Ubastudie 100pro2050

Vorabdruck für die Bundespressekonferenz
am 7. Juli 2010

Energieziel 2050: 100% Strom aus
erneuerbaren Quellen

Thomas Klaus, Carla Vollmer, Kathrin Werner,
Harry Lehmann, Klaus Müschen

Mit Beiträgen von:
Reinhard Albert, Michael Bade, Thomas Charissé, Frauke Ecker-
mann, Reinhard Herbener, Ute Kaulfersch, Guido Knoche, Kai
Kuhnhenn, Christiane Lohse, Charlotte Loreck, Ullrich Lorenz,
Benjamin Lünenbürger, Michael Memmler, Christoph Mordziol,
Andreas Ostermeier, Gertrude Penn-Bressel, Anika Reetsch,
Yvonne Röming, Jens Schuberth, Jan Seven, Ulrike Wachsmann,
Sven Weißbach, Bärbel Westermann

Unter Mitarbeit von:
Alexander Boehringer, Michael Börner, Kathrin Bruhn, Andreas
Burger, Susanne Findeisen, Patrick Gniffke, Christian Herforth, Wulf
Hülsmann, Kai Lipsius, Michael Marty, Werner Niederle, Diana
Nissler, Ines Oehme, Peter Pichl, Sarah Rieseberg, Jörg Schneider,
Sven Schneider
Umweltbundesamt

Mit einem Beitrag für das Kapitel 7 von:
Carsten Pape, Michael Sterner, Norman Gerhardt, Yves-Marie
Saint-Drenan, Mareike Jentsch, Amany von Oehsen
Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik
(IWES), Kassel
Auftragnehmer des Forschungsprojekts „Modellierung einer 100-
Prozent erneuerbaren Stromerzeugung in 2050“, FKZ 363 01 277

Dessau-Roßlau, Juli 2010
UMWELTBUNDESAMT

Kurzzusammenfassung ........................................................................................... 9

Executive Summary „100% renewable electricity supply by 2050“ ................... 12

1 Einleitung.......................................................................................................... 15

2 Demografische und wirtschaftliche Rahmendaten ....................................... 22

2.1 Demografische Entwicklung ......................................................................... 22

2.2 Gesamtwirtschaftliche Rahmendaten ........................................................... 23

3 Energieverbrauch im Jahr 2050 ...................................................................... 24

3.1 Zusammenfassung ....................................................................................... 25

3.2 Private Haushalte ......................................................................................... 27

3.2.1 Raumwärme ........................................................................................... 28

3.2.2 Warmwasserbereitung ............................................................................ 32

3.2.3 Heizungsumwälzpumpen........................................................................ 33

3.2.4 Solarpumpen .......................................................................................... 34

3.2.5 Beleuchtung............................................................................................ 34

3.2.6 Sonstige Anwendungen .......................................................................... 35

3.2.7 Endenergieverbrauch der privaten Haushalte......................................... 36

3.3 Industrie und Gewerbe, Handel, Dienstleistungen........................................ 36

3.3.1 Industrie .................................................................................................. 37

3.3.2 Gewerbe, Handel, Dienstleistungen ....................................................... 38

3.4 Verkehr ......................................................................................................... 40

3.4.1 Schienenverkehr ..................................................................................... 40

3.4.2 Straßenverkehr ....................................................................................... 40

3.5 Leitungsverluste und Verbrauch im Umwandlungsbereich ........................... 43

4 Potentiale von Stromspeichern und Lastmanagement................................. 44

4.1 Stromspeicher .............................................................................................. 44

4.1.1 Pumpspeicherwerke ............................................................................... 45

4.1.2 Chemische Speicher............................................................................... 47

4.2 Lastmanagement.......................................................................................... 59

4.2.1 Wärmepumpen ....................................................................................... 60

4.2.2 Klimatisierung ......................................................................................... 60

4.2.3 Elektromobilität ....................................................................................... 61

4.2.4 Industrielle Verbraucher.......................................................................... 62

4.2.5 Weitere Potentiale .................................................................................. 62

5 Potentiale der erneuerbaren Energien ........................................................... 64

5.1 Photovoltaik .................................................................................................. 64

5.2 Windenergie an Land ................................................................................... 66

5.3 Windenergie auf See .................................................................................... 68

5.4 Wasserkraft .................................................................................................. 70

5.5 Tiefe Geothermie.......................................................................................... 72

5.6 Biogene Rest- und Abfallstoffe ..................................................................... 77

5.7 Zusammenfassung ....................................................................................... 81

6 Das Szenario „Regionenverbund“.................................................................. 83

6.1 Charakterisierung des Szenarios.................................................................. 84

6.2 Stromerzeugung und Speicherung ............................................................... 85

6.3 Wärme- und Kälteerzeugung........................................................................ 86

6.4 Verkehr ......................................................................................................... 87

6.5 Energieverteilung.......................................................................................... 87

6.6 Versorgungssicherheit .................................................................................. 87

7 Simulation des Szenarios „Regionenverbund“ ............................................. 89

7.1 Ansatz und Modellstruktur ............................................................................ 89

7.2 Teilmodelle und Annahmen .......................................................................... 91

7.2.1 Stromnetz ............................................................................................... 92

7.2.2 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien......................................... 92

7.2.3 Last und Lastmanagement ..................................................................... 99

7.2.4 Speicherung und Importe...................................................................... 105

7.3 Ergebnisse der Simulation.......................................................................... 108

7.3.1 Einspeisung erneuerbarer Energien ..................................................... 108

7.3.2 Residuallast .......................................................................................... 116

7.3.3 Langzeitspeicher, Stromimporte und Reservekraftwerke...................... 124

7.3.4 Energiebilanzen .................................................................................... 131

7.4 Versorgungssicherheit ................................................................................ 136

7.4.1 Regelleistung und Leistungsgradienten ................................................ 137

7.4.2 Gesicherte Leistung .............................................................................. 151

7.4.3 Fazit ...................................................................................................... 160

7.5 Ergebnisbewertung und Schlussfolgerungen ............................................. 161

8 Handlungsempfehlungen .............................................................................. 168

8.1 Einleitung.................................................................................................... 168

8.2 Verbindliche Ziele für Emissionsminderungen und erneuerbare Energien . 169

8.3 Effizientere und intelligentere Energienutzung ........................................... 170

8.4 Rechtliche und ökonomische Rahmenbedingungen................................... 174

8.5 Anpassung der Raumordnung.................................................................... 179

8.6 Ausbau der notwendigen Infrastruktur........................................................ 180

8.7 Anforderungen an den konventionellen Kraftwerkspark ............................. 183

8.8 Energieforschung ....................................................................................... 186

8.9 Akzeptanz für die Energiewende schaffen.................................................. 188

8.10 Leitlinien für den Ausbau der erneuerbaren Energien ................................ 188

9 Zusammenfassung......................................................................................... 190

Abbildungsverzeichnis ........................................................................................ 196

Tabellenverzeichnis ............................................................................................. 200

Literaturverzeichnis ............................................................................................. 202

Abkürzungsverzeichnis ....................................................................................... 221

Glossar .................................................................................................................. 224

Anhang .................................................................................................................. 227

Kurzzusammenfassung

Kurzzusammenfassung

Um bis 2050 die Treibhausgasemissionen um 80 bis 95% zu verringern, müs-
sen wir als erstes die Stromversorgung umgestalten. Eine Schlüsselfunktion bei
den Treibhausgasemissionen hat der Energiesektor, der derzeit für mehr als 80% der
Emissionen1 in Deutschland verantwortlich ist. Die Stromerzeugung ist heute für über
40% der energiebedingten CO2-Emissionen verantwortlich. Die Minderungspotentiale
im Stromsektor sind besonders hoch: Mit einer effizienten Stromnutzung, rationellen
Energieumwandlung und einer Energieversorgung, die vollständig auf erneuerbaren
Energien beruht, ist es möglich, die Treibhausgasemissionen auf nahezu Null zu
senken.

Eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromerzeugung im
Jahr 2050 ist in Deutschland als hoch entwickeltes Industrieland mit heutigem
Lebensstil, Konsum- und Verhaltensmuster technisch möglich. Dies zeigen die
Ergebnisse der Simulation des Szenarios „Regionenverbund“ sowie Studien anderer
Institutionen wie dem Sachverständigen Rat für Umweltfragen, der Enquete-
Kommission „Nachhaltige Energieversorgung unter den Bedingungen der Globalisie-
rung und der Liberalisierung“ und Greenpeace.

Unser Ergebnis ist Teil eines Lösungsraums, wie eine solche Stromversorgung bis
2050 zu erreichen ist. Neben dem Szenario „Regionenverbund“ skizzieren wir die
beiden Szenarien International-Großtechnik und Lokal-Autark. Wir betrachten diese
bei weiteren Studien. Impulse für den Lösungsraum sind auch aus diesen Szenarien
zu erwarten.

Eine vollständig auf regenerativen Energien basierende Stromversorgung im
Jahr 2050 ist auch ökonomisch vorteilhaft2. Die Kosten sind geringer als die
Kosten, die bei einem ungebremsten Klimawandel auf uns und künftige Generatio-
nen zukommen würden3,4. Deutschland kann mit einer solchen Strategie den Klima-

1
UBA 2010c
2
SRU 2010, Enquete-Kommission 2002
3
Stern 2007
4
UBA 2010b

9

Kurzzusammenfassung

schutz mit einer erfolgreichen wirtschaftlichen Entwicklung verbinden und damit auch
für den internationalen Klimaprozess wichtige Impulse aussenden.

Eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromversorgung kann
die Versorgungssicherheit auf dem hohen heutigen Niveau jederzeit gewähr-
leisten. Auch das Problem der Fluktuationen erneuerbarer Energien kann gelöst
werden. Das zeigen die Ergebnisse unserer Simulation. Die Fluktuation kann zu
jeder Zeit sicher ausgeglichen werden – da sich die unterschiedlichen Erzeugungsar-
ten der erneuerbaren Energien, die Speicher und das Lastmanagement gut ergänzen
können.

Wichtige Voraussetzung für eine solche Stromversorgung ist, dass zugleich
die vorhandenen Einsparpotentiale beim Stromverbrauch weitgehend er-
schlossen werden. Dies gilt nicht nur für die Energieanwendungen in den privaten
Haushalten. Auch Industrie und Gewerbe müssen trotz Wirtschaftswachstum ihren
Stromverbrauch verringern, indem sie die vorhandenen Einsparmöglichkeiten
konsequent ausnutzen. Dann können die erneuerbaren Energien auch den erhebli-
chen zusätzlichen Stromverbrauch – für einen starken Ausbau der Elektromobilität,
die komplette Bereitstellung von Heizungs- und Warmwasserbedarf mit Wärmepum-
pen – decken. Um den künftigen Stromverbrauch für die Wärmeversorgung von
Gebäuden in Grenzen zu halten, ist es darüber hinaus notwendig, die Gebäude-
dämmung entscheiden zu verbessern.

Die Primärenergieversorgung von Deutschland beruhte im Jahr 2008 zu 70% auf
Importen von Kohle, Erdgas, Öl und Uran5. Durch eine Vollversorgung mit Strom aus
erneuerbaren Energien könnte Deutschland seine Importabhängigkeit drastisch
vermindern und wäre damit auch weit weniger verletzlich gegenüber starken
Schwankungen oder Steigerungen des Öl- und Gaspreises.

Ein Umbau der Stromerzeugung auf 100% erneuerbare Energien in 2050 ist möglich,
aber gleichwohl ambitioniert und erfordert entschlossenes politisches Handeln. Der
Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch lag noch vor 15 Jahren unter
5%, ist aber 2009 schon auf 16% gestiegen. Wenn wir in Deutschland unseren Strom

5
BMWi 2010

10

Kurzzusammenfassung

im Jahr 2050 vollständig aus erneuerbaren Energien erzeugen wollen, ist noch viel
zu tun: Es ist nicht nur notwendig, den Ausbau der erneuerbaren Energien weiter
voran zu treiben, sondern auch das bestehende Energiesystem umzubauen und für
den ausschließlichen Einsatz erneuerbarer Energien tauglich zu machen. Es ist
wichtig auf dem Weg dahin Zwischenziele zu definieren, insbesondere für die
Zeit nach 2020. Es gilt: Je früher, je entschlossener wir handeln, desto mehr
Zeit bleibt uns für die notwendigen technischen und gesellschaftlichen Anpas-
sungen!

11

Executive Summary „100% renewable electricity supply by 2050“

In order to achieve an 80 – 90% reduction in Greenhouse Gas (GHG) emissions
by 2050 we will first have to transform our electricity supply system. The energy
sector holds a key function regarding GHG emissions by currently causing more than
80 % of the emissions in Germany6. Within this sector the electricity supply is
responsible for about 40% of energy-related CO2 emissions. The potential for
reducing emissions in the electricity sector is very high. Provided a highly efficient
use of electricity and energy conversion, as well as an energy supply system that is
completely based on renewable energies, it will be possible to reach a level of nearly
zero GHG emissions.

For Germany, the technological change towards an electricity supply system
completely based on renewable energies by 2050 is possible. By doing so,
Germany’s status as a highly industrialised country can be maintained, as can
its subsequent ways of living, patterns of consumption and behaviour. This is
shown in our simulation of the scenario „region´s network scenario” as well as in
several studies of other institutions like the German Advisory Council on the Envi-
ronment (SRU), the German Enquête-Commission on sustainable energy supply or
Greenpeace.

Our results should be regarded as one part of a level playing field needed to create a
100 % renewable electricity supply system by 2050. Aside from the regional sce-
nario, we also sketch two other scenarios: International large scale application of
technology and Local Energy Autarky. For these two scenarios we intend to go more
into depth within further studies as we expect them to provide further momentum
towards achieving the level playing field.

A switch to an electricity supply system based on renewable energies will also
be economically beneficial7. The costs of such a change in the energy supply are
significantly lower than those of adapting to an unmitigated climate change we and

6
UBA 2010c
7
SRU 2010, Enquete-Kommission 2002

12


future generations would have to otherwise face8,9. Germany could link a respective
strategy to a successful economic development whilst creating important momentum
for current international climate negotiations.

An electricity supply system completely based on renewable energies can
provide the security of supply for today’s high level of demand and at any hour
of the year. The results of our simulations show that renewable energies can supply
the demand for electricity and provide the necessary control reserve. Load fluctua-
tions of the renewables can be safely compensated for at any time as the different
forms of energy conversion, energy storage and intelligent load management
complement each other sufficiently.

As an important condition for achieving this 100% renewable electricity supply,
we have to tap the existing energy saving potential at the same time. This
applies not only to the energy use of private households. Despite the expected
economic growth, industry, trade and commerce also have to reduce their energy
consumption by achieving the existing energy saving potential. If this is the case,
renewable energies can provide the substantial additional electricity demand from
new applications like electric cars or heat pumps for heating and hot water. To limit
future electricity consumption for heating, a very good insulation of buildings is a
basic requirement.

70% of the current primary energy consumption in Germany is based on the import of
coal, natural gas or uranium. A complete supply of electricity from renewable ener-
gies could therefore dramatically reduce Germany’s dependency on such imports
and decrease vulnerability to fluctuating or rising oil- and gas prices.

8
Stern 2007
9
UBA 2010b

13


The conversion of the electricity supply system towards the use of 100% renewable
energies by 2050 is possible. Nevertheless, this is a very ambitious goal and requires
decisive political support. The share of renewable energies in the German gross
electricity consumption has increased in the past 15 years from less then 5% to 16%
in 2009. However, there is still much work ahead if Germany wants to cover its
demand for electricity in 2050 completely through renewable energies: It is not only
necessary to accelerate the expansion of renewable energies but also to substan-
tially convert the existing energy system to make it fit for an exclusive use of renew-
ables in the future.

It is important to define intermediate goals, particularly for the period after
2020. Generally, it can be said: The earlier we start decisive actions the more
time we will have to tackle the upcoming challenges of necessary technologi-
cal and societal adaptation!

14

Einleitung

1 Einleitung
Der Klimawandel findet statt – weltweit, in Europa und nicht zuletzt auch in Deutsch-
land. Aktuelle Projektionen über die künftige Klimaentwicklung zeigen eindringlich,
vor welch großen Herausforderungen die Menschheit heute steht. Und obwohl sich
das Verständnis der Ursachen und Auswirkungen des Klimawandels im Laufe der
Zeit immer weiter verdichtet und das Wissen über mögliche Handlungsoptionen
stetig wächst, nehmen die globalen Emissionen von Treibhausgasen weiter zu.
Besonders alarmierend in Bezug auf künftig zu erwartende Klimaänderungen sind
die Berichte des Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC, Zwischenstaat-
licher Ausschuss für Klimafragen10)11, die die fortschreitende Klimaerwärmung und
die damit verbundenen Gefahren aufzeigen.

In Artikel 2 der UN-Klimarahmenkonvention12 hat sich die Staatengemeinschaft das
Ziel gesetzt, „die Stabilisierung der Treibhausgaskonzentrationen in der Atmosphäre
auf einem Niveau zu begrenzen, bei dem eine gefährliche anthropogene Störung des
Klimasystems verhindert wird“. Unter Berücksichtigung der vom IPCC13 skizzierten
globalen und regionalen Klimafolgen ist es daher geboten, eine Erwärmung um
2 Grad Celsius gegenüber dem vorindustriellen Zeitalter als strikte Obergrenze einer
weltweiten Temperaturerhöhung festzulegen. Auch Deutschland und die Europäi-
sche Union erkennen dieses Ziel unter anderem mit der Kopenhagen-Vereinbarung
politisch an.

Eine weltweite Abnahme der Treibhausgasemissionen, die bis zum Ende dieser
Dekade erreicht sein muss, um diese Zwei-Grad-Grenze einzuhalten, ist derzeit
jedoch bei Weitem nicht absehbar. Die nach dem UN-Klimagipfel in Kopenhagen
Ende 2009 von den Vertragsstaaten zur Klimarahmenkonvention bekannt gegebe-
nen Ziele zur Verminderung der Treibhausgasemissionen14 geben Anlass zur Sorge,

10
IPCC 2007
11
Für eine neuere Veröffentlichung hierzu siehe Parry et al. 2008
12
http://unfccc.int/resource/docs/convkp/convger.pdf
13
IPCC 2007
14
Siehe Internetseite des UN-Klimasekretariats: www.unfccc.int, Stichwort „Copenhagen Accord“

15

Einleitung

da sie nach aktuellen Berechnungen zu einer Erderwärmung von etwa 3,5 Grad
Celsius15 führen würden. Die von den Industrieländern bis 2020 zugesagte Minde-
rung der Treibhausgasemissionen (siehe Abbildung 1-1 KPHG-Angebote16) um
bestenfalls 18% unter dem Emissionsniveau von 1990 bleibt weit unter der vom
IPCC empfohlenen Emissionsbegrenzung, die notwendig ist, um die Zwei-Grad-
Grenze zu unterschreiten17,18.

Zur Einhaltung der Zwei-Grad-Grenze müssen die Treibhausgasemissionen bis zur
Jahrhundertmitte weltweit halbiert werden, bezogen auf die Emissionswerte von
1990. Heutige Industrieländer müssen aufgrund ihrer historischen Verantwortung
sowie ihrer wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit ihre Emissionen bis dahin um 80% bis
95% reduzieren19.

15
Rogelj et al. 2010
16
Stand 30.03.2010
17
UBA 2010a
18
Industriestaaten müssen demnach bis 2020 ihre Emissionen zwischen 25% und 40% unter das
Niveau von 1990 senken.
19
IPCC 2007

16

Einleitung

Abbildung 1-1: Vereinfachte Darstellung der historischen Entwicklung der Treibhausgas-
emissionen bis 2005 und der vom IPCC konstatierten notwendigen Emissi-
onsminderung in den Industrieländern und weltweit bis 2050 für die Einhal-
tung der Zwei-Grad-Grenze20 (KP-Annex B Ziel: Annex B des Kyoto Proto-
kolls; KPHG-Angebote: Emissionsminderungsangebote im Rahmen der Ko-
penhagen-Vereinbarung)

Jede weitere Verzögerung von Klimaschutzbemühungen setzt die internationale
Staatengemeinschaft zunehmend unter Druck, da sie langfristig Emissionen in weit
höherem Maße einsparen müsste, als dies technisch und ökonomisch realisierbar ist.
Aus diesem Grund müssen die leistungsfähigen Industrienationen heute eine
Vorreiterrolle übernehmen, indem sie Strategien und Konzepte für eine langfristig
angelegte, nachhaltige Klimaschutzpolitik entwickeln und rasch umsetzen, um so die
Emissionen in Wirtschaftszweigen mit hoher Treibhausgasintensität deutlich zu
senken. Bereits heute stehen viele der hierfür notwendigen Techniken zur Emissi-
onsvermeidung zur Verfügung, etwa der Einsatz erneuerbarer Energien. Die Kosten
sind dabei sogar deutlich geringer als die Kosten, die bei einem ungebremsten

20
Quelle historische Daten: WRI 2010

17

Einleitung

Klimawandel auf uns und künftige Generationen zukommen würden 21,22.

Mit dem Integrierten Energie- und Klimapaket der Bundesregierung (IEKP)23 hat die
deutsche Klimaschutzpolitik einen bedeutenden Impuls für das kommende Jahrzehnt
erhalten. Die Koalitionsparteien der Bundesregierung halten am Ziel einer Treib-
hausgasminderung von 40% bis zum Jahre 2020 fest, verglichen mit dem Niveau
von 199024. Darüber hinaus braucht Deutschland nun eine langfristig ausgerichtete
Klimaschutzstrategie bis zur Jahrhundertmitte, um die Empfehlung des IPCC für
Industrieländer zu erfüllen und die Treibhausgasemissionen um 80 bis 95% gegen-
über 1990 zu mindern. Die Bundesregierung muss daher ein langfristiges Minde-
rungsziel bis 2050 festlegen und sich dabei am oberen Rand dieser Minderungsemp-
fehlung bewegen. Aus Sicht des Umweltbundesamtes sollte Deutschland sogar
anstreben, seine Treibhausgasemissionen bis 2050 auf nahezu Null abzusenken –
also treibhausgasneutral zu werden. Es ist diese Vision eines treibhausgasneutralen
Deutschlands, die den Ausgangspunkt der vorliegenden Studie bildet.

Eine Schlüsselfunktion bei den Treibhausgasemissionen kommt dabei dem Energie-
sektor zu, der derzeit in Deutschland für mehr als 80% aller Emissionen25 verantwort-
lich ist. Die Einsparpotentiale im Energiesektor sind besonders hoch: Mit einer
effizienten Nutzung und Umwandlung von Energie sowie einer Energieversorgung,
die vollständig auf erneuerbaren Energiequellen beruht, ist es möglich, die Treib-
hausgasemissionen auf nahezu Null zu senken. Andere Sektoren, wie die Landwirt-
schaft oder die Industrie, müssen ebenfalls Emissionen senken, werden aber bei der
Ausschöpfung von Potentialen eher an technische und ökonomische Grenzen
stoßen Aus diesem Grund halten wir es für besonders wichtig, eine nachhaltige
Entwicklung der Energieversorgung26 anzustreben und so schnell wie möglich die

21
Stern 2007
22
UBA 2010b
23
BMWI/BMU 2007
24
Koalitionsvertrag 26.10.2009
25
UBA 2010c
26
Die UBA-Klimaschutzkonzeption (UBA 2009a) diskutiert in Kapitel 29 ausführlich eine nachhaltige
Entwicklung der Energieversorung ausführlich.

18

Einleitung

notwendigen Schritte dafür einzuleiten.

Die Stromerzeugung ist heute für über 40% der energiebedingten CO2-Emissionen
verantwortlich. Aus diesem Grund legt die vorliegende Studie den Fokus auf die
Untersuchung einer nachhaltigen Stromversorgung. Das ist sozusagen der erste
Baustein für unsere Vision eines treibhausgasneutralen Deutschlands: Wie kann eine
Stromerzeugung im Jahr 2050 aussehen, die vollständig auf erneuerbaren Energien
beruht?27

Mit den heute vorhandenen Techniken zur Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien kann man drei archetypische Szenarien einer erneuerbaren Stromversor-
gung identifizieren. Damit wollen wir einen Lösungsraum aufzeigen, wie eine hun-
dertprozentige Stromversorgung aus erneuerbaren Energiequellen im Jahr 2050 zu
erreichen ist.

Das erste Szenario ist das des „Regionenverbunds“: Alle Regionen Deutschlands
nutzen ihre Potentiale der erneuerbaren Energien weitgehend aus. Es findet ein
deutschlandweiter Stromaustausch statt. Nur zu einem geringen Anteil wird Strom
aus Nachbarstaaten importiert.

Das zweite Szenario heißt „International-Großtechnik“: Die Stromversorgung
Deutschlands und Europas basiert auf großen, europaweit verteilten Stromerzeu-
gungsanlagen auf Basis der erneuerbaren Energien in einem interkontinentalen
Stromverbund. Ein erheblicher Anteil des deutschen Strombedarfs wird aus den
Nachbarstaaten importiert.

Das dritte Szenario heißt „Lokal-Autark“: In diesem Szenario werden kleinräumige,
dezentrale Strukturen autark mit Strom versorgt. Es werden ausschließlich die
Potentiale der erneuerbaren Energien vor Ort genutzt.

Kapitel 2 enthält Annahmen zu den Rahmendaten, die wir für die Modellierung

27
Szenarien und Untersuchungen über die Zukunft der Energieversorgung sind in den letzten
Jahrzehnten reichlich erarbeitet und publiziert worden. Eine Auswahl:
Internationale Studien: Le Groupe de Bellevue1978; Nakicenovic 1982; LTI Research Team 1998;
Lehmann et al. 2003, ECF 2010; EREC 2010
Deutsche Studien: BMU 2009a; Enquete-Kommission 2002; SRU 2010; WWF 2009; Greenpeace
2009; FFE 2009c

19

Einleitung

verwenden. Dazu gehören zum Beispiel Daten zur demografischen und wirtschaftli-
chen Situation im Jahr 2050. In den Kapiteln 3, 4 und 5 beschreiben wir ein Szenario
für den Energieverbrauch im Jahr 2050 sowie die Potentiale des Lastmanagements,
der Stromspeicher und der erneuerbaren Energien in Deutschland. Bei diesen
Potenzialschätzungen gehen wir von der besten heute am Markt verfügbaren
Technik aus. Angesichts des technischen Fortschritts der letzten 40 Jahre ist zwar
anzunehmen, dass die Technik sich auch in Zukunft weiter entwickeln wird. Da es
aber schwierig ist, künftige technische Entwicklungen für die kommenden vier
Jahrzehnte abzusehen, gehen wir bei dieser Untersuchung lediglich von der besten
heute verfügbaren Technik aus.

Im Rahmen der Potenzialschätzung der erneuerbaren Energien beschränken wir uns
in dieser Studie bei der Biomasse aus zwei Gründen auf die Abfallbiomasse. Erstens
sehen wir die Anbaubiomasse vor allem im Hinblick auf ihre Konkurrenz mit der
Nahrungs- und Futtermittelproduktion sowie im Hinblick auf den Naturschutz kri-
tisch28. Zweitens fällt die Abfallbiomasse ohnehin an. Soweit es keine Konkurrenzen
zu vorrangigen Versorgungsbereichen gibt, wie zur stofflichen Verwendung, kann
man sie zur Energiegewinnung nutzen. Auch wenn Müllverbrennungsanlagen einen
Beitrag zur Stromerzeugung leisten, berücksichtigen wir nicht den Restmüll, der in
Müllverbrennungsanlagen zur Stromerzeugung eingesetzt wird, da heutzutage nicht
abzusehen ist, wie die Restmüllverwertung im Jahr 2050 aussehen wird.

Die Frage, ob eine hundertprozentige Stromversorgung im Jahr 2050 möglich ist,
beantworten wir in dieser Studie aus der technischen Perspektive. Ökonomische
Faktoren, wie z.B. der Ölpreis, sind nur sehr schwer für die kommenden vier Jahr-
zehnte abzuschätzen. Kostenänderungen, wie sie etwa durch eine Erhöhung des
Ölpreises entstehen würden, können wiederrum dazu führen, dass die Gesamtkos-
ten in der Zukunft von den Prognosen abweichen und höher oder niedriger ausfallen
und das könnte dazu führen, dass bislang zu teure Technologien wirtschaftlich
werden.

In Kapitel 6 stellen wir das Szenario „Regionenverbund“ ausführlich vor, das seinen
Fokus im Wesentlichen auf das Ausschöpfen der regionalen Potentiale legt. Das

28
Siehe u.a. SRU 2007

20

Einleitung

Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) hat dieses
Szenario für uns simuliert. Die Ergebnisse werden in Kapitel 7 beschrieben. Die
beiden oben aufgeführten Szenarien sollen in Folgeprojekten bearbeitet werden und
mit verschiedenen Modellen simuliert werden.

Ein Umbau der Stromerzeugung auf 100% erneuerbare Energien bis zum Jahr 2050
ist sehr ambitioniert. Der Anteil erneuerbarer Energien lag noch vor 15 Jahren unter
5%, ist aber 2009 schon auf 16% angestiegen. Wenn wir in Deutschland unseren
Strom im Jahr 2050 vollständig aus erneuerbaren Energien erzeugen wollen, gibt es
noch sehr viel zu tun: Es ist nicht nur notwendig, den Ausbau der erneuerbaren
Energien weiter voranzutreiben, sondern auch, das bestehende Energiesystem
umzubauen und für die Umstellung auf erneuerbare Energien tauglich zu machen.
Entsprechende Handlungsempfehlungen und Leitlinien für diesen Weg werden in
Kapitel 8 beschrieben.

21

Demografische und wirtschaftliche Rahmendaten

2 Demografische und wirtschaftliche Rahmendaten
Die vorliegende Studie beschreibt ein Modell für den Umbau der Stromversorgung
auf 100% erneuerbare Energien im Jahr 2050. Um eine solche Modellierung vor-
nehmen zu können, müssen gewisse Grundannahmen gemacht werden, wie die
Lebensbedingungen und der Energiebedarf in Deutschland im Jahr 2050 aussehen.
Da die Modellierung in erster Linie die technische Realisierbarkeit des sukzessiven
Umbaus der Energieversorgung darstellt, bedarf es nur weniger, zentraler Rahmen-
daten für das Zieljahr 2050. Grundsätzlich gehen wir davon aus, dass die gesell-
schaftlichen Realitäten sich bis 2050 nicht grundlegend ändern, sondern sich der
bisherige Lebensstil sowie die heutigen Konsum- und Verhaltensmuster fortsetzen
und Deutschland ein hochentwickeltes Industrieland bleibt. Wir möchten mit diesen
Annahmen bewusst plausibel machen, wie eine erneuerbare Stromversorgung auch
mit der heutigen Wirtschaftsstruktur und dem heutigen Lebensstil realisiert werden
kann. Das Nutzungsverhalten von sogenannten Energiedienstleistungen, beispiels-
weise das Herbeiführen einer gewünschten Raumtemperatur oder bestimmte
Mobilitätsansprüche, werden gegenüber heute nicht verändert. Insgesamt gehen wir
in unserer Modellierung von einer gleichbleibenden Bedürfnishaltung und vom
Einsatz der besten heute am Markt verfügbaren Technik aus.

Die in der Modellierung genutzten Daten basieren auf den Rahmendaten des
Referenzszenarios von Prognos29, da sie eine plausible wirtschaftliche und demogra-
fische Gesamtentwicklung abbilden.

2.1 Demografische Entwicklung
Deutschlands Bevölkerung nimmt seit 2003 ab, dieser Trend wird laut WWF-Studie
anhalten und sich ab dem Jahr 2030 sogar beschleunigen. Die Bevölkerung wird sich
verringern von rund 82,5 Millionen Einwohnern im Jahr 2005 um etwas mehr als 10
Millionen auf 72,2 Millionen Einwohner im Jahr 205030. Die Zahlen der WWF-Studie
orientieren sich an der Variante 1 der 11. koordinierten Bevölkerungsvorausberech-

29
In WWF 2009 (im Folgenden WWF-Studie genannt)
30
WWF 2009

22

Demografische und wirtschaftliche Rahmendaten

nung des Statistischen Bundesamtes von 2006. Angenommen wird:

• eine annähernd konstante Geburtenhäufigkeit von 1,4 Kindern je Frau,

• ein moderater Anstieg der Lebenserwartung und

• eine jährliche Nettozuwanderung, die bei durchschnittlich 150.000 Personen pro
Jahr liegt31.
Die Entwicklung der Wohnfläche und die des Energieverbrauchs sind in Kapitel 3.2
beschrieben.

2.2 Gesamtwirtschaftliche Rahmendaten
In unsere Modellierung findet die wirtschaftliche Gesamtentwicklung nur mittelbar
Eingang, da die Simulationen im Wesentlichen die Verbrauchszahlen für die Berei-
che Gewerbe, Handel und Dienstleistungen (GHD) sowie den Bereich der Industrie
aus dem Referenzszenario von Prognos32 verwenden, welche auf Basis des Bruttoin-
landsprodukts (BIP) berechnet wurden33. Das reale BIP-Wachstum beträgt danach
bis 2050 durchschnittlich 0,7%, was eine moderate gesamtwirtschaftliche Entwick-
lung bedeutet, die auch auf Grund des demografischen Wandels plausibel ist. Damit
beträgt die Wirtschaftsleistung im Jahr 2050 rund 2.981 Mrd. Euro2000. Pro Kopf
bedeutet dies einen Anstieg des Bruttoinlandsprodukts von 25.740 Euro auf 41.301
Euro.

Der Trend zur Dienstleistungsgesellschaft prägt die Entwicklung bis 2050, der Anteil
des Dienstleistungssektors beträgt 73% an der Bruttowertschöpfung, die sich
insgesamt auf 2.775 Mrd. Euro2000 beläuft. Die Industrie verliert zwar gesamtwirt-
schaftlich etwas an Gewicht, das absolute Produktionsniveau steigt allerdings auf
rund 581 Mrd. Euro für 2050 im Vergleich zu 430 Mrd. Euro für 2005. Diese Entwick-
lung beschreibt die Fortsetzung der bisherigen Entwicklungstrends.

31
Bei der Variante 1 des Statistischen Bundesamts wurden zwei Untervarianten W1 und W2
berechnet, mit einem Wanderungssaldo von 100.000 bzw. 200.000 Personen pro Jahr. Die
Berechnung des WWF schlägt einen Mittelweg zwischen diesen beiden Varianten ein.
32
In WWF 2009
33
Ob die dort zugrunde gelegte wirtschaftliche Entwicklung angesichts der global begrenzten
Ressourcen letztlich realistisch ist, wird in dieser Studie nicht weiter untersucht.

23

Energieverbrauch im Jahr 2050

3 Energieverbrauch im Jahr 2050
Um im Jahr eine vollständig auf erneuerbaren Energien basierende Stromversorgung
zu erreichen, müssen wir die Potentiale zur Senkung des Stromverbrauchs in den
Sektoren Industrie und Haushalte sowie dem Sektor Gewerbe, Handel und Dienst-
leistungen (GHD) ausschöpfen.

Wir beschreiben in diesem Kapitel ein Szenario für den Stromverbrauch im Jahr
2050 sowie die technischen Potentiale zur Senkung des Endenergieverbrauchs,
wobei uns hier vor allem der Stromverbrauch interessiert. Wir gehen davon aus, dass
die Minderungspotentiale bis zum Jahr 2050 nahezu vollständig erschlossen sind.
Diese Minderungspotentiale ergeben sich aus der erwarteten vollständigen Durch-
dringung des Anlagen-, Geräte- und Gebäudebestandes mit den besten, heute am
Markt verfügbaren Techniken. Änderungen im Nutzungsverhalten berücksichtigen wir
indes nicht. Wir nehmen zudem an, dass die Stromanwendungen Kraftstoffe und
Brennstoffe teilweise verdrängen werden. So bewirken etwa die Einführung der
Elektromobilität und der zunehmende Einsatz elektrischer Wärmepumpen, dass der
Stromverbrauch im Jahr 2050 insgesamt kaum niedriger sein wird als im Jahr 2005.

Für GHD sowie für die Industrie verwenden wir vorwiegend das Referenzszenario
von Prognos34, das wir als plausibel einstufen (siehe Kapitel 2)35. Auf Grundlage
eigener Annahmen ermitteln wir den den Endenergiebedarf der privaten Haushalte,
den Raumwärmebedarf in der Industrie, den Kälte- und Klimatisierungsbedarf im
GHD-Sektor und den Strombedarf für den Straßenverkehr im Jahr 2050.

34
Nach unserer Einschätzung ist das Innovationsszenario in der WWF-Studie im Gegensatz zum
Referenzszenario überaus anspruchsvoll und nicht allein mit der besten heute am Markt verfügbaren
Technik zu erreichen. Weitere Innovationsschritte, wie beispielsweise im Innovationsszenario
beschrieben, können zu zusätzlichen Energieeinsparungen führen, die hier aber nicht berücksichtigt
werden.
35
Einige Studien weisen Einsparpotentiale bis zum Jahr 2050 in ähnlicher Höhe aus, z.B. BMU
2009a, Greenpeace 2009, UBA 2002, im Gegensatz zu bspw. FFE 2009c

24


3.1 Zusammenfassung

Endenergieverbrauch
Tabelle 3-1 und Abbildung 3-1 zeigen den Endenergieverbrauch der Sektoren
Haushalte, GHD und Industrie für die jeweiligen Anwendungen in den Jahren 2005,
200836 und 2050.
Tabelle 3-1: Endenergieverbrauch 2005, 2008 und 2050 nach Anwendungen, Energieträ-
gern und Sektoren

Quelle: Eigene Darstellung auf Basis von WWF 2009 und AGEB 2009

36
AGEB 2009

25


Haushalte: Endenergieverbrauch 2005, GHD: Endenergieverbrauch 2005, 2008 Industrie: Endenergieverbrauch 2005,
2008 und 2050 und 2050 2008 und 2050
800 TWh
800 TWh 759 TWh 800 TWh
735 TWh
695 TWh
700 TWh 674 TWh
700 TWh 700 TWh

600 TWh 600 TWh 600 TWh

498 TWh
500 TWh 500 TWh 500 TWh

406 TWh
390 TWh
400 TWh 400 TWh 400 TWh

300 TWh 300 TWh 300 TWh

200 TWh 200 TWh 171 TWh 200 TWh

105 TWh
100 TWh 100 TWh 100 TWh

0 TWh 0 TWh 0 TWh
2005 2008 2050 2005 2008 2050 2005 2008 2050
Sonstige 83,1 TWh 76,0 TWh 63,5 TWh mech. Energie 61,1 TWh 58,7 TWh 34,4 TWh mech. Energie 143,3 TWh 156,4 TWh 130,3 TWh
Anwendungen 18,1 TWh 17,3 TWh 28,1 TWh Prozesswärme 443,6 TWh 483,9 TWh 346,7 TWh
Kühlen und Lüften
Umwälzpumpen 8,5 TWh 7,8 TWh 3,6 TWh IKT 9,2 TWh 10,0 TWh 6,4 TWh
Prozesswärme 86,1 TWh 82,7 TWh 80,8 TWh
Beleuchtung 11,8 TWh 10,8 TWh 1,8 TWh Beleuchtung 10,8 TWh 11,8 TWh 8,3 TWh
IKT 15,6 TWh 14,9 TWh 7,8 TWh
Warmwasser 71,9 TWh 65,8 TWh 5,6 TWh Raumwärme 66,7 TWh 72,7 TWh 5,8 TWh
Beleuchtung 41,1 TWh 39,5 TWh 18,3 TWh
Raumwärme 579,8 TWh 530,4 TWh 30,9 TWh
Raumwärme 184,4 TWh 177,1 TWh 1,9 TWh
2005 nach WWF (2009), Umwälzpumpen nach eigenen 2005 nach WWF (2009). 2005 nach WWF (2009).
Berechnungen. 2008 AGEB (2009), gewichtet nach WWF (2009). 2008 AGEB (2009), gewichtet nach WWF (2009).
2008 AGEB (2009), gewichtet nach WWF (2009). 2050 nach WWF (2009) Referenzszenario; "Kühlen und Lüften" 2050 nach WWF (2009) Referenzszenario; "Raumwärme"
2050 eigene Berechnungen. nach eigenen Berechnungen. nach eigenen Berechnungen.

Abbildung 3-1: Endenergieverbrauch 2005, 2008 und 2050 für die Sektoren Haushalte, GHD und Industrie


Da der Wärmebedarf grundsätzlich auch mit Strom gedeckt werden kann, weisen wir
zusätzlich zum Strombedarf auch den Brennstoffbedarf in den einzelnen Sektoren
aus, besonders für die Raumwärme und die Prozesswärme.

Stromverbrauch
Tabelle 3-2 fasst alle Stromverbräuche im Jahr 2050 zusammen, wie sie sich aus
den folgenden Erläuterungen ergeben.
Tabelle 3-2: Stromverbrauch im Jahr 2050 (einschließlich Leitungsverluste- und Verluste
im Umwandlungsbereich)

[TWh]
Endenergieverbrauch Strom 468

davon:
Haushalte 105
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen 90
Industrie 201
Verkehr 72

Verbrauch im Umwandlungsbereich 8
Nettostromverbrauch 476
Leitungsverluste 30
Gesamtstromverbrauch 506

3.2 Private Haushalte
Das Referenzszenario von Prognos weist kein technisches Potential für die Strom-
einsparungen in Privathaushalten aus. Wir berechnen daher die bis 2050 möglichen
Stromeinsparungen in Privathaushalten selbst – mithilfe von Angaben aus der Studie
„CO2-Verminderung in Deutschland“ der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (im
Folgenden FfE-Studie) (Zusammenfassung der Ergebnisse in Tabelle 3-1).37

Bei der Ermittlung des Energieverbrauchs der privaten Haushalte im Jahr 2050
liegen folgende Rahmendaten zugrunde:

37
Teil 1: FFE 2009a, Teil 3: FFE 2009b – Im Folgenden FfE-Studie

27


Tabelle 3-3: Rahmendaten für die Ermittlung des Energieverbrauchs der privaten
Haushalte

2005 Quelle 2050 Quelle
Bevölkerung 82.516.000 - 72.178.000 -
Beheizte Wohnfläche 3.223.000.000 m² 3.525.000.000 m²
insgesamt WWF WWF
2009, 2009,
Beheizte Wohnfläche 1.856.000.000 m² Tab. 3.1-1 2.235.000.000 m² Tab. 3.1-1
EFH+ZFH
Beheizte Wohnfläche MFH 1.367.000.000 m² 1.290.000.000 m²
Anzahl EFH 11.025.108 St. DESTATIS
Anzahl ZFH 3.531.428 St. 2009b
Anzahl MFH 3.043.406 St.
Neubaurate 0,6 %/a eigene
Annahme
EFH: Einfamilienhäuser; ZFH: Zweifamilienhäuser; MFH: Mehrfamilienhäuser

Beim Endenergieverbrauch der privaten Haushalte unterscheiden wir folgende
Anwendungen:

• Raumwärme

• Warmwasserbereitung

• Heizungsumwälz- und Solarpumpen

• Beleuchtung

• Sonstige Anwendungen (unter anderem Haushalts- und Elektrogeräte sowie
Informations- und Kommunikationstechnik)

3.2.1 Raumwärme

Die Abbildung 3-2 veranschaulicht die Vorgehensweise bei der Schätzung des
Energiebedarfs der Haushalte für Raumwärme im Jahr 2050.

28


Endenergieverbrauch
580
für Raumwärme 2005
80% Nutzungsgrad (inkl. Verteilungsverluste)

Nutzenergiebedarf für
464
Raumwärme 2005
Einsparung an Nutzwärme durch
Nutzenergiebedarf für energetische Gebäudesanierung
93 (Ziel: 30 kWh/m²a) und Neubau-
Raumwärme 2050
plus 8% Verteilungs- standards (Ziel: 10 kWh/m²a)
und Speicherverluste
Bereitzustellende
101
Heizwärme 2050
Beheizung mit Solarthermie (5,5 TWh) und
Endenergieverbrauch elektrischen Wärmepumpen (Jahresarbeitszahl 3,1)
31
für Raumwärme 2050

0 100 200 300 400 500 600
Energiebedarf bzw. -verbrauch für Raumwärme in privaten Haushalten [TWh]

Abbildung 3-2: Vorgehensweise bei der Berechnung des Endenergiebedarfs der Haushalte
für Raumwärme im Jahr 2050

Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage eigener Berechnungen und WWF 2009, FfE
2009b, DESTATIS 2009b und DIN V 18599

Der Endenergieverbrauch für Raumwärme in privaten Haushalten betrug 2005 etwa
580 Terawattstunden (TWh). Die Wohnfläche wird zwischen 2005 und 2050 von
3,2 Mrd. m² auf 3,5 Mrd. m² ansteigen und damit leicht zunehmen38. Bei einem
Nutzungsgrad der Heizungsanlagen von durchschnittlich 80% beträgt der derzeitige
spezifische Nutzenergiebedarf für Raumwärme 464 TWh (siehe Abbildung 3-2) oder
144 Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr (kWh/m²a).39

Eine vollständige Sanierung des Gebäudebestands ist bis 2050 angesichts des
schon heute bestehenden Sanierungsstaus und trotz der langlebigen Investitionen
und der langen Investitionszyklen denkbar. Dazu muss die jährliche energetische
Sanierungsrate, also der Anteil der jährlich energetisch sanierten Gebäude an der
Sanierungsrate, von derzeit gut 1% auf 3,3% steigen. Eine Sanierung des gesamten
Gebäudebestands auf Passivhausniveau mit einem Nutzenergiebedarf für Raum-
wärme von 15 kWh/m²a oder weniger halten wir aus technischen Gründen nicht für

38
WWF 2009
39
Eigene Berechnung

29


möglich. Stattdessen nehmen wir an, dass sich der spezifische Nutzenergiebedarf für
Raumwärme aller Wohngebäude im Bestand ab 2020 auf durchschnittlich
30 kWh/m²a verringert. Dies berücksichtigt, dass einzelne Gebäude bis 2050 nicht
umfassend saniert werden, weil zum Beispiel eine umfassende energetische Sanie-
rung aus Denkmalschutzgründen nicht möglich ist, andere Gebäude dies jedoch
durch ein besseres Sanierungsniveau ausgleichen.

Die jährliche Neubaurate liegt derzeit bei ca. 1% der vorhandenen Wohnfläche.
Aufgrund der rückläufigen Bevölkerungsentwicklung und der zu erwartenden Sätti-
gung des Marktes mit Singlehaushalten nehmen wir langfristig einen Rückgang der
Neubaurate auf 0,6% an40. Die weitere Verschärfung der Energieeinsparverordnung
(EnEV) führt ab 2020 voraussichtlich zu einem Nutzenergiebedarf der Neubauten für
Raumwärme von 10 kWh/m²a.

Die genannten Annahmen für Neubauten (10 kWh/m²a) und sanierte Altbauten
(30 kWh/m²a) berücksichtigen wir in den Berechnungen erst ab dem Jahr 2020.
Denn wir gehen davon aus, dass bis dahin sowohl ausreichende Kapazitäten für die
drastisch ausgeweitete Gebäudesanierung geschaffen worden sind und das erforder-
liche Fachwissen für derartige anspruchsvolle Sanierungen und Neubaustandards
verbreitet sein wird. Damit sinkt der Nutzenergiebedarf für Raumwärme aller Wohn-
gebäude im Jahr 2050 von 144 kWh/m²a (insgesamt 464 TWh) auf 26,4 kWh/m²a
(insgesamt 93,1 TWh, siehe Abbildung 3-2).

Weil die Wärmeverluste durch das Fensterlüften zu groß für den niedrigen Nutzener-
giebedarf sind, ist sowohl bei sanierten Gebäuden als auch bei Neubauten der
Einsatz von Lüftungsanlagen mit hocheffizienter Wärmerückgewinnung erforderlich.41
Der zusätzliche Stromverbrauch der Lüftung ist nach unserer Einschätzung aber
vernachlässigbar gering.

40
Eigene Schätzung
41
Technische Lösungen, die die baulichen Eingriffe in den Wohnraum deutlich reduzieren, sind heute
grundsätzlich bekannt: Beim „Überströmprinzip“ erhalten die Aufenthaltsräume frische, vorgewärmte
Luft, die durch andere Räume (Flur) zu den wenigen Räumen mit Gerüchen oder hoher Luftfeuchte
(Küche, Bad) strömt, wo sie zur Wärmerückgewinnung abgesaugt wird; der Installationsaufwand ist
dadurch vergleichsweise gering.

30


Beim Transport der erzeugten Heizwärme von der (Zentral-)Heizung in die Wohn-
räume treten Wärmeverluste von etwa 8% auf.42 Wie Abbildung 3-2 zeigt, beträgt die
von den Zentralheizungen insgesamt bereitzustellende Heizwärme damit 100,5 TWh
(28,5 kWh/m²a, siehe Abbildung 3-2). Der Stromverbrauch für die Wärmeverteilung
ist im Unterkapitel „Heizungsumwälzpumpen“ erfasst (Kapitel 3.2.3).

Die Abwärme aus geothermischer Stromerzeugung kann im Jahr 2050 in gewissem
Umfang zur Wärmeversorgung beitragen. Da Biomasse in unserem Szenario nicht
für die Wärmebereitstellung in Haushalten eingesetzt werden soll (siehe Kapitel 5),
kommen für eine erneuerbare Wärmeversorgung hauptsächlich elektrische Wärme-
pumpen mit Pufferspeichern in Betracht, die von solarthermischen Anlagen unter-
stützt werden. Deren Beitrag von ca. 5% des Heizwärmebedarfs entspricht 5,5 TWh
Solarwärme43. Elektrische Wärmepumpen mit einer mittleren Jahresarbeitszahl44 von
3,1 erzeugen die restliche Heizwärme. Es ergibt sich für 2050 ein Endenergiebedarf
von etwa 31 TWh, das entspricht 8,8 kWh/m²a. Ohne den solarthermischen Beitrag
wären 32,7 TWh Strom erforderlich (9,3 kWh/m²a)45.

Der verbleibende Endenergiebedarf wird damit vollständig durch Strom gedeckt. Die
großen Energieeinsparpotentiale im Gebäudesektor zeigen sich im Vergleich mit
dem derzeitigen Endenergiebedarf. Im Jahr 2005 betrug der gesamte Endenergiebe-
darf (Strom und Brennstoffe) für Raumwärme dagegen 579,8 TWh (siehe Abbildung
3-2).

42
Eigene Schätzung
43
Wir berücksichtigen in dieser Studie keine saisonale Speicherung der Solarwärme.
44
Die Jahresarbeitszahl beschreibt die Energieeffizienz einer elektrischen Wärmepumpe: Sie ist das
für ein Jahr ermittelte Verhältnis von abgegebener Nutzwärme (Heizarbeit) für die Raumheizung zu
dem dazu erforderlichen Aufwand (Antriebsarbeit). Bei elektrischen Wärmepumpen ist dies der
erforderliche elektrische Strom. Zum Beispiel bedeutet eine Jahresarbeitszahl von 3,0 für eine
elektrische Wärmepumpe, dass für die Bereitstellung von 3 kWh Nutzwärme 1 kWh elektrischer Strom
erforderlich ist.
45
Die Angaben zur Wärmeversorgung gelten für ein Normaljahr und sind Ergebnisse der Modellierung
der Stromversorgung. Für nähere Informationen zur Modellierung siehe Kapitel 7.

31


3.2.2 Warmwasserbereitung

Wir leiten den Energieverbrauch für die Warmwasserbereitung der Haushalte im
Jahre 2050 vom Bedarf an Nutzwärme ab (ohne Umwandlungs-, Speicher- oder
Verteilungsverluste). Der Warmwasserbedarf hängt in erster Linie von der Anzahl der
Personen in einem Haushalt ab. Der Endenergieverbrauch für die Warmwasserberei-
tung betrug im Jahr 2005 72 TWh, das sind bei 82,5 Mio. Einwohnern 872 kWh pro
Jahr und Person.

Gewichtet nach den Anteilen von Ein- und Mehrfamilienhäusern (siehe Tabelle 3-3),
nehmen wir einen mittleren Nutzenergiebedarf für die Warmwasserbereitung von
13,7 kWh/m²a an. Das entspricht einem Nutzenergiebedarf von insgesamt 44,1 TWh
für alle Wohngebäude pro Jahr oder 535 kWh pro Jahr und Person46. Für eine
Kilowattstunde Nutzwärme müssen demnach 1,6 kWh Endenergie aufgewendet
werden. Wir gehen dabei von einem etwa gleichbleibenden Verbrauch von Warm-
wasser aus47. Gelingt es, die Speicher- und Verteilungsverluste für das Warmwasser
um 75% zu reduzieren, muss die Heizung 572 kWh pro Person bereitstellen48.

Wie bei der Raumwärme liefern hauptsächlich elektrische Wärmepumpen mit
Pufferspeichern, unterstützt von solarthermischen Anlagen, die Energie zur Warm-
wasserbereitung. Die elektrischen Wärmepumpen, die gleichzeitig die Raumwärme-
versorgung übernehmen, hätten im Jahr 2050 für die Warmwasserbereitung einen
jährlichen Strombedarf von 184 kWh pro Person – das entspricht einem Gesamt-
strombedarf von 13,3 TWh. Durch die Einbeziehung solarthermischer Anlagen mit
einem solaren Deckungsanteil von 59% (entsprechend 24,2 TWh Solarwärme)

46
DIN V 18599-10 (2007). Dabei beträgt der Nutzenergiebedarf für die Warmwasserbereitung
12 kWh/m²a für Einfamilienhäuser und 16 kWh/m²a für Mehrfamilienhäuser.
47
Der Warmwasserverbrauch und damit der Endenergieverbrauch lässt sich durch Wasser sparende
Armaturen, sparsames Nutzerverhalten, die Begrenzung der Speicher- und Verteilungsverluste sowie
durch eine effiziente Wärmeerzeugung verringern. Durch den stromsparenden Anschluss von
Geschirrspül- und Waschmaschinen an die Warmwasserversorgung (getrennte Anschlüsse für Kalt-
und Warmwasser an den Geräten sowie eine kurze Warmwasserleitung vorausgesetzt) steigt der
Warmwasserverbrauch wieder.
48
Unter der Annahme, dass Speicher- und Verteilungsverluste heute die Hälfte der Energieverluste
der Warmwasserbereitung verursachen.

32


beträgt im Jahr 2050 der Stromverbrauch für die Warmwasserbereitung 5,6 TWh49.

3.2.3 Heizungsumwälzpumpen50

Die Anforderungen der EU-Verordnung 641/2009/EG führen dazu, dass ab 2013
bzw. 2015 für die Anwendung in Heizungssystemen nur noch sogenannte Hocheffi-
zienzpumpen zulässig sind, die drehzahlgeregelt sind und über einen besonders
effizienten Motor verfügen. Im Jahr 2050 wird es fast ausschließlich Hocheffizienz-
pumpen geben.

Der extrem niedrige Wärmebedarf, den Neubauten ab 2020 erreichen sollen,
ermöglicht es, dass eine ohnehin erforderliche Lüftungsanlage die Wärme in den
Wohnungen verteilt. Daher unterstellen wir, dass nur noch jeder zweite Neubau eine
Heizungsumwälzpumpe benötigt.

Die FfE-Studie gibt folgenden jährlichen Energieverbrauch für Heizungsumwälzpum-
pen an:

• 49 kWh pro Einfamilienhaus

• 225 kWh für drei Heizkreispumpen in einem Mehrfamilienhaus

• 229 kWh pro Warmwasser-Zirkulationspumpe in jedem zweiten Mehrfamilienhaus

Ausgehend von dem spezifischen Stromverbrauch der Umwälzpumpen pro m²
Wohnfläche sowie 2,2 Mrd. m² Wohnfläche in Ein- und Zweifamilienhäusern und
1,3 Mrd. m² Wohnfläche in Mehrfamilienhäusern beträgt der Stromverbrauch für
Heizungsumwälzpumpen im Jahr 2050 2,1 TWh. Hätte jedes Mehrfamilienhaus eine
Warmwasser-Zirkulation, würde sich der Stromverbrauch um 0,3 TWh erhöhen.

49
Die Angaben zur Wärmeversorgung aus Wärmepumpen und solarthermischen Anlagen sind
Ergebnisse der Modellierung der Stromversorgung im “Regionenverbund”. Für nähere Informationen
zur Modellierung siehe Kapitel 7.
50
Da Heizungsumwälzpumpen zu den Elektrogeräten mit dem größten Energieverbrauch gehören
und die technischen Einsparpotentiale vergleichsweise gut bekannt sind, lohnt im Gegensatz zur
WWF-Studie eine getrennte Berechnung. Die WWF-Studie führt den Stromverbrauch von
Heizungsumwälzpumpen als Teil der Hilfsenergie unter dem Stromverbrauch für Raumwärme an
(siehe WWF 2009, Tab. 5.3-6). Der Stromverbrauch für Umwälzpumpen im Jahr 2005 wurde daher
vom Stromverbrauch für Raumwärme abgezogen.

33


3.2.4 Solarpumpen

Wir haben bereits hergeleitet, dass solarthermische Anlagen im Jahr 2050 insgesamt
29,7 TWh Solarwärme liefern, davon 5,5 TWh für Raumwärme und 24,2 TWh für die
Warmwasserbereitung. Unter der Annahme, dass für eine Kilowattstunde Solarwär-
me elektrische Hilfsenergie in Höhe von 5% für eine Solarpumpe erforderlich sind51,
beträgt der Stromverbrauch durch Solarpumpen im Jahr 2050 etwa 1,5 TWh.

3.2.5 Beleuchtung

Die Grundlage unserer Berechnungen des Strombedarfs für die Beleuchtung im Jahr
2050 bilden die Daten der FfE-Studie sowie die vom UBA entwickelte Verbrauchs-
kennzahl, die sogenannte PGav-Zahl52,53. Sie ist ein Maß für die Elektroleistung
(gemessen in Watt), die eine Lampe braucht, um eine bestimmte Menge Licht
abzugeben (gemessen in Lumen). Wir nehmen an, dass 2050 nur noch Lampen mit
einer PGav-Zahl von 16 eingesetzt werden. Diesen Wert erreicht die derzeit beste
Gruppe der Haushaltslampen. Für die Beleuchtung der Privathaushalte ergibt sich
damit folgender Stromverbrauch:

51
DIN V 18599 Teil 6
52
Die Pgav-Zahl ergibt sich aus dem Lichtstrom (= Dienstleistung) und der Elektroleistung
(= Aufwand) einer Lampe. Typische PGav-Zahlen sind: Standardglühlampen: rund 100; in der
Werbung als Energiesparlampen beworbenen Halogenglühlampen: 75-80; Kompaktleuchtstofflampen
15-40; LED-Lampen ~15-55.
53
Siehe auch „Grundlagen und Anleitung für Anträge zum Blauen Engel für Lampen – Anwendung
des UBA-Ansatzes zur Bewertung von Produkten der Beleuchtungstechnik“ (derzeit noch nicht
veröffentlicht).

34


Tabelle 3-4: Änderung des Stromverbrauchs der Haushalte für Beleuchtung

Stromverbrauch 2005 für Beleuchtung54 nach der WWF-Studie 12 TWh
Minderungspotential 2050 (Differenzen 2005 bis 2050) -10 TWh
Stromverbrauch 2050 (nach eigener Berechnung) =2 TWh

3.2.6 Sonstige Anwendungen

Den Strombedarf für Haushaltsgeräte55 im Jahre 2050 entnehmen wir der FfE-
Studie. Wir gehen davon aus, dass es im Jahr 2050 in den Haushalten nur noch
Geräte gibt, die die derzeit höchste auf dem Markt erhältliche Energieeffizienz
erreichen. Zudem nehmen wir an, dass Gasherde durch Elektroherde ersetzt
werden, um kein Gas, sondern Strom aus erneuerbaren Energien zu nutzen. Der
Brennstoffverbrauch durch Gasherde von 4,3 TWh im Jahr 2005 entspricht einem
Stromverbrauch von 2,5 TWh im Jahr 2050.

Der Gesamtstromverbrauch für Geräte aus den Bereichen Informations- und Kom-
munikationstechnik56 kann etwa halbiert werden. Einen wesentlichen Anteil daran
haben die Minderung der Leerlaufverluste und der Umstieg von Kathodenstrahl- auf
Flüssigkristallbildschirme.

Bei Aufzügen in Wohnhäusern lässt sich mit dem Einsatz effizienter Zahnkranzge-
triebe (sogenannter Planetengetriebe) und durch Stromrückspeisung bei Abwärts-
fahrten Strom sparen. Auch Leerlaufverluste lassen sich minimieren, z.B. bei einem
Verzicht auf eine Dauerbeleuchtung der Aufzugskabinen während der Stillstandszei-
ten, die heute durchschnittlich über 8.000 Stunden pro Jahr betragen.

Für die sonstigen Anwendungen57 innerhalb der Privathaushalte ergeben sich

54
Stromverbrauch der Privathaushalte für die Beleuchtung in den Wohnungen und
Gemeinschaftsbeleuchtung.
55
Kühl- und Gefriergeräte und deren Kombinationen, Waschmaschinen, Wäschetrockner, Herde
sowie Geschirrspüler
56
Z.B. Stereoanlagen, Kompaktanlagen, Fernsehgeräte, DVD-Spieler, Telefone, Fernkopierer,
Anrufbeantworter, Rechner, Bildschirme, Bildabtaster und Drucker
57
Diese umfassen mehr als die zuvor genannten vier Gruppen: Beispielsweise fallen auch
Bügeleisen, Staubsauger, Kaffeemaschinen, Toaster, Haartrockner und Dunstabzugshauben
darunter.

35


folgende gerundete Werte:
Tabelle 3-5: Änderung des Stromverbrauchs der Haushalte für sonstige Anwendungen

Stromverbrauch im Jahr 2005 für sonstige Anwendungen nach der WWF-Studie 83 TWh
Summe der zuvor genannten Minderungspotentiale abzüglich 2,5 TWh für den
-19 TWh
Ersatz von Gas- durch Elektroherde
Stromverbrauch im Jahr 2050 =64 TWh

3.2.7 Endenergieverbrauch der privaten Haushalte

Der Endenergieverbrauch der privaten Haushalte sinkt zwischen 2005 und 2050 von
759,4 TWh auf 105,4 TWh (siehe Tabelle 3-1). Dabei ersetzt Strom im Jahr 2005 den
gesamten Bedarf an Brennstoffen.

3.3 Industrie und Gewerbe, Handel, Dienstleistungen
In den Sektoren Industrie und Gewerbe, Handel und Dienstleistungen (GHD) gibt es
große Potentiale zur Einsparung von Energie und speziell von Strom.

Für diese Sektoren beziehen wir uns weitestgehend auf das Referenzszenario von
Prognos58. Die im Anschluss erläuterten Potentiale ergeben sich unter den folgenden
Voraussetzungen:

• Es gibt keine Technologiesprünge.59

• In allen Bereichen des Energieverbrauchs steigert sich die Effizienz moderat aber
stetig. Das gilt vor allem für die Querschnittstechnologien Motoren, Druckluft,
Pumpen, und Kühlen.

• In beiden Sektoren werden alle Möglichkeiten zur Nutzung von Abwärme (jeder
Temperatur) genutzt.

Tabelle 3-1 enthält den Endenergieverbrauch der beiden Sektoren in den Jahren
2005, 2008 und 2050.

58
In WWF 2009
59
Eine Substitution von Brennstoffen durch Wasserstoff zur Erzeugung von Prozessenergie ist derzeit
nicht Stand der Technik und wird deshalb in dieser Studie nicht weiter betrachtet.

36


3.3.1 Industrie

Das Referenzszenario von Prognos60 geht von einer jährlichen Wachstumsrate der
Industrieproduktion von 0,7% aus. Die Energieintensität nimmt in den einzelnen
Industriebranchen leicht ab. Dieser Effekt wird bis 2050 tendenziell schwächer, da
ohne den Einsatz völlig neuer Produktionsverfahren die verbleibenden technischen
Einsparpotentiale sinken. Beispielsweise haben Wärmeerzeuger heute schon
vergleichsweise hohe Wirkungsgrade – das erschließbare Verbesserungspotential
der Wärmeerzeuger selbst ist daher relativ gering. Entsprechend gilt dies für andere
Anwendungsbereiche. In den energieintensiven Industrien sind die Energieeinspar-
möglichkeiten bei konventionellen Prozessen begrenzt, da hier bereits aus Kosten-
gründen laufend optimiert wird.

Beim spezifischen, auf die Bruttowertschöpfung bezogenen Stromverbrauch beste-
hen Einsparoptionen für die folgenden Verwendungszwecke: mechanische Energie,
Beleuchtung, Information und Kommunikation. Energieeffiziente Elektromotoren,
Druckluftanlagen und Pumpen (so genannte Querschnittstechnologien), sowie
sparsame Beleuchtung, energieeffiziente PCs und deren Peripheriegeräte verringern
den Stromverbrauch. Brennstoffwechsel bei der Prozesswärmeerzeugung von
Brennstoffen zu Strom als Energieträger begrenzen jedoch die möglichen Stromein-
sparungen bis 2050.

Der Energiebedarf für die Erzeugung von Prozesswärme macht weiterhin den
größten Anteil des industriellen Endenergieverbrauchs aus. Der spezifische, auf die
Wertschöpfung bezogene Energieverbrauch für die Erzeugung von Prozesswärme
sinkt bis 2050 im Durchschnitt um rund 42%. Effizienzgewinne lassen sich mit dem
Einsatz von elektronischen Prozessleitsystemen, Wärmerückgewinnung, einer
Reduktion der Abgasverluste, neuen Prozessdesigns sowie der Substitution brenn-
stoffbetriebener Öfen durch Elektroöfen erreichen. Die restliche Prozesswärme wird
2050 aus Strom (50,2 TWh), Kraft-Wärme-Kopplung mit Biogas für Hochtemperatur-
Prozesswärme, Koks zur Eisenherstellung sowie weiteren Brennstoffen bereitge-
stellt.

60
In WWF 2009

37


Der Energiebedarf für mechanische Energie verringert sich bis 2050 um ein Drittel.
Das wird durch die Rückgewinnung mechanischer Prozessenergie, die Anpassung
der Anlagen an den tatsächlichen Bedarf, Maßnahmen zur Verbesserung der
Wirkungsgrade sowie die bedarfsgerechte Dimensionierung von Motoren und
Antriebsmaschinen erreicht. Effiziente Kompaktleuchtstofflampen und Leuchtdioden
ermöglichen, dass der Stromverbrauch für Beleuchtungszwecke im Jahr 2050 auf
8,3 TWh sinkt.

Der Endenergieverbrauch für Raumwärme in der Industrie sinkt nach dem Refe-
renzszenario von 72,2 TWh im Jahr 2008 auf 38,3 TWh im Jahr 2050. Der Endener-
gieverbrauch von 2050 enthält bereits die Effekte des Bruttoinlandsprodukt-
Wachstums, der Energieeinsparung durch besseren Wärmeschutz und der Nutzung
von Abwärme aus Industrieprozessen. Die WWF-Studie gibt keine Auskunft darüber,
welche Energieträger die Raumwärme erzeugen. Wir nehmen deshalb an, dass im
Jahr 2050 elektrische Wärmepumpen die Raumwärme auch in Industriegebäuden
erzeugen. Beispiele zeigen, dass dies möglich ist: Mit Erdsonden als Wärmequelle
und Flächentemperierung sowie ohne die in Haushalten zu berücksichtigende
Warmwasserbereitung sind auch vergleichsweise hohe Arbeitszahlen erreichbar. Der
Stromverbrauch für die Raumwärme beträgt 2050 demnach 5,8 TWh.

Der gesamte Endenergieverbrauch im Sektor Industrie nimmt von 2005 bis 2050
trotz einer vorausgesagten Produktionssteigerung von 35% ab – von 673,6 TWh auf
498,3 TWh. Das bedeutet, dass die Effizienzsteigerungen die Auswirkung der
Produktionssteigerung überkompensieren. Der Anteil von Strom vergrößert sich, der
Verbrauch liegt im Jahr 2050 bei 201,8 TWh – das entspricht 41% des prognostizier-
ten Endenergieverbrauchs der Industrie. Der Endenergieverbrauch der Industrie
stieg von 2005 bis 2008 jedoch um 9% auf 734,8 TWh an. Dieser ansteigende Trend
kann mit der durchgängigen Ausnutzung der vorhandenen Effizienzpotentiale noch
umgekehrt werden.

3.3.2 Gewerbe, Handel, Dienstleistungen

Für die meisten Anwendungen halten wir die Daten des Referenzszenarios von

38


Prognos61 für plausibel:

Die Raumwärme wird im Jahr 2050 ausschließlich durch Strom erzeugt. Der End-
energiebedarf geht stark zurück auf 1,9 TWh Strom.

Für mechanische Energie werden 2005 jeweils etwa zur Hälfte Strom und, für
mobile Anwendungen62, Kraftstoffe eingesetzt. Bis 2050 sind die Energieeinsparun-
gen bei Elektromotoren größer als bei Verbrennungsmotoren, sodass sich der
Energiebedarf bis 2050 um 40% auf 34,4 TWh verringert– davon entfallen 15,8 TWh
auf Strom und 18,6 TWh auf Kraftstoffe.

Die technischen Verbesserungen bei Anlagen zur Erzeugung von Wärme und
Dampf, die verstärkte Nutzung von Abwärme sowie Optimierungen von Anlagen und
Prozessen führen dazu, dass sich der Energieverbrauch zur Erzeugung von Pro-
zesswärme im Betrachtungszeitraum zwischen 24% (im Fall von Strom) und 35%
(im Fall von Brennstoffen) verringert63. Der Stromverbrauch liegt dann beispielweise
bei 18,4 TWh.

Der Stromverbrauch für Beleuchtungszwecke, der rund 10% der vom Dienstleis-
tungssektor bezogenen Endenergie ausmacht, halbiert sich im Jahr 2050 gegenüber
2005 und beträgt dann noch 18,3 TWh.

Im Referenzszenario von Prognos64 verdreifacht sich der Energieverbrauch für
Lüftung und Klimatisierung im GHD-Sektor von 18,1 TWh (2005) auf 59,7 TWh
(2050), weil beinahe alle Gebäude gekühlt werden. Hier werden jedoch wesentliche
technische Minderungspotentiale nicht berücksichtigt, wie etwa wirksamer Sonnen-
schutz, energiesparende Kühl- und Lüftungstechniken, optimierte Betriebsweisen
und eine Reduzierung der Wärmequellen in Innenräumen, z.B. durch den Einsatz
sparsamer IT-Technik. Wir nehmen an, dass diese Effizienzpotentiale genutzt
werden und der Stromverbrauch für Lüftung und Klimatisierung bis 2050 nur um

61
WWF 2009
62
Zum Beispiel in Land- und Forstwirtschaft, Baufahrzeuge, Militär usw.
63
Zur Bereitstellung der Prozesswärme in den Sektoren Industrie und GHD kommen entweder
erneuerbares Methan, Hochtemperaturabwärme aus Biogas-Gasturbinen mit Kraft-Wärme-Kopplung
oder überschüssiger Strom in Frage.
64
In WWF 2009

39


10 TWh auf 28,1 TWh steigt.

Der Endenergieverbrauch im Sektor GHD sinkt zwischen 2005 und 2050 von
406 TWh um 50% auf 171,3 TWh. Dabei erhöht sich der Stromanteil. Im Jahr 2050
beträgt er über 60% des Endenergiebedarfs. Der Stromverbrauch liegt im Jahr 2050
bei 90,3 TWh (siehe Tabelle 3-1).

3.4 Verkehr
Im Verkehrssektor wird Strom derzeit fast ausschließlich im Schienenverkehr
eingesetzt. Zukünftig erwarten wir jedoch infolge des Ausbaus der Elektromobilität
auch eine zunehmende Stromnutzung im Straßenverkehr. Daher wollen wir im
Folgenden darlegen, wie sich der Schienenverkehr und insbesondere die Elektromo-
bilität im Straßenverkehr bis 2050 entwickeln könnten und wie sich das auf den
Stromverbrauch auswirkt.

3.4.1 Schienenverkehr

Der Stromverbrauch für den Schienenverkehr beträgt im Jahr 2050 bei 21,7 TWh65.
Der Schienenverkehr umfasst hierbei den schienengebundenen öffentlichen Stra-
ßenpersonennahverkehr, den Eisenbahnpersonenverkehr und den Schienengüter-
verkehr. Folgende Faktoren beeinflussen die Höhe des Stromverbrauchs:

• Rückläufige Bevölkerungsentwicklung,

• demografisch bedingtes verändertes Fahrverhalten,

• Verbesserungen der Fahrzeugeffizienz und

• stark zunehmende Verkehrsleistung im Schienengüterverkehr (Anstieg um 116%
bis 2050).

3.4.2 Straßenverkehr

Entwicklung der Elektromobilität
Elektrofahrzeuge sind heute im Straßenverkehr praktisch nicht vertreten. Die derzei-

65
Mittelwert aus dem Innovations- und Referenzszenario von Prognos, WWF 2009

40


tigen Diskussionen um Elektromobilität und die technischen Entwicklungen der
letzten Jahre zeigen jedoch, dass Elektrofahrzeuge in der Zukunft eine bedeutende
Rolle spielen können. Für die Höhe des Stromverbrauchs im Jahr 2050 ist diese
Entwicklung entscheidend.

Die langfristige Entwicklung der Elektromobilität hängt vor allem vom technischen
Fortschritt der Batterietechnik ab, insbesondere von der Entwicklung der Energie-
speicherdichte (angegeben in kWh/kg) sowie den Kosten im Vergleich zu fossilen
Kraftstoffen.

Unabhängig von der Wahl des Antriebs ist es im Verkehr vorrangig, die Effizienz der
Fahrzeuge deutlich zu verbessern, insbesondere da der Hauptteil der Fahrzeuge in
den nächsten Jahrzehnten voraussichtlich noch mit Verbrennungsmotor betrieben
wird. Flankierend dazu muß der öffentliche Personennahverkehr gestärkt und ein
hohes Verkehrsaufkommen vermieden werden.

In unserem Szenario betrachten wir nur Elektro-PKW, da für alle anderen Fahrzeug-
klassen, ebenso wie für den Schiffs- und Flugverkehr, die in naher Zukunft erreichba-
ren Speicherdichten bzw. Speicherkapazitäten voraussichtlich nicht ausreichend
sind, zumindest jedoch nicht mit vertretbaren Kosten erschlossen werden können.

Derzeit zeichnen sich zwei Entwicklungen ab: reine Elektrofahrzeuge und Hybrid-
fahrzeuge, sowohl mit als auch ohne Netzanschluss. Für den Stromverbrauch
relevant sind nur die reinen Elektrofahrzeuge (im Folgenden nur Elektrofahrzeuge
genannt) und die Hybridfahrzeuge mit Netzanschluss (im Folgenden Plug-in-Hybride
genannt).

Hybride
Mit sehr großer Wahrscheinlichkeit werden Hybridfahrzeuge in der Zukunft einen
erheblichen Anteil der PKW stellen. Die Ursache hierfür liegt in der größeren Effi-
zienz dieser Technik gegenüber ausschließlich mit Verbrennungsmotoren betriebe-
nen Fahrzeugen. Ein Beispiel hierfür ist der seit vielen Jahren am Markt verfügbare
Toyota Prius. Verschiedene Hersteller haben in jüngster Zeit ähnliche Modelle
angekündigt.

Der Schritt vom Voll-Hybrid zum Plug-in-Hybrid besteht darin, dass das Fahrzeug mit
einem etwas größeren Akku und einem mit Netzstrom betriebenen Ladegerät
„aufgewertet“ wird. Technisch ist dies problemlos möglich. Plug-in-Hybride befinden

41


sich derzeit an der Schwelle zur Markteinführung66.

Wir gehen davon aus, dass Plug-in-Hybride in Zukunft einen großen Marktanteil
erreichen werden. Durch den verstärkten Einsatz von Hybridfahrzeugen ist zugleich
eine weitere Entwicklung in der Batterietechnik zu erwarten, die sich günstig auf die
Entwicklung von Elektrofahrzeugen auswirken wird.

Elektrofahrzeuge
Im Hinblick auf einen verstärkten Einsatz reiner Elektrofahrzeuge sind heute vor
allem die Kosten der Batterietechnik und die begrenzte Zahl der Ladezyklen proble-
matisch. Eine weitere Schwachstelle stellt die Speicherdichte und somit die Reich-
weite bei einem gleichzeitig akzeptablen Fahrzeuggewicht dar. Einige Kleinstserien-
fahrzeuge mit Reichweiten von bis zu 300 km, dafür jedoch mit eingeschränkten
Praxiseigenschaften, sind derzeit auf dem Markt erhältlich.67

Welchen Anteil Elektrofahrzeuge in Zukunft haben werden, lässt sich schwer ein-
schätzen. Wir gehen davon aus, dass Elektrofahrzeuge in Zukunft zunächst über-
wiegend im Nahverkehr, als Zweitfahrzeug oder bei regional eingesetzten Fahrzeug-
flotten eingesetzt werden.

Szenarioannahmen
Wir nehmen an, dass Plug-in-Hybride und reine Elektrofahrzeuge bis 2050 etwa die
Hälfte der gesamten Fahrleistung in Höhe von 564,7 Mrd. PKW-Kilometern68 elekt-
risch zurücklegen. Dies ist keine Prognose, sondern die Obergrenze der Entwick-
lung, die wir aufgrund der heute verfügbaren Technik als möglich einschätzen. Als
durchschnittlichen Verbrauch von Elektrofahrzeugen69 halten wir im Jahr 2050 etwa
20 kWh/100 km für realistisch. Damit liegt der gesamte Stromverbrauch für die
Elektro-PkW im Jahr 2050 bei etwa 50 TWh.

Ob der hier angenommene Umfang der elektrischen Fahrleistung im Straßenverkehr

66
Z.B.: Opel Ampera, Toyota Auris und Toyota Prius als Plug-in-Version.
67
Beispiele: Mitsubishi i-MiEV mit einer Reichweite von rund 140 km oder der Tesla Roadster, mit
einer Reichweite von ca. 300 km.
68
WWF 2009
69
Reine Elektrofahrzeuge, Plug-in-Hybride

42


tatsächlich bis zum Jahr 2050 erreicht wird, ist schwer zu prognostizieren. Eine breite
Einführung der Elektromobilität hängt auch davon ab, ob es gelingt, Batterien zu
entwickeln, die die notwendigen Reichweiten der reinen Elektrofahrzeuge zu vertret-
baren Kosten hervorbringen können.

Bezogen auf die Frage, ob die erneuerbaren Energien den gesamten Strombedarf
jederzeit decken können, stellen die von uns im oben beschriebenen Szenario
gemachten Annahmen einen eher ungünstigen Fall dar. Verliefe die Entwicklung der
Elektromobilität langsamer, stünden zwar geringere Lastmanagementpotentiale zur
Verfügung, doch der Stromverbrauch wäre dafür niedriger. Die Potentiale erneuerba-
rer Energiequellen müssten nicht so stark ausgeschöpft werden oder anstelle der
Elektromobilität könnten andere Verbraucher wie Elektrolyse mit Lastmanagement
betrieben werden. Dieser Wasserstoff ließe sich dann zudem für die Rückverstro-
mung in Situationen mit geringer Einspeisung aus erneuerbaren Energien verwen-
den.

3.5 Leitungsverluste und Verbrauch im Umwandlungsbereich
Der Transport von Strom ist in Folge der ohmschen Widerstände der Leitungen mit
Energieverlusten verbunden. Die Höhe der Energieverluste hängt dabei auch von der
Betriebsspannung ab.

Im Referenzszenario gehen die Leitungsverluste von 29 TWh (5% der Nettostromer-
zeugung) im Jahr 2005 wegen der abnehmenden Transportmenge im Netz bis zum
Jahr 2050 leicht auf 25 TWh zurück. Wir nehmen in unserem Szenario für 2050
etwas höhere Leitungsverluste in Höhe von 30 TWh an. Dies entspricht 5,6% der
Nettostromerzeugung in unserer Modellierung.

Hinzu kommt der Energieverbrauch im Umwandlungsbereich, den beispielsweise
Raffinerien oder die Fernwärmeerzeugung verursachen. Dieser Energieverbrauch
beträgt im Jahr 2050 etwa 8 TWh.70

70
WWF (2009)

43

Potentiale von Stromspeichern und Lastmanagement

4 Potentiale von Stromspeichern und Lastmanagement
Stromerzeugung und Stromverbrauch müssen jederzeit gleich groß sein. Die Stro-
merzeugung aus Sonne und Wind führt zu größeren und nicht vollständig prognosti-
zierbaren Fluktuationen innerhalb der Stromeinspeisung. Auch der Stromverbrauch
ist tages- und jahreszeitlichen Schwankungen unterworfen. Der für eine hundertpro-
zentig erneuerbare Stromerzeugung erforderliche Ausbau von Wind und Photovoltaik
führt einerseits zu Situationen, in denen große Erzeugungsüberschüsse bestehen,
anderseits aber auch zu Situationen, in denen die Last größer als die Stromerzeu-
gung der erneuerbaren Energien ist. Daher besteht ein erheblicher Bedarf an
Stromspeichern und Lastmanagement.

Im Folgenden beschreiben wir die Potentiale der verschiedenen Speichermöglichkei-
ten und die Potentiale für das Lastmanagement, die als virtuellen Speicher betrachtet
werden können.

4.1 Stromspeicher
Der steigende Anteil fluktuierender, erneuerbarer Energien erfordert mittel- bis
langfristig den Einsatz großer zusätzlicher Stromspeicher. Es werden sowohl Kurz-
zeitspeicher als auch Langzeitspeicher benötigt. Kurzzeitspeicher, wie z.B. Pump-
speicherwerke, können die Einspeiseschwankungen sehr gut im Ein- und Mehrta-
gesbereich ausgleichen. Langzeitspeicher, wie z.B. chemische Speicher, können
sehr gut Einspeiseschwankungen im Mehrtages-, Monats- oder Jahresbereich
ausgleichen.

Ausgehend von der derzeit besten am Markt verfügbaren Technik beschränken wir
uns in dieser Studie bei Kurzzeitspeichern auf Pumpspeicherwerke71.

Zusätzlich betrachten wir die chemischen Speichersysteme auf Basis von mit
erneuerbaren Energien hergestelltem Methan (eE-Methan) oder Wasserstoff (eE-
Wasserstoff). Diese Speichersysteme sind heute grundsätzlich in allen Komponenten
verfügbar.

71
Adiabate Druckluftspeicherkraftwerke (d.h. Druckluftspeicherung ohne Temperaturverlust der
Druckluft) befinden sich noch in der Entwicklung.

44


4.1.1 Pumpspeicherwerke

Pumpspeicherwerke speichern Energie in Form von potentieller Energie. In Zeiten
geringer Stromnachfrage wird Wasser von einem niedrigen Niveau (Unterbecken)
auf ein höheres (Oberbecken) gepumpt und in Spitzenlastzeiten wieder aus dem
Oberbecken ins Unterbecken abgelassen, um Strom zu produzieren. Pumpspei-
cherwerke werden seit Jahrzehnten weltweit eingesetzt, ihr großtechnischer Einsatz
ist also langjährig erprobt. In Deutschland beträgt ihre Nettonennleistung derzeit
6,6 Gigawatt72,. Ihre Gesamtspeicherkapazität beträgt ca. 40 Gigawattstunden
(GWh)73. 2007 speisten die Pumpspeicher je nach Literaturquelle zwischen 6 und
7,4 Terawattstunden pro Jahr (TWh/a)74 Strom ins Netz75 ein. Moderne Pumpspei-
cherwerke erreichen einen Speicherwirkungsgrad von über 80%, in Deutschland
beträgt ihr Wirkungsgrad derzeit durchschnittlich ca. 74%76. Pumpspeicherwerke
können auch positive und negative Regelleistung sowie Blindleistung bereitstellen
(siehe auch Kapitel 7.4 Versorgungssicherheit).

Pumpspeicherwerke sind aber aus Sicht der Gewässerökologie nur dann akzeptabel,
wenn bei ihrem Betrieb zweierlei gewährleistet ist: Zum einen müssen Fische vor
dem Eindringen in die Anlage bei der Wasserentnahme aus einem natürlichen
Gewässer geschützt werden. Zum anderen muss baulich oder durch die Betriebs-
weise sichergestellt werden, dass überproportional starke Schwankungen des
Wasserspiegels in einem angeschlossenen natürlichen Gewässer beim Ablassen
des Wassers aus dem Oberbecken bzw. bei der Wasserentnahme vermieden
werden.

72
DENA 2008a; WWF 2009
73
Kleimaier 2010; Schulz 2009
74
BEE 2009; BMU 2008; DENA 2010
75
Ein Grund für die unterschiedlichen Zahlen ist, dass einige Pumpspeicherwerke auch natürliche
Zuflüsse haben. Diese werden in den einzelnen Literaturquellen vermutlich unterschiedlich
berücksichtigt. Wagner und Rindelhardt (2007) etwa gehen von einer Nettostromerzeugung in
Pumpspeicherwerken aus rein natürlichen Zuflüssen von 0,6 TWh aus75.
76
DENA 2008a

45


4.1.1.1 Technische Potentiale in Deutschland

Bis 2020 sind drei neue Pumpspeicherwerke mit einer installierten gesamten Ge-
samtnennleistung von 1645 Megawatt (MW)77 in Planung. Zusätzlich gehen wir
davon aus, dass die Leistungsfähigkeit bestehender Anlagen durch Modernisie-
rungsmaßnahmen um 330 MW erhöht werden kann, sodass bis 2050 eine installierte
Nennleistung von ca. 8,6 GW möglich ist.
Tabelle 4-1: Überblick über die Erhöhung der installierten Leistung von Pumpspeicher-
werken

Zuwachs Turbinenleistung Pumpleistung Quelle
Neubau PSW Atdorf 1400 MW 1400 MW DENA 2010
Neubau PSW Einöden 200 MW 200 MW DENA 2010
Neubau PSW Blautal 45,5 MW 44,7 MW DENA 2010
5% Zuwachs durch Repowe- 330 MW - Eigene Berechnung
ring bestehender Anlagen78
Gesamt 1975,5 MW 1644,7 MW

Weiterhin wurden in der ehemaligen DDR 20 Standorte für die Eignung zur Errich-
tung von Pumpspeicherwerken mit einem technischen Potential von 14 GW und
durchschnittlich 5,5 Volllaststunden Speicherkapazität ermittelt79.

Insgesamt ist das ökologische Zubaupotential für neue Pumpspeicherwerke jedoch
begrenzt. Die Gründe sind fehlende geeignete Standorte, gesetzliche Vorschriften
zum Naturschutz und mangelnde Akzeptanz in der Bevölkerung für den Bau neuer
Großprojekte80.

Neuartige Speicherkonzepte sehen beispielsweise die Stromspeicherung in Berg-
werken vor, die eine Tiefe bis zu 1600 Meter haben. Da über die Machbarkeit und die
ökologischen Folgen der Nutzung von Bergwerksspeichern zu wenig bekannt ist,

77
DENA 2010
78
Wir nehmen an, dass durch Repowering eine Erhöhung der Kapazität um durchschnittlich 5%
erreicht wird. Dies entspricht einer Kapazitätserhöhung von 330 MW. Wir gehen davon aus, dass auch
2050 noch nicht alle Pumpspeicherwerke einen Gesamtwirkungsgrad von über 80% haben.
79
Czisch 2005
80
DENA 2010

46


berücksichtigen wir diese Potentiale hier nicht.

Im Sinne einer eher konservativen technisch-ökologischen Potentialschätzung gehen
wir bis 2050 für Deutschland von einer installierten Turbinenleistung von 8,6 GW aus.
Dieser Wert ergibt sich aus der derzeit installierten Leistung von 6,6 GW, dem bis
2020 geplanten Pumpspeicherneubau von 1,64 GW und einer Kapazitätserhöhung
durch Repowering von 0,33 GW.

4.1.2 Chemische Speicher

Strom kann auch in chemische Energie umgewandelt und in dieser Form für einen
längeren Zeitraum gespeichert und transportiert werden. Möglich ist dies z.B. durch
die Umwandlung von Strom in Wasserstoff mittels Elektrolyse. Je nach Speichersys-
tem kann der Wassersstoff direkt gespeichert (eE-Wasserstoff-Speichersystem),
oder gegebenenfalls anschließend durch Reaktion zu Methan81 als eE-Methan
gespeichert werden. Bei Bedarf kann diese chemisch gespeicherte Energie wieder in
Strom umgewandelt (Rückverstromung) oder anderweitig genutzt werden. Als
Speicher eignen sich auch unterirdische Räume, sogenannte Kavernen- und Poren-
speicher. Bei der Methansynthese weichen wir von der Prämisse ab, hier nur die am
Markt verfügbare Technik einzubeziehen. Das im Folgenden vorgestellte Verfahren
ist jedoch grundsätzlich technisch realisierbar, denn die Methansynthese wurde in
Demonstrationsprojekten erprobt. Im Gegensatz zu den Pumpspeicherwerken
können chemische Speicher besonders gut Einspeiseschwankungen über einen
längeren Zeitraum ausgleichen.

Im Folgenden stellen wir die Konzepte des eE-Methan- und des eE-
Wasserstoffspeichersystems vor, vergleichen deren Systemwirkungsgrade und
gehen anschließend auf die Speicherkapazitäten ein.

4.1.2.1 eE-Methan-Speichersystem

Das Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) entwickelten das

81
Die Begriffe Methan, Erdgassubstitut und SNG (Substitute Natural Gas) werden synonym
verwendet.

47


Konzept zur Herstellung und Speicherung von Methan aus Strom82,83. Die Grund-
elemente des Konzepts sind bereits in einer Demonstrationsanlage kleinen Maß-
stabs erfolgreich umgesetzt worden84.

Am Beispiel der Windenergie lässt sich das Konzept besonders gut erläutern. Die
Küstenregion ist Schwerpunkt der Stromproduktion aus Wind, die Lastzentren
Deutschlands liegen jedoch weiter südlich. Zugleich wird in Starkwindsituationen
erheblich mehr Strom produziert als in Deutschland benötigt wird. Ein Großteil der
Überschüsse fällt dabei in Norddeutschland an. Das Konzept sieht vor, dass der in
bestimmten Phasen vorhandene überschüssige Strom aus erneuerbaren Energien
(eE), vor allem aus Windenergie und Photovoltaik (PV), zur elektrolytischen Erzeu-
gung von Wasserstoff verwendet wird. Das geschieht möglichst nahe am Ort der
Erzeugung, also vorwiegend in Norddeutschland, um das Stromnetz nicht unnötig zu
belasten. In einem weiteren Schritt wird der Wasserstoff mit CO2 zu Methan konver-
tiert und in das Erdgasnetz eingespeist. Die vorhandene, gut ausgebaute Erdgas-
Infrastruktur ermöglicht das effiziente Verteilen und Speichern des Methans. Das
Methan kann fast überall und für viele Zwecke, vor allem zur Rückverstromung,
genutzt werden (siehe Abbildung 4-1).

82
ZSW/IWES/Solar Fuel 2009; Sterner 2009
83
Ähnliche Konzepte werden diskutiert, um längerfristige, bemannte NASA-Missionen zum Mars zu
versorgen (u.a. Ralston 2009)
84
IWES 2010

48


Abbildung 4-1: Konzept zur Wandlung überschüssigen Stroms aus eE-Anlagen (Wind,
Photovoltaik) via Wasserstoff zu Methan (SNG) mit Rückverstromung in Gas-
turbinen- oder Gas-und Dampfturbinenkraftwerken (GuD)85

Im Folgenden erläutern wir die in Abbildung 4-1 dargestellten Schritte.

Elektrolyse
Elektrolyseure, insbesondere alkalische Druckelektrolyseure, sind sehr gut regelbare
Verbraucher. Sie sind daher hervorragend geeignet, um die Einspeiseschwankungen
von Windenergie und Photovoltaik auszugleichen.

Alkalische Druckelektrolyseure werden in der Industrie seit Jahren im großtechni-
schen Maßstab für die Nutzung von Wasserstoff für chemische Prozesse eingesetzt.
Die Leistungen der einzelnen Elekrolyseure betragen je nach Anwendungszweck bis
zu rund 2 MW. Größere Leistungen werden durch den parallelen Einsatz mehrerer
Elektrolyseure realisiert. Die Wirkungsgrade dieser Anlagen erreichen bis zu 70%
(bezogen auf den Heizwert). Die Arbeitsdrücke betragen bis zu 30 bar.

Der Wirkungsgrad der Elektrolyse steigt mit fallenden Stromdichten, d.h. die Effizienz

85
Sterner 2009

49


nimmt im Teillastbereich zu86. Anders als bei konventionellen Kraftwerken, bei denen
der Wirkungsgrad im Teillastbetrieb abnimmt, sind hier Anlagendimensionierung und
-betriebsführung besonders günstig, bei denen die Elektrolyse möglichst häufig bei
minimaler Teillast betrieben wird. Der Teillastbereich liegt typischerweise zwischen
25% und 100% der Nennleistung.

Elektrolyseure haben sehr gute dynamische Eigenschaften. Sie reagieren im Betrieb
nahezu verzögerungsfrei auf Lastwechsel, auch Leistungssprünge können im
Sekundenbereich umgesetzt werden87. Sie können also sehr schnell ihre Leistung
über den gesamten Teillastbereich ändern. Das An- und Abfahren88 der Anlagen ist
in weniger als 15 Minuten möglich89.

Da die Elektrolyse als Teil der chemischen Speicher die Funktion hat, die Über-
schüsse und Einspeiseschwankungen der erneuerbaren Energien zu kompensieren,
kann deren Leistung jederzeit dem Bedarf im Stromnetz angepasst, d.h. erhöht oder
verringert, werden. In Verbindung mit den guten dynamischen Eigenschaften können
daher Elektrolyseure die technischen Anforderungen für alle Regelleistungsarten
erfüllen90 (siehe auch Abschnitt 7.4). Aus technischer Sicht können Elektrolyseure
somit als stufenlos regelbare Stromverbraucher für das planmäßige Lastmanage-
ment und zur Bereitstellung von Regelleistung eingesetzt werden91,92. Die Elektrolyse
kann somit – neben der energetischen Nutzung von überschüssigem Strom – einen
bedeutenden Beitrag zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs leisten.

Die bisher großtechnisch eingesetzten Druckelektrolyseure bieten noch erhebliche

86
FVS 2004
87
FVS 2004
88
Unter dem An- und Abfahren ist das Inbetriebsetzen und das Ausserbetriebnehmen gemeint.
89
Diese An- und Abfahrzeiten sind bei entsprechender Anlagenauslegung zuverlässig erreichbar
(siehe Brinner 2002)
90
Unter Einhaltung dieser Anforderungen ist für die Primär- und Sekundärregelleistung der gesamte
Teillastbereich, und für die Minutenreserveleistung – wegen kurzer An- und Abfahrzeiten der
Elektrolyseure – die gesamte Anlagenleistung als Regelband nutzbar.
91
BMWA 2005
92
Klaus 2008

50


Potentiale zur Verbesserung des Anlagenwirkungsgrades. Bei der Entwicklung
fortschrittlicher alkalischer Druckelektrolyseure spielt vor allem die Verringerung der
sogenannten Überspannungsverluste eine große Rolle. Durch katalytische Aktivie-
rung der Elektroden ist es gelungen, die Wirkungsgrade deutlich zu verbessern. Dies
konnte erfolgreich anhand von verschiedenen Prototypen und Forschungsprojekten
im Leistungsbereich bis 1 MW demonstriert werden. Diese Anlagen erreichen
Wirkungsgrade (bezogen auf den Heizwert) von ca. 82% bei minimaler Teillast und
von ca. 74% bei Nennleistung93.

Methanisierung
In sogenannten Methanisierungseinheiten reagiert der Wasserstoff mit CO2 zu
Methan und Wasser94. Zwei chemische Teilreaktionen95 bilden in ihrer Summe den
Sabatier-Prozess96;97. Seit etwa 100 Jahren bekannt, hatte der Prozess bisher für die
Energieerzeugung aber keine Bedeutung. Die technische Machbarkeit konnte
anhand von Pilotanlagen gezeigt werden. Der Wirkungsgrad für die Methanisierung
liegt bei 75 bis 85%98,99. Wegen der Exothermie des Prozesses fällt Abwärme auf
hohem Temperaturniveau an, die mittels ORC-Anlagen (Organic Rankine Cycle)100
zur Stromerzeugung nutzbar ist101.

93
FVS 2004
94
Sterner 2009, Sterner 2010
95
Die beiden Teilreaktionen sind:

H2 + CO2 -> CO + H2O (41 kJ/mol) (Wassergas-Shift-Reaktion)

3H2 + CO -> CH4 + H2O (-206 kJ/mol) (CO-Methanisierung)
96
4H2 + CO2 -> CH4 + 2H2O (-165 kJ/mol)
97
Er läuft bei einer Temperatur von 180-350°C und einem Druck von 1-100 bar ab, unter Anwesenheit
eines Nickel-Katalysators.
98
Sterner 2009
99
Eine Pilotanlage des ZSW erreicht einen Wirkungsgrad von ca. 82%. Mit Upscaling sind
voraussichtlich 85% möglich (Sterner 2010).
100
ORC-Anlagen sind Dampfturbinen, die mit einem anderen Arbeitsmittel als Wasser betrieben
werden. Arbeitsmittel sind organische Flüssigkeiten mit niedriger Verdampfungstemperatur.
101
Alternativ kann die Abwärme für Wärmesenken der Industrie genutzt werden.

51


CO2-Quelle
Aus Gründen des Klimaschutzes sollte das verwendete CO2 aus der energetischen
Nutzung von Reststoffbiomasse stammen, z.B. aus der biochemischen oder thermo-
chemischen Vergasung. Grundsätzlich ist auch CO2 anderer Herkunft geeignet, z.B.
aus der Zementherstellung, dem Kalkbrennen oder Prozessen der chemischen
Industrie.

Methantransport
Das eE-Methan wird schließlich ins bestehende Erdgasnetz eingespeist102. Da die
Erdgas-Infrastruktur in Deutschland sehr gut ausgebaut ist, können Methan-
herstellende und -verbrauchende Anlagen fast überall stehen und bestehende
Gaskraftwerke genutzt werden. In Deutschland bestehen mehrere regionale Gas-
netzgebiete, die sich u.a. hinsichtlich der brenntechnischen Eigenschaften der Gase
unterscheiden103.

Rückverstromung
Die Rückverstromung sollte aus Effizienzgründen vorrangig in den sehr gut regelba-
ren Gasturbinen- oder Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD) nahe den
Verbrauchsschwerpunkten erfolgen. GuD-Kraftwerke erreichen derzeit elektrische
Netto-Wirkungsgrade von über 59%. Ein Beispiel hierfür ist das neugebaute Kraft-
werk in Lingen.

Systemwirkungsgrad
Der elektrische Systemwirkungsgrad für die gesamte Kette (Überschussstrom –
Wasserstofferzeugung – Methanisierung – Speicherung – Rückverstromung von
Methan in GuD-Kraftwerken) liegt bei ca. 35%. Dies ist das Ergebnis unserer Simula-
tion, deren Ergebnisse ausführlich in Kapitel 7.3 dargestellt werden.

102
Dem ins Erdgasnetz einzuspeisenden Methanstrom können bis zu 5 Volumenprozent (ca. 1,5%
energetisch) Wasserstoff beigemischt werden. Das vermeidet einen Teil der energetischen Verluste
bei der Methanisierung.
103
Sog. H- (High Gas) und L- (Low Gas) Gasnetze. Sie stellen unterschiedliche Anforderungen an
einzuspeisendes Methan hinsichtlich Trockenheit, Druck und Brennwert, die von der Deutschen
Vereinigung für das Gas- und Wasserfach (DVGW) in ihrem Arbeitsblatt G 260 geregelt sind.

52


4.1.2.2 eE-Wasserstoff-Speichersystem

Der bei der Elektrolyse entstehende Wasserstoff kann auch direkt als Energiespei-
cher verwendet werden. Aus energetischer Sicht ist dies effizienter als die Umwand-
lung zu eE-Methan, da die Umwandlungsverluste insgesamt geringer sind. Alle
Elemente dieses Speichersystems stehen im großtechnischen Maßstab zur Verfü-
gung oder werden bereits im großtechnischen Maßstab in der chemischen Industrie
eingesetzt. Gegebenfalls sind jedoch noch Anpassungen im Zusammenspiel der
Komponenten erforderlich.

Wasserstofftransport
Nach der Elektrolyse bringen Verdichter den Wasserstoff auf den erforderlichen
Druck für den Transport in Pipelines. Derartige Wasserstoff-Pipelines sind bereits in
mehreren Regionen im Einsatz, z.B. zur Versorgung des Chemieparks Marl104 sowie
der Chemiestandorte im Raum Halle – Leipzig – Bitterfeld105.

Anders als bei dem eE-Methan-Speichersystem müsste ein zusätzliches Netz für
Wasserstoff aufgebaut werden. Es genügt jedoch ein Ferntransportnetz mit wenigen
Anschlusspunkten, welches die Zentren der Stromproduktion aus erneuerbaren
Energien, die Speicherstätten für Wasserstoff und die Anlagen zur Verstromung oder
anderweitigen Nutzung des Wasserstoffs verbindet.

Rückverstromung
Wasserstoff kann ebenfalls in Gasturbinen- oder GuD-Kraftwerken rückverstromt
werden. Gasturbinenkraftwerke, die mit reinem Wasserstoff und Luft betrieben
werden können, sind derzeit noch nicht am Markt erhältlich. Mit speziell ausgelegten
Gasturbinen ist es jedoch bereits heute möglich, elektrolytisch erzeugten Wasserstoff
zur Stromerzeugung einzusetzen, wenn der Wasserstoff durch die Zumischung von
Stickstoff oder CO2 auf einen Anteil von etwa 60% - 70% verdünnt wird106. Diese

104
Ca. 200 km langes Pipelinenetz der Evonik Degussa GmbH, mit Drücken zwischen 11 und 23 bar.
105
Chemiestandorte u.a. in Zeitz, Böhlen, Leuna, Bitterfeld, Dessau-Rodleben. Linde 2010
106
Nach Angaben des Gasturbinenherstellers GE sind derzeit bereits speziell ausgelegte
Gasturbinen- und GuD-Kraftwerke am Markt verfügbar, die mit Brenngasgemischen betrieben werden
können, die im Wesentlich aus Wasserstoff und einem Rest an Inertgasen bestehen. Diese
(…)

53


Anlagen sind bereits am Markt verfügbar, bisher fehlen aber noch langjährige
Praxiserfahrungen.

Systemwirkungsgrad
Der Systemwirkungsgrad liegt für die gesamte Kette (Überschussstrom – Wasser-
stofferzeugung – Speicherung – Rückverstromung von Wasserstoff in GuD-
Kraftwerken) bei ca. 42% und damit 7% höher als im Fall des eE-Methan-
Speichersystems (siehe auch Kapitel 7.2).

4.1.2.3 Vergleich beider Speichersysteme

Beide Systeme ermöglichen es, überschüssigen Strom aus erneuerbaren Energien
in Form eines gasförmigen Energieträgers mit großer Energiedichte zu speichern
und via Rückverstromung in Phasen geringerer Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien ins Netz einzuspeisen. Ein solches neuartiges Last- und Erzeugungsmana-
gement begrenzt den Bedarf an installierter Leistung der eE-Anlagen und entlastet
das Stromnetz. Damit kann ein großer Teil des Stroms aus erneuerbaren Energien
sinnvoll genutzt werden, der andernfalls vom Stromnetz nicht aufgenommen werden
könnte107.

Ein Vorteil des Methanpfades wäre, dass die notwendige Speicher- und Transportinf-
rastruktur bereits besteht und der Einsatz von Methan bereits heute Stand der
Technik ist. Ein weiterer Vorteil würde darin bestehen, dass die Infrastruktureinheiten
Stromnetz und Gasnetz in beide Richtungen verknüpft würden. Bisher sind die Netze
nur in Richtung Gas-zu-Strom verknüpft, etwa über GuD-Kraftwerke. Der Kostenauf-
wand für die Kopplung von Strom- und Gasnetz fällt deutlich geringer aus als eine

Gasturbinen sind insbesondere für den Einsatz in IGCC-Anlagen, d.h. Anlagen zur Vergasung von
kohlenstoffhaltigen Verbindungen, mit Kohledioxidabtrennung (CCS) und anschließender
Verstromung der wasserstoffreichen Brenngase ausgelegt (GE 2009). In diesen IGCC-Anlagen mit
CCS wird das Synthesegas aus der vorgelagerten Kohlevergasung weitgehend von
Kohlenstoffverbindungen gereinigt, so dass die entstehenden Brenngase im Wesentlichen aus großen
Anteilen Wasserstoff sowie den Inertgasen Stickstoff, Kohlendioxid und Wasserdampf bestehen. Die
Wirkungsgrade dieser GuD-Kraftwerke sind vergleichbar mit denen heutiger Erdgas-GuD-Kraftwerke.
107
ZSW/IWES/Solar Fuel 2009

54


vollständige Umrüstung auf eine Wasserstoffwirtschaft. Methan weist darüber hinaus
die dreifache Energiedichte von Wasserstoff auf, was den Platzbedarf an Speichern
deutlich reduziert.

Ein Vorteil des Wasserstoffes ist der höhere Wirkungsgrad des Gesamtspeichersys-
tems, da der Schritt der Methanisierung entfällt. Anders als bei dem eE-Methan-
Speichersystem müsste jedoch für Wasserstoff ein zusätzliches Ferntransportnetz
aufgebaut werden.

Über die Stromversorgung hinaus bieten beide Systeme weitere Vorzüge für die
stoffliche Versorgung der chemischen Industrie und für die Energieversorgung des
Verkehrssektors: Wasserstoff und Methan stünden dann als Grundstoffe für die
chemische Produkte und für die Kraftstoffherstellung zur Verfügung108. Beide
Systeme bilden eine Alternative zu den fossilen Kraftstoffen. In unserer Modellierung
setzen wir sie allerdings ausschließlich für die Rückverstromung ein. Die Annahmen
für die Simulation beschreiben wir ausführlich in Kapitel 7.2.

4.1.2.4 Speicherkapazitäten

Wie es heute in großem Umfang für die Erdgasspeicherung bereits Stand der
Technik ist, können zukünftig große Mengen an eE-Methan in Porenspeichern –
ausgeförderten Erdgas- und Erdöllagerstätten sowie Aquiferen109 – oder in Salzka-
vernen110 gespeichert werden. Aufgabe dieser Untertagespeicher ist der Ausgleich
tages- und jahreszeitlicher Verbrauchsspitzen. Für den Ausgleich der täglichen
Erdgasverbrauchsschwankungen eignen sich Kavernenspeicher wegen ihrer hohen
Ein- und Ausspeicherleistung. Für die Speicherung von eE-Wasserstoff eignen sich
vorwiegend Salzkavernenspeicher. Im Folgenden gehen wir auf die derzeitig vorhan-
denen technisch-ökologisch erschließbaren Kapazitäten ein.

108
Die Zwischenprodukte aus Hydrolyse und Methanisierung können in der Industrie stofflich
verwendet werden: Wasserstoff etwa zur Hydrierung, Sauerstoff für eine Reihe chemischer Prozesse,
Kohlenmonoxid und Wasserstoff zur Methanolsynthese und Methan als Grundstoff zur Herstellung
langkettiger Kohlenwasserstoffe wie Diesel oder Kerosin.
109
Aquifere sind wasserführende Gesteinsschichten wie z.B. Grundwasserleiter.
110
Salzkavernen sind künstlich ausgespülte Hohlräume in geologischen Salzformationen.

55


Unterirdische Erdgasspeicherung
Die Speicherung von Methan und Erdgas ist Stand der Technik und weltweit erprobt.
Derzeit sind in Deutschland 173 Salzstockkavernen als Erdgasspeicher mit einem
Arbeitsgasvolumen von 7,816 Mrd. m³ (Vn)111 und 102 Salzstockkavernen für die Öl-,
Benzin-, Butan- und Propylenspeicherung in Betrieb. Weitere 105 Salzkavernen für
die Erdgasspeicherung mit einem Arbeitsgasvolumen von 7,366 Mrd. m³ (Vn) sind in
Planung und Bau.

Zudem sind zurzeit 23 Porenspeicher mit einem maximal nutzbaren Arbeitsgasvolu-
men von 13,560 Mrd m³ in Betrieb. Ein weiterer Porenspeicher mit einem maximal
nutzbaren Arbeitsgasvolumen von 45 Mio m³ befindet sich im Bau112.
Tabelle 4-2: Erdgasspeicherung in Deutschland nach Sedlacek (2009)

Max. nutzbares Arbeitsgas Mio. m³ (Vn) Kavernenspeicher Porenspeicher
In Betrieb 7.816 13.560
In Bau und Planung 7.366 45
Summe 15.182 13.605

Unterirdische Wasserstoffspeicherung
Eine Wasserstoffspeicherung ist in unterirdischen Salzkavernen möglich. Dazu
zählen auch Kavernenspeicher, die für die Erdgasspeicherung vorgesehen waren.
Hierbei kann auf langjährige praktische Erfahrung zurückgegriffen werden:113 Reiner
Wasserstoff als Rohstoff für die chemische und petrochemische Industrie wird seit
vielen Jahren in Salzkavernen in Großbritannien (Teesside/Sabic Europe) und in
Texas, USA, gespeichert. Die beiden Kavernen in den USA (ConocoPhillips und
Praxair) entsprechen hinsichtlich Tiefenlage und Volumen typischen Speicherkaver-
nen in norddeutschen Salzdomen114. Mit den technischen Möglichkeiten von heute
ließe sich die Nutzung der existierenden Untertage-Erdgasspeicher für die Wasser-
stoffspeicherung unkompliziert realisieren.

111
Vn steht für Norm-Kubikmeter
112
Sedlacek 2009
113
Crotogino et al. 2007
114

56


Die Wasserstoffspeicherung in Porenspeichern wird von uns hier nicht betrachtet, da
in diesem Bereich noch keine großtechnischen Erfahrungen existieren.

Zubaupotentiale der Kavernenspeicher
Falls Wasserstoff-Speichersysteme zukünftig als Option für den langfristigen Aus-
gleich von Einspeiseschwankungen der erneuerbaren Energien genutzt werden
sollen, besteht ein Bedarf an zusätzlichen Kapazitäten bei Kavernenspeichern.

Wegen der für einen Kavernenbau in Frage kommenden geologischen Strukturen
konzentrieren sich diese Speicher auf Schleswig-Holstein, Niedersachsen sowie auf
Teile von Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen-Anhalt. Allein in Schleswig-
Holstein existiert nach einer Studie von Thomsen et al.115 das technische Potential
für den Bau von rund 1500 Salzkavernen für die Erdgasspeicherung. Da sich eine
Wasserstoffspeicherung in vergleichbaren geologischen Formationen und Kavernen-
bauten116 umsetzen lässt, übertragen wir im Folgenden diese Ergebnisse auf die
Wasserstoffspeicherung. Für Niedersachsen lassen sich nach konservativen Schät-
zungen ähnliche technische Potentiale ableiten. Für Sachsen-Anhalt und Mecklen-
burg-Vorpommern ist auf Grund abweichender geologischer Verhältnisse damit zu
rechnen, dass das geologische Potential geringer ausfällt.

Ökologische Restriktionen für zusätzliche Kavernenspeicher
Salzkavernen sind künstlich erzeugte Hohlräume in Salzstöcken und werden durch
Bohren und die Gewinnung von Sole geschaffen. Bei diesem sogenannten Prozess
der Aussolung entstehen pro ausgesoltem Kubikmeter Salzgestein zehn Kubikmeter
Sole. Die Abführung dieser großen Solemengen, deren Salzgehalt bei 26% liegt,
erfolgt meist über eine sogenannte Verpressung in tiefliegende Aquifere, über
Pipelines oder über Flüsse ins Meer. Generell ist die Abführung der Sole in diese
Gewässer ökologisch problematisch. Die negative Auswirkung von großen Solemen-
gen auf Flora und Fauna in Süßwasser ist hinlänglich bekannt. Die Auswirkungen auf
den marinen Lebensraum sind ebenfalls als problematisch einzustufen. Sie sind
jedoch in ihrem gesamten Umfang noch Gegenstand der Forschung. Dementspre-

115
Thomsen et al. 2007
116

57


chend kann das Problem der Soleentsorgung die Ausbaugeschwindigkeit für Kaver-
nenbauten begrenzen.

Wegen der starken Zersiedelung Deutschlands ist der Kavernenbau nicht an jedem
Standort möglich. Denn Salzkavernen sind große künstliche Hohlräume im Unter-
grund, die sich im Laufe der Zeit, bedingt durch den auf sie einwirkenden Gebirgs-
druck, wieder schließen. Dieser Prozess hat Bodenabsenkungen an der Oberfläche
zur Folge, die in bebauten Gebieten statische Probleme für die Infrastruktur hervorru-
fen können. Kavernenspeicher können deshalb nur in ausreichendem Abstand zu
Siedlungs- und Verkehrsinfrastrukturen genehmigt werden.

Technisch-ökologisches Zubaupotential der Kavernenspeicher
Unter Berücksichtigung der ökologischen Anforderungen können nach Experten-
schätzung etwa 400 weitere Salzkavernen bis 2050 erschlossen werden. Dies ist
eine konservative Schätzung der Ausbaupotentiale. Damit ergibt sich ein zusätzli-
ches nutzbares Arbeitsgasvolumen von 21,6 Mrd. m³ – unter der Annahme eines
mittleren geometrischen Volumens von 500.000 m³ pro Kaverne und Speicherdrü-
cken zwischen 60 bar (minimaler Arbeitsdruck) und 180 bar (maximaler Arbeits-
druck).

Fazit
Bei den Kavernenspeichern gehen wir von einem technisch-ökologischen Zubaupo-
tential von 400 weiteren Salzkavernen mit einem maximal nutzbaren Arbeitsgasvo-
lumen von 21,6 Mrd. m³ (Vn) aus. Zusammen mit den bereits existierenden, in Bau
und Planung befindlichen Speichern beträgt das bis 2050 erschließbare Gesamtar-
beitsgasvolumen für Kavernenspeicher 36,8 Mrd. m³ (Vn). Dieses in der folgenden
Tabelle dargestellte Arbeitsgasvolumen lässt sich für die Erdgas-, eE-Methan- oder
Wasserstoffspeicherung nutzen.

Bei den Porenspeichern wurde von uns kein langfristiger Zubau betrachtet. Es
wurden die aktuellen sowie die mittelfristig verfügbaren Speicherkapazitäten von
13,6 Mrd. m³ (Vn) zugrunde gelegt.

Das in 2050 für die Speicherung von eE-Methan nutzbare Arbeitsgasvolumen
unterirdischer Speicherräume (Salzkavernen und Porenspeicher) beträgt somit
insgesamt 51,4 Mrd. m³ (Vn).

58


Tabelle 4-3: Gesamtarbeitsgas der Kavernen- / Porenspeicher 2050

Max. nutzbares Kavernenspeicher Porenspeicher Summe Summe
Arbeitsgas
Einheit Mio. m³ (Vn) Mio. m³ (Vn) Mio. m³ (Vn) TWhth
Wasserstoff 36.800 0 36.800 110,4117
eE-Methan 36.800 13.600 51.400 514,0118

4.2 Lastmanagement
Lastmanagement ermöglicht es, durch zeitliche Verlagerung oder das Abschalten
unkritischer Stromanwendungen, Lastspitzen in Situationen zu minimieren, in denen
die Last die Einspeisung aus erneuerbaren Energien deutlich übersteigt, und den
Verbrauch auf Situationen zu verlagern, in denen die Einspeisung aus erneuerbaren
Energien die Last übersteigt. Dies ist insbesondere in Stromerzeugungssystemen mit
einem hohen Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien sinnvoll. Das Lastmana-
gement kann als eine Art virtueller Speicher betrachtet werden. Ziel des Lastmana-
gements ist die Steigerung der Sicherheit und der Effizienz des Stromversorgungs-
systems.

Für das Lastmanagement geeignet sind alle Anwendungen, deren Energiebezug
durch Strom- oder Wärmespeicher zeitlich verschiebbar ist oder auf deren Einsatz für
einen gewissen Zeitraum vollständig verzichtet werden kann (wie z.B. der Ladevor-
gang von Plug-in-Hybridfahrzeugen). Voraussetzung dafür ist der Einsatz moderner
Informations- und Kommunikationstechnik, um solche Vorgänge automatisieren zu
können. Generell ist eine Unterteilung in zwei wichtige Gruppen möglich:

• Verbraucher mit hohen Leistungen (z.B. Herstellungsprozesse für Stahl oder
Chlor), die aber aufgrund der Wirtschaftlichkeit der Produktionsprozesse nicht
beliebig verlagerbar sind, und

• Querschnittsanwendungen mit eher niedrigen Leistungen, die dafür aber häufiger
verlagerbar sind (z.B. Klimatisierung im Dienstleistungsbereich, Wärme- und Käl-
teanwendungen, Elektromobilität sowie die Nutzung elektrischer Haushaltsgerä-

117
Heizwert Wasserstoff (bei Normaldruck) = 3 kWh/m³
118
Heizwert Methan (bei Normaldruck) = 10 kWh/m³

59


te).

Neben der bereits dargestellten Wasserstoff-Elektrolyse bieten elektrische Wärm-
pumpen, Klimatisierung, Elektrofahrzeuge und große industrielle Verbraucher die
größten Potentiale. Im Folgenden beschreiben wir die technischen Potentiale des
Lastmanagements für ausgewählte Bereiche.

4.2.1 Wärmepumpen

Wärmepumpen bieten große Lastmanagementpotentiale. Da Wärmepumpen mehr
Strom für die Heizung als für den Warmwasserverbrauch (Verhältnis 2,3:1) verbrau-
chen, sind sie vorwiegend in der Heizperiode (November bis Februar) im Einsatz.
Damit sind auch die Lastmanagementpotentiale größtenteils nur in der Heizperiode
verfügbar. In den Sommermonaten ist das Lastmanagementpotential durch eine
Kopplung mit solarthermischen Anlagen eingeschränkt, da der Wärmebedarf durch
die solarthermischen Anlagen bereits weitgehend gedeckt wird. Voraussetzung für
die Teilnahme der Wärmepumpen am Lastmanagement ist die Ausstattung mit
einem Wärmespeicher. Dessen Kapazität und die Speicherkapazität der Gebäude-
masse bestimmen die Höhe des Beitrags zum Lastmanagement. Der Speicher
ermöglicht es, die Nutzung von Strom und Wärme zeitlich zu entkoppeln. Wärme-
pumpen verfügen üblicherweise über Anschlussleistungen von 2 bis 200 kW,
industrielle Anwendungen können auch darüber liegen.

Wir gehen davon aus, dass 2050 der größte Teil der Wärmepumpen mit ausreichend
dimensionierten thermischen Speichern ausgestattet und außer in den Sektoren
GHD und Industrie überwiegend mit solarthermischen Anlagen kombiniert ist. Nach
unseren Annahmen zur Gebäudedämmung und zum Warmwasserbedarf verbrau-
chen Wärmepumpen in Haushalten, GHD und Industrie im Jahr 2050 zusammen
etwa 44 TWh Strom. Ein Großteil dieses Stromverbrauchs kann für das Lastmana-
gement genutzt werden.

4.2.2 Klimatisierung

Die Klimatisierung, vorwiegend im Sektor GHD, ist grundsätzlich zum Lastmanage-
ment geeignet. Photovoltaik und Klimatisierungsbedarf korrelieren gut miteinander,
sind doch Sonneneinstrahlung und Klimatisierungsbedarf im Sommer am höchsten.
Da sich die Gebäude im Verlauf des Tages aufheizen, treten die Bedarfsspitzen für

60


die Klimatisierung jedoch zeitlich nach den Spitzen der Stromeinspeisung aus
Photovoltaik auf.

Um den Klimatisierungsbedarf möglichst gut mit der Einspeisung aus Photovoltaik zu
decken bzw. um Lastspitzen in angebotssarmen Situationen zu vermeiden, sind
ausreichend Speicherkapazitäten erforderlich. Mit dem Faktor Gebäudemasse ist
bereits ein Teil des Speichers vorhanden. Mit sogenannten Phasenwechselmateria-
lien119 kann diese Speicherwirkung noch verstärkt werden. Eine zweite Möglichkeit
sind zusätzliche Kältespeicher wie z.B. Eisspeicher. Sie sind zwar in Deutschland
selten, entsprechen jedoch der heute am Markt verfügbaren Technik. Sie sind zum
Beispiel in Kalifornien vielfach im Einsatz.

Bei dem in unserem Szenario angenommen Jahresstromverbrauch von 28 TWh im
Jahr 2050 für die Klimatisierung ist das Lastmanagementpotential erheblich. Ein
Großteil dieses Stromverbrauchs kann für das Lastmanagement genutzt werden.

4.2.3 Elektromobilität

Die Zunahme der Elektromobilität bei PKW wird zukünftig zu einem Anstieg des
Strombedarfs im Verkehr führen. Zugleich ermöglichen die Batteriespeicher einen
Spielraum in Bezug auf den Ladezeitpunkt. Mit geeigneten Ladesteuerungen können
Elektrofahrzeuge somit zu einer Lastglättung und einem Ausgleich der schwanken-
den Stromeinspeisung von erneuerbaren Energieträgern beitragen. Die technisch
ebenfalls mögliche Einspeisung von Strom aus Elektrofahrzeugen (Vehicle-to-Grid)
berücksichtigen wir hier nicht. Diese Option setzt eine deutliche Erhöhung der Anzahl
der Akkuladezyklen voraus.

Das Lastmanagementpotential ist dabei stark abhängig von den Batteriespeicherka-
pazitäten und der Fahrzeugart (Elektrofahrzeug oder Plug-in-Hybrid) sowie dem
Konzept zur Netzintegration der Elektrofahrzeuge mit entsprechenden Tarifstruktu-
ren. Anders als bei den Wärmepumpen und der Klimatisierung sind die Lastmana-

119
Phasenwechselmaterialien sind Wachse, die die Wärme hauptsächlich durch die Nutzung ihrer
Schmelzwärme aufnehmen und zeitverzögert (in der Regel nachts) wieder abgeben können. Sie
können in Gipskartonplatten, Putzen („passive Systeme“) oder auch in Wärmetauschern von
Lüftungsgeräten („aktive Systeme“) integriert werden.

61


gementpotentiale im Bereich der Elektromobilität ganzjährig vorhanden.

Insgesamt kann ein Großteil des Stromverbrauchs für Elektro-PKW von rund 50 TWh
in unserem Szenario für Lastmanagement genutzt werden.

4.2.4 Industrielle Verbraucher

Für das Lastmanagement geeignete industrielle Prozesse sind beispielsweise
Elektrolyseanwendungen in der Chlor- und Metallindustrie, die Stahlerzeugung, die
Zementindustrie oder Querschnittstechnologien wie Prozesswärme oder Drucklufter-
zeugung. Der Stromverbrauch dieser Anwendungen beträgt zusammen rund 50 TWh
pro Jahr, davon kann jedoch nur ein Teil tatsächlich für das Lastmanagement genutzt
werden.

Große industrielle Verbraucher eignen sich vor allem für die Bereitstellung von
Tertiärregelleistung120, da diese zwar ständig zur Verfügung stehen muss, jedoch nur
sehr selten eingesetzt wird (siehe Kapitel 7.4 Versorgungssicherheit). Die techni-
schen Potentiale für die Bereitstellung von positiver Tertiärregelleistung betragen
derzeit rund 3.000 MW bei ganzjähriger Verfügbarkeit. Rund 600 MW davon werden
derzeit am Strommarkt genutzt121. Da wir davon ausgehen, dass Deutschland auch
in Zukunft ein Industrieland sein wird und sich die heutige wirtschaftliche Entwicklung
fortsetzt, wird im Jahr 2050 ein Großteil der heutigen Potentiale zur Verfügung
stehen.

In unserem Szenario können große industrielle Verbraucher ganzjährig 1,5 GW
Tertiäregelleistung bereitstellen – das entspricht der Hälfte der heutigen Potentiale.
Weitere Optionen des industriellen Lastmanagements berücksichtigen wir nicht.

4.2.5 Weitere Potentiale

Gewerbe, Handel, Dienstleistungen
Im Sektor GHD bestehen über die Klimatisierung hinaus Potentiale vor allem für

120
Regelleistung, die innerhalb von 15 Minuten im jeweils erforderlichen Umfang vollständig
bereitgestellt werden muss.
121
UBA 2009b, S. 38

62


Kälte- und Wärmeanwendungen, z.B. im Einzelhandel für die Kühlung von Lebens-
mitteln122. Der Stromverbrauch der prinzipiell für das Lastmanagement geeigneten
Anwendungen ohne Klimatisierung beträgt rund 18 TWh pro Jahr. Davon kann
jedoch nur ein Teil tatsächlich für das Lastmanagement genutzt werden. In die
Simulation werden nur der Strombedarf für Wärmepumpen zur Bereitstellung von
Raumwärme und der gegenüber heute zusätzliche Stromverbrauch für Klimatisie-
rung mit Lastmanagement abgebildet.

Private Haushalte
In privaten Haushalten bestehen Verlagerungspotentiale vor allem im Bereich von
Haushaltgeräten wie Kühl- und Gefrierschränken, Wäschetrocknern und Geschirr-
spülern. Verglichen mit den Anwendungen in den Sektoren GHD und Industrie haben
die Haushaltsgeräte jedoch einen geringeren Stromverbrauch und geringere Leis-
tungsaufnahmen (etwa zwischen 50 Watt und 1 kW). Ihre kommunikations- und
steuerungstechnische Anbindung wäre sehr aufwendig und vermutlich nicht wirt-
schaftlich. Zudem wird der Stromverbrauch dieser Anwendungen durch Effizienzstei-
gerungen langfristig deutlich sinken.

In die Modellierung fließen die Lastmanagementpotentiale aus Haushaltsgeräten
deshalb nicht ein. Diese Potentiale sind aber eine Reserve, auf die in der Praxis bei
Bedarf zugegriffen werden könnte.

122
Klobasa 2007

63

Potentiale der erneuerbaren Energien

5 Potentiale der erneuerbaren Energien

Bei der Energiegewinnung aus erneuerbaren Energien wird zwischen ihrem theoreti-
schen, technischen, ökologischen und wirtschaftlichen Potential unterschieden. Das
theoretische Potential umfasst das innerhalb einer Region und eines bestimmten
Zeitraums theoretisch nach physikalischen Gesetzmäßigkeiten nutzbare Energiean-
gebot eines Energieträgers und bleibt über die Zeit hinweg nahezu konstant. Der
unter Berücksichtigung technischer Restriktionen nutzbare Teil des theoretischen
Potentials wird als technisches Potential bezeichnet, bei dessen Betrachtung wir von
der derzeit besten am Markt verfügbaren Technik ausgehen. Die Erschließung der
Potentiale bei den erneuerbaren Energien kann mit Auswirkungen auf die Umwelt
einhergehen. Aus den damit einhergehenden Umweltrestriktionen resultiert das
technisch-ökologische Potential. Darüber hinaus spielen weitere Faktoren eine
wichtige Rolle, wie z.B. die gesellschaftliche Akzeptanz für den Ausbau der erneuer-
baren Energien. Diese Faktoren haben wir bei unserer Potentialermittlung nicht
berücksichtigt. Wir betrachten in diesem Kapitel ausschließlich die technisch-
ökologischen Potentiale der erneuerbaren Energien.

5.1 Photovoltaik
Die bestimmenden Faktoren des technisch-ökologischen Potentials der photovoltai-
schen Stromerzeugung sind

• das Solarstrahlungsangebot in Deutschland,

• die verfügbare Fläche zum Aufstellen von Solarmodulen und

• die Anlagentechnik.

Der Deutsche Wetterdienst (DWD) hat als Jahressumme für die Globalstrahlung in
Deutschland im Jahr 2009 Werte zwischen 979 bis 1.259 Kilowattstunde pro Quad-
ratmeter (kWh/m²) ermittelt. Das solare Strahlungsangebot weist innerhalb Deutsch-
lands, insbesondere zwischen Nord- und Süddeutschland, große Unterschiede aus.

Die vorhandenen Siedlungsstrukturen, vor allem Dach- und Fassadenflächen sowie
sonstige Siedlungsflächen wie Parkplatzüberdachungen oder Lärmschutzwände,


bestimmen maßgeblich die verfügbare Fläche für die Aufstellung von Photovoltaik-
Modulen. Die Nutzung von Freiflächen wie Konversionsflächen123, Ackerflächen oder
Grünland berücksichtigen wir nicht. Wir verwenden die Daten der gemeinschaftlichen
Studie von DLR-Institut, IFEU und Wuppertal-Institut124, im Folgenden DLR-Studie
genannt. Diese Studie geht von 800 km² Dachflächen, 150 km² Fassadenflächen und
670 km² versiegelten Siedlungsflächen aus, sodass in der Summe 1.620 km² zur
Verfügung stehen. Dabei handelt es sich um technisch nutzbare Flächen. Andere
Studien, wie z.B. Kaltschmitt et al.125 oder die Enquete-Kommission des Deutschen
Bundestages126, kommen zu Ergebnissen in ähnlichen Größenordnungen. Es gibt
jedoch Studien, die weitaus höhere Flächenpotentiale ermitteln127.

Bei der Anlagentechnik gehen wir von der derzeit besten am Markt verfügbaren
Technik aus. Hierbei handelt es sich um Solarmodule aus kristallinem Silizium mit
einem Modulwirkungsgrad von über 19%. Da in Forschungslaboren zurzeit Zellwir-
kungsgrade von weit über 20% realisiert werden können, ist mittelfristig von einer
weiteren Erhöhung der Wirkungsgrade von Solarmodulen auszugehen. Solarmodule,
deren Funktionsweise auf der Nutzung von direkter Solarstrahlung beruht (z.B.
sogenannte Konzentratormodule), berücksichtigen wir nicht.

Fazit
In der vorliegenden Studie gehen wir von einem mittleren Jahresnutzungsgrad von
17% aus. Dies bedeutet, dass für jedes installierte Kilowatt (kW) an Leistung 5,88 m²
Fläche benötigt werden. Würde man die gesamte zur Verfügung stehende Fläche
von 1.620 km² mit Solarmodulen belegen, so stände eine installierte Leistung von
275 Gigawatt (GW) zur Verfügung. Unter der Annahme von 900 Volllaststunden
ergäbe sich ein Stromertrag von ca. 248 Terrawattstunden (TWh). Die gesamte zur

123
Der Begriff Konversion (auch Umnutzung oder Nutzungsänderung) beschreibt in der Stadtplanung
die Wiedereingliederung von militärischen und industriellen Brachflächen in den Wirtschafts- und
Naturkreislauf oder die Nutzungsänderung von Gebäuden.
124
DLR/IFEU/WI 2004
125
Kaltschmitt et al. 2006
126
Enquete-Kommission des Deutschen Bundestages 2002
127
Z.B. Ecofys 2004

65


Verfügung stehende Fläche von 1.620 km² steht sowohl Photovoltaikanlagen als
auch solarthermischen Anlagen zur Verfügung. Bei dieser solaren Flächenermittlung
handelt es sich um eine konservative Potentialbewertung.

5.2 Windenergie an Land
Die Windenergie leistet schon heute einen wesentlichen Beitrag zur Stromversor-
gung. 2008 hatte sie einen Anteil von 6,6% am gesamten Bruttostromverbrauch. Ihr
Beitrag wird in den kommenden Jahrzehnten stark zunehmen 128.

Die bestimmenden Faktoren des technisch-ökologischen Potentials der Windenergie
an Land sind:

• das regional unterschiedlich vorhandene Windenergieangebot in den bodenna-
hen Atmosphärenschichten,

• die Anlagentechnik,

• die Höhe der Windenergieanlagen und

• die zur Verfügung stehende Fläche.

Die Verbesserungen bei der Anlagentechnik und die zunehmende Höhe der Wind-
energieanlagen können die mit der heutigen Technik vorhandenen Potentiale noch
erhöhen129. Ebenso kann eine Ausweitung der zur Verfügung stehenden Flächen
oder die Inanspruchnahme von Flächenreserven das nutzbare Potential vergrößern.

Es liegen derzeit keine Studien vor, die das reine technisch-ökologische Potential
ermitteln. Die vorhandenen Studien haben deutlich andere Ansatzpunkte und
arbeiten mit anderen Annahmen. Im Folgenden diskutieren wir die gegenwärtige
Entwicklung bei der Ausweisung von Flächen für die Windenergienutzung und
nehmen anschließend eine eigene Schätzung der Windenergiepotentiale vor.

128
Windkraftanlagen erbringen bereits heute einen Beitrag zur Systemstabilität durch die
Bereitstellung von Systemdienstleistungen. In Kombination mit anderen erneuerbaren Anlagen
können sie zukünftig einen Großteil der Netzstabilität leisten und damit teilweise heutige
Kraftwerkseigenschaften übernehmen.
129
Windenergieanlagen mit Nabenhöhen von 135 m werden gegenwärtig als beste verfügbare
Technik angenommen.

66


Aktuelle Entwicklungen und Folgen für die Ermittlung der Flächenpotentiale
Ein großer Teil der geeigneten Gebiete mit guten und sehr guten Potentialen – das
sind vor allem die Küstenregionen –, wird bereits zur Windstromerzeugung genutzt.
Vor allem in den mittleren und südlichen Bundesländern bestehen jedoch noch
deutliche Ausbaumöglichkeiten. Bei der Ermittlung der Flächenpotentiale muss die
Windenergienutzung mit den Ansprüchen anderer raumbedeutsamer Nutzungen
abgewogen werden (z.B. mit dem Naturschutz). Im regionalplanerischen Prozess der
Ausweisung von Eignungsgebieten130, in denen Windenergieanlagen ausschließlich
genehmigungsfähig sind, wird die Identifizierung von Windflächen unter Anwendung
oft sehr pauschaler Ausschlusskriterien vorgenommen. Verschiedene Räume wie
Wälder oder Schutzgebiete werden dabei in vielen Regionen für die Windenergienut-
zung ausgeschlossen. Auch pauschale Abstände zu Siedlungen etc. schränken die
möglichen Windflächen vielerorts zusätzlich ein. Als Folge gehen Flächenpotentiale
für die Windenergienutzung verloren, die eigentlich umweltgerecht, nachhaltig und
mit anderen Belangen verträglich genutzt werden könnten.

Aktuell sind Ansätze für einen Richtungswechsel bei den Planungsbehörden zu
weniger restriktiven Vorgehensweisen bei der Ausweisung von Eignungsgebieten zu
beobachten. So werden schon in einigen Regionalplänen z.B. Wälder für die Wind-
energienutzung geöffnet. Die Belange des Natur- und Landschaftsschutzes werden
dabei differenziert betrachtet. Anlass für diese Entwicklung ist die zunehmende
Verankerung quantitativer Zielvorgaben für den Ausbau der erneuerbaren Energien
in den Ländern und Regionen. Darüber hinaus ist zukünftig die Erschließung von
weitergehenden Potentialen z.B. auf geeigneten Konversionsflächen, auf Truppen-
übungsplätzen oder in großen Gewerbe- und Industriegebieten denkbar. Die Grö-
ßenordnung der bisher nicht genutzten Flächenpotentiale gilt es noch zu ermitteln.
Abgeschätzt wurden bisher lediglich die Potentiale einer konzentrierten Windener-
gienutzung siedlungsfreier Korridore entlang sogenannter Infrastrukturachsen wie

130
Eignungsgebiete sind Gebiete, in denen bestimmten raumbedeutsamen Nutzungen andere
raumbedeutsame Belange nicht entgegenstehen, wobei diese Maßnahmen und Nutzungen an
anderer Stelle im Planungsraum ausgeschlossen sind (gem. Raumordnungsgesetz (ROG) §8).

67


Bahnschienen, Straßen oder Versorgungsleitungen. Nach einer aktuellen Studie131
können Anlagen mit einer installierten Gesamtleistung von 5.000 bis 10.000 MW dort
angesiedelt werden.

Fazit
Wir verfolgen einen eigenen Ansatz bei der Ermittlung des technisch-ökologischen
Potentials für Windenergie. Im Rahmen einer eigenen Prüfung unter Berücksichti-
gung von Ausschlusskriterien für Naturschutz-, Siedlungsflächen und weitere
Flächen kommen wir zum Ergebnis, dass mindestens 1% der bundesdeutschen
Gesamtfläche132 für die Nutzung zum Bau von Windenergieanlagen geeignet sind.
Zur Berechnung der installierten Leistung legen wir einen spezifischen Flächenbe-
darf133 von ca. 6 Hektar (= 0,06 km²) pro 1.000 kW installierter Leistung134 zugrun-
de135. Es ergibt sich somit ein technisch-ökologisches Potential von rund 60.000 MW
installierter Leistung.

Unter der Voraussetzung, dass immer mehr effektivere und höhere Anlagen errichtet
werden, sind über 3.000 Volllaststunden pro Jahr (h/a) auch an normalen Binnen-
landstandorten und bis zu rund 3.000 Volllaststunden als deutschlandweites Mittel
erreichbar136. Dies zeigen die Ergebnisse unserer Simulation. Bei einer installierten
Leistung in Höhe von rund 60.000 MW ergibt sich ein technisch-ökologisches
Potential von 180 TWh/a.

5.3 Windenergie auf See
Die Windenergie auf See soll künftig in erheblichem Maß zur Stromversorgung
beitragen. Da auf dem Meer der Wind stärker und stetiger weht als an Land, ist die

131
BMU 2009b
132
Deutschland hat eine Gesamtfläche von 357.104 km2.
133
Dies ist mit den heute üblichen Anlagenabständen in Windparks und mit den heutigen
Anlagentypen ein plausibler Mittelwert.
134
Agentur für Erneuerbare Energien 2009
135
Der DStGB (2009) geht in seiner Veröffentlichung sogar von einer doppelt so hohen installierbaren
Leistung ohne größere Flächeninanspruchnahme bei modernen Repowering-Anlagen aus.
136
Dieser Wert wird in BEE (2009) bereits für das Jahr 2020 verwendet.

68


Energieausbeute von Windenergieanlagen auf See deutlich höher. Vor allem aus
Gründen des Naturschutzes müssen die Anlagen allerdings in großer Entfernung von
der Küste (30 bis 100 km) und in Wassertiefen von 20 bis ca. 50 m realisiert werden.

Wegen bislang fehlender praktischer Erfahrungen in Deutschland137 liegen noch
keine ausreichenden Kenntnisse über mögliche Auswirkungen von Offshore-
Windenergieparks auf die Meereswelt vor. Bei dem in den nächsten 40 Jahren zu
erwartenden zunehmenden Ausbau können erhebliche Auswirkungen auf die
Avifauna und die Meeressäuger nicht ausgeschlossen werden. Umfangreiche
Forschungskapazitäten begleiten daher die ersten Projekte wie das Testfeld alpha
ventus und weiterer kommerzieller Windparks.

Die DLR-Studie aus dem Jahr 2004 geht davon aus, dass aufgrund einer kontinuier-
lichen Weiterentwicklung der Anlagentechnik auf den verfügbaren Flächen langfristig
ein Potential von bis zu 30.000 MW zur Verfügung steht. Bei diesen Gebieten
handelt es sich um Flächen in der Nord- und Ostsee, die die Bundesregierung nach
einem Abgleich verschiedener Nutzungsinteressen, z.B. Meeresumwelt, Schifffahrt
oder wirtschaftliche Nutzungen, identifiziert hat. Die aktuellen Raumordnungspläne
für die ausschließliche Wirtschaftszone (AWZ) in der Nord- und Ostsee legen
Vorrangebiete für die Windenergie fest und schließen die Zulassung von Windener-
gieanlagen in den NATURA 2000-Gebieten138 aus. Auch auf den übrigen Flächen
sind bei der Zulassung von Windenergieanlagen bestimmte Vorgaben zu beachten.
Dazu zählen zum einen die meeresumweltrelevanten Ziele und Grundsätze der
Raumordnungspläne, z.B. der Erhalt der großflächigen Freiraumstruktur. Zum
anderen zählen dazu die festgelegten Vorrang- und Vorbehaltsgebiete für die
Schifffahrt mit den daraus resultierenden Konsequenzen für die Windenergie139 und

137
Die Erfahrungen der europäischen Offshore-Windparks bezüglich Auswirkungen auf die
Meereswelt sind nicht mit der deutschen Situation zu vergleichen, weil diese Windparks in flacheren
Meerestiefen errichtet wurden.
138
Das Schutzgebietssytem NATURA 2000 schließt FFH-Gebiete nach EU-Richtlinie “Fauna, Flora,
Habitat” vom 21. Mai 1992 zur Erhaltung der natürlichen Lebensräume sowie der wildlebenden Tiere
und Pflanzen und Vogelschutzgebiete nach der EG-Vogelschutzrichtlinie vom 2. April 1979 zur
Erhaltung der wildlebenden Vogelarten ein.
139
Raumbedeutsame Planungen, Maßnahmen und Vorhaben, die nicht mit der Funktion des
(…)

69


letztlich auch die Ergebnisse der Genehmigungsverfahren einschließlich durchzufüh-
render Umweltverträglichkeitsprüfungen. Zur Wahrung des Vorsorgeprinzips140 soll
ein stufenweiser Ausbau realisiert werden.

Im E3-Szenario der Leitstudie 2008, das von einem stärkeren Wachstum bei den
erneuerbaren Energien und einer deutlich stärkeren Nutzung der erneuerbaren
Energien nach 2020 zusätzlich im Verkehrsbereich ausgeht, wird eine Erhöhung der
installierten Leistung bis 45.000 MW in Verbindung mit dem Bau moderner Offshore-
Windenergieanlagen in steigenden Wassertiefen für realisierbar gehalten.

Fazit
Die installierte Leistung von 45.000 MW aus dem E3-Szenario entspricht nähe-
rungsweise dem technisch-ökologischen Potential141. Mit modernen Windenergiean-
lagen können bis zu 4.000 Volllaststunden erreicht werden. Daraus resultiert ein
Stromertrag in Höhe von 180 TWh/a. Der technische Fortschritt und neue For-
schungserkenntnisse beim Meeresschutz können dieses Potential allerdings langfris-
tig verändern.

5.4 Wasserkraft
Die Wasserkraft leistet seit Jahrzehnten einen wichtigen Beitrag zur Stromversor-
gung. 2007 lag ihr Beitrag bei 20,7 TWh/a. Ihr technisches Potential ist jedoch
weitestgehend ausgeschöpft. Zusätzliche Potentiale können vor allem durch Moder-
nisierung und Erweiterung bestehender Anlagen erschlossen werden.

Vorranggebiets Schifffahrt vereinbar sind, sind ausgeschlossen. Dies betrifft Windenergieanlagen. Für
die Vorbehaltsgebiete Schifffahrt ist in der Abwägung der „Leichtigkeit der Schifffahrt“ besonderes
Gewicht beizumessen, was nach Auskunft des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie
(BSH) dazu führt, dass Windenergieanlagen nicht genehmigt würden.
140
Das Vorsorgeprinzip zielt darauf ab, durch frühzeitiges und vorausschauendes Handeln mögliche
Umweltbelastungen und -gefahren von vornherein auszuschließen oder zu minimieren. Dazu zählt
aber nicht nur die Vorbeugung möglicher Risiken, sondern auch ein schonender Umgang mit den
Rohstoffen der Natur.
141
Diese installierte Leistung lässt sich auf den derzeit nicht für Naturschutz und Schifffahrt
ausgeschlossenen Flächen realisieren.

70


Laut der DLR-Studie kann das technische Potential durch eine Modernisierung, die
Erweiterung bestehender Anlagen und den Neubau kleiner Wasserkraftanlagen auf
25 TWh/a erhöht werden. Die installierte Leistung würde sich auf 5.400 MW erhöhen.
Der Neubau an weitgehend naturbelassenen Flüssen sollte ausgeschlossen werden,
dadurch verringert sich das Ausbaupotential um ca. 1 TWh/a und die installierte
Leistung um 200 MW. Es ergibt sich ein technisch-ökologisches Potential von
24 TWh/a und eine installierte Leistung in Höhe von 5.200 MW. Bei dieser Potential-
erhebung sind mögliche Einflüsse auf den Wasserhaushalt infolge des Klimawandels
nicht berücksichtigt, da aktuellere Potentialstudien, die diesen Aspekt behandeln,
derzeit nicht vorliegen.

Berechnungen des Instituts für Wasserbau der Universität Stuttgart gehen von einem
verbliebenen technisch-ökologischen Potential von 3 bis 5 TWh/a aus, was einem
Zuwachs von 15 bis 20% entspricht. Diese Berechnungen basieren auf Modellierun-
gen für ausgewählte Gewässer und berücksichtigen verschiedene ökologische
Restriktionen (keine Nutzung naturbelassener Gewässer, keine Nutzung in Schutz-
gebieten usw.). Der größte Energiebetrag kann nach diesen Berechnungen aus der
Modernisierung großer Wasserkraftwerke gewonnen werden.142

Dagegen schätzt der Bundesverband Erneuerbare Energien (BEE) in seiner Bran-
chenprognose143, dass insbesondere Wasserkraftanlagen mit einer Leistung, die
unterhalb von 5 MW liegt, ein hohes Alter von mehr als 50 Jahren aufweisen und
somit ein hoher Modernisierungsbedarf besteht. Durch die Modernisierung und die
Erweiterung kleinerer Anlagen könnten zusätzliche 220 MW an installierter Leistung
erschlossen werden. Des Weiteren bestehen Reaktivierungspotentiale. Zusätzlich
erwartet der BEE bei einem Einsatz effizienterer Anlagentechniken einen Anstieg der
Volllaststundenzahl von durchschnittlich 4.386 im Jahr 2007 auf 4.900 im Jahr 2020.
Insgesamt schätzt der BEE das technische Potential auf 31,9 TWh/a bei einer
installierten Leistung von 6.500 MW im Jahr 2020.

142
DLR/IFEU/WI 2004
143
BEE 2009

71


Fazit
In dieser Studie stützen wir uns auf die Annahmen der DLR-Studie und gehen von
einem technisch-ökologischen Wasserkraftpotential von 24 TWh/a bei einer installier-
ten Leistung von 5.200 MW für das Jahr 2050 aus. Diese Zahlen beinhalten auch die
Erweiterung und Modernisierung bestehender Anlagen. Einen Neubau an weitge-
hend naturbelassenen Flüssen schließen wir wegen ökologischer Bedenken aus. Im
Sinne einer konservativen Abschätzung berücksichtigen wir nicht die höheren
Wasserkraftpotentiale anderer Studien.

5.5 Tiefe Geothermie
Datengrundlage für unser ermitteltes Potential ist der Arbeitsbericht „Möglichkeiten
geothermischer Stromerzeugung in Deutschland“ des Büros für Technikfolgen-
Abschätzung (TAB) beim Deutschen Bundestag 144 (im Folgenden TAB-Bericht). Alle
in späteren Jahren vorgelegten Studien zur Strom- und Wärmeversorgung mit
erneuerbaren Energien in Deutschland – z.B. die Leitstudien des BMU – fußen auf
den im TAB-Bericht vorgestellten Potentialen, technischen Möglichkeiten und
ökonomischen sowie ökologischen Rahmenbedingungen für die Nutzung der tiefen
Geothermie. Der TAB-Bericht ermittelt ein jährliches technisches Angebotspotential
für die geothermische Stromerzeugung in Deutschland in Höhe von 312 TWh/a über
einen geschätzten Nutzungszeitraum von 1.000 Jahren. Er stellt anhand des Stands
der Technik, der Wirtschaftlichkeit und der Umweltverträglichkeit die Möglichkeiten
der geothermischen Stromerzeugung in Deutschland dar. Seine Autoren gehen
davon aus, dass – unter den zum Zeitpunkt der Studie geltenden Randbedingungen
– der stromgeführte Wandlungsprozess der geothermischen Energie nur dann
ökonomisch und ökologisch effizient betrieben werden kann, wenn die im Prozess
nach der Stromerzeugung anfallende restliche Wärme aus Niedrigtemperatursyste-
men einer entsprechenden Nutzung zugeführt wird. Ausgehend vom gesamten
leitungsgebundenen Wärmeangebot im Niedertemperaturbereich (Datengrundlage
von 2002) begrenzen sie das nutzbare Strompotential aus der Geothermie so, dass
die verbleibende Restwärmemenge genutzt werden kann. Unter diesen ökonomi-

144
Paschen et al. 2003

72


schen und ökologischen Voraussetzungen benennt der TAB-Bericht das nutzbare
technische Potential zur geothermischen Stromerzeugung mit 66 TWh/a.

Beim Betrieb eines geothermischen Kraftwerks entstehen keine Treibhausgase145.
Weiterhin legt eine umfassende qualitative Analyse und Bewertung der lokalen
Umwelteffekte über sämtliche Umweltmedien (wie Wasser, Boden oder Luft) dar,
dass eine geothermische Stromerzeugung in Deutschland umweltverträglich umge-
setzt werden kann146. In einem Szenario für eine Stromversorgung, die zu 100% auf
erneuerbaren Energien basiert, ist eine Restriktion des technisch nutzbaren geo-
thermischen Stromerzeugungspotentials auf die korrespondierende, absetzbare
Restwärmemenge aus ökologischen Gründen nicht angezeigt. Das technisch-
ökologische Potential für das Jahr 2050 unterliegt demnach nicht den restriktiven
Annahmen, wie sie dem TAB-Bericht zugrunde lagen.

Die oberirdische Flächeninanspruchnahme zur Erschließung der geothermischen
Quellen ist gering. Jedoch liegt den Potentialangaben des TAB-Berichts keine
detaillierte Raumverteilung zugrunde. Wenn geothermische Quellen in einem Gebiet
liegen, in dem natürliche Ressourcen einem besonderen Schutz unterstehen, sollte
in der Regel an diesen Standorten das geothermische Potential nicht erschlossen
werden147. Dies wird bei unserer Potentialschätzung berücksichtigt. Alle für das
Betrachtungsjahr 2050 identifizierten Restriktionen oder limitierenden Faktoren für
die Nutzung des technisch-ökologischen Potentials einer geothermischen Stromer-
zeugung in Deutschland sind in den folgenden Abschnitten dargestellt.

Erschließungsrestriktionen für das technisch-ökologische Potential zur geo-
thermischen Stromerzeugung
Das technische Stromerzeugungspotential der Geothermie kann umweltverträglich

145
IE 2007
146
Lohse et al. 2007
147
Praxisbeispiele zeigen jedoch, dass Geothermiekraftwerke auch in Schutzgebieten möglich sind.
Eines der deutschen Geothermiekraftwerke wurde in einem Naturschutzgebiet am Rande eines
Waldgebiets errichtet (Groß Schönebeck, Schorfheide, Brandenburg). Für die Errichtungsphase
ergingen entsprechende Auflagen, die den Bau des Kraftwerks nicht beeinträchtigten.

73


erschlossen werden148. Wir wenden folgende Erschließungsrestriktionen an:

• Ökologische Flächenrestriktion,

• raumordnerische Erschließungsrestriktion durch natürliche Gegebenheiten oder
vorgefundene Nutzungen im Raum und

• technische Erschließungsrestriktion durch die begrenzten Bohrkapazitäten.

Die ökologische Flächenrestriktion
Unter die ökologische Flächenrestriktion fallen Schutzgebiete wie z.B.

• Wasserschutzgebiete (unabhängig vom Schutzstatus vollständig auszuschlie-
ßen),

• ökologisch besonders wertvolle Naturräume wie Moore (vollständig auszuschlie-
ßen) und

• Waldgebiete (zu 2/3 auszuschließen, um zusammenhängende Waldgebiete nicht
anzutasten)149.

Die raumordnerische Erschließungsrestriktion
Auf Flächen, die bereits einer bestimmten Nutzung unterliegen, kann es zu Erschlie-
ßungsrestriktionen kommen. Mit abgelenkten Bohrungen sind die untertägigen
Reservoire oft erschließbar, ohne dass obertägige Nutzungen beeinträchtigt werden.
Wir gehen jedoch konservativ von weiträumigen Erschließungsrestriktionen aus:

• Siedlungs- und Verkehrsfläche (vollständig auszuschließen),

• Wasserfläche (vollständig auszuschließen),

• die in der Flächennutzungsstatistik unter „Andere Nutzung“ ausgewiesenen
Flächen (vollständig auszuschließen) sowie

• 1/4 der Landwirtschaftsfläche150.

Die folgende Tabelle 5-1 gibt Prozentanteile der Bodenfläche Deutschlands nach

148
Frick et al. 2007
149
DESTATIS 2009a
150
DESTATIS 2009a

74


Nutzung und Charakter aufgeschlüsselt wieder. Die Differenz aus der Summe der
Restriktionen zur gesamten Bodenfläche in Deutschland ergibt die Fläche, die unter
Berücksichtigung der ökologischen Flächenrestriktion und der raumordnerischen
Erschließungsrestriktion zur Nutzung des technisch-ökologischen Geothermiepoten-
tials im Jahr 2050 zur Verfügung steht.
Tabelle 5-1: Flächen und Flächennutzung in Deutschland und geothermische Nutzungs-
und Erschließungsrestriktionen

Flächen und Flächennutzung [km2] [%] Restriktion gegenüber geothermi- [%]
in Deutschland im Jahr 2008: schem Potential
Flächencharakteristik
Bodenfläche gesamt 357.111 100
Wasserfläche 8.482 2,4 gesamte Fläche ausgeschlossen 2,4
Siedlungs- und Verkehrsfläche 47.137 13,2 gesamte Fläche ausgeschlossen 13,2
Waldfläche 107.349 30,1 um zusammenhängende Waldgebie-
te nicht anzutasten,
2
/3 der Fläche ausgeschlossen 20,07
Landwirtschaftsfläche 187.646 52,6 Großteil durch abgelenkte Bohrungen
erschließbar,
¼ der Fläche ausgeschlossen 13,13
Andere Nutzung 5.185 1,5 z. B. Sondernutzungen (militärisches
Sperrgebiet) etc.,
gesamte Fläche ausgeschlossen 1,5
Summe 355.799 99,8

Wasserschutzgebiete an 43.100 12,1 unabhängig vom Schutzstatus und
Bodenfläche gesamt Überschneidung mit o.g. Flächennut-
zungen 12,1
gesamte Fläche ausgeschlossen
Summe 62,4
aus ökologischer Flächenrestriktion
und raumordnerischer Erschlie-
ßungsrestriktion

Die Summe der ökologischen Flächenrestriktion und der raumordnerischen Erschlie-
ßungsrestriktion ergibt unter den o.g. konservativen Annahmen 62,4 Prozent.

Damit steht noch 37,6% der Fläche zur Erschließung der geothermischen Reservoire
zur Verfügung. Das langfristig erschließbare, technisch-ökologische Potential der
Geothermie beträgt bei konservativer Schätzung 117 TWh/a.

Die technische Erschließungsrestriktion
Der limitierende Faktor für die Ausschöpfung des technisch-ökologischen Potentials

75


wird nach obiger Quantifizierung im Bereich der technischen Erschließung liegen.
Die Kapazitäten für die notwendigen Explorationsmaßnahmen und insbesondere die
Erbohrungen der Reservoire (Bohrkapazitäten) werden den Ausbau bis 2050
begrenzen. Ausgehend davon nehmen wir an, dass zur Erschließung der geothermi-
schen Reservoire die gleiche durchschnittliche Bohrmeterleistung erbracht wird wie
in den Jahren 1950 bis 1970 zur Erschließung der Öl- und Gasressourcen in
Deutschland. Zum Vergleich zeigt Tabelle 5-2 die Maximalleistung an Bohrmetern im
Jahr 1959 in Deutschland und die mittlere jährliche Bohrmeterleistung der Jahre
2003 bis 2008 für Öl, Gas, Geothermie und Speicher. Aus den benötigten und
verfügbaren Kapazitäten zur Reservoirerschließung wird das erschließbare tech-
nisch-ökologische Geothermiepotential für das Jahr 2050 errechnet.
Tabelle 5-2: Potentialermittlung anhand der Erschließbarkeit geothermischer Reservoire
durch Bohrungen

Bohrmeter in Hochrech- Hochrech- resultierende Jahresleis- Bohrgeräte
D, Mittelwert nung: nung: installierte tung (7.500 (mittlere
der Jahre Bohrmeter- Geothermie- Leistung (pro elektrische Tagesbohr-
1950 - 1970 leistung in 40 kraftwerke Kraftwerk Volllaststun- leistung von
(nur Öl- und Jahren (2010 errichtbar, 4 MWel) den) 45 m)
Gaserschlie- - 2050) Dublette á 5
ßung) km Bohrstre-
cke
[m/a] [km] [Anzahl] [GWel] [TWh/a] [Anzahl]
531.000 21.200 2.120 8,5 63,75 33
Bohrmeter in D, Maximalleistung im Jahr 1959
(nur Öl- und Gaserschließung)
[m/a]
780.000 31.200 3.120 12,5 93,75 49
Bohrmeter in D, Mittelwert der Jahre 2003 - 2008 (gesamt)
[m/a]
70.000 2.800 280 1,12 8,4 5

Fazit
Das bis 2050 erschließbare technisch-ökologische Potential der geothermischen
Stromerzeugung in Deutschland beträgt 63,75 TWh/a (Brutto) bei einer installierten
Leistung von 8,5 Gigawatt elektrisch (GWel-Brutto)151. Dies entspricht 2.120 Geo-

151
Unter der Annahme von 7500 Volllaststunden

76


thermiekraftwerken (Dubletten152, 4 Megawatt elektrisch (MWel)). Der Eigenstrombe-
darf einer geothermischen Dublettenanlage mit einer installierten Leistung von
4 MWel beträgt näherungsweise rund 25%.

Somit ergibt sich ein erschließbares technisch-ökologisches Potential (Nettostromer-
zeugung) im Jahr 2050 von ca. 50 TWh/a bei einer installierten Netto-Leistung von
6,4 GWel.

5.6 Biogene Rest- und Abfallstoffe
Die in zahlreichen Studien gemachten Aussagen zu Biomassepotentialen beziehen
sich in der Regel auf die zwei Ursprungspfade energetisch verwertbarer Biomasse:
die Anbaubiomasse einerseits und die Nutzung biogener Rest- und Abfallstoffe, die
wir im Folgenden als „Abfallbiomasse“ bezeichnen, andererseits.

Unter Anbaubiomasse verstehen wir Biomasse, deren Kultivierung mit dem Ziel der
stofflichen oder energetischen Verwertung erfolgt. Produzenten der Anbaubiomasse
sind sowohl die Landwirtschaft mit einjährigen Kulturpflanzen, mehrjährigen Gräsern
und Holz aus Kurzumtriebsplantagen als auch die Forstwirtschaft mit Stamm- und
Industrieholz. Der Begriff der Abfallbiomasse umfasst dagegen landwirtschaftliche
Reststoffe, Grünschnitt aus Landschafts- sowie Naturpflegemaßnahmen, Siedlungs-
abfälle und Abfälle aus der Nahrungsmittel verarbeitenden Industrie sowie Holzrest-
stoffe153.

Bei der Ermittlung der technisch-ökologischen Biomassepotentiale konzentrieren wir
uns aus zwei Gründen auf die Abfallbiomasse:

• Die Anbaubiomasse wird aus verschiedenen Gründen kritisch gesehen. Dazu
zählen ihre Konkurrenz mit der Nahrungs- und Futtermittelproduktion, die negati-
ven Auswirkungen auf Umweltmedien, wie z.B. Qualität von Wasser und Böden,

152
Die geothermische Dublette ist der Grundbaustein einer Anlage zur geothermischen Strom- oder
Wärmeerzeugung. Die Dublette besteht aus einer Förderbohrung und einer Injektionsbohrung.
153
Holzreststoffe sind z.B. Alt- oder Schwachholz, d.h. Holz, das aus Durchforstungsmaßnahmen
stammt, die für die Produktion hochwertigen Stammholzes wiederkehrend durchgeführt werden
müssen sowie Restholz, also die bei der Bereitstellung von Stamm- und Industrieholz anfallenden
Ernterückstände.

77


Auswirkungen auf die Wassermenge, auf die Biodiversität und auf den Natur-
schutz154. Zudem ist der Anbau von Biomasse nicht treibhausgasneutral.

• Abfallbiomasse fällt ohnehin an. Soweit es keine Konkurrenzen zu vorrangigen
Versorgungsbereichen wie der stofflichen Verwendung gibt, kann man sie ener-
getisch nutzen. Wir gehen davon, dass die Abfallbiomasse zu 100% entweder
stofflich oder energetisch verwertet wird.

Bei der Durchsicht zahlreicher Studien sind wir häufig auf generelle Schwierigkeiten
hinsichtlich ihrer Vergleichbarkeit gestoßen. Ein Grund dafür liegt in einer häufig nicht
hinreichenden Verdeutlichung der darin angenommenen Rahmenbedingungen.

In der vorliegenden Arbeit ziehen wir die DLR-Studie155;156 als Referenz heran, weil
sie als einzige Studie eine Potentialschätzung bis 2050 enthält. Da wir in unserer
Studie ausschließlich technisch-ökologische Potentiale betrachten, fließen hier
Zahlen des Szenarios „Naturschutz-Plus“ aus der DLR-Studie ein. Dies enthält gut
dokumentierte Aussagen zu Potentialen bis 2050 – mit naturschutzfachlich gut
begründeten Minderungen der rein technischen Potentiale, die aus dem sogenann-
ten Basisszenario der DLR-Studie157 resultieren, aber auch mit Zuschlägen, die auf
Maßnahmen des Naturschutzes zurückgeführt werden. Den Forderungen des
Naturschutzes wurde auf Grundlage der 2004 geltenden natur- und umweltrechtli-
chen Vorgaben insgesamt verstärkt Rechnung158 getragen. Auch die für das Basis-
szenario geschätzten maximalen technischen Potentiale der Abfallbiomasse sind
realistischen, naturschutzbedingten Restriktionen unterworfen. Beispielsweise gehen
die hier auf Basis des Naturschutz-Plus-Szenarios zugrunde gelegten Zahlen in der

154
U.a. SRU 2007, WBGU 2008
155
Die hier verwendete DLR-Studie greift bei der Abfallbiomasse auf die Studie „Stoffstromanalyse zur
nachhaltigen energetischen Nutzung von Biomasse“ zurück. ÖI/UMSICHT/IE/IFEU/IZES/TUBS/TUM
2004
156
DLR/IFEU/WI 2004
157
DLR/IFEU/WI 2004
158
Dazu zählen z.B. folgende Vorgaben: §3 und §5 BNatSchG – 6% der land- und
forstwirtschaftlichen Fläche soll als Biotopverbund genutzt werden; Grünlanderhalt bzw. Erhöhung des
Grünlandanteils, aber vermehrt extensive Nutzung; Offenlandbiotope, Erhalt Mittel-Niederwaldnutzung

78


Größenordnung von 140 Petajoule (PJ) für zusätzlich erschließbares Waldholz nicht
in das Basisszenario der DLR ein. Auch sind die DLR-Angaben hinsichtlich der
Entnahme von Wald- und Schwachholz wesentlich zurückhaltender159.

Die Forschung zu möglichen Auswirkungen erhöhter Nutzungsintensität für die
Bereitstellung von Biomasse befindet sich noch am Anfang160. Auch bei der Abfall-
biomasse sind mögliche Nutzungskonkurrenzen, beispielsweise gegenüber der
stofflichen Nutzung, zu beachten. Ein konservativer Ansatz, wie er in den hier
übernommenen Potentialbetrachtungen zum Tragen kommt, trägt diesen Unsicher-
heiten Rechnung.

Fazit
Bei den Feststoffen gehen wir von einem technisch-ökologischen Potential in Höhe
von 581 PJ aus, für Biogas liegt das Potential bei 143 PJ161. Insgesamt handelt es
sich um ein Potential von 724 PJ. Das entspricht 202 Terawattstunden thermisch
(TWhth). Tabelle 5-3 zeigt die technisch-ökologischen Potentiale der einzelnen
Biomassefraktionen unter Berücksichtigung von Naturschutzbelangen.

159
Das DLR-Basisszenario geht u.a. von verkürzten Umtriebszeiten und einer Vollbaumnutzung (bzw.
Kahlschlag) aus, was standortabhängig sehr kritisch gesehen wird (Nährstoffverarmung,
Humuszehrung, erhöhte Kohlenstoff-Freisetzung aus dem Boden u.a.).
160
Siehe auch UBA 2007
161
Generell ist jeder hier eingehende Reststoff bzw. jede Reststoffgruppe nur einem Konversionspfad
zugeordnet, so dass es zu keiner Doppelzählung kommt.

79


Tabelle 5-3: Technisch-ökologische Potentiale der einzelnen Biomassefraktionen unter
Berücksichtigung von Naturschutzbelangen 2050162;163

Technisch-Ökologische Potentiale 2050
[PJth/a] [TWhth/a]
Festbrennstoffe
Stroh 53 15
Wald und Schwachholz 171 48
Mittelwald 11 3
Offenland 22 6
Industrierestholz 55 15
Holz im Hausmüll 20 6
Altholz 69 19
Klärschlamm 21 6
Zoomasse 14 4
Grünschnitt: Kompensationsflächen 8 2
Biotopverbund-Acker 18 5
Extensives Grünland 27 8
Energiepflanzen-Erosionsflächen 94 26
Zwischensumme 583 162
Biogas
Tierische Exkremente und Einstreu 88 24
Ernterückstände der Landwirtschaft 8 2
Abfälle aus Gewerbe und Industrie 6 2
164
Organische Siedlungsabfälle 21 6
Klärgas 20 6
Zwischensumme 143 40
Gesamtsumme 726 202

Wir berücksichtigen in unserer Modellierung lediglich den Anteil an Biogas aus
Abfallbiomasse zur Stromerzeugung, damit der Großteil der verfügbaren Abfallbio-

162
DLR/IFEU/WI 2004
163
Anmerkungen zur Tabelle: 1. Da für die Kategorien „Waldsaumentwicklung“ und „Deponiegas“ für
2050 keine Potentiale mehr angenommen werden, sind sie hier nicht aufgeführt. 2. Die Potentiale
geben den Heizwert der Festbrennstoffe bzw. Heizwert des aus den entsprechenden Reststoffen
gewonnen Biogases an.
164
Die diesem Potential zugrunde liegende Zahl aus der Studie „Stoffstromanalyse zur nachhaltigen
energetischen Nutzung von Biomasse“ bezieht sich begrifflich auf „organische Hausmüllanteile“
gemäß Bioabfallverordnung.

80


masse für andere energetische oder stoffliche Nutzungen – beispielsweise im
Verkehr oder in der Industrie – zur Verfügung steht. Wir nehmen an, dass in diesen
beiden Sektoren ein Bedarf an Abfallbiomasse besteht, um dort fossile Energieträger
zu substituieren.

Deshalb betrachten wir im Weiteren das Biogaspotential von nur 40 TWhth. Mit dem
heute erzielbaren Jahresnutzungsgrad in GuD-Anlagen von rund 57% ergibt sich
daraus ein Stromerzeugungspotential von rund 23 Terawattstunden elektrisch
(TWhel).

5.7 Zusammenfassung
Die technisch-ökologischen Potentiale erneuerbarer Energien (nach konservativer
Schätzung) sind in Tabelle 5-4 zusammengefasst. Im Kapitel 6 ist beschrieben,
inwieweit sie ausgeschöpft werden.
Tabelle 5-4: Potentiale der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung

Technisch-ökologisches Potential Installierte Leistung (GW) Ertrag (TWhel)
nach konservativer Schätzung
Photovoltaik 275 248
Windenergie an Land 60 180
Windenergie auf See 45 180
Wasserkraft 5,2 24
165
Geothermie 6,4 50
166
Abfallbiomasse (nur Biogas) Nach Bedarf 23
Insgesamt 687

Für diese Studie sind die technisch-ökologischen Potentiale für Europa nicht ermittelt
worden. Es ist jedoch unstrittig167, dass die Potentiale in Europa und Nordafrika

165
Es handelt sich hier um die Nettoleistung und Nettostromerzeugung, dass heißt bei diesen Zahlen
ist der Eigenstrombedarf berücksichtigt.
166
57% Jahresnutzungsgrad bei Verstromung in GuD-Anlagen
167
Der Sachverständigen Rat für Umweltfragen (SRU) schreibt in seiner vorläufigen Stellungnahme,
dass eine Versorgung der Region Europa-Nordafrika mit regenerativen Energiequellen auch nicht
ansatzweise an die Grenzen der Erzeugungspotentiale kommt, sondern nur circa 2% dieser Potentiale
ausreichen, um eine dauerhaft regenerative Stromversorgung der Region zu gewährleisten. SRU
2010

81


ausreichen, um diese Gebiete vollständig mit Strom aus erneuerbaren Energien
versorgen und erneuerbaren Strom nach Deutschland importieren zu können.

82

Das Szenario „Regionenverbund“

6 Das Szenario „Regionenverbund“

Im Folgenden skizzieren wir das Szenario „Regionenverbund“, das wir zusammen
mit zwei weiteren, sehr unterschiedlichen Szenarien entwickelt haben. Diese von uns
als „archetypisch“ bezeichneten Szenarien beschreiben drei Extremformen einer
Stromversorgung, die im Jahr 2050 zu 100% auf erneuerbaren Energien basiert.
Damit zeigen wir einen Lösungsraum für eine solche Stromversorgung.

Dabei betrachten wir nicht, wie die Entwicklung bis zum Jahr 2050 für diese drei
Zielvorstellungen verlaufen wird, sondern beschreiben nur das Ergebnis im Jahr
2050. Voraussichtlich werden in einem zukünftigen Energieversorgungssystem
Elemente aller drei Szenarien nebeneinander existieren.

Die Szenarien unterscheiden sich folgendermaßen:

• Regionenverbund: Alle Regionen Deutschlands nutzen ihre Potentiale der
erneuerbaren Energien weitgehend aus. Es findet ein deutschlandweiter Strom-
austausch statt. Nur zu einem geringen Anteil wird Strom aus Nachbarstaaten
importiert.

• International-Großtechnik: Die Stromversorgung Deutschlands und Europas
basiert auf den großtechnisch leicht erschließbaren deutschen, europäischen und
europanahen Potentialen aller erneuerbaren Energien und Speicherkraftwerke.
Ein gut ausgebautes interkontinentales Übertragungsnetz verbindet die Erzeu-
gungsschwerpunkte mit den Verbrauchszentren. Dies ermöglicht den europawei-
ten Ausgleich von Einspeiseschwankung aus fluktuierenden erneuerbaren Ener-
gien und deren optimale Nutzung.

• Lokal-Autark: Kleinräumige, dezentrale Strukturen werden autark mit Strom
versorgt. Dafür werden die lokal verfügbaren, technisch-ökologischen Potentiale
aller erneuerbaren Energien möglichst weitgehend genutzt. Alle Möglichkeiten zur
Effizienzsteigerung werden ausgeschöpft. Es wird kein Strom importiert. Die
Stromversorgung ist somit extrem dezentral geprägt. Sie basiert auf lokalen In-
selnetzen mit großen Stromspeichern.

83


Die Szenarien wurden in Anlehnung an die Story-and-Simulation-Methode168 erarbei-
tet. Die Beschreibungen (sog. „Story“) für die drei Szenarien basieren auf vorher
identifizierten Schlüsselfaktoren wie Stromerzeugung, Wärmerzeugung, Energiever-
teilung, Speicherung und Versorgungssicherheit. Je nach Szenario wurden für die
Schlüsselfaktoren unterschiedliche Ausprägungen festgelegt. Die Annahmen für die
Simulationen basieren auf diesen unterschiedlichen Ausprägungen. Die Simulations-
ergebnisse gehen wiederum in die Beschreibungen („Story“) ein.

Die Szenarien unterscheiden sich somit auch darin, dass die in Kapitel 3.5 und 5
beschriebenen technisch-ökologischen Potentiale der erneuerbaren Energien sowie
die technischen Potentiale des Lastmanagements und der Speicher in den drei
Szenarien zu verschieden großen Anteilen ausgeschöpft werden.

Da bisher allerdings nur Simulationsergebnisse für das Szenario „Regionenverbund“
vorliegen, beschreiben wir hier nur dieses Szenario detaillierter. Die ausführlichen
Ergebnisse dieser Simulation erfolgen in Kapitel 7.3.

6.1 Charakterisierung des Szenarios
In dem Szenario nutzen alle Regionen Deutschlands – Gemeinden in ländlichen
Räumen, Landkreise, Städte und Ballungszentren – im Jahr 2050 weitgehend ihre
Potentiale der erneuerbaren Energien. Regionen mit hohen Potentialen decken dabei
anteilig den Strombedarf von Regionen mit geringen Potentialen. Nur zu einem
geringen Anteil wird Strom aus erneuerbaren Energien aus dem europäischen
Ausland importiert.

Die Versorgungssicherheit und insbesondere der Ausgleich der fluktuierenden
Einspeisung von Wind- und Solarstrom werden durch eine deutschlandweite Koope-
ration der Regionen gewährleistet. Dies ist sinnvoll, da die stetige Deckung des
Strombedarfs im regionalen Maßstab unnötig viele Reservekraftwerke erfordern
würde und damit hohe Kosten verursachen würde.

168
U.a. Alcamo, J. (Hrsg.) 2008:

84


6.2 Stromerzeugung und Speicherung
Die folgende Tabelle 6-1 zeigt im Überblick die Annahmen zur Potentialausschöp-
fung für das Regionenverbund-Szenario im Vergleich zu den im Kapitel 5 ermittelten
technisch-ökologischen Potentialen für das Jahr 2050.
Tabelle 6-1: Übersicht über den Ausschöpfungsgrad der erneuerbaren Energiepotentiale
im Szenario „Regionenverbund im Jahr 2050“

Technisch-ökologisches Szenario „Regionenverbund“
Potential nach konservativer
Schätzung
Leistung (GW) Ertrag (TWh) Leistung (GW) Ertrag (TWh)
Photovoltaik 275 240 120 104
Windenergie an Land 60 170 60 170
Windenergie auf See 45 180 45 177
Wasserkraft 5,2 24 5,2 22
Geothermie 6,4 50 6,4 50
Abfallbiomasse (Biogas) nach Bedarf 23 23,3 11

Die Windenergie an Land und auf See ist entsprechend ihren technisch-ökologischen
Potentialen sehr gut ausgebaut. Bestehende Wasserkraftwerke sind bis zum Jahr
2050 modernisiert worden und daher weiterhin in Betrieb. Photovoltaikanlagen sind
auf geeigneten Fassaden- und Dachflächen sowie auf versiegelten Flächen in
Städten und Gemeinden installiert. Nur zu einem sehr geringen Anteil wird Biogas in
Gasturbinen als Spitzenlast- und Reservekraftwerk eingesetzt, vorwiegend in Kraft-
Wärme-Kopplungsanlagen (KWK). Die nutzbare Biomasse wird vorrangig im Verkehr
und als Rohstoff für die chemische Industrie eingesetzt, da hier die Substitution
fossiler Energieträger schwieriger ist. Ein Großteil der geothermischen Potentiale
wird ausgenutzt – vorrangig zur Stromerzeugung in stromgeführten169 KWK-Anlagen,
aber auch zur ungekoppelten Stromerzeugung170, wenn geeignete Wärmeabnehmer
fehlen.

169
Der Betrieb der stromgeführten KWK-Anlage richtet sich nach der Stromnachfrage. Wird Strom
benötigt, ist die Anlage in Betrieb und speist Strom in das Stromnetz ein.
170
Ungekoppelte Stromerzeugung ist die Stromerzeugung ohne Abwärmenutzung. Die Wärme wird
an die Umwelt abgegeben.

85


Überschüssiger Strom, d.h. Strom, der nicht von anderen Verbrauchern genutzt
werden kann, wird in Pumpspeicherwerken und in Langzeitspeichern auf Basis von
Methan oder Wasserstoff gespeichert. Nur geringe Mengen an überschüssigem
Strom können nicht verwendet werden.

Die im Kapitel 4.1 beschriebenen technisch-ökologischen Potentiale der Pumpspei-
cherwerke, die als Spitzenlast- und Reservekraftwerke eingesetzt werden, werden
weitgehend genutzt. Aus dem in Pumpspeicherwerken nicht nutzbaren überschüssi-
gen Strom wird Wasserstoff in Elektrolyseanlagen hergestellt. Der Wasserstoff kann
mit CO2 zu Methan synthetisiert werden. Wasserstoff oder Methan werden in Spit-
zenlast- und Reservekraftwerken (Gasturbinen oder Gas-und Dampfturbinenkraft-
werke) zur Stromerzeugung oder als Energieträger im Verkehr und in der Industrie
eingesetzt.

6.3 Wärme- und Kälteerzeugung
Fast alle Gebäude haben dem Szenario zufolge 2050 einen sehr hohen Wärme-
dämmstandard (siehe Kapitel 0). In Kombination mit solarthermischen Anlagen
decken elektrische Wärmepumpen hauptsächlich den restlichen Wärmebedarf an
Raumwärme von Heizung und Warmwasser. Geothermiekraftwerke versorgen große
Verbraucher in ihrer Nähe mit Wärme. Nah- und Fernwärmenetze sind Standard, wo
immer sich dies infolge einer hohen Wärmeverbrauchsdichte anbietet. Teilweise gibt
es vor Ort saisonale Speicher für die Solarthermie. Zur anteiligen Bereitstellung der
Prozesswärme in den Sektoren Industrie und Gewerbe, Handel und Dienstleistungen
(GHD) dient vorwiegend erneuerbares Methan oder Wasserstoff, daneben auch die
Hochtemperaturabwärme aus Biogas-Gasturbinen mit Kraft-Wärme-Kopplung oder
„überschüssiger“ Strom.

Der Bedarf an Klimatisierung im Bereich GHD steigt hauptsächlich aufgrund der
prognostizierten wachsenden Komfortansprüche. Insbesondere wirksamer Sonnen-
schutz, energiesparende Kühl- und Lüftungstechniken, optimierte Betriebsweisen
und die Reduzierung der Wärmequellen in Innenräumen, z.B. durch den Einsatz
sparsamer IT-Ausrüstung, begrenzen den Anstieg des erforderlichen Strom-
verbrauchs.

86


6.4 Verkehr
Elektro-PKW (reine Elektrofahrzeuge und vor allem Plug-in-Hybride) kommen 2050
etwa für die Hälfte der gesamten Fahrleistung auf. Damit steigt der Stromverbrauch
im Straßenverkehr erheblich, führt dabei jedoch zusammen mit den Effizienzverbes-
serungen der Fahrzeuge zu einem entsprechend verringerten Bedarf an Treibstoff
und geringeren Treibhausgasemissionen. Auch der Schienenverkehr gewinnt an
Bedeutung, was mit einem steigenden Stromverbrauch verbunden ist.

6.5 Energieverteilung
Das bis 2050 gut ausgebaute nationale Übertragungs- und Verteilungsnetz wird in
einer nationalen Regelzone betrieben. Es ist in ein gut ausgebautes europäisches
Übertragungsnetz eingebunden.

Vergleichbar mit den früheren Erdgasnetzen wird nun Wasserstoff oder erneuerbares
Methan sowie zu Erdgasqualität aufbereitetes Biogas aus Abfallbiomasse (Biome-
than) in überregionalen Gasnetzen in Deutschland verteilt. Verbrauchsschwankun-
gen werden in saisonalen Speichern gepuffert. Als saisonale Speicher eignen sich
vor allem Salzkavernenspeicher, für erneuerbares Methan und Biogas auch Poren-
speicher. Für die saisonale Speicherung von Wasserstoff existieren deutlich mehr
Kavernenspeicher als heute.

6.6 Versorgungssicherheit
Mit den Reservekraftwerken – Gasturbinen und GuD-Anlagen auf Basis von Biome-
than, erneuerbarem Methan oder Wasserstoff – kann die Versorgungssicherheit
jederzeit im nationalen Kontext durch ausreichend Kraftwerkskapazitäten gewährleis-
tet werden (siehe Kapitel 7.4).

Große Erzeugungsanlagen, Speicher, in virtuellen Kraftwerken gebündelte kleinere,
regional verteilte Erzeugungsanlagen sowie industrielle regelbare Lasten und
Elektrolyseanlagen (Lastmanagement) stellen – je nach Erzeugungs- und
Verbrauchssituation – die erforderliche Regelleistung bereit.

Die zentrale Herausforderung in diesem Szenario für das Jahr 2050 ist der stetige
Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch – insbesondere wegen der nicht
stetigen und nicht vollständig prognostizierbaren Stromerzeugung von Wind und

87


Photovoltaik. Die gute räumliche Verteilung aller erneuerbaren Energien und der
Netzbetrieb in einer deutschlandweiten Regelzone führen zu einer erheblichen
Verringerung der insgesamt resultierenden Einspeiseschwankungen der Windener-
gie und Photovoltaik.

Die verbleibenden Differenzen zwischen Erzeugung und Verbrauch werden vorran-
gig mit Lastmanagement, Speicher- und Reservekraftwerke ausgeglichen, die
regelzonenweit optimiert als virtuelle Kraftwerke eingesetzt werden. Das Lastmana-
gement in sogenannten „Smart Grids“171 ist flächendeckender Standard. Es wird
insbesondere bei Elektrofahrzeugen, Elektrowärmepumpen und Klimatisierung sowie
bei großen industriellen und gewerblichen Verbrauchern genutzt, deren technische
Potentiale überwiegend erschlossen sind.

Die genauen Annahmen für die Simulation des Szenarios „Regionenverbund“ und
die Ergebnisse beschreiben wir im folgenden Kapitel.

171
Englisch für „Intelligentes Stromnetz“, das sich durch eine intelligente Vernetzung von
Erzeugungsanlagen, Netzkomponenten, Energiespeichern und Verbrauchern durch den Einsatz von
Informations- und Kommunikationstechnologie auszeichnet, um durch Steuerung der einzelnen
Komponenten eine bessere Abstimmung zwischen Erzeugung und Verbrauch zu erzielen.

88

Simulation des Szenarios „Regionenverbund“

7 Simulation des Szenarios „Regionenverbund“

Die Simulation des Szenarios „Regionenverbund“ wurde vom Fraunhofer-Institut für
Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) mit dem Simulationsmodell Si-
mEE172 im Auftrag des UBA durchgeführt.

Im ersten Abschnitt wird das Modell in seinen wesentlichen Eigenschaften beschrie-
ben. Im folgenden Abschnitt werden die Teilmodelle und Annahmen detailliert
dargestellt. Im dritten Abschnitt werden die Ergebnisse der Simulation vorgestellt. Die
Analyse der Versorgungssicherheit insbesondere die im Stundenraster nicht berück-
sichtigte Bereitstellung von Regelleistung erfolgt im vierten Abschnitt. Im letzten
Abschnitt dieses Kapitels werden die Ergebnisse bewertet und die aus der Simulati-
on abgeleiteten Schlussfolgerungen dargestellt.

7.1 Ansatz und Modellstruktur
Um die Möglichkeiten der erneuerbaren Energien zur Stromversorgung bewerten zu
können, ist eine möglichst genaue Bestimmung ihrer Einspeisecharakteristika
erforderlich. Da die Einspeisung von Windenergie und Photovoltaik von den regiona-
len Wetterbedingungen abhängt, ist hierfür eine räumlich und zeitlich hoch aufgelöste
Simulation der Einspeisung notwendig.

Das Modell (siehe Abbildung 7-1) kann die Stromerzeugung aller erneuerbaren
Energien und der Speicher, die Last sowie ausgewählte Lastmanagementoptionen
über mehrere Jahre simulieren. Die Simulation erfolgt mit einer zeitlichen Auflösung
von einer Stunde in chronologischer Reihenfolge. Wind, Photovoltaik und Wärme-
pumpen können dabei mit einer räumlichen Auflösung von ca. 14 x 14 km simuliert
werden173. Das Modell ermöglicht somit, das Zusammenspiel der überwiegend
wetterabhängigen Erzeugung mit dem Verbrauch sehr genau abzubilden.

Die dynamische Simulation der Einspeisung erneuerbarer Energien und der Last für
das Jahr 2050 erfolgt auf Basis der Wetter- und Lastcharakteristik von vier Beispiel-

172
Saint-Drenan et al. 2009; Sterner et al. 2010
173
Dies entspricht für Deutschland einem Raster von 3.027 Planflächen an Land und 598 Planflächen
auf See, wobei jede Planfläche wie beschrieben ca. 14 x 14 km groß ist.

89


jahren (2006 bis 2009). Aufgrund der Betrachtung mehrerer Jahre und der Berück-
sichtigung verschiedener Wetterextreme können allgemeingültigere Aussagen
getroffen werden.

Abbildung 7-1: Aufbau des Modells SimEE

Die Simulation der verschiedenen Erzeugungsanlagen und Verbraucher erfolgt in
einer bestimmten Einsatzreihenfolge mit einem gleitenden Planungsvorlauf von vier
Tagen. Im Folgenden wird die Einsatzreihenfolge für einen beliebigen beispielhaften
Einsatzraum dargestellt.

Zuerst wird die Basislast simuliert. Sie ergibt sich aus der Gesamtlast (einschließlich
der Leitungsverluste) nach Abzug der Lasten von Elektromobilität, Wärmepumpen
und einem Teil der Klimatisierung. Die Basislast umfasst nur Verbrauchsarten, die
bereits heute in Betrieb sind. Sie kann daher mit der historischen Lastcharakteristik
abgebildet werden. Zur Basislast werden die „must run“ Anteile der Elektro-KfZ (also

90


die nicht verschiebbaren Batterieladungen) und der Wärmepumpen (also der Anteil
der Wärmepumpen ohne Wärmespeicher) summiert. Dieser Lastanteil wird im
nächsten Schritt soweit wie möglich durch die Stromerzeugung aus Windenergie,
Photovoltaik, Geothermie und Wasserkraft gedeckt.

Das Zwischenergebnis ist die in der Abbildung als „Residuale Last vor Glättung“
bezeichnet. Die residuale Last ist die verbleibende Last, die nicht direkt durch die
Einspeisung der erneuerbaren Energien gedeckt werden kann. Sie kann je nach
Höhe von Basislast und Stromerzeugung der erneuerbaren Energien größer oder
kleiner als Null sein.

Im nächsten Schritt wird der Einsatz von Elektro-KfZ, Wärmepumpen und Klimatisie-
rung mit Lastmanagement ermittelt. Deren Einsatz erfolgt vorrangig in Situationen, in
denen die Einspeisung der erneuerbaren Energien (ohne Biomasse) die Last
übersteigt. Zugleich werden diese Verbraucher so eingesetzt, dass die Gesamtlast
möglichst gut an die Stromerzeugung der erneuerbaren Energien angepasst wird.

Anschließend werden die Pumpspeicherwerke, Elektrolyse, Biogas-Gasturbinen,
Importe und GuD-Kraftwerke auf Basis von eE-Wasserstoff oder eE-Methan einge-
setzt. Ihr Einsatz wird so optimiert, dass die Stromerzeugung aus den erneuerbaren
Energien möglichst vollständig genutzt und die Gesamtlast jederzeit möglichst
effizient gedeckt wird. Ein Teil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird
dabei nicht genutzt, da dies eine sehr viel höhere installierte Leistung der Elektroly-
seanlagen erfordern, jedoch nur einen sehr geringen energetischen Nutzen erzielen
würde.

7.2 Teilmodelle und Annahmen
In diesem Kapitel sind die Teilmodelle des Modells SimEE sowie die in der Simulati-
on verwendeten Daten und Annahmen zu erneuerbaren Energien, Lastmanagement
und Speichern sehr detailliert erläutert. Das Kapitel richtet sich in erster Linie an
Leserinnen und Leser, die sich für diese Fragestellungen besonders interessieren.

Für diese Simulation entwickelte das Fraunhofer IWES das Modell SimEE (s.
Abbildung 7-2) weiter. Die Teilmodelle für Elektromobilität und Wärmepumpen
wurden nach Vorgaben des UBA angepasst und das Teilmodell Klimatisierung neu
implementiert. Die Wetterdaten wurden vom IWES für die Jahre 2006, 2007, 2008
und 2009 bereitgestellt. Alle verwendeten Annahmen zur Simulation des Szenarios
91


„Regionenverbund“ sind Vorgaben des UBA.

7.2.1 Stromnetz

Wir gehen in der Simulation davon aus, dass das Stromnetz – idealisiert – engpass-
frei und Deutschland eine Regelzone ist. Die Leitungsverluste wurden auf Basis
anderer Studien174 und ausgehend von eigenen Schätzungen mit 30 Terawattstun-
den (TWh) pro Jahr angesetzt (siehe Kapitel 3.5).

7.2.2 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

7.2.2.1 Photovoltaik

Modell
Das Fraunhofer IWES hat die Photovoltaik-Einspeisung mit einer räumlichen Auflö-
sung von ca. 14 x 14 km simuliert. Für die Wechselrichter und Module werden die
Modelle von Schmidt et al.175 und Beyer et al.176 verwendet. Für diese zwei Modelle
werden Parameter von Standard-Modulen bzw. Standard-Wechselrichtern verwen-
det. Neben der Außentemperatur berücksichtigt das Modell unterschiedliche Anla-
genkonfigurationen (Modulausrichtung und Neigung, Montageart etc.) in einem
statistischen Ansatz.

Meteorologische Daten
Als Datenbasis für die solare Einstrahlung dienten die vom SODA177 zur Verfügung
gestellten Globalstrahlungsdaten, die aus Satellitenbildern von Meteosat mit dem
Verfahren Helioclim-3 berechnet wurden. Die stündlichen Werte der Satellitendaten
enthalten auch durchziehende Wolkenfelder. Die Einstrahlung am Modul ergibt sich
aus dem Abgleich der Clear Sky Einstrahlung, die auf der „Linke“-Trübung basiert,
mit dem Clear Sky Index, der aus der Bearbeitung des sichtbaren Bildes der Erd-

174
U.a. WWF 2009
175
Schmidt et al. 1996
176
Beyer et al. 2004
177
www.soda-is.com

92


oberfläche berechnet wird178. Die Leistungseinbußen der Module aufgrund der
Erwärmung sind mit Temperaturwerten des Deutschen Wetterdienstes (DWD) nach
dem COSMO-EU-Modell (vorher LME) berücksichtigt. Ebenfalls sind Leistungsein-
bußen wegen der Verschmutzung der Module berücksichtigt worden.

Annahmen
Die installierte Leistung der Photovoltaik-Anlagen beträgt 120 Gigawatt (GW). Davon
entfallen ca. 20% auf geeignete Fassaden und andere senkrechte Flächen sowie ca.
80% auf geeignete Dachflächen.

Die 2050 vorhandenen Flächenpotentiale werden zu knapp 43% ausgeschöpft, da
die restlichen Flächen u.a. für solarthermische Anlagen benötigt werden. Die verblei-
benden Flächen stellen eine in diesem Szenario noch ungenutzte Reserve dar.

Die Anlagenkonfigurationen, also die Modulausrichtung und Neigung sowie die
Montageart usw., basieren auf Auswertungen des aktuellen deutschen Anlagenbe-
stands.

Für die Photovoltaikanlagen nehmen wir einen Anlagenwirkungsgrad von 17%179 und
eine Anlagenverfügbarkeit von 98%180 an.

Die installierte Leistung wird mit Hilfe einer Korrelation über die Siedlungsflächen-
dichte verteilt. Die Erzeugungsschwerpunkte korrelieren daher relativ mit den
Lastschwerpunkten. Die folgende Abbildung 7-2 zeigt die räumliche Verteilung, die
für die Simulation der kumulierten Photovoltaikeinspeisung verwendet wurde.

178
SODA 2009
179
Der Anlagenwirkungsgrad resultiert aus einem maximalen Modulwirkungsgrad von 19,3%, der
aktuell mit den besten am Markt verfügbaren Kollektoren erreicht wird, unter Berücksichtigung von
Wechselrichterverlusten und Modulalterung.
180
Eigene Annahme

93


Räumliche Verteilung der installierten Photovoltaik-Leistung 2050
450
55
400
54
350

53
300
Breitengrad

52
250

51
200

50
150

49 100

48 50

MW /
47 0
6 8 10 12 14 Planfläche
Längengrad

Abbildung 7-2: Räumliche Verteilung der Photovoltaik

7.2.2.2 Windenergie an Land

Modell
Das Modell arbeitet mit einer räumlichen Auflösung von ca. 14 x 14 km. Das Fraun-
hofer IWES hat die Windgeschwindigkeiten (siehe unten) auf die vorgegebenen
Nabenhöhen mit Hilfe des logarithmischen Höhenprofils umgerechnet. Dabei wurde
die vereinfachte Annahme gemacht, dass zu jedem Zeitpunkt und jedem Pixel eine
neutrale Schichtung vorliegt. Um Ungenauigkeiten zu bereinigen, die durch die
begrenzte räumliche und zeitliche Auflösung bedingt sind, wurde das Modell durch
Vergleich mit realen Windleistungszeitreihen für Deutschland für den heutigen
Anlagenbestand angepasst. Die Leistungsabgabe der Windenergieanlagen wird auf
Basis der Leistungskennlinien für angenommene Anlagentypen berechnet. Ebenso
werden aerodynamische Verluste, bedingt durch die Abschattung von Windenergie-
anlagen in Windparks, berücksichtigt.

94


Basis für die meteorologischen Daten sind die Windgeschwindigkeiten des COSMO-
EU-Modells des DWD in einer räumlichen Auflösung von ca. 14 x 14 km. Die Stand-
ort- und Anlagenauswahl erfolgte nach den langjährigen durchschnittlichen Windge-
schwindigkeiten auf Basis von Weibull-Parametern des DWD, die auf Basis des von
RISOE herausgegebenen Windatlas errechnet wurden.

Annahmen
Die installierte Gesamtleistung aller Anlagen beträgt 60 GW. Da die Potentialschät-
zung in Kapitel 5.2 konservativ erfolgte, gehen wir von einer vollständigen Ausnut-
zung der technisch-ökologischen Potentiale aus.

Die Verteilung dieser Gesamtleistung auf die einzelnen 14 x 14 km - Pixel erfolgte
nach dem Verhältnis der für die Windenergienutzung geeigneten Flächen. Zu deren
Ermittlung wurden zuerst die prinzipiell geeigneten Acker-, Wiesen- und Weideflä-
chen mit mittleren Windgeschwindigkeiten von mehr als 5,0 m/s in Nabenhöhe
ermittelt. Dann wurden die Flächen mit Nutzungskonkurrenzen ausgeschlossen –
insbesondere Siedlungsgebiete mit einem Abstand von 1.000 m, Schutzgebiete mit
einem Abstand von 200 m sowie Hauptverkehrsstraßen und Gewässer mit einem
Abstand von 300 m.

Um eine möglichst hohe und gleichmäßige Windstromerzeugung zu erreichen,
haben wir eine sehr große Nabenhöhen von 135 m gewählt und, je nach Standort,
drei unterschiedliche, bereits auf dem Markt befindliche Windenergieanlagen ausge-
wählt:

• Niedrige Windgeschwindigkeiten (5,0-6,0 m/s): 100 m Rotordurchmesser,
1,8 MW Nennleistung

• Mittlere Windgeschwindigkeiten (6,0-7,5 m/s): 101 m Rotordurchmesser,
3,0 MW Nennleistung

• Hohe Windgeschwindigkeiten (>7,5 m/s): 126 m Rotordurchmesser,
5,0 MW Nennleistung

95


Die Verfügbarkeit der Windenergieanlagen wurde mit durchschnittlich 98,5% ange-
nommen181.

7.2.2.3 Windenergie auf See

Modell
Das Modell für die Simulation der Windenergie auf See entspricht dem Modell für die
Windenergie an Land.

Die meteorologischen Eingangsdaten basieren, analog zur Berechnung der Windein-
speisung an Land, auf dem COSMO-EU-Modell des DWD, mit einer räumlichen
Auflösung von ca. 14 x 14 km. Dies entspricht 598 Planflächen für die Gebiete der
Ausschließlichen Wirtschaftzone (AWZ) sowie der 12-Seemeilen-Zone in Nord- und
Ostsee.

Annahmen
Die installierte Leistung beträgt 45 GW. Die Windenergieanlagen haben eine Nenn-
leistung von 5,0 MW, einen Rotordurchmesser von 126 m und eine Nabenhöhe von
85 m. Die Wassertiefe beträgt maximal 50 m.

Die Verfügbarkeit der Anlagen wird mit durchschnittlich 97% angenommen. Diese
Verfügbarkeit erreichten ältere Offshore-Windparks182 über mehrere Jahre. Für 2050
kann von einer Verbesserung der Verfügbarkeit der heutigen 5 MW-Klasse auf
dieses Niveau ausgegangen werden.

Für den Transport des Stroms von den Windenergieanlagen zum Netzanschluss-
punkt an Land nehmen wir einen durchschnittlichen Verlust von 5% an.

Die Windenergieanlagen wurden auf den – nicht für Naturschutz oder Schifffahrt
reservierten – Flächen in der Nord- und Ostsee verteilt, wobei in der Nordsee auch
das Seetauchergebiet183 ausgeschlossen wurde. Die installierte Leistung beträgt in

181
ISET 2008
182
IWES 2009
183
Bei dem Seetauchergebiet handelt es sich um das vom Bundesamt für Naturschutz identifizierte
(…)

96


der Ostsee 4.000 MW und in der Nordsee 41.000 MW.

7.2.2.4 Wasserkraft

Modell
Das Fraunhofer IWES hat die stündliche Einspeisung auf Basis einer Aufstellung
deutscher Wasserkraftanlagen mit einer Nennleistung, die größer ist als 1 MW,
simuliert. Die Speicherwasserkraft sowie die kleine Wasserkraft (< 1 MW) konnten
aus Zeitgründen nicht berücksichtigt werden. Während die Abflussraten den zeitli-
chen Verlauf der Stromerzeugung durch die Wasserkraft vorgeben, wurde die
Jahresenergie unter Berücksichtigung der Einspeisemengen für die verwendeten
meteorologischen Jahre 2006 bis 2009 sowie der vorgegebenen installierten Leis-
tung linear skaliert.

Daten
Eingangsdaten für die Stromerzeugung aus Wasserkraft bilden tagesmittlere Was-
serdurchflussraten an kraftwerksnahen Messstandorten der gewässerkundlichen
Ämter von Bund und Ländern an den für die Simulation betrachteten deutschen
Flüssen. Es handelt sich dabei um die Abflusszeitreihen der Jahre 2006 bis 2009 in
Baden-Württemberg, Bayern, Nordrhein-Westfalen und Rheinland Pfalz184. Es
werden Abflussraten der Flüsse berücksichtigt, für die im Jahr 2004 Anlagen mit
einer Nennleistung größer 1 MW verzeichnet sind.

Annahmen
Die installierte Leistung der Wasserkraft beträgt 5,2 GW. Da die Schätzung der
technisch-ökologischen Potentiale konservativ erfolgt ist und ein Rückbau bestehen-
der Anlagen in der Praxis ausgeschlossen werden kann, gehen wir von einer voll-
ständigen Ausnutzung des Potentials aus.

Eine zusätzliche Berücksichtigung der Anlagenverfügbarkeit ist nicht notwendig, da
in den vorliegenden Daten historische Nicht-Verfügbarkeiten bereits mit eingeflossen

"Hauptrastgebiet der Seetaucher". Dieses Gebiet geht über das Schutzgebiet hinaus.
184
Diese vier Bundesländer haben einen Anteil von ca. 95% an der Wasserkrafterzeugung.

97


sind.

7.2.2.5 Geothermie

Modell
Das Fraunhofer IWES simulierte die Stromerzeugung der Geothermiekraftwerke mit
der jeweiligen installierten Leistung und der Anlagenverfügbarkeit. Die bei geeigne-
ten Wärmeabnehmern anzustrebende Auskoppelung von Wärme ist in diesem
Modell nicht berücksichtigt.

Annahmen
Wie im Kapitel 5.5 dargestellt, beträgt die installierte Leistung 6,4 GW (netto). Der
Netto-Wirkungsgrad der Stromerzeugung beträgt 12% bei einer installierten Leistung
pro Dublettenanlage von 4 MWel. Die Anlagen laufen ganzjährig bei maximaler
verfügbarer Leistung.

Die Verfügbarkeit der Geothermiekraftwerke beträgt 90%185. Dieser Wert orientiert
sich an fossilen Kondensationskraftwerken.

7.2.2.6 Biomasse

Modell
Der Einsatz der Biomasse-Gasturbinen erfolgt überwiegend als Reserve- und
Spitzenlastkraftwerke, jedoch erst, wenn nach der optimierten Ausnutzung aller
modellierten Lastmanagementoptionen und der Pumpspeicherwerke noch ein
weiterer Leistungsbedarf besteht.

Annahmen
Die installierte Leistung der Biogas-Gasturbinen beträgt insgesamt ca. 23 GW. Diese
Kraftwerke fungieren vorrangig als Spitzenlastkraftwerke und dienen der Bereitstel-
lung von Regel- und Reserveleistung, da ihr Brennstoff – aufbereitetes Biogas – sehr
gut für die saisonale Speicherung in Erdgasspeichern geeignet ist.

185
Saint-Drenan et al. 2009; DENA 2008a

98


Rund 3 GW der Gesamtleistung von rund 23 GW werden als stromgeführte Kraft-
Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) mit sogenannten Abhitzekesseln betrieben. Die
Abwärme dient zur Bereitstellung von Prozesswärme mit einem hohen Temperatur-
niveau, das nicht durch Geothermie oder Wärmepumpen geliefert werden kann. Im
Gegensatz zu heute üblichen KWK-Anlagen wird hier die Abwärme jedoch nicht als
Hauptwärmequelle für die Bereitstellung der Prozesswärme genutzt, sondern sie ist
nur ein Teil eines bivalenten Systems. Die Prozesswärme kann jederzeit durch
brennstoffbetriebene Dampferzeuger bereitgestellt werden. Die Abwärme der
Gasturbinen ersetzt nur deren Brennstoff in den Situationen, in denen die Gasturbi-
nen zur Stromerzeugung benötigt werden.

Die planmäßige Verfügbarkeit der Anlagen beträgt 93%, die ungeplante Nicht-
Verfügbarkeit 4%.

7.2.3 Last und Lastmanagement

Aus der Basislast und der Einspeisung der erneuerbaren Energien (ohne Biomasse)
wird die residuale Basislast ermittelt. Anschließend werden Wärmepumpen, Elektro-
mobilität und Klimatisierung unter Ausnutzung der Lastmanagementpotentiale mit
dem Ziel modelliert, die residuale Gesamtlast zu minimieren. Die Ergebnisse sind die
Gesamtlast und die residuale Gesamtlast.

7.2.3.1 Basislast

Annahmen
Als Basislast wird im Folgenden der Lastanteil bezeichnet, der ohne Lastmanage-
ment simuliert wird. Die Basislast umfasst alle Verbrauchsarten, die bereits heute im
System sind. Der Basisstromverbrauch ergibt sich aus dem Gesamtstrom-
verbrauch186 (Nettostromverbrauch plus Leitungsverluste) nach Abzug des Strom-
verbrauchs von Elektromobilität, Wärmepumpen und zusätzlicher Klimatisierung187.

186
Der Verbrauch für Wärmepumpen und Klimatisierung ist vom Wetter- und Temperaturverlauf der
vier Beispieljahre abhängig und somit Ergebnis der Simulation. Daher ist auch der Gesamtverbrauch
Ergebnis der Simulation
187
Da in den historischen Lastprofilen bereits ein Stromverbrauch für Klimatisierung enthalten ist, wird
(…)

99


Der Basisstromverbrauch beträgt in allen vier Beispieljahren 401 TWh188.

Bei Elektromobilität, elektrischen Wärmepumpen und Klimatisierung werden die
Lastmanagementpotentiale zur optimalen Ausnutzung der fluktuierenden, dargebot-
sabhängigen erneuerbaren Stromerzeugung sowie zur Verringerung des Bedarfs an
Speicher- und Reservekapazitäten eingesetzt.

Zeitreihe der Basislast mit der Lastcharakteristik von 2009
70

60

50
Leistung (GW)

40

30

20

10

0
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Monat © FhG IWES

Abbildung 7-3: Mittlere stündliche Basislast mit der Lastcharakteristik des Jahres 2009

Ansatz
Der Lastgang der Basislast wird durch Skalierung der historischen stündlichen
Netzlast (der Jahre 2006-2009) entsprechend dem jährlichen Basisstromverbrauch
generiert (s. Abbildung 7.2 mit der Lastcharakteristik von 2009). Somit wird für die
Basislast in dem Szenario für 2050 das heutige Lastverhalten angenommen.

Daten
Datenbasis für die Simulation der Basislast ist die von der ENTSO-E (vormals UCTE)

nur der zusätzliche Bedarf für Klimatisierung (10 TWh) mit Lastmanagement simuliert.
188
Im Schaltjahr 2008 beträgt der Basisstromverbrauch 403 TWh.

100


veröffentlichte stündliche Netzlast189 der allgemeinen Versorgung der Bundesrepublik
Deutschland für die Jahre 2006 bis 2009.

7.2.3.2 Solarunterstützte Wärmepumpen

Modell
Stromverbrauch und Lastmanagementpotentiale der Wärmepumpenheizungen in
den Bereichen private Haushalte sowie Industrie und Gewerbe, Handel und Dienst-
leistungen (GHD) werden mit einem Modell simuliert, dass unterschiedliche Hausty-
pen, Wärmepumpentypen und Arten der Wärmeübergabe und unterschiedliche
Wärmespeicher abbildet, außerdem die Heizungsunterstützung mit solarthermischen
Anlagen.

Der Einsatz der Wärmepumpen erfolgt mit dem Ziel, die residuale Gesamtlast zu
minimieren. Mit Hilfe einer Speichereinsatzoptimierung über einen Zeithorizont von
vier Tagen – das ist der maximale Vorhersagehorizont für Windleistungsprognosen –
wird im Rahmen einer rollierenden Planung (also mit einem gleitenden Planungsvor-
lauf) der Einsatz der Wärmepumpen ermittelt. Die durchschnittliche Jahresarbeits-
zahl und der gesamte Jahresstromverbrauch sind Ergebnis der Simulation.

Aus der vorgegebenen Wärmelast wird für mehrere Gebäudetypen unter Berücksich-
tigung der Außentemperatur, der solaren Gewinne und der Speicherkapazitäten eine
residuale Wärmelast ermittelt, welche von den Wärmepumpen gedeckt wird.

Die Gebäude werden nach Alt- und Neubau, Ein- und Mehrfamilienhaus sowie
Industrie- und GHD-Sektor unterschieden. Die Wärmepumpen werden nach Luft-
und Solewärmepumpen sowie nach der Art der Wärmeübergabe (Fußbodenheizung,
Heizkörper, Luftheizung) unterschieden.

Die Wärmeerträge der Solarkollektoren werden auf Basis realer Kollektorkennlinien
unter Betrachtung der Einstrahlung und der Außentemperatur berechnet. Die
Einstrahlung auf Modulebene wird vergleichbar mit dem Verfahren für Photovoltaik
ermittelt.

189
Diese Netzlast enthält auch die Leitungsverluste.

101


Daten
Für die Simulation des Wärmebedarfs wurden Stundenmittelwerte der Außentempe-
ratur (als Mittelwerte innerhalb Deutschlands) verwendet. Für die Simulation der
solaren Wärmeerzeugung wurden die gleichen Wetterdaten wie für die Photovoltaik
verwendet.

Annahmen
Für die privaten Haushalte gehen wir von einem jährlichen Bedarf an Heizwärme von
100,5 TWh aus sowie einem Warmwasserbedarf von 41,3 TWh. Für die Sektoren
Industrie und GHD gehen wir dagegen von 40,2 TWh aus.190 Die Raumtemperatur
der Gebäude wird in allen Fällen mit 20°C angenommen. Der Wärmebedarf wird
komplett mit solar unterstützen Wärmepumpen gedeckt.

Da nicht jedes Dach für eine solarthermische Anlage geeignet ist, unterstellen wir
dort, wo es erforderlich ist, die Existenz kleinräumiger, solarer Nahwärmenetze, die
ausschließlich durch die Solaranlagen gespeist werden. Eingesetzt werden handels-
übliche Low-Flow-Kollektoren. In der Simulation wurde eine kumulierte Kollektorflä-
che von 120 km² angenommen.

Die Warmwasserspeicher für die Raumheizung191 betragen bei Einfamilienhäusern
ca. 9 Liter pro m2, für Warmwasser betragen sie 4 Liter pro m2. Für Einfamilienhäuser
liegen die entsprechenden Zahlen bei ca. 5 Liter pro m2 bzw. 3 Liter pro m2. Die
Raumheizungs-Speichergröße für Industrie und GHD orientiert sich an der Dimensi-
onierung für Mehrfamilienhäuser. Neubauten mit Luft-Luft-Wärmepumpen haben
keinen Heizungsspeicher.

Für die Speicher- und Leitungsverluste wird eine Größenordnung von 8% angenom-
men und für die Verluste infolge des Wärmetransports aus den Solaranlagen 10%.

7.2.3.3 Elektromobilität

Aufgrund der geringen Verbreitung von Elektrofahrzeugen existieren bisher noch
keine ausreichenden Erfahrungen über das diesbezügliche Nutzungsverhalten.

190
Der Bedarf an (Heiz-)Wärme enthält auch die Verluste für Speicherung und Verteilung der Wärme.
191
Speichervolumen bezogen auf die Nutzfläche

102


Daher ist es erforderlich, hierzu plausible Annahmen und Näherungen zu treffen.

Annahmen
Die Annahmen der Modellierung basieren auf bereits heute verfügbarer Technik192.
Die Anzahl der reinen Elektrofahrzeuge beträgt 10 Mio. (22%), die der Plug-in-
Hybride 15 Mio. (33%).

Reine Elektrofahrzeuge haben eine Speicherkapazität von 40 kWh (das entspricht
200 km Reichweite) und legen im Mittel rund 13.000 km pro Jahr zurück. Plug-in-
Hybride haben eine Speicherkapazität von 10 kWh (entsprechend 50 km Reichweite)
und legen im Mittel rund 8.000 km pro Jahr „netzelektrisch“ zurück. Der Strom-
verbrauch beträgt im Mittel 20 kWh auf 100km. Der Gesamtstromverbrauch beträgt
50 TWh pro Jahr. Der Tagesmittelwert der Fahrleistung ist konstant. 95% der
Fahrleistung fällt in der Zeit zwischen 6:00 Uhr und 20:00 Uhr an, die restlichen 5%
zwischen 20:00 Uhr und 6:00 Uhr – jeweils mit konstanter Fahrleistung.

Der Stromverbrauch für die Ladung der Fahrzeuge wird durch das individuelle
Ladeverhalten bestimmt. Wir simulieren 20% des täglichen Fahrstromverbrauchs als
nicht verschiebbare, ungeregelte Ladung und 80% als – für das Lastmanagement
geeignete – geregelte Ladung mit verschiedenen Nutzungsanforderungen. Diese
resultieren aus der Kapazität des Fahrzeugspeichers im Zusammenhang mit den
individuellen Fahrleistungen und aus den Nutzerwünschen zum Speicherfüllstand,
auch wenn dies die Speicherkapazität des Fahrzeugs nicht zwingend erfordert. Diese
Nutzungsanforderungen charakterisieren wir durch die Angabe der Mindestzeit, in
der ein voller Fahrzeugspeicher nicht geladen werden muss. Diese Zeit bezeichnen
wir als „Zeitshift“193.

Die für das Lastmanagement geeigneten Fahrzeugladungen unterteilen wir in vier
Unterkategorien: Der Zeitshift beträgt acht Stunden für 20% der Ladungen, ein Tag
für 35% der Ladungen, drei Tage für 20% der Ladungen und fünf Tage für 5% der
Ladungen.

Mindestens 50% der Fahrzeuge sind im Mittel zu jeder Zeit ans Netz angeschlossen

192
Z.B. Toyota Prius, GM Ampera, Mitsubishi i-MiEV, Tesla-Roadster
193
Der Zeitshift ist nicht fahrzeuggebunden, sondern bezieht sich auf die erforderlichen Ladevorgänge

103


und können am Lastmanagement teilnehmen194. Die Ladung erfolgt generell vorran-
gig in preisgünstigen Überschuss-Situationen. Die Ladeleistung der Fahrzeuge
beträgt 10 kW.

Modell
Der komplexe Zusammenhang – zwischen dem individuellen Fahrverhalten, den
Nutzerwünschen zum Speicherfüllstand und den unterschiedlichen Speichergrößen
der Fahrzeuge – wird, aufgrund der bisher fehlenden Erfahrungen zum Einsatz von
Elektrofahrzeugen, in einem vereinfachten Ersatzmodell abgebildet. Dieses berück-
sichtigt die statistischen Ausgleichseffekte, die durch die Vielzahl unabhängiger
Einheiten zu erwarten sind. Das Ersatzmodell bildet zudem nur den Anteil der
kumulierten Speicherkapazität aller Fahrzeuge ab, der für das Lastmanagement
gemäß den Nutzungsanforderungen zur Verfügung steht.

Die Speicherkapazitäten der Ersatzspeicher resultierten aus den angenommenen
Nutzungsanforderungen. Die Speicherkapazität der Ersatzspeicher (jeweils ein
Ersatzspeicher je Unterkategorie) ergibt sich als Produkt der durchschnittlichen
Fahrleistung der Unterkategorie und des Zeitshifts. Die Ersatzspeicher werden durch
die kumulierte Fahrleistung aller Fahrzeuge dieser Unterkategorie entladen. Sie
können maximal mit einer Leistung geladen werden, die der kumulierten Ladeleis-
tung aller Fahrzeuge dieser Unterkategorie unter Berücksichtigung der vorgegebe-
nen Verfügbarkeit entspricht. Das Laden der Ersatzspeicher wird, wie bereits für
Wärmepumpen beschrieben, als Lastmanagement über einen Prognosehorizont von
vier Tagen optimiert.

Die kumulierte Speicherkapazität der Ersatzspeicher zur Simulation des Lastmana-
gements beträgt unter diesen Annahmen rund 180 GWh, also nur rund ein Drittel der
kumulierten Speicherkapazität aller Fahrzeuge von 550 GWh. Dessen zeitgleich
verfügbare Ladeleistung beträgt 100 GW, also nur 40% der kumulierten Anschluss-
leistung aller Fahrzeuge von 250 GW.

Die Möglichkeit zum Lastverzicht, die Plug-in-Hybride aufgrund der zweiten Antriebs-
option bieten, wird hier nicht explizit modelliert. Hier bestehen bei extremen Erzeu-

194
Bei heutigem Nutzungsverhalten sind nur maximal 15% der PKW zeitgleich unterwegs.

104


gungsknappheiten noch zusätzliche Lastmanagementpotentiale. Ebenso wird die
auch grundsätzlich technisch mögliche Option der Einspeisung aus Elektrofahrzeu-
gen (Vehicle-to-Grid) nicht berücksichtigt.

7.2.3.4 Klimatisierung

Modell
Das Modell simuliert den Stromverbrauch und die Lastmanagementpotentiale für die
Klimatisierung im Bereich Gewerbe, Handel und Dienstleistungen. Es berücksichtigt,
dass – bei guter Wärmedämmung und optimiertem Sonnenschutz der Gebäude –
hauptsächlich die inneren Wärmelasten die Leistungsaufnahme der Klimaanlagen
bestimmen. Ein großer Teil des Stromverbrauchs wird daher in Abhängigkeit von den
Nutzungszeiten der Gebäude und den Außentemperaturen, ein weiterer Teil von den
äußeren Einflüssen wie Sonneneinstrahlung und Außentemperatur modelliert.

Daten
Für die Simulation des Strombedarfs für die Klimatisierung wurden Stundenmittelwer-
te der Außentemperatur (als Deutschlandmittel gewichtet mit der lokalen Bevölke-
rungsdichte) verwendet.

Annahmen
Da der bereits bestehende Stromverbrauch für Klimatisierung von 18,1 TWh im Jahr
2005 schon im UCTE-Lastprofil enthalten ist, wird nur der Zuwachs in Höhe von
10 TWh (für ein Normaljahr, d.h., temperaturbereinigt) im Jahr 2050 aufgeteilt und für
das Lastmanagement berücksichtigt. Die thermische Speicherkapazität der zu
kühlenden Gebäudemasse in Kombination mit (Eis-)Speichern ermöglicht eine
Verlagerung des Stromverbrauchs um etwa drei Stunden. Die Raumtemperatur der
Gebäude beträgt 24°C.

Die Speichereinsatzoptimierung erfolgt im Fall der Klimatisierung aufgrund der
Speichercharakteristik der Gebäudemasse lediglich über denn Zeitraum von einem
Tag und der vorangegangenen Nacht.

7.2.4 Speicherung und Importe

Die Gesamtlast bzw. die residuale Gesamtlast wird im nächsten Schritt durch den

105


Einsatz der Pumpspeicherwerke geglättet.

Anschließend wird die verbleibende Last, also die residuale Gesamtlast zuerst mit
Pumpspeicherwerken, danach durch einen optimierten Einsatz von Biogas-
Gasturbinenkraftwerken (siehe Abschnitt 7.2.2.6), eE-Wasserstoff- bzw. eE-Methan-
Speichersystemen und mit Hilfe von Importen gedeckt.

Dabei wird der Leistungsbedarf an GuD-Kraftwerken auf Basis von eE-Wasserstoff
bzw. eE-Methan sowie der Bedarf an Importen ermittelt.

7.2.4.1 Pumpspeicherwerke

Modell
Das Modell bildet die Pumpspeicherwerke als ein Ersatzkraftwerk auf Basis der
Leistung für Turbinen und Pumpen sowie der Speicherkapazität und Umwandlungs-
wirkungsgrade ab.

Der optimale Fahrplan zur Lastglättung wurde durch eine Speichereinsatzoptimie-
rung über einen Zeithorizont von vier Tagen – das entspricht dem maximalen
Vorhersagehorizont für Windleistungsprognosen – im Rahmen einer rollierenden
Planung ermittelt.

Annahmen

Pumpspeicherwerke können zur Energiespeicherung und Lastglättung sowie zur
Bereitstellung von Regeleistung genutzt werden.

Die installierte Leistung der Pumpspeicherwerke beträgt ca. 8.600 MW für Turbinen
und 7.900 MW für die Pumpen, bei einer Speicherkapazität von rund 59.000 MWh
potentieller Energie. Die Wirkungsgrade betragen 88% für die Turbinen und 85% für
die Pumpen.

In der Simulation wurden jeweils 4.000 MW Pump- und Turbinenleistung für die
Bereitstellung von Regelleistung reserviert. Für die planmäßige Energiespeicherung
und Lastglättung stehen somit 4.600 MW (Turbinen) und 3.900 MW (Pumpen) bei
einer Kapazität von 40,8 GWh (potentielle Energie) zur Verfügung.

106


7.2.4.2 eE-Wasserstoff-Speichersysteme

Modell
Das Modell bildet das eE-Wasserstoff-Speichersystem auf Basis seiner Komponen-
ten Elektrolyse, Verdichtung, Speicherung, Transport und Rückverstromung ab
(siehe Kapitel 4.1.2).

Der Gasamtwirkungsgrad des Speichersystems ergibt sich aus der Simulation.

Annahmen
Die Elektrolyseanlagen sind modular aufgebaut und arbeiten mit Wirkungsgraden
195
von bis zu 82% (sieheTabelle 7-1) . Die Rückverstromung erfolgt in Gas- und
196
Dampfturbinenkraftwerken mit einem durchschnittlichen Wirkungsgrad von 57%.
Tabelle 7-1: Wirkungsgrade Elektrolyse (Grundlage FVS 2004)

Anlagenleistung Wirkungsgrad
(Bezug auf Nennleistung) (Bezug auf Hu=3,0 kWh/m3)
[%] [%]
25 82,0
50 78,6
75 76,1
100 73,5

Die installierte Leistung der Elektrolyse wird so dimensioniert, dass 90% der Energie-
Überschüsse genutzt werden können. Die Elektrolyse wird immer bei negativer
Residuallast (nach Lastmanagement und Pumpspeicherwerken) eingesetzt und

195
Hier verwenden wir die Wirkungsgrade von fortschrittlichen Druckelektrolyseuren, die anhand von
verschiedenen Prototypen und Forschungsprojekten im Leistungsbereich bis 1 MW demonstriert
werden konnten (siehe FVS 2004). Würden wir an deren Stelle die Wirkungsgrad der heute
großtechnisch eingesetzten Elektrolyseure verwenden, so ergäben sich nur relativ geringe
Auswirkungen auf die Ergebnisse der Simulation. Die Hauptauswirkungen wären ein von ca. 42% auf
ca. 36% sinkender Wirkungsgrad des eE-Wasserstoff-Speichersystems und geringfügig höhere
Importe von Strom aus erneuerbaren Energien.
196
Die GuD-Kraftwerke arbeiten mit einem verdünnten Brenngas, das im Wesentlichen aus großen
Anteilen Wasserstoff sowie Stickstoff oder Kohlendioxid besteht. Es wird angenommen, dass
vergleichbare Wirkungsgrade wie bei heutigen Erdgas-GuD-Kraftwerken erreicht werden.

107


immer im besten Gesamtwirkungsgrad über alle Einzelanlagen gefahren.

Der Stromverbrauch für die Verdichtung (von 30 bar auf 180 bar) beträgt rund 0,03
kWh pro Kilowattstunde Wasserstoff. Die Speicherverluste betragen insgesamt 2%197
pro Jahr, die Transportverluste ebenfalls 2%.

7.2.4.3 eE-Methan-Speichersysteme

Modell
Das Modell bildet das eE-Methan-Speichersystem auf Basis der Komponenten
Elektrolyse, Synthese, Verdichtung, Speicherung, Transport und Rückverstromung
ab (siehe Kapitel 4.1.2).

Der Gasamtwirkungsgrad des Speichersystems ergibt sich aus der Simulation.

Annahmen
Für die Elektrolyse, die Speicherung, den Transport und die Rückverstromung gelten
die gleichen Annahmen wie für das eE-Wasserstoff-Speichersystem. Der Strom-
verbrauch für die Verdichtung (von 30 bar auf 180 bar) beträgt rund 0,01 kWh pro
Kilowattstunde Methan.

7.2.4.4 Importe

In geringem Umfang wird Strom aus erneuerbaren Energien importiert. Die Importe
dienen jedoch nur zum Ausgleich der Vier-Jahres-Energiebilanz. Sie sind für die
Versorgungssicherheit nicht erforderlich.

7.3 Ergebnisse der Simulation

7.3.1 Einspeisung erneuerbarer Energien

Photovoltaik
Abbildung 7-4 zeigt die monatsmittlere Einspeisung der Photovoltaikanlagen im Jahr
2050 für die vier meteorologischen Jahre 2006 bis 2009. Dabei ist wie zu erwarten

197
Nach Winter, Nitsch 1989

108


eine jahreszeitliche Abhängigkeit mit verstärkter Einspeisung in den Sommermona-
ten zu erkennen. Trotzdem ist eine unterschiedliche Ausprägung zwischen den vier
Jahren deutlich erkennbar. Während das Wetter-Jahr 2006 durch den „Maximalmo-
nat“ Juli gekennzeichnet ist, in dem die Photovoltaik durchschnittlich ca. 25 GW
elektrische Leistung bereitstellte, lieferte sie zwischen April und August 2009 im
Wetter-Jahr 2009 fünf Monate lang 20 GW im Monatsmittel, und das relativ gleich-
bleibend. Interessant ist, dass trotz unterschiedlicher Verteilung der Sonneneinstrah-
lung in den vier Wetter-Jahren die jährliche Stromerzeugung aus Photovoltaik gleich
groß ist (siehe auch Kapitel 7.3.4). Zum Vergleich ist in den folgenden Abbildungen
des Kapitel 7.3.1 die installierte Leistung in der linken oberen Ecke in rot eingetragen.
Monatsmittelwerte der Photovoltaik-Erzeugung (Meteo-Jahr 2006) Monatsmittelwerte der Photovoltaik-Erzeugung (Meteo-Jahr 2007)
40 40
installierte Leistung: 120 GW installierte Leistung: 120 GW
35 35

30 30
Leistung (GW)

Leistung (GW)

25 25

20 20

15 15

10 10

5 5

0 0
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Monat © FhG IWES Monat © FhG IWES

Monatsmittelwerte der Photovoltaik-Erzeugung (Meteo-Jahr 2008) Monatsmittelwerte der Photovoltaik-Erzeugung (Meteo-Jahr 2009)
40 40
installierte Leistung: 120 GW installierte Leistung: 120 GW
35 35

30 30
Leistung (GW)

Leistung (GW)

25 25

20 20

15 15

10 10

5 5

0 0

Abbildung 7-4: Monatliche Einspeisung von Photovoltaik im Jahr 2050, basierend auf den
Wetter-Jahren 2006-2009, Darstellung als monatliche Mittelwerte

Windenergie an Land
Abbildung 7-5 zeigt die Einspeisung der Windenergieanlagen an Land im Jahr 2050
für die vier meteorologischen Jahre 2006 bis 2009. Die Strombereitstellung aus
Windenergie ist in den Wintermonaten größer als im Sommer. Auffällig ist der Januar
2007 mit einer durchschnittlichen Erzeugungsleistung von rund 40 GW. Die installier-
te Leistung beträgt 60 GW.

109


Monatsmittelwerte der Onshore-Wind-Erzeugung (Meteo-Jahr 2006) Monatsmittelwerte der Onshore-Wind-Erzeugung (Meteo-Jahr 2007)
70 70

installierte Leistung installierte Leistung
60 60

50 50
Leistung (GW)

Leistung (GW)
40 40

30 30

20 20

10 10

0 0

Monatsmittelwerte der Onshore-Wind-Erzeugung (Meteo-Jahr 2008) Monatsmittelwerte der Onshore-Wind-Erzeugung (Meteo-Jahr 2009)
70 70

60 60

50 50
Leistung (GW)

Leistung (GW)
40 40

30 30

20 20

10 10

0 0

Abbildung 7-5: Monatliche Einspeisung von Windenergie an Land im Jahr 2050, basierend
auf den Wetter-Jahren 2006-2009, Darstellung als monatliche Mittelwerte

Wind auf See (offshore)
Abbildung 7-6 stellt die Einspeisung der Windenergieanlagen auf See im Jahr 2050
dar, basierend auf den vier meteorologischen Jahren 2006 bis 2009. Die jahreszeitli-
che Abhängigkeit ist im Vergleich zur Windenergie an Land geringer. Die bereitge-
stellte Energie liegt für die Offshore-Windenergie in einer ähnlichen Größenordnung
wie für die Windenergie an Land, obwohl 15 GW weniger installiert sind (45 GW
offshore statt 60 GW onshore).

110


Monatsmittelwerte der Offshore-Wind-Erzeugung (Meteo-Jahr 2006) Monatsmittelwerte der Offshore-Wind-Erzeugung (Meteo-Jahr 2007)
50 50
45 45

40 40

35 35
Leistung (GW)

Leistung (GW)
30 30

25 25

20 20

15 15

10 10

5 5

0 0

Monatsmittelwerte der Offshore-Wind-Erzeugung (Meteo-Jahr 2008) Monatsmittelwerte der Offshore-Wind-Erzeugung (Meteo-Jahr 2009)
50 50
45 45

40 40

35 35
Leistung (GW)

Leistung (GW)
30 30

25 25

20 20

15 15

10 10

5 5

0 0

Abbildung 7-6: Monatliche Einspeisung von Windenergie auf See im Jahr 2050, basierend
auf den Wetter-Jahren 2006-2009, Darstellung als monatliche Mittelwerte

Wasserkraft
Abbildung 7-7 zeigt beispielhaft die monatliche Einspeisung der Laufwasserkraftwer-
ke198 im Jahr 2050, basierend auf täglichen Mittelwerten des Jahres 2006. Die
Wasserkraft stellt über das gesamte Jahr mindestens 1,5 GW bereit. Es ist zu
erkennen, dass die Wasserkraft nicht – wie oftmals fälschlicherweise dargestellt wird
– über das Jahr hinweg gleichmäßig Strom bereitstellt. Wegen der Schneeschmelze
steigt die Leistung jeweils im Frühling und im Frühsommer.

198
Ein Laufwasserkraftwerk ist ein Wasserkraftwerk ohne Speichermöglichkeit für das Betriebswasser.
Die Zuflüsse dienen unmittelbar der Stromerzeugung.

111


Einspeisezeitreihe von Laufwasser (Meteo-Jahr 2009)
8

7

6
installierte Leistung
Leistung (GW)

5

4

3

2

1

0
0 50 100 150 200 250 300 350
Tag © FhG IWES

Abbildung 7-7: Monatliche Einspeisung von Wasserkraft im Jahr 2050, basierend auf dem
Wetter-Jahr 2009, Darstellung als tägliche Mittelwerte

Geothermie
Die Geothermieanlagen speisen im Jahr 2050 gleichmäßig über alle Monate knapp
5,8 GW ein. Im Gegensatz zur Photovoltaik und zur Windenergie ist die Geothermie
keine vom Wetter abhängige Stromerzeugung. Ihr Vorteil liegt in der jederzeit
zuverlässigen und planbaren Stromerzeugung.

Summe der Einspeisung erneuerbarer Energien
Abbildung 7-8 zeigt die Einspeisung aller erneuerbaren Energien für alle vier Wetter-
jahre. Die durchschnittlich bereitgestellte Monatsleistung erreicht ihr Maximum von
ca. 85 GW im Januar 2007. Der Minimalwert mit 40 GW trat im Oktober 2007 auf. Zu
erkennen sind die windreichen Wintermonate sowie die sonnenreichen Sommermo-
nate. Es ist zu erkennen, dass sich die monatlichen Einspeisungen von Wind und
Photovoltaik relativ gut ergänzen.

112


Mittlere, monatliche EE-Einspeisung im Vergleich (2006-2009)
90
Geothermie Laufwasser Onshore-Wind Offshore-Wind Photovoltaik
80

70

60
Leistung (GW)

50

40

30

20

10
2006
2007
2008
2009

0
Jan Feb März April Mai Juni Juli Aug Sept Okt Nov Dez
Monat © FhG IWES

Abbildung 7-8: Monatliche Einspeisung aller erneuerbarer Energien, dargestellt für alle
Wetter-Jahre 2006-09, Darstellung als monatliche Mittelwerte

Abbildung 7-9 zeigt beispielhaft für das Wetter-Jahr 2009 die Summe der durch-
schnittlichen monatlichen Einspeisung aller erneuerbaren Energien sowie die
durchschnittliche Last.199 Dabei stellt die gestrichelte rote Linie die Basislast (Ge-
samtlast ohne Verbrauch der Lastmanagementoptionen) von 401 TWh pro Jahr dar.
Die durchgehende rote Linie stellt die Gesamtlast (definiert als Basislast + Wärme-
pumpen + Elektrofahrzeuge + Klimatisierung) dar. Es ist zu erkennen, dass die
Monatsmittelwerte der Einspeisung der erneuerbaren Energien zwar in jedem Monat
größer sind als die Basislast, die Gesamtlast aber nicht immer gedeckt wird. Wie
diese Differenzen ausgeglichen werden können, wird in den Kapiteln 7.3.2 ff. be-
schrieben.

199
Die Darstellungen der monatlichen Einspeisung aller erneuerbaren Energien sowie der Last
basierend auf den anderen Wetter-Jahren sind im Anhang zu finden.

113


Monatsmittelwerte der EE-Einspeisung (Meteo-Jahr 2009)
100
Geothermie Laufwasser Onshore-Wind Offshore-Wind PV Basislast Last gesamt nach LM
90

80

70
Leistung (GW)

60

50

40

30

20

10

0
© FhG IWES
Monat

Abbildung 7-9: Monatliche Einspeisung aller erneuerbarer Energien, inkl. Darstellung der
Last vor und nach dem Lastmanagement im Jahr 2050, beispielhaft basie-
rend auf dem Wetter-Jahr 2009, Darstellung als monatliche Mittelwerte200

Um die Deckung der Last mit erneuerbaren Energien auch im Verlauf eines Monats
detaillierter darzustellen, bildet die Abbildung 7-10 beispielhaft die Wetter-Monate
Januar und Dezember 2007 ab. Es ist zu erkennen, dass im Januar die erneuerba-
ren Energien die Last größtenteils decken. Im Dezember, der im Hinblick auf die
Stromeinspeisung ein vergleichsweise unergiebiger Monat war, sorgte eine etwa
zweiwöchige Windflaute dafür, dass die erneuerbaren Energien über einen längeren
Zeitraum die Last nicht ohne die Speicher decken konnten. Wir werden später (s.
Kapitel 7.3.2 ff.) darauf zurückkommen, wie die Differenz (d.h. die Residuallast) auch
in diesem Zeitraum über Ausgleichsoptionen ausgeglichen werden kann. Beispielhaft
stellt die untere Grafik einen Sommermonat dar. Dabei ist ersichtlich, dass die
Lastspitzen an Sommertagen mit der maximalen Einspeiseleistung der Photovoltaik
korrelieren. Dies ist ein Ergebnis des Lastmanagements.

200
Die Darstellungen der monatlichen Einspeisung aller erneuerbaren Energien, inkl. Darstellung der
Last vor und nach Lastmanagement, basierend auf den anderen Wetter-Jahren sind im Anhang zu
finden.

114


EE-Einspeisung und Last (Meteo-Jahr 2007, Januar)
Geothermie Laufwasser Onshore-Wind Offshore-Wind PV Basislast Gesamtlast mit Lastmanagement
160

140

120
Leistung (GW)

100

80

60

40

20

0
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Tag © FhG IWES

EE-Einspeisung und Last (Meteo-Jahr 2007, Dezember)
160

140

120
Leistung (GW)

100

80

60

40

20

0
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Tag © FhG IWES

EE-Einspeisung und Last (Meteo-Jahr 2007, August)
160

140

120
Leistung (GW)

100

80

60

40

20

0
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Tag © FhG IWES

Abbildung 7-10: Beispiele für die Einspeisung der erneuerbaren Energien im Jahr 2050,
basierend auf dem Wetter-Jahr 2007 – Januar (oben), Dezember (Mitte), Au-
gust (unten)

115


7.3.2 Residuallast

Die Residuallast201 ist die verbleibende Last, die nicht direkt durch die Einspeisung
der erneuerbaren Energien gedeckt werden kann. Sie ergibt sich aus Differenz
zwischen Last und Einspeisung der erneuerbaren Energien. Positive Werte bedeu-
ten, dass eine verbleibende Last durch Speicher- oder Reservekraftwerke bzw. durch
Importe gedeckt werden muss. Negative Werte bedeuten, dass ein Überschuss an
verfügbarer Erzeugungsleistung besteht.

Im Folgenden zeigen wir die Ergebnisse der Residuallast in den Abstufungen
residuale Basislast, residuale Gesamtlast und anschließend residuale Gesamtlast mit
Pumpspeicherwerken.

7.3.2.1 Zeitreihen

Im Folgenden werden die Ergebnisse in stündlicher Auflösung als jährliche Zeitrei-
hen202, also in ihrer tatsächlichen zeitlichen Abfolge dargestellt. Die Zeitreihen zeigen
das Zusammenspiel von Last und Erzeugung in Verlauf eines Jahres.

Residuale Basislast
Die residuale Basislast ergibt sich als Differenz von Basislast und der Erzeugung der
erneuerbaren Energien (ohne Biomasse). Sie ist in Abbildung 7-11 für das Wetter-
Jahr 2009 dargestellt.

Wie auch aus den vorherigen Abbildungen ersichtlich, können die erneuerbaren
Energien ohne Speicher nicht zu jedem Zeitpunkt die Basislast decken (rote Flächen
in Abbildung 7-11). Gleichzeitig ist zu erkennen, dass es im Laufe des Jahres viele
Zeitpunkte gibt, an denen die Einspeisung erneuerbarer Energien größer als die
jeweilige Gesamtlast ist und somit Überschüsse vorhanden sind (blaue Flächen in
Abbildung 7-11). Da es sich um die Darstellung der residualen Last handelt, haben
Überschüsse in diesem Fall ein negatives Vorzeichen, Defizite (hier als Differenz
zwischen der Last und der direkten Einspeisung der erneuerbaren Energien) ein

201
Die Darstellungen der Residuallast ohne und mit Ausgleichsoptionen für alle Wetter-Jahre sind im
Anhang zu finden.
202
auch Ganglinien genannt

116


positives.

Die Überschussspitzen (bis ca. -100 GW)203 sind deutlich häufiger und ausgeprägter
als die Defizite (bis ca. +50 GW). Mit diesen Überschüssen können die Defizite
ausgleichen werden – vorausgesetzt, die überschüssige Energie kann gespeichert
werden.

Residuallast ohne E-Mobilität, Wärmepumpen und Klimatisierung (Meteo-Jahr 2009)
60

40

20

0
Residuallast (GW)

-20

-40

-60

-80
Überschüsse: -153.9 TWh
-100 Defizite: 52.8 TWh
Minimale Residuallast: -105.1 GW Defizite (Last > EE-Einspeisung)
Maximale Residuallast: 50.1 GW
Überschüsse (EE-Einspeisung > Last)
-120
© FhG IWES
Monat

Abbildung 7-11: Residuale Basislast für das Jahr 2050, basierend auf dem Wetter-Jahr 2009

Residuale Gesamtlast
Die residuale Gesamtlast ergibt sich als Differenz von Gesamtlast, definiert als
Basislast plus Verbrauch für Klimatisierung, Elektromobilität und Wärmepumpen
inklusive Lastmanagement, und der Erzeugung der erneuerbaren Energien (ohne
Biomasse). Abbildung 7-12 zeigt die residuale Gesamtlast und damit die Wirkung
des Lastmanagements für das Wetter-Jahr 2009.

Durch die zeitliche Verlagerung sowohl der Ladung von Elektrofahrzeugen als auch
des Einsatzes von Klimatisierung und Wärmepumpen kann ein Teil der Überschüsse
genutzt werden (siehe Abbildung 7-13 im Vergleich zur Abbildung 7-12). Die zusätz-
lichen Verbraucher erhöhen trotz Lastmanagement die Lastspitzen, dies jedoch

117


deutlich weniger als es bei einem ungesteuerten Verbrauch der Fall wäre.

Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement, vor PSW (Meteo-Jahr 2009)
60

40

20

0
Residuallast (GW)

-20

-40

-60

-80
-120
© FhG IWES
Monat

Abbildung 7-12: Residuale Gesamtlast (unter Berücksichtigung von Lastmanagement, aber
ohne Pumpspeicher) für das Jahr 2050, basierend auf dem Wetter-Jahr 2009

Residuale Gesamtlast mit Pumpspeicherwerken
Eine weitere Ausgleichsoption stellen Kurzzeitspeicher dar. Sie können in angebots-
reichen Situationen geladen werden, was einem zusätzlichen Verbrauch entspricht,
und in angebotsarmen Situationen entladen werden (das entspricht einer zusätzli-
chen Stromerzeugung). In unserer Modellierung setzen wir dafür ausschließlich
Pumpspeicherwerke ein. Sie können aber wegen ihrer geringen Leistung204 die
Residuallast nur in geringem Umfang zusätzlich glätten (siehe Abbildung 7-13).

204
Etwa die Hälfte der installierten Leistung und etwa 30% der Speicherkapazität aller
Pumpspeicherwerke sind in unserem Szenaio für die nicht simulierte Bereitstellung von Regelleistung
reserviert.

118


Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement und PSW (Meteo-Jahr 2009)
60

40

20

0
Residuallast (GW)

-20

-40

-60

-80
-120
© FhG IWES
Monat

Abbildung 7-13: Residuale Gesamtlast (unter Berücksichtigung von Lastmanagement und
Pumpspeichern) für das Jahr 2050, basierend auf dem Wetter-Jahr 2009

Lastmanagement und der Einsatz von Kurzzeitspeichern glätten die Residuallast und
verringern die Überschüsse gegenüber der residualen Basislast erheblich.

7.3.2.2 Jahresdauerlinien

Im Folgenden sind die bisherigen Ergebnisse noch einmal in einer anderen Form –
der Jahresdauerlinie – dargestellt, weil sich daraus einfacher Aussagen über die
Häufigkeiten des Einsatzes einzelner Techniken oder über den Bedarf an Erzeu-
gungsleistung ableiten lassen.

Ableitung der Jahresdauerlinie
Die Lastdauerlinie ist eine andere Darstellung der Last, die bisher als Zeitreihe
dargestellt wurde. Die Lastdauerlinie stellt die nach der Höhe der Lastniveaus in
absteigender Reihenfolge sortierte jährliche Last in stündlicher Auflösung dar. Das
heißt, ganz links werden die Stunden mit der höchsten Last und ganz rechts die
Stunden mit der niedrigsten Last abgebildet.

Die Abbildung 7-14 zeigt in der linken Grafik beispielhaft den Verlauf einer Last in
einem Ausschnitt von 150 Stunden einer Beispielwoche. Die rechte Grafik stellt die
daraus folgende Lastdauerlinie in stündlicher Auflösung dar.

119


Die Jahresdauerlinie gibt an, welche Leistung in wie vielen Stunden pro Jahr benötigt
wird. Nur ein Teil der Leistung – die sogenannte Grundlast – wird durchgängig
nachgefragt (in Abbildung 7-14 sind das rund 30 GW). Ebenso ist eine bestimmte
Leistung – die Spitzenlast – nur in wenigen Stunden im Jahr erforderlich (in
Abbildung 7-14 bis zu insgesamt 55 GW).

Darstellung der Basislast als Zeitreihe (Ausschnitt) Darstellung der Basislast als Dauerlinie (GW)
60 60
55

50 50

50

40 40
Leistung (GW)

45
30 30

40
20 20

35
10 10

0 0 30
0 50 100 150 0 50 100 150
Stunde (h) Sortieren der Lastwerte nach absteigender Höhe Stundenanzahl

Abbildung 7-14: Beispielhafter Aufbau und Ableitung einer Jahresdauerlinie (hier: einer
Woche)

Ähnlich wie die Last kann auch die Stromerzeugung (für einzelne Erzeugungsarten
oder auch für einen ganzen Kraftwerkspark) in einer Dauerlinie dargestellt werden.
Dies wird im Folgenden am Beispiel der Windenergie gezeigt.

Windenergie
Der Großteil der bereitgestellten Leistung im Jahr 2050 kommt mit durchschnittlich
347 TWh pro Jahr (von insgesamt 534 TWh) aus der Nutzung der Windkraft. Die
folgende Abbildung 7-15 stellt deshalb die Jahresdauerlinien von Onshore-Wind,
Offshore-Wind und Wind-Gesamt dar. Interessant ist, dass Offshore-
205
Windkraftanlagen in mindestens 2.000 Stunden im Wetter-Jahr 2009 mehr als

205
Die Darstellungen der Jahresdauerlinien der Einspeisung Wind, basierend auf den anderen Wetter-
Jahren, sind im Anhang zu finden.

120


75% der installierten Leistung bereitgestellt haben. Die maximale zeitgleiche Ein-
speisung der Windkraft beträgt rund 90% der installierten Windkraftleistung.
Jahresdauerlinie von Onshore-Wind (Meteo-Jahr 2009)
70

60
Installierte Leistung: 60 GW
Volllaststunden: 2633,8 h
Ertrag: 158,0 TWh
50
Leistung (GW)

40

30

20

10

0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
© FhG IWES
Stundenanzahl

Jahresdauerlinie von Offshore-Wind (Meteo-Jahr 2009)
70

60
Installierte Leistung: 45 GW
Ertrag:´168,3 TWh
50
Leistung (GW)

40

30

20

10

0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
© FhG IWES
Stundenanzahl

Jahresdauerlinie von Wind gesamt (Meteo-Jahr 2009)
120


100 Installierte Leistung: 105 GW
Ertrag: 326,4 TWh

80
Leistung (GW)

60

40

20

0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
© FhG IWES
Stundenanzahl

Abbildung 7-15: Jahresdauerlinie der Einspeisung Wind (Onshore oben, Offshore Mitte,
Gesamt unten) im Jahr 2050, basierend auf dem Wetter-Jahr 2009

121


Residuale Basislast
Abbildung 7-16 und Abbildung 7-17 zeigen die Jahresdauerlinien der Basislast und
der residualen Basislast für die Wetter-Jahre 2007 und 2009.206

Die gesamte Fläche, die sich zwischen der 0 GW-Linie und der obersten Kurve
befindet, stellt die Basislast für das Jahr 2050 dar. Die bunten Flächen repräsentie-
ren die jeweilige Einspeisung aus erneuerbaren Energien (siehe Legende). Die Linie
an der Unterseite der Flächen repräsentiert die residuale Last, die aus der Basislast
nach Abzug der Einspeisung aller in den darüberliegenden Flächen dargestellten
erneuerbaren Energiequellen resultiert.

Es ist zu erkennen, dass eine graue Fläche als sogenannte residuale Basislast übrig
bleibt, die von erneuerbaren Energien nicht direkt gedeckt werden kann. Gleichzeitig
ist zu erkennen, dass die erneuerbaren Energien viele Stunden im Jahr mehr
Leistung zur Verfügung stellen, als nachgefragt wird – dies ist die gesamte farbige
Fläche unterhalb der 0 GW-Achse. Ziel von Speicherung und Lastmanagement ist
es, diesen Überschuss durch geeignete Maßnahmen möglichst gut zu nutzen.

206
Die Darstellungen der Jahresdauerlinien, basierend auf den anderen Wetter-Jahren, sind im
Anhang zu finden.

122


Jahresdauerlinen der EE-Einspeisung sowie der Last (Meteo-Jahr 2007)

60

40

20

0
Leistung (GW)

-20

-40

-60

-80 residuale Basislast
Geothermie
-100 Laufwasser
Onshore-Wind
Offshore-Wind
-120
Photovolatik
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
© FhG IWES
Stundenanzahl

Abbildung 7-16: Jahresdauerlinie der Einspeisung erneuerbarer Energien im Jahr 2050,
basierend auf dem Wetter-Jahr 2007

Jahresdauerlinen der EE-Einspeisung sowie der Last (Meteo-Jahr 2009)

60

40

20

0
Leistung (GW)

-20

-40

-60

-80 residuale Basislast
Geothermie
-100 Laufwasser
Onshore-Wind
Offshore-Wind
-120
Photovolatik
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
© FhG IWES
Stundenanzahl

Abbildung 7-17: Jahresdauerlinie der Einspeisung erneuerbarer Energien im Jahr 2050,

Residuale Gesamtlast und residuale Gesamtlast mit Pumpspeicherwerken
In der Abbildung 7-18 sind die residuale Basislast, die residuale Gesamtlast und die

123


residuale Gesamtlast mit Pumpspeicherwerken als Jahresdauerlinien dargestellt. Es
ist ersichtlich, dass durch Lastmanagement bei Klimatisierung, Elektromobilität und
Wärmepumpen ein erheblicher Anteil der Überschüsse genutzt werden kann und
sich die residuale Höchstlast dabei nur leicht erhöht. Der Einfluss der Pumpspei-
cherwerke ist aufgrund ihrer geringen Leistung und Kapazität nur gering.

Jahresdauerline der Residuallast (Meteo-Jahr 2009)
60
Basislast - EE-Erzeugung
Gesamtlast + Lastmanagement
40 ... + Pumpspeicher

20

0
Residuallast (GW)

-20

60
-40
55

50
-60
45

-80 40

35

-100 30
0 50 100 150 200 250 300 350 400

-120
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Stundenanzahl

Abbildung 7-18: Darstellung der Jahresdauerlinie von residualer Basislast, residualer
Gesamtlast und residualer Gesamtlast mit Pumpspeichern für das Jahr 2009

7.3.3 Langzeitspeicher, Stromimporte und Reservekraftwerke

In diesem Abschnitt beschreiben wir zwei Alternativen, wie sich die residuale Ge-
samtlast decken lässt und bestehende Überschüsse genutzt werden können: das
eE-Wasserstoff- und das eE-Methan-Langzeitspeichersystem. Die genaue Beschrei-
bung dieser Systeme ist bereits in Kapitel 4.1 erfolgt.

Bei beiden Langzeitspeichersystemen fließt der überschüssige Strom in die Elektro-
lyse. Die installierte Elektrolyseleistung wurde mit 44 GW so dimensioniert, dass 90%
der Überschussenergie genutzt werden können. Dafür muss die installierte Leistung
nur 64% der max. Überschussleistungen betragen.

In den beiden nachfolgend vorgestellten Optionen für den Einsatz chemischer
Langzeitspeicher wurde jeweils von einem bestimmten Anteil an importiertem Strom
ausgegangen. Die Importe dienen in diesen Szenarien allerdings nur dem Ausgleich

124


der Vier-Jahres-Energiebilanz. Wie im Kapitel 7.4 gezeigt wird, sind die Importe nicht
zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit erforderlich.

7.3.3.1 Wasserstoffspeicher und Stromimport

Den Einsatz von Elektrolyse, Wasserstoffrückverstromung, Biogasverstromung und
Importen für den gesamten Betrachtungszeitraum zeigt die Abbildung 7-19. Der
Wirkungsgrad des eE-Wasserstoff-Speichersystems beträgt 42%.

Die Last wird in jeder Stunde vollständig gedeckt. Dazu werden je nach Bedarf
nacheinander eingesetzt, bis zu:

• 2,5 GW Biogas-Gasturbinen mit KWK,

• 6,9 GW Stromimporte aus erneuerbaren Energien,

• 30,4 GW GuD-Kraftwerke zur Rückverstromung von eE-Wasserstoff und

• 17,5 GW Biogas-Gasturbinen als Reservekraftwerke.

Die Importe betragen zwischen 19,7 TWh für das Wetterjahr 2007 und 26,5 TWh für
2006. Im Mittel (über alle vier Jahre) liegen diese bei rund 23 TWh. Das entspricht
weniger als 5% des Stromverbrauchs im Jahr 2050 und liegt deutlich unter den rund
40 TWh Brutto-Importen207 von heute.

207
Deutschland importierte im Jahr 2009 über 40 TWh Strom (Brutto-Import), gleichzeitig exportierte
Deutschland aber 55 TWh.

125


Strom-Importe sowie Einsatz von Elektrolyse und Rückverstromung (Meteo-Jahr 2006-2009)
60
maximale Residuallast: 57.3 GW

40

20
Leistung (GW)

0

-20

-40

-60 Elektrolyse-Leistung: 44 GW

-80 Elektrolyse abger. Überschüsse Biomasse-KWK Import Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast
2006 2007 2008 2009 2010
Jahr © FhG IWES

Abbildung 7-19: Einsatz von Elektrolyse, Wasserstoffrückverstromung, Biogasverstromung
und Importen für den gesamten Betrachtungszeitraum 2006-2009

Abbildung 7-20 zeigt den Wasserstoff-Speicherfüllstand über die gesamten vier
Jahre. Anfangs- und Endwert betragen jeweils ca. 50 TWhth,208 das Minimum
10 TWhth und das Maximum ca. 85 TWhth. Das hierfür benötigte Kavernenspeicher-
volumen beträgt rund 28 Mrd. m3. Das technisch-ökologische Potential für Kavernen-
speicher (siehe Kapitel 4.1.2) ist mit rund 37 Mrd. m3 (entsprechend 110 TWhth für
Wasserstoff) so viel größer, dass neben der Wasserstoffspeicherung noch eine
Erdgasspeicherung mit den derzeit genutzten Speicherkapazitäten möglich ist.

208
TWhth ist eine Maßeinheit für thermische Energie, hier bezogen auf den Heizwert der Brennstoffe.

126


Speicherverlauf mit Strom-Importen und Biomasse-Verstromung (Meteo-Jahr 2006-2009)
90

80

70
Energie im Speicher (TWh)

60

50

40

30

20

10

0
2006 2007 2008 2009 2010
© FhG IWES
Jahr

Abbildung 7-20: Darstellung des Speicherverlaufs (hier: Wasserstoffspeicher) für den
gesamten Betrachtungszeitraum 2006-2009

Abbildung 7-21 zeigt die Jahresdauerlinie für den Einsatz von Elektrolyse, Wasser-
stoffrückverstromung, Biogasverstromung und Importen für das Wetter-Jahr 2009. Im
Bereich unterhalb der Null-Linie (0 GW) sind die Überschüsse der Einspeisung
aufsummiert (für die Elektrolyse genutzte Überschüsse in violett und die nicht
genutzten Überschüsse in rot) dargestellt. Oberhalb der Null-Linie ist der Einsatz von
Biomasse-Gasturbinenkraftwerken mit KWK, Wasserstoffrückverstromung in GuD-
Kraftwerken, Importen und Biomasse-Spitzenlastgasturbinenkraftwerken dargestellt.

127


Jahresdauerlinie Langzeitspeicher (Meteo-Jahr 2009)

60 maximale Residuallast (alle Jahre): 57.3 GW

Biomasse-Spitzenlast: 17.5 GW
40

GuD-Leistung: 30.4 GW
20
Leistung (GW)

Import-Leistung: 6.9 GW
0
Biomasse-KWK-Leistung: 2.5 GW

-20

-40 Elektrolyse-Leistung: 44 GW

-60
maximale Überschüsse: 60.7 GW

Biomasse-KWK Import H2-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrolyse abger. Überschüsse
-80
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Stundenanzahl © FhG IWES

Abbildung 7-21: Jahresdauerlinie der Langzeitspeicher im Jahr 2050 (hier: Wasserstoffspei-
cher), basierend auf dem Wetter-Jahr 2009209

7.3.3.2 Methanspeicher und Stromimport

Abbildung 7-22 zeigt den Einsatz von Elektrolyse, eE-Methan-Rückverstromung,
Biogasverstromung und Importen für den gesamten Betrachtungszeitraum 2006 bis
2009.

Die Last wird in jeder Stunde vollständig gedeckt. Dazu werden je nach Bedarf
nacheinander eingesetzt, bis zu:

• 2,5 GW Biogas-Gasturbinen mit KWK,

• 9,3 GW Stromimporte aus erneuerbaren Energien,

• 28,0 GW GuD-Kraftwerken zur Rückverstromung von eE-Methan und

• 17,5 GW Biogas-Gasturbinen als Reservekraftwerke.

Der Wirkungsgrad des eE-Methan-Speichersystems beträgt 35%, ist also etwas
geringer als der des eE-Wasserstoff-Speichersystems. Daher sind die Importe mit mit

209
Die Darstellungen der Jahresdauerlinien für Langzeitspeicher, basierend auf den anderen Wetter-

128


einem Mittelwert von 29,5 TWh (gemittelt über alle vier Jahre) beim eE-Methan-
Speichersystem etwas höher und betragen rund 6% des Stromverbrauchs im Jahr
2050.

Strom-Importe sowie Einsatz von Elektrolyse/Methanisierung und Rückverstromung (Meteo-Jahr 2006-2009)
60
maximale Residuallast: 57.3 GW

40

20
Leistung (GW)

0

-20

-40

-60 Elektrolyse/Methanisierungs-Leistung: 44 GW

-80 Elektrol./Methanisierung abger. Überschüsse Biomasse-KWK Import Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast
2006 2007 2008 2009 2010
Jahr © FhG IWES

Abbildung 7-22: Einsatz von Elektrolyse/Methanisierung, Rückverstromung, Biogasverstro-
mung und Importen für den gesamten Betrachtungszeitraum 2006-2009

Abbildung 7-23 zeigt den eE-Methan-Speicherfüllstand über die vier Jahre. Anfangs-
und Endwert betragen jeweils ca. 40 TWhth, das Minimum liegt bei 10 TWhth und das
Maximum bei ca. 75 TWhth. Das hierfür benötigte Speichervolumen von rund 7,5
Mrd. m3 liegt sehr deutlich unter den technisch-ökologischen Potentialen im Jahr
2050.

129


Speicherverlauf mit Strom-Importen und Biomasse-Verstromung (Meteo-Jahr 2006-2009)
90

80

70
Energie im Speicher (TWh)

60

50

40

30

20

10

0
2006 2007 2008 2009 2010
© FhG IWES
Jahr

Abbildung 7-23: Darstellung des Speicherverlaufs (hier: Methanspeicher) für den gesamten
Betrachtungszeitraum 2006-2009

Abbildung 7-24 zeigt den Einsatz von Elektrolyse, eE-Methan-Rückverstromung
Biogasverstromung und Importen für das Wetter-Jahr 2009 als Jahresdauerlinie.

130


Jahresdauerlinie Langzeitspeicher mit Methanisierung (Meteo-Jahr 2009)

60 maximale Residuallast (alle Jahre): 57.3 GW

Biomasse-Spitzenlast: 17.5 GW
40

GuD-Leistung: 28 GW
20
Leistung (GW)

Import-Leistung: 9.3 GW
0
Biomasse-KWK-Leistung: 2.5 GW

-20

-40 Elektrolyse/Methanisierungs-Leistung: 44 GW

-60

Biomasse-KWK Import CH4-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrol./Methanisierung abger. Überschüsse
-80
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Stundenanzahl © FhG IWES

Abbildung 7-24: Jahresdauerlinie der Langzeitspeicher (hier: Methanspeicher) im Jahr 2050,

7.3.4 Energiebilanzen

Tabelle 7-2 zeigt die Ergebnisse der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.
Windenergie an Land und auf See speisen mit einer jeweils installierten Leistung von
60 bzw. 45 GW in allen vier Wetter-Jahren die größten Strommengen ein. Trotz einer
geringeren installierten Leistung stellen die Windenergieanlagen auf See aufgrund
der höheren Windgeschwindigkeiten und der stetigeren Windverhältnisse auf dem
Meer ähnlich viel Strom bereit wie die Windenergieanlagen an Land. Allerdings
können mit Windenergieanlagen an Land, die ein großes Verhältnis zwischen
Rotordurchmesser und Generatorleistung aufweisen, auch in Zeiten mit schwachem
Wind ziemlich große Erträge erzielt werden – woraus die relativ hohe Volllaststun-
denanzahl dieser Anlagen resultiert. Die Offshore-Windenergieanlagen laufen im
Vier-Jahresmittel mit 3.929 Volllaststunden. Die jährlichen Erträge der Windenergie
schwanken während der vier Wetter-Jahre zwischen 326 TWh (für das Jahr 2009 mit

210
Die Darstellungen der Jahresdauerlinien für Langzeitspeicher, basierend auf den anderen Wetter-

131


einem Wind-Index211 von 86%) und 367 TWh (für 2007 mit einem Windindex von
106%).

Die Photovoltaik hat in unserer Simulation 120 GW installierte Leistung. Aufgrund der
Nutzung vieler mittel- und norddeutscher Standorte sowie des rund 20-prozentigen
Anteils von Fassadenflächen resultieren daraus nur relativ geringe Volllaststunden-
anzahl (durchschnittlich 867 Stunden über alle vier Wetter-Jahre hinweg). Interessant
ist, dass trotz der sehr unterschiedlichen monatsmittleren Photovoltaikeinspeisung
die jährlich eingespeiste Strommenge in allen vier Jahren nahezu gleich groß ist.

Laufwasser und Geothermie stellen mit Abstand die geringste Leistung bereit (mit
jeweils 5,2 und 6,4 GW), sie speisen aber kontinuierlich mit einer hohen Anzahl an
Volllaststunden ein – jeweils durchschnittlich 4.288 bzw. 7.889 Stunden über alle vier
Wetter-Jahre.

Biogas aus Abfallbiomasse setzen wir in unserem Szenario in Gasturbinen zur
Deckung von residualer Spitzenlast- und Mittellast ein, vorwiegend als Reservekraft-
werke in besonders angebotsarmen Situationen. Deshalb speist Biomasse auch nur
durchschnittlich 11 TWh mit 472 Volllaststunden im Jahr ein.

Die installierte Gesamtleistung aller erneuerbaren Energien beträgt 259,9 GW. Die
jährliche Stromerzeugung beträgt zwischen 514 und 555 TWh Strom. Das entspricht
einem Vier-Jahres-Durchschnittswert von 534 TWh.

211
Der Wind-Index für ein Jahr gibt an, um wie viel Prozent das jeweilige Windjahr vom langjährigen
Mittel abweicht. Für die von uns betrachteten Jahre betrug der Wind-Index für 2006 90%, für 2007
104%, für 2008 99% und für 2009 86% (BWE-Statistiken – http://www.wind-energie.de/de/statistiken/).

132


Tabelle 7-2: Energieerzeugung, Leistung und Volllaststunden der erneuerbaren Energien
für die Jahre 2006-2009

2006 2007 2008 2009 Mittelwert
Geothermie 6,4 GW
Energie [TWh] 50 50 51 50 50
Volllaststunden [h] 7884 7884 7906 7884 7889
Laufwasser 5,2 GW
Energie [TWh] 22 23 23 21 22
Wind Onshore 60 GW
Energie [TWh] 163 184 174 158 170
Wind Offshore 45 GW
Energie [TWh] 171 183 185 168 177
Photovoltaik 120 GW
Energie [TWh] 104 104 103 104 104
Biomasse 23,3 GW
Energie [TWh] 13 10 9 12 11
EE-Gesamt 259,9 GW
Energie [TWh] 523 555 545 514 534

Tabelle 7-3 und Tabelle 7-4 zeigen die Gesamt-Energiebilanzen für die Wetter-Jahre
2006 bis 2009 sowie deren Mittelwerte – jeweils für ein eE-Wasserstoff- und ein eE-
Methan-Speichersystem212.

Da die Speicher zum Ausgleich von mehrjährigen Schwankungen eingesetzt werden,
unterscheidet sich in den vier modellierten Jahren die Stromerzeugung bei der
Rückverstromung von eE-Wasserstoff bzw. eE-Methan in den GuD-Kraftwerken
erheblich. Ebenso unterscheiden sich die Importmengen in den einzelnen Jahren.

Die Gesamt-Energiebilanzen stellen detailliert dar, wie der Stromverbrauch durch die

212
Der Verbrauch für Wärmepumpen ist in der Simulation um 4 TWh niedriger als bei der Beschrei-
bung des Endenergiebedarfs in Kapitel 3. Der Unterschied resultiert daraus, dass in der Simulation
der Heizwärmebedarf aufgrund des Wetterverlaufs in den 4 Beispieljahren ermittelt wurde, bei der
Ermittlung des Endenergiebedarfs jedoch sogenannte Normjahre angenommen werden.

133


Erzeugung gedeckt wird. Beide Gesamt-Energiebilanzen sind ausgeglichen, da die
Summe aus Erzeugung und Import gleich der Summe aus Verbrauch inklusive
Leitungsverlusten und den nichtgenutzten Überschüssen ist.
Tabelle 7-3: Energiebilanzen mit Langzeitspeicher „Wasserstoff“ für die Jahre 2006-2009

2006 2007 2008 2009 Mittelwert
Erzeugung
EE-Gesamt – 259,9 GW 523,5 555,3 544,6 514,1 534,4
PSW-Turbine 5,8 5,9 6,1 6,1 6,0
Rückverstromung H2 45,1 31,1 30,4 45,7 38,1
Import 26,0 19,7 20,7 24,9 22,8
Verbrauch
Basislast 401 401,0 403,3 401,0 401,6
Klimatisierung 13 8,9 8,9 9,3 10,0
E-Kfz 50 50,0 50,0 50,0 50,0
Wärmepumpen 44 34,6 38,2 43,3 39,9
PSW-Pumpe 7,7 7,9 8,1 8,2 8,0
Elektrolyse 84 108,3 92,8 77,4 90,5
Nicht genutzte Überschüsse 1,8 1,4 0,4 1,2 1,2

Für das Erzeugungssystem mit dem eE-Wasserstoff-Langzeitspeicher traten im Vier-
Jahres-Mittel folgende Verluste auf:

• Netze 30 TWh/a,

• Pumpspeicherwerke 2 TWh,

• eE-Wasserstoffspeichersystem 53 TWh und

• nicht genutzte Überschüsse 1 TWh.

134


Tabelle 7-4: Energiebilanzen mit Langzeitspeicher „eE-Methan“ für die Jahre 2006-2009

2006 2007 2008 2009 Mittelwert
Erzeugung
EE-Gesamt – 259,9 GW 523,5 555,3 544,6 514,1 534,4
PSW-Turbine 5,8 5,9 6,1 6,1 6,0
Rückverstromung CH4 37,3 25,7 24,7 38,5 31,6
Import 34,3 25,1 26,4 32,1 29,5
Verbrauch
Basislast 401 401,0 403,3 401,0 401,6
Klimatisierung 13 8,9 8,9 9,3 10,0
E-Kfz 50 50,0 50,0 50,0 50,0
Wärmepumpen 44 34,6 38,2 43,3 39,9
PSW-Pumpe 7,7 7,9 8,1 8,2 8,0
Elektrolyse-Methanisierung 84 108,3 92,8 77,4 90,5
Nicht genutzte Überschüsse 2 1,4 0,4 1,2 1,2

Für das Erzeugungssystem mit dem eE-Methan-Langzeitspeicher traten im Vier-
Jahres-Mittel folgende Verluste auf:

• Netze 30 TWh/a,

• Pumpspeicherwerke 2 TWh,

• eE-Methanspeichersystem 59 TWh und

• nicht genutzte Überschüsse 1 TWh.

135


7.4 Versorgungssicherheit
Die Ergebnisse der Simulation zeigen, dass ein vollständig auf erneuerbaren Ener-
gien basierendes Stromversorgungssystem in jeder Stunde ausreichend Energie für
die Deckung der Last bereitstellen kann. Dies wurde für einen zusammenhängenden
Zeitraum von vier Jahren mit der Wetter- und Lastcharakteristik der Beispieljahre
2006 bis 2009 gezeigt. Streng genommen könnte es sich jedoch immer noch um
eine „glückliche“ Kombination von historischen Last- und Wettersituationen handeln.

Ein strengerer Nachweis besteht deshalb darin zu zeigen, dass der Kraftwerkspark
die Last jederzeit, auch in Extremsituation, mit einer vorgegebenen Wahrscheinlich-
keit decken kann. Dies ist das Konzept der gesicherten Leistung.

Mit der installierten Leistung der Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen steigen
deren Leistungsgradienten, also die Änderung der Einspeisung von einem Zeitpunkt
zum nächsten. Dies führt im Vergleich zur heutigen Praxis auch zu deutlich höheren
Gradienten (d.h. schnellen Änderungen) der residualen Gesamtlast. Diese müssen
jederzeit von den Speicher- und Reservekraftwerken ausgeglichen werden können.
Dies ist – bereits bei der idealisierten Annahme einer perfekten Voraussicht – eine
anspruchsvolle Aufgabe. Aufgrund der Prognoseungenauigkeiten bei Windenergie
und Photovoltaik erhöhen deren Gradienten jedoch auch den Regelleistungsbedarf,
also den Bedarf an sehr schnell verfügbaren Ausgleichsleistungen für unvorherge-
sehene Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch.

Es muss also auch nachgewiesen werden, dass jederzeit ausreichend Regelleistung
im System vorhanden ist, um unvorhergesehenen Abweichungen zwischen Einspei-
sung und Verbrauch auszugleichen und somit Stromausfälle zu verhindern. Der
Einsatz von Regelleistung findet im Zeitbereich unter einer Stunde statt. Da er in der
stundengenauen Simulation nicht abgebildet werden kann, haben wir auch die
Regelleistungsbereitstellung geprüft.

136


7.4.1 Regelleistung und Leistungsgradienten

In diesem Abschnitt zeigen wir für das Szenario „Regionenverbund“, wie zu jedem
Zeitpunkt sowohl die planbaren Leistungsgradienten ausgeglichen als auch ausrei-
chend Regelleistung bereitgestellt213 werden können.

7.4.1.1 Regelleistungsbereitstellung im heutigen Kraftwerkspark

Regelleistung ist notwendig, um unvorhergesehene, kurzfristige Abweichungen
zwischen Einspeisung und Verbrauch (aufgrund von Kraftwerksausfällen, Windprog-
nosefehlern und Lastprognosefehlern) auszugleichen. Sie ist somit nur erforderlich,
um Abweichungen zwischen den gehandelten bzw. eingeplanten Soll-Leistungen
und den tatsächlichen Ist-Leistungen auszugleichen. Mit anderen Worten dient die
Regelleistung zur „Absicherung“ der gehandelten Strommengen.

Es gibt positive und negative Regelleistung. Aus technischer Sicht sind jedoch nur
kurzfristige Leistungsdefizite kritisch, die durch Bereitstellung positiver Regelleistung,
also durch kurzfristige Steigerung der Erzeugungsleistung (oder durch Lastredukti-
on), ausgeglichen werden müssen. Hierfür ist ausreichend flexible und insgesamt
verfügbare Kraftwerksleistung erforderlich. Da die Kraftwerke, die positive Regelleis-
tung vorhalten, nicht für die planmäßige Lastdeckung zur Verfügung stehen, erhöht
der Regelleistungsbedarf den Bedarf an verfügbarer Kraftwerksleistung.

Aus technischer Sicht unkritisch und einfach lösbar sind kurzfristige Leistungsüber-
schüsse, die durch negative Regelleistung, also durch kurzfristige Verringerung der
Erzeugungsleistung oder durch Lasterhöhung, ausgeglichen werden müssen. Diese
können immer durch schnelle, zusätzliche, regelbare Lasten (wie Elektrolyse oder
Dump Loads214) ausgeglichen werden.

Daher betrachten wir im Folgenden vorwiegend Bedarf und Bereitstellung von
positiver Regelleistung.

Bei Abweichungen zwischen gehandelten bzw. eingeplanten Leistungen und den

213
Das Bereitstellen von Regelleistung umfasst hier das Vorhalten, also das Bereithalten für den
Einsatz und den Einsatz selbst.
214
Dump Loads sind ungenutzte Lastwiderstände, siehe auch Abschnitt 7.4.1.5

137


tatsächlichen Leistungen werden aufeinanderfolgend Primärregelleistung, Sekundär-
regelleistung und Tertiärregelleistung (auch Minutenreserveleistung genannt)
aktiviert215. Die Primärregelleistung muss nach 30 Sekunden, die Sekundärregelleis-
tung nach 5 Minuten und die Tertiärregelleistung nach 15 Minuten mit voller Leistung
verfügbar sein. Die Sekundärregelleistung löst die Primärregelleistung ab und wird
dann wiederum von der Tertiärregelleistung abgelöst. Nach einer Stunde wird die
Regelleistung durch die Stundenreserve abgelöst, die die Kraftwerksbetreiber für den
Fall eines Kraftwerksausfalls vorhalten müssen.216

Die gesamte im europäischen Verbundnetz jederzeit vorzuhaltende positive und
negative Primärregelleistung (d.h. die zur Verfügung stehende Primärregelleistung)
beträgt jeweils 3.000 MW. Da Deutschland Teil des europäischen Verbundes ist,
steht diese Leistung bei Bedarf auch in Deutschland zur kurzfristigen Ausregelung
von Abweichungen zur Verfügung. Der Anteil der in den vier deutschen Regelzo-
nen217 vorgehaltenen Primärregelleistung betrug im Jahr 2009 ca. 660 MW. Zudem
wurden in allen vier deutschen Regelzonen im Jahr 2009 bis zu 3.310 MW positive
(und 2.380 MW negative) Sekundärregelleistung sowie 3.510 MW positive (und
3.240 MW negative) Tertiärregelleistung vorgehalten218. Die Summe der in allen
deutschen Regelzonen vorgehaltenen Regelleistung betrug also bis zu rund 7.500
MW an positiver (und rund 6.300 MW an negativer) Regelleistung.

Die Anlagen zur Vorhaltung von Primär- und Sekundärregelleistung müssen sich im
Netzbetrieb befinden, um ausreichend schnell auf die Abweichung der Frequenz
reagieren zu können. Lediglich hydraulische Einheiten, wie Pumpspeicherwerke,
dürfen sich für die Sekundärregelung im betriebsbereiten Stillstand befinden, wenn

215
Für eine genauere Beschreibung des heutigen Einsatzes von Regelleistung siehe Transmission
Code 2007 (VDN 2007).
216
Zur Kategorie der Stundenreserve gehört auch die „EEG-Reserve“, die derzeit in kleinem Umfang
von den Übertragungsnetzbetreibern ausgeschrieben wird, und die zusammen mit der Regelleistung
zum Ausgleich von Prognoseabweichungen der fluktuierend einspeisenden erneuerbaren Energien
dient.
217
Abgegrenztes Netzgebiet, für das ein Übertragungsnetzbetreiber für den Bilanzausgleich
verantwortlich ist.
218
www.regelleistung.net

138


sie innerhalb von 5 Minuten die vereinbarte Regelleistung dauerhaft erbringen
können.219

Primärregelleistung liefern derzeit in Deutschland fast ausschließlich Dampfkraftwer-
ke (Kohle-, GuD- oder Atomkraftwerke), Sekundärregeleistung liefern Dampfkraft-
werke und Pumpspeicherwerke. Die Bereitstellung von Minutenreserven erfolgt mit
Dampfkraftwerken, hydraulischen Kraftwerken und schnellstartenden Gasturbinen-
kraftwerken. Die Bereitstellung von Minutenreserveleistung mit regelbaren Lasten
findet zunehmende Verbreitung.

7.4.1.2 Einfluss erneuerbarer Energien auf den Regelleistungsbedarf

Grundlagen
Höhere installierte Leistungen von Wind- und Photovoltaik-Anlagen führen tenden-
ziell zu einem höheren Bedarf an Regelleistung. Verbesserungen bei der Prognose-
genauigkeit und die Verkürzung des Prognosezeitraums verringern tendenziell den
Regelleistungsbedarf und können so dessen Anstieg sehr deutlich verringern. Die
Zusammenhänge werden im Folgenden exemplarisch für die Windenergie beschrie-
ben. Sie gelten jedoch grundsätzlich auch für die Photovoltaik.

Die Ursache für den zusätzlichen Regelleistungsbedarf liegt in der nicht vollständig
genau zu prognostizierenden Leistung der Windenergie. Denn sowohl die Höhe der
Windleistung als auch der Zeitpunkt für eine Einspeiseänderung kann falsch prog-
nostiziert werden.220 Insbesondere die Leistungsgradienten (Einspeiseänderungen)
der Windenergie, die mit ihrem Ausbau tendenziell zunehmen, führen wegen der
begrenzten Prognosegenauigkeit zu einem höheren Regelleistungsbedarf. Bei der
Photovoltaik dominiert der Sonnenstand die Einspeiseänderungen, sodass deren
Zeitpunkte deutlich einfacher zu prognostizieren sind.

Zusätzlicher windbedingter Regelleistungsbedarf besteht vor allem im Zeitbereich der
Tertiärregelleistung221. Simulationsuntersuchungen an praxisnahen Modellsyste-

219
VDN 2007
220
Brückl 2006
221
Im Zeitbereich weniger Minuten gleichen sich die Einspeiseschwankungen aufgrund der geringen
(…)

139


men222 zeigen für die Windenergie an Land, dass sich selbst große Windleistungen
in Höhe der Jahreshöchstlast nicht signifikant auf den Primär- und Sekundärregel-
leistungsbedarf auswirken; die bisherigen Erfahrungen223 bestätigen dies. Wie sich
künftig die großen Leistungen der Windenergie auf See auf den Bedarf an Sekundär-
regelleistung auswirken, ist noch zu untersuchen. Von großer Bedeutung ist bei der
Windenergie auf See die Genauigkeit, mit der der Zeitpunkt von großen Leistungs-
gradienten prognostiziert werden kann224.

Der zusätzliche Regelleistungsbedarf ist außer von der installierten Leistung auch
entscheidend von der Höhe der prognostizierten Leistung der fluktuierenden erneu-
erbaren Energien abhängig225 und somit je nach Situation unterschiedlich. Wenn
beispielsweise keine Windleistung prognostiziert wird, kann auch keine ausfallen,
sodass für diese Situation auch keine zusätzliche positive Regelleistung vorgehalten
werden muss. Bei hohen prognostizierten Windleistungen kann auch mehr Windleis-
tung ausfallen, sodass entsprechend mehr positive Regelleistung vorgehalten
werden muss.

Der windbedingte zusätzliche Bedarf an positiver Regelleistung beträgt (mit heutiger
Prognosegenauigkeit) in allen Situationen deutlich weniger als 50% der prognosti-
zierten Windleistung. Bei niedrigen prognostizierten Windleistungen ist er praktisch
vernachlässigbar226,227. In allen Situationen steht somit mehr Leistung aus Windener-

Korrelation zwischen den großräumig verteilten Anlagen weitgehend aus. Zudem verändert sich die
Wetterlage über Deutschland als Ganzes viel langsamer als an einzelnen Standorten und somit auch
die Gesamteinspeisung bei vielen weit verteilten Anlagen. Die größten Einspeiseänderungen treten
zudem bei Starkwindereignissen auf, also in Situationen, in denen ein großes Angebot an
Erzeugungsleistung besteht und somit ausreichend Reservekapazitäten zu deren Ausgleich
vorhanden sind.
222
Dany 2000; Dany 2002
223
DENA 2005
224
Brückl 2006
225
DENA 2005
226
Bei niedrigen Windprognoseleistungen (bis ca. 10% der installierten Leistung) beträgt der
windbedingte zusätzliche Bedarf an positiver Tertiärregelleistung (inkl. zusätzlicher Stundenreserve)
nur ca. 10% der prognostizierten Leistung, also nur bis zu einem Prozent der installierten Leistung.
Dies gilt auch unter der Voraussetzung, dass die gesamten Windleistungsprognosefehler vollständig
(…)

140


gieanlagen zur Lastdeckung zur Verfügung, als zusätzlicher positiver Regelleis-
tungsbedarf entsteht.

Es müssen für die Vorhaltung von Regelleistung keine zusätzlichen Kraftwerke
gebaut werden, denn in windstarken Situationen steht im System – auch nach Abzug
der zur Regelleistungsvorhaltung benötigten Kraftwerkskapazitäten – deutlich mehr
Erzeugungsleistung zur Lastdeckung zur Verfügung als in Situationen, in denen
keine Windleistung prognostiziert worden ist und in denen das System ebenfalls in
der Lage sein muss, die Last zu decken.

Zum besseren Verständnis ein vereinfachtes Zahlenbeispiel:

Fall 1: Es ist keine Windleistung prognostiziert. Die Last beträgt 80 GW. Für
„konventionelle“ Regelleistung (Kraftwerksausfälle und Lastprognosefehler) sind 5
GW vorzuhalten. Insgesamt wird daher eine Nicht-Wind-Kraftwerkskapazität von 85
GW benötigt. Davon kommen 80 GW für die Deckung der eingeplanten Last
tatsächlich zum Einsatz, weitere 5 GW werden für Regelleistung vorgehalten.

Fall 2: Es ist eine Windleistung in Höhe von 80 GW prognostiziert. Die Last beträgt
wieder 80 GW. Für Regelleistung sind sowohl 5 GW „konventionell“ vorzuhalten, wie
im ersten Fall, als auch zusätzliche Regelleistung für möglicherweise ausfallende
Windleistung. Der theoretische, ungünstigste Fall tritt ein: 40 GW der
prognostizierten Windleistung fallen aus, die Prognosegenauigkeit wäre damit
schlechter als heute. Dafür müssen 40 GW Regelleistung einspringen. Wie in Fall 1
kommen 80 GW Kraftwerksleistung für die Deckung der eingeplanten Last
tatsächlich zum Einsatz: 40 GW Windenergie und 40 GW Nicht-Wind-Kapazitäten.
Weitere 5 GW Nicht-Wind-Kapazitäten müssen für die „konventionelle“ Regelleistung
vorgehalten werden. Es sind somit 45 GW Nicht-Wind-Kapazitäten notwendig, also
weniger als in Fall 1. Es ist also für Fall 2 keine zusätzliche Kapazität für den
zusätzlichen windbedingten Regelleistungsbedarf zu installieren.

Regelleistungsdimensionierung
Derzeit wird der Regelleistungsbedarf noch nicht anhand der Prognosehöhe dimen-

durch Tertiärregelleistung ausgeglichen werden.
227
Klaus 2008 in Verbindung mit DENA 2005

141


sioniert: Unabhängig von der prognostizierten Windleistung bleibt der ausgeschrie-
bene Regelleistungsbedarf vielfach über mehrere Wochen konstant.228 Ende 2009
waren rund 26 GW Windenergie und 8 GW Photovoltaik installiert. Zugleich beträgt
die maximale zeitgleiche Leistung aller Windenergieanlagen ca. 90% der installierten
Leistung, also rund 23 GW.

Die heute vorgehaltene Regelleistung reicht also aus, um auch die ungünstigsten
Fälle – d.h. prognostizierte Windleistungen in Höhe von ca. 23 GW – beherrschen zu
können.

Die Höhe der vorzuhaltenden Regelleistung sollte aus Effizienzgründen in Zukunft in
Abhängigkeit von der Höhe der prognostizierten Wind- und Photovoltaikleistung
bemessen werden. Da die Minutenreserve heute bereits täglich ausgeschrieben wird,
wäre eine Bemessung an der prognostizierten Wind- und Photovoltaikleistung schon
heute möglich.

7.4.1.3 Angebotsreiche und angebotsarme Situationen

In der stundenweisen Simulation treten drei prinzipiell verschiedene Situationen auf,
in denen unterschiedliche Anlagen in Betrieb sind:

• In angebotsreichen Situationen, in denen die Einspeisung erneuerbarer Energien
die aktuelle Last deutlich übersteigt und die Überschussenergie gespeichert wird,
sind immer die Elektrolyseanlagen in Betrieb (die residuale Gesamtlast ist nega-
tiv).

• In angebotsarmen Situationen, in denen die Last die Einspeisung aus erneuerba-
ren Energien deutlich übersteigt und die gespeicherte Energie wieder verstromt
wird, werden immer Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD) und ggf. Spitzen-
last-Gasturbinen eingesetzt (die residuale Gesamtlast ist positiv).

• In Übergangssituationen zwischen den angebotsreichen und angebotsarmen
Situationen, in denen die Einspeisung erneuerbarer Energien und die aktuelle
Last in etwa ausgeglichen sind, können entweder Elektrolyseanlagen oder Bio-
masse-KWK, Importe und geringe GuD-Leistungen in Betrieb sein (die residuale

228
www.regelleistung.net

142


Gesamtlast beträgt zwischen -10 GW und +15 GW).

Abbildung 7-25: Verlauf der residualen Gesamtlast und Einsatz von Speichern und
Reservekraftwerken für den Betrachtungszeitraum mit den Meteo-Jahren
2006-2009

Sowohl für den Ausgleich von Gradienten als auch für die Bereitstellung von Regel-
leistung sind, je nach Situation, unterschiedliche Anlagen besonders energieeffizient.
Dies wird in den folgenden Abschnitten näher untersucht. Dabei gilt grundsätzlich für
einen energieeffizienten Betrieb, dass die Elektrolyse und die GuD-Anlagen aufgrund
der Umwandlungsverluste möglichst nicht zeitgleich arbeiten sollten.

7.4.1.4 Ausgleich planbarer Leistungsgradienten

In diesem Abschnitt zeigen wir, wie im Szenario „Regionenverbund“ die planbaren
Leistungsgradienten der residualen Gesamtlast ausgeglichen bzw. nachgefahren
werden können, indem die GuD-Anlagen, Gasturbinen und Elektrolyseanlagen ihre
Leistung an die Änderungen der residualen Gesamtlast anpassen

Analyse der Simulationsergebnisse – aufgetretene Leistungsgradienten
Die Gradienten der Residuallast (nach Einsatz des Lastmanagements) müssen
jederzeit von den Speicher- und Reservekraftwerken ausgeglichen werden können.

Den größten Einfluss auf die Gradienten der Residuallast in unserem Szenario

143


haben die Photovoltaik und die Windenergie.

Die positiven Gradienten der Residuallast (d.h. die Zunahme der Residuallast)
resultieren aus schnell abfallender Einspeisung der erneuerbaren Energien, steigen-
der Last oder deren Kombination.

Betrachtet man für jedes der vier simulierten Jahre die zehn höchsten positiven
Gradienten der residualen Gesamtlast (nach Lastmanagement und vor Einsatz der
Pumpspeicherwerke) ergeben sich Werte zwischen 17 GW pro Stunde und 24 GW
pro Stunde. Diese 40 Werte treten alle zwischen 15 und 17 Uhr auf. Sie resultieren
hauptsächlich aus dem – durch den Sonnenstand bedingten und sehr gut prognosti-
zierbaren – Rückgang der Photovoltaik-Einspeisung, in einigen Fällen kombiniert mit
abnehmender Windstrom-Einspeisung229.

Die negativen Gradienten der Residuallast (d.h. die Abnahme der Residuallast)
resultieren aus schnell steigender Einspeisung der erneuerbaren Energien, sinken-
der Last oder deren Kombination. Die jeweils zehn größten Gradienten der betrach-
ten vier Jahr liegen zwischen -15 GW pro Stunde und -23 GW pro Stunde und treten
vorwiegend in den Morgenstunden auf, so dass sich auch hier ein dominierender
Einfluss der Photovoltaik-Einspeisung zeigt.

Die Höhe der Gradienten korreliert mit der Höhe der prognostizierten Wind- und
Photovoltaik-Leistung (siehe Abbildung 7-26 für das Beispiel Photovoltaik).

229
Bisher arbeiten die meisten Windenergieanlagen mit einer Sturmabschaltung, die die Anlagen vor
zu großen Belastungen schützen soll. Moderne Anlagenkonzepte sehen jedoch keine abrupte
Anlagenabschaltung mehr vor, sondern arbeiten mit einer so genannten Sturmregelung. Diese
reduziert die Anlagenleistung nach dem Überschreiten einer Grenzgeschwindigkeit in einem größeren
Windgeschwindigkeitsbereich kontinuierlich. Dies reduziert die Netzschwankungen und verringert ggf.
den Anstieg des Primär- und Sekundärregelleistungsbedarfs.

144


Gradient der Einspeiseleistung bei Photovoltaik (Sept. Meteo-Jahr 2008) (GW/h)
25
Maximale Abnahme der Einspeiseleistung:
80 a) -21.2 GW/h, 09-Sep-2008 15:00:00 - 16:00:00 UTC, sonniger Tag (abs. Max. 2008)
b) -13.0 GW/h, 13-Sep-2008 15:00:00 - 16:00:00 UTC, bewölkter Tag 20
c) -6.9 GW/h, 12-Sep-2008 15:00:00 - 16:00:00 UTC, stark bewölkter Tag
70
15
Erzeugungsleistung PV (GW)

60 10

50 5

0
40

-5
30
a) -10
20
b) -15

10 c) -20

0 -25
00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00
Zeit (UTC, h) © FhG IWES

Abbildung 7-26: Leistungsgradienten der PV in Abhängigkeit von der max. Tagesleistung

Die hier gezeigten extremen Leistungsgradienten in den Morgen- und Abendstunden
kommen dadurch zustande, dass wir eine heute übliche, überwiegende Ausrichtung
der Photovoltaik-Anlagen nach Süden modelliert haben. Bei hohen installierten
Photovoltaik-Leistungen sollte daher die Ausrichtung der Anlagen verstärkt nach
Osten und Westen erfolgen, um diese hohen Leistungsgradienten zu verringern.

Ausgleich der Gradienten
Für den planmäßigen Ausgleich von Gradienten der residualen Gesamtlast (bspw.
wie heute üblich im Viertelstundenraster) sind Anlagen erforderlich, die ausreichend
schnell angefahren oder in ihrer Leistung angepasst werden können. Hierfür eignen
sich vor allem zwei Anlagentypen:

• Gasturbinenkraftwerke sowie der Gasturbinenteil der GuD-Kraftwerke können
innerhalb von 15 Minuten angefahren werden und praktisch ihre volle Leistung
zusätzlich zur Verfügung stellen. Zudem können GuD-Kraftwerke ihre Leistung
innerhalb von 5 Minuten beliebig zwischen minimaler Teillast und Nennleistung
variieren. Dies ist vor allem in angebotsarmen Situationen, in denen die GuD-
Anlagen und ggf. die Gasturbinen ohnehin zur Lastdeckung benötigt werden,
energetisch sinnvoll.

• Elektrolyseanlagen können ebenfalls innerhalb von 15 Minuten angefahren

145


werden und praktisch ihre volle Leistung als zusätzliche Last zur Verfügung stel-
len. Sie können zudem ihre Leistung innerhalb von Sekunden beliebig zwischen
minimaler Teillast und Nennleistung variieren. Dies ist vor allem in angebotsrei-
chen Situationen energetisch sinnvoll, in denen die Elektrolyseanlagen ohnehin
zur Speicherung der Überschüsse in Betrieb sind.

Aufgrund der großen installierten Leistungen der Gasturbinen- und GuD-Kraftwerke
mit fast 60 GW und der Elektrolyse mit über 40 GW können die planbaren Gradien-
ten – positive wie negative – jederzeit mit diesen beiden Optionen ausgeglichen
werden.

7.4.1.5 Regelleistungsbereitstellung

In diesem Abschnitt stellen wir dar, wie die nichtplanbaren Abweichungen zwischen
Erzeugung und Verbrauch durch den Einsatz von Regelleistung ausgeglichen
werden können. Zur Bereitstellung von Regelleistung kommen in unserem Szenario
die folgenden Optionen in Frage: Pumpspeicherwerke, GuD-Anlagen, Gasturbinen,
Elektrolyseanlagen, und regelbare Lasten230.

Energieeffiziente Bereitstellung von Regelleistung
Tabelle 7-5 führt die Anlagen auf, die Regelleistung in verschiedenen Situationen
(angebotsreiche, angebotsarme und Übergangssituationen) energetisch effizient
bereitstellen können231.

Heute wird Primär- und Sekundärregelleistung über einen langen Zeitraum (ein
Monat) von den gleichen Anlagen bereitgestellt – in unserem Szenario setzen wir
dagegen aus Gründen der Energieeffizienz je nach Situation verschiedene Anlagen
ein232.

230
Regelbare Lasten und die Elektrolyseanlagen können positive Regelleistung durch schnelles
Absenken ihres Stromverbrauchs aus dem Netz bereitstellen.
231
Für die Bereitstellung von Regelleistung müssen die GuD-Kraftwerke und die Elektrolyseanlagen
zeitweise mit einem ungünstigeren Wirkungsgrad als in der stundenweisen Simulation betrieben
werden. Die Auswirkungen auf die Jahresenergiebilanz sind jedoch unerheblich.
232
Dies erfordert organisatorische Anpassungen bei der Vorhaltung von Regelleistung, z.B. bei den
Ausschreibungsfristen.

146


Tabelle 7-5: Energetisch effiziente Bereitstellung von Regelleistung im Szenario „Regio-
nenverbund“

Situation
Angebotsreich Übergang Angebotsarm
Regelleistungsart
Primär positiv H2 PSW, (SÜ) GuD
Primär negativ H2, PSW PSW, H2 GuD
Sekundär positiv H2 PSW, (SÜ) GuD
Sekundär negativ H2, PSW PSW, H2 GuD
Tertiär positiv ReLa, H2 ReLa, GuD, GT ReLa, GuD, GT
Tertiär negativ ReLa, H2 ReLa, H2 ReLa, GuD
H2 = Elektrolyse; PSW = Pumpspeicherwerke; ReLa = Regelbare Lasten; GT = Gasturbinen;
SÜ = Systematische Überspeisung (falls Primär- und Sekundärregelleistungsbedarf gegenüber heute
erheblich steigt)

Technische Möglichkeiten zur Bereitstellung von Regelleistung
Pumpspeicherwerke können negative und positive Regelleistung aller drei Arten
bereitstellen.

• Bei Primärregelleistung erfordert dies jedoch, dass sich die Anlagen im Netzbe-
trieb befinden233.

• In unserem Szenario ist die für Regelleistung reservierte Leistung der Pumpspei-
cherwerke jedoch auf 4.000 MW (jeweils für Pumpen- und Turbinenbetrieb) be-
grenzt. Die verbleibenden Kapazitäten werden für den planmäßigen Ausgleich
zwischen Erzeugung und Verbrauch eingesetzt.

• In unserem Szenario sollten Pumpspeicherwerke nur nachrangig zur Bereitstel-
lung von Tertiärregelleistung eingesetzt werden, da diese Option wichtiger für die
Primär- und Sekundärregelleistung ist.

Elektrolyseanlagen können sowohl negative als auch positive Regelleistung aller
drei Arten bereitstellen.

233
Um diese Anforderung zu erfüllen, könnte jeweils ein Teil der PSW abwechselnd – je nach
Speicherfüllstand für mehrere Stunden – im Pump- und Turbinenmodus gefahren werden. Zur
Minimierung der Verluste sollte ein Teil der Anlagenleistung im Pumpmodus zur Bereitstellung
positiver Regelleitung und der andere Teil im Turbinenmodus zur Bereitstellung von negativer
Regelleistung – jeweils bei minimaler Teillast – betrieben werden.

147


• Negative Regelleistung aller Arten kann jederzeit in Höhe der Differenz aus
maximaler und eingeplanter Anlagenleistung bereitgestellt werden. Eine Voraus-
setzung für die Bereitstellung von negativer Primär- und Sekundärregelleistung
ist, dass die Elektrolyseanlagen hierfür bereits mit Teillast betrieben werden, da
es zu lange dauert, die Elektrolyse anzufahren. Wir unterstellen daher eine Kom-
bination aus Elektrolyse und Dump Load234,235, wodurch keine Anfahrzeiten be-
rücksichtigt werden müssen.

• Positive Regelleistung aller Arten kann bereitstellt werden (vergleichbar mit dem
derzeitigen Einsatz großer industrieller Verbraucher als regelbare Lasten), wenn
diese Anlagen planmäßig in Betrieb sind. Die Leistung der Elektrolyseanlagen
kann im Sekundenbereich bis auf die Mindestteillast und in weniger als 15 Minu-
ten bis auf Null reduziert werden. Daher können Elektrolyseanlagen positive Re-
gelleistung in Höhe der eingeplanten Leistung, davon Primär- und Sekundärregel-
leistung in Höhe der Differenz aus eingeplanter Leistung und Mindestteillast, be-
reitstellen.

• Der Einsatz der Elektrolyse zur Bereitstellung von Regelleistung ist vor allem in
angebotsreichen Situationen, in denen die Anlagen ohnehin betrieben werden,
energetisch effizient.

Gasturbinen- und GuD-Kraftwerke können grundsätzlich alle Regelleistungsarten
bereitstellen.

• Für positive Primär- und Sekundärregelleistung müssen sich die Anlagen in
Teillastbetrieb befinden. Ihr Einsatz für Primär- und Sekundärregelleistung ist vor
allem in angebotsarmen Situationen sinnvoll, wenn sie ohnehin am Netz sind.

234
Negative Regelleistung aller Arten kann auch jederzeit durch Dump Loads (ungenutzte
Lastwiderstände) oder durch Drosselung von erneuerbaren Erzeugungsanlagen bereitgestellt werden.
235
Der Vorteil der Dump Loads gegenüber der Elektrolyse besteht darin, dass die Anfahrzeiten im
Sekundenbereich liegen und sie somit für die Bereitstellung von negativer Primär- und
Sekundärregelleistung nicht bereits mit Teillast arbeiten müssen. Die Elektrolyse hat den Vorteil, dass
der Strom energetisch genutzt werden kann. Die Energieverluste für den Einsatz der Dump Loads in
dieser Kombination sind aufgrund ihrer verhältnismäßig kurzen Einsatzzeit nur sehr gering und daher
vernachlässigbar.

148


• Gasturbinenkraftwerke sowie die Gasturbinen der GuD-Kraftwerke können durch
Anfahren jederzeit positive Tertiärregeleistung bereitstellen, und zwar in Höhe der
noch freien Kraftwerksleistung, die nicht zur planmäßigen Lastdeckung erforder-
lich ist.

• Der Einsatz von Gasturbinen- und GuD-Kraftwerken zur Bereitstellung von
Regelleistung ist vor allem dann energetisch effizient, wenn die Elektrolyseanla-
gen nicht in Betrieb sind, also in angebotsarmen Situationen oder in Übergangssi-
tuationen mit einer zu geringen Elektrolyseleistung.

Regelbare Lasten (große industrielle Verbraucher) eignen sich zur Bereitstellung
positiver Tertiärregelleistung (siehe Kapitel 4.2).

Aus technischer Sicht können in jeder Situation und zu jeder Zeit – unabhängig von
der Einspeisehöhe der erneuerbaren Energien und der Lasthöhe – ausreichend
negative Regelleistung aller Arten (allein mit der Elektrolyse) sowie positive Tertiär-
regelleistung (allein mit den Gasturbinen) bereitgestellt werden.

Bleibt der Bedarf an positiver Primär- und Sekundärregelleistung annähernd auf
dem heutigen Niveau, reichen schon die Pumpspeicherwerke aus, diesen jederzeit
zu decken. Andernfalls stehen verschiedene weitere Optionen zur Verfügung:

• In den meisten Situationen können die ohnehin betriebenen GuD-Kraftwerke oder
Elektrolyseanlagen einen möglichen zusätzlichen Bedarf an positiver Primär- und
Sekundärregelleistung decken.

• Die Option der „systematischen Überspeisung“ kann zudem in allen Situatio-
nen genutzt werden: Der Bedarf an positiver Regelleistung kann durch systemati-
sches Überspeisen verringert werden. Möglich ist dies beispielsweise durch das
Einplanen von höheren GuD-Leistungen bzw. niedrigeren Elektrolyseleistungen,
als nach der Wind-, Photovoltaik- und Last-Prognose benötigt würde. Dies führt
systematisch zu mehr verfügbarer Leistung am Netz und senkt den positiven Re-
gelleistungsbedarf entsprechend der Höhe der eingeplanten systematischen
Überspeisung. Dafür steigt entsprechend der negative Regelleistungsbedarf, der
jedoch durch die Kombination von Elektrolyse und Dump Load jederzeit gedeckt
werden kann.

Aus technischer Sicht kann also jederzeit ausreichend positive und negative Regel-
leistung bereitgestellt werden.

149


Prüfung der verfügbaren Gesamtkapazitäten
Da die Kapazitäten zur Bereitstellung von positiver Regelleistung nicht für die
fahrplanmäßige Lastdeckung zur Verfügung stehen, haben wir geprüft, ob auch
insgesamt jederzeit ausreichend Kraftwerkskapazitäten zur Verfügung stehen. Hier
sind grundsätzlich zwei verschiedene Situationen zu unterscheiden:

Situation 1 – niedrige Einspeisung von Windenergie und Photovoltaik:

• Der zusätzliche Regelleistungsbedarf für Windenergie und Photovoltaik ist
vernachlässigbar. Der gesamte positive Regelleistungsbedarf beträgt für diese
Situation bei konservativer Abschätzung 7,5 GW (entsprechend der derzeit vor-
gehaltenen Regelleistung).

• Bei der planmäßigen Lastdeckung in der stundenweisen Simulation wurde in
dieser Situation ein Teil der Kraftwerkskapazitäten und Lastmanagementpotentia-
le nicht ausgeschöpft: 4,0 GW installierte Leistung von Pumpspeicherwerken,
mehr als 2,0 GW installierte Leistung von Biogas-Gasturbinen und 1,5 GW regel-
bare Lasten. Diese Kapazitäten mit insgesamt 7,5 GW stehen auch in extremen
Lastsituationen (maximale residuale Gesamtlast, z.B. an sehr kalten Tagen mit
niedriger Windeinspeisung) zur Bereitstellung von Regelleistung zur Verfügung
und können den Bedarf decken.

Situation 2 – hohe Einspeisung von Windenergie und Photovoltaik:

• Der zusätzliche Regelleistungsbedarf von Windenergie und Photovoltaik ist
erheblich.

• Durch die hohen Leistung von Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen, die zur
Lastdeckung eingesetzt werden, stehen ausreichend Reservekraftwerke für die
Bereitstellung der zusätzlichen Regelleistung zur Verfügung (siehe Abschnitt
7.4.1.2)

Fazit: Es stehen jederzeit ausreichend Kraftwerkskapazitäten sowohl zur planmäßi-
gen Lastdeckung als auch zur Bereitstellung von Regelleistung zur Verfügung.

150


7.4.2 Gesicherte Leistung

In diesem Abschnitt legen wir für das Szenario „Regionenverbund“ in der Variante
mit einem eE-Wasserstoff-Speichersystem236 dar, dass auch nach dem Konzept der
gesicherten Leistung unter der Prämisse der nationalen Versorgungssicherheit
jederzeit ausreichend inländische Kraftwerksleistung zur Lastdeckung zur Verfügung
gestellt werden können.

Bei der stundenweisen Simulation wurde die Last in angebotsarmen Situationen
auch mit einem geringen Anteil von Importen (von bis zu 7 GW) gedeckt. Daher ist
der Bedarf an Reservekraftwerken entsprechend höher, wenn die Versorgungssi-
cherheit ausschließlich mit nationalen Kraftwerkskapazitäten gewährleistet werden
soll. Der Ansatz der nationalen Lastdeckung widerspricht jedoch der heutigen und
auch der zukünftigen Praxis des europäischen Strommarktes und führt somit syste-
matisch zu einem zu hohen Bedarf an Erzeugungskapazität.

7.4.2.1 Versorgungssicherheit und gesicherte Leistung

Das Konzept der gesicherten Leistung ist theoretischer Natur. In der Praxis findet am
Markt ein Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage statt. Somit gibt es in der
Realität keine fixe Last, die von einem Kraftwerkspark jederzeit gedeckt werden
können muss237. Dennoch sind die Nachfrageelastizitäten nur sehr schwer zu
bestimmen. Daher verwendet man ersatzweise das Konzept der gesicherten Leis-
tung, um den Kraftwerks- oder Reserveleistungsbedarf zu ermitteln. Mittels rekursi-
ver Faltung (einer Wahrscheinlichkeitsbetrachtung von Kraftwerksausfällen)238 wird
die Leistung des Kraftwerksparks ermittelt, die – unter Berücksichtigung von mögli-
chen Kraftwerksausfällen – als gesicherte Leistung mit einer vorgegebenen Wahr-

236
Für eE-Methan ergeben sich ähnliche Ergebnisse. Es resultieren geringfügig Importleistungen und
daher eine entsprechend höhere erforderliche Backup-Kraftwerksleistung.
237
Siehe auch UBA 2009b
238
Mit der Methode der rekursiven Faltung kann aus den installierten Leistungen der Kraftwerke und
ihren jeweiligen Verfügbarkeiten bzw. Ausfallwahrscheinlichkeiten die sogenannte gesicherte Leistung
des Gesamtsystems ermittelt werden, die mit einer vorgegebenen Wahrscheinlichkeit jederzeit zur
Verfügung steht. Für eine detaillierte Erklärung vgl. dena-Netzstudie I (DENA 2005).

151


scheinlichkeit jederzeit zur Verfügung steht. Diese Wahrscheinlichkeit ist das Niveau
der Versorgungssicherheit. Üblicherweise wird hier ein Wert von 99% angesetzt, um
die heutige Qualität der Versorgungssicherheit abzubilden.

Nach dem Konzept der gesicherten Leistung muss die gesicherte Leistung des
Kraftwerksparks größer sein als die Summe aus der Höchstlast und die in dieser
Situation vorzuhaltenden Regelleistung. Selbst wenn jedoch die gesicherte Leistung
des Kraftwerksparks niedriger als die Höchstlast und die in dieser Situation vorzuhal-
tenden Regelleistung ist, drohen keine Stromausfälle. In diesem Fall bestehen
sogenannte Kapazitätsknappheiten, die in funktionierenden Strommärkten mögli-
cherweise zu Preisspitzen führen, denn in funktionierenden Strommärkten findet
stets ein Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage auf Basis von Preissignalen
statt239

7.4.2.2 Jahreshöchstlast

Die in der stundenscharfen Simulation auftretende Last liegt zwischen 25 GW und
125 GW. Es wäre jedoch eine zu strenge Anforderung an das System, hier die
Höchstlast anzusetzen, die bei der Simulation der vier Jahre – mit dem Ziel der
optimalen Anpassung der Last mittels Lastmanagement an die fluktuierende Einspei-
sung – ermittelt wurde. Hierbei verursacht das Lastmanagement für E-Mobilität,
Wärmepumpen und Klimatisierung – z.B. bei hoher Windeinspeisung – entsprechen-
de Lastspitzen, die jedoch nachfrageseitig nicht notwendig sind, sondern nur durch
die Anpassung an die volatile Erzeugung entstanden sind.

Aus diesem Grund wurde eine zweite Lastoptimierung über die gesamten vier Jahre
simuliert, wobei das Lastmanagement für E-Mobilität, Wärmepumpen und Klimatisie-
rung diesmal für eine Minimierung der Lastspitzen bei gleichem Stromverbrauch
sorgt. Alle weiteren Nachfrageelastizitäten werden jedoch vernachlässigt. Die so
berechnete Höchstlast tritt im Winter auf und beträgt 81,5 GW. Sie ist die Last, die
der Kraftwerkspark decken können muss. Die Sommerhöchstlast liegt trotz des
erheblichen Leistungsbedarfs für die Klimatisierung um ca. 14 GW niedriger240.

239
UBA 2009b, UBA 2009d
240
Zugleich kann der Strombedarf für die Klimatisierung nahezu vollständig durch die Photovoltaik
(…)

152


Auch dies ist jedoch noch eine zu strenge Anforderung, da die berücksichtigten
Lastmanagementpotentiale für einen theoretischen Extremzustand optimiert einge-
setzt werden, der die Nutzung jeglicher Überschüsse aus erneuerbaren Energie und
die damit verbundenen zusätzlichen Ausweichpotentiale für das Lastmanagement
vernachlässigt. Dieser suboptimale Einsatz der Lastmanagementpotentiale führt
systematisch zu einem zu hohen Bedarf an gesicherter Leistung. Im Sinne einer
konservativen Betrachtung benutzen wir jedoch diese Höchstlast als Vergleichswert.

7.4.2.3 Bedarf an Regelleistung in der Höchstlast-Situation

Regelleistung
Die Kraftwerkskapazitäten, die zur Bereitstellung von positiver Regelleistung erfor-
derlich sind, stehen nicht für die planmäßige Lastdeckung zur Verfügung241. Der
Gesamtbedarf an gesicherter Leistung in der Höchstlastsituation ergibt sich daher
aus der Summe von Höchstlast und dem Bedarf an Regelleistung für diese theoreti-
sche Situation. Dieser entspricht (bei konservativer Näherung) dem heutigen Ge-
samtbedarf an positiver Regelleistung in Höhe von 7,5 GW. Dies resultiert aus
folgenden Zusammenhängen, die hier exemplarisch für die Windenergie dargestellt
werden, jedoch analog auch für die Photovoltaik gelten:

Bei der Beurteilung der Versorgungssicherheit mit dem Konzept der gesicherten
Leistung eines Kraftwerksparks (insbesondere bei rein nationaler Betrachtung) ergibt
sich für die Windenergie nur ein Zugewinn an gesicherter Leistung in Höhe von
wenigen Prozenten der installierten Leistung.

Bei einer prognostizierten Windleistung in Höhe dieser als gesichert angenommenen

gedeckt werden, wenn Kältespeicher (Gebäudemasse und zusätzliche Speicher) mit Kapazitäten von
3-4 Stunden bei der Klimatisierung vorhanden sind. Die verbleibende Last der Klimatisierung, die nicht
durch Photovoltaik gedeckt werden kann, verursacht nur unwesentlich höhere Lastspitzen als ein
System ohne Klimatisierung.
241
Die Stundenreserve wird für Kraftwerksausfälle eingesetzt. Da diese bei der Ermittlung der
gesicherten Leistung über die dort eingehenden Nicht-Verfügbarkeiten von Kraftwerken bereits
eingeflossen, muss die Stundenreserve für den Bedarf an gesicherter Leistung nicht zusätzlich
berücksichtigt werden.

153


Windleistung ist der Einfluss der Windenergie auf den positiven Regelleistungsbedarf
sehr gering und praktisch vernachlässigbar (siehe Abschnitt 7.4.1.2). Da bereits mit
der heute vorgehaltenen Regelleistung deutlich höhere Windleistungen „abgesichert“
werden können, ist der windbedingte Bedarf an positiver Regelleistung – für die hier
betrachtete theoretische Höchstlastsituation – bereits im heutigen Gesamtbedarf an
positiver Regelleistung enthalten.

In anderen Situationen mit höherer prognostizierter Windleistung kann durchaus
mehr Regelleistung benötigt werden als in der hier betrachteten Höchstlastsituation.
In diesen Situationen trägt die Windenergie jedoch auch deutlich stärker zur Lastde-
ckung bei als in der theoretischen Höchstlastsituation. Zugleich ist der zusätzliche
windbedingte Bedarf an positiver Regelleistung deutlich niedriger als die – zur
Lastdeckung nutzbare – zusätzliche prognostizierte Windleistung (siehe Abschnitt
7.4.1.2).

Das bedeutet, dass wir in unserer Jahreshöchstlastbetrachtung – sowohl in Bezug
auf die Höhe der Last als auch in Bezug auf die zur Lastdeckung frei verfügbare
Kraftwerksleistung – den ungünstigsten Fall prüfen.

7.4.2.4 Bedarf an gesicherter Leistung

Die Winterhöchstlast von 81,5 GW und die in der theoretischen Höchstlastsituation
vorzuhaltende Regelleistung von insgesamt 7,5 GW ergeben zusammen den Bedarf
an gesicherter Leistung in Höhe von 89 GW für den Zeitpunkt der Jahreshöchstlast.
In allen anderen Situationen ist der Bedarf an gesicherter Leistung niedriger.

Zugleich können mindestens 1,5 GW des Regelleistungsbedarfs mit regelbaren
Lasten gedeckt werden. Sie können wie thermische Kraftwerke positive Regelleis-
tung, insbesondere Minutenreserveleistung, bereitstellen und deren erforderliche
Kapazität auf diese Weise ersetzen.

Somit muss der Kraftwerkspark zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast eine gesicherte
Leistung von 87,5 GW bereitstellen können, um das Kriterium der nationalen Versor-
gungssicherheit – mit dem eingangs vorgestellten Konzept der gesicherten Leistung
– erfüllen zu können.

154


7.4.2.5 Gesicherte Leistung des Kraftwerksparks

Vorgehensweise und Annahmen
Die gesicherte Leistung wird für den größeren Teil des Kraftwerksparks – GuD-
Kraftwerke auf Wasserstoffbasis, Biogas-Gasturbinen und Windenergie – mittels
rekursiver Faltung242 für die Gesamtheit dieser Kraftwerke ermittelt (siehe Tabelle
7-6). Dabei wird ein Niveau der Versorgungssicherheit von 99% vorgegeben. Die
Betrachtung der Residuallast zeigt, dass Revisionen der GuD- und Gasturbinen-
Anlagen außerhalb der Wintermonate stattfinden können, wie es auch heute üblich
ist, sodass zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast die planmäßige verfügbare Leistung
dieser Anlagen ihrer installierten Leistung entspricht. In die rekursive Faltung gehen
die unvorhergesehenen Kraftwerksausfälle243 ein. Sowohl für GuD- als auch für
Gasturbinenkraftwerke setzen wir hierfür einen Wert von 4%244 an.

Zusätzlich wird der Beitrag von Geothermie-, Laufwasser- und Pumpspeicherwerken
mit einem Faktor für den Zugewinn an gesicherter Leistung berücksichtigt (siehe
Tabelle 7-7)245. Die Photovoltaik liefert – im Sinne einer konservativen Betrachtung –
in diesem Szenario keinen Beitrag zur gesicherten Leistung. Die Annahme resultiert
daraus, dass die Winterhöchstlast sehr wahrscheinlich am Abend auftritt, wenn keine
Photovoltaik-Einspeisung vorhanden ist.

Anschließend wird die installierte Leistung der erforderlichen Backup-Kraftwerke246
iterativ ermittelt247.

242
Mit der Methode der rekursiven Faltung kann aus den installierten Leistungen der Kraftwerke und
ihren jeweiligen Verfügbarkeiten bzw. Ausfallwahrscheinlichkeiten die sogenannte gesicherte Leistung
des Gesamtsystems ermittelt werden, die mit einer vorgegebenen Wahrscheinlichkeit jederzeit zur
Verfügung steht. Für eine detaillierte Erklärung vgl. dena-Netzstudie I (DENA 2005).
243
Sogenannte ungeplante, nichtdisponible Nicht-Verfügbarkeiten.
244
Die Zahl wurde in Anlehnung an Statistiken des VGB zu Kraftwerksverfügbarkeiten bestimmt.
245
DENA 2008b
246
Als Backup-Kraftwerke bezeichnen wir in diesem Szenario Reservekraftwerke, die erforderlich
sind, um in Deutschland jederzeit ausreichend gesicherte Leistung vorzuhalten.
247
Dazu wird die installierte Leistung der Backup-Kraftwerke soweit erhöht, dass die gesicherte
Leistung von Wasserstoff-GuD-Kraftwerken, Biogas-Gasturbinenkraftwerken, Windenergieanlagen
(…)

155


Ergebnisse
Für den Kraftwerkspark, der nach der stundenweisen Modellierung (mit der Wetter-
und Lastcharakteristik der Beispieljahre 2006 bis 2009) zur Lastdeckung und zur
Bereitstellung von Regelleistung ausreichend ist, ergibt sich insgesamt eine verfüg-
bare gesicherte Leistung von 73,5 GW. Davon resultieren 57,9 GW aus dem Teil-
kraftwerkspark aus GuD-Kraftwerken auf Wasserstoffbasis, Biogas-Gasturbinen,
Windenergieanlagen sowie weitere 15,6 GW aus Geothermiekraftwerken und
Wasserkraftwerken.

Um den Bedarf an gesicherter Leistung von 87,5 GW nach dem theoretischen
Konzept zur gesicherten Leistung zu decken, sind also weitere 14 GW an gesicherter
Leistung bzw. zusätzliche Backup-Gasturbinenkraftwerke mit einer installierten
Leistung von 14,7 GW erforderlich.

Mit diesem Kraftwerkspark ist es möglich, die Last jederzeit auf einem Niveau der
Versorgungssicherheit von 99% mit nationalen Kapazitäten zu decken.

und Backup-Kraftwerken bei gemeinsamer rekursiver Faltung 71,9 GW entspricht.

156


Tabelle 7-6: Gesicherte Leistung von GuD-, Gasturbinen- und Windenergieanlagen mit
rekursiver Faltung

Installierte Leistung Gesicherte Leistung aus rekursiver Faltung
(GW) (GW) 248
GuD Wasserstoff 34,4
Biomasse- 23,3
Gasturbinen 57,9
Wind onshore 60,0 71,9
Wind offshore 45,0
Backup- 14,7 14,0
Gasturbinen249

Tabelle 7-7: Gesicherte Leistung von Geothermiekraftwerken, Pumpspeicherwerken,
Wasserkraftwerken und Photovoltaik mit Faktoren für den Zugewinn an gesi-
cherter Leistung

Installierte Leistung Zugewinn an Zugewinn an
(GW) gesicherter Leistung gesicherter Leistung
(%) (GW)
Geothermie 6,4 90 5,8
Pumpspeicherwerke 8,6 90 7,7
Laufwasser 5,2 40 2,1
Photovoltaik 120 0 0
Summe 140,2 15,6

248
Der in der stundenweisen Simulation ermittelte Bedarf an eE-Wasserstoff-, GuD- und Biogas-
Gasturbinenkraftwerken entspricht dem Bedarf gesicherter Leistung dieser Anlagen. Die erforderliche
installierte Leistung ergibt sich daher iterativ aus der rekursiven Faltung.
249
Die Angabe von 14,0 GW gesicherter Leistung für die Backup-Gasturbienenkraftwerke bezieht sich
hier auf die zusätzliche gesicherte Leistung durch gemeinsame Faltung aller in die Berechnung
eingehenden Erzeuger (Wasserstoff-GuD, Biomasse-Gasturbinen, Windenergie und der Backup-
Kraftwerke). Bei Einzelbetrachtung von 14,7 GW installierter Leistung der Backup-
Gasturbinenkraftwerke beträgt deren gesicherte Leistung 13,5 GW.

157


Tabelle 7-8: Gesicherte Leistung für den gesamten Kraftwerkspark

Gesicherte Leistung von in GW
GuD + GT + Wind 71,9
Geo, PSW, LW, PV 15,6
Summe 87,5
GT = Gasturbinen; Geo= Geothermie; LW= Laufwasser;
PV = Photovoltaik; PSW = Pumpspeicherwerke

7.4.2.6 Einordnung der Ergebnisse

Nach dem Konzept der gesicherten Leistung sind zusätzlich Backup-Kraftwerke mit
14 GW gesicherter Leistung erforderlich, die jedoch in der stundenweisen Simulation
während der betrachteten vier Jahre nie eingesetzt werden.

Ursachen für den Bedarf an Backup-Kapazitäten
Dieser zusätzliche Bedarf an Backup-Kraftwerken in Höhe von 14,7 GW hat syste-
matische Ursachen. Er resultiert aus den unterschiedlichen Prämissen und Ansätzen
der beiden Betrachtungsweisen „stundenweise Simulation“ und „gesicherte Leis-
tung“.

• Prämisse der nationalen Versorgungssicherheit: In der stundenweisen
Simulation wurden in kleinem Umfang (bis zu ca. 7 GW) auch Importe zugelas-
sen. Für die Berechnung der gesicherten Leistung haben wir unterstellt, dass die
Versorgungssicherheit jederzeit durch nationale Kapazitäten gewährleistet wer-
den soll. Daher wurden die Importe dabei nicht als gesicherte Leistung berück-
sichtigt. Bei der rein nationalen Betrachtung müssen die – in der Simulation als
jederzeit verfügbar angenommenen – Importe durch inländische gesicherte Leis-
tung in Höhe von 7 GW (bzw. 7,5 GW installierte Leistung von Backup-
Kraftwerken) gegen mögliche Ausfälle abgesichert werden.

Zur Erklärung der verbleibenden Differenz von 7 GW gesicherter Leistung sind drei
weitere systematische Gründe zu nennen:

• Höhere Anforderungen: Wie eingangs dargestellt, ist das Konzept der gesicher-
ten Leistung ein strengerer Nachweis für die Versorgungssicherheit als das Über-
prüfen der stündlichen Lastdeckung für einen vorgegebenen Zeitraum, da für
diesen auch eine „glückliche“ Kombination aus historischen Last- und Wettersitu-

158


ationen vorliegen kann. Durch die Betrachtung von vier Jahren anstelle eines
einzigen Jahres wurde dieser Einfluss zwar bereits reduziert. Dennoch ist zu er-
warten, dass das Konzept der gesicherten Leistung systematisch einen etwas
höheren Bedarf an installierter Leistung ergibt als eine stundenweise Simulation.

• Unterbewertung des Lastmanagements: Im Konzept der gesicherten Leistung
wird eine zu deckende Jahreshöchstlast vorgegeben. Für die Ermittlung dieser
Jahreshöchstlast werden die Lastmanagementpotentiale suboptimal eingesetzt –
also nicht zur optimalen Ausnutzung der erneuerbaren Energien, sondern zur
Minimierung der Gesamtlast (siehe Abschnitt 7.4.2.2 Jahreshöchstlast). Dies führt
zu einem systematisch überhöhten Bedarf an gesicherter Leistung.

• Unterbewertung der erneuerbaren Energien: Auch eine mögliche systemati-
sche Korrelation zwischen Erzeugung und Verbrauch (z.B. Windenergie und Pho-
tovoltaik mit Wärmebedarf), die in der stundenweisen Simulation tendenziell zu
einem niedrigeren Bedarf an Erzeugungsleistung aus Reservekapazitäten führt,
kann mit dem Konzept der gesicherten Leistung nicht berücksichtigt werden. Dies
führt zu einer systematischen Unterbewertung der erneuerbaren Energien.

Vermeidung des Bedarfs an Backup-Kapazitäten
Die ermittelten Backup-Kapazitäten wären – selbst nach dem Konzept der gesicher-
ten Leistung – allerdings nicht erforderlich, wenn die Anforderung der nationalen
Versorgungssicherheit aufgehoben und Deutschland als Teil eines europäischen
Strommarktes mit einem gut ausgebauten europäischen Stromnetz betrachtet
würde250:

• Erstens könnten die im Szenario „Regionenverbund“ angenommenen Importe in
Höhe von 7 GW aus grundlastfähigen erneuerbaren Energien (zum Beispiel aus
skandinavischen oder alpinen Speicherwasserkraftwerken oder solarthermischen
Kraftwerken) stammen und dann auch als gesicherte Leistung betrachtet werden.

• Zweitens können bei europaweiter Betrachtung sowohl die deutschen Windener-
gieanlagen (als Teil aller europaweit verteilten Windenergieanlagen) als auch die

250
Deutschland ist bereits Teil des europäischen Strommarktes mit erheblichen Importen und
Exporten.

159


deutschen Reservekraftwerke einen höheren Beitrag zur gesicherten Leistung
erbringen, als bei Betrachtung der einzelnen nationalen Stromerzeugungssyste-
me. Ohne also zusätzliche Anlagen bauen zu müssen, steigt die Versorgungssi-
cherheit mit dem großräumigen europäischen Ausgleich von Windleistungs-
schwankungen251 und der gegenseitigen Unterstützung bei Kraftwerksausfällen.
Dadurch entfällt auch der restliche Bedarf an Backup-Kapazitäten mit einer gesi-
cherten Leistung von 7 GW.

Eine weitere Alternative zur Verringerung des Bedarfs an gesicherter Leistung ist die
verstärkte Nutzung der Lastmanagementpotentiale.

Sowohl die Potentiale des europäischen Stromverbundes als auch weitere Lastma-
nagementpotentiale werden in zukünftigen Untersuchungen anhand der Szenarien
„International-Großtechnik“ und „Lokal-Autark“ weitergehend analysiert.

7.4.3 Fazit

Insgesamt zeigen wir, dass im Szenario „Regionenverbund“ jederzeit die Last mit
dem heutigen Niveau der Versorgungssicherheit gedeckt, die Leistungsgradienten
der erneuerbaren Energien und des Verbrauchs ausgeglichen und zugleich ausrei-
chend Regelleistung bereitgestellt werden kann252.

251
TradeWind 2009
252
In dieser Studie haben wir das Zusammenspiel von Erzeugung und Verbrauch sowie den Bedarf
an Speichersystemen und Lastmanagement untersucht. Welche netztechnischen Lösungen für die
Realisierung sehr hoher Anteile erneuerbarer Energien erforderlich sind, sollte in weiteren
Untersuchungen geprüft werden.

160


7.5 Ergebnisbewertung und Schlussfolgerungen

Eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromerzeugung im
Jahr 2050 ist technisch und auf ökologisch verträgliche Weise möglich.

• Wir zeigen, dass die vollständig erneuerbare Stromversorgung in einem Deutsch-
land machbar ist, das auch im Jahr 2050 ein hoch entwickeltes Industrieland mit
heutigem Lebensstil, Konsum- und Verhaltensmustern ist.

• Dies lässt sich mit der besten bereits heute am Markt verfügbaren Technik
sowohl erzeugungs- als auch lastseitig erreichen. Zukünftige technische Entwick-
lungen und mögliche Effizienzsteigerungen bei Erzeugung und Verbrauch sind
hier noch ungenutzte Reserven. Die Ergebnisse gelten unter der Voraussetzung,
dass das Stromnetz wie erforderlich ausgebaut wird und die Netzstabilität durch
geeignete Maßnahmen 253 gewährleistet werden kann.

• Unsere Modellierung beruht auf der stundenscharfen Wetter- und Lastcharakte-
ristik von vier Beispieljahren (2006 bis 2009). Durch das Zusammenspiel von Er-
zeugungs- und Lastmanagement konnte die Last jederzeit gedeckt werden –
auch bei extremen Wettersituationen, die in diesen vier Jahren auftraten. Dazu
zählten z.B. eine Hitzeperiode im Juli 2006, eine ein- bis zweiwöchige Windflaute
im Dezember 2006 und Dezember 2007, der Orkan Kyrill im Januar 2007und der
kalte Winter 2008/2009.

Die Ergebnisse zeigen:

• So, wie die Potentiale der erneuerbaren Energien in unserem Szenario ausge-
schöpft werden, können sie auch den erheblichen zusätzlichen Stromverbrauch
für einen starken Ausbau der Elektromobilität, die komplette Bereitstellung von
Heizungs- und Warmwasserbedarf mit Wärmepumpen und die Klimatisierung
decken. Voraussetzung dafür ist, dass zugleich die vorhandenen Einsparpotentia-
le beim Stromverbrauch sowie bei der Gebäudedämmung weitgehend erschlos-
sen werden.

• Den größten Anteil an der Stromerzeugung übernehmen Windenergie und

253
z.B. Lastflusssteuerung und dezentrale Blindleistungsbereitstellung

161


Photovoltaik. Dabei sind die Windenergie an Land und die Photovoltaik in unse-
rem Szenario relativ gleichmäßig über Deutschland verteilt. Überschüssiger
Wind- und Photovoltaikstrom wird als eE-Wasserstoff oder eE-Methan gespei-
chert und in Gas-und Dampfturbinenkraftwerken rückverstromt.

• Wegen bestehender Nutzungskonkurrenzen bei der Biomasse berücksichtigen
wir in unserer Modellierung lediglich Abfallbiomasse und auch davon nur einen
kleinen Anteil zur Stromerzeugung. Der Großteil der verfügbaren Abfallbiomasse
steht als Kraftstoff für den Verkehr oder für die stoffliche Nutzung in der Industrie
zur Verfügung.

• Mit den zusätzlichen Stromanwendungen (Elektromobilität und Wärmepumpen)
substituiert der erneuerbare Strom direkt fossile Kraft- und Brennstoffe und ver-
hindert damit Treibhausgasemissionen.

• Es ist darüber hinaus möglich, einen weiteren Anteil des zukünftigen fossilen
Brennstoffbedarfs (für industrielle Prozesswärme, stoffliche Nutzung und Verkehr)
mit erneuerbarem Strom zu substituieren. Möglich ist dies zum Teil direkt mit
Strom (z.B. bei industrieller Prozesswärme) oder indirekt über eE-Methan oder
eE-Wasserstoff. Dies setzt die Erschließung weiterer, in unserem Szenario nicht
berücksichtigter, Stromerzeugungspotentiale der erneuerbaren Energien voraus.

• Das Szenario ist nur ein Beispiel, das die technische Machbarkeit demonstrieren
soll – in der Realität wird Deutschland voraussichtlich deutlich stärker in den eu-
ropäischen Strommarkt integriert sein. Damit kann Deutschland auch europäische
Potentiale intensiver nutzen, als es hier modelliert worden ist.

Eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromversorgung kann
aus technischer Sicht die Versorgungssicherheit jederzeit auf dem heutigen
hohen Niveau gewährleisten.

• Es kann deutschlandweit jederzeit ausreichend gesicherte Leistung und Regel-
leistung bereitgestellt werden, um die Versorgungssicherheit auf dem heutigen
Niveau zu gewährleisten. Die geringfügigen Importe von erneuerbarem Strom
sind für die Versorgungssicherheit nicht notwendig, da nationale Reservekraft-
werke die Last jederzeit decken können. Dies gilt zum Beispiel bei lang anhalten-
den kontinentalen Hochdruckwetterlagen mit niedriger Windstromerzeugung. In
unserem Szenario werden die Importe nur angenommen, um den Bedarf an

162


Langzeitspeicherung von überschüssigem Strom zu verringern, der aus einer
weiteren Potentialausnutzung der erneuerbaren Energien resultieren würde.

• Wir zeigen, dass die Fluktuationen der erneuerbaren Energien und der Last
jederzeit sicher ausgeglichen werden können. Neben der stundenweisen Simula-
tion haben wir die Last- und Erzeugungsgradienten, die Flexibilität der Reserve-
kraftwerke und der Elektrolyse sowie Regelleistungsbedarf und
-bereitstellung analysiert. Bei einem hohen Anteil an Wärmepumpen tritt – trotz
elektrischer Klimatisierung im Sommer – die Jahreshöchstlast weiterhin im Winter
auf. Sie bestimmt daher den Bedarf an Reservekapazitäten.

• Es steht jederzeit genügend Regel- und Reserveleistung bereit, um kurzzeitige
und unplanbare Abweichungen zwischen Einspeisung und Verbrauch auszuglei-
chen. Dies leisten Pumpspeicherwerke, GuD-Reservekraftwerke auf Basis von
eE-Wasserstoff oder eE-Methan, mit Biogas betriebene Gasturbinen, Elektrolyse-
anlagen zur Wasserstoffherstellung und regelbare Lasten in der Industrie.

• Die unterschiedlichen Erzeugungsarten der erneuerbaren Energien und die
Speicher können sich gut ergänzen:

Windenergie und Photovoltaik ergänzen sich sehr gut in der monatsmittleren
Stromerzeugung. So sind die Sommermonate bei hoher Sonneneinstrahlung ten-
denziell windärmer, aber für die photovoltaische Stromerzeugung sehr ertrag-
reich. Die sonnenarmen Wintermonate sind dagegen deutlich windreicher.

Die Biogas-Gasturbinen gleichen anteilig die Einspeiseschwankungen der Wind-
energie und Photovoltaik aus. Sie dienen als Reservekraftwerke und speisen in
angebotsarmen Situationen zusätzlichen Strom ein.

Saisonale Stromspeicher decken den restlichen Ausgleichsbedarf. Hierfür kom-
men Speichersysteme mit den Energieträgern Methan oder Wasserstoff aus er-
neuerbaren Energien in Frage.

Für eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromerzeugung ist
ein deutlicher Ausbau der Reservekapazitäten notwendig.

• Reservekapazitäten werden zur Bereitstellung von Regelleistung und in ange-
botssschwachen Situationen – z.B. für längere Schwachwind-Perioden – für die
Lastdeckung benötigt. Ihr Bedarf kann durch eine Einbindung in den europäi-

163


schen Stromverbund gegenüber einer rein nationalen Gewährleistung der Ver-
sorgungssicherheit deutlich verringert werden (s.u.).

• Als Reservekraftwerke eignen sich besonders gut Gasturbinen- oder GuD-
Kraftwerke, die mit aufbereitetem Biomethan, sowie mit Methan oder Wasserstoff
aus erneuerbaren Energien (aus den Langzeitspeichersystemen) betrieben wer-
den können.

• Die Kraft-Wärme-Kopplung ist bei den Reservekraftwerken grundsätzlich möglich,
jedoch nur dort sinnvoll, wo ein ausreichend hoher kontinuierlicher Wärme-
verbrauch besteht.

Für eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromerzeugung ist
die Einführung von Lastmanagement eine notwendige Voraussetzung. Die
Lastmanagementpotentiale müssen erschlossen werden.

• Lastmanagement wird benötigt, um die Nachfrage besser an die dargebotsab-
hängige Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien anzupassen. Lastmanage-
ment verringert den Bedarf an Speichern und Reservekraftwerken. Industrielle
Großverbraucher können als Regelbare Lasten zudem Regelleistung bereitstel-
len.

• Besonders geeignet für Lastmanagement sind Wärmepumpen, Elektromobilität
und Klimatisierung sowie mittlere und große Verbraucher im Industriesektor.

• Bei Wärmepumpen und Klimaanlagen sind für das Lastmanagement ausreichend
dimensionierte Wärme- bzw. Kältespeicher erforderlich. Prinzipiell korrelieren der
Bedarf für die Klimatisierung und die photovoltaische Stromeinspeisung gut mit-
einander, treten aber zeitlich leicht versetzt auf. Schon Speicherkapazitäten der
Kältespeicher von 3-4 Stunden reichen aus, um den Einsatz von Reservekraft-
werken für die Klimatisierung weitgehend zu vermeiden.

• Für die Erschließung der Lastmanagementpotentiale brauchen wir eine geeignete
Infrastruktur (s.u.) und Preissignale, die aktuelle Knappheiten widerspiegeln. Dies
funktioniert über zeitvariable und angebotsabhängige Tarife (z.B. ein Real-Time-
Pricing: Strom wird kurzfristig also dann teuer, wenn er knapp ist) sodass be-
stimmte Verbraucher dann mit ihrer Nachfrage auf Zeiten mit billigerem Tarif
ausweichen.

164


Der Aus- und Zubau von Stromspeichersystemen ist eine notwendige Voraus-
setzung für eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromer-
zeugung im Jahr 2050.

• Für die Bereitstellung von Regel- und Reserveleistung sowie für die Nutzung von
Überschüssen sind zusätzliche Stromspeicher (Kurz- und Langzeitspeicher) er-
forderlich.

• Kurzzeitspeicher und Lastmanagement als virtueller Speicher können gut die
Einspeiseschwankungen im Ein- und Mehrtagesbereich ausgleichen.

• Langzeitspeicher mit großen Speicherkapazitäten sind dagegen erforderlich, um
Einspeiseschwankungen im Mehrtages-, Monats- oder Jahresbereich auszuglei-
chen. Sie fangen größere Überschüsse von Strom aus Windenergie und Photo-
voltaik auf und können diese dann durch Rückverstromung bei längeren ange-
botsarmen Perioden wieder einspeisen.

• Langzeitspeicher sind heute nur in Form von chemischen Speichern großtech-
nisch realisierbar. Sie speichern entweder Methan oder Wasserstoff, welche aus
überschüssigem Strom aus erneuerbaren Energien elektrolytisch254 erzeugt und
in angebotsarmen Situationen wieder in Strom zurückverwandelt werden. Die
Technik für die einzelnen Schritte ist bereits verfügbar – auch wenn das Spei-
chersystem als Ganzes heute noch nicht großtechnisch eingesetzt wird.

• Vorteil der Langzeitspeichersysteme ist, dass die installierbaren Leistungen für
die Elektrolyse und die Rückverstromung unabhängig von der gespeicherten
Energiemenge sind.

• Wir konnten in der Simulation zeigen, dass die in Deutschland vorhandenen
Speicherpotentiale sowohl für eE-Methan als auch für eE-Wasserstoff den ermit-
telten Speicherbedarf bei weitem übertreffen. Dies gilt auch für den mehrjährigen
Ausgleich von Einspeiseschwankungen.

254
Bei der Elektrolyse entsteht Wasserstoff, in einem zweiten Verfahrensschritt kann Methan erzeugt
werden (siehe Kapitel 4.1.2)

165


Es ist notwendig, auch die Infrastruktur für Lastmanagement und Stromtrans-
port auszubauen.

• Soll Lastmanagement in erforderlichen Umfang eingesetzt werden, muss eine
geeignete Infrastruktur geschaffen werden – das heißt Stromerzeugung, Spei-
cher, Verbrauch und Netzbetrieb müssen vernetzt und kommunikativ gesteuert
werden. Dazu ist die notwendige Mess-, Informations- und Kommunikations-
Infrastruktur aufzubauen.

• Der Transport des vorwiegend in Norddeutschland erzeugten Windstroms in die
südlicheren Verbrauchszentren erfordert einen Ausbau des Übertragungsnet-
zes255.

• Auch die Kapazität der Verteilungsnetze muss erhöht werden, wenn Elektromobi-
lität und Photovoltaik in großem Maßstab eingeführt werden.

• Wir haben den Ausbaubedarf für das Stromnetz in dieser Studie nicht quantitativ
untersucht. Daher bleibt zu prüfen, wie Speichersysteme, Lastmanagement, op-
timierte Anlagenauslegung und Standortwahl den Netzausbaubedarf verringern
können.

• In unserer Simulation dient Lastmanagement dazu, Einspeiseschwankungen
auszugleichen und nicht dazu, den Netzausbaubedarf zu minimieren. Der Einsatz
des Lastmanagements und der Speicher für die Verringerung des Netzausbau-
bedarfs würde einen wesentlich größeren Bedarf an Reservekraftwerks- und
Speicherkapazitäten verursachen.

Ein Ausbau des europäischen Stromverbundes bietet ein beträchtliches
Optimierungspotential.

• Der europäische Stromverbund ermöglicht den großräumigen europaweiten
Ausgleich der fluktuierenden Einspeisung von Windenergie und Photovoltaik. Im
Szenario „Regionenverbund“ ist er nicht berücksichtigt. Er würde gegenüber un-
serer Simulation die relativen Einspeisespitzen verringern und den Beitrag der
Windenergie zur gesicherten Leistung erhöhen. Damit würden der Bedarf an

255
Die Vollendung des europäischen Binnenmarktes für Elektrizität erfordert ohnehin einen Ausbau
der nationalen Übertragungsnetze sowie der Grenzkuppelstellen.

166


Speicher- und Reservekraftwerksleistung und damit auch die Gesamtkosten der
Stromerzeugung erheblich sinken.

• Auch die Nutzung alpiner und skandinavischer Speicherwasserkraftwerke würde
den Bedarf an chemischen Langzeitspeichern und Reservekraftwerken im Ver-
gleich zum Szenario „Regionenverbund“ verringern und damit zugleich den ener-
giewirtschaftlichen Nutzen der fluktuierenden erneuerbaren Energien in Deutsch-
land erhöhen.

• Darüber hinaus verringern Speicher und europäischer Ausgleich den Bedarf an
installierter Leistung von Anlagen zur Verstromung erneuerbarer Energiequellen.

167

Handlungsempfehlungen

8 Handlungsempfehlungen

8.1 Einleitung
Das in dieser Studie modellierte Szenario „Regionenverbund“ stellt einen eigenen
Archetypus dar. Er basiert darauf, dass Strom ausschließlich aus erneuerbaren
Energien gewonnen wird, wobei in erster Linie die nationalen Potentiale erneuerbarer
Energien ausgeschöpft werden. Nur in geringem Umfang wird Strom importiert. Die
in Kapitel 6 vorgestellten Szenarien „International-Großtechnik“ und „Lokal-Autark“
sind weitere archetypische Szenarienbeschreibungen. Gemeinsam mit dem Szenario
„Regionalverbund“ eröffnen sie einen Lösungsraum für eine vollständig auf erneuer-
baren Energien beruhende Stromversorgung. Es ist davon auszugehen, dass keines
dieser Szenarien in Reinform verwirklicht wird, sondern dass sich eine Stromversor-
gung durchsetzen wird, die sich aus verschiedenen Elementen dieser Szenarien
zusammensetzt und die Vorteile der verschiedenen Reinformen kombiniert. Wie sich
die Stromversorgung in den nächsten Jahrzehnten entwickeln wird, ist nicht zuletzt
eine politische und gesellschaftliche Entscheidung.

Für alle Szenarien gilt: Notwendige Weichenstellungen müssen in den nächsten
Jahren getroffen werden. Die Szenarien setzen gesellschaftliche Veränderungen
voraus, die – einmal eingeleitet – später nicht oder nur zu hohen Kosten revidierbar
sind. Dies kann unterschiedliche Gründe haben, z.B. eine hohe, lang anhaltende
Kapitalbindung, die die vorgenommene Weichenstellung nach sich zieht, oder lange
Vorlaufzeiten, beispielsweise bei der Planung.

Die erneuerbaren Energien eignen sich aufgrund ihrer geringen Energiedichte für
eine flächenorientierte und damit dezentrale Nutzung. Daraus ergeben sich Chancen
für kleine und mittlere Unternehmen. Vor allem Investoren vor Ort haben bislang den
Ausbau der erneuerbaren Energien vorangetrieben. Wesentliche Akteure in diesem
Zusammenhang sind Kommunen, Regionen, Energieversorgungsunternehmen, die
mittelständisch geprägte Wirtschaft sowie einzelne Bürger und Bürgerinitiativen.
Bereits über 70 Regionen – das entspricht fast acht Millionen Einwohnern – haben

168


beschlossen, ihr Energieversorgungssystem nachhaltig zu gestalten256. Sie haben
begonnen, auf kommunaler oder regionaler Ebene Energieversorgungskonzepte zu
erarbeiten257. Gefördert von der Nationalen Klimaschutzinitiative erstellen rund 400
Kommunen Klimaschutzkonzepte. Kommunale Klimaschutzkonzepte zielen in der
Regel darauf ab, die kommunalen Energiesysteme emissionsärmer zu machen –
durch eine Erhöhung der Energieeffizienz und den Einsatz erneuerbarer Energien.
Zudem setzen sich weitere Kommunen das Ziel, bis zum Jahr 2050 emissionsneutral
zu werden. Damit entwickeln sich Region und Kommune zu einem neuen Gestal-
tungsfaktor für das nationale Energiesystem, dem in Zukunft besondere Bedeutung
zukommen wird.

Dieses Kapitel umreißt wichtige Handlungsempfehlungen, die mit erforderlichen
Weichenstellungen verbunden sind. Außerdem skizzieren wir Leitlinien, die beim
Ausbau der Stromversorgung aus erneuerbaren Energiequellen einzuhalten sind.

8.2 Verbindliche Ziele für Emissionsminderungen und erneuerbare
Energien

Verbindliche Minderungsziele für Treibhausgasemissionen bis 2050
Deutschland und die EU sollten schon heute langfristige und verbindliche Minde-
rungsziele für Treibhausgasemissionen bis 2050 einführen. Für Industrieländer
müssen die Minderungsziele zwischen 80% und 95% der Emissionen von 1990
liegen258. Bis 2020 sollte die EU sich bedingungslos zu einer Minderung um 30%
gegenüber 1990 bekennen. Schließlich ist es im Zuge der Wirtschaftskrise leichter
geworden, dieses Ziel zu erreichen. Denn die dafür notwendigen Kosten sind
gesunken. Die Glaubwürdigkeit solch einer langfristigen Festlegung hängt von einem

256
Siehe auch DEENET 2009, IZT 2007
257
Neben einer Vision des zukünftigen Energieversorgungssystems, einer Darstellung der
Ausgangssituation sowie der Potentiale für Energieeffizienz und erneuerbare Energien muss ein
solches Energieversorgungskonzept auch konkrete Schritte für die Umsetzung – wie Zielsetzungen,
Zeitpläne und Einzelprojekte – beinhalten. Es soll gemeinsam mit den Akteuren vor Ort erarbeitet und
politisch beschlossen werden. UBA 2009a, siehe auch Niederle 2008
258
IPCC 2007

169


transparenten Verfahren ab, welches die langfristigen klima- und energiepolitischen
Ziele auf der EU- und Bundesebene konsistent mit den erforderlichen Minderungs-
pfaden verbindet. Passend zu den Zielen muss die Politik auf beiden Ebenen ein
wirksames und langfristig effizientes Bündel an Klimaschutzinstrumenten schaffen
und kontinuierlich fortentwickeln.

Klare Zielvorgaben für den Ausbau der erneuerbaren Energien
Für eine Ausrichtung des Stromversorgungssystems ausschließlich auf Basis der
erneuerbaren Energien bedarf es eines eindeutigen und langfristigen politischen
Willens. Dieser sollte sich einerseits in verbindlichen Zielsetzungen äußern, anderer-
seits muss auch bei relevanten Entscheidungen, die z.B. die Entwicklung des
konventionellen Kraftwerkparks betreffen, die Priorität für den Ausbau der erneuerba-
ren Energien deutlich werden.

Der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien sollte verbindlich festgelegt werden.
Dies könnte mit konkreten Zielsetzungen für 2050 und für Zehnjahresschritte (z.B. in
Höhe von 35%, 60%, 85% und 100% für die Zieljahre 2020, 2030, 2040 und 2050)
geschehen. Zumindest ist festzulegen, dass der Zuwachs beschleunigt werden muss
und bis zum Jahr 2030 nahezu zwei Drittel der Vollversorgung erreicht werden
müssen. Die letzten Prozentpunkte der Vollversorgung werden erwartungsgemäß
schwieriger zu realisieren sein.

8.3 Effizientere und intelligentere Energienutzung
Zwei zentrale Voraussetzungen müssen erfüllt werden, um sowohl eine vollständig
auf erneuerbaren Energien beruhende Stromversorgung als auch die Klimaschutz-
ziele zu erreichen: Die Effizienz bei der Energieumwandlung muss sich erhöhen, der
Energieverbrauch dagegen sinken. Dies gilt auch für die Stromerzeugung und für
den Stromverbrauch. Trotz neuer Stromanwendungen wie Elektromobilität, Wasser-
stofferzeugung und eines wachsenden Einsatzes von Wärmepumpen gegenüber
heute kann und muss der Stromverbrauch deutlich gesenkt werden. Da der Wärme-
bedarf in Zukunft teilweise mit Strom gedeckt werden wird, sind auch in diesem
Bereich bedarfsmindernde Maßnahmen notwendig wie zum Beispiel Gebäudedäm-
mung und wirksamer Sonnenschutz. Zudem hilft eine intelligente Stromnutzung:
Beispielsweise ermöglicht Lastmanagement, in angebotsarmen Situationen Lastspit-
zen zu minimieren und den Verbrauch auf angebotsreichere Situationen zu verla-
170


gern. Dadurch sind weniger Erzeugungskapazitäten notwendig. Für die Verringerung
des Energieverbrauchs sind – neben den sektorübergreifenden Instrumenten wie
dem Emissionshandel und der Energiebesteuerung – geeignete Instrumente vorhan-
den, die wir im Folgenden beschreiben.

Anforderungen der EU an Produkte verschärfen
Um den Stromverbrauch stromgetriebener Geräte zu mindern, muss sich die Bun-
desregierung in der EU für eine regelmäßige Überprüfung und Anpassung der
Anforderungen einsetzen, die über die Ökodesign-Richtlinie (RL 2009/125/EG) an
diese Geräte gestellt werden. Damit dieses Instrument auch voll wirksam wird, ist
eine leistungsstarke und zwischen den Bundesländern und den EU-Mitgliedstaaten
koordinierte Marktaufsicht notwendig. Verstöße sollten unter Nennung der Anbieter in
der Öffentlichkeit bekannt gemacht werden, damit die Verbraucher Druck auf die
Anbieter ausüben. Dies gilt für Haushaltsgeräte genauso wie für elektrische Antriebe
(Pumpen, Elektromotoren, Ventilatoren) in Industrie und Gewerbe.

Die Anforderungen der EU an Produkte zielen vor allem darauf, über Mindeststan-
dards Produkte vom Markt zu nehmen, die zum Beispiel einen hohen Strom-
verbrauch haben. Demgegenüber will die EU mit der Energie-Pflichtkennzeichnung
die Nachfrage nach stromsparenden Produkten fördern. Die Neufassung der Ener-
gieverbrauchskennzeichnungsrichtlinie (RL 2010/30/EU) hat den Anwendungsbe-
reich über Haushaltsgeräte hinaus stark ausgedehnt (z.B. auch auf Dämmstoffe,
Motoren oder Heizkessel). Vor allem für verbrauchernahe Produkte ist die Pflicht-
kennzeichnung daher mit hoher Priorität einzuführen. Sie muss verbraucherfreund-
lich, also selbsterklärend und klassifizierend sein.

Energieeffizienz soll ein entscheidendes Kriterium bei der Vergabe öffentlicher
Aufträge von Bund, Ländern und Kommunen sein. Dabei sollen die Behörden u.a.
von der in der Energieverbrauchskennzeichnungsrichtlinie explizit eröffneten Mög-
lichkeit Gebrauch machen, nur Produkte zu beschaffen, die der jeweils höchsten
Effizienzklasse für das Produkt angehören. Dies soll unter Berücksichtigung der
Kostenwirksamkeit, wirtschaftlichen Durchführbarkeit, technischen Eignung sowie
eines ausreichenden Wettbewerbs erfolgen.

Freiwillige Umweltkennzeichnungen mit Energieeffizienzbezug, wie z.B. der Blaue
Engel (Schutzziel „Schütz das Klima“), kennzeichnen die jeweils marktbesten

171


Produkte. Besonders relevant und auszubauen sind freiwillige Umweltzeichen für die
strombetriebenen Produkte, für welche bisher keine Pflichtkennzeichnung besteht.

Die Abstimmung dieser Instrumente aufeinander ist weiter zu optimieren. In ihrem
Zusammenwirken sollen sie zu einem Effizienzwettlauf bzw. einem EU-Top-Runner
Prinzip259 führen. Die EU muss sowohl die Mindestanforderungen als auch die
Kennzeichnung regelmäßig an den Stand der Technik anpassen und festgestellte
Nichteinhaltungen wirksam sanktionieren.

Entwicklung innovativer Produkte fördern
Durch die Erweiterung bestehender Förderinstrumente kann ein weiterer Anreiz zur
Entwicklung energieeffizienter Produkte erreicht werden260. Eine ökologische
Verbraucherpolitik kann die Markteintrittsbarrieren für energieeffiziente Produkte
verringern und zu einer schnelleren Marktdurchdringung öko-/ energieeffizienter
Produkte beitragen.

Betriebliches Energiemanagement einführen
Zentral für die Ausschöpfung von Effizienzpotentialen in den Sektoren Industrie und
Gewerbe, Handel und Dienstleistungen ist die verbindliche Einführung eines Ener-
giemanagements in Unternehmen. Der Gesetzgeber sollte in das Energiedienstleis-
tungsgesetz eine Regelung zur verpflichtenden Einführung eines betrieblichen
Energiemanagementsystems für mittlere und große Unternehmen aufnehmen.

Energieeinsparverordnung weiterentwickeln
Die Energieeinsparverordnung (EnEV) kann entscheidend dazu beitragen, den
Raumwärmebedarf zu senken. Für neue Gebäude muss bis 2015 der Passivhaus-
standard oder ein Gebäudestandard mit geringerem Energieverbrauch in der EnEV
festgeschrieben werden. Neben einer drastischen Verschärfung der Anforderungen

259
Das Top-Runner-Prinzip verfolgt dass Ziel, dass sich die effizienteste Technik auf dem Markt
durchsetzt.
260
Dabei kann es sich um die Entwicklung alternativer Produkte mit neuer Technik, um
Funktionsinnovationen unter Veränderung des bestehenden Produktkonzeptes, um den Ersatz von
Produkten durch Dienstleistung oder um die Nutzungsdauer und –verlängerung von Produkten
handeln.

172


ist für den Gebäudebestand die Einführung von Nachrüstverpflichtungen beim
Wärmeschutz erforderlich. Zur Verbesserung des Vollzuges der EnEV sollte der
Bund anspruchsvolle bundesrechtliche Eckpunkte für den Vollzug vorgeben, z.B. die
stichprobenartige Überprüfung von mindestens 2% der Bauvorhaben, die auch die
inhaltliche Richtigkeit der nach der EnEV erforderlichen Nachweise umfasst261. Die
ordnungsrechtlichen Vorgaben sollten durch weitere Instrumente flankiert werden,
z.B. die Verstetigung und Optimierung von Förderprogrammen wie das Programm
„Energieeffizient Sanieren“ der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) oder die
Änderung des Mietrechts, um – etwa durch die flächendeckende Berücksichtigung
von energetischen Beschaffenheitsmerkmalen im Rahmen der ortsüblichen Ver-
gleichsmiete – Investitionsanreize für Vermieter zu setzen.

Lastmanagementpotentiale erschließen
In den kommenden Jahren sind die vorhandenen Lastmanagementpotentiale mit
geeigneten Instrumenten weiter zu erschließen. Dies betrifft vor allem Großverbrau-
cher in Industrie, Handel und Gewerbe, aber auch die Elektromobilität und Wärme-
pumpen und die Klimatisierung.

Um die Flexibilitäten der Last nutzen zu können, stellen Preissignale, die die aktuelle
Situation von Einspeisung und Verbrauch widerspiegeln, den entscheidenden Anreiz
dar. Tarife sollten deshalb so gestaltet werden, dass insbesondere Kunden mit
hohen Lastmanagementpotentialen ein Interesse daran haben, auf aktuelle Knapp-
heits- bzw. Überschusssituationen durch eine entsprechende Verlagerung des
Verbrauchs zu reagieren.

Energieverbrauch im Verkehr senken
Durch eine Kombination von Maßnahmen zur Verkehrsvermeidung, -verlagerung,
-optimierung (Routenplanung, Auslastung der Fahrzeuge) und zur technischen
Verbesserung der Fahrzeugeffizienz kann Deutschland auch im Verkehr den Ener-
gieverbrauch deutlich senken. Dies betrifft u.a. eine verkehrsvermeidende Siedlungs-

261
Diese Nachweise werden zumeist von Unternehmern und Sachverständigen ausgestellt, die vom
Gebäudeeigentümer beauftragt sind und damit deren Einfluss unterliegen. Die Gefahr einer falschen
Ausstellung ist daher hoch. Dennoch wird die Richtigkeit der Nachweise bislang nicht kontrolliert.

173


und Verkehrsplanung, die Förderung umweltgerechter Verkehrsträger, ökonomische
Maßnahmen und Maßnahmen zur Verbesserung der Fahrzeugeffizienz sowie
Verbraucherinformation und das Fahrverhalten im Straßenverkehr.

Unabhängig von der Einführung von Elektrofahrzeugen gilt, dass alle Maßnahmen
zur Senkung des Energieverbrauchs von Fahrzeugen wie die Effizienzsteigerung bei
Motoren, die Einführung von Leichtlaufreifen und die Reduzierung des Gewichts
weiter voranzutreiben sind. Das Umweltbundesamt262 hat die notwendigen Maßnah-
men und Instrumente zur Senkung des Energieverbrauchs im Personen- und
Güterverkehr ausführlich dargestellt.

8.4 Rechtliche und ökonomische Rahmenbedingungen
Die Politik muss die rechtlichen und ökonomischen Rahmenbedingungen für die
nötige Umstellung der Stromversorgung auf erneuerbare Energien schaffen. Lang-
fristige Ziele sowie ein zielführendes, kohärentes und umsetzbares Bündel an
Klimaschutzinstrumenten sind die Mittel der zukunftsweisenden Klimapolitik, um nicht
nur auf nationaler und EU-Ebene den Klimaschutz voranzubringen, sondern auch
Investoren ein hohes Maß an Planungssicherheit zu geben.

Emissionshandel stärken
Zentrale Aufgabe bei der Weiterentwicklung des Emissionshandels ist die Vorgabe
eines anspruchsvollen, langfristigen Minderungspfades. Die EU sollte unverzüglich
die Emissionsobergrenze für den Emissionshandel an einer Emissionsreduktion von
minus 30% im Vergleich zum Basisjahr 1990 ausrichten. Neue Studienergebnisse
zeigen, dass die EU anspruchsvollere Klimaschutzziele zu weitaus geringeren
Kosten erreichen kann als bisher gedacht, weil wegen der Wirtschaftskrise die
Treibhausgasemissionen stark zurückgingen. So ergeben sich im Jahr 2020 lediglich
Zusatzkosten von 0,2% des BIP im Jahr 2020, falls die EU ihr Emissionsminde-
rungsziel von bisher 20% auf 30% erhöht.263 Gleichzeitig sind mit einer solchen
Politik erhebliche Zusatznutzen verbunden, zum Beispiel eine höhere Sicherheit der

262
UBA 2009c; UBA 2010d
263
EU Kommission 2010

174


Energieversorgung, zusätzliche Arbeitsplätze und eine höhere Luftqualität. Außer-
dem stärkt die EU ihre Position auf den stark wachsenden grünen Zukunftsmärkten,
vor allem für Techniken zur Energieeffizienz und für erneuerbare Energien.

Verbindliche langfristige Klimaziele und damit verbundene CO2-Preissignale sind
schon heute relevant für anstehende Investitionsentscheidungen im Energiesektor.
Die Planung neuer fossiler Kraftwerke nimmt aufgrund deren Bauzeit sowie der
langen Abschreibungs- und Amortisationsdauern von rund 20 Jahren einen längeren
Zeitraum in den Blick als der bisherige Emissionshandel, dessen Emissionsober-
grenze lediglich bis 2020 festgelegt ist. Deshalb sollte die EU auch über 2020 hinaus
langfristig ambitionierte Reduktionsziele für den Emissionshandel festlegen.

Energiebesteuerung weiterentwickeln und klimaschädliche Subventionen
abbauen
Ohne ein umfassendes, sektorübergreifendes CO2-Preissignal durch den Emissions-
handel bleibt die Energiebesteuerung mit ihren breiten Anreizwirkungen auf abseh-
bare Zeit ein unverzichtbares Instrument zum Klimaschutz. Für eine effiziente
Klimapolitik ist es notwendig, die Energiebesteuerung auf nationaler und EU-Ebene
stärker an den CO2-Emissionen der Energieträger auszurichten. Im Zuge einer
ökologischen Finanzreform sind außerdem alle klimaschädlichen Subventionen
schrittweise abzubauen. Allein in der Energiewirtschaft betrugen diese Subventionen
im Jahr 2008 mehr als 16 Mrd. Euro.264

Markt- und Systemintegration der erneuerbaren Energien fördern
Der Gesetzgeber muss das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) als erfolgreiches
Instrument zur Markt- und Systemintegration der erneuerbaren Energien weiterent-
wickeln. Dabei ist das Vorrangprinzip des Anlagenanschlusses sowie der Abnahme
und Verteilung von Strom aus erneuerbaren Energien beizubehalten. Gleichzeitig
sind freiwillige Ausstiegsoptionen aus dem EEG wie derzeit die Eigennutzung oder
die Direktvermarktung weiterzuentwickeln.

Die konsistente Verknüpfung des EEG und anderer Klimaschutzinstrumente wie dem

264
Umweltbundesamt 2010e. Hierzu zählt auch die kostenlose Zuteilung von CO2-
Emissionsberechtigungen. Diese hatten 2008 einen Wert von knapp 8 Mrd. Euro.

175


Emissionshandel und der Energiebesteuerung ist erforderlich. Eine wichtige Wei-
chenstellung ist hier die Berücksichtigung der Ausbauziele des EEG bei der Festle-
gung der Emissionsobergrenze des Emissionshandels.

Im Übergang zu einer regenerativen Vollversorgung verschieben erneuerbare
Energien die so genannte „Merit Order“265 und drängen fossile Kraftwerke aus dem
Markt. Geringe laufende Kosten der dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien,
wie Windenergie oder Solarenergie, verändern das Marktumfeld auf dem Strommarkt
– mit derzeit noch nicht eindeutig absehbaren Wirkungen auf die Preisbildung266.
Hier ist es die Aufgabe der Politik, eine effiziente Strompreisbildung zu überwachen
und diese gegebenenfalls sicherzustellen. Künftig gilt es, das Zusammenspiel
zwischen erneuerbaren Energien, Speichern und Lastmanagement zu verbessern.
Diese Herausforderungen führen aber über das EEG hinaus und sind nicht allein
durch eine Weiterentwicklung des EEG zu lösen. Das gesamte Energierecht ist
entsprechend weiterzuentwickeln.

Schaffung eines Allgemeinen Klimaschutzgesetzes
Trotz wachsender Bedeutung ist das deutsche Klimaschutzrecht heterogen und
unübersichtlich. Die Weiterentwicklung, aber auch das Auffinden, Anwenden und
Vollziehen der Vorschriften wird hierdurch erschwert. Für einen wirksamen Klima-
schutz ist aber auch ein effektives Klimaschutzrecht erforderlich. Ein Allgemeines
Klimaschutzgesetz würde als ordnender Rahmen fungieren, welcher auf das gesam-
te Klimaschutzrecht ausstrahlt. Inhalt des Gesetzes sollten allgemeine und übergrei-
fende Vorschriften sein, die für alle Klimaschutzregelungen Geltung haben – also
auch für Regelungen, die außerhalb eines Klimaschutzgesetzes verbleiben. Das
Gesetz könnte auch Begriffsbestimmungen harmonisieren und Klimaschutzgrundsät-
ze enthalten. Wichtig ist auch eine gesetzliche Verankerung von spezifischen
Klimaschutzzielen, über deren Einhaltung die Bundesregierung regelmäßig berichten
muss.

265
Einsatzreihenfolge von Kraftwerken entsprechend ihren (kurzfristigen) Grenzkosten
266
In den vergangenen Jahren kam es vereinzelt in Schwachlaststunden zu negativen Marktpreisen.
Inwieweit dies als Ausnahme zu werten ist oder zukünftig häufiger auftreten kann, ist derzeit offen.

176


Die Schaffung eines Allgemeinen Klimaschutzgesetzes wäre ein erster wichtiger
Schritt zur Konsolidierung und Weiterentwicklung des deutschen Klimaschutzrechts,
welcher sich zudem positiv auf den internationalen Klimaschutzprozess auswirken
dürfte.

Ausbauhemmnisse bei erneuerbaren Energien abbauen
Um den Ausbau der erneuerbaren Energien zu beschleunigen, ist es erforderlich,
ständig zu überprüfen, inwieweit der Rechtsrahmen und sein Vollzug die Zulassung
der Erzeugungsanlagen hemmen. Für Anlagenbetreiber sowie Kommunen und
Regionen ist dies eine wichtige Voraussetzung, damit sie den Ausbau der erneuerba-
ren Energien vor Ort vorantreiben können.

Ein besonderes Hemmnis und dringliches Problem besteht bei der geothermischen
Energieerzeugung. Viele der für die Planung von Geothermieprojekten benötigten
Daten liegen der Kohlenwasserstoffindustrie vor, stehen jedoch für die Geother-
miebranche nicht kostenlos zur Verfügung. Dieser Zustand, der einer Regelung im
deutschen Recht geschuldet ist, nach der die im Verlauf einer Explorationsgenehmi-
gung erarbeiteten geologischen Daten ohne zeitliche Begrenzung in das Eigentum
der explorierenden (Kohlenwasserstoff-)Industrie übergehen, muss geändert werden.

Rolle von Kommunen und Regionen stärken
Auf regionaler und kommunaler Ebene wird es in Zukunft darum gehen, die natürli-
chen Ressourcen sowie alle Energie- und Stoffströme mit hoher Effizienz zu nutzen,
um die Substitution von fossilen Energieträgern sicherzustellen. Daher müssen
Kommunen und Kreise im erforderlichen Maße zweckgebundene Mittel für Investiti-
onsmaßnahmen erhalten, die für das Erreichen der Klimaschutzziele notwendig sind.
Um dies zu erreichen, sollten Klimaschutzaspekte auch bei der Regionalförderung
stärkeres Gewicht bekommen. Damit auch Kommunen, die unter Haushaltssicherung
stehen, in die Lage versetzt werden, ihre Rolle bei der Umgestaltung des nationalen
Energiesystems zu übernehmen, dürfen sie nicht vom Zugang zu Fördermitteln für
den Klimaschutz ausgeschlossen werden.

Kapital bereitstellen für den Ausbau der erneuerbaren Energien und der
Infrastruktur
Erneuerbare Energien können fossile Energieträger ersetzen und so im großen Stil

177


Brennstoffkosten reduzieren. Gleichzeitig ist eine Vollversorgung mit Strom aus
erneuerbaren Energien mit einem erheblichen betriebs- und volkswirtschaftlichen
Investitionsbedarf verbunden. Die Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien ist –
bezogen auf eine Kilowattstunde Strom – kapitalintensiver als eine herkömmliche
Versorgung basierend auf fossilen Energieträgern267. Deshalb muss die Volkswirt-
schaft ausreichend Kapital für den Umbau des Energiesystems bereitstellen. Der
große Kapitalbedarf für den Umbau der Stromerzeugung, die dadurch erforderliche
Infrastruktur (Netze, Speicher, Informations- und Kommunikationstechnik) und die
Folgen der Wirtschaftskrise erfordern eine fortwährende Analyse der Finanzierungs-
möglichkeiten der erneuerbaren Energien auf den Kapitalmärkten. Verlässliche
wirtschaftliche und rechtliche Rahmenbedingungen, die den langfristigen Klimazielen
Rechnung tragen, sind von zentraler Bedeutung, denn sie sorgen für ein sicheres
Investitionsumfeld und erleichtern wesentlich die Kapitalversorgung beim Umbau des
Energiesystems. Die vom Staat gesetzten Rahmenbedingungen – etwa durch den
Emissionshandel und die direkten Förderinstrumente für erneuerbare Energien –
sind mitentscheidend für die Rentabilität von Investitionsprojekten in erneuerbare
Energien. Bei ausreichender Rentabilität ist eine Finanzierung durch die Kapitalmärk-
te in der Regel gewährleistet.

Große Hindernisse bestehen insbesondere bei der Finanzierung der Offshore-
Windenergienutzung. Der Grund hierfür sind die enormen technischen Herausforde-
rungen in deutschen Gewässern und die damit verbundenen Risiken. Der Bund kann
hier im Einzelfall Anfangsschwierigkeiten durch gezielte Bürgschaften oder Garantien
überwinden. Auch bei der Geothermie werden staatliche Bürgschaften für die
Fündigkeitsversicherung mittelfristig notwendig sein.

267
Die Kapitalintensität ist hier vor allem relativ gemeint. Sie spiegelt den Anteil der Investitionskosten
an den gesamten Stromgestehungskosten wider. Vor allem dargebotsabhängige erneuerbare
Energien haben nur sehr geringe laufende Kosten und sind damit automatisch kapitalintensiv.
Konventioneller Strom hat dagegen hohe laufende Kosten für fossile Energieträger und zunehmend
für CO2-Emissionsberechtigungen. Die relative Kapitalintensität bestimmt die Reihenfolge der Merit
Order und ist von den volkswirtschaftlichen Gesamtkosten der Energieerzeugung zu unterschieden.

178


8.5 Anpassung der Raumordnung

Landesweite und regionale Energieentwicklungskonzepte
Der Klimaschutz und der Ausbau erneuerbarer Energien sind im Raumordnungsge-
setz268 (ROG) in den Grundsätzen der Raumordnung verankert. So verlangt § 2
Abs.2 Nr. 6 ROG, den räumlichen Erfordernissen des Klimaschutzes Rechnung zu
tragen und dabei unter anderem die räumlichen Voraussetzungen für den Ausbau
der erneuerbaren Energien zu schaffen. Die raumplanerischen Möglichkeiten sind
nun anzuwenden und mit Leben zu füllen, z.B. durch die Ausweisung von Vorrang-
oder Eignungsflächen für die Windenergie, d.h. Flächen, die sich für die Windenergie
eignen. Durch Optimierung und Abstimmung der Flächenangebote benachbarter
Planungsgebiete sollten vor allem die am besten geeigneten Flächen gesichert
werden. Auf diesen ausgewählten Flächen ist dann das Repowering, d.h. der Ersatz
von Altanlagen durch größere und leistungsfähigere Anlagen, voranzutreiben. Diese
raumübergreifende Abstimmung gilt sowohl für die Landes- und Regionalplanung als
auch für die Bauleitplanung auf der kommunalen Ebene. Des Weiteren sollten Städte
und Gemeinden Energieentwicklungskonzepte aufstellen, die sich an der regionalen
Verteilung der Ressourcen für erneuerbare Energien orientieren. Das kann in
interkommunaler und regionaler Abstimmung geschehen.

Raum schaffen für Windenergie
In unserer Studie nimmt die Windenergie einen hohen Stellenwert ein.
Sie trägt entscheidend dazu bei, die nationalen Klimaschutzziele zu erreichen. Die
Raumordnung muss in Deutschland daher so ausgelegt sein, dass geeignete
Standorte für Windenergieanlagen zur Verfügung stehen, unter Abwägung mit
anderen umweltrelevanten Raumansprüchen. Eine vorausschauende Flächenvor-
sorge sichert also ausreichend Flächen mit gutem und sehr gutem Windpotential und
räumt diesen dann Vorrang vor anderen Nutzungen ein. Dabei sind die Auswirkun-
gen auf Mensch, Umwelt und sonstige Schutzgüter zu ermitteln, zu bewerten und in
die Abwägung einzubeziehen (strategische Umweltprüfung). Fakt ist: Die Konzentra-
tion von Windenergieanlagen auf bestimmten Flächen und Standorten dient zugleich

268
Siehe Neufassung des Raumordnungsgesetzes vom 22. Dezember 2008

179


der Umweltentlastung in anderen Gebieten des Planungsraumes. Vorhandene
Regelungen und Empfehlungen für die Planung von Windenergieanlagen, z.B. zu
Höhenbegrenzungen und Abständen, sollen nicht pauschal angewendet, sondern
dem konkreten Planungsfall angepasst werden. Um mehr Flächen für Windenergie-
anlagen zu erhalten, können die Länder, Regionen und Kommunen in einem ersten
Schritt, die bisher nicht berücksichtigten aber geeigneten Flächen auf ihre Umwelt-
verträglichkeit hin prüfen. Aus Sicht des Ausbaus der erneuerbaren Energien betrifft
dies unbesiedelte Bereiche wie Wälder, Infrastrukturtrassen, Konversionsflächen und
andere für die Windenergie geeignete Flächen.

Unterirdische Raumordnung mit Vorrang für nachhaltige Nutzung einführen
An den Untergrund werden immer mehr Nutzungsansprüche gestellt: Geothermie,
Trinkwasserreserven, Bergbau, Endlagerung radioaktiver Abfälle, thermische
Speicher und Speicher für Gase (in Form von CO2, Erdgas, Methan, Wasserstoff
oder als Druckluft). Bund und Länder sollen ein geeignetes Raumordnungsinstru-
mentarium schaffen, um Konfliktlösungen für die Nutzung des Untergrunds zu
ermöglichen. Die jeweiligen Planungsträger wirken an der Aufstellung von Raumord-
nungsplänen mit und berücksichtigen dabei geologische, infrastrukturelle, ökonomi-
sche und ökologische Kriterien. Bei einer derartigen unterirdischen Raumordnung
werden alle existierenden und potentiellen Nutzungen des Untergrundes berücksich-
tigt. Dies lässt auch Raum für Stockwerksnutzungen, soweit diese technisch und
ökologisch möglich sind. Voraussetzung dafür ist eine deutlich verbesserte Detail-
kenntnis des Untergrundes. Eine solche Ordnung des unterirdischen Raumes,
einschließlich der Festlegung von Vorrangfunktionen, kann dazu beitragen, dass für
geothermische Wärme- und Stromerzeugung geeignete Standorte anderen Nutzun-
gen – wie z.B. der CO2-Speicherung – nicht oder nur beschränkt zugänglich sind.

8.6 Ausbau der notwendigen Infrastruktur

Netzumbau und -ausbau vorantreiben
Der Umbau des Energiesystems zu einer vollständig auf erneuerbaren Energien

180


basierenden Stromerzeugung führt aus verschiedenen Gründen269 zu veränderten
Anforderungen an die Netzinfrastruktur und -betriebsführung, insbesondere hinsicht-
lich des sicheren Netzbetriebs. Zudem ist das Netz bisher nicht für große Leistungs-
transite über große Entfernungen, die durch den Ausbau der Offshore-Windenergie
im Norden und den zunehmenden europäischen Stromhandel bedingt sind, ausge-
legt. Es ist erforderlich, die Netzinfrastruktur unter Berücksichtigung der Prioritäten-
regel „Netzausbau: Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau“ (NOVA)270 anzupas-
sen. Dies betrifft alle Netzebenen, da Strom aus erneuerbaren Energien nicht nur ins
Transport-, sondern vor allem auch in das Verteilungsnetz eingespeist wird. Weitere
Hemmnisse hinsichtlich Netzanschluss und damit verbundenem Netzausbau sind zu
prüfen und ggf. mit gesetzlichen Regelungen abzubauen271.

Für eine effiziente Netzintegration erneuerbarer Energien sollte der Gesetzgeber den
Regulierungsrahmen so anpassen, dass dieser Anreize für technische Innovationen
sowie für Investitionen in den Netzaus- sowie -umbau auf allen Spannungsebenen
gibt. Dazu wären Mehraufwendungen der Netzbetreiber durch die Bundesnetzagen-
tur vollständig anzuerkennen und umzulegen.

Für den großräumigen Ausgleich von Leistungsschwankungen (insbesondere der
fluktuierenden Erzeugung aus erneuerbaren Energien) sowie die Nutzung europa-
weiter und transkontinentaler Potentiale der erneuerbaren Energien nimmt die
Bedeutung des grenzübergreifenden Stromhandels zu, wofür das Verbundnetz sowie
die Grenzkuppelleitungen272 von den Netzbetreibern auszubauen sind273. Ein
Beispiel für erste Planungen in Richtung eines sogenannten „Super Grids“ ist das

269
Zu den Gründen zählen u.a. die fluktuierende Einspeisung, der geringere Beitrag der erneuerbaren
Energienanlagen zur Netzstützung und die Rückspeisungen in übergelagerte Netze (wechselnde
Lastflussrichtungen).
270
Jarass et al. 2009, S. 67 f.
271
So könnten zum „NOVA-Grundsatz“ im EEG konkrete technische Maßnahmen getrennt nach
Spannungsebenen genannt werden.
272
Grenzkuppelleitung bezeichnet die technische Verbindung zwischen den Netzen zweier Länder.
273
In unseren Analysen ist dieser Punkt insbesondere für das Szenario „International-Großtechnik“
von großer Bedeutung.

181


Projekt OffshoreGrid274.

Stromnetze optimieren
Eine Reihe an Maßnahmen erhöht die Systemflexibilität und verbessert damit die
Netzqualität. Zu diesen Maßnahmen zählen Einführung von Leiterseilmonitoring und
Hochtemperaturseilen im Übertragungsnetz, dynamische Steuerung mit Leistungs-
elektronik, Smart Grids und Lastmanagement. Bei der Planung von Netzoptimie-
rungsmaßnahmen sollte das Stromsystem – also Netze, Verbraucher und Erzeuger –
stets ganzheitlich betrachtet werden.

Die Netzbetreiber müssen den Bedarf an Netzoptimierung, -verstärkung und -ausbau
bereits in den jetzigen Netzplanungsverfahren aufgrund sehr langer Planungszeit-
räume berücksichtigen275. Dabei sollten sie die Vor- und Nachteile möglicher Über-
tragungstechniken wie Freileitungen, Erdkabel und Hochspannungs-Gleichstrom-
Übertragungsleitungen (HGÜ-Leitungen) hinsichtlich der technischen und wirtschaft-
lichen Machbarkeit und der Umweltauswirkungen in ihre Planungen einbeziehen.
Vorab durchgeführte Feldversuche (z.B. HGÜ-Pilotstrecken) können dazu entspre-
chende Erkenntnisse liefern.

Ausbau der Speicher und ihrer Infrastruktur
Bei einer vollständig auf erneuerbaren Energien (eE) basierenden Energieversor-
gung kommt der Speicherung dieser Energie eine zentrale Rolle zur Gewährleistung
der Versorgungssicherheit und Systemstabilität zu.

In den kommenden Jahren sind vor allem Kurzzeitspeicher auszubauen. Ein Bedarf
an Langzeitspeichern besteht erst langfristig. Derzeit stellen Pumpspeicherwerke die
flexibelste und wirtschaftlichste Speichertechnologie zum Ausgleich von Erzeugungs-
und Lastschwankungen dar. Die technisch-ökologischen Zubaupotentiale sind jedoch
sehr begrenzt. Deshalb sollten neuartige Speicherkonzepte, wie z.B. die sich in der
Entwicklung befindliche adiabate Druckluftspeicherung, weiter intensiv erforscht

274
Super Grid bezeichnet ein großräumiges (Gleichstrom-)Übertragungsnetz hoher Kapazität, z.B. zur
Anbindung der Offshore-Windkraft in der Nordsee an die Anrainerstaaten (Offshore-Grid).
275
Das gilt nicht nur für die deutsche Netzplanung, sondern auch für den Ausbau des europaweiten
sowie internationalen Verbundnetzes.

182


werden.

Eine weitere technisch mögliche Alternative der Energiespeicherung ist die elektroly-
tische Erzeugung von Wasserstoff aus „überschüssigem“ eE-Strom. Diese Energie
ist als Wasserstoff speicherfähig. Wasserstoff kann auch zu Methan umgewandelt
und dann gespeichert werden.

Methan kann problemlos im bestehenden Erdgasnetz transportiert werden. Die leicht
unterschiedlichen Qualitätsanforderungen, die die H- und L-Gasnetze276 in Deutsch-
land an einzuspeisende Gase stellen, wären hierfür zu vereinheitlichen.

Die großtechnische Speicherung und Nutzung von eE-Strom in Form von Wasser-
stoff für die Energieversorgung ist heute noch nicht realisiert. Gegebenenfalls sind
noch Anpassungen beim Zusammenspiel der einzelnen Komponenten erforderlich.
Anders als bei dem eE-Methan-Speichersystem müsste für Wasserstoff ein zusätzli-
ches Netz aufgebaut werden. Es genügt jedoch ein Ferntransportnetz mit wenigen
Anschlusspunkten, welches die Zentren der Stromproduktion aus erneuerbaren
Energien, die Speicherstätten für Wasserstoff und die Anlagen zur Verstromung oder
anderweitigen Nutzung des Wasserstoffs verbindet. Die Kraftwerke zur Rückver-
stromung von Wasserstoff und Methan können neben der Lastdeckung auch Regel-
leistung bereitstellen.

Der wirtschaftlich und ökologisch vertretbare Einsatz dieser verschiedenen oben
genannten Speichersysteme sollte geprüft und nach einem positiven Ergebnis unter
Beachtung ökologischer Leitplanken langfristig vorangetrieben werden.

8.7 Anforderungen an den konventionellen Kraftwerkspark

Kein weiterer Neubau von Kohlekraftwerken
Für die Versorgungssicherheit besteht bis zum Jahr 2020 – auch mit dem Atomaus-
stieg – über die derzeit in Bau befindlichen Anlagen hinaus kein Neubaubedarf an

276
Sog. H- (High Gas) und L- (Low Gas) Gasnetze. Sie stellen unterschiedliche Anforderungen an
einzuspeisendes Methan hinsichtlich Trockenheit, Druck und Brennwert, die von der Deutschen
Vereinigung für das Gas- und Wasserfach (DVGW) in ihrem Arbeitsblatt G 260 geregelt sind.

183


konventionellen Kraftwerken ohne Kraft-Wärme-Kopplung277. Da Kohlekraftwerke
Laufzeiten von mehreren Jahrzehnten haben, bestünde bei einem Neubau von
weiteren Kohlekraftwerken die Gefahr einer Festlegung auf einen emissionsintensi-
ven fossilen Kraftwerkspark.278

Bei einer konsequenten Senkung der Emissionsobergrenzen (CAP) im Emissions-
handel (siehe Kapitel 8.4) und einer weiterhin vorrangigen Einspeisung erneuerbarer
Energien nach 2020 wird die Auslastung dieses fossilen Kraftwerkparks deutlich
niedriger ausfallen, als es heute üblicherweise geplant wird. Es besteht daher das
Risiko von Fehlinvestitionen und volkswirtschaftlichen Einbußen.

In manchen Szenarien wird die Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid
(CCS) als Möglichkeit gesehen, die Klimaschutzziele auch mit dem Betrieb von
Kohlekraftwerken zu erreichen279. CCS ist nach Ansicht des Umweltbundesamtes280
nicht nachhaltig, kann aber unter Umständen als Brückentechnologie eine Rolle im
Klimaschutz übernehmen.

Für die Erfüllung der langfristigen Klimaschutzziele sind allerdings nicht nur drasti-
sche Emissionsminderungen bei der Stromerzeugung erforderlich, sondern auch bei
den – deutlich schwieriger zu reduzierenden – prozessbedingten Emissionen der
Industrie. Die potentiell vorhandenen CO2-Speicher sollten daher vorrangig für die
Senkung der prozessbedingten Emissionen und – falls zukünftig erforderlich und
möglich – für ein Absenken der CO2-Konzentrationen der Atmosphäre vorgehalten
werden. Im Sinne des Vorsorgeprinzips ist dies geboten, solange noch keine belast-
baren Informationen über die Kapazitäten der CO2-Speicher bestehen281.

277
UBA 2009b
278
Obwohl neue Kohlekraftwerke deutlich höhere Wirkungsgrade und deshalb geringere CO2-
Emissionen pro erzeugter Kilowattstunde erreichen als alte Kohlekraftwerke, zeigt ein Vergleich der
langfristigen europäischen Klimaschutzziele mit den spezifischen CO2-Emissionen der Kraftwerke:
Diese Effizienzgewinne alleine reichen bei Weitem nicht für eine CO2-Minderung in der
Größenordnung aus, wie sie der Klimaschutz erfordert.
279
z.B. für die EU ECF 2010; für Deutschland EnBW 2009
280
UBA 2009a
281
Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR 2010) setzt in den neuesten
Schätzungen die möglichen deutschen Speicherkapazitäten auf insgesamt 9,05-15,55 Gt CO2 oder
(…)

184


Hochflexible Gaskraftwerke für den Übergangszeitraum
Mit der Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien nimmt der Anteil fluktuierend
einspeisender Kraftwerke zu. Zum Ausgleich dieser Einspeiseschwankungen ist
neben den in Kapitel 8.6 beschriebenen Anpassungen der Energieinfrastruktur für
einen Übergangszeitraum ein flexibler, möglichst emissionsarmer konventioneller
Kraftwerkspark notwendig. Sollte ab 2020 Bedarf an fossilen Kraftwerken bestehen,
wäre dieser mit flexiblen GuD-Kraftwerken zu decken, die zunächst auf Erdgasbasis
betrieben werden. Für das hier dargestellte Szenario einer regenerativen Vollversor-
gung kann die Befeuerung dieser Anlagen sukzessive auf eE-Methan umgestellt
werden. Für eine Befeuerung mit reinem Wasserstoff müssten die Anlagen gegebe-
nenfalls mit einer modifizierten Gasturbine umgerüstet werden.

Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung
Die Kraft-Wärme-Kopplung auf Erdgasbasis ist eine effiziente und relativ klimascho-
nende Option zur Deckung des Strombedarfs. Sie wird in der Übergangsphase zu
einem vollständig erneuerbaren Energiesystem eine wichtige Rolle spielen. Ihre
Realisierbarkeit sollte daher in jedem Einzelfall geprüft werden. Hohe Primärenergie-
und Treibhausgaseinsparungen durch hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung setzen
allerdings zwingend hohe Gesamtnutzungsgrade voraus und mithin einen möglichst
konstanten Bedarf an Prozess- oder Raumwärme und Klimatisierung. Der Gesetzge-
ber sollte daher das Instrumentarium zur Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung
stärker als bisher auf Einsatzbereiche mit entsprechenden Potentialen, z.B. in der
Industrie, im verarbeitenden Gewerbe oder bei der Objektversorgung, ausrichten. Wo
es machbar ist, sollen KWK-Anlagen eine gute Teillastfähigkeit aufweisen und im
Teillastbetrieb auch Regelleistung bereitstellen können. Der Einsatz von Wärmespei-
chern und Reservekesseln kann dazu beitragen, da er die Stromeinspeisung vom
Wärmebedarf zeitlich teilweise entkoppelt.

das 24-40fache der heutigen Emissionen aus großen industriellen Punktquellen (375 Mio. t) herab.
Eine dynamische Betrachtung der Kapazitäten zeigt weitere Einschränkungen – so schätzt die BGR,
dass jährlich maximal 50-75 Mio t. CO2 gespeichert werden können (Gerling 2010)

185


Keine Laufzeitverlängerung für Atomkraftwerke
Für eine Laufzeitverlängerung der Atomkraftwerke besteht aus Sicht des Klimaschut-
zes und der Versorgungssicherheit kein Bedarf282. Die Nutzung der Atomenergie
führt vielmehr zu Gefährdungen von Menschen und Umwelt entlang der gesamten
Brennstoffkette:

• Der Uranabbau verursacht Schäden für Mensch und Umwelt.

• Der Betrieb kann zu katastrophalen Unfällen führen.

• Der radioaktive Abfall strahlt über Jahrmillionen.

Darüber hinaus müssen Atomkraftwerksbetreiber den Nachweis erst noch erbringen,
dass sich die Kraftwerke ohne Sicherheitsverlust flexibel betreiben lassen und somit
der Vorrangregelung für erneuerbare Energien und ihrem Ausbau nicht im Wege
stehen.

8.8 Energieforschung
Die Studie zeigt, wie es in Deutschland zur vollständigen Stromversorgung mit
erneuerbaren Energien auf der Basis heutiger Technik kommen kann. Es ist aber
unstrittig, dass technische Weiterentwicklungen den zügigen Ausbau beschleunigen
können. Optimierungspotential ist in vielen Bereichen vorhanden. Schwerpunkte
zukünftiger Forschungsförderung sollten sein:

• Die Kosten von Effizienztechniken und der Nutzung von erneuerbaren Energien
zu senken,

• den Ausbau der erneuerbaren Energien, der Netze und der Speicher umwelt- und
naturverträglich zu gestalten,

• die Wirkungsgrade der Umwandlungstechniken zu erhöhen,

• die Materialeffizienz bei der Herstellung von Anlagen zu steigern,

• die Methoden zur geeigneten Standortsuche zu verbessern,

• die Integrationsfähigkeit der erneuerbaren Energien in das Energieversorgungs-

282
UBA 2009b

186


system zu verbessern (z.B. durch Steuerungs- und Regeltechniken, Smart-Grid-
Konzepten sowie Bereitstellung von Systemdienstleistungen durch EE-Anlagen),

• Speichertechniken zu entwickeln,

• die Wärmedämmeigenschaften von Materialien für die Gebäudedämmung zu
verbessern und

• den Energie- und Ressourcenverbrauch von Produktionstechniken und Produkten
zu senken und deren Marktdurchdringung zu verbessern.

Dem Fachkräftemangel vorbeugen
Das stetige Wachstum der Branche der erneuerbaren Energien spiegelt sich auch
auf dem Arbeitsmarkt wieder. Im Jahr 2009 verdankten bereits über 300.000 Be-
schäftigte in Deutschland ihren Job den erneuerbaren Energien283. Ihre Zahl wird
weiter wachsen – doch müssen auch entsprechende Qualifikationen auf dem
Arbeitsmarkt verfügbar sein. Für die Sicherung und den weiteren Ausbau der guten
Wettbewerbsposition Deutschlands auf den internationalen Märkten ist es wichtig,
einem zukünftigen Fachkräftemangel rechtzeitig vorzubeugen. Viele Unternehmen
klagen schon heute über einen Mangel an qualifiziertem Personal. Bei den in der
Branche der erneuerbaren Energien nachgefragten Ingenieurfachrichtungen sind auf
Grund der rückläufigen Studierendenzahlen in Zukunft ebenfalls Probleme zu
erwarten. Zwar befindet sich die Studienlandschaft in einem Wechsel hin zu speziel-
len Studiengängen für erneuerbare Energien. Die bisherigen Maßnahmen sind
jedoch nicht ausreichend, um dem drohenden Fachkräftemangel vorzubeugen.

Um den Bedarf an qualifizierten Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern langfristig zu
sichern, müssen schon heute die berufliche Erstausbildung ebenso wie die berufliche
Fort- und Weiterbildung und das Studienangebot ausgeweitet und flexibel an die
stets neuen Anforderungsprofile angepasst werden. Ältere Fachkräfte sind stärker zu
integrieren und Berufseinsteiger mehr über Berufsperspektiven im Bereich der
erneuerbaren Energien zu informieren. Dies kann z.B. durch Ausbildungsmessen
oder ein Internetportal zu Studien- und Fortbildungsangeboten geschehen284.

283
DLR/DIW/ZSW/GWS 2010
284
Bühler et al. 2007

187


8.9 Akzeptanz für die Energiewende schaffen
Die erneuerbaren Energien – vor allem die Windenergie, die Solarenergie und die
Biomasse – verändern unsere Umgebung. Der notwendige Netzum- und -ausbau ist
mit Auswirkungen auf das Landschaftsbild verbunden. Obwohl die Akzeptanz der
erneuerbaren Energien bislang grundsätzlich sehr hoch ist, kann sie im Einzelfall vor
Ort nicht als gegeben angenommen werden. Bürgerinitiativen gegen z.B. Windener-
gieanlagen, Biogasanlagen, Geothermiekraftwerke oder neue Stromleitungen zeigen,
dass die Zustimmung zum notwendigen Umbau des Energieversorgungssystems oft
dort nicht mehr gegeben ist, wo die persönlichen Interessen von Anwohnern berührt
sind. Soll eine auf erneuerbaren Energien beruhende Stromversorgung mit ihren
Auswirkungen in Zukunft akzeptiert werden, ist ein breiter gesellschaftlicher Diskurs
notwendig. Es dürfte hilfreich sein, in diesem Diskurs auch die Alternativen gegen-
überzustellen. Dabei ist es von entscheidender Bedeutung, kommunale Akteure wie
Politiker, Verwaltung, Interessengruppen sowie Bürger bei dieser Entwicklung
einzubinden. Folgende Maßnahmen können dabei hilfreich sein:

• Information und Beteiligung der Öffentlichkeit zur Stärkung der Akzeptanz der
erneuerbaren Energien sowie des Netz- und Speicherausbaus, z.B. durch Kam-
pagnen

• Weiterentwicklung von Modellen der direkten Beteiligung der Bürger an Investiti-
onen und Betrieb (Beispiel Bürgerwindparks)

• Finanzielle und personelle Unterstützung regionaler Moderationsprozesse beim
Ausbau der erneuerbaren Energien, der Netze und Speicher

8.10 Leitlinien für den Ausbau der erneuerbaren Energien
Folgende Leitlinien sind beim Ausbau der erneuerbaren Energien zu berücksichtigen.

Umweltverträglicher Ausbau der erneuerbaren Energien
Auch die Nutzung der erneuerbaren Energien und die damit verbundene Systeminf-
rastruktur (Netze, Speicher) sind mit Umweltwirkungen verbunden. Die verschiede-
nen erneuerbaren Energietechniken sind dabei in unterschiedlicher Intensität
betroffen. Der Ausbau der erneuerbaren Energien, Netze und Speicher muss daher
so umweltverträglich wie möglich erfolgen. Anlagen und Infrastruktur müssen hohe
Umweltstandards erfüllen. Dies gilt für ihre Herstellung und Errichtung ebenso wie für

188


ihren Betrieb und Rückbau. Für alle Techniken zur Nutzung der erneuerbaren
Energien, für die Netze und die Speicher gilt, dass der die Umweltanforderungen an
den Bau, den Betrieb und die Entsorgung betreffende Rechtsrahmen in diesem
Sinne überarbeitet und gegebenenfalls auch ausgebaut werden muss285.

Ressourcenschonung
In den nächsten Jahrzehnten müssen zahlreiche Stromerzeugungsanlagen zur
Nutzung erneuerbarer Energien neu gebaut werden. Die Erhöhung der installierten
Leistung, wie z.B. bei der Photovoltaik, lässt Stoffströme286 im In- und Ausland, die
vorher vernachlässigbar waren, erheblich anwachsen. Um zukünftige Versorgungs-
engpässe bei Rohstoffen, vor allem bei seltenen Metallen, zu vermeiden, muss die
Materialeffizienz bei der Fertigung erheblich verbessert werden. In der Vergangen-
heit wurden bereits die Minimierung des Materialeinsatzes im Produkt, die Erhöhung
der Prozessausbeute und das Produktionsabfallrecycling intensiviert, um Herstel-
lungskosten zu senken. Zukünftig werden diese Strategien nicht mehr ausreichen.
Anlagen und Produkte sind vielmehr so zu konstruieren, dass ein Recycling am
Lebensende möglich und wirtschaftlich darstellbar ist. Nur auf diesem Weg können
die Rohstoffe im Stoffkreislauf gehalten werden. Gleichzeitig ist darauf zu achten,
dass dabei keine Schadstoffe in die Umwelt gelangen.

Ein modernes Ressourcenmanagement orientiert sich am Lebenszyklusansatz287.
Hierbei ist auch der Materialeinsatz in den vorgelagerten Prozessen (z. B. Herstel-
lung der Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe) zu berücksichtigen.

285
Wir verweisen hier auf verschiedene Veröffentlichungen zu diesem Thema: KBU 2008; BMU 2005,
BSH 2007, UBA 2008.
286
Stoffströme sind gerichtete Bewegungen von Stoffen und Stoffgemischen. Es gibt natürliche
Stoffströme wie den Nährstoffkreislauf in Ökosystemen und vom Menschen induzierte oder veränderte
Stoffströme wie Rohstoffströme und Abfallströme.
287
systematische Analyse der Umweltwirkungen von Produkten während des gesamten Lebensweges
(Produktion, Nutzungphasen und Entsorgung des Produktes)

189

Zusammenfassung

9 Zusammenfassung
Das international anerkannte Ziel, die globale Erwärmung auf höchstens 2 Grad
Celsius gegenüber dem vorindustriellen Zeitalter zu begrenzen, erfordert die globale
Halbierung der Treibhausgasemissionen bis zur Jahrhundertmitte im Vergleich zu
1990. Industrieländer wie Deutschland müssen aufgrund ihrer historischen Verant-
wortung sowie ihrer wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit ihre Emissionen bis 2050
zwischen 80% und 95% reduzieren. Wir teilen die Auffassung verschiedener Stu-
dien288, dass diese Minderung sich nur realisieren lässt, wenn die Emissionen aus
dem Energiesektor nahezu auf null gesenkt werden, da in anderen Sektoren wie z.B.
Industrie oder Landwirtschaft entsprechende Emissionsminderungen schwieriger zu
erreichen sind. Die Stromerzeugung ist heute für 40% der gesamten deutschen CO2-
Emissionen verantwortlich. Daher betrachten wir in dieser Studie – als ersten
Baustein für unsere Vision vom „Treibhausgasneutralen Deutschland“ – wie eine
Stromerzeugung zur Jahrhundertmitte aussehen kann, die vollständig auf erneuerba-
ren Energien beruht.

Verschiedene Studien zeigen, dass eine vollständig auf regenerativen Energien
basierende Stromversorgung im Jahr 2050 auch ökonomisch vorteilhaft ist und die
Kosten geringer sind als die Kosten, die bei einem ungebremsten Klimawandel auf
uns und künftige Generationen zukommen würden. Gelingt es Deutschland, die
Vereinbarkeit von Klimaschutz und erfolgreicher wirtschaftlicher Entwicklung darzu-
stellen, werden sich andere Länder mit einer CO2-intensiven Stromerzeugung
leichter auf ambitionierte Klimaschutzverpflichtungen einlassen.

Wir gehen davon aus, dass sich die gesellschaftlichen Rahmenbedingungen bis
2050 nicht grundlegend ändern. Vielmehr setzen sich stattdessen der bisherige
Lebensstil und die derzeitigen Konsum- und Verhaltensmuster fort und Deutschland
bleibt ein hochentwickeltes Industrieland.

Für die Entwicklung des Energieverbrauchs beziehen wir uns auf das mit heutiger
Technik mögliche Referenzszenario von Prognos289, das von einer Fortschreibung

288
Z.B. Greenpeace 2009, McKinsey 2010, WWF 2009
289
WWF 2009

190

Zusammenfassung

der heutigen wirtschaftlichen und industriellen Entwicklung unter weitgehender
Ausnutzung der heutigen Effizienzpotentiale ausgeht. Abweichend vom Referenz-
szenario haben wir jedoch zum Beispiel den Endenergiebedarf der privaten Haushal-
te und des Verkehrsbereichs (Elektromobilität) nach eigenen Annahmen berechnet.

Bei der Ermittlung der technischen Potentiale für den Stromverbrauch, das Lastma-
nagement und für die erneuerbaren Energien gehen wir von der besten heute am
Markt verfügbaren Technik aus. Da wir die Frage, wie eine vollständig erneuerbare
Stromversorgung im Jahr 2050 möglich ist, aus Sicht der technischen Machbarkeit
beantworten, betrachten wir keine ökonomischen Faktoren und damit auch nicht die
wirtschaftlichen Barrieren zur Erschließung der jeweiligen Potentiale.

Für das Lastmanagement berücksichtigen wir nur die Potentiale bei Elektromobilität,
Klimatisierung und Wärmepumpen sowie einige industrielle Großverbraucher. Für die
Speicherung von Strom im großen Maßstab betrachten wir Pumpspeicherwerke und
chemische Speicher (Speichersysteme auf Basis von erneuerbarem eE-Wasserstoff
oder eE-Methan) in der Modellierung.

Über die technischen Potentiale hinausgehend berücksichtigen wir für jede Technik
der erneuerbaren Energien auch die Umweltrestriktionen und ermitteln daraus die
technisch-ökologischen Potentiale.

Mit den heute vorhandenen Techniken zur Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien lassen sich für das Jahr 2050 drei Szenarien identifizieren, die Extremfor-
men einer erneuerbaren Stromversorgung beschreiben. Im Szenario „Regionenver-
bund“ nutzen alle Regionen Deutschlands – Gemeinden in ländlichen Räumen,
Landkreise, kreisfreie Städte und Ballungszentren – im Jahr 2050 weitgehend ihre
Potentiale der erneuerbaren Energien. Zwischen Regionen mit hohen Potentialen
und Regionen mit geringen Potentialen findet ein Stromaustausch statt. Nur zu
einem geringen Anteil wird Strom aus erneuerbaren Energien aus dem europäischen
Ausland importiert. Die Versorgungssicherheit und insbesondere der Ausgleich der
fluktuierenden Einspeisung von Wind- und Solarstrom werden durch eine deutsch-
landweite Kooperation der Regionen gewährleistet. In dieser Studie haben wir die
Modellierung und die Ergebnisse für das Szenario „Regionenverbund“ vorgestellt.

Weitere Szenarien sind das Szenario „International-Großtechnik“ und das Szenario
„Lokal-Autark“. Im Szenario „International-Großtechnik“ basiert die Stromversorgung

191

Zusammenfassung

Deutschlands und Europas auf großen, europaweit verteilten, erneuerbaren Stro-
merzeugungsanlagen in einem interkontinentalen Stromverbund. Dabei wird ein
erheblicher Anteil des deutschen Strombedarfs aus den Nachbarstaaten importiert.
Im Szenario „Lokal-Autark“ versorgen sich kleinräumige, dezentrale Strukturen
autark mit Strom. Dabei werden ausschließlich die Potentiale der erneuerbaren
Energien vor Ort genutzt.

Mit diesen Szenarien will das Umweltbundesamt einen Lösungsraum aufzeigen,
innerhalb dessen sich eine Stromversorgung aus 100% erneuerbaren Energien
realisieren lässt. Welcher Weg innerhalb dieses Lösungsraumes letztendlich einge-
schlagen wird, ist eine politische und gesellschaftliche Entscheidung. Wir geben
keine konkrete Empfehlung für ein bestimmtes Szenario ab, sondern zeigen Lö-
sungsoptionen auf und geben allgemeine Handlungsempfehlungen ab.

Die Modellierung des Szenarios „Regionenverbund“ beruht auf dem SimEE-Modell
des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik. Die Simulation
erfolgte mit einer zeitlichen Auflösung von einer Stunde und einer räumlichen
Auflösung von 14 x 14 km. Die dynamische Simulation der Einspeisung erneuerbarer
Energien erfolgte mit der Wetter- und Lastcharakteristik von vier Jahren (2006 bis
2009). Unter Berücksichtigung der Lastmanagementpotentiale und der Ausgleich-
möglichkeiten von Pumpspeicherwerken und Biomasse-Spitzenlastkraftwerken
wurde dann der erforderliche Langzeit-Speichereinsatz ermittelt. Aufgrund der
Betrachtung von mehreren Jahren können sehr belastbare und allgemeingültige
Aussagen getroffen werden.

Die Ergebnisse zeigen:

• Eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromerzeugung ist im
Jahr 2050 auf technisch und auf ökologisch verträgliche Weise machbar. Das gilt
für ein Deutschland, das auch im Jahr 2050 ein hoch entwickeltes Industrieland
mit heutigem Lebensstil und heutigen Konsum- und Verhaltensmustern ist. Dies
lässt sich mit der besten, bereits heute am Markt verfügbaren Technik sowohl
erzeugungsseitig als auch verbrauchsseitig erreichen.

• So wie die Potentiale der erneuerbaren Energien im Szenario „Regionenverbund“
ausgeschöpft werden, können sie auch den erheblichen zusätzlichen Strom-
verbrauch für einen starken Ausbau der Elektromobilität, die komplette Bereitstel-

192

Zusammenfassung

lung von Heizungs- und Warmwasserbedarf mit Wärmepumpen decken. Voraus-
setzung dafür ist, dass zugleich die vorhandenen Einsparpotentiale in allen Sek-
toren beim Stromverbrauch sowie bei der Gebäudedämmung weitgehend er-
schlossen werden.

• Eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromversorgung kann
die Versorgungssicherheit jederzeit auf dem hohen heutigen Niveau gewährleis-
ten. Die geringfügigen Importe von erneuerbarem Strom sind nicht für die Versor-
gungssicherheit notwendig, da nationale Reservekraftwerke die Last zu jedem
Zeitpunkt decken können. In unserem Szenario dienen Importe lediglich dazu,
den Bedarf an Langzeitspeicherung von überschüssigem Strom zu verringern,
der aus einer weiteren Potentialausnutzung der erneuerbaren Energien resultie-
ren würde.

• Fluktuationen der erneuerbaren Energien und der Last können jederzeit sicher
ausgeglichen werden. Dazu haben wir neben der stundenweisen Simulation die
Last- und Erzeugungsgradienten, die Flexibilität von Reservekraftwerken und der
Elektrolyse sowie Regelleistungsbedarf und -bereitstellung analysiert. Pumpspei-
cherwerke, Gas- und Dampfturbinenkraftwerke auf Basis von eE-Wasserstoff und
eE-Methan, mit Biogas betriebene Gasturbinen, Elektrolyseanlagen zur Wasser-
stofferzeugung und regelbare Lasten können jederzeit die Fluktuationen der er-
neuerbaren Energien und der Last ausgleichen sowie ausreichend Regelleistung
bereitstellen. Bei einem hohen Anteil an Wärmepumpen tritt die Jahreshöchstlast
weiterhin im Winter auf. Sie bestimmt daher den Bedarf an Reservekapazitäten.

• Für eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromerzeugung ist
ein erheblicher Ausbau der Reservekapazitäten notwendig.

• Der Aus- und Zubau von Stromspeichersystemen ist eine notwendige Vorausset-
zung für eine vollständig auf erneuerbaren Energien beruhende Stromerzeugung
im Jahr 2050.

• Es ist notwendig, sowohl die Infrastruktur für Lastmanagement als auch für
Stromtransport auszubauen. Der Transport des vorwiegend in Norddeutschland
erzeugten Windstroms in die südlicheren Verbrauchszentren erfordert einen Aus-
bau des Übertragungsnetzes. Auch die Kapazität der Verteilungsnetze muss er-
höht werden, wenn Elektromobilität und Photovoltaik in großem Maßstab einge-

193

Zusammenfassung

führt werden.

• Ein Ausbau des europäischen Stromverbundes bietet ein beträchtliches Optimie-
rungspotential gegenüber dem Regionenverbund-Szenario. Denn der europäi-
sche Stromverbund ermöglicht den großräumigen europaweiten Ausgleich der
fluktuierenden Einspeisung von Windenergie und Photovoltaik. Er verringert die
relativen Einspeisespitzen. Der Beitrag der Windenergie zur gesicherten Leistung
steigt hingegen. Damit sinken der Bedarf an Speicher- und Reservekraftwerks-
leistung erheblich und damit auch die Gesamtkosten der Stromerzeugung. Auch
die Nutzung von Speicherwasserkraftwerken in den Alpen oder in Skandinavien
würde den Bedarf an chemischen Langzeitspeichern und Reservekraftwerken
verringern.

Die verschiedenen erneuerbaren Energieträger und die Speicher können sich gut
ergänzen. Die Sommermonate sind sonnenreich und tendenziell windärmer, wäh-
rend die sonnenarmen Wintermonate deutlich windreicher sind. Biogas-Gasturbinen
können in angebotssarmen Situationen zusätzlich Strom einspeisen. Langzeitspei-
cher decken den restlichen Ausgleichsbedarf. Hierfür kommen Speichersysteme auf
Basis von eE-Wasserstoff und eE-Methan in Frage.

Ein auf erneuerbaren Energien aufbauendes ganzjährig funktionierendes Energie-
versorgungssystem muss „intelligenter“ geplant und gesteuert werden als das
heutige. Das heißt, dass es ein vorausschauendes Management gibt. Es ermöglicht,
dass Techniken, deren Energieproduktion wetter- und jahreszeitabhängig ist, und
solche Techniken, deren Energie jederzeit verfügbar ist, in einem Zusammenspiel
eine stabile Stromversorgung garantieren. Dies ist mit den heutigen Kommunikati-
onstechniken möglich. Zeitvariable Tarife ermöglichen die Steuerung der Energie-
Nachfrage und eine gewisse Anpassung des Verbrauchs an die Produktion.

Für die Realisierung einer Stromversorgung, die im Jahr 2050 vollständig auf
erneuerbaren Energien beruht, bedarf es einer Reihe von Maßnahmen, die wir heute
einleiten müssen. Verbindliche, langfristige Ziele für den Ausbau erneuerbarer
Energien und für Emissionsminderungen setzen den Rahmen für die erforderlichen
Maßnahmen und Weichenstellungen. Die rechtlichen und wirtschaftlichen Rahmen-
bedingungen müssen korrigiert werden, um die durch Marktversagen verursachten
Umweltkosten – vor allem der fossilen Energien – zu internalisieren. Auch die
Raumordnung muss stärker auf das Ziel des Ausbaus erneuerbarer Energien

194

Zusammenfassung

ausgerichtet werden.

Gleichzeitig ist ein breiter gesellschaftlicher Diskurs notwendig, um die Akzeptanz
der Bevölkerung für die Energiewende zu verbessern. Ein Neubau von Kohlekraft-
werken ist ebenso wenig notwendig wie die Verlängerung der Laufzeiten von Atom-
kraftwerken – beide Techniken sind nicht mit einer nachhaltigen Energieversorgung
vereinbar. Auf der technischen Ebene müssen die Einsparpotentiale beim Strom-
verbrauch identifiziert und genutzt, die Reservekapazitäten ausgebaut, Lastmana-
gementpotentiale erschlossen, Netze und Stromspeichersysteme aus- und zugebaut
sowie eine funktionierende Infrastruktur für Lastmanagement und Speicher etabliert
werden. Intensiviert werden müssen auch die Anstrengungen zur Ausbildung von
Fachkräften und in der Energieforschung. Besonders wichtig sind Forschungsprojek-
te zur Weiterentwicklung von Techniken der erneuerbaren Energien zur Stromerzeu-
gung, zum Lastmanagement, zu Netzen und Speichersystemen. So können Kosten-
senkungspotentiale erschlossen und damit die Wirtschaftlichkeit der Anlagen erhöht
werden.

Wenn wir in Deutschland unseren Strom im Jahr 2050 vollständig aus erneuerbaren
Energien erzeugen wollen, ist noch viel zu tun: Es ist nicht nur notwendig, den
Ausbau der erneuerbaren Energien weiter voran zu treiben, sondern auch das
bestehende Energiesystem umzubauen und für die Umstellung auf erneuerbare
Energien tauglich zu machen. Dafür ist es wichtig, Zwischenziele auf dem Weg bis
2050 zu definieren. Je früher und entschlossener wir handeln, desto mehr Zeit bleibt
uns für die notwendigen technischen und gesellschaftlichen Anpassungen!

195

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1-1: Vereinfachte Darstellung der historischen Entwicklung der
Treibhausgasemissionen bis 2005 und der vom IPCC
konstatierten notwendigen Emissionsminderung in den
Industrieländern und weltweit bis 2050 für die Einhaltung der
Zwei-Grad-Grenze (KP-Annex B Ziel: Annex B des Kyoto
Protokolls; KPHG-Angebote: Emissionsminderungsangebote
im Rahmen der Kopenhagen-Vereinbarung) ................................17

Abbildung 3-1: Endenergieverbrauch 2005, 2008 und 2050 für die Sektoren
Haushalte, GHD und Industrie ......................................................26

Abbildung 3-2: Vorgehensweise bei der Berechnung des Endenergiebedarfs
der Haushalte für Raumwärme im Jahr 2050................................29

Abbildung 4-1: Konzept zur Wandlung überschüssigen Stroms aus eE-
Anlagen (Wind, Photovoltaik) via Wasserstoff zu Methan (SNG)
mit Rückverstromung in Gasturbinen- oder Gas-und
Dampfturbinenkraftwerken (GuD) .................................................49

Abbildung 7-1: Aufbau des Modells SimEE...........................................................90

Abbildung 7-2: Räumliche Verteilung der Photovoltaik .........................................94

Abbildung 7-3: Mittlere stündliche Basislast mit der Lastcharakteristik des
Jahres 2009 ................................................................................100

Abbildung 7-4: Monatliche Einspeisung von Photovoltaik im Jahr 2050,
basierend auf den Wetter-Jahren 2006-2009, Darstellung als
monatliche Mittelwerte ................................................................109

Abbildung 7-5: Monatliche Einspeisung von Windenergie an Land im Jahr
2050, basierend auf den Wetter-Jahren 2006-2009, Darstellung
als monatliche Mittelwerte...........................................................110

Abbildung 7-6: Monatliche Einspeisung von Windenergie auf See im Jahr
2050, basierend auf den Wetter-Jahren 2006-2009, Darstellung
als monatliche Mittelwerte...........................................................111

196


Abbildung 7-7: Monatliche Einspeisung von Wasserkraft im Jahr 2050,
basierend auf dem Wetter-Jahr 2009, Darstellung als tägliche
Mittelwerte...................................................................................112

Abbildung 7-8: Monatliche Einspeisung aller erneuerbarer Energien,
dargestellt für alle Wetter-Jahre 2006-09, Darstellung als

Abbildung 7-9: Monatliche Einspeisung aller erneuerbarer Energien, inkl.
Darstellung der Last vor und nach dem Lastmanagement im
Jahr 2050, beispielhaft basierend auf dem Wetter-Jahr 2009,
Darstellung als monatliche Mittelwerte........................................114

Abbildung 7-10: Beispiele für die Einspeisung der erneuerbaren Energien im
Jahr 2050, basierend auf dem Wetter-Jahr 2007 – Januar
(oben), Dezember (Mitte), August (unten)...................................115

Abbildung 7-11: Residuale Basislast für das Jahr 2050, basierend auf dem
Wetter-Jahr 2009 ........................................................................117

Abbildung 7-12: Residuale Gesamtlast (unter Berücksichtigung von
Lastmanagement, aber ohne Pumpspeicher) für das Jahr 2050,
basierend auf dem Wetter-Jahr 2009..........................................118

Abbildung 7-13: Residuale Gesamtlast (unter Berücksichtigung von
Lastmanagement und Pumpspeichern) für das Jahr 2050,
basierend auf dem Wetter-Jahr 2009..........................................119

Abbildung 7-14: Beispielhafter Aufbau und Ableitung einer Jahresdauerlinie
(hier: einer Woche) .....................................................................120

Abbildung 7-15: Jahresdauerlinie der Einspeisung Wind (Onshore oben,
Offshore Mitte, Gesamt unten) im Jahr 2050, basierend auf
dem Wetter-Jahr 2009 ................................................................121

Abbildung 7-16: Jahresdauerlinie der Einspeisung erneuerbarer Energien im
Jahr 2050, basierend auf dem Wetter-Jahr 2007........................123

Abbildung 7-17: Jahresdauerlinie der Einspeisung erneuerbarer Energien im
Jahr 2050, basierend auf dem Wetter-Jahr 2009........................123

197


Abbildung 7-18: Darstellung der Jahresdauerlinie von residualer Basislast,
residualer Gesamtlast und residualer Gesamtlast mit
Pumpspeichern für das Jahr 2009 ..............................................124

Abbildung 7-19: Einsatz von Elektrolyse, Wasserstoffrückverstromung,
Biogasverstromung und Importen für den gesamten
Betrachtungszeitraum 2006-2009 ...............................................126

Abbildung 7-20: Darstellung des Speicherverlaufs (hier: Wasserstoffspeicher)
für den gesamten Betrachtungszeitraum 2006-2009 ..................127

Abbildung 7-21: Jahresdauerlinie der Langzeitspeicher im Jahr 2050 (hier:
Wasserstoffspeicher), basierend auf dem Wetter-Jahr 2009 ......128

Abbildung 7-22: Einsatz von Elektrolyse/Methanisierung, Rückverstromung,
Biogasverstromung und Importen für den gesamten
Betrachtungszeitraum 2006-2009 ...............................................129

Abbildung 7-23: Darstellung des Speicherverlaufs (hier: Methanspeicher) für
den gesamten Betrachtungszeitraum 2006-2009 .......................130

Abbildung 7-24: Jahresdauerlinie der Langzeitspeicher (hier: Methanspeicher)
im Jahr 2050, basierend auf dem Wetter-Jahr 2009 ...................131

Abbildung 7-25: Verlauf der residualen Gesamtlast und Einsatz von Speichern
und Reservekraftwerken für den Betrachtungszeitraum mit den
Meteo-Jahren 2006-2009............................................................143

Abbildung 7-26: Leistungsgradienten der PV in Abhängigkeit von der max.
Tagesleistung..............................................................................145

Abbildung A-0-1: Mittlere stündliche Einspeisung Photovoltaik im Jahr 2050, für
alle Wetter-Jahre 2006-2009.......................................................228

Abbildung A-0-2: Mittlere stündliche Einspeisung Onshore-Wind im Jahr 2050,
für alle Wetter-Jahre 2006-2009 .................................................229

Abbildung A-0-3: Mittlere stündliche Einspeisung Offshore-Wind im Jahr 2050,
für alle Wetter-Jahre 2006-2009 .................................................230

Abbildung A-0-4: Mittlere stündliche Einspeisung Wind gesamt (onshore und
offshore) im Jahr 2050, für alle Wetter-Jahre 2006-2009............231

198


Abbildung A-0-5: Monatliche Einspeisung aller erneuerbaren Energien, inkl.
Darstellung der Last vor und nach dem Lastmanagement im
Jahr 2050, für alle Wetter-Jahre 2006-2009, Darstellung als

Abbildung A-0-6: Jahresdauerlinien der Einspeisung erneuerbarer Energien im
Jahr 2050, für alle Wetter-Jahre 2006-2009................................233

Abbildung A-0-7: Jahresdauerlinie der Windenergie (onshore offshore, gesamt)
im Jahr 2050, für das Wetter-Jahr 2008......................................234

Abbildung A-0-8: Jahresdauerlinie der EE - Photovoltaik, Wasserkraft,
Geothermie im Jahr 2050, für das Wetter-Jahr 2009 ..................235

Abbildung A-0-9: Abgeleitete Residuallast vor Lastmanagement für die Wetter-
Jahre 2006-2009.........................................................................236

Abbildung A-0-10: Abgeleitete Residuallast unter Berücksichtigung von
Lastmanagement, ohne Pumpspeicher für die Wetter-Jahre
2006-2009...................................................................................237

Abbildung A-0-11: Abgeleitete Residuallast unter Berücksichtigung von
Lastmanagement und Pumpspeichern für die Wetter-Jahre
2006-2009...................................................................................238

Abbildung A-0-12: Darstellung der Jahresdauerlinie als Basislast, als
Gesamtlast mit Lastmanagement, mit Pumpspeichern und mit
Biomasse-GT für die Wetter-Jahre 2006-2009 ...........................239

Abbildung A-0-13: Jahresdauerlinie der Langzeitspeicher im Jahr 2050 (hier:
Wasserstoffspeicher), für die Wetter-Jahre 2006-2009...............240

Abbildung A-0-14: Jahresdauerlinie der Langzeitspeicher (hier:
Methanspeicher) im Jahr 2050, für die Wetter-Jahre 2006-2009 241

199

Tabellenverzeichnis

Tabellenverzeichnis
Tabelle 3-1: Endenergieverbrauch 2005, 2008 und 2050 nach
Anwendungen, Energieträgern und Sektoren ...............................25

Tabelle 3-2: Stromverbrauch im Jahr 2050 (einschließlich Leitungsverluste-
und Verluste im Umwandlungsbereich) ........................................27

Tabelle 3-3: Rahmendaten für die Ermittlung des Energieverbrauchs der
privaten Haushalte ........................................................................28

Tabelle 3-4: Änderung des Stromverbrauchs der Haushalte für Beleuchtung ..35

Tabelle 3-5: Änderung des Stromverbrauchs der Haushalte für sonstige
Anwendungen ...............................................................................36

Tabelle 4-1: Überblick über die Erhöhung der installierten Leistung von
Pumpspeicherwerken ...................................................................46

Tabelle 4-2: Erdgasspeicherung in Deutschland nach Sedlacek (2009)...........56

Tabelle 4-3: Gesamtarbeitsgas der Kavernen- / Porenspeicher 2050 ..............59

Tabelle 5-1: Flächen und Flächennutzung in Deutschland und
geothermische Nutzungs- und Erschließungsrestriktionen ...........75

Tabelle 5-2: Potentialermittlung anhand der Erschließbarkeit
geothermischer Reservoire durch Bohrungen...............................76

Tabelle 5-3: Technisch-ökologische Potentiale der einzelnen
Biomassefraktionen unter Berücksichtigung von
Naturschutzbelangen 2050; ..........................................................80

Tabelle 5-4: Potentiale der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung.........81

Tabelle 6-1: Übersicht über den Ausschöpfungsgrad der erneuerbaren
Energiepotentiale im Szenario „Regionenverbund im Jahr
2050“.............................................................................................85

Tabelle 7-1: Wirkungsgrade Elektrolyse (Grundlage FVS 2004) ....................107

Tabelle 7-2: Energieerzeugung, Leistung und Volllaststunden der
erneuerbaren Energien für die Jahre 2006-2009 ........................133

200

Tabellenverzeichnis

Tabelle 7-3: Energiebilanzen mit Langzeitspeicher „Wasserstoff“ für die
Jahre 2006-2009.........................................................................134

Tabelle 7-4: Energiebilanzen mit Langzeitspeicher „eE-Methan“ für die
Jahre 2006-2009.........................................................................135

Tabelle 7-5: Energetisch effiziente Bereitstellung von Regelleistung im
Szenario „Regionenverbund“ ......................................................147

Tabelle 7-6: Gesicherte Leistung von GuD-, Gasturbinen- und
Windenergieanlagen mit rekursiver Faltung................................157

Tabelle 7-7: Gesicherte Leistung von Geothermiekraftwerken,
Pumpspeicherwerken, Wasserkraftwerken und Photovoltaik mit
Faktoren für den Zugewinn an gesicherter Leistung ...................157

Tabelle 7-8: Gesicherte Leistung für den gesamten Kraftwerkspark ..............158

201

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Institut für Zukunftsstudien und Technologiebewertung, Kommunalwissenschaftliches
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Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie; Deutsches Zentrum für Luft- und
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Winter et al. 1989
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WRI 2010
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WWF 2009
Öko-Institut; Prognos & Ziesing, H.-J. (2009): Modell Deutschland – Klimaschutz bis

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2050: Vom Ziel her denken. Studie im Auftrag des WWF, Berlin

ZSW/IWES/Solar Fuel 2009
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoffforschung Baden-Württemberg;
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logy (2009): Speicherung von Bioenergie und erneuerbarem Strom im Erdgasnetz.
In: FVEE & AEE (Hrsg.), Themen 2009 – Forschen für globale Märkte erneuerbarer
Energien (S. 69-78), Berlin

Zumbroich et al. 2005
Zumbroich, T. & Müller A. (2005): Bundesweites Kataster der ökologisch wirksamen,
funktional differenzierten Querverbauungen der Fließgewässer. Forschungsvorhaben
im Auftrag des Umweltbundesamtes; Bonn, Essen

220

Abkürzungsverzeichnis


AGEB AG Energiebilanzen e.V.

AGEEStat Arbeitsgemeinschaft Erneuerbare Energien Statistik

BEE Bundesverband Erneuerbare Energie e.V.

BFE Bundesamt für Energie (Schweiz)

BImSchG Bundes-Immissionsschutzgesetz

BIP Bruttoinlandsprodukt

BMELV Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz

BMU Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

BMWA Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit (bis 2005)

BMWI Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie

BNatSchG Bundesnaturschutzgesetz

CCS Carbon Capture and Storage

CH4 Methan

CO2 Kohlenstoffdioxid

DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum

DENA Deutsche Energie-Agentur

DESTATIS Statistisches Bundesamt Deutschland

DIN Deutsches Institut für Normung e. V.

DIW Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung

DLR Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt

DStGB Deutscher Städte- und Gemeindebund

DWD Deutscher Wetterdienst

ECF European Climate Foundation

eE Erneuerbare Energien

EEA European Environment Agency

EEA European Environment Agency

EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz

EFH Einfamilienhäuser

EGS Enhanced geothermal systems

EnEV Energieeinsparverordnung

FfE Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.

FVEE ForschungsVerbund Erneuerbare Energien

221


FVS ForschungsVerbund Sonnenenergie (jetzt: FVEE)

Fzkm Fahrzeugkilometer

GHD Gewerbe, Handel und Dienstleistungen

GuD Gas- und Dampfturbinenkraftwerk

GW Gigawatt (=106 kW)

GWS Gesellschaft für wirtschaftliche Strukturforschung

HGÜ Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung

IE Leipziger Institut für Energie

IEKP Integrierten Energie- und Klimapaket der Bundesregierung

IFEU Institut für Energie- und Umweltforschung

IKT Informations- und Kommunikationstechnologie

IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change

IWES Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik

IZES Institut für ZukunftsEnergieSysteme

KfW Kreditanstalt für Wiederaufbau

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

kWp Kilowattpeak

LBEG Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie

MFH Mehrfamilienhäuser

MWel Elektrische Leistung in Megawatt

Nawaro Nachwachsende Rohstoffe

NOVA Prioritätenregel „Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau“

ORC Organic Rankine Cycle

PIK Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung

PJ Petajoule (=1015 J)

PV Photovoltaik

ROG Raumordnungsgesetz

SNG Substitute Natural Gas

SRU Sachverständigen Rat für Umweltfragen

TAB Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag

THG Treibhausgasemissionen

TWh Terawattstunde (=109 kWh)

UBA Umweltbundesamt

UMSICHT Fraunhofer Institut für Umwelt-, Sicherheits- und

222


Energietechnik

ÜNB Übertragungsnetzbetreiber

Vn Volumen im Normzustand

WBA Wissenschaftlicher Beirat Agrarpolitik beim Bundesministerium für Ernährung,
Landwirtschaft und Verbraucherschutz
WBGU Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderungen

WRI World Resources Institute

WWF World Wide Fund for Nature

ZFH Zweifamilienhäuser

ZSW Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoffforschung Baden-Württemberg

223

Glossar

Glossar
Adiabates Druckluft- Ein adiabates Druckluftspeicherkraftwerk ist ein Druckluftspeicher-
speicherkraftwerk kraftwerk mit einem zusätzlichen Wärmespeicher. Die bei der
Verdichtung der Luft (Ladevorgang) anfallende Wärme wird vom
Wärmespeicher aufgenommen und zu einem späteren Zeitpunkt
(Entladevorgang) an die Druckluft vor der Entspannung in der
Turbine abgegeben. Daher ist kein zusätzliches brennbares Gas
beim Entladevorgang erforderlich. Somit können Druckluftspei-
cherkraftwerke mit bis zu 70% deutlich höhere Wirkungsgrade
erreichen als Druckluftspeicherkraftwerke ohne Wärmespeicher.
Adiabate Druckluftspeicherkraftwerke befinden sich noch in der
Entwicklung.
Angebotsreiche Situationen Angebotsreiche Situationen sind in dieser Studie Situationen, in
denen die Einspeisung erneuerbarer Energien die aktuelle Last
deutlich übersteigt und die Überschussenergie gespeichert wird.
Angebotsarme Situationen Angebotsarme Situationen sind in dieser Studie Situationen, in
denen die Last die Einspeisung aus erneuerbaren Energien
deutlich übersteigt und die gespeicherte Energie wieder verstromt
wird.
Basislast/ Basisstrom- Die Basislast ist in dieser Studie definiert als der Lastanteil, der
verbrauch ohne Lastmanagement simuliert wird. Der Basisstromverbrauch
ergibt sich aus dem Gesamtstromverbrauch (Nettostromverbrauch
plus Leitungsverluste) nach Abzug des Stromverbrauchs für
Elektromobilität, Wärmepumpen und zusätzlicher Klimatisierung.
Die Basislast entspricht im zeitlichen Verlauf (nicht jedoch in der
Höhe) einem heutigen Lastprofil.
Bruttostromerzeugung Die Bruttostromerzeugung eines Kraftwerks ist die erzeugte
eines Kraftwerks elektrische Arbeit des Kraftwerks vor Abzug des Kraftwerkseigen-
verbrauchs.
Bruttostromerzeugung Die Bruttostromerzeugung eines Landes ist die Summe der
eines Landes Bruttostromerzeugung aller inländischen Kraftwerke.
Druckluftspeicherkraftwerk Ein Druckluftspeicherkraftwerk ist ein Gasturbinenkraftwerk, das
die Energie komprimierter Luft als Speicher nutzt. Es besteht aus
Verdichter, Druckluftspeicher und Gasturbine. Strom wird in
Überschuss-Situationen eingesetzt, um Luft zu verdichten
(Ladevorgang). Bei Bedarf wird die Druckluft zusammen mit einem
brennbaren Gas in der Gasturbine zur Stromerzeugung verbrannt
(Entladevorgang).
Dump Load Ein Dump Load ist ein energetisch ungenutzter Lastwiderstand.
Elektro-Hybridfahrzeug Ein Elektro-Hybridfahrzeug vereint ein elektrisches und ein
konventionelles Antriebs- und Energiesystem. Hierbei gibt es
verschiedene Formen. Ein Mikrohybrid hat keinen E-Motor. Er nutzt
lediglich zurück gewonnene Bremsenergie zur Versorgung der
Fahrzeugelektrik. Ein milder Hybrid nutzt ebenfalls Bremsenergie
zum Laden der Batterie, ist jedoch auch mit einem kleinen
Elektromotor ausgestattet, welcher beim Anfahren den Verbren-
nungsmotor unterstützt. Demgegenüber ist ein Vollhybrid neben
dem Verbrennungsmotor auch mit einem Elektromotor ausgestat-
tet, welcher das Fahrzeug auch alleine antreiben kann. Der Strom
für den Elektroantrieb wird dabei vom konventionellen Motor im
Fahrzeug erzeugt und in einer kleinen Batterie gespeichert. Wird
eine größere Batterie verwendet, die über das Stromnetz aufgela-
den werden kann, spricht man von einem Plug-In-Hybrid.
Elektrolyse Die Elektrolyse ist eine unter Ionenentladung ablaufende Zerlegung

224

Glossar

einer chemischen Verbindung durch elektrischen Strom (Redox-
reaktionen an Kathode und Anode). Ein Teil der elektrischen
Energie wird in chemische Energie umgewandelt. Genau dem
umgekehrten Zweck – der Umwandlung von chemischer in
elektrische Energie – dienen Batterien, Akkumulatoren oder
Brennstoffzellen. Elektrolyseure (Elektrolyseanlagen) können zur
Energiespeicherung eingesetzt werden.
Endenergie Die Endenergie bezeichnet die Energiemenge, die den End-
verbrauchern nach der Umwandlung der Primärenergieträger in die
verschiedenen nutzbaren Formen z.B. als Strom, Erdgas oder
Fernwärme zur Verfügung steht.
Fluktuierende Erzeugung Fluktuierende Erzeugung bedeutet schwankende Erzeugung z.B.
von Windenergie, Photovoltaik und Wasserkraft.
Ganglinie Die Ganglinie (auch Zeitreihe) stellt die gemessene (und i. d. R.
viertelstündlich gemittelte) Leistungsaufnahme bzw. -abgabe eines/
mehrerer Abnehmer bzw. Erzeuger über einen bestimmten
Zeitraum (Messperiode) dar.
Gesamtstromverbrauch Der Gesamtstromverbrauch eines Landes entspricht dem
eines Landes Bruttostromverbrauch eines Landes, vermindert um die Kraft-
werkseigenverbrauch und die Pumparbeit. Der Gesamtstrom-
verbrauch eines Landes entspricht auch der Summe aus Netto-
stromverbrauch eines Landes und den Leistungsverlusten.
Gradient Der Gradient ist das Maß für die Änderung einer Größe, hier pro
Zeiteinheit.
Jahresdauerlinie Die Jahresdauerlinie ist ein nach der Höhe der Leistungswerte
geordneter Lastgang über ein Jahr. Die Dauerlinie lässt sich aus
der Lastganglinie ermitteln.
Kurzzeitspeicher Kurzzeitspeicher können Einspeiseschwankungen im Ein- und
Mehrtagesbereich ausgleichen, z. B. Pumpspeicherwerke.
Langzeitspeicher Langzeitspeicher können Einspeiseschwankungen im Mehrtages-,
Monats- oder Jahresbereich ausgleichen. Sie sind derzeit nur als
chemische Speicher möglich, z. B. Speichersysteme auf Basis von
Wasserstoff oder Methan.
Lastmanagement Unter Lastmanagement werde nachfrageseitige Maßnahmen zur
Laststeuerung/-beeinflussung (z.B. durch Preissignale) verstanden.
Ziel ist es, den Stromverbrauch von Zeiten mit niedrigem Angebot
an erneuerbaren Energien verstärkt in Zeiten zu verlagern, in
denen ein Überangebot an erneuerbaren Energien besteht.
Lastmanagement kann auch als „virtueller“ Speicher interpretiert
werden.
Minutenreserveleistung siehe Regelleistungsarten
Nettostromerzeugung eines Der Nettostromerzeugung eines Kraftwerks ist die um den
Kraftwerks Kraftwerkseigenverbrauch verminderte Brutto-Stromerzeugung.
Nettostromerzeugung eines Der Nettostromerzeugung eines Landes ist die Summe der
Landes Nettostromerzeugung aller inländischer Kraftwerke
Nettostromverbrauch eines Der Nettostromverbrauch eines Landes ist die in elektrischen
Landes Einrichtungen der Verbraucher umgesetzte elektrische Arbeit. Er
ergibt sich aus dem Gesamtstromverbrauch abzüglich der
Leitungsverluste.
Nutzenergie Nutzenergie entsteht durch die Umwandlung von Endenergie für
die eigentliche Anwendung und steht den Endverbrauchern direkt
zur Verfügung, zum Beispiel Raumwärme, Warmwasser, Licht,
mechanische Arbeit.
Plug-in-Hybride siehe Elektro-Hybridfahrzeug

225

Glossar

Primärregelleistung siehe Regelleistungsarten
Regelleistung Regelleistung wird von den Übertragungsnetzbetreibern zum
Ausgleich von Abweichungen zwischen den gehandelten bzw.
eingeplanten Soll-Leistungen und den tatsächlichen Ist-Leistungen
benötigt, um die Netzfrequenz stabil zu halten. Dazu wird Regel-
leistung mit gut regelbaren Kraftwerken oder mit regelbaren Lasten
vorgehalten. Unterschieden wird positive Regelleistung (zusätzli-
che Erzeugungsleistung bzw. Abschalten von Verbrauchern) und
negative Regelleistung (Reduzierung der Erzeugung bzw.
Erhöhung der Nachfrage).
Regelleistungsarten Die Regelleistungsarten unterscheiden sich vor allem hinsichtlich
ihrer Aktivierungszeit:
Primärregelleistung muss nach 30 Sekunden vollständig zur
Verfügung stehen.
Sekundärregelleistung muss nach 5 Minuten vollständig zur
Verfügung stehen. Sie löst die Primärregelleistung ab.
Tertiärregelleistung (auch Minutenreserveleistung) muss nach 15
Minuten vollständig zur Verfügung stehen. Sie löst die Sekundärre-
gelleistung ab.
Rekursive Faltung Die rekursive Faltung ist ein stochastisches Verfahren, das z.B. zur
Bestimmung der gesicherten Leistung (Leistung, die mit einer
vorgegebenen Wahrscheinlichkeit planmäßig zur Verfügung steht)
auf Elektrizitätsmärkten eingesetzt wird. Die gesicherte Leistung
wird mittels Wahrscheinlichkeitsrechnung aus den installierten
Leistungen der Kraftwerke und ihren jeweiligen Verfügbarkeiten
bzw. Ausfallwahrscheinlichkeiten ermittelt.
Reservekraftwerke Reservekraftwerke sind schnellstartfähige Kraftwerke, die zum
Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung bzw. zur Deckung
der residualen Last benötigt werden.
Residuallast Die Residuallast ergibt sich aus der Differenz zwischen Last und
Einspeisung aus erneuerbaren Energien. Die (positive) Residual-
last, kann nicht direkt durch die Einspeisung der erneuerbaren
Energien gedeckt werden. Sie wird derzeit vor allem durch
konventionelle Kraftwerke, zukünftig verstärkt durch Speicher- und
Reservekraftwerke gedeckt.
Sekundärregelleistung siehe Regelleistungsarten
Smart grid Englische Bezeichnung für „Intelligentes Stromnetz“: Smart grid
umfasst die kommunikative Vernetzung und Steuerung von
Erzeugungsanlagen, Netzkomponenten, Energiespeichern und
Verbrauchern. Damit wird eine Optimierung des Einsatzes der
miteinander verbundenen Bestandteile ermöglicht.
Tertiärregelleistung siehe Regelleistungsarten
Thermochemische Bei der thermochemischen Vergasung werden ligninreiche
Vergasung Reststoffe (z.B. Holz) in großtechnischen thermochemischen
Anlagen vergast. Die Technik ist bewährt, Verfahren befinden sich
in der Demonstrationsphase, u.a. im österreichischen Güssing.
Das im Produktgas enthaltene CO2 (Stöchiometrie variabel), ist für
die Methanisierung verwendbar.
Virtuelles Kraftwerk Bei einem virtuellen Kraftwerk werden unterschiedliche dezentrale
Erzeugungsanlagen, Verbraucher und Speicher zusammenge-
schaltet, die über eine Kommunikationsstruktur miteinander
verbunden sind und dadurch zusammen ähnliche Eigenschaften
wie ein großes Kraftwerk realisieren können.
Zeitreihe siehe Ganglinie

226

Anhang

10 Anhang

227

Anhang

Einspeisezeitreihe von Photovoltaik (Meteo-Jahr 2006) Einspeisezeitreihe von Photovoltaik (Meteo-Jahr 2007)

120 120

100 100
Leistung (GW)

Leistung (GW)
80 80

60 60

40 40

20 20

0 0
© FhG IWES © FhG IWES
Monat Monat

Einspeisezeitreihe von Photovoltaik (Meteo-Jahr 2008) Einspeisezeitreihe von Photovoltaik (Meteo-Jahr 2009)

120 120

100 100
Leistung (GW)

Leistung (GW)
80 80

60 60

40 40

20 20

0 0
Monat Monat

Abbildung A-10-1: Mittlere stündliche Einspeisung Photovoltaik im Jahr 2050, für alle Wetter-Jahre 2006-2009

228

Anhang

Einspeisezeitreihe von Onshore-Wind (Meteo-Jahr 2006) Einspeisezeitreihe von Onshore-Wind (Meteo-Jahr 2007)
70 70

60 60

50 50
Leistung (GW)

Leistung (GW)
40 40

30 30

20 20

10 10

0 0
Monat Monat

Einspeisezeitreihe von Onshore-Wind (Meteo-Jahr 2008) Einspeisezeitreihe von Onshore-Wind (Meteo-Jahr 2009)
70 70

60 60

50 50
Leistung (GW)

Leistung (GW)
40 40

30 30

20 20

10 10

0 0
Monat Monat

Abbildung A-10-2: Mittlere stündliche Einspeisung Onshore-Wind im Jahr 2050, für alle Wetter-Jahre 2006-2009

229

Anhang

Einspeisezeitreihe von Offshore-Wind (Meteo-Jahr 2006) Einspeisezeitreihe von Offshore-Wind (Meteo-Jahr 2007)
50 50

45 45

40 40

35 35
Leistung (GW)

Leistung (GW)
30 30

25 25

20 20

15 15

10 10

5 5

0 0
Monat Monat

Einspeisezeitreihe von Offshore-Wind (Meteo-Jahr 2008) Einspeisezeitreihe von Offshore-Wind (Meteo-Jahr 2009)
50 50

45 45

40 40

35 35
Leistung (GW)

Leistung (GW)
30 30

25 25

20 20

15 15

10 10

5 5

0 0
Monat Monat

Abbildung A-10-3: Mittlere stündliche Einspeisung Offshore-Wind im Jahr 2050, für alle Wetter-Jahre 2006-2009

230

Anhang

Einspeisezeitreihe von Wind gesamt (Meteo-Jahr 2006) Einspeisezeitreihe von Wind gesamt (Meteo-Jahr 2007)
120 120


100 100

80 80
Leistung (GW)

Leistung (GW)
60 60

40 40

20 20

0 0
Monat Monat

Einspeisezeitreihe von Wind gesamt (Meteo-Jahr 2008) Einspeisezeitreihe von Wind gesamt (Meteo-Jahr 2009)
120 120


100 100

80 80

Leistung (GW)
Leistung (GW)

60 60

40 40

20 20

0 0
Monat Monat

Abbildung A-10-4: Mittlere stündliche Einspeisung Wind gesamt (onshore und offshore) im Jahr 2050, für alle Wetter-Jahre 2006-2009

231

Anhang

Monatsmittelwerte der EE-Einspeisung (Meteo-Jahr 2006) Monatsmittelwerte der EE-Einspeisung (Meteo-Jahr 2007)
100 100
Geothermie Laufwasser Onshore-W ind Offshore-W ind PV Basislast Last gesamt nach LM Geothermie Laufwasser Onshore-W ind Offshore-W ind PV Basislast Last gesamt nach LM
90 90

80 80

70 70
Leistung (GW)

Leistung (GW)
60 60

50 50

40 40

30 30

20 20

10 10

0 0
Monat Monat

Monatsmittelwerte der EE-Einspeisung (Meteo-Jahr 2008) Monatsmittelwerte der EE-Einspeisung (Meteo-Jahr 2009)
100 100
Geothermie Laufwasser Onshore-W ind Offshore-W ind PV Basislast Last gesamt nach LM Geothermie Laufwasser Onshore-W ind Offshore-W ind PV Basislast Last gesamt nach LM
90 90

80 80

70 70
Leistung (GW)

Leistung (GW)
60 60

50 50

40 40

30 30

20 20

10 10

0 0
Monat Monat

Abbildung A-10-5: Monatliche Einspeisung aller erneuerbaren Energien, inkl. Darstellung der Last vor und nach dem Lastmanagement im Jahr
2050, für alle Wetter-Jahre 2006-2009, Darstellung als monatliche Mittelwerte

232

Anhang

Jahresdauerlinen der EE-Einspeisung sowie der Last (Meteo-Jahr 2006) Jahresdauerlinen der EE-Einspeisung sowie der Last (Meteo-Jahr 2007)

60 60

40 40

20 20

0 0
Leistung (GW)

Leistung (GW)
-20 -20

-40 -40

-60 -60

-80 residuale Basislast -80 residuale Basislast
Geothermie Geothermie
-100 Laufwasser -100 Laufwasser
Onshore-Wind Onshore-Wind
Offshore-Wind Offshore-Wind
-120 -120
Photovolatik Photovolatik
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Stundenanzahl Stundenanzahl

Jahresdauerlinen der EE-Einspeisung sowie der Last (Meteo-Jahr 2008) Jahresdauerlinen der EE-Einspeisung sowie der Last (Meteo-Jahr 2009)

60 60

40 40

20 20

0 0
Leistung (GW)

Leistung (GW)
-20 -20

-40 -40

-60 -60

-80 residuale Basislast -80 residuale Basislast
Geothermie Geothermie
-100 Laufwasser -100 Laufwasser
Onshore-Wind Onshore-Wind
Offshore-Wind Offshore-Wind
-120 -120
Photovolatik Photovolatik
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Abbildung A-10-6: Jahresdauerlinien der Einspeisung erneuerbarer Energien im Jahr 2050, für alle Wetter-Jahre 2006-2009

233

Anhang

Jahresdauerlinie von Onshore-Wind (Meteo-Jahr 2008) Jahresdauerlinie von Offshore-Wind (Meteo-Jahr 2008)
70 70

60 60
Installierte Leistung: 60 GW Installierte Leistung: 45 GW
Volllaststunden: 2898,5 h Volllaststunden: 4106,2 h
Ertrag: 173,9 TWh Ertrag: 184,8 TWh
50 50
Leistung (GW)

Leistung (GW)
40 40

30 30

20 20

10 10

0 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Jahresdauerlinie von Wind gesamt (Meteo-Jahr 2008)
120


Ertrag: 358,7 TWh

80
Leistung (GW)

60

40

20

0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
© FhG IWES
Stundenanzahl

Abbildung A-10-7: Jahresdauerlinie der Windenergie (onshore offshore, gesamt) im Jahr 2050, für das Wetter-Jahr 2008

234

Anhang

Jahresdauerlinie von Photovoltaik (Meteo-Jahr 2009) Jahresdauerlinie von Laufwasser (Meteo-Jahr 2009)
10
120
9

8
Volllaststunden: 870 h 7
Ertrag: 104.4 TWh
Leistung (GW)

Leistung (GW)
80 6
5
60
4

40 3

2
20
1

0 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Jahresdauerlinie von Geothermie (Meteo-Jahr 2009)
10

9

8

7
Leistung (GW)

6

5

4

3

2

1

0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
© FhG IWES
Stundenanzahl

Abbildung A-10-8: Jahresdauerlinie der EE - Photovoltaik, Wasserkraft, Geothermie im Jahr 2050, für das Wetter-Jahr 2009

235

Anhang

Residuallast ohne E-Mobilität, Wärmepumpen und Klimatisierung (Meteo-Jahr 2006) Residuallast ohne E-Mobilität, Wärmepumpen und Klimatisierung (Meteo-Jahr 2007)
60 60

40 40

20 20

0 0
Residuallast (GW)

Residuallast (GW)
-20 -20

-40 -40

-60 -60

-80 -80
Überschüsse: -160.9 TWh Überschüsse: -187.7 TWh
Defizite: 51.1 TWh
-100 -100 Defizite: 43.5 TWh
Minimale Residuallast: -120.3 GW Defizite (Last > EE-Einspeisung) Minimale Residuallast: -109.9 GW Defizite (Last > EE-Einspeisung)
Maximale Residuallast: 45.2 GW Maximale Residuallast: 48.2 GW
Überschüsse (EE-Einspeisung > Last) Überschüsse (EE-Einspeisung > Last)
-120 -120
Monat Monat

Residuallast ohne E-Mobilität, Wärmepumpen und Klimatisierung (Meteo-Jahr 2008) Residuallast ohne E-Mobilität, Wärmepumpen und Klimatisierung (Meteo-Jahr 2009)
60 60

40 40

20 20

0 0
Residuallast (GW)

Residuallast (GW)
-20 -20

-40 -40

-60 -60

-80 -80
Defizite: 42.9 TWh
-100 -100 Defizite: 52.8 TWh
-120 -120
Monat Monat

Abbildung A-10-9: Abgeleitete Residuallast vor Lastmanagement für die Wetter-Jahre 2006-2009

236

Anhang

Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement, vor PSW (Meteo-Jahr 2006) Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement, vor PSW (Meteo-Jahr 2007)
60 60

40 40

20 20

0 0
Residuallast (GW)

Residuallast (GW)
-20 -20

-40 -40

-60 -60

-80 -80
Defizite: 85.9 TWh
-100 -100 Defizite: 63 TWh
-120 -120
Monat Monat

Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement, vor PSW (Meteo-Jahr 2008) Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement, vor PSW (Meteo-Jahr 2009)
60 60

40 40

20 20

0 0
Residuallast (GW)

Residuallast (GW)
-20 -20

-40 -40

-60 -60

-80 -80
Defizite: 62.7 TWh
-100 -100 Defizite: 84.7 TWh
-120 -120
Monat Monat

Abbildung A-10-10: Abgeleitete Residuallast unter Berücksichtigung von Lastmanagement, ohne Pumpspeicher für die Wetter-Jahre 2006-2009

237

Anhang

Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement und PSW (Meteo-Jahr 2006) Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement und PSW (Meteo-Jahr 2007)
60 60

40 40

20 20

0 0
Residuallast (GW)

Residuallast (GW)
-20 -20

-40 -40

-60 -60

-80 -80
Defizite: 84.4 TWh
-100 -100 Defizite: 61 TWh
Minimale Residuallast: -69 GW Defizite (Last > EE-Einspeisung) Minimale Residuallast: -59.8 GW Defizite (Last > EE-Einspeisung)
-120 -120
Monat Monat

Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement und PSW (Meteo-Jahr 2008) Residuallast nach allen Verbrauchern und Lastmanagement und PSW (Meteo-Jahr 2009)
60 60

40 40

20 20

0 0
Residuallast (GW)

Residuallast (GW)
-20 -20

-40 -40

-60 -60

-80 -80
Defizite: 60.3 TWh
-100 -100 Defizite: 82.6 TWh
Minimale Residuallast: -58 GW Defizite (Last > EE-Einspeisung) Minimale Residuallast: -60.7 GW Defizite (Last > EE-Einspeisung)
-120 -120
Monat Monat

Abbildung A-10-11: Abgeleitete Residuallast unter Berücksichtigung von Lastmanagement und Pumpspeichern für die Wetter-Jahre 2006-2009

238

Anhang

Jahresdauerline der Residuallast (Meteo-Jahr 2006) Jahresdauerline der Residuallast (Meteo-Jahr 2007)
60 60
Basislast - EE-Erzeugung Basislast - EE-Erzeugung
Gesamtlast + Lastmanagement Gesamtlast + Lastmanagement
40 ... + Pumpspeicher 40 ... + Pumpspeicher
... + Biomasse Gasturbine ... + Biomasse Gasturbine
20 20

0 0

-20 -20

50 55
-40 -40
45 50

-60 40 -60 45

35 40

-80 30 -80 35

25 30
-100 -100 25
20
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 50 100 150 200 250 300 350 400

-120 -120
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Jahresdauerline der Residuallast (Meteo-Jahr 2008) Jahresdauerline der Residuallast (Meteo-Jahr 2009)
60 60
Basislast - EE-Erzeugung Basislast - EE-Erzeugung
Gesamtlast + Lastmanagement Gesamtlast + Lastmanagement
40 ... + Pumpspeicher 40 ... + Pumpspeicher
... + Biomasse Gasturbine ... + Biomasse Gasturbine
20 20

0 0

-20 -20

60
-40 -40
45 55

40 50
-60 -60
35 45

-80 30 -80 40
25 35

-100 20 -100 30
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 50 100 150 200 250 300 350 400

-120 -120
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Abbildung A-10-12: Darstellung der Jahresdauerlinie als Basislast, als Gesamtlast mit Lastmanagement, mit Pumpspeichern und mit Biomasse-GT
für die Wetter-Jahre 2006-2009

239

Anhang

Jahresdauerlinie Langzeitspeicher (Meteo-Jahr 2006) Jahresdauerlinie Langzeitspeicher (Meteo-Jahr 2007)

60 maximale Residuallast (alle Jahre): 57.3 GW 60 maximale Residuallast (alle Jahre): 57.3 GW

Biomasse-Spitzenlast: 17.5 GW Biomasse-Spitzenlast: 17.5 GW
40 40

GuD-Leistung: 30.4 GW GuD-Leistung: 30.4 GW
20 20
Leistung (GW)

Leistung (GW)
Import-Leistung: 6.9 GW Import-Leistung: 6.9 GW
0 0
Biomasse-KWK-Leistung: 2.5 GW Biomasse-KWK-Leistung: 2.5 GW

-20 -20

-40 Elektrolyse-Leistung: 44 GW -40 Elektrolyse-Leistung: 44 GW

-60 -60
maximale Überschüsse: 69 GW
Biomasse-KWK Import H2-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrolyse abger. Überschüsse Biomasse-KWK Import H2-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrolyse abger. Überschüsse
-80 -80
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Stundenanzahl © FhG IWES Stundenanzahl © FhG IWES

Jahresdauerlinie Langzeitspeicher (Meteo-Jahr 2008) Jahresdauerlinie Langzeitspeicher (Meteo-Jahr 2009)


40 40

GuD-Leistung: 30.4 GW GuD-Leistung: 30.4 GW
20 20
Leistung (GW)

Leistung (GW)
0 0

-20 -20

-40 Elektrolyse-Leistung: 44 GW -40 Elektrolyse-Leistung: 44 GW

maximale Überschüsse: 58 GW maximale Überschüsse: 60.7 GW
-60 -60

Biomasse-KWK Import H2-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrolyse abger. Überschüsse Biomasse-KWK Import H2-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrolyse abger. Überschüsse
-80 -80
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Abbildung A-10-13: Jahresdauerlinie der Langzeitspeicher im Jahr 2050 (hier: Wasserstoffspeicher), für die Wetter-Jahre 2006-2009

240

Anhang

Jahresdauerlinie Langzeitspeicher mit Methanisierung (Meteo-Jahr 2006) Jahresdauerlinie Langzeitspeicher mit Methanisierung (Meteo-Jahr 2007)


40 40

GuD-Leistung: 28 GW GuD-Leistung: 28 GW
20 20
Leistung (GW)

Leistung (GW)
0 0

-20 -20

-40 Elektrolyse/Methanisierungs-Leistung: 44 GW -40 Elektrolyse/Methanisierungs-Leistung: 44 GW

-60 -60
maximale Überschüsse: 69 GW
Biomasse-KWK Import CH4-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrol./Methanisierung abger. Überschüsse Biomasse-KWK Import CH4-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrol./Methanisierung abger. Überschüsse
-80 -80
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Jahresdauerlinie Langzeitspeicher mit Methanisierung (Meteo-Jahr 2008) Jahresdauerlinie Langzeitspeicher mit Methanisierung (Meteo-Jahr 2009)


40 40

GuD-Leistung: 28 GW GuD-Leistung: 28 GW
20 20
Leistung (GW)

Leistung (GW)
0 0

-20 -20

-40 Elektrolyse/Methanisierungs-Leistung: 44 GW -40 Elektrolyse/Methanisierungs-Leistung: 44 GW

maximale Überschüsse: 58 GW maximale Überschüsse: 60.7 GW
-60 -60

Biomasse-KWK Import CH4-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrol./Methanisierung abger. Überschüsse Biomasse-KWK Import CH4-Rückverstr. GuD Biomasse-Spitzenlast Elektrol./Methanisierung abger. Überschüsse
-80 -80
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Abbildung A-10-14: Jahresdauerlinie der Langzeitspeicher (hier: Methanspeicher) im Jahr 2050, für die Wetter-Jahre 2006-2009

241

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