dabei handelt es sich um eine Klimaschutzabgabe auf konventionellen Strom, von der die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien befreit ist. (Section 30 i.V.m. Schedule VI, §§ 3,5 FA 2000)

Wind Solar Geothermie

Renewables Obligation Order (ROO) Mengenregelung

Energiequelle

Biogas Wasserkraft Micro-CHP1 Solar

Wind

Export-Tariff

Größe

≤250kW ≤500kW >500 kW ≤15 kW >15 - 100kW >100kW - 2MW >2kW - 5MW <2 kW ≤4 kW (new)2 ≤4 kW retrofit3 >4-10kW >10 - 50kW >50 - 100kW >100 - 150kW >150 - 250kW >250kW - 5MW Standalone4 ≤1.5kW >1.5 - 15kW >15 - 100kW >100 - 500kW >500kW - 1.5MW >1.5MW - 5MW

Generation dito mit Tariff Wechsel(£-pence/kWh) kurs 1,1427

14 13 9.4 20.9 18.7 11.5 4.7 10.5 37.8 43.3 37.8 32.9 19 19 15 8.5 8.5 36.2 28 25.3 19.7 9.9 4.7 3.1

16 14,9 10,7 23,9 21,4 13,1 5,4 12 43,2 49,5 43,2 37,6 21,7 21,7 17,1 9,7 9,7 41,4 32 28,9 22,5 11,3 5,4 3,5

Bei Biomasseanlagen ist die Förderfähigkeit von den verwendeten Rohstoffen und der Erzeugungstechnologie abhängig. Förderfähig sind Anlagen mit biologischen Einsatzstoffen. Seit 01.04.2010 kann in Großbritannien bereits bei Anlagen zwischen 50 kW und 5 MW das ROC gewählt werden.

Laufzeit in Jahren

20 20 20 20 20 20 20 10 25 25 25 25 25 25 25 25 25 20 20 20 20 20 20

QUELLE: 1 Diese Vergütung gilt nur für 30.000 micro-CHP- Anlagen. Unter micro-CHP werden Mikro Kraft-Wärme-Koppelungsanlagen verstanden | 2 “new“ werden hier als gebäudeintegrierte Solaranlagen definiert, die in neu errichteten Gebäuden verbaut werden. | 3 “retrofit”: ebenfalls gebäudeintegriert. Im Vergleich zu „new“ besteht das Gebäude bereits. | 4 “Standalone”: sind Anlagen, die nicht ans öffentliche Netz angeschlossen werden.

Wasserkraft bis 10 MWp Biomasse Biogas (ausgenommen Methangas aus Kohlebergwerken)

[97

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.2. 98]

Vereinigtes Königreich von Großbritannien

Steuern und Gesellschaftsformen Für die Verwaltung der Steuern ist die HMRC (HM Revenue & Customs) verantwortlich. Es entspricht dem deutschen Finanzamt.

Seit 03.01.2011 beträgt die Umsatzsteuer 20 Prozent. Im Vorjahr lag sie noch bei 17,5 Prozent.

Neben den gültigen Steuersätzen soll an dieser Stelle auch auf die geltenden Gesellschaftsformen eingegangen werZu den direkten Steuern gehören die den. Die Unterscheidung erfolgt auch im Einkommensteuer, Körperschaftssteuer, Vereinigten Königreich in Kapital- und Kapitalertragssteuer, Erbschaftssteuer, Personengesellschaften. Der Companies Sozialversicherung und die Grundsteuer. Act 2006 regelt die Kapitalgesellschaften Zu den indirekten Steuern zählen Umsatz- und der Partnership Act 2000 die Persosteuer, Verbrauchssteuer, Stempelgebühr, nengesellschaften. sowie der Klimaschutzabgabe.

Die Einkommensteuer wird in die „basic“, „higher“ und „additional“ Rate unterteilt. Unabhängig von Freibeträgen fällt man mit einem zu versteuernden Einkommen von bis zu 35.000 GBP in die Basic Rate, die bei 20 Prozent liegt. Zwischen 35.001 GBP und 150.000 GBP wird das Einkommen mit 40 Prozent versteuert. Bei einem Einkommen von mehr als 150.001 GBP wird die Additional Rate i.H.v. 50 Prozent fällig. Einkommen aus Dividenden werden je nach zugeordneter Klasse mit abweichenden Sätzen besteuert.

Der Körperschaftssteuersatz liegt, abhängig vom versteuernden Betrag zwischen 20 Prozent und 26 Prozent.

Die Business Rate wird beim Kauf oder der Anmietung von Büros oder Betriebsstätten jährlich fällig. Sie wird als Satz auf den offiziellen Mietpreis verrechnet. Der Satz hängt von der Größe und Lage der Immobilie ab. Bei Preisangaben zu Büroimmobilien ist darauf zu achten, ob der Mietpreis die Grundsteuer bereits enthält.

Companies können grundsätzlich mit den deutschen Kapitalgesellschaften verglichen werden. Die „Company“ ist eine eigenständige juristische Person. Zu den Kapitalgesellschaften gehören die Private Limited Company (PLC) sowie die Private Company Limited by Shares oder by Guarantee. Auf die Gewinne der Company wird die Körperschaftsteuer fällig.

Unter Gesellschaften mit der Bezeichnung „Partnership“ werden im Allgemeinen Personengesellschaften verstanden. Diese sind keine eigenständige juristische Person. Die Gesellschafter einer „Partnership“ sind grundsätzlich nicht haftungsbeschränkt. Zu den Personengesellschaften zählen Partnership und die Limited Partnership.

Bei geplanten Investitionen in Großbritannien ist es ratsam die Stromerzeugungsanlage von einer britischen Kommanditgesellschaft (Projektgesellschaft) betreiben zu lassen. Kommanditist der britischen Gesellschaft wird z.B. eine deutsche GmbH & Co. KG. Ein Dritter, allerdings nur in geringem Umfang, be-

Kapitalgesellschaften

Private Company Limited by Shares (Ltd.) Private Company Limited by Guarantee

Private Limited Company (PLC)

Direkte Steuern

Income Tax

Corporation Tax Capital gains Tax Inheritance Tax National Insurance Business Rate Direkte Steuern

Value Added Tax Excise Duties Stamp Duty Climate Change Levy

Deutsches Pendant

GmbH

Haftung/Einlage

Mindestkapital: 1 GBP Die Haftung des Gesellschafters ist auf die Einlage begrenzt Körperschaftsteuer

GmbH

Mindestkapital: 1 GBP Die Haftung des Gesellschafters ist auf die vertraglich festgelegte Garantiesumme begrenzt Körperschaftsteuer

Aktiengesellschaft

Mindestkapital: 50.000 GBP Die Haftung der Gesellschafter

Personengesellschaften

Partnership Limited Partnership

ist auf die Einlage begrenzt Körperschaftsteuer

Deutsches Pendant

Steuergrenzen

Einkommensteuer

Zu versteuerndes Einkommen : Bis 35. 000 GBP: 20 % 35.001 – 150.000 GBP: 40 % Ab 150.001 GBP: 50 %

Körperschaftsteuer

20 % - 26 %

Kapitalertragssteuer Erbschaftssteuer Sozialversicherung Grundsteuer Deutsches Pendant

Steuergrenzen

Umsatzsteuer

20 %

Verbrauchssteuer Stempelgebühr Klimaschutzabgabe

teiligt sich über eine britische Limited als Komplementär an der Projektgesellschaft. Die Einkünfte aus der Anlage werden nach dem Doppelbesteuerungsabkommen in Großbritannien mit einem Einkommensteuersatz von max. 50 Prozent versteuert. Deutschland stellt diese Einkünfte unter Progressionsvorbehalt frei.

Barrieren bei der Projektentwicklung Im Jahr 2008 brach die Finanzbranche ein, die einen relativ hohen Anteil am britischen BIP darstellte. Das bewegte zum raschen Umdenken. Es schien fast so, als wollte der Inselstaat mit Einführung

Deutsches Pendant

offene Handelsgesellschaft Kommanditgesellschaft

[99

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.2. 100]

Vereinigtes Königreich von Großbritannien

der sehr attraktiven Einspeisevergütung Deutschland den Rang in der Erneuerbaren Energien-Branche ablaufen. Mit Aussagen wie, sie „wolle die grünste Regierung sein, die es jemals gab“, lenke das Vereinigte Königreich den Fokus europäischer Investoren und der Energiebranche auf sich. Zu diesem Zeitpunkt stand die Novellierung der Gesetze zur Förderung regenerativer Energien in den einzelnen europäischen Ländern an und die Branche hielt Ausschau nach einem neuen Markt.

Nach der Registrierung kann mit dem Energieversorger ein Stromkaufvertrag geschlossen werden. Zu diesem ist das Energieversorgungsunternehmen verpflichtet. Die Laufzeit der zu schließenden Stromkaufverträge stimmt jedoch nicht mit der Laufzeit der Vergütung überein. Hieraus ergibt sich ein zusätzlicher administrativer Aufwand, da die Stromkaufverträge in regelmäßigen Abständen verlängert oder neu geschlossen werden müssen.

Die vorgezogene Novellierung der britischen Einspeisevergütung im Sommer 2011 streute allerdings Unsicherheiten in der Branche. Eine geplante erneute Anpassung zum Ende des Jahres 2011 verbessert die Situation, insbesondere in der Photovoltaikbranche, nicht.

Eine weitere Barriere ist die Planungsunsicherheit, die durch die ständige Modifizierung des an sich jungen Gesetzes hervorgerufen wird. Die Möglichkeit der Gesetzesänderungen während dem Entwicklungszeitraum schreckt viele Projektentwickler und Investoren ab.

Bei der Flächensuche gibt es allerdings keine besonderen Anforderungen an die Fläche. Allerdings ist der Preis für Freiflächen seit Einführung der FIT drastisch gestiegen.

Als letzte unsichere Komponente ist der Wechselkurs zu nennen. Eine Bestimmung der Sollwerte für die gesamte Laufzeit müsste in GBP erstellt werden, da bei der Umrechnung in Euro durch nicht kalkulierbare Wechselkursschwankungen negative Folgen auf die Wirtschaftlichkeit entstehen können.

Das Bauleitplanverfahren stellt in der Ablaufkette die schwierigste Hürde dar. Für die Gemeinden sind Anträge für Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien Neuland. Es gibt nur wenige Großanlagen, sodass sich ein Prozess noch nicht etablieren konnte. Eine Abwägung, ob alle Bedingungen erfüllt und eine Anlage wahrscheinlich realisiert werden kann, liegt nicht vor. Genaue Angaben zur Dauer der Projektentwicklung sind nicht möglich. Damit eine Anlage Anspruch auf Vergütung hat, muss sie bei der Ofgem, der Gas- und Stromaufsicht, registriert werden. Für die Registrierung gibt es seitens der Ofgem verschiedene Ansprüche an die Anlage, die im Vorfeld erfüllt werden müssen.

Die Situation im Vereinigten Königreich ist mit Skepsis zu betrachten. Die im letzten Jahr eingeführte und zum damaligen Zeitpunkt scheinbar gut durchdachte Einspeisevergütung verhieß Hoffnung auf einen neuen, interessanten Markt. Es war offensichtlich, dass die Britische Regierung die Förderung der Erneuerbaren Energiebranche bewusst gewollt und den Markteintritt internationaler Investoren forciert hatte. Der plötzliche Politikwechsel, insbesondere Solarparks betreffend, verunsicherte die Marktteilnehmer und hat das Vertrauen in die Stabilität der Branche beschädigt. Das Argument für

die frühe Abänderung der Einspeisevergütung war die Befürchtung der Regierung, dass durch einen exzessiven Ausbau von Solar-Parks die Anschaffung von Photovoltaikanlagen für Haushalte nicht mehr realisierbar wäre und somit die Entwicklung der Branche negativ beeinflusst hätte.

Eine erneute Novellierung der FIT steht zum Ende des Jahres bevor. Unter Umständen wird sie zusätzliche negative Änderungen der Vergütung zur Folge haben. Vorerst ist die Marktentwicklung weiter zu beobachten, bzw. das Investment in kleinere Anlagen oder Windkraftanlagen zu favorisieren.

[101

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.3. 102]

Spanien

Situation Die Eckdaten Spaniens sind eine Landesfläche von 504.750 km², eine Bevölkerung von knapp 50 Millionen und ein durchschnittliches ProKopf BIP von 22.665 €.

2009 musste Spanien einen Einbruch der BIP-Wachstumsrate um minus 3,7 Prozent verzeichnen. Für 2011 und 2012 kann nur mit einer Wachstumsrate von 1,3 Prozent und 2,3 Prozent gerechnet werden. Die Arbeitslosenquote lag 2009 bei 18 Prozent, Schätzwerte für 2011 bewegen sich bei 20,5 Prozent. Die Staatsverschuldung lag 2009 bei 53,1 Prozent. Für 2011 wird ein Wert von 68,7 Prozent des BIP geschätzt. Auch Spanien handelt hauptsächlich mit den anderen EU-Ländern. 11,7 Prozent der Einfuhren stammten 2010 aus Deutschland, gefolgt von Frankreich mit 10,8 Prozent. Insgesamt bezog Spanien 53,8 Prozent seiner Importe aus der EU. Andererseits gingen 66,7 Prozent der Exporte in Länder der EU. 18,3 Prozent der Exporte gingen nach Frankreich, gefolgt von Deutschland mit 10,5 Prozent. Frankreich und Deutschland zählen somit zu den bedeutendsten Handelspartner Spaniens.

Mit dem Gesetz 54/1997 wurde der Energiemarkt in Spanien geöffnet. Mit der Einführung dieses Gesetzes wurde bereits

Anteil der einzelnen Energieträger

Gas-/Dampf-Kombi Kohle Kernenergie Windkraft Wasserkraft Solarenergie Sonstige

in Prozent

29 12 19 13 9 3

Abb.: Energieerzeugung in Spanien QUELLE: La Energía en España 2009, Ministerio

Turismo y comercio.

15 de Industria,

festgelegt, dass bis zum Jahr 2010 zwölf Prozent der Energiegewinnung durch regenerative Energien gedeckt werden soll. Bis 2020 soll der Anteil auf 20 Prozent steigen.

Vergütung und Entwicklung

Bereits im Jahr 2004 wurde in Spanien ein Gesetz zur Förderung von Strom aus Erneuerbaren Energien verabschiedet. 2009 hatte Spanien einen PrimärenerAufgrund eines regelrechten Booms, insgieverbrauch von 131 Mio. Tonnen besondere im Photovoltaik- und WindbeRÖE. Dies entspricht 1.518 reich, wurden das Gesetz und die BedinTWh. 7,93 gungen in den letzten Jahren überarbeitet. Prozent

In Spanien existieren Förderinstrumente, die alle Technologien im Bereich der regenerativen Stromerzeugung bezuschussen. Grundsätzlich werden Anlagen bis zu einer installierten wurLeistung von max. 50 MW gefördert. den durch Dazu gehören die Einspeisevergütung, Kohle, 48,79 Prosteuerliche Vergünstigungen und ein zuzent aus Erdöl, 23,83 sätzlicher Vergütungstarif. Prozent aus Erdgas, 10,54 In Spanien hat der Anlagenbetreiber die Prozent aus Atomkraft und 9,44 Prozent aus Erneuerbaren Wahl, zwischen der Einspeisevergütung, oder der Förderung seines Stroms zum Energien erzeugt. Im Vergleich aktuellen Strompreis zuzüglich Bonus. zum Vorjahr ist der Primärenergieverbrauch um 8,3 Prozent gesunken. Die Förderung durch die Einspeisevergütung ist abhängig von der Erzeugungsart, der installierten Anlagenleistung, sowie 2009 wurden 278.975 GWh Strom der gesamte installierte Leistung dieser produziert. Davon 19 Prozent in KernTechnologie in Spanien. Technologiespekraftwerken, zwölf Prozent in Kohlezifisch kann die Förderobergrenze somit kraftwerken, 13 Prozent stammen aus Windkraft- und neun Prozent aus Wasser- von der 50 MW - Grenze abweichen. Die kraftanlagen. Weiter drei Prozent wurden Einspeisevergütung wird für die gesamte durch Solaranlagen und 29 Prozent durch Betriebsdauer der Anlage gewährt, allerdings gibt es nach Ablauf einer technolosogenannten Gas - und Dampf-Kombikraftwerken produziert. 15 Prozent fallen gieabhängigen Laufzeit eine Herabsetzung auf andere Erzeugungsmethoden zurück. der Vergütung. Der Preis je kWh variiert für Abnehmer der Industrie und Haushalte. Je nach Stromverbrauch liegt der Strompreis für die Industrie zwischen 0,062 € und 0,192 €. Der Preis für private Verbraucher bewegt sich zwischen 0,122 € und 0,267 €.

Die Förderung einer Anlage hängt von verschiedenen Faktoren ab: Zum einen muss die Anlage von der zuständigen Behörde eine Freigabe erhalten. Voraussetzung hierfür ist, dass die verwendete Technologie per Definition der regene-

[103

203%

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.3. 104]

Spanien

98%

61,3 %

9,9 %

12.283.998 Mio €

ca. 501 Mio.

ca. 10.500.000 km2

1,8 %

rativen Energieerzeugung zugeordnet werden kann. Zusätzlich muss bei Anlagen, deren installierte Leistung zehn MW überschreitet, sichergestellt werden, dass eine direkte Kommunikation mit dem Netzbetreiber besteht, um Instabilitäten des Energienetzes unmittelbar entgegenwirken zu können. Zum anderen hat die Registrierung der Anlage beim entsprechenden Register des Ministeriums für Industrie, Fremdenverkehr und Handel zu erfolgen. Als zusätzliche Prämisse muss die Photovoltaikanlage im Register in einer gesonderten Abteilung geführt werden. Die Rangfolge in diesem Zusatzregister ist ausschlaggebend für den Beginn der Förderung.

20,1 %

60,0 %

Arbeitslosenquote

Staatsverschuldung

Veränderung zum Vorjahr

- 0,1 %

8,65% 1.062.591 Mio €

Bruttoinlandsprodukt

9,98% ca. 50 Mio.

Einwohner

Kennzahlen (2010)

ca. 504.750 km2

Frankreich im Vergleich zur Europäische Union (EU-27)

Fläche

in Prozent

4,81%

Mit der Einspeisevergütung werden im Bereich der Windkraft nur OnshoreAnlagen bezuschusst und das bis zu einer gesamten installierten Leistung von 20.155 MW.

Tabelle: Kennzahlen Spanien QUELLE: Europäische Union, eurostat

26.04.2010

lage abhängig. Anlagen werden dann nur noch mit einem Marktpreis von 3,6 €-Cent/kWh vergütet.

Anlagen der Geothermie sind uneingeschränkt förderfähig.

Bei Biogas- und Biomasseanlagen ist die Förderfähigkeit abhängig von den verwendeten Einsatzstoffen. Werden die Ansprüche an das Substrat erfüllt, werden Biogasanlagen zusammen mit Biomasseanlagen, die als Brennstoff Dung nutzen, bis zu einer Leistung von 250 MW gefördert. Biomasseanlagen die nicht Dung nutzen, werden unabhängig von der installierten Leistung von Biomasse- und Biogasanlagen bis 1.371 MW bezuschusst.

Bei Wasserkraftanlagen gibt es eine Einschränkung der Förderung von Anlagen mit einer installierten Leistung von max. zehn MW. Ab einer Gesamtleistung von 2.400 MW wird diese Anlagenform nicht Die Deckelung und Höhe der Einspeisemehr gefördert. Für Anlagen zwischen vergütung für Photovoltaik- und Solarzehn und 50 MW ist keine Deckelung thermie-Anlagen ist datumsabhängig. Für vorgesehen. Einschränkungen bestehen Solaranlagen, die nach dem 29.09.2008 jedoch noch hinsichtlich der Wasserkraftim Anlagenregister aufgenommen wurwerksart. den, wird nur die Einspeisevergütung als Fördermaßnahme gewährt. Zudem sieht das RD 14/2010 eine Abänderung der EinDie rechte Tabelle fasst die aktuellen Verspeisevergütung vor. Diese Novellierung gütungssätze und Laufzeiten je Technolohat, aufgrund der begrenzten Einspeisegie gem. RD 661/2007 zusammen: stunden je Anlage, auch einen rückwirkenden Einfluss. Selbst wenn die Anlage noch unter der RD 661/2007 in Betrieb Finanziert wird die Einspeisevergütung genommen wurde, kann die Einspeiseverdurch den Verbraucher. Allerdings ist gütung (für die Stromproduktion die über gesetzlich geregelt, dass bei Unterdeckung der Einspeisegrenze liegt) herabgesetzt der Zusatzkosten, auf Grund einer zu gewerden, ringen Umlage, staatliche Einrichtungen den Fehlbetrag ausgleichen müssen. Die Einspeisegrenze ist von der Erzeugungstechnologie der Photovoltaikan-

Förderungs arten

Beschreibung der Förderung

Förderungsfähige Technologien

Einspeisevergütung (Régimen Especial)

Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien wird in Form einer Vergütungszahlung gefördert. Bis zu einer installierten Leistung von 50 MW werden Anlagen grundsätzlich bezuschusst. Der Anspruch auf Einspeisevergütung geht über die gesamte Betriebsdauer der Anlage. Sie wird nach einem vorgegebenen Zeitraum technologieabhängig herabgesetzt.

Onshore-Windkraftanlagen bis zu einer installierten Referenzleistung von 20.155 MW (Art. 38 RD 661/2007) Die Obergrenze für die Förderung von Photovoltaikanlagen ergibt sich je Quartal neu (Art. 2 RD 661/2007) Geothermie (Art. 2 RD 661/2007) Biogas bei Einsatz definierter Einsatzstoffe. Die Förderobergrenze liegt bei 250 MW (zusammen mit Biomasse aus Dung) (Artt. 2, 41 RD 661/2007) Wasserkraftanlagen Klassische Wasserkraftanlagen bis max. 50 MW Andere Anlagen (Wellenkraft, Gezeitenkraft, Meereswärme, Meeresströmung) Förderobergrenze von 2.400 MW für Anlagen mit einer installierten Leistung bis 10 MW (Art. 40 RD 661/2007) Für Biomasseanlagen mit definierten Einsatzstoffen besteht eine Förderobergrenze von 1.371 MW (Artt. 2,41 RD 661/2007)

Premiumtarif (Régimen Especial)

Statt der Einspeisevergütung kann alternativ der Premiumtarif herangezogen werden. Der Strom aus Erneuerbaren Energien wird mit einer Bonuszahlung gefördert, die zuzüglich zum erwirtschafteten Strompreis gezahlt wird.

Wind, sowie onshore als auch offshore, allerdings auch nur bis zu einer installierten Gesamtleistung von 20.155 MW Solarthermie. Photovoltaikanlagen sind von der Förderung ausgeschlossen Geothermie Biogas (Voraussetzungen siehe Einspeisevergütung) Wasserkraft unter den gleichen Voraussetzungen, wie bei der Einspeisevergütung Biomasse unter den gleichen Voraussetzungen, wie bei der Einspeisevergütung

Reduzierung der Unternehmenssteuer

Investitionen im Bereich Erneuerbare Energien werden von 01.05.2011 bis 31.12.1012 steuerlich begünstigt. Steuerzahler, mit einem jährlichen Einkommen von maximal 71.007,20 €, die eine Investition an ihrem Hauptwohnsitz tätigen, erhalten einen Steuernachlass i.H.v. 20 %.

Wind Solar Geothermie Biogas Wasserkraft Biomasse

Energiequelle

Standort/Art

Vergütungssatz (€-Cent kWh)

Verminderter Vergütungssatz1 (€-Cent kWh)

Laufzeit in Jahren

Vergütungssatz (€-Cent kWh)

Verminderter Vergütungssatz1 (€-Cent kWh)

[105

Laufzeit in Jahren

20 -

3,16 9,10

k.a. k.a.

13,46 – 28,883 23,27 29,10

25 25

27,43

21,95

7,44

7,03

4,15

3,31

Biogas

8,63 – 14,114

7,03

4,57 – 11,034

k.a.

Biomasse

7,03 – 17,165

7,03 – 12,74

2,59 – 12,945

k.a.

8,42

7,58

2,71 2,28

1,45 1,45

25 25

Wind1 Solar

Onshore Offshore

7,91 -

PV2 Solarthermie

Geothermie

Wasserkraft6

bis 10 MW 10 – 50 MW

6,61 -

Vergütungssätze

Offener Verkauf des Stromes plus zusätzliche Einspeisevergütung 1 Der geringere Vergütungssatz findet nach der regulären Laufzeit Anwendung. | 2 Vergütung für Photovoltaikanlagen, deren Registrierung nach dem 29.9.2008 bei der zuständigen Behörde eingegangen ist. Zusatzzahlungen zum freien Stromverbrauch sind bei Photovoltai-Anlagen ausgeschlossen | 3 Die Vergütung ist abhängig von der installierten Leistung der Anlage und vom Standort der Anlage. Zudem spielt für die Vergütungshöhe der Ertragswert der Anlage eine wichtige Rolle, sodass der tatsächliche Wert unter dem angegebenen Satz liegen kann. | 4 Vergütung schwankt je nach installierter Anlagenleistung. | 5 Wert variiert nach Energieträger und Anlagenleistung. | 6 Förderungssätze für Anlagen mit einer Maximalleistung von zehn MW. Die Vergütung von Anlagen mit einer installierten Leistung ist explizit in Art. 36 RD 661/2007 aufgeführt.

QUELLE:

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.3. 106]

Spanien

Alternativ zur Einspeisevergütung kann der Anlagenbetreiber den produzierten Strom zum aktuellen Strommarktpreis fördern. In diesem Fall erhält der Stromproduzent eine zusätzliche Vergütung zum Marktpreis. Bezüglich der geförderten Technologien gibt es Abweichungen zur Einspeisevergütung. Offshore-Anlagen werden durch die Zusatzzahlungen bezuschusst wohingegen die Förderung von Photovoltaikanlagen ausgeschlossen wird.

zu der notwendigen Bankbürgschaft, die als Voraussetzung für den Netzanschluss gilt. Für Photovoltaikanlagen wird sie mit 500 € je kW, und für andere Energieerzeugungsanlagen mit 20 € je kW angegeben (Art. 66a RD 661/2007). Dies würde bei einer Photovoltaikanlage mit einer Installierten Leistung von zwei MW eine Bankbürgschaft i.H.v. 1.000.000 € ergeben. Außerdem trägt der Anlagenbetreiber die Gesamtkosten für den Netzanschluss.

Die Voraussetzungen bzgl. Anlagenregist- Steuern und Gesellschaftsformen rierung und Anerkennung der Anlage als Erneuerbare Energie gelten hier ebenfalls. Bei der Recherche spanischer Gesellschaftsformen wird man hauptsächlich mit Kapitalgesellschaften konfrontiert. Als letztes Förderinstrument werden Dazu gehören die S.A., S.L. und die zudem steuerliche Vergünstigungen S.L.N.E. gewährt. Für Steuerzahler bedeutet dies, dass sie eine Reduzierung um 20 Prozent Neben den beschriebenen Kapitalgesellin Anspruch nehmen können (begrenzt schaften existieren in Spanien auch noch vom 1.Mai 2011 bis 31.Dezember 2012). Personengesellschaften, zu denen die Diese Maßnahme bezieht sich auf alle Sociedad Regular Colectiva und Sociedad Investitionen im Bereich der Erneuerbaren en Comandita gehören. Energien. Voraussetzung ist, dass das Jahreseinkommen des Steuerpflichtigen unter Wichtige direkte Steuern in Spanien sind die Körperschaftssteuer, die Einkom71.007,20 € liegt und das Investment am mensteuer und die Einkommensteuer für Hauptwohnsitz in Spanien getätigt wird. Personen ohne Wohnsitz in Spanien. Der spanische Netzbetreiber ist verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien an das Netz zu schließen (Art. 17 RD 661/2007). Zwischen dem Netz- und Anlagenbetreiber wird, bei Vorlage der angeforderten Unterlagen zur Erzeugungsanlage, hierzu ein Vertrag geschlossen. Positiv zu bewerten ist die Bestimmung, dass der Anschluss von Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien den herkömmlichen Technologien vorzuziehen ist (Art. 17e, Anhang XI Nr. 4RD 661/2007). Negativ zu erwähnen sind die Hinweise

Die Gewinne der Kapital- und Personengesellschaften unterliegen der Körperschaftssteuer. Der Standardsatz beträgt 30 Prozent. Für kleine Gesellschaften besteht unter Einhaltung bestimmter Voraussetzungen die Möglichkeit der Anwendung eines geringeren Satzes (Taxes-Companies, Invest in Spain, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio).

Der Einkommensteuersatz liegt zwischen 24 Prozent und 45 Prozent. Der Spitzen-

Kapitalgesellschaften

S.L. (Sociedad de responsabilidad limitada)

Deutsches Pendant

GmbH

Haftung/Einlage

Mindestkapital 3.000 € Gesellschafter haften mit ihrer Einlage Körperschaftsteuer

S.A. (sociedad anónima)

Aktiengesellschaft

Mindestkapital 60.000 € Gesellschafter haften mit ihrer Einlage Körperschaftsteuer

S.L.N.E. (Sociedad Limitada Nueva Empresa abbreviated)

Sonderform der Kapitalgesellschaft

Mindestkapital 3.012 € Maximalkapital 120.202 € Gesellschafter haften mit ihrer Einlage Körperschaftsteuer

Direkte Steuern

Income Tax

Corporation Tax Capital gains Tax Inheritance Tax National Insurance Business Rate Direkte Steuern

Value Added Tax Excise Duties Stamp Duty Climate Change Levy

Deutsches Pendant

Steuergrenzen

Einkommensteuer

Zu versteuerndes Einkommen : Bis 35. 000 GBP: 20 % 35.001 – 150.000 GBP: 40 % Ab 150.001 GBP: 50 %

Körperschaftsteuer

20 % - 26 %

Kapitalertragssteuer Erbschaftssteuer Sozialversicherung Grundsteuer Deutsches Pendant

Steuergrenzen

Umsatzsteuer

20 %

Verbrauchssteuer Stempelgebühr Klimaschutzabgabe

Personengesellschaften

S.C. (Sociedad Regular Colectiva)

Deutsches Pendant

offene Handelsgesellschaft

S. en Com. / S.Com (Sociedad en Comandita)

Kommanditgesellschaft

SS. Com. p.A. (Sociedad en Comandita por Acciones)

Kommanditgesellschaft auf Aktien

[107

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.3. 108]

Spanien

satz wird ab einem Jahreseinkommen von 175.000,20 € fällig. Bei einem zu versteuernden Einkommen bis zu 17.707,20 € wird der Satz von 24 Prozent angewendet. Da sich der Steuersatz aus einem allgemeinen und regional abhängigen Wert zusammensetzt, kann dieser von Region zu Region leicht abweichen. Zu den indirekten Steuern zählt unter anderem die Mehrwertsteuer. Diese liegt in Spanien bei 18 Prozent. Es gibt zwei reduzierte Sätze von acht Prozent und vier Prozent.

Zwischen Deutschland und Spanien gibt es seit 1968 ein Doppelbesteuerungsabkommen.

Ein denkbares Modell für deutsche Investoren wäre die Installation einer Betriebsstätte einer deutschen Personengesellschaft in Spanien. In diesem Fall fällt die Besteuerung der Gewinne aus der Anlage

Barrieren bei der Projektentwicklung Der Anspruch auf Vergütung der produzierten Energie ergibt sich durch Registrierung der Anlage bei der zuständigen Behörde. Der administrative Aufwand ist relativ hoch. Um die Anlage registrieren zu lassen, müssen Angaben zum Netzanschluss/ Netzanschlussvertrag, der Baugenehmigung und zum Kapitalnachweis gegeben werden. Wird die Registrierung nicht bestätigt, weil beispielsweise Kapazitätsgrenzen der Region dies nicht zulassen, verzögert die ausstehende Registrierung den gesamten Prozess. 2008 stellte dieser Schritt zum Beispiel eine massive Problematik der Projektentwicklung im Bereich der Photovoltaik dar. Waren Anlagen mit einem Volumen von 2.700 MW in der Entwicklungsphase, wurde von der Regierung eine Obergrenze von 500 MW verkündet, was eine plötzlich begrenzte Anlagenregistrierung zur Folge hatte.

Administration zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energie dem spanischen Staat gemäß Doppelbesteuerungsabkommen zu. In Deutschland werden die Gewinne von der Besteuerung unter Progressionsvorbehalt freigestellt.

Ebenso problematisch und aufwendig sind die einzelnen Schritte der Projektentwicklung in administrativer Hinsicht, da sie mit aufwendigen Anträgen und Einzelgenehmigungen verbunden sind, die wiederrum in unterschiedlichen Abhängigkeiten zueinander stehen. Dies setzt nicht nur einen orts- und branchenkundigen Projektentwickler voraus, sondern auch viel Geduld.

Ein weiterer, schwer abzuschätzender Aspekt im Genehmigungsverfahren ist die ICIO-Steuer (Impuesto de Construcciones, Instalaciones y Obras). Hierbei handelt es sich um eine Steuer, die bei Beantragung der Baugenehmigung fällig wird, und bis zu vier Prozent der gesamten Projektkosten betragen kann. Uneinigkeit herrscht über die Bemessungsgrundlage der Steuer, deren Bestimmung zum Teil auch gerichtlich geklärt wird. Bedeutend ist zudem, dass, unabhängig von der tatsächlichen Bemessungsgrundlage, die Steuer in jedem Fall, also auch bei Nichtrealisation der Anlage, fällig wird.

Die Vorgehensweise zur Erlangungen eines Netzanschlusses und Stromkaufvertrags gestaltet sich als weitere Hürde. Grund hierfür ist die Involvierung mehrerer Marktteilnehmer, die einen erheblichen Zeitaufwand implizieren.

[109

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.4. 110]

Italien

Situation

Als Konsequenz auf den Vorfall 1986 in Tschernobyl, wurde die Energieerzeugung Italien zählt hinsichtlich der Landesfläche aus Atomkraft eingestellt. Die Strompreise für Haushalte und mit 301.333 km² zu den kleineren Ländern in dieser Betrachtung. Allerdings hat Industrie sind vergleichsweiItalien im Vergleich dazu eine relativ hohe se hoch und liegen zwischen Einwohnerzahl von 60,4 Mio. Menschen. 0,0760 und 0,1301 €/kWh für Das BIP je Einwohner betrug 2010 durch- die Industrie und 0,0945 und schnittlich 25.629 €. Die Wachstumsraten 0,2620 €/kWh für Haushalte des BIP sind für die Jahre 2011 und 2012 (Stand 2009). mit etwa einem Prozent angegeben. Nach einem Minus von fünf Prozent in 2009 ist keine rasche Erholung zu erwarten. Auch Vergütung und Entwicklung die Staatsverschuldung tritt nicht positiv hervor. 2009 entsprach diese 115,8 Prozent des BIP. Für 2011 wird ein Wert von Das italienische Gesetz zur Förderung von Erneuerbaren Energien ist sehr um119,2 Prozent hervorgesagt. fangreich. Es werden grundsätzlich alle Die Arbeitslosenquote lag 2009 bei 7,8 Technologien unterstützt. Jedoch existieProzent. Für 2011 werden 8,7 Prozent ren verschiedene Instrumente die nicht erwartet. zwingend miteinander kombinierbar sind.

Kei

43,9 Prozent der Importe und 43,4 Prozent der Exporte stammten 2010 aus der EU. Wichtigster Abnehmer war Deutschland mit 12,7 Prozent und mit 15,9 Prozent ebenfalls bedeutendster Importeur.

Der Strommarkt Italiens ist erst seit 2007 komplett liberalisiert. Allerdings wird der Strom- und Gasmarkt noch immer von den ehemaligen Monopolisten Enel und Eni dominiert. Der Primärenergieverbrauch lag 2008 bei 191,3 Mio. Tonnen RÖE und somit bei etwa 2.225 TWh. 8,9 Prozent wurden dabei durch Erneuerbare Energien erzeugt. Die Nettostromproduktion wurde für 2009 mit 278,9 TWh angegeben. 76,3 Prozent fallen auf Gas/ Öl/ Kohle und 23,7 Prozent auf regenerativen Energien, von denen 18,8 Prozent durch Wasserkraft produziert wurden.

Unter „Premiumtarif I“ bzw. „Conto energia per il solare fotovoltaico“ fällt die Fördermaßnahme von Photovoltaikanlagen, die zwischen dem 01.06.11 und 31.12.2016 ans Netz gehen. Die Beanspruchung des sogenannten „Conto energia per il solare fotovoltaico“ für Photovol-

Anteil der einzelnen Energieträger

in Prozent

Kohle, Öl, Gas Erneuerbare Energien Abb.: Energieerzeugung QUELLE: EDF 2009

in Italien

[111

ein Atomstrom Nach Tschernobyl hat sich Italien entschlossen, keine Atomreaktoren in Italien zu betreiben.

taikanlagen schließt die Förderung durch andere Maßnahmen aus. Das italienische Gesetz differenziert bei Photovoltaikanlagen zwischen kleinen und großen Anlagen. Bei den kleinen Photovoltaikanlagen gibt es grundsätzlich drei Kategorien. Die erste Kategorie beinhaltet PV-Anlagen, die gebäudeintegriert und eine Maximalleistung von 1.000 kW haben. In der zweiten Kategorie 76

sind Anlagen enthalten die eine Maximalleistung von 200 kW haben, und am Net Metering-System partizipieren. Der dritten Kategorie werden Anlagen zugeordnet die gebäudeintegriert sind oder sich auf Standorten der öffentlichen Verwaltung befinden. Zu großen Anlagen zählen alle weitern Anlagen.

194%

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.4. 112]

61,3 %

9,9 %

1,3 %

8,5 %

119 %

Veränderung zum Vorjahr

Arbeitslosenquote

Staatsverschuldung

12,7% 1.548.816 Mio €

Bruttoinlandsprodukt

9,18% ca. 60 Mio.

Einwohner

Kennzahlen (2010)

ca. 301.333 km2

Frankreich im Vergleich zur Europäische Union (EU-27)

2,87%

72%

86%

12.283.998 Mio €

ca. 501 Mio.

ca. 10.500.000 km2

1,8 %

Neben den klassischen Photovoltaikanlagen werden durch das italienische Gesetz auch CPV -Anlagen und Anlagen mit innovativen Ansätzen, die nicht freistehend sind, unterstützt.

Fläche

in Prozent

Italien

Tabelle: Kennzahlen Italien QUELLE: Europäische Union, eurostat

26.04.2010

me in der zweiten Jahreshälfte eine Bezuschussung i.H.v. 0,133 – 0,252 €/kWh erwarten. Es sei an dieser Stelle dringend zu erwähnen, dass es sich hierbei nur um Richtwerte handelt, da die Vergütungssätze an die installierte Leistung angepasst Voraussetzung für die Bezuschussung von werden und voraussichtlich 2013 eine kleinen und großen Photovoltaikanlagen neue Regelung des „Conto energia per il sind unter anderem eine Mindestleistung solare fotovoltaico“ erlassen wird. von einem kW, ein separater Verknüpfungspunkt je Anlage und die ausschließ- Anlagenbetreiber, insbesondere juristische liche Nutzung neuer Komponenten. Personen, haben bei der Förderung durch den Premiumtarif I gewisse VoraussetBei Anlagen, die aufgrund ihrer Neuartigzungen zu erfüllen. Die Finanzierung der keit gefördert werden, ist eine MaximalEinspeisevergütung trägt der Endverbrauleistung von fünf MW angegeben. Diese cher. Maximalleistung gilt auch für die Förderung von CPV-Anlagen, die aber zudem Eine relativ einheitliche Förderung von im Besitz einer juristischen Person oder Strom aus Erneuerbaren Energien besteht öffentlichen Gesellschaft sein müssen. in der Einspeisevergütung „Tariffa Omnicomprensiva“. Bei dieser EinspeisevergüSolarparks, bzw. Anlagen auf Freiflächen, tung besteht eine Förderobergrenze, bezosofern sie sich auf einer Agrarfläche gen auf die Anlagenleistung von maximal befinden, unterliegen wiederrum einer geeinem MW, bei Windanlagen sogar besonderten Regelung. Diese ist detailliert in grenzt auf 200 kW. Photovoltaikanlagen Art. 11, Abs.2,1. e DM 05/05/11 geregelt. sind von diesem Instrument ausgenomVon einer Bezuschussung sind Photomen; es gibt eine weitere Förderung, nur voltaikanlagen ausgenommen, wenn sie für PV-Anlagen, die in Art. 2 Abs. 145 L bereits einen Bauzuschuss, eine gesonder- 244/07 i.V.m. DL 387/03 geregelt ist. te Steuerbehandlung oder eine Förderung Um in den Genuss der „Tariffa Omnicomnach Art. 5, Abs. 3, DM 05/05/11 erhalten prensiva“ kommen zu können, muss das haben. Inbetriebnahmedatum vor dem 31.12.2012 Der Wert der Förderung mit dem Premiliegen. Die Bezuschussungssätze gem. umtarif I variiert je Anlagengröße, Art „Tariffa Omnicomprensiva“ sind der rechund Standort. Die Förderung bleibt über ten Tabelle zu entnehmen: zwanzig Jahre hinweg fix. Die VergüAlternativ hierzu kann der erzeugte Strom tungshöhe an sich wird jedoch in regelüber die Netzbetreiber auf dem Strommäßigen Zeitabständen geändert. Die markt verkauft werden (ritiro dedicato). Werte für die nächsten Jahre können in Der Verkäufer, hier im Sinne des AnlaAnhang 5, DM 05/05/11 eingesehen wergenbetreibers, kann entscheiden, ob er den. Anlagen die z.B. im Dezember 2011 den Strom zum gültigen Marktpreis oder ans Netz angeschlossen werden, können einem vorgegebenen Mindestpreis veräumit einer Vergütung zwischen 0,172 und ßern möchte. Die Entscheidungsfreiheit 0,298 €/kWh rechnen. Anlagen die in der hat der Erzeuger bis zu einer produzierten ersten Jahreshälfte 2012 ans Netz gehen, Menge von zwei Mio. kWh. Danach wird können einen Wert von 0,148 – 0,274 €/ der Strom automatisch zu Marktpreisen kWh und Anlagen mit einer Inbetriebnah-

Förderungs arten

Beschreibung der Förderung

Förderungsfähige Technologien

Premiumtarif I (Conto Energia IV)

Förderung durch eine Einspeisevergütung. Die Vergütung wird für einen Zeitraum von 20 Jahren ab Inbetriebnahme gewährt. Die Höhe der Vergütung unterliegt der Degression.

Gefördert werden Photovoltaikanlagen deren Inbetriebnahme zwischen 01.06.2011 und 31.12.2016 liegt Für Solarparks in landwirtschaftlichen Gebieten regelt sich die Förderung gesondert gem. Art. 11, Abs. 2.1. e DM 05/05/11 i.V.m. Art. 10, Abs. 4 DL 28/11)

Premiumtarif II

Bei Übereinstimmung von geplanter und echter Stromproduktion wird eine Bonuszahlung geleistet.

Intermittierende Technologien (z.B. Wind, Solar)

Einspeisevergütung I (Tariffa Omnicomprensiva)

Mit diesem Mittel werden Anlagen mit einer installierten Leistung zwischen 1 kW und 1 MW in Form einer Einspeisevergütung gefördert (Art. 2 Abs. 145 L 244/07 und Art 2 Abs. 3 ARG elt 1/09). Die Förderung ist für alle Technologien einheitlich auf 15 Jahre begrenzt. Die Vergütung unterliegt keiner Degression. Anlagen, die nach dem 30.06.2009 in Betrieb genommen wurden, dürfen neben dieser Förderung keine weitere Förderung nutzen. Die Anlage muss zudem bis 31.12.2012 in Betrieb genommen werden.

Wind (die installierte Leistung liegt zwischen 1 und 200 kW) Photovoltaik ist hiervon ausgenommen. Eine Förderung besteht gem. Art. 2 Abs. 145 L 244/07 i.V.m. DL 387/03 Geothermie Biogas Wasserkraft Biomasse

Einspeisevergütung II (Ritiro dedicato)

Über den Netzbetreiber wird der Strom aus Erneuerbaren Energiequellen verkauft. Dabei hat der Anlagenbetreiber bis zu 2 Mio. kWh die Wahl zwischen dem Marktpreis und dem durch die Behörde festgelegten Tarif. Der Marktpreis wird ab Überschreitung der 2 Mio. kWh verrechnet. Die Höhe der Vergütung ergibt sich aus der produzierten Energiemenge. Der Wert wird jährlich angepasst.

Wind Solar Geothermie Biogas Wasserkraft (Wellen-, Gezeiten- und Laufwasserkraftwerke) Biomasse Die Leistung der geförderten Anlagen darf max. 10 MVA betragen und die Inbetriebnahme musste nach dem 01.04.1999 erfolgen.

Net metering (scambio sul posto)

Bei dieser Fördermaßnahme wird die produzierte der verbrauchten Energie gegenübergestellt. Kommt es zu einem Produktionsüberschuss wird dieser zwar nicht vergütet, kann jedoch mit negativen Salden in den Folgejahren verrechnet werden. Wird mehr Energie bezogen als eingespeist und besteht kein „Stromguthaben“ mehr, muss die Differenz bezahlt werden.

Anlagen, die nach dem 31.12.2007 in Betrieb genommen wurden werden bei einer Anlagenleistung zwischen 20 und 200 kW gefördert. Wind Solar Geothermie Biogas Wasserkraft Biomasse

Mengenregelung (Certificati Verdi)

In Italien ist nachzuweisen, dass ein gewisser Anteil des Stroms aus regenerativer Energieerzeugung stammt. Eine parallele Förderung durch den Premiumtarif I für Photovoltaikanlagen und die Einspeisevergütung „tariffa omnicomprensiva“ ist nicht möglich. Die Förderdauer beträgt 15 Jahre.

Gefördert werden Anlagen, die bis 31.12.2012 in Betrieb genommen werden Wind, ab einer Jahresproduktion von 200 kW Solaranlagen sind von der Förderung ausgeschlossen. Geothermie Biogas Wasserkraft Biomasse

Energiequelle

Wind1

Vergütungssatz (€-Cent kWh)

Standort/Art

Laufzeit in Jahren

[113

Koeffizient für die „ grünen Umweltzertifikate“

1,0 1,5

Geothermie

0,9

Biogas

k. A.

Biomasse

Flüssige Biobrennstoffe, Deponiegas, 18 Gas aus Reinigungsprozessen (auch Abgasreinigung) Brennstoffe aus Anlagen bis 70 km Distanz Sonstige 28

0,8

1,8 1,3

34 22

15 15

1,8 1,0

Onshore bis Offshore

220 kW

Wasserkraft

Wellen-/Gezeitenkraftanlagen Sonstige

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.4. 114]

Italien

verkauft (Art.7 AEEG 280/07). Unter die Regelung fallen alle bekannten Technologien. Die Vergütung staffelt sich nach der jährlich produzierten Menge. Bei bis zu 500.000 kWh wird ein Mindestsatz von 10,34 €-Cent/kWh gezahlt. Die nächste Grenze liegt bei 1.000.000 kWh bei der 8,72 €-Cent/kWh festgelegt wurden. 7,62 €-Cent/kWh werden bei einer Produktion bis 2.000.000 kWh verrechnet; danach wird der Marktpreis gezahlt.

praktikabel. Ausgenommen sind jedoch die Instrumente der Einspeisevergütung, wie tariffa omnicomprensiva (Art. 2 Abs. 145 L 2444/07). Die Dauer der Bezuschussung beträgt für alle Technologien einheitlich 15 Jahre (Inbetriebnahme der Anlage nach dem 31.12.2007). Solarthermie und Photovoltaik werden nicht im Rahmen der grünen Zertifikate unterstützt. Pro 100 GWh müssen 2011 6,8 Prozent der Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien kommen. 2012 liegt der Wert Der Mindesttarif wird für ein Jahr, abhänvoraussichtlich bei 7,55 Prozent. Der Progig von der gesamten Stromproduktion zentsatz der Quote wird jährlich, bis vorItaliens, neu berechnet. aussichtlich 2012 erhöht. Danach soll sie Das nächste Förderinstrument betrifft alle innerhalb der darauf folgenden drei Jahre Anlagen mit einer installierten Leistung auf den Wert Null absinken (Mengenrezwischen 20 kW und 200 kW (Inbetriebgelung (Certificati verdi), Rechtsquellen nahme der Anlage nach dem 31.12.2007). Erneuerbare Energien, ResLegal, BundesNeben der begrenzten Anlagengröße ist ministerium für Umwelt, Naturschutz und des Weiteren ein Verknüpfungspunkt Vor- Reaktorsicherheit, 13.07.2011). Die Menge aussetzung, der zugleich den Strombezug der erzielten Zertifikate ist abhängig von und die Einspeisung gewährleistet. Unter der Energiequelle und somit der Techno„scambio sul posto“ („Net Metering“) wird logie zugeordneten Koeffizienten. D.h. je die Gegenüberstellung von bezogenem Technologie erhält der Anlagenbetreiber und eingespeisten Stroms verstanden. pro Einheit, z.B. ein MW, eine bestimmBei einer Differenz zugunsten des Anlate Anzahl an Zertifikaten. Eben dieses genbetreibers wird zwar keine Vergütung Verhältnis gibt der Koeffizient an. Finanbezahlt, der Unterschiedsbetrag kann ziert wird die Mengenregelung durch den allerdings in den darauf folgenden Jahren Endverbraucher über die Stromrechnung. verrechnet werden (Art.6 Abs.2 ARG/ elt (Siehe Tabelle auf der vorhergehenden Seite.) 74/08 i.V.m. Art. 5 ARG/elt 74/08). Hat Zusätzlich zu den dargestellten Förderinsder Stromerzeuger mehr Energie bezogen trumenten ist die Auseinandersetzung mit als er eingespeist hat und besteht kein den Bestimmungen in der jeweiligen RegiStromkontingent aus den Vorjahren, muss on ratsam, da hier noch weitere Maßnahder Unterschiedsbetrag sofort beglichen men zur Unterstützung bestehen können. weden. Dieses Instrument kann statt der In Italien hat der Anlagenbetreiber ein bereits erwähnten „Tariffa OmnicomAnrecht auf den Anschluss seines Kraftprensiva“ oder „ritiro dedicato“ genutzt werks an das Stromnetz. Basis ist der werden. Netzanschlussvertrag (Contratto per la In Italien begann die Förderung von connessione). Abhängig von der Anlagenregenerativen Energien im Jahr 2002 auf leistung ist der Netzbetreiber an BearBasis einer Quotenregelung (Certificati beitungsfristen gebunden, in der er dem verdi). Die Verwendung bzw. Nutzung der Anlagenbetreiber einen Vorschlag zum Certificati verdi und parallele InanspruchNetzanschluss inkl. Kostenvoranschlag nahme anderer Mittel ist grundsätzlich

zukommen lassen muss. Der Antragsteller muss wiederrum innerhalb eines vordefinierten Zeitfensters den Kostenvoranschlag annehmen. Dem tatsächlichen Netzanschluss geht ein Bewilligungsantrag voran. Unter dem Bewilligungsantrag wird eine Bau – und Betriebsgenehmigung für die Anlage verstanden. Erst nach dem Genehmigungsverfahren für den Bewilligungsantrag können die tatsächlichen Netzanschlussarbeiten begonnen werden. Für Anlagen mit einer installierten Leistung von 1.000 kW kann der Prozess, Beginnend mit dem Netzanschlussantrag bis zur Zuschaltung der Anlage, etwa ein Jahr betragen. Allerdings besteht ein Vorrang für den Netzanschluss von Anlagen, sowie auch für die Stromübertragung der regenerativen Energien. Der Anlagenbetreiber hat die Kosten für die Netzanschlussarbeiten komplett zu übernehmen. Diese fallen in Italien für Energieerzeugungsanlagen der Erneuerbaren Energien geringer aus als für herkömmliche Anlagen. Die Berechnungsgrundlage für den Anschluss an das Verteilernetz ist gesetzlich vorgegeben (Art. 12 Anhang A ARG elt 99/08).

Steuer und Gesellschaftsformen Im italienischen Gesellschaftsrecht wird ebenfalls in Personen– und Kapitalgesellschaften unterschieden. Die Rechtsgrundlage ist das Codice Civile, das Pendant zum Bürgerlichen Gesetzbuch. Alle Handelsgesellschaften müssen in Italien in das Registro delle imprese (Handelsregister) eingetragen werden. Voraussetzung für die Eintragung ist ein beurkundeter Gesellschaftsvertrag.

Società per azioni (S.p.A.) und Società in accomandita per azioni. In Italien sind nur Kapitalgesellschaften im vollen Umfang rechtsfähig. Zu den Personengesellschaften gehören Società in accomandita semplice (S.A.S), Società in nome collettivo (S.N.C) und Società semplice (Gesellschaft des bürgerlichen Rechts). Die Gesellschafter aller Personengesellschaften haften persönlich. Ausnahme sind die Kommanditisten der S.A.S., die dadurch von der Geschäftsführung ausgeschlossen sind. Außerdem kann bei der società semplice die Haftung der Gesellschafter durch explizite Regelung im Gesellschaftsvertrag eingegrenzt werden. Die Gesellschafter dürfen dann allerdings die Gesellschaft nicht nach außen vertreten. Bei italienischen Personengesellschaften besteht die Möglichkeit einer subsidiären Gesellschafterhaftung. Die Kapitalgesellschaften unterliegen der imposta sul reddito delle società (ähnlich der deutschen Körperschaftsteuer) i.H.v. 27,5 Prozent. Sie wird auch für nicht italienische Personengesellschaften fällig. Sowohl Personen- als auch Kapitalgesellschaften müssen eine regionale Steuer, die IRAP, auch „Tassa regionale italiana sulle attività produttive“ genannt, zahlen. Sie ist mit der Gewerbesteuer zu vergleichen und variiert je nach Region. Der Satz beträgt circa 3,9 Prozent. Als Bemessungsgrundlage wird die in der Region erlangte Wertschöpfung angegeben.

Der Einkommensteuersatz (imposta sul reddito delle persone fisiche) bewegt sich zwischen 23 Prozent und 43 Prozent. Der maximale Satz wird ab einem Einkommen Die Kapitalgesellschaften in Italien heißen von 75.000 € fällig. 23 Prozent werden Società a responsabilità limitata (S.R.L.), für Einkommen bis zu 15.000 € angewen-

[115

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.4. 116]

Italien

det. Die Mehrwertsteuer liegt aktuell bei 20 Prozent.

Ein weiteres Problem stellt die Qualität und die Anschlussmodalitäten an das Übertragungsnetz dar. Zwar gibt es BestimZwischen Deutschland und Italien besteht mungen zum Netzanschluss die im Gesetz ein Doppelbesteuerungsabkommen. verankert sind, allerdings gibt es regional abweichende Auslegungen des Gesetzes, was unter anderem die Interpretation von Barrieren bei der Projektentwicklung Fristen betrifft. Ergänzend ist zu beachten, dass bei der Wahl der Region neben weiteren Aspekten zu prüfen ist, in welcher Die geografischen Eigenschaften Italiens „Verfassung“ das Netz ist. Im Süden des bieten grundsätzlich gute VoraussetzunLandes ist die Qualität der Netze unbefriegen für die Installation von Energieerzeudigend. Im Norden bzw. in Bereichen von gungsanlagen aus Erneuerbaren Energien. Ballungsgebieten kommt es zu Engpässen Jedoch gibt es Faktoren, die die Projekbezüglich der Netzkapazität. Die Sättigung tumsetzung erschweren. von Gebieten aufgrund mangelhaft ausgeProblematisch wird die Wahl des optimabauter Netze stellt ein großes Problem in len Standorts gesehen. Es ist notwendig der Projektentwicklung dar. jede potenziell interessante Region auf die Zu den Barrieren zählt ebenfalls die einzelnen Bestimmungen zu prüfen. Dies Grundbesitzsteuer. Die Steuer, die auf impliziert allerdings eine lange Vorlaufzeit. Gebäude oder landwirtschaftliche Flächen Abschreckend wirkt zudem die Undurch- erlassen wird, ist eine bedeutende Einnahsichtigkeit und Menge an Gesetzen, die mequelle der Gemeinden. Jedoch ist nicht zu diesem Thema existieren. Die Modifiganz klar welche Energieerzeugungsanlazierungen durch die Regierung bezüglich gen unter diese Besteuerung fallen. Vergütungshöhe und gesetzlicher RahDie anfängliche Gestaltung der Vergütung menbedingungen waren für die Branche von Strom aus Erneuerbaren Energien imnicht vorhersehbar. Insbesondere die plizierte auch in Italien einen regelrechten rückwirkenden Bestimmungen verunsiBoom, vor allem im Bereich der Photovolcherten die Marktteilnehmer und führten taik. Jedoch wird sich diese Entwicklung zu einer eingeschränkten Aktivität, vor nicht fortsetzen. Alleine die Begrenzung allem im Bereich der Photovoltaik. Außervon projektierbaren Flächen durch die dem sind die tatsächlichen Auswirkungen italienischen Gemeinden seit Juli 2010 der Novellierungen noch immer nicht grenzt die Investitionsmöglichkeiten ein. konkret abschätzbar. Die Gesetze wurden erst im Frühjahr/ Sommer 2011 eingeführt. Die Auslegung einzelner Aspekte ist Interessant werden die Einflüsse des neuoft noch nicht eindeutig geklärt, was zu en Sparprogramms der Regierung BerlusPlanungsunsicherheiten führen kann. coni auf die geplanten Novellierungen der Auch der Genehmigungsprozess gestaltet EE-Gesetze sein. sich in Italien schwierig, da bei dem Verfahren mehrere Akteure beteiligt sind. Laut Neue Bestimmungen, die zukünftig im einer Untersuchung1 sind Mitarbeiter unzu- italienischen EEG verankert werden solreichend ausgebildet, die Abläufe schlecht len, wurden bereits kommuniziert. Dazu organisiert und die Behörden nicht hinrei- gehören beispielsweise Ansprüche an die chend mit Personal ausgestattet. Komponenten von Photovoltaikanlagen.

Kapitalgesellschaften

Società a responsabilità limitata (S.R.L) Società per azioni (S.p.A) Società in accomandita per azioni

Direkte Steuern

Deutsches Pendant

GmbH

Aktiengesellschaft

Haftung/Einlage

Mindestkapital 10.000 € Gesellschafter haften mit ihrer Einlage Körperschaftsteuer Mindestkapital 120.000 € Gesellschafter haften mit ihrer Einlage Körperschaftsteuer

Deutsches Pendant

Società in accomandita semplice (S.A.S) Società semplice

Steuergrenzen

Einkommensteuer

Abhängig vom zu versteuernden Einkommen zwischen 23 % und 43 %.

Imposta sul reddito delle società Tassa regionale italiana sulle attività produttive (IRAP)

Körperschaftsteuer

27,5 %

Gewerbesteuer

3,9 % (regionale Abweichung)

Deutsches Pendant

Steuergrenzen

Imposta sul valore aggiunto (IVA)

Società in nome collettivo (S.N.C)

Kommanditgesellschaft auf Aktien

Imposta sul reddito delle persone fisiche

Direkte Steuern

Personengesellschaften

Umsatzsteuer

Genannt werden Mindestanforderungen an die Module, eine zugesicherte Modulgarantie von zehn Jahren oder die Existenz eines Recyclingprogramms für aufgebrauchte Module. Technische Mindestanforderungen werden auch zukünftig an Wechselrichter gestellt.

20 % Verringerte Sätze: 10 % / 4 %

Die Situation in Italien kann dahingehend zusammengefasst werden, dass kurzfristige Investitionsentscheidungen in bereits bestehende Projekte, optimaler Weise im Endstadium der Entwicklung befindliche Projekte, gehen sollten. Bei Plänen für zukünftige Projekte kann die Zeit bis 2012/13 genutzt werden, um sich mit den jeweiligen Akteuren, Gesetzen und Regionen auseinander zu setzen.

Deutsches Pendant

offene Handelsgesellschaft Kommanditgesellschaft Gesellschaft des bürgerlichen Rechts

[117

7. Erneuerbare Energien im Ausland 7.5.

Ländervergleich

118]

100%

Fläche

ca. 10.500.000 km2

5,25%

[F] ca. 551.700 km2

2,31%

[GB] ca. 242.495 km2 [ES] ca. 504.750 km2

4,81%

[I] ca. 301.333 km2

2,87%

[D] ca. 357.104 km2

3,40%

Einwohner

[F] ca. 65 Mio.

12,97%

[GB] ca. 62 Mio.

12,38%

[ES] ca. 50 Mio.

9,98%

[I] ca. 60 Mio.

9,18%

[D] ca. 82 Mio.

ca. 501 Mio.

16,4%

Bruttoinlandsprodukt

12.283.998 Mio €

15,86%

[F] 1.947.845 Mio €

13,79%

[GB] 1.694.499 Mio €

8,65%

[ES] 1.062.591 Mio €

12,7%

[I] 1.548.816 Mio € [D] 2.498.800 Mio €

20,3%

Veränderung zum Vorjahr

83%

[F] 1,5 %

72%

[GB] 1,3 % [ES] - 0,1 % [I] 1,3 %

1,8 %

6% 72%

[D] 3,6 %

Arbeitslosenquote

98%

[F] 9,7 % [GB] 7,8 %

9,9 %

79%

[ES] 20,1 % [I] 8,5 %

86%

[D] 7,7 %

78% 61,3 %

Staatsverschuldung

133%

[F] 81,5 %

124%

[GB] 76,1 % [ES] 60,0 %

98%

[I] 119 % [D] 82 %

134%

Die Entscheidung, ob Investitionen im Bereich Erneuerbare Energien im Ausland sinnvoll sein können, ist von mehreren Faktoren abhängig. Die existierenden Förderinstrumente müssen im Verhältnis zu den anderen Bestimmungen, Gesetzen und Eigenarten des Landes gesehen werden, um einen aussagekräftigen Vergleich ziehen zu können. [119

Primärenergieverbrauch (Mio. Tonnen RÖE) [F]

259,0 (2009) 218,5 (2010)

[GB] [ES] [I]

131,0 (2009) 191,3 (2008)

[D]

Strompreis (Industrie) (€-Cent/kWh)

[F]

335,0 (2010) 6,41 (2008) 8,93 (2010)

[GB]

6,2 – 19,2 (2009)

[ES] [I]

7,6 – 13,01 (2009)

[D]

Strompreis (Privat) (€-Cent/kWh)

7 – 11 (2009) 12,13 (2008)

[F]

14,68 (2010)

[GB]

12,1 – 26,7 (2009)

[ES]

9,45 – 26,2 (2009)

[I] [D]

23,21 (2009)

Ziel Anteil Erneuerbare E.

23 % (2020)

[F]

15 % (2020)

[GB]

20 % (2020)

[ES] [I]

200%

17 % (2020)

[D]

18 % (2020)

Vergütungen

2,8 – 13

[F]

14,8

[GB]

203%

[ES]

(€-Cent)

12 13,2

7,91

3,6

[I] [D]

24,3 9,02

21,11

1 MW Wind (Onshore) 1 MW Geothermie

1 MW PV (Freifläche) 1 MW Wasserkraft

[F]

194%

6,07

[GB] [ES]

16,6 7,44

8,42

[I] [D]

20 15,68

22 8,65

8. Weitere Erneuerbare Energien

120]

In diesem Kapitel möchten wir auf die weiteren deren Marktanteil noch nicht sehr hoch ist, Die folgende Abbildung zeigt das Verhältnis der regenerativen Energien bei der Endenergiebereitstellung in den Sektoren Wärme Kraftstoff und Strom. Die Grafik zeigt dass Erneuerbare Energien im Wesentlichen zur Stromerzeugung verwendet werden. Um den Trend besser zu verstehen sollte man neben den Jahren 2009 und 2010auch noch die Zahlen des ersten Halbjahres 2011 mit einbeziehen. Erstmals wurde bei der Stromversorgung die 20-Prozent-Marke in Deutschland erreicht. Windräder lieferten 7,5 Prozent und Biomasse 5,6 Prozent der Energie. Bisher einmalig hatte die Photovoltaik mit 3,5 Prozent einen höheren Anteil als die Wasserkraft, die konstant bei 3,3 Prozent liegt. Werden die Zahlen für Windenergie (2009: 6,7 Prozent; 2010: 6,0 Prozent; 1. Halbjahr 2011: 7,5 Prozent) verglichen, ist zu erkennen, dass 2010 ein „schlechtes Windjahr“ war. Das Windpotential lag unterhalb des Durchschnittes der letzten fünf Jahre. Daher war der Ertrag geringer.

8.1.

Wasserkraft

3,3 Prozent des gesamten Strombedarfs der BRD wurden im Jahr 2010 durch Wasserkraft erzeugt. In Deutschland sind rund 4.720 MW Wasserkraft installiert. 700 MW dürfen jedoch nicht zum inländischen Anteil gerechnet werden, da die Kraftwerke in Grenzgebieten liegen und deren Leistung auf die angrenzenden Länder aufgeteilt wird. Norwegen hat sich zum Ziel gesetzt bis 2050 klimaneutral zu sein. Es möchte die CO2 Emissionen für die Energieversorgung auf den Wert Null zu reduzieren. Anteil der einzelnen Energieträger

Biogene Brennstoffe: Wärme Windenergie Biogene Kraftstoffe Biogene Brennstoffe: Strom Wasserkraft Photovoltaik Geothermie Solarthermie

Fachleute sehen dieses Ziel als realistisch an, da aktuell fast 100 Prozent des Strombedarfes mit Wasser und Wind gedeckt werden. Die norwegischen Einwohner heizen ihre Gebäude nahezu komplett mit Strom, da dieser preiswerter ist als Öl. Der größte Vorteil der Wasserkraft ist, dass diese CO2 neutral ist. Allerdings ist das wirtschaftlich sinnvolle Potential ist in Deutschland fast ausgeschöpft. Es lassen sich kaum noch geeignete Flüsse und Gewässer finden. Als Nachteil wird oft angesprochen, dass der Eingriff in

in Prozent

46,1 13,3 13,0 12,1 7,2 4,4 2,0 1,9

Abb.: Endenergibereitstellung aus erneuerbaren Energien in Deutschland 2010, Gesamt 275,4 TWh QUELLE: BMU-KI III 1 nach Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien Statistik (AGEE-Stat), 03.2011, Angaben vorläufig

das Ökosystem sehr hoch ist. Staudämme bar mit einem großen Akkumulator. Diese verändern zudem den Grundwasserspiegel Speicher haben eine Kapazität von 1-2 der anliegenden Region. Tagen

Nach ihrer Technik werden folgende ArGezeitenkraftwerke nutzen die Strömung ten von Wasserkraftwerken unterschieden: des Tidenhubs. Es sind somit Fließwasserkraftwerke, die die beiderseitige FließrichLauf- oder Fließwasserkraftwerke befintung des Wassers nutzen. den sich an fließendem Gewässern. Dieses wird meist etwas aufgestaut, damit ein kontinuierlicherer Durchfluss durch die Ein Osmosekraftwerk nutzt den unterWasserturbinen erreicht wird. Fließwasschiedlichen Salzgehalt von Süß- und serkraftwerke werden hauptsächlich in Meereswasser, um daraus Energie zu der Grundlast betrieben, sie weisen somit gewinnen. Das physikalische Prinzip der viele Volllaststunden auf. Osmose wird hierbei genutzt: Wenn SüßPumpspeicherkraftwerke sind oft mit und Salzwasser durch eine teildurchFließwasserkraftwerken kombiniert. lässige Membran getrennt sind, strömt Pumpspeicherkraftwerke haben einen Süßwasser zur Salzwasserseite, um die Hochspeicher. Wasser wird in Zeiten in Salzkonzentration auszugleichen. Auf denen übermäßig viel Energie im Netz dieser Seite der Membran baut sich ein ist in den Hochspeicher gepumpt. Dies Druck auf durch den eine Turbine (und erfolgt meist nachts oder bei einem hohen dadurch ein Generator) angetrieben wird. Anteil von erneuerbaren Strom im Netz. In bereits aufgebauten VersuchskraftIn Spitzenlastzeiten (Stromknappheit) werken ist aktuell eine elektrische Leiswird das Wasser dann durch ein Fallrohr tung von ca. drei W/m² Membranfläche über eine Turbine wieder in den Fluss erreichbar. zurückgeleitet. Das Prinzip ist vergleich-

Strom

2009 2010 2011*

Wärme

2009 2010

Kraftstoff

Anteile Erneuerbarer Energie am gesamten Energieverbrauch

2009 2010

In Prozent

16,3 16,8 19,9 9,1 9,8 5,5 5,8

03.2011, Angaben vorläufig

[121

8. Weitere Erneuerbare Energie 8.1. 122]

Wasserkraft

Solar Pound - Kraftwerke nutzen die physikalische Eigenschaft, dass kaltes Wasser eine höhere Dichte als warmes Wasser hat. Dadurch strömt kaltes Wasser nach unten. Dort wird es durch dort befindliche thermische Quellen aufgeheizt und das warme Wasser strömt wieder nach oben. Diese Strömungsenergie wird dann durch Turbinen geleitet. Dieser Kraftwerkstyp befindet sich noch im Forschungsstadium. Wellenkraftwerke sind in verschiedenen Ausführungen und Technologien verfügbar. Bekannt sind z. B. Auftriebskörper, die an der Wasseroberfläche schwimmen. Diese wurmähnlichen Stangen haben Gelenke, die bei Wellengang geknickt werden. Diese Knickenergie wird in hydraulischen Zylindern aufgenommen und in Turbinen und Generatoren, die sich im Auftriebskörper befinden, verstromt. Ein weiteres Konzept ist die Pneumatische Kammer. Hier wird die Energie der Wellen die auf eine Felsenwand treffen genutzt. Ein unterirdischer Tunnel ver-

8.2.

bindet das Meer mit einem Hohlraum im Felsen. Schlägt eine Welle auf den Felsen, wird der Wasserdruck über den Tunnel in den Hohlraum gerückt. Hier entsteht ein Überdruck, der in einer Turbine in Bewegungsenergie umgewandelt wird. Je nach Kraftwerkstyp und Wasserdurchsatz werden unterschiedliche Turbinen- und Generatortypen benutzt. Diese haben unterschiedliche Investitionskosten, Wartungskosten und Wartungsintervalle. Zudem unterscheidet sich auch die Lebensdauer der Komponenten. Somit sind die Stromgestehungskosten von Wasserkraftanlagen für jedes Kraftwerk unterschiedlich und liegen bei rund 3,5 bis 12 €-Cent/kWh. Für neue Kleinwasserkraftanlagen (100 bis 1.000 kW) sind Investitionskosten von 4.000 bis 6.000 €/kW zu kalkulieren. Das ergibt bei 3.000 bis 5.000 Volllaststunden Stromgestehungskosten zwischen 10 und 23 €-Cent/kWh.

Solarthermie

In Ländern mit starker, direkter Sonneneinstrahlung z.B. Süd-Spanien ist die Stromerzeugung mit Solarthermiekraftwerken wirtschaftlich sinnvoll. Zur Wärmeproduktion werden Solarkollektoren auch in Deutschland genutzt und liefern 0,4 Prozent der benötigten Wärme. Der Anteil an Solarthermie in Deutschland nimmt zu. 2009 waren bereits 13.000.000 m² Solarthermieanlagen verbaut, was einer Wärmebereitstellung von etwa 4.700 GWh entspricht.

Die CSP-Technologie wird in Parabolrinnenkraftwerken, Solarturmkraftwerke und die Stirling-Dish-Anlagen angewendet. Weltweit sind ca. 940,65 MW Solarkraftwerksleistung zur Stromerzeugung installiert.

Fast alle dieser Anlagen funktionieren nach dem Prinzip der Parabolrinnenkraftwerke oder Solarturmkraftwerke. Im Bau befinden sich weitere 1.934 MW (größtenteils Spanien und USA) und in Planung sind 14.739 MW (davon 9.659 MW in Die CSP-Technologie (Concentrating Solar den USA, 2.000 MW in der Volksrepublik Power) ist die bekannteste Alternative zur China und dem Sudan sowie 1.000 MW in Photovoltaik. Hierbei werden die SonnenSpanien). strahlen über Spiegel auf eine definierte Fläche konzentriert die sich dabei erhitzt.

Bei Parabolrinnenkraftwerken und Solarturmkraftwerken werden die Sonnenstahlen mit Reflektoren auf das Wärmeträgermedium konzentriert. Um höhere Temperaturen zu erreichen verwendet man Trägermedien, die bis zu 390° erreichen. In einem Wärmetauscher wird Wasser zu Dampf erhitzt, der eine Dampfturbine antreibt. Diese ist mit dem Generator verbunden. Bei diesen Kraftwerkstypen ist es möglich, die Wärmeenergie des Trägermediums zu speichern. Somit kann auch nachts elektrische Energie erzeugt werden.

Bei Dish-Stirling-Systemen wird ein Stirlingmotor (Heißgasmotor) verwendet. Dieses Prinzip hat den besten Wirkungsgrad der CSP-Technologie. Er liegt bei ca. 20 Prozent. Ein einzelnes Stirling-Modul kann eine Leistung bis 50 kW erzeugen.

Ein Solarturmkraftwerk oder auch Aufwindkraftwerk genannt, ist eine weitere Möglichkeit elektrischen Strom über Solarthermie zu erzeugen. Diese Technologie ist noch in der Entwicklungsphase. Ein Kamin wird in der Mitte eines riesigen Kollektorfeldes aus Glas aufgebaut. Bei Sonneneinstrahlung heizt sich die Luft unter der Glasfläche auf, steigt nach oben und zieht über den Kamin ab. Dieser Luftstrom wird mittels Turbinen zur Stromerzeugung genutzt.

8.3.

Unter den Kollektoren können Nutzpflanzen angebaut werden. Außerdem bildet sich an der Innenseite der Glasplatten Kondenswasser. So kann in wasserarmen Gebieten (z.B. Wüsten) Wasser aus der Luft gewonnen werden. Zudem kann die Kollektorfläche über einem See, der als Wärmespeicher fungiert, gebaut werden. Ein Demonstrationskraftwerk steht in Südspanien. Der Kamin hat eine Höhe von 200 m und einen Durchmesser von fünf Meter. Die Kollektorfläche (ähnlich einem Gewächshaus) hat einen Durchmesser von 122 m und eine Höhe von 2,5 m. Die Anlage hat eine Nennleistung von 50 kW. Die Stromgestehungskosten für das Solarturmkraftwerk „Planta Solar PS10“ in Südspanien betragen ca. 27 €-Cent/kWh. Ein Aufwindkraftwerk mit einer Höhe von 750 m und einem Durchmesser von 4.000 m erfordert Investitionskosten von ca. 440 Mio. € und hätte in Südspanien Stromproduktionskosten von 20 bis 25 €-Cent/ kWh. In Wüstengebieten werden 14 bis 18 €-Cent/kWh angenommen, da dort die Stromausbeute wesentlich höher ist. Für das Parabolrinnenkraftwerk „Andasol 1“ in Spanien wurden die Investitionskosten mit ca. 6.000 €/kW veranschlagt. Das Kraftwerk hat eine elektrische Leistung von 49,9 MW. Die Gestehungskosten liegen bei ca. zehn €-Cent/kWh.

Geothermie

Geothermie deckt in Deutschland ca. 0,4 Prozent des Wärmebedarfes. Für die Stromerzeugung wird sie bei uns noch nicht nennenswert genutzt, da mit den herkömmlichen Systemen die Temperaturen für einen Dampfturbinenprozess nicht erreicht werden.

Mit der neu entwickelten Organic-Rankine-Cycle-Anlage (ORC) können Erdtemperaturen ab ca. 80°C zur Stromproduktion genutzt werden. Bei diesem Prozess wird anstelle von Wasser eine andere organische Flüssigkeit mit niedrigeren Siedetemperaturen als Trägermedium verwen-

[123

8. Weitere Erneuerbare Energie 8.3. 124]

Geothermie

det. Dadurch ist diese Technologie für primiert und auf höheren Druck gebracht. Deutschland auch interessanter geworden. Dabei steigt die Temperatur des Mediums weiter an. In einem Verflüssiger wird die Island bezieht rund 60 Prozent der PriEnergie wieder abgegeben. Der Kreislauf märenergie aus Erdwärme, dies entspricht beginnt von vorn. Die gewonnene Wärrund 11,58 TWh (2009). Mit Erdwärme me kann entweder für die Wärmebereitund Wasserkraft deckt Island 100 Prozent stellung genutzt werden oder, wenn die seines Strombedarfs. Die EnergieversorTemperaturen hoch genug sind, für einen gung in Island ist ausgesprochen preisDampfturbinenprozess. Dadurch kann wert. So werden z.B. Gehwege im Winter mehr elektrische Energie erzeugt werde, dauerhaft beheizt und Autobahnen nachts als durch die Wärmepumpe verbraucht beleuchtet. Zwischen 2005 und 2010 inswurde.. tallierte die USA 529 MWel und Deutschland sechs MWel Geothermieleistung.

Viele Geothermieanlagen arbeiten in Kombination mit einer Wärmepumpe. Eine Wärmepumpe wird mit elektrischem Strom betrieben und arbeitet wie ein Kühlschrank, nur mit entgegengesetzter Wirkungsweise. Ein Arbeitsmedium (FCKW frei) mit niedrigem Siedepunkt wird in einem Verdampfer (im Erdreich) verdampft und nimmt dabei Wärme auf. Danach wird es in einem Verdichter kom-

8.4.

Bei oberflächennaher Geothermie sind diese Wärmepumpen nötig um die Nutztemperatur weiter anzuheben. Bei tiefer Geothermie können die Nutztemperaturen meist ohne Wärmepumpe erreicht werden. Je nach Tiefe kosten Bohrungen bis zu vier Mio. €.I Verbindung mit der Kraftwerkstechnik ergeben sich Investitionskosten von etwa 2.500 bis 5.000 €/ kW. Bei 8.000 Volllaststunden betragen die Stromgestehungskosten von 7,5 bis 15 €-Cent/kWh.

Biomasseheizwerk, Biomassekraftwerk und Biomasseheizkraftwerk

Biomasseheizkraftwerke (BMHKW) und Biomassekraftwerke (BMKW) erzeugen elektrische Energie, deshalb haben sie „-kraft-“ im Namen. Die Silbe „-heiz-“ bedeutet hier die Abgabe von Nutzwärme. Somit ist ein Biomasseheizkraftwerk die kombinierte Form aus Heizwerk und

Kraftwerk. Alle drei Typen verbrennen feste Biomasse, z.B. Reste aus der Holzindustrie, Abfälle der Waldpflege, Stroh oder Altholz. Diese müssen nicht wie bei Biogasanlagen erst vergast werden. Heizkraftwerke sind meist als Dampfkraftwerke oder ORC-Anlagen aufgebaut.

8. Weitere Erneuerbare Energie 8.5.

Blockheizkraftwerk

Die Kombination aus Nutzwärme und elektrischer Energie wird vereinfacht auch Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) in einem Blockheizkraftwerk (BHKW) genannt. Hier werden meist herkömmliche Otto- oder Dieselmotoren, die einen Generator antreiben, benutzt. Bei BHKW müsste jedoch die Biomasse vergast werden, weshalb sie oft mit Erd- oder Flüssiggas betrieben werden. Die Restwärme des Prozesses wird zur Nutzwärme und der erzeugte Strom wird in das Netz eingespeist. Diese Anlagen haben einen elektrischen Wirkungsgrad von zehn bis 20 Prozent und einen Gesamtwirkungsgrad von 90 Prozent. Dies bedeutet, dass zehn bis 20 Prozent der Rohstoffenergie in Strom und insgesamt 90 Prozent als Strom und Wärme zur Verfügung stehen. Zehn Prozent bleiben ungenutzt. Im Jahr 2010 waren 2.100 MWel Kraftwerksleistung für biogene Festbrennstoffe installiert. Biomasseheizwerke und Biomasseheizkraftwerke erzeugten zusammen 11.800 GWhel. und 7.200 GWhth. Bei der Leistungsangabe ist stets zu beachten, wie die Einheit definiert ist. So sind im Normalfall Heizwerke in MWth und Kraftwerke in MWel angegeben. Heizkraftwerke geben beide Einheiten an. Beide Werte können nicht einfach miteinander verglichen werden, da ein MWth nicht verlustfrei in ein MWel umgewandelt werden kann. ein MWel kann jedoch nahezu verlustfrei in ein MWth umgewandelt werden.

Bei der Verbrennung wird hauptsächlich die Rostfeuerung, bei größeren Anlagen auch das Wirbelschichtverfahren angewandt. Bei der Rostfeuerung wird der Brennstoff auf einen Rost geworfen, getrocknet und im letzten Schritt verbrannt. Beim Wirbelschichtverfahren wird der zermahlene Brennstoff zusammen mit einem Inertstoff in einen Wirbelluftstrom geleitet und gezündet. Ein Inertstoff ist meist Gestein, das sich nicht an der Verbrennung beteiligt. Er wird benötigt, um die Verbrennungsgasdurchmischung und die Verbrennungsoberfläche zu vergrößern. Das entstehende Rauchgas gibt die Wärme in einem Wärmetauscher an das Arbeitsmedium ab. Das Medium durchläuft den Dampfturbinenprozess. Die Abwärme wird über einen Wärmetauscher als Fern-, Nah- oder Prozesswärme genutzt. Bei der thermischen Biomassevergasung wird Biomasse durch Pyrolyse vergast. Dies geschieht im Normalfall bei Wärmezufuhr unter geringer Sauerstoffzufuhr. Hierbei wandelt sich der Feststoff (z.B. Holz) unter Teiloxidation in ein Brenngas um. Dieses Gas wird gereinigt und anschließend in einem Gasmotor der einen Generator antreibt verbrannt. Ein Biomasseheizkraftwerk auf Basis eines ORC-Prozesses hat eine Leistungsabgabe von zwei MWel und zehn MWth. und benötigt hierzu etwa 14 MW Brennstoff in Form von waldfrischen Holzhackschnitzeln. Die Investition liegt bei etwa 22 Mio. €.

[125

9. Dezentrale Energieversorgung

126]

Aktuell wird Strom in Europa zentral erzeugt und zum Verbraucher geleitet. Durch diese langen Transportwege ergeben sich hohe Transportverluste. Das Konzept der dezentralen Energieversorgung wurde entwickelt um den teuren Netzausbau und die mit langen Leitungen verbundenen Verluste zu vermeiden. Von einer dezentralen Energieversorgung kann gesprochen werden, wenn die Energie in der Nähe der Verbraucher erzeugt wird. Die Idee ist, dass Verbraucher (Unternehmen, Privathäuser, öffentliche Einrichtungen, ein Gewerbepark oder eine Siedlung) einen Großteil ihres Energiebedarfes selbst erzeugen. Um die Effizienz zu steigern, können sich Wohnungseigentümer zu einer Zweckgemeinschaft zusammenschließen und in ihrer Siedlung zusammen ein Kleinkraftwerk errichten. Die Energiebereitstellung kann im Bereich der Erneuerbaren Energien durch Biomasse, Photovoltaik, Wind, Geothermie oder thermische Abfallverwertung erfolgen. Falls im Energiemix ein Kraftwerk mit Abwärme enthalten ist, z.B. Biomasse, Geothermie oder Abfallverwertung sollte die Wärme in ein Wärmenetz eingespeist werden. Ein Wärmenetz transportiert Wärme in einem Trägermedium (z.B. Wasser) vom Erzeuger zum Verbraucher.

Leistungsbedarf

9.1.

Herausforderungen der dezentralen Energieversorgung

Spitzenlast

Mittellast

Grundlast

Leistungsbedarf

Tageszeit

Spitzenlast

Mittellast

Grundlast

8700

Jahresstunden Abb.: Das Lastverhalten mit QUELLE: www.wikipedia.de

Jahresganglinie

Die größte Herausforderung bei der dezentralen Energieversorgung ist die Versorgungssicherheit. So müssen Stromleitungen ausgebaut und Knotenpunkte im Verteilnetz modernisiert werden.

eine Siedlung mit einer dezentralen Energieversorgung ausgerüstet werden, muss zu Beginn der Planung das Lastverhalten analysiert werden. Als Beispiel wird der Stromverbrauch eines fiktiven Unternehmens herangezogen.

Soll eine kleine Inselanlage, ein Unternehmen, ein Privathaus, eine öffentliche Einrichtung, ein Gewerbepark oder

Die Grundlast muss von einem Energieversorger zu jeder Tageszeit bereitgestellt werden, Hervorgerufen wird sie z.B. durch den Stand-by-Modus vieler Verbraucher, Notbeleuchtungen, Kühl- und Heizan-

Die abgebildeten Verläufe zeigen die schematische Aufteilung der einzelnen Lastbereiche. Dargestellt sind ein typisches Unerlässlich für eine Tageslastdiagramm und eine typische kontinuierliche StromJahresganglinie. Die schematische Aufteiversorgung ist, dass zu lung ist allgemein gültig und unabhängig jeder Zeit ausreichend von der Energieform. Elektrische Energie, Strom vorhanden ist. Wärmeenergie oder auch eine GasentnahHierfür werden ein gutes me aus dem Verteilernetz können mit dieEnergiemanagement sen Diagrammen veranschaulicht werden. und Energiespeicher benötigt. (Eckpunkte hierzu bietet die DIN EN Im Wesentlichen werden drei Lastbereiche unterschieden: 16001.)

lagen und viele andere. Meist werden Kernkraftwerke, Braunkohlekraftwerke oder Flusswasserkraftwerke mit geringen Brennstoffkosten eingesetzt, da hier eine hohe Anzahl an Volllaststunden erreicht und dadurch günstig Strom erzeugt werden kann.

pro Jahr. Für die Deckung der Mittellast werden üblicherweise Kraftwerke mit höheren Brennstoffkosten und geringeren Investitionskosten genutzt. Die Stromgestehungskosten sind aufgrund der geringeren Auslastung höher als bei Grundlastkraftwerken.

Die Mittellast deckt die Schwankungen während eines Tages ab. Diese fängt bei der Strombereitstellung etwa um 06:00 Uhr an. Für die Bereitstellung dieser Energie eignen sich Steinkohle oder Müllverbrennungsanlagen. Diese Kraftwerke speisen oft nur für einige Stunden am Tag Energie ins Netz ein und erreichen daher zwischen 3.000 und 5.000 Volllaststunden

Spitzenlasten treten im Netz nur kurzzeitig auf. Sie können z.B. durch Klimaanlagen und Küchengeräte gewerbliche Verbraucher hervorgerufen werden. Um die Spitzenlast binnen weniger Minuten kurzzeitig bereitzustellen müssen Kraftwerke schnell an- und abschalten können. Gaskraftwerke eignen sich hierfür besonders.

9.2.

[127

Individuelle, dezentrale Energieversorgung

Unternehmen und Gemeinden produzieren immer häufiger ihren benötigten Strom selbst. Dadurch entsteht eine Planungssicherheit bezüglich der Stromkosten der nächsten Jahre. Bei Gemeinden bewirkt eine dezentrale Energieversorgung zusätzlich, dass die Wertschöpfung in der Region bleibt und zusätzliche Arbeitsplätze geschaffen werden können.

Strombedarf einer Inselanlage müssen zwei Punkte erfüllt werden. Zum ersten müssen alle Kraftwerke im System zusammen die jährlich nötige Energiemenge (kWh) erzeugen. Zweitens ist eine ausreichend hohe installierte Leistung (kW) nötig, um Spitzenlasten abzudecken.

Stromerzeugung in einer Inselanlage Als Inselanlage wird eine komplett autarke Stromversorgung bezeichnet. Für den

Die Kraftwerke 1, 2 und 3 speisen kontinuierlich, sowie zeitgleich in das Unterneh-

Leistungsbereitstellung – Leistungsbedarf

Erfüllt werden beide Bedingungen durch eine systematische Verschaltung mehDer wichtigste Punkt bei der konstanten Energieversorgung ist die Wahl geeigneter rerer Kraftwerke. Bei der BetrachKraftwerkstypen und deren intelligente entlade Speicher 1 Vernetzung. Entscheidend ist auch, ob die tung eines fiktiven lade Speicher 2 Unternehmen kann Versorgung als Inselanlage oder netzgesich eine Jahreskoppeltes System realisiert wird. Kraftentlade Speicher 2 werk 4 Wind PV ganglinie wie in lade Speicher 1 der rechten AbbilKraftwerk 3 dung ergeben. Kraftwerk 2

Kraftwerk 1

8700

Betriebsstunden Abb.:

Jahresganglinie mit Lastverteilung auf mehrere Kraftwerke

9. Dezentrale Energieversorgung 9.2. 128]

Individuelle, dezentrale Energieversorgung

mensstromnetz ein. Die Kraftwerke laufen Stromerzeugung in netzgekoppelten 8760 Betriebsstunden und können durch Systemen die Vollauslastung relativ günstig Strom produzieren. Netzgekoppelte Systeme sind wesentlich Technisch ist es unmöglich eine Verfügeinfacher aufgebaut, da der Strombedarf barkeit von 100 % aufrecht zu halten. größer sein darf als die Stromerzeugung. Wartungsarbeiten und Ausfälle müssen Die zusätzlich benötigte elektrische Enerin eine realitätsnahe Projektierung eingie wird dann aus dem Netz entnommen. kalkuliert werden. Diese Stillstandszeiten Der überschüssige Strom kann ebenso variieren je nach Kraftwerkstyp. in das Netz eingespeist werden. Somit Um den Betrieb der Inselanlage bei Stöentfallen teure und aufwändige Installatirungen aufrecht zu erhalten, sollte ein onen in ein Speichersystem. Notstromgenerator vorgesehen sein. Die einfachste Möglichkeit Strom selbst Wenn z.B. Kraftwerk 1 ausfällt, ist eine zu erzeugen, ist der Aufbau einer PhotoVersorgung der Spitzenlast ohne Notvoltaik- oder Windanlage auf der Grundstromgenerator nicht mehr möglich. Es stücksfläche mit einer Einspeisung des muss geklärt werden, welche Anlagenteile Stroms in das öffentliche Netz. Durch im Unternehmen abgeschaltet werden das EEG ist die Vergütung geregelt und können. Zudem ist zu prüfen, wie im es kann ein gut kalkulierbarer Ertrag worst case (mehrere Kraftwerke fallen aus) erzielt werden. Möchte das Unternehmen gehandelt wird. seinen produzierten Strom selbst verbrauchen, wird die produzierte Energie in das Für das Kraftwerk 4 sind ca. 1.500 Bebetriebsinterne Stromnetz eingespeist. triebsstunden veranschlagt. In Verbindung Dadurch wird der vom Energieversormit Erneuerbaren Energien ist ein Gasgungsunternehmen bezogene Energiebekraftwerk dafür ideal geeignet, da Winddarf um die eingespeiste Energiemenge und PV-Ertragsschwankungen aufgefanreduziert. Das ist immer dann sinnvoll gen werden können. Zudem kann es mit wenn die Bezugskosten gleich oder höher regenerativem Gas (z.B. Biogas) betrieben der Einspeisevergütung sind oder es für werden. den Eigenverbrauch eine gesonderte FörIn Kombination mit dem Speicher 2 wird derung (EEG) gibt. das Kraftwerk noch effektiver genutzt, da es länger an- und abgeschaltet bleiben kann. Der Speicher 2 nimmt überschüsStromerzeugung und sige Energie auf und gibt sie bei kurzWärmebereitstellung zeitigen Schwankungen von Wind- und PV-Energie wieder ab. Oft kommen Blockheizkraftwerke (BHKW) Speicher 1 wird geladen, wenn die Kraftzur dezentralen Stromversorgung zum werke 1, 2 und 3 mehr Energie erzeugen Einsatz. BHKW stellen nicht nur Strom als aktuell benötigt wird. Dieser Speisondern auch Wärme zur Verfügung. Das cher kann den Spitzenbedarf abdecken. BHKW sollte so dimensioniert sein, dass Um eine optimale Stromversorgung zu möglichst viele Betriebsstunden mit hoher gewährleisten, sollten die Speicher groß Auslastung über einen zusammenhängenug ausgelegt werden. genden Zeitraum erreicht werden. Um die

In diesem Beispiel wird ein BHKW für die Grundlast der Heizleistung benutzt. Zwischen Mai und September wird ein Teil der produzierten Wärme ungenutzt in die Umwelt abgeleitet, dadurch sinkt die Effizienz des Blockheizkraftwerkes. Um die überschüssige Energie zu nutzen, kann sie in einem Speicher für mehrere Tage zwischengespeichert und das BHKW abgeschaltet werden. Wartungsarbeiten eines BHKW sollten deshalb in den Sommermonaten durchgeführt werden.

Bei Kommunen wird die Abwärme des Blockheizkraftwerks oftmals in ein Wärmenetz eingespeist. Unterschieden werden Nah- und Fernwärmenetz. Beim Nahwärmenetz wird die Wärme nur wenige hundert Meter transportiert. Der Begriff „Fernwärme“ wird erst ab mehreren Kilometer Leitungslänge gebraucht.

[129

erforderliche Hiezleistung

Wirtschaftlichkeit des BHKW zu erhöhen, sollte die Wärme auch in den Sommermonaten genutzt werden. Eine typische Lastverlaufskurve ist in der rechten Abbildung dargestellt.

SpitzenlastHeizkessel Grundlast-BHKW

0 Betriebsstunden Abb.: erforderliche Heizleistung im Jahresverlauf QUELLE: www.messerschmid-energiesysteme.de

Für Mittel- und Spitzenlastzeiten sind zusätzliche Wärmeerzeuger in das System zu integrieren.

9.3.

Hauptproblem: der Energiespeicher

Verschiedene Speichersysteme Das Hauptproblem einer regenerativen und dezentralen Energieversorgung ist die teure Speichermöglichkeit des elektrischen Stromes. Dies wirkt sich besonders bei Inselanlagen aus.

Die bekanntesten Speicher für elektrische Energie sind Akkumulatoren, kurz Akkus genannt. Sie basieren auf einem elektrochemischen Prinzip. Je nach Größe des Energiebedarfs sind Akkus mehr oder weniger gut als Speicher verwendbar. Kleine Inselanlagen, die von Photovoltaikgeneratoren gespeist werden, können mithilfe von Akkus mehrerer Tage im Speicherbetrieb arbeiten. Die Forschung im Bereich der Akkumulatoren ist sehr fortgeschritten, aber eine Speicherung im

Megawattbereich ist noch sehr aufwändig und kostenintensiv. Das entscheidende Kriterium ist die Kapazität eines Akkus. Sie wird in Amperestunden gemessen. Die Kapazität gibt an, wie viel Strom dem Akku pro Stunde entzogen werden kann bis er komplett entleert ist. Je nach chemischer Verbindung haben Akkus eine unterschiedliche Energiedichte und unterschiedliche Wirkungsgrade. Die Energiedichte gibt an, wie viel Energie ein Akku pro Kilogramm speichern kann. Der Wirkungsgrad gibt an, wie viel Prozent der eingespeisten Energie wieder entnommen werden kann. Typische Werte für z.B. einen Lithium-Ionen-Akkumulator sind 120 - 210 Wh/kg bei einem Wirkungsgrad von 90 Prozent. Momentan betragen die Kosten für die Speicherung noch ein Vielfaches der Stromerzeugungskosten.

8700

9. Dezentrale Energieversorgung 9.3. 130]

Hauptproblem: der Energiespeicher

Vom Weltmarktführer für Nickel-Cadmium-Batterien (NiCd) wird ein einbaufertiger Megawattspeicher in einem Container angeboten. Dieser umfasst von der Ladeund Entladeregelung bis zur Klima- und Sicherheitstechnik alle nötigen Komponenten und kann je nach Bedarf auf einer beliebigen Fläche errichtet werden. Wird dieser Speicher auf einer Fläche neben Wind- oder Solarstrom aufgebaut kann somit die Produktionszeit von der Einspeisezeit des Stromes entkoppelt werden.

Als größte Energiespeicher kann man Pumpspeicherkraftwerke bezeichnen. Beim Einspeichern wandeln sie elektrische in potentielle Energie des Wassers um. Bei der Entnahme wird diese potentielle Energie wieder in elektrische Energie umgewandelt. Insgesamt ist eine Pumpspeicherleistung von rund sieben GW in Deutschland installiert. Diese Leistung kann bis die Speicher aufgebraucht sind für vier bis acht Stunden abgerufen werden. Die Gesamtspeicherkapazität liegt bei etwa 40 GWh. Mit dieser Kapazität könnte die Stromversorgung für ganz Deutschland rund eine Stunde aufrecht gehalten werden.

Energie. Ein bekanntes Beispiel hierfür sind die Gewichte einer Pendeluhr. Kinetische Energie ist Bewegungsenergie. Hierbei werden meist Schwungräder oder ähnliches durch einen Elektromotor in Rotation versetzt. Durch die Trägheit der Räder bleiben sie in Bewegung. Wird Energie im Stromnetz benötigt, werden die Schwungräder durch den Motor (der nun als Generator wirkt) wieder abgebremst. Moderne Schwungräder haben Investitionskosten von ca. 1.200 €/kWh.

Eine interessante und zukunftsträchtige Speichervariante ist die Methanisierung. Durch ein spezielles Verfahren wird elektrische Energie zusammen mit Kohlenstoffdioxid und Wasserstoff in Methangas umgewandelt. In der Elektrolyse wird als erstes Wasser (H2O) in Wasserstoff (H2) und Sauerstoff (O2) aufgespalten. Bei manchen Unternehmen fällt Wasserstoff als Abfallprodukt an und kann anschließend verwendet werden. Das Nebenprodukt Sauerstoff kann in Druckflaschen abgefüllt und veräußert werden.

Außerdem wird Kohlenstoffdioxid (CO2) benötigt. Fällt es nirgends als Abfallprodukt an, kann es aus der Luft gefiltert werden. Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid werden anschließend ein einem Methanisierungsprozess in Methan (CH4) umgewandelt. Dieses entstandene Methan kann in einem Gasspeicher (z.B. im Gasnetz) nahezu unbegrenzt gespeichert Viele weitere Energiespeicher basieren auf werden. potentiellen oder kinetischen Energiespeichern. Potentielle Energie ist Lageenergie. In einem Blockheizkraftwerk (BHKW) Es werden Gewichte mit Hilfe eines Elek- kann das Gas im Anschluss wieder in Strom umgewandelt werden. Vorteil ist, tromotors in eine höhere Lage gehoben dass das BHKW und die Methanisieund bei Bedarf wieder nach unten abgelassen. Beim Herablassen wirkt der Motor rungsanlage nicht am gleichen Ort stehen müssen. als Generator und erzeugt elektrische Moderne Speicherkraftwerke gewinnen rund 70 bis 85 Prozent ihrer eingespeisten Leistung wieder zurück. Da die Investitionskosten von Speicherkraftwerken stark variieren, können die Speicherkosten auch nicht pauschal angegeben werden.

Stromnetz

Erdgasnetz Umwandlung von Gas in Strom

Wind

KWK, GuD

Solar

Elektrolyse H2-Tank

CO2-Tank

C02

Gasspeicher

Umwandlung von Strom in Gas H2O

Atmosphäre Biomasse, Abfall Industrie (Fossile Kraftwerke)

[131

Abb: Schematische Darstellung QUELLE: Sterner, 2009

Mit dem durch Offshore-Windenergie oder Photovoltaik erzeugten Strom kann man Methan produzieren. Dies kann über das bestehende Erdgaspipelinesystem nach Süddeutschland transportiert und anschließend dezentral verstromt werden. Zudem sind die Transportverluste bei Gas geringer als beim Stromtransport. Methan kann auch als Treibstoff verwendet werden. Das System hat einen Wirkungsgrad „Strom zu Gas“ von etwa 60 Prozent. Um das Erdgas wieder in Strom zu verwandeln, sollte es in einem BHKW verstromt werden. Dieses BHKW hat typischerweise einen Wirkungsgrad „Gas zu Strom“ von 50 Prozent. Somit ergibt sich ein Gesamtwirkungsgrad „Strom zu Strom“ von 30 Prozent. Wird in dem BHKW Strom und Wärme genutzt, stellt sich ein Gesamtwirkungsgrad von „Strom zu Strom und Wärme“ von ca. 50 Prozent ein.

CH4

Methanisierung

andere Erneuerbare

Für Wärme Für Verkehr

Windmethan Solarmethan

H 2O

einer EE-Methan Anlage

Eine mögliche Einnahmequelle durch den Speicher Während Speicher bisher fast ausschließlich für die Eigenversorgung genutzt wurden, hat die Liberalisierung des Energiemarktes noch einen weiteren Vorteil gebracht: Es besteht die Option selbst zum Energieversorger zu werden und den produzierten Strom an der Strombörse zu handeln. Ist ein Unternehmen im Besitz eines Speichers, kann es z.B. Nachtstrom vom Netz entnehmen und den Speicher laden. An arbeitsfreien Tagen wird dieser Strom nicht zum Eigenverbrauch verwendet, sondern wieder in das Stromnetz zurückgespeist. Dies kann, je nach Börsenpreis, einen finanziellen Gewinn bringen

9. Dezentrale Energieversorgung 9.4. 132]

Ein regeneratives Kombikraftwerk

Wird Windenergie, Wasserkraft, Sonnenenergie und Bioenergie in einem Kraftwerksverbund zusammengeschaltet, kann von einem regenerativen Kombikraftwerk gesprochen werden. Durch eine geschickte Verschaltung ist es möglich, mit diesen Kraftwerkstypen eine ganzjährige konstante Energieversorgung zu erreichen. Hierbei ist eine flächendeckende, dezentrale Verteilung der Kraftwerke möglich. Unter der Leitung des Fraunhofer Instituts wurde dieses Szenario mit bestehenden Wind-, Biogas- und Photovoltaikkraftwerken erfolgreich simulert.

Heizsystem in das Konzept eingebunden wird, ist ein gasbetriebenes Blockheizkraftwerks vorteilhaft.

Ein Beispiel: In einem Unternehmen mussten rund 15 Prozent der Produktionskosten für die Energieversorgung aufgebracht werden. Das Unternehmen investierte 500.000 € in zwei erdgasbetriebene Blockheizkraftwerke mit je 140 kWel und 207 kWth. Beide Kraftwerke wurden mit jeweils 4.500 Vollaststunden projektiert. Diese Auslastung wurde bereits im zweiten Betriebsjahr übertroffen. Zudem wurde die Betriebsführung der Dies zeigt, dass eine Umstellung auf 100 kompletten Heizanlage an ein Contractor Prozent Erneuerbare Energien möglich ist. abgegeben.

Beispiele für eine dezentrale Energieversorgung

Unternehmen Gerade Unternehmen mit hohen Energiekosten eignen sich besonders für den Aufbau einer dezentralen Energieversorgung. So können mit einer Investition in ein eigenes Kraftwerk die Strombezugskosten, sowie bei Kraft-Wärme-Kopplung auch die Wärmebezugskosten stark reduziert werden.

Die thermische Leistung der Anlage speist in das firmeninterne Wärmenetz ein. Dies deckt rund 15 Prozent des Wärmebedarfs. Die Gestehungskosten für die BHKWWärme sind über 40 Prozent niedriger als die eines vorher vorhandenen alten Dampfkesselsystems, das mit Heizöl befeuert wurde. Der in der KWK-Anlage generierte Strom, der rund 10 Prozent zur Deckung des elektrischen Bedarfs des Unternehmens beiträgt, wird vollständig verbraucht und nicht in das Versorgungsnetz eingespeist.

Durch die Förderung durch das KWKGesetz amortisiert sich die Anlage in fünf Jahren. Außerdem ist die Anlage CO2 sparend. Ein Jahr später wurde eine 100 kWp Photovoltaikanlage auf dem Dach Um eine hohe Effizienz zu erzielen, ist für installiert. Der dort produzierte Strom jedes Unternehmen ein eigenes Konzept wird ins öffentliche Netz eingespeist. Die zu entwerfen. Dabei muss auch betrachtet veralteten Kompressionskälteanlagen des werden, welche lokalen Möglichkeiten zur Unternehmens sollen in den nächsten Energieerzeugung genutzt werden können. Jahren durch energieeffiziente Absorbtionskälteanlagen getauscht werden. Ziel Bei netzgekoppelten Systemen ist die Indes Unternehmens ist es, die Energiekovestition geringer und es reicht oft schon sten in den nächsten 10 Jahre stabil zu eine Photovoltaikanlage auf dem Dach, halten und dadurch unabhängiger von um einen Teil der benötigten elektrischen Preisschwankungen zu werden. Energie selbst zu erzeugen. Wenn das

Aus diesem Beispiel geht hervor, dass eine netzgekoppelte, eigenständige Stromerzeugung für energieintensive Unternehmen finanziell interessant ist. Die Tatsache, dass sich die Investition nach 5 Jahren amortisiert hat, zeigt die Wirtschaftlichkeit.

Kommune Der Ortsteil Feldheim der Stadt Treuenbrietzen im Landkreis Potsdam-Mittelmark ist ein Beispiel für ein gelungenes Konzept zur dezentralen Energieversorgung. In der Gemeinde erzeugen 43 Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 74,1 MW zusammen mit einer Biogasanlage (0,5 MWel und 0,533 MWth) genügend elektrische Energie für die Siedlung mit 37 Haushalten mit 145 Bewohnern. Die Biogasanlage speist in ein Nahwärmenetz ein. Für die Spitzenzeit wird zusätzlich zur Biogasanlage ein Biomasseheizkraftwerk zugeschaltet. Dadurch wird ausreichend Wärme für das gesamte Dorf erzeugt. Als Puffersystem steht für die Wärmeenergie ein Warmwasserspeicher mit 60 m³ Fassungsvermögen zur Verfügung der im Bedarfsfall elektrisch beheizt werden kann. Somit ist das gesamte Dorf regenerativ und autark mit Strom und Wärme versorgt. Die Strombezugskosten liegen für die nächsten 10 Jahre bei 16,6 €-Cent/ kWh. Bei der Wärmeversorgung sind es rund 8 €-Cent/kWh. Um weitere Schwankungen auszugleichen und Überproduktionen zu vermeiden wurde Mitte 2011 eine Stromtankstelle für Elektroautos installiert. Geplant ist die Anschaffung eines 2 MW Akkus.

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Impressum Stand: Redaktion: Kontakt:

August 2011 Michael Drysch energie@bos-ten.net

bos.ten AG, 2011

Layout, Illustrationen, Fotos: info@Michael-Jaugstetter.com Fotos Seite 10, 45, 67, 72, 95, 99, 101, 102, 109: www.fotolia.de Druckerei Lochner, Steinsberg

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Ein besonderer Dank gilt den Kollegen Martin Komma, Joanna Köstler und Michael Strähl ohne deren Recherchen und Unterstützung die Fertigstellung in der kurzen Zeit nicht möglich gewesen wäre.

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