BACHELORARBEIT. Notwendige Infrastruktur für eine 100%- Versorgung mit erneuerbaren Energien

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1 Hochschule für Wirtschaft und Recht Studiengang: Business Administration BACHELORARBEIT Notwendige Infrastruktur für eine 100%- Versorgung mit erneuerbaren Energien Autorin: Sarah Stöcker Matrikelnummer: Telefonnummer : adresse: sarah_stoecker@t-online.de Gutachter: Zweitgutachterin: Prof. Dr. Holger Rogall Katharina Gapp Ort: Berlin Abgabetermin:

2 Inhalt Abkürzungsverzeichnis... 3 Abbildungsverzeichnis Einleitung Notwendigkeit zusätzlicher Infrastruktur Flexibilitätsoptionen Netzausbau Netzausbau auf nationaler Ebene Netzausbau auf internationaler Ebene Bau flexibler Kraftwerke Überblick über bestehenden Kraftwerkspark Neubau flexibler thermischer Kraftwerke Lastmanagement Definition und Aufgabe des Lastmanagements Maßnahmen in der Industrie und im Gewerbe Maßnahmen in privaten Haushalten Nutzung von Überschussstrom / Power-to-Heat Stromspeicher Kernaussagen der Studie "Roadmap Speicher" Kernaussagen der Studie "Stromspeicher in der Energiewende" Anforderungen an Stromspeicher Pumpspeicherkraftwerke Druckluftspeicherkraftwerke Batterien Kurzzeitige Speicherung Power-to-Gas Speichertechniken in der Entwicklung Fazit Literaturverzeichnis Seite 2

3 Abkürzungsverzeichnis dena EE EEG GuD-Kraftwerk GW MW MWh NiCd-Akkumulator kwh KWK PJ PSKW PV Deutsche-Energie-Agentur Erneuerbare Energien Erneuerbare-Energien-Gesetz Gas- und Dampfkraftwerk Gigawatt Megawatt Megawattstunden Nickel-Cadmium-Akkumulator Kilowattstunden Kraft-Wärme-Kopplung Petajoule Pumpspeicherkraftwerk Photovoltaik Seite 3

4 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch und am Endenergieverbrauch in Deutschland ( )... 7 Abbildung 2: Bruttostromerzeugung in Deutschland Abbildung 3: Übersicht über Leitungsvorhaben aus dem Bundesbedarfsplangesetz (2013) Abbildung 4: Übersicht über Leitungsvorhaben aus dem Energieleitungsausbaugesetz (2009) Abbildung 5: Verlauf der Gleichstromverbindung NordLink Abbildung 6: Abnahme der installierten Kraftwerkskapazität bis 2050 (in GW) Abbildung 7: Abschaltbare Lasten in der Industrie in MW Abbildung 8: Residuallast nach Stromerzeugung aus EE bei 42 Prozent EE-Anteil in Deutschland im Sommer Abbildung 9: PSKW - Energiespeicherung Abbildung 10: PSKW - Energieerzeugung Abbildung 11: Pumpspeicherkraftwerk - Idee von Gernot Kloss Seite 4

5 1. Einleitung Die Energieversorgung in den Industrie- und Schwellenländern ist in unserer heutigen Zeit nach wie vor stark von der Nutzung fossiler Energieträger (Braunund Steinkohle, Erdöl, Erdgas, Uran) geprägt. Dass die Nutzung fossiler Energieträger zur Energiegewinnung aufgrund des Ausstoßes von Treibhausgasen, insbesondere von Kohlenstoffdioxid (CO₂), maßgeblich zur globalen Erwärmung beiträgt, ist seit dem Ende des 20. Jahrhunderts bekannt. Zunehmende Gletscherschmelze, der Rückgang des Meereises in der Arktis sowie der Eisschilde in der Antarktis und auf Grönland, der Anstieg des Meeresspiegels und die Übersäuerung der Ozeane, das Auftauen von Permafrostböden, der Rückgang der Artenvielfalt, zunehmende Wetterextreme wie Dürren, Stürme und Flutkatastrophen und nicht zuletzt die zunehmende Ressourcenknappheit die Folgen der globalen Erwärmung sind weitreichend. Trotz dieser seit langem bekannten negativen Auswirkungen haben die Treibhausgasemissionen in den letzten Jahrzehnten fortwährend zugenommen. So ist laut einem Bericht der Weltorganisation für Meteorologie (WMO) vom September 2014 von 2012 zu 2013 der höchste Anstieg der CO₂-Konzentration seit den letzten 30 Jahren zu verzeichnen gewesen. 1 In Anbetracht dessen wird klar, dass die Energieversorgung mittels fossiler Energieträger nicht als zukunftsfähig zu betrachten ist. Daher bedarf es schnellstmöglich eines Transformationsprozesses unseres Energieversorgungssystems hin zu einer nachhaltigen Energiewirtschaft auf Basis erneuerbarer Energien, um die Lebensgrundlage zukünftiger Generationen zu sichern. 2 Die meisten Wissenschaftler sind sich einig, dass die Steigerung der Erdmitteltemperatur auf maximal 2 Celsius gegenüber vorindustriellen Werten begrenzt werden muss, um die Folgen des 1 Bojanowski, Uno-Bericht: Schnellste Zunahme von Treibhausgasen seit 30 Jahren ( 2 Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S. 17. Seite 5

6 Klimawandels in beherrschbaren Grenzen zu halten. Bis dato beträgt die Erwärmung gegenüber vorindustriellem Niveau bereits etwa 0,8 Celsius. 3 Um das Zwei-Grad-Ziel zu erreichen, ist daher rascher Handlungsbedarf von Nöten. Eine Substitution der fossilen Energieträger durch erneuerbare Energien ist daher unumgänglich. Das Ziel soll hierbei eine 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien sein, um ein in Zukunft treibhausgasneutrales Leben zu ermöglichen. 4 In Anlehnung an das in 2014 erschienene Buch 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien Bedingungen für eine globale, nationale und kommunale Umsetzung von Prof. Holger Rogall möchte ich in dieser Arbeit untersuchen, welche Infrastruktur für eine 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien notwendig ist und in welchem Umfang diese ausgebaut werden muss. Hierbei werde ich zunächst die Notwendigkeit zusätzlicher Infrastruktur beleuchten und anschließend eine umfassende und detaillierte Untersuchung der einzelnen Flexibilitätsoptionen Netzausbau, Bau flexibler Kraftwerke, Lastmanagement und Stromspeicher vornehmen. Die Energiegestellung durch Photovoltaik oder Windenergie ist volatil, das heißt schwankend. Nicht an jedem Tag eines Jahres wird die Sonne in benötigtem Umfang scheinen oder der Wind in benötigtem Umfang wehen. An manchen Tagen wiederum wird es zu einem Überschuss an erzeugter Energie aus erneuerbaren Energieträgern kommen. Daher besteht die zentrale Fragestellung meiner Arbeit darin, wie eine jederzeit stabile Energieversorgung trotz eines Unterschiedes zwischen Stromangebot und nachfrage sichergestellt werden kann. 3 BMUB, Das 2-Grad-Ziel und der Faktor Mensch ( 4 Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S. 17. Seite 6

7 2. Notwendigkeit zusätzlicher Infrastruktur Die Bundesregierung hat sich mit der im Sommer 2011 beschlossenen Energiewende diverse klima- und energiepolitische Ziele gesetzt. Im Zuge der vereinbarten Ziele verabschiedeten Bundeskabinett, Bundestag und Bundesrat mehrere Gesetze, gebündelt unter dem sogenannten Energiepaket 5. Zum einen wurde beschlossen, den Ausstoß von Treibhausgasemissionen bis 2050 um mindestens 80% gegenüber 1990 zu reduzieren. Des Weiteren soll der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch auf 60% im Jahr 2050 gesteigert werden. Dieser Anteil lag 2012 bei etwa 12%. 6 Abbildung 1: Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch und am Endenergieverbrauch in Deutschland ( ) Quelle: 5 BMWI, Die Energiewende in Deutschland ( 6 Eurostat, Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch (ec.europa.eu). Seite 7

8 Der EE-Anteil an der Stromerzeugung soll bis 2050 auf 80% steigen. 7 Zum Vergleich: Der Anteil erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung betrug 2013 etwa 24% 8. Den größten Anteil hatte hierbei die Windkraft mit 7,9%. Abbildung 2: Bruttostromerzeugung in Deutschland 2013 Quelle: Weiterhin beschloss die Bundesregierung, den Energieverbrauch deutlich zu senken und die Energieeffizienz erhöhen zu wollen. Angestrebt wird bis 2050 eine Reduzierung des Primärenergieverbrauches um 50% gegenüber Dieser lag bei etwa PJ. Auch der Stromverbrauch soll gesenkt werden. Bis 2050 wird hierbei eine Reduzierung um 25% gegenüber 2008 angestrebt. Ein weiterer bedeutsamer Beschluss der Bundesregierung betrifft den Ausstieg aus der Kernenergie bis Beschlossen wurde, dass die acht im Zuge einer Sicherheitsprüfung stillgelegten Kernkraftwerke nicht mehr ans Netz genommen 7 BMWI, Die Energiewende in Deutschland ( 8 Destatis, Bruttostromerzeugung in Deutschland für 2011 bis 2013 ( Seite 8

9 werden. Bis zum Jahr 2022 sollen nun alle weiteren Kernkraftwerke in Deutschland stufenweise abgeschaltet werden. 9 Schaut man sich die Zielsetzungen des beschlossenen Energiepaketes sowie das zur Verfügung stehende Zahlenmaterial an, wird deutlich, dass der Beitrag der erneuerbaren Energien noch erheblich wachsen muss, um die genannten Ziele erreichen zu können. 10 Hierbei ist ein zusätzlicher Ausbau der Infrastruktur absolut unabdingbar. Gehen wir über die in der Energiewende zunächst beschlossenen Ziele hinaus und streben eine 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien an, liegt dies noch deutlicher auf der Hand. Dem Bereich der Stromversorgung kommt hierbei eine große Bedeutung zu. Die Energiewende und der Ausstieg aus der Kernenergie haben sowohl für Deutschland als auch für Europa eine fundamentale Umstrukturierung des Energieversorgungssystems zur Folge. Ein Ausbau von Anlagen auf Basis erneuerbarer Energien birgt hierbei große Klimaschutzpotenziale in der Stromversorgung. 11 Hinzu kommt, dass die beiden erneuerbaren Energieträger Windenergie und Photovoltaik aus physikalischer Sicht besser in der Lage sind, Strom herzustellen als Kraftstoffe oder Wärme. Strom lässt sich zudem verhältnismäßig einfach und verlustfrei transportieren. Folglich sollte bei einer 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien das Energieversorgungssystem auf Strom umgestellt werden, um die klimapolitischen Ziele erreichen zu können. 12 Infrastrukturmaßnahmen beispielsweise im Bereich Netzausbau sind daher unumgänglich. Die zentrale Herausforderung bei der Nutzung erneuerbarer Energieträger Windenergie und Photovoltaik besteht darin, dass deren Einspeisung stark durch Fluktuationen geprägt ist. Zudem ist sowohl die Windenergie als auch die Photovoltaik äußerst wetterabhängig sowie von tages- und jahreszeitlichen 9 Bundesregierung, Bundesregierung beschließt Ausstieg aus der Kernkraft bis 2022 ( 10 Agentur für erneuerbare Energien, Studienvergleich: Entwicklung des Energieverbrauchs in Deutschland: Primärenergie, Endenergie, Strom ( 11 Pape, et.al., Roadmap Speicher ( 12 Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S Seite 9

10 Schwankungen geprägt. Es kann demzufolge zu Perioden mit sehr starker als auch mit sehr schwacher Stromerzeugung kommen. Folglich kann es bei guten Bedingungen an Orten mit hoher installierter Leistung von Windenergie und Photovoltaik zu einer Überproduktion an Strom kommen. Damit dieser überschüssige Strom in andere Regionen übertragen werden kann, muss beispielsweise genügend Netzkapazität zur Verfügung stehen. Kommt es in einer Situation sogar zu einem Überschuss an Strom in ganz Deutschland, sodass eine regionale Umverteilung nicht durchführbar ist, stellt sich die Frage, was mit dem Überschuss geschieht. Möglicherweise kann dieser exportiert oder gespeichert werden. Auch hierfür muss die notwendige Infrastruktur zur Verfügung stehen. Auch bei schlechten Bedingungen einhergehend mit einem Mangel an erzeugtem Strom, wie es beispielsweise nachts bei der Photovoltaik der Fall ist, muss genügend Flexibilität vorhanden sein, um Leistungsdefizite zu vermeiden. 13 Hinsichtlich einer 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien in Deutschland sind der zusätzliche Ausbau und die Anpassung der Infrastruktur, einhergehend mit verschiedenen Flexibilitätsoptionen, demzufolge unentbehrlich. 3. Flexibilitätsoptionen 3.1 Netzausbau Im Zuge einer angestrebten 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien kommt dem Netzausbau eine bedeutende Rolle zu. Schon bei den Zielen, die sich die Bundesrepublik mit der beschlossenen Energiewende gesetzt hat, herrscht Einigkeit darüber, dass die bestehenden Netze nicht ausreichen, um eine hohe Versorgungssicherheit zu gewährleisten und sie daher ausgebaut werden müssen. Der Netzausbau soll zunächst auf nationaler, anschließend auf internationaler Ebene beleuchtet werden. 13 dena, Fluktuierende Einspeisung erneuerbarer Energien (effiziente-energiesysteme.de) Seite 10

11 3.1.1 Netzausbau auf nationaler Ebene Die Anforderungen an die nationalen Stromnetze sind groß: Im Zuge der Energiewende und des Ausbaus erneuerbarer Energien müssen gegenwärtig vermehrt vergleichsweise kleine Solar- und Windkraftanlagen anstelle von wenigen Großkraftwerken an das Stromnetz angeschlossen werden. 14 Dies stellt die nationale Stromversorgung vor große Herausforderungen. Beispielsweise wurden Kernkraftwerke in Deutschland häufig dort gebaut, wo ein hoher Bedarf an Energie besteht, wie etwa im industriestarken süddeutschen Raum. 15 Bei Windkraftanlagen ist dies nicht möglich, sie werden aus natürlichen Gegebenheiten zunehmend im Norden Deutschlands (On- Shore), teilweise auch auf offener See (Off-Shore), errichtet. Dadurch befindet sich die erzeugte Energie häufig weit entfernt von den Verbrauchern. 16 Eine weitere Herausforderung liegt in den schwankenden Einspeiseleistungen der EE-Anlagen, deren Leistungsfähigkeit u.a. stark wetterabhängig ist. Um die hohe Versorgungssicherheit nicht zu gefährden, werden neue Übertragungsund Verteilnetze benötigt. 17 Übertragungsnetze sorgen hierbei für den Stromtransport über weite Entfernungen, während Verteilnetze auf eher regionaler und lokaler Ebene den Strom zu den Verbrauchern transportieren. 18 Im Bereich der Verteilnetze steigt der Bedarf an zusätzlichem Netzausbau im Hinblick auf Solarenergie und bei der Nutzung verbrauchsnaher Windräder. Die Übertragungsnetze haben einen erhöhten Netzausbaubedarf durch die Nutzung von Offshore- sowie Onshore-Windkraftanlagen, die sich vorwiegend in Nordund Nordostdeutschland befinden. Der Bedarf am Ausbau der Übertragungsnetze wird besonders durch die räumliche Verlagerung der Stromerzeugung hervorgerufen. Bestehende Kraftwerke, die Strom mithilfe fossiler Energieträger erzeugen, befinden sich hauptsächlich im Süden und 14 Bundesnetzagentur, Ausbau der Höchstspannungsnetze ( 15 Bundesnetzagentur, Warum brauchen wir den Netzausbau? ( 16 Bundesnetzagentur, Ausbau der Höchstspannungsnetze ( 17 Umweltbundesamt, Netzausbau ( 18 Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S Seite 11

12 Westen Deutschlands, also in den Regionen Deutschlands mit einem hohen Energiebedarf infolge der hohen Industrie- und Bevölkerungsdichte. Die Stromerzeugung aus EE, insbesondere der Windenergie, findet jedoch im vor allem im Norden und Osten Deutschlands statt. Es kommt daher zu der besagten räumlichen Verlagerung der Stromerzeugung vom Süden und Westen in den Norden/Nordosten Deutschlands. 19 Im Hinblick auf den Netzausbau auf nationaler Ebene stellt sich die Frage, welcher Ausbaubedarf nun konkret notwendig ist. Er herrscht Einigkeit über die Notwendigkeit des Netzausbaus, die Schätzungen in welchem Maße dieser vonstattengehen muss, variieren jedoch. Die Bundesnetzagentur beschreibt das Verfahren zur Bedarfsermittlung in fünf Schritten: Szenariorahmen Netzentwicklungspläne und Umweltbericht Bundesbedarfsplan Bundesfachplanung/Raumordnung Planfeststellung Gemäß Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) werden Übertragungsnetzbetreiber jährlich verpflichtet, wichtigen Fragen zur zukünftigen Energieversorgung nachzugehen. Hierzu zählt beispielsweise die Frage, ob der Stromverbrauch zu- oder abnehmen wird, in welcher Geschwindigkeit der Ausbau der erneuerbaren Energien, verglichen mit heute, voranschreiten wird oder wie viel installierte Leistung bei den verschiedenen Energieträgern zur Verfügung stehen wird. Die Daten aus diesen Erhebungen fließen dann in einen Szenariorahmen ein, welcher mindestens drei verschiedene Szenarien für die kommenden zehn Jahre beinhaltet. Dieser Szenariorahmen wird schließlich von der Bundesnetzagentur genehmigt Haucap, Ausbau der Stromnetze im Rahmen der Energiewende ( 20 Bundesnetzagentur, Szenarien der Energieversorgung ( Seite 12

13 Die Übertragungsnetzbetreiber nutzen nun diesen Szenariorahmen, um den notwendigen Ausbaubedarf für die kommenden Jahre zu bestimmen. Die Ergebnisse werden einem gemeinsamen Netzentwicklungsplan zusammengefasst. In diesem sind alle wichtigen Informationen zur Verstärkung sowie zum Ausbau der Netze als auch zur bedarfsgerechten Optimierung für die kommenden zehn Jahre enthalten. Die Übertragungsnetzbetreiber folgen hierbei dem sogenannten NOVA-Prinzip, welches die Netzoptimierung vor Verstärkung und vor Ausbau der Netze stellt. Können Verstärkungen oder Ausbau nicht umgangen werden, so wird im Netzentwicklungsplan gekennzeichnet, wo die neuen Leitungen entlang führen sollen. Hierbei werden zunächst nur die Anfangs- und Endpunkte der Leitungen angegeben. Des Weiteren gibt es einen gesonderten Offshore-Netzentwicklungsplan, der vorgibt, wann die Leitungen zwischen den Windparks und dem Stromnetz an Land errichtet werden sollen. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans sowie des Offshore-Netzentwicklungsplans wird anschließend von den Übertragungsnetzbetreibern an die Bundesnetzagentur übermittelt, die die Pläne überprüft und die Netzbetreiber gegebenenfalls zu Anpassungen verpflichtet. Auch Umweltauswirkungen werden in der Planung mit einbezogen. Im Energiewirtschaftsgesetz ist hierfür die sogenannte Strategische Umweltprüfung (SUP) vorgesehen. In dieser wird von der Bundesnetzagentur untersucht, welche Folgen, die sich beispielsweise durch den Bau von Freileitungen und Erdkabeln ergeben, die jeweiligen Vorhaben für Mensch, Tier und Umwelt haben. Ein Umweltbericht beinhaltet anschließend alle Ergebnisse der Strategischen Prüfung. Sobald dieser vorliegt, werden Öffentlichkeit und Behörden zur Konsultation herangezogen und Netzentwicklungsplan sowie Offshore-Netzentwicklungsplan werden von der Bundesnetzagentur bestätigt. 21 Netzentwicklungsplan, Offshore-Netzentwicklungsplan und Umweltbericht werden mindestens alle drei Jahre von der Bundesnetzagentur an die Bundesregierung übermittelt, die diese als Entwurf zur Erstellung des Bundesbedarfsplans nutzt. Wesentlicher Bestandteil des Bundesbedarfsplans 21 Bundesnetzagentur, Netzentwicklungspläne und Umweltbericht ( Seite 13

14 ist eine Liste zukünftiger Höchstspannungsleitungen. In ihm sind ebenfalls Anfangs- und Endpunkte der notwendigen Leitungen enthalten, allerdings noch keine konkreten Trassenverläufe. Außerdem beinhaltet der Bundesbedarfsplan mögliche Projekte, bei denen seitens der Netzbetreiber neue Techniken zum Einsatz kommen können. Ein Beispiel hierfür ist Hochspannungs-Gleichstrom- Übertragung (HGÜ), mit der eine verlustarme Übertragung hoher Leistungen über weite Strecken möglich ist. Bundestag und Bundesrat verabschieden dann das Bedarfsplanungsgesetz, das die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und den Bedarf der im Bundesbedarfsplan enthaltenen Vorhaben verbindlich feststellt. 22 Da die Anfangs- und Endpunkte der geplanten Höchstspannungsleitungen feststehen, geht es im nächsten Schritt um die Festlegung der Trassenkorridore, also den Stellen, wo später die Leitungen verlaufen sollen. Hierbei kann jeder Netzbetreiber einen Vorschlag zum Korridorverlauf unterbreiten und muss in seinem Antrag mögliche Alternativen aufzeigen. Betrifft ein Vorhaben im Bundesbedarfsplan nur ein einzelnes Bundesland, wird von der zuständigen Landesbehörde ein Raumordnungsverfahren eingeleitet, um über den Antrag zu entscheiden. Sollen Höchstspannungsleitungen durch mehrere Bundesländer oder ins Ausland führen, übernimmt die Bundesnetzagentur die Verantwortung. Hierfür wird gemäß Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) die sogenannte Bundesfachplanung vorgesehen, in der ein Austausch mit Behörden, Vereinigungen und der Öffentlichkeit stattfinden soll. Zudem wird eine erneute Strategische Umweltprüfung durchgeführt. Umweltauswirkungen der geplanten Vorhaben können nun detaillierter untersucht werden, da zu diesem Zeitpunkt ein konkreter Trassenkorridor betrachtet wird. Nach Veröffentlichung aller Antragsunterlagen und Prüfung der eingehenden Stellungnahmen kommt es zur Entscheidung für einen konkreten Trassenkorridor. Ziel ist hierbei, sich für einen Korridor zu entscheiden, der ökonomisch und technisch sinnvoll ist und die negativen Folgen für Mensch, Tier und Umwelt so gering wie möglich hält. 22 Bundesnetzagentur, Ein verbindlicher Bundesbedarfsplan ( Seite 14

15 Die Bundesnetzagentur ist hierbei nur für den Bereich an Land zuständig. Die Trassenkorridore für den Offshore-Bereich werden in einem gesonderten Bundesfachplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie dargestellt. 23 Schließlich kommt es zum Planfeststellungsbeschluss, in dem alle wichtigen Informationen zur zukünftigen Höchstspannungsleitung enthalten sind, beispielsweise der genaue Verlauf der Trasse und die genutzte Übertragungstechnik. 24 Mithilfe dieses Verfahrens ermittelt die Bundesnetzagentur nun in verschiedenen Durchgängen den Netzausbaubedarf. Die erste Ermittlung des Ausbaubedarfs im Übertragungsnetz wurde im Jahr 2011 durchgeführt. Dieser Durchgang war mit Inkrafttreten des Bundesbedarfsplangesetzes im Juli 2013 abgeschlossen. Im Szenariorahmen wurden hierbei drei Szenarien vorgestellt, die sich auf das Jahr 2022 beziehen und die angenommenen Entwicklungen in Bezug auf Energieerzeugung und Energieverbrauch darstellen. Im Netzentwicklungsplan 2022 wurden anschließend alle bis 2022 notwendigen Maßnahmen im Höchstspannungsnetz aufgelistet. Von ursprünglich 74 vorgeschlagenen Maßnahmen hat die Bundesnetzagentur 51 bestätigt. Diese Maßnahmen wurden anschließend im Bundesbedarfsplangesetz vom Juli 2013 zu 36 konkreten Vorhaben zusammengefasst. Von der Bundesnetzagentur wurde bis zum Jahr 2022 ein Bedarf von etwa km an Neubautrassen und rund km an Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen an bereits bestehenden Trassen ermittelt. 25 Von den 36 Vorhaben sind acht als Pilotprojekte für die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ-Technik) deklariert Bundesnetzagentur, Bundesfachplanung oder Raumordnungsverfahren? ( 24 Bundesnetzagentur, Festlegung der exakten Leitungsverläufe in der Planfeststellung ( 25 Bundesnetzagentur, Bundesbedarfsplan (2013) ( 26 Bundesnetzagentur, Leitungsvorhaben aus dem Bundesbedarfsplangesetz ( Seite 15

16 Abbildung 3: Übersicht über Leitungsvorhaben aus dem Bundesbedarfsplangesetz (2013) Quelle: Monitoring.jpg? blob=normal Seite 16

17 Abbildung 3 lässt sich entnehmen, dass jedoch erst drei der 36 Vorhaben genehmigt wurden oder sich im Bau befinden (Vorhaben 26, 27, 33). Des Weiteren wurde im Jahr 2009 vom Bundestag und Bundesrat das Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen (EnLAG) 27 verabschiedet, welches vorsieht, den Ausbau der Übertragungsnetze zu beschleunigen. In diesem Gesetz wurden konkret 23 Vorhaben festgeschrieben. Zusammengefasst ergibt sich aus diesen Vorhaben eine Gesamtlänge von km an Leitungen 28, die bis zum Jahr 2015 fertiggestellt werden sollten. 29 Abbildung 4: Übersicht über Leitungsvorhaben aus dem Energieleitungsausbaugesetz (2009) Quelle: Monitoring.jpg? blob=normal 27 Bundesnetzagentur, Leitungsvorhaben aus dem Energieleitungsausbaugesetz ( 28 ebenda 29 Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S. 185 Seite 17

18 Anhand der grün gestrichelten Linien lässt sich erkennen, dass erst ein sehr kleiner Teil der geplanten Vorhaben realisiert werden konnte und es beim Ausbau zu beträchtlichen Verzögerungen kommt. Konkret wurden bis zum dritten Quartal 2014 nur 438 km der erforderlichen km fertiggestellt. Nach Schätzung der Übertragungsnetzbetreiber werden bis 2016 etwa nur 40% der geplanten Leitungskilometer fertiggestellt werden. 30 Die dena hat in ihrer 2010 veröffentlichten Studie Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum mit Ausblick 2025 ebenfalls eine Ermittlung des Netzausbaubedarfs durchgeführt. Die ermittelten Leitungskilometer variieren hier im Vergleich zur durchgeführten Bedarfsermittlung der Bundesnetzagentur. Nach der Studie der dena ergibt sich bis zum Jahr 2020 im Basisszenario ohne Speichereinsatz ein Netzausbaubedarf von km Trassenlänge im Übertragungsnetz, deren Kosten auf Mrd. pro Jahr geschätzt werden. In einem alternativen Untersuchungsszenario unter Bezugnahme des Regelungsverfahrens Freileitungsmonitoring ergibt sich laut der Studie ein Zubaubedarf von km Trassenlänge, denen Kosten von 0,985 Mrd. Euro pro Jahr gegenüberstehen. 31 Die Reduzierung des Zubaubedarfs in diesem Szenario ergibt sich laut der Studie aus dem Zugewinn an Übertragungsfähigkeit durch das Freileitungsmonitoring. Allerdings ist es bei diesem Szenario zusätzlich notwendig, bereits bestehende Freileitungstrassen über eine Länge von km baulich anzupassen. Im dritten Szenario wurde der Netzausbaubedarf unter Bezugnahme von Hochtemperaturleiterseilen, sogenannten TAL-Leitern, ermittelt. Hier ergibt sich ein Ausbaubedarf von km Trassenlänge, allerdings besteht hier die Notwendigkeit, weitere km bestehende Trassen auf TAL-Leiter umzurüsten, was sich immens auf die Kosten 30 Bundesnetzagentur, Leitungsvorhaben aus dem Energieleitungsausbaugesetz ( 31 dena, dena-netzstudie II Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum mit Ausblick 2025 ( Seite 18

19 niederschlägt. Geschätzte Kosten für diese Untersuchungsvariante betragen 1,617 Mrd. Euro pro Jahr. 32 Weiterhin ergibt sich laut dieser Studie bis zum Jahr 2020 ein Bedarf an Seekabeln mit insgesamt km Trassenlänge für die Anbindung der Offshore-Windparks. Die Kosten hierfür werden auf 340 Mio. Euro pro Jahr geschätzt. 33 Die dena hat im August 2012 eine weitere Studie unter dem Titel Integration der erneuerbaren Energien in den deutschen/europäischen Strommarkt veröffentlicht. In dieser Studie wurde der Netzausbaubedarf unter Annahme einer besonders kritischen Netzsituation (Starkwind und Starklast) untersucht. Ergebnis der Untersuchung war, dass bis 2050 ein weiterer Netzausbau von mindestens km im Übertragungsnetz notwendig wird. 34 Neben dem Netzausbaubedarf im Bereich der Übertragungsnetze muss auch der Ausbaubedarf auf Ebene der Verteilnetze, das heißt Mittel- und Niederspannungsnetze, betrachtet werden. Dieser Bedarf hängt stark vom jeweiligen Ausbau der Onshore-Windkraft und Photovoltaik ab. In der Studie Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung, welche im August 2010 veröffentlicht wurde, prognostiziert man für das Jahr 2020 in Deutschland eine installierte PV-Leistung und eine installierte Onshore- Windkraftleistung von je 33,3 GW. Im Leitszenario 2020 des Bundesumweltministeriums variiert diese Prognose. Hier geht man im Jahr 2020 von einer installierten PV-Leistung von 51,7 GW und einer Onshore- Windkraftleistung von 35,7 GW aus. Da der Strom aus PV-Anlagen sowie aus kleineren Onshore-Windparks fast ausschließlich auf Verteilnetzebene 32 ebenda 33 ebenda 34 dena, Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt ( Seite 19

20 eingespeist wird, besteht auch auf dieser Ebene ein beträchtlicher Netzausbaubedarf. 35 Im Auftrag des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft wurden hierzu konkrete Berechnungen getätigt. Diese ergaben hinsichtlich der Daten des Energiekonzepts 2020 der Bundesregierung einen Ausbau des Mittelspannungsnetzes von rund km sowie gemäß den Daten des Leitszenarios 2020 des Bundesumweltministeriums einen Ausbau von km. Auf Ebene der Niederspannungsnetze wurde ein Ausbaubedarf von km bzw km ermittelt. 36 Auch die dena hat den Netzausbaubedarf auf Ebene der Verteilnetze untersucht und die Ergebnisse in der 2012 veröffentlichten Studie Ausbau und Innovationsbedarf der deutschen Stromverteilnetze bis 2030 dargestellt. Hierbei wurde der Ausbaubedarf mithilfe zwei verschiedener Szenarien untersucht. Je nach Szenario ergibt sich bis 2030 ein Ausbaubedarf von km bzw km, wobei km bzw km auf Niederspannungsnetze und km bzw km auf Mittelspannungsnetze entfallen. Des Weiteren ergibt sich gemäß der Studie je nach Szenario ein Netzumbaubedarf von km bzw km bis Die Kosten für den Netzaus- und Umbau werden auf 27,5 Mrd. Euro bzw. 42,5 Mrd. Euro geschätzt. 37 Dass der Ausbau der Stromnetze durchaus negative Auswirkungen auf die Umwelt mit sich bringen kann, zeigt sich am Beispiel von Höchstspannungs- Freileitungen und Höchstspannungs-Erdkabeln. Erstere beeinträchtigen das Landschaftsbild und stellen eine Gefährdung für Vögel, besonders Zugvögel, beim Leitungsanflug dar. Des Weiteren kann es bei einem Einsatz von Freileitungen zu einer Schneisenbildung im Wald oder einer Zerschneidung von 35 Haucap, Ausbau der Stromnetze im Rahmen der Energiewende ( 36 ebenda 37 dena, dena-verteilnetzstudie Ausbau- und Innovationsbedarf der deutschen Stromverteilnetze bis 2030 ( Seite 20

21 Lebensräumen kommen, eine mögliche Gefahr für die Vögel wäre beispielsweise, dass Freileitungen ihre natürlichen Schlaf- und Nahrungsgebiete zerschneiden. Erdkabel beeinträchtigen zwar nicht das Landschaftsbild und stellen keine Gefahr für Vögel dar, dennoch ist ihre Nutzung mit einigen Umweltauswirkungen verbunden. Hierbei sind die Bodenerwärmung und austrocknung, eingeschränkte landwirtschaftliche Nutzung sowie Bodenveränderungen in Mooren und Feuchtgebieten zu nennen. Auch kann es bei Erdkabeln ebenfalls zu einer Schneisenbildung im Wald und damit zu Veränderungen des Lebensraumes kommen. Beim Ausbau der Stromnetze sollte daher darauf geachtet werden, die Auswirkungen auf die Umwelt durch genaues Prüfen der Vor- und Nachteile auf ökologischer, ökonomischer und technischer Ebene, zu begrenzen. 38 Ein Hemmnis für den Ausbau der Netzinfrastruktur kann die fehlende Akzeptanz auf Seiten der Bevölkerung sein, die aufgrund der beschriebenen Umweltauswirkungen der Freileitungen hervorgerufen wird. Daher sollten die Bürger so weit wie möglich in die Planungs- und Genehmigungsverfahren eingebunden werden. Zudem sollten Entscheidungsprozesse transparent gestaltet werden und es sollte versucht werden, in der Bevölkerung generell eine Akzeptanz für die Notwendigkeit des Netzausbaus zu schaffen, da sich dieser mit einer höheren Akzeptanz beschleunigen lässt Netzausbau auf internationaler Ebene Die Mitgliedstaaten der Europäischen Union haben im Jahr 2008 die sogenannten Ziele beschlossen. Bis zum Jahr 2020 will die EU die Treibhausgas-Emissionen im Vergleich zu 1990 um 20% reduzieren, den EE- Anteil auf 20% am Gesamtenergieverbrauch erhöhen und eine Steigerung der Energie-Effizienz um 20% erreichen. Außerdem soll unter anderem die 38 Umweltbundesamt, Netzausbau ( 39 ebenda Seite 21

22 Entstehung zusätzlicher Versorgungs- und Transportrouten, die Erschließung alternativer Energiequellen und eine intelligente Verknüpfung aller EU- Binnennetze gefördert werden. Das Erreichen dieser Ziele kann nur durch eine Modernisierung der Netze sichergestellt werden. Vor diesem Hintergrund hat die EU-Kommission im Oktober 2011 ein Energieinfrastrukturpaket veröffentlicht, in dem konkrete Fördermaßnahmen und Regelungen für den Ausbau der länderübergreifenden Energieinfrastrukturnetze enthalten sind. Ein wesentlicher Punkt soll hierbei auch die Beschleunigung der Genehmigungsverfahren sein. 40 Auch eine Zusammenarbeit der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ist im Kontext des internationalen Netzausbaus unverzichtbar. Die Zusammenarbeit begann im Jahr 2011 unter dem Verband der europäischen Strom- Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E. In dem Verband sind 41 Übertragungsnetzbetreiber aus 34 Staaten beteiligt. Ferner gibt es den Verband der europäischen Fernleitungsnetzbetreiber für Gas ENTSO-G, in dem 43 Netzbetreiber zusammenarbeiten. Die Verbände verpflichten sich, alle zwei Jahre einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan für den Strom- und Gasbereich zu entwickeln, welcher den Namen Ten Year Network Development Plan (TYNDP) trägt. In diesem wird für einen Zeitraum von etwa zehn Jahren der benötigte staatenübergreifende Netzausbaubedarf ermittelt. Der aktuellste Ten Year Network Development Plan ist Ende Dezember 2014 erschienen. 41 Seit Juni 2013 gilt die Verordnung zu Leitlinien für die europäische Energieinfrastruktur (TEN-E-Verordnung). Mithilfe dieser Verordnung soll das Erreichen der energiepolitischen Ziele der Europäischen Union, sowie die Versorgungssicherheit und ein funktionierender Energiebinnenmarkt sichergestellt werden. Durch einen beschleunigten Netzausbau sollen diese Ziele nun unter Anderem erreicht werden. Hierfür hat man vier transeuropäische Stromkorridore geschaffen, das Offshore-Netz der nördlichen 40 Bundesnetzagentur, Mit Europa die Netzlandschaft gestalten ( 41 ebenda Seite 22

23 Meere, Nord-Süd-Stromverbindungsleitungen in Westeuropa, Nord-Süd- Stromverbindungsleitungen in Mittelost- und Südosteuropa und einen Stromverbundplan für den Energiemarkt im Ostseeraum. 42 Von den Mitgliedstaaten, Regulierungsbehörden, Übertragungsnetzbetreibern und Vorhabenträgern werden in regionalen Gruppen Vorschläge für Vorhaben von gemeinsamem Interesse (engl. Projects of Common Interest, PCI) erarbeitet. Diese PCI-Listen werden anschließend in eine unionsweite Liste zusammengeführt. Die erste unionsweite PCI-Liste ist im Januar 2014 in Kraft getreten und wird nun alle zwei Jahre aktualisiert. In dieser Liste sind 20 Vorhaben im Strombereich, fünf Vorhaben im Gasbereich und zwei Vorhaben im Erdölbereich enthalten, die allesamt einen direkten Bezug zu Deutschland aufweisen. 43 Ein Auszug der Vorhaben im Strombereich: Verbindungsleitung zwischen Endrup (DK) und Niebüll (DE) Verbindungsleitung zwischen Kassö (DK) und Audorf (DE) Deutschland Norwegen zwischen Wilster (DE) und Tonstad (NO) Projekt NORD.LINK Verbindungsleitung zwischen Lixhe (BE) und Oberzier (DE) Projekt ALEGrO Verbindungsleitung Deutschland Niederlande zwischen dem Niederrhein (DE) und Doetinchem (NL) Verbindungsleitung zwischen Eisenhüttenstadt (DE) und Plewiska (PL) 44 Beim Projekt NordLink beispielsweise ist eine Hochspannungs-Gleichstrom- Übertragungs-Verbindung mit 623 km Länge geplant, welches den Austausch von Strom zwischen Deutschland und Norwegen ermöglichen soll. Hiermit können so die Kapazitäten der Wasserkraftwerke in Norwegen genutzt werden, wenn es in Deutschland zu Engpässen im Übertragungsnetz kommt. Hierbei fungieren die Wasserreservoirs Norwegens als Energiespeicher und es kann im Bedarfsfall Strom nach Deutschland transportiert werden. Gleichzeitig kann überschüssiger Windstrom aus Norddeutschland direkt nach Norwegen 42 ebenda 43 Bundesnetzagentur, Mit Europa die Netzlandschaft gestalten ( 44 Bundesnetzagentur, PCI im Strombereich ( Seite 23

24 transportiert werden. So profitieren beide Länder, da durch die Integration der beiden Strommärkte die Versorgungssicherheit verbessert werden kann und sich die Strompreise stabilisieren. 45 Abbildung 5: Verlauf der Gleichstromverbindung NordLink Quelle: DE_ohne_ d21491b166.png 45 Tennet, NordLink - Die erste Direktverbindung der Strommärkte zwischen Deutschland und Norwegen ( Seite 24

25 3.2 Bau flexibler Kraftwerke Die installierte Erzeugungskapazität wird sich in Deutschland im Jahr 2050 von rund 150 GW auf etwa 240 GW erhöhen. Gemäß Berechnungen der dena wird im Jahr 2050 zum Ausgleich der fluktuierenden Einspeisung der erneuerbaren Energien und zur Deckung des Regelleistungsbedarfs eine konventionelle Kraftwerksleistung von etwa 60 GW benötigt. Falls der Ausbau der erneuerbaren Energien oder der Netzausbau schleppender voran geht als geplant, würde sich dieser Bedarf noch erhöhen. Anzunehmen ist, dass das Stromsystem in den kommenden Jahrzehnten weiterhin auf konventionelle Kraftwerke angewiesen sein wird. Die derzeit bestehenden konventionellen Kraftwerke werden bis zum Jahr 2050 allerdings aus wirtschaftlichen und altersbedingten Gründen vom Netz genommen werden. Aufgrund der zunehmenden Stromerzeugung aus EE müssen konventionelle Kraftwerke zukünftig schneller reagieren als noch heute. 46 Die technischen Anforderungen liegen beispielsweise in einem schnelleren und häufigeren An- und Abfahren, höheren Laständerungsgeschwindigkeiten oder der Überbrückung längerer Stillstandzeiten. 47 Aus diesem Grund werden in Zukunft effiziente, flexible Kraftwerke benötigt. Auch sogenannte Retrofit-Maßnahmen, Maßnahmen zur Modernisierung bzw. Nachrüstung der bestehenden Kraftwerke, können zu einer Flexibilisierung beitragen und müssen daher ebenfalls betrachtet werden Überblick über bestehenden Kraftwerkspark Zu den bestehenden konventionellen Kraftwerken in Deutschland gehören Stein- und Braunkohle, Erdgas- und Kernkraftwerke. Sie weisen zusammen eine installierte Leistung von 98 GW auf und unterscheiden sich hinsichtlich 46 dena, Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt ( 47 BMWI / dena, Workshop Flexibilität von Bestandskraftwerken - Entwicklungsoptionen für den Kraftwerkspark durch Retrofit ( Seite 25

26 Typ, Auslegung, Größe und Alter. 48 Aufgrund von Stilllegungen und des Ausstieges aus der Kernenergie bis 2022 wird die installierte Kraftwerkskapazität in den kommenden Jahren abnehmen. Diese wird ohne die Berücksichtigung von Retrofit-Maßnahmen im Jahr 2020 noch 65 GW betragen, im Jahr 2030 nur noch 32,5 GW. 49 Unter der Annahme, dass in den kommenden Jahrzehnten keine zusätzliche Kapazität zugebaut wird, stellt sich die Abnahme der installierten Kapazität in den kommenden Jahrzehnten wie folgt dar: Abbildung 6: Abnahme der installierten Kraftwerkskapazität bis 2050 (in GW) Quelle: pdf, S ebenda 49 Krzikalla, Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus erneuerbaren Energien (beeev.de). Seite 26

27 Aktuell kann der bestehende Kraftwerkspark in Deutschland die Residuallast, das heißt die Restnachfrage, die nach Abzug der Einspeisung aus erneuerbaren Energien und wärmegeführten KWK-Anlagen durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden muss 50, zu jeder Zeit im Jahr decken. Allerdings wird dies erschwert durch das durch die Stilllegung von acht Kernkraftwerken im Jahr 2011 entstandene Defizit an Kraftwerkskapazitäten im Süden Deutschlands. Aktuell ist jedoch aus Hersteller- und Betreibersicht genügend Flexibilität vorhanden, um auf die fluktuierende Einspeisung reagieren zu können. 51 Pumpspeicherkraftwerken kann die höchste Flexibilität im bestehenden Kraftwerkspark zugesprochen werden, gefolgt von Gaskraftwerken, insbesondere Gasturbinen. Stein- und Braunkohlekraftwerke sowie Kernkraftwerke lassen sich nur bis zu einem gewissen Grad flexibel betreiben, um auf die bestehenden Anforderungen im Stromsystem schneller reagieren zu können. 52 Eine Möglichkeit, die Flexibilität des bestehenden Kraftwerksparks zu erhöhen, besteht in den sogenannten Retrofit-Maßnahmen. In der Vergangenheit haben die Kraftwerksbetreiber bereits einige dieser Maßnahmen durchgeführt, um Leistung und Effizienz ihrer Anlagen zu steigern. Retrofit-Maßnahmen lassen sich allgemein in Optimierungsmaßnahmen und Umbaumaßnahmen unterteilen. Optimierungsmaßnahmen können vergleichsweise kurzfristig durchgeführt werden und erfolgen ohne wesentliche Veränderungen der Anlagenkonfigurationen. Diese Maßnahmen weisen ein geringes Investitionsvolumen und risiko auf. Unter Umbaumaßnahmen werden wesentliche Veränderungen der Konfiguration der Kraftwerksanlagen verstanden. Beispiele für Umbaumaßnahmen sind die Nachrüstung von Vorschaltgasturbinen, der Tausch von Brennern und Kesseln sowie 50 dena, Residuallast ( 51 BMWI / dena, Workshop Flexibilität von Bestandskraftwerken - Entwicklungsoptionen für den Kraftwerkspark durch Retrofit ( 52 ebenda Seite 27

28 Optimierungsarbeiten der Rauchgasentschwefelungsanlagen, der Kühlsysteme und des Feuerungsprozesses. Umbaumaßnahmen sind deutlich aufwändiger als Optimierungsmaßnahmen und weisen daher auch höhere Investitionskosten und gegebenenfalls ein höheres Risiko auf. 53 Retrofit-Maßnahmen können so eine Steigerung von Leistung und Wirkungsgrad der Anlagen erwirken. Die Erhöhung der Flexibilität ergibt sich beispielsweise durch Maßnahmen, die eine Absenkung der Mindestleistung zur Folge haben, die Laständerungsgeschwindigkeiten erhöhen und die An- und Abfahrzeiten sowie die Mindeststillstanddauer verkürzen. Auch lässt sich mithilfe von Retrofit-Maßnahmen die technische Nutzungsdauer der Anlagen verlängern. Eine Verlängerung der wirtschaftlichen Nutzungsdauer kann durch eine Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit ebenfalls erreicht werden. Zudem können beispielsweise durch die Nachrüstung eines stickstoffarmen Brenners Emissionen reduziert werden. 54 Bereits durch technische Optimierungen kann bei vielen Bestandskraftwerken eine Flexibilisierung erreicht werden. Besonders bei den älteren Kraftwerken (Alter über 25 Jahre) zeigt sich hier ein hohes Potenzial. Allerdings stehen den Maßnahmen zur Flexibilisierung diverse technische und betriebliche Grenzen gegenüber. Eine flexiblere Fahrweise der konventionellen Kraftwerke kann beispielsweise einen erhöhten Anlagenverschleiß bewirken und somit die möglichen Betriebsstunden eines Kraftwerkes verkürzen. Zudem kann ein häufiges An- und Abschalten zu einer höheren Beanspruchung der verschiedenen Bauteile führen. Konventionelle Kraftwerke wurden bisher mit einem optimierten Wirkungsgrad bei Volllast konzipiert. Bei einer flexibleren Fahrweise in Teil- anstatt Volllast kann es daher zu einer Verschlechterung des Wirkungsgrades kommen. Generell entstehen beim Teillastbetrieb konventioneller Kraftwerke auch höhere Emissionen. Aufgrund der im Zuge der Entwicklung des Strommarktes abnehmenden Wirtschaftlichkeit der 53 ebenda 54 ebenda Seite 28

29 bestehenden Anlagen wird aktuell jedoch immer seltener in Retrofit- Maßnahmen investiert. Viele Kraftwerksbetreiber geben an, dass sich derartige Investitionen für eine höhere Flexibilität derzeit nicht rechnen Neubau flexibler thermischer Kraftwerke Um zukünftig eine weitreichende Weiterentwicklung des Kraftwerksparks zu erreichen und eine jederzeitige Versorgungssicherheit mit Strom zu gewährleisten, ist der Einsatz neuer, hochflexibler thermischer Kraftwerke notwendig. Hierzu zählen vor allem GuD-Kraftwerke und Blockheizkraftwerke. Ein GuD-Kraftwerk versteht sich als Kombination eines Gasturbinekraftwerkes und eines Dampfkraftwerkes. Aus dieser Kombination lässt sich ein höherer Wirkungsgrad als bei herkömmlichen Gas- oder Dampfkraftwerken erzielen. Hierbei wird in der Regel eine bis vier Gasturbinen in Kombination mit einer Dampfturbine betrieben. Die Gasturbine wird vorwiegend mit Erdgas, Biogas oder Heizöl betrieben und erzeugt während ihres Betriebes bereits Strom. 56 Die Abgase, die hier bei der Verbrennung entstehen, werden in einem Kessel zur Erzeugung von Wasserdampf verwendet und dienen anschließend als Antrieb für die Dampfturbine. In der Dampfturbine wird dann ebenfalls Strom erzeugt. Zwei Drittel der elektrischen Leistung werden in einem GuD-Kraftwerk von den Gasturbinen erzeugt, ein Drittel entfällt auf die Dampfturbine. 57 Bei dieser Kraftwerksart können die eingesetzten Brennstoffe sehr gut verwertet werden. Etwa 60% der eingesetzten Energie können in Strom umgewandelt werden. Zum Vergleich: Kernkraftwerke oder herkömmliche Wärmekraftwerke weisen nur einen Wirkungsgrad von rund 35% auf. Zu den weiteren Vorteilen von GuD-Kraftwerken gehören eine relativ kurze Bauzeit und geringe Kosten beim Bau. Verglichen mit den Baukosten eines Kohlekraftwerkes sind diese bei 55 ebenda 56 Bockhorst, GUD-Kraftwerke ( 57 Verivox, GuD-Kraftwerk ( Seite 29

30 GuD-Kraftwerken um etwa die Hälfte geringer. Die Flexibilität von GuD- Kraftwerken zeichnet sich dadurch aus, dass sie sehr schnell hoch- und heruntergefahren werden können. Aufgrund von höheren Stromerzeugungskosten finden GuD-Kraftwerke vorwiegend Einsatz bei der Abdeckung von Bedarfsspitzen. In Deutschland werden aktuell über 60 GuD- Kraftwerke betrieben. 58 Um die Flexibilität der GuD-Kraftwerke zu erhöhen, sollten diese in KWK in Verbindung mit Wärmespeichern stromgeführt gesteuert werden. In KWK- Anlagen wird Strom und Nutzwärme gleichzeitig erzeugt, wodurch eine effizientere Nutzung des eingesetzten Brennstoffes als bei der Erzeugung in getrennten Anlagen erreicht werden kann. Da bei diesem Vorgehen weniger Brennstoffmengen verbraucht werden, kann der Ausstoß von Kohlendioxid- Emissionen verringert werden. 59 Die Reduzierung des CO₂-Ausstoßes kann hierbei bis zu 50% betragen, der Energieverbrauch kann um mehr als ein Drittel reduziert werden. 60 Eine wärmegeführte Steuerung der KWK-Anlagen ist als weniger flexibel zu betrachten, da hierbei der Strom größtenteils unflexibel in Abhängigkeit von der benötigten Wärmemenge erzeugt wird. Um eine höhere Flexibilität zu erreichen, sollten KWK-Anlagen daher mit Wärmespeichern kombiniert und stromgeführt gesteuert werden. Diese Anlagen können flexibler betrieben werden, da die Erzeugung von Strom und Wärme bis zu einem gewissen Grad entkoppelt werden kann. 61 Die beim Betrieb der Gasturbine in GuD-Kraftwerken bei hohem Strombedarf produzierte Wärme, die den Bedarf übersteigt, kann im Wärmespeicher zwischengespeichert werden. Bei geringem Strombedarf, beispielsweise nachts, kann die Gasturbine ohne Probleme heruntergefahren werden, die Wärmeversorgung kann dann aus dem Wärmespeicher 58 ebenda 59 BAFA, Kraft-Wärme-Kopplung ( 60 Vaillant, Kraft-Wärme-Kopplung ( 61 BMWI / dena, Workshop Flexibilität von Bestandskraftwerken - Entwicklungsoptionen für den Kraftwerkspark durch Retrofit ( Seite 30

31 bereitgestellt werden. 62 Durch den vermehrten Einsatz von Biogas anstatt Erdgas zur Stromerzeugung in GuD-Kraftwerken kann der Anteil an erneuerbaren Energien erhöht werden. Die Potentiale reichen hierbei jedoch nicht vollständig aus. Als möglicher Lösungsansatz wäre daher eine Verbindung mit der Power-to-Gas-Strategie denkbar. 63 Das Power-to-Gas-Verfahren wird unter Punkt näher beschrieben. Weiterhin als flexible Kraftwerke in Frage kommend sind Blockheizkraftwerke. Diese sollten wie GuD-Kraftwerke ebenfalls in KWK mit Wärmespeichern stromgeführt betrieben werden. 64 Blockheizkraftwerke bestehen aus einem Motor, einem Generator und einem Wärmetauscher. Mittels eines Brennstoffes wird der Motor betrieben. Der Generator wandelt die erzeugte Energie in Strom um und die dabei entstehende Abwärme wird durch den Wärmetauscher in Heizenergie umgewandelt. Blockheizkraftwerke erreichen einen Wirkungsgrad von 80 bis 95%. Blockheizkraftwerke können je nach Größe Energie für Einbis Mehrfamilienhäuser, Wohnblocks, Industrie und Ämter liefern. 65 Am trat eine novellierte Fassung des Kraft-Wärme-Kopplungs- Gesetzes (kurz KWKG) in Kraft. Es wurde beschlossen, bis zum Jahr 2020 den Beitrag der Kraft-Wärme-Kopplung an der Stromerzeugung in Deutschland auf 25% zu erhöhen. Gefördert werden sollen sowohl der Neubau und die Modernisierung von KWK-Anlagen als auch der Neu- und Ausbau von Wärmespeichern. Nach dieser Novellierung haben Betreiber von Wärmespeichern unter bestimmten Voraussetzungen einen Anspruch auf eine Zuschlagszahlung für den Neu- und Ausbau von Wärmespeichern. 66 Jedoch können Gaskraftwerke derzeit nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden, der Bau neuer benötigter Gaskraftwerke in Deutschland stagniert. 62 RWE, FleGs ( 63 Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S O.V., Was ist ein BHKW (Blockheizkraftwerk)? ( 66 Stahl, Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung - Vergleichende Arbeitsausgabe des BHKW-Forum e.v. zur KWKG-Novelle 2012 ( Seite 31

32 Grund hierfür sind die fallenden Preise an der Strombörse. Viele Betreiber ziehen daher eine Stilllegung ihrer Gaskraftwerke in Erwägung, da sich deren Betrieb nicht mehr lohne. Laut Mathias Zuber, Kraftwerksexperte bei der Unternehmensberatung Ecoprog, befinden sich von den einst 50 geplanten Gaskraftwerken lediglich etwa ein Fünftel im Bau. Oliver Klitzke, Manager bei GE Energy Germany ist der Ansicht, zur Lösung des Problems sei ein Marktdesign notwendig, das nicht nur die Energieproduktion, sondern auch die Vorhaltung von flexibler, aber gesicherter Leistungsfähigkeit honoriert. 67 Ein möglicher Lösungsweg kann darin liegen, die Verpflichtung der Netzbetreiber, neue flexible Gaskraftwerke zu bauen und somit für Netzstabilität zu sorgen, weiter zu verschärfen. Eine andere Alternative liegt in einer Erhöhung der Kohlepreise. In jedem Fall ist eine Änderung der Marktbedingungen von Nöten, um den Bau flexibler Kraftwerke in Zukunft voranzutreiben Lastmanagement Definition und Aufgabe des Lastmanagements Lastmanagement, auch Verbrauchsmanagement oder Demand-Side- Management (kurz DSM) genannt, bezeichnet die gezielte Steuerung von Lasten. Aufgrund der fluktuierenden Einspeisung von erneuerbaren Energien muss sich im Zuge des Ausbaus der erneuerbaren Energien die Nachfrage zunehmend an der Erzeugung orientieren. Durch eine Steuerung des Verbrauchs, bei der die Situation im gesamten Energiewirtschaftssystem berücksichtigt wird, kann dies gelingen. 69 Die Zeitpunkte der Zu- und Abschaltung von Lasten sollten also nicht nur durch die Verbrauchssituation der 67 Heide, Gaskraftwerke werden zu Ladenhütern ( 68 Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S dena, Lastmanagement Ein Überblick ( Seite 32

33 Kunden bestimmt werden, vielmehr sollten hierbei auch energiewirtschaftliche Sachverhalte mit einbezogen werden. 70 Aufgabe des Lastmanagements ist es, eine Verlagerung von Lastspitzen auf lastärmere Zeiten herbeizuführen. 71 Dies kann durch zweierlei Alternativen geschehen: Einerseits kann durch Fernregelung eine Verlagerung des Verbrauches erreicht werden. Hierbei soll besonders die industrielle und gewerbliche Stromnachfrage flexibler auf Erzeugungsschwankungen reagieren und so zum Lastausgleich beitragen. 72 Zum Anderen kann eine Verlagerung von Lastspitzen durch unterschiedliche Stromtarife erreicht werden. Hierzu werden sogenannte Smart Meter, "intelligente" Stromzähler, benötigt. Diese zeigen die jeweiligen Stromtarife an und können die Verbraucher so zu einer selbstständigen Verlagerung der Verbräuche motivieren Maßnahmen in der Industrie und im Gewerbe Generell sind Lastmanagementpotentiale in der Industrie und im Gewerbe einfacher zu erschließen, da es sich hier um größere Lasten handelt und eine Prozesssteuertechnik meist bereits vorhanden ist. 74 Die Möglichkeit der Lastverlagerung in der Industrie besteht einerseits in einer Lastreduktion, das heißt es erfolgt eine Verlagerung der Produktion zu einem späteren Zeitpunkt, was beispielsweise bei Stromknappheit und hohen Preisen erfolgen kann. Die andere Möglichkeit besteht in einer Lasterhöhung. Bei Stromüberschuss und niedrigen Preisen kann die Auslastung einiger Prozesse vorübergehend erhöht und so die Produktion teilweise vorgezogen werden. Theoretisch besteht auch die Möglichkeit einer Lastreduktion unter 70 Krzikalla, Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus erneuerbaren Energien (beeev.de). 71 Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S SRU, Den Strommarkt der Zukunft gestalten ( 73 Rogall, 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien, S dena, Lastmanagement in der Industrie: Erlöse erwirtschaften - zur Energiewende beitragen ( Seite 33

34 Inkaufnahme von Produktionsausfall. Hierbei würden allerdings aufgrund des Verzichts auf Deckungsbeiträge höhere Kosten entstehen als bei einer Lastreduktion, bei der die Produktion zu einem späteren Zeitpunkt nachgeholt wird. 75 Abbildung 7: Abschaltbare Lasten in der Industrie im MW Quelle: pdf, S. 30 Die Abbildung stellt das technische Potenzial abschaltbarer Leistung in verschiedenen Industriezweigen dar. Die Anlagen mit einer hohen Verfügbarkeit und unverzüglicher Abschaltmöglichkeit können meist nur für 5 bis 15 Minuten abgeschaltet werden, geringfügig für maximal eine Stunde. Anlagen, die eine Aktivierungsdauer von bis zu 15 Minuten aufweisen, können meist über mehrere Stunden abgeschaltet werden. Das tatsächliche Potenzial der Anlagen ist abhängig von den spezifischen Produktionsabläufen. 76 Von hoher Bedeutung sind hierbei Zwischenspeicher, da sie die Voraussetzung für die Verschiebbarkeit von Lasten sind. Zwischenspeicher können beispielsweise 75 Krzikalla, Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus erneuerbaren Energien (beeev.de). 76 ebenda Seite 34