Auswirkung der fluktuierenden Stromeinspeisung aus Windenergie auf die CO 2 -Emissionen fossil befeuerter Kraftwerke

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1 Auswirkung der fluktuierenden Stromeinspeisung aus Windenergie auf die CO 2 -Emissionen fossil befeuerter Kraftwerke Daniel Wolf 1, Markus Witt 2 und Thomas Bruckner 1 (1) Institut für Energietechnik, TU Berlin, Marchstrasse 18, D Berlin, Tel: ++49 (0) , Fax: ++49 (0) , daniel.wolf@iet.tu-berlin.de (2) Vattenfall Europe AG, Chausseestr. 23, D Berlin 1. Ziel und Motivation: In den letzten Jahren hat unter den erneuerbaren Energien gerade die Windenergie in Europa einen vehementen Aufschwung erfahren. In Dänemark liegt bereits heute die installierte Windenergieleistung in der Größenordnung der Stromnachfrage [Lun05]. In Deutschland ist dies mit 19,3 GW installierter Windenergieleistung (Stand: ) noch nicht der Fall. Allerdings verfügt Deutschland über die weltweit größte installierte Windenergieanlagenkapazität und nimmt so eine Vorreiterrolle hinsichtlich deren großtechnischer Integration ins bestehende Energiesystem ein [den05]. Aus diesem Grund besteht ein breites Interesse daran, die Auswirkungen der Stromeinspeisung aus Windenergieanlagen (WEA) auf den konventionellen Kraftwerkspark sowie auf den Netzverbund in vollem Umfang zu verstehen. Erst durch eine fundierte Kenntnis der auftretenden Rückwirkungen ist man in der Lage, zielführende Maßnahmen zu ergreifen, die eine harmonische Integration der Windenergie ermöglichen. Wie das Ergebnis der hier vorgestellten Studie zeigt, verändert die fluktuierende Einspeisung von Strom aus Windkraftanlagen die Fahrweise thermischer Kraftwerke und damit die spezifischen Emissionen des konventionellen Teils des Kraftwerksparks merklich. Inwieweit sich die spezifischen Emissionen dadurch tatsächlich erhöhen, hängt entscheidend von den zugrunde gelegten CO 2 -Emissionszertifikatspreisen sowie von der Struktur des untersuchten Kraftwerksparks ab. 2. Stand der Forschung Als wichtige Arbeiten, die die Rückwirkung der Windkraftnutzung auf den Betrieb des konventionellen Kraftwerksparks analysieren, sind [AH05, KR05, NF04, SM04, SK04, GW04, Son00, NF00] anzuführen. Außerhalb des deutschsprachigen Raums entstanden vor allem in den skandinavischen Ländern aufschlussreiche Beiträge [Lun05, Hol04]. Die grundlegende methodische Gemeinsamkeit dieser Arbeiten besteht darin, dass unter Zuhilfenahme eines Energiesystemmodells die spezifische CO 2 -Emission eines generischen Kraftwerkparks analysiert wurde. Dieser generische Modellkraftwerkspark wurde mit dem Ziel entwickelt, den durchschnittlichen nationalen Erzeugungsmix adäquat abzubilden. Die spezifische CO 2 -Emission eines Kraftwerkparks wird maßgeblich durch die eingesetzten Umwandlungstechnologien sowie durch die zu deren Befeuerung verwendeten Brennstoffe beeinflusst. Deshalb führt vor allem die unterschiedliche Zusammensetzung des Modellkraftwerkparks alleine in den deutschen Studien zu einer Bandbreite in den spezifischen CO 2 -Emissionen von 539 gco 2 /kwh el [SM04] bis 890 gco 2 /kwh el [NF00]. Dabei wird in diesen Arbeiten eine Reduzierung der CO 2 -Emissionsminderung durch Stromeinspeisung aus WEA aufgrund von Teillast-, An- und Abfahrverlusten konventioneller Anlagen von 2,3 bis 10,6% [KR05] angegeben. Dieser relativ große Spielraum in den Ergebnissen ist unbefriedigend und lädt zu einer detaillierten Untersuchung ein.

2 3. Methodisches Vorgehen: Kennt man die mittleren spezifischen CO 2 -Emissionen eines zu analysierenden Kraftwerkparks, so lässt sich die durch die Nutzung erneuerbarer Energiequellen absolut vermeidbare CO 2 -Emission näherungsweise durch eine einfache Multiplikation der eingespeisten, aus erneuerbaren Quellen stammende Energiemenge mit den spezifischen (vermiedenen) CO 2 -Emissionen des Kraftwerkparks berechnen. Hierbei wird jedoch implizit vorausgesetzt, dass die Einspeisung des z.b. aus WEA stammenden Stromes keinen Einfluss auf den Betrieb der Kraftwerke hat, die zur Deckung der verbleibenden Nachfrage herangezogen werden. Diese Annahme ist in der Realität in der Regel nicht gerechtfertigt, da die Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen zum einen zu einem verminderten Einsatz konventioneller Kraftwerke und damit verbunden zu einem veränderten Erzeugungsmix im konventionellen Bereich führt und zum anderen die fluktuierende Einspeisung einen verstärkten Teillastbetrieb sowie ein häufigeres An- und Abfahren der Kraftwerke bedingt. Zur Analyse der Rückwirkung einer fluktuierenden Stromeinspeisung auf den thermischen Kraftwerkspark wurde das am Institut für Theoretische Physik der Universität Würzburg [B97] erstellte und am Institut für Energietechnik der Technischen Universität Berlin weiterentwickelte dynamische Energie-, Emissions- und Kostenoptimierungsmodell deeco (dynamic energy, emission and cost optimization) um Module erweitert, die das Teillastverhalten und die begrenzte dynamische Reaktionsfähigkeit von Kohle- und Gaskraftwerken zu erfassen vermögen [D05]. Basierend auf hochaufgelösten Zeitreihen (Viertelstundenmittelwerte) für die Nachfrage nach elektrischer Energie sowie für die Stromeinspeisung aus Windkraftanlagen wurden mit deeco anschließend Optimierungsrechnungen zur Quantifizierung des durch die Stromeinspeisung veränderten CO 2 -Ausstoßes der konventionellen Kraftwerke des ostdeutschen Kraftwerkparks durchgeführt. Die dazu notwendigen technischen und wirtschaftlichen Daten wurden freundlicherweise von der Vattenfall Europe AG zur Verfügung gestellt. 4. Methodische Umsetzung 4.1 Energiesystemoptimierung mit deeco deeco dient zur dynamischen Energie-, Emissions- und Kostenoptimierung regionaler und nationaler Energieversorgungssysteme Es erlaubt hierbei derzeit die systemintegrierte, d.h. simultane Berücksichtigung folgender Energietechniken [BM03]: Dampfkraftwerke, Gasturbinen sowie Gas- und Dampfturbinenanlagen Entnahme-Kondensations- und Gegendruck-Heizkraftwerke in Verbindung mit Nah- bzw. Fernwärmenetzen Brennstoffzellen, Blockheizkraftwerke Öl-, Gas- und Gasbrennwertkessel Gas-, Elektro- und Absorptionswärmepumpen Wärmeübertragernetzwerke zur Nutzung industrieller Abwärme Solarkollektoren zur Wärmeversorgung Photovoltaik- und Windenergieanlagen sowie solarthermische Kraftwerke Speicher für Solarenergie, industrielle Abwärme und Wärme aus Kraft- Wärme-Kopplungsanlagen (kurzfristig und saisonal)

3 deeco ermittelt auf der Basis des zeitabhängigen Energiebedarfs der Bedarfsprozesse (z.b. Stundenmittelwerte), der zeitabhängigen Abwärmeproduktion industrieller Anlagen, der örtlichen Wetterdaten, der technischen und wirtschaftlichen Daten der Energieversorgungstechniken sowie der Kenndaten der verwendeten Brennstoffe und des übergeordneten Kraftwerksparks die optimierten Werte des nicht-regenerativen Primärenergieeinsatzes, der Emissionen (CO 2, NO x, SO 2 etc.) sowie die Kosten und die optimalen Anteile der verschiedenen Versorgungstechniken an der Bereitstellung der nachgefragten Nutzenergie. Methodisch erfolgt dies durch eine rekursiv-dynamische lineare Optimierung über den Zeitraum eines repräsentativen Jahres. deeco führt hierbei keine getrennten Simulationen der verschiedenen Energieversorgungstechniken durch, sondern optimiert dynamisch ihren gemeinsamen Einsatz unter Berücksichtigung des nichtlinearen und zeitabhängigen Einflusses intensiver Größen (Außen-, Bedarfs-, Abwärme-, Speichertemperaturen, etc.) auf die Wirkungsgrade der Energieversorgungstechniken. Es erlaubt damit die Untersuchung von Konkurrenzeffekten zwischen Techniken der rationellen Energieverwendung und der Nutzung regenerativer Energiequellen sowie insbesondere die Analyse der Rückwirkung der regenerativ erzeugten Stromeinspeisung auf den Betrieb des konventionellen Kraftwerkparks. 4.1 Fragestellungsspezifische Erweiterung von deeco Betrachtet man den typischen Verlauf des Wirkungsgrades konventioneller Kohle- und Gaskraftwerke als Funktion der Auslastung, so stellt man fest, dass der Wirkungsgrad in der Nähe der Nennleistung weitgehend konstant ist und zu niedrigen Auslastungswerten hin abnimmt. Solange sich die Auslastung des betrachteten Kraftwerks in der Nähe der Nennleistung befindet, kann dessen Wirkungsgrad gut durch einen konstanten Wert ŋ nenn angenähert werden (siehe Abb. 1). Im Teillastbetrieb, vor allem unterhalb von 50% der Nennleistung, weicht der Wirkungsgrad aber zunehmend davon ab. Durch die Einführung eines lastunabhängigen Wärmegrundbedarfs c sowie eines virtuellen marginalen Wirkungsgrades ŋ virt lässt sich im Rahmen eines (gemischt-ganzzahligen)-linearen Optimierungsansatzes ein lastabhängiger Wirkungsgradverlauf (vgl. ŋ res in Abb. 1) darstellen. Durch eine Parameteranpassung von c und ŋ virt können so die lastabhängigen Wirkungsgrade realer Kraftwerke abgebildet werden. Abb. 2: Lastvariabler Wirkungsgrad im linearen Optimierungsmodell

4 Eine weitere, für die Fragestellung wichtige und modellierungsrelevante Eigenschaft von Kraftwerksprozessen ist deren Leistungsänderungsvermögen. Durch die Einführung eines Parameters zur Angabe der maximalen Leistungsänderungsgeschwindigkeit konnte diesem Sachverhalt Rechnung getragen werden. 5. Betrachtungsbereich und Modellannahmen Gegenstand der Betrachtung war die Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers Vattenfall Europe AG. Diese stimmt geografisch (unter Ausschluss des hamburgischen Versorgungsgebietes) mit den ostdeutschen Bundesländer Berlin, Brandenburg, Mecklenburg- Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen überein (siehe Abb. 3). Es wurden alle sich dort befindlichen thermischen Kraftwerke mit einer Bruttoleistung > 300MW (Kohle) bzw. 45MW (Gas) blockscharf abgebildet, was eine thermische Gesamtbruttoleistung von MW ergibt. Das Jahr 2003 diente als Referenz für die Windenergieeinspeisung, die zeitlich aufgelöste Stromnachfrage sowie für die wirtschaftlichen Daten. Abb. 4: Installierte WEA-Leistung im Modellierungsgebiet [MW] Entgegen der realen Praktiken des regelzonenübergreifenenden Stromhandels sowie des EEG-Horizontalausgleichs wird das Modellierungsgebiet im Rahmen der Studie vereinfachend als abgeschlossen betrachtet. Zusammen mit der dort installierten WEA- Leistung führt dies zu einem Windenergieanteil von 11% an der Deckung der Stromnachfrage, der somit deutlich über dem bundesweiten Durchschnitt von derzeit ca. 5% liegt. Des Weiteren wurden die in der Regelzone vorhandenen Pumpspeicherkraftwerke nicht berücksichtigt, so dass der konventionelle Kraftwerkspark ausschließlich aus thermischen, fossil befeuerten Anlagen besteht (siehe Abb. 5). Die zuvor erläuterten Annahmen führen dazu, dass die Stromnachfrage im Modell alleine durch den thermischen Kraftwerkspark zusammen mit der Windenergieeinspeisung gedeckt werden muss. Somit handelt es sich um einen konservativen Modellierungsansatz, der die unmittelbarste Form der Beeinflussung der Fahrweise des konventionellen Kraftwerkparks aufgrund der Windenergieeinspeisung darstellt. Berücksichtigt man den Stromaustausch mit anderen Regelzonen bzw. mit dem Ausland sowie einen möglichen Pumpspeichereinsatz, so ist davon auszugehen, dass der Einfluss der Windenergieeinspeisung auf die spezifischen Emissionen des konventionellen Kraftwerkparks absolut gesehen nachlässt.

5 Abb. 6: Struktur des zu Grunde liegenden Kraftwerkparks im Vergleich zu bisherigen Studien (Anteile an der Nettostromerzeugung) 5. Ergebnisse Bei Kenntnis der spezifischen CO 2 -Emission des konventionellen Kraftwerkparks kann eine erste einfache Abschätzung der durch die Stromeinspeisung aus Windenergieanlagen 1 vermiedenen CO 2 -Emissionen erfolgen. Dabei wird die spezifische CO 2 -Emission des konventionellen Kraftwerkparks gleich dem Vermeidungsfaktor für die Einspeisung aus WEA-Strom gesetzt (naive Rechnung). Wird deeco im Rahmen einer Analyse der systemweiten Zusammenhänge zur Berechnung der vermiedenen CO 2 -Emissionen herangezogen, so erhält man aufgrund der eingangs aufgeführten Effekte der Windenergieeinspeisung auf den konventionellen Kraftwerkspark einen leicht verminderten Wert. Hierbei wird die absolut vermiedene (naiv berechnete) Menge an CO 2 um 7,1% verringert (siehe Abb. 7). Dieses Ergebnis liegt innerhalb des Wertebereichs von 2,3 bis 10,6% [KR05] bisheriger Studien zu dieser Problematik. Hierbei stellt sich die Frage, welchen Anteil die verschiedenen Einflüsse an der genannten Reduktion um 7,1% haben. Hierzu ist eine differenzierte Betrachtung der folgenden Einflüsse hilfreich: - Veränderung des Erzeugungsmixes durch die Verdrängung konventioneller Kraftwerke aufgrund der WEA-Einspeisung (Verdrängungseffekt) - Veränderte Fahrweise einzelner konventioneller Erzeugungsanlagen aufgrund von windenergieinduzierten Fluktuationen in der resultierenden Last (Fluktuationseffekt) 1 Hierbei wird davon ausgegangen, dass durch Windenergieanlagen keine CO 2 -Emissionen verursacht werden. Emissionen, die beim Bau, der Wartung sowie bei der Entsorgung der Anlagen entstehen, blieben somit unberücksichtigt.

6 Abb. 8: Prozentuale CO 2 -Minderung bei einer naiven Berechnung (links) sowie bei einer Optimierungsrechnung (rechts), die das Gesamtsystem erfasst. Die zusätzlichen Emissionen, die bei einer Berücksichtung der Rückwirkung der WEA-Einspeisung auf den Betrieb der konventionellen Kraftwerke, auftreten, betragen 7,1% der naiv abgeschätzten vermiedenen Emission. Um den anteiligen Einfluss beider Effekte analysieren zu können, wurden verschiedene Lastszenarien erstellt, die die genannten Einflüsse getrennt voneinander abbilden (siehe Abb. 9). Abb Systematik der Lastszenarien

7 Lastszenario 2 L VL geht als Referenzszenario von einer vollständigen Deckung der Stromnachfrage durch den konventionellen Kraftwerkspark aus. Im Lastszenario L RL wird unterstellt, dass die Windenergieeinspeisung mit einem konstanten Lastband in der Höhe der mittleren jährlichen Einspeiseleistung erfolgt. Demzufolge wird hier dem Verdrängungseffekt Rechnung getragen, der Fluktuationseffekt jedoch vernachlässigt. Respektive berücksichtigt Lastszenario L ~VL lediglich den Fluktuationseffekt, nicht aber den Verdrängungseffekt, indem sich der Betrag der konventionell zu deckenden Last im Vergleich zu L VL nicht ändert, sich wohl aber windenergieinduzierte Fluktuationen im Lastgang widerspiegeln. Das vierte Lastszenario L ~RL erfasst beide Effekt gleichzeitig und stellt somit die Realität dar, in der sich die konventionell zu deckende Last aus der Stromnachfrage abzüglich der Windenergieeinspeisung ergibt. Bevor auf die, mit Hilfe der zuvor erläuterten Lastszenarien gewonnenen Ergebnisse eingegangen wird, soll zunächst der Einfluss des CO 2 -Zertifikatehandels auf die spezifischen CO 2 -Emissionen des konventionellen Kraftwerkparks dargestellt werden. Seit dem Beginn der ersten Handelsperiode konnten Zertifikatspreise zwischen 4 und 29 am europäischen Markt beobachtet werden. Wird dieser Preis in vollem Umfang mit den variablen Erzeugungskosten verrechnet, so kann bei weiterhin strikt monetärer Optimierung ein veränderter Kraftwerkseinsatz beobachtet werden. Dieser veränderte Kraftwerkseinsatz wirkt sich natürlich auch auf den spezifischen CO 2 -Ausstoß des betrachteten Kraftwerkparks aus (siehe Abb. 11). Abb. 12: Einfluss der Zertifikatspreise auf die spezifische CO 2 -Emission des Modellkraftwerkparks ohne Berücksichtigung der WEA-Einspeisung Werden in einem weiteren Schritt nun auch die spezifischen CO 2 -Emissionen für den Modellkraftwerkspark unter Berücksichtigung der WEA-Einspeisung auf der Grundlage von L ~RL berechnet, so zeichnet sich hierfür ein qualitativ ähnlicher Verlauf ab (siehe Abb. 13). Bei einer näheren Betrachtung stellt man allerdings fest, dass der windenergiebedingte 2 Die Indizierung der vier Lastszenarien L δ (t) wurde derart vorgenommen, dass der Index VL für Volllast, RL für Restlast steht. Dabei bezieht sich Volllast auf Lastszenarien, in denen die gesamte Stromnachfrage, also die volle Last, durch den fossil befeuerten Kraftwerkspark gedeckt wird. Mit Hilfe der Tilde wird die Berücksichtigung der windenergieinduzierten Fluktuationen gekennzeichnet.

8 Anstieg der spezifischen CO 2 -Emissionen zu höheren Zertifikatspreisen hin, in eine Reduktion umschlägt. De facto bedeutet dies ein zusätzliches Emissionsminderungspotenzial im konventionellen Kraftwerkspark aufgrund der WEA-Einspeisung bei einer Berücksichtigung der Zertifikatskosten in der Kraftwerkseinsatzplanung. Dieses Ergebnis überrascht zunächst, kann aber durch eine differenzierte Betrachtung der beiden, oben aufgeführten Effekte erklärt werden. Abb. 14: Einfluss der CO 2 -Zertifikatspreise und der Rückwirkung der WEA-Einspeisung auf die spezifische CO 2 -Emission des konventionellen Modellkraftwerkparks Um eine Zuordnung der Veränderung in den spezifischen CO 2 -Emissionen aufgrund der WEA-Einspeisung zu erreichen, ist es hilfreich, das Lastszenario L RL im Vergleich zu L RL bzw. L VL zu untersuchen. In Abbildung 15 wird ersichtlich, dass die WEA-Einspeisung durch ihren fluktuierenden Charakter eine negative Auswirkung auf die spezifische CO 2 -Emission des konventionellen Kraftwerkparks besitzt. Dieser Einfluss ist nahezu unabhängig vom Zertifikatspreis. Im Gegensatz dazu verzeichnet der Einfluss des Verdrängungseffekts eine merkliche CO 2 -Preis-Sensititvität. Schon ab einem Zertifikatspreis von 5 /tco 2 überwiegt der letztgenannte Effekt. Dadurch wird unter optimalem Kraftwerkseinsatz eine Senkung der spezifischen CO 2 -Emissionen des konventionellen Kraftwerksparks durch die Windenergieeinspeisung realisierbar. Eine Substitution konventioneller Stromerzeugung wirkt sich somit dann vorteilhaft auf den spezifischen CO 2 -Ausstoß des konventionellen Kraftwerkparks aus, wenn ein ausreichend hoher Zertifikatspreis zugrunde liegt. Dies erklärt sich wie folgt: Durch hohe Emissionszertifikatspreise wird der Betrieb konventioneller Kraftwerke mit hohen CO 2 -Emissionen zunehmend teurer. Diese werden somit verstärkt am oberen Ende der Merit Order angetroffen und deshalb bevorzugt bei einer Windstromeinspeisung verdrängt. Übrig bleibt ein konventioneller Kraftwerkspark, der aus im Durchschnitt emissionsärmeren Kraftwerken besteht.

9 Abb. 16: Zuordnung der Rückwirkung der WEA-Einspeisung auf den Beitrag des Fluktuations- und des Verdrängungseffektes 6. Schlussfolgerungen Um belastbare Ergebnisse im Hinblick auf die Rückwirkung der fluktuierenden Einspeisung auf den konventionellen Kraftwerkspark zu gewinnen, ist ein zeitlich und technologisch hochaufgelöstes Energiesystemoptimierungsmodell, das das Verhalten des Strommarktes nachbilden kann, äußerst hilfreich. Nur mit seiner Hilfe lassen sich die unterschiedlichen Einflüsse im Systemzusammenhang erfassen. Zusätzlich ist eine Einpreisung der Emissionszertifikate erforderlich, um den Einfluss des Emissionshandels auf die Merit Order zu erfassen. Die für den Modellkraftwerkspark erzielten Ergebnisse und Erkenntnisse lassen folgende Schlüsse zu: Unter derzeitigen Bedingungen ist eine geringe Erhöhung der spezifischen CO 2 - Emssionen des betrachteten konventionellen Kraftwerkparks feststellbar, wenn dabei ausschließlich der Fluktuationseinfluss berücksichtigt wird. Eine Senkung der spezifischen CO 2 -Emssionen des betrachteten thermischen (rein konventionellen) Kraftwerkparks durch die Windenergienutzung ist ab einem Zertifikatspreis von 5 /t CO 2 möglich, wenn beide Einflüsse (der Verdrängungseffekt und der Fluktuationseffekt) erfasst werden. Die Förderung erneuerbarer Energien auf der Basis von technologiespezifischen, fixen Einspeisevergütungen und der Emissionshandel stellen keine widersprüchlichen Klimaschutzinstrumente dar. Bei hinreichend hohen Zertifikatspreisen und entsprechendem kostenoptimalen Kraftwerkseinsatz sind Synergieeffekte zu beobachten, die auf ein Zusammenwirken beider Instrumente zurückzuführen sind.

10 Literatur: [AH05] [B97] [BG97] [BM03] [den05] [GW04] [Hol04] [KR05] [Lun05] [NF00] [NK04] [Son00] [SK04] [W05] Auer, H., Huber, C., Ragwitz, M. et al.: Modellierung von Kraftwerksbetrieb und Regelenergiebedarf bei verstärkter Einspeisung von Windenergie in verschiedene Energiesysteme unter Berücksichtigung des Lastmanagements, Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie (BMVIT), Wien, 2005 Bruckner, T.: Dynamische Energie- und Emissionsoptimierung regionaler Energiesysteme, Dissertation, Institut für Theoretische Physik, Universität Würzburg, Bruckner, T., Groscurth, H.-M., Kümmel, R.: Competition and Synergy between Energy Technologies in Municipal Energy Systems, Energy - The International Journal 22, , Bruckner, T., Morrison, R., Handley, C., Patterson, M.: High-Resolution Modeling of Energy-Services Supply Systems using deeco: Overview and Application to Policy Development, Annals of Operations Research 121, , 2003 dena: Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr dena Deutsche Energie Agentur GmbH, Berlin, Geiger B., Wagner U., et al.: CO 2 -Vermeidungskosten im Kraftwerksbereich, bei den erneuerbaren Energien sowie bei nachfrageseitigen Energieeffizienzmaßnahmen. München, Holtinnen, H.: The impact of large scale wind power production on the Nordic electricity system. VTT Technical Research Centre of Finland, Klobasa M., Ragwitz M.: Gutachten zur CO 2 - Minderung im Stromsektor durch den Einsatz erneuerbarer Energien. Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI), Karlsruhe, Lund, H.: Large-scale integration of wind power into different energy systems. Energy 30 (2005) , Department of Development and Planning, Aalborg University, Aalborg, Denmark, Nitsch J., Fischedick M.: Klimaschutz durch Nutzung erneuerbarer Energien. UBA - Umweltbundesamt, Berlin, Nitsch J., Krewitt W., et al.: ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland. BMU - Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Sontow, J.: Energiewirtschaftliche Analyse großtechnischer Windstromerzeugung. Dissertation, IER, Universität Stuttgart, Schlesinger M., Kirchner A., Fahl U.: Analyse der Wirksamkeit von CO2- Minderungsmaßnahmen im Energiebereich und ihre Weiterentwicklung. BMWA - Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit, Wolf, D.: Ausgleich der fluktuierenden Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien durch fossil befeuerte Kraftwerke: Ökonomische und ökologische Aspekte, Diplomarbeit, Institut für Energietechnik, Technische Universität Berlin, 2005.