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Timestamp: 2019-09-20 22:35:38+00:00

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Die Gestaltung einer umweltfreundlichen und sicheren Energieversorgung als Herausforderung für Recht und Politik
Diplomarbeit, 2008, 149 Seiten
Ingenieurwissenschaften - Energietechnik
Leuphana Universität Lüneburg (Umweltwissenschaften, Umweltwissenschaften)
Liste der verwendeten Einheiten
1.2 Definitionen
1.3 Ziel der Arbeit
1.4 Gang der Untersuchung
1.5 Methodik
2 Speicherbedarf kurz-, mittel und langfristig
2.1 Speicherbedarf kurz- und mittelfristig
2.1.1 Zusammenfassende Ergebnisse
2.2 Speicherbedarf langfristig
2.2.1 Einführung
2.2.2 Szenarien der Stromversorgung
2.2.2.1 Stadtwerketeilautarkie
2.2.2.2 Deutschland plus
2.2.2.3 Euro plus
2.2.3 Potenziale der EE zur Stromerzeugung
2.2.3.1 Photovoltaik (PV)
2.2.3.2 Windpotenzial
2.2.3.3 Bioenergiepotenzial
2.2.3.4 Wasserpotenzial
2.2.3.5 Geothermie
2.2.3.6 Weitere Erneuerbare Energien (EE)
2.2.3.7 Anteile an der Gesamtstromerzeugung
2.2.4 Determinanten des Speicherbedarfs
2.2.4.1 Verteilte Erzeugung
2.2.4.1.1 Windkraft
2.2.4.1.2 Photovoltaik
2.2.4.1.3 Laufwasserkraft
2.2.4.2 „Verteilter Verbrauch“
2.2.4.3 Kombination der verschiedenen fluktuierenden Energien
2.2.4.4 Natürliche Übereinstimmung
2.2.4.5 Erneuerbare Grundlastkraftwerke
2.2.4.6 Erneuerbare Regel- / Spitzenlastkraftwerke
2.2.4.6.1 Wasserkraft
2.2.4.6.2 Bioenergie
2.2.4.7 Demand Side Management (DSM)
2.2.4.8 Netzausbau / Netzsteuerung
2.2.4.9 Effizienz
2.2.4.10 Nutzung / Anbindung bereits bestehender Speicheranlagen
2.2.5 Zwischenergebnis
2.2.6 Beispiele und Abschätzungen
2.2.6.1 Beispiele und Abschätzungen für „Deutschland plus“
2.2.6.1.1 „Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung“
2.2.6.1.2 Das Kombikraftwerk
2.2.6.2 Beispiele und Abschätzungen für „Stadtwerketeilautarkie“
2.2.6.3 Beispiele und Abschätzungen für „Euro plus“
2.2.6.4 Stand der Stromspeicherung weltweit
2.2.6.5 Speicherung in anderen Energiemärkten
2.2.7 Zusammenfassung der Ergebnisse
3 Technische Herausforderung Stromspeicherung
3.1 Dienstleistungen der Stromspeicherung
3.1.1 Verbrauchsseitig
3.1.2 Erzeugungsseitig
3.1.3 „Gezielt“ im Netz
3.1.4 „Ungezielt“ im Netz
3.2 Funktionsweise der Stromspeicherung
3.3 Speichertechnologien
3.3.1 Pumpspeicherwerke
3.3.2 Druckluftspeicher
3.3.3 Wasserstoff
3.3.4 Batteriespeicher
3.3.4.1 Konventionelle Batterien
3.3.4.2 Lithium-Batterien
3.3.4.3 NaS- und NaNiCl- Hochtemperaturbatterien
3.3.4.4 (Redox) - Flow Batterien
3.3.4.5 Weitere Batterietechnologien
3.3.5 Elektrochemische Kondensatoren
3.3.6 Supraleitende Magnetische Energiespeicher (SMES)
3.3.7 Schwungräder
3.3.8 Thermische Speicherung
3.4 Speicherorte / Konzepte für Stromspeicherung
3.4.1 An Orten guten natürlichen Speicherpotenzials
3.4.2 Am Ort der Stromerzeugungsanlagen
3.4.3 Am Ort des Verbrauchs
3.4.4 Gezielt im Netz
3.4.5 Virtuelle dezentrale Speicheranlagen
3.5 Zusammenfassung der Ergebnisse
4 Energierecht und Stromspeicherung
4.1 Energiewirtschaftsrechtliche Rahmenbedingungen für die Stromspeicherung
4.1.1 Deutsches Energiewirtschaftsrecht
4.1.1.1 EnWG und Verordnungen
4.1.1.2 EEG 2004 und 2009
4.1.2 Rechtliche Herleitung Stromspeicherung und Stromspeicheranlage
4.1.3 Potenzielle Akteure für Stromspeicherung
4.1.4 Potenzielle Märkte für Stromspeicherung (nach Zeiteinheit)
4.1.4.1 Regelenergiemarkt
4.1.4.2 Intraday
4.1.4.3 Spotmarkt
4.1.4.4 Längerfristige Märkte
4.1.5 Mögliche Speicherorte nach EnWG
4.1.5.1 Energieversorgungsnetze der allgemeinen Versorgung
4.1.5.2 Objektnetze
4.1.5.3 Direktleitung
4.1.5.4 Kundenanlage
4.2 Rechtliche Rahmenbedingungen für die Speicherkonzepte
4.2.1 An Orten guten natürlichen Speicherpotenzials
4.2.2 Am Ort der Erzeugung
4.2.3 Am Ort des Verbrauchs
4.2.4 Gezielt im Netz
4.2.5 Virtuelle dezentrale Speicheranlagen
4.3 Bewertung und Vorschläge zur Optimierung
4.3.1 Briefmarkentarif
4.3.2 Doppelte Netzentgelte
4.3.3 Regelenergiemarkt
4.3.4 Intraday-, Spot- und Terminmarkt
4.3.5 Variable Strompreise
4.3.6 Ausschreibung neuer Kapazitäten/Kapazitätsmärkte
4.3.7 Alternative zum Netzausbau
4.3.8 Netzengpassbewirtschaftung
4.3.8.1 Netzengpassbewirtschaftung gemäß StromNZV
4.3.8.2 Gebotszonenregelung der EEX
4.3.8.3 Erzeugungsmanagement
4.3.8.4 Ergebnis Netzengpassbewirtschaftung
4.3.9 Speicherbonus / Anreize im EEG
4.3.10 Vorratshaltung
4.4 Zusammenfassung der Ergebnisse
Die Stromspeicherung war lange Zeit ein Randthema und ist es im Kontext der Energiewirtschaft noch immer. Strom breitet sich mit Lichtgeschwindigkeit aus, das Stromnetz an sich stellt keinen Speicher dar. In der Folge müssen sich Ein- und Ausspeisung jederzeit entsprechen. Da der Verbrauch schwankend ist, die Energieträger zur Stromerzeugung bisher aber als eine Folge von Jahrmillionen dauernden Ablagerungs- und Verdichtungsprozessen in gespeicherter Form vorlagen, hat man die Erzeugung bis heute einseitig an den Verbrauch angepasst. Mit einer Kombination aus Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerken wird der typische Lastgang des Verbrauchs möglichst effizient nachgebildet, durch zusätzlich vorgehaltene Regelkapazitäten kann auf unerwartete Verbrauchsschwankungen oder Kraftwerksausfälle reagiert werden. Einzig in relevantem Umfang existierende Stromspeicher waren und sind die Pumpspeicherwerke, die insbesondere für Regelung und Spitzenlastdeckung Verwendung finden. Aber auch ihr Anteil ist gering, da eine auf gespeicherten Energieträgern basierende Stromversorgung auf eine nachgelagerte (Strom-) Speicherung weitestgehend verzichten kann.
In den letzten Jahren und eigentlich bereits Jahrzehnten wird dieses System der Stromversorgung zunehmend in Frage gestellt, da die fossile und atomare Stromerzeugung Verursacher einer ganzen Reihe von Umweltschäden und Risiken ist. Diese konnte größtenteils durch flankierende Maßnahmen gesenkt werden. Mit dem Klimawandel und der zunehmend deutlichen Endlichkeit der fossilen Energieträger ist der Stromversorgung aber eine neue Herausforderung erwachsen. Wie bei den Vorherigen gibt es eine Lösung, nur führt sie diesmal zu tief greifenden Veränderungen. Erneuerbare Energieträger stehen zeitlich und mengenmäßig in fast unbegrenztem Maße zur Verfügung. Sie stehen in einem Fließgleichgewicht, ihre Nutzung zur Stromerzeugung ist daher unschädlich für das Klima. Da insbesondere die Energieträger mit dem größten Potenzial, Wind und Sonne, nicht in gespeicherter Form vorliegen, ist regenerative Stromerzeugung in hohem Maße fluktuierend und nicht am Verbrauch orientiert. Sie ist aber die vielleicht einzig langfristige Option zur Stromerzeugung, daher müssen neue Wege gefunden werden, um Erzeugung und Verbrauch zur Deckung zu bringen. Einer dieser Wege wird vermutlich die Stromspeicherung sein.
Bisherige politisch und rechtlich zum Ausdruck gebrachte Bemühungen, sich der Herausforderung zu stellen, waren im Ergebnis hauptsächlich auf flankierende Maßnahmen beschränkt, während gleichzeitig die Liberalisierung des Stromsektors als Hauptziel vorangetrieben wurde. Mit dem Erfolg vor allem des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG)[1] in Deutschland zeigt sich aber zunehmend, dass eine isolierte Förderung der Erneuerbaren Energien alleine nicht ausreichend ist, sondern tiefer gehende Veränderungen im Energierecht erforderlich sind, um eine Integration zu unterstützen. Diese Diplomarbeit setzt sich daher mit den Folgen einer zunehmend regenerativen Erzeugung für die Stromversorgung in Deutschland auseinander. Sie versucht zu antizipieren und verknüpft das bestehende deutsche Energiewirtschaftsrecht mit der Frage der Stromspeicherung.
Die Stromspeicherung rückt erst allmählich stärker in den wissenschaftlichen Fokus, daher besteht nach Ansicht des Verfassers noch Definitionsbedarf. Um eine klare Abgrenzung gegenüber konventionellen und erneuerbaren Kraftwerken zu gewährleisten, wird in dieser Arbeit statt „Speicherkraftwerken" der Begriff „Speicheranlagen" verwandt. Damit wird der Tatsache Rechnung getragen, dass sich die Stromspeicherung in drei Verfahrensschritte unterteilt. Der Strom wird zuerst eingespeichert, also zumeist in eine andere Energieform umgewandelt, dann für eine Zeiteinheit gespeichert und schließlich ausgespeichert, also wieder zu Strom zurückgewandelt in das Netz eingespeist.
Der letzte Schritt erfolgt analog zu einem Kraftwerk, der Erste entspricht eher dem Verhalten einer Verbrauchseinheit und der Mittlere ist die eigentliche Speicherung, ähnlich z. B. einem Kohlelager, daher wird als Oberbegriff dieses Prozesses „Anlage" verwandt, unter den sich die Einzelschritte subsumieren lassen.
Weiterhin wird der Begriff „Speicherkraftwerk“ meist und auch in dieser Arbeit ausschließlich für Wasserkraftanlagen mit Speicher verwandt, die nur zu „passiver“ und nicht zu „aktiver“ Speicherung fähig sind, insofern keine Stromspeicherung im eigentlichen Sinne vornehmen, sondern nur eine Wasserspeicherung.
Ziel der Arbeit ist es, herauszufinden, ob das bestehende Energiewirtschaftsrecht in Deutschland den Aufbau von ausreichenden Stromspeicherkapazitäten für eine langfristig sichere und umweltfreundliche Energieversorgung möglich macht.
Zu diesem Hauptziel hinführend wird in einem ersten Schritt überprüft, ob und in welchem Maße der Bedarf für Stromspeicherung voraussichtlich steigen wird und in einem zweiten Schritt die Eignung bestehender oder zukünftiger Stromspeichertechnologien und -konzepte analysiert.
Die Arbeit unterteilt sich in drei Kapitel, die einen Bogen von der Zukunft der Stromversorgung und Maßnahmen zur Senkung des Stromspeicherbedarfs über die technische Machbarkeit und systemische Gestaltbarkeit der Stromspeicherung hin zu der abschließenden rechtlichen Einschätzung spannen.
Dabei sind Kapitel eins und zwei Grundlagen für und Hinführung zu Kapitel drei. Sie gehen aber über die Wiedergabe von Grundlagen hinaus und schaffen jeweils ihren eigenen Ablauf von Beschreibung, Analyse und Bewertung. Folgerichtig hat jedes Kapitel eine eigene kurze Zusammenfassung der Ergebnisse. Um den Überblick über die komplexen Zusammenhänge des gewählten Themengebietes zu erleichtern, ist den ersten Kapiteln zumindest ein Übersichtsdiagramm vorangestellt, das durch den folgenden Text ausgearbeitet und detailliert wird.
Der Ablauf ist in der Form von Fragen formuliert folgendermaßen:
l Kapitel 1: Wie wird sich der potenzielle Bedarf für Stromspeicherung mittel- und langfristig bei allmählicher Transformation der Stromerzeugung verhalten? Mit welchen Maßnahmen könnte der Bedarf für Stromspeicherkapazitäten langfristig bei einem klima- und umweltschonenden Auslaufen der fossilen und atomaren Erzeugung in Deutschland möglichst gering gehalten werden? Werden diese Maßnahmen bisher ergriffen und wird trotzdem der Zubau von neuen Stromspeicherkapazitäten erforderlich sein und wenn ja, in welchem Umfang?
l Kapitel 2: Welche Stromspeichertechnologien sind vorhanden, die jetzt oder in naher Zukunft den in Kapitel 1 ermittelten Bedarf zur Stromspeicherung decken und die Stromversorgung absichern könnten? Im Rahmen welcher Speicherkonzepte wäre dies möglich, welche Zeitbereiche müssten wie abgedeckt werden?
l Kapitel 3: Inwiefern ist die Stromspeicherung im deutschen Energiewirtschaftsrecht verankert? Ermöglichen die Regelungen im Energiewirtschaftsrecht die Deckung des in Kapitel 2 ermittelten Bedarfs und die Realisierung der Speicherkonzepte aus Kapitel 3?
Welche Regelungen haben unmittelbar oder indirekt Auswirkungen auf die Stromspeicherung und an welchen Stellen könnten Änderungen oder Anpassungen vorgenommen werden, um Anreize für den Aufbau von Stromspeicherkapazitäten zu erzeugen?
Das erklärte Ziel der Arbeit ist, ergebnisoffen zu bleiben. Ein Wachstum der Erneuerbaren Energien wird vorausgesetzt, aber die Stromspeicherung nicht als alleinige Lösung für die Sicherung der Stromversorgung gepriesen, genauso wenig wie es der Netzausbau vermutlich sein wird. Die Stromspeicherung bringt die vierte Dimension in die Stromwirtschaft, ein wenig auch die dritte, zwangsläufig zeigt sie sich dabei als ein äußerst komplexes Thema, das sich manchmal einfachen Antworten verweigert.
Diese Arbeit ist interdisziplinär und versucht daher die Frage der Stromspeicherung aus verschiedenen Blickwinkeln zu beleuchten. Sie tritt einen Schritt zurück und fragt sich, ob unabhängig von den bestehenden rechtlichen Rahmenbedingungen der potenzielle Bedarf für die Stromspeicherung steigen wird. Dann stellt sie die Frage, wie weit die Technologien und Konzepte sind, die diesen Bedarf decken könnten, um abschließend das Energiewirtschaftsrecht auf Vereinbarkeit mit den Ergebnissen zu überprüfen.
Der Autor versucht einen guten Überblick in ein Thema zu geben, das bisher in der Literatur wenig bis kaum bearbeitet wurde. Aus diesem Grund erschien eine Beschränkung auf ein einzelnes Szenario oder einen kleinen Ausschnitt der Stromspeicherung wenig zielführend. Sie hätte vermutlich mehr Fragen als Antworten aufgeworfen.
Die Grundlagen der Arbeit beruhen verständlicherweise hauptsächlich auf der Sichtung, Analyse und Verdichtung von Sekundärliteratur. Nur in einem Fall wurden in kleinem Rahmen Primärquellen hinzugezogen, da trotz aller Recherche keine geeignet erscheinende Darstellung zu finden war.
Der Stromspeicherbedarf ist nicht allein an einer Zahl festzumachen. Die maximal benötigte Leistungsaufnahme/ -abgabe, die maximal benötigte Energiespeicherkapazität und die insgesamt maximal zwischen zu speichernde Energiemenge über einen definierten Zeitraum ergeben eine mehrdimensionale Größe.
Dieser Stromspeicherbedarf ist kurz- und mittelfristig von vielen Faktoren abhängig. Im Ergebnis entscheidend ist die Wirtschaftlichkeit, die letztlich nur noch von wenigen Größen aufgespannt wird. Die Höhe der Preisdifferenzen und die Frequenz der Preisschwankungen entscheidet über die Wirtschaftlichkeit der Stromspeicherung bei der Energiespeicherung, die Volatilität über die Planbarkeit des Speicherbetriebs.[2] Die Preise am Regelenergiemarkt bedingen die Wirtschaftlichkeit der Leistungsvorhaltung und Regelenergiebereitstellung durch die Energiespeicher. Die Größe des Gesamtmarktes bedingt als Multiplikator den Gesamtbedarf. Rechtliche Hindernisse schränken gegebenenfalls die Wirtschaftlichkeit ein oder Anreize unterstützen sie. Die wenigen Ergebnisgrößen sind aber ursächlich von einer Vielzahl weiterer Größen abhängig. Die Wichtigsten sind im Übersichtsdiagramm 1[3] dargestellt und in Ursache-Wirkungs-Zusammenhang gebracht. Der Großteil der Determinanten ist politisch beeinflusst und rechtlich vorgegeben. Durch den zunehmenden Einfluss der EU im Energiebereich sind die Rahmenbedingungen immer seltener unter alleiniger Federführung der deutschen Politik gestaltbar, daher sind im Übersichtsdiagramm 1 über den jeweiligen deutschen Gesetzen die europäischen Richtlinien ergänzt. Im Erfahrungsbericht zum EEG wird ein Teil der Faktoren aufgezeigt[4], die zusammen mit weiteren Einflussgrößen im Übersichtsdiagramm 1 dargestellt werden.[5]
Die Preise der einzelnen fossilen und atomaren Energien zur Stromerzeugung[6] spannen den Markt für Stromspeicherung auf. Ältere Steinkohle- und Braunkohlekraftwerke und insbesondere Atomkraftwerke sind aus wirtschaftlichen und sicherheitstechnischen Gründen sehr unflexibel. Sie dienen fast ausschließlich zur Deckung der Grundlast. Insbesondere Gas wird dagegen in flexiblen Spitzenlastkraftwerken eingesetzt. Der vor allem durch die internationalen Märkte bedingte Rohstoffpreis entscheidet so im Zusammenspiel mit staatlichen Einflussgrößen wie Energiesteuern, Subventionen und dem Emissionszertifikatshandel über die derzeitige Preisspreizung und die mehr oder weniger flexible Gestaltung des zukünftigen Kraftwerksparks.
Durch den nach Atomgesetz (AtG)[7] geregelten Atomausstieg wird allmählich ein Teil der Grundlast wegfallen. Werden diese durch neue Kraftwerke mit höheren Grenzkosten ersetzt, steigen der Grundlastpreis und die Flexibilität der Stromerzeugung.[8] Trotz einer angeblichen weltweiten Renaissance der Atomkraft[9] erscheint in Deutschland der Neubau von Atomkraftwerken weiterhin unwahrscheinlich.
Auch Steuern und Subventionen sind wichtige Einflussfaktoren. Die Steinkohlesubventionen sind auf viele Jahre festgelegt[10] und es ist nicht zu erwarten, dass die erheblichen externen Kosten der Stromerzeugung in naher Zukunft voll eingepreist werden.[11] Einzig mit dem Emissionshandel ist ein Instrument geschaffen worden, das Teile der durch die Klimaveränderungen entstehenden Folgekosten internalisieren soll. Die Rahmenbedingungen werden von der EU und den Mitgliedsländern gemeinsam gestaltet und finden in Deutschland ihren Ausdruck im TEHG[12]. Die Preise und Menge der CO2-Zertifikatskosten haben potenziell große Auswirkungen auf Kraftwerke mit hohem CO2-Ausstoß, also Kohle und insbesondere Braunkohlekraftwerke, geringere Auswirkungen auf Gaskraftwerke und keine auf die Kosten der Atomkraft und der Erneuerbaren Energien (EE). Höhere Zertifikatskosten sollten damit zu höheren Grundlastpreisen relativ zu den Spitzenlastpreisen führen und ihre Höhe ist mittelfristig mitentscheidend für die Gestaltung des zukünftigen Kraftwerksparks, da große Teile des derzeitigen ersetzt werden müssen. Zurzeit erscheint prinzipiell ein Anstieg der Zertifikatskosten wahrscheinlich und damit erhöhter Druck auf die Grundlastkraftwerke.[13] Damit die CO2-Zertifikate aber tatsächlich zu signifikanten Wirkungen führen, wäre eine Versteigerung und ambitionierte Verknappung notwendig. Derzeit werden die Zertifikate, obwohl kostenfrei ausgegeben, als „Opportunitätskosten“ von den Stromversorgern eingepreist.[14]
Die Rohstoffpreise sind insbesondere für die Stromerzeugung aus Gas und Erdöl entscheidend. Einerseits ist der relative Anteil der Rohstoffpreise am Gesamtpreis dieser Stromerzeugungspfade höher als bei der Kohle, andererseits waren und sind hier die größten Preissteigerungen zu erwarten. Der Preis von Gas und Erdöl ist in den letzten Jahren aufgrund von Wirtschaftswachstum, Spekulation, politischen Krisen und begrenzten Förderkapazitäten stetig gestiegen. Eine dauerhafte Entspannung ist aufgrund der weiter steigenden Nachfrage und der begrenzten Reserven[15] kaum zu erwarten.[16] Auch die Rohstoffpreise von Kohle und Uran sind in den letzten Jahren zwar etwas weniger, aber trotzdem deutlich gestiegen.[17] Insgesamt ist zu erwarten, dass diese kaum staatlich beeinflussbaren Größen, die die Rohstoffkosten bedingen, allesamt eher zu einem relativen Anstieg der Spitzen- gegenüber den Grundlastkosten führen.[18]
Neben diese konventionellen Teile der Stromerzeugung tritt zunehmend die Stromerzeugung mittels EE. Wind und Sonne führen, da fluktuierende Energiequellen, bei ihrer Nutzung zu einer nicht am Verbrauch orientierten Stromproduktion. Da nach derzeitigem EEG die Einspeisevergütung unabhängig vom Zeitpunkt der Einspeisung gewährt wird, ist die Folge eine erhöhte Volatilität der Strompreise und ein größerer Bedarf an Regelleistung und Ausgleichsenergie. Der Ausbau von Windkraft und Photovoltaik (PV) soll auch in den nächsten Jahren voranschreiten.[19] Daher ist insbesondere durch die Windkraft[20], aber auch zunehmend durch die PV ein weiterer Anstieg der Differenz zwischen Produktion und Last zu erwarten.
Es gibt nun neben dem Einsatz von konventionellen fossilen Regel- oder Spitzenlastkraftwerken verschiedene Möglichkeiten, die Differenz zu reduzieren. Erzeugungsseitig kann die fossile dezentrale KWK oder die Biomasseverstromung eingesetzt werden. Auf Seiten der Nachfrage kann „Demand Side Management (DSM)“, d. h. die gezielte Steuerung des Verbrauchs genutzt werden, um sie der Produktion anzupassen. Schließlich kann über den europäischen Austausch und die Anbindung an bestehende Speichersysteme ein Ausgleich erfolgen.
Zwar ist mit dem Entwurf eines Gesetzes zur Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung ein weiterer Ausbau der KWK vorgesehen, aber bisher kommt die KWK aufgrund der Wärmeauskopplung eher in der Grundlast zum Einsatz. Eine Abdeckung der Spitzenlast wäre aber durch Spitzenlastkessel prinzipiell möglich.[21]
Die Einspeisevergütung für Strom aus Biomasse ist bisher zeitunabhängig, die Produktion erfolgt daher wärmegeführt und ohne sonst mögliche ausgleichende Wirkung auf die Strompreise. Mittelfristig ist eine Nutzung des Potenzials aber zumindest wahrscheinlich.[22] Für DSM besteht bisher aufgrund der gesetzlichen Lage kaum Anreiz aufseiten der Stromversorger oder der Verbraucher, allerdings zeigen verschiedene Pilotprojekte von Energieversorgungsunternehmen, Veröffentlichungen und Gesetzesentwürfe die zunehmende Wahrnehmung der Möglichkeiten.[23] Der europäische Austausch nimmt zu, wird an vielen Stellen aber noch durch Engpässe behindert.[24] Insbesondere Speicheranlagen in den Alpenrepubliken werden von deutscher Seite genutzt. Die Anbindung an skandinavische Speicher könnte sich in den nächsten Jahren verbessern.[25] Weiterhin ist aufgrund des Drucks vonseiten der EU und der Liberalisierungsprozesse eine weitere Europäisierung des Strommarktes zu erwarten.­ Dieser muss aber nicht zwangsläufig zu einer Angleichung der Spitzen- und Grundlastpreise führen, wie das Beispiel der französischen Atomkraft zeigt. So erfolgt die Stromversorgung Frankreichs zu 78 % aus Atomkraft.[26] Die stärkere Anbindung sorgt hier tendenziell für ein Absinken der Grundlastpreise relativ zu den Spitzenlastpreisen in Deutschland.[27]
An dieser Stelle zeigt sich, dass der Netzausbau zwar grundsätzlich die Aufnahmefähigkeit der alten auf zentralisierte Kraftwerke spezialisierten Netze für EE erhöht, die einfache Formel „Netzausbau = Ausgleich = weniger Speicherbedarf“ aber nicht immer korrekt sein muss. Vor allem wird sichtbar, dass der Netzausbau mittelbar an vielen Stellen wirkt. So sorgt er für eine Anbindung von Produktions- und Speicherkapazitäten, für einen Ausgleich der Produktion bei den fluktuierenden EE und für eine Nachfrageglättung. Daraus resultiert aber eben nicht, dass ein Netz nur groß genug sein muss, um auf Speicher verzichten zu können.[28]
Die Größe des Speichermarktes wird wie erwähnt durch die Größe des Gesamtmarktes bedingt. Trotz zunehmender Anstrengungen und gesetzlicher Regelungen im Bereich der Energieeffizienz ist dieser in den letzten Jahren stets gestiegen. Ein Absinken wird immer wieder gefordert, ist aber für den Stromverbrauch unwahrscheinlich.[29]
An dieser Stelle bleibt Folgendes zusammenzufassen: Bei den Determinanten handelt es sich, wie gezeigt wurde, im Großteil um äußerst schwer vorhersehbare politisch, rechtlich und wirtschaftlich beeinflussbare Größen.
Die Entwicklung der Rohstoffpreise deutet auf eine höhere Wirtschaftlichkeit der Speicher hin. Dies gilt auch für den Ausbau der EE. Die vermutlich ansteigenden CO2-Zertifikatskosten und der intensivierte europäische Austausch auf dem Strommarkt werden negative Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der Stromspeicherung haben. Der Gesamtmarkt für Strom wird kurz- und mittelfristig in einer ähnlichen Größenordnung bleiben.
Insgesamt ist zu erwarten, dass sich der Trend zunehmend beweglicher Strompreise durch die EE in den nächsten Jahren fortsetzt. Da der Anstieg der Rohstoffpreise die Spitzenlastkosten vermutlich stärker erhöhen wird als die CO2-Zertifikatskosten die Grundlastpreise, sollte auch die Differenz zwischen Spitzen- und Grundlastpreisen weiter zunehmen.
Werden zudem die weiteren unter 3.1 genannten Benefits der Stromspeicherung betrachtet, kann der vermehrte Einsatz von Speichersystemen bereits kurz- und mittelfristig volkswirtschaftlich sinnvoll erscheinen, natürlich unter der Bedingung zuverlässiger und günstiger Speichersysteme. Ob diese vorhanden sind, wird im Kapitel 4 betrachtet. Zwingend erforderlich wird die Stromspeicherung kurz- und mittelfristig erst, wenn bestehende auf gespeicherten fossilen Energieträgern begründete Regelkapazitäten an ihre Grenzen stoßen. Dies kann aber durchaus früher als gedacht der Fall sein, da Kohlekraftwerke und Atomkraft als Grundlage der Stromversorgung schwerlich mit hohen Anteilen fluktuierender EE zu kombinieren sind.
Wie sich im vorherigen Kapitel gezeigt hat, verbessert sich kurz- und mittelfristig recht wahrscheinlich das wirtschaftliche Umfeld für die Stromspeicherung, aber ohne, dass ein Ausbau alternativlos wird. Völlig unabhängig von Klimadebatten und Moraldiskussionen ist aber ein Ende der fossilen und atomaren Stromversorgung selbst nach menschlichen Maßstäben absehbar.
Sicher ist: Die fossilen Energien sind endlich. Nach allen derzeitigen Prognosen werden Erdöl wie Erdgas noch in diesem Jahrhundert zumindest knapp werden, mit hoher Wahrscheinlichkeit zur Neige gehen.[30] Kohle ist noch für längere Zeiträume verfügbar, aber bei weiterem Anstieg des Energieverbrauchs werden diese Reserven mittelfristig erschöpft sein.[31]
Auch atomare Energien sind bis auf die Atomfusion endlich.[32] Auf dieser liegt damit die einzige Hoffnung der dauerhaften Stromversorgung auf einem fossil-atomaren Pfad.
Im Ergebnis scheinen zumindest zwei Wege denkbar, um die Stromversorgung langfristig zu sichern:
1) Fossile Rohstoffe und atomare Rohstoffe werden solange wie möglich ausgebeutet, um einen Übergang zu einer auf der Atomfusion basierenden Stromversorgung zu schaffen. Die deutschen Rohstoffe würden schon in naher Zukunft erschöpft und die deutsche Stromversorgung zu hundert Prozent vom Ausland abhängig sein, mit den entsprechenden Versorgungsunsicherheiten und Preisrisiken.[33] Wie derzeit beim Erdöl sind schon deutlich, bevor die Energierohstoffe tatsächlich zur Neige gehen, heftige Preisausschläge zu erwarten. Die Folgen für Klima, Umwelt und Mensch, aber auch die Wirtschaft wären unabsehbar und vermutlich existenziell bedrohlich.[34] Die Atomfusion stünde dann nach 2055 oder 10-15 Jahre später für die kommerzielle Anwendung vielleicht bereit. Derzeit ist dies noch unklar.[35] Ist dies nicht der Fall, müsste auf die Stromversorgung mit EE übergegangen werden. Dieser Weg wäre also mit mittel- und langfristigen Versorgungsunsicherheiten und erheblichen Begleitrisiken verbunden.
2) Der zweite Weg wäre ein möglichst zügiger und konsequenter[36] Übergang auf eben diese EE. Die Energierohstoffe stünden in ausreichendem Maße, zumeist kostenlos und langfristig zur Verfügung. Erforderlich wären daher hauptsächlich Investitionen in die entsprechenden bereits heute vorhandenen Technologien und in Wege, den Strom aus häufig fluktuierenden Energiequellen mit dem Verbrauch zur Deckung zu bringen. Die Nutzung der EE birgt keine Klimarisiken,[37] Umweltschäden können vermieden werden.[38]
Die deutsche Gesetzeslage weist, betrachtet man AtG und EEG, auf die zweite Lösung hin, da das AtG einen allmählichen Ausstieg aus der Atomenergie vorsieht und das EEG sinngemäß erst bei einem hundertprozentigen Anteil der EE an der Stromerzeugung wirkungslos wird.[39]
Es gibt also gute Argumente, atomare und fossile Energien als Brückentechnologien zu sehen und für den langfristigen Zeitrahmen eine hundertprozentige Stromversorgung aus EE anzustreben. Hierbei ist zu betrachten, in welchem Maße die Stromspeicherung erforderlich wäre und ob das deutsche Energiewirtschaftsrecht den daraus entstehenden Anforderungen gewachsen erscheint.
Sicher ist: Fällt langfristig die Unterstützung durch die „konventionelle“ zentrale fossile und atomare Stromerzeugung weg, müssen neue Wege gefunden werden, um die Stromnachfrage und Produktion möglichst weitgehend zeitlich zur Deckung zu bringen und die verbleibenden Differenzen durch „nachgelagerte“ Speicherung auszugleichen. Es hängt von der Gestaltung des jeweiligen Systems ab, in welchem Maße Stromspeicherung erforderlich ist, also wiederum von den politischen und rechtlichen und ökonomischen Rahmenbedingungen. Zudem gibt es eine Reihe von Gestaltungsmöglichkeiten, um den Bedarf zu verringern, vielleicht auch die Stromspeicherung komplett unnötig zu machen. Daher geht dieses Kapitel in einem ersten Teil kurz auf Szenarien einer regenerativen Stromversorgung ein und trifft unter diesen eine Auswahl. In einem zweiten Teil werden die Potenziale der Stromversorgung aus erneuerbaren Quellen in Deutschland analysiert. Aus diesen wird abgeleitet, ob eine regenerative Stromversorgung Deutschlands möglich ist und welche Rolle die einzelnen EE spielen würden. Ausgehend von den Ergebnissen werden die Maßnahmen untersucht, die zu einer Minimierung des Speicherbedarfs beitragen könnten.
Auch zu den Determinanten des langfristigen Speicherbedarfs ist ein Übersichtsdiagramm im Anhang zu finden.
Es gibt eine Vielzahl von Konzepten für neue Wege der regenerativen Stromversorgung für Europa und Deutschland. Auffallend viele von diesen suchen die Zukunft in extrem zentralisierten Ansätzen. Zumeist dient als Basis die Sonneneinstrahlung der Sahara, die dort nutzbar gemacht werden und dann früher zumeist über den Wasserstoffpfad inzwischen eher über Hochspannung-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) unseren Energiebedarf decken soll.[40] Wie unter Punkt 3.2.3 gezeigt, müsste mit Wasserstoff als Speichermedium derzeit das Vierfache der schließlich genutzten Energie erzeugt werden. Daher erscheint ein „Sahara-System" mit HGÜ-Transport bei geschätzten Gesamttransportverlusten von 10-15 Prozent[41] deutlich effizienter und kommt anscheinend ohne Speicher aus. Dies ist aber zumindest bei der Stromgewinnung mit PV vermutlich unmöglich und auch bei solarthermischen Kraftwerken zumindest unwahrscheinlich.[42]
Zudem wird bei all diesen Ansätzen eine wichtige Komponente außer Acht gelassen. Das System der Stromversorgung ist immer in Entwicklung gewesen. Wie Baxter aber richtig bemerkt, ist ein neues System, das sich an eben diese Entwicklungsprozesse anschließt bzw. aus dem bisherigen System entwickelbar ist, deutlich wahrscheinlicher als eine „Stromrevolution" durch ein komplett neues.[43] In dem bestehenden Netz sind große Mengen von Kapital gebunden. Bestehende wirtschaftliche und politische Interessen werden einen kompletten Systemwechsel zumindest schwierig machen. Alle reinen Saharaszenarien sind zudem, da extrem zentral, anfällig, schaffen neue Abhängigkeiten und werden geopolitisch kaum erwünscht sein.[44] Daher wird als Grundlage für die Abschätzungen dieser Arbeit die Annahme vorausgesetzt, dass über das Jahr gesehen eine dem Bruttostromverbrauch entsprechende Menge auch in Deutschland produziert wird. In gewissem Maße ist dabei zur zeitgleichen Bedarfsdeckung auch der europäische Austausch nutzbar. Diese Vorbedingung führt nach den Berechnungen von Czisch nicht zwangsläufig zu zusätzlichen Kosten,[45] schafft aber Versorgungssicherheit und verringert potenzielle Abhängigkeiten. Dies bedeutet nicht, dass Strom aus der Sahara unberücksichtigt bleibt, es kann nur nicht zur alleinigen Säule einer regenerativen Stromwirtschaft werden. Netzstruktur und -größe werden in einem eigenen Punkt erwähnt. Da ihre Auswirkungen auf den Speicherbedarf aber zumeist mittelbar und nicht direkt sind, werden drei verschiedene mögliche Netzgrößen angenommen und mit den jeweiligen Maßnahmen zur Verringerung des Speicherbedarfs verschnitten.
Immer wieder gibt es Überlegungen, kleinere Netzkompartimente autark oder teilautark zu betreiben. Je kleiner die Netzgröße ist, umso geringer sind aber die Ausgleichseffekte auf Verbrauchs- und Erzeugungsseite innerhalb des Netzes. Folgerichtig steigt der Regel- oder Speicherbedarf entsprechend an. Um Extremwerte zu vermeiden, wird daher das Stadtwerk einer mittelgroßen Stadt angenommen. Auf dieser Ebene bestehen zunehmend Bestrebungen, möglichst große Teile des Stromverbrauchs auch zeitgleich durch eigene Erzeugung zu decken.[46] Eine komplette Trennung vom Verbundnetz ist bei derzeitiger Politik- und Rechtsentwicklung unwahrscheinlich und führt zu extremen Kosten. Daher wird nur davon ausgegangen, dass insbesondere zu Hochpreiszeiten ein möglichst großer Teil des Bedarfs durch stadtwerkeeigene Erzeugung gedeckt wird.
Derzeit befindet sich das deutsche Stromnetz innerhalb des Netzverbundes der Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE), der West- und Mitteleuropa abdeckt und über HGÜ auch mit Skandinavien (Nordel) und Großbritannien verbunden ist.[47] Engpässe innerhalb dieses Netzes finden sich vor allem an den Grenzknotenpunkten teilweise auch innerhalb des deutschen Netzes, zunehmend bedingt durch die Windkrafteinspeisung. „Deutschland Plus“ geht von dieser Netzgröße bei einer Beibehaltung oder nur leichten Verringerung von Engpässen aus, da zu erwarten ist, dass diese allmählich abgebaut werden.[48] Insgesamt handelt es sich also um eine Fortschreibung des Status quo.
Es gibt Überlegungen den UCTE-Verbund zu erweitern. So sind Anbindungen an die Netzsysteme von Russland, Tunesien, Libyen und der Türkei geplant.[49] Zudem drängt die EU auf einen Ausbau innereuropäischer Übertragungskapazitäten und unter anderem den Anschluss der südlichen Mittelmeer - Region.[50] Viele Szenarien arbeiten zudem wie erwähnt mit der solaren Erzeugung großer Strommengen im Nordafrika. Daher wird für „Euro plus“ ein Verbundnetz angenommen, das sich über ganz Europa und Nordafrika erstreckt, weitgehend frei von Engpässen ist und vor allem ein tragfähiges Fernleitungsnetz aus verlustarmen HGÜ besitzt. (Siehe Punkt 2.2.4.8)
Um Aussagen über den zukünftigen Gesamtbeitrag der EE und dem Anteil der jeweiligen Energiequellen zur Stromerzeugung Deutschlands treffen zu können, soll in einem ersten Schritt geklärt werden, welches Potenzial die jeweiligen Energieträger/-quellen aufweisen. Dabei beschreibt der Begriff des Potenzials keine feste Größe, sondern hängt von der genauen Definition ab. Es gibt daher auch eine Vielzahl von Potenzialbegriffen, eine recht gute Betrachtung findet sich bei Quaschning.[51]
Setzt man an der Quelle an, ist das „natürliche" oder „theoretische" Potenzial nur von der Varianz der natürlichen Energieflüsse abhängig. Es ist daher als vergleichsweise feste und genau zu bestimmende Größe zu sehen. Die Aussagekraft ist allerdings begrenzt. In weiteren Schritten muss ermittelt werden, an welchen Standorten und auf welchen Flächen dieses Potenzial nutzbar ist, mit welchem Wirkungsgrad die Energie umgewandelt werden kann und wie hoch die Kosten dafür sind. Damit werden die Angaben zunehmend aussagekräftiger, aber auch unsicherer, da sie von den gewählten Vorbedingungen abhängen. Das tatsächlich realisierbare Potenzial oder Erwartungspotenzial ist schließlich von den gesellschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen abhängig und damit in noch höherem Maße mit Unsicherheiten behaftet.[52] Daher wird in der folgenden Analyse zusätzlich zu dem jeweils oben stehenden Erwartungspotenzial noch eine kurze Herleitung mit weiteren Potenzialen ergänzt.
Der mögliche Beitrag der PV zur Stromerzeugung wird hier bei mindesten 185 GWp und 147 TWh gesehen. Um die Flächeninanspruchnahme gering zu halten, beruht das für realisierbar gehaltene Potenzial größtenteils auf der Nutzung vorhandener Dachflächen. Es geht weiterhin von gegenüber heute nur leicht erhöhten Systemwirkungsgraden aus. Ende 2007 waren in Deutschland 430 000 Solarstromanlagen mit einer Gesamtleistung von 3,8 GWp installiert, die mehr als 3 TWh/a erbracht haben.[53]
Das natürliche Potenzial der Solarenergie ist auch in Deutschland mit 1 285 EJ/a gigantisch und beträgt rund das Fünfzigfache des deutschen Primärenergieverbrauchs.[54] Durch Flächenkonkurrenz und die technischen Umwandlungswirkungsgrade der PV wird das realisierbare Potenzial zur Stromerzeugung aber stark verringert. Die Nutzung von Freiflächen wird vielfach kritisch gesehen und ist über das EEG strikt limitiert, obwohl die Flächeneffizienz höher als z. B. bei der Nutzung von Biomasse ist.[55]
Kaum Flächenkonkurrenz ist allerdings auf Dachflächen zu sehen. Ausgehend von gegenüber heute leicht erhöhten Wirkungsgraden erscheint hier auf mehr als 900 Mio. m² der Bau von Stromerzeugungskapazitäten von mehr als 120 GWp möglich, die einen Beitrag zur Stromerzeugung von rund 100 TWh/a leisten könnten.[56] Dazu kommen nutzbare Fassadenflächen mit bis zu 30 GWp[57] und 17 TWh/a Ertrag und potenziell realisierbare Freiflächen je nach gemachten Einschränkungen in einem Bereich von 35 GWp und 30,5 TWh/a bis zu 571 GWp und 577 TWh/a.[58] Die PV könnte damit in jedem Fall zu einem der Hauptpfeiler einer zukünftigen Stromversorgung werden. Sie ist mit 35,49 bis maximal 51,75 Cent/kWh in 2008 nach EEG 2004 noch deutlich teurer als die konventionelle Stromerzeugung und die meisten anderen EE. Durch fortschreitende Technologieentwicklung und Skaleneffekte erscheint bei stabilen gesetzlichen Rahmenbedingungen, wie durch das EEG 2009 vorgesehen, aber langfristig eine Belegung der meisten geeigneten Dächer machbar.
Als Potenzial auf Land wird ein Wert von 60 GW und mehr als 110 TWh/a Erzeugung für realistisch gehalten, offshore von mindestens 30 GW bei 110 TWh Stromerzeugung. Entscheidend ist dabei, dass beide Potenziale nach oben viel Spielraum aufweisen und hauptsächlich durch die Frage der Akzeptanz begrenzt werden. Insgesamt erscheint damit die Deckung von 50 % des deutschen Strombedarfs bei derzeitigem Verbrauch unproblematisch. Ende 2007 waren rund 22 GW Windleistung in Deutschland installiert. In 2007 leistete die Windenergie mit knapp 40 TWh bzw. 6,4 %, bezogen auf den Bruttostromverbrauch, den größten Beitrag der EE zur Stromerzeugung in Deutschland.[59]
Das natürliche Potenzial der Windenergie ist deutlich kleiner als das der Solarenergie. Es ist aber mit 47-67 EJ immer noch groß. Unter Ausschluss nicht nutzbarer Flächen wären davon onshore nach einer Abschätzung von Kaltschmitt 237 TWh/a bei einer installierten Leistung von 118 GW wirtschaftlich nutzbar[60]. Die Windkraft kann trotz steter Weiterentwicklung zumindest onshore als technisch weitgehend ausgereift und annähernd konkurrenzfähig gegenüber der konventionellen Erzeugung gesehen werden. Unter Berücksichtigung der externen Kosten der Stromerzeugung sollte sie sogar ohne Fördersystem durchsetzungsfähig sein.[61] Die Begrenzung des realisierbaren Windkraftpotenzials liegt onshore derzeit in der mangelnden Akzeptanz weiterer Anlagen,[62] politischen Hindernissen auf Länderebene[63] und in der Frage der Wirtschaftlichkeit durch gestiegene Rohstoffkosten bei real gesunkenen Fördersätzen begründet.[64] Damit handelt es sich aber um „weiche" Potenzialgrenzen, die bei Fortschreiten des Klimawandels und bei stärkerer Förderung des Repowerings, das bei höherer Gesamtleistung weniger Anlagen ermöglicht, beweglich erscheinen. Das Potenzial offshore hängt zentral mit Technikentwicklung und Wirtschaftlichkeit zusammen.
Da durch das Infrastrukturbeschleunigungsgesetz die „Steckdose auf See“ für Offshore-Windparks vom Netzbetreiber gestellt wird,[65] im neuen EEG-Entwurf eine stärkere Förderung von Offshore-Windenergie und Repowering vorgesehen ist und bei weiterem Anstieg der Strompreise die Windkraft ohne Förderung konkurrenzfähig wird, könnte das Potenzial eher im oberen Bereich der oben genannten Werte liegen. Wenn man davon ausgeht, dass die derzeit onshore bestehende Anzahl von 19 460 Windenergieanlagen[66] akzeptiert ist und diese durch moderne Anlagen mit einer durchschnittlichen Leistung von 3 GW ersetzt[67], würde dies onshore statt zurzeit 22 247 MW ein Potenzial knapp unter 60 000 MW bzw. 60 GW mit einer Erzeugung ausgehend von heutigen Durchschnittswerten bei 110 TWh/a ergeben.[68] Moderne Anlagen arbeiten zudem gleichmäßiger, zuverlässiger, meist leiser und haben durch höhere Nabenhöhen eine höhere Anzahl von Volllaststunden. Sie leisten insofern insgesamt einen zuverlässigeren und höheren Beitrag zur Stromversorgung.[69] Offshore sind nach Kaltschmitt wirtschaftlich (technisch) bis zu 237 TWh/a bei über 60 GW Kapazität möglich.[70] Die Einschätzung von Nitsch für ein realisierbares Potenzial von 30 GW Kapazität und 110 TWh/a Erzeugung klingt daher auf jeden Fall als nicht zu hoch gegriffen.[71] Aufgrund der höheren Volllaststundenzahl auf dem Meer liegt allerdings der Beitrag zur Stromversorgung in einer ähnlichen Höhe wie die Onshore-Leistung. Eine Abschätzung vom SFV belegt, dass die meisten Potenzialgrenzen letztlich auch ein gutes Stück Willkürlichkeit aufweisen und auch deutlich höher liegen könnten.[72]
Unter Berücksichtigung der Akzeptanzfrage des großflächigen Energiepflanzenanbaus und der Konkurrenz insbesondere zur Treibstoffbereitstellung wird hier ein realisierbares Potenzial bei 50 TWh/a für wahrscheinlicher gehalten, was eine installierte Leistung von 18,5 GW bedeuten würde. 2006 waren in Deutschland Stromerzeugungskapazitäten aus Bioenergie mit einer Gesamtleistung von 2,740 GW installiert, 15,488 TWh Strom wurden erzeugt.[73]
Das natürliche Potenzial der Bioenergie liegt in Deutschland mit 3,47 EJ/a einige Größenordnungen unter dem der Solarenergie. Das realisierbare Gesamtpotenzial für Bioenergie wird von neueren Publikationen für Deutschland in einem weiten Bereich von 700-2000 PJ/a (200-555 TWh/a) angegeben.[74] Würde dies komplett zur Stromerzeugung verwendet werden, könnten bei optimistischen elektrischen Wirkungsgraden von 40 %[75] 77-222 TWh/a Strom und eine etwas höhere Menge Wärme erzeugt werden. Bei Berücksichtigung von ökologischen Belangen wie der Flächenkonkurrenz mit Naturschutzflächen und erhöhtem Flächenbedarf bei ökologischer Erzeugung von Biomasse, aber auch Nahrungsmitteln wäre allerdings entsprechend der zugeordneten Szenarien eher Vorsicht angebracht.[76] Bereits jetzt weltweit, beim und durch den Anbau von Biomasse, bestehende Probleme zeigen, wie schwierig dessen Nachhaltigkeit zu gewährleisten ist. Daher sollte die Biomasse soweit es geht auf die Nutzung und Aufwertung von Reststoffen beschränkt bleiben, um eine eigentlich gute Idee nicht durch Abholzung, Monokulturen und den Anbau von gentechnisch veränderten Organismen zu konterkarieren. Während Strom und Wärme in Blockheizkraftwerken (BHKW) oder Gas- und Dampfkraftwerken (GuD) weitestgehend kombiniert erzeugt werden können, steht der Einsatz von Biokraftstoffen zudem in Konkurrenz. Daher werden selbst 77 TWh Strombereitstellung im Jahr eher die Obergrenze darstellen, wahrscheinlicher erscheint ein Potenzial für die Strombereitstellung bei 50 TWh/a.[77] Dieses würde bei 2700 Volllaststunden eine installierte Leistung von 18,5 GW bedeuten.
Das Potenzial für die Wasserkraft ist nach übereinstimmender Überzeugung der Literatur weitestgehend ausgeschöpft und wird bei 25 TWh/a gesehen.[78] Es liegt damit nur leicht höher als der derzeitige Beitrag zwischen 20 und 22 TWh/a.[79] 2006 waren in Deutschland 4,7 GW Stromerzeugungskapazitäten aus Wasserkraft installiert.[80]
Das theoretische Potenzial ist im Gegensatz zu den anderen Erneuerbaren mit 0,38 EJ/a recht begrenzt, aber immer noch groß. Da es sich um eine ausgereifte Technologie handelt, die zumeist ohne Förderung wirtschaftlich konkurrenzfähig ist, ist der Großteil der möglichen Standorte bereits bebaut. Insbesondere größere Wasserkraftanlagen bedeuten zudem starke Eingriffe in häufig sensible Lebensräume und Landschaften. Es wird daher zumeist nur von einem leicht höheren realisierbaren Potenzial der Wasserkraft als derzeit bestehend ausgegangen, wobei das zusätzliche Potenzial größtenteils auf mittelgroßen oder kleineren Anlagen an bereits verbauten Fließgewässern und der Reaktivierung oder Modernisierung bestehender Anlagen beruht.[81] Dies findet seine Entsprechung im EEG, in dem eine Erreichung des guten ökologischen Zustandes oder eine wesentliche Verbesserung des bestehenden Zustandes als Voraussetzung für den Vergütungsanspruch zugrunde liegt.[82]
Das technische Potenzial der Geothermie wird in Deutschland auf bis zu 300 TWh/a geschätzt. Allerdings gibt es bisher erst eine Anlage, die in relevantem Maßstab Strom erzeugt. Daher ist dieses Potenzial bisher noch unsicher. Zudem sollte soweit wie möglich Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) genutzt werden. Daher erscheint ein Potenzial bis 66 TWh/a für wahrscheinlicher. Anfang 2008 sind deutschlandweit 6,61 MW installiert. 2006 wurden 0,4 GWh aus Geothermie erzeugt.[83]
Das natürliche Potenzial der Geothermie ist in Deutschland mit 1 200 EJ/a im Vergleich zu den anderen Erneuerbaren überraschend groß, aber aufgrund thermodynamischer Beschränkungen nur zum kleinen Teil für die Stromerzeugung nutzbar.[84] Das nachhaltige technisch nutzbare Potenzial[85] liegt niedriger, aber mit 300-321 TWh/a immer noch sehr hoch.[86] Bei der Geothermienutzung kann zusätzlich die Strom- und Wärmeerzeugung gekoppelt werden, was aus ökonomischer,[87] aber auch ökologischer Sicht sinnvoll erscheint. Damit wird aber das Potenzial auf Nachfrageseite bisher durch die nur eingeschränkt vorhandenen Wärmenetze auf 66 TWh/a Stromerzeugung begrenzt.[88] Bei Bereitstellung aller in Deutschland genutzten Wärme wären bis zu 140 TWh/a möglich.[89]
Zwar sind deutschlandweit nur drei kleinere Anlagen in Betrieb,[90] eine Reihe weiterer Anlagen ist aber geplant[91]. Die Technik ist zurzeit insgesamt noch recht teuer. Da sie aber in der Entwicklungsphase ist, werden durchaus deutliche Kostensenkungen erwartet, zudem könnten die im EEG 2009 vorgeschlagenen Vergütungssätze vor allem in Kombination mit dem Wärmebonus kostendeckend sein und der Technologie einen deutlichen Schub geben.[92]
Als weitere EE zur Stromerzeugung kommen Wellenkraft, Gezeitenkraft, Strömungsenergie-, Osmose- und solarthermische Kraftwerke in Betracht.[93]
Bis auf die solarthermischen Kraftwerke befinden sich alle weiteren Technologien aber noch im Forschungsstadium und sind zum Teil mit großen naturräumlichen Auswirkungen versehen.[94] Sie werden daher hier nicht weiter betrachtet. Solarthermische Kraftwerke sind in Deutschland aufgrund des geringen Direktstrahlungsanteils der Sonnenstrahlung nicht sinnvoll zu betreiben. Allerdings können sie über einen großflächigen Stromverbund aus südlicheren Ländern wertvolle Grundlast liefern. Sie werden daher unter dem Punkt „erneuerbare Grundlast" behandelt. Ihr Potenzial ist in fast jeder Hinsicht als so gut wie unbegrenzt zu bezeichnen.[95]
Fasst man die Potenziale zusammen, kommt man zu dem Ergebnis, dass die Deckung des deutschen Stromverbrauchs mengenmäßig auch bei heimischer Erzeugung durchaus zu hundert Prozent aus EE möglich erscheint, vor allem da viele Obergrenzen letztlich weniger technisch als vielmehr durch „weiche“ Potenzialgrenzen bedingt werden. Innerhalb des Gesamtpotenzials gibt es aber deutliche Unterschiede. Während Windkraft und PV in Deutschland entsprechend der großen natürlichen Potenziale den größten Spielraum nach oben aufweisen, ist das Potenzial der Wasserkraft nur bedingt erweiterbar und die Stromerzeugung aus Bioenergie steht in starker Konkurrenz zu anderen Land- und Energienutzungsformen. Die Geothermie ist derzeit vielleicht noch die größte Unbekannte. Sie ist schwer einzuschätzen, könnte aber in Zukunft durchaus einen relevanten Beitrag leisten. Andere EE mit nennenswertem Potenzial zur Stromerzeugung sind derzeit in Deutschland nicht absehbar.
Sollte Deutschland weitgehend oder ausschließlich mit Strom aus EE versorgt werden, so müsste, von den Potenzialen ausgehend, ein großer Teil des Stroms durch Windkraft und PV gedeckt werden. Dies bliebe aber nicht ohne Auswirkungen auf das System der Stromversorgung. Der größte Anteil der Stromproduktion wäre dann weitgehend stochastisch fluktuierend und müsste entsprechend ausgeregelt werden, um die Produktion dem Bedarf zeitlich anzupassen. Damit erscheint der Bedarf für Stromspeicherung zumindest auf den ersten Blick deutlich höher. Allerdings gibt es verschiedene Effekte und Maßnahmen, die diesen Bedarf verringern.
Ausgehend von den Potenzialen der EE zur Stromerzeugung aus 2.2.3 wird in diesem Abschnitt der Einfluss der verschiedenen Maßnahmen zur Verringerung des Speicherbedarfs bei den verschiedenen „Netzgrößenszenarien“ aus 2.2.2 analysiert. Es handelt sich dabei um theoretische Überlegungen und Abschätzungen, nicht um Berechnungen.
Werden viele kleinere Anlagen zur Stromerzeugung aus EE an das Netz angeschlossen, wird die gesamte Erzeugungskurve geglättet. In welchen Zeitbereichen und in welchem Maße diese Glättung erfolgt und der Bedarf für Spitzen- und Regelenergie vermindert wird, hängt von der jeweiligen Quelle, der Grundfläche der durch das Netz verbundenen Anlagen, der Anzahl der Anlagen im Verhältnis zur Gesamtleistung, der Homogenität der Verteilung und der Stetigkeit des Energiedargebotes an den jeweiligen Standorten ab. Insbesondere der Bedarf für Regelenergie wird zudem entscheidend von der Prognosequalität beeinflusst, da die Energieerträge zwar nur sehr eingeschränkt regelbar,[96] aber zunehmend gut vorhersagbar sind. So können die Fahrpläne der Spitzenlastkraftwerke oder Speicheranlagen von vornherein an die wahrscheinliche Erzeugungskurve angepasst werden. Über die Angabe des Fehlerbereichs kann die Vorhaltung von Regelleistung vermindert und trotzdem ausreichend dimensioniert werden.[97]
Relevant ist die verteilte Erzeugung in entscheidendem Maße für Windkraft, PV und bedingt für die Laufwasserkraft. Kaum relevant ist sie für die Speicherwasserkraft, nicht relevant für Biomasse und Geothermie, da hier die Energiequellen jeweils bereits in gespeicherter Form vorliegen. Einzig das Ausfallrisiko wird deutlich gesenkt, wenn statt weniger großer, viele kleine Anlagen zusammengeschlossen werden.
Die Windkraft in Deutschland weist, bezogen auf die mittlere Leistung, die je nach Standort zwischen 20 und 35 % der Nennleistung liegt,[98] über die Zeitbereiche sehr unterschiedliche Schwankungsbreiten auf. Hohe Schwankungen liegen im Kurzzeitbereich. So liegt die Standardabweichung der Dreiminutenmittelwerte zwischen 30 und 50 %.[99] Wie die Abbildung 2[100] exemplarisch zeigt, treten hohe Schwankungen im Bereich von 10 Stunden bis 10 Tagen auf. Die schwachen Wellen auf diesem Plateau sind vermutlich durch den leichten Tagesverlauf der Windkraft bedingt. Erst im Monatsbereich werden die Schwankungen geringer, steigen dann durch den Jahresverlauf wieder an und erreichen einen weiteren Peak im Bereich von vier bis fünf Monaten. Die Schwankungen von Jahr zu Jahr sind schließlich wieder deutlich geringer.[101]
Die erheblichen Schwankungen im Kurzzeitbereich können schon durch vergleichsweise nah beieinanderstehende Anlagen stark reduziert werden,[102] daher kommt es schon bei größeren Windparks oder „Stadtwerketeilautarkie“ zu einer Glättung im Kurzzeitbereich. Die Schwankungen innerhalb des Stundenbereichs sind bereits innerhalb Deutschlands recht gut auszugleichen, die längerfristigen Erzeugungsspitzen oder Täler im Bereich von 10 Stunden bis 10 Tagen sind aber erst durch einen Netzverbund, der über die durchschnittliche Größe von Wettergebieten deutlich hinaus geht, signifikant zu glätten.[103] Die gesicherte Leistung der onshore-Windkraft für „Deutschland-plus“ bleibt mit, je nach Jahreszeit, um die 6 % gering.[104] Dies wird dadurch verstärkt, dass die Anlagen schwerpunktmäßig in wenigen Gebieten stehen.
Bei „Euro plus“ würde es nach den Untersuchungen von Czisch dagegen folgerichtig zu einer stark geglätteten Windstromproduktion kommen. Zudem würde die Kombination aus Winterwindgebieten wie im Nordseeraum und Sommerwindgebieten wie der Passatregion in Nordafrika den Jahresverlauf glätten.[105] Der Windstrom wäre damit deutlich verlässlicher und der Backup- und damit auch Speicherbedarf würde sinken.[106] Da weiterhin große Gruppen von Windanlagen zeitlich korreliert wären, bliebe die gesicherte Leistung mit 10 % der installierten Windkraftleistung aber gering.[107] Sollten zudem große Speicher und Kraftwerke als Backup genutzt werden, die sich weit entfernt von den Windkraftanlagen befinden, muss die Netzanbindung auf die Maximallast der Windparks ausgelegt werden. Dies führt insgesamt zu ineffizienter Netznutzung. Die Offshore-Windkraft könnte allgemein zu einer Verstetigung des Windstromangebotes beitragen und weist zudem deutlich mehr Volllaststunden und damit auch höhere Erträge auf.[108]
Insbesondere der Bedarf an Regelenergie kann aber durch die Prognose der Windenergieeinspeisung stark reduziert werden, deren Genauigkeit für den Folgetag mit 94 % und die 4-Stunden-Prognose mit 96 % hohe Werte erreicht.[109] Die Wichtigkeit dieser Prognosen steigt mit dem Anteil der Windkraft an der Stromerzeugung.
Die Stromerzeugung der PV fluktuiert bis auf die langjährige Ebene allgemein deutlich stärker als die Windkraft und weist ähnlich hohe bzw. noch höhere Schwankungen im Kurzzeitbereich auf. Von Quaschning wird eine Standardabweichung der Dreiminutenmittelwerte von 60-70 % angegeben.[110] Wie die Abbildung 1 erkennen lässt, hat sie einen sehr ausgeprägten Tagesverlauf, dessen Schwankung sich zunehmend abgeschwächt und bei allgemein sinkender Tendenz in die größeren Zeitbereiche fortpflanzt. Nach niedrigen Werten zwischen acht und 20 Tagen steigt die Schwankungsbreite aufgrund des stark ausgeprägten Jahresverlaufs bis zu einem Zeitbereich von circa vier Monaten kontinuierlich an und sinkt dann wieder. Im Jahresbereich weist die PV dagegen geringere Schwankungen als die Windkraft auf.
Schon bei „Stadtwerketeilautarkie“ kommt es nur zu einem Ausgleich im Kurzzeitbereich.[111] „Deutschland plus“ bedeutet bereits eine sehr deutliche Vergleichmäßigung insbesondere an wechselhaften Tagen, da PV-Anlagen schon bei geringen Entfernungen als Windkraftanlagen deutlich geringer korreliert sind.[112] Das „Euro plus“- Szenario führt zu weiteren Ausgleichseffekten, besonders durch PV-Anlagen in Nordafrika kann der ausgeprägte Jahresverlauf[113] gemindert werden. Trotzdem gibt es im Grunde weiterhin keine gesicherte Leistung. Der Tagesverlauf könnte erst durch ein Kabel rund um den Äquator komplett beseitigt werden. Dieses Faktum wird dadurch gemildert, dass die Stromproduktion der PV recht gut mit der Verbrauchskurve zur Deckung kommt. (siehe 2.2.4.4) Trotzdem käme die PV als alleinige Stromquelle in keinem Fall ohne große Stromspeicherkapazitäten aus.
Die Schwankungsbreite der Gesamtheit von PV-Anlagen in einem Netzverbund hängt letztlich von den gleichen Faktoren wie bei der Windkraft ab und auch die Erträge aus der PV können prognostiziert werden. Hiervon wird bisher aufgrund des geringen Anteils an der Stromerzeugung und des höheren Aufwands durch viele sehr kleine Anlagen aber abgesehen.[114]
Bereits einzelne Laufwasserkraftwerke können eine hohe gesicherte Leistung aufweisen, da bestimmte Minimalwerte selten unterschritten werden. Die Schwankungen sind in allen Zeitbereichen bis auf die langfristigen – so schwankt der jahresmittlere Abfluss einzelner Flüsse mit einer Standardabweichung von über 15 %[115] - vergleichsweise geringer als bei Wind und Sonne und die Leistung folgt einem Jahresverlauf, der über größere Regionen und je nach Herkunft der Wassermengen recht ähnlich verläuft.[116] Laufwasserkraftwerke sind daher annähernd grundlastfähig und können eine gute Grundlage für „Stadtwerketeilautarkie“ sein. Der Verstetigungsgewinn bei „Deutschland plus“ ist gegeben, aber nicht so hoch wie bei Sonne oder Wind. „Euro plus“ führt zu weiteren Zugewinnen, vor allem im langfristigen Bereich, da z. B. Dürrejahre in einzelnen Regionen ausgeglichen werden können.[117] Eine Prognose ist aufgrund der langsameren Schwankungen der Laufwasserkraft nicht so relevant wie bei Wind und Sonne.
Ähnlich wie die Erzeugung von Strom aus Wind und Sonne ist auch der Stromverbrauch fluktuierend. Der Zusammenschluss von „verteilten Verbrauchern“ bzw. vielen Verbrauchern führt zu einer Vergleichmäßigung der Lastganglinien. Bereits „Stadtwerketeilautarkie“ führt zu signifikanter Verstetigung des Stromverbrauchs.[118] Von Vorteil ist dabei natürlich eine „diversifizierte“ Verbrauchsstruktur aus Haushalten, Gewerbe und Industrie. Bei „Deutschland Plus“ kommt es zu einer weitergehenden Vergleichmäßigung. Diese fällt aber kaum so deutlich aus wie bei der „verteilten Erzeugung“, da die Verbraucher innerhalb verschiedener Verbrauchsgruppen recht deutlich korreliert sind. Der Verbrauch schwankt deutschlandweit regelmäßig um einen Faktor bis zu 2,5. „Euro plus“ schließlich kann zu einer saisonalen Verstetigung der Verbräuche führen, da die Mittelmeerländer im Sommer einen erhöhten Strombedarf aufweisen, während die nördlichen Länder eher durch ein - sich in den letzten Jahren etwas abmilderndes - Winterhoch geprägt sind.[119] Die tageszeitlichen Ausgleichseffekte werden dagegen auch bei einem „Euro plus“-Netz gering bleiben.[120] Hier gilt analog zu der „verteilten Erzeugung“ PV, dass erst ein Kabel rund um den Erdball den Tagesgang tatsächlich komplett ausgleicht.
Auch bei der Mischung der Stromproduktion aus den verschiedenen fluktuierenden EE kommt es zu einer Verstetigung der Produktion. So wird auf das Jahr bezogen durch die Kombination von Wind und PV die Fluktuation des Energieangebotes im Jahresverlauf verringert, da die Windkraft ein Hoch im Winterhalbjahr aufweist und die PV im Sommer.[121] Gerade im Kurzzeitbereich gibt es unabhängig von der Entfernung der Anlagen so gut wie keine Korrelation, daher ist besonders bei „Stadtwerketeilautarkie“ der gleichzeitige Betrieb von Wind- und PV-Anlagen von Vorteil. (siehe 2.2.6.2) Auch bei „Deutschland plus“ und „Euro plus“ kommt es zu entsprechenden Ausgleichseffekten. Je nach Verteilung der Anlagen ist der Einfluss der Netzgröße unterschiedlich. Stehen z. B. in Norddeutschland nur Windkraftanlagen und in Süddeutschland nur PV-Anlagen, hat der Netzverbund starken Einfluss, besteht eine gleichmäßige Verteilung über das ganze Bundesgebiet dagegen kaum. Da aber durch die unterschiedlichen Hochpotenzialgebiete durchaus eine Heterogenität der Verteilung zu erwarten ist,[122] ist der Einfluss der Netzgröße nicht zu unterschätzen. Klar ist aber auch, dass die gesicherte Leistung im Zusammenspiel von Wind und Sonne nur bedingt erhöht werden kann, da keine negative, sondern eine leicht positive Korrelation besteht. Eine Windflaute bei Nacht ist nicht unwahrscheinlich, da der Wind verzögert dem Verlauf der Sonneneinstrahlung leicht nachfolgt.[123]
Insbesondere für die PV gilt, dass die Produktionskurven teilweise recht gut mit den Lastkurven zur Deckung kommen. Besonders im Sommer und umso mehr in südlichen Regionen steigen mit dem Sonnenstand auch der Stromverbrauch durch steigende Aktivität im Allgemeinen und Klimaanlagen im Besonderen. So decken sich insbesondere im Sommer die Peaks der PV häufig mit den Spitzenlastzeiten.[124] Für die Windkraft gibt es eine leichte Korrelation mit dem Verbrauch, da die Leistung nachts tendenziell niedriger als tagsüber ist. Bei der Laufwasserkraft ist keine Übereinstimmung zu erkennen. Von der Netzgröße ist dieser Punkt weitestgehend unabhängig.
Erfolgt die Stromerzeugung aus EE, die bereits in einem gespeicherten Zustand vorliegen oder die vor der Stromerzeugung speicherbar sind, können die Anlagen gesicherte Leistung oder Grundlast bereitstellen. In Deutschland ist die Stromerzeugung aus Bioenergie, Wasserkraft und Geothermie grundlastfähig. In den Mittelmeerländern kommen die solarthermischen Kraftwerke bei Ergänzung eines Wärmespeichers hinzu. Die Geothermie nutzt unterirdische Wärmespeicher zum Turbinenantrieb und ist am ehesten eine klassische Grundlast.[125] Entstanden ist der Begriff „Grundlast“ aus der wirtschaftlichen Notwendigkeit eines möglichst gleichmäßigen Betriebs der fossilen oder atomaren Großkraftwerke. Wasserkraft aus Speicherkraftwerken und Biomasse kann dagegen durchaus Grundlast im Sinne von „gleichmäßiger Energiebereitstellung“ liefern. Sinnvoller ist insbesondere bei der Speicherwasserkraft, aber auch bei der Biomasse der gezielte Einsatz in Zeiten von Spitzenlast und Regelenergiebedarf oder niedriger Wind- oder PV-Produktion. Beide Aspekte werden daher unter dem nächsten Punkt betrachtet.
Als klassischer Grundlasterzeuger bleibt daher im „Deutschland plus“-Szenario nur die Geothermie, bei „Stadtwerketeilautarkie“ zudem eingeschränkt, da sie nur in einigen Regionen Deutschlands zur Verfügung steht. In einem „Euro plus“-Szenario bieten sich die solarthermischen Kraftwerke an. Deren Potenzial für eine mindestens teilweise Grundlasterzeugung ist im Sonnengürtel der Erde erheblich. Entsprechende Wärmespeicher (z. B. auf Salzbasis oder Betonspeicher) für eine Überbrückung der Nacht sind bereits verfügbar, die Konzentrierung des Lichtes mittels Parabolrinnen oder Spiegeln auf ein Turmkraftwerk ist bereits technisch weiterentwickelt und wirtschaftlich interessant.[126] Allerdings ist trotz der im Grunde fast unbegrenzten Potenziale in Nordafrika wie bereits gesagt nicht zu erwarten, dass die Stromversorgung Europas und Deutschlands alleine von diesen Kraftwerken abhängig gemacht wird. Ein Anteil von 15 % wird aber für möglich gehalten.[127]
Die Stromerzeugung aus Wasserkraft und Biomasse lässt sich gezielt als Backup nutzen. Das heißt, in prognostizierten Zeiten niedriger Stromproduktion aus Windkraft- und/oder PV-Anlagen lässt sich gezielt der fehlende Bedarf decken. Bei unerwarteten Abweichungen von der Prognose können Regelleistung und Ausgleichsenergie bereitgestellt werden. Unter Umständen ist durch Wärmespeicher auch eine Modulation der Stromgeneration in geothermischen Anlagen möglich.
Speicherwasserkraftwerke sind dank der häufig großen Speichervolumina für eine saisonale Speicherung prädestiniert. Da sie aber auch gut steuerbar sind und niedrige Hochfahrzeiten aufweisen, können sie zusätzlich hervorragend für die gezielte Deckung von Spitzenlast und Bereitstellung von Regelleistung verwendet werden.
Auch die schwellbetriebsfähigen Laufwasserkraftwerke können durch teilweise Speicherung des Zuflusses in einem gewissen Rahmen für die Spitzenlastdeckung genutzt werden.[128]
Das Problem der Wasserkraft ist, zumindest für Deutschland, ihr erwähnt stark begrenztes Potenzial, was aufgrund der naturräumlichen Auswirkungen für die Speicherwasserkraft in besonderem Maße gilt. Deutschlandweit sind nur 240 MW Speicherwasserkraftwerke mit einer Elektrizitätserzeugung bei 0,5 TWh/a installiert.[129] Weitere 0,5 TWh/a können aus natürlichen Zuflüssen von Pumpspeicherwerken erzeugt werden. Zwischen 80 und 90 % der Gesamtkapazitäten an Wasserkraft befinden sich in Bayern und Baden-Württemberg.[130]
Große Kapazitäten aus Speicherwasserkraft sind dagegen in der Alpenregion und Skandinavien vorhanden. So stehen in Skandinavien 48 GW Stromerzeugungskapazität aus Wasserkraft bereit[131], die im Jahr um die 200 TWh Strom erzeugen und mit einer Speicherkapazität von 121 TWh[132] ein riesiges Speichervolumen aufweisen. Die Speicher beginnen sich mit der Schneeschmelze zu füllen, erreichen im Spätsommer/Herbst ihren höchsten Füllstand, leeren sich im Winter zunehmend bis zu einem Minimum im April.
Speicherwasserkraftwerke in der Schweiz und Österreich erreichen zusammen eine Gesamtkapazität von 14,5 GW und eine Jahresproduktion von 29 TWh.[133] Auch die Speicherwasserkraftwerke der Alpenregion sind mit der Schneeschmelze gekoppelt und haben im Sommer einen höheren Füllstand als im Winter.
Daher liegt die Idee nahe, überzähligen Windstrom im Winterhalbjahr nach Skandinavien[134] oder in die Alpenregion[135] zu exportieren, wo dann entsprechend die Speicher weniger entleert werden müssten, und im Sommer in der Zeit des saisonalen Windtiefs die fehlende Strommengen durch Wasserkraft zu decken. Zudem könnten die Kraftwerke auch für die zunehmenden täglichen Schwankungen genutzt werden.
Diesen Ausführungen folgend wird klar, dass der Beitrag der Wasserkraft für einen Ausgleich der fluktuierenden Erzeugung von Wind und Sonne in hohem Maße von der Netzgröße abhängt bzw. für ihre Nutzung zumeist ein umfassender Netzausbau nötig wäre, da die deutschen Kapazitäten sehr klein sind. Bei „Stadtwerketeilautarkie“ wäre ihre Nutzung daher nur in Einzelfällen möglich. Auch bei „Deutschland plus“ wäre die Nutzung auf die Alpenregion beschränkt, da den Netzen nach Skandinavien die nötigen Übertragungskapazitäten fehlen.[136] „Euro plus“ würde insbesondere die gigantischen skandinavischen Kapazitäten vollständig erschließen. Dabei werden aber kaum die vollen ausländischen Kapazitäten für die deutsche Stromversorgung „exclusiv“ bereitstehen.
Besonders interessant für die Bereitstellung von Spitzenlast und insbesondere Regelleistung erscheint Biogas. Da Biogas nach der Aufbereitung chemisch und technisch Erdgas gleichwertig ist, lässt es sich uneingeschränkt wie dieses verwenden.[137] Somit kann einerseits das große Speicherpotenzial des bestehenden Gasnetzes genutzt werden[138] und zudem können alle konventionellen Spitzenlastkraftwerke auch mit Biogas betrieben werden. Über eine allmähliche Erhöhung des Biogasanteils im Erdgasnetz können so erneuerbare Spitzenlastkraftwerke mit vorgeschalteter Speichereinheit geschaffen werden. Andererseits können Biogasanlagen sogar durch eine gezielte vorausschauende „Fütterung“ bei der Produktion zumindest grob die Lastgänge nachbilden[139], wobei dies natürlich zu Mehraufwand führt und die gute Speicherfähigkeit des Gases dieses Vorgehen etwas in Frage stellt.
Bioenergie sollte wenn möglich in gekoppelter Strom- und Wärmeerzeugung genutzt werden. Dabei sind grundsätzlich zwei Fahrweisen möglich:.
- Wärmegeführt bedeutet am Wärmebedarf orientiert. Es werden etwa 4000 Volllaststundenzahlen erreicht. Die Stromproduktion ist immerhin gegenläufig zur Produktion von Solarstrom, was im Zusammenspiel mit einem hohen PV-Anteil zu einem Ausgleich führt.[140]
- Nachfragegeführt bedeutet am Strombedarf orientiert. Statt auf etwa 4000 Volllaststunden wie im vorigen Fall kommt man so nur auf 2700. Die Anlagen nutzen also nicht ihr volles Potenzial aus. Dafür aber lassen sich Lastspitzen gezielt abdecken. Da Wärme gut und kostengünstig meist bereits passiv gespeichert werden kann, ist bis auf den Sommer der Großteil nutzbar. Bei den meisten nachfragegeführten KWK-Anlagen ist aber eine angepasste Fahrweise nach Fahrplänen sinnvoll, die zu starke Belastungen vermeidet und insofern eine Kombination mit Speicheranlagen interessant macht.[141]
Nach geltender Rechtslage ist die Vergütung unabhängig von dem Zeitpunkt der Einspeisung[142] und wird laut § 8 Abs. 3 EEG bei der kombinierten Erzeugung von Wärme und Strom um 2 Eurocent erhöht. Da bei wärmegeführten Anlagen zudem höhere Volllaststunden erreicht werden und die bedarfsgerechte Wärmelieferung den Gewinn maximiert, ist die logische Folge, dass die Anlagen so gut wie ausschließlich wärmegeführt gefahren werden und somit derzeit tatsächlich eher Grundlast erzeugen.[143] Daran wird sich ohne weitergehende Verordnungen auch mit dem EEG 2009 nichts ändern.
Insgesamt bietet die Bioenergie wichtige Backupkapazitäten, die zudem in einem weiten Zeitbereich genutzt werden könnten. Allerdings ist das Potenzial für Deutschland leider recht begrenzt, wie unter Punkt 2.2.3.3 gezeigt wurde. Zudem verringert sich für viele Anlagen die Lebenszeit bei ungleichmäßiger Nutzung. Dies gilt allerdings auch für konventionelle Kraftwerke. Der Beitrag der Bioenergie ist dank der vielfältigen technischen Nutzungsmöglichkeiten und Größenordnungen weitgehend unabhängig von der Netzgröße und daher insbesondere für „Stadtwerketeilautarkie“ interessant.
Laststeuerung oder DSM senkt die Spitzenlast und stellt Ausgleichsenergie zur Verfügung. In Zeiten von überschüssiger Energie wird über gezielte Anreize der Verbrauch angekurbelt und bei Energiearmut gesenkt. Dies geschieht durch die Verlagerung stromintensiver Tätigkeiten in Haushalt, Gewerbe und Industrie, um innerhalb eines gewissen Kapazitätsrahmens die Lastkurve der Stromproduktion anzunähern. In der Vergangenheit war die Zielsetzung dabei zumeist, die Lastspitzen zu kappen, um im Gegenzug einen Mehrverbrauch zu Schwachlastzeiten zu erreichen.
Mit DSM können aber bei höheren Wind- und Sonnenstromanteilen auch gezielt prognostizierte Erzeugungsspitzen (siehe 2.2.4.1) vor Ort abgefangen werden, was den sonst nötigen Abtransport der Energie vermeidet. Im Gegenzug kann DSM zu Zeiten niedriger Sonnen- und/oder Windeinspeisung die Last senken. Insgesamt würde das Ziel von DSM dann also in einer stärker kurzfristig variablen Last liegen.
Um dieses Ziel zu erreichen, stehen hierbei preisbasierte oder anreizbasierte Demand-Response-Programme zur Auswahl. Innerhalb dieser beiden Kategorien gibt es wiederum Unterteilungen, je nach zugrunde liegendem Zeitintervall und Vorgehensweise. So wird bei den preisbasierten Programmen zwischen zeitvariablen Tarifen (Time-Of-Use) und dynamischen Tarifen (Real-Time-Pricing) unterschieden. Im ersten Fall wird auf der Grundlage von Mittelwerten bzw. Durchschnittskosten der vorhergehenden Zeitperioden Zeitraum und Tarif im Voraus festgelegt und mitgeteilt.[144]
Im zweiten Fall folgt der Preis externen Führungsgrößen wie dem Börsenpreis oder der Versorgungssituation. Dieses Vorgehen wäre, um bei der Aussteuerung fluktuierender EE Spitzenlast einzusparen, das einzig Sinnvolle.[145] Aufgrund der hohen Variabilität wäre hier die Aussagekraft der Durchschnittswerte der vorangegangenen Jahre äußerst gering. (siehe 2.2.4.1) Dynamische Tarife erfordern aber zwingend ein bidirektionales Netz und die entsprechende technische Ausrüstung mit intelligenten Zählern.
Die ehemals bestehenden Hindernisse im Kommunikationsbereich gelten inzwischen als weitgehend beseitigt. Neue Kommunikations- und Steuerungstechnologien erlauben den Transport der erforderlichen Informationsmengen in beide Richtungen, machen die Darstellung von Energiepreis und Energieverbrauch möglich und eröffnen nicht zuletzt eine automatische Steuerung von stromverbrauchenden Geräten.[146] Gegenüber der „indirekten Steuerung“ über den Verbraucher, der bei entsprechenden Preisdifferenzen zeitverzögert versuchen wird, stromintensive Tätigkeiten in Niedrigpreiszeiten zu verschieben, und damit Spitzenlast reduziert, ist die automatische An- und Abschaltung von Geräten ein Weg, um Regelenergie bereitzustellen.[147]
Insgesamt ist DSM ein sicherlich lohnenswertes Konzept für die Zukunft, da die technischen Systeme teilweise auch für andere Aufgaben der Netze der Zukunft nötig wären. Indem „intelligente Netze“ oder „Smart Grids“ die Lastflüsse steuerbar machen, erleichtern sie die dezentrale Einspeisung, durch intelligente Zähler wird der Strompreis transparenter und den Verbrauchern bewusster.
Aufgrund der Restriktionen durch nicht verschiebbare Lasten ist das Potenzial begrenzt. Es hängt zudem davon ab, um welchen Zeitraum der Verbrauch verschoben werden soll und wie hoch die Anreize sind. Morovic et al. kommen in ihren Abschätzungen zu einem Potenzial zur Reduzierung der Spitzenlast und Verlagerung in Schwachlastzeiten auf maximal 100 Watt pro Haushalt bei der Kombination von variablen Tarifen und einer möglichst umfassenden automatischen Steuerung. Dies ergibt bei 40 Millionen Haushalten ein Gesamtpotenzial von 4 GW. Der den Berechnungen zugrunde liegende Pilotversuch „Eckernförder Tarif“ ergab allerdings nur eine Reduzierung der Lastspitze um unter 50 Watt pro Haushalt,[148] die sich in etwa mit Pilotversuchen aus den USA deckt, bei denen jeweils eine Verlagerung um circa 6 % erreicht wurde.[149] Eine andere Abschätzung geht - allerdings bei einem langfristigen Horizont von 15 Jahren - für Deutschland von einem Spitzenlastabsenkungspotenzial im Haushaltssektor von 2-16 GW aus.[150] Die obere Potenzialgrenze wird hier unter anderem durch den Zubau von Wärmepumpen erreicht, die den Gesamtstromverbrauch erhöhen würden. Auch in anderen Verbrauchssektoren wie im Gewerbe liegen z. B. bei Kühlhäusern[151] noch Verlagerungspotenziale. Prozentual ist ihr Anteil aber geringer, da sie entweder schon auf dem Regelenergiemarkt eingesetzt werden oder Prozesse schwierig verlagerbar sind. Szenarien für den gesamten Stromverbrauch gehen z. B. insgesamt von maximal 10 %[152] oder bis zu 16-18 %[153] innerhalb 24 Stunden verschiebbarer Last aus[154]. Insgesamt bietet DSM sicherlich einiges an Potenzial, aber die Nutzung wird sicherlich noch einige Jahre auf sich warten lassen. Ihre derzeitigen Beiträge sind weltweit noch gering.[155]
Zudem müssen auch bei DSM die Kosten berücksichtigt werden[156] und mindestens ein Akteur muss vorliegen, der aufgrund eines Anreizes oder einer Verpflichtung tätig wird. Ersteres ist gerade durch das Unbundling im Rahmen der Liberalisierung nur bedingt gegeben[157] und Letzteres ist, obwohl nach Art. 13 EDL-RL von der EU vorgesehen, nach deutschem Recht bisher nicht der Fall.
Allerdings ist die schrittweise Einführung intelligenter Messverfahren und DSM Teil der Meseberger Beschlüsse vom 23.08.2007 und mit einer Übernahme des Gesetzentwurfs zur Öffnung des Messwesens bei Strom und Gas in das geltende Recht ist eine deutliche Änderung der bisherigen Gesetzeslage verbunden.[158] Zudem haben sich in den letzten Jahren die Differenzen zwischen Base- und Peakpreisen deutlich erhöht, was die potenziellen „Gewinne“ des DSM steigert.[159]
Daher besteht die berechtigte Hoffnung, dass die Energiewirtschaft in Zukunft über Pilotversuche wie den „Eckernförder Tarif“[160] hinauskommt. Immerhin stehen aber mehrere Energieversorger in der Planungs- oder Versuchsphase[161] und im Rahmen von „energy“ läuft mit „Meregio“ in der Region Karlsruhe/Stuttgart ein von BMWi gefördertes und der Energiewirtschaft begleitetes Pilotprojekt zu DSM und „Smart Grids“ an.[162] Dieses erfolgt allerdings in einem ersten Schritt begrenzt auf schon seit langem eingesetzte Tag- und Nachttarife.
[1] Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli 2004 (BGBl. I S. 1918), zuletzt geändert
durch Artikel 1 des Gesetzes vom 7. November 2006 (BGBl. I S. 2550).
[2] Haubrich, Verbesserte Integration großer Windstrommengen durch Zwischenspeicherung mittels CAES, S. 122.
[3] Siehe Anhang
[4] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 138.
[5] Weitere Auflistungen von Faktoren beispielsweise bei Nowi/Jakiel/Moser et al., Adiabate Druckluftspeicherkraftwerke zur netzverträglichen Windstromintegration, S. 5 ff.
[6] Vereinfacht wird im Übersichtsdiagramm der Rohstoffpreis als Platzhalter für den jeweiligen Pfad der Stromerzeugung verwandt.
[7] Atomgesetz in der Fassung der Bekanntmachung vom 15. Juli 1985 (BGBl. I S. 1565),
zuletzt geändert durch Artikel 4 des Gesetzes vom 26. Februar 2008 (BGBl. I S. 215).
[8] Selbst Braunkohlekraftwerke sind flexibler als Atomkraftwerke.
[9] http://www.zeit.de/online/2008/03/interview-mez (Stand: 16.01.2008).
[10] Eckpunkte einer kohlepolitischen Verständigung von Bund, Land Nordrhein-Westfalen (NRW) und Saarland, RAG AG und IGBCE; Auch Braunkohle und Atomkraft waren und sind längst nicht subventionsfrei. Vgl. Lechtenböhmer/Kristof/Irrek, Braunkohle - ein subventionsfreier Energieträger?; Meyer, Subventionen und Regelungen mit subventionsähnlichen Wirkungen im Energiebereich.
[11] Zu den externen Kosten vgl. Lechtenböhmer/Kristof/Irrek, Braunkohle - ein subventionsfreier Energieträger?, S. 48; Meyer, Subventionen und Regelungen mit subventionsähnlichen Wirkungen im Energiebereich.
[12] Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz vom 8. Juli 2004 (BGBl. I S. 1578), zuletzt
geändert durch Artikel 19a Nummer 3 des Gesetzes vom 21. Dezember 2007 (BGBl. I S.
3089).
[13] Siehe z.B. Schulz, EWI/Prognos – Studie Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030, S. 33; Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI); Energy Environment Forecast Analysis (EEFA) GmbH, Institut an der Universität zu Köln Studie Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030, S. 18.
[14] Schlemmermeier/Schwintowski, Das deutsche Handelssystem für Emissionszertifikate: Rechtswidrig.
[15] Bundeszentrale für politische Bildung, Verteilung der nachgewiesenen Erdgas-Reserven.
[16] Selbst die IEA, die bis vor kurzer Zeit trotz stetig steigender Erdölpreise in ihren Prognosen weiterhin von einem Ölpreis von unter 30 $/Barrel ausgegangen ist, geht inzwischen davon aus, dass die Preise auf absehbare Zeit hoch bleiben werden. Vgl. Die Sirenen schrillen; Der Gaspreis ist noch immer größtenteils an den Ölpreis gekoppelt und steigt daher mit. Vgl. http://www.welt.de/finanzen/article2039300/E.on_Ruhrgas_kuendigt_hoehere_Gaspreise_an.html, (Stand: 27.05.2008); http://www.spiegel.de/wirtschaft/0,1518,558370,00.html, (Stand: 08.06.2008).
[17] So hat sich der Durchschnittspreis für Kohle von 2002 bis 2006 circa verdoppelt, bei Uran war im selben Zeitraum sogar ein Anstieg auf das 4,6-fache zu verzeichnen. Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Kurzstudie.
[18] Schulz, EWI/Prognos – Studie Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030, S. 5.
[19] Laut den Meseberger Beschlüssen der Bundesregierung vom August 2007 soll bis 2020 über 27 % der Stromerzeugung aus EE erfolgen. Siehe Umweltbundesamt (UBA), Wirkung der Meseberger Beschlüsse vom 23.08.2007 auf die Treibhausgasemission in Deutschland im Jahr 2020; Eckpunkte für ein integriertes Energie- und Klimaprogramm.
[20] dena, Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse der Studie „Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020“ (dena-Netzstudie), S. 12.
[21] Simon/Pohl/Kriebs, Wärmeversorgung in Verbindung mit einer regenerativen Stromversorgung am Beispiel der Gemeinde Bruchmühlbach, S. 23.
[22] Siehe 2.2.4.6.2.
[23] Siehe 2.2.4.7.
[24] Lönker, Ein Stromnetz für Europa.
[25] Siehe 2.2.4.6.1.
[26] European Commission Directorate-General for Energy and Transport (DG TREN), Statistical pocketbook 2007, S. 81.
[27] Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI); Energy Environment Forecast Analysis (EEFA) GmbH, Institut an der Universität zu Köln Studie Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030, S. 21,22.
[28] Siehe 2.2.4.8.
[29] Horenkamp/Hube/Jäger, VDE-Studie Dezentrale Energieversorgung 2020, S. 13; Bräuninger/Kriedel/Schröer, Power für Deutschland – Energieversorgung im 21. Jahrhundert; Schulz, EWI/Prognos – Studie Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030, S. 28; Das BMU immerhin geht von leichten Rückgängen im Stromverbrauch bis 2020 und 2030 aus. Vgl. Dürrschmidt/Büsgen, Leitstudie 2007 - „Ausbaustrategie Erneuerbare Energien“, S. 34; Interessant ist, dass der Primärenergieverbrauch pro Kopf in den letzten Jahren gesunken, der Bruttostromverbrauch aber gleichzeitig gestiegen ist. Vgl. Franz/Wissner/Clemens, Potenziale der Informations- und Kommunikations-Technologien zur Optimierung der Energieversorgung und des Energieverbrauchs (eEnergy), S. 5.
[30] Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Kurzstudie; Energy Watch Group, Zukunft der weltweiten Erdölversorgung.
[31] Zwei verschiedene Abschätzungen hierzu siehe: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Kurzstudie; Energy Watch Group, Coal: Resources and Future Production.
[32] Die Angaben zu Ressourcen und Reserven von Uran differieren, einziger längerfristiger Weg, um die Uranversorgung zu sichern, scheint aber die theoretisch mögliche Gewinnung von Uran aus dem Meer zu sein, die, sofern sie möglich sein sollte, erhebliche Mehrkosten verursacht. Vgl. Energy Watch Group, Uranium Ressources and Nuclear Energy.
[33] Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Kurzstudie, S. 1; Uran wird zu 100 % importiert, im Gegensatz zu Erdöl und Erdgas immerhin nicht aus potenziell unsicheren Regionen. Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Kurzstudie, S. 85.
[34] Zu den Ursachen und Auswirkungen des Klimawandels siehe Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), Climate Change 2007: Synthesis Report; Eine ökonomische Analyse zu den Kosten des Klimawandels, die belegt, dass die Vermeidung volkswirtschaftlich vermutlich deutlich günstiger ist, als Folgen eines unverminderten Klimawandels zu tragen siehe: Stern, The economics of climate change; Zu den Unfallrisiken der Atomkraft sollten die Schlagwörter Tschernobyl, Forsmark und Krümmel ausreichen. Das stets vorliegende Grundrisiko der Atomkraft belegt zudem die Kikk-Studie, die zu dem Ergebnis kommt, dass die Wohnortnähe zu Atomkraftwerken zumindest bei Kindern signifikant das Risiko der Erkrankung an Leukämie erhöht. Die offiziellen Schlussfolgerungen sind zudem noch abgeschwächt, da recht willkürlich eine Entfernungsgrenze gelegt wird, außerhalb derer es weiterhin zu signifikant erhöhten Erkrankungsraten kommt. Vgl. Kaatch/Spix/Schmiedel et al., Umweltforschungsplan des Bundesumweltministeriums (UFOPLAN) Reaktorsicherheit und Strahlenschutz; Zu guter Letzt gibt es weltweit noch kein Endlager für Atomenergie, die Endlagerfrage an sich verbleibt völlig ungeklärt. Vgl. http://www.bundesregierung.de/Content/DE/StatischeSeiten/Breg/ThemenAZ/Energiepolitik/energiepolitik-2006-07-31-nutzung-der-kernenergie.html, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005)
[35] Soweit die Informationen vom ITER-Projekt, in dessen Rahmen die EU, USA, China, Russland und weitere Partner ein Fusions-Versuchsreaktor mit geschätzten 10 Milliarden Kosten für Bau- und Betriebszeit bauen, der klären soll, inwieweit die Atomfusion als kommerzielle Energiequelle genutzt werden kann. Zeit und Budgetangaben werden vermutlich eher die Untergrenze darstellen. Vgl. http://www.iter.org/a/index_faq.htm, (Stand: 06.07.2005).
[36] Zwar ist Kohle wie erwähnt noch für einige Zeit verfügbar, aber nur ein Komplettumstieg auf EE vermeidet langfristige zusätzliche Klimarisiken, da es aus Klimagesichtspunkten weitgehend unwesentlich ist, ob dieselbe Menge Kohle in hundert oder zweihundert Jahren verbrannt wird. Dieser Fakt macht auch deutlich, dass eine isolierte Effizienzstrategie nicht ausreichend ist. Die Aufgabe der Effizienz kann allein sein, den Umfang der zu schließenden Energiekreisläufe zu verringern.
[37] Richtig ist, dass auch zum Bau von Windkraft-, Biomasse- und PV-Anlagen Energie gebraucht wird. Da aber allen Anlagen gemeinsam ist, dass sie während ihrer Lebenszeit ein Vielfaches der Energie produzieren, die zu ihrer Herstellung gebraucht wird, weisen sie insgesamt eine deutlich positive Bilanz auf. Selbst die PV hat unter deutschen Klimaverhältnissen nur eine Energierücklaufzeit von 3,6 Jahren. Sie produziert in einer Lebenszeit von 30 Jahren also mehr als das achtfache der zur Produktion benötigten Energie. Das heißt, aus der erzeugten Energie einer Anlage können jeweils mehrere neue Anlagen produziert werden. Insofern ist nur eine einmalige „CO2-Investition“ erforderlich. Das System trägt sich in der Folge völlig ohne CO2-Ausstoß selbst. Siehe Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 91; Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 555.
[38] Die Auswirkungen EE sind im Regelfall sehr begrenzt und gut beherrschbar. Genaueres zu den Umweltauswirkungen siehe Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 67 ff.
[39] § 4 Abs. 3 EEG.
[40] Vgl. Ramge, Der Mann mit dem roten Quadrat; http://www.dradio.de/dlf/sendungen/forschak/511553/, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005); Quaschning, Think Big!
[41] Siehe 2.2.4.8.
[42] Sollte Europa mit PV-Strom aus der Sahara komplett versorgt werden, müsste aufgrund des Tagesgangs der Sonneneinstrahlung riesige Stromspeicher für die Überbrückung der Nacht geschaffen werden. Bei solarthermischen Kraftwerken kann die Wärme zur Stromerzeugung teilweise über Nacht zwischengespeichert werden (siehe 2.2.3.6), aber auch hier ist eine Nachbildung des Verbrauchs nur bedingt möglich. Als alleinige Energiequelle sind daher auch solarthermische Kraftwerke nicht geeignet.
[43] Baxter, Energy storage, S. 1.
[44] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 155; Zudem besteht die Gefahr, dass sie zu monopolistischen Tendenzen führen. Die Folge wären hohe Preise trotz niedriger Kosten. Ein interessanter Artikel hierzu siehe Pontenagel, Sonnenstrom aus der Sahara.
[45] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 271.
[46] Eine gute Übersicht über bestehende Ansätze für dezentrale Energiesysteme unter Leprich/Bauknecht/Evers et al., Dezentrale Energiesysteme und Aktive Netzbetreiber (DENSAN), S. 23 ff; Weitere Modellprojekte siehe Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), E-Energy.
[47] http://www.ucte.org/, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005).
[48] Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI); Energy Environment Forecast Analysis (EEFA) GmbH, Institut an der Universität zu Köln Studie Energiewirtschaftliches Gesamtkonzept 2030, S. 16.
[49] http://www.ucte.org/aboutus/systemdevelopment/, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005).
[50] http://www.euractiv.com/de/energie/eu-will-gemeinsamen-energiemarkt-mittelmeer-region/article-169248, (Stand: 19.12.2007).
[51] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 41.
[52] Teilweise werden in der Literatur zusätzlich Nachfragepotenziale verwandt, die angeben, welches Stromerzeugungspotenzial aufgrund der fluktuierenden Erzeugung vom Netz aufgenommen bzw. verkraftet werden kann. Dieses Nachfragepotenzial ist aber gerade durch die Stromspeicherung mit dem realisierbaren Potenzial abzüglich der Speicherverluste zur Deckung zu bringen und wird daher nicht weiter betrachtet. Vgl. z. B. Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 217.
[53] Bundesverband Solarwirtschaft e.V., Statistische Zahlen der deutschen Photovoltaikbranche.
[54] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 44 ff.
[55] Weiterhin führen Freiflächenanlagen nicht zu einer vollständigen Versiegelung der Flächen, sondern im Gegenteil durch aus Verschattungsgründen benötigte Mindestabstände und geringen Platzbedarf für die Fundamente zu locker bebauten Flächen, die häufig als extensive Schafsweide genutzt werden und so in einigen Fällen ökologisch wertvoller sein dürften als zuvor. Zudem ist Rückbau und Recycling unproblematisch. Trotzdem sollte – sofern genug Dachflächen vorhanden sind – die Landschaft entlastet werden.
[56] Quaschning kommt in seinen Berechnungen nach Abzug von ungeeigneten Flächen und Flächen für Solarthermie zu einer für PV geeigneten Gesamtfläche von 864 Mio. m². Die Abschätzungen basieren aber unter anderem auf einer gemeldeten Wohnfläche aus dem Jahr 1991 von 2 805 Mio. m 2. Diese beträgt für 2006 aber laut Statistischem Bun­desamt bereits 3 421 Mio. m² und ist damit um 22 % gestiegen. Siehe Statistisches Bundesamt, Gebäude und Wohnungen; Da eine Verrin­gerung der Dachflächen im Nutzgebäudebereich, für die leider keine aktuellen Daten zu finden waren, unwahr­scheinlich erscheint, sollten 900 Mio. m² ausreichend konservativ sein. Von diesen 900 m² werden sicherlich Teile der Dachflächen statische Probleme aufwerfen, allerdings ist zu erwarten, dass diese durch bereits vorhandene, aber noch zu teure Technologien gelöst werden können. Ausgehend von 864 m² Dachfläche kommt Quaschning auf eine Leistung von 120-172 GWp und einen Energieertrag von 94,2-150,9 TWh. Siehe Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 50; Kaltschmitt bei 838 m² nur auf 53-116 GWp und 45-99 TWh. Siehe Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 273; Kaltschmitt setzt für seine Berechnungen aber „derzeit marktgängige amorphe und monokristalline Solarmodule“ an. Da die Wirkungsgrade aber besonders im Bereich der amorphen Module und allgemein bei den Dünnschichtmodulen von Jahr zu Jahr steigen, erscheint diese Herangehensweise sehr konservativ. Die Höchstwerte von Quaschning erscheinen wiederum etwas sehr optimistisch, wenn man bedenkt, dass Teile der Flächen als Flachdächer vermutlich aufgeständert genutzt werden was den spezifischen Flächenertrag mindert und Wirkungsrade für alle Module von im Schnitt 20 % doch recht hoch sind. Daher wird hier angesichts zudem gestiegener Dachflächen eine Untergrenze in Höhe der Obergrenze von Kaltschmitt und der Untergrenze von Quaschning ausgewählt.
[57] Bei den Fassadenflächen wurde in der Frage der Wirkungsgrade analog zu den Dachflächen verfahren.
[58] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 217.
[59] http://www.wind-energie.de/de/statistiken/datenblatt-2005/, (Stand: 23.01.2008).
[60] Die Zahl wird als „technisches Potenzial“ genannt. Dies ist aber definitiv falsch, „da aufgrund ökonomischer Beschränkungen nur Gebiete mit Windgeschwindigkeiten über 5,5 m/s in 50 m Höhe über Grund für eine Windkraftnutzung sinnvollerweise auch genutzt werden würden“ Damit liegt hier aber eine ökonomi­sche Beschränkung vor. Folgerichtig muss es sich um das wirtschaftliche Potenzial handeln. Siehe Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 339.
[61] Externe Kosten Vgl. Lechtenböhmer/Kristof/Irrek, Braunkohle - ein subventionsfreier Energieträger?, S. 45–48.
[62] Hier ist aber zwischen durchaus vorhandener allgemeiner Akzeptanz und Akzeptanz bei persönlicher Betroffenheit zu unterscheiden. Siehe forsa, Umfrage zum Thema „Erneuerbare Energien“; An geplanten Windkraftstandorten hat sich eine Vielzahl von Bürgerinitiativen und Gruppen gebildet, die häufig zusätzlich durch Anti-Windkraft-Experten „informiert“ mit teilweise haarsträubenden Argumenten gegen die Windkraft kämpfen. Als Ausgangspunkt möge die folgende Quelle genügen. Alleine das Banner ist schon einen Blick wert. Siehe http://www.windkraftgegner.de/, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005).
[63] Der Einfluss der Landespolitik wird durch den sehr unterschiedlichen Ausbaustand in den verschiedenen Bundesländern belegt. Molly, Status der Windenergienutzung in Deutschland - Stand 31.12.2007; Wiederholt wurde durch gezielte „Verhinderungsplanung“ bei der Ausweisung von Windkraftvorranggebieten der Bau von Anlagen verhindert. Eine besonders eindrucksvolle Fallstudie hierzu liefert Hessen. Vgl. Longo, Wer blockiert Erneuerbare Energien.
[64] Bundesverband WindEnergie e.V., Stellungnahme des Bundesverbands WindEnergie (BWE) zur Vergütung für Windenergieanlagen an Land im Regierungsentwurf des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG).
[65] Lönker, Die Steckdose auf dem Meer.
[66] http://www.wind-energie.de/de/statistiken/, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005).
[67] 3 MW ist längst nicht mehr das obere Ende der Anlagenleistungen, inzwischen sind 5 MW keine Seltenheit mehr. Laut Windenergie Report Deutschland 2005 wiesen bereits im Jahr 2004 über 50 % der neu installierten Anlagen eine Leistung von über 2 MW auf und schon mehr als 1300 Anlagen dieser Leistungsklasse waren Ende 2004 insgesamt in Betrieb. Zudem ist die mittlere Leistung der neu installierten Anlagen in den letzten Jahren kontinuierlich gestiegen, von 600 kW in 1994 auf über 1700 kW in 2004. Siehe Durtewitz/Enßlin/Hahn et al., Windeneergie Report Deutschland 2005, S. 30–33; In 2007 lag die durchschnittliche installierte Leistung daher bereits bei 1888 kW. Siehe Molly, Status der Windenergienutzung in Deutschland - Stand 31.12.2007; Selbstverständlich können die bisherigen kleineren Anlagen im Zuge des Repowering nicht eins zu eins ersetzt werden, da bei größeren Anlagen auch höhere Abstände erforderlich sind.
[68] Quaschning geht mit 53,5 GW und 85 TWh von geringfügig weniger aus Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 56; Nitsch aufgrund von nicht ganz einleuchtenden Naturschutzgründen mit 20-30 MW und 45-65 TWh Ertrag von deutlich weniger aus. Siehe Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 156.
[69] Durtewitz/Enßlin/Hahn et al., Windeneergie Report Deutschland 2005.
[70] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 341.
[71] Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 165; Quaschning geht von 23,6 GW und 80 TWh/a bis 2050 aus. Siehe Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 56.
[72] http://www.sfv.de/artikel/2007/Potenti2.htm, (Stand: 04.10.2008); So wird z.B. in Kaltschmitt noch 2006 das raumordnerisch installierbare Potential mit 15-20 GW angegeben. Siehe Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 340.
[73] Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), Energiedaten.
[74] Bis 2050: Naturschutzplus 1440 PJ/a, Basis 1920 PJ/a. Siehe Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 131, 149, 159; Bis 2030: 700-800 PJ/a, 685 PJ/a „nachhaltiges Szenario“. Siehe Simon, Szenarien nachhaltiger Bioenergiepotenziale bis 2030, S. 149:142,167; Umwelt 940 PJ/a, Biomasse 1521 PJ/a, Nachhaltig 1494 PJ/a. Siehe Fritsche/Dehoust/Jenseit, Stoffstromanalyse zur nachhaltigen energetischen Nutzung von Biomasse.
[75] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 39; Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 41,42; Ramesohl/Arnold/Kaltschmitt et al., Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse Untersuchung im Auftrag von BGW und DVGW, S. 75.
[76] Ein lesenswertes Fazit hierzu siehe Simon, Szenarien nachhaltiger Bioenergiepotenziale bis 2030, S. 149.
[77] Quaschnig insgesamt 50 TWh/a: Reststoffe 33 TWh/a und Energiepflanzen 17 TWh/a bis 2050. Siehe Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert; Nitsch ja nach Priorität: Strom 62,5 TWh/a, Kraftstoffe 46,2 TWh/a, Naturschutz 60,2 TWh/a . Siehe Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 165.
[78] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 388–390; Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 55.
[79] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), EEG-Erfahrungsbericht 2007, S. 61.
[80] Von diesen sind allerdings 700 MW nichtinländischer Anteil an Grenzkraftwerken. Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), Energiedaten.
[81] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 392,393.
[82] § 6 EEG.
[83] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), Erneuerbare Energien in Zahlen – nationale und internationale Entwicklung, S. 11.
[84] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 527.
[85] Der natürliche Wärmestrom aus dem Erdinnern ist vergleichsweise langsam, daher sollte gewährleistet werden, dass dauerhaft nicht mehr Wärme entnommen wird als nachfließt. Die Werte sind daher auf einen langen Erschließungszeitraum des Gesamtpotenzials von 1000 Jahren bezogen.
[86] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 529; Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 47; Das Potenzial wird auch von weiteren Quellen in diesem Bereich angegeben, scheint also recht gesichert zu sein.
[87] Die Strombereitstellungskosten werden durch die Wärmegutschrift von 17-22 cent/kWh auf 13-18 cent/kWh abgesenkt Die große Spannweite resultiert aus den unterschiedlichen Temperaturgradienten im Untergrund. Insbesondere im Oberrheingraben werden deutlich früher ausreichende Temperaturen erreicht, weshalb weniger tief gebohrt werden muss und die Investitionskosten dementsprechend stark sinken. Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 521,522.
[88] Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 47; Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 530–532.
[89] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 530,531.
[90] Seit Ende 2003 nutzt eine Anlage in Neustadt-Glewe mit 250 kW, seit Ende 2007 eine Anlage in Landau mit 3 MW und eine Anlage in Unterhaching mit maximal 3,36 MW die geothermische Energie. Vgl. http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB112-09.htm, (Stand: 26.11.2007);
http://www.geothermie-unterhaching.de/cms/geothermie/geothermie_web.nsf/id/pa_stromerzeugung.html
(Zuletzt besucht am: 07.07.2008).
[91] http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB112-09.htm, (Stand: 26.11.2007); Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 532.
[92] Nach § 28 EEG Entwurf sind bis einschließlich 10 Megawatt 16 cent/kWh und bei Wärmeauskopplung zusätzlich 2 cent/kWh vorgesehen.
[93] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 591 ff.
[94] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 597–599.
[95] Ramge, Der Mann mit dem roten Quadrat.
[96] Die Regelbarkeit beschränkt sich auf die Möglichkeit der vollen oder teilweisen Abregelung, die aber wie beim Erzeugungsmanagement immer bedeutet, dass eigentlich frei zur Verfügung stehende Energie ungenutzt bleibt, bei seltenen Erzeugungsspitzen aber sinnvoll sein kann.
[97] Franz/Wissner/Clemens, Potenziale der Informations- und Kommunikations-Technologien zur Optimierung der Energieversorgung und des Energieverbrauchs (eEnergy), S. 67 ff; Schlögl, Online-Erfassung und Prognose der Windenergie im praktischen Einsatz; Reise, Entwicklung von Verfahren zur Prognose des Ertrags großflächiger Energieversorgungssysteme auf der Basis von Satelliteninformationen.
[98] European Wind Energy Association (EWEA), Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply:, S. 35.
[99] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 71.
[100] Siehe Anhang.
[101] Die Abbildung wurde genau wie die folgende für die PV auf Grundlage eigener Berechnungen erstellt, da Entsprechendes leider nicht in der Literatur zu finden war. Berechnungen für bestimmte Zeitbereiche decken sich aber recht gut mit den ermittelten Werten. Als Datengrundlage wurden Einzelanlagen verwandt, daher handelt es sich nur um exemplarische Darstellungen. Zum Vergleich Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 60 ff; Durtewitz/Enßlin/Hahn et al., Windeneergie Report Deutschland 2005, S. 60ff; European Wind Energy Association (EWEA), Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply:, S. 52 ff.
[102] European Wind Energy Association (EWEA), Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply:, S. 53; Durtewitz/Enßlin/Hahn et al., Windeneergie Report Deutschland 2005, S. 60 ff.
[103] European Wind Energy Association (EWEA), Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply:, S. 54; Weiteres zur Leistungsverfügbarkeit der Windenergie unter Durtewitz/Enßlin/Hahn et al., Windeneergie Report Deutschland 2005, S. 60ff.
[104] Oeser, Systemanalyse der Umweltwirkungen hoher Windstromanteile, S. 36–38; dena, Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse der Studie „Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020“ (dena-Netzstudie).
[105] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 59; European Wind Energy Association (EWEA), Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply:, S. 58.
[106] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 73.
[107] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 74.
[108] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 70.
[109] Schlögl, Online-Erfassung und Prognose der Windenergie im praktischen Einsatz.
[110] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 60.
[111] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 60.
[112] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 61.
[113] So sind die Erträge im Sommer mehr als zehnmal so hoch wie im Winter. Vgl. Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 59.
[114] Franz/Wissner/Clemens, Potenziale der Informations- und Kommunikations-Technologien zur Optimierung der Energieversorgung und des Energieverbrauchs (eEnergy), S. 70,71.
[115] Auch der Koeffizient der Erzeugungsmöglichkeit aus regenerativer Wasserkraft, der KEW, der deutschlandweit seit 1991 ermittelt wird, schwankt in erheblichem Maße. Siehe Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 77; Nach Czisch sind regional auch noch höhere Schwankungen möglich. Siehe Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 93.
[116] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 77 ff.
[117] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 93 ff.
[118] Horenkamp/Hube/Jäger, VDE-Studie Dezentrale Energieversorgung 2020, S. 17.
[119] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 168,169; Rechsteiner, Management of Renewable Energies and Storage Systems – The Swiss Case, S. 59 ff.
[120] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 167.
[121] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 70.
[122] So waren Ende 2006 über die Hälfte der deutschlandweit installierten PV-Leistung in Bayern und Baden-Württemberg installiert und Ende 2007 über die Hälfte der gesamt installierten Windenergieleistung in Niedersachsen, Brandenburg und Schleswig-Holstein installiert. Siehe Felten/Podewils, Eine rote Null; Molly, Status der Windenergienutzung in Deutschland - Stand 31.12.2007.
[123] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 70.
[124] Quaschning/Blaschke/Hanitsch, Einsatzmöglichkeiten der Photovoltaik für eine zunkunftsfähige Elektrizitätsversorgung in Deutschland, S. 5.
[125] http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB112-09.htm, (Stand: 26.11.2007); Rogge, Geothermische Stromerzeugung in Deutschland Ökonomie, Ökologie und Potenziale, S. 60–62.
[126] Wandler, Die Riesenrinnen kommen; Henzelmann/Mehner/Zelt, Umweltpolitische Innovations- und Wachstumsmärkte aus Sicht der Unternehmen, S. 29 ff; Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 28 ff; Nitsch/Pehnt/Fischedick, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, S. 55–59.
[127] Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR), Trans-Mediterraner Solarstromverbund, S. 4.
[128] Staiß/Schmidt/Musiol, Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes 2007 gemäß § 20 EEG, S. 41.
[129] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 136.
[130] Kaltschmitt/Streicher/Wiese, Erneuerbare Energien, S. 391.
[131] Nordel, Annual statistics 2006, S. 5Diese setzen sich nach Gregor Czisch fast ausschließlich aus Speicherkraftwerken und einem kleinen Anteil von 1,67 GW Pumpspeicherkapazität zusammen. Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 102.
[132] Nordel, Annual statistics 2006, S. 19.
[133] So stehen in der Schweiz 8 GW Speicherkraftwerke mit einer Jahresproduktion bei 17 TWh zur Verfügung. Vgl. Bundesamt für Energie BFE, Stand der Wasserkraftnutzung in der Schweiz am 1. Januar 2008; In Österreich ergeben sich Kapazitäten von 6,435 GW mit 12 TWh Jahresproduktion. Vgl. http://www.veoe.at, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005); Des weiteren könnten technisch gesehen zumindest in der Schweiz weitere 3 GW Leistung mit 7,5 TWh Ertrag zugebaut werden. Vgl. Laufer/Grötzinger/Peter et al., Ausbaupotential der Wasserkraft, S. 60.
[134] Alt/Bischof, Wind des Wandels, S. 31–35.
[135] Rechsteiner, Management of Renewable Energies and Storage Systems – The Swiss Case; Ott/Bauer/Fritz et al., Windenergie und schweizerischer Wasserkraftpark.
[136] Alt/Bischof, Wind des Wandels, S. 33–35.
[137] Ramesohl/Arnold/Kaltschmitt et al., Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse Untersuchung im Auftrag von BGW und DVGW, S. 62.
[138] Ramesohl/Arnold/Kaltschmitt et al., Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse Untersuchung im Auftrag von BGW und DVGW, S. 63–65; Der deutsche Gasbedarf für Wärme und Stromerzeugung ließe sich aus den Speichern für bis zu 80 Tage decken. Vgl. Stronzik/Rammerstorfer/Neumann, Wettbewerb im Markt für Erdgasspeicher, S. 7.
[139] Emanuel, Biogas as compensative energy in the regenerative combi-power plant.
[140] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 84–86.
[141] Ist z. B. in kurzer Zeit nach dem Niedrigangebot mit einem Überangebot zu rechnen, empfiehlt sich z. B. die Nutzung von Pumpspeicherwerken. Siehe Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 86.
[142] § 8 EEG.
[143] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 84–86.
[144] Das Vorgehen ist den Telefontarifen ähnlich und wird vom italienischen Stromversorger Enel praktiziert. Siehe Franz/Wissner/Clemens, Potenziale der Informations- und Kommunikations-Technologien zur Optimierung der Energieversorgung und des Energieverbrauchs (eEnergy), S. 75 ff.
[145] Franz/Wissner/Clemens, Potenziale der Informations- und Kommunikations-Technologien zur Optimierung der Energieversorgung und des Energieverbrauchs (eEnergy), S. 76.
[146] Franz/Wissner/Clemens, Potenziale der Informations- und Kommunikations-Technologien zur Optimierung der Energieversorgung und des Energieverbrauchs (eEnergy), S. 81 ff.
[147] Machbar ist dies beispielsweise mit Kühl- oder Gefrierschränken, die durch passive Wärme- bzw. Kältespeicherung einen gewissen Betriebsspielraum aufweisen. Vgl. http://www.iset.uni-kassel.de/public/kss97/13.html, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005).
[148] http://www.iset.uni-kassel.de/public/kss97/13.html, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005).
[149] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung.
[150] Merten, Lastmanagement als eine Option zur Netzstützung und zur besseren Einbindung von Erneuerbaren Energien in den Strommarkt.
[151] Europaweit bis zu 50 000 MWh. Vgl. Arzt/Franken/Weinhold, Strom on the rocks.
[152] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung, S. 245.
[153] Quaschning, Systemtechnik einer klimaverträglichen Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, S. 127,128.
[154] Czisch, Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung.
[155] International Energy Agency, Variability of Wind Power and other Renewables, S. 31.
[156] Der Aufwand für die Entwicklung und Aufbau von intelligenten Zählern sollte nicht unterschätzt werden und es ist nicht gesagt, dass DSM zwangsläufig günstiger sein muss als die Schaffung von Speicherkapazitäten. Grimm untersucht daher auch eine Optimierung der verschiedenen Optionen zum Ausgleich fluktuierender EE. Siehe Grimm, Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung regenerativer Energien.
[157] Franz/Wissner/Clemens, Potenziale der Informations- und Kommunikations-Technologien zur Optimierung der Energieversorgung und des Energieverbrauchs (eEnergy), S. 88.
[158] Gesetzesentwurf der Bundesregierung zum Entwurf eines Gesetzes zur Öffnung des Messwesens bei Strom und Gas für den Wettbewerb vom 28.02.2008 (BT-Drucks. 16/8306).
[159] Franz/Wissner/Clemens, Potenziale der Informations- und Kommunikations-Technologien zur Optimierung der Energieversorgung und des Energieverbrauchs (eEnergy), S. 79; Rechsteiner, Management of Renewable Energies and Storage Systems – The Swiss Case, S. 10.
[160] http://www.iset.uni-kassel.de/public/kss97/13.html, (Zuletzt besucht am: 06.07.2005).
[161] RWE Energy AG, Pressemitteilung; http://www.eon-avacon.com/Default.aspx?id=1845, (Stand: 17.08.2007); Berding, Den intelligenten Stromzählern gehört die Zukunft; Frey, Aufbruch zu Minimum Emissions Regions (MEREGIO).
[162] Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), E-Energy, S. 18,19; Frey, Aufbruch zu Minimum Emissions Regions (MEREGIO).
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