Bericht: Monitoring zur Wirkung des novellierten EEG auf ... · Wulmstorf bei Hamburg). ... Beispiel System Lorentz eta-tracker 1500 ... Azimutale Nachführung s:wheel, Konstruktionsskizze

Monitoring zur Wirkung des novellierten EEG auf die Entwicklung

der Stromerzeugung aus Solarenergie, insbesondere der Photovoltaik-Freiflächen

– Bericht –

31.07.2007

Bearbeitung durch

ARGE Monitoring PV-Anlagen

Im Auftrag des

Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

Hannover, Stuttgart, Leipzig, Würzburg den 31.07.2007

Auftraggeber: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

Referat KI III 2 "Solarenergie, Biomasse, Geothermie, Markteinführungsprogramme für Erneuerbare Energien"

10178 Berlin

Auftragnehmer: ARGE Monitoring PV-Anlagen

c/o Bosch & Partner GmbH Lister Damm 1 30163 Hannover

Mitglieder der ARGE:

Bosch & Partner GmbH Lister Damm 1 30163 Hannover Dr. Dieter Günnewig (Gesamtprojektleitung) Dipl.-Ing. Michael Püschel Dipl.-Ing. Annette Sieben

Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg Industriestr. 6 70565 Stuttgart Dr. rer.pol. Dipl.-Ing. Ole Langniß (stellv. Gesamtprojektleitung) Dipl.-Ing. Helmut Böhnisch Dipl.-Wirtschafts-Ing. (FH) Tobias Kelm Dipl.-Ing. Dieter Geyer

Solar Engineering Decker & Mack GmbH Vahrenwalder Str. 7 30165 Hannover

Dr. Michael Mack Dipl.-Phys. Burchard Decker

Institut für Energetik und Umwelt gGmbH Torgauer Str. 116 04347 Leipzig Dipl.-Geogr. Matthias Reichmuth

Bohl & Coll. Rechtsanwälte Franz-Ludwig-Straße 9 97072 Würzburg RA Johannes Bohl

Hannover, Stuttgart, Leipzig, Würzburg den 31.07.2007

Monitoring zur Wirkung des novellierten EEG auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Solarenergie, insbesondere der Photovoltaik-Freiflächen Inhaltsverzeichnis

31.7.2007 I


Inhaltsverzeichnis

0.1 Abbildungsverzeichnis ...................................................................................... VI 0.2 Tabellenverzeichnis .......................................................................................... IX 0.3 Abkürzungsverzeichnis..................................................................................... XI

1 Aufgabenstellung und Ergebnisübersicht .....................................................1

2 Entwicklung der Freiflächenanlagen in Deutschland ...................................5

2.1 Anlagenzahl und installierte Leistung .................................................................5 2.2 Entwicklung in den Bundesländern...................................................................10 2.3 Übersicht über die verwendeten Zelltechnologien............................................14 2.4 Acker oder Konversionsfläche – wo werden Freiflächenanlagen gebaut? .......15

3 Technik ............................................................................................................21

3.1 Nutzung der Anlagenstatistik für Technikaspekte.............................................21 3.1.1 Datenbestand ...................................................................................................21 3.1.2 Berechnung von Kenngrößen...........................................................................22 3.2 Systemtechnik – Entwicklung Bestand 2001 bis 2006 .....................................22 3.2.1 Gründung und Unterkonstruktion......................................................................22 3.2.2 Unterirdische Verkabelung ...............................................................................26 3.2.3 Mögliche Baugrund-Beeinträchtigungen bzw. -Veränderungen .......................28 3.2.4 Umzäunung ......................................................................................................29 3.2.5 Logistik Bau ......................................................................................................30 3.3 Nachgeführte Anlagen ......................................................................................30 3.3.1 Nachführvarianten Übersicht ............................................................................30 3.3.1.1 Einachsig horizontal..........................................................................................30 3.3.1.2 Einachsig „horizontal“ geländeparallel..............................................................31 3.3.1.3 Einachsig geneigt (einachsig „polar“) ...............................................................32 3.3.1.4 Einachsig azimutal............................................................................................34 3.3.1.5 Zweiachsig........................................................................................................36 3.3.1.6 Typische Kennwerte .........................................................................................38 3.3.2 Flächenbedarf erstellter Anlagen (Bestand 2001 bis 2006)..............................40 3.3.2.1 Anlagen mit feststehender Modulausrichtung als Referenz .............................40 3.3.2.2 Spezifische Fläche nachgeführter Anlagen (Bestand 2001 bis 2006) ..............40 3.3.2.3 Zubau und Bestandsentwicklung nachgeführter Anlagen (2001 bis 2006) ......42

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31.7.2007 II


3.3.3 Wahrnehmung und Akzeptanz nachgeführter Anlagen ....................................45 3.3.3.1 Debatte im Kreis der Akteure............................................................................45 3.3.3.2 Aspekte Genehmigung .....................................................................................47 3.3.3.3 Akzeptanz nachgeführter Anlagen....................................................................47 3.4 Komponenten von Freiflächenanlagen – allgemeine Eigenschaften................49 3.4.1 Module ..............................................................................................................49 3.4.1.1 Übersicht Dünnschichtmodule ..........................................................................49 3.4.1.2 Schwachlichtverhalten ......................................................................................49 3.4.1.3 Temperaturverhalten ........................................................................................52 3.4.1.4 Leistungsabnahme während des Betriebs........................................................52 3.4.1.5 Systemverschaltung Module.............................................................................53 3.4.1.6 Besonderheiten Wechselrichter Dünnschichtmodule .......................................53 3.4.1.7 Zusammenfassende Bewertung Dünnschichtmodule ......................................54 3.4.2 Wechselrichter ..................................................................................................55 3.4.3 Ertragsprognosen .............................................................................................56 3.4.3.1 Wissenschaftliche Ertragsprognose (Simulation) .............................................57 3.4.3.2 Abschläge auf das Simulationsergebnis...........................................................58 3.5 Module und Zelltypen im Anlagenbestand der Freiflächen...............................59 3.5.1 Zelltypen ...........................................................................................................59 3.5.2 Anteile der Zelltypen bei Zubau und im Bestand 2001 bis 2006 ......................59 3.5.3 Flächenbedarf der unterschiedlichen Zelltypen ................................................63 3.5.4 Verkabelung und Wechselrichter für Dünnschichttypen ...................................66 3.6 Standorttypen ...................................................................................................66 3.6.1 Unterschiedene Standorttypen .........................................................................66 3.6.2 Charakterisierung der Anlagen auf den Standorttypen.....................................67 3.6.3 Verteilung der Zelltypen auf die Standorte .......................................................69 3.6.4 Verteilung Standorttypen nach Nennleistung und Fläche.................................71 3.7 Regionale Schwerpunktbildung der Anlagenstandorte.....................................77 3.7.1 Verteilung auf Bundesländer ............................................................................77 3.7.2 Schwerpunkte der Standorttypen in den Bundesländern .................................79 3.7.3 Regionale Konzentration ..................................................................................83 3.7.4 Zukünftige Regionalentwicklungen ...................................................................86 3.8 Erträge ..............................................................................................................87

4 Kosten und Wirtschaftlichkeit .......................................................................90

4.1 Leistungsbezogene spezifische Investitionskosten ..........................................90


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4.2 Ertragsbezogene spezifische Investitionskosten ..............................................92 4.3 Daten zur Kostensituation, differenziert nach Technikvarianten.......................94 4.3.1 Leistungsbezogene spezifische Kosten der Technikvarianten .........................95 4.3.2 Ertragsbezogene spezifische Kosten der Technikvarianten.............................97 4.3.3 Kosten-Vergütungs-Relation (KVR) differenziert nach Technikvarianten.........98 4.3.4 Technikspezifische Auswirkungen der Degression der Vergütung.................101 4.4 Stromgestehungskosten .................................................................................102 4.4.1 Annahmen und Methodik................................................................................102 4.4.2 Ergebnisse und Folgerungen..........................................................................103 4.5 Rentabilität von Freiflächenanlagen ...............................................................105

5 Natur und Landschaft...................................................................................107

5.1 Aufgabenstellung ............................................................................................107 5.2 Dialog..............................................................................................................108 5.2.1 Fachgespräch „Standortplanung, Umweltprüfung und Eingriffsregelung“ ......108 5.2.2 Fachgespräch zum Entwurf des „Leitfaden zur Berücksichtigung von

Umweltbelangen bei der Planung von PV-Freiflächenanlagen“ .....................110 5.3 Planungsleitfaden Umwelt ..............................................................................111 5.3.1 Charakterisierung von PV-Freiflächenanlagen ...............................................111 5.3.2 Wirkungsprofil des Vorhabentyps ...................................................................111 5.3.3 Kriterien für die Standortwahl / Standortsteuerung.........................................112 5.3.4 Planung und Zulassung von PV-Freiflächenanlagen......................................114 5.3.5 Umweltprüfung in der Bauleitplanung.............................................................116 5.3.6 Arbeitsschritte zur Eingriffsregelung in der Bauleitplanung ............................117 5.3.7 Hinweise zur Gestaltung von PV-Freiflächenanlagen ....................................118 5.3.8 Recycling / Rückbau .......................................................................................118

6 Planungsrecht und Verfahren .....................................................................119

6.1 Methodik und Vorgehensweise von Fallbeispielsuntersuchungen .................119 6.2 Fallstudien ......................................................................................................120 6.2.1 Fallstudie Geiseltalsee....................................................................................120 6.2.1.1 Beteiligte Akteure............................................................................................120 6.2.1.2 Anlagenstandort: Standortwahl und Beschreibung.........................................121 6.2.1.3 Rechtlicher Rahmen .......................................................................................123 6.2.1.4 Ablauf des Planungsverfahrens......................................................................124 6.2.1.5 Ablauf des Verfahrens zur Baugenehmigung .................................................124


31.7.2007 IV


6.2.1.6 Verfahrensbewertung durch die Akteure ........................................................125 6.2.1.7 Bewertung.......................................................................................................126 6.2.2 Fallstudie Borna..............................................................................................127 6.2.2.1 Beteiligte Akteure............................................................................................127 6.2.2.2 Anlagenstandort: Standortwahl und Beschreibung.........................................128 6.2.2.3 Rechtlicher Rahmen .......................................................................................130 6.2.2.4 Ablauf des Planungsverfahren........................................................................130 6.2.2.5 Ablauf des Verfahrens zur Baugenehmigung .................................................133 6.2.2.6 Verfahrensbewertung durch die Akteure ........................................................134 6.2.2.7 Bewertung.......................................................................................................135 6.2.3 Fallstudie Finsterwalde ...................................................................................136 6.2.3.1 Beteiligte Akteure............................................................................................136 6.2.3.2 Anlagenstandort: Standortwahl und Beschreibung.........................................137 6.2.3.3 Rechtlicher Rahmen .......................................................................................138 6.2.3.4 Ablauf des Planungsverfahren........................................................................139 6.2.3.5 Ablauf des Verfahrens zur Baugenehmigung .................................................141 6.2.3.6 Verfahrensbewertung durch die Akteure ........................................................141 6.2.3.7 Bewertung.......................................................................................................142 6.2.4 Fallstudie „Estenfeld“ ......................................................................................143 6.2.4.1 Beteiligte Akteure............................................................................................143 6.2.4.2 Anlagenstandort: Standortwahl und Beschreibung.........................................143 6.2.4.3 Rechtlicher Rahmen .......................................................................................145 6.2.4.4 Ablauf des Planungsverfahren........................................................................145 6.2.4.5 Verfahrensbewertungen durch die Akteure ....................................................147 6.2.4.6 Bewertung.......................................................................................................148 6.2.5 Fallstudie „Gut Erlasee“ ..................................................................................150 6.2.5.1 Beteiligte Akteure............................................................................................150 6.2.5.2 Anlagenstandort: Standortwahl und Beschreibung.........................................150 6.2.5.3 Rechtlicher Rahmen .......................................................................................153 6.2.5.4 Ablauf des Planungs- und Genehmigungsverfahrens ....................................155 6.2.5.5 Verfahrensbewertungen durch die Akteure ....................................................156 6.2.5.6 Bewertung.......................................................................................................158 6.2.6 Fallstudie „Kitzingen“ ......................................................................................159 6.2.6.1 Beteiligte Akteure............................................................................................159 6.2.6.2 Anlagenstandort: Standortwahl und Beschreibung.........................................159 6.2.6.3 Rechtliche Einordnung....................................................................................160


31.7.2007 V


6.2.6.4 Ablauf des Planungsverfahren........................................................................161 6.2.6.5 Verlauf des Bauantragsverfahren ...................................................................162 6.2.6.6 Verfahrensbewertungen durch die Akteure ....................................................163 6.2.6.7 Bewertung.......................................................................................................163 6.3 Gesamtbewertung der Fallstudien und der Planungs- und

Genehmigungspraxis......................................................................................165 6.3.1 Bauplanungsrechtliche bzw. fachplanerische Anforderungen in § 11 Abs. 3 und

Abs. 4 EEG.....................................................................................................165 6.3.2 Beherrschbarkeit der gesetzlichen Anforderungen.........................................166 6.3.3 Erforderlichkeit der gesetzlichen Anforderungen............................................167 6.3.4 Verhältnismäßigkeit der gesetzlichen Anforderungen ....................................167 6.3.5 Alternativen.....................................................................................................168 6.3.6 Insbesondere: Raumordnung .........................................................................168 6.3.7 PV-Anlagen an baulichen Anlagen, die nicht Gebäude sind ..........................169

7 Literatur- und Quellenverzeichnis...............................................................170

8 Anhang ..........................................................................................................172


31.7.2007 VI


0.1 Abbildungsverzeichnis

Abb. 2-1: Entwicklung der Zahl der jährlich installierten Bauabschnitte von Photovoltaik-

Freiflächenanlagen seit 1988 (alle EEG-/nicht-EEG-Anlagen) ...........................6 Abb. 2-2: Entwicklung der jährlich installierten Leistung sowie jährliche mittlere Leistung

in der Freifläche seit 1988 ..................................................................................7 Abb. 2-3: Entwicklung der kumulierten, installierten Leistung in der Freifläche .................9 Abb. 2-4: Verteilung der installierten Leistung und Anlagenzahl auf fünf Leistungsklassen

..........................................................................................................................10 Abb. 2-5: Verteilung der Anlagenzahl auf die Bundesländer............................................11 Abb. 2-6: Verteilung der Leistung auf die einzelnen Bundesländer und Darstellung der

mittleren Leistung .............................................................................................12 Abb. 2-7: Entwicklung der installierten Leistung differenziert nach Zelltechnologie.........14 Abb. 2-8: Verteilung der installierten Leistung und Anlagenzahl der netzgekoppelten FFA

auf die Zelltechnologien....................................................................................15 Abb. 2-9: Entwicklung der jährlich für FFA genutzten Grundflächen im Zeitraum von 2000

bis 2006 in Deutschland ...................................................................................16 Abb. 2-10: Anzahl der Freiflächenanlagen nach Standorttypen.........................................17 Abb. 2-11: Verteilung der installierten Leistung von FFA nach Standorttypen...................18 Abb. 2-12 Installierte Leistung nach Standorttyp verteilt auf die Bundesländer ................19 Abb. 2-13: Aufteilung der relativen Leistung nach den Kategorien „Acker“ und „Kein Acker“

in den Bundesländern.......................................................................................20 Abb. 3-1: Unterkonstruktion aus Holz Anlage Passauer Land (Quelle: Photovoltaik Zankl)

..........................................................................................................................23 Abb. 3-2: Schwimmende Gründung auf Streifenfundamenten aus Beton (Deponie Neu-

Wulmstorf bei Hamburg). Diese Gründung wird auf Böden eingesetzt, bei denen eine Durchdringung mit Rammpfählen oder Erddübeln nicht gewünscht wird oder nicht zulässig ist (Quelle: Sunenergy GmbH/ Blaupause) ................24

Abb. 3-3: Unterkonstruktion für CdTe-Module (Quelle: juwi solar)...................................25 Abb. 3-4: Rammpfähle Unterkonstruktion für Solarpark Rote Jahne bei Leipzig (2006;

Quelle: juwi solar) .............................................................................................25 Abb. 3-5: Gestelle und Modulträger System Phönix Solar (Anlage Laudenbach)............25 Abb. 3-6 Beispiel für die Verlegung der Kabel im Kabelgraben. Die Kabel werden in

einer Ebene auf Abstand geführt (Bauphase der Anlage Kiesgrube Steidele, Darrast, Bayern) ...............................................................................................27

Abb. 3-7: Baufläche mit teilweise fertig abgebauten Modultischen (Rote Jahne 2006); Quelle: juwi solar ..............................................................................................30

Abb. 3-8: Einachsig horizontal nachgeführte Anlage (Solarpark Bavaria, Standort Mühlhausen; Quelle: K&S Projekte) .................................................................31

Abb. 3-9: Einachsig horizontal geländeparallele Nachführung Typ David Solar. Die Module drehen um die in N-S-Richtung verlaufende Achse. Teilanlage

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31.7.2007 VII


Neureichenau (894 kWp) des Solarparks Passauer Land (Quelle: www.davidsolar.ch)...........................................................................................32

Abb. 3-10: Einachsig geneigte Nachführung. Beispiel System Lorentz eta-tracker 1500 und ausgeführte Anlage am Standort Oberrüsselbach bei Nürnberg (Quelle: Lorentz).............................................................................................................33

Abb. 3-11: Bodennahe Montagevariante der einachsigen Nachführung (Quelle: PV-EIWA Systemtechnik GmbH)......................................................................................33

Abb. 3-12: Rückansicht des einachsig-azimutalen Nachführsystems „Suncarrier“ (Zeichnung oben) und Demonstrationsanlagen am Standort Würzburg (Quelle: a&f Stahl- und Maschinenbau GmbH) ..............................................................35

Abb. 3-13: Azimutale Nachführung s:wheel, Konstruktionsskizze (links) und Pilotanlage (Quelle: RWEnergy GmbH) ..............................................................................36

Abb. 3-14: Zweiachsig nachgeführte Anlage (Tracker) in Untergriesbach bei Passau (Quelle: PAIRAN)..............................................................................................37

Abb. 3-15: Zweiachsig nachgeführte Anlage (Mover) in Borna/ Sachsen. (Quelle: GEOSOL) .........................................................................................................37

Abb. 3-16: Wechsel von Betonfundamenten (Anlage Rotvorwerk, Sachsen) zu praktisch versiegelungsfreier Gründung mit Erdschraubanker (Anlage Salching, 2006) (Quelle: solarparc AG) ......................................................................................38

Abb. 3-17: Häufigkeitsverteilung der spezifischen Flächen für feste Modulorientierung und nachgeführte Varianten, Anlagenbestand 2006. ..............................................42

Abb. 3-18: Anteile nachgeführter Anlagen am gesamten Zubau Freiflächenanlagen nach Nennleistung.....................................................................................................43

Abb. 3-19: Bestandsentwicklung nachgeführte Anlagen nach Nennleistung .....................44 Abb. 3-20: Entwicklung der spezifischen Flächen 2001 bis 2006, betrachtet einschließlich

der nachgeführten Anlagen und ohne nachgeführte Anlagen ..........................44 Abb. 3-21: Anteile (nach Nennleistung) der unterschiedlichen Nachführvarianten am

Gesamtbestand nachgeführter Anlagen 2006. Abkürzungen wie in Abb. 3-22 45 Abb. 3-22: Anteile nachgeführte Anlagen nach Bundesländern im Bestand 2006 (BY =

Bayern, SN = Sachsen, SH = Schleswig-Holstein, HE = Hessen). ..................45 Abb. 3-23 Darstellung des relativen Wirkungsgrads bezogen auf den Wirkungsgrad bei

1000 W/m² für unterschiedliche Modultypen, entsprechend Herstellerangaben und Veröffentlichungen, ....................................................................................51

Abb. 3-24: Zubau der unterschiedlichen Zelltypen nach Nennleistung ..............................60 Abb. 3-25: Bestandsentwicklung der unterschiedlichen Zelltypen nach Nennleistung ......60 Abb. 3-26: Bestandsentwicklung der unterschiedlichen Zelltypen nach Anzahl Standorte 61 Abb. 3-27: Bestand der Zelltypen regional .........................................................................62 Abb. 3-28: Visualisierung der 40 MWp Installation Brandis/ Sachsen (Quelle: juwi solar).62 Abb. 3-29: Häufigkeitsverteilung der spezifischen Grundflächen für unterschiedliche

Zelltypen, Anlagenbestand 2006 (nur feststehende Anlagen). Abkürzungen: W-Si = Si kristallin, a-Si = Si amorph, CdTe = Cadmiumtellurid. Die Verteilung für W-Si ist dieselbe wie in Abb. 3-16. ...................................................................63


31.7.2007 VIII


Abb. 3-31: Anteile der Standorttypen am Gesamtbestand 2006, Abkürzungen siehe Tab. 3-8. Die angegebenen %-Zahlen beziehen sich auf den jeweiligen Anteil des Standorttyps „Acker“. ........................................................................................71

Abb. 3-32: Anteile nachgeführter Anlagen am Gesamtbestand 2006, vergleiche Abb. 3-18..........................................................................................................................72

Abb. 3-33: Anteile von Konversions-Standorten am Zubau des jeweiligen Zelltyps in 2005 und 2006...........................................................................................................73

Abb. 3-34: Entwicklung der mittleren spezifischen Fläche von 2001 bis 2006 für die unterschiedlichen Standorttypen. .....................................................................74

Abb. 3-35: Anteil der Standorttypen am Gesamtbestand im Lauf der Berichtsjahre 2001 bis 2006, bezogen auf die Nennleistung (oberes Bild), auf die Grundfläche (Mitte, Datenbestand Fläche ergänzt) und auf die Anzahl der Standorte (Bild unten). Abkürzungen wie in Tab. 3-8. ...........................................................................76

Abb. 3-36: Entwicklung des Anteils der Schwerpunktregionen am jährlichen Zubau, bezogen auf die Nennleistung ..........................................................................78

Abb. 3-37: Entwicklung des Anteils der Schwerpunktregionen am jährlichen Zubau, bezogen auf die Anlagenzahl ...........................................................................78

Abb. 3-38: Anteil der Standorttypen nach Grundfläche, bezogen auf die gesamte in Deutschland genutzte Grundfläche („alle Bundesländer“), auf die in Bayern genutzte Grundfläche („Bayern“) und die in allen anderen Bundesländern außer Bayern genutzte Grundfläche („andere Bundesländer“)...................................80

Abb. 3-39: Aufteilung der genutzten Grundfläche nach Standortgruppen „Acker“ und „Konversionsfläche“ für die einzelnen Bundesländer. ......................................81

Abb. 3-40: Verteilung der für Freiflächenanlagen genutzten Gesamtfläche der einzelnen Standorttypen auf die Bundesländer, Anlagenbestand 2006 ...........................82

Abb. 3-41: Geographische Lage der Postleitregionen und Regierungsbezirke Bayern .....84 Abb. 3-42: Anteil der Schwerpunktbereiche nach Postleitzahlen.......................................85 Abb. 3-43: Verhältnis von Acker- zu Konversionsfläche in den PLZ-Schwerpunktbereichen

..........................................................................................................................86 Abb. 3-44: Entwicklung der spezifische Erträge aus kaufmännischen Ertragsprognosen 87 Abb. 3-45: Anteil der Freiflächenanlagen an der gesamten Stromerzeugung Photovoltaik

..........................................................................................................................88 Abb. 3-46: Schätzung des Gesamtertrags aller Freiflächenanlagen im jeweiligen

Jahresbestand und Anteil an der Stromproduktion des Gesamtmarkts. .........89 Abb. 4-1: Entwicklung der spezifischen Investitionskosten nach Jahren aufgeteilt nach

feststehenden Generatoren und der Gesamtheit aller Anlagen .......................90 Abb. 4-2: Entwicklung der spezifischen Investitionskosten nach Jahren und

Zelltechnologie..................................................................................................91 Abb. 4-3: Mittlere spezifische Investitionskosten nach Leistungsklasse und

Zelltechnologie..................................................................................................92 Abb. 4-4: Entwicklung der ertragsbezogenen spezifischen Investitionskosten ................93 Abb. 4-5: Ertragsbezogene spezifische Investitionskosten nach Leistungsklassen.........94


31.7.2007 IX


Abb. 4-6: Vergleich der mittleren jährlichen Stromgestehungskosten mit der Einspeisevergütung nach Inbetriebnahmejahr ...............................................103

Abb. 4-7: Stromgestehungskosten in Abhängigkeit von den spezifischen Investitionskosten ...........................................................................................105

Abb. 4-8: Vergleich der Renditen von sieben unterschiedlichen FFA mit und ohne Verrechnungsmöglichkeit von Verlusten (altes bzw. neues Modell) unter Zugrundelegung einheitlicher Randbedingungen ...........................................106

Abb. 6-1: Lage des Solarparks im Bereich des Altindustriestandortes (Quelle: GSA / eigene Darstellung).........................................................................................122

Abb. 6-2: Modulreihen im Solarpark Geiseltalsee hinter Schutzzaun (Foto: M. Reichmuth)........................................................................................................................123

Abb. 6-3: Luftaufnahme des Gesamtgeländes in Borna (Quelle: www.geosol.de) ........129 Abb. 6-4: Ansicht der einzelnen Mover im Gelände (Foto: M. Reichmuth) ....................130 Abb. 6-5: Dimensionierung des Solarparks Finsterwalde I, Fotomontage (Quelle: Dubiel

2005)...............................................................................................................138 Abb. 6-6: Lage der Freiflächenanlage Estenfeld (Quelle: arc.grün) ...............................143 Abb. 6-7: Freiflächenanlage Estenfeld im Bau (Quelle: H. Böhnisch)............................144 Abb. 6-8: Lage des Solarstromparks Gut Erlasee nordwestlich Arnstein, Unterfranken

(Kartengrundlage: Google Earth, eigene Eintragung) ....................................151 Abb. 6-9: Zweiachsig nachgeführter Anlagentyp („Mover“) im ersten Bauabschnitt des

Solarstromparks Gut Erlasee (Quelle: Bohl)...................................................152 Abb. 6-10: Betonfundament und Drehkreuz eines Movers (Quelle: Böhnisch)................155 Abb. 6-11: Auszug aus dem Regionalplan Region 3, Ausschnitt Karte 2 – Siedlung und

Versorgung, mit eigener Einzeichnung...........................................................161

0.2 Tabellenverzeichnis

Tab. 2-1: Entwicklung der Photovoltaik und Anteil der Freiflächenanlagen .......................8 Tab. 2-2: Anteil der Freiflächenanlagen an der installierten Leistung aller

Photovoltaikanlagen Ende 2005 nach Bundesländern (einschließlich der vor 2001 errichteten Freiflächenanlagen) ...............................................................13

Tab. 3-1: Kennwerte Nachführvarianten ..........................................................................39 Tab. 3-2: Mittlere spezifische Flächen der Aufstellvarianten (Bestand FFA 2001 bis 2006)

..........................................................................................................................41 Tab. 3-3: Kosten-Nutzen-Relation von Anlagen mit nachgeführter und fester

Modulausrichtung in Deutschland aus Sicht eines großen Projektierers (juwi solar, 2006 )......................................................................................................46

Tab. 3-4: Zelltypen der eingesetzten Module...................................................................59 Tab. 3-5: Durchschnittliche Nennleistungen im Zubau 2001 bis 2006 und im Bestand

2006, nach Zelltypen ........................................................................................61

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31.7.2007 X


Tab. 3-6: Spezifische mittlere Grundflächen bei unterschiedlichen Zelltypen, Reihenaufstellung .............................................................................................64

Tab. 3-7: Spezifische Flächen bezogen auf Si kristallin, Reihenaufstellung....................65 Tab. 3-8: Standorttypen für Freiflächenanlagen...............................................................67 Tab. 3-9: Matrix zum Vergleich von Standorttypen und eingesetzter Modultechnik ........70 Tab. 3-10: Kennwert der Schwerpunktregionen.................................................................79 Tab. 3-11: Schwerpunktregionen mit FFA, bezogen auf Postleitzahl-Bereiche.................83 Tab. 4-1: Spezifische Kosten bezogen auf die Nennleistung...........................................95 Tab. 4-2: Spezifische Kosten bezogen auf die Nennleistung, Vergleich

Dünnschichttechnik und Si kristallin, jeweils feststehend .................................96 Tab. 4-3: Ertragsbezogene spezifische Kosten ...............................................................97 Tab. 4-4: Kosten-Vergütungs-Relationen differenziert nach Zelltyp und

Nachführvarianten ............................................................................................99 Tab. 4-5: Übersicht über die errechneten Stromgestehungskosten nach dem Jahr der

Inbetriebnahme...............................................................................................104 Tab. 5-1: Ablehnungsgründe der Landes- und Regionalplanung für Solarpark-Planungen

........................................................................................................................115 Tab. 8-1: Übersicht der Aussagen der Bundesländer zur Notwendigkeit der Ausweisung

von PV-Standorten (Quelle: Umfrage MKRO und ARGE PV-Monitoring, 2005)........................................................................................................................172

Monitoring zur Wirkung des novellierten EEG auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Solarenergie, insbesondere der Photovoltaik-Freiflächen Abkürzungsverzeichnis

31.7.2007 XI


0.3 Abkürzungsverzeichnis

1A einachsige Nachführung (1A-hor = 1A-horizontal)

2A zweiachsige Nachführung

a-Si Zelltyp Silizium amorph

BB Land Brandenburg

BE Land Berlin

B-Plan Bebauungsplan

BW Land Baden-Württemberg

BSi Bundesverband Solarindustrie

BSW Bundesverband Solarwirtschaft, zum 1.1.2006 aus UVS und BSi entstanden

BY Land Bayern

c-Si Zelltyp Silizium kristallin

CdTe Zelltyp Cadmiumtellurid

CIS Kupfer-Indium-Diselenid (engl. copper-indium-diselenide)

EEG Erneuerbare Energien Gesetz

EVU Energieversorgungsunternehmen

FFA s. PV-FFA

F-Plan Flächennutzungsplan

FNF Flächennutzungsfaktor

HB Land Bremen

HH Land Hamburg

K Kelvin

KVR Kosten-Vergütungs-Relation: Verhältnis der ertragsbezogenen spezifischen Kosten zur spezifischen Einspeisevergütung

Monitoring zur Wirkung des novellierten EEG auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Solarenergie, insbesondere der Photovoltaik-Freiflächen Abkürzungsverzeichnis

31.7.2007 XII


MKRO Ministerkonferenz für Raumordnung

MPP Maximum Power Point

MV Land Mecklenburg-Vorpommern

NI Land Niedersachsen

NW Land Nordrhein-Westfalen

P_nom Nennleistung einer Photovoltaikanlage

PV Abkürzung für Photovoltaik nach herkömmlicher Schreibweise (Photovoltaik)

PV-FFA Photovoltaik-Freiflächenanlage

PR Performance Ratio

SFV Solarenergie-Förderverein Deutschland e. V.

SH Land Schleswig-Holstein

SL Land Saarland

SN Land Sachsen

ST Land Sachsen-Anhalt

TH Land Thüringen

TÖB Träger öffentlicher Belange

UVS Unternehmensverband Solarwirtschaft/Unternehmensvereinigung Solarwirt-schaft e. V.

W Wafer

Monitoring zur Wirkung des novellierten EEG auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Solarenergie, insbesondere der Photovoltaik-Freiflächen

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1 Aufgabenstellung und Ergebnisübersicht

Auftrag und Berichtsstand

Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit hat zum Ende des Jahres 2004 die „Arbeitsgemeinschaft Monitoring PV-Anlagen“ mit dem Vorhaben „Monito-ring zur Wirkung des novellierten EEG auf die Entwicklung der PV-Freiflächenanlagen“ be-auftragt. Das zunächst auf zwei Jahre angelegte Vorhaben wurde zwischenzeitlich auf drei Jahre verlängert und endet im Januar 2008.

Der vorliegende Bericht fasst die Ergebnisse des Monitoring bis hinein in das Jahr 2007 in Form eines umfassenden Monitoring-Berichts zusammen. Da eine vollständige statistische Erfassung und Auswertung des Kalenderjahres 2007 im Vorhabenszeitraum nicht mehr zu realisieren sein wird, umfasst er die Berichtsjahre 2005 und 2006 vollständig. Neue Recher-cheergebnisse aus 2007 zu Freiflächenanlagen aus 2006 sind nachträglich in die Datenbank eingepflegt worden.

Im Rahmen der Fortsetzung des Vorhabens wurde eine umfangreiche Recherche durchge-führt. Gleichzeitig wurden bestehende Datenbankeinträge erneut kritisch überprüft und ver-vollständigt.

Aufgabenstellung und Monitoring-Schwerpunkte

Mit dem Monitoring werden die Wirkungen der Vergütungsregelungen des § 11 EEG auf den Komplex der Stromerzeugung aus Solarenergie wissenschaftlich und praxisbezogen unter-sucht. Die Aufgabe besteht in der Analyse von erwünschten und unerwünschten Wirkungen durch Bau von PV-Freiflächenanlagen, in der Begleitforschung im Hinblick auf die Zielerfül-lung des EEG und in der Entwicklung von Handlungsempfehlungen. Über die Gesamtlaufzeit der Jahre 2005 bis 2007 wird beobachtet und analysiert, ob die getroffenen Regelungen zur Förderung und zum Ausbau der Solarenergie im Einklang insbesondere mit Belangen des Natur- und Landschaftsschutzes, der Wirtschaftlichkeit und der Akzeptanz in der Bevölke-rung stehen.

Das Monitoring hat den Fokus vor allem darauf gelegt, ob und wie die getroffenen Regelun-gen zur Förderung und zum Ausbau der Energienutzung aus Photovoltaik-Anlagen im Ein-klang stehen insbesondere mit Belangen des Natur- und Landschaftsschutzes, der Wirt-schaftlichkeit und der Akzeptanz in der Bevölkerung. Der Schub, den derzeit die Nutzung und Entwicklung der erneuerbaren Energien im Kontext der Politik der Bundesregierung zum Klima- und Ressourcenschutz erfährt, soll frühzeitig im Sinne der umfassenden Nachhaltig-keit gesteuert werden. Insbesondere unerwünschte Effekte und Wirkungen, die sich für die Windenergienutzung bezogen auf den Naturschutz und die Akzeptanz in der Öffentlichkeit nicht abstreiten lassen, sollten für die PV-Freiflächenanlagen frühzeitiger erkannt und nach


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Möglichkeit abgewendet werden. Entsprechend konnte das BMU in der 2007 geführten De-batte um die EEG-Novellierung bereits auf die Ergebnisse des Monitoring zurückgreifen.

Mit der Zusammensetzung ihrer Mitglieder bildet die durchführende „Arbeitsgemeinschaft Monitoring PV-Anlagen“ die Themenbereiche Datenbank und Statistik, Umwelt- und Natur-schutz, Planungsrecht und Verfahren, Technikentwicklung, Kapitalmarkt und Investitionen sowie Produktion und Vertrieb die fachlich vorgegebenen Anforderungen an das Monitoring sehr vorteilhaft ab. Die berührten naturschutzfachlichen, genehmigungsrechtlichen, techni-schen und wirtschaftlichen Aspekte erfordern im Team jeweils eine fachlich anspruchsvolle und qualifizierte Auseinandersetzung, sind jedoch in ihren Wechselwirkungen und Synergien interdisziplinär zu werten und zusammenzuführen. Die Schnittstellen zwischen den „Gewer-ken“ erführen daher eine besondere Aufmerksamkeit.

Dialog

Ein besonderes Anliegen des Vorhabens lag darüber hinaus in der Fortsetzung des Dialog-prozesses zwischen den Akteuren der „PV-Welt“ in den Kommunen, bei den Umwelt- und Naturschutzverbänden und in der Solarwirtschaft. Die Veranstaltungen dienten der Informa-tion über Vorgänge, Aktivitäten und Konflikte im Markt sowie im Bereich der Vorhabenpla-nung und -genehmigung. Dadurch hatte das Monitoring-Team einen kurzen Draht zur Praxis und konnte zeitnah auf neue und zusätzliche Forschungs- und Untersuchungsfragen reagie-ren. Andererseits schufen die Veranstaltungen eine Plattform für die Vermittlung der Ergeb-nisse aus dem Monitoring an die Fachöffentlichkeit, die die Präsentation der Zwischenergeb-nisse und Berichte auf der Webseite des BMU (www.erneuerbare-energien.de) unmittelbar ergänzen. Die Workshops etablierten sich als wertvolles und gern besuchtes Forum, die auf Grund ihrer thematischen Breite und Offenheit sowohl bei den Wirtschaftsunternehmen, aber auch den z.T. kritischen Behörden und Umweltverbänden entsprechende Anerkennung er-fahren haben.

Nachfolgend sind die durchgeführten Fachveranstaltungen des PV-Monitoring gelistet, die entsprechend der jeweiligen Themenstellung einen thematisch breiten oder eher spezialisier-ten Teilnehmerkreis ansprachen. Alle Ergebnisse sind auf der Webseite des BMU veröffent-licht.

21. - 22.03.2005 Workshop „Photovoltaik-Freiflächenanlagen – Aktuelle Erfahrungen und Konfliktlinien“, Bonn

20.09.2005 Fachgespräch „Standortplanung, Umweltprüfung und Eingriffsregelung Praxiserfahrungen – Methodische Anforderungen“, Hannover

08. - 09.05.2006 Workshop „PV-Freiflächenanlagen: Quo vadis? Perspektiven zur Wirt-schaftlichkeit“ & „Aktuelle Planungspraxis für Freiflächenanlagen“, Leip-zig


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05.06.2007 Fachgespräch zum Entwurf „Leitfaden zur Berücksichtigung von Um-weltbelangen bei der Planung von PV-Freiflächenanlagen“, Hannover

20.07.2007 Workshop „PV-Freiflächenanlagen: Monitoring-Ergebnisse“ & „PV-Frei-flächenanlagen der Zukunft – in Deutschland und im Ausland“

Projektergebnisse wurden bisher auf nachfolgenden Foren präsentiert und eingebracht:

2005 - 2007 Arbeitskreis „Qualitätskriterien für Solarfonds“ des Bundesverband So-larwirtschaft (BSW) (Langniß, Mack)

30.05.2005 Fachgespräch "Recycling von Solarmodulen - Sachstand und künftige Entwicklungen", BMU Bonn (Reichmuth)

23.02.2006 Fachtagung „Querschnittsthemen Erneuerbare Energien“, BMU Berlin, (Günnewig)

08.03.2006 21. Symposium Photovoltaische Solarenergie auf Kloster Banz, Bad Staffelstein (Langniß)

27.03.2006 FE-Vorhaben „Naturschutzfachliche Bewertungsmethoden von Frei-landphotovoltaikanlagen“, BfN, projektbegl. Arbeitsgruppe (Günnewig)

11.10.2006 F+E-Vorhaben „Naturschutzfachliche Bewertungsmethoden von PV-Freiflächenanlagen“, Abschlussworkshop, Fulda (Günnewig, Sieben)

14.12.2006 Zukunftswerkstatt "Freiflächenphotovoltaik im Raum Leipzig – Auf der Suche nach zukunftsträchtigen Wegen für die Energieversorgung", Leipzig (Reichmuth), zum BMU-Projekt „Akzeptanz und Strategien für den Ausbau Erneuerbarer Energien auf kommunaler und regionaler E-bene“)

07. - 09.03.2007 22. Symposium Photovoltaische Solarenergie auf Kloster Banz, Bad Staffelstein (Posterpräsentation)

Leitfaden

Ein zentrales Ergebnisdokument des Monitoring ist der „Leitfaden zur Berücksichtigung von Umweltbelangen bei der Planung von PV-Freiflächenanlagen“, der dem Monitoringbericht als Anlage beigefügt ist. Der Leitfaden ist mit der Zielsetzung konzipiert, mit seinen vor allem umweltbezogenen Handlungsempfehlungen die Ziele des EEG und des Umweltschutzes zu konkretisieren, den planerischen Umgang mit diesem relativ neuen Vorhabenstyp zu verbes-sern und vielfach vorhandenen Unsicherheiten im Entscheidungsprozess entgegen zu wir-ken.


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Die Adressaten des Leitfadens sind alle, die direkt mit der Planung größerer Photovoltaikan-lagen befasst sind, sie betreiben oder mehr oder weniger indirekt zu derartigen Planungen Stellung beziehen müssen, sei es als beteiligte Behörde oder als betroffener Bürger. Dem einen dient der Leitfaden als Sammlung von Handlungsempfehlungen, dem anderen als Hilfe bei der Beurteilung seiner Auswirkungen oder bei der Positionsbestimmung von Akzeptanz oder Ablehnung.

Der Leitfaden ist so strukturiert, dass er insbesondere Unterstützung leisten kann bei der systematischen Umweltfolgenabschätzung im Einzelfall, die zunächst die Darstellungen zum Verursacher, zu der möglichen Wirkung und den betroffenen Bestandteilen der Umwelt er-fordert, um dann Aussagen treffen zu können über das Maß der jeweiligen Auswirkung und die Wirksamkeit möglicher Gegenmaßnahmen. All das ist eingebettet in den jeweiligen Rahmen des relevanten Verwaltungsverfahrens, d.h. hier insbesondere in den Prozess der Bauleitplanung und der Zulassung des Bebauungsplanes.


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2 Entwicklung der Freiflächenanlagen in Deutschland

Das durch die Aufnahme der Freiflächenanlagen in das neue EEG von 2004 sowie den Weg-fall der oberen Leistungsgrenze von 100 kWp je Anlage ausgelöste Wachstum im Photovol-taik-Freiflächen-Segment hält an. Um die hier dargestellten Auswirkungen zur Entwicklung und zum derzeitigen Anlagenbestand der Photovoltaik-Freiflächenanlagen in Deutschland ermitteln zu können, war die Festlegung eines Stichtags notwendig. Um eine möglichst aktu-elle Datenbasis für diesen Bericht zu schaffen, wurde der 31. Mai 2007 als Stichtag festge-legt. Der am Stichtag gültige Datenbestand wurde für die Dauer der Auswertearbeiten und die anschließende Erstellung des Zwischenberichts eingefroren. Im Vergleich zum dritten Zwischenbericht vom 6. März 2007 wurden Anlagen aus der Datenbank entfernt, die nicht nachweislich in Betrieb oder schon im Bau sind, deren installierte Leistung unterhalb von 90 kWp liegt sowie solche Anlagen, die vor dem Inkrafttreten des EEGs im Jahr 2000 errich-tet wurden. Lediglich zur zeitlichen Einordnung seit 1988 werden im Absatz 2.1 für die Schaubilder Abb. 2-1 bis Abb. 2-3 die vor 2000 errichteten Anlagen mit angeführt.

Es erfolgt eine separate Erfassung geplanter Anlagen um zu vermeiden, dass Projekte, die sich unter Umständen sehr lange „in Planung“ befinden und die teilweise hohe Nennleistun-gen aufweisen, die Statistik verfälschen.

In jetziger Zeit ist eine starke Tendenz zu sehr großen Freiflächenanlagen spürbar, die in Bauabschnitten realisiert werden. Um in diesen Fällen datenbanktechnisch erfassen zu kön-nen, wie viel Leistung pro Jahr ans Netz geht, gleichzeitig aber auch zu erkennen, welche dieser großen Anlagen aus der Sicht der Baugenehmigung und des Standorts eine Einheit bilden, wurde bei den Parametern „Leistung“ und „Inbetriebnahmejahr“ die Möglichkeit ge-schaffen, einzelne Bauabschnitte zu dokumentieren.

Die Daten werden nach Bauabschnitten dargestellt, wenn gezeigt werden soll, wie viele Bauabschnitte bzw. wie viel Leistung im Zeitraum 1988 bis 2006 jährlich zugebaut wurde (Abb. 2-1 bis Abb. 2-3). Für die sonstigen Auswertungen werden Anlagen, die in Bauab-schnitten errichtet wurden, dem Jahr ihrer Fertigstellung zugeordnet. Anlagen, die noch nicht fertig gestellt sind, werden durch die bisher fertig gestellten Bauabschnitte erfasst.

2.1 Anlagenzahl und installierte Leistung

Bis Ende 2006 gingen 168 Bauabschnitte bzw. Anlagen ans Netz (2 Bauabschnitte in 2006 sowie 161 komplette Anlagen, davon 5 Anlagen mit jeweils 2 Bauabschnitten), der weitaus größte Teil davon in den Jahren seit 2004. Die intensivste Phase der Bautätigkeit war bisher im Jahr 2005 mit 53 fertig gestellten Bauabschnitten zu verzeichnen (s. Abb. 2-1).


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Entwicklung der Anzahl der in Betrieb gegangenen Bauabschnitte

1 1 1 15

53

11

49

39

7

0

10

20

30

40

50

60

1988 1991 1992 1996 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Anz

ahl

Anzahl der Anlagen/Bauabschnitte insgesamt: 168(2 BA in 2006 + 161 komplette Anlagen, davon 5 Anlagen mit jeweils 2 BA)

EEG-Anlagen

Abb. 2-1: Entwicklung der Zahl der jährlich installierten Bauabschnitte von Photovoltaik-Freiflächenanlagen seit 1988 (alle EEG-/nicht-EEG-Anlagen)

Eine Betrachtung der zeitlichen Entwicklung der installierten Leistung von FFA zeigt deutlich eine Stagnation in den Jahren von 1988 bis 2000 auf sehr niedrigem Niveau. Erst nach In-krafttreten der ersten Fassung des EEG im Jahr 2000 stieg sie moderat an, wobei sich die verbesserte Förderung erst 2001 auswirkte. Ein starker Entwicklungsschub wurde 2004 aus-gelöst, als zu Jahresbeginn das PV-Vorschaltgesetz und zum 1. August das neue Erneuer-bare-Energien-Gesetz in Kraft getreten waren. Neben der Aufnahme der FFA in das Vergü-tungssystem wurde die bis 31.12.2003 gültige Leistungsbeschränkung von 100 kW für die einzelne FFA aufgehoben, was erstmals die Realisierung von Großprojekten unter Nutzung von Skaleneffekten erlaubte.


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Entwicklung der Leistung von PV-Freiflächenanlagen in Deutschland

0,34 0,36 0,60 0,11 1,26

8,2

43,6

71,1

57,5

4,6

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1988 1991 1992 1996 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Inst

allie

rte

Leis

tung

[MW

p]

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

mitt

lere

Lei

stun

g [k

Wp]

jährlich installierte Leistungmittlere Leistung je Anlage

Gesamte installierte Leistung: 187,7 MWp

Anzahl Anlagen bzw. Bauabschnitte: 168(2 BA in 2006 + 161 komplette Anlagen, davon 5 Anlagen mit jeweils 2 BA)

39 A

. + B

A.

53 A

. + B

A

49 A

. + B

A

EEG-Anlagen

Abb. 2-2: Entwicklung der jährlich installierten Leistung sowie jährliche mittlere Leistung in der Freifläche seit 1988

Die kumulierte Leistung aller in Betrieb befindlichen Anlagen bzw. Bauabschnitte am Ende des Jahres 2006 beträgt 187,7 MWp (s. Abb. 2-2). Im Jahr 2006 wurden zwar mit 49 Bauab-schnitten bzw. Anlagen 4 Bauabschnitte bzw. Anlagen weniger als im Jahr 2005 in Betrieb genommen, die in 2006 installierte Leistung lag jedoch um 24 % höher als im Vorjahr. Im Rumpfjahr 2007 wurden bisher Anlagen bzw. Bauabschnitte mit insgesamt 8,2 MWp reali-siert. Nach derzeitigem Wissenstand (31.05.2007) kommen mindestens weitere 12 MWp in 2007 hinzu. Die in 2006 fertig gestellten Anlagen wiesen im Mittel eine Größe von über 1,4 MWp auf, für das Rumpfjahr 2007 lassen die verfügbaren Daten noch keine Aussagen zu. Im Vergleich zu den vor-EEG-Zeiten, in denen nur sehr wenige Anlagen im Bereich von 100 bis 600 kWp errichtet wurden, hat sich die mittlere Anlagenleistung deutlich erhöht, auch seit Inkrafttreten des EEGs ist eine weiterhin steigende Tendenz zu beobachten. Von 2004 bis 2006, den Jahren mit dem größten Zubau an Freiflächenanlagen, lag die mittlere Leis-tung zwischen 1,07 und 1,45 MWp.

Einen nennenswerten Beitrag zum Ausbau der Photovoltaik konnten die Freiflächen erst ab dem Jahr 2001, nach Inkrafttreten des EEG in der Fassung vom 1. April 2000, liefern. Im Zeitraum bis zum Photovoltaik-Vorschaltgesetz (1. Januar 2004), stellt das Jahr 2002 mit neu installierten 8,2 MWp einen ersten relativen Höhepunkt in der Entwicklung dar (Abb. 2-2). Das langsame Wachstum zu Beginn wird in noch ausgeprägterer Form bei Betrachtung der kumulierten Leistung im Zeitraum von 1988 bis 2006 deutlich. Ende 2003 belief sich die auf-


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summierte Leistung auf 15,5 MWp, was einem Anteil von 8 % des Wertes Ende 2006 ent-spricht (Abb. 2-3).

Die Entwicklung des Anteils der Freiflächenanlagen am Gesamtmarkt aller installierten PV-Anlagen in Deutschland ist in Tab. 2-1 dargestellt.

Tab. 2-1: Entwicklung der Photovoltaik und Anteil der Freiflächenanlagen

Gegenstand Quelle 2001 2002 2003 2004 2005 2006

installierte Leistung (Fotovoltaik, netzgekoppelt) zum Jahresende (in MW)

AGEE-Stat

178 258 408 1018 1881 2831

davon installierte Leistung in Fotovoltaik-Freiflächenanlagen (in MW)

eigene Erhebung

2,7 10,9 15,5 59,1 116,6 187,7

Anteil der Freiflächenanlagen (in %)

1,5% 4,2% 3,8% 5,8% 6,2% 6,6%

Zubau an installierter netzge-koppelter Fotovoltaik-Leistung im Jahreslauf (MW)

AGEE-Stat

78 80 150 610 863 950

Zubau an Fotovoltaik-Freiflächenanlagen im Jahres-lauf (MW)

eigene Erhebung

1,3 8,2 4,6 43,6 57,5 71,1

Anteil der Freiflächenanlagen (in %)

1,7% 10,3% 3,1% 7,1% 6,7% 7,5%

Es wird somit deutlich, dass der Anteil der Freiflächenanlagen an der kumulierten installier-ten Leistung durch den Zubau der vergangenen Jahre zwar angestiegen ist, jedoch auch Ende 2006 noch unter 7 % lag. Abgesehen vom Jahr 2002, in dem bei vergleichsweise nied-rigen absoluten Werten etwa 10 % des Zubaus auf Freiflächenanlagen entfielen, lag auch der Zubau neuer Freiflächenanlagen in jedem Jahr unter 8 % des Gesamtmarktes. Inwieweit diese Aussage auch regional gültig ist, wird in Kapitel 2.2. näher betrachtet.


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Entwicklung der kumulierten installierten Leistung

0,3 0,7 1,3 1,4 2,7

116,6

10,9

187,7

59,1

15,5

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1988 1991 1992 1996 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Kum

ulie

rte

Leis

tung

[MW

p]

EEG-Anlagen

Anzahl der Anlagen/Bauabschnitte insgesamt: 168(2 BA in 2006 + 161 komplette Anlagen, davon 5 Anlagen mit jeweils 2 BA)

Abb. 2-3: Entwicklung der kumulierten, installierten Leistung in der Freifläche

Gemittelt über alle 168 Projekte (Anlagen nach Bauabschnitten den jeweiligen Jahren zuge-ordnet) liegt der Durchschnitt der installierten Leistung bei 1,12 MWp. Als leistungsstärkste, vollständig realisierte Einzelanlage gilt derzeit das Solarfeld Erlasee mit 12 MW. Wenn der Energiepark Waldpolenz mit 40 MWp planmäßig fertig gestellt wird, so wird diese Anlage En-de 2009 den Spitzenplatz einnehmen.

Alle nun folgenden Zahlen und Schaubilder im restlichen Kapitel 2 beziehen sich ausschließ-lich auf EEG-Anlagen oberhalb 90 kWp. Zusätzlich wurde das Rumpfjahr 2007 aus der weite-ren Betrachtung ausgeschlossen. Da in 2000 keine Anlage über 90 kWp in Betrieb genom-men wurde, richtet sich die Betrachtung weiterhin nur auf die Jahre 2001 bis 2006. Wie be-reits beschrieben, werden Anlagen, die in Bauabschnitten errichtet wurden, dem Jahr der Fertigstellung zugeordnet. Datenbasis sind somit die 161 komplett fertig gestellten Anlagen einschließlich der 2 Bauabschnitte aus 2006 abzüglich der vier Anlagen, die vor dem Inkraft-treten des EEGs in Betrieb gegangen sind. Die Datenbasis beträgt somit 159 Anlagen, die insgesamt eine Leistung von 186,3 MWp repräsentieren.

Aufschlussreiche Ergebnisse liefert eine Analyse der Verteilung der Anlagenzahl und der installierten Leistung auf verschiedene Leistungsklassen. Dazu wurden insgesamt fünf Leis-tungsklassen gebildet, die das bisher realisierte Spektrum abbilden (Abb. 2-4).


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Verteilung der Anlagenzahl auf Leistungsklassen

0-250 kWp25%

500-1000 kWp16%

>5000 kWp3%

1000-5000 kWp41%

250-500 kWp15%

Verteilung der installierten Leistung auf Leistungsklassen

1000-5000 kWp65%

>5000 kWp18% 500-1000 kWp

9%

250-500 kWp5%

0-250 kWp3%

159 Anlagen (2001 - 2006); 186,3 MWp

Abb. 2-4: Verteilung der installierten Leistung und Anlagenzahl auf fünf Leistungsklassen

• Betrachtet man die Anlagenanzahl, überwiegen die Anlagen unter 1 MWp, darunter die Anlagen bis 250 kWp. Anlagen über 1 MWp machen bereits 44 % aus, davon befindet sich der Großteil im Leistungsbereich 1 bis 5 MWp

• Betrachtet man die Zusammensetzung der Anlagen pro Leistungsklasse nach Leistung, zeigt sich deutlich, dass die Anlagen über 1 MWp insgesamt 83 % der installierten Leis-tung ausmachen. Den größten Anteil daran haben Anlagen im Leistungsbereich 1 bis 5 MWp.

• Die Leistungsklasse von 1 – 5 MWp hat nach Anzahl und Leistung den größten Anteil am Freiflächenmarkt in Deutschland. 66 Anlagen (41 %) oder knapp 121 MWp (65 %) entfal-len auf diese Größenklasse. Die mittlere Anlagengröße in dieser Leistungsklasse beträgt rund 1,8 MWp.

2.2 Entwicklung in den Bundesländern

Betrachtet man die regionale Verteilung der bislang installierten PV-FFA, so ist auf den ers-ten Blick ein deutliches Nord-Süd-Gefälle zu beobachten, das sich im Vergleich zur Analyse für den zweiten Zwischenbericht im Januar 2006 eher noch verstärkt hat. Dadurch, dass An-lagen unter 90 kWp nicht mehr in der statistischen Auswertung berücksichtigt werden, hat sich die Anzahl der erfassten Anlagen für einige Bundesländer vermindert, gleichzeitig hat sich die Anzahl der Anlagen in Bayern weiterhin deutlich erhöht. Eine Ursache ist in der hö-heren Einstrahlung in den südlichen Bundesländern zu sehen. Allerdings verläuft diese Ent-wicklung nicht einheitlich, wie ein Vergleich zwischen Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz und Bayern erkennen lässt. Verglichen mit seinen geographischen Möglichkeiten liegt Ba-den-Württemberg in der Entwicklung eindeutig zurück.

Auch weite Teile der östlichen Bundesländer, insbesondere Sachsen und das südliche Bran-denburg, weisen ein ähnlich gutes Strahlungsangebot auf wie der nördliche Teil Bayerns und Baden-Württembergs oder das südliche Rheinland-Pfalz und das Saarland. Dies spiegelt sich in der Zahl der realisierten Anlagen in Sachsen wider. Einschränkend ist zu sagen, dass


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die Realisierungsquote angesichts der Informationen über jeweils recht große geplante An-lagen in diesen Ländern noch eher bescheiden ist.

Zahl der FFA in den einzelnen Bundesländern

2

116

3 27

4 38

2 1

110

0

20

40

60

80

100

120

BB BW BY HE MV NS RP SH SL SN ST TH

Anz

ahl A

nlag

en

Anzahl der Anlagen insgesamt: 159 (2001 - 2006)

Abb. 2-5: Verteilung der Anlagenzahl auf die Bundesländer

Bayern liegt bei Anlagenzahl und Leistung deutlich an der Spitze. Eine Gesamtleistung von 131 MWp verteilt auf 110 Anlagen wird in keinem anderen Bundesland auch nur annähernd erreicht. In Baden-Württemberg, dem Bundesland mit adäquaten Einstrahlungsbedingungen, sind lediglich 11 Anlagen im Südwesten des Landes mit einer Gesamtleistung von 7,8 MWp zu verzeichnen. An zweiter Stelle nach Bayern, allerdings mit erheblichem Abstand bei der installierten Leistung, liegt Sachsen mit mittlerweile 16 MWp installierter Anlagenleistung. Eine deutliche Lücke besteht auch zum Drittplatzierten Rheinland-Pfalz. Die installierte Leis-tung beträgt dort 9,1 MWp.


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Verteilung der installierten Leistung auf die Bundesländer

0

20

40

60

80

100

120

140


Inst

allie

rte

Leis

tung

[MW

p]

0

400

800

1.200

1.600

2.000

2.400

2.800

Mitt

elw

ert d

er L

eist

ung

[kW

p]

Inst. Leistung Mittelwert

Gesamtleistung: 186,3 MWp

(2001 - 2006)

Abb. 2-6: Verteilung der Leistung auf die einzelnen Bundesländer und Darstellung der mittle-ren Leistung

Ein ganz anderes Bild ergibt sich bei der Betrachtung der für jedes Bundesland errechneten mittleren Leistung. Im Saarland stehen bundesweit die durchschnittlich größten Freiflächen-anlagen, der Leistungsdurchschnitt beträgt dort 2,67 MWp. Dahinter folgen Sachsen-Anhalt und Sachsen mit Werten von knapp über 2 MWp. Erst an vierter Stelle folgt Bayern, die An-lagen dort haben eine mittlere Größe von 1,2 MWp (Abb. 2-6).

Für den Abgleich mit dem Photovoltaik-Gesamtmarkt fehlen belastbare Daten zu den in den Bundesländern installierten Leistungen weitgehend. Eine Quelle, die zumindest für das Jahr 2005 eine relativ gute Abschätzung liefert, ist die Befragung der Netzbetreiber der Zeitschrift Photon, deren Ergebnisse im Internet veröffentlicht wurden. Nimmt man diese als Ver-gleichsgröße, so ergibt sich für die bis Ende 2005 installierte Leistung das in Tab. 2-2 dar-gestellte Ergebnis.

Danach lag der Anteil der Freiflächenanlagen an der gesamten installierten Leistung in vier der 16 Bundesländer höher als 10 %, wobei das Saarland mit rund 47 % Freiflächenanlagen einen Spitzenplatz einnimmt. Es folgen drei ostdeutsche Bundesländer, in denen die Ent-wicklung der Photovoltaik auf Dachflächen relativ schwach entwickelt ist. In allen vier Fällen ist ein besonders hoher Anteil von Konversionsflächen unter den Freiflächenanlagen zu beo-bachten. So macht allein die auf einer Industriebrache errichtete größte Anlage im Land Sachsen-Anhalt mit 4 MW installierter Leistung bereits mehr als 30 % aller im Land installier-


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ten Photovoltaik-Leistung aus. In den übrigen Bundesländern blieb der Anteil der Freiflä-chenanlagen durchweg unter 9 % der insgesamt installierten Leistung.

Tab. 2-2: Anteil der Freiflächenanlagen an der installierten Leistung aller Photovoltaikanla-gen Ende 2005 nach Bundesländern (einschließlich der vor 2001 errichteten Frei-flächenanlagen)

Bundesland installierte Leistung in MW

davon Freifläche (MW)

Anteil der Freifläche

Baden-Württemberg 394,40 5,67 1,4%

Bayern 844,35 74,02 8,8%

Berlin 6,05 0,00 0,0%

Brandenburg 11,87 0,40 3,4%

Bremen 1,69 0,00 0,0%

Hamburg 3,96 0,00 0,0%

Hessen 90,77 1,82 2,0%

Mecklenburg-Vorpommern 12,44 2,47 19,8%

Niedersachsen 109,41 0,79 0,7%

Nordrhein-Westfalen 211,95 0,47 0,2%

Rheinland-Pfalz 78,38 6,04 7,7%

Saarland 16,88 8,00 47,4%

Sachsen 35,02 10,19 29,1%

Sachsen-Anhalt 12,72 4,10 32,2%

Schleswig-Holstein 40,22 1,64 4,1%

Thüringen 18,10 1,00 5,5%

Summe 1888,21 116,61 6,2%

Quellen: Photon-Statistik zum 31.12.2005 mit Stand vom 14.02.2007 für die installierte Leistung nach Ländern und insgesamt (daher auch leichte Abweichung zu Tab. 2-1), eigene Erhebung der Freiflächenanlagen.


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2.3 Übersicht über die verwendeten Zelltechnologien

Mit Hilfe gezielter Nachfragen war es möglich, für eine im Vergleich zum Zwischenbericht vom Januar 2006 deutlich größere Zahl von Freiflächenanlagen die Art der Zelltechnologie zu ermitteln. Nach der aktuellen Datenlage liegen die entsprechenden Angaben für 159 An-lagen vor. Dabei interessierte zunächst vor allem die Unterscheidung, ob und mit welchen Anteilen kristalline Waferzellen oder Module mit Dünnschichttechnik zum Einsatz kommen und welche aktuellen Entwicklungen hier ablesbar sind. Die weitere Differenzierung nach amorphem Silizium oder Cadmium-Tellurid im Dünnschichtbereich bzw. polykristalline oder monokristalline Ausführung bei den Waferzellen blieben bei dieser Betrachtung außen vor (eine Differenzierung der Dünnschichtanlagen erfolgt im Kapitel 3.5).

Die Entwicklung im Zeitraum von 2001 bis Ende 2006 ist durch eine deutliche Dominanz der Waferzellen gekennzeichnet. Allerdings steigt die absolute installierte Leistung sowie der Anteil der in Dünnschichttechnik realisierten Anlagen seit 2004 signifikant an (Abb. 2-7).

Entwicklung der installierten Leistung nach Zelltechnologie und Jahren

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Leis

tung

[MW

p]

WaferDünnschicht

Datengrundlage: 159 Anlagen (2001 - 2006)

Abb. 2-7: Entwicklung der installierten Leistung differenziert nach Zelltechnologie

Seit dem Jahr 2001, als noch sämtliche Anlagen mit Wafer-Technologie errichtet wurden, hat sich der Wafer-Anteil stetig auf 67 % im Jahr 2006 vermindert. Gleichzeitig konnten die Dünnschichtanlagen ihren Anteil auf 33 % an den im Jahr 2006 errichteten Anlagen steigern. Der Trend aus Abb. 2-7 weist deutlich in Richtung Dünnschichttechnologie. Einen erhebli-chen Teil zur weiteren Nutzung der Dünnschichttechnologie wird der Energiepark Waldpo-


31.7.2007 15


lenz beitragen, der bis Ende 2009 in drei Bauabschnitten mit einer installierten Leistung von insgesamt 40 MWp ausschließlich mit Dünnschichtmodulen errichtet wird.

Wird der Zeitabschnitt von 2001 bis 2006 als Ganzes betrachtet, zeigt sich, dass bis Ende 2006 mit 75 % Anteil an der gesamten installierten Leistung ein Schwerpunkt auf Waferzel-len deutlich vor der Dünnschichttechnik mit 25 % liegt (Abb. 2-8).

Eine Analyse der eingesetzten Zelltechnologie im Zeitraum 2001 bis 2006 auf Basis der An-lagenzahl, führt zu dem Erbegnis, dass immer noch mehr als die Hälfte der Anlagen (62 %) aus Waferzellen besteht. Dünnschichtmodule kommen in diesem Zeitraum in 38 % der Anla-gen zum Einsatz (Abb. 2-8).

Verteilung der Anlagenzahl auf die Zelltechnologien (2001 - 2006)

kristallin62%

Dünnschicht38%

Verteilung der installierten Leistung auf die Zelltechnologien (2001 - 2006)

kristallin75%

Dünnschicht25%

Datengrundlage: 159 Anlagen

Abb. 2-8: Verteilung der installierten Leistung und Anlagenzahl der netzgekoppelten FFA auf die Zelltechnologien

Die durchschnittliche Leistung der seit 2001 errichteten Dünnschicht-FFA ist mit 770 kWp halb so groß wie bei den ebenfalls seit 2001 in Betrieb gegangenen Anlagen mit Waferzellen (1.420 kWp). Bei den bereits in Bau oder in der Schlussphase der Planung befindlichen Dünnschichtprojekten ist allerdings ein deutlicher Anstieg der Anlagenleistung festzustellen.

2.4 Acker oder Konversionsfläche – wo werden Freiflächenanlagen ge-baut?

Die in der Datenbank erfassten Freiflächenanlagen können derzeit hinsichtlich ihrer Flächen-inanspruchnahme bzw. Nutzungsgröße nicht vollständig zugeordnet werden. Lässt man die FFA, die vor Inkrafttreten des EEG in Deutschland errichtet wurden, außer Betracht, liegt bei 131 Anlagen eine Information zur jeweiligen Größe vor, die eine installierte Leistung von 165 MWp repräsentieren.

Die Flächennutzung der 131 Anlagen beläuft sich in der Summe auf 675 ha. Daraus errech-net sich eine mittlerer Anlagengröße von 4,09 ha/MWp. Rechnet man mit dem Durch-


31.7.2007 16


schnittswert für die fehlenden 22 MWp die genutzte Fläche hoch, so ergibt sich daraus eine Gesamtfläche von 763 ha für alle seit 2001 errichteten Anlagen (Abb. 2-9).

Jährlicher Flächenbedarf für FFA von 2001 - 2006; Stand: 31. 05. 2007

3,5

147,2

182,1

296,3

15,830,4

0

50

100

150

200

250

300

350

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Ges

amtg

rund

fläch

e [h

a]

0,0

0,7

1,4

2,1

2,8

3,5

4,2

4,9

Spez

ifisc

he F

läch

e [h

a/M

Wp]

Fläche [ha]Spezifische Fläche [ha/MWp]

Datengrundlage: 131 Anlagen mit insgesamt 165 MWp

Gesamter Flächenbedarf: 675 hahochgerechnet auf 186,3 MWp: 763 haDurchschnitt: 4,09 ha/MWp

Abb. 2-9: Entwicklung der jährlich für FFA genutzten Grundflächen im Zeitraum von 2000 bis 2006 in Deutschland

Bei den dokumentierten Werten handelt es sich immer um die gesamte Grundfläche eines Freiflächenprojekts, das heißt der Flächenbedarf der Generatoren, die Zwischenräume, We-ge innerhalb der Anlage sowie Randstreifen bis zum Zaun bzw. zur Grundstückgrenze sind eingeschlossen. Ebenso sind naturschutzrechtliche Ausgleichsflächen, die innerhalb des Grundstücks liegen, enthalten, Ausgleichsflächen außerhalb des Anlagengrundstücks jedoch nicht.

Das EEG in der Fassung vom 1. August 2004 benennt drei verschiedene Standorttypen für Freiflächenanlagen:

• versiegelte Flächen, wie Mülldeponien, aufgelassene Gewerbeflächen etc., • militärische und wirtschaftliche Konversionsflächen, • zu Grünland umgewidmete Ackerflächen.

Wie sich die drei Gruppen von Standorttypen auf die bisher genutzte Grundfläche verteilen, zeigen die folgenden Auswertungen. Der bei der Analyse zugrunde gelegte Zeitraum er-streckt sich von 2001 bis 2006.


31.7.2007 17


Von den 159 FFA sind 73 % auf ehemaligem Ackerland errichtet, gefolgt von Anlagen auf Konversionsflächen mit 21 %. Auf versiegelte Flächen entfallen 6 % der Anlagen (Abb. 2-10).

Verteilung der Anlagenzahl auf die Standorttypen im Zeitraum 2001 - 2006 (159 Anlagen)

Acker73%

versiegelte Fläche6%

Konversionsfläche21%

Abb. 2-10: Anzahl der Freiflächenanlagen nach Standorttypen

Bezogen auf die installierte Leistung der Anlagen ergibt sich bei der Flächennutzung ein et-was anderes Bild (Abb. 2-11). Der Anteil der Kategorie „ehemaliges Ackerland“ beträgt 63 %, während der Anteil der Konversionsflächen bei 32 % liegt. Der Anteil der Kategorie „versie-gelte Flächen“ beträgt 5 %.


31.7.2007 18


Verteilung der Leistung auf die Standorttypen im Zeitraum 2001 - 2006

1.008

1.147

1.737

0

20

40

60

80

100

120

140

Acker Konversionsfläche versiegelte Fläche

Leis

tung

[MW

p]

0

300

600

900

1.200

1.500

1.800

2.100

Mitt

elw

ert d

er L

eist

ung

[kW

p]

Mittelwert

Datengrundlage: 159 Anlagen63 %

32 %

5 %

Abb. 2-11: Verteilung der installierten Leistung von FFA nach Standorttypen

Die Durchschnittswerte der installierten Leistung nach Standorttyp sind in Abb. 2-11 darge-stellt. Die größten Anlagen, die im Mittel rund 1,74 MWp groß sind, werden demnach auf Konversionsflächen errichtet. Auf versiegelten Flächen beträgt die Anlagengröße im Mittel 1,15 MWp. Anlagen auf ehemaligem Ackerland liegen mit gut 1 MWp etwas unter der mittle-ren Größe von allen Anlagen von 1,17 MWp.

Interessante Aussagen liefert darüber hinaus die Verteilung der Standorttypen auf die Bun-desländer. Zu diesem Zweck wurden die Standorttypen „versiegelte Fläche„ und „Konversi-onsfläche“ zu einer neuen Klasse „Kein Acker“ zusammengefasst und dem Typ „ehemaliges Ackerland“ gegenübergestellt.


31.7.2007 19


Verteilung der Leistung nach Standorttyp auf die Bundesländer

0

20

40

60

80

100

120

140


Leis

tung

[MW

p]

Kein Acker

Acker

Gesamtleistung: 186,3 MWp; 159 Anlagen

Abb. 2-12 Installierte Leistung nach Standorttyp verteilt auf die Bundesländer

Bayern hat nicht nur insgesamt die höchste installierte Leistung, sondern auch mit weitem Abstand (Faktor 33 gegenüber Schleswig-Holstein) den größten Leistungsanteil der auf e-hemaligem Ackerland gebauten FFA (Abb. 2-12). Auch in der Klasse „Kein Acker“ liegt das Bundesland Bayern statistisch um den Faktor 1,8 höher als das nachfolgende Bundesland Sachsen.

Der Anteil Bayerns in der Kategorie „Acker“ liegt nach Leistung gemessen bei annähernd 91 % der gesamten „Ackerinstallationen“ in Deutschland. In der Kategorie „Kein Acker“ liegt der entsprechende Wert lediglich bei 38 %. Diese Zahlenwerte lassen die Schlussfolgerung zu, dass Freiflächenanlagen auf dem Standorttyp „ehemaliges Ackerland“ eigentlich nur in Bayern gebaut werden, während sich der Bau von Anlagen auf Konversions- und versiegel-ten Flächen immerhin auf sechs Bundesländer verteilt (Baden-Württemberg, Bayern, Rhein-land-Pfalz, Saarland, Sachsen und Sachsen-Anhalt; Abb. 2-12; Abb. 2-13).


31.7.2007 20


Verteilung der relativen Leistung nach Standorttyp auf die Bundesländer

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%


Rel

ativ

e Le

istu

ng [%

]

Kein AckerAcker

Gesamtleistung: 186,3 MWp; 159 Anlagen

Abb. 2-13: Aufteilung der relativen Leistung nach den Kategorien „Acker“ und „Kein Acker“ in den Bundesländern


31.7.2007 21


3 Technik

3.1 Nutzung der Anlagenstatistik für Technikaspekte

3.1.1 Datenbestand

Die im Rahmen dieses Projektes geführte Anlagenstatistik seit Inkrafttreten ist inzwischen so umfangreich, dass verschiedene Technikaspekte differenziert betrachtet werden können und so interessante quantitative Aussagen ermöglichen.

Wie bereits erwähnt, sind nicht für alle Anlagen lückenlose Einträge verfügbar. Gerade bei kleineren Anlagen sind vielfach nur Standort und Nennleistung angegeben.

Um bei den unterschiedlichen Auswertungen zu den Technikvarianten wie Nachführung, Zelltyp, Flächentyp und Flächennutzung möglichst repräsentative Aussagen zu ermöglichen, wurde nach fehlenden Angaben gesondert recherchiert und in einzelnen Fällen wurden an-hand zusätzlicher Angaben (Presseartikel, Standortfotos) plausible Festsetzungen getroffen.

Damit konnte bei allen Anlagen eindeutig der Zelltyp und die Art der Aufstellung (feststehend oder nachgeführt, Art der Nachführvariante) festgestellt werden. Die Vornutzung der Fläche ist lediglich bei weniger als 10, meist kleineren Anlagen von insgesamt 159 Standorten nicht zweifelsfrei zu ermitteln (entspricht weniger als 2 % der Nennleistung gesamt). Anhand von Standortfotos und anderer Indizien wurden diese Anlagen schließlich der Kategorie „Vornut-zung Acker“ zugewiesen.

Auswertungen zu Zelltyp, Art der Nachführung und Vornutzung der Fläche sind also immer auf den gesamten Datensatz bezogen.

Angaben zur genutzten Grundfläche liegen vor für 121 von gesamt 164 Bauabschnitten (117 von gesamt 159 Standorte). Diese Anlagen (Datensatz „Fläche“, gesamte Flächen ca. 648 ha) stellen mit 163 MWp von gesamt 186 MWp knapp 88 % der gesamten Nennleistung. Aus dem Datensatz „Fläche“ lassen sich spezifische Flächen (m²/ kWp oder ha/ MWp) für die einzelnen Zelltypen und/ oder Nachführvarianten bestimmen, teilweise auch deren Variation über die Jahre.

Mit diesen spezifischen Flächen lassen sich die fehlenden Angaben zur Grundfläche zuver-lässig abschätzen. Damit entsteht ein Datensatz („Flächen ergänzt“), der für alle Anlagen Angaben zu Zelltyp, zur Art der Nachführung, zur Vornutzung der Fläche sowie zu Nennleis-tung und genutzter Grundfläche enthält.

Angaben zu Investkosten (Datensatz „Kosten“) liegen vor zu 98 Bauabschnitten (95 Standor-te) mit 146 MWp, d.h. 78 % der Nennleistung.


31.7.2007 22


Angaben zu Kosten und Ertrag zusammen (Datensatz „Kosten+Ertrag“) sind nicht so zahl-reich. Hier finden sich nur 88 Bauabschnitte bzw. 84 Standorte mit einer Nennleistung von 138 MWp (74 % von gesamt).

Will man Grundfläche und Ertrag korrelieren, stehen dafür nur 88 Bauabschnitte (84 Standor-te) zur Verfügung, die aber mit rund 144 MWp Nennleistung immerhin 77 % von gesamt dar-stellen (Datensatz „Fläche+Ertrag“).

Bei der Veröffentlichung der Anlagendaten in Presseberichten, Fachzeitschriften und im In-ternet werden häufig wechselnde Namensbezeichnungen verwendet. Zudem wird über die einzelnen Bauabschnitte einer Anlage mehrfach berichtet, so dass sich Mitteilungen mit un-terschiedlichen Nennleistungen zu derselben Anlage finden. Bei der gesamten kritischen Überprüfung der Daten wurde großer Wert darauf gelegt, Doppeleinträge zuverlässig auszu-schließen und die endgültige Größe der Anlage zweifelsfrei festzustellen.

3.1.2 Berechnung von Kenngrößen

Kenngrößen, die eine Verhältniszahl darstellen (z. B. spezifische Fläche [m²/ kWp] oder spe-zifische Kosten [€/ kWp]), werden im Folgenden immer als Verhältnis der Summen über die Kategorie angegeben. D.h. zum Beispiel, für die Ermittlung der spezifische (Grund)-Fläche wird die Summe aller Grundflächen geteilt durch die Summe aller Anlagenleistungen. Die Kenngrößen stellen also immer ein gewichtetes Mittel dar. Das reflektiert zum einen die Wahrnehmung (Eigenschaften einer großen Anlage werden als prägender erlebt als die Ei-genschaften einer einzelnen kleinen Anlage), zum anderen gewährleistet es den unmittelba-ren Bezug der Tabelleneinträge zueinander. Außerdem wird so die Marktsituation für be-stimmte Technikvarianten entsprechend dem Umfang abgebildet.

Dort, wo aus den Einzelkennwerten aller Anlagen ein einfacher arithmetischer Mittelwert über die Anzahl aller Anlagen gebildet wird, ist dies ausdrücklich vermerkt.

3.2 Systemtechnik – Entwicklung Bestand 2001 bis 2006

3.2.1 Gründung und Unterkonstruktion

Die Unterkonstruktionen bestehen heute ganz überwiegend vollständig aus Metall (Anteil bezogen auf die Nennleistung über 85 %). Anlagen mit Unterkonstruktion und Gründung ausschließlich aus Holz stellen knapp 10%. Rund 5 % aller Anlagen verwenden Holzanteile. Ein überwiegend in Bayern aktiver Projektierer (Beck Energy) verwendet z. B. als Standard-Tragkonstruktion eine Zusammenstellung aus Leimbindern in schwerer Industriequalität mit Gründungsprofilen und Modulhalteprofilen aus Metall.


31.7.2007 23


Die Unterkonstruktionen aus Holz stellten in den ersten Jahren einen deutlich höheren Anteil und betrafen Anlagen mit hoher Außenwirkung. So sind in 2003 und 2004 einige sehr große und bekannte Anlagen (z. B. Hemau, Markstetten, Sonnen, Leipziger Land, Deponie Söch-tenau) mit Unterkonstruktionen und teilweise auch mit Rammpfählen aus Holz ausgeführt worden.

Auch in 2006 ist erneut ein großes, publikumswirksames Projekt (Solarpark Passauer Land, 3,2 MWp) mit Gründung auf Holzpfählen und einer vollständigen Unterkonstruktion aus Holz errichtet worden (Abb. 3-1). Die Rammpfähle sind aus Robinienholz, für die anderen Teile der Unterkonstruktion werden auch andere Holzarten verwendet. Die rahmenlosen Module (Zelltyp CdTe) werden auf Holzrahmen geklebt, so dass in der Modulebene keine Konstruk-tionsteile aus Metall zum Einsatz kommen (Metallverbindungen müssten aus Blitzschutz-gründen geerdet werden). Es handelt sich um eine einachsig nachgeführte Anlage, bei der auch die Nachführachsen in Holz ausgeführt sind. Der Projektierer (Nordstrom/ BGZ), der 2004 bereits das in Holz ausgeführte Projekt Höslwang initiierte, plant weitere Freiflächenan-lagen in Holzausführung.

Abb. 3-1: Unterkonstruktion aus Holz Anlage Passauer Land (Quelle: Photovoltaik Zankl)

Bei der Gründung für Anlagen mit fester Modulorientierung hat sich die Verankerung über Rammprofile (Abb. 3-4) und Erddübel weitgehend durchgesetzt. Nur noch in den Fällen, in denen sich eine Rammlösung verbietet (Rammhindernisse, felsiger Untergrund, wasser-schutzrechtliche Auflagen, Untergrund mit problematischen Altlasten), wird eine schwim-mende Gründung über Betonschwellen angewandt.


31.7.2007 24


Abb. 3-2: Schwimmende Gründung auf Streifenfundamenten aus Beton (Deponie Neu-Wulmstorf bei Hamburg). Diese Gründung wird auf Böden eingesetzt, bei denen ei-ne Durchdringung mit Rammpfählen oder Erddübeln nicht gewünscht wird oder nicht zulässig ist (Quelle: Sunenergy GmbH/ Blaupause)

Als Vorteile der Verankerung über Rammprofile bzw. Erdanker werden die niedrigeren Kos-ten, die äußerst geringe Bodenversiegelung sowie der einfache Rückbau gesehen. Alle we-sentlichen Weiterentwicklungen für Unterkonstruktionen der vergangenen Jahre beziehen sich auf Lösungen mit Rammprofilen.

Die Weiterentwicklung kostengünstiger und montagefreundlicher Unterkonstruktionen geht vor allem von Anbietern bzw. Systemintegratoren aus, die Module auf Basis von Dünn-schichtzellen verbauen. Da Dünnschichtmodule eine größere spezifische Fläche pro kWp aufweisen, bilden hier die flächenbezogenen Kosten der Unterkonstruktion einen größeren Anteil an den Gesamtkosten, und entsprechend werden attraktive Potentiale gesehen, die Gesamtkosten deutlich senken zu können. Hier hat der Kostendruck des Modulmarkts in 2005 / 2006 kräftige Entwicklungsimpulse gesetzt.

Die aktuellen Entwicklungen zu den Unterkonstruktionen mit Rammprofilen sehen meist die Halterung (als Gelenk-Halterung) einer frei stehenden Modul-Tragschiene am Ende des Rammprofils mit einem Stützbalken für den unteren Bereich der Tragschiene vor. Über die Befestigungshöhe des Stützbalkens am Rammprofil kann die Neigung der Module sehr ein-fach eingestellt werden (Abb. 3-3). Die Größe des einzelnen Modultischs liegt für diese Kon-struktionsart typisch bei rund 40 m².


31.7.2007 25


Abb. 3-3: Unterkonstruktion für CdTe-Module (Quelle: juwi solar)

Abb. 3-4: Rammpfähle Unterkonstruktion für Solarpark Rote Jahne bei Leipzig (2006; Quelle: juwi solar)

Der verstärkte Einsatz solcher optimierter Rammprofile setzt die Kontrolle der Rammpositio-nen und der Endhöhe des Rammprofils durch professionelle Vermessungstechnik voraus. Waren es in 2004 nur einzelne große Projekte, die moderne Lasermesstechnik für Vermes-sungsaufgaben einsetzten, ist heute die Durchführung eines größeren Freiflächenprojektes ohne professionelle Vermessung undenkbar.

Abb. 3-5: Gestelle und Modulträger System Phönix Solar (Anlage Laudenbach)


31.7.2007 26


Der Material- und Arbeitsaufwand für die wind- und sturmsichere Befestigung jedes einzel-nen Moduls an der Unterkonstruktion ist ein wesentlicher Kostenfaktor. Eine Freiflächenan-lage von 1 MWp enthält je nach verwendetem Zelltyp mehr als 5000 Zellen (kristallines Sili-zium) oder rund 15000 Einzelmodule (Dünnschichtzellen), d.h. auch kleine Einsparungen am Montageablauf sind relevant. Aus den Zahlen wird auch deutlich, dass der Anreiz, an dieser Stelle nach Einsparungen zu suchen, für die Anwender von Dünnschichtzellen noch größer ist. Die Standardisierung und Vereinfachung der Modulmontage ist in den vergangenen Jah-ren gerade von diesen Anwendern maßgeblich vorangetrieben worden.

Bei der Modulmontage sind die in 2004/2005 sehr stark verwendeten horizontalen Einlege-profile in 2006 weniger häufig verwendet worden. Ein wesentlicher Grund ist die nach den Erfahrungen der ersten Betriebsjahre in einigen Fällen sehr unbefriedigende Entwässerung der Profile. Stehende Feuchtigkeit mit den aufwachsenden Biofilmen kann aber auch bei gerahmten Modulen ein Risiko für die dicht schließende Verbindung zwischen Rückseitenfo-lie und Frontglas darstellen, d.h. zu den Zellen aufsteigende Feuchtigkeit zur Folge haben. Dadurch können Isolations- und Korrosionsprobleme entstehen, die langfristig Ertrag und Betriebssicherheit gefährden. In 2007 vorgestellte neuere Modelle von Einlegeprofilen sehen eine deutlich verbesserte Entwässerung vor. Es bleibt aber noch offen, wie sich die Marktan-teile für Einlegeprofilen und Klemmhalterungen in Zukunft entwickeln.

Für die Modulhalterung über Klemmen werden üblicherweise geschraubte Klemmen einge-setzt. In den vergangenen Jahren sind von den meisten Anbietern innovative Entwicklungen eingeführt worden, um diese Schraubmontage zu vereinfachen und zeitsparender zu gestal-ten. Ein großes Systemhaus (Juwi solar) hat nun angekündigt, in Zukunft die Schraubmonta-ge bei der Modulhalterung durch eine Clip-Montage zu ersetzen.

3.2.2 Unterirdische Verkabelung

In der Regel werden die Verbindungen zwischen den Modulgestellen und den Wechselrich-tern über im Erdreich verlegte Kabel hergestellt. Zu diesem Zweck müssen Kabelgräben gezogen werden. Die Verlegetiefe beträgt 60 cm, bei überfahrenen Flächen 80 cm. Oberhalb und unterhalb der Kabel wird mit 10 cm Sand verfüllt, so dass die Grabentiefe der Kabelgrä-ben bei 70 cm bzw. 90 cm liegt. Die Kabel werden in einer Ebene nebeneinander verlegt, der Abstand der Kabel und damit die Breite des Kabelgrabens ergeben sich aus der vorzuse-henden Strombelastbarkeit.

Je nach verwendeter Modultechnologie ist mit 300 bis 600 lfm/ MWp installierter Leistung zu rechnen1. Dabei ist allerdings der Zuschnitt der Aufstellfläche vielfach entscheidender als die Modultechnologie. So variieren bereits bei Modulen mit Waferzellen die spezifischen Längen


31.7.2007 27


der Kabelgräben von 340 lfm/ MWp (Anlage Geiseltalsee) bis zu 735 lfm/ MWp (Anlage Lub-min mit sehr langgstrecktem Grundstück entlang eines Kanals).

Aus Kostengründen wird bereits in der Planungsphase darauf geachtet, Länge und Breite der erforderlichen Kabelgräben möglichst gering zu halten. Oberirdische Verlegung ist bei mehreren Anlagen als Alternative durchgeplant worden, wurde aber wegen der erheblichen Mehrkosten in allen Fällen abgewiesen. Bei diesen Planungen wurde auch deutlich, dass oberirdische Verlegung zu einer erhöhten Bodenversiegelung führen kann.

Abb. 3-6 Beispiel für die Verlegung der Kabel im Kabelgraben. Die Kabel werden in einer Ebene auf Abstand geführt (Bauphase der Anlage Kiesgrube Steidele, Darrast, Bay-ern)

Beim Rückbau ist für die meisten Bodentypen damit zu rechnen, dass die Kabelgräben ge-öffnet werden müssen, um die Kabel aus dem Erdreich zu entfernen. Ein Belassen der Kabel im Erdreich ist wegen des hohen Gehalts an wertvollem Kupfer auch in Zukunft unwahr-scheinlich. Der gesamte Aufwand für das Aufgraben, für die Demontage und das Entnehmen der Kabel, das Verfüllen der Kabelgräben und das Wiederherstellen einer standortgerecht

1 Vortrag M. Bächler, 21. Nationales Symposium Photovoltaische Solarenergie, Staffelstein 2006.


31.7.2007 28


bewachsenen Oberfläche liegt heute vorsichtig geschätzt mindestens 10 % niedriger als der Erlös für den Kabelschrott (Kosten vom Sommer 2005)2.

Verlegehilfen, die ermöglichen würden, die Kabel auch nach mehr als 20 Jahren ohne Auf-graben aus dem Boden zu ziehen, müssten nach derzeitigem Stand der Technik sehr auf-wändig sein und werden daher bislang nicht eingesetzt. So lange wie der Mehraufwand für eine standort- und landschaftsgerechte Renaturierung der wieder geöffneten Kabelgräben vom Erlös des Kabelschrotts getragen wird, besteht auch kein Kostendruck, entsprechende Verlegehilfen zu entwickeln.

3.2.3 Mögliche Baugrund-Beeinträchtigungen bzw. -Veränderungen

Bei Verankerungen mit Rammpfählen ist bei größeren Rammtiefen ein üblicher 20-Tonnen-Bagger als Rammwerkzeug erforderlich, der das Gelände befährt. Bei kleineren Rammtiefen und geeigneten Böden können sehr kleine geländeschonende Rammfahrzeuge zum Einsatz kommen. Ob Fahrzeuge und Werkzeuge für Schraubdübel geländeschonender einzusetzen sind, kann angesichts der geringen Zahl bislang durchgeführter Projekte noch nicht ab-schließend bewertet werden.

Kabelgräben (Tiefe 0,6 m bis 0,8 m) stellen im Allgemeinen weder bei Aushub noch bei La-gerung des Aushubs ein Problem dar. Bei Bedarf kann mindestens der obere Abschnitt wie-der mit dem ausgehobenen Oberboden verfüllt werden.

Wechselrichter- und Transformatorstation müssen in den Boden eingesenkt angeordnet werden, da sonst kein ordnungsgemäßes Einführen der Erdkabel in die Station möglich ist. Die Grundfläche dieser Stationen stellt naturgemäß eine versiegelte Fläche dar. Je nach Bodentyp kann eine Drainage rund um die Betonstation bzw. das Fundament einer Schalt-kastenanlage erforderlich werden.

Die Stationen bzw. Schaltkästen selbst entsprechen Standards der Netzversorger und wei-sen in der Regel alle erforderlichen Zertifikate nach Wasserhaushaltsgesetz auf (z. B. leck-dichte Ölauffanggrube unter Transformator). Eine Beeinflussung des Wasserhaushalts der Freifläche kann also auch bei Betriebsstörungen bzw. Leckagen innerhalb der Station aus-geschlossen werden.

Soweit das Erdreich der Freifläche bewegt werden darf, wird bei größeren Anlagen zuneh-mend eine Geländeformung durchgeführt, die eine hydrologisch optimierte Verteilung/ Abfüh-

2 Gutachterliche Stellungnahmen zu Rückbaukosten für zwei Anlagen in Bayern, Solar Engineering GmbH, Mai 2005


31.7.2007 29


rung des Niederschlagswassers sicherstellen soll. Durch den Wasserablauf von den Modu-len wird das Niederschlagswasser anders verteilt. Entlang der Unterkante größerer Modulti-sche können sich durch den dort konzentrierten Ablauf von Niederschlägen Erosionsgräben ausbilden. Zunehmen werden dafür bereits vorausschauend geeignete Versickerungsmulden entlang der Abtropfkante geplant und ausgebildet. Auf Grund des vorübergehenden Wasser-staus in der Mulde kann sich dort ein eigenes Biotop ausbilden, das möglicherweise für den Standort neuartig ist.

3.2.4 Umzäunung

Bei allen Anlagen wird von den Versicherern ein mindestens 2 m hoher Zaun mit Alarmanla-ge und Überwachungseinrichtungen gefordert. Zäune mit Kleintierdurchschlupf sind inzwi-schen Standard. Von der Zaunpflicht ausgenommen sind nur Anlagen, bei denen die Module nicht aus der Verankerung gelöst werden können, ohne dabei zerstört zu werden (z. B. Fest-kleben der Module an Rahmen wie in Erlasee) oder Anlagen, die sich auf einem bewachten bzw. gesicherten Betriebsgelände (z. B. Kraftwerks- oder Zwischenlagergelände) befinden.

Vor allem bei Anlagen in Reihenaufstellung stellt jeder Zaun ein Verschattungshindernis dar und muss einen entsprechenden Abstand zu den Modulen einhalten. Dadurch vergrößert sich die benötigte Fläche.


31.7.2007 30


3.2.5 Logistik Bau

Vor allem für die Anlagen mit Modulen auf Basis von Dünnschichttechnik, deren Systemkos-ten stark von den flächenbezogenen Kostenanteilen bestimmt werden, wird von sehr großen Fortschritten bei der Logistik der Montage berichtet. Juwi Solar gibt an, in den vergangenen zwei Jahren die Installationszeit von früher 3 Monaten je MWp auf heute 3 Wochen je MWp verringert zu haben. Es wird betont, dass dies eine Optimierung sei, die durch die sehr gro-ßen Anlagen erst möglich geworden sei. Eine „Installation wie am Fließband“ habe sich erst für die großen Anlagen entwickeln lassen.3

Abb. 3-7: Baufläche mit teilweise fertig abgebauten Modultischen (Rote Jahne 2006); Quelle:

juwi solar

3.3 Nachgeführte Anlagen

3.3.1 Nachführvarianten Übersicht

3.3.1.1 Einachsig horizontal

Die Drehachse in der Ebene des Modultischs liegt horizontal in N-S-Richtung. Die Steuerung der Drehachse minimiert den Einfallswinkel der Direktstrahlung. Wenn es dadurch zu gegen-seitiger Verschattung der Modultische kommt, fährt die Steuerung auf die unverschattete Position zurück, um den Anteil der Diffusstrahlung zu erhöhen (sogenanntes „Back-Tracking“). Das Back-Tracking ist eine wirkungsvolle Maßnahme, um die Abnahme der Er-träge bei besserer Flächenausnutzung klein zu halten. Üblicherweise ist die Auslenkung der Drehachse aus praktischen Gründen (Montagehöhe) auf ± 45° beschränkt, was zu einer ge-ringfügigen Minderung der verfügbaren Einstrahlung führt.

3 Lars Falck (juwi solar): Präsentation Landesbank Sachsen, 30.11.2006


31.7.2007 31


Die Nachführbewegung folgt dem Tageslauf der Sonne und dreht den gesamten Modultisch von Ost nach West. Beim Tageshöchststand der Sonne („solar noon“) steht der Modultisch horizontal. Die Modultische sind lange, schmale Einheiten, die Drehachse liegt bis ca. 1 m über Gelände. Die Einheiten werden ähnlich wie ein Tisch mit Verankerungsfüßen aufge-stellt, die über Rammprofile oder Erddübel verankert sind. Da mit einem einzigen Antrieb eine lange Einheit angesteuert werden kann und die Antriebe alle am selben Ende des Felds in räumlicher Nähe zueinander angeordnet werden könne, ist der zusätzliche Verkabelungs-aufwand für den Antriebsstrom und die Datenleitungen vergleichsweise klein.

Abb. 3-8: Einachsig horizontal nachgeführte Anlage (Solarpark Bavaria, Standort Mühlhau-

sen; Quelle: K&S Projekte)

Das System wird in Europa überwiegend durch die amerikanische Firma Powerlight, Berke-ley, Kalifornien vertrieben. In Deutschland ist es bereits 2004 in großem Maßstab im Solar-park „Bavaria“ (10,1 MWp; Abb. 3-9) installiert worden, 2005/2006 mit weiteren 3 MWp an weiteren bayerischen Standorten.

3.3.1.2 Einachsig „horizontal“ geländeparallel

Eine spezielle Variante der einachsigen horizontalen Nachführung stellt das von der Firma David-Solar4 entwickelte und vertriebene System dar, das in 2006 erstmals beim Projekt „Passauer Land“ zum Einsatz kam (Abb. 3-9). Hierbei verläuft die horizontale Drehachse geländeparallel, d.h. dem Anstieg bzw. Gefälle des Geländes folgend. Zudem ist die Dreh-achse nicht zwingend nach Süden ausgerichtet, sondern passt sich auch in der Azimutaus-richtung den vorherrschenden Geländelinien an.

4 Firma David-Solar in Nafels/ CH, www.davidsolar.ch


31.7.2007 32


Abb. 3-9: Einachsig horizontal geländeparallele Nachführung Typ David Solar. Die Module

drehen um die in N-S-Richtung verlaufende Achse. Teilanlage Neureichenau (894 kWp) des Solarparks Passauer Land (Quelle: www.davidsolar.ch)

3.3.1.3 Einachsig geneigt (einachsig „polar“)5

Die Drehachse in der Ebene der Module liegt in N-S-Richtung und hat eine feste Neigung gegen die Horizontale (in Deutschland meist 30°). Die Steuerung der Drehachse minimiert den Einfallswinkel der Direktstrahlung. Auch hier kann durch das sogenannte „Backtracking“ die Abnahme der Einstrahlung bei besserer Flächenausnutzung verringert werden. Der Drehwinkel ist üblicherweise ebenfalls auf ± 45° beschränkt.

Die Aufstellung erfolgt häufig an einem Masten, der z. B. mit einem Erddübel im Erdreich verankert sein kann oder auf einem Betonfundament. In 2006 wurden auch bodennahe Auf-stellvarianten dieser Nachführung entwickelt6.

Diese Nachführvariante wird in Deutschland von der Firma Lorentz unter dem Namen „eta-Tracker“ angeboten und aktuell von verschiedenen Systemintegratoren weiterentwickelt. Die aktuelle Modultischgröße des „eta-Trackers“ kann mit einer Modulleistung von bis zu 2,4 kWp bestückt werden. Ziel der Weiterentwicklungen ist eine Installationsleistung von bis zu 4 kWp pro Mast.

5 Die Bezeichnung „polar“ bezieht sich im strengen Sinn auf eine Anordnung, bei der die Neigung der Drehachse dem örtlichen Breitengrad entspricht, die Drehachse also parallel verläuft mit einer Verbindungslinie der Erdpole. Im allgemeinen Sprach-gebrauch wird vielfach für jede Art der Achsenneigung der Begriff einachsig polar verwendet.

6 Bezeichnung „Sunax“, Beispiele bei www.pv-systemtechnik.de


31.7.2007 33


Abb. 3-10: Einachsig geneigte Nachführung. Beispiel System Lorentz eta-tracker 1500 und

ausgeführte Anlage am Standort Oberrüsselbach bei Nürnberg (Quelle: Lorentz)

Die Gesamthöhe der Installation ist mit 5,55 m ungewöhnlich hoch im Vergleich mit üblichen Freiflächenanlagen. Steuerung der einzelnen Tracker im Feld erfolgt synchron über Datenlei-tungen zu jedem Tracker. Diese Datenleitungen und die Notwendigkeit, jedem einzelnen Tracker eine eigene Fremdstromversorgung für den Drehmotor zuzuführen, erhöhen Auf-wand und Kosten für die Verkabelung.

Eine erste größere Freiflächen-Installation des eta-Trackers ist 2006 am Standort Markt I-gensdorf-Oberrüsselbach mit 1,7 MWp auf 750 Masten (2,27 kWp pro Einheit) erfolgt (Abb. 3-10).

Eigene Entwicklungen zur selben Nachführart sind ebenfalls 2006 bei Solarparks in Schles-wig-Holstein eingesetzt worden (Solarpark Rodenäs, Solarpark Bredstedt). Die Entwick-lungsvariante der bodennahen Installationen wurde in Süddeutschland installiert, und zwar meist in kleineren Einheiten (150 kWp bis 750 kWp).

Abb. 3-11: Bodennahe Montagevarian-te der einachsigen Nachführung (Quel-le: PV-EIWA Systemtechnik GmbH)


31.7.2007 34


3.3.1.4 Einachsig azimutal

Die Drehachse steht senkrecht, der Modultisch hat eine feste Neigung gegen die Horizontale und wird von der Drehachse azimutal nachgeführt. Die Steuerung der Drehachse minimiert den Einfallswinkel der Direktstrahlung. „Backtracking“ kann hier zwar auch angewendet wer-den, hat aber – wegen der festen Neigung – weniger Wirkung.

Für diese Nachführart wurde beispielsweise das System „Suncarrier“ entwickelt, hauptsäch-lich mit Blick auf den Markt in Südeuropa. Dieses System stellt mit 250 m² Modultragfläche (Breite 22,3 m, Höhe 11,2 m) eine sehr große Einheit dar, auf der je nach Modultyp bis zu 41 kWp installiert werden können. Gründung erfolgt auf einem versenkten Ringfundament mit 12 m Durchmesser. Der Suncarrier bewegt sich über ein Fahrgestell, bestehend aus vier Radsätzen und ein Rundlauf-Schienensystem mit einem Durchmesser von 12m um die ei-gene vertikale Achse mit Zentrallager. Die Steuerung der Drehbewegung erfolgt über eine speicherprogrammierbare Steuerung, die Signale einer Funkuhr verarbeitet.

Das System wird mit 30° Neigung angeboten und erreicht dann eine Höhe von 6,40 m über Freiflächengrund. Diese Neigung stellt eine Optimierung für den Mittelmeerraum dar, für Deutschland (Beispiel Standort Würzburg; Abb. 3-12) liegt die optimale Neigung bei 50°. Diese Neigung würde die Einstrahlung um 4% verbessern, aber die Bauhöhe bei Anwen-dung auf rund 9,40 m erhöhen.


31.7.2007 35


Abb. 3-12: Rückansicht des einachsig-azimutalen Nachführsystems „Suncarrier“ (Zeichnung

oben) und Demonstrationsanlagen am Standort Würzburg (Quelle: a&f Stahl- und Ma-schinenbau GmbH)

Die Konstruktion und die beweglichen Teile sind in Anlehnung an Konstruktionen aus dem Kranbau ausgesprochen robust ausgeführt mit dem Ziel, auch in Regionen mit hohem Sand-/ Staubanteil eine hohe Verfügbarkeit und geringen Wartungsaufwand zu gewährleisten.

Die große Einheit in dieser robusten Ausführung hat ein hohes Eigengewicht von rund 10 Tonnen. Vor Ort wird zunächst die Grube für das Ringfundament gebaggert, danach das Ringfundament vor Ort gegossen und darauf die Schienenführung sowie der Modultragkon-struktion verankert. Die Baustelle muss zugänglich sein für eine Anfahrt mit Schwerlasttrans-portern von rund 30 Tonnen.

Eine andere Variante der azimutalen Nachführung ist das sogenannte „s:wheel™“7. Auf ei-nem Tragring von 26 m Durchmesser sind Modulreihen fest angestellt montiert. Die Module (insgesamt bis zu 36 kWp) werden einreihig im Querformat montiert, um bei einer geringen Bauhöhe (1.80 m über Boden) zu bleiben.

7 s:wheel wird entwickelt und vertrieben von RWenergy GmbH, www.raedlinger.com


31.7.2007 36


Abb. 3-13: Azimutale Nachführung s:wheel, Konstruktionsskizze (links) und Pilotanlage (Quelle: RWEnergy GmbH)

Die Gründung erfolgt über 17 kleineren Schraubfundamente, die den Ring unterstützen und ein zentrales Fundament (ca. 8 m²) im Mittelpunkt. Mit dieser verteilten Anordnung der Fun-damente werden weniger als 15 % der Fläche unter dem Tragring versiegelt.

Diese geringe Bauhöhe und die Auflösung in mehrere Reihen wird als Vorteil bei der Be-messung gegen Windlasten gesehen. Das System ist ähnlich wie „Suncarrier“ für den Ein-satz bei höherem Sonnenstand, d.h. in den Mittelmeerländern optimiert. Für Anwendungen in Mitteleuropa wären größere Reihenabstände erforderlich.

3.3.1.5 Zweiachsig

Bei der zweiachsigen Nachführung wird Neigung und Ausrichtung des Moduls so gesteuert, dass der Einfallswinkel der Direktstrahlung immer 0° beträgt, d.h. die Senkrechte auf die Mo-dulebene weist immer zur Sonnenscheibe. Von dieser exakten Nachführung wird bei bewölk-tem Himmel teilweise abgewichen, um die Strahlungsausbeute an Diffusstrahlung zu verbes-sern. Dazu sind eine Vielzahl von Algorithmen entwickelt worden. In der praktischen Anwen-dung wird bisher als einzige Abweichung nur die Horizontalstellung bei völlig bedecktem Himmel angefahren – hauptsächlich, weil sie eine Schutzstellung gegen hohe Windge-schwindigkeiten darstellt8. Die dadurch erzielten realen Ertragssteigerungen sind aber sehr gering.

Die zweiachsige Nachführung wurde herkömmlich bei kleineren Modultischgrößen (typisch bis zu 20 m²) als sogenannter „Tracker“ (s. Abb. 3-14) bezeichnet und bei größeren Modulti-

8 Bei gleichmäßig bedecktem Himmel erhält das Modul in dieser Position auch das Maximum der Diffusstrahlung bzw. nachts das Maximum an Vorkühlung durch den kalten Zenit. Horizontalstellung bei Schneefall muss allerdings unbedingt vermieden werden, da sonst festfrierender Schnee den Ertrag auch noch an Folgetagen behindert. Bei Schneefall empfiehlt sich im Ge-genteil eine möglichst steile Anstellung.


31.7.2007 37


schen (bis zu 60 m²) als sogenannte „Mover“ (s. Abb. 3-15). Beim „Mover“ ist der Tragring für die azimutale Nachführung auf einen runden Betonsockel aufgesetzt.

Für Freiflächenanlagen wurde die zweiachsige Nachführung erstmals in 2002 eingesetzt (Solarpark Oberndorf). Die Technik war damals geprägt durch die Begrenzung der Tracker-einheiten auf 2 kWp bis 3 kWp. Durch die Einführung des Mover-Konzepts in 2005 (Fa. SO-LON, Standorte Erlasee und Borna, 12 MWp bzw. 3,4 MWp) mit großen Trägereinheiten (bis zu 9 kWp) hat diese Nachführvariante wichtige neue Impulse erhalten. In den Folgejahren wurden auch die kleineren Trageinheiten weiterentwickelt.

Die früher strenge Unterscheidung zwischen beiden Bauarten ist heute so nicht mehr zutref-fend, die Übergänge zwischen Mast- und Sockelmontage sind fließend. Nahezu alle Anbieter (z. B. Deger, Solartrak, Pairan, Solon) bieten inzwischen mehrere Bauformen und Größen an. Daneben gibt es von einigen Systemintegratoren (z. B. solarparc) auch projektspezifi-sche Eigenentwicklungen. Inzwischen erfolgt z. B. die Gründung auch größerer Nachführ-einheiten vielfach über Erdschraubanker, d.h. an der Trackerposition praktisch ohne Versie-gelung.

Abb. 3-14: Zweiachsig nachgeführte Anlage (Tracker) in Untergriesbach bei Passau (Quelle: PAIRAN)

Abb. 3-15: Zweiachsig nachgeführte Anlage (Mover) in Borna/ Sachsen. (Quelle: GEOSOL)


31.7.2007 38


Abb. 3-16: Wechsel von Betonfundamenten (Anlage Rotvorwerk, Sachsen) zu praktisch ver-siegelungsfreier Gründung mit Erdschraubanker (Anlage Salching, 2006) (Quelle: solarparc AG)

3.3.1.6 Typische Kennwerte

Für die Charakterisierung in der Anwendung sind drei Kenngrößen relevant:

a) Der Einstrahlungsgewinn gegenüber einer optimalen starren Orientierung (Süd, 30° geneigt) für eine freistehende Nachführeinheit.

b) Die Flächenbelegung, die sich aus der geplanten Aufstellung der Nachführeinheiten ergibt, ausgedrückt als sogenannter Flächennutzungsfaktor (FNF), dem Verhältnis von Modulfläche zu der (durch die Aufstellung belegten) Grundfläche. Anschaulicher ist der Kehrwert des FNF, der das Verhältnis von Grundfläche zu Modulfläche angibt. Dieser Wert gibt an, wie viel mal größer das Grundstück sein muss als die Modulflä-che.

c) Der (für die Stromerzeugung) nutzbare Anteil der Einstrahlung, d. h. die Einstrahlung, die sich unter Einrechnung der wechselseitigen Verschattung der Nachführeinheiten („Binnenverschattung“) ergibt, bezogen auf die Einstrahlung der freistehenden Einheit. Der Einfluss der Binnenverschattung kann durch geeignete Strangverschaltung und Back-Tracking (siehe 3.3.1.1) abgemindert werden. Die Binnenverschattung hängt nicht allein vom FNF ab, sondern auch von der Geometrie der verwendeten Nachführ-einheit.


31.7.2007 39


Der Mehrertrag ist in der Regel nicht gleich dem Einstrahlungsgewinn. Je nach Standort und System kann der auf die Einstrahlung bezogene Ertrag des PV-Systems (ausgedrückt durch den PR-Kennwert) unterschiedlich sein, d.h. der relative Mehrertrag an Solarstrom differiert um einige %-Punkte vom relativen Einstrahlungsgewinn9.

Welcher FNF – und damit welche Binnenverschattung – gewählt wird, ergibt sich aus wirt-schaftlichen Erwägungen am Standort. Zur groben Orientierung werden in Tab. 3-1 die wirt-schaftlich relevanten Bereiche angegeben.

Die angegebenen spezifischen Flächen sind Minimalwerte für die technischen Installationen (Module, Wechselrichter). Zusatzaufwand für Wege, ungünstiger Zuschnitt der Grundstücke oder installationsfreie Bereiche wegen Verschattung, Rammhindernissen u. ä. können die angegebenen Werte für die feste Modulausrichtung um bis zu 50 % erhöhen.

Tab. 3-1: Kennwerte Nachführvarianten

Nachführvariante maximaler Einstrah-lungsgewinn (frei-stehend) *

Wirtschaftlich relevanter Be-reich spezifischer Flächen [m²/kWp] +

Vergleichswert spezifische Fläche

realer Einstrahlungsge-winn in Feldaufstellung (Standort Deutschland) xx

Süd, 30° fest, Reihenaufstellung

Referenz freistehend 22 .. 28 1 Referenz Feld xx

1A horizontal 11 % 25 .. 35 1.0 .. 1.4 8 % .. 11 % 1A geneigt 30° 23 % 35.. 55 1.4 .. 2.2 16 % .. 23 % 1A azimutal 19 % (Neigung 30°)

24 % (Neigung 50°) 45 .. 55 1.8.. 2.2 12 % bis 18 % (30°)

17 % bis 23 % (50°) 2A 27 % 55 .. 90 2.2 .. 3.6 20 % .. 26 %

* Standort Würzburg

+ für Module mit Si-Waferzellen (7.6 m²/kWp), Abstände zur Umzäu-nung eingerechnet, Anlagengröße 1 MWp, für 1A-azimutal und 2A Anlagengrö-ße 10 MWp

xx Standort Würzburg, Refe-renz Feld mit nutzbarem Anteil von ca. 97 %

Der Flächennutzungsfaktor der einachsig horizontalen geländeparallelen Nachführung kann bei Steigungen im Gelände durch geschickte Anordnung der Trackerlinien höher gewählt werden, ohne dass zusätzliche Verschattungsverluste entstehen.

Es zeigt sich, dass – ausgenommen die Variante 1A-horizonzal – die benötigten Aufstellflä-chen deutlich stärker zunehmen als die Ertragsgewinne. Der Stromertrag pro m² Grundfläche ist also geringer, d.h. bei gleichen spezifischen Grundstückskosten ist der Anteil der Grund-stückskosten an den Gesamtkosten höher.

9 Siehe M. Egler, M. Mack und B. Decker: „Auslegung und Ertragsprognose nachgeführter PV-Anlagen“, Beitrag zu: Nationales Symposium Photovoltaik 2007, Kloster Banz


31.7.2007 40


3.3.2 Flächenbedarf erstellter Anlagen (Bestand 2001 bis 2006)

3.3.2.1 Anlagen mit feststehender Modulausrichtung als Referenz

Der Flächenbedarf im Anlagenbestand wurde aus dem Datensatz “Flächen“ (163 MWp, 117 Anlagen, siehe 3.1.1) ermittelt. Für knapp 90 % aller Einträge zum Zelltyp „Silizium-Wafer und feste Modulorientierung“ liegen Flächenangaben vor.

Zugrunde gelegt wird die technische Fläche, die für die Modulaufstellung vorgesehen ist, d.h. größere naturschutzrechtliche Kompensationsmaßnahmen (z. B. beim Projekt Leipziger Land rund 2 ha, beim Projekt Hofkirchen rund 5 ha), die innerhalb der Grundfläche liegen, bleiben unberücksichtigt. Diese Aufteilung gelingt bei kleineren Projekten nicht immer voll-ständig, was die angegebene Mittelwertschätzung aber nur gering verändern könnte.

Die mittlere spezifische Fläche für starr ausgerichtete Module in Wafertechnik liegt für den Bestand aus 2001 bis 2006 bei 29,6 m²/ kWp. Dieser Wert liegt nahe an der technisch erfor-derlichen spezifischen Fläche von rund 25 m²/ kWp10.

Die Verteilung über die Einzelanlagen (siehe Abb. 3-17) zeigt , dass nur wenige Anlagen von diesem Mittelwert stark abweichen. Bei den Anlagen mit kleiner spezifischer Fläche handelt es sich durchweg um Anlagen auf Deponien. Dort können auf Grund des Gefälles der Auf-stellfläche die Modulreihen enger gestellt werden, ohne sich gegenseitig zu verschatten (z. B. Projekt Nentzelsrode/ Harz 15 m²/ kWp, Projekt Atzenhof/ Fürth 17 m²/ kWp). Die kleinste spezifische Fläche liegt auf einem Lärmschutzwall vor (12 m²/ kWp, Projekt Meerane II). Die größten spezifischen Flächen für feststehende Module mit Si-Wafer-Technik sind bei Kon-versionsflächen aus militärischer Nutzung (z. B. Projekt Hemau) oder Konversionsflächen der Energiewirtschaft (z. B. Projekt Geiseltalsee) zu finden. Der Flächenmehraufwand kommt fast immer dadurch zustande, dass Abstände von bestehendem Bewuchs einzuhalten sind, die größer sind als die Reihenabstände.

3.3.2.2 Spezifische Fläche nachgeführter Anlagen (Bestand 2001 bis 2006)

Die Ermittlung der technischen Aufstellfläche ist bei den nachgeführten Anlagen schwieriger. Bei vielen Anlagen kann nur die Grundfläche einschließlich Kompensationsflächen innerhalb des Grundstücks (z. B. ein umlaufender Grundstücksstreifen zur Begrünung des Zauns) an-gegeben werden. Dadurch wird die rein technische Fläche bei einigen Anlagen um bis zu ein

10 Die Mittelung über alle deutschen Standorte vernachlässigt die unterschiedlichen Verschattungsbedingungen in Nord-deutschland und Süddeutschland.


31.7.2007 41


Drittel überschätzt11, und die Flächenverhältnisse werden etwas ungünstiger abgebildet als zutreffend.

Insgesamt liegen die nachgeführten Anlagen bei mittleren bis höheren Flächennutzungsfak-toren und innerhalb der im Abschnitt 3.3.1.6 genannten Intervalle (siehe Tab. 3-1, Abb. 3-17).

Die Variante der geländeparallelen Nachführung 1A-hor ist mit dem Zelltyp CdTe ausgeführt und daher nicht direkt vergleichbar. Die spezifische Fläche dieser Anlagen („Passauer Land“) beträgt rund 37 m²/kWp und ist damit – speziell für eine CdTe-Installation – sehr niedrig. Dies weist auf eine flächensparende Ausnutzung des Terrains hin.

Bei nachgeführten Anlagen sind die angegebenen spezifischen Flächen Mittelwerte aus ei-nem großen Bereich. Auffällig sind hier insbesondere die sehr großen spezifischen Flächen (> 100 m²/ kWp), die von wenigen Anlagen aus 2006 stammen. Insgesamt muss die spezifi-sche Fläche für zweiachsig nachgeführte Anlagen gegenüber früheren Berichten deutlich nach oben korrigiert werden und ist mit 75 m²/ kWp nahezu dreimal so groß wie die spezifi-sche Fläche für die Reihenaufstellung.

Tab. 3-2: Mittlere spezifische Flächen der Aufstellvarianten (Bestand FFA 2001 bis 2006)

spezif. Grundfläche

A_gr [m² / kWp] spezif. ModulflächeA_mod [m² / kWp]

FNF-Wert = A_mod/A_gr

FNF-1

= A_gr/A_mod Si Wafer nicht nachgeführt

29,55 0,26 3,9

Si Wafer 1A horizontal

38,28 0,20 5,0

Si Wafer 1A geneigt

57,08 0,13 7,5

Si Wafer 2A

75,38

7,6

0,10 9,9

CdTe 1A hor-terr 36,64

FNF: Flächennutzungsfaktor, A_mod: Modulfläche, A_gr: Grundfläche.

Der FNF-Wert ist das Verhältnis aus Modulfläche zu Grundfläche. Unmittelbar anschaulicher ist der Kehrwert (FNF-1), der angibt, wie viel mal größer die Grundfläche ist als die Modulfläche.

Für die Nachführvariante 1A-hor-terr sind die einfachen Beziehungen zur Ermittlung FNF nicht nutzbar.

11 siehe z.B. Statement K&S Unternehmensgruppe zur Anlage in Sinning: “Ein Drittel Fläche Module, ein Drittel Abstand um Verschattung zu vermeiden, ein Drittel Grünausgleich“ (Wirtschaft 10 plus 04, Mai 2005)


31.7.2007 42


0

2

4

6

8

10

12

15 20 25 30 35 40 45 50 60 70 80 90 100 125 150spezifische Fläche Einzelanlage [m²/ kWp], obere Grenze Merkmalsklasse

Anz

ahl A

nlag

en

fest 1A-hor 1A-hor-terr 1A-geneigt 2A

Abb. 3-17: Häufigkeitsverteilung der spezifischen Flächen für feste Modulorientierung und nachgeführte Varianten, Anlagenbestand 2006. (Alle Anlagen Modultyp Si kristallin, außer Variante 1A-hor-terr (Modultyp CdTe))

Ebenfalls auffällig ist die große Streuung der Anlagen mit einachsig geneigter Nachführung. Die spezifische Fläche von Anlagen mit fester Modulorientierung streuen deutlich weniger (siehe Abb. 3-17).

3.3.2.3 Zubau und Bestandsentwicklung nachgeführter Anlagen (2001 bis 2006)

Die Entwicklung des jährlichen Zubaus ist uneinheitlich, da in einzelnen Jahren teilweise sehr große Anlagen bestimmter Varianten zugebaut wurden. Nach einzelnen zweiachsig nachgeführten Anlagen in 2002 (z. B. Solarpark Oberndorf, 100 kWp) wurde 2004 mit dem Solarpark Bavaria (10,1 MWp, 1A-horizontal) eine sehr große Anlage errichtet. Es folgten seit 2005/2006 die Installation der zweiachsigen Nachführung im großen Maßstab (Standorte Erlasee und Borna mit zusammen 15,4 MWp) und die Fortführung der einachsig nachgeführ-ten Anlagen (1A-horizontal, Standorte Sinning und Röckersbühl, zusammen 3 MWp). 1A-geneigt ist erst in 2006 in Erscheinung getreten mit den Standorten Oberrüsselsbach bei Nürnberg (1,7 MWp), Rodenäs und Bredstedt (beide Schleswig-Holstein, gesamt 2,5 MWp). Die Inbetriebnahme einer azimutalen Nachführung (Typ „Suncarrier“/ „Sundriver“) war für


31.7.2007 43


Ende 2006 vorgesehen (Solarpark Berglar), musste aber wegen baurechtlicher Einschrän-kungen des Standorts verschoben werden12.

0%20%40%60%80%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Jahr Zubau

Ante

il an

Zub

au(N

ennl

eist

ung)

fest 2A 1A horizontal 1A-hor-terr 1A geneigt

Abb. 3-18: Anteile nachgeführter Anlagen am gesamten Zubau Freiflächenanlagen nach Nenn-leistung. Abkürzungen: 2A = zweiachsig nachgeführt, 1A = einachsig nachgeführt, 1A-hor-terr = einachsige horizontale Nachführung geländeparallel.

Alle bislang erstellten nachgeführten Anlagen sind mit Modulen auf Basis von Waferzellen (Modultyp „Si kristallin“) errichtet, bis auf ein einzelnes Projekt aus 2006 (einachsig gelände-parallel, Abkürzung „1A-hor-terr“, Projekt „Passauer Land“)

Der Anteil nachgeführter Anlagen war beim Zubau 2006 deutlich höher als in den vergange-nen Jahren, er beträgt 35 % der in 2006 zugebauten Nennleistung. Dies ist nur teilweise auf die sehr große Anlage mit zweiachsiger Nachführung (12 MWp) in Erlasee zurückzuführen. Auch die einachsigen Nachführungen haben stark beigetragen (12,4 % von Nennleistung gesamt 2006).

Im Bestand 2006 wächst der Anteil der nachgeführten Anlagen auf fast ein Viertel (24,1 %). Vergleicht man die Bestandsentwicklung über die Jahre, sind die nachgeführten Anlagen in 2005 genau so stark gewachsen wie das gesamte Marktsegment Freiflächen, in 2006 deut-lich stärker.

12 Die als Standort vorgesehene ehemalige Deponie war zwar bereits lange geschlossen, formal aber noch nicht stillgelegt worden. Der Weiterbau des Solarparks kann erst nach Abschluss des Stilllegungsverfahrens erfolgen. Siehe www.solarpark-berglar.de


31.7.2007 44


0%

20%

40%

60%

80%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Jahr Bestandsaufnahme

Ant

eil a

n B

esta

ndna

ch N

ennl

eist

ung

nachgeführt

nicht nachgeführt

Abb. 3-19: Bestandsentwicklung nachgeführte Anlagen nach Nennleistung

Der starke Zuwachs der nachgeführten Anlagen in 2006 führt in diesem Jahr zu einer deutli-chen Vergrößerung der spezifischen Fläche des Gesamtbestandes (Abb. 3-20). Die Darstel-lung einschließlich/ ohne nachgeführte Anlagen zeigt deutlich, dass der Flächenbedarf der nachgeführten Anlagen bei weitem der größte Einfluss für den Zuwachs der spezifischen Flächen in 2006 ist. Zu einem kleineren Teil trägt auch der verstärkte Einsatz von Dünn-schichttechnik mit ihrem leicht erhöhten Flächenbedarf bei.

0

10

20

30

40

50

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Jahr Zubau

spez

ifisc

he G

rund

fläch

e (m

²/kW

p)

ohne nachgeführte Anlagen

einschl. nachgeführte Anlagen

Abb. 3-20: Entwicklung der spezifischen Flächen 2001 bis 2006, betrachtet einschließlich der nachgeführten Anlagen und ohne nachgeführte Anlagen

Der Anteil der einachsig nachgeführten Anlagen ist im Anlagenbestand 2006 bereits gleich-auf mit den zweiachsig nachgeführten Anlagen (Abb. 3-21). Für 2007 ist nach den angekün-


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digten Planungen ein weiterer Zuwachs gegenüber der zweiachsigen Nachführung zu erwar-ten, insbesondere durch die Variante einachsig geneigt.

Abb. 3-21: Anteile (nach Nennleis-tung) der unterschiedlichen Nach-führvarianten am Gesamtbestand nachgeführter Anlagen 2006. Abkür-zungen wie in Abb. 3-22

Abb. 3-22: Anteile nachgeführte An-lagen nach Bundesländern im Be-stand 2006 (BY = Bayern, SN = Sach-sen, SH = Schleswig-Holstein, HE = Hessen).

Rund 82 % der installierten Leistung nachgeführter Anlagen liegt in Bay-ern (verglichen mit einem Nennleis-tungsanteil Bayern von rund 70 % für

alle Anlagen). Bayern weist also einen überproportional hohen Nennleistungsanteil nachge-führter Anlagen auf.

An zweiter Stelle steht Sachsen mit 9 % nachgeführte Anlagen (entspricht dem Nennleis-tungsanteil von Sachsen an gesamt). Schleswig_Holstein (6 % an Bestand nachgeführte, 2 % an Bestand gesamt) und Hessen (knapp 2 % an Bestand nachgeführte, 1 % an Bestand gesamt) haben – durch die Aktivitäten lokaler Betreiber – einen überproportionalen Anteil nachgeführter Anlagen. Die restlichen Anlagen (1% aller nachgeführten) liegen Baden-Württemberg und Sachsen-Anhalt.

3.3.3 Wahrnehmung und Akzeptanz nachgeführter Anlagen

3.3.3.1 Debatte im Kreis der Akteure

Nachgeführte Anlagen werden im Kreis der großen Projektierer und Systemanbieter durch-aus kontrovers diskutiert. Diejenigen Akteure, die mit innovativen Entwicklungen zu zweiach-sigen Nachführungen oder einachsig geneigten Nachführungen neue Freiflächenanlagen

1A horizontal

29%1A-hor-terr

7%1A geneigt

14%

2A50%

HE2%

SH6%SN

9%

BY82%


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errichten und sich darin durch die sehr große positive Resonanz aus den Mittelmeerländern bestärkt fühlen, sehen ein großes Wachstumspotential. Sie heben die rasche Folge von Wei-terentwicklungen und Innovationen der vergangenen Jahre hervor und sehen Freiflächen-standorte in Deutschland als sehr wichtig an – zum einen als „Schaufenster“ des verfügbaren Stands der Technik für den Verkauf nach Spanien, Portugal und Griechenland, zum ande-ren als Möglichkeit, die Systemleistung unter kontrollierten Bedingungen detailliert überprü-fen zu können.13

Dem wird von anderen entgegengehalten, dass der unbestrittene Mehrertrag, der an geeig-neten Standorten erzielt werden kann, in Deutschland durch zusätzliche Kosten völlig aufge-hoben werde. Tab. 3-3 zeigt eine Vergleichsrechnung von juwi solar, in der bezogen auf den EEG-Erlös eine Anlage mit fester Modulausrichtung mit einer nachgeführten Anlage verglei-chen wird. Der überschlägige Vergleich soll darstellen, dass im Vergleich von Mehrertrag und Mehrkosten für die Nachführung sich zwar ein scheinbarer Bruttovorteil einstellt, dieser aber durch Zusatzaufwand in den Betriebs-und Nebenkosten vollständig aufgezehrt wird.

Tab. 3-3: Kosten-Nutzen-Relation von Anlagen mit nachgeführter und fester Modulausrich-tung in Deutschland aus Sicht eines großen Projektierers (juwi solar, 2006 14)

Einschätzung juwi solar zu nachgeführten Anlagen zusätzliche Investitionskosten -14 % zusätzliche Grundstückskosten - 1%

zusätzliche Stromerlöse +22 % erhöhte Kosten Verkabelung, erhöhte Verluste elektrische Betriebsmittel - 1%

Bruttovorteil + 8 % zusätzlicher Wartungsaufwand - 2% verminderte Verfügbarkeit - 2% erhöhte Overheadkosten - 2% Nettovorteil = 0 %

Investoren und Kapitalgeber sehen vor allem den Wartungsaufwand, speziell bei zweiachsi-gen Nachführungen, als kritisch an. Aktuell ist bei einer Reihe von Fremd- und Eigenkapital-gebern eine überaus vorsichtige Einschätzung des Wartungsrisikos nachgeführter Anlagen auszumachen. In Einzelfällen sind von Fremdfinanzierern erhöhte jährliche Rücklagen für Wartungsaufwand/ verminderte Verfügbarkeit von bis zu 4 % der Investitionskosten verlangt worden.

Von den Anbietern der Nachführanlagen werden deutlich niedrigere Kosten genannt. Die Wartungskosten entstehen zum einen Teil aus Ersatz von Anlagenkomponenten mit Le-bensdauern von weniger als 20 Jahren (Batterien, Linearmotor etc.), zum anderen aus Per-sonalkosten für regelmäßige Wartungs- und Kontrollarbeiten. Für die zweiachsige Nachfüh-

13 siehe z. B. die entsprechenden Presseveröffentlichungen der Firmen Pairan, Deger, Solartrak, Suncarrier u.a. 14 Lars Falck (juwi solar): „Projektierung und Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen“, Präsentation bei Landesbank Sachsen, 30. 11. 2006


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rung, der die höchsten Wartungskosten zugeschrieben werden, geben Anbieter einen War-tungsaufwand – bezogen auf die Investkosten der eigentlichen Nachführeinheit – von bis zu 2,5 % p.a. an.15 Bezogen auf die Gesamtkosten der Anlage entsteht damit ein Zusatzauf-wand von weniger als 0,5 % p.a. Die Minderung der Verfügbarkeit der Anlage durch Still-standszeiten während der Wartungsarbeiten spielt nur bei nachgeführten Anlagen mit Zen-tralwechselrichtern eine Rolle. Ein Großteil der zweiachsig nachgeführten Anlagen ist aber mit Strangwechselrichtern ausgerüstet.

Inwieweit sich der Zubau der nachgeführten Anlagen in Deutschland weiter so fortsetzt, wird stark davon abhängen, in wie weit es den einschlägigen Anbietern gelingt, das Thema War-tungskosten sowie Verfügbarkeit nachgeführter Anlagen transparent und zuverlässig darzu-stellen.

3.3.3.2 Aspekte Genehmigung

Nachgeführte Anlagen haben einen gewissen Bedarf an Schmierstoffen zur Versorgung der Dreh-, Gleit- bzw. Wälzlager. Aus Kreisen von Gewässer- und Bodenschutz wird angeregt, im Zuge der Baugenehmigung gesondert zu prüfen, ob konstruktiv ausreichend Vorkehrun-gen getroffen werden, um ein Auswaschen oder einen anderen Eintrag von Schmierstoffen in den Boden zuverlässig für die gesamte Betriebsdauer zu verhindern.

Ergibt eine solche Prüfung Auflagen für die Durchführung der Wartung, müsste der Betreiber diese Auflagen in die Wartungsverträge übernehmen.

3.3.3.3 Akzeptanz nachgeführter Anlagen

Nachgeführte Anlagen haben einen erhöhten Flächenbedarf. Der derzeitige Anlagenbestand ist ganz überwiegend (knapp 90 % der Nennleistung) auf Flächen mit landwirtschaftlicher Vornutzung („Acker“) installiert. Dies allein hat aber bislang zu keinen weitergehenden Ak-zeptanzproblemen geführt.

Was aktuell (Beginn 2007) in Bayern Akzeptanzprobleme verursacht, ist die Endhöhe der nachgeführten Anlagen, insbesondere der mastgebundenen einachsig geneigten Nachfüh-rungen, die bis zu 6,30 m über Gelände-Oberkante beträgt. An einem vorgesehenen Stand-ort im Landkreis Regensburg (Gemeinde Sünching) wurde mit einer Unterschriftenaktion gegen die Entscheidung des Gemeinderats Einspruch erhoben. Der Gemeinderat hatte mehrheitlich entschieden, eine einachsig geneigt nachgeführte Anlage unter einer Reihe von Auflagen (die Bestandteil des städtebaulichen Vertrags werden sollten) auf der Gemeinde-

15 Mitteilung Fa. Solart-Trak GmbH, Lübeck (www.solar-trak.de)


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markung zu genehmigen16. Anfang März 2007 wurde ein Bürgerentscheid über diese Ge-nehmigung abgehalten, der zur Ablehnung führte.

Auch an einigen anderen Standorten ist die Bauhöhe der „Sonnensegel“, wie sie in den Me-dien bezeichnet werden, Thema für Ablehnung bzw. Änderung der Baupläne gewesen. Da-bei wird in den Medien für mastgebundene Anlagen auch die Assoziation zur „Versparge-lung“ durch Windenergieanlagen ins Spiel gebracht. Anlagen wie die klassischen Mover-Anlagen, bei denen in der Ansicht die größere Breite des Modultischs überwiegt, werden trotz vergleichbarer Endhöhe in der Wahrnehmung günstiger bewertet.

16 Mitteilungsblatt der Verwaltungsgemeinschaft Sünching Dezember 2006, Mitteilungen der Bürgerinitiative Sünching (www.bi-suenching.de )


31.7.2007 49


3.4 Komponenten von Freiflächenanlagen – allgemeine Eigenschaften

3.4.1 Module

3.4.1.1 Übersicht Dünnschichtmodule

Zellmaterialien für Dünnschichtmodule, die in Freiflächenanlagen eingesetzt werden, sind

• amorphes Silizium (a-Si) mit den Herstellern Kaneka (Japan) und Mitsubishi Heavy In-dustry (MHI, Japan) mit einem Flächenbedarf (Modulfläche) von 16 m² pro kWp (gegen-über 7 m² bis 8 m² pro kWp für Module mit Waferzellen)

• amorphes Silizium in der sogenannten Dreilagen-Technik („Triple Junction Cell“ des Her-stellers Unisolar-Ovonic, USA). Hier enthält die Zelle drei Schichten übereinander, deren Stromertrag jeweils für bestimmte Farben des Sonnen-Spektrums (blau, grün, rot) opti-miert ist. Der Flächenbedarf liegt ebenfalls bei rund 16 m² pro kWp.

• Cadmium-Tellurid (Hersteller First Solar, USA, und ANTEC, Deutschland) mit einem Flä-chenbedarf von 11 m² pro kWp (First Solar) bzw. 14,5 m² (ANTEC).

Module mit Zellen aus Kupfer-Indium-Diselenid (CIS) (Hersteller Würth Solar, Deutschland, mit 9 m² pro kWp und Shell Solar, USA, mit 11 m² pro kWp) spielen bei Freiflächenanlagen in Deutschland derzeit keine Rolle.

Der erhöhte Flächenbedarf der Dünnschichtmodule bei gleicher Nennleistung erfordert einen Mehraufwand an Unterkonstruktion.

Wesentliche Unterschiede zu den klassischen Modulen mit Waferzellen betreffen den Wir-kungsgrad bei geringer Bestrahlungsstärke („Schwachlichtverhalten“), die Änderung des Wirkungsgrads mit der Modultemperatur, die Systemverschaltung der Module auf der Gleichspannungsseite und die dynamische Betriebspunkt-Optimierung durch den Wechsel-richter.

3.4.1.2 Schwachlichtverhalten

Module werden entsprechend der Leistung, die sie bei einer Bestrahlungsstärke von 1000 W/m² und 25 °C erbringen (sogenannte „Standard Test Condition“, abgekürzt STC) bewertet. Der Wirkungsgrad von Photovoltaik-Modulen variiert aber mit der Bestrahlungs-stärke. Für die klassischen Module mit Waferzellen ist der Verlauf zwischen 500 W/m² und 1000 W/m² nahezu konstant und nimmt danach zu geringen Bestrahlungsstärken hin ab (bei


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200 W/m² rund 85 %, bei 100 W/m² etwa 75 % und bei 50 W/m² knapp 60 % des STC-Wirkungsgrads).

Bereits 2004 wurde darauf hingewiesen, dass sich das Schwachlichtverhalten von Modulen mit Waferzellen deutlich verbessern lässt, wenn ein bestimmter Zellkennwert (Shunt-Widerstand) einen Mindestwert einhält17. Nach überschlägigen Rechnungen sowie Abschät-zungen mit Stundenwerten kann ein jährlicher Mehrertrag aus dieser Optimierung von etwa 2% erwartet werden. Dabei ist der Effekt für norddeutsche Standorte wie Hannover bedingt durch die größere Häufigkeit von Schwachlichtsituationen stärker als für süddeutsche Stand-orte.

Vergleicht man Module mit Waferzellen der technischen Ausführung von vor 2003 mit heute marktüblichen Modultypen, scheinen Produktverbesserungen bereits in den vergangenen Jahren zu einem jährlichen Mehrertrag von rund 3% geführt zu haben. Neben dem besseren Schwachlichtverhalten spielt hier wohl auch eine genauere Einhaltung der Modulleistung eine Rolle.

Die Datenbasis zum Schwachlichtverhalten von Dünnschichtmodulen (Herstellerdaten und Vergleichsmessungen) ist ausgesprochen schmal. Aus früheren Untersuchungen18,19 ist be-kannt, dass einzelne Modultypen ein sehr gutes Schwachlichtverhalten aufweisen können und deshalb einen höheren spezifischen Jahresertrag (kWh/kWp) haben als Module mit Wa-ferzellen gleicher Nennleistung.

Ein solch gutes Schwachlichtverhalten zeigen insbesondere die amorphen Silicium-Module in „Triple-junction“-Technik der Firma Unisolar-Ovonics, die vergleichsweise am besten un-tersucht sind, jedoch in Freiflächenanlagen bislang nur in USA eingesetzt wurden (Anlage „Solarmine“ in Fellows, California). Hier steigt der Wirkungsgrad kontinuierlich mit abneh-mender Bestrahlungsstärke bis zu einem Maximalwert im Bereich um 150 W/m² von rund 20 % über dem STC-Wirkungsgrad an und fällt erst danach ab20. Dieses Verhalten bedeutet eigentlich eine Fehlanpassung des Photovoltaikmoduls bei hohen Einstrahlungen (zu hoher Serienwiderstand), führt jedoch bei Bezug des Ertrages auf den bei 1000W/m² ermittelten kWp-Wert zu einem relativen Vorteil (in kWh/kWp/a). Eine Bewertung der in Abb. 3-23 wie-dergegebenen Wirkungsgradkurve mit meteorologischen Stundenmittelwerten der Einstrah-lung ergibt daraus für Hannover rund 20 % jährlichen Mehrertrag, für Freiburg rund 19 %. Es

17 P. Grunow, S. Lust, D.Sauter, V. Hoffmann, C. Beneking, B. Litzenburger, L. Podlowski: „Weak Light Performance and An-nual Yields of PV Modules and Systems as a Result of the Basic Parameters of Industrial Solar Cells“, Proceedings 19th Euro-pean Photovoltaic Solar Conference, June 2004, Paris , France, p. 2190 - 2193 18 J. Eikelboom and M. Jansen: “Characterisation of PV-Modules of New Generation”, ECN-Report No. ECN-00-607, 2000 19 M. van Cleef, P. Lippens, J. Call: “Superior Energy Yields of Unisolar Triple Junction Thin Film Silicon Solar Cells compared to Crystalline Silicon Solar Cellls under Real Outdoor Conditions in Western Europe”, Proceedings 17th European Photovoltaic Solar Conference, October 2001, Munich, Germany 20 A. Gregg, R. Blieden, A. Chang, H. Ng: „Performance Analysis of Large Scale Amorphous Silicon Photovoltaic Power Sys-tems“, Proceedings 31st IEEE Photovoltaic Specialist Conference, January 2005, Lake Buena Vista, Florida, USA


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ist allerdings zu beachten, dass die Leistung dieser Modultechnologie generell schwer zu quantifizieren ist und die verwendete Referenzkurve auf einer begrenzten Datenbasis beruht. Deshalb wäre die genaue Erhebung der Erträge in zukünftig ausgeführten Freifeldanlagen von großer Bedeutung.

Für a-Si-Module Typ Kaneka und MHI liegen keine zugänglichen Herstellerdaten vor und die wenigen Vergleichsuntersuchungen liefern keine eindeutigen Hinweise auf ein besonderes Schwachlichtverhalten.

Für CdTe-Module liegen ausführliche Herstellerangaben von First Solar vor, die allerdings in sich nicht ganz widerspruchsfrei sind. Eine Bewertung mit Stundenmittelwerten ergibt rund 8 % jährlichen Mehrertrag, wieder mit einem etwas höheren Wert für Hannover als für Frei-burg. Der Hersteller ANTEC macht nur knappe Angaben, die ein Verhalten zwischen Uniso-lar und First Solar nahe legen.

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Bestrahlungsstärke (W/m²)

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Modul Waferzellen typisch Modul Waferzellen verbessertDünnschichtmodul CdTe FIRST SOLAR Dünnschichtmodul a-Si UNISOLAR

Abb. 3-23 Darstellung des relativen Wirkungsgrads bezogen auf den Wirkungsgrad bei 1000 W/m² für unterschiedliche Modultypen, entsprechend Herstellerangaben und Veröf-fentlichungen21,22

21 FIRST SOLAR, PD-5-420-65 („Light Response“), Herstellerangaben und Vergleichsmessungen UNISOLAR26-28 22 Beispiel Waferzellen typisch aus Datenbank PVSOL 2.5 (Valentin Energiesoftware, Berlin). Verläufe unterhalb 50 W/m² sind nach Daten PVSOL interpoliert. Beispiel Waferzellen verbessert aus Interpolation der Daten Grunow et al.


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3.4.1.3 Temperaturverhalten

Der Wirkungsgrad von Modulen nimmt mit steigender Temperatur ab. Die Veränderung wird als Veränderung für die Differenz der aktuellen Modultemperatur gegenüber den STC-Bedingungen (25°C Modultemperatur) angegeben. Für alle erwähnten Dünnschichtmodule ist die Abnahme mit steigender Temperatur nur halb so groß wie bei Modulen mit Waferzel-len23. Dies wird in Werbeaussagen deutlich nach vorne gestellt.

Messungen an laufenden Freiflächenanlagen weisen aber darauf hin, dass bei Freilandauf-stellung die Modultemperatur vergleichsweise niedrig bleibt, d.h. die Module sehr effizient gekühlt werden. Die Veränderungen des Jahresertrags durch den Temperaturgang des Wir-kungsgrades liegen dann für Module mit Waferzellen – wiederum nach Berechnungen mit Stundenmittelwerten Einstrahlung und Umgebungstemperatur für die Standorte Hannover und Freiburg – im Bereich von 1 % bis 2 %. Diese Ergebnisse sind insofern bemerkenswert, als man bislang von etwa dem doppelten Wert (entsprechend einer etwa 3 K höheren mittle-ren Modultemperatur) ausgegangen ist und sollten im weiteren Untersuchungsverlauf durch Messauswertungen an weiteren Anlagen erhärtet werden. Für Dünnschichtmodule ergibt sich deshalb durch das im Vergleich zu Modulen mit Waferzellen günstigere Temperaturver-halten weiterhin ein Vorteil, dieser fällt aber bei Freiflächenanlagen deutlich geringer aus als bei gebäudeintegrierten Anlagen.

3.4.1.4 Leistungsabnahme während des Betriebs

Dünnschichtmodule vom Typ a-Si zeigen eine Anfangsdegradation, d.h. eine Leistungsab-nahme während der Anfangszeit der Einstrahlung, die erheblich stärker ausgeprägt ist als bei Modulen mit Waferzellen (Abnahme von typisch 8,5 % auf 6,5 %). Die Hersteller berück-sichtigen diese Veränderung bei der Auslieferung, d.h. die verkaufte Leistung wird anhand des Wirkungsgrads nach Anfangsdegradation berechnet.

Dies hat – insbesondere bei Investoren und Kreditgebern – den Verdacht begründet, dass auch während der Betriebszeit der Wirkungsgrad weiter abnehmen könnte. Dazu trägt bei, dass sich bei bestimmten Dünnschichttypen der Wirkungsgrad tatsächlich periodisch ändert, d.h. in bestimmten Jahreszeiten abnimmt und dann wieder zunimmt. Einige Daten älterer a-Si Dünnschichtmodule (Stand Technik 1999) zeigen tatsächlich eine Abnahme von etwa 0,7 % jährlich an29.

Obwohl für neuere Modultypen diese Annahme nicht bestätigt wird, umfassen die Erfah-rungswerte nur wenige Jahre im Vergleich zu den Modulen mit Waferzellen, wo Erfahrungs-

23 Relative Veränderung der Leistung bei Waferzellen typisch 0.45%/ K, für Dünnschicht a-Si 0.2%/ K, für CdTe 0.2%/ K bis 0.25%/ K, Angaben nach Datenblatt Hersteller


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werte von über 20 Jahren vorliegen. Daher bleibt die Einschätzung zunächst weithin beste-hen, und trifft – mit dem Argument, dass der Erfahrungszeitraum sehr kurz sei – auch die Module vom Typ CdTe.

Die Leistungsabnahme für CdTe-Module vom Typ First Solar liegt nach Angaben des Her-stellers derzeit zwischen 0,5 % und 0,6 % jährlich.

3.4.1.5 Systemverschaltung Module

Die hier angesprochenen Dünnschichtmodule weisen eine höhere Betriebsspannung auf als Module mit Waferzellen. In diesem Fall kann nur eine geringere Anzahl von Modulen in Rei-he geschaltet werden. Bei den a-Si-Modulen Typ Kaneka und MHI ist zudem die maximal zulässige Spannung nur halb so groß wie bei den Modulen mit Waferzellen. Insgesamt ist die Modulanzahl pro kWp höher, und daher entsteht eine Verschaltung aus vielen kurzen Strängen, die parallel geschaltet werden. Dies führt einerseits zu einem höheren Verkabe-lungsaufwand und es wird ein höherer Aufwand für die (elektrische) Absicherung der Stränge erforderlich. Gleichzeitig verändert sich der optimale Betriebspunkt bei den erwähnten Dünn-schichtmodulen deutlich stärker mit der Einstrahlung. Daher muss die dynamische Betriebs-punktoptimierung („MPP-Tracking“) des Wechselrichters einen größeren Bereich umfassen. Bei handelsüblichen Zentralwechselrichtern ist der verfügbare MPP-Bereich vielfach zu klein.

Für die CdTe-Module sind die zulässigen Systemspannungen vergleichbar mit Modulen aus Waferzellen und die Modulanzahl pro kWp liegt näher an den Werten für Module mit Wafer-zellen. Daraus ergibt sich ein günstigeres Kosten-Nutzen-Verhältnis für die Systemverschal-tung. Ein vergleichbares Verhalten lassen CIS-Module erwarten.

3.4.1.6 Besonderheiten Wechselrichter Dünnschichtmodule

Auf Grund der Parallel-Schaltung vieler kurzer Stränge sind Zentralwechselrichter nicht ge-eignet bzw. deren Anpassung an die Verschaltung ist zu teuer. Dennoch wurde diese Konfi-guration bei der 1-MW-Dünnschichtzellen-Anlage in Buttenwiese realisiert.

Anlagen mit Dünnschichtmodulen werden daher in der Regel mit Strangwechselrichtern aus-gestattet. Das bietet zwar prinzipiell den Vorteil einer guten Betriebspunktoptimierung (die Betriebspunktoptimierung erfolgt für jeden Strang getrennt). Erfahrungsberichte von Betrei-bern zeigen aber hinsichtlich der Güte der Betriebspunktoptimierung ein widersprüchliches Bild, insbesondere für a-Si-Module. Die Angaben weisen darauf hin, dass die Auswahl ge-eigneter Wechselrichter für Dünnschichtmodule und die Abstimmung des Wechselrichters mit dem Kennnlinienverlauf der Module besonders sorgfältig und nach zusätzlichen Parame-tern erfolgen muss.

Der Einsatz trafoloser Wechselrichter (die bis zu 2 % höhere Wirkungsgrade haben als Wechselrichter mit Transformatoren) für die erwähnten Dünnschichtmodule wird derzeit kri-


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tisch betrachtet und ist in jedem Einzelfall zu prüfen.24 Hintergrund ist zum einen, dass bei der Verwendung von trafolosen Wechselrichtern an Modulen mit hoher elektrischer Kapazität ein Ableitstrom gegen Erde auftreten kann, der den Personenschutz beeinträchtigt. Diese Gefährdung sollen neue Wechselrichterschaltungen beseitigen25. Ein weiteres Problem mit trafolosen Wechselrichtern an Solargeneratoren mit Dünnschichtmodulen liegt darin, dass sich ein elektrisches Potential zwischen den innerhalb des Moduls liegenden Zelle(n) oder Zellverbindern und geerdetem Rahmen bzw. geerdeter Unterkonstruktion aufbauen kann. Bei einigen älteren Modultypen kam es dann – teilweise in Verbindung mit Feuchtigkeit, die in das Innere des Moduls eindrang – zu einer Korrosion der Zellen und in Folge zu Leis-tungsminderungen bis hin zum Totalausfall des Moduls. Die zuverlässige und dauerhafte Versiegelung der Modulkanten gegen eindringende Feuchte erhält daher bei allen Dünn-schichtmodulen eine besondere Aufmerksamkeit.

3.4.1.7 Zusammenfassende Bewertung Dünnschichtmodule

Das gute Schwachlichtverhalten der a-Si-Module Typ Unisolar und der CdTe-Module bietet Ertragsvorteile, die bislang eher unterschätzt sind. Das weithin propagierte gute Temperatur-verhalten spielt für Freiflächenanlagen in Deutschland nur eine untergeordnete Rolle.

Die höhere spezifische Modulfläche (m²/kWp) führt zu Mehrkosten in Unterkonstruktion und Verkabelung. Dies trifft Module vom Typ a-Si deutlich stärker als CdTe-Module.

Hinsichtlich der Systemverschaltung überwiegt zunächst der höhere Verschaltungsaufwand und das Misstrauen der Anwender, ob die Abstimmung der Komponenten so getroffen wer-den kann, dass ein sehr guter Wirkungsgrad des Wechselrichters gewährleistet ist.

Für a-Si vom Typ Kaneka bzw. Mitsubishi ist dieser Mehraufwand abgeschätzt worden26. Der Einsatz von Strangwechselrichtern lässt die Mehrkosten oberhalb einer Anlagengröße von 50 kWp bis 100 kWp stark ansteigen. Für den Stand der Modulpreise Mitte 2005 lagen die spezifischen Kosten (€/kWp) für a-Si Dünnschichtmodule im Mittel 20% bis 30 % unter den Kosten für Module mit Waferzellen. Den erhöhten Mehraufwand für Unterkonstruktion und elektrische Verschaltung eingerechnet, wird für den Bereich 20 kWp bis 70 kWp noch ein Kostenvorteil für a-Si Dünnschichtmodule von knapp 15 % gesehen, der wegen des im Ver-gleich zu Anlagen mit Wafermodulen teureren Wechselrichterkonzepts oberhalb 100 kWp stark abfällt und bei 1 MWp auf 4 % schrumpft.

24 H. Schmidt, B. Burger, K. Kiefer: „Welcher Wechselrichter für welche Modultechnologie?“ Berichtsband 21. Nationales Sym-posium Photovoltaische Solarenergie, Staffelstein, März 2006, p.220-225 25 z.B. Conergy Typ IPG 4000 und IPG 5000, siehe PHOTON, März 2006, p.118 26 M. Siller: “Anwendungserfahrungen mit a-Si-PV-Systemen“ in: Dünnschicht-Photovoltaikmodule, Seminarband OTTI-Seminar November 2005, Regenstauf, Deutschland, p. 117-130


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Zusammenfassend lässt sich daraus für die Chancen der Dünnschichtmodule bei Freiflä-chenanlagen ableiten:

• die größten Chancen für eine Marktdurchdringung weisen derzeit die CdTe-Module auf.

• bei den a-Si –Modulen haben die Module Typ Unisolar das größte Potential, den kWh-Preis auf der Ertragsseite zu senken. Durch die hohe zulässige Spannung ist der Auf-wand für die Systemverschaltung geringer als bei den anderen a-Si-Modulen. Der bishe-rige Marktanteil an Freiflächenanlagen ist aber verschwindend gering, Systemintegration in Freiflächenanlagen ist bisher nicht erkennbar.

• die anderen a-Si-Module scheinen technologisch weitgehend “ausgereizt”, d.h. das Marktwachstum wird begrenzt bleiben. Für Module vom Typ KANEKA ist die Systemin-tegration kontinuierlich weitergetrieben worden, bei den MHI-Modulen zeichnet sich seit 2005 ein Marktrückgang ab.

Der amerikanische Anbieter von CdTe-Modulen (First Solar) hat tatsächlich in 2006 seinen Marktanteil beträchtlich steigern können – einerseits in der Zahl der neu installierten Anlagen und andererseits über umfangreiche Rahmenverträge für die kommenden Jahre mit wesent-lichen Akteuren (z. B. Phönix Sonnenstrom, JuWi, Beck Energy, Gehrlicher Umweltschonen-de Systeme u.a.). Dazu hat möglicherweise auch die in 2005 veröffentlichte Rücknahmever-pflichtung der Module (in der Art einer vorausbezahlten Versicherungsleistung) beigetragen.

3.4.2 Wechselrichter

Bei den Entwicklungen im Bereich der Wechselrichter steht im Vordergrund, den hohen Wir-kungsgrad im Bereich mittlerer und hoher Auslastung so weit als möglich für alle Betriebs-situationen zu erhalten und für große Freiflächenanlagen auch bei Direkteinspeisung in die Mittelspannungsebene. Dazu sind aus detaillierten Untersuchungen zunächst neue Empfeh-lungen zur Wechselrichterdimensionierung erarbeitet worden, um ein Abregeln bei sehr guter Einstrahlung, d.h. bei Spitzenlasten zu verhindern27. Die erzielten Mehrerträge sind standort- und einstrahlungsabhängig und liegen typisch bei 1 % bis 3 %.

Durch dynamische Zuschaltung paralleler Wechselrichter gelingt es, auch bei geringer Ein-strahlung stets im Bereich mittlerer bis hoher Auslastung zu arbeiten28. Diese Verschaltung ist insbesondere für Dünnschichtmodule mit vielen parallelen Wechselrichtern interessant, die jährlichen Mehrerträge liegen bei 2 %.

27 B. Burger: “Auslegung und Dimensionierung von Wechselrichtern für netzgekoppelte PV-Anlagen“, Berichtsband 20. Nationa-les Symposium Photovoltaische Solarenergie, Staffelstein, März 2005, p.215 - 221 28 B. Beck, J. Laschinski, J. Reekers, T. Wegmann: “Anlagenkonzepte für ertragsoptimierten Netzparallelbetrieb im Vergleich”, Berichtsband 18. Nationales Symposium Photovoltaische Solarenergie, Staffelstein, März 2003


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Mit der Anlage in Lubmin wurde ein TEAM-Konzept von zunächst zwei Wechselrichtern zum erstenmal bei Wechselrichtern mit Direkteinspeisung in die Mittelspannungsebene einge-setzt. Inwieweit die überraschend hohen spezifischen Erträge dieser Anlage dieser Wechsel-richterkonfiguration zuzurechnen sind, wird derzeit untersucht.

Schließlich werden vielfache Anstrengungen unternommen, die Betriebspunktoptimierung der Module („maximum power point tracking“, abgekürzt MPP-Tracking), die der Wechsel-richter vornimmt, weiter zu verbessern29. Gerade für einstrahlungsschwächere Standorte mit stark wechselnden Bestrahlungsstärken wie in Norddeutschland lassen sich hier Mehrerträ-ge erzielen, deren Größe durch praktische Erfahrungen zu bestimmen sein wird.

Die Qualität des MPP-Trackings für die Dünnschichtmodule ist wegen der speziellen Form der Modulkennlinien noch nicht vollständig optimiert33. Wenn hier in naher Zukunft sichtbare Fortschritte erzielt werden, kann dies bei der heutigen Kostensituation für Module mit Wafer-zellen eine Initialzündung für einen Zuwachs im Marktanteil der Dünnschichtmodule bedeu-ten.

In früheren Jahren bestanden Probleme, für Anlagen mit Modulen auf Basis von Dünn-schichtzellen geeignete Wechselrichter zu finden, genauer gesagt, die geeigneten Wechsel-richter mit optimalem Wirkungsgrad zu betreiben. Die damals geringe Systemspannung die-ser Module (d.h. die höchste zulässige Spannung im System) bedingte kurze Stranglängen und führte so zu einem deutlich erhöhten Verkabelungsaufwand.

Gemeinsame Weiterentwicklungen von Wechselrichter- und Modulhersteller haben vor allem für die Cadmiumtellurit-Modultechnik hier zu erheblichen Verbesserungen geführt. Überein-stimmend berichten die großen Projektierungshäuser juwi solar30 und Phönix31, dass die Stranglänge inzwischen nahezu verdoppelt (früher 5-6, heute 9-10 Module), die Wechselrich-ternutzungsgrade optimiert sowie Kabel- und Anschlusstechnik kostengünstiger gestaltet werden konnte. Damit lassen sich erhebliche Kostenvorteile erzielen.

3.4.3 Ertragsprognosen

Mit dem Bestreben, einen günstigen, aber verlässlichen kWh-Preis anbieten zu können, wachsen die Anforderungen an die Genauigkeit der Ertragsprognosen. Zum einen ist man bestrebt, mit einer detaillierten Rechnung das realisierbare Ertragspotential möglichst genau zu erfassen, d. h. alle positiv wirksamen Ertragsfaktoren in voller Höhe aufzuspüren. Zum

29 siehe dazu auch H. Häberlin, L. Borgna, M. Kämpfer, U. Zwahlen: „Totaler Wirkungsgrad – ein neuer Begriff zurbesseren Charakterisierung von Netzverbund-Wechselrichtern“, Berichtsband 20. Nationales Symposium Photovoltaische Solarenergie, Staffelstein, März 2005, p. 207 - 214 30 Lars Falck (juwi solar): Präsentation Landesbank Sachsen, 30.11.2006 31 PHÖNIX Flyer zum Projekt Laudenbach


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anderen soll die Prognose den realen Betrieb über 20 Jahre mit allen statistischen Schwan-kungen des Wetters, Alterungsvorgängen und realen Stillstandszeiten so zuverlässig abbil-den, dass Unterschreitungen unwahrscheinlich sind.

Aus den gegenläufigen Anforderungen ergibt sich eine Zweiteilung: Während die eigentliche wissenschaftliche Ertragsprognose (Simulation) alle Ertragsfaktoren möglichst umfassend und genau einrechnet, werden Unsicherheitsfaktoren über Abschläge am Simulationsergeb-nis berücksichtigt.

3.4.3.1 Wissenschaftliche Ertragsprognose (Simulation)

Es besteht inzwischen Einigkeit darüber, dass für eine zuverlässige Ertragsprognose das Systemverhalten (Stromertrag der Modulverschaltung, Leitungsverluste, Wirkungsgrad Wechselrichter und Transformatoren) spezifisch für das jeweilige Objekt zu ermitteln ist. Die bloße Multiplikation der lokalen Einstrahlung in Modulebene mit einem angenommenen Er-tragsfaktor („Performance Ratio“, abgekürzt PR) wird als unzureichend abgewiesen. Der PR-Wert muss begründet und nachvollziehbar für die jeweilige Anlage berechnet werden.

Seit 2005 gilt dabei einheitlich die Konvention, dass der PR-Wert bezogen auf die unver-schattete Einstrahlung in Modulebene angegeben wird. Damit lässt sich die Verschattungs-optimierung bei Reihenaufstellung direkt am jeweiligen PR-Wert ablesen.

Bei der Berechnung des PR-Werts werden die Eigenschaften der Modulverschaltung und das Betriebsverhalten der Wechselrichter erheblich genauer berücksichtigt als im Vorjahr (2006).

Gleichzeitig wurde von verschiedenen Seiten die statistische Unsicherheit der angenomme-nen Einstrahlungswerte und Kennlinien abgeschätzt und eine daraus resultierende statisti-sche Unsicherheit des Ertragswerts berechnet. Die unterschiedlichen Abschätzungen erge-ben – wenn eine Bestimmung der Kenngrößen entsprechend dem Stand der Technik ge-währleistet ist – in der Mehrzahl der Fälle eine relative statistische Unsicherheit des durch-schnittlichen Jahresertrags im Bereich zwischen 4% und 5%32. Den größten Beitrag zur sta-tistischen Unsicherheit liefert zum einen die statistische Unsicherheit der Einstrahlungsdaten auf die horizontale Fläche, zum anderen die Unsicherheit bei der Umrechnung dieser Wert auf die geneigte Modulebene33.

32 siehe z.B. Th. Erge:“Die Bewertung von Ertragsgutachten bei der Erstellung von Finanzierungskonzepten für Photovoltaikan-lagen“, Berichtsband 6. Forum Solarpraxis, Berlin 2005, p. 106 - 109 33 Die Abweichungen der unterschiedlichen Umrechnungsverfahren sind z. B. dargestellt in: R. Haselhuhn, C. Hemmerle, Ph. Spitzmüller: „Solare Investitionssicherheit – Kriterien für belastbare Ertragsprognosen bei großen PV-Anlagen und Solarthermie-Anlagen“, Berichtsband 6. Forum Solarpraxis, Berlin 2005, p. 99 - 105


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3.4.3.2 Abschläge auf das Simulationsergebnis

Sind bei der Erstellung des Ertragsgutachtens die Kennwerte der gelieferten Module noch nicht bekannt, wird vielfach die vom Hersteller angegebene maximale Abweichung der Mo-dulleistung nach unten in voller Höhe als Abschlag eingesetzt.

Liegen Kennwerte der gelieferten Module vor, werden die Einzelkennwerte der Module in geeigneter Weise in die Rechnung eingestellt. Falls Module sortiert verbaut wurden (d. h. vorzugsweise Module mit sehr ähnlichen Strom-Kennwerten in Reihe verschaltet wurden), wird dies gleichfalls berücksichtigt. Nach aktuellen Untersuchungen34 kann dieses jedoch nur mit einem geringen Vorteil bewertet werden. Bei einzelnen Projekten werden die Datenan-gaben zu den gelieferten Modulen separat durch unabhängige Institute überprüft (Leistungs-vermessung einer Stichprobe). Werden Abweichungen vom Sollwert nach unten festgestellt, die höher sind als der mögliche statistische Fehler der Leistungsmessung, können bei-spielsweise Nachlieferungen und weitere Kontrollen vereinbart werden35.

Die statistische Unsicherheit des Prognose-Ergebnisses wird fast immer in voller Höhe als Abschlag berücksichtigt.

Die mögliche Abnahme des Stromertrags der Module während der Betriebszeit („Degradati-on“) wird für Module mit Waferzellen kontrovers diskutiert. Einige Gutachter verneinen eine messbare Degradation und verweisen dabei auf die Ergebnisse von Langzeituntersuchun-gen, die keinen Hinweis auf Degradation liefern. Andere Gutachter haben pauschal eine Er-tragsminderung von 0,4 % p.a. angesetzt. In den meisten Fällen wird ohne weitere Begrün-dung ein Mittelwert aus diesen Angaben, nämlich eine Abnahme des Stromertrags von 0,2 % p.a. angesetzt.

Zu den Annahmen hinsichtlich der Degradation von Dünnschichtmodulen liegen nahezu kei-ne verlässlichen Angaben vor. In einigen Fällen wurde der Wert, der für ältere a-Si-Triple-Junction-Module ermittelt wurde (Abnahme um 0,74 % p.a.) in voller Höhe angesetzt, was einen zusätzlichen Abschlag von rund 10 % für Dünnschichtmodule im Vergleich zu Modulen mit Waferzellen bedeutet.

Zusätzlich zu den genannten Abschlägen wird ein Abschlag für Stillstandszeiten der Anlage in Höhe von 1% bis 2 % des Prognosewerts angesetzt, mit einer zunehmenden Tendenz für den höheren Wert. Dieser Abschlag wird mit den entsprechenden Klauseln in den Wartungs-verträgen begründet.

34 W. Herrmann: „Grenzen der Leistungsoptimierung von PV-Generatoren durch Vorsortierung der PV-Module“, Berichtsband 21. Nationales Symposium Photovoltaische Solarenergie, Staffelstein, März 2006, p. 199-204 35 siehe z. B. St. Struwe: „Solare Finanzprodukte aus Sicht einer Bank“ in: Finanzierung von großen PV-Anlagen, Seminarband OTTI-Seminar, November 2005, Regenstauf, Deutschland, p. 77 – 86. Bei dem dort dargestellten Projekt Pfersdorf lag die Stichprobengröße bei rund 0,5 %, die vereinbarte Unsicherheit der Leistungsmessung bei 3 %


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3.5 Module und Zelltypen im Anlagenbestand der Freiflächen

3.5.1 Zelltypen

Die Unterscheidung nach den Zelltypen erfolgt nach den in Tab. 3-4 genannten drei Katego-rien. Eine Unterscheidung des Zelltyps „Si kristallin“ nach monokristallin und polykristallin wurde nicht getroffen. Die entsprechenden Informationen sind nicht vollständig, zudem sind einige Anlagen Mischinstallationen aus beiden Typen. Die spezifische Modulfläche der un-terschiedlichen Module auf Basis von mono- bzw. polykristallinem Silizium liegen zudem sehr dicht beieinander oder überlappen. Daher ist nicht zu erwarten, dass sich die spezifi-schen Flächen aus der Systemintegration signifikant unterscheiden.

Tab. 3-4: Zelltypen der eingesetzten Module

Kennbuchstabe Kurzbezeichnung Beschreibung

a-Si Si amorph Module mit Dünnschichtzellen auf Basis von amorphem Silizium oder amorphem/ mikrokristallinem Silizium (Hersteller z. B. Kaneka, Mitsu-bishi Heavy Industry)

CdTe Cadmiumtellurid Module mit Dünnschichtzellen auf Basis Cadmiumtellurid oder Cadmi-umtellurid/ Cadmiumsulfid (Hersteller z. B. ANTEC, FirstSolar)

W Si kristallin Module mit Zellen auf Basis von poly- oder monokristallinem Silizium, auch EFG-Zellen oder verwandte Prozesse

3.5.2 Anteile der Zelltypen bei Zubau und im Bestand 2001 bis 2006

Bei der Darstellung der unterschiedlichen Zelltypen interessiert zum einen der jährliche Zu-bau, zum anderen die Bestandsentwicklung.

In 2003 dominiert Si amorph mit dem Zubau von knapp 1 MWp den Dünnschichtanteil (Abb. 3-24). Ab 2004 erhöht sich der Zubau von Si amorph auf knapp über 3 MWp und bleibt bis 2006 nahezu konstant. Damit sinkt der Anteil am wachsenden Gesamtmarkt, in 2006 auf unter 5 %.

Der Zelltyp Cadmiumtellurid startet in 2003 mit einer Zubauleistung, die rund ein Viertel des Zubaus Dünnschicht ausmacht und zieht 2004 mit Si amorph gleich. In den folgenden Jah-ren wächst die Zubauleistung Cadmiumtellurid von rund 3 MWp in 2004 auf knapp 22 MWp in 2006 und dominiert damit schließlich den Zubau von Dünnschichttechnik in 2006 mit ei-nem Anteil an gesamt von rund 29 %. Durch den verstärkten Zubau der Dünnschichttypen sinkt der Anteil Si kristallin und trägt im Zubau 2006 nur noch knapp 67 % bei.


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Abb. 3-24: Zubau der unterschiedlichen Zelltypen nach Nennleistung

Im Bestand (Abb. 3-25) erreicht Cadmiumtellurid damit 2006 einen Anteil von etwas mehr als 19 %. Si kristallin sinkt auf unter 75 %. Si amorph nimmt leicht ab auf nun 6 %. Der Dünn-schichtanteil insgesamt wächst auf rund 25 %.

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Abb. 3-25: Bestandsentwicklung der unterschiedlichen Zelltypen nach Nennleistung

Dünnschichtzellen werden herkömmlich eher bei kleineren Anlagen installiert. Dies ist an den durchschnittlichen Anlagenleistungen abzulesen (Tab. 3-5). Die durchschnittliche Anlagen-leistung für Si kristallin verglichen mit den beiden Dünnschichtvarianten ist mehr als doppelt so groß. Insgesamt ist aber seit 2004 die mittlere Anlagenleistung bei Cadmiumtellurid und Si amorph kräftiger gewachsen als bei Si kristallin.


31.7.2007 61


Tab. 3-5: Durchschnittliche Nennleistungen im Zubau 2001 bis 2006 und im Bestand 2006, nach Zelltypen

Durchschnittliche Nennleistung [MWp] 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Bestand 2006

a-Si 0,3 0,4 0,4 0,6 0,7 0,5 CdTe 0,2 0,4 0,8 1,3 0,9

W 0,3 1,3 0,5 1,7 1,2 1,8 1,4 gesamt 0,3 1,2 0,4 1,1 1,1 1,5 1,2

Trotz dieser zunehmenden Angleichung der durchschnittlichen Anlagengrößen sind die Dünnschichttypen nach Anzahl der Standorte deutlich stärker vertreten als nach der instal-lierten Nennleistung. Abb. 3-26 zeigt die zunehmende Präsenz der Dünnschichttechnik nach Anzahl Standorte, die in 2006 nahezu 40 % erreicht. Dieser hohe Anteil an der Anzahl der Standorte führt zu einer verstärken Wahrnehmung der Dünnschichttypen in der Öffentlich-keit.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006


Ante

il an

Bes

tand

na

ch A

nzah

l

W a-Si CdTe

Abb. 3-26: Bestandsentwicklung der unterschiedlichen Zelltypen nach Anzahl Standorte

In der regionalen Verteilung ist auffällig, dass der Zelltyp Si amorph bisher ausschließlich an Standorten in Bayern vertreten ist (Abb. 3-27).

Insgesamt hat Dünnschichttechnik in Bayern einen Anteil von 28 %, wobei knapp 9 % auf Si amorph entfallen. Der Anteil Cadmiumtellurid im Anlagenbestand ist sowohl in Bayern wie in den anderen Bundesländern praktisch gleich (rund 19 %).


31.7.2007 62


72% 81% 75%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Bayern ohne Bayern alle

Ant

eil a

n B

esta

nd 2

006

nach

Nen

nlei

stun

g

W a-Si CdTe

Abb. 3-27: Bestand der Zelltypen regional

Für 2007 und die Folgejahre sind sehr große Installationen mit Cadmiumtellurid in Sachsen angekündigt. Es ist also zu erwarten, dass der Zubauanteil und der Bestandsanteil an Cad-miumtellurid-Freiflächeninstallationen mindestens ebenso stark wächst wie bisher. Wahr-scheinlich wird die durchschnittliche Anlagenleistung von Cadmiumtellurid-Installationen in der Freifläche diejenige von Installationen mit Si-kristallin in Zukunft deutlich übertreffen.

Abb. 3-28: Visualisierung der 40 MWp Installation Brandis/ Sachsen (Quelle: juwi solar)


31.7.2007 63


Für 2007 ist von einem japanischen Hersteller (Sharp) die Markteinführung eines neuen Si amorph-Modultyps angekündigt. Der Einsatz in Großprojekten soll zunächst überwiegend für Dachanlagen erfolgen. Ob in den Folgejahren ähnlich große Freiflächeninstallationen wie für Cadmiumtellurit realisiert werden, bleibt abzuwarten.

3.5.3 Flächenbedarf der unterschiedlichen Zelltypen

Unterschiede im Flächenbedarf der unterschiedlichen Zelltypen lassen sich aus den vorlie-genden Daten recht zuverlässig ermitteln. Die vorliegende Datensammlung ist nach unserer Kenntnis weltweit die umfangreichste Zusammenstellung der beim Bau tatsächlich belegten Flächen für unterschiedliche Zelltypen. Abb. 3-29 zeigt zunächst die Häufigkeitsverteilung der spezifischen Grundflächen.

0

2

4

6

8

10

12

15 20 25 30 35 40 45 50 60 70 80 90 100 125 150spezifische Fläche Einzelanlage [m²/ kWp], obere Grenze Merkmalsklasse

Anza

hl A

nlag

en

W-Si a-Si CdTe

Abb. 3-29: Häufigkeitsverteilung der spezifischen Grundflächen für unterschiedliche Zelltypen, Anlagenbestand 2006 (nur feststehende Anlagen). Abkürzungen: W-Si = Si kristallin, a-Si = Si amorph, CdTe = Cadmiumtellurid. Die Verteilung für W-Si ist dieselbe wie in Abb. 3-16.

Die Verteilungen der Dünnschichttypen sind vergleichsweise schmal, so dass die daraus bestimmten Mittelwerte als aussagekräftig angesehen werden können.

Module auf Basis von Dünnschichtzellen haben eine größere spezifische Fläche pro kWp als Si kristallin. Würde die Installation der Reihen mit gleichem Verschattungsabstand erfolgen, würde sich die spezifische Grundfläche gegenüber Si kristallin genau so vergrößern wie die spezifische Modulfläche.


31.7.2007 64


Andererseits haben Module auf Basis von Dünnschichtzellen ein anderes Verschattungsver-halten. Bei den für Freiflächen eingesetzten Modulen des Typs Si kristallin führt in der Regel bereits eine Verschattung der untersten Zellreihe dazu, dass der Ertrag des gesamten Mo-duls und aller im Strang damit verbundenen Module verringert wird. Grund ist die Hinterein-anderschaltung aller Zellen im Modul. Die Abnahme des Ertrags verhält sich so, als ob das gesamte Modul bzw. der gesamte Strang verschattet worden wäre. Um dies zu vermeiden, wird der Reihenabstand so groß gewählt, dass eine Verschattung der untersten Zellreihen nur in einstrahlungsarmen Tages- bzw. Jahreszeiten gegeben ist.

Module auf Basis von Dünnschichtzellen enthalten viele schmale Zellen, die parallel zu einer Seitenkante des Moduls verlaufen. Die innere Verschaltung der Zellen ist so gestaltet, dass bei einer Verschattung parallel zur anderen Kante nur der verschattete Flächenanteil eine Ertragsminderung erfährt. Die unverschatteten Flächenanteile liefern praktisch den vollen Ertrag. Dadurch können im Fall der festen Vorgabe der gesamten zulässigen Ertragsminde-rung Module auf Basis von Dünnschichtzellen mit kleineren Reihenabständen installiert wer-den als Modulen auf Basis Si kristallin. Damit steigt der Flächennutzungsfaktor.

Im Bestand der Freiflächenanlagen ist dies für Si amorph offensichtlich teilweise umgesetzt worden. Vergleicht man die spezifische Grundfläche pro kWp der unterschiedlichen Zellty-pen, zeigen Module mit Si amorph größere Flächennutzungsfaktoren (s. Tab. 3-6).

Tab. 3-6: Spezifische mittlere Grundflächen bei unterschiedlichen Zelltypen, Reihenaufstel-lung

FNF: Flächennutzungsfaktor, A_mod: Modulfläche, A_gr: Grundfläche. Der FNF-Wert ist das Verhältnis aus Modulfläche zu Grundfläche. Unmittelbar anschaulicher ist der Kehrwert (FNF-1), der angibt, wie viel mal größer die Grundfläche ist als die Modulfläche.

Spezif. Fläche [m² / kWp] Grundfläche Anlagen (A_gr) Fläche Module

(A_mod) FNF-Wert

= A_mod/A_gr FNF-1

= A_gr/A_mod

a-Si 45,04 15,8 0,35 2,9

2003 /2004 2005 /2006 2003 / 2004

2005 / 2006

2003 / 2004

2005 / 2006

2003 / 2004

2005 / 2006 CdTe

46,9 40,1 13,1 11,4 0,28 0,28 3,5 3,5 Si kristallin

nicht nachgeführt 29,55 7,6 0,26 3,9

Für Cadmiumtellurid Typ First Solar (bis auf wenige Ausnahmen ist ausschließlich dieser Typ Cadmiumtellurid bei Freiflächen verbaut worden) ist zu beachten, dass die spezifische Flä-che seit Markteintritt 2003 kontinuierlich verringert wurde. 2004 betrug die mittlere Leistung pro Modul 55 Wp, 2006 lag die mittlere Leistung der gelieferten Module bereits bei 63 Wp36.

36 Angaben der Fa. First Solar, Juni 2007


31.7.2007 65


Entsprechend verringerte sich die spezifische Modulfläche von 13,1 m²/ kWp auf 11,4 m²/ kWp37. Diese Verbesserung der Modulleistung spiegelt sich auch im verringerten Flächenbe-darf der errichteten Anlagen wider. Daher sind die Angaben in Tabelle 3-6 für Cadmiumtellu-rid nach Jahresgruppen aufgelöst.

Die Zusammenhänge werden noch deutlicher, wenn man die Flächen jeweils auf Si-kristallin bezieht (Tab. 3-7). Der Flächenbedarf der Installationen mit Si amorph wächst nicht so stark wie die spezifische Modulfläche, sondern bleibt dahinter zurück. Dasselbe gilt für Cadmium-tellurid, auch dann, wenn man die Verringerung der spezifischen Modulfläche im Lauf der Jahre berücksichtigt.

Tab. 3-7: Spezifische Flächen bezogen auf Si kristallin, Reihenaufstellung

Vergleich spezif. Fläche [ - ]

spezif. Grundfläche Anlagen relativ zu Si kristallin

spezif. Modulfläche relativ zu Si kristallin

a-Si 1,52 2,08 2003 / 2004 2005 / 2006 2003 / 2004 2005 / 2006 CdTe

1,59 1,36 1,72 1,50 Si kristallin

nicht nachgeführt 1 1

Die spezifische Grundfläche kann natürlich auch durch andere Ursachen, z.B. günstigen Grundstückszuschnitt und ansteigendes Terrain, verringert werden. Die angegebenen Werte sind aber Mittelwerte aus vielen unterschiedlichen Anlagen und dokumentieren so eine klare Tendenz.

Anlagen in Dünnschichttechnik benötigen zwar mehr Fläche pro kWp, aber – wegen des günstigeren Verschattungsverhaltens – nicht so viel mehr, wie das Verhältnis der spezifi-schen Modulflächen Dünnschicht/ Si kristallin angibt. Si amorph hat z. B. eine mehr als dop-pelt so große spezifische Modulfläche (Faktor 2,08). Für die bestehenden Installationen wur-den aber nicht 108 % mehr Fläche benötigt, sondern im Mittel nur knapp 70 %. Für Cadmi-umtellurid wäre aus dem Verhältnis der spezifischen Modulflächen rund 50 % mehr Grund-fläche erforderlich, tatsächlich werden aber nur 36 % mehr Grundfläche überbaut als für eine Anlage mit Modulen Si kristallin derselben Nennleistung.

Aussagen wie „Dünnschicht benötigt mindestens doppelt so viel Grundfläche wie Si kristallin“ sind also durch die Befunde an den bestehenden Freiflächenanlagen nicht gedeckt.

In den kommenden Jahren ist eine Verringerung der Installations-Grundflächen vor allem bei Cadmiumtellurid zu erwarten. Dies ergibt sich zum einen aus der Verringerung der spezifi-

37 Diese Entwicklung setzt sich weiter fort. Ab Mitte 2007 beträgt die spezifische Modulfläche der leistungsstärksten Module weniger als 10 m²/ kWp.


31.7.2007 66


schen Modulfläche, zum anderen werden die Planungen (anders als in den vergangenen Jahren) für praktisch alle Anlagen das günstige Verschattungsverhalten berücksichtigen. Ein großes Projektierungshaus (juwi solar) will für die in 2007 zu errichtenden Anlagen Typ Cadmiumtellurid eine spezifische Grundfläche von 35 m²/ kWp anstreben (entspricht einer Reduktion um rund 15 %). Mit diesem Wert wäre dann der spezifische Mehrbedarf an Grund-fläche für Cadmiumtellurid gegenüber Si kristallin reduziert auf weniger als 20 %.

3.5.4 Verkabelung und Wechselrichter für Dünnschichttypen

In früheren Jahren bestanden Probleme, für Anlagen mit Modulen auf Basis von Dünn-schichtzellen geeignete Wechselrichter zu finden, genauer gesagt, die geeigneten Wechsel-richter mit optimalem Wirkungsgrad zu betreiben. Die damals geringe Systemspannung die-ser Module (d.h. die höchste zulässige Spannung im System) bedingte kurze Stranglängen und führte so zu einem deutlich erhöhten Verkabelungsaufwand.

Gemeinsame Weiterentwicklungen von Wechselrichter- und Modulhersteller haben vor allem für die Cadmiumtellurid-Modultechnik hier zu erheblichen Verbesserungen geführt. Überein-stimmend berichten die großen Projektierungshäuser juwi solar38 und Phönix39, dass die Stranglänge inzwischen nahezu verdoppelt (früher 5-6, heute 9-10 Module), die Wechselrich-ternutzungsgrade optimiert sowie Kabel- und Anschlusstechnik kostengünstiger gestaltet werden konnte. Damit lassen sich erhebliche Kostenvorteile erzielen.

3.6 Standorttypen

3.6.1 Unterschiedene Standorttypen

Die Datenbank unterscheidet die in Tab. 3-8 aufgeführten Typen von Standorten. Die Einträ-ge stammen aus der direkten Befragung der Akteure und aus veröffentlichten Informationen. Soweit im Internet verfügbar, wurden auch Protokolle der kommunalen und Gebietskörper-schaften genutzt.

Für die Anlagen mit größerer Nennleistung (P_nom > 1 MWp) liegen in praktisch allen Fällen ausreichend Informationen zum Standorttyp vor. Bei Anlagen kleinerer Nennleistung fehlen diese Informationen in einer Reihe von Fällen vollständig. Um den Flächenanteil des Stand-orttyps „Acker“ auch für diese Anlagen möglichst zutreffend zu schätzen, wurden Anlagen, deren Bilddarstellung ganz offensichtlich eine landwirtschaftliche Vornutzung nahe legen,

38 Lars Falck (juwi solar): Präsentation Landesbank Sachsen, 30.11.2006 39 PHÖNIX Flyer zum Projekt Laudenbach


31.7.2007 67


dieser Kategorie zugewiesen, wenn keine anderen Berichte vorlagen. Nur wenn weder Bilder der Anlage noch andere Informationen vorliegen, wurde die betreffende Anlage der Katego-rie „unbekannte Vornutzung“ zugewiesen.

Flugplätze werden nur dann der Kategorie „Konversionsfläche Verkehr“ zugewiesen, wenn die zivile Vornutzung überwogen hat. Überwog die militärische Vornutzung, werden sie als „Konversionsfläche Militär“ ausgewiesen.

Einige Anlagen, die einen Vergütungsanspruch herleiten können aus der baurechtlichen Si-tuation des bestehenden Bauwerks, an oder auf dem sie angebracht sind, werden der je-weils zutreffendsten Kategorie zugewiesen (z. B. Wasserbauwerke auf einem energiewirt-schaftlichen Betriebsgelände zu K-EBb).

In der hier vorliegenden zusammenfassenden, rein statistischen Bewertung wird außer Acht gelassen, dass militärische Konversionsflächen aus Naturschutzsicht sehr wertvolle Flächen darstellen können. Im Einzelnen gibt die Datenbank zur naturschutzfachlichen Qualität der Flächen keine Informationen. (Zur Interessenabwägung zwischen Naturschutzbelangen und Belangen der Sonnenenergienutzung vgl. Leitfaden der Arge PV-Monitoring).

Tab. 3-8: Standorttypen für Freiflächenanlagen

Kenn-buchstabe Kurzbezeichnung Beschreibung

A Acker Landwirtschaftliche Vornutzung

G Gewerbe

Industriebrache oder aktives Gewerbegebiet, ehemalige öffentliche Vornut-zung, die nicht von den anderen Beschreibungen erfasst wird (z. B. aufgelas-sene Sportplätze, Abstellflächen oder Lagerflächen Bauhöfe, Vornutzung durch Justizeinrichtungen/ Polizei/ Feuerwehr/ THW o.ä.)

K-Abf Konversionsfläche Abfall-wirtschaft

Geschlossene Abfalldeponien oder geschlossen Teilbereiche bestehender Deponien

K-EBb Konversionsfläche Ener-giewirtschaft/ Bergbau

Ehemalige Bergbau- oder Tagebaunutzung, Vornutzung durch Energiewirt-schaft (z.B. ehemaliges Tanklager, ehemalige Kokereiflächen, Betriebsgelände stillgelegter atomrechtlicher Anlagen), auch ehemaliger Kiesabbau

K-Mil Konversionsfläche Militär Militärische Vornutzung, auch vormalige Flächen der Grenzanlagen der ehe-maligen DDR, militärisch genutzte Flugplätze

K-Vk Konversionsfläche Verkehr Vornutzung als Fläche für den öffentlichen Verkehr (ehemalige Flugplätze, ehemalige Bahnanlagen, ehemalige Straßenflächen, ehemalige Hafenanla-gen), heutige Nutzung im Verkehrsbereich z. B. als Lärmschutzwall

3.6.2 Charakterisierung der Anlagen auf den Standorttypen

Abb. 3-32 gibt einen Überblick über die technische Charakteristik der Anlagen bezogen auf die relevanten Standorttypen und wird nachfolgend erläutert.

Der Standorttyp „Acker“ (118 Anlagen von 159) überdeckt den ganzen Bereich der Nennleis-tungen, von 100 kWp bis zur größten Anlage mit 12 MWp. Die überwiegende Zahl der Anla-


31.7.2007 68


gen sind aber kleinere Anlagen, so dass der Mittelwert der Nennleistung bei 1 MWp liegt. Nachgeführte Anlagen sind mit 90 % ihrer Nennleistung nahezu ausschließlich am Standort „Acker“ errichtet. Dadurch weist dieser Standorttyp eine große spezifische Fläche auf (4,4 ha/MWp), die gerade in 2006 stark angewachsen ist (vergleiche Abb. 3-20).

Die kleinste Nennleistung für den Standorttyp „Gewerbe“ (10 Anlagen von 159) liegt bei 160 kWp, die größte bei 1,6 MWp, der Mittelwert bei 0,75 MWp. Die spezifische Fläche be-trägt rund 3,4 ha/MWp.

Der Standorttyp „Konversion Abfallwirtschaft“ (13 Anlagen von 159) hat einen deutlich enge-ren Bereich von eher kleinen Nennleistungen (von 0,3 MWp bis 1,4 MWp). Der Mittelwert des Bestandes von 0,74 MWp bildet noch die kleineren Nennleistungen der vergangenen Jahre ab, heutige Anlagengrößen liegen vergleichsweise einheitlich zwischen 1 MWp und 1,5 MWp. Die spezifische Fläche ist einerseits gering, weil vielfach in steigendem Gelände eine dichtere Reihenaufstellung gewählt werden kann, andererseits sind für diesen Standort-typ relativ große Anteile des Modultyps Cadmiumtellurid verbaut worden, der einen größeren Flächenbedarf hat. Letztlich ergibt sich eine geringe mittlere spezifische Fläche von 3,2 ha/MWp.

Der Standorttyp „Konversion Energiewirtschaft Bergbau“ (7 Anlagen von 159) hat nur große bis sehr große Einzelanlagen (kleinste Nennleistung 1,1 MWp, größte 5 MWp, Mittelwert bei 3,1 MWp). Bislang ist dort nur der Modultyp Si kristallin eingesetzt worden, auch für nachge-führte Anlagen (knapp 10% der Nennleistung aller nachgeführten Anlagen). Die mittlere spe-zifische Fläche liegt bei 3,5 ha/MWp. Der Standorttyp hatte große Anteile am Zubau der Jah-re 2004 und 2005, nur geringen Zubau in 2006.

Beim Standorttyp „Konversion Militär“ (9 Anlagen von 127) sind Anlagen von knapp 0,5 MWp bis 10 MWp vertreten. In der Regel sind es eher größere Einzelanlagen (mittlere Nennleis-tung 3,1 MWp). Der mittlere spezifische Flächenbedarf liegt bei 3,4 ha/MWp. Der Standorttyp hatte sehr großen Anteil am Zubau 2002 und stellt seitdem bis einschließlich 2006 immer beträchtliche Anteile der zugebauten Nennleistung.

Die kleinste Gruppe ist mit 3 Standorten „Konversion Verkehr“ (zwei ehemalige Flughäfen und ein Lärmschutzwall). Es sind größere Anlagen zwischen 1,4 MWp und 2 MWp, die mitt-lere spezifische Fläche ist mit 2,3 ha/MWp auffallend gering (sehr niedriger Flächenbedarf am Lärmschutzwall). Für diesen Standort sind nur Module Si kristallin genutzt worden.


31.7.2007 69


0,990,75 0,74

3,08 3,13

1,72

0

1

2

3

4

mitt

lere

Nen

nlei

stun

g [M

Wp]

AGK-AbfK-EBbK-MilK-Vk

4,4

3,4 3,23,5 3,4

2,3

0

1

2

3

4

5

spez

if. G

rund

fläch

e [h

a/M

Wp]

AGK-AbfK-EbbK-MilK-Vk

3.6.3 Verteilung der Zelltypen auf die Standorte

Es war bereits erwähnt worden, dass einzelne Zelltypen vorzugsweise bei bestimmten Standorttypen genutzt werden.

Die relativen Angaben zur Nennleistung lassen sich in unterschiedlicher Weise tabellarisch zusammenfassen:

In Tab. 3-9, obere Hälfte „Standortverteilung für Zelltyp“ wird gezeigt, welchen Standorttyp ein bestimmter Zelltyp vorzugsweise bedient (hat). Die Summation auf 100 % erfolgt hier spaltenweise, d.h. vertikal. Die durchschnittlichen Anteile der einzelnen Standorttypen an der Gesamtleistung stehen in der Spalte ganz links. Verglichen z. B. mit dem durchschnittlichen Nennleistungs-Anteil „Acker“ von 63 % an der gesamten Nennleistung werden alle Module Si amorph (100 %) am Standort „Acker“ verwendet. Rund 12 % aller verbauten Module vom Typ Cadmiumtellurid sind am Standort Deponien eingesetzt worden, obwohl dieser Standort nur einen Leistungsanteil von rund 5 % zur Gesamtleistung beiträgt.

Abb. 3-30: mittlere Nennleistung (oben) und mittlere spezifische Fläche (unten) des Anlagenbestands 2006 für die unter-schiedlichen Standort-typen, Abkürzungen siehe Tab. 3-8


31.7.2007 70


Tab. 3-9: Matrix zum Vergleich von Standorttypen und eingesetzter Modultechnik

Standortverteilung für Zelltyp nach Nennleistung Anteil Standorttypen am

Gesamtbestand a-Si CdTe W A 63,0% 100,0% 74,1% 57,2% G 4,0% 6,1% 3,8%

K-Abf 5,2% 11,5% 4,0% K-Ebb/K-EBb 11,6% 15,5%

K-Mil 13,5% 8,4% 15,8% K-Vk 2,8% 3,7%

Summe 100% 100% 100% 100%

Zelltypverteilung für Standorte nach Nennleistung

a-Si CdTe W Summe Anteil Zelltypen am Ge-samtbestand 6,0% 19,2% 74,8% 100%

A 9,5% 22,6% 67,9% 100% G 29,0% 71,0% 100%

K-Abf 42,8% 57,2% 100% K-Ebb/K-EBb 100,0% 100%

K-Mil 12,0% 88,0% 100% K-Vk 100,0% 100%

Die Dominanz bestimmter Zelltypen an bestimmten Standorttypen wird noch deutlicher, wenn man darstellt, welche Anteile an Zelltypen ein bestimmter Standorttyp aufweist (Tab. 3-9, untere Hälfte „Zelltypverteilung für Standorte“). Die Summation auf 100 % verläuft dann zeilenweise, d.h. von links nach rechts. Der Anteil nach Nennleistung der unterschiedlichen Zelltypen steht in der ersten Zeile dieses Tabellenteils. Für Installationen auf Deponien sinkt der Anteil Si-kristallin, der im Gesamtbestand rund 75 % ausmacht, auf unter 60 %, und der Anteil von Cadmiumtellurid (am Gesamtbestand nur bei 19 %) erreicht über 40 %. Bei allen anderen Konversionsflächen überwiegt Si kristallin, bei Energiewirtschaft/ Bergbau sowie bei Konversion Verkehr wurde dieser Zelltyp ausschließlich verbaut. Beim Standorttyp Acker ist der Einsatz von Si kristallin etwas schwächer als der Anteil dieser Technik im Gesamtbe-stand, entsprechend der Einsatz von Dünnschichttechnik (hier vor allem Si amorph) etwas stärker als dem Anteil dieser Zelltypen an gesamt entspricht.

Betrachtet man lediglich die Unterscheidung Acker/ Konversionsflächen, und fragt, welcher Zelltyp auf den Konversionsflächen dominiert, dann fällt die Antwort unterschiedlich aus, ab-hängig davon, ob man die installierten Nennleistungen, die genutzten Grundflächen oder die Anzahl Standorte betrachtet. Diese Unterschiede werden im Folgenden auch für andere Fra-gestellungen näher betrachtet.


31.7.2007 71


3.6.4 Verteilung Standorttypen nach Nennleistung und Fläche

Die unterschiedlichen mittleren Anlagengrößen und die unterschiedlichen mittleren spezifi-schen Flächen für die einzelnen Standorttypen führen dazu, dass Aussagen über den Anla-genbestand variieren, je nachdem ob relativer Anteil an der Nennleistung, an der Grundflä-che oder an der Anzahl Standorte betrachtet werden.

Abb. 3-31 zeigt das für den Bestand der Anlagen 2006, exemplarisch für den Standorttyp „Acker“. Bezug auf die Nennleistung liefert die Aussage, dass „nur“ 63 % der installierten Nennleistung auf Flächen mit landwirtschaftlicher Vornutzung („Acker“) erfolgt sind, mithin also ein Anteil an Konversionsflächen von 37 % erreicht ist. Die Betrachtung der in Anspruch genommenen Grundflächen ergibt bereits ein ungünstigeres Bild (69 % „Acker“) und der Be-zug auf die Anzahl der Standorte weist 74 % aller Anlagen als Standorttyp „Acker“ aus.

74% 69% 63%

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

nach AnzahlStandorte

nach genutzterFläche

nachNennleistung

K-VkK-MilK-EBbK-AbfGA

Abb. 3-31: Anteile der Standorttypen am Gesamtbestand 2006, Abkürzungen siehe Tab. 3-8. Die

angegebenen %-Zahlen beziehen sich auf den jeweiligen Anteil des Standorttyps „Acker“.

Bezogen auf die Nennleistung kann man feststellen, dass deutlich mehr als ein Drittel der Anlagen auf Konversionsflächen entstanden sind. Bezogen auf die Anzahl der Standorte lässt sich mit gleichem Recht darstellen, dass nur ein Viertel der Anlagen auf Ackerflächen installiert wurden.

Entsprechend verändern sich die Anteile der anderen Standorttypen. Die Standorttypen „Konversion Militär“ und „Konversion Energiewirtschaft/ Bergbau“ sind bedeutende Konversi-onsstandorte bei Bezug auf die Fläche und die Nennleistung, aber nicht bei Bezug auf die Anzahl der Standorte. Umgekehrt sind Deponien der bedeutende Konversionsstandort bei Bezug auf die Anzahl der Standorte.

Der scheinbare Widerspruch besteht darin, dass auf den militärisch und energiewirtschaftlich bzw. bergbaulich vorgenutzten Konversionsflächen sehr große Anlagen (durchschnittliche


31.7.2007 72


Nennleistung 3,1 MWp) realisiert wurden. Die durchschnittliche Nennleistung der Anlagen auf dem Standort „Konversion Abfallwirtschaft“ liegt dagegen bei 0,74 MWp.

Je nach Bezugsgröße lassen sich also unterschiedliche Aussagen belegen. Dies lässt sich auch an zwei anderen Beispielen zeigen.

In Abschnitt 3.3.2.3 war die Bestandsentwicklung nachgeführter Anlagen betrachtet worden. Auf Grund des großen Flächenbedarfs nachgeführter Anlagen ergeben sich auch hier deut-lich höhere Anteile, wenn nach Flächen bewertet wird.

30% 36%24%

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%


nach genutzterGrundfläche

nachNennleistung

nachgeführtnicht nachgeführt

Abb. 3-32: Anteile nachgeführter Anlagen am Gesamtbestand 2006, vergleiche Abb. 3-18

Fragt man danach, wie gut z. B. der Zelltyp Cadmiumtellurid Konversionsflächen nutzt im Vergleich mit Si kristallin (siehe Abschnitt 3.6.3 ), dann ergeben sich unterschiedliche Ant-worten abhängig davon, ob man Anzahl Standorte, genutzte Grundfläche oder installierte Nennleistung betrachtet (Abb. 3-31). In Abb. 3-33 wird der Zubau in 2005 und 2006 darge-stellt, also für die Zeit, in der Cadmiumtellurid voll am Freiflächenmarkt teilgenommen hat.


31.7.2007 73


0% 10% 20% 30% 40% 50%


nach genutzterGrundfläche

nachNennleistung

WCdTe

Abb. 3-33: Anteile von Konversions-Standorten am Zubau des jeweiligen Zelltyps in 2005 und 2006

Bezogen auf die Nennleistung hat Si kristallin die Konversions-Standorte häufiger genutzt als Cadmiumtellurid, bezogen auf die genutzte Grundfläche ist es umgekehrt.

Die Darstellung einer einzigen Kenngröße allein kann die Verteilung nach der anderen Kenngröße nicht abbilden.

Eine Darstellung allein mit Bezug auf die Nennleistung kann z. B. die in Anspruch genom-menen Grundflächen nicht zutreffend abbilden, besonders nicht im Vergleich zwischen ver-schiedenen Standorttypen oder unterschiedlichen Jahren. Der Grund dafür liegt u.a. darin, dass die spezifische Fläche, also der Bezug zwischen Grundfläche und Anlagenleistung, von Jahr zu Jahr stark variieren kann, und zwar in unterschiedlicher Weise für die einzelnen Standorttypen.

Dies zeigt beispielhaft Abb. 3-34. Dargestellt ist die mittlere spezifische Fläche in den Jahren 2001 bis 2006 für die einzelnen Standorttypen.


31.7.2007 74


0

1

2

3

4

5

6

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Jahr Zubau

mitt

lere

spe

zif.

Fläc

he

[ha/

MW

p]

AGK-AbfK-EBbK-MilK-Vk

Abb. 3-34: Entwicklung der mittleren spezifischen Fläche von 2001 bis 2006 für die unter-

schiedlichen Standorttypen.

Deutlich ist zu sehen, dass die pro MWp in Anspruch genommen Fläche für den Standorttyp „Acker“ von 2005 auf 2006 sehr stark zunimmt, für die anderen Standorttypen weniger stark oder – wie im Fall Konversion-Verkehr – sogar deutlich abnimmt. Die drastische Zunahme für „Acker“ (von unter 3,5 ha/ MWp in 2005 auf nahezu 5,5 ha/ MWp beim Zubau 2006) ist bedingt durch die Zunahme nachgeführter Anlagen mit ihrem großen Flächenbedarf. Diesel-be Ursache führt auch beim Standorttyp „Konversion Energiewirtschaft-Bergbau“ zu einem deutliche Anstieg von 2004 nach 2005 (nachgeführte Anlage Standort Borna).

Daher wird in Abb. 3-35 die Bestandsentwicklung für die Standorttypen getrennt angegeben: als Anteil an der Anzahl der Standorte, als Anteil der Nennleistungen an der insgesamt in-stallierten Leistung sowie als Anteil der in Anspruch genommen Grundflächen an der gesam-ten mit Freiflächenanlagen belegten Grundfläche.

Abb. 3-35 zeigt, wie unterschiedlich sich die Entwicklung de Anlagenbestands auch im Ver-lauf der Jahre darstellt, je nach Wahl der Bezugsgröße.

Bei Bezug auf die Nennleistung (Abb. 3-35 oben) sieht es für den Standorttyp mit landwirt-schaftlicher Vornutzung („Acker“) so aus, als sei das Anwachsen dieses Standorttyps auf Kosten der anderen seit 2005 angehalten und auf einem Anteil knapp über 60 % stabil. Der Anteil von Konversionsflächen mit militärischer Vornutzung bzw. Vornutzung Energiewirt-schaft/ Bergbau liegt 2005 und 2006 zwischen 20 % und 25 % Anteil an der Nennleistung, in 2004 sogar bei 38 %.

Im Gegensatz dazu zeigt der Bezug auf die Fläche (Abb. 3-35 Mitte) ein stetiges Anwachsen des Anteils „Acker“ an der gesamten von Freiflächenanlagen in Anspruch genommenen Grundfläche. Entsprechend wird der Flächenanteil der Konversionsflächen stetig verringert,


31.7.2007 75


ist aber in der Aufteilung auf die unterschiedlichen Standorttypen ähnlich wie bei Bezug auf die Nennleistung.

Bezogen auf die Anzahl Standorte wird bereits 2004 ein Anteil „Acker“ von 73 % erreicht, der sich in den nachfolgenden Jahren nur geringfügig verändert. Die anderen Konversionsflä-chen bieten sowohl von der Aufteilung wie vom zeitlichen Verlauf ein völlig anderes Bild als bei Bezug auf Fläche oder Nennleistung. Deponien (K-Abf) erreichen hier in 2005 und 2006 Anteile von rund 10 %, der Anteil der anderen Konversionsflächen liegt nur bei rund 15 %. Konversionsflächen vom Typ Gewerbe zeigen bei Bezug auf Anzahl Standorte seit 2004 ähnliche hohe Anteile wie Konversionsflächen mit Vornutzung Militär bzw. Energiewirtschaft/ Bergbau.

Daher ist festzuhalten:

Erst die Zusammenstellung aller drei Bezugsgrößen ergibt das vollständige Bild von der Entwicklung der Anteile der Standorttypen. Die wachsende Inanspruchnahme von Flächen mit landwirtschaftlicher Vornutzung durch die Zunahme der nachgeführten Anlagen spiegelt sich am besten bei Bezug auf die Grundfläche. Die wachsende Zahl von Deponiestandorten bei eher kleiner Nennleistung der Anlage und sehr guter Flächennutzung zeigt sich in der Zusammenschau von großen Anteilen bei Bezug auf Anzahl Standorte, kleinen Anteilen bei Bezug auf Nennleistung und noch stärker verringerten Anteilen bei Bezug auf die Grundflä-che für den Standorttyp Deponien (K-Abf).

Alle drei Bezugsgrößen sind bei der Wahrnehmung einer Anlage im Landschaftsbezug wich-tig. Akzeptanzprobleme können durch die reine Größe der Anlage bedingt sein, aber ebenso durch eine Vielzahl kleinerer Installationen immer wieder auf einem bestimmten Standorttyp.


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2001 2002 2003 2004 2005 2006


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2001 2002 2003 2004 2005 2006


Ant

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K-VkK-MilK-EBbK-AbfGA

Abb. 3-35: Anteil der Standorttypen am Gesamtbestand im Lauf der Berichtsjahre 2001 bis

2006, bezogen auf die Nennleistung (oberes Bild), auf die Grundfläche (Mitte, Daten-bestand Fläche ergänzt) und auf die Anzahl der Standorte (Bild unten). Abkürzungen wie in Tab. 3-8.


31.7.2007 77


3.7 Regionale Schwerpunktbildung der Anlagenstandorte

Selbst bei umwelt- und landschaftsverträglicher Ausgestaltung der Einzelanlage kann eine örtliche oder regionale Häufung der Anlagen dazu führen, dass Beeinträchtigungen ausge-macht werden und Akzeptanzprobleme entstehen.

Der vorhergehende Abschnitt hat anhand der Kostenanalyse dargestellt, dass in 2005/2006 eine Konzentration auf besonders ertragreiche Standorte erfolgt ist. Im Folgenden soll nach-gezeichnet werden, wie sich diese Konzentrationsbewegung bislang regional ausgewirkt hat.

3.7.1 Verteilung auf Bundesländer

Für die Freiflächen bilden sich seit 2004 drei Schwerpunktregionen heraus (Abb. 3-36, Abb. 3-37):

a) Bayern

b) das Rhein-Main-Saar-Gebiet mit Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz und Saarland

c) Sachsen

Von allen Bundesländern nimmt Bayern wegen seiner guten Einstrahlungswerte eine Son-derstellung ein. Rund 70 % aller bestehenden Anlagen (69 % nach Anzahl, 70 % nach Nenn-leistung, 73,5 % nach Fläche) liegen in Bayern.

Der Anteil der Standorte Rhein-Main-Saar und Sachsen wächst und verdrängt Standorte in anderen Bundesländen. 2006 werden mehr als 95 % der Anlagen (über 96 % nach Nennleis-tung oder Fläche) in den drei genannten Schwerpunktregionen installiert. Im Gesamtbestand liegen 81 % aller Standorte (88 % nach Nennleistung bzw. Fläche) in den Schwerpunktregi-onen.


31.7.2007 78


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20%

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2001 2002 2003 2004 2005 2006

Jahr Zubau

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eil a

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ges

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ung

andereSNBW+RP+SLBY

Abb. 3-36: Entwicklung des Anteils der Schwerpunktregionen am

jährlichen Zubau, bezogen auf die Nennleistung

0%

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2001 2002 2003 2004 2005 2006

Jahr Zubau

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ubau

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gen

auf A

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l

andereSNBW+RP+SLBY

Abb. 3-37: Entwicklung des Anteils der Schwerpunktregionen am

jährlichen Zubau, bezogen auf die Anlagenzahl


31.7.2007 79


Die Wahrnehmung der Anlagen in den drei Schwerpunktregionen wird sehr verschieden sein. Die südwestdeutsche Region Rhein-Main-Saar (vgl. Tab. 3-10, BW+RW+SL) hat die kleinste mittlere Anlagenleistung und den niedrigsten Flächenbedarf. Umgekehrt hat Sach-sen eine fast doppelt so große mittlere Anlagenleistung bei erhöhtem Flächenaufwand. Bay-ern schließlich zeigt auf Grund der Standorte mit nachgeführten Anlagen den größten Flä-chenbedarf bei durchschnittlicher Leistung pro Anlage.

Tab. 3-10: Kennwert der Schwerpunktregionen

Region durchschnittl. Leistung

[MWp] pro Anlage durchschnittl. Fläche [ha]

pro Anlage durchschnittl. spezif. Fläche

[ha/ MWp] BY 1,19 4,9 4,1

BW+RP+SL 1,18 3,5 3,0 SN 2,01 7,9 4,0

3.7.2 Schwerpunkte der Standorttypen in den Bundesländern

Die unterschiedlichen Standorttypen haben klare regionale Schwerpunkte. Wie bereits in Kap. 2 beschrieben, hat Bayern einen weitaus höheren Flächenanteil für den Standorttyp „Acker“ als die anderen Bundesländer. Wie groß der Unterschied zwischen Bayern und den anderen Bundesländern ist, macht Abb. 3-38 deutlich.

Bezieht man die Flächenanteile der Standorttypen jeweils auf die im jeweiligen Bundesland in Anspruch genommene Grundfläche, erreicht der Standorttyp „Acker“ in Bayern einen An-teil von 86%, in allen anderen Bundesländern sind es weniger als 25 %. In Bayern erreicht nur die Konversionsfläche „Militär“ maßgebliche Flächenanteile, alle anderen Flächenanteile bleiben marginal. In den anderen Bundesländern erreichen die Anteile der Konversionsflä-chen an der in Anspruch genommenen Grundfläche zusammen über 75 %. Für die anderen Bundesländer werden also Flächen mit landwirtschaftlicher Vornutzung nur sehr wenig für Freiflächenanlagen in Anspruch genommen, umgekehrt sind in Bayern – im Mittel über alle Anlagen – nur 20 % aller genutzten Flächen Konversionsflächen und diese nahezu aus-schließlich Flächen mit Vornutzung Militär.


31.7.2007 80


69%86%

23%

0%

20%

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100%

alleBundesländer

Bayern andereBundesländer

Ant

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K-VkK-MilK-EbbK-AbfGA

Abb. 3-38: Anteil der Standorttypen nach Grundfläche, bezogen auf die gesamte in Deutschland

genutzte Grundfläche („alle Bundesländer“), auf die in Bayern genutzte Grundfläche („Bayern“) und die in allen anderen Bundesländern außer Bayern genutzte Grundfläche („andere Bundesländer“).

Abgesehen von diesen bayerischen Konversionsflächen mit Vornutzung Militär (z. B. Anlage Pocking, 10 MWp) liegen fast alle anderen Konversionsflächen außerhalb Bayerns. Auch an der Anzahl der Standorte mit landwirtschaftlicher Vornutzung lässt sich die Sonderstellung Bayerns ablesen. Von den 118 Standorten vom Typ „Acker“ liegen 98 Standorte in Bayern, nur 20 Standorte verteilen sich auf alle anderen Bundesländer.

Betrachtet man zunächst nur die Unterscheidung „Acker“/ „Konversionsfläche“ für die einzel-nen Bundesländer(Abb. 3-39) zeigt sich, dass neben Bayern nur in Hessen und in Schles-wig-Holstein der überwiegende Anteil der Freiflächen auf dem Standorttyp „Acker“ installiert ist. Bundesländer wie Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen haben Anteile „Acker“ deutlich unter 10 %, Baden-Württemberg erreicht knapp über 10 %.


31.7.2007 81


0% 20% 40% 60% 80% 100%

BBBWBYHEMVNSRPSHSLSNSTTH

Acker Konversionsfläche

Abb. 3-39: Aufteilung der genutzten Grundfläche nach Standortgruppen „Acker“ und „Konver-sionsfläche“ für die einzelnen Bundesländer.

Die Aufteilung der einzelnen Standorttypen auf die Bundesländer lässt sich aus Abb. 3-40 ablesen. Dort wird die Aufteilung der gesamten für einen bestimmten Standorttyp in An-spruch genommenen Fläche auf die Bundesländer dargestellt.

Über 91 % aller bundesweit in Anspruch genommenen Flächen mit landwirtschaftlicher Vor-nutzung (gesamt 511 ha) liegen in Bayern, nämlich 466 ha. Weitere 3,6 % (rund 18 ha) fin-den sich in Schleswig Holstein. Auf alle anderen Bundesländer entfallen also nur 5 %, d.h. rund 27 ha.

Die Belegung von Konversionsflächen mit gewerblicher Vornutzung teilen sich vorrangig Bayern (38 %), Baden-Württemberg und Rheinland-Pfalz (25 % bzw. 22%). Sachsen trägt einen Anteil von 10 % bei.

Bezogen auf alle für Freiflächenanlagen genutzten Deponieflächen stellt Baden-Württemberg mehr als 50 %. Bayern liegt hier gleichauf mit Sachsen (12 % bzw. 10 %), gefolgt von Nie-dersachsen, Hessen, Mecklenburg-Vorpommern und Thüringen, Hessen mit jeweils 5 % bis 7 %..

Flächen mit Vornutzung Energiewirtschaft/ Bergbau werden zu fast 80 % in östlichen Bun-desländern in Anspruch genommen, die restlichen 20 % im Saarland, Bayern und Baden-Württemberg.


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0% 20% 40% 60% 80% 100%

A

G

K-Abf

K-EBb

K-Mil

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BY BW RP SL HE NS SH SN ST TH BB MV

Abb. 3-40: Verteilung der für Freiflächenanlagen genutzten Gesamtfläche der einzelnen Standorttypen auf die Bundesländer, Anlagenbestand 2006

Umgekehrt trägt bis 2006 von den östlichen Bundesländern nur Sachsen mit 15 % zur Nut-zung von militärischen Konversionsflächen bei, zu über 80 % werden solche Flächen in Bay-ern und Rheinland-Pfalz genutzt. Schleswig-Holstein trägt mit rund 3 % einen überraschend hohen Anteil bei.

Bei Konversionsflächen aus dem Bereich Verkehr entspricht die Aufteilung den drei genutz-ten Standorten (Flughafen Kaufbeuren/ Bayern, Flughafen Saarbrücken, Lärmschutzwall in Sachsen).

Wie sich diese Verteilung auf die Bundesländer durch zukünftige Freiflächenanlagen ver-schieben wird, ist noch nicht auszumachen. Die Ankündigungen der für 2007/ 2008 geplan-ten Anlagen ergeben noch kein einheitliches Bild. Mit dem Baubeginn für die im Endausbau 40 MWp große Anlage auf dem ehemaligen Flughafen Brandis ist ein deutliches Signal für Konversionsflächen gesetzt. Das Interesse von Deponiebetreibern, in der Stilllegungsphase eine Freiflächenanlage zu nutzen, nimmt gleichfalls zu. Andererseits sind eine Reihe sehr großer nachgeführter Anlagen auf Flächen mit landwirtschaftlicher Vornutzung in Bayern angekündigt.

Aus den Tendenzen 2005 und 2006 lässt sich aber bereits jetzt ablesen, dass für Anlagen außerhalb Bayerns und dort auf Konversionsflächen der Zelltyp Cadmiumtellurid überpropor-tional eingesetzt wird. Bezogen auf den gesamten Zubau hielt Cadmiumtellurid in 2005 einen Anteil von 19 % und in 2006 einen Anteil von 29 % (bezogen auf die Nennleistung gesamt). Wenn man nur den Zubau auf Konversionsflächen außerhalb Bayerns betrachtet, lagen die Anteile für Cadmiumtellurid in 2005 über 20 %, aber in 2006 bei über 37 %. Zugespitzt läst sich formulieren, dass sich Cadmiumtellurid zunehmend zum Leistungsträger des Zubaus


31.7.2007 83


auf Konversionsflächen außerhalb Bayerns entwickelt. Dies wird sich in 2007 durch die gro-ße Anlage in Brandis (Konversionsfläche Militär in Sachsen) fortsetzen.

3.7.3 Regionale Konzentration

Die Verteilung nach Bundesländern liefert ein recht grobes Bild. Untersucht man die Vertei-lungen der Freiflächenanlagen auf dem Raster zweistelliger Postleitzahlenbereiche, stellt man fest, dass der Schwerpunkt der installierten Leistung und der beanspruchten Flächen in nur neun Bereichen liegt. Diese umfassen rund 70 % der bundesweiten Nennleistungen und Flächen, stellen aber nur die Hälfte der Standorte – das heißt in diesen Gebieten sind die großen Freiflächenanlagen konzentriert.

Tab. 3-11: Schwerpunktregionen mit FFA, bezogen auf Postleitzahl-Bereiche

Postleit-region Regionsbezeichnung

04xxx Sachsen: Leipzig, Torgau, Falkenberg, Altenburg

06xxx Sachsen: Halle an der Saale, Dessau, Quedlinburg, Zeitz

66xxx Saarland: Saarbrücken, Neunkirchen, Zweibrücken, Pirmasens

67xxx Rheinland-Pfalz: Ludwigshafen, Kaiserslautern, Worms, Speyer

85xxx Bayern- Oberbayern: Ingolstadt, Dachau, Freising, München

86xxx Bayern – Schwaben: Augsburg, Landsberg, Nördlingen, Donauwörth

91xxx Bayern - Mittelfranken: Nürnberger Umland, Erlangen, Ansbach, Gunzenhausen

92xxx Bayern – Oberpfalz: Amberg, Neumarkt in der Oberpfalz, Weiden i.d. OPf., Schwandorf

94xxx Bayern - Niederbayern: Passau, Landau, Regen, Straubing

97xxx Bayern - Unterfranken: Würzburg, Schweinfurt, Bad Kissingen, Wertheim


31.7.2007 84


Abb. 3-41: Geographische Lage der Postleitregionen und Regierungsbezirke Bayern

Der Raum 04xxx beschreibt das sogenannte „Chemnitzer Wolkenloch“, nämlich das Dreieck Chemnitz-Leipzig-Dresden. Auf Grund besonderer topographischer und meteorologischer Bedingungen40 liegt hier eine „Sonneninsel“ mit deutlich erhöhten Einstrahlungswerten.

Abb. 3-42 zeigt die Anteil der Schwerpunktbereiche PLZ an Anzahl der Standorte, an der gesamten Nennleistung sowie an der gesamten Grundfläche. Je nach Anlagenausführung zeigen sich bei dieser Betrachtung kleiner räumlicher Einheiten typische Unterschiede zwi-schen Flächen- und Nennleistungsanteilen. Beispielsweise wird der im Vergleich mit dem Leistungsanteil erhöhte Flächenanteil im Raum Würzburg (97xxx) durch die sehr große nachgeführte Anlage am Standort Erlasee verursacht. Im Raum Passau-Deggendorf (94xxx) sind die Verhältnisse umgekehrt, da dort überwiegend Si kristallin auf gut ausgenutzten Flä-chen installiert wurde.

Auffallend sind die hohen Anteile einzelner PLZ-Bereiche am Gesamtbestand Nennleistung bzw. Grundfläche. Fast 55 % der bundesweit installierten Anlagenleistung liegt in den darge-stellten sechs bayerischen Postleitregionen, die dort beanspruchte Fläche entspricht fast 60 % der bundesweit von Freiflächenanlagen beanspruchten Flächen. Allein in den drei PLZ-Bereichen 92xxx, 94xxx und 97xxx liegen nahezu ein Viertel der Standorte aller deutschen Freiflächenanlagen. Bezogen auf die gesamte Grundfläche bzw. die gesamte Nennleistung stellen diese Standorte (also diese drei Postleitregionen) rund ein Drittel des Gesamtbe-stands.

40 Siehe Chemnitzer Freie Presse, Ausgabe 20.06.2006


31.7.2007 85


0%

10%

20%

30%

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50%

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nach Anzahl Standorte nach genutzterGrundfläche

nach Nennleistung

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97xxx 94xxx 92xxx 91xxx 86xxx 85xxx 67xxx 66xxx 04xxx 06xxx andere

Abb. 3-42: Anteil der Schwerpunktbereiche nach Postleitzahlen

Die Aufteilung nach Standorttypen in den PLZ-Bereichen (Abb. 3-43) zeigt die bereits mehr-fach angesprochene Zweiteilung: Sehr stark überwiegender Standorttyp landwirtschaftliche Vornutzung in Bayern, ganz überwiegende Nutzung von Konversionsflächen außerhalb Bay-erns. In mehreren PLZ-Bereichen innerhalb Bayerns wird ausschließlich auf Flächen mit landwirtschaftlicher Vornutzung installiert, umgekehrt nutzen Freiflächenanlagen im PLZ-Bereich 04xxx (Sachsen) ausschließlich Konversionsflächen.


31.7.2007 86


0% 20% 40% 60% 80% 100%

04xxx06xxx66xxx67xxx85xxx86xxx91xxx92xxx94xxx97xxx

PLZ-

Ber

eich

Acker Konversionsfläche

Abb. 3-43: Verhältnis von Acker- zu Konversionsfläche in den PLZ-Schwerpunktbereichen

Zusammengefasst treten PV-Freiflächenanlagen regional völlig unterschiedlich in Erschei-nung:

• in den benannten bayerischen PLZ-Bereichen als Installationen vorwiegend mittlerer Größe, ganz überwiegend auf Flächen mit landwirtschaftlicher Vornutzung

• in den Rhein-Main-Saar-Gebieten als Anlagen kleinerer und mittlerer Größe mit guter Flächennutzung, ganz überwiegend auf Konversionsflächen

• In Sachsen als fast immer große bis sehr große Anlagen, ausschließlich auf Konversi-onsflächen.

3.7.4 Zukünftige Regionalentwicklungen

Aus den Ankündigungen für 2007/ 2008 ergibt sich folgendes Bild:

• Für Bayern ist überwiegend der Einsatz Si-kristallin auf nachgeführten Anlagen mittlerer Größe angekündigt. Der Flächentyp landwirtschaftliche Vornutzung dominiert weiter.

• Im Rhein-Main-Saar-Bereich wird die bestehende Entwicklung (kleinere bis mittlere Anla-gen, vorwiegend Konversionsflächen) fortgesetzt, schwerpunktmäßig mit Modulen auf Basis Cadmiumtellurid in Reihenaufstellung.

• In Sachsen sind sehr große Anlagen bereits in Bau, auf Konversionsflächen und mit Mo-dulen auf Basis von Cadmiumtellurid.

• 2008 sollen auf größeren Flächen aus militärischer Vornutzung (ca. 200 ha) in Branden-burg PV-Freiflächenanlagen erstellt werden.

Es ist also – wenn der Kostendruck Raum für Anpassungen lässt – zunächst nicht damit zu rechnen, dass die Konzentration auf Standorte in Bayern zunimmt.


31.7.2007 87


3.8 Erträge

Für 81 der 159 Anlagen (mit 138 MWp Nennleistung von insgesamt 186 MWp) liegen Anga-ben zu den erwarteten Erträgen vor. Diese Erträge werden in Abb. 3-44 als spezifische Er-träge bezogen auf die Nennleistung im Verlauf über die Jahre dargestellt. Dabei handelt es sich um sogenannte garantierte Erträge oder kaufmännische Ertragsprognosen, d. h. gutach-terliche Ertragsprognosen, die den mittleren Ertragswert (Energie Einspeisung) für 20 Jahre angeben, abzüglich eines Sicherheitsabschlags von typisch 2 % bis 4 % für methodische Unsicherheiten. Alterung der Module und Anlagenausfall wegen Reparatur und Wartung sind dabei bereits in die Ertragsprognosen eingerechnet.

930957

927

9911020

1073

930954 948

981 9991025

800

900

1000

1100

1200

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Jahr Zubau/ Bestandsaufnahme

spez

if. E

rtrag

[kW

h/ k

Wp]

Zubau Bestand

Abb. 3-44: Entwicklung der spezifische Erträge aus kaufmännischen

Ertragsprognosen Angaben aus 81 von 159 Anlagen (138 MWp von insgesamt 186 MWp im Bestand 2006)

Die so berechneten spezifischen Erträge liegen bereits ab Zubau 2004 nahe 1000 kWh/kWp. Der Zubau nachgeführter Anlagen und die Konzentration auf besonders ertragreiche Stand-orte in 2006 lässt den Wert für die neu zugebauten Anlagen auf knapp 1100 kWh/kWp an-steigen. Damit wächst auch der spezifische Wert im Bestand (dieses reduzierten Datensat-zes) auf 1025 kWh/kWp.

Freiflächenanlagen sind also PV-Anlagen mit sehr hohen spezifischen Erträgen. Der Bezug der Freiflächenanlagen zum gesamten PV-Markt lässt sich daher sachgerechter eher über einen Vergleich der Erträge herstellen als über einen Vergleich der Nennleistungen.

Als erste grobe Schätzung kann man die Ertragszahlen des eingeschränkten Datensatzes umrechnen auf den gesamten Anlagenbestand. Da der eingeschränkte Datensatz bereits 75 % aller Nennleistungen enthält, erscheint diese Hochrechnung gerechtfertigt. Nutzt man


31.7.2007 88


die kürzlich vom BMU veröffentlichten (teilweise vorläufigen) Zahlen zum Gesamtertrag aller Photovoltaikanlagen41, ergibt sich der in Abb. 3-45 dargestellte Verlauf über die Jahre.

Nach Nennleistungen wächst der Anteil der Freiflächenanlagen am Gesamtbestand der Pho-tovoltaikanlagen stetig. Die Freiflächeninstallationen wachsen also schneller als der Ge-samtmarkt.

Das zeigt sich zum einen bei den Anteilen am jährlichen Zubau. 2002 wurden mit der ersten Generation der sehr großen Freiflächenanlagen (z. B. Hemau, Markstetten, Sonnen) über 8 MWp Nennleistung zugebaut – fast doppelt so viel wie in 2003. Gegenüber dem Zubau im Gesamtmarkt von rund 80 MWp ergibt sich der „Ausreißer“ von 10%. In 2003 trifft eine ge-ringe Freiflächenaktivität (< 5 MWp) auf einen nahezu verdoppelten Gesamtmarkt (150 MWp) mit einem entsprechen niedrigen Anteilswert. In 2004 – mit der Gültigkeit des novellierten EEG – ist die Nennleistung der zugebauten Freiflächenanlagen neunmal so hoch wie in 2003, der Gesamtmarkt hat sich „lediglich“ vervierfacht. Daher springt der Frei-flächenanteil auf den doppelten Wert. In 2005 wächst der Zubau im Gesamtmarkt wieder etwas schneller als die Freifläche. Der Anteil im Zubau ist leicht rückläufig, der Anteil am Gesamtbestand wächst weiter. Erstaunlicherweise ist gerade in 2006 der Zubau an Freiflä-chenanlagen stärker gewachsen als der Gesamtmarkt. Damit wächst auch der Anteil am Gesamtmarkt um mehr als 10 % des Wertes aus 2005 auf 6,6 % Ende 2006.

1,5%

10,3%

3,2%

6,9%6,4%

7,9%

0,7%

3,6% 3,5%

5,5% 5,9%6,6%

0%

2%

4%

6%

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10%

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Jahr Zubau/ Jahr Bestandsaufnahme

Ant

eil F

reiflä

che

nach

N

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ung

an P

V g

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t

Zubau Bestand

Abb. 3-45: Anteil der Freiflächenanlagen an der gesamten Stromerzeugung Photovoltaik

(Hochrechnung aus den Ertragsangaben von Abb. 3-44 auf den Anlagenbestand der an-gegebenen Jahre)

41 „BMU 2007:“ „Entwicklung der erneuerbaren Energien im Jahr 2006 in Deutschland“, Stand Juni 2007


31.7.2007 89


Die Hochrechnung für die Erträge zeigt einen Gesamtertrag (genauer gesagt: den mittleren Erwartungswert des Ertrags über 20 Jahre) aller Freiflächenanlagen, der in 2005 erstmals 100 GWh/a überschreitet und in 2006 knapp 200 GWh/a beträgt. Der ertragsbezogenen An-teil der Freiflächenanlagen am Ertrag des Gesamtbestands Photovoltaik liegt für 2004 bei 10 %, und geht bis 2006 geringfügig auf 9,5 % % zurück42. Dabei ist zu berücksichtigen, dass der dargestellte Gesamtertrag der Freiflächenanlagen einen mittleren Erwartungswert über 20 Jahre darstellt, während in die zum Vergleich genutzten Zahlen des Gesamtbe-stands aller PV-Anlagen die Wettersituation des aktuellen Jahres eingeht. Insofern stellen die dargestellten ertragsbezogenen Anteile eine Unterschätzung der tatsächlichen Anteile dar.

0,9%

4,8% 4,3%

9,9%8,7%

9,5%

04080

120160200240

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007


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ag F

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0%2%4%6%8%10%12%

Ant

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ag

FFA

an

PV

ges

amt

Ertrag alle FFA Anteil Ertrag FFA an PV gesamt

Abb. 3-46: Schätzung des Gesamtertrags aller Freiflächenanlagen im jeweiligen Jahresbestand und Anteil an der Stromproduktion des Gesamtmarkts.

42 Das scheinbar paradoxe Ergebnis (steigende spezifische Erträge und steigende Anteile an gesamt führen zu einem Rück-gang des Anteils an Erträgen) liegt an der Struktur der Statistik der Gesamtanlagen. Dort wachsen die spezifischen Erträge seit 2004 jedes Jahr schneller als die spezifischen Erträge aus Freiflächenanlagen.


31.7.2007 90


4 Kosten und Wirtschaftlichkeit

4.1 Leistungsbezogene spezifische Investitionskosten

In der Datenbank, die zur Dokumentation des Anlagenbestands geführt wird, sind zum Stand vom 31. Mai 2007 insgesamt 99 Projekte enthalten, für die die Investitionskosten bekannt sind. Wie auch in Kapitel 2 fanden Anlagen kleiner 90 kWp sowie vor dem Inkrafttreten des EEGs im Jahr 2000 errichtete Anlagen keine Berücksichtigung.

Bei der Ermittlung der durchschnittlichen spezifischen Anlagenkosten bezogen auf das Inbe-triebnahmejahr muss in Betracht gezogen werden, dass nachgeführte Freiflächenanlagen bezogen auf die Leistung deutlich teurer sind, als solche mit feststehenden Generatoren. Die Datenbank enthält zum Teil sehr große Projekte mit der aufwändigeren Nachführtechnik, die sich je nach Inbetriebnahmejahr auf die Mittelwertbildung bei den Kosten auswirken (Abb. 4-1).

Entwicklung der spezifischen Investitionskosten nach Jahren

4.816

4.440 4.470 4.5444.229 4.303

3.956

4.520

5.572

4.5204.778

5.572

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Spez

ifisc

he In

vest

ition

skos

ten

[€/k

Wp]

alle Anlagen feststehende Generatoren

Datenbasis: 99 von 159 Anlagen in Betrieb

Abb. 4-1: Entwicklung der spezifischen Investitionskosten nach Jahren aufgeteilt nach fest-stehenden Generatoren und der Gesamtheit aller Anlagen

Bei allen Anlagen ist eine deutliche Reduktion der Kosten im Zeitraum von 2001 bis 2004 zu erkennen, danach ist allerdings keine weitere signifikante Abnahme festzustellen. Die über alle Anlagen gemittelten Kosten bewegen sich ab 2003 zwischen 4.400 und 4.550 €/kWp, ohne allerdings eine Tendenz erkennen zu lassen. Die Kostenanalyse für die feststehenden


31.7.2007 91


Generatoren ergibt ab 2003 ebenfalls keine eindeutige Tendenz, im Jahr 2006 war jedoch eine deutliche Kostenreduktion auf rund 4.000 €/kWp zu verzeichnen. Der Unterschied zwi-schen den Gruppen „alle Anlagen“ (gelbe Balken) und „feststehende Generatoren“ (rote Bal-ken) ist im Jahr 2006 am stärksten, während er 2002 und 2005 schwächer ausfällt. In den Jahren 2001 und 2003 gingen offensichtlich keine nachgeführten FFA in Betrieb.

Für die Gruppe der Anlagen mit feststehenden Generatoren wurde die Berechnung der mitt-leren spezifischen Investitionskosten um die Differenzierung nach Zelltechnologie ergänzt. Der Mittelwert der Kosten bei den Waferzellen liegt zu Beginn der Betrachtung im Jahr 2001 zunächst bei rund 5.600 €/kWp. Danach sinken die Kosten bis auf einen Wert von gut 4.100 €/kWp im Jahr 2006 (Abb. 4-2).

Entwicklung der spezifischen Investitionskosten nach Zelltechnologie und

4.0004.298

4.024 4.0733.774

4.8044.569

4.276 4.4034.134

5.572

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Spez

ifisc

he In

vest

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skos

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[€/k

Wp]

Dünnschicht Wafer

Nur feststehende Generatoren; 99 von 159 Anlagen in Betrieb

Abb. 4-2: Entwicklung der spezifischen Investitionskosten nach Jahren und Zelltechnologie

Die Kostenentwicklung bei den Anlagen mit Dünnschichttechnik verläuft über den gesamten Zeitraum (2002 bis 2006) uneinheitlich zwischen 3.800 und 4.300 €/kWp. Von 2005 auf 2006 war wie bei den Wafer-Anlagen ein Absinken der spezifischen Investitionskosten um annä-hernd 300 €/kWp zu beobachten.

Führt man die Kostenanalyse in Abhängigkeit der Anlagengröße mit Hilfe von Leistungsklas-sen durch, ergibt sich das in Abb. 4-3 dargestellte Bild. Es sind wiederum nur die FFA mit feststehenden Generatoren erfasst.


31.7.2007 92


In allen fünf Leistungsklassen sind die Anlagen mit Waferzellen signifikant teurer, als diejeni-gen mit Dünnschichttechnik. Der Mittelwert der Investitionskosten unterschreitet in keiner Leistungsklasse die Marke von 4.000 €/kWp. Der höchste Wert liegt bei rund 5.000 €/kWp, der niedrigste bei gut 4.100 €/kWp (Leistungsklasse > 5.000 kWp).

Mittlere spezifische Investitionskosten nach Leistungsklassen und Zelltechnologie

3.9714.183

3.872 3.878

4.459

4.960

4.372 4.4154.123

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

0-250 kWp 250-500 kWp 500-1.000 kWp 1.000-5.000 kWp >5.000 kWp

Spez

ifisc

he In

vest

ition

skos

ten

[€/k

Wp]

Dünnschicht Wafer

Nur feststehende Generatoren; 99 von 159 Anlagen in Betrieb

Abb. 4-3: Mittlere spezifische Investitionskosten nach Leistungsklasse und Zelltechnologie

Für die Dünnschichttechnik liegen die mittleren spezifischen Investitionskosten auch in die-ser Darstellung in einem engen Band um 3.900 €/kWp, wovon nur die Klasse von 250 bis 500 kWp nach oben abweicht. In der Leistungsklasse über 5 MWp wurde bisher noch keine Dünnschichtanlage realisiert. Ende April 2006 wurde mit dem Bau des Energiepark Waldpo-lenz in Brandis begonnen, der mit projektierten Kosten von 3.250 €/kWp für insgesamt 40 MWp deutlich geringere spezifische Investitionskosten aufweist.

4.2 Ertragsbezogene spezifische Investitionskosten

Wie bereits mehrfach, u.a. im Sachstandsbericht vom 15. 07. 2006 erläutert wurde, besteht eine weitere Möglichkeit, die verzerrenden Effekte der nachgeführten Anlagen beim Ver-gleich der spezifischen Kosten herauszurechnen, darin, mit ertragsbezogenen spezifischen Investitions- oder Anlagenkosten zu arbeiten. Diese werden durch den Quotienten der spezi-fischen Anlagenkosten und des Jahresertrags bestimmt. Eine Unterscheidung nach Anlagen mit feststehenden Generatoren und solchen mit Nachführung ist bei dieser Vorgehensweise nicht mehr notwendig.


31.7.2007 93


Für den Jahresertrag könnten einerseits gemessene Werte herangezogen werden, wobei dazu in der Datenbank nur sehr wenige, vereinzelte Eintragungen vorliegen. Eine weitere Möglichkeit besteht darin, den Prognosewert des Ertrags zu verwenden. Dieser Wert ist vor allem bei FFA, die mit Hilfe eines Solarfonds finanziert werden, über den Emissionsprospekt frei zugänglich. Andererseits wurden offensichtlich bei einer großen Zahl mehr oder weniger privat initiierter Projekte gar keine Ertragsprognosen erstellt oder es waren bislang keine Prognose- oder Messwerte in Erfahrung zu bringen. Die Anlagendatenbank weist 84 Einträ-ge beim Parameter „spezifischer Ertrag“ auf. Wird dieser Parameter mit den Investitionskos-ten verknüpft, um die ertragsbezogenen spezifischen Investitionskosten zu errechnen, dann verbleiben 71 sinnvolle Kombinationen. Demnach bewegen sich die ertragsbezogenen In-vestitionskosten von 2003 bis 2005 in einem engen Band zwischen 4,5 und 4,6 €/(kWh/a) und sind für das Jahr 2006 um annähernd 1,8 €/(kWh/a) seit 2001 gesunken (Abb. 4-4). Im Jahr 2006 konnte bei den ertragsspezifischen Investitionskosten ein um rund 0,3 €/(kWh/a) niedrigerer Wert im Vergleich zum Vorjahr verzeichnet werden.

Entwicklung der ertragsbezogenen spezifischen Investitionskosten

6,01

5,024,61 4,48 4,52

4,24

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Ertr

agsb

ezog

ene

spez

. Kos

ten

[€/(k

Wh/

a)]

Datenbasis: 71 Anlagen (2001 - 2006)

Abb. 4-4: Entwicklung der ertragsbezogenen spezifischen Investitionskosten

Die ertragsbezogenen spezifischen Investitionskosten sind über alle Anlagengrößen hinweg mit etwa 4,5 €/(kWh/a) nahezu konstant, eine Größendegression ist nur in einem engen Rahmen zu erkennen (Abb. 4-5).


31.7.2007 94


Ertragsbezogene spezifische Investitionskosten nach Leistungsklassen

4,52 4,55 4,47 4,444,65

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

0-250 kWp 250-500 kWp 500-1.000 kWp 1.000-5.000 kWp >5.000 kWp

Ertr

agsb

ezog

ene

spez

. Kos

ten

[€/(k

Wh/

a)]

Datenbasis: 71 Anlagen (2001 - 2006)

Abb. 4-5: Ertragsbezogene spezifische Investitionskosten nach Leistungsklassen

Die höheren Kosten der kleineren Anlagen lassen sich z. T. auch damit begründen, dass diese insbesondere in den ersten Jahren des Betrachtungszeitraumes errichtet wurden und damit entsprechend teuerer sind als jüngere Anlagen. Auf Grund der kleineren Datenbasis ist jedoch davon auszugehen, dass die errechneten ertragsbezogenen Werte in beiden Fällen eine geringere Verlässlichkeit aufweisen als die errechneten leistungsbezogenen Angaben (vgl. Kap. 4.1).

4.3 Daten zur Kostensituation, differenziert nach Technikvarianten

Durch die jährliche Degression der Vergütungssätze und die seit 2006 erhöhte Degression für Freiflächenanlagen entsteht ein erheblicher Kostendruck auf die Anbieter.

Die unterschiedlichen Technikvarianten können diesem Kostendruck zum einen durch eine Ertrags- oder Kostenoptimierung ihrer spezifischen Variante begegnen. Zum anderen bleibt – für alle gleichermaßen – die Konzentration auf besonders ertragreiche Standorte.

Nachfolgend wird versucht, die Kostensituation differenziert für die unterschiedlichen Techni-ken darzustellen. Dargestellt sind die Vollkosten für die Inbetriebnahme der Anlage (ohne Mehrwertsteuer). Dort, wo nur für den einzelnen Standort gültige Kostenanteile erkennbar sind (z.B. Miet- oder Pachtvorauszahlungen), sind diese abgezogen.


31.7.2007 95


Allgemein ist anzumerken, dass die Kosteneinträge unterschiedliche Qualität haben. Ein Großteil der Einträge stammt aus öffentlich zugänglichen Finanzierungsprospekten und ist daher zuverlässig. Andere Einträge – und zwar zunehmend in 2005 und 2006 – sind aus Presseveröffentlichungen der beteiligten Projektierer bzw. Generalunternehmer. Diese wer-den vielfach sehr stark gerundet, d.h. die einzelnen Kosten sind dort eher ungenau. Daher ist es derzeit nahezu unmöglich, mit den verfügbaren Daten Kostenveränderungen unterhalb 5 % abzubilden.

4.3.1 Leistungsbezogene spezifische Kosten der Technikvarianten

Die auf die Nennleistung bezogenen spezifischen Kosten (Tab. 4-1) zeigen zunächst deutlich niedrigere Kosten für die Dünnschichttechnik (a-Si und CdTe) im Vergleich mit Si kristallin (W). Die ursprünglich sehr hohen Unterschiede waren in 2004 etwas über 5 % gesunken und sind in den Folgejahren wieder ansteigend. Sie erreichen in 2006 knapp 10 % (Tab. 3-11).

Vor allem Cadmiumtellurid erreicht in 2006 stabil ein Kostenniveau deutlich unter 4 € /Wp43.

Für 2007 ist von juwi solar ein Kostenniveau von 3,60 €/Wp und weniger angekündigt, das hauptsächlich durch technische Optimierungen und Standardisierungen auf den großen Bau-flächen in Sachsen (Anlage Brandis) ermöglicht werden soll..

Tab. 4-1: Spezifische Kosten bezogen auf die Nennleistung

spezif. Kosten Nennleistung [€ pro Wp] 2001 2002 2003 2004 2005 2006 a-Si 4,00 4,19 3,93 3,87 CdTe 4,09 3,94 4,18 3,72 Si Wafer Reihenaufstellung 5,57 4,80 4,56 4,28 4,39 4,15 Si Wafer 1A horizontal 4,90 4,75 Si Wafer 1A geneigt 4,61 Si Wafer 2A 7,72 6,60 5,72 5,90 gesamt 5,57 4,82 4,52 4,44 4,47 4,54

Dies erreicht Si kristallin nicht, die mittleren Kosten bleiben auch in 2006 bei 4,15 €/Wp. Die spezifischen Kosten für Si kristallin mit starrer Ausrichtung steigen von 2004 nach 2005 um rund 2,5 %, und scheinen eine kräftige Absenkung von 2005 nach 2006 um 5 % zu erfahren. Dies liegt aber einzig am Übergewicht der mit 10 MWp sehr großen Anlage in Po-cking/Bayern, die mit 4 €/Wp vergleichsweise niedrige Kosten hatte und die mehr als die Hälfte der 2006 in dieser Kategorie verbauten Leistung stellt. Würde man diese Anlage nach

43 Die Variationen seit 2003 und der scheinbare Anstieg 2004 nach 2005 für Cadmiumtellurid ist in der Höhe, wie ihn die vorlie-genden Daten angeben, nicht repräsentativ für den Markt in diesen Jahren. Für die Anlagen mit Modulen auf Basis Cadmiumtel-lurid war nach eigenen Marktbeobachtungen von 2003 bis 2005 durchgängig ein mittleres Niveau von rund 4 €/ Wp zutreffend.


31.7.2007 96


2005 verschieben (dem Jahr, in dem mit der Installation begonnen wurde), würde sich für Si kristallin feststehend ein nahezu einheitlicher spezifischer Preis 2004 bis 2006 ergeben.

Angesichts der enormen Turbulenzen des Modulmarktes Si kristallin in 2005/ 2006 kann man daraus nicht auf technischen Stillstand schließen. Der Kostenanstieg für Module war real vorhanden und nicht unerheblich. Daher weist der „Stillstand“ der spezifischen System-Kosten gerade darauf hin, dass an anderer Stelle Kostenoptimierungen umgesetzt wurden.

Auffallend ist die Abnahme der spezifischen Kosten bei den einachsig nachgeführten Anla-gen in 2005 gegenüber 2004. Dies ist gegenläufig zu der Kostenentwicklung bei den nicht nachgeführten Anlagen Si kristallin. Hier scheinen – nach der Premiere mit dieser Technik in sehr großem Maßstab in 2004 – reale, technisch bedingte Kostensenkungen ermöglicht worden zu sein. Ähnlich verhält es sich bei der zweiachsigen Nachführung: der Kosten-sprung um mehr als 10 % nach unten markiert den Markteintritt eines neuen Anbieters mit einer technischen Neuentwicklung (SOLON-Mover), die aber bei der Umsetzung in zwei sehr großen Projekten nahezu gleiche Kosten liefert.

Für den gesamten Anlagenbestand ist seit 2004 eine geringfügige Erhöhung der leistungs-bezogenen Kosten festzustellen, d.h. man ist aus Sicht der leistungsbezogenen Kosten weit entfernt davon, die Degression der Einspeisevergütung auffangen zu können.

Tab. 4-2 zeigt den Vergleich zwischen Systemen mit Modulen auf Basis Dünnschichttechnik bzw. Si kristallin.

Tab. 4-2: Spezifische Kosten bezogen auf die Nennleistung, Vergleich Dünnschichttechnik und Si kristallin, jeweils feststehend

spezif. Kosten Nennleistung [€ pro Wp] 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Dünnschichttechnik gewichtet 4 4,09 4,04 4,09 3,75 Si Wafer Reihenaufstellung 4,80 4,56 4,28 4,39 4,15 Unterschied bezogen auf Si Wafer Reihenaufstellung -16,7% -10,3% -5,4% -6,7% -9,5%

Während der Rückgang 2005 nach 2006 bei Si kristallin weit hinter der Jahresdegression von 6,5 % zurückbleibt, scheint bei Dünnschichttechnik die Reduktion gegenüber 2005 sogar höher zu sein. Bezieht man sich aber auf die mittleren Kosten 2004 und die beiden Degres-sionschritte (-5 % in 2005, -6,5 % in 2006), wird deutlich, dass selbst für die Dünnschicht-technik die Kosten nicht analog zu den jährlichen Degressionen gesenkt werden konnten. Rechnerisch wäre dafür ein Kostenniveau unter 3,60 €/ Wp erforderlich, das um rund 4 % verfehlt wird.


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4.3.2 Ertragsbezogene spezifische Kosten der Technikvarianten

Die Analyse der leistungsbezogenen spezifischen Kosten hat gezeigt, dass die erhöhte De-gression auf der Kostenseite für Si kristallin gar nicht und auch für Dünnschichttechnik nur begrenzt aufzufangen war.

Mehr Informationen liefern die ertragsbezogenen spezifischen Kosten, für die hier Daten von 81 Anlagen mit insgesamt knapp 140 MWp ausgewertet werden konnten. Dieser Datensatz liefert praktisch gleiche leistungsbezogene spezifische Kosten. Ein direkter Vergleich mit der Analyse zu den leistungsbezogenen Kosten ist also möglich. Allerdings sind die vorliegenden Daten mit der zusätzlichen Unsicherheit belastet, die sich aus der unterschiedlichen Qualität der Ertragsprognosen ergibt. Gerechnet wird hier mit dem sogenannten kaufmännischen Ertrag, d.h. der wissenschaftlichen Ertragsprognose abzüglich der jeweiligen Sicherheitsab-schläge für Unsicherheiten und/oder begrenzte Verfügbarkeit, die der jeweilige Anbieter für notwendig oder gerechtfertigt hält. Zum einen sind die wissenschaftlichen Ertragsprognosen von unterschiedlicher Qualität, zum anderen werden die Abschläge von den einzelnen An-bietern unterschiedlich vorgenommen. Trotz dieser Unsicherheiten lassen sich an den Daten interessante Tendenzen ablesen.

Ein direkter Vergleich der unterschiedlichen Techniksegmente ist hier nicht sinnvoll, da die Erträge auch unabhängig von der eingesetzten Technik von den gewählten Standorten ab-hängen. Was hier – getrennt für jedes Techniksegment – interessiert, ist, inwieweit der Stag-nation der leistungsbezogenen Kosten durch ertragssteigernde Maßnahmen (optimale An-passung Wechselrichter, sonnenreiche Standorte etc.) entgegengewirkt werden konnte.

Die Darstellung in Tab. 4-3 zeigt, dass für Si amorph ab 2004 die ertragsbezogenen spezifi-schen Kosten gesunken sind, und zwar jeweils um einen Prozentsatz, der knapp die Hälfte der Jahresdegression beträgt.

Tab. 4-3: Ertragsbezogene spezifische Kosten

spezif. Projektinvestition für Jahresertrag [€ pro (kWh/a)] 2001 2002 2003 2004 2005 2006 a-Si 4,71 4,45 4,37 4,22 CdTe 4,59 3,74 Si Wafer Reihenaufstellung 6,01 5,01 4,61 4,52 4,54 4,20 Si Wafer 1A-hor 4,53 4,22 Si Wafer 1A-geneigt 3,97 Si Wafer 2A 6,65 4,90 4,68 4,61 gesamt 6,01 5,02 4,61 4,48 4,52 4,24

Für Cadmiumtellurid liegen auch die ertragsbezogenen spezifischen Kosten deutlich unter 4 € pro (kWh/a), gegenüber 2005 wird mit dem hier vorliegenden Datensatz eine Abnahme von mehr als 15 % angezeigt. Diese Differenz fällt hier aber möglicherweise zu hoch aus, da in 2005 die Anlagenerträge dieser Technik noch sehr konservativ abgeschätzt wurden.


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Si kristallin feststehend kann für den Wechsel 2004 auf 2005 keinerlei Kostensenkung vor-weisen, die Kostensenkung von 2005 auf 2006 fällt dann aber mit – 7,5 % ausreichend aus. Bezug auf den Kostenstand 2004 zeigt, dass mit einer Kostensenkung von –7,1 % nahezu zwei Drittel der Jahresdegressionen (2004 2006 : (1 - 0.95*0.935) = –11,2 %) aufgefan-gen werden konnten.

Bei den horizontal nachgeführten Anlagen konnte die Degression 2004 2005 (– 5 %) offen-sichtlich vollauf kompensiert werden (Kostensenkung – 7 %). Bei der zweiachsigen Nachfüh-rung (Kostensenkung 2004 2005 – 4,5 %) war dies 2004 2005 nur knapp möglich.

Auffallend sind die günstigen ertragsbezogenen Kosten für die Nachführvariante 1A-geneigt, die sogar noch etwas unter den ertragsbezogenen Kosten für feste Modulausrichtung („Rei-henaufstellung“) liegen und weit unter den ertragsbezogenen Kosten der zweiachsigen Nachführung. Dies bedeutet, dass der bei diesen Projekten erwartete Mehrertrag die Mehr-kosten für die Nachführung 1A-geneigt gegenüber der festen Modulausrichtung voll kompen-sieren kann.

Umgekehrt zeigt der hohe Kostensatz bei zweiachsiger Nachführung, dass bei den errichte-ten Anlagen zunächst kein Ertragsvorteil erzielt werden konnte.

Wie sich die leistungsbezogenen Kosten durch Bezug auf die Erträge verändern können, zeigen die Einträge für die zweiachsige Nachführung in 2005 und 2006 (Vergleich Tab. 3-11 mit Tab. 3-12). Die mittleren Kosten bezogen auf die Nennleistung lagen in 2006 höher, be-zogen auf den Ertrag aber niedriger. Das liegt daran, dass die Daten für 2005 durch eine nachgeführte Anlage an einem einstrahlungsschwächeren Standort (Borna/ Sachsen) domi-niert werden, in 2006 aber nur Anlagen an einstrahlungsreichen Standorten in Bayern einge-tragen sind. Der hohe Ertrag an diesen Standorten kehrt die Reihenfolge der Kosten um.

Für den gesamten Anlagenbestand zeigt sich bei den (entscheidenden) ertragsbezogenen Kosten, dass die Kosten 2006 rund 5 % unter den Kosten 2004 liegen. Damit ist knapp die Hälfte der Abnahme der Einspeisevergütung seit 2004 über die ertragsbezogenen Kosten abgefangen worden. Dies ist aber nur durch Ertragssteigerungen möglich und der weitaus größte Beitrag dazu kommt aus der Wahl sonnenreicher Standorte.

4.3.3 Kosten-Vergütungs-Relation (KVR) differenziert nach Technikvarianten

Um die ertragsbezogenen Kosten vor dem Hintergrund der Abnahme der Einspeisevergü-tung zu überprüfen, wird der Kennwert „Kosten-Vergütungs-Relation (KVR)“ genutzt. Der KVR-Wert ist das Verhältnis der ertragsbezogenen spezifischen Kosten zur spezifischen Einspeisevergütung. Abhängig von der Finanzierungsart ist ein Objekt dann attraktiv für den Kapitalmarkt, wenn der KVR-Wert nahe 10 liegt. Niedrigere Wert gestatten bessere Rendi-ten, höhere Werte fordern Einsparungen bei den Betriebs- und Verwaltungskosten, wenn die Rendite gewahrt bleiben soll.


31.7.2007 99


Am KVR-Wert lässt sich mit einem Blick ablesen, ob die ertragsbezogenen Kosten ausrei-chend niedrig sind, um mit der Degression der Vergütung Schritt zuhalten. Steigt der KVR-Wert an, ist dies nicht ausreichend gelungen, bleibt er gleich oder sinkt, war dies der Fall. Im Regelfall (übliche technische und kaufmännische Betriebs- und Nebenkosten) sollte der KVR-Wert ≤ 10 sein, um Rentabilität zu sichern. Für 2006 mit einer Einspeisevergütung von 0,406 € pro jährlicher kWh wird dieser Wert für ertragsbezogene spezifische Kosten ≤ 4,06 € pro kWh/a erreicht.

In Tab. 4-4 sind die Ergebnisse dargestellt44. Dabei wird lediglich mit 20 Jahrebeiträgen der Einspeisevergütung gerechnet, d.h. die zusätzlichen Vergütungen im Jahr der Inbetriebnah-me bleiben unberücksichtigt, genau so wie vorzeitige Teil-Inbetriebnahmen von Standorten, die die Ertragssituation verbessern. Der tatsächliche KVR-Wert für die installierten Anlagen kann sich daher in allen Jahren etwas günstiger darstellen.

Tab. 4-4: Kosten-Vergütungs-Relationen differenziert nach Zelltyp und Nachführvarianten

KVR Mittelwert Einzelanlagen 2001 2002 2003 2004 2005 2006 a-Si 9,78 9,74 10,07 10,40 CdTe 10,58 9,21 Si Wafer Reihenaufstellung 11,87 10,41 10,09 9,89 10,45 10,34 Si Wafer 1A-hor 9,91 9,73 Si Wafer 1A-geneigt 9,78 Si Wafer 2A 13,83 10,71 10,77 11,36 gesamt 11,87 10,45 10,09 9,81 10,42 10,45

Erkennbar wird in Tab. 4-4, dass für alle Anwendungen Si kristallin die Anpassung an die Vergütungsdegression in 2005 und 2006 nicht vollständig gelingt. Dabei ist für einige Berei-che die Situation in 2005 sogar schlechter (höhere KVR-Werte) als in 2006. Man liegt deut-lich über den guten KVR-Werten aus 2004.

Um die Rentabilität trotz erhöhter KVR-Werte zu erhalten, sind Einsparungen bei den Be-triebs- und Finanzierungskosten erforderlich. Dass dies nicht ausreichen wird, die guten KVR-Werte aus 2004 zu erreichen, kann man mit einer einfachen Abschätzung rasch erken-nen. Gefordert ist eine Kostensenkung von rund 5 % der Einspeisevergütung. Setzt man die Summe aller Betriebskosten (hoch gegriffen) mit rund 15 % der Einspeisevergütung an, kä-me dies einer Senkung der Betriebskosten um 30 % gleich, wobei der Kostendruck durch steigende Kapitalmarktzinsen hierbei noch völlig unberücksichtigt ist.

44 Die angegebenen KVR-Werte stellen das gewichtete Mittel aus den jeweiligen Segmenten dar. Eine Darstellung als Mittel-wert der Einzelwerte wurde nicht gewählt, da in 2005 und 2006 vielfach mehrere PV-Anlagen zu einem einheitlichen Finanzie-rungsprodukt gebündelt wurden. Die Darstellung orientiert sich damit an den Finanzierungsprodukten der großen Anbieter und bildet damit die Bedingungen für mittelständische Anbieter mit kleineren Anlagenleistungen günstiger ab, als sie sich tatsächlich darstellen. Für das genannte Anbietersegment ist ein Zuschlag von rund 5 % auf die angegebenen KVR-Werte angemessen.


31.7.2007 100


Auffallend in Tab. 4-4 ist die besondere Dynamik des KVR-Wertes bei Cadmiumtellurid. In 2006 sinkt der KVR-Wert für Cadmiumtellurid von einem erhöhten Wert in 2005 schlagartig in die „Gewinnzone“ (KVR < 10) und wird deutlich attraktiver als die Gruppe Si kristallin mit fester Modulausrichtung. Der Unterschied beträgt mehr als 10 %.

Ebenfalls auffällig sind die günstigen KVR-Werte der einachsig nachgeführten Anlagen, die von 2004 bis 2006 immer niedriger liegen als die Werte für feste Modulausrichtung. Die von 2005 auf 2006 nahezu unveränderten ertragsbezogenen spezifischen Kosten der zweiachsi-gen Nachführung führen bei der niedrigeren Einspeisevergütung 2006 zu einem deutlich erhöhten KVR-Wert (der tatsächlich aber durch frühzeitige Teil-Inbetriebnahmen noch in 2005 bzw. hohe Beiträge aus dem Inbetriebnahmejahr abgemildert war).

Zusammengefasst heißt das:

- die leistungsbezogenen Kosten sinken nur im Marktsegment Dünnschichttechnik, dort vor allem im Bereich Cadmiumtellurid.

- für Si kristallin sinken die leistungsbezogenen Kosten praktisch nicht, was angesichts der Kostensteigerungen für Module Si kristallin nur durch Kostenreduktionen in ande-ren Bereichen möglich ist.

- Das Marktsegment Si kristallin (nachgeführt und feststehend) senkt die ertragsbezo-genen Kosten durch ein Ausweichen auf sehr ertragreiche Standorte und durch Er-tragssteigerungen der PV-Systeme. Dies allein ist in vielen Fällen nicht ausreichend, die KVR-Werte steigen auf Werte über 10. Der Anstieg ist zwar geringer als die jährli-che Degression, aber doch so hoch, dass er durch Einsparungen bei den Betriebs-kosten nur unzureichend kompensiert werden kann.

- Lediglich einachsige Nachführungen können KVR-Wert kleiner 10 erreichen. Die Er-tragssteigerungen über zweiachsige Nachführungen reichen im derzeitigen Anlagen-bestand nicht aus, ähnlich gute Werte wie für die einachsige Nachführung zu erzie-len. Zweiachsige Nachführungen zeigen im Anlagebestand 2006 die höchsten KVR-Werte.

- Für Si amorph, das auch in 2004 bereits an ertragreichen Standorten installiert wur-de, können die Erträge nicht wesentlich erhöht werden, die KVR-Werte steigen trotz sinkender leistungsbezogener Kosten ebenfalls auf Werte über 10 und sind ver-gleichbar mit denen des Segments Si kristallin feststehend.

- Nur das Marktsegment Cadmiumtellurid bleibt mit seinen KVR-Werten sehr deutlich unter 10. Insofern ist für dieses Marktsegment der Druck, ertragreiche Standorte aus-zuwählen, weniger hoch als für die anderen Marktsegmente. Die KVR-Werte für die-ses Marktsegment sind in 2006 günstiger als die KVR-Werte aus 2004.


31.7.2007 101


4.3.4 Technikspezifische Auswirkungen der Degression der Vergütung

Mit aller gebotenen Vorsicht lassen sich die Hinweise aus dem Datenbestand so zusammen-fassen:

1. Die Anbieter bemühen sich, trotz der in 2005 und 2006 gestiegenen Modulpreise die leistungsbezogenen spezifischen Kosten durch Kostenoptimierungen in anderen Be-reichen wenigstens annähernd stabil zu halten. Im Bereich Dünnschicht ist die Modul-preisentwicklung viel ruhiger – hier führen die Kostenoptimierungen sogar zu einer ge-ringfügigen Abnahme der leistungsbezogenen Kosten. Eine signifikante Kostenreduk-tion durch Innovationen lässt sich für die nachgeführten Anlagen nachweisen.

2. Um mit diesen gleichbleibenden bzw. nur gering reduzierten Kosten gegen die Vergü-tungsdegression bestehen zu können, werden nur noch besonders ertragreiche Standorte akzeptiert. Dies bestätigen die Daten: Bildet man den Mittelwert der Global-strahlungen der in 2004, 2005 bzw. 2006 gewählten Standorte, ist ein deutlicher An-stieg festzustellen.

3. Das verbesserte Schwachlicht- und Temperaturverhalten der verstärkt eingesetzten Dünnschichtmodule erlaubt umgekehrt wieder den Einsatz an einstrahlungsschwäche-ren Standorten.

Angesichts der Kostensteigerungen auf dem Silizium-Modulmarkt hat die Degression 2005 und 2006 also die Konzentration auf sehr einstrahlungsreiche Standorte verstärkt und be-schleunigt. Bliebe es bei dieser Situation des Silizium-Modulmarkts, wäre für das Segment Si kristallin eine noch stärker beschleunigte Konzentration auf einstrahlungsreiche Regionen unausweichlich.

Erst die „Ausweichbewegung“ auf Dünnschichttechnik, die niedrigere Kosten verbindet mit einem optimierten Schwachlichtverhalten, ermöglicht wieder die Nutzung von Standorten abseits der Konzentrations-Standorte.

Etwas vereinfacht kann man daraus für die Regionalverteilung der Technikvarianten die fol-gende Vorhersage treffen:

a) Bei fortdauernd hohen Kosten für Si-Module werden diese in der Freifläche zuneh-mend weniger und immer stärker fokussiert auf die einstrahlungsreichsten Regionen Deutschlands installiert werden. Der Einsatz von nachgeführten Anlagen (mit dem zu-gehörigen Mehrbedarf an Grundfläche) wird zunehmen, wobei die einachsig nachge-führten aktuell besonders attraktiv sind.

b) Für Freiflächenanlagen außerhalb dieser Schwerpunktregionen wird ganz überwie-gend Dünnschichttechnik eingesetzt werden, und zwar in Anlagen mit fester Modul-ausrichtung. Bei nicht zu starkem Degressionsdruck ermöglicht das eine größere


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Streuung der Freiflächenstandorte über mehrere Regionen in Deutschland. Dies trifft im Moment nur auf Cadmiumtellurid zu, da, wie oben dargestellt, der bislang einzige Modultyp mit amorphem Silizium nur in Bayern verbaut wurde. Mit Eintritt neuer Anbie-ter in den Markt kann dies dann auch für neue Modultypen Si amorph erwartet wer-den.

4.4 Stromgestehungskosten

4.4.1 Annahmen und Methodik

Im folgenden Abschnitt wird zunächst auf das zur Berechnung der Stromgestehungskosten verwendete Modell und die zugrunde gelegten Rahmenbedingungen und Parameter einge-gangen. Anschließend erfolgt die Darstellung der erzielten Ergebnisse sowie deren Erläute-rung und Bewertung.

Grundlage der Berechnung waren neben der jeweiligen Leistung der Anlage die Investitions-kosten sowie der spezifische Stromertrag. Daneben flossen die nachfolgend angeführten Annahmen in die Modellrechnungen ein.

Für die Finanzierung der Anlage wird von einem Fremdkapitalanteil von 70 % ausgegan-gen, was der üblichen Kapitalstruktur von Photovoltaik-Freiflächen-Anlagen entspricht. Das Fremdkapital stammt jeweils zur Hälfte aus einem KfW-Kredit (KfW-Umweltprogramm, Zins-satz 4,5 % p.a.) und einem ERP-Kredit (ERP-Umwelt- und Energiesparprogramm, Zinssatz 4,1 % p.a.). Die Kreditlaufzeit der beiden als Ratendarlehen gestalteten Kredite beträgt je-weils 10 Jahre, wovon die ersten beiden Jahre tilgungsfrei sind. Die Liquiditätsreserve wird jährlich angepasst. Sie entspricht in der Höhe der Hälfte des jeweiligen Kapitaldienstes (Til-gung & Zinsen).

Die jährlichen Betriebskosten setzen sich aus Kosten für Versicherung, Wartung, Instand-haltung und Pacht sowie Personalkosten zusammen. Für die Betriebskosten wird jährlich 1 % der Investitionssumme angesetzt, wobei eine jährliche Kostensteigerung von 2 % ange-nommen und berücksichtigt wird. Der Austausch des Wechselrichters erfolgt rechnerisch im 11. Betriebsjahr und wird mit 10 % der Gesamtinvestitionskosten der Anlage in die Rech-nung einbezogen.

Als sonstige Rahmenbedingungen gelten ein kalkulatorischer Betrachtungszeitraum von 20 Jahren, ein kalkulatorischer Zinssatz von 6 % sowie eine allgemeine Teuerungsrate von 1,6 % p.a. Die Betrachtung erfolgt auf einer Nettobasis, d.h. die Vorsteuer (MwSt) wird von den Investitionskosten abgezogen. Es wird davon ausgegangen, dass sich am Ende der Abschreibungsdauer die Abriss- bzw. Rückbaukosten und der Liquidationserlös aufheben.


31.7.2007 103


Die Berechnung der Stromgestehungskosten wird für die Gewinnschwelle bei einem Ka-pitalwert von 0 € nach 20 Jahren durchgeführt. Mit einer Iterationsberechnung werden die Erlöse ermittelt, die notwendig sind, um die Grenze zur Wirtschaftlichkeit zu erreichen. Die erforderlichen Erlöse hängen von den Stromgestehungskosten ab. Diese müssen unterhalb der vom EEG gewährten Einspeisevergütung liegen, um einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen zu gewährleisten. Die derart ermittelten Stromgestehungskosten sind als mittlere Stromgestehungskosten über den gesamten Abschreibungszeitraum der Anlage zu verste-hen. In der Datenbank waren zum Zeitpunkt der Berechnung 61 Anlagen erfasst, die ver-wertbares Datenmaterial lieferten. Neben den Investitionskosten und dem Jahr der Inbe-triebnahme ging der spezifische Ertrag mit in die Berechnungen ein, der je nach Anlage als Prognosewert oder als Messwert vorlag.

4.4.2 Ergebnisse und Folgerungen

Zur Einordnung der berechneten Stromgestehungskosten werden diese der jeweils gelten-den Vergütung des entsprechenden Inbetriebnahmejahres gegenübergestellt. Abb. 4-6 zeigt die Mittelwerte sowie den Maximal- und Minimalwert der berechneten Stromgestehungskos-ten nach dem Jahr der Inbetriebnahme im Vergleich zur EEG-Vergütung des entsprechen-den Inbetriebnahmejahrs:

50,6 48,1 45,7 45,7 43,4 40,6

54,9

48,5

40,0 41,0 41,8 40,1

0

10

20

30

40

50

60

70

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Inbetriebnahmejahr

Stro

mge

steh

ungs

kost

en b

zw. V

ergü

tung

in

ct/k

Wh

Vergütung Mittelw ert Minimum Maximum

Abb. 4-6: Vergleich der mittleren jährlichen Stromgestehungskosten mit der Einspeisevergü-tung nach Inbetriebnahmejahr

Bei den Mittelwerten der Anlagen, die in den Jahren 2001 bis 2003 in Betrieb genommen wurden, ist eine eindeutig fallende Tendenz zu beobachten. Ab 2004 stagnieren die Mittel-


31.7.2007 104


werte jedoch im Bereich von 40 bis 42 ct/kWh. Lag der Mittelwert der Stromgestehungskos-ten für Anlagen aus 2001 und 2002 noch über der EEG-Vergütung, sank der Mittelwert der Stromgestehungskosten für Anlagen ab 2003 unter die EEG-Vergütung, was bedeutet, dass Betreiber von Anlagen, die ab 2003 errichtet wurden, im Mittel ihre Kosten durch die erhalte-ne EEG-Vergütung decken konnten. Die Minimal- bzw. Maximalwerte zeigen jedoch, dass der Mittelwert der Stromgestehungskosten für jedes Jahr aus stark differierenden Werten errechnet wird. Die Bandbreite der Abweichung reicht dabei von 7 ct/kWh im Jahr 2002 bis 21 ct/kWh im Jahr 2001. Tab. 4-5 zeigt die errechneten Stromgestehungskosten, jeweils als jährlichen Minimal-, Maximal- und Mittelwert im Vergleich zur EEG-Vergütung. Zusätzlich gibt die Anzahl der Anlagen Aufschluss über die jährlich zur Verfügung stehende Datenbasis. Die breite Streuung der Stromgestehungskosten verdeutlicht, dass einerseits Anlagen realisiert wurden, für die die Stromgestehungskosten 1,4 bis 15,7 ct/kWh über der EEG-Vergütung liegen und die folglich nicht kostendeckend betrieben werden können. Auf der anderen Seite wurden auch Anlagen errichtet, für die die Betreiber durch die EEG-Vergütung in Relation zu den Stromgestehungskosten 2,4 bis 12,2 ct/kWh mehr einnehmen können.

Tab. 4-5: Übersicht über die errechneten Stromgestehungskosten nach dem Jahr der Inbe-triebnahme

Inbetriebnahme 2001 2002 2003 2004 2005 2006Anzahl der Anlagen 3 4 3 20 20 8Minimum der Stromgestehungskosten (ct/kWh) 45,25 45,75 33,51 34,03 39,12 33,63Maximum der Stromgestehungskosten (ct/kWh) 66,28 52,47 48,76 47,08 47,82 44,79Mittelwert der Stromgestehungskosten (ct/kWh) 54,91 48,46 40,03 41,01 41,75 40,13EEG-Vergütung (ct/kWh) 50,61 48,10 45,70 45,70 43,42 40,60

Abb. 4-7 zeigt die Stromgestehungskosten in Abhängigkeit von den spezifischen Investiti-onskosten. Eine Tendenz zu höheren Stromgestehungskosten ist mit höheren spezifischen Investitionskosten zu beobachten. Die Streuung rührt hauptsächlich vom spezifischen Ertrag der Anlagen her. Dieser wird vor allem durch die Einstrahlung am jeweiligen Standort, die Art der Module sowie einen etwaigen Einsatz von Nachführeinrichtungen beeinflusst.


31.7.2007 105


30

40

50

60

70

3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 6.000 6.500

Spezifische Investitionskosten in €/kWp

Stro

mge

steh

ungs

kost

en in

ct/k

Wh

Abb. 4-7: Stromgestehungskosten in Abhängigkeit von den spezifischen Investitionskosten

Durch die erhöhte Degression von 6,5 %, die erstmalig zum 1. Januar 2006 galt, wird die Vergütung für im Jahr 2007 ans Netz gehende Anlagen auf 37,96 ct/kWh gesenkt. In Abb. 4-6 ist zu erkennen, dass bereits im Jahr 2006 der Mittelwert der Stromgestehungskosten nur unwesentlich unter der EEG-Vergütung lag. Die weitere Degression des Fördersatzes im Jahr 2007 erhöht den Druck zur weiteren Kostensenkung im Freiflächensegment. Dünn-schichtanlagen, die bereits in den vergangenen drei Jahren einen steigenden Beitrag zur installierten Leistung lieferten (vgl. Abb. 2-7), werden dabei gegenüber waferbasierten Anla-gen im Vorteil sein, wie die Berechnung der Stromgestehungskosten von 2 Dünnschichtan-lagen bzw. Bauabschnitten, die in 2007 ans Netz gingen, zeigt. So lagen im Ergebnis die Stromgestehungskosten in einer Höhe von 32,37 bzw. 35,47 ct/kWh. Diese Anlagen können somit wirtschaftlich betrieben werden, da die Vergütung von 37,96 ct/kWh die errechneten Stromgestehungskosten dieser Anlagen deckt.

4.5 Rentabilität von Freiflächenanlagen

Der folgende Abschnitt basiert auf der Betrachtung der Wirtschaftlichkeit von Freiflächenan-lagen, die als Beteiligungsgesellschaft mit Hilfe eines geschlossenen Fonds finanziert wur-den. Für sieben Anlagen wurde exemplarisch die Rendite mit einheitlichen Randbedingun-gen berechnet. Einheitlich gewählt wurden die Betriebskosten (2 % der Nettoinvestitionskos-ten pro Jahr) und deren jährliche Steigerung (2 %), Eigenkapitalanteil (30 %), Kreditkonditio-nen (5 % Zins über 15 Jahre fest) und die Höhe der Liquiditätsreserve (Rücklagenkonto jähr-lich angepasst an die Höhe der Summe aus Betriebskosten und der Hälfte des Kapital-diensts (Zinsen & Tilgung)). Diese Annahmen können als konservativ gelten, d.h. die so be-rechneten Renditen werden mit hoher Wahrscheinlichkeit erreicht.


31.7.2007 106


Die durchschnittliche Rendite der acht Anlagen lag unter diesen Rahmenbedingungen vor Steuern im Jahr 2006 bei 6,2 %, nach Steuern bei einem Einkommenssteuersatz von 40 % im Mittel bei 5,0 % (Abb. 4-8). Würde die Möglichkeit der Verlustverrechnung mit anderen Einkunftsarten noch existieren, wie dies bis Ende 2005 der Fall war, ergäbe sich eine Rendi-te nach Steuern von etwa 6,0 %. Die geänderten Steuergesetze bewirken damit eine Verrin-gerung der Rendite um gut einen Prozentpunkt. In Abb. 4-8 ist zur weiteren Veranschauli-chung auch die Gesamtausschüttung vor Steuern nach 20 Jahren dargestellt. Sie beträgt für das neue Modell im Mittel über alle Anlagen rund 240 %.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

#1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 mittlereRendite

Ren

dite

0%

70%

140%

210%

280%

350%

Ges

amta

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hüttu

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Gesamtausschüttung (vor Steuern)Rendite vor SteuernRendite nach Steuern (altes Modell)Rendite nach Steuern (neues Modell)

Abb. 4-8: Vergleich der Renditen von sieben unterschiedlichen FFA mit und ohne Verrech-nungsmöglichkeit von Verlusten (altes bzw. neues Modell) unter Zugrundelegung einheitlicher Randbedingungen

Zum Vergleich: Renditeberechnungen für Freiflächen-Fonds, die 2005 in Betrieb gegangen sind, haben im Mittel eine Rendite nach Steuern von 4,8 % ergeben45. Die Rendite für Anla-gen, die 2006 in Betrieb gegangen sind, konnte somit nicht wesentlich gesteigert werden. Ein Vergleich ist insoweit nur bedingt gegeben, als dass die Datenbasis für diese Berechnungen im Gegensatz zu der Berechnung von Anlagen aus 2005 mehr Dünnschichtanlagen enthält. Die Rendite für Dünnschichtanlagen ist im Rahmen dieser Berechnungen etwa 2 Prozent-punkte höher als für Anlagen mit Waferzellen.

45 Diese Berechnungen wurden im Rahmen des unveröffentlichten Zwischenberichts vom März 2007 durchgeführt.


31.7.2007 107


5 Natur und Landschaft

5.1 Aufgabenstellung

Die standortbezogenen Umweltwirkungen von PV-Anlagen als bauliche Anlagen spezieller Art sind bisher auf Grund ihrer Anbringung an Gebäuden und baulichen Anlagen und der geringen Anzahl von Freiflächenanlagen noch nicht als bedeutsamer Konflikt wahrgenom-men worden. Die jüngsten Entwicklungen haben jedoch gezeigt, dass mit dem EEG die In-vestitionen in diesem Bereich erheblich zugenommen haben und zunehmend große PV-Freiflächenanlagen projektiert und realisiert werden. Der Gesetzgeber versucht mit den Re-gelungen des § 11 Absatz 3 und 4 Fehlentwicklungen, die die Akzeptanz der PV insgesamt gefährden, zu begegnen.

Es fehlen allerdings bisher systematische Untersuchungen dazu, welche konkreten Auswir-kungen auf die Umwelt durch den Vorhabenstyp „Photovoltaik-Freiflächenanlage“ zu erwar-ten sind. Die gegenwärtigen und noch zu erwartenden Konflikte des Ausbaus von PV-Freiflächen mit Natur- und Umweltschutz sind nicht systematisch aufgearbeitet. Hierzu be-darf es allerdings noch einer angepassten planungsmethodischen Herangehensweise, die sowohl die Standortauswahl wie auch die Vermeidung von Umweltauswirkungen sowie der Maßnahmen zur Kompensation in die Beurteilung der Umweltfolgen integriert.

Zwischen der Bewältigung der Umweltfolgen dieser Anlagen und den genehmigungsrechtli-chen Aspekten besteht ein enger Zusammenhang. In diesem Kontext sind Kriterien für die Wahl geeigneter Standorte von PV-Freiflächenanlagen von besonderer Bedeutung, wie sie in bisher einmaliger Weise für bauliche Anlagen im EEG vorgegeben werden. Die beabsich-tigte räumliche Steuerung über die Vergütung ist naturschutz- und umweltfachlich sehr zu begrüßen, benötigt aber zur Unterstützung insbesondere durch raumordnerische und bau-planerische Instrumente.

Die Entwicklung einer Methodik zur naturschutzfachlichen Bewertung orientiert sich an den jeweiligen rechtlichen Anforderungen (insbesondere der baurechtlichen Anforderungen an die Umweltprüfung und die Eingriffsregelung). Besondere Schwerpunkte bei der Entwicklung des Leitfadens waren:


31.7.2007 108


• die Analyse der Verträglichkeit der Nutzung der Anlage mit den Belangen des Umwelt- und Naturschutzes an Hand dieser Kriterien (insbesondere über Fallbeispiele).

• Ableitung von Qualitätskriterien die für die Standortauswahl auf der Regional- und Flä-chenutzungsplanungsebene relevant sind (Umwelt-, Naturschutz, Technik, Wirtschaft-lichkeit) und Entwicklung einer Handlungsempfehlung zur Berücksichtigung der umwelt-fachlichen Anforderungen bei der Zulassung von Photovoltaikanlagen

• Ableitung von Maßnahmen zur Vermeidung und Verminderung der negativen Auswirkun-gen sowie

• Entwicklung von Vorschlägen für Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen.

5.2 Dialog

5.2.1 Fachgespräch „Standortplanung, Umweltprüfung und Eingriffsregelung“

Die Beförderung des Dialoges und des Erfahrungsaustausches zwischen den einschlägigen Akteuren aus Wirtschaft, Verwaltung und Wissenschaft war neben den fachlichen Aspekten eine herausragende Aufgabenstellung des PV-Monitoring. Insofern stellte das Fachgespräch „Standortplanung, Umweltprüfung und Eingriffsregelung: Praxiserfahrungen – Methodische Anforderungen“ am 20.09.2005 in Hannover nach dem Workshop „PV-Freiflächen-Anlagen – Aktuelle Erfahrungen und Konfliktlinien“ vom 21./22. März 2005 einen weiteren Meilenstein des kommunikativen Vorhabenszieles dar. Die Dokumentation des Fachgesprächs liegt als Bericht vor und ist auf den Seiten des BMU präsentiert46.

Folgende Erkenntnisse sind nachfolgend problemorientiert zusammengefasst:

Standortplanung und Standortsteuerung

• Die richtige Standortwahl ist unter umwelt- und naturschutzfachlichen Gesichtspunkten das wichtigste Instrument zur Vermeidung negativer Umweltauswirkungen.

• Die Zielsetzung des EEG, Solaranlagen auf Dachflächen, an Lärmschutzwänden und sonstigen Bauwerken gegenüber dem Bau von Anlagen auf der Freifläche über entspre-chend gestaffelte Vergütungssätze zu bevorzugen, unterstützt bereits als erste Stufe die Vermeidung von freiraumbezogenen Beeinträchtigungen.

46 Alle bisherigen Teilergebnisse und Informationen sind auf folgenden Seiten zum download bereitgestellt: http://www.erneuerbare-energien.de/inhalt/35964/4613/


31.7.2007 109


• Die Freiflächenregelung gemäß § 11 Abs. 4 EEG ist als „Grobfilter“ für PV-Freiflächenanlagen gut geeignet, ist allerdings für planerische Zwecke im Sinne der Um-weltvorsorge auszudifferenzieren. Dies betrifft insbesondere − die Berücksichtigung der Ausprägung der Bodenfunktionen von Ackerflächen und − die naturschutzfachliche Qualität von militärischen freiraumgeprägten Konversions-

flächen. • Die im EEG verwendete Terminologie der Raum- und Flächenkriterien ist mit den bau-

rechtlichen Begrifflichkeiten zu synchronisieren; hier wurde ein Verständnisdefizit beklagt. • Es wurde vorgeschlagen, einen Kriterienkatalog von Ausschlussflächen zu erarbeiten. • Die Bedeutung der an Standorte für PV-FFA angrenzenden Flächen und daraus ggf. re-

sultierende Restriktionen müssen stärker berücksichtigt werden. • Der Trend einer zunehmenden Inanspruchnahme kostengünstiger zu entwickelnder A-

ckerflächen ist zu beobachten.

Standortplanung über die Bauleitplanung

• Die Alternativenprüfung bzw. vergleichende Standortplanung findet in der Regel nicht statt. In der Praxis kommt der Investor mit einem konkreten Vorhaben auf einer bestimm-ten Fläche auf die Gemeinde zu. Die Flächenverfügbarkeit ist ausschlaggebender Faktor. Die Aufstellung eines Bebauungsplans erfolgt dann vorhabensbezogen, die Änderung der Flächennutzungsplans erfolgt im Parallelverfahren. Entsprechend kann auch die Umweltprüfung über Alternativen hinsichtlich Standort, Anlagentyp etc. keine Auskunft geben.

• Der Verzicht des Gesetzgebers auf die bauplanungsrechtliche Privilegierung des Vorha-bentyps im Außenbereich wird positiv hervorgehoben. Die meisten PV-FFA wurden und werden dennoch im landschaftlichen Freiraum außerhalb eines Siedlungszusammen-hangs errichtet. Der Interessenkonflikt liegt u.a. zwischen der Vermeidung von Zersied-lung auf der einen und dem Erhalt der Wohnumfeldqualität und der Erholungseignung auf der anderen Seite.

• Standortvergleiche und Standortbeurteilungen sind in einigen Fällen auf der Grundlage von Landschaftsplänen erfolgt. Dies weist darauf hin, dass über ein vorhandenes Land-schaftskonzept auf kommunaler Ebene (Gemeinden, Verbandsgemeinden) eine Stand-ortsteuerung von PV-FFA möglich sein kann.

Standortsteuerung auf übergeordneter Ebene

• Das Erfordernis der Steuerung auf übergeordneter, regionaler Ebene wurde unterschied-lich eingeschätzt. Bestehende Regionalpläne mit ihrem System aus räumlichen Funkti-onszuweisungen unterschiedlicher Bindungswirkungen entfalten bereits Steuerungswir-kung. Mehrere Teilnehmer sahen die regionale Ebene jedoch als nicht geeignet an, die Standortplanung von PV-Freiflächenanlagen in aktiver Form zu steuern.


31.7.2007 110


Umweltprüfung und Eingriffsregelung

• Die Genehmigung von PV-Freiflächenanlagen ist über die Vergütungsregelungen des EEG an die Bauleitplanung gebunden. Damit besteht grundsätzlich die Pflicht zur Durch-führung einer Umweltprüfung. Erfahrungen mit der Umweltprüfung, die auch über die Prüfung von Alternativen hinsichtlich Standort und Anlagentyp Auskunft geben soll, lie-gen nur vereinzelt vor.

• In der Planungspraxis besteht hinsichtlich der Einschätzung potenzieller Beeinträchti-gungen noch Unsicherheit. Im Fachgespräch wurde mehrfach darauf hingewiesen, dass die Erheblichkeit bestimmter Beeinträchtigungen von PV-Freiflächenanlagen nicht über-bewertet werden sollte. Gleichwohl wird es als notwendig erachtet, das potentielle Aus-wirkungsspektrum zu betrachten, um dann mit Augenmaß das wirklich Erhebliche her-auszuarbeiten.

• Im Vergleich mit Windkraftanlagen ist die Beeinträchtigung des Landschaftsbildes durch PV-Freiflächenanlagen in Bezug auf ihre Fernwirkung i.d.R. wesentlich geringer, kann auf Grund ihrer Lage oder Exposition in weit einsehbarem Gelände aber eine er-hebliche Beeinträchtigung des Landschafts- und Ortsbildes verursachen. Die direkte Kombination von Windkraftstandorten mit Solaranlagen ist auf Grund von möglichem Eis-wurf und dem Schattenwurf von Windrädern in der Praxis technisch nicht sinnvoll.

• Die meisten in der Bauleitplanung zur Anwendung kommenden Verfahren zur Ermitt-lung des Kompensationsbedarfs betrachten ausschließlich die im Bauleitplan später ausgewiesene Fläche. Selten wird das Umfeld der PV-Freiflächenanlage mit seinen Wer-ten und Funktionen für Natur und Landschaft in die Beurteilung der Auswirkungen einer PV-Freiflächenanlage mit einbezogen. So wird die Kompensation teils kontraproduktiv, wenn die Auswirkungen der Anlage auf angrenzende oder benachbarte Werte und Funk-tionen (z.B. Vogellebensräume) nicht mit betrachtet werden.

• In den Planungsprozess sind die bereits vorliegenden Erkenntnisse aus der Land-schaftsplanung zu integrieren und es ist erforderlich, frühzeitig die Abstimmung mit den Naturschutzbehörden zu suchen.

• Das im Rahmen der Umweltprüfung vorgeschriebene Monitoring ist noch mit großen Unsicherheiten behaftet. Die Gemeinde als Träger der Bauleitplanung entscheidet, was im Monitoring geschehen soll und ob und welche Konsequenzen bei festgestellten nega-tiven Wirkungen zu ziehen sind. Selbst bei erheblichen Umweltauswirkungen besteht nur die Pflicht der Erwägung, ob und was zu tun ist.

5.2.2 Fachgespräch zum Entwurf des „Leitfaden zur Berücksichtigung von Um-weltbelangen bei der Planung von PV-Freiflächenanlagen“

Der Entwurf des in den folgenden Kapiteln beschriebenen Leitfadens wurde am 5.6.2007 im Rahmen einer Fachveranstaltung der interessierten Fachöffentlichkeit zur Diskussion vorge-


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stellt. Die dort gesammelten Anmerkungen und Verbesserungsvorschläge wurden für die Veröffentlichung des Leitfadens eingearbeitet.

5.3 Planungsleitfaden Umwelt

Der „Leitfaden zur Berücksichtigung von Umweltbelangen bei der Planung von PV-Frei-flächenanlagen“ ist im Entwurf fertig gestellt. Vorrangige Zielsetzung des Planungsleitfadens ist es, möglichst konkrete umwelt- und verfahrensbezogene Handlungsempfehlungen für den planerischen Umgang mit diesem relativ neuen Vorhabenstyp zu geben und damit vielfach vorhandenen Unsicherheiten entgegenzuwirken.

Für den Anlagenbetreiber / Antragsteller soll ein Orientierungsrahmen erarbeitet werden, welcher über handhabbare und strukturierte Vorgaben ermöglichen soll, die erforderlichen Zulassungsanforderungen im Sinne einer Handlungsanleitung „Berücksichtigung der umwelt-fachlichen Zulassungsanforderungen von PV-Freiflächenanlagen“ zusammenzustellen.

Dabei sollen Hinweise zur Aufbereitung der Verfahrensunterlagen integriert werden, die es ermöglichen, die Planungsbeiträge komprimiert und ohne Redundanzen zwischen den ver-schiedenen rechtlichen Anforderungen (Umweltprüfung, FFH, Artenschutz, Eingriffsregelung) in das Zulassungsverfahren einzubringen.

Der Planungsleitfaden entstand in enger Zusammenarbeit der Arbeitsgruppen unter Feder-führung von Bosch & Partner. In ihm werden die Ergebnisse der Untersuchungen zur um-weltfachlichen Bewältigung sowie zur Verfahrensweise von Planung und Genehmigung zu-sammengefasst.

Die folgenden Kapitel 5.3.1 bis 5.3.8 geben einen kurzen Überblick über die Inhalte des Leit-fadens.

5.3.1 Charakterisierung von PV-Freiflächenanlagen

In diesem Kapitel wird ein Überblick gegeben über den Vorhabenstyp und seine für die Beur-teilung von Umweltauswirkungen relevanten Eigenschaften wie Anlagen- und Modultechnik, Bauweise, Flächenbedarf, Anlagengröße und -höhe sowie Flächennutzung.

5.3.2 Wirkungsprofil des Vorhabentyps

Um die zu erwartenden Umweltwirkungen einer PV-Freiflächenanlage einschätzen zu kön-nen, werden die zu erwartenden „Wirkfaktoren“ einer Anlage beschrieben, die im Verlaufe des Lebenszyklus von Bau, Anlage, Betrieb und Rückbau relevant werden können. Sie wer-den analysiert und in Beziehung gesetzt zu den möglichen, in Planung und Zulassung zu


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berücksichtigenden Umweltauswirkungen. Hier geht es im Wesentlichen um Bodenumlage-rungen, Bodenverdichtung und -versiegelung, Überdeckung und Verschattung und visuelle Effekte, Barriereeffekte der Umzäunung bis hin zur Wartung der Anlagen und Pflege der Flä-chen.

Bei den Umweltauswirkungen geht es insbesondere um visuelle Effekte, die Solarparks in der Landschaft verursachen können. In Abhängigkeit von der Sensibilität der betroffenen landschaftlichen Situation entstehen dadurch mehr oder weniger große Konflikte. Bekannte und weitere denkbare Auswirkungen auf Tiere und Pflanzen, den Boden, das lokale Klima und auch den Menschen werden beschrieben und auf ihre Planungsrelevanz hin beurteilt.

Ein besonderes Augenmerk wird auf die potentiellen Auswirkungen von PV-Freiflächenanlagen auf Vögel, Säugetiere und Insekten gerichtet. In einer im Auftrag des BfN von der GFN47 (2007) durchgeführten Untersuchung wurden an insgesamt 6 Standorten in verschiedenen Naturräumen unterschiedliche Modul- und Anlagetypen untersucht. Die Er-gebnisse dieser Untersuchungen erlauben eine erste Einschätzung der Raumnutzung von Tieren innerhalb der PV-Freiflächenanlagen und geben Hinweise zu möglichen Irritationswir-kungen, Scheuch- und Störwirkungen oder Meidungseffekten für unterschiedliche Arten-gruppen.

Auch wird auf mögliche Auswirkungen auf den Menschen durch optische Effekte, elektrische und magnetische Strahlung sowie auf Beeinträchtigungen der Erholungseignung von Land-schaftsbereichen durch PV-Freiflächenanlagen eingegangen.

Abschließend sind noch mal für jedes Schutzgut und alle möglicherweise auftretenden Wirk-faktoren einer PV-Freiflächenanlage die potentiellen Beeinträchtigungen übersichtlich zu-sammengestellt.

5.3.3 Kriterien für die Standortwahl / Standortsteuerung

Eine zentrale, auch aus anderen Planungszusammenhängen bekannte Erkenntnis ist, dass die Umweltauswirkungen vor allem dadurch vermindert, wenn nicht sogar vermieden werden können, wenn der Standort gut gewählt wird. In der Praxis hat sich gezeigt, dass die Freiflä-chenregelung des EEG als „Grobfilter“ für die Standortauswahl von PV-Freiflächenanlagen bereits gut geeignet ist. Im Sinne der Umweltvorsorge müssen diese Bestimmungen aber weiter ausdifferenziert werden, um die tatsächlich relativ unproblematischen Flächentypen besser eingrenzen zu können. Die Nutzung einer für den Naturschutz wertvollen militäri-schen Konversionsfläche ist beispielsweise nicht immer im Sinne ihrer naturschutzfachlichen

47 GESELLSCHAFT FÜR FREILANDÖKOLOGIE UND NATURSCHUTZPLANUNG mbH – GFN (2007): Naturschutzfachliche Bewer-tungsmethoden von Freilandphotovoltaikanlagen, Endbericht,.- Bundesamt für Naturschutz (BfN). Leipzig.


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Zielsetzung. Entsprechend hat der Leitfaden zur zielorientierten Standortplanung sowohl inhaltlich als auch instrumentell einen Schwerpunkt erhalten. Hilfreich waren dabei insbe-sondere die durch eine bundesweite Umfrage ermittelten einschlägigen Aktivitäten in der Landes- und Regionalplanung, s. a. Kap. 5.3.4.

Neben technischen und wirtschaftlichen Aspekten, die bei der Standortplanung zu berück-sichtigen sind, wie z.B. möglichst optimale Standorteigenschaften (wie möglichst hohe Glo-balstrahlung, günstiger Einstrahlwinkel, keine Nebellagen) oder eine gute Infrastruktur (Ver-kehrswege, Netzeinspeisung und -auslastung) spielen vor allem naturschutzfachliche Aspek-te bei der Standortwahl eine entscheidende Rolle.

Hier gibt der Leitfaden Hilfestellung, in dem er Eignungsbereiche für PV-Freiflächenanlagen beschreibt und definiert, in denen ein geringes Konfliktpotential besteht und somit von einer geringen nachhaltigen Beeinträchtigung der Umwelt ausgegangen werden kann.

Für die Errichtung von PV-Freiflächenanlagen sind grundsätzlich Flächen geeignet, die eine hohe Vorbelastung aufweisen und auf denen folglich keine oder nur geringe Beeinträchti-gungen der Umwelt zu erwarten sind. Auf Grund der potentiellen negativen Auswirkungen von PV-Freiflächenanlagen sind dies insbesondere Flächen,

• deren Biotopfunktion, Biotopverbundfunktion und Habitatfunktion (z.B. durch Lärm) be-reits wesentlich beeinträchtigt ist,

• deren Bodenfunktionen (z.B. durch Versiegelung, Bodenverdichtung oder Kontamination) stark belastet sind,

• deren Landschaftsbild durch Bebauung und andere technische Objekte wie Verkehrswe-ge etc. bereits erheblich verfremdet ist und das somit unempfindlich ist gegenüber den Wirkungen des Vorhabens,

• deren Bebauung keinen weiteren Verlust von Freiraum darstellt.

Der Leitfaden definiert aber auch Kriterien zur Kennzeichnung von Flächen, die von PV-Freiflächenanlagen freigehalten werden sollten. Es handelt sich dabei um Bereiche mit ho-hem Konfliktpotenzial, wie z.B.

• Gebiete, die auf Grund bundes- und landesrechtlicher Regelungen einem besonderen Schutz unterliegen (Natura 2000, NP, NSG, ND, LSG, BR, geschützte Landschaftsbe-standteile).

• Lebensräume im Bestand bedrohter Arten (einschließlich der Räume für Wanderungen) (z.B. Brutgebiete gefährdeter Wiesenbrüterarten, Rastzentren für Kraniche und Gänsear-ten).

• Natürliche oder tatsächliche Überschwemmungsgebiete, Gebiete für den vorbeugenden Hochwasserschutz.

• Landschaftsbildbereiche mit einer charakteristischen Eigenart, Vielfalt und Schönheit.


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• Gebiete mit Bedeutung für die siedlungsnahe Erholung (Grünflächen, Grünzüge etc.).

Dabei wird vorausgesetzt, dass auf Grund der Vergütungsregelung des EEG ausschließlich die dort genannten Flächenkategorien betroffen sind. Hierbei handelt es sich um Restrikti-onsbereiche, die einer einzelfallbezogenen Betrachtung bedürfen und im Regelfall für eine PV-Freiflächenanlage ungeeignet sind. Auch sollte die Auflistung des Leitfadens auf Länder-ebene ggf. konkretisiert bzw. an länderspezifische Anforderungen angepasst werden.

Bei Realisierung von Vorhaben in einem dieser Restriktionsbereiche müssen folgende As-pekte bedacht werden:

• der Untersuchungsumfang wird ungleich höher ausfallen, • der Umfang der vom Vorhabensträger beizubringenden Unterlagen wird größer (z.B.

FFH-Verträglichkeitsprüfungen, Artenschutzbeiträge), • der Umfang erforderlicher Kompensationsmaßnahmen wird deutlich höher ausfallen als

bei einer Realisierung eines Vorhabens in Eignungsbereichen, • das Genehmigungsverfahren wird einen längeren Zeitraum in Anspruch nehmen, • es besteht darüber hinaus auch ein höheres Risiko hinsichtlich einer positiven Entschei-

dung für das Vorhaben im Bauleitplanverfahren, • und es ist insgesamt dadurch mit höheren Planungskosten zu rechnen, als bei einer Rea-

lisierung eines Vorhabens in einem Eignungsbereich.

5.3.4 Planung und Zulassung von PV-Freiflächenanlagen

Aus der Analyse beispielhaft ausgewählter Zulassungsverfahren, zu denen sowohl die Inves-toren als auch die einbezogenen Behörden Beiträge geleistet haben, werden rechtliche An-forderungen und Hinweise für ein optimiertes Planungsverfahren gegeben. Im Mittelpunkt steht das Bebauungsplanverfahren mit der dort üblicherweise integrierten baurechtlichen Umweltprüfung und der Verfahrensweise zur Eingriffsregelung und zur Beachtung der Arten-schutzbelange.

Steuerung durch die Raumordnung

Hinsichtlich eines konkreten Regelungs- und Steuerungsbedarfs für PV-Freiflächenanlagen hat die ARGE MONITORING PV-ANLAGEN festgestellt, dass in der Regionalplanung PV-Freiflächenanlagen als neuer Vorhabenstyp durchaus wahrgenommen und diskutiert wer-den, kann aber dass bisher – von Einzelfällen abgesehen – ein Regelungs- und Steuerungs-bedarf nicht gesehen und auch dementsprechend nicht in Handlungsaktivität umgesetzt wor-den ist. In Regionen mit geringer Eignung und/oder wenig Nachfrage nach großen Flächen zum Bau von PV-Freiflächenanlagen wird kein Handlungsbedarf gesehen.

Demnach wird der Regelungsbedarf auf der Ebene der Regionalplanung sehr unterschied-lich eingeschätzt. Dabei spielen sowohl die unterschiedlichen Betroffenheiten – ein Flächen-


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land wie Niedersachsen verzeichnet so gut wie keine Aktivitäten – ebenso eine Rolle wie die unterschiedlichen Organisationsformen der Regional- und Landesplanung im jeweiligen Bundesland. Die Diskussion um Bedarf, planerische Mittel und Methodik einer regionalen Standortplanung bzw. Steuerung hat allerdings begonnen und findet hauptsächlich intern in Politik und Verwaltung sowie zwischen den Planungsstellen – auch zwischen den verschie-denen Planungsebenen – statt.

Raumordnerische Ablehnungsgründe für Photovoltaik-Freiflächenanlagen

Die Vereinbarkeit mit den Zielen und Grundsätzen der Raumordnung und Landesplanung wird in den einzelnen Bundesländern in jedem konkreten Einzelfall bzw. zumindest in jedem Fall eines raumbedeutsamen Vorhabens geprüft.

Zusätzlich zu den insgesamt 312 im Zuge der 2005 angestellten Umfrage mitgeteilten Neu-planungen waren 29 Voranfragen und Planungen als gescheitert genannt worden:

• 13 Planungen und Bauanträge wurden aus raumordnerischer Sicht abgelehnt, • 15 Voranfragen und Planungen wurden zurückgezogen und • ein Vorhaben wurde von der Gemeinde selbst abgelehnt.

Die Ablehnungsgründe sind vielfältig und nicht im Einzelnen ausführlich begründet, bezogen sich meistens jedoch auf naturschutzfachliche Aspekte. Bei 20 dieser Anlagen wurden Kon-flikte und Restriktionen angegeben (siehe Tab. 5-1).

Tab. 5-1: Ablehnungsgründe der Landes- und Regionalplanung für Solarpark-Planungen

Konflikte / Restriktionen Anzahl der Nennung (Mehrfachnennung möglich)

Lage im NSG bzw. sonstige naturschutzfachliche Gründe 11

Lage im LSG 2

Lage im EU-Vogelschutzgebiet (SPA) 1

Konflikte mit dem Landschaftsbild 13

Überschwemmungsgebiet 1

Lage im Regionalen Grünzug 5

Vorrangstandort Windenergie (vorhandene WKA) 1

Auf die Problematik, dass bei PV-FFA relativ leicht Konflikte mit Zielen des flächenbezoge-nen Umwelt-, Natur- und Landschaftsschutzes entstehen können, wird auch im Projekt des


31.7.2007 116


BMU „Rechtliche und administrative Hemmnisse des Ausbaues erneuerbarer Energien in Deutschland“ (KLINSKI 200548, S. 87) hingewiesen.

Bebauungsplanverfahren

Soweit eine Anlage nicht an oder auf baulichen Anlagen errichtet wird („echte“ Freiflächenan-lage), setzen § 11 Abs. 3 Ziff. 1 i.V. mit Abs. 4 EEG für die Gewährung der Einspeisevergü-tungspflicht voraus, dass eine Anlage im Geltungsbereich eines Bebauungsplanes errichtet wird. Mit dieser Regelung will der Gesetzgeber erreichen, dass ökologisch sensible Flächen nicht überbaut werden und durch die Beteiligung der Öffentlichkeit eine möglichst große Ak-zeptanz vor Ort erreicht wird. Die Gemeinde wird auf diesem Wege gezwungen, die Standor-te für eine PV-Freiflächenanlage selber im Wege einer eigenen Planungsentscheidung zu bestimmen. Sie kann und soll damit eine aktive Rolle bei der Standortplanung übernehmen.

Der Leitfaden beschreibt, was in einem Bauleitplanverfahren für eine PV-Freiflächenanlage zu beachten ist und gibt Hinweise zur Berücksichtigung von Natur und Landschaft in Verfah-ren nach BauGB.

Bauleitpläne (Flächennutzungsplan und Bebauungsplan) haben die Auswirkungen für die Umwelt zu berücksichtigen (vgl. § 1a Abs. 1 BauGB). Insoweit sind insbesondere die Boden-schutzklausel des § 1a Abs. 2 BauGB und die Eingriffsregelung nach dem Bundesnatur-schutzgesetz gemäß § 1a Abs. 3 BauGB zu beachten.

5.3.5 Umweltprüfung in der Bauleitplanung

Sofern für die Zulassung einer PV-Freiflächenanlage ein neuer Bebauungsplan aufgestellt werden muss, ist im Rahmen des Bauleitplanverfahrens eine Umweltprüfung durchzuführen und ein Umweltbericht zu erstellen. Dies gilt auch für die Aufstellung eines vorhabenbezoge-nen Bebauungsplans. Bis zu einer festgesetzten Grundfläche von 20.000 qm besteht bei derartigen Bebauungsplänen eine pauschale Freistellung von der Umweltprüfung, bei einer Grundfläche von 20.000 - 70.000 qm ist die Durchführung einer Umweltprüfung von den Er-gebnissen einer einzelfallbezogenen Vorprüfung abhängig.

Aufgabe der Umweltprüfung in der Bauleitplanung ist es, alle Belange des Umwelt- und Na-turschutzes zusammenzuführen und in einem Umweltbericht den Behörden und der Öffent-lichkeit zur Stellungnahme vorzulegen. In einer zusammenfassenden Erklärung wird ab-

48 KLINSKI, STEFAN (2005): Überblick über die Zulassung von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien. Der rechtliche Anforderungsrahmen für die Nutzung der verschiedenen Arten von erneuerbaren Energien zu Zwecken der Strom-, Wärme- und Gasversorgung. Erstellt im Rahmen des für das BMU durchgeführten Projektes „Rechtliche und administrative Hemmnisse des Ausbaues erneuerbarer Energien in Deutschland“. Sept. 2005, Berlin


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schließend dargelegt, wie die Umweltbelange und die Ergebnisse der Öffentlichkeits- und Behördenbeteiligung im Bebauungs- und Flächennutzungsplan berücksichtigt wurden.

Der Leitfaden gibt Hinweise zur praktischen Abwicklung der Umweltprüfung, beschreibt die erforderlichen Inhalte des Umweltberichtes, erläutert die Gliederung des Umweltberichtes. und was bei der Integration von Eingriffsregelung, FFH-Verträglichkeitsprüfung und speziel-lem Artenschutz in die Umweltprüfung und den Umweltbericht zu beachten ist.

5.3.6 Arbeitsschritte zur Eingriffsregelung in der Bauleitplanung

Die Planung und der Bau einer PV-Freiflächenanlage wird regelmäßig einen Eingriff in Natur und Landschaft im Sinne des § 18 Abs.1 Bundesnaturschutzgesetz (BNatSchG) darstellen. Damit verbunden sind bestimmte Vermeidungs- und Ausgleichspflichten.

Im Leitfaden werden die einzelnen Arbeitsschritte bei der Eingriffregelung beschrieben und erläutert und es werden Hinweise und Hilfestellungen zur praktischen Anwendung gegeben:

• Festlegen des Untersuchungsrahmens: Bei der Abgrenzung des Untersuchungsraumes sind alle voraussichtlich betroffenen Schutzgüter und Funktionen zu berücksichtigen. Hinweise zum möglichen Untersuchungsumfang werden gegeben.

• Erfassen und Bewerten von Naturhaushalt und Landschaftsbild: Um die vom jeweiligen PV-Vorhaben hervorgerufenen Beeinträchtigungen hinsichtlich ihrer Erheblichkeit beur-teilen zu können sowie Art und Umfang der Kompensationsmaßnahmen zu bestimmen, werden die Schutzgüter und ihre Funktionen erfasst. Die Erfassung innerhalb des Unter-suchungsraumes muss den aktuellen Zustand von Natur und Landschaft widerspiegeln.

• Prognostizieren der Beeinträchtigungen / Konfliktanalyse: Anhand der Wirkfaktoren eines geplanten PV-Vorhabens und der betroffenen Schutzgüter und Funktionen werden Ursa-che-Wirkungsbeziehungen hergestellt und ableitend Beeinträchtigungen nach Art, Inten-sität, räumlicher Reichweite und Zeitdauer des Auftretens prognostiziert. Ausgehend von den Wirkfaktoren beschreiben die Beeinträchtigungen die Betroffenheit des jeweiligen Schutzgutes und seiner Funktionen.

• Entwickeln von Vorkehrungen zur Vermeidung und Minderung von Beeinträchtigungen: Verursacher von Eingriffen sind zur Vermeidung von Beeinträchtigungen verpflichtet (§ 19 Abs. 1 BNatSchG). Geschuldet ist primär die vollständige Vermeidung, sekundär die teilweise Vermeidung oder Schadensminderung. Der Leitfaden gibt Hinweise zu mög-lichen Vermeidungs- / Minimierungsmaßnahmen bei der Anlage von PV-Freiflächenanlagen.

• Entwickeln von Maßnahmen zur Kompensation: Kompensationsmaßnahmen dienen der Bewältigung unvermeidbarer erheblicher Beeinträchtigungen von Naturhaushalt und


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Landschaftsbild. Der Maßnahmenumfang ist zunächst für jede beeinträchtigte Funktion getrennt zu ermitteln. Ziel ist es, zur Kompensation gleiche Funktionsausprägungen (gleichartig) in mindestens gleicher Qualität (gleichwertig) wie die beeinträchtigten Funk-tionen wiederherzustellen, womit in der Regel auch Maßnahmen in mindestens gleichem Umfang (d.h. auf mindestens gleicher Fläche) erforderlich werden. Um jedoch ein kon-zeptionsloses Nebeneinander von kleinflächigen und zumeist isolierten Kompensations-flächen zu vermeiden, ist es notwendig, die Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen in ein räumliches Gesamtkonzept des Naturschutzes und der Landschaftspflege einzubinden.

Auch hier gibt der Leitfaden Hilfestellung und benennt mögliche Kompensationsmaß-nahmen für Beeinträchtigungen von Pflanzen und Tieren, Boden und Landschaftsbild durch eine PV-Freiflächenanlage.

Die Ermittlung des Kompensationsumfanges im Rahmen der Eingriffsregelung in der Bauleitplanung wird in den Bundesländern unterschiedlich gehandhabt. In Anhang 4 des Leitfadens sind die Arbeitshilfen, Normen und Richtlinien für die Eingriffsregelung in der Bauleitplanung auf Landesebene zusammengestellt.

5.3.7 Hinweise zur Gestaltung von PV-Freiflächenanlagen

Dieses Kapitel enthält Hinweise zur Gestaltung von Freiflächenanlagen und zur Herstellung, Unterhaltung und Pflege von Kompensationsmaßnahmen. Dazu wurden auch Praxisbeispie-le untersucht und auf Vorgehensweisen mit best practice-Qualität hin beurteilt. Was bei der Herstellung, Unterhaltung und Pflege von Maßnahmenflächen wie Anpflanzungen und An-saatflächen zu berücksichtigen ist, wird ebenso erläutert, wie die Unterschiede zwischen Mahd und Beweidung erläutert.

Die Sicherung von Flächen und Maßnahmen zur Vermeidung, Verminderung und Kompen-sation von Beeinträchtigungen im Zusammenhang mit der Planung einer PV-Freiflächenanlage spielt in der Bauleitplanung eine entscheidende Rolle. Aus diesem Grunde liefert der Leitfaden eine Auswahl von Darstellungs-, Festsetzungs- und weiteren Rege-lungsmöglichkeiten in der Bauleitplanung zur Unterstützung von Vermeidungs- und Kompen-sationszielen im Zusammenhang mit der Planung von PV-Freiflächenanlagen.

5.3.8 Recycling / Rückbau

Abgeschlossen wird der Leitfaden mit Hinweisen zum Recycling der Module und zum Rück-bau der Anlagen.


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6 Planungsrecht und Verfahren

6.1 Methodik und Vorgehensweise von Fallbeispielsuntersuchungen

Ergänzend zu den statistischen Erhebungen und Abfragen für die Anlagendatenbank wurden sieben ausgewählte Fallbeispiele hinsichtlich der relevanten Planungs-, Genehmigungs- und Realisierungsphasen einer näheren und ausführlicheren Einzeluntersuchung unterzogen. Anhand der Fallbeispiele werden möglichst typische Probleme des Planungs- und Genehmi-gungsverfahrens in Bezug auf PV-Freiflächenanlagen dargestellt. Daher geht es insbesonde-re darum,

• ob die Beteiligten mit der Aufsplittung der planungsrechtlichen Anforderungen in § 11 EEG einerseits und dem Baugesetzbuch andererseits sachgerecht umgehen bzw. ob sich hieraus Schwierigkeiten bei der Umsetzung der Ziele des EEG ergeben,

• ob sich besondere planungs- und genehmigungsrechtliche Schwierigkeiten in Bezug auf PV-Freiflächenanlagen ergeben,

• ob das gesetzliche Ziel einer hohen Bürgerakzeptanz erreicht wird, • ob das gesetzliche Ziel eines restriktiven Flächenverbrauchs/Flächeninanspruchnahme

erreicht wird, • ob das Erfordernis eines Bebauungsplans nicht zu unzumutbar langen und aufwändigen

Planungs- und Genehmigungsverfahren führt und ob die damit verbundenen Kosten ver-tretbar sind.

Da das Monitoring nur das geltende Recht in die Betrachtung einbeziehen kann, waren die-jenigen Anlagen, die nicht unter die seit 01.01.2004 geltenden Regelungen des EEG (Flä-chenkriterium seit dem Vorschaltgesetz zur EEG-Novelle) fallen, auszuscheiden. Gleicher-maßen werden vorrangig Verfahren untersucht, bei denen der Aufstellungsbeschluss zum Bebauungsplan nach dem 20.07.2004 liegt. Mit diesem Zeitpunkt wurden die Anforderungen des Baugesetzbuchs an Bebauungsplanverfahren durch das EAG Bau wesentlich verändert.

Folgende Vorhaben wurden für die Fallstudien ausgewählt:

Nr. Bundesland Anlage Auswahlgrund 1 Sachsen-Anhalt Geiseltalsee Konversionsfläche Industriegebiet 2 Sachsen Borna schnelles Genehmigungsverfahren, gewerbliche Kon-

versionsfläche 3 Brandenburg Finsterwalde sehr große Anlage 4 Bayern Estenfeld kleine Anlage mit besonders schnellem Planungs- und

Genehmigungsverfahren 5 Bayern Erlasee abschnittsweise Planung, sehr große Anlage 6 Bayern Kitzingen kleine Anlagen, die an den Anforderungen der Raum-

ordnung gescheitert ist


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Die Befragung von Beteiligten und Sichtung von Unterlagen aus Planung und Genehmigung erfolgte in der Zeit von Sommer Mai 2006 bis Januar 2007. Die Untersuchung musste auf Grund der sehr verschiedenartigen Anlagen sowie der sehr individuellen Problemlagen bei den einzelnen Vorhaben nicht nur schematisch die vorab abstrakt angedachten Fragestel-lungen abarbeiten, sondern sollte auch der Problemlage des jeweiligen Vorhabens gerecht werden.

Die Auskunftsbereitschaft der Beteiligten war hoch, gleichzeitig – wie erwartet – von der je-weils sehr subjektiven Erlebnis- und Interessenlage geprägt, so dass erst aus dem Zusam-menfügen der Auskünfte und Meinungen der Beteiligten die Grundlage für eine unabhängige Bewertung des Planungs- und Genehmigungsverfahrens gegeben war.

6.2 Fallstudien

6.2.1 Fallstudie Geiseltalsee

6.2.1.1 Beteiligte Akteure

Zentraler Akteur des Projektes war ein Generalunternehmer aus der Solarwirtschaft, der die schlüsselfertige Erstellung von Photovoltaik-Anlagen verschiedener Größe plant, organisiert und errichtet. Ziel des Generalunternehmers ist die Errichtung von Solar-Freiflächenanlagen sowie deren Verkauf an Investoren, die die Anlagen anschließend betreiben.

Da bereits zu Beginn ein Investor den Generalunternehmer mit dem Gesamtprojekt beauf-tragt hatte, wurde der Solarpark wie geplant kurz nach seiner Inbetriebnahme 2004 vom Ge-neralunternehmer übergeben. Dieser Investor hat die Betriebsführung wiederum einer Be-triebsführungsgesellschaft überlassen. Das Interesse des Investors war es, den Solarpark mit niedrigen Kosten zu erwerben und eine gute Rendite zu erzielen.

Vor Ort (d. h. im gleichen Landkreis) hat ein Projektentwickler seinen Sitz, der für den Ge-neralunternehmer als Unterauftragnehmer tätig wurde und nach einer geeigneten Fläche suchte, anschließend war er mit allen Phasen der Planung befasst.

Ein weiterer Unterauftrag des Generalunternehmers ging an ein Planungsbüro, das die ge-samte Ausführungsplanung und Bauausführung betreute, dies umfasste auch die Fragen des Netzanschlusses beim Stromnetzbetreiber.

Grundstückseigentümer der Fläche ist ein Grundstücksfonds des Landes Sachsen-Anhalt, der die Vermarktung von Industriebrachen und den Verkauf dieser Flächen zum Ziel hat. Die zum Verkauf anstehenden Flächen werden im Internet präsentiert. Im konkreten Fall kam der Projektentwickler auf den Grundstücksfonds zu, weil er sah, dass die betreffende Fläche für den von ihm geplanten Solarpark geeignet war. Allerdings bestand seitens des Generalun-


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ternehmers oder des Auftraggebers kein Interesse an einem Flächenerwerb, sondern nur an einem Pachtvertrag über 21 Jahre. Dies war aus Sicht des Grundstücksfonds ebenfalls eine akzeptable Lösung, da eine andere Nutzung für die Fläche nicht in Sicht war.

Die Gemeinde, auf deren Gemarkung die Anlage errichtet wurde, war für die Baupla-nung/Bauleitplanung verantwortlich. Sie hatte das Interesse, im Gelände der vom Grund-stücksfonds verwalteten Industriebrache Unternehmen anzusiedeln, die Arbeitsplätze schaf-fen und Gewerbesteuer zahlen. Dieses Ziel wurde so nicht erreicht. Dennoch hat die Ge-meinde das Vorhaben unterstützt, weil es für die Fläche immer noch eine bessere Nutzung war als der Fortbestand der teilberäumten Industriebrache. Wäre ein Investor im Sinne der Gemeinde gekommen, hätte dieser Vorrang gehabt. Da ein solcher fehlte und die Gemeinde auch keine Eigenmittel zum Geländeerwerb hatte, unterstützte sie die Errichtung des Solar-parks. Diese Unterstützung erfolgte nach Einschätzung des Generalunternehmers mit gro-ßem Einsatz und Engagement.

Die Kompetenz für Baugenehmigungen lag beim Landkreis, dessen Bauordnungsamt den Bauantrag für den Solarpark bearbeitete, bewilligte und den Bau abnahm.

Der Netzbetreiber des vorgelagerten Stromnetzes hatte das Interesse, den Strom, den er nach EEG abnehmen musste, in sein Mittelspannungsnetz einspeisen zu lassen. Es bestand aber kein eigenes Interesse am Gesamterfolg des Projektes.

6.2.1.2 Anlagenstandort: Standortwahl und Beschreibung

Die für den Solarpark genutzte Fläche befindet sich im Bundesland Sachsen-Anhalt, Land-kreis Merseburg-Querfurt, Gemarkung der Gemeinde Braunsbedra. Das Grundstück umfasst 16 ha. Das Gelände ist relativ eben (ca. 106 m über NN), wurde aber noch profiliert (s. u.). Es wird begrenzt von einer Bahnlinie im Süden, von Erschließungsstraßen im Osten und Norden sowie Industriebrachen auf der Westseite.

Bei der genutzten Fläche handelt es sich um einen Teil der Industriebrachfläche eines gro-ßen Mineralölwerkes (Raffinerie und Herstellung von Schmierstoffen). Der Standort war seit 1915 industriell genutzt, wurde 1945 zerstört und wieder aufgebaut, im Jahr 1950 wurde er zur größten Produktionsstätte der DDR zur Herstellung von Schmierstoffen ausgebaut. Über die im Juni 1990 gegründete Nachfolgegesellschaft musste 1997 das Gesamtvollstreckungs-verfahren eröffnet werden. Zu diesem Zeitpunkt umfasste die Gesamtfläche 160 ha. 1999 ging diese Fläche einschließlich ihrer Gebäude, Anlagen und Infrastruktur an den Grund-stücksfonds über.

Bereits vor dem Solarpark waren mehrere Unternehmen im Gelände angesiedelt worden, z. B. Recyclingunternehmen. Nachdem der Projektentwickler an den Grundstücksfonds heran-getreten war, wurde für den Solarpark eine Randfläche im Südosten des Geländes ausge-wählt, weil für diese die Erschließung schon weitgehend abgeschlossen war und andere Un-


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ternehmen bereits in der Nachbarschaft angesiedelt waren. Zudem möchte der Grundstücks-fonds den mittleren Bereich des Gesamtgeländes als „Filetstück“ später vermarkten und da-bei auch die Option einer größeren zusammenhängenden Fläche beibehalten.

Abb. 6-1: Lage des Solarparks im Bereich des Altindustriestandortes

(Quelle: GSA / eigene Darstellung)

Die gesamte Fläche war flächenhaft als Altlastenstandort problematisch. Der Grundstücks-fonds hat jedoch einen Vertrag mit der Landesanstalt für Altlastenfreistellung, nach dem der Grundstücksfonds (oder Investoren, die von ihm das Gelände erwerben) von den Sanie-rungskosten freigestellt sind, d. h. die Landesanstalt übernimmt alle Kosten der Altlastensa-nierung, um die Vermarktungschancen des Geländes zu verbessern.

Zum Zeitpunkt der Entscheidung über die Nutzung als Solarpark war das betreffende Gelän-de überwiegend bereits von den alten Industrieanlagen beräumt. In Abstimmung mit dem Projektentwickler wurde entschieden, was ergänzend noch beräumt werden musste und wie tief unter der Geländeoberkante die Baufreiheit zu schaffen war.

Anschließend ließ der Generalunternehmer noch eine Höhenprofilierung vornehmen, da das Gelände nicht genau eben war, die Solarmodultische jedoch auf flachem Gelände (z. T. leicht terrassiert) aufgestellt werden sollten.


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Abb. 6-2: Modulreihen im Solarpark Geiseltalsee hinter Schutzzaun (Foto: M. Reichmuth)

6.2.1.3 Rechtlicher Rahmen

Das gesamte Gelände der Industriebrache ist im Flächennutzungsplan als Gewerbegebiet ausgewiesen und zählt baurechtlich zum Innenbereich. Als solchen hat die Gemeinde auch das Teilgelände, auf dem der Solarpark errichtet werden sollte, nach Einschätzung des Landratsamtes zu Recht eingestuft. Es waren somit bereits alle bauplanungsrechtlichen Vor-aussetzungen geschaffen, so dass der Bauantrag auf der Grundlage von § 34 BauGB ge-stellt werden konnte und kein Bebauungsplan erforderlich wurde.

Diese Regelung war möglich, weil die Inbetriebnahme der Anlage noch vor Inkrafttreten der Novelle des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG), die am 01.08.2004 in Kraft trat, erfolgte. Nach heutiger Rechtslage wäre ein Bebauungsplans und Ausweis einer Sonderfläche zur Solarstromerzeugung erforderlich gewesen. Dies hätte den Planungsvorlauf erheblich ver-längert. Insofern profitierte die Anlage von der Kombination mehrerer günstiger Bedingun-gen: Geringe Kosten (durch Freistellung von Altlastensanierung), hohe Vergütung (durch das PV-Vorschaltgesetz, wirksam seit 1.1.2004) sowie besonders unkomplizierte Planung.


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6.2.1.4 Ablauf des Planungsverfahrens

Durch die Einstufung als Innenbereich gemäß § 34 BauGB war kein Bebauungsplanverfah-ren erforderlich (s. o.).

Auch die begleitende Umweltplanung beschränkte sich auf eine Darstellung der vorgesehe-nen Bepflanzungen im Plangebiet, die vom Generalunternehmer im Zusammenhang mit dem Bauantrag eingereicht wurde. Auch grünordnerische Maßnahmen fanden nur im Rahmen der generellen Erschließung durch den Grundstücksfonds statt. Mehr war nicht erforderlich, da die Nutzung der Industriebrache keinen nennenswerten Eingriff in die Natur darstellte. Nur einzelne Büsche und Sträucher waren zu roden (mit Rodungsgenehmigung), Flächen wur-den nicht versiegelt.

Im konkreten Fall wurden ein bereits bestehender Kleinwald im Westen und ein Gehölz durch eine zusätzliche Benjeshecke für Kleintiere ergänzt, um einen Grünflächenausgleich herzustellen. Im Bauantrag war diese allgemeine Forderung enthalten, da keine zusätzlichen Flächen versiegelt werden mussten und keine schützenswerten Gehölze auf der Fläche vor-lagen.

Die Bauvoranfrage für die solare Nutzung wurde durch eine effiziente und gute Zusammen-arbeit zwischen den Behörden des Landratsamtes, der Gemeinde und dem Grundstücks-fonds innerhalb von zwei Monaten positiv beschieden, so dass für den Generalunternehmer Rechtssicherheit bestand.

6.2.1.5 Ablauf des Verfahrens zur Baugenehmigung

Am 02.09.2003 wurde der Bauantrag gestellt, er ging beim Landratsamt am 11.09.2003 ein.

Im Zuge der Baugenehmigung angehört wurden

• die Gemeinde Braunsbedra, • innerhalb des Landratsamtes die Abteilungen für Bodenschutz, für Immissionsschutz, für

Wasser und für Naturschutz, • das Landesamt für Altlastenfreistellung, • die Prüfingenieure innerhalb des Bauordnungsamtes (zur statischen Prüfung der Unter-

konstruktion), deren Prüfbericht wurde dann Bestandteil der Baugenehmigung.

Am 14.10.2003 wurde der Bauantrag genehmigt.

Durch eine Teilbaugenehmigung konnte bereits vorzeitig mit den Gründungsarbeiten zur Aufständerung der Solarmodule begonnen werden.

Nach der damals geltenden Baugebührenordnung des Landes Sachsen-Anhalt wurde für die Baugenehmigung vom Bauherrn die entsprechende Gebühr bezahlt. Beim angegebenen


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Rohbauwert galt die Regel, dass pro 500,- € Rohbausumme 4,60 € zu zahlen waren. Hinzu kamen die Kosten für die Prüfung der Statik.

Die Erschließung des Geländes wurde durch den Investor bereits im Bauantrag nachgewie-sen. Es war dazu nach Informationen des Bauordnungsamtes kein städtebaulicher Vertrag nötig.

Nach Erteilung der Baugenehmigung wurde beim Netzbetreiber im Dezember 2003 ein ers-ter Antrag auf Netzanschluss gestellt. Nach Abklärung einiger inhaltlicher Unklarheiten wurde im Januar 2004 ein korrigierter Antrag gestellt, der vom Netzbetreiber nach den üblichen acht Wochen (im März 2004) beantwortet wurde. Danach wurde als technisch und wirtschaft-lich günstigster Verknüpfungspunkt i. S. des § 4 Abs. 2 EEG ein ca. 5 km entferntes Um-spannwerk zur Einspeisung ins Mittelspannungsnetz vorgeschlagen. Der Generalunterneh-mer hat diese Lösung akzeptiert.

Planung, Genehmigung und Bau einer entsprechenden Trasse über Industrieflächen, eine Bahnlinie und andere Grundstücke hinweg wurden unter Kostengesichtspunkten und auf Grund des kurzen Zeitrahmens bis zur geplanten Inbetriebnahme verworfen. In diesem Zu-sammenhang erwies es sich als glücklicher Umstand, dass es aus der Zeit des Schmier-stoffwerkes noch eine vorübergehend stillgelegte 30-kV-Freileitung gab, die das Umspann-werk mit der Industriebrache verband. Diese war seit etwa einem Jahrzehnt außer Betrieb. Um diese zu nutzen, hat der Generalunternehmer eine sog. Ertüchtigung, d. h. Sanierung der Masten und Kontrolle der Kabel und Isolatoren durchführen lassen sowie an beiden Sei-ten Anschlusskabel neu verlegt. Die entsprechenden Planungen und das Erwirken von Dienstbarkeiten zur Nutzung aller betroffenen Grundstücke wurden im Auftrag und auf Kos-ten des Generalunternehmers vom Netzbetreiber übernommen. Gleichzeitig kaufte der Ge-neralunternehmer die gesamte Freileitungstrasse (mit Masten) dem Netzbetreiber ab.

Am 22.03.2004 wurde mit dem Bau des Solarparks begonnen.

Am 21.06.2004 wurde mit der Stromeinspeisung begonnen. Beim Zuschalten an das Vertei-lernetz des Energieversorgers im Juni war gewährleistet, dass die Gesamtanlage entspre-chend Projektvorgaben und Bauantragsdokumentation errichtet wurde. Alle Abnahmeproto-kolle der Errichter der Anlage lagen bei der Inbetriebnahme im Juni vor.

Am 20.09.2004 konnte die Bauabnahme erfolgen, nachdem die Fertigstellung angezeigt war.

6.2.1.6 Verfahrensbewertung durch die Akteure

Auf Grund der Einbeziehung und frühzeitigen Beteiligung der Behörden und Ämter konnten mögliche Probleme kurzfristig geklärt werden. Gleichzeitig betonten die Behörden mit Ver-weis auf Gesetzesvorlagen auf Lösungsmöglichkeiten.


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Die befragten Akteure äußerten sich mit dem angewandten Verfahren zufrieden, insbeson-dere mit der Flexibilität des § 34 BauGB.

Aus Sicht des Landkreises wäre ein solches Verfahren auch für frühere Mülldeponien und vergleichbare Konversionsflächen angebracht. Die B-Pläne werden jeweils gewählt, um pla-nerisch auf Nummer Sicher zu gehen. Dies wäre aber außer in Innenbereichen (wie Gewer-begebieten) gemäß § 34 BauGB auch punktuell in Außenbereichen (§ 35 BauGB) verzicht-bar, bei einem sehr eingegrenzten Gebiet könnte es ausreichen, auch nur die direkt von der Fläche Betroffenen anzuhören.

Auch aus Sicht des Generalunternehmers wäre es konsequent, die Zulässigkeit von Freiflä-chenanlagen, die in aller Regel im Außenbereich errichtet werden (Ausnahme Geiseltalsee), innerhalb des bestehenden Baurechts zu lösen. In Betracht käme dann die Aufnahme von Photovoltaikanlagen in den Katalog der Privilegierungen des § 35 BauGB. Damit wäre einer-seits die Planungshoheit der Kommunen gewahrt und andererseits hätten die Bundesländer die Möglichkeit, Vorranggebiete für Photovoltaik auszuweisen und an anderer Stelle Aus-schlüsse im Hinblick auf Landschaftsverbrauch, Naturschutz etc. festzulegen. Insgesamt würde mit diesem Ansatz ein höheres Potential an Bauflächen im Bereich von Brach- und Grünflächen und die Einhaltung einer besseren Gesetzessystematik gesehen. Ferner hat sich nach Ansicht des Generalunternehmers gezeigt, dass die Kriterien z. B. für „Versiege-lung“ und „Konversionsfläche“ nicht immer eindeutig zu bestimmen sind.

Sinnvoll wäre es aus Sicht dieses Befragten auch, die Erzeugung von Solarstrom als allge-meine gewerbliche Tätigkeit einzustufen, um zumindest auf wirtschaftlichen Konversionsflä-chen wie z. B. Geiseltalsee keine Planänderung herbeiführen zu müssen.

Unabhängig davon sieht der Generalunternehmer trotzdem die Flächenkriterien für PV-Freiflächenanlagen im EEG als gute Kompromisslösung an, die sich in der Praxis bereits bewährt hat.

6.2.1.7 Bewertung

Die Besonderheit des vorgestellten Beispiels liegt in seinem frühen Inbetriebnahmezeitpunkt, durch den im konkreten Fall ein Bebauungsplanverfahren entfallen konnte. Dies hat wesent-lich dazu beigetragen, dass das gesamte Verfahren so zügig abgeschlossen werden konnte. Diese Variante stellt allerdings einen Sonderfall dar, der nur in der Zeit nach Inkrafttreten des „Vorschaltgesetzes“ am 01.01.2004 und vor Inkrafttreten des novellierten EEG am 01.08.2004 möglich war. Insofern kann das Fallbeispiel nicht als wiederholbar betrachtet werden.

Der Fall ist dagegen nicht singulär was die Art der genutzten Fläche angeht: Auch in anderen Bundesländern, in denen ausgewiesene und erschlossene Gewerbegebiete nicht durch Ge-


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werbeansiedlungen genutzt werden, fanden bereits entsprechende Umnutzungen der Flä-chen statt, indem dort Photovoltaik-Freiflächenanlagen errichtet wurden.

6.2.2 Fallstudie Borna


Der erste Impulsgeber des Projektes war der Investor und Vorhabenträger aus Berlin, ein im Jahr 2001 gegründetes Unternehmen der Projektentwicklung und Finanzierung mit Erfah-rungshintergrund aus den Bereichen Kapitalanlagefonds und Photovoltaik, welches sich auf die Planung und Errichtung von Photovoltaik-Freiflächenanlagen der Megawattklasse spezia-lisiert hat. Der Investor übernahm zuerst die Grundstücksauswahl und -beplanung, später zunächst auch den Betrieb der Anlage, verfolgt aber das mittelfristige Ziel, diese an Dritte zu verkaufen.

Vom Investor angesprochen wurde eine Bergbaugesellschaft, die über eine größere An-zahl geeigneter Konversionsflächen verfügte, da sie alle ehemaligen Braunkohletagebaue und Braunkohleveredlungsstandorte im Raum Borna – Leipzig übernommen hatte, die dort bis 1990 großflächig betrieben wurden. Die Rekultivierung dieser Tagebaue stellt das aktuell wichtigste Ziel dieser Gesellschaft dar.

Weiterhin einbezogen war das Wirtschafts- und Planungsamt der Stadt Borna. Die Stadt Borna hatte ein hohes Interesse an einer geeigneten Folgenutzung der Industriebrache, auf der letztlich das Solarkraftwerk errichtet wurde.

Weiterhin beteiligt war das Bauamt der Stadt Borna. Die Stadt Borna ist als untere Bauauf-sichtsbehörde für das Gemeindegebiet der Stadt Borna für die Erteilung der Baugenehmi-gung zuständig. Im gemeinsamen Interesse des Investors und der Stadt war diese dabei um eine besonders rasche Bearbeitung bemüht.

Für die Erstellung des Bebauungsplanes sowie zur Änderung des Flächennutzungsplanes beauftragte der Investor ein sächsisches Planungsbüro. Dieses Planungsbüro war dem Investor vom Wirtschafts- und Planungsamt empfohlen worden, da dieses Büro bereits den städtebaulichen Rahmenplan erarbeitet und die ersten Leistungsphasen zu einem vorherge-henden Bebauungsplan für die gleiche Fläche abgearbeitet hatte, so dass alle relevanten Planungsunterlagen und zahlreiche Kenntnisse aus den TÖB-Beteiligungen (z.B. über Lei-tungsbestände) bereits vorlagen. Weiterhin konnte das Büro zahlreiche Referenzen bei der Beplanung von Altstandorten der Kohleindustrie aufweisen.

Beeinflusst wurde das Vorhaben zudem von zwei Modulherstellern, die auch die Funktion eines Generalunternehmers übernehmen sollten. Nachdem der erste Modulhersteller die


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Module nicht wie erhofft liefern konnte, mussten die Planungen noch einmal geändert wer-den, damit das Konzept des anderen Herstellers mit nachgeführten Anlagen realisiert wer-den konnte. Der zweite Modulhersteller wurde dann letztlich vom Investor als Generalunter-nehmer mit der schlüsselfertigen Errichtung der Anlage beauftragt.


Die für den Solarpark genutzte Fläche befindet sich im Freistaat Sachsen, Landkreis Leipzi-ger Land, Gemarkung der Stadt Borna. Das Grundstück umfasst 21 ha. Die Geländehöhen liegen zwischen 142 und 146 m über NN, d. h. das Gelände ist relativ eben. Es wird begrenzt vom Speicherbecken Lobstädt im Nordwesten, der Bahnlinie Leipzig – Borna – Chemnitz im Nordosten, im Südosten von Aufforstungen, im Süden und Osten von gemischter Bebauung und einer Sportanlage.

Bei dem Standort handelte es sich dabei um eine sanierte Industriebrache des ehemaligen Braunkohlenwerkes Borna (Brikettfabrik und Braunkohle-Heizkraftwerk), das Anfang 1991 stillgelegt worden war. Die Sanierung des Geländes ist in den Jahren 1994 bis 2000 erfolgt. Grundlage dafür war der Abschlussbetriebsplan der Bergbaugesellschaft, der sich in ver-schiedene Planteile (z.B. Bahnanlagen, bauliche Anlagen) gliederte. Die gefährlichsten Teile sollten zuerst zurückgebaut werden, Gebäude und Bahnanlagen sollten später folgen. Die Gebäudefundamente wurden nicht tiefer als bis 50 cm unter der Geländeoberkante abgetra-gen, so dass im Erdreich Fundamentreste verblieben.

Der Investor suchte einen Standort, bei dem eine hohe Globalstrahlung, die Vergütungsfä-higkeit gemäß EEG für den zu erzeugenden Solarstrom (Konversionsfläche) sowie eine gute öffentliche Akzeptanz gegeben war. Der erste Versuch des Investors, eine solche Fläche zu finden, war zuvor in Ostthüringen gescheitert, weil das zuständige Landratsamt sich nicht so kooperativ zeigte wie das Landratsamt und andere Behörden im Landkreis Leipziger Land. Ausgehend von der überdurchschnittlichen Globalstrahlung in der Region südlich von Leip-zig, die die Region zu einem grundsätzlich interessanten Standort für Photovoltaik-Anlagen macht, wurde daher der Kontakt zur Bergbaugesellschaft gesucht, da diese über die Ge-samtheit der Konversionsflächen verfügte. In den Gesprächen mit der Bergbaugesellschaft kristallisierten sich dann einige Standorte heraus, die besonders geeignet waren. Es war zunächst an die Umsetzung eines Clusters von etwa drei Anlagen gedacht, wobei die erste Anlage in Espenhain und die zweite in Borna (betrachtetes Fallbeispiel) errichtet wurde. Wei-tere Solarkraftwerke konnten auf Grund der jährlichen, starken Degression der Einspeise-vergütung und der damit verschlechterten Wirtschaftlichkeit nicht geplant werden. Nach der gemeinsam getroffenen Standortauswahl wurden in Borna Gespräche mit der Stadtverwal-tung geführt, die sehr positiv verliefen, so dass ein breiter Konsens zwischen allen Beteilig-ten erreicht war.

Für den ausgewählten Standort in Borna gab es parallel zur Beräumung des Geländes sei-tens der Stadtverwaltung Borna Überlegungen zur Nachnutzung des Geländes. Während die


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ersten Überlegungen eine neue Industrieansiedlung favorisierten, wurde im März 2000 ein städtebaulicher Rahmenplan vom Stadtrat gebilligt, der ein Mischgebiet mit Wohnungen so-wie nichtstörenden Gewerbenutzungen im Süden und anderem Gewerbe im nördlichen Teil vorsah. Für den ersten Teilbereich des Gesamtgeländes wurde im April 2000 ein Aufstel-lungsbeschluss für einen B-Plan gefasst. Während der vorzeitigen TÖB-Anhörung zu diesem B-Plan teilte das Oberbergamt mit, dass sich auf dem Gelände untertägige Hohlräume befin-den. Die Stadt gab daraufhin eine weiterführende bergschadenskundliche Analyse in Auf-trag, deren Ergebnisse besagten, dass untertägige Hohlräume mit vertikalen und horizonta-len Bodenbewegungen z.T. mit offenen Tagesbrüchen zu erwarten sind. Das B-Plan-Verfahren wurde daher im Mai 2003 eingestellt. Eine Nutzung zu Wohn- und Gewerbezwe-cken war wirtschaftlich nicht mehr realisierbar, so dass das Gelände für Ausgleichs- und Er-satzmaßnahmen zur Verfügung gestellt werden sollte.

Beim ersten Gesprächskontakt zwischen dem Investor und dem Wirtschafts- und Planungs-amt im Februar 2004 war es bereits beiderseitiges Ziel, anderweitig nicht nutzbare Brachflä-chen für ein Solarkraftwerk nutzbar zu machen. Zwei Standorte im Stadtgebiet wurden in Betracht gezogen, von denen der jetzige aus Sicht der Stadt die höhere Priorität hatte. Be-züglich der verbliebenen Fundamentreste wurde die Bergbaugesellschaft in die Pflicht ge-nommen, diese zu beseitigen. Dies führte zu einer Projektverzögerung.

Abb. 6-3: Luftaufnahme des Gesamtgeländes in Borna (Quelle: www.geosol.de)


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Abb. 6-4: Ansicht der einzelnen Mover im Gelände (Foto: M. Reichmuth)


Für die Flächennutzungsplanung liegt die Planungshoheit bei der Großen Kreisstadt Borna, die dem Landkreis Leipziger Land angehört.

Die Stadt Borna besitzt einen wirksamen Flächennutzungsplan, der für den zu beplanenden Teilbereich eine gemischte Baufläche vorsah. Um das Entwicklungsgebot gem. § 8 Abs. 2 BauGB einzuhalten, war der FNP folglich zu ändern.

Die Stadt Borna hatte großes Interesse daran, dass das Vorhaben zur städtebaulich geord-neten Nachnutzung einer Brachfläche innerhalb eines vertraglich vereinbarten Zeitraumes durch einen Vorhabenträger realisiert wurde. Da es auch bereits sehr klare Vorstellungen des Investors gab, wie die Fläche entwickelt und bebaut werden sollte, wurde das Instrument des vorhabenbezogenen Bebauungsplanes (B-Planes) gewählt. Dieser bietet zudem für die Stadt den Vorteil, dass Ansprüche des Vorhabenträgers (Investors) bei einer Aufhebung des B-Planes (bei Nichtdurchführung innerhalb der vertraglich vereinbarten Frist) nicht geltend gemacht werden können (§ 12 Abs. 6 BauGB).

6.2.2.4 Ablauf des Planungsverfahren

Die Änderung des FNP und die Aufstellung des B-Planes wurden im Parallelverfahren gem. § 8 Abs. 3 BauGB durchgeführt. Zur Übernahme der Planungskosten zur Änderung des FNP


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und zur Aufstellung des B-Planes wurde ein städtebaulicher Vertrag mit dem Investor ge-schlossen, dazu mehr in Punkt 4. Die Stadtverwaltung war somit nur für die Durchführung des B-Planverfahrens, für die hinreichende Kontrolle und die Vorbereitung der Entscheidung zu allen förmlichen Beschlüssen verantwortlich. Der Stadtrat der Stadt Borna war trotz des städtebaulichen Vertrages in seinen Beschlüssen frei.

Am 20.11.2003 wurde die vierte Fortschreibung (Änderung) des gültigen Flächennut-zungsplanes Borna für eine andere Fläche im Stadtgebiet eingeleitet. Am 18.03.2004 wurde beschlossen, den Umgriff der Fortschreibung des FNP auf die Fläche des geplanten Solar-parks zu erweitern.

Mit Schreiben vom 09.06.2004 wurden die Träger öffentlicher Belange bis zum 15.07.2004 um Stellungnahme gebeten. Die Anzahl der zu befragenden TÖB ergibt sich aus einer Ar-beitshilfe des Regierungspräsidiums Leipzig. Für die Fortschreibung des FNP wurden 32 TÖB sowie 7 Nachbarkommunen angehört.

Parallel fand vom 16.06. bis 15.07.2004 die öffentliche Auslegung statt.

9 der befragten 32 TÖB gaben keine Stellungnahme ab. Die verbleibenden TÖBs brachten keine Bedenken hervor, verwiesen teilweise auf ihre Stellungnahme zum B-Plan oder bezo-gen sich auf das andere in diesem Verfahren geänderte Gebiet. Insgesamt war keiner der Hinweise zum Solarpark aus dem FNP-Verfahren abwägungsrelevant.

Der FNP wurde am 13. Mai 2005 genehmigt und wurde mit der Veröffentlichung im Amtsblatt der Stadt Borna am 31.5.2005 rechtskräftig.

Der Aufstellungsbeschluss zum vorhabenbezogenen B-Plan „Sondergebiet Sonnenener-gie“ wurde (parallel zum Änderungsbeschluss des FNP) am 18.3.2004 gefasst. Der Scoping-Termin wurde am 06.04.2004 mit den wichtigsten Trägern öffentlicher Belange (TÖB) durch-geführt. Zu diesem Termin hatte das Planungsbüro einen Vorentwurf erarbeitet, der den be-teiligten TÖB die Möglichkeit gab, ihre berührten Belange zu formulieren, um sie frühzeitig für das weitere Planverfahren zu berücksichtigen.

Im Rahmen der Beteiligung nach § 4 Abs. 1 BauGB wurden die TÖB, deren Aufgabenberei-che durch die Planung berührt wurden, beteiligt und mit Schreiben vom 15.07.2004 um Stel-lungnahme zum Entwurf gebeten. 24 TÖB sowie die 7 Nachbarkommunen wurden somit zur Abgabe einer Stellungnahme zum Entwurf aufgefordert. Parallel fand vom 16.06. 2004 bis 15.07.2004 die öffentliche Auslegung statt (parallel zur Änderung des FNP). Bürger äußerten sich dabei allerdings nicht zum Vorhaben. Die wenigen eingegangen Hinweise waren ohne wesentlichen Zeitverzug umsetzbar.

Die Beschlussempfehlung zur Abwägung wurde von der Verwaltung anschließend sehr zü-gig erarbeitet, um so schnell wie möglich Baurecht schaffen bzw. die materielle Planreife zu erlangen. Am 28.07.2004 wurde das Abwägungsergebnis im Bauausschuss vorberaten. Auf


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Grund des engen zeitlichen Rahmens wurde die Beschlussempfehlung ausnahmsweise als Tischvorlage am Tag der Sitzung ausgereicht. Die einzelnen Punkte der Beschlussempfeh-lung wurden den Mitgliedern des Bauausschusses während der Sitzung erläutert.

Am 19.08.2004 wurde auf der Stadtratssitzung der Abwägungsbeschluss gefasst. Im Ergeb-nis konnte festgestellt werden, dass keine öffentlichen und privaten Belange dem Vorhaben entgegenstanden, so dass die materielle Planreife nach § 33 BauGB gegeben war und der entsprechende Bauantrag bearbeitet werden konnte. Die Sitzung des Stadtrates wurde gem. § 36 SächsGemO ordnungsgemäß einberufen (d.h. öffentliche Bekanntmachung der Tages-ordnung, rechtzeitige Einladung des Stadtrates mit den erforderlichen Unterlagen).

Der Satzungsbeschluss zum B-Plan wurde nach der Bekanntmachung der Genehmigung der Änderung des FNP gefasst. Damit war der BP gem. § 10 Abs. 2 BauGB nicht genehmi-gungspflichtig, so dass der B-Plan bei der Kommunalaufsicht des Landratsamtes Leipziger Land nach § 4 SächsGemO nur zur Anzeige gebracht werden musste.

Da sich der Baubeginn für das Solarstromkraftwerk auf Grund von Lieferengpässen verzö-gerte und gleichzeitig die Einspeisevergütung sank, musste die Wirtschaftlichkeit des Projek-tes neu konzipiert werden. Nur unter Einsatz eines veränderten Finanzierungskonzeptes und einer rationelleren Aufstelltechnologie (zweiachsige, der Sonne nachgeführte Anlagen) konn-te das Vorhaben am Standort Borna noch realisiert werden. Mit der Veränderung der Auf-stelltechnologie im Sommer 2005 war eine erste Änderung des B-Planes verbunden, da die Höhe der baulichen Anlage die festgesetzte Höhe von 5 m überschritt. Gleichzeitig wur-den die Festsetzungen zur starren Bauweise gestrichen. Dieses Verfahren wurde als verein-fachte Änderung nach § 13 BauGB durchgeführt. Die Planzeichnung wurde nicht geändert. Im Rahmen der 2. vereinfachten Änderung, die eine Änderung des Maßes der baulichen Nutzung, der überbaubaren Grundstücksflächen sowie eine Verschiebung der Ausgleichsflä-chen beinhaltete, wurden die von der Planung berührten Träger öffentlicher Belange gebe-ten, zu den geänderten und ergänzten Teilen eine Stellungnahme abzugeben. Der Abwä-gungsbeschluss dazu wurde am 22.12.20005, der Satzungsbeschluss am 09.02.2006 ge-fasst.

Der Bebauungsplan beinhaltet einen integrierten Grünordnungsplan sowie einen Umwelt-bericht, welche als Fachplan für Natur und Landschaft und damit als ökologische Grundlage des vorhabenbezogenen Bebauungsplanes gemäß dem BNatSchG gelten. Die Maßnahmen zur Vermeidung, Minderung und zum Ausgleich von Beeinträchtigungen sowie die dazuge-hörigen Flächen wurden in den Bebauungsplan übernommen und festgesetzt.

Im August bzw. September 2004 wurden zwei städtebauliche Verträge unterzeichnet:

1.) Durchführungsvertrag: Dieser verpflichtet den Investor zur Umsetzung der im B-Plan definierten Maßnahmen. Er enthält auch die Verpflichtung zur naturschutzfachlichen Baubegleitung (insbes. während der Rodungen), die Verpflichtung zur Durchführung


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aller Maßnahmen auf eigenen Namen und eigene Rechnung sowie Fertigstellungsfris-ten, die durch Nachträge später noch verlängert wurden.

2.) Erschließungsvertrag: Er verpflichtet den Investor zur Herstellung der im B-Plan fest-gesetzten öffentlichen Erschließungsanlagen. Damit war das Grundstück des Solar-kraftwerkes erstmals an das öffentliche Straßennetz angeschlossen.

Diese Verträge wurden in der Stadtverwaltung vorbereitet und durch den OBM der Stadt Borna unterzeichnet.


Das Bebauungsplan- und Baugenehmigungsverfahren wurde im Parallelverfahren durchge-führt. Nachdem alle Stellungnahmen TÖB im Rahmen des B-Planverfahren eingegangen waren, konnte der Bauantrag gestellt werden. Dies erfolgte am 12. Juli 2004. Beim Bauamt der Stadt ging diese erste Fassung des Bauantrages am 20. Juli 2004 ein. Die Zulässigkeit des Vorhabens während der Planaufstellung war erst mit Erfüllung der Forderungen des § 33 Abs 1 BauGB gegeben. Die materielle Planreife des Bebauungsplanes lag am 19.8.2004 vor.

Einige TÖB hatten im B-Plan-Verfahren (dessen Anhörungsphase am 15.7. abgeschlossen worden war) um die Zustellung der Baupläne im Rahmen des Baugenehmigungsverfahrens gebeten, dies waren das Umweltamt und das Ordnungsamt SG Zivil- und Brandschutz beim Landratsamt Leipziger Land, das staatliche Gewerbeamt, die DB AG und das Bergamt. Am 22.07.04 wurden diesen die Unterlagen verschickt, bis 19.08.2004 hatten alle für ihre Stel-lungnahme Zeit. Die DB AG überschritt diesen Termin als einzige, eine Abstimmung erfolgte daher zunächst telefonisch, am 31.8. ging die Stellungnahme per Fax ein.

Weitere Voraussetzung zur Erteilung der Baugenehmigung war die Eintragung einer Baulast für die von dem Vorhaben betroffenen Flurstücke, sowie die Eintragung einer Baulast für die Mitbenutzung des nicht auf dem eigenen Grundstück befindlichen Hydranten zur Sicherung des Löschwassers. Dies erfolgte bei der Bauaufsichtsbehörde der Stadt Borna am 18.08.2004 und 30.08.2004.

Am 30.08.2004 wurde die Vollständigkeit des Bauantrages festgestellt und am 31.08.2004 die Baugenehmigung erteilt. Das Bauwerk ist ein „Sonderbau“ gem. § 2 SächsBO und wur-de nach § 62 der Sächsischen Bauordnung genehmigt.

Die Baugenehmigung berechtigte nicht zum Baubeginn, da die Berechnung zur Standsicher-heit und zum Feuerwiderstand nicht vorlag. Sobald diese vorlagen, trat die Baugenehmigung automatisch in Kraft.

Anfang Oktober 2005 ging der Änderungsantrag zum Bauantrag bei der Stadt Borna ein, der wegen der geänderten Aufstellweise (Mover statt starrer Anlagen) erforderlich wurde.


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Der Bauantrag wurde mit einer Karte im Maßstab 1:2000 eingereicht, aus ihr gingen die alten Baugrenzen sowie die für die Mover geplanten neuen Baugrenzen hervor.

Die Änderung des Vorhabens zog eine Änderung des Bebauungsplanes nach sich, welche parallel zur Bearbeitung des geänderten Bauantrages erfolgte und am 22.12.2005 die not-wendige Planreife gem. § 33 Abs. 1 BauGB besaß.

Die Kosten der Baugenehmigung trägt der Vorhabenträger (Investor), wobei das sächsische Kostenverzeichnis vom 16.12.2005 maßgeblich ist: Für Sonderbauten fallen je angefange-nen 1000,- € Rohbausumme 8,50 € Bearbeitungsgebühr an.


Sowohl das Planungsverfahren als auch das Baugenehmigungsverfahren wurden von den befragten Akteuren (Investor, Wirtschafts- und Planungsamt, Bauamt) übereinstimmend als besonders zügig eingeschätzt. Nach Aussagen des Wirtschafts- und Planungsamtes war das B-Plan-Verfahren sogar das schnellste Verfahren seit 1992. Dafür wurde das Zusammentref-fen folgender Ursachen angeführt:

• Die Stadt (im Südraum Leipzig, einer Braunkohlefolgelandschaft mit hoher Arbeitslosig-keit) ist generell bestrebt, jedem Investor möglichst unbürokratisch Entwicklungsmöglich-keiten zu geben. Zwar gab es auch unter den Stadträten Gegner des EEG („der Strom-preis steigt dadurch“), aber die alternative Perspektive, dass die Anlage an einem ande-ren Standort errichtet worden wäre, sowie die fehlende Alternativnutzung für die vorhan-dene Brachfläche waren auch für diese Stadträte ausschlaggebend, der Investition posi-tiv gegenüber zu stehen. Im Sinne der wirtschaftlichen Entwicklung der Stadt ist der Stadtrat ggf. auch zu Sondersitzungen bereit.

• Der Investor hatte von Beginn des Planverfahrens an klare Vorstellungen zum Vorhaben und konnte diese klar kommunizieren. Entsprechend qualifizierte Vorarbeiten und Plan-unterlagen erleichterten das Verfahren.

• Die Fläche war wenige Jahre zuvor schon einmal überplant worden, so dass das gleiche Planungsbüro die Unterlagen wesentlich schneller bereitstellen konnte, auch die Positio-nen der TÖB zur Fläche waren dadurch schon bekannt.

• Für die anliegende Straße war eine amtliche Vermessung bereits erfolgt, so dass die anschließende Vermessung auf den dort erhobenen Bestandsdaten basieren und bereits parallel zu den Planungsverfahren durchgeführt werden konnte.

Die Tatsache, dass es im Landkreis Leipziger Land bereits mit dem Solarkraftwerk Espen-hain einen Präzedenzfall gab, hat sich formell gesehen auf das Verfahren kaum ausgewirkt. Lediglich das Landratsamt Leipziger Land konnte als Teilnehmer am Scoping-Termin bereits


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seine Erfahrungen von Espenhain einbringen. Jedoch konnten sich alle am Genehmigungs-prozess Beteiligten ein eigenes Bild anhand der ersten, beispielgebenden Anlage in Espen-hain machen und so mögliche Besorgnisse vermeiden. Außerdem generierte das Solar-stromkraftwerk Espenhain ein überaus positives Image als temporär weltweit größte Photo-voltaikanlage mit einer Vielzahl ökologisch vorbildlicher Parameter, so dass dem Investor auf breiter Basis nachhaltiges Vertrauen entgegengebracht wurde.

Die Regeln des Verfahrens sind aus Sicht der Stadtverwaltung sinnvoll. Gerade die Einbin-dung in einen B-Plan erleichtert das anschließende Baugenehmigungsverfahren. Nicht klar geregelt ist die Zulässigkeit von Solaranlagen innerhalb bestimmter Baugebiete. Nach Re-cherchen der Stadtverwaltung sind bisher Solaranlagen nur in Sondergebieten zulässig. Da dafür oftmals eine Änderung des FNP notwendig ist, wäre es im Rahmen der Bauleitplanung vorteilhaft, wenn kleinere Anlagen auch in Gewerbegebieten zulässig sind. Dafür gibt es je-doch bisher keine einschlägigen Regelungen.

Auch aus Sicht des Investors war das vorgeschriebene Planungsverfahren sinnvoll, da es durch die umfangreichen Beteiligungsvorschriften wesentlich die Akzeptanz fördert. Sinnvoll ist aus Investorensicht auch, dass die Freiflächenanlagen nur auf bestimmten Flächen errich-tet werden dürfen. Problematisch jedoch ist, dass Konversionsflächen teilweise (anders als gedacht) einen hohen ökologischen Wert haben (v. a. bei militärischen Konversionsflächen oder bei schon lange brach liegenden Flächen) und somit naturschutzrechtliche Regelungen dem Bau von Solaranlagen entgegenstehen. Weiterhin kann die Beräumung der Vornutzung auf derartigen Flächen sehr kostspielig sein.

6.2.2.7 Bewertung

Die Einschätzung der befragten Akteure kann weitgehend geteilt werden: Insgesamt lief das Verfahren besonders zügig, weil ein umfassender Konsens zwischen allen Akteuren herge-stellt werden konnte.

Dies kann auch mit der Auswahl des Standortes erklärt werden, für den fast keine anderen Nutzungen in Frage kamen.


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6.2.3 Fallstudie Finsterwalde


Der erste Impulsgeber des Projektes war der Flächeneigentümer, ein größerer Landwirt-schaftsbetrieb, der für seine landwirtschaftliche Nutzfläche mit geringen Erträgen nach einer neuen Nutzungsform suchte.

Über Geschäftskontakte mit Dritten kam dieser mit einem Berliner Projektentwickler in Kon-takt, der nach Standorten für Projekte zur Erzeugung erneuerbarer Energien nach geeigne-ten Flächen suchte. Dieser Projektentwickler gründete Ende 2004 eine Tochtergesellschaft, die sich speziell auf Solarpark-Projekte konzentrierte. Diese Tochtergesellschaft wurde spä-ter insolvent, die wichtigsten beteiligten Personen gründeten jedoch zu Jahresbeginn 2006 eine neue Gesellschaft, um das Ziel der Entwicklung von Solarparks weiter zu verfolgen. Die meisten Planungen wurden vom Projektentwickler delegiert (s. u.), die städtebaulichen Ver-träge stimmte er selbst mit der Stadtverwaltung ab.

Der Projektentwickler ging zunächst auf einen ihm bereits bekannten Stadt- und Land-schaftsplaner zu. Dieser deckt das Spektrum der Stadtplanung einschließlich der Land-schafts- und Umweltplanung ab, d. h. die Bearbeitung von FNP und Bebauungsplänen (ein-schließlich der damit verbundenen Umweltplanung). Gemeinsam mit einem kleinen Verbund weiterer selbständiger Stadt- und Landschaftsplaner bearbeitete dieser im Auftrag und auf Kosten des Projektentwicklers den Bebauungsplan und den Grünordnungsplan für den So-larpark. Dabei stimmte er alle Details direkt mit der Stadtverwaltung ab. Mit der Umweltver-träglichkeitsuntersuchung beauftragte der Projektentwickler einen selbständigen Diplom-Geoökologen.

Die Stadtverwaltung ist für den Flächennutzungsplan sowie für Bebauungspläne verant-wortlich, das Bauamt der Stadt organisiert diese Planungen. Seitdem Flächeneigentümer, Projektentwickler und Landschaftsplaner Anfang Januar 2004 gemeinsam die Idee des So-larparks an die Stadtverwaltung herangetragen hatten, wurde das Vorhaben vom Bauamt engagiert unterstützt. Das Engagement und die fachlichen Impulse zum Projekt wurden vom beteiligten Landschaftsplaner besonders lobend erwähnt.

Mit der Fortschreibung des Flächennutzungsplanes beauftragte die Stadtverwaltung diejeni-ge Stadtplanungsgesellschaft, die bereits die ersten Entwürfe des FNP bearbeitet hatte. Da der Entwurf zeitgleich nicht nur wegen des Solarparks geändert werden musste, wurde der Solarpark Teil einer 2004 von der Stadtverwaltung beauftragten und finanzierten Fach-planung.


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Im Zuge des Verfahrens waren weiterhin Landesbehörden des Landes Brandenburg einge-bunden (für Raumordnung und Landesplanung bzw. für Naturschutz). Auch diese hatten erkennbar das Interesse, das Projekt konstruktiv zu begleiten.

Da die Fläche auch nach jahrelanger landwirtschaftlicher Nutzung als ehemalige Konversi-onsfläche noch bis 08.12.2006 der Bergaufsicht unterstand, musste das Bergamt zunächst der Stadtverwaltung erlauben, auf dieser Fläche städtische Planungen durchzuführen. Diese Erlaubnis wurde ohne weiteres erteilt.

Der Vorbesitzer der Flächen, eine Bergbaugesellschaft, spielte zudem noch eine Rolle, weil dieser mit dem Flächeneigentümer eine vertragliche Vereinbarung über die Nutzungsart des Geländes (landwirtschaftliche Nutzung) getroffen hatte, bei deren Änderung der Vorbesitzer von der Wertsteigerung profitieren sollte. Zudem hing von den Entscheidungen des Vorbesit-zers noch die Zukunft der Erschließungswege ab, da diese zum Zweck der Tagebauer-schließung gebaut worden waren. Da in der Verwaltung des Vorbesitzers kein zentraler An-sprechpartner für das Projekt zuständig war, ergaben sich in der Kommunikation mit dem Vorbesitzer Verzögerungen in einzelnen Punkten des Verfahrens.

Ein Naturschutzverband betreibt über eine eigene Stiftung ein Besucherzentrum für ein an das Gelände angrenzendes Naturschutzgebiet. Er äußerte sich im Zuge des Verfahrens kri-tisch zu den Dimensionen, konnte seine Positionen dabei aber konstruktiv einbringen. Unter bestimmten Voraussetzungen stimmte er dem Vorhaben zu. Die Besucher des Besucher-zentrums werden zukünftig vermutlich nicht nur die gleichen Zufahrtswege benutzen, son-dern auch den Solarpark mit besichtigen.


Die für den Solarpark vorgesehen Fläche befindet sich im Bundesland Brandenburg, Land-kreis Elbe-Elster, Gemarkung der Stadt Finsterwalde.

Bei der genutzten Fläche handelte sich dabei um Ackerflächen, die im Zuge der Rekultivie-rung auf zugeschütteten Braunkohlekippen entstanden waren. Die Fläche hat eine geringe Bodenneigung. Der Bodenwert ist niedrig (Bodenzahl: 6), d. h. die landwirtschaftlichen Erträ-ge gering. Der Flächeneigentümer besaß insgesamt 350 ha zusammenhängende Flächen, die er bereits seit 20 Jahren nutzte und zwischenzeitlich vom Vorbesitzer gekauft hatte.

Zunächst wurde auf der Fläche die Planung eines Windparks vorangetrieben, welcher jedoch wegen Konflikten mit dem Naturschutz nicht realisiert werden konnte. Als das Vorschaltge-setz zu Beginn des Jahres 2004 die Vergütung von Strom aus PV-Freiflächenanlagen er-laubte, entstand die Idee, das Gelände für einen Solarpark zu nutzen.

Die gesamte Planfläche, für die 2004 ein Bebauungsplan erstellt wurde, umfasste 142,05 ha, wobei festgelegt wurde, dass innerhalb dieser Fläche auf 13,52 ha die vorhandene Vegetati-


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on zu erhalten ist, 2,67 ha wurden für Neuanpflanzungen sowie 22,77 ha als extensive Grün-land-Flächen ohne Bebauung vorgesehen.

Der Projektentwickler plant, wegen der mittlerweile absehbaren Nutzung von Dünnschicht-modulen, die Planfläche noch wesentlich zu vergrößern, um die bereits ursprünglich vorge-sehene Leistung von 30 MW an Solarmodulen installieren zu können.

Abb. 6-5: Dimensionierung des Solarparks Finsterwalde I, Fotomontage (Quelle: Dubiel 2005)


Das Gelände unterliegt als ehemaliges Tagebaugelände zwar noch der Bergaufsicht, es be-steht jedoch keine Bergbauberechtigung gemäß §§ 7 bis 9 Bundesberggesetz und stellt auch kein Baubeschränkungsgebiet nach §§ 107 bis 109 Bundesberggesetz dar.

Die Planungshoheit liegt daher bei der Stadtverwaltung. Die Anlage liegt im Außenbereich in einem Gebiet, für das es nur einen Entwurf zum Flächennutzungsplan gab, aber keinen gül-tigen Flächennutzungsplan. Ein Bebauungsplan für die Fläche existierte zuvor nicht.

Das Bebauungsplanverfahren begann mit dem Aufstellungsbeschluss am 25. Februar 2004 und unterlag damit noch dem alten Baurecht, so dass der Bebauungsplan noch keinen Um-weltbericht enthalten musste.

Dabei wurde zuerst abgewogen, ob ein Vorhaben- und Erschließungsplan als Spezialform des Bebauungsplanes möglich wäre. Da der Projektentwickler als Vorhabenträger aber nicht


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zugleich Eigentümer der Flächen war und auch die Umsetzung durch den Projektentwickler noch nicht (durch Bankbürgschaften oder Verträge) garantiert werden konnte, wäre das In-strument V+E-Plan nicht anwendbar gewesen, zumal dieses Instrument auch die Verpflich-tung zum Bau der Anlage innerhalb einer eng definierten Zeitspanne umfasst hätte. Die Stadt erklärte sich aber mit der Aufstellung eines regulären Bebauungsplanes einverstanden.


Der Flächennutzungsplan (FNP) existierte seit 1992 in verschiedenen Entwurfsfassungen. Eine dieser Entwurfsfassungen war für die Integration des Solarparks zu überarbeiten. Diese Überarbeitung umfasste auch noch andere Änderungen im Stadtgebiet. Insofern kann sie nicht allein dem Solarpark zugeordnet werden.

Der zweite Entwurf des FNP vom 29.07.2004 enthält erstmals den Solarpark, 20 ausgewähl-te TÖB werden dazu angeschrieben. Bis zum 03.09.2004 gehen dazu 14 Antworten der TÖB ein, nur der Hinweis der Naturparkverwaltung bezieht sich darin auf den Solarpark. Das Ab-wägungsprotokoll bewirkt eine Verkleinerung der Fläche für den Solarpark, um bessere Ab-stände zu umliegenden Naturparkflächen zu erhalten. Am 27.10.2004 wird das Abwägungs-ergebnis als Änderung des FNP-Entwurfes von der Stadtverordnetenversammlung be-schlossen. Erst nach weiteren Veränderungen des FNP, die sich durch Gebietsänderungen ergeben, wird am 03. Mai 2006 die Genehmigung des FNP beim Landkreis beantragt und im Juli 2006 erteilt.

Der Aufstellungsbeschluss für den Bebauungsplan (B-Plan) wurde von der Stadtverordne-tenversammlung am 25. Februar 2004 gefasst. Bereits zuvor (im Januar) wurden die Einla-dungen an die wichtigsten und UVP-relevanten TÖB (ca. 10 Institutionen) zum Scoping-Termin verschickt, welcher auch noch vor dem Aufstellungsbeschluss statt fand (Anfang Februar 2004).

Nach Erarbeitung des B-Plan-Vorentwurfes (Planungsmaßstab 1:2000) erbrachte die früh-zeitige Bürgerbeteiligung vom 7. Juni bis 21. Juli 2004 keine Hinweise von Bürgern. Eröffnet wurde diese Phase durch eine Bürgerversammlung am 7. Juni 2004, bei dem neben dem Vorhabenträger und den Planern als einziger Bürger ein Vertreter der NABU-Stiftung er-schienen war, um sich zu informieren. Die 50 TÖB wurden mit dem Entwurf des B-Planes sowie dem Grünordnungsplan und der UVS (in Form einer beigelegten CD) am 11. Juni an-geschrieben, Antworten waren bis 16. Juli 2004 erbeten, 40 TÖB antworteten darauf mehr oder weniger ausführlich.

• Hinweise kamen z. B. vom NABU, der die Auswirkungen auf die Vogelwelt erfahren woll-te (verändern sich Flächen der Nahrungssuche, werden Vögel auf den Modulen versu-chen zu landen, weil sie diese für Wasserflächen halten könnten etc.?).


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• Die Eingriffe in die Natur bzgl. Bauhöhe und Versiegelung wurden als gering einge-schätzt. Die Trennwirkung durch die Zäune hat jedoch für die Fauna Bedeutung. Um für Großwild den Durchlass besser zu ermöglichen, wurde die Gesamtfläche in zwei Teilflä-chen mit jeweils eigener Einzäunung zerlegt. Für Kleintiere sorgen Durchlässe im Ab-stand von je etwa 100 m in den Zäunen (ca. 15 x 20 cm) für die Möglichkeit des Passie-rens.

• Das Monitoring während der Errichtungszeit wurde vom Projektentwickler selbst vorge-schlagen und wird auch von diesem finanziert.

Obwohl erst nach dem neuen BauGB gefordert, war die Anhörung der TÖB bereits in der Phase des Vorentwurfes in Finsterwalde bereits gängige Praxis, weil in den endgültigen B-Plan-Entwurf dann bereits die Hinweise aufgenommen werden konnten.

Der endgültige Entwurf, in den die Abwägung der angehörten TÖB eingegangen war, wurde dann am 03.09.2004 an 35 TÖB noch einmal verschickt, von denen in der Frist bis zum 05.10.2004 noch 25 Antworten eintrafen. Weitere 15 TÖB wurden schriftlich nur auf die öf-fentliche Auslage hingewiesen. Von diesen 15 TÖB erreichte noch 1 Äußerung das Bauamt.

Vom 27.09.2004 bis 27.10.2004 wurde der Entwurf auch für die Bürger offen gelegt, hier gab es jedoch kein Interesse.

Nach Berücksichtigung auch der Hinweise aus der zweiten Anhörungsrunde (eher marginale Formulierungen) wurde das Abwägungsergebnis am 24.11.2004 von der Stadtverordneten-versammlung beschlossen. Von diesem Zeitpunkt an war ein Anspruch auf eine Baugeneh-migung gegeben.

Am 27.04.2005 wurde der B-Plan im Stadtrat beschlossen, am 08.11.2005 durch den Land-kreis genehmigt (was nur nötig war, weil der FNP noch nicht in Kraft getreten war) und trat durch öffentliche Bekanntmachung am 17.02.2006 in Kraft.

Die Umweltverträglichkeitsstudie (UVS) und der Grünordnungsplan wurden parallel zum B-Plan bearbeitet.

Parallel zum Aufstellungsbeschluss des Bebauungsplanes (25. Februar 2004) wurde ein städtebaulicher Vertrag zwischen Stadt und Vorhabenträger geschlossen, der festlegt, dass der Vorhabenträger die Finanzierung des Bebauungsplanes übernimmt und dass die Stadt bereit ist, das Verfahren entsprechend zu begleiten, ohne dass aus dem Vertrag ein Rechtsanspruch auf eine spätere Satzung entsteht.

Im November 2004 wurde ein städtebaulicher Vertrag zwischen Vorhabenträger und Stadt unterzeichnet, in dem einerseits die Frage der Flächenerschließung geregelt wird (Verant-wortung für Flächenerschließung durch Wege und elektrische Kabel), zum anderen die Aus-gleichs- und Ersatzmaßnahmen gemäß dem Grünordnungsplan präzisiert werden: Darin


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wird geklärt, welche Pflanzen wohin umgepflanzt werden (einschl. Anwachs-Garantien), zu welchen Jahreszeiten die Schafe zur Beweidung kommen (ohne Bodenbrüter zu stören), wer während der Baumaßnahmen das begleitende Monitoring durchführt (ein Fachgutachter wird in festgelegten regelmäßigen Abständen im Auftrag und auf Kosten des Vorhabenträgers prüfen, ob die Prognosen der UVS zutreffen und in welchem Zustand sich die Schutzgüter befinden).

Beide Verträge wurden erst von der Stadt formuliert und dann dem Vorhabenträger zur Un-terzeichnung vorgelegt.

Das Verfahren kann insgesamt als relativ zügig eingestuft werden. Die rasche Bearbeitung wurde durch das Einvernehmen zwischen Stadt und Projektentwickler (als Vorhabenträ-ger) sowie durch die Konzentration der Fläche in der Hand nur eines Grundstückseigentü-mers begünstigt. Bei zügiger Bearbeitung durch Stadtverwaltung, Landschaftsplaner und Stadtplanungsgesellschaft wurde die Dauer des Verfahrens ansonsten v. a. vom Sitzungska-lender des Stadtrates und seines Bauausschusses bestimmt.


Ein Bauantrag war zum Zeitpunkt der Befragungen (im Sommer 2006) noch nicht gestellt worden. Dies lag daran, dass die zunächst vorgesehenen Module bereits im 2. Halbjahr 2004 nicht mehr geliefert werden konnten und zunächst neue Optionen für die Beschaffung der erforderlichen Module gesucht werden mussten. Die Lösung, die sich durch das Enga-gement des Projektentwicklers im Herbst 2006 abzeichnete, war mit dem Aufbau einer neu-en Fabrik für Dünnschichtmodule verknüpft. Da diese Module erst wesentlich später verfüg-bar werden, wird mit dem Bauantrag vorerst noch abgewartet, da die Baugenehmigung den Bauherren verpflichtet, die Bauarbeiten in einem bestimmten Zeitfenster abzuschließen.


Zum Verfahren befragt wurden die Stadtverwaltung, der Projektentwickler und der Land-schaftsplaner. Aus diesen Befragungen ergab sich generell eine hohe Zufriedenheit mit dem Verfahrensablauf. Darüber hinaus wurden noch folgende Hinweise eingebracht:

• Die generelle Bindung des Verfahrens von PV-Freiflächenanlagen an B-Pläne wird posi-tiv beurteilt, da auf diese Weise ein „Wildwuchs“ wie bei der Windkraft verhindert werden konnte. Somit hängt alles von einer positiven Entscheidung der Gemeinde ab. Damit werden Anlagen, die dort nicht auf Zustimmung stoßen in der Regel gar nicht errichtet.

• § 11 Abs. 4 Nr. 3 EEG spricht von „Grünflächen, die zur Errichtung … im Bebauungsplan ausgewiesen sind und … als Ackerland genutzt wurden“. Im Falle der nächsten Novellie-rung des EEG sei daher zu prüfen, ob der § 11 Abs. 4 Nr. 3 so zu formulieren wäre: „3.


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auf Sonderflächen befindet, die zu Errichtung dieser Anlage im Bebauungsplan ausge-wiesen sind und zum Zeitpunkt des Beschlusses über die Aufstellung oder Änderung des Bebauungsplanes als Ackerland genutzt wurden.“

• Innerhalb des Planungsverfahrens sollte es möglich sein, die Fristen korrekt einzuhalten, ohne einzelnen TÖB noch Fristverlängerungen zu gewähren, wenn diese keine fristge-rechte Stellungnahme vorlegen.

6.2.3.7 Bewertung

Die Entscheidung, einen allgemeinen und keinen vorhabenbezogenen Bebauungsplan zu erstellen, hat sich für das Projekt ausgezahlt. Auch wenn inzwischen der Zeitpunkt der Er-richtung, der Name des Investors und die Art der Module von den ursprünglichen Planungen abweichen, kann das Projekt im Rahmen des entstandenen Bebauungsplanes zukünftig verwirklicht werden.

Das Verfahren selbst kann als unproblematisch in der Umsetzung eingestuft werden, da in der kommunalen Praxis Übung mit dem Instrument des Bebauungsplanes besteht. Die Tat-sache der mehrjährigen Verzögerung der Realisierung ist nicht auf Verfahrensfragen zurück-zuführen, sondern ausschließlich auf die dynamische Marktentwicklung, die einen Liefereng-pass auf dem Modulmarkt vor Baubeginn mit sich brachte.


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6.2.4 Fallstudie „Estenfeld“


Investor ist ein privates Unternehmen aus Würzburg. Die Projektplanung erfolgte durch ein im Bereich Photovoltaikanlagen langjährig tätiges Planungs- und Entwicklungsbüro aus Franken. Die Bauleitplanung wurde im Auftrag des Investors durch ein örtliches Land-schaftsplanungsbüro vorbereitet. Zusätzlich wurde zur rechtlichen Begleitung durch den In-vestor eine Rechtsanwaltskanzlei hinzugezogen. In den Planungsprozess waren neben der Gemeinde auch die zuständige Regierung eingebunden. Das Baugenehmigungsverfahren für die Anlage wurde durch das zuständige Landratsamt durchgeführt.


Das Solarkraftwerk Estenfeld liegt in der Gemeinde Estenfeld, einer Stadtrandgemeinde von Würzburg in Unterfranken. Es weist eine Fläche von ca. 1,8 ha bei einer Leistung von ca. 0,9 MW auf. Das Gelände ist östlich der Ortschaft in einer leicht welligen Ebene gelegen. Da-durch ist die Anlage nahezu nicht von der Ferne einsehbar.

Abb. 6-6: Lage der Freiflächenanlage Estenfeld (Quelle: arc.grün)

Die Anlage entspricht dem Typ der in Reihen ausgerichteten, aufgeständerten Anlage mit festen Modulreihen. Die Anlage ist vollständig umzäunt.


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Abb. 6-7: Freiflächenanlage Estenfeld im Bau (Quelle: H. Böhnisch)

Das Anlagengrundstück steht im Eigentum eines ortsansässigen Landwirts. Es handelt sich um Ackerland, welches in der Nutzung aufgegeben wurde. Anfang 2004 interessierte sich ein Investor, auf diesem Gelände einen PV-Freiflächenanlage zu errichten. Die Planungen wurden jedoch nicht vorangetrieben, eine nähere Konkretisierung des Projekts fand nicht statt.

Auf Grund der günstigen Konditionen der Landbeschaffung (Pacht) sowie als Referenzpro-jekt zum Einstieg in die Errichtung von PV-Freiflächenanlagen wurde daraufhin das Projekt im August 2004 durch den jetzigen Investor unter Gründung einer eigenen Betreibergesell-schaft übernommen.

Die Planung ging ausschließlich auf die Initiative des Investors zurück. Die Gemeinde hatte zuvor für die Fläche keine qualifizierten eigenen Planungsvorstellungen entwickelt.

Ein gesondertes Verfahren der Standortsuche fand nicht statt. Das Projekt erwies sich auf Grund der wirtschaftlichen und örtlichen Rahmenbedingungen als günstig. Zwar fand in der Begründung zur Änderung des Flächennutzungsplans eine Rechtfertigung für das Projekt unter dem Stichwort „Standortwahl“ statt, Standortalternativen wurden aber auch insoweit nicht (auch nicht nachvollziehend) abgehandelt.


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Während der Planung des Projekts trat die Novellierung des EEG in Kraft, welche aber in Bezug auf das bereits zum 01.08.2004 in Kraft getretene Vorschaltgesetz zur Novelle des EEG für das Vorhaben keine wesentlichen Änderungen bedingte. Da die in Anspruch ge-nommene Fläche im bisherigen Außenbereich lag, war zur Erlangung des Vergütungsan-spruchs die Aufstellung eines Bebauungsplans nach § 11 Abs. 3 Ziff. 1 EEG erforderlich. Da es sich um eine ehemals als Ackerland genutzte Fläche handelte, waren die Voraussetzun-gen des § 11 Abs. 4 Ziff. 3 EEG zu beachten.

Das Vorhaben wurde seitens der Regierung vorab als nicht raumbedeutsam eingestuft. Dies entspricht der in Bayern herrschenden Verwaltungspraxis, die die Raumbedeutsamkeit für PV-Freiflächenanlagen in der Regel erst ab einer Flächeninanspruchnahme von mehr als 10 ha bejaht.

Bauplanungsrechtlich unterliegt das Vorhaben den BauGB in der Fassung des EAG Bau 2004. Es erforderte die Aufstellung eines Bebauungsplans sowie die Änderung des vorhan-denen Flächennutzungsplans.

Seitens des Investors war gegenüber der Gemeinde Estenfeld von Anfang an die volle Kos-tentragung bei gleichzeitiger Gewähr für eine zügige und alle Umweltanforderungen beach-tende Durchführung zugesagt worden. Das Bauleitplanverfahren wurde deshalb als vorha-benbezogener Bebauungsplan mit Vorhaben- und Erschließungsplan und mit Durchfüh-rungsvertrag nach § 12 BauGB durchgeführt. Die Beteiligten gingen hierbei davon aus, dass dieses Verfahren auch den Anforderungen des § 11 Abs. 3 Ziff. 1 EEG genügt. Die Gebiets-art wurde als „Sondergebiet PV-Anlagen“ nach § 11 Abs. 2 BauNVO festgesetzt. Im Flä-chennutzungsplan wurde insoweit eine Sonderbaufläche (SO) für „Solar“ dargestellt.

Im Parallelverfahren nach § 8 Abs. 2 Satz 1 BauGB wurde zugleich die erforderliche Ände-rung des Flächennutzungsplans durchgeführt. Hierbei besteht in der Gemeinde als zum Um-land des Oberzentrums Würzburg gehörig die Besonderheit, dass Genehmigungsbehörde nach § 6 Abs. 1 BauGB nicht das Landratsamt Würzburg, sondern die Regierung von Unter-franken ist.


Für das Planungs- und Genehmigungsverfahren bestand das Ziel darin, unter Ausnutzung der gesetzlichen Beschleunigungsmöglichkeiten einen schnellen Baubeginn unter Beachtung des § 11 Abs. 3 EEG zu erreichen. Die Verfahrensschritte Änderung des Flächennutzungs-plans, vorhabenbezogener Bebauungsplan und Baugenehmigung erfolgten unter Beteiligung der Gemeinde Estenfeld, der Regierung von Unterfranken und des Landratsamtes Würzburg vollständig parallel. Zwischen der ersten Kontaktaufnahme des Investors mit der Gemeinde am 02.08.2004 und der Baugenehmigung auf Grundlage eines wirksamen Bebauungsplans


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am 21.12.2004 lagen nur 141 Tage. Das ursprüngliche ehrgeizige Ziel, die Anlage noch in 2004 in Betrieb zu nehmen, um die für 2004 gesetzlich gewährte Einspeisevergütung zu si-chern, konnte aber nicht erreicht werden. Schon im Herbst 2004 zeichnete sich ab, dass sich die Lieferung der Module um viele Monate verzögern werde.

Der Ablauf des Genehmigungsverfahrens gestaltete sich wie folgt:

02.08.2004 erste Kontaktaufnahme des Investors mit der Gemeinde Estenfeld

danach informelle Beteiligung der Träger öffentlicher Belange im Hinblick auf die voraussichtlichen Umweltauswirkungen

13.09.2004 Vorstellung eines Entwurfs für einen vorhabenbezogenen Bebauungsplan und eine Änderung des Flächennutzungsplans im Gemeinderat. Zeitgleich wurden die Aufstellungsbeschlüsse gefasst und das Scoping nach § 2 Abs. 4 BauGB im Wege des „Nachvollziehens“ gebilligt.

30.09.2004 vorgezogene Bürgerbeteiligung nach § 3 Abs. 1 BauGB durch eine Bür-gerversammlung

11.10.2004 öffentliche Auslegung der Planentwürfe nach Billigung im Gemeinderat

18.11.2004 notarieller Abschluss des begleitenden Durchführungsvertrages

06.12.2004 Beschluss über die Änderung des Flächennutzungsplans und Satzungs-beschluss für den vorhabenbezogenen Bebauungsplan

16.12.2004 Genehmigung der Änderung des Flächennutzungsplans durch die Regie-rung von Unterfranken

21.12.2004 Erteilung der Baugenehmigung durch das Landratsamt Würzburg

23.12.2004 Baubeginn (Fertigstellung und Inbetriebnahme auf Grund verzögerter Lie-ferung der Module jedoch erst im Sommer 2005)

In der frühen Bürgerbeteiligung wurde die Frage problematisiert, welche Auswirkungen die Anlage auf Grund der vollständigen Einzäunung auf das Wild haben werde. Hier gab es Be-fürchtungen seitens der Jägerschaft. Durch Festlegung einer Durchschlupfhöhe von 20 cm für den Zaum sowie die relativ kleine Flächenausdehnung konnten diese Bedenken aber ausgeräumt werden.

Verfahrensbeschleunigend wirkte sich aus, dass die fachlichen Fragen und die möglichen Konfliktpunkte hinsichtlich der Umweltauswirkungen bereits vollständig vorab mit den betei-ligten Fachbehörden und Träger öffentlicher Belange in einem informellen Verfahren gelöst wurden. Damit konnte das formelle Planungsverfahren auf einer „fertigen“ Planung aufbauen


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und musste weitestgehend nur noch „nachvollziehend“ durchgeführt werden. Aber auch nachfolgend wurden sämtliche Verfahrensschritte jeweils der Baugenehmigungsbehörde und der für die Genehmigung des Flächennutzungsplans zuständigen Regierung von Unterfran-ken mitgeteilt, so dass dort zum Zeitpunkt der abschließenden Beschlussfassung in der Ge-meinde am 06.12.2006 die behördlichen Genehmigungen bereits weitgehend vorbereitet waren.

Die am Planungsprozess Beteiligten besaßen hinsichtlich der Umweltauswirkungen durch PV-Freiflächenanlagen keine besonderen Erfahrungen. Das führte zu gewissen Unsicherhei-ten z.B. bei der Ermittlung des Ausgleichsflächenbedarfs sowie der Bewertung der Einzäu-nung. Um den schnellen Planungsprozess nicht zu gefährden, wurden insoweit jeweils dieje-nige Lösung gewählt, die großzügig und rechtssicher die voraussichtlichen Umweltwirkungen bewältigt.

Das Gemeindegebiet ist Lebensraum des Feldhamsters, einer streng geschützten Art nach Liste IV der FFH-Richtlinie. Auf dem Anlagengrundstück ist aber der Feldhamster nicht nachgewiesen. Da das Anlagengrundstück bereits zuvor schon über eine Vegetationsperio-de nicht mehr zum Getreideanbau verwendet wurde, konnte angenommen werden, dass keine Beeinträchtigung des Lebensraums des Feldhamsters durch Entzug von Nahrungs-quellen stattfindet. Hinzu kommt, dass die Fläche insgesamt im Verhältnis zu den umliegen-den Ackergrundstücken von nur geringer Größe ist.

6.2.4.5 Verfahrensbewertungen durch die Akteure

Zum Verfahrensablauf sowie der eigenen Einschätzung wurden der Investor, die Gemeinde, der Projektplaner, das Planungsbüro, die Genehmigungsbehörde und die Regierung befragt.

Seitens der Gemeinde Estenfeld wird das Projekt als positiv bewertet. So konnten insbeson-dere Erfahrungen mit dem Instrument des vorhabenbezogenen Bebauungsplans gewonnen werden. Die Zusammenarbeit mit dem Investor wird zudem als besonders einvernehmlich beurteilt, weil die Gemeinde weitestgehend von eigenem Verwaltungsaufwand und Kosten freigehalten wurde. So wurden z.B. sämtliche Beratungen und Beschlussfassungen im Ge-meinderat ausführlich durch den Investor vorbereitet. Ein weiterer Indikator für die positive Bewertung ist, dass die Gemeinde mittlerweile über eine Erweiterung der festgelegten Son-dernutzungsflächen nachdenkt.

Weiterhin war förderlich, dass die Gemeinde durch den Durchführungsvertrag sowie die rechtsanwaltliche Begleitung von Planungskosten und verwaltungstechnischer Bearbeitung weitestgehend entbunden war. Insbesondere in der Bürgerbeteiligung wurde zwar ein Inte-resse an Gewerbesteuereinnahmen für die Gemeinde artikuliert, dies wurde seitens des In-vestors aber letztlich ausgeschlossen (Firmensitz in Würzburg). Es spielte für die Gemeinde im Folgenden auch keine Rolle.


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Die Gemeinde hat das Vorhaben zum Anlass genommen, über eine Erweiterung der SO-Flächen im unmittelbaren Anschluss des Vorhabens nachzudenken. Hier wird eine Auswei-sung von Flächen für Erneuerbare Energien von ca. 3 ha ins Auge gefasst. Diese Planungen sind aber ins Stocken geraten, weil ein konkreter Investor für diese Flächen bislang nicht bereitsteht.

Der Investor beurteilt das Vorhaben auf Grund der aktuellen wirtschaftlichen Rahmenbedin-gungen als kritisch. Die Rentabilität sei wegen der seit 2005 greifenden Vergütungsdegressi-on grenzwertig. Eine ursprünglich vorgesehene Fortsetzung des Geschäftsfeldes sowie die Erweiterung der Anlage hat er aus wirtschaftlichen Gründen fallen gelassen.

Seitens des Investors wird der Planungsaufwand infolge des rechtlichen Bedarfs für eine Bauleitplanung nach § 11 Abs. 3 Ziff. 1 EEG als überzogen eingestuft. Zumindest für Projek-te der Größe von Estenfeld sei der Verfahrens- und Kostenaufwand unverhältnismäßig. Eine besondere Steigerung der Akzeptanz sieht er durch das Bauleitplanverfahren nicht. Die Um-weltbelange wären im Übrigen auch dann vollständig beachtet worden, wenn eine Bauge-nehmigung ohne zuvor aufgestellten und in Kraft gesetzten Bebauungsplan erteilt worden wäre. Die gesamten Planungskosten seien durch das Bauleitplanverfahren gegenüber einem einfachen Baugenehmigungsverfahren insgesamt ungefähr verdoppelt worden. Äußerst po-sitiv wird aber die Zusammenarbeit mit der Gemeinde beurteilt.

Im Wesentlichen ähnlich sieht auch die Regierung das Vorhaben. In dem Bauleitplanverfah-ren lag kein grundlegender Gewinn für die Sicherung der öffentlichen Interessen gegenüber einem isolierten Baugenehmigungsverfahren. Diese Bewertung folgt wohl vorrangig daraus, dass solch kleinen Vorhaben die Raumbedeutsamkeit fehlt.

Der technische Projektplaner beurteilt das Verfahren ebenfalls als positiv. Man ist jedoch – nicht nur in Bezug auf Estenfeld – der Auffassung, dass die Umweltauswirkungen von PV-Freiflächenanlagen erheblich überbewertet werden. Vom planerischen und technischen Know-how sieht man sich zwar uneingeschränkt in der Lage, den bauplanerischen Anforde-rungen nach § 11 Abs. 3 Satz 1 i.V. mit Abs. 4 EEG zu genügen, jedoch läge das für die Weiterentwicklung der Nutzung der Solarenergie wesentlich bedeutsamere Problem in der Entwicklung der Einspeisevergütungen.

6.2.4.6 Bewertung

Eine Bewertung des Vorhabens ist auszurichten an der Einhaltung der gesetzlichen Vorga-ben sowie an der Frage, ob die gesetzgeberischen Ziele, die in § 11 Abs. 3 und Abs. 4 EEG zum Ausdruck kommen, beachtet wurden. Zugleich ist die Frage zu stellen, ob sich dies auf das Vorhaben als Vor- oder Nachteil auswirkt.

Die PV-FFA in Estenfeld entspricht hinsichtlich Größe und Technik dem in Unterfranken weit verbreiteten Anlagentyp. Diese Anlagen erweisen sich in der Regel als verfahrensrechtlich


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unkritisch, wenn zwischen Investor und Gemeinde ein hoher Grad an Einvernehmen besteht. Zugleich belegt das Vorhaben, dass auch die Änderung des Flächennutzungsplans sowie die Aufstellung eines Bebauungsplan nicht notwendig zu spürbaren Verfahrensverzögerun-gen führen müssen, wenn die rechtlich zulässigen Beschleunigungsmöglichkeiten ausge-nutzt werden. Die häufig festzustellende Verfahrensverzögerung, die durch das Erfordernis der aufsichtlichen Genehmigung des Flächennutzungsplans entsteht (vgl. Dreimonatsfrist des § 6 Abs. 4 Satz 1 BauGB), konnte hier vermieden werden, weil die Regierung bereits eng in das Änderungsverfahren für den Flächennutzungsplan eingebunden wurde. Die Ge-nehmigung erfolgt nur 10 Tage nach Beschlussfassung über den Flächennutzungsplan in der Gemeinde. Da hier parallel zum Bauleitplanverfahren auch die Baugenehmigung vorbe-reitet worden war, konnte diese unmittelbar nach in Kraft setzen des Bebauungsplans erteilt werden.

Diese Beschleunigung kann aber nur erreicht werden, wenn auf Seiten des Investors ein professionelles Verfahrensmanagement besteht, was bei kleineren Anlagen aber wohl eher die Ausnahme ist. Das wirft die Frage auf, ob für kleinere Anlagen (bis ca. 3 ha Fläche) der Aufwand eines vollen Bauleitplanverfahrens gerechtfertigt ist, zumal dies zu nicht unerhebli-chen Kostensteigerungen führt.

Das Vorhaben bot schließlich im Hinblick auf die Eingriffe in Natur und Landschaft keine be-sonderen Konflikte. Es schließt südlich an bestehende landwirtschaftliche Hallen an und ist im Hinblick auf die Beeinträchtigung des Landschaftsbildes verträglich, weil es zum einen nicht sehr groß und zum anderen auf Grund der günstigen Lage in einer kleinen Bodensenke von weitem nahezu nicht einsehbar ist.


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6.2.5 Fallstudie „Gut Erlasee“


Die Anlage wurde projektiert durch einen Investor aus Freiburg. Im Planungs- und Genehmi-gungsverfahren trat dieser auch als Vorhabensträger auf, nachdem die Grundfläche vom Freistaat Bayern erworben wurde. Der Bauleitplanung wurde ein Raumordnungsverfahren bei der zuständigen Regierung vorangestellt. Das Bauleitplanverfahren (Änderung des Flä-chennutzungsplans und Neuaufstellung des Bebauungsplans) erfolgte durch die Stadt Arn-stein.

Als Untere Bauaufsichtsbehörde war zudem das Landratsamt beteiligt.


Die PV-Freiflächenanlage „Gut Erlasee“ ist in der Stadt Arnstein im Landkreis Main-Spessart in Unterfranken gelegen. Die Anlage hat eine Fläche von ca. 77 ha und befindet sich auf dem Gelände der ehemaligen staatlichen Weinbauversuchsanstalt. Die elektrische Leistung beträgt ca. 12 MW. Zur Anlage gehören auch die ehemaligen Hof- und Betriebsgebäude.


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Abb. 6-8: Lage des Solarstromparks Gut Erlasee nordwestlich Arnstein, Unterfranken (Kartengrundlage: Google Earth, eigene Eintragung)

Die Standortwahl ergab sich für den Investor aus der Tatsache, dass die Liegenschaft der ehemaligen staatlichen Weinbauversuchsanstalt günstig erworben werden konnte. Die Aus-wahl der Fläche erfolgte dabei auch im Hinblick auf hohen Strahlungseintrag und zugleich möglichst geringen offenkundigen Konflikten mit öffentlichen Belangen einschließlich des Schutzes von Natur und Landschaft. Am 24.06.2003 stellte der Investor zunächst einen An-trag auf Erteilung eines Vorbescheids. In diesem Zusammenhang zeigte sich, dass für die PV-Freiflächenanlage der gewählten Größe nach Ansicht der Baugenehmigungsbehörde zunächst Fragen der Raumordnung und der städtebaulichen Zulässigkeit zu klären waren.


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Abb. 6-9: Zweiachsig nachgeführter Anlagentyp („Mover“) im ersten Bauabschnitt des Solar-stromparks Gut Erlasee (Quelle: Bohl)

Zur Absicherung der Standortwahl und insbesondere auch im Hinblick auf die besondere Größe des Vorhabens wurde deshalb zunächst in der Zeit vom 05.08.2003 bis 19.04.2004 ein Raumordnungsverfahren durchgeführt. Dies sollte auch der Vorprüfung raumordneri-scher Belange für die erforderlichen Bauleitplanungen dienen. Während das Landratsamt Main-Spessart zunächst Bedenken gegen das Vorhaben im Hinblick auf den Eingriff in das Landschaftsbild und eine Zersiedelung der Landschaft geltend machte, wurde das Vorhaben durch die zuständige Regierung positiv beurteilt. So wurden insbesondere die positiven, für das Vorhaben sprechenden Belange herausgearbeitet, welche sich nachfolgend auch in der Bauleitplanung als wesentliche Rechtfertigungen bestätigten:


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• Im Landesentwicklungsprogramm in der Fassung vom April 2003 wurde unter Ziff. B V 3.2.3 das Ziel des Ausbaus der erneuerbaren Energien festgelegt.49

• Der Standort der Anlage ist geprägt durch die Lage in einer Senke auf einer Hochebene. Dadurch ist die Anlage nahezu nicht von weitem einsehbar. Eine Beeinträchtigung des Landschaftsbildes wurde deshalb völlig verneint.

• Dass der Investor auf eine Einzäunung der Gesamtfläche verzichtete, wurde im Rahmen der raumordnerischen Beurteilung im Hinblick auf den Landschaftseingriff ebenfalls als positiv bewertet.

Hinsichtlich des Standortes ging man zunächst zwar von einem Konflikt mit der geplanten Westumgehung von Arnstein aus. Dies führte jedoch zu keiner Änderung des Standortes.

Im nachfolgenden Bauleitplanverfahren (Änderung des Flächennutzungsplans und Neuauf-stellung eines Bebauungsplans) wurde seitens des Planungsträgers die Standortfrage nicht mehr gesondert behandelt. Eine Abwägung mit Standortalternativen fand insoweit nicht statt. Seitens der Stadt wird dies auch als „üblich“ bezeichnet, soweit es um Bauleitplanung geht, die auf konkrete Nachfrage für gewerbliche Investitionen beruht. Die Stadt sieht in der Nicht-durchführung einer echten Standortalternativenprüfung aber auch keinen Nachteil. Dies wird vor allem damit begründet, dass es sich um eine Folgenutzung der Liegenschaft der ehema-ligen staatlichen Weinbauversuchsanstalt handelt. Diese Liegenschaft einer Nachfolgenut-zung zuzuführen, stellte ein zunächst nicht gelöstes städtebauliches Problem dar, so dass sich mit der Errichtung der PV-Freiflächenanlage eine günstige Lösung anbot. Unter diesem Gesichtspunkt waren jedenfalls in der Stadt Arnstein alternative Flächen dieser Größe ohne-hin nicht verfügbar.

In den Beratungen seitens des Stadtrates wurden lediglich „Alternativen“ im Sinne der Ge-genüberstellung des Vorhabens zu Windkraftanlagen behandelt. Da Windkraftanlagen durch den Stadtrat bislang klar abgelehnt werden, führte diese Diskussion offenbar zu einer positi-ven Bewertung der PV-Freiflächenanlage.


Die Anlage wurde errichtet in der Zeit von Juni 2005 bis Ende 2006. Die erste Einspeisung von Strom in das Netz der N-Ergie erfolgte für einen Teil der Anlage noch in 2005. Damit unterliegt die Anlage dem § 11 EEG in der seit dem 01.08.2004 geltenden Fassung. Zudem war das Bauplanungsrecht in der Fassung des EAG Bau 2004 anzuwenden.

49 In der damaligen Fassung des LEP wurde die Energiegewinnung aus Solarstrahlung nicht gesondert aufgeführt. In der aktuellen Fassung des LEP 2006 wird unter B V 3.6 lediglich der Grundsatz der Raumordnung aufgestellt, die verstärkte Erschließung und Nutzung der Erneuerbaren Energien (unter Einschluss der Solarenergie) anzustreben.


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Für das Vorhaben waren eine Änderung des Flächennutzungsplans sowie die Neuaufstel-lung eines Bebauungsplans erforderlich.

Nach den Kriterien des § 11 EEG handelt es sich um eine „echte Freiflächenanlage“ nach Abs. 3 EEG, die zur Erlangung des Vergütungsanspruchs eines Bebauungsplans bedarf. Die Wirtschaftsflächen der ehemaligen staatlichen Weinbauversuchsanstalt sind als „ehemaliges Ackerland“ im Sinne von § 11 Abs. 4 Ziff. 3 EEG zu bewerten. Ob die gesamte Wirtschafts-fläche des ehemaligen Betriebes die Qualität als „ehemaliges Ackerland“ aufweist, wurde nicht problematisiert, weil jedenfalls die Mover nur auf Flächen errichtet wurden, die die nöti-ge Qualität aufweisen.

Besonderheit der Mover ist, dass sie auf schweren, nur sehr gering im Boden versenkten Betonfundamenten von mehreren Metern Durchmessern befestigt sind. Im Rahmen der pla-nerischen Abwägung nach § 1a Abs. 3 BauGB führte das aber nicht zu einer kritischen Be-trachtung des Anlagentyps. Die Versiegelung des Bodens beträgt insgesamt ca. 1,2 % der Fläche.

Die voraussichtlichen Umweltauswirkungen wurden im Auftrag des Investors durch ein wirt-schaftsökologisches Gutachterbüro untersucht. Die Qualität des Bodens und der im Anla-gengelände vorhandenen 2 Teiche werde sich danach in Zukunft eher verbessern, weil kein neuer Eintrag an Düngemitteln oder Pestiziden stattfindet. Die Pflege der Dauergrünflächen zwischen und unter den Movern soll im Wesentlichen durch Beweidung mit Schafen erfol-gen. Seitens des Gutachters wird auch eine Verbesserung für Fauna und Flora erwartet, weil nun ein großer, vergleichsweise geschützter und nur extensiv genutzter Bereich entsteht, der viele offene, warme Flächen bietet, die als Lebensraum für bodenbrütende Vögel, Heuschre-cken, Käfer, Hummeln, Erdbienen und Eidechsen u.a. Lebensraum bietet.


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Abb. 6-10: Betonfundament und Drehkreuz eines Movers (Quelle: Böhnisch)

6.2.5.4 Ablauf des Planungs- und Genehmigungsverfahrens

Das Planungs- und Genehmigungsverfahren für das Vorhaben nahm insgesamt eine erheb-liche Zeit in Anspruch. Unter Berücksichtigung sowohl der besonderen Größe des Vorha-bens als auch die Vorabdurchführung eines Raumordnungsverfahrens, ist die Gesamtverfah-rensdauer von der Einreichung der ersten Bauvoranfrage (24.06.2003) bis zur Erteilung der Baugenehmigung (23.05.2005) und Genehmigung des Flächennutzungsplans und seiner Bekanntmachung sowie der Bekanntmachung des Bebauungsplans (10.06.2006) erweist sich das Planungsverfahren gleichwohl als zügig.

Nach Abschluss des Raumordnungsverfahrens (s.o.) wurde durch den Investor am 16.07.2004 der Bauantrag bei der Stadt eingereicht und zugleich um Durchführung der er-forderlichen Bauleitplanung gebeten. Mit der Stadt hatte man sich darauf verständigt, dass die Bauleitplanung durch den Investor vorbereitet und mit einem städtebaulichen Vertrag begleitet und abgesichert wird. Der Aufstellungsbeschluss für die Bauleitplanung (F-Plan und B-Plan) erfolgte am 19.07.2004.

Sowohl die frühe Bürgerbeteiligung als auch die Behördenbeteiligung waren bis zum 28.09.2004 abgeschlossen. Die förmliche Bürgerbeteiligung der öffentlichen Auslegung er-folgte in der Zeit vom 22.11. bis 22.12.2004. Besondere Einwände wurden weder von den Trägern öffentlicher Belange noch von den Bürgern vorgebracht. Hier zeigte sich, dass die


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möglichen Konfliktpunkte bereits im Raumordnungsverfahren hinreichend abgearbeitet wor-den waren.

Die Änderung des Flächennutzungsplans wurde durch ein vom Investor beauftragtes Pla-nungsbüro vorbereitet. Der Feststellungsbeschluss zur 23. Änderung des Flächennutzungs-plans sowie der Satzungsbeschluss für den Bebauungsplan erfolgten sodann am 10.01.2005.

Die Festsetzung der Gebietsart im Bebauungsplan erfolgte als Sondergebiet nach § 11 BauNVO. Dies begegnet keinen grundsätzlichen Bedenken und ist mit § 11 Abs. 4 Ziff. 3 EEG vereinbar. Der Bebauungsplan wurde ebenso wie die Änderung des Flächennutzungs-plans durch das vom Investor beauftragte Planungsbüro vorbereitet. Durch die Bauverwal-tung der Stadt fand insoweit nur die „Gegenprüfung“ statt. Begleitend wurde ein städtebauli-cher Vertrag geschlossen, der insbesondere die Erschließung der Anlage, den Ausbau der ehemaligen Gebäude und angrenzender Teilflächen zu einem Jugendzeltplatz sowie die Übernahme der Planungskosten zum Gegenstand hat. Auch wurde insoweit vereinbart, dass die Nutzungszeit der PV-Freiflächenanlage 30 Jahre beträgt und diese danach vom Investor auf seine Kosten abzubauen und die Gesamtfläche in eine landwirtschaftlich nutzbare Flä-che umzuwandeln ist. Es handelt sich um eine vertragliche Verpflichtung des Investors, die damit im Sinne eines Rechtsanspruchs für die Stadt Arnstein auch durchsetzbar ist. Eine Absicherung im Sinne einer Befristung und Rückbauverpflichtung im Bebauungsplan erfolgte jedoch nicht. Die Rückbauverpflichtung wurde auch nicht hinsichtlich der Rückbaukosten durch eine Bürgschaft abgesichert. Dies beruhte wohl seitens der Stadt Arnstein vorrangig darauf, dass man solche Sicherungsmöglichkeiten nicht in die Überlegung einbezogen hat.

Die Baugenehmigung wurde schließlich durch das zuständige Landratsamt als Untere Bau-aufsichtsbehörde am 23.05.2005 erteilt.

Inzwischen ist eine nachträgliche Änderung des Bebauungsplans erfolgt. Diese ist begründet in einer nachträglichen Flächenumlegung, ohne dass hierdurch eine wesentliche Änderung des Projektes stattfand. Insbesondere blieb die Größe und Kapazität des Vorhabens unver-ändert.


Die Bewertung des Verfahrensablaufs sowie der jeweiligen Einschätzung beruht auf Befra-gungen und Sichtung der Planungs- und Genehmigungsunterlagen des Beteiligten (Investor, der Projektplaner, die Stadt, die Genehmigungsbehörde und die Regierung).

Die Stadt bewertet das Projekt insgesamt sehr positiv.

Für die Stadt stellte das Bauleitplanverfahren gleich in mehrfacher Hinsicht eine besondere Herausforderung dar. So war nie zuvor ein Vorhaben derartiger Größe durchgeführt worden.


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Auch bestanden keine Erfahrungen in der Kooperation mit Investoren z.B. über das Instru-ment eines städtebaulichen Vertrages.

Die Akzeptanz in der Bevölkerung und im Stadtrat war kein Problem. Die Stadt Arnstein führt das auf mehrere wichtige Faktoren zurück:

• Eine Alternative für die Nachfolgenutzung und Entwicklung des Geländes der ehemaligen staatlichen Weinbauversuchsanstalt stand nicht zur Verfügung.

• Die Stadt sah von Anfang an in dem Vorhaben, welches zum Planungszeitpunkt die größte derartige Anlage in der Welt war, ein Pilotprojekt, welches überregionale Auf-merksamkeit für die Stadt einbringen werde. Man erhoffte sich insoweit ein positives Re-nommee. Hierin sieht sich die Stadt nach Abschluss des Projekts auch bestätigt.

• Das Vorhaben brachte auch Synergien zu dem von der Stadt gewünschten Jugendzelt-platz. Damit konnte mit dem Vorhaben auch ein unmittelbarer Nutzen für die Stadt ver-knüpft werden.

Hingegen waren weder die Aussicht auf Gewerbesteuereinnahmen noch eine besondere Identifikation mit den Klimaschutzzielen von Gewicht. Gewerbesteuereinnahmen werden durch das Projekt weder kurz- noch mittelfristig erwartet. Das Projekt wurde in der städti-schen „Alternativendiskussion“ zu Windkraftanlagen eher dahingehend genutzt, um sich im Übrigen gegen Windkraft im Stadtgebiet auszusprechen. Im Hinblick auf andere Arten der erneuerbaren Energien erwartet die Stadt Arnstein Genehmigungsanträge für Biogasanla-gen. Eine grundsätzliche Meinungsbildung zu solchen Anlagen ist jedoch noch nicht erfolgt; vorsorgende Standortsteuerung durch Darstellungen im Flächennutzungsplan ist derzeit nicht angedacht.

Im Nachhinein hat sich für die Stadt Arnstein ein weiterer besonders positiver Effekt dadurch ergeben, dass mit dem Großprojekt erhebliches eigenes Planungs-Know-how gewonnen wurde. Bei späteren Gewerbeansiedlungen wurde inzwischen das Instrument städtebauli-cher Verträge wiederholt erfolgreich genutzt. Die im Vorfeld durch das Raumordnungsverfah-ren eingebundene Regierung befürwortet gerade auch aus den Erfahrungen mit dem Vorha-ben „Gut Erlasee“ die gesonderte raumordnungsrechtliche Prüfung solcher Verfahren. In Bayern wird derzeit eine Raumbedeutsamkeit für PV-Freiflächenanlagen regelmäßig erst ab einer Flächeninanspruchnahme von mehr als 10 ha angenommen. Die mit derart großen Vorhaben in der Regel einhergehenden erheblichen Auswirkungen auf Natur und Landschaft können trotz der relativ schwachen Förderung der erneuerbaren Energien im Landesentwick-lungsprogramm überwunden werden. Die führt zugleich zu positiven Bewertungen in der nachfolgenden Bauleitplanung. Im Rahmen der planerischen Abwägung der naturschutz-rechtlichen Eingriffsregelung nach § 1a Abs. 3 i.V. mit § 200a BauGB kann fruchtbar auf die Prüfungen im Raumordnungsverfahren zurückgegriffen werden.


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Für besonders große PV-Freiflächenanlagen wird es aber in Zukunft regelmäßig keine Raumordnungsverfahren mehr geben, da beabsichtigt ist, in Bayern dieses Planungsinstru-ment abzuschaffen. Die raumordnerischen Belange werden dann nur im Rahmen der Bau-leitplanung nach § 1 Abs. 4 BauGB verbindlich berücksichtigt, soweit es um Ziele der Raum-ordnung geht. Diejenigen Inhalte der Raumordnung, die nur Grundsätze darstellen, fließen in die Bauleitplanung jedoch nur noch als allgemeines Abwägungsmaterial nach § 4 Abs. 2 ROG i.V. mit § 1 Abs. 7 BauGB ein.

Im Rahmen der aufsichtlichen Genehmigung der Änderung des Flächennutzungsplans er-wies sich der Verzicht auf eine Einzäunung des Geländes als günstig. Dadurch konnte der Natureingriff im Sinne einer Barrierenwirkung deutlich gemindert werden. Der Vorhabenträ-ger bot den Verzicht auf eine Einzäunung an, da die einzelnen Mover auf Grund ihrer Größe und Konstruktion keiner erheblichen Diebstahlgefahr ausgesetzt sind. Auch gegenüber dem Sachversicherer konnte der Vorhabenträger dieses Konzept durchsetzen. Seit Baubeginn hat sich das Konzept des Verzichts auf eine Einfriedung nicht als nachteilig erwiesen. Als wesentlicher Begleiteffekt ist auch die erhebliche Kostenersparnis zu nennen.

6.2.5.6 Bewertung


Der Solarpark „Gut Erlasee“ besitzt bereits mit seiner Größe von ca. 77 ha und der Verwen-dung von zweiachsig nachgeführten Movern eine Ausnahmestellung. Dass das Vorhaben überhaupt möglich war, hängt mit den günstigen äußeren Rahmenbedingungen zusammen. Das gemeindliche Interesse an einer sinnvollen Nachfolgenutzung für die ehemalige Wein-bauversuchsanstalt sowie der in Anbetracht der Anlagengröße nur geringe Eingriff in das Landschaftsbild stellen wohl unverzichtbare Voraussetzungen für das Projekt dar.

Auch wenn die Durchführung eines Raumordnungsverfahrens häufig nicht verfahrensbe-schleunigend wirkt, so konnte dadurch jedoch eine einheitlich günstige Bewertung aller betei-ligten Planungs- und Genehmigungsbehörden sichergestellt werden. Das daran gemessen besonders aufwendige Planungs- und Genehmigungsverfahren muss somit insgesamt als bemerkenswert zügig bezeichnet werden.

Die gesetzlichen Rahmenbedingungen des § 11 Abs. 3 und Abs. 4 EEG erwiesen sich als geeignet. Der Vorhabenträger hat durch sein Know-how die für derartige Großvorhaben we-nig erfahrene Stadt überzeugt und damit wesentlich zur Verfahrensbeschleunigung beigetra-gen.


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6.2.6 Fallstudie „Kitzingen“


An dem Verfahren waren neben dem Investor und dem von ihm für die Bauleitplanung des Genehmigungsverfahrens beauftragten Landschaftsplanungsbüro die Stadt als Träger der Bauleitplanung und zugleich als Baugenehmigungsbehörde sowie die Regierung als Träger öffentlicher Belange der Raumordnung beteiligt. Das Vorhaben soll auf eigenen Flächen des Investors durchgeführt werden.

Darüber hinaus waren im Auftrag des Investors ein Architekturbüro, ein Bodengutachter, eine Rechtsanwaltskanzlei und weitere Sonderfachleute tätig.


Der Standort der geplanten PV-Freiflächenanlage „Kitzingen“, die bislang nicht verwirklicht werden konnte, liegt im Stadtgebiet der Großen Kreisstadt Kitzingen in Unterfranken. Die Stadt gehört zum Landkreis, ist aber gleichwohl selbst Untere Bauaufsichtsbehörde und un-terliegt insoweit der Rechtsaufsicht der Regierung. In der Bauleitplanung übernimmt der Landkreis als übergeordnete staatliche Verwaltungsbehörde jedoch die Funktion der Auf-sichtsbehörde.

Die PV-Freiflächenanlage soll auf einer Freifläche im östlichen Stadtgebiet errichtet werden, welche bislang Außenbereich im Sinne des § 35 BauGB ist. Sie ist mit einer Fläche von ca. 1 ha und einer Leistung von ca. 90 kWp eine auch für die regionalen Verhältnisse kleine Anla-ge.

Auf dem Plangrundstück will der Investor zugleich auch weitere „landwirtschaftliche Hallen“ errichten, die aber nur einen untergeordneten Teil der Fläche in Anspruch nehmen. Das Vor-haben liegt nur wenige hundert Meter westlich eines Flugplatzes und grenzt südlich unmittel-bar an vorhandene Bebauung an.

Der Investor ist Eigentümer des Anlagengrundstücks, welches früher als Teil eines landwirt-schaftlichen Betriebes genutzt wurde. Er beabsichtigte, der ortsansässigen Bevölkerung eine Beteiligung an der Anlage in der Rechtsform einer GbR zu ermöglichen.

Ein Verfahren zur Standortfindung wurde nicht durchgeführt. Der Investor trat mit dem Wunsch, auf der von ihm hierfür allein nach persönlichen Motiven ausgewählten Fläche eine PV-Freiflächenanlage im Jahr an die Stadt heran. Die Stadt, die bis dahin keinerlei Überle-gungen über Standorte bzw. die Errichtung von PV-Freiflächenanlagen angestellt hatte, stand dem Vorhaben zunächst offen gegenüber. Weder in der Bauverwaltung noch im Stadt-rat wurde der vorgesehen Standort der Anlage hinterfragt. Insoweit wurde – wie bei anderen


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kleineren gewerblichen Vorhaben örtlicher Unternehmer auch –allein der vom Investor ge-wünschte Standort bei den weiteren Überlegungen zugrunde gelegt.

Bereits im Rahmen der frühen Behördenbeteiligung nach § 4 Abs. 1 BauGB machte die Re-gierung als Träger des öffentlichen Belangs der Raumordnung gegen das Vorhaben geltend, dass es dem Inhalt des geltenden Regionalplans der Region Würzburg (3) widerspreche. Der Standort liegt innerhalb eines im Regionalplan ausgewiesenen „regionalen Grünzugs“. Der Regionalplan für die Region Würzburg (3) bestimmt unter Ziff. 3.1.2 in der insoweit noch geltenden Fassung:

„Die Grün- und Freiflächen regionaler Bedeutung sollen im Bereich der dicht be-siedelten Gebiete zusammenhängende Freizonen bilden mit den Aufgaben,

• den Siedlungsbereich des Verdichtungsraumes und der unmittelbar an-grenzenden Zone des ländlichen Raumes zu gliedern und somit Ord-nungsfunktionen zu erfüllen,

• Freiflächenausgleich zu bieten, • der Luftverbesserung und Lufterneuerung zu dienen, • Erholungsflächen bereit zu stellen.

In den Grün- und Freiflächen regionaler Bedeutung sollen Vorhaben zulässig sein, die die Erfüllung dieser Aufgaben nicht beeinträchtigen. Sie sollen jedoch nicht bebaut werden.50“

Um das Vorhaben des Investors aber jedenfalls nicht völlig abzublocken, wurden seitens der Regierung gegenüber dem Investor mehrere alternative Standorte in der Nähe vorgeschla-gen, die entweder bereits in dessen Eigentum stehen oder für ihn leicht verfügbar wären. Dies lehnte der Investor jedoch ab.

In der Stadt hatte man den „regionalen Grünzug“ zuvor nicht als wesentliches Hindernis für das Vorhaben eingeschätzt. Das Bauleitplanverfahren wurde auf Wunsch des Investors wei-tergeführt, wobei man zunächst die vom Planungsbüro des Investors vorgebrachte Argumen-tation zur Vereinbarkeit des Vorhabens mit dem Grünzug übernahm.

6.2.6.3 Rechtliche Einordnung

Die Anlage ist vorgesehen auf einer Fläche im bisherigen Außenbereich, welche bislang als Ackerland genutzt ist. Zur Erlangung des Vergütungsanspruchs ist daher nach § 11 Abs. 3 Ziff. 1 i.V. mit Abs. 4 Ziff. 4 BauGB die Aufstellung eines Bebauungsplans erforderlich.


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Seitens des vom Investor beauftragen Architekten war ursprünglich eine Privilegierung nach § 35 Abs. 1 Ziff. 1 BauGB angestrebt worden. Dies ist aber jedenfalls zur Erlangung der Ein-speisevergütung am vorgesehenen Standort nach § 11 Abs. 3 EEG untauglich. Dies käme ohnehin nur für die ebenfalls in der Planung angedachten Module auf den ebenfalls geplan-ten landwirtschaftlichen Hallen in Betracht (insoweit dann § 11 Abs. 2 EEG).

Abb. 6-11: Auszug aus dem Regionalplan Region 3, Ausschnitt Karte 2 – Siedlung und Versor-gung, mit eigener Einzeichnung


Im Oktober 2004 trat der Investor erstmals an die Stadt mit seinem Vorhaben heran. Auf Vorgabe der Stadt stellte er zunächst einen Antrag auf Erteilung eines Vorbescheides zur Errichtung der PV-Freiflächenanlage.

50 Bzgl. des letzen Satzes von der Verbindlichkeit jedoch ausgenommen.


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Die Stadt forderte für das Vorhaben die Aufstellung eines vorhabenbezogenen Bebauungs-plans nach § 12 BauGB verbunden mit einem Vorhaben- und Erschließungsplan und einem Durchführungsvertrag. Im Vorgriff auf diesen verhandelte der Investor mit der Bauverwaltung der Stadt einen Durchführungsvertrag. In diesem Vertrag, der bereits zur Unterschrift ge-bracht wurde, sollte der Investor u.a. im rechtlich zulässigen Umfang die gesamten Pla-nungskosten übernehmen. Die Nutzung der Anlage war für unbegrenzte Zeit vorgesehen. Bei dauerhafter Aufgabe der Anlage wurde jedoch eine Rückbauverpflichtung vereinbart, die durch eine Bürgschaft mit einer Laufzeit von mindestens 30 Jahren zu sichern sei.

Bereits in der Behördenbeteiligung nach Art. 69 BayBO im Zusammenhang mit dem Vorbe-scheidsverfahren wandte die Regierung von Unterfranken ein, dass das Vorhaben mit dem Ziel eines „regionalen Grünzugs“ im Regionalplan Würzburg (3) nicht vereinbar sei. Dennoch wurde das Verfahren auf Wunsch des Investors weitergeführt.

Trotz der vom Investor vorgebrachten Argumentation der Vereinbarkeit seines Vorhabens mit dem regionalen Grünzug hielt man bei der Regierung an der engeren Bewertung fest. Insoweit wurde auch angekündigt, im Falle einer Bauleitplanung auf dieser Fläche mit glei-cher Argumentation hiergegen Stellung zu beziehen. Hier würde die Hürde der Genehmi-gung des Flächennutzungsplans nach § 6 BauGB noch hinzukommen. Insbesondere ist man der Auffassung, dass auch einer PV-Freiflächenanlage des hier geplanten Typs und mit nur geringer Größe eine wesentliche Vorbildwirkung zukomme, die jedenfalls Dritten gegenüber den Eindruck der Bebauung des Freiraums vermittle. Damit werde der Grundsatz der allge-meinen Schonung des Freiraums verletzt und einer weiteren Ausdehnung der Siedlungsflä-che Vorschub geleistet.

Am 15.09.2005 billigte der Stadtrat den mit dem Investor verhandelten Durchführungsvertrag nach § 12 BauGB. Da sich aber im Bauvorbescheidsverfahren abzeichnete, dass die Regie-rung von Unterfranken auf dem Einwand des entgegenstehenden „regionalen Grünzugs“ beharren werde, schwenkte die Bauverwaltung am 24.10.2005 endgültig gegen das Vorha-ben um und versagte schließlich den Vorbescheid.

6.2.6.5 Verlauf des Bauantragsverfahren

Um das Bauvorhaben zu beschleunigen, wurde auf Antrag des Investors am 18.08.2005 zunächst eine Teilbaugenehmigung zur Errichtung eines Zauns erteilt. Der Bestandsschutz wurde aber vom erfolgreichen Abschluss des Planaufstellungsverfahrens abhängig gemacht und insoweit mit einer Auflage zur Beseitigung gesichert. Besondere naturschutzrechtliche Anforderungen (z.B. Durchschlupf für Kleintiere) wurden nicht gestellt. Auf Grund der Aufla-gen ist diese Teilbaugenehmigung inzwischen aber obsolet.


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Zum Verfahrensablauf sowie der eigenen Einschätzung wurden der rechtliche Berater, die Bauverwaltung der Stadt, das Planungsbüro und die Regierung befragt. Zudem wurden die Genehmigungs- und Planungsunterlagen gesichtet.

Die Stadt sieht in dem (vergütungsrechtlichen) Erfordernis eines Bebauungsplans keine un-angemessene Erschwerung für das Vorhaben. Sie ist mit den verschiedenen Planungsin-strumenten des BauGB vertraut und kann ihre Interessen gegenüber Investoren z.B. durch die Vorgabe eines Durchführungsvertrages auch durchsetzen.

Die Regierung als Behörde, die die Raumordnungsbelange in der Bauleitplanung als öffentli-chen Belang zu prüfen hatte, vertritt zwar die Auffassung, dass das Bauleitplanverfahren grundsätzlich für PV-Freiflächenanlagen sinnvoll ist, weil nur so über § 1 Abs. 5 BauGB die Ziele der Raumordnung hinreichend zur Geltung kommen. Wären (kleinere) PV-Freiflächenanlagen hingegen nach § 35 Abs. 1 BauGB privilegiert, wäre es jedoch wesent-lich schwieriger, die Belange der Raumordnung durchzusetzen. Im konkreten Fall jedoch räumt man durchaus ein, dass der Schutz des im Regionalplan am Standort vorgesehenen regionalen Grünzugs möglicherweise sehr weit reicht. Hintergrund ist, dass Sinn und Zweck der regionalen Grünzüge im Wesentlichen die Trennung der Siedlungsgebiete verschiedener Gemeinden (sog. „Trenngrün“) ist. Dass ein solcher Grünzug sich innerhalb einer Gemeinde (hier: der Stadt) befindet und quasi Teile der selben Gemeinde voneinander trennt, ist eher ungewöhnlich und wohl nur darauf zurückzuführen, dass bei Zielaufstellung gegen diese Gestaltung wohl kein Einwand kam. Damit wird angedeutet, dass bei einer Fortschreibung des Regionalplans dieser Grünzug wohl zur Disposition stehen könnte.

6.2.6.7 Bewertung


Das Vorhaben „Kitzingen“ ist aus zwei Gründen von besonderem Interesse. Es zeigt zum einen die Schwierigkeiten auf, die in solchen Projekten unerfahrene Investoren haben, wenn sie nicht ausreichend und rechtzeitig in die Beauftragung von Fachleuten investieren und wenn sie in ein Planungs- und Genehmigungsverfahren eintreten, ohne vorab das Vorhaben in informellen Verfahren mit den Behörden und ggf. besonders betroffenen Behörden und Dritten ausreichend abzustimmen.

Des Weiteren ist es aber auch bemerkenswert, weil sich die Problematik der baulichen Inan-spruchnahme des Freiraums durch PV-Freiflächenanlagen so zuspitzt, dass daran das Vor-haben rechtlich scheitert.


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Ohne dass dies in Bezug auf PV-Freiflächenanlagen zum Zeitpunkt der Aufstellung des ent-sprechenden Ziels des Regionalplans bereits ein konkret bedachter Anwendungsfall war, zeigt sich, dass die Problematik der Freihaltung des Außenbereichs und der Freiräume auch mit traditionellen raumordnerischen Mitteln hinreichend gewährleistet werden kann.

Dass in Bayern ansonsten die Schwelle der Raumbedeutsamkeit für PV-Freiflächenanlagen erst aber einen Flächen von mehr als 10 ha angenommen wird, spielte in dem Verfahren keine Rolle. Ein Raumordnungsverfahren für Vorhaben mit einer Fläche von nur ca. 1 ha ist sicher nicht sachgerecht. Hätten die Beteiligten, hier vor allem der Investor z.B. im Wege einer Antragskonferenz nach Art. 71e BayVwVfG informelle Instrumente der Planung und Genehmigung genutzt, so hätte der Konflikt mit den Zielen der Raumordnung so frühzeitig aufgedeckt werden können, dass jedenfalls eine weitere (Fehl-)Investition in das Vorhaben vermieden worden wäre.

Das Vorhaben zeigt auch, dass die raumordnerischen Belange von der Stadt als Träger der Bauleitplanung wohl nicht aus eigener Initiative Berücksichtigung gefunden hätten. Erst auf Intervention der Regierung wurde diese Fragestellung überhaupt problematisiert. Zwar ist anzunehmen, dass die Stadt in ihrer Eigenschaft als eigene Baugenehmigungsbehörde auch in einem Baugenehmigungsverfahren ohne zuvor durchgeführter Bauleitplanung unter An-wendung der naturschutzrechtlichen Eingriffsregelung regelmäßig ausreichend ihre Interes-sen wahrt, im konkreten Fall hätte das aber ggf. zu einer positiven Erteilung der Baugeneh-migung an dem vom Investor gewünschten Standort geführt. Das regionalplanerische Ziel der Nichtbebauung des regionalen Grünzugs wäre dann nicht mit dem Gewicht beachtet worden und hätte auch rechtlich im Falle einer Privilegierung mangels Raumbedeutsamkeit wohl keine Berücksichtigung finden dürfen (vgl. § 35 Abs. 3 Satz2 BauGB), trotz der insoweit abweichenden Auffassung der Regierung.

Zugleich zeigt sich, dass die Vorgehensweise, zunächst mittels Teilbaugenehmigung für eine Einzäunung und Vorbescheidsantrag das Verfahren zu führen, keineswegs vorteilhaft ist. Die hier letztlich entscheidende Frage hätte sich deutlich früher in einem regulären Bauleitplan-verfahren offenbart, und zwar schon im Rahmen der frühen Behördenbeteiligung nach § 4 Abs. 1 BauGB.

Auch hätte möglicherweise eine frühzeitig vom Investor vorbereitete Umweltprüfung nach § 2a Satz 1 Ziff. 2 BauGB diesen Konflikt vorab aufgezeigt. Ob dieser bei anderer Verfah-rensgestaltung hätte überwunden werden können, bleibt so letztlich offen.

Seitens des Investors war offensichtlich versucht worden, die PV-Freiflächenanlagen als „Anhängsel“ der mit geplanten landwirtschaftlichen Gebäude zu realisieren. Die Motivlage ist insoweit nicht ganz nachvollziehbar, denn dadurch kann die vergütungsrechtliche Anforde-rung eines Bebauungsplans nach § 11 Abs. 3 EEG nicht ausgehebelt werden, soweit die PV-Module auf der freien Fläche stehen. Auch wird dadurch baurechtlich kein Privilegierungstat-bestand nach § 35 Abs. 1 Ziff. 1 BauGB für die PV-Freiflächenanlage geschaffen.


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6.3 Gesamtbewertung der Fallstudien und der Planungs- und Genehmi-gungspraxis

Die im bisherigen Monitoringverfahren untersuchten Planungs- und Genehmigungsverfahren für PV-FFA sowie die Erkenntnisse aus dem Workshop vom 09.05.2006 in Leipzig lassen unter Berücksichtigung der gesetzlichen Vorgaben sowie der dahinterstehenden Motive des Gesetzgebers bereits jetzt folgende vorläufige Bewertung zu:

6.3.1 Bauplanungsrechtliche bzw. fachplanerische Anforderungen in § 11 Abs. 3 und Abs. 4 EEG

Zunächst erscheint es systemfremd, dass in der rein vergütungsrechtlichen Regelung des § 11 EEG Anforderungen an eine Bau- oder Fachplanung enthalten sind. Da diese Erforder-nisse am vorgesehenen Standort in der Regel nicht bereits vorhanden sind, sondern im Rahmen des jeweiligen Vorhabens erst geschaffen werden müssen (vgl. § 11 Abs. 4 EEG: „zumindest auch zu diesem Zweck ... aufgestellt“), wird damit faktisch eine planerische Re-gelung solcher Anlagen geschaffen.

Hierdurch unterscheidet sich das Anlagenzulassungsrecht von anderen Arten der Erneuer-baren Energien.

• So wird für Windkraftanlagen pauschal in § 35 Abs. 1 Ziff. 5 BauGB bauplanungsrechtlich ein eigener Privilegierungstatbestand geschaffen, der keine gesetzliche Rückkoppelung zur Vergütung besitzt. § 10 EEG enthält insoweit nur technische Anforderungen an ver-gütungsfähige Windkraftanlagen.

• Für Biomasseanlagen wiederum hat der Gesetzgeber in § 35 Abs. 1 Ziff. 6 BauGB einen Privilegierungstatbestand geschaffen, der bereits auch energietechnische und ökologi-sche Bewertungen enthält. Diese werden – aber ohne bauplanerischen Bezug – in § 8 EEG noch durch technische und ökologische Anforderungen zur Erlangung des Vergü-tungsanspruchs ergänzt. Darüber hinausgehende Anlagen sind nicht per se unzulässig, sondern bedürfen dann eines Bebauungsplans oder einer Einzelfallbewertung nach § 35 Abs. 2 BauGB.

• Für andere Arten der Erneuerbaren Energien (z.B. Geothermie, § 9 EEG, Wasserkraft, § EEG) knüpft das Vergütungsrecht ebenfalls nicht an bauplanungsrechtliche Anforde-rungen. Für die Nutzung der Wasserenergie ist in § 35 Abs. 1 Ziff. 5 BauGB eine Privile-gierung geschaffen. Für die Nutzung der Geothermie kommt ggf. die Privilegierung nach § 35 Abs. 1 Ziff. 4 BauGB in Betracht.

Städtebauliche und raumplanerische Anforderungen sowie die Frage nach der Rechtferti-gung des Standortes (Alternativen) werden somit nur bei PV-FFA gleichzeitig zur Vorausset-zung eines Vergütungsanspruchs gemacht.


31.7.2007 166


Diese rechtssystematische Konstruktion ist zulässig. Sie führt zu der Konsequenz, dass die in ihrem Kern städtebaulichen Anforderungen zumindest auch von dem EVU, in dessen Netz die Einspeisung des Stroms erfolgen soll, zu prüfen ist. Im Monitoring-Verfahren hat sich gezeigt, dass dies doch in überraschend großem Umfang den Beteiligten einschließlich der EVU nicht ausreichend bewusst ist.

6.3.2 Beherrschbarkeit der gesetzlichen Anforderungen

Die gesetzlichen Anforderungen erweisen sich für die Fälle von PV-FFA, die unter § 11 Abs. 3 Ziff. 1 BauGB fallen, als beherrschbar. Die Aufstellung eines Bebauungsplans sowie die in der Regel parallel erforderliche Änderung des Flächennutzungsplans stellen keine besonde-re verfahrensrechtliche Schwierigkeit dar. Die hier erforderlichen Planungsverfahren erwei-sen sich jedenfalls vom Planungsprozess her als Standard. Probleme können sich zwar indi-viduell durch den gewählten Standort ergeben, dies ist aber nicht in der grundsätzlichen rechtlichen Konstruktion bedingt.

Unterschiedlich gehen die Planungs- und Genehmigungsbehörden mit der Tatsache um, dass die speziellen bauplanungsrechtlichen Anforderungen des § 11 Abs. 4 EEG nur eine vergütungsrechtliche Regelung darstellen, somit also eigentlich nicht zu den in der Bauleit-planung und dem Baugenehmigungsverfahren zu prüfenden Anforderungen gehören. Ver-einzelt entsteht der Eindruck, dass Kommunen und Behörden sich die Prüfung dieser Anfor-derungen zu Eigen machen. Andererseits sind die EVU (aber auch die Kreditwirtschaft) ge-neigt, die behördliche Prüfung und Genehmigung zu übernehmen. So besteht die Gefahr, dass die speziellen vergütungsrechtlichen Anforderungen des § 11 Abs. 4 EEG, insbesonde-re Ziff. 3, nicht ausreichend geprüft sind.

Seitens der Investoren und der Planer wird deshalb auch wiederholt der Wunsch geäußert, dass die Anforderungen des § 11 Abs. 4 EEG der behördlichen Prüfung unterworfen werden. Soweit entsprechende Erfahrungen vorliegen, verweisen diese hier auch auf abweichende Regelungen z. B. in Spanien. Würden die Anforderungen des § 11 Abs. 4 EEG von der be-hördlichen Prüfung umfasst, sähe man hierin einen Gewinn an Rechtssicherheit. Dies auch deshalb, weil sich die EVU im Rahmen der Verhandlung über einen Netzanschlussvertrag sowie über die Vergütung jedenfalls vor Genehmigung (und Errichtung) der Anlage häufig nicht festlegen wollen.

Das Kriterium „ehemals Ackerland“ in § 11 Abs. 4 Ziff. 3 EEG ist gesetzlich nicht näher defi-niert. Auch wenn im Vorfeld des Monitorings deshalb zu diesem Kriterium problematische Abgrenzungsfragen erwartet wurden, zeigt sich dies in der Planungs- und Genehmigungs-praxis bislang nicht.

Unsicherheiten bestehen vereinzelt hinsichtlich des Kriteriums „Grünland“ in § 11 Abs. 4 Ziff. 3 EEG. Hier scheint es gelegentlich zwischen den Investoren, Planern, Gemeinden und Genehmigungsbehörden einen gewissen Abstimmungsbedarf zu geben, wenn aus dieser


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Anforderung irrtümlich geschlossen wird, der Bebauungspan müsse die Festsetzung „priva-te Grünfläche“ nach § 9 Abs. 1 Ziff. 15 BauGB aufweisen. Richtigerweise wird aber wohl stets ein Sondergebiet nach § 11 Abs. 2 Satz 2 BauNVO festzusetzen sein. Rechtsstreitig-keiten aus dieser Unsicherheit heraus sind derzeit aber nicht bekannt.

6.3.3 Erforderlichkeit der gesetzlichen Anforderungen

Wiederholt wurde die Frage aufgeworfen, ob es zur Sicherung der Hauptmotive des Gesetz-gebers (Sicherung einer Akzeptanz der Anlagen in der örtlichen Bevölkerung und umfassen-de Prüfung der Umweltbelange) erforderlich ist, die Errichtung von PV-FFA in der freien Flä-che einem hieraus ausgerichteten Bebauungsplan zu unterwerfen. Für flächenmäßig große PV-FFA kann dies schon jetzt eindeutig bejaht werden.

Bei kleinen und sehr kleinen PV-FFA erscheint diese verfahrensrechtliche Konstruktion je-doch nicht unbedingt als zwingend. So konnte nur in sehr wenigen Fällen überhaupt festge-stellt werden, dass ein erheblicher Widerstand der örtlichen Bevölkerung bestand. Dieser Anlagentyp wird augenscheinlich in der Bevölkerung nicht als kritisch betrachtet.

Ob dies auch daran liegt, dass auf Grund des vergütungsrechtlich geforderten hohen Pla-nungsaufwandes und des dadurch erzwungenen „Konsensverfahrens“ mit der Gemeinde, die Zahl derartiger Anlagen nur mäßig steigt, kann nach den bisherigen Beobachtungen we-der bejaht noch verneint werden.

Zur Sicherung einer ausreichenden Prüfung der Umweltbelange erscheint die Forderung nach einer Bauleitplanung für kleine und sehr kleine PV-FFA bisweilen nicht zwingend. Die hier vorrangig relevanten Anforderungen (Eingriff in Natur und Landschaft) wären im Rah-men eines Bebauungsplans auch dann zu prüfen, wenn kein gesonderter Bebauungsplan aufgestellt wird. Dann würde die fachtechnische Hürde sogar noch höher anzusetzen sein, weil die naturschutzrechtliche Eingriffsregelung außerhalb der Bauleitplanung nicht der Ab-wägung unterliegt (vgl. § 1a Abs. 3 Satz 1 BauGB).

Das Erfordernis der Bauleitplanung stellt – wie aus den Fallbeispielen deutlich wird – bei kleinen und sehr kleinen Anlagen eine beachtliche Herausforderung dar, denn hier sind häu-figer Investoren ohne besondere Projekterfahrung anzutreffen.

6.3.4 Verhältnismäßigkeit der gesetzlichen Anforderungen

Für flächenmäßig große PV-FFA stellt der mit der Bauleitplanung verbundene Mehraufwand an Zeit und Planungskosten nach derzeitiger Einschätzung keine unverhältnismäßige Er-schwernis dar. Ganz im Gegenteil drängt sich auf, dass die mit diesen Planungsinstrumenten verbundenen Vorteile einen Gewinn an Planungs- und Rechtssicherheit verschaffen.


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Bei kleinen und sehr kleinen Anlagen ist die Beurteilung durch die Beteiligten unterschied-lich. Hier wird nicht nur von Investoren, sondern auch von Genehmigungsbehörden bisweilen angedeutet, dass eine „schlankere“ rechtliche Ausgestaltung genügen könnte.

Offen bleiben muss hier, wo ggf. die flächenmäßige Schwelle zwischen kleinen und großen Anlagen anzusetzen wäre, wollte man insoweit gesetzliche Differenzierungen treffen.

6.3.5 Alternativen

Alternativen zur gegenwärtigen gesetzlichen Systematik ergeben sich letztlich nur durch den Vergleich mit den Regelungen für Windkraftanlagen und Biomasseanlagen (siehe oben).

Für eine reine Privilegierungsregelung nach dem Vorbild des § 35 Abs. 1 Ziff. 5 BauGB spre-chen sich letztlich keine Beteiligten aus.

Durchaus erwägenswert könnte aber sein, eine Teilprivilegierung nach dem Vorbild des § 35 Abs. 1 Ziff. 6 BauGB zu schaffen. So könnten unter Begrenzung auf bestimmte Flächen- und/oder Standortmerkmale typischerweise unkritische Anlagen einer bauplanungsrechtli-chen Privilegierung unterworfen werden. Das hätte zur Folge, dass die über diese Grenzen hinausgehenden großen PV-FFA dann entsprechend der bisherigen Rechtslage nur auf Grund eines Bebauungsplans zulässig bleiben. Auch würde in diesen Fällen dem Wunsch der Investoren nach behördlicher Prüfung der Standortanforderungen zur Sicherung des Vergütungsanspruchs entsprochen. Ggf. wäre eine rechtliche Sicherung erforderlich, um die Entwicklung von PV-FFA nicht als sonstige Anlagen nach § 35 Abs. 2 BauGB zuzulassen.

6.3.6 Insbesondere: Raumordnung

Im Rahmen des Monitoring wurde deutlich, dass zwischen den einzelnen Bundesländern erhebliche Auffassungsunterschiede bestehen, welche Rolle die Raumordnung für die Standortentwicklung von PV-FFA spielen soll. Hier ist zu vermuten, dass diese divergieren-den Meinungen jedenfalls auch in unterschiedlichen Planungstraditionen und Planungsphilo-sophien begründet sind.

Durch die Förderalismusreform wurde dem Bund in Art. 74 Abs. 1 Ziff. 31 GG nunmehr die konkurrierende Gesetzgebungskompetenz für das Raumordnungsrecht zugewiesen. Zugleich wurde in diesem Bereich durch Art. 72 Abs. 3 Ziff. 4 GG den Ländern die uneinge-schränkte Befugnis zu abweichenden Regelungen eingeräumt. Auf Grund entsprechender politischer Absichtserklärungen einzelner Bundesländer ist schon jetzt zu erwarten, dass von dieser Abweichungsmöglichkeit umfangreich Gebrauch gemacht werden wird. Das hätte zur Folge, dass sich dann zukünftig das Raumordnungsrecht einer bundeseinheitlichen Betrach-tung entziehen wird.


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6.3.7 PV-Anlagen an baulichen Anlagen, die nicht Gebäude sind

In der Praxis hat sich bislang auch nicht gezeigt, dass in besonders großem Umfang von der in § 11 Abs. 3 EEG enthaltenen „Lücke“ Gebrauch gemacht wird, soweit dort auch PV-Anlagen an baulichen Anlagen, die nicht zugleich Gebäude (dann Abs. 2) sind, vergütungs-rechtlich zugelassen werden (dann nur Grundvergütung nach Abs. 1). Möglicherweise liegt das daran, dass dieser „Planungsfall“ in der Formulierung des § 11 Abs. 3 EEG nicht sogleich ins Auge springt und damit den möglichen Investoren noch nicht ausreichend be-wusst ist. Unter diesen gesetzlichen Fall würden z.B. PV-Anlagen fallen, die im Wege der Aufständerung auf großen Parkplätzen errichtet werden.

Da Anlagen, die unter die vorstehende „Lücke“ fallen, hinsichtlich des Eingriffs in Natur und Landschaft, insbesondere den von den Umweltverbänden als kritisch beurteilten Flächen-verbrauchs offenkundig vorteilhaft sind, wäre hier ggf. bei möglichen Investoren diese Alter-native verstärkt zur Kenntnis zu bringen.

Fazit

Die Regelung des § 11 Abs. 3 und Abs. 4 EEG erweist sich nach derzeitigem Kenntnisstand jedenfalls als hinreichend tauglich, um die gesetzgeberischen Ziele zu erreichen. Es sollte aber darüber nachgedacht werden, ob für kleine und sehr kleine Anlagen ggf. eine beson-ders zugeschnittene Privilegierung in § 35 Abs. 1 BauGB geschaffen wird.


31.7.2007 170


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31.7.2007 172


8 Anhang

Tab. 8-1: Übersicht der Aussagen der Bundesländer zur Notwendigkeit der Ausweisung von PV-Standorten (Quelle: Umfrage MKRO und ARGE PV-Monitoring, 2005)

Bundesland Aussage Quelle

Baden-Württemberg Regionalverbände können Vorrang-, Vorbe-halts- und Ausschlussgebieten für regionalbe-deutsame Solaranlagen in Regionalplänen festlegen. Einige Regionalverbände haben mit Planungsarbeiten begonnen.

Wirtschaftsministerium BW, Schreiben an MKRO v. 27.7.05

Bayern Landesentwicklungsprogramm Bayern (LEP), Ziel B V 3.6: Direkte und indirekte Sonnen-energienutzung verstärkt erschließen und nutzen. Schwerpunkt der Steuerung über kommunale Bauleitplanung.

Bayerisches Staatsministe-rium für Wirtschaft, Infra-struktur, Verkehr und Technologie; Schreiben an MKRO vom 19.08.05

Bremen Stadtstaat, keine Befragung durchgeführt

Berlin Keine Konflikte (nur innerstädtische Flächen) Gemeinsame Landespla-nung, Schreiben an MKRO vom 13.07.05

Brandenburg Keine verbindliche regionalplanerische Steue-rung von großflächigen Freiflächen-Solaranlagen in der aktuellen Regionalpla-nungsrichtlinie für das Land Brandenburg. Gesonderter landesplanersicher Handlungs-bedarf wird derzeit nicht gesehen.

Gemeinsame Landespla-nung, Schreiben an MKRO vom 13.07.05

Hamburg Stadtstaat, keine Befragung durchgeführt

Im Entwurf zur Neuaufstellung des Regional-plans Mittelhessen wird auf die Festlegung von Vorrangflächen für die Solarenergienut-zung verzichtet. Demgegenüber wird die Un-zulässigkeit raumbedeutsamer PV-Anlagen in definierten raumordnerischen Gebietskatego-rien als Ziel formuliert.

Schreiben des Regie-rungspräsidiums Gießen vom 15.07.2005 und Tele-fonat am

Hessen

Bei der Neuaufstellung des Regionalplans Südhessen 2006 ist beabsichtigt, PV-Anlagen prioritär auf bereits versiegelte Flächen bzw. Flächen der wirtschaftlichen und militärischen Konversion sowie landwirtschaftlichen Brach-flächen zu lenken.

Schreiben des Regie-rungspräsidiums Darmstadt vom 28.06.2005


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Die Raumordnung und Landesplanung des RP Kassel wird nicht steuernd aktiv, wenn es um die Standorte von PV-Freiflächenanlagen geht.

Schreiben des Regie-rungspräsidiums Kassel vom 12.12.2005

Mecklenburg-Vorpommern

Programmsatz im neuen Landesentwick-lungsprogramm (Juli 2005): „Von baulichen Anlagen unabhängige Photovoltaikanlagen können, nach Prüfung ihrer Raumverträglich-keit, insbesondere hinsichtlich der natur-schutzfachlichen und touristischen Auswir-kungen, flächenschonend insbesondere auf Konversionsflächen errichtet werden“.

Min. f. Arbeit, Bau und Landesentwicklung, Schreiben an MKRO vom 9.8.2005

Niedersachsen Derzeit Novellierung des Landesraum-ordnungsprogrammes. Freihaltung von gro-ßen Flächen für PV-Freiflächenanlagen wird nicht für erforderlich gehalten. Es sind keine Anlagen bzw. Anfragen in Nie-dersachsen bekannt.

Ministerium für ländl. Raum, Ernährung, Land-wirtschaft und Verbrau-cherschutz, tel. Aussage am 30.06.2005

Nordrhein-Westfalen Handlungsbedarf seitens der Raumordnung oder Landesplanung wird derzeit nicht gese-hen. Bisher nur zwei kleine Anlagen mit Charakter von Versuchsanlagen, weitere Anträge liegen nicht vor.

Schreiben an MKRO vom 10.06.05

Rheinland-Pfalz Derzeit kein Handlungsbedarf seitens der Landes- bzw. Regionalplanung. Landesregierung prüft, in welchem Umfang Konversionsflächen für die Errichtung von PV-Freiflächenanlagen zur Verfügung gestellt werden können

Min. des Innern und für Sport, Schreiben vom 14.07.05 sowie Landtag Rheinland-Pfalz Drucksa-che 14/3522 vom 25.10.2004

Saarland Keine Festlegung von Vorranggebieten für Photovoltaikanlagen im Landesentwicklungs-plan vorgesehen. Derzeit keine größeren Anlagen in Planung; zwei bestehende Anlagen.

Min. f. Umwelt, Schreiben an MKRO v. 9.8.2005

Sachsen Keine entspr. Rückmeldung aus den drei Re-gierungspräsidien.

Sachsen-Anhalt Bisher keine gebietsbezogenen Festlegungen durchgeführt und vorgesehen.

Min. für Bau und Verkehr ST, Schreiben an MKRO v. 5.9.2005

Schleswig-Holstein Raumordnungsplan des Landes und Regio-nalpläne enthalten keine steuernden Elemen-te.

Innenministerium Schles-wig-Holstein, Schreiben an MKRO vom 28.7.2005


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Thüringen In Regionalen Raumordnungsplänen (von 1999) gibt es verbale Aussagen hinsichtlich einer Forcierung der aktiven und passiven Sonnenenergienutzung. Eine aktive Steuerung von Standorten für PV-Freiflächenanlagen durch die Raumordnung erfolgt bisher nicht.

Landesverwaltungsamt Thüringen, Schreiben vom 22.09.2005

Documents

Bericht: Monitoring zur Wirkung des novellierten EEG auf ... · Wulmstorf bei Hamburg). ... Beispiel System Lorentz eta-tracker 1500 ... Azimutale Nachführung s:wheel, Konstruktionsskizze