DR. WERNER BRINKER (HRSG.) JEDE MENGE ÖKOSTROM WAS TUN?

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1 DR. WERNER BRINKER (HRSG.) JEDE MENGE ÖKOSTROM WAS TUN?

2 02 03 MITWIRKENDE INHALTSVERZEICHNIS Prof. Dr. Carsten Agert Professor für Energietechnologie an der Carl von Ossietzky Universität Oldenburg Leiter des EWE-Forschungszentrums NEXT ENERGY, Oldenburg Mitwirkende.... S. 2 Executive Summary... S. 5 Dr. Werner Brinker (Hrsg.) Vorsitzender des Vorstandes der EWE AG, Oldenburg (bis Okt. 2015) Der Umbau der Energieversorgung erfordert rechtzeitiges Umdenken... S. 6 7 Technologiemix für Strom aus erneuerbaren Energien optimieren... S Prof. Dr. Christoph Böhringer Professor für Wirtschaftspolitik an der Carl von Ossietzky Universität Oldenburg Prof. Dr. Gert Brunekreeft Professor of Energy Economics an der Jacobs University Bremen Dr. Jörg Buddenberg Geschäftsführer EWE ERNEUERBARE ENERGIEN GmbH, Oldenburg Investitionsanreize für Netzausbau und -umbau schaffen... S Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Systemdienstleistungen einbinden... S Energiespeicher in die Netzsteuerung einbinden S Strom aus erneuerbaren Energien für Raum- und Prozesswärme einsetzen... S Lastverschiebepotenzial im Wärme-/Kältemarkt nutzen... S Elektromobilität fördern... S Prof. Dr. Dr. h. c. Hans Kaminski Direktor des Instituts für Ökonomische Bildung, Oldenburg Bildungs- und Informationsangebote fördern... S Dr. Jörg Hermsmeier Leiter der Abteilung Forschung und Entwicklung der EWE AG, Oldenburg Glossar... S Prof. Dr. Stephan Rammler Professor für Transportation Design and Social Sciences und Direktor des Instituts für Transportation Design an der Hochschule für Bildende Künste, Braunschweig Abkürzungsverzeichnis... S. 42 Bisherige Publikationen... S. 43 Prof. Dr. Ulrich Wagner Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik an der Technischen Universität München Wichtiger Hinweis Die Inhalte und Darstellungen dieses Heftes sind urheberrechtlich geschützt. Die Vervielfältigung, Veränderung und jede sonstige Art der Verwendung außerhalb des rein privaten Bereiches ist ohne die vorherige Zustimmung der an der These Weiterführende Überlegungen zur Anpassung der Netzstrukturen sowie an den BULLEN- SEE-THESEN beteiligten Personen untersagt. Unter Angabe der Quelle ist ein Zitieren durch Medienvertreter und politische Entscheidungsträger ausdrücklich erwünscht und bedarf keiner vorherigen Zustimmung. Bezug und Download Druckexemplare der BULLENSEE-THESEN und weiterer Publikationen des Bullensee-Kreises können kostenfrei bezogen werden bei: EWE Aktiengesellschaft, Tirpitzstraße 39, Oldenburg, Online-Version verfügbar unter Redaktion Dipl.-Ök. Kirstin Hengelage, EWE AG 1. Auflage Oktober 2015

3 04 05 EXECUTIVE SUMMARY Die bestehenden Ausbauziele für erneuerbare Energien sehen eine Steigerung der installierten Erzeugungsleistung um jährlich 6 Prozent vor. Die zunehmend witterungsabhängige Stromerzeugung hat laut aktuellen Studien zur Folge, dass 2050 in rund der Hälfte der Stunden eines Jahres mehr Strom aus erneuerbaren Quellen erzeugt wird als unmittelbar benötigt zu Grenzkosten von nahezu null. Bereits ab 2030 sind trotz weiterer Effizienz- und Energie einsparbemühungen in Spitzenzeiten hohe Überschüsse zu erwarten, die (je nach Studie) bis zu 300 Gigawatt (GW) betragen könnten. Das entspräche mehr als dem Dreifachen der Leistung, die heute in Deutschland an einem kalten, dunklen Wintertag erforderlich ist. Die Grundlagen für die Stromkosten von morgen werden heute gelegt. Nicht nur Klimaschutzerwägungen sprechen dafür, die CO 2 -frei produzierten Stromüberschüsse möglichst weitgehend zu nutzen, sondern auch die Notwendigkeit, die Kapitalkosten des Gesamtenergiesystems zu reduzieren. Die Höhe künftiger Stromkosten hängt wesentlich davon ab, wie zügig das heutige Energieversorgungssystem so optimiert wird, dass sich teure Ökostromberge vermeiden lassen. Hierzu sind Investitionen in eine intelligente Netzinfrastruktur erforderlich. Sie bildet die Basis dafür, dass Strom künftig flexibler erzeugt und eingesetzt werden und in neue Anwendungsgebiete wie Mobilität, Wärme- oder Kälteerzeugung fließen kann. Es gilt, künftig möglichst jede erzeugte Kilowattstunde zu verwenden, statt vorhandene Erzeugungskapazitäten abzuregeln. Hierzu müssen die energiepolitischen Weichen schon heute so gestellt werden, dass die Energiemärkte diese Herausforderung ohne ständiges Nachjustieren bewältigen können. Wie sieht die Energieversorgung der Zukunft aus? Dieser zentralen Frage widmet sich der Bullensee-Kreis. Dessen Mitglieder, renommierte Wissenschaftler und Praktiker der Energiewirtschaft, trafen sich auf Initiative von Dr. Werner Brinker erstmals 2005 am Bullensee in der Nähe von Bremen, um über aktuelle wirtschaftliche, technische, politische und gesellschaftliche Fragen zu diskutieren. Als erste Quintessenz dieses regelmäßigen Austausches wurden 2010 zehn Thesen zur Gestaltung der künftigen Energieversorgung veröffentlicht. Diese BULLENSEE- THESEN wurden in nachfolgenden Publikationen detailliert ausgeführt erschien das Sachbuch NEXT ENERGY Erzählungen aus unserer Zukunft, eine anschauliche Vision vom Alltag nach einer gelungenen Energiewende. Die vorliegende Publikation Jede Menge Ökostrom: was tun? des Bullensee-Kreises lenkt den Blick gezielt auf eine weitere, absehbare Herausforderung der zukünftigen Energieversorgung, auf die Staat und Wirtschaft gemeinsam Antworten finden müssen. Jede Menge Ökostrom: was tun? Technologiemix für Strom aus erneuerbaren Energien optimieren Investitionsanreize für Netzausbau und -umbau schaffen Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Systemdienstleistungen einbinden Energiespeicher in die Netzsteuerung einbinden Strom aus erneuerbaren Energien für Raum- und Prozesswärme einsetzen Lastverschiebepotenzial im Wärme-/Kältemarkt nutzen Elektromobilität fördern Bildungs- und Informationsangebote fördern

4 06 07 Werner Brinker DER UMBAU DER ENERGIEVERSORGUNG ERFORDERT RECHTZEITIGES UMDENKEN Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien weiter auszubauen, so dass zur Jahrhundertmitte 80 Prozent des benötigten Stroms aus Wind-, Wasser-, Sonnenenergie und Biomasse erzeugt werden. Der Ausbau der erneuerbaren Energien soll dazu beitragen, die CO 2 - Emissionen bis 2050 um 90 Prozent, bezogen auf das Jahr 1990, zu senken. Diese Reduzierung kommt quasi einem Verbot der Verbrennung der fossilen Energieträger Kohle, Öl und Gas gleich. Als Konsequenz muss Strom aus erneuerbaren Energien über die aktuellen Strommärkte hinaus verstärkt im Wärmemarkt und im Verkehr Verwendung finden. Das gilt selbst dann, wenn der Energiebedarf für Wärme, Kälte und Verkehr in den kommenden Jahrzehnten durch Energieeffizienzmaßnahmen drastisch gesenkt werden kann. Die Ausbauziele der Bundesregierung lassen die installierte Erzeugungsleistung jährlich um sechs Prozent steigen. Aktuelle Studien zeigen auf, dass mit fortschreitendem Ausbau erneuerbarer Energien immer häufiger mehr Strom produziert wird als unmittelbar benötigt. Strom aus erneuerbaren Energiequellen wird 2050 in rund der Hälfte der Stunden eines Jahres im Überfluss zur Verfügung stehen. Als größte Herausforderung der Energiewende gelten in der Öffentlichkeit noch drohende Versorgungsengpässe. Doch mit fortschreitendem Ausbau müssen auch Überschusssituationen im Netz wirtschaftlich sinnvoller gelöst werden, als vorhandene Erzeugungsanlagen abzuschalten oder Überschussstrom über die Börse günstig zu entsorgen. Je nach Studie werden für 2050 in Spitzenzeiten Stromüberschüsse von 120 oder sogar 300 Gigawatt erwartet dies entspricht einem Vielfachen der Leistung, die bei der totalen Sonnenfinsternis in Deutschland im März 2015 kurzfristig geregelt werden musste. Solche neuen Dimensionen erfordern auch technisch neue Lösungen. Das Grundproblem erneuerbarer Energien ist die (noch) geringe Speicherfähigkeit von Strom. Folglich muss die volatile (witterungsabhängige) Stromproduktion praktisch in Echtzeit mit der unregelmäßigen Stromabnahme der Kunden abgeglichen werden. Hierfür ist eine intelligente Netzlastführung auf Grundlage moderner Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) erforderlich: Es gilt, Daten von Millionen Strommarktakteuren zu berücksichtigen. Einspeisungen und Entnahmen aus dem Stromnetz müssen automatisch erfasst und in Sekundenbruchteilen verarbeitet werden, um Frequenz und Spannung in den Stromnetzen aufrechtzuerhalten. Die weitgehende Automatisierung/Digitalisierung der Energieversorgung von der Stromproduktion und der Verteilung über Stromnetze bis zum Konsum ist eine Voraussetzung für eine erfolgreiche Energiewende. Allein in Deutschland müssen in Zukunft mehrere Millionen Klein- und Kleinstkraftwerke dauerhaft genauso zuverlässig und wirtschaftlich zusammenwirken wie gegenwärtig wenige Hundert zentrale Großkraftwerke. Der Umbau der Energie- und Stromwirtschaft erfordert ein grundsätzliches und rechtzeitiges Umdenken: Zum einen steigt die Bedeutung der Stromnetze innerhalb der deutschen Infrastrukturlandschaft, zum anderen sind Stromabnehmer immer häufiger zugleich Stromproduzenten. Darüber hinaus wird die produzierbare Strommenge mit fortschreitendem Ausbau erneuerbarer Energien nicht mehr vorrangig durch die Kraftwerksbetreiber bestimmt, sondern durch die Natur, vor allem durch die aktuellen Wetterbedingungen. Folglich benötigen Netzbetreiber künftig möglichst genaue Wetterprognosemodelle, um die Lastflüsse zu bestimmen. Und Stromverkäufer müssen ihr Angebot mithilfe intelligenter IKT-Systeme in Echtzeit zusammenstellen auf der Grundlage des prognostizierten Stromdargebots und abhängig davon, wie flexibel ihre Kunden ihr Abnahmeverhalten hierauf einstellen können. Mit dem massiven Ausbau erneuerbarer Energien drohen in Zukunft immer wieder massive Stromüberschüsse. Daher rücken Wirtschaftlichkeitsstrategien in den Vordergrund, mit deren Hilfe wetterbedingt fluktuierende Einspeisungen von Strom geglättet und ausgeglichen werden können. Die nachfolgenden Überlegungen aus dem Bullensee-Kreis, einem Arbeitskreis unabhängiger Wissenschaftler, die sich aus unterschiedlichen Perspektiven mit Fragen der Energiepolitik beschäftigen, richten sich an Entscheidungsträger in der Energiepolitik, die vor zentralen Herausforderungen der Energiewende stehen. Es wird dargelegt, welche Beiträge der Netzausbau, innovative Energiespeichertechniken, eine höhere Flexibilität bei Stromerzeugung und -verbrauch, neue Anwendungen für Strom bzw. das Umwandeln von Strom in Wärme oder Kälte für die deutsche Energiewende leisten können. Das konsequente Nutzen dieser technischen Potenziale trägt dazu bei, die Kosten der Energiewende zu dämpfen, und fördert damit auch die gesellschaftliche Akzeptanz des Generationenprojekts. Hierfür gilt es allerdings, die genannten technischen Lösungen parallel zum weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien voranzutreiben und umzusetzen und die energiepolitischen Rahmenbedingungen frühzeitig so zu verändern, dass der erwarteten Entwicklung sinnvoll entgegengewirkt werden kann.

5 08 09 Carsten Agert, David Kleinhans, Stefan Weitemeyer, Lukas Wienholt TECHNOLOGIEMIX FÜR STROM AUS ERNEUERBAREN ENERGIEN OPTIMIEREN Abb. 1 Im Verlauf der Energiewende werden in immer stärkerem Maße Kapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien ans Netz gehen. Deren Stromproduktion orientiert sich ausschließlich am Wetter und nicht an der Nachfrage. Der Transformationsprozess im deutschen Stromsektor lässt sich daher in drei Phasen einteilen (siehe Abbildung 1). Verhältnis Stromproduktion EE / Last [%] Installierte Kapazität (PV + Wind) [GW] Verhältnis Stromproduktion EE/Last [% ] Überproduktion Lastdeckung A B C Installierte Photovoltaik- und Windkapazität [GW] ABC der Energiewende Mit fortschreitendem Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nimmt die Überschussproduktion von Strom zu. Die Entwicklung lässt sich grob in die drei Phasen A, B und C mit unterschiedlichen Herausforderungen unterteilen. Die Option der Speicherung ist hier nicht berücksichtigt. Abbildung 1 zeigt, dass mit zunehmender installierter Kapazität von Sonnen- und Windstromerzeugung zunächst ein proportionaler Beitrag zur Lastdeckung erfolgt. Ab etwa 120 GW installierter Kapazität übersteigt jedoch die Erzeugung aus erneuerbaren Energien zeitweise die Last. Es werden also in zunehmendem Maße überschüssige Strommengen produziert, die nicht unmittelbar verwendet werden können. Als Datengrundlage der dargestellten Schätzung dienen der über mehrere Jahre erfasste, stündliche bundesweite Strombedarf und die anhand von historischen meteorologischen Zeitreihen errechnete Stromproduktion aus Wind- und Sonnenenergie bei deren weiterem Ausbau. Die gezeigten Rechnungen berücksichtigen weder Netzrestriktionen noch Speicher oder verstärktes Demand-Side-Management. Zudem wird von einer für Deutschland recht optimalen Gewichtung der Erzeugungsanlagen ausgegangen, in der 60 Prozent des witterungsabhängig erzeugten Stroms aus Windenergie und 40 Prozent aus Sonnenenergie stammen. Bei diesem Technologiemix fallen die erzeugten Überschussstrommengen vergleichsweise gering aus. Es wird deutlich, wie mit fortschreitendem Ausbau der erneuerbaren Energien die Stromproduktion aus Wind- und Sonnenenergie und ihr Beitrag zur Lastdeckung auseinanderdriften. Zwar muss die Gesamtkapazität der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien weiterhin deutlich ausgebaut werden, um die energie- und klimapolitischen Ziele zu erfüllen, doch wird zeitweise wetterbedingt mehr Strom erzeugt als zeitgleich nachgefragt. Heute kommt es faktisch aus anderen Gründen zeitweise zu Überschusssituationen wegen Netzengpässen und der teils schlechten Regelbarkeit konventioneller Kraftwerkstypen. Doch wurden diese beiden Effekte in der Studie nicht besonders berücksichtigt. In 2015 wird Strom aus erneuerbaren Energien vollständig zur Lastdeckung verwendet, etwa ein Viertel der bundesweiten Last kann aktuell aus diesen Quellen gedeckt werden. Erreichen die erneuerbaren Energien einen Anteil von etwa 50 Prozent der Stromerzeugung unter den aktuellen Rahmenbedingungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) zu erwarten für 2030 kommt es zunehmend zu einer für das Gesamtsystem relevanten Überproduktion von Strom (gelber Bereich in Abbildung 1). Bei einem Anteil erneuerbarer Energien von mindestens 80 Prozent, der für 2050 angestrebt wird, findet gut ein Drittel des produzierbaren Stroms keine unmittelbare Verwendung mehr. Hieraus lassen sich für den Stromsektor drei Phasen der Energiewende ableiten. In Abbildung 1 sind sie bezeichnet mit A, B und C und unterscheiden sich bezüglich der ihnen zugrundeliegenden technologischen Herausforderungen grundlegend voneinander: Phase A ist geprägt durch das Bestreben, Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energien zu entwickeln, zu verbreiten und zu verbilligen. Es geht vor allem um funktionsfähige und bezahlbare Windenergieanlagen und Photovoltaikmodule, während deren Einbeziehung in das Gesamtsystem in dieser Phase noch vernachlässigbar ist. In Phase B geraten die Systemfragen zunehmend in den Fokus. Die zeitlich nicht übereinstimmende Stromerzeugung und -nachfrage erfordern zusätzliche Flexibilität im Stromsektor. In Phase C rückt neben der täglichen Regelungsproblematik auch die saisonale Versorgungssicherheit in den Vordergrund. Hierfür werden Speichertechnologien mit sehr großen Energie- und Leistungskapazitäten benötigt. Ab 2030 sind häufiger hohe Stromüberschüsse in Deutschland zu erwarten Mit dem massiven Ausbau der fluktuierenden erneuerbaren Energien Wind und Sonne werden in Zukunft häufiger Situationen auftreten, in denen mehr Strom aus erneuerbaren Quellen erzeugt werden kann, als unmittelbar benötigt wird. Wie hoch diese Stromüberschüsse sein werden, hängt neben der installierten Gesamtkapazität wesentlich vom zeitlichen Einspeiseverhalten der betrachteten Erzeugungs - technologien ab.

6 10 11 Abb. 2 Abbildung 2 illustriert für drei unterschiedliche Ausbaugrade, inwieweit die witterungsabhängige Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie zur Deckung des bundesweiten Strombedarfs beitragen kann und welche Überproduktion mit steigendem Ausbaugrad der erneuerbaren Energien zu erwarten ist: Bereits bei einem Aus baustand von 140 GW das entspricht etwa 50 Prozent der Gesamt-Stromerzeugung und dem für 2030 geplanten Ausbaustand verläuft die Jahresdauerlinie zeitweise im negativen Bereich, das heißt, in diesen Zeiten ist die bundesweite Last geringer als die zeitgleiche Stromproduktion treten solche Situationen in rund 700 Stunden im Jahr auf, mit Spitzen von bis zu 40 Gigawatt das entspricht knapp der Hälfte der heutigen bundesweiten Höchstlast von rund 82 GW, die beispielsweise an kalten, dunklen Wintertagen erreicht wird. Bei einer weiteren Verdopplung der installierten Leistung auf 280 GW wird im Laufe eines Kalenderjahres rund die Hälfte der Zeit mehr Strom aus erneuerbaren Energien produziert als benötigt wird (unter der Annahme der heutigen Verbrauchsstruktur, ohne die in nachfolgenden Beiträgen vorgestellten Flexibilisierungsansätze). Die Überschüsse können dann bis zu 120 GW erreichen also fast das 1,5-Fache heutiger Spitzenlasten im deutschen Stromversorgungssystem. Residuale Last (Restnachfrage) [GW] Berechnung: NEXT ENERGY 80 Ausbau 70 GW Ausbau 140 GW 100 Ausbau 280 GW Stunden per annum (ein Kalenderjahr = Stunden) Vor diesem Hintergrund kommt Technologien, Strategien und Geschäftsmodellen, die es ermöglichen, Stromüberschüsse innerhalb des Energiesystems sinnvoll einzusetzen, eine zentrale Bedeutung zu. Sonst wird es trotz vernachlässigbarer Grenzkosten aus technischer Sicht immer häufiger notwendig, Erzeugungsanlagen zeitweise abzuschalten. In der vor uns liegenden Phase B der Energiewende (vgl. Abbildung 1) gewinnen daher Regelenergie- und Flexibilitätsmärkte an Bedeutung, während die Kosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien weiter sinken und die Digitalisierung, der Einsatz moderner Informationstechnologien, für eine leistungsfähige und wirtschaftliche Energieversorgung immer wichtiger wird. Im Detail wird diese Phase durch folgende Entwicklungen geprägt: Digitale Techniken durchdringen alle Lebensbereiche und zunehmend auch die Energietechnologie. Stromnetze werden regional und überregional ausgebaut. Die Zahl der Teilnehmer an den Regelenergiemärkten steigt aufgrund technischen Fortschritts sowohl in der fossilen Erzeugung (z. B. kostengünstige Gasturbinen) als auch im Speicherbereich (z. B. Großbatterien). Mit Akkus ausgerüstete, dezentrale Kurzfristspeicher etablieren sich vor allem für die Deckung des Eigenverbrauchs mit Solarstrom. Lasten werden stärker systemorientiert gesteuert (Demand-Side-Management). Strom durchdringt den Endenergiemarkt stärker (z. B. in den Bereichen Mobilität, Wärme, Kälte). Überschuss- und Unterdeckungssituationen Jahresdauerlinien der Strom-Restnachfrage bei verschiedenen Ausbaugraden der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien Zugleich werden mit fortschreitendem Ausbau Situationen seltener, in denen der produzierte Strom aus Wind- und Sonnenenergie nicht ausreicht, um den zeitgleichen Bedarf zu decken. In Abbildung 2 wird diese Entwicklung sichtbar durch eine Verschiebung der Jahresdauerlinie im Zeitverlauf nach links. Dennoch können auch bei 280 GW installierter Photovoltaik- und Windkapazität noch Extremsituationen auftreten, in denen Unterdeckungen von mehr als 60 Gigawatt anderweitig aufgefangen werden müssen, beispielsweise durch steuerbare Erzeugung (Back-up-Kraftwerke), Entnahme aus Stromspeichern und zeitliches Aufschieben von Lasten.

7 12 13 Gert Brunekreeft, Christoph Böhringer, Carsten Agert INVESTITIONSANREIZE FÜR NETZAUSBAU UND -UMBAU SCHAFFEN In Deutschland werden in den kommenden Jahrzehnten zahlreiche neue Windparks insbesondere offshore in der Nord- und Ostsee errichtet. Sie erzeugen zeitweise enorme Strommengen, für die es in der Nähe keine Abnehmer gibt. Der Strom muss deshalb über neue Hoch- und Höchstspannungsnetze zu entfernten Ballungszentren im In- und Ausland abtransportiert werden. Deutschland ist zudem ein Transitland für den innereuropäischen Stromaustausch vor allem in Nord-Süd-Richtung. Auch die Nieder- und Mittelspannungsnetze stehen mit dem fortschreitenden Ausbau erneuerbarer Energien vor steigenden Herausforderungen, denn immer mehr Photovoltaik-, Windenergie- und Biomasseanlagen speisen ihren Strom direkt in diese Netze ein. Die Netzbetreiber müssen in Netze investieren, um witterungsbedingt schwankende Stromflüsse so zu regeln, dass die Spannung in den Netzen stabil gehalten wird und Netzausfälle vermieden werden. Ohne den massiven Ausbau und die technische Aufrüstung der Netze werden sich unerwünschte Steuerungseingriffe wie das zeitweise Abschalten großer Stromerzeuger (z. B. Windparks) oder großer Strom abnehmer (z. B. energieintensiver Industriebetriebe) weiterhin kaum vermeiden lassen. Die im vorangehenden Kapitel beschriebene Studie ist auf Energiebilanzen fokussiert, Netzrestriktionen werden darin nicht betrachtet. Eine Berücksichtigung dieses Aspekts zeigt, dass die bestehenden Übertragungsnetze für einen massiven Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland nicht mehr ausreichen. Dem Netzentwicklungsplan zufolge sind bis 2024 bundesweit Kilometer zusätzliche Leitungstrassen notwendig. Hierfür wird ein Investitionsbedarf von 21 bis 26 Milliarden Euro veranschlagt (NEP, 2014). Von den benötigten Hoch- und Höchstspannungsleitungen befindet sich jedoch erst ein Bruchteil im Bau. Als Hürden für den dringend erforderlichen Netzausbau erweisen sich nicht nur zu geringe Anreize für private Investoren, sondern auch Akzeptanzprobleme in vom Netzausbau besonders betroffenen Kommunen und Ländern. So stoßen Freileitungen vielerorts auf Ablehnung, was den Netzausbau verzögert und verteuert. Eine allerdings recht kostspielige Alternative sind unterirdische Hochspannungs- Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ). Ausbaubedarf besteht nicht nur bei den Übertragungsnetzen, sondern auch bei den Verteilungsnetzen. Nach Schätzungen der Deutschen Energie-Agentur könnte bis 2030 der Um- bzw. Ausbau der Netze zu Investitionskosten zwischen 27,5 und 42,5 Milliarden Euro führen (Dena-VNS, 2012). Maßgebend für den Ausbaubedarf und die damit einhergehenden Kosten ist der Anteil, den erneuerbare Energien in Zukunft an der Strom erzeugung haben werden. Intelligente Netze, die für eine effizientere Stromverteilung sorgen, und Stromspeicher, die einen Teil des Stroms aufnehmen können, können den Netzausbaubedarf zwar deutlich reduzieren, den Netzausbau aber nicht ersetzen (Dena-VNS, 2012). Grenzübergreifender Netzausbau wichtig Um den EU-weit beschlossenen massiven Ausbau erneuerbarer Energien kostengünstig zu realisieren, müssen unterschiedliche geografische und klimatische Bedingungen in den EU-Mitgliedsländern genutzt werden. Denn grundsätzlich sollte grüner Strom dort produziert werden, wo es für das Gesamtsystem am günstigsten ist. Südeuropa ist sonnenreicher als Nordeuropa, so dass Photovoltaikanlagen dort in der Regel besser ausgelastet sind. Dagegen sind einige Regionen Nordeuropas vergleichsweise windreich, was dort Investitionen in Windenergie attraktiver macht. Damit der Stromaustausch zwischen den europäischen Ländern im Rahmen einer übergeordneten europäischen Stromversorgung weiter zunehmen kann, müssen die Stromübertragungsnetze vor allem in Nord-Süd-Richtung ausgebaut werden. Auch wenn vor 2030 kaum bundesweite Überschusssituationen zu erwarten sind, kann es bis dahin lokal durchaus zu Stromüberschüssen kommen beispielsweise in Gebieten, in denen besonders viele Erzeugungsanlagen installiert sind, sowie in Gegenden, in denen beschränkte Netzkapazitäten es nicht zulassen, Überproduktionen vor Ort vollständig zu nutzen oder in andere Regionen abzuführen. Entsprechend müssten Erzeugungsanlagen zeitweise abgeregelt werden. Ähnliche Effekte sind zu erwarten, wenn in diese Betrachtung Beschränkungen in den nationalen Netzen einbezogen werden. Ein starker Ausbau des europäischen Verbundnetzes könnte lokale Überproduktion jedoch in knapp der Hälfte der Zeit verhindern. Hoher Finanzierungsbedarf für neue Netze Der Europäischen Kommission ist durchaus bewusst, dass ohne einen forcierten Netzausbau in Zukunft erhebliche Netzengpässe drohen. Daher hat die Kommission 2014 das Programm Progress towards completing the Internal Energy Market initiiert, mit dem auch die Herausforderungen des Netzausbaus angegangen werden sollen. Für den politisch gewollten Ausbau erneuerbarer Energien ist ein gut integrierter EU-Energiemarkt von großer Bedeutung (Booz, 2013). Die Europäische Kommission weist auch auf die Hürden des grenzüberschreitenden Netzausbaus hin, die zu einem erheblichen Investitionsstau führen. Von den geschätzten 200 Milliarden Euro Investitionsbedarf im Netzausbau wird unter den aktuellen Rahmenbedingungen wohl nur die Hälfte von privaten Investoren am Markt bereitgestellt werden. Für die fehlende andere Hälfte wird derzeit untersucht, welche Investitionshürden vorliegen und wie diese abgebaut werden können, damit der Netzausbau effizient mit privaten Mitteln vorangetrieben wird (Roland Berger Strategy Consultants, 2011a). Darüber hinaus müssen die gesellschaftspolitische Akzeptanz des Netzausbaus erhöht und Genehmigungs verfahren erheblich vereinfacht werden (Roland Berger Strategy Consultants, 2011b).

8 14 15 Jörg Buddenberg ANLAGEN ZUR STROMERZEUGUNG AUS ERNEUERBAREN ENERGIEN IN SYSTEMDIENSTLEISTUNGEN EINBINDEN Ausreichende Investitionsanreize erforderlich Die Netzinfrastruktur ist ein klassischer Monopolbereich: sie muss staatlich reguliert werden, um negative Effekte von Monopolmacht wie ineffizient hohe Preise zu verhindern. Die Netzbetreiber sind daher nicht frei in der Gestaltung der Netztarife, sondern müssen sie durch die Regulierungsbehörden genehmigen lassen. Die so festgesetzten Netztarife bestimmen die Erlöse und damit die Gewinne der Betreiber sowie die Rentabilität der Netzinvestitionen. Es gilt, die Vor- und Nachteile von Netzregulierungen abzuwägen, einen Königsweg gibt es nicht. Im Hinblick auf den hohen Investitionsbedarf gibt es Befürchtungen, dass eine zu restriktive Tarifierung Investitionen unrentabel macht und zu der genannten erheblichen Investitionslücke im Netzausbau führen kann. Hinweise hierauf gibt u. a. eine Studie der Europäischen Kommission, in der potenzielle Investoren die gegenwärtige Regulierungspraxis kritisieren: Die Tarife würden dem Risiko milliardenschwerer Großprojekte nicht gerecht (vgl. hierzu CEC, 2015). Mangelnde Akzeptanz und Genehmigungsverfahren als Hürde Das größte Hemmnis für den Ausbau der Übertragungsnetze scheinen gegenwärtig allerdings langwierige Genehmigungsverfahren zu sein. Sie spiegeln die vielerorts fehlende Akzeptanz wider. Dieses Problem wird in der einschlägigen Literatur meist mit dem Anglizismus NIMBY beschrieben ( Not In My Back Yard ). In Deutschland wie auch in anderen EU-Ländern gibt es in der Bevölkerung zum Teil erbitterten Widerstand gegen neue Stromtrassen. Um langwierige Gerichtsprozesse zu vermeiden, setzt die Politik auf dialogorientierte, konsensstiftende Verfahren. In diesem Zusammenhang werden auch Ausgleichszahlungen für den empfundenen oder tatsächlichen Schaden diskutiert sie könnten die Akzeptanz steigern. Genehmigungsverfahren erschweren auch grenzüberschreitende Projekte, weil verschiedenartige Behörden mit unterschiedlichen Rechtspraktiken in mehreren souveränen Ländern daran beteiligt sind. Kompliziert wird es zum Beispiel, wenn in einem der beteiligten Länder Genehmigungen ablaufen, während sie in einem anderen Land noch bearbeitet werden. Die Europäische Kommission versucht, solche Verwaltungshürden abzubauen und Genehmigungsverfahren für grenzüberschreitende Projekte zu vereinheitlichen bzw. zu straffen. Erreichen ließe sich das durch die Koordination von Genehmigungsverfahren aus einer Hand. Das würde auch Investitionsrisiken im grenzüberschreitenden Netzausbau erheblich senken. Literatur Booz, 2013, Benefits of an integrated European energy market, Report for European Commission, Booz & Company, Amsterdam. CEC, 2015, Study on regulatory incentives for investments in electricity and gas infrastructure projects Final report, published July 2015, European Commission, Brussels. Dena-VNS, 2012, Ausbau- und Innovationsbedarf der deutschen Stromverteilnetze bis Dena-Verteilnetzstudie, Regulatorisches Gutachten, Dezember Das Grundmodell des zentralen Energiesystems wirkt unvermindert nach. Dieses System stützte sich beim Ausregeln der täglich, wöchentlich und jährlich schwankenden Last auf die Erzeugungsstufe und damit auf die Regelung der zentralen Großkraftwerke. Der Beitrag, den Lastverschiebung zur Systemstabilisierung beitragen kann, ist schon lange bekannt, wurde aber bisher nur bei großen Verbrauchern wie Industriebetrieben praktisch genutzt. Der Umbau der Energieversorgung und der steigende Anteil erneuerbarer Energien sorgen für eine zunehmend dezentrale Erzeugungsstruktur. Dabei wurden die Weichen zunächst so gestellt, dass dezentrale Erzeuger weitgehend unabhängig von energiewirtschaftlichen Gegebenheiten Strom produzieren und einspeisen konnten, d. h. ohne Rücksicht auf die Bedürfnisse der Netz- und Verbrauchsseite. Mit fortschreitendem Ausbau der erneuerbaren Energien wurden auch Regeln für den Netzanschluss aufgestellt und hierdurch ein Teil der technischen Verantwortung auf die Erzeugungsanlagen und ihre Betreiber übertragen. Nach wie vor ist deren Verantwortung für das zuverlässige Ausregeln des Systems gering, ebenso wie die Verantwortung anderer Akteure im Verteilnetz, die sich kaum an dieser Aufgabe beteiligen müssen. In den ersten Jahren des Ausbaus konnte das Energieversorgungssystem die noch niedrigen Strommengen aus fluktuierender Erzeugung ohne Weiteres aufnehmen. Doch längst tragen erneuerbare Energien in bedeutendem Umfang zur Stromerzeugung bei. So muss das System wetterabhängig erzeugte Strommengen in einer Größenordnung aufnehmen, die an die Grenzen der Systemflexibilität stößt. Untersuchungen zeigen, dass spätestens ab 2030 Stromüberschüsse zu erwarten sind, für die sich keine unmittelbare Verwendung findet (vgl. Seite 8 ff.). Das deutsche Energiesystem bewegt sich damit auf einen Punkt zu, an dem neue Lösungen erforderlich werden. Diskutiert werden u. a. technische Ansätze wie kurzfristige und langfristige Stromspeicherung oder das (regionale oder zeitliche) Verschieben von Lasten (vgl. Seite 24 ff.). Insbesondere das regionale Verschieben von Lasten setzt einen weiteren Ausbau der vorhandenen Netzkapazitäten voraus, der damit zu einer unverzichtbaren Grundlage der Energiewende wird (vgl. Seite 12 ff.). Letztlich geht es darum, ein technisches und wirtschaftliches Optimum zwischen dem Speichern von Überschussstrom, dem Abschalten erneuerbarer Energien und dem Ausregeln des Systems mit konventionellen Kraftwerken und Lastmanagement zu finden. Kurzfristige oder langfristige Speicherung eine Frage der Effizienz Bis zu einem Anteil von rund 80 Prozent erneuerbarer Energien an der Stromversorgung reichen Kurzzeitspeicher und Tagesspeicher mit hohem Wirkungsgrad aus, um die Überproduktion aus Photovoltaik und Wind zu minimieren und gleichzeitig den Anteil erneuerbarer Energien weiter zu steigern. Netzentwicklungsplan (NEP) der Übertragungsnetzbetreiber (2014): Factsheet Netzentwicklungsplan 2014 Inhalt, Konsultation, Sensitivitäten und weiteres Verfahren vom , aufgerufen unter am Roland Berger Strategy Consultants, 2011a, The structuring and financing of energy infrastructure projects, financing gaps and recommendations regarding the new TEN-E financial instrument, Report for European Commission, July 31, Roland Berger Strategy Consultants, 2011b, Permitting procedures for energy infrastructure projects in the EU: evaluation and legal recommendations, Report for European Commission, July 31, 2011.

9 16 17 Erst wenn der Anteil erneuerbarer Energien hierüber hinaus gesteigert werden soll, ist es sinnvoll, Langzeitspeicher mit großer Kapazität und einer längeren Speicherzeit in das Stromsystem zu integrieren. Neben der klassischen Speicherung in Druckluftoder Pumpspeicherkraftwerken kommt hierfür die Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder Erdgas mit einer späteren Rückverstromung in Frage. Hierbei sind mehrere Umwandlungsschritte notwendig und jeder dieser Schritte geht mit Verlusten einher, so dass am Ende nur ein vergleichsweise geringer Teil der eingesetzten Energie als Nutzenergie zur Verfügung steht. Diese Art der Strom speicherung wird daher erst zu einem späteren Zeitpunkt oder in anderen Energiebereichen wie beispielsweise dem Mobilitätssektor relevant werden. Überkapazitäten: eine Chance für mehr Flexibilität Grundsätzlich bieten bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auch der planmäßige Aufbau und das Bewirtschaften von Überkapazitäten innovative und wirtschaftliche Teilantworten. In der Gedankenwelt der erneuerbaren Energien hat sich die Systematik des EEG weitgehend festgesetzt. Die höchste Wirtschaftlichkeit lässt sich demnach erreichen durch maximale Produktion der Anlage, feste Vergütung der Anlagen über eine angenommene Laufzeit von 20 Jahren und anschließend sofortigen Ersatz der abgeschriebenen durch leistungsstärkere Anlagen (Repowering). Insbesondere der letzte Punkt muss zunehmend kritisch gesehen werden: Die technische Lebensdauer vieler Anlagen, die seit der Jahrtausendwende errichtet wurden, übertrifft in der Regel 20 Jahre bei Weitem. Der überwiegende Teil der Windenergieanlagen erreicht Laufzeiten von 25 bis 30 Jahren. In diesen Zusatzjahren könnten Altanlagen Strom zu günstigen, marktkonformen Bedingungen produzieren. Die technische Restlaufzeit wird oft als goldenes Ende bezeichnet, da bei der Stromproduktion über Wartungskosten hinaus weder weitere variable Kosten noch fixe Kapital(abschreibungs)kosten anfallen. Dieses Potenzial sollte nicht weiter dem Einspeisevorrang unterworfen werden, sondern vielmehr als technisch und ökonomisch flexibel gelten. Der sofortige Ersatz der Anlagen ist ökonomisch nur dann sinnvoll, wenn der erwartete Effizienzgewinn modernerer Anlagen den volkswirtschaftlichen Restwert der Altanlagen übersteigt. Heute haben viele Anlagen das Ende ihrer 20-jährigen EEG-Förderung noch nicht erreicht. Folglich ist das Potenzial, das sich aus dem flexiblen Einsatz von Altanlagen ergibt, zurzeit noch gering. Dieses Potenzial könnte allerdings bis 2040 allein bei Windenergieanlagen an Land auf rund 20 GW steigen sofern die Erzeugungs kapazitäten weiterhin jährlich um rund 3 GW ausgebaut und Windenergieanlagen über eine durchschnittliche goldene Restdauer von 7,5 Jahren weiterbetrieben werden. Ziel muss es daher sein, dieses Potenzial intelligent in das technische und ökonomische System der Stromversorgung einzubauen. Hierzu bedarf es energiewirtschaftlicher Rahmenbedingungen, die auch den Weiterbetrieb der Anlagen attraktiver machen. Zudem müssten Zubaukorridore und Flächenausweise für neue Windparks so gestaltet werden, dass sie bestehende Anlagen weniger unter Druck setzen. Die Produktionskapazitäten wie beschrieben flexibel zu nutzen, minimiert die nötigen Investitionen in die verfügbare Erzeugungskapazität, die sich aus neuen und stärker als bisher auch aus länger genutzten, bestehenden Anlagen zusammensetzen würde. Hieraus ergibt sich die Chance, den künftigen Umbau und Betrieb des Stromversorgungssystems wirtschaftlicher zu gestalten. Optimieren konventioneller Regelenergiekraftwerke längerfristig unverzichtbar Mit dem Eintritt in die zweite Phase der Energiewende steigen die Anforderungen an alle Elemente der Stromproduktion. Da die installierte Leistung aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen weiter ausgebaut wird, sinkt die vom übrigen Kraftwerkspark zu deckende Last weiter und wird negativ, sobald die Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen den Verbrauch übersteigt (vgl. Seite 10). Die Bedeutung erneuerbarer Energien für die künftige Energieversorgung ergibt sich aus ihren ökologischen Vorzügen, aber auch aus der Tatsache, dass Wind- und Solarstrom wegen fehlender Brennstoffkosten von allen Erzeugungsarten die niedrigsten Grenzkosten besitzen. Ein Abregeln dieser Kraftwerke ist damit volkswirtschaftlich nicht sinnvoll. Gleichzeitig erfordert eine auf erneuerbaren Energien basierende Erzeugung, im System ausreichend abrufbare Leistung vorzuhalten, um Phasen niedriger Stromeinspeisung aus Wind- und Sonnenenergie jederzeit zuverlässig auffangen zu können. Weil dieser Ausgleich unmittelbar erfolgen muss, bedarf es einer schnellen Reaktionsfähigkeit des Erzeugungssystems. Technisch lässt sich diese Bedingung durch das Kombinieren von fluktuierender Erzeugung, einem flexiblen Kraftwerkspark und Energiespeichern erfüllen. Am einfachsten umzusetzen wäre diese Kombination auf der grünen Wiese, doch diese Voraussetzung ist weder in Deutschland noch in anderen EU-Ländern gegeben. In der Praxis herrschen andere Rahmenbedingungen, die den notwendigen Umbau der bestehenden Erzeugungssysteme erschweren: Die meisten der heute bestehenden konventionellen Kraftwerke wurden noch für einen bereits vergangenen Zustand des Gesamtsystems konzipiert und errichtet, in dem erneuerbare Energien kaum eine Rolle spielten und darum schnelle Regelbarkeit und hohe Flexibilität der Kraftwerke weniger erforderlich waren. Die bestehenden Kraftwerke sichern aber die Netz- und Systemstabilität sie halten die Spannung stabil. Hierfür werden sie leistungsreduziert betrieben und produzieren dabei aus physikalischen Gründen größere Strommengen als modernere Kraftwerke, die flexibler betrieben werden können. Diese unvermeidlichen Strommengen müssen ebenfalls vom System aufgenommen werden, belegen damit Transport- und Abnahmekapazitäten, die bei guten Witterungsbedingungen für Strommengen aus Wind- und Sonnenenergie benötigt werden. So senkt ein älterer, konventioneller Kraftwerkspark die Flexibilität des Gesamtsystems und reduziert die Produktionskapazität von Wind- und Sonnenenergie denn Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen müssen parallel ebenfalls leistungsreduziert betrieben werden.

10 18 19 Jörg Hermsmeier ENERGIESPEICHER IN DIE NETZSTEUERUNG EINBINDEN Wärmegeführte Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK-Anlagen) können heute nicht flexibel genug bzw. gar nicht auf notwendige Laständerungen reagieren, da bei ihrem Betrieb die Wärmeversorgung Vorrang hat. So engen sie als weitere, sogenannte Must-run Kapazitäten den Raum für erneuerbare Energien zusätzlich ein. Abhilfe schaffen können hier das Entkoppeln von Wärmeund Strom produktion durch die Integration von Wärmespeichern und die Anwendung von Prognoseverfahren zur Wärmebedarfsvorhersage. Netzengpässe auf allen Spannungsebenen verhindern, dass vorhandene Ausgleichspotenziale und vorhandene Erzeugungskapazitäten optimal genutzt werden können. Hier wird die vorrangige Bedeutung des Netzausbaus deutlich. Neben diesen technischen Restriktionen erschweren eine ineffiziente Regulierung des Anlagenbestandes und ungenügende Investitionsanreize bisher den nach haltigen Umbau des Erzeugungssystems. Heute werden bestehende Optimierungspotenziale kaum genutzt und es wird auch nicht konsequent in die notwendige Flexibilisierung bestehender Kraftwerke und in die Schaffung neuer Flexibilitäten investiert. Zum Beispiel führen die Zugangsvoraussetzungen und -fristen für Regel- und Ausgleichsenergiemärkte dazu, dass die bestehenden technischen Möglichkeiten kleinerer Anlagen bei Weitem nicht ausgeschöpft werden. Gleiches gilt für Investitionen in Speicherkapazitäten, für die heute noch kein ausreichender regulatorischer Rahmen vorhanden ist. Auch die Direktvermarktung muss konsequent weiterentwickelt werden: Am Ende sollte ein gemeinsamer Markt für Leistung und Arbeit aller Erzeugungsarten erneuerbar und konventionell stehen. In der zweiten Phase der Energiewende wird es daher entscheidend sein, den Rechtsrahmen so anzupassen, dass eine (betriebs-)wirtschaftliche Optimierung der am Gesamtsystem beteiligten Akteure zugleich einen gesamtwirtschaftlich sinnvollen und tragfähigen Umbau des Systems fördert. Dabei gilt es, Verzerrungen zu vermeiden und für möglichst viele Akteure ein einheitliches Spielfeld zu schaffen. Der U. S. Secretary of Energy Ernest Moniz wurde im Frühjahr 2015 gefragt, welche neue Technologie das Potenzial habe, den Energiesektor zu revolutionieren. Seine Antwort lautete: Distributed Energy Storage (U. S. DOE town hall meeting, February 9, 2015). Der Übergang von der früheren Just-in-time-Lieferung von Strom aus konventionellen Großkraftwerken, die Speicher in Form fossiler Ressourcen vorhielten, hin zu einer volatilen Erzeugung aus regenerativen Energien bedeutet tatsächlich einen folgenreichen Paradigmenwechsel. Er betrifft die Fragen, wo und wann Strom erzeugt und konsumiert wird: Der Übergang von einer zentralen zu einer dezentralen Energieversorgung stellt völlig neue Anforderungen an das Stromnetz und die Steuerung seines Betriebs. Dezentral eingebundene Speicher ermöglichen es Industrie-, Gewerbe- oder Haushaltskunden, künftig selbst zu entscheiden, ob und wie flexibel sie auf Preissignale des Marktes reagieren möchten. Ins Stromnetz eingebundene Speicher können Systemdienstleistungen liefern und den Netzbetrieb unterstützen eine Aufgabe, die bisher ausschließlich zentrale Kraftwerke mit ihren mechanischen Schwungmassen übernahmen. Dezentrale Energiespeicher im Stromnetz Das störungsfreie Betreiben des Stromnetzes kommt einem kontinuierlichen Balanceakt gleich: Stromerzeugung und -verbrauch müssen sich rund um die Uhr die Waage halten, andernfalls kommt es zu Spannungs- und Frequenz abweichungen. Mit der zunehmenden Einspeisung aus erneuerbaren, fluktuierenden Energiequellen wird es schwieriger, diese ständige Balance aufrechtzuerhalten. Der steigende Anteil an erneuerbaren Energien wirkt immer stärker in den Bereich der Grundlast und damit in den Funktionsbereich konventioneller Großkraftwerke hinein. Hierdurch wird es in den nächsten Jahren und Jahrzehnten erforderlich werden, das deutsche Stromnetz grundlegend umzustrukturieren sowie Regel- und Speichermöglichkeiten erheblich auszubauen. Ein großflächiger Einsatz dezentraler Speicher wird allerdings zurzeit noch beschränkt durch im Vergleich zu zentralen Großspeichern deutlich höhere Investitions- und Betriebskosten. Zudem konkurriert der Speichereinsatz mit dem weiteren Ausbau der Übertragungsnetze: Eine weiträumige Stromverteilung ist unter heutigen Bedingungen günstiger als jede Form der Stromspeicherung. Andererseits sind mit dem überregionalen Netzausbau ebenfalls erhebliche Investitionen und zudem langwierige Genehmigungsverfahren verbunden. In welchem Verhältnis Stromverteilung, zentrale und dezentrale Stromspeicherung als Instrumente des Ausgleichs eingesetzt werden, wird mittel- bis langfristig von der Entwicklung der Speicherkosten und von politischen Zielsetzungen abhängen. Dezentrale Speicher für eine stabile Stromversorgung Technisch kann ein Energiespeicher entweder hinsichtlich seiner Leistung oder hinsichtlich seiner speicherbaren Energiemenge optimiert werden ein Optimum, das beide Anforderungen zugleich erfüllt, ist nicht möglich.

11 20 21 Tab. 1 Einsatzbereich Kurzzeitspeicher Tagesspeicher Langzeitspeicher Netzstabilisierung, Netzaufrechterhaltung Reservespeicher, Elektromobilität Spitzenbedarfsdeckung Abb. 3 Abbildung 3 zeigt, welche Speichergrößen sinnvoll auf der Niederspannungsebene und der Verteilnetzebene eingebunden werden könnten, um den lokalen und regionalen Ausgleich von fluktuierender Stromeinspeisung und Stromverbrauch bereits auf den unteren Spannungsebenen zu unterstützen. Entladezeit Kleiner als 1 Sek. bis einige Min. 1 Std. bis mehrere Tage Mehrere Std. bis Monate Höchstspannungsebene 400 kv 400 kv Großkraftwerke über 700 MW Anschluss ins Verbundnetz 200 kv Kraftwerke bis 700 MW und Industriekraftwerke Speichertyp Supraleitende magnetische Energiespeicher (SMES) Kondensatoren Schwungmassenspeicher Lithium-Ionen-Batterien Blei-Säure-Batterien Redox-Flow-Batterien Druckluftspeicher Pumpspeicher Wasserstoffspeicher Hochspannungsebene 110 kv/220 kv 100 kv Kraftwerke bis 300 MW und Industriegroßverbraucher 10/20 kv Kraftwerke bis 10 MW, Speicher bis 5 MW/4 MWh Mittelspannungsebene 20 kv 0,4 kv Kraftwerke bis 500 kw, Speicher bis 300 kw/1.000 kwh Einsatzbereiche verschiedener Speichertechnologien Niedrigspannungsebene 0,4 kv Tabelle 1 zeigt die Einsatzbereiche verschiedener Speichertechnologien in Abhängigkeit von ihrer Stromspeicherkapazität und Entladedauer. Auch wenn kein Speichertyp sämtliche Anforderungen erfüllen kann, lässt sich das Spektrum der im Stromnetz benötigten Speicherkapazitäten und Leistungen mit den bereits verfügbaren Speichertechnologien insgesamt gut abdecken. Für Langzeitspeicher, wie sie zum Beispiel zum Überbrücken mehrtägiger Windflauten oder zur saisonalen Speicherung von Photovoltaikerträgen erforderlich wären, gibt es technisch nur wenige Optionen: Aus heutiger Sicht kommt nur Wasserstoff oder Methan in Frage, um große Energiemengen über Wochen oder Monate zu speichern. Die wichtigste Aufgabe dezentraler Speicher wird es sein, die Einspeisung von Strom aus dezentralen Erzeugungsanlagen in die Verteilnetze sowie die Rückspeisung von in der Region nicht verwendetem Strom aus den Verteilnetzen in das Über tragungsnetz zu verstetigen. Diese Pufferwirkung dezentraler Stromspeicher könnte Instabilitäten und Versorgungsunterbrechungen bereits auf den unteren Netzebenen ausgleichen und auf diese Weise weiträumige Auswirkungen mindern oder sogar verhindern. Umgekehrt blieben bei Störungen im Übertragungsnetz regionale Netze weiterhin funktionsfähig. Typische Speichergrößen liegen, den Übertragungs kapazitäten der Verteilnetze entsprechend, im Bereich von 0,1 bis 10 MW, während zentrale Großspeicher Leistungen von einigen 100 MW bis in den Gigawattbereich hinein abdecken. Welche Speichergröße für welche Netzebene? Smart Grids das Stromnetz wird intelligent Schon heute ist es eine hochkomplexe Aufgabe, die Stromerzeugung in Abhängigkeit vom aktuellen Bedarf zu regeln. Mit der weiter steigenden Zahl dezentraler Stromerzeuger nimmt diese Komplexität weiter zu. Als Folge steigt auch der Bedarf an neuen, flexiblen Regelungsinstrumenten. Diese sollten so gestaltet sein, dass sie den Ausgleich von aktueller Stromproduktion und -nachfrage für viele zentrale und dezentrale Stromproduzenten nicht nur betriebstechnisch, sondern auch wirtschaftlich optimal regeln, d. h. mit möglichst niedrigen Gesamtkosten. Zu diesem Zweck müssen Nieder- und Mittelspannungsnetze modernisiert werden zu intelligenten Netzen. In Smart Grids sind sämtliche Erzeuger und Verbraucher informationstechnisch miteinander verknüpft. Sie können das Einspeisen und Verteilen von Strom selbsttätig steuern, indem sie auf meteorologische Daten und Prognosen zugreifen sowie auf Informationen über das Verbraucherverhalten und die momentane Netzauslastung.

12 22 23 In einem Smart Grid lassen sich nicht nur Angebot und Nachfrage regional austarieren, sondern es dient auch als virtuelles Kraftwerk, das überschüssigen, in der Region erzeugten Strom in Spitzenlastzeiten überregional anbietet. Hierfür werden verschiedene regionale Stromerzeuger, wie Wind-, Solar- und Biogasanlagen, Wasserkraftwerke, Brennstoffzellen und Blockheizkraftwerke, regelungstechnisch miteinander verknüpft. Dezentrale Speicher müssen ebenfalls Bestandteil solcher virtuellen Kraftwerke sein. Sie sind als Ausgleichselemente zur Systemstabilisierung unerlässlich und tragen dazu bei, einen hohen Grad an betriebstechnischer Optimierung und Versorgungssicherheit zu erreichen. Hieraus ergeben sich für Speicherbetreiber neue Geschäftsmodelle, denn Speicher können künftig für Systemdienstleistungen vergütet werden, mit denen sie den Betrieb der Stromnetze unterstützen. Sie können zum Beispiel die Auslastung der Betriebsmittel im Netz erhöhen, Blindleistung bereit - stellen oder zum Aufbau der Stromversorgung ( Schwarzstartfähigkeit ) nach Netzausfällen beitragen. Kurzzeitspeicher für Haushalte mit eigenen Erzeugungsanlagen Für Besitzer privater Eigenheime, Gewerbetreibende und Industriekunden sind Kurzzeitspeicher vor allem attraktiv, um den Eigenverbrauch ihrer eigenen Erzeugungsanlagen in weit überwiegender Zahl Photovoltaikanlagen zu maximieren. Hierbei überbrücken Batteriespeicher die zeitliche Verschiebung von Erzeugung (bei Photovoltaikanlagen beispielsweise ausschließlich tagsüber) und Verbrauch (abends und nachts). Die Wirtschaftlichkeit eines eigenen Batteriespeichers kann erhöht werden durch Verhaltensänderung oder mit technischer Unterstützung durch ein Batteriemanagementsystem (BMS), das selbstlernende Algorithmen verwendet. Darüber hinaus kann die Speicherkapazität an Spot- und Regelenergiemärkten gehandelt werden. Derzeit sind allerdings die Kosten, die für die technische und regulatorische Vorbereitung der Vermarktung anfallen, vergleichsweise hoch, so dass sich die Marktteilnahme für private Hausspeicher noch kaum lohnen dürfte. Hier könnten Entwicklungen wie die Bildung von Speicherpools und cloudbasierten Speichersystemen neue Geschäftsfelder eröffnen. Speicherbesitzer können zudem die netzdienlichen Eigenschaften der Speicher anbieten und vergütet bekommen. Hierfür müssen die Speicher über standardisierte Schnittstellen und einheitliche Datenprotokolle verfügen, so dass man sie ansteuern und bei Bedarf fernsteuern kann. Speicher im Energiehandel Speicherinvestoren haben derzeit nur begrenzte Möglichkeiten, am Stromhandel teilzunehmen, da die regulatorischen Bedingungen teilweise ungeklärt sind. Batteriespeicher mit Anschluss an das öffentliche Stromnetz werden von der Bundesnetzagentur als Letztverbraucher eingestuft und zahlen somit bei Strombezug u. a. die EEG-Umlage (Pumpspeicherkraftwerke sind von der EEG-Umlage befreit). Weiterhin können Batteriespeicher mit ihren Umrichtern netzdienliche Aufgaben wie die Blindleistungsbereitstellung oder Schwarzstartfähigkeit übernehmen. Da diese Systemdienstleistungen aber bisher von den Übertragungsnetzbetreibern unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden, gibt es (noch) keinen Markt, folglich haben sie (noch) keinen monetären Wert. Attraktiv für Batteriespeicher ist hingegen das Bereitstellen von Primärregelleistung zum Stabilisieren der Netzfrequenz. Das schnelle Regeln und damit Primärregelleistung ist zwar im Hinblick auf einen steigenden Anteil volatiler Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie unverzichtbar. Allerdings kann die Einspeisung aus Wind- und Sonnenenergie immer besser prognostiziert werden, auch das Regeln innerhalb des Netzverbunds hat sich in den vergangenen Jahren deutlich verbessert. Als Folge sank die benötigte Primärregelleistung von 2008 bis 2014 um 15 Prozent, obwohl sich im gleichen Zeitraum die installierte Wind- und Photovoltaikleistung verdreifachte. Das zeigt: Chancen und Risiken für Speicher liegen im Primär regelleistungsmarkt noch nah beieinander. In Zukunft wird sich zeigen, ob nicht dezentral in Häusern oder als Arealspeicher mit Photovoltaikanlagen verwendete kleine Speicher ebenfalls Primärregelleistung anbieten können. Diese Investitionen rechnen sich primär dadurch, dass Speicher den Eigenverbrauch erhöhen, indem sie jeweils den Strom der eigenen Photovoltaikanlage zwischenspeichern. Am Primärregelmarkt könnten diese Speicher darüber hinaus zusätzliche Einnahmen erzielen. Forschungsvorhaben wie green2store untersuchen das neue Geschäftsfeld: Ähnlich dem Cloud-Computing werden hierbei kleinere, räumlich verteilte Speicher in einem Pool zusammengeschlossen und stellen ihre Kapazitäten gemeinsam zur Verfügung. Speicher von der EEG-Vergütung zu befreien und zudem den Markt zu öffnen für Speicherbetreiber, die den beschriebenen unterschiedlichen Nutzungen der Speicherkapazität gerecht werden können, wäre nicht nur volkswirtschaftlich sinnvoll es wäre auch der Einstieg der Energiewirtschaft in ein neues Geschäftsmodell, bei dem marktwirtschaftliche Preissignale die fundamentale Steuerungsfunktion für die Versorgungssicherheit übernehmen.

13 24 25 Jörg Hermsmeier STROM AUS ERNEUERBAREN ENERGIEN FÜR RAUM- UND PROZESSWÄRME EINSETZEN Bei der Bewertung von Potenzialen der zeitlichen Verschiebung von Stromnachfrage (Demand-Side-Management) muss nicht nur die verschiebbare elektrische Leistung betrachtet werden, sondern auch die Zeiträume, in denen eine Lastverschiebung möglich ist, sowie die Geschwindigkeit, mit der sie zur Verfügung gestellt werden kann, um auf die jeweils aktuell eingespeiste Strommenge zu reagieren. Das Lastmanagement ist dabei immer eine nachgelagerte Aufgabe: Der eigentliche Einsatzzweck einer Anlage darf durch das Lastmanagement nicht beeinträchtigt werden. Die Kompressoren von Kühlschränken zum Beispiel dienen in erster Linie der Absenkung der Temperatur zum Konservieren von Kühlgut. Wird mit diesen Anlagen Lastmanagement betrieben, darf die Kühlung nicht beeinträchtigt werden. Somit steht die Leistung des Kompressors dem Lastmanagement nur eingeschränkt zur Verfügung. Lastverschiebung in Privathaushalten in absehbarer Zukunft gering Haushaltsgeräte erfüllen neben ihrem primären Einsatzzweck bisher keine weiteren energiewirtschaftlichen Zwecke. Der Frage, wie hoch die Lastverschiebepotenziale in Haushalten sind, widmeten sich deshalb in den vergangenen Jahren mehrere Forschungsprojekte und Feldversuche. Das bundesweit bisher größte Projekt E-Energy: IKT-basiertes Energiesystem der Zukunft wurde 2013 abgeschlossen. In sechs Modellregionen wurden Lastverschiebepotenziale in privaten Haushalten analysiert. Hierbei wurden zwei Methoden eingesetzt, die manuelle und die automatisierte Steuerung der Stromverbraucher. Beim manuellen Verschieben von Lasten konnten in der Spitze bis zu 30 Prozent des Verbrauchs in Haushalten zeitlich verlagert werden, je nach Modellregion waren es durchschnittlich 3 bis 10 Prozent. An Freitagnachmittagen wurde das höchste, an Sonn- und Feiertagen das niedrigste Verschiebepotenzial festgestellt. Um möglichst viele Endverbraucher für das Thema intelligente Stromverbraucher zu gewinnen, ist es wichtig, ausreichend über die Chancen, Möglichkeiten und Konsequenzen dieser Technologien zu informieren. Zusätzlich müssen Anreize wie z. B. flexible Stromtarife geschaffen werden, um die Verbraucher dauerhaft zu motivieren und einen Ermüdungseffekt zu vermeiden. Damit es eine hohe Akzeptanz erlangt, darf das System den Kunden nicht überfordern und muss leicht verständlich sein. Dies wurde in den meisten bisherigen Modellregionen durch Apps für Smartphone/Tablet verwirklicht. Alternativ können Lastverschiebungen durch automatisches Steuern von Haushaltsgeräten mithilfe eines Energiemanagementsystems (EMS) erreicht werden. In den Feldversuchen ließen sich so bis zu 10 Prozent der Lasten verlagern. Vor allem bei sehr komplexen Stromtarifen ist eine automatische Steuerung notwendig, um den Verbraucher bei der richtigen Wahl der Einschaltzeitpunkte zu unterstützen. Bei den Nutzern konnten in Feldversuchen dadurch Einsparpotenziale von etwa 10 Euro pro Monat festgestellt werden. Zur Steigerung der Akzeptanz dieser Methode ist es notwendig, die Automatisierung in die Haushaltsgeräte zu integrieren. Beide Methoden zeigten, dass eine Lastverschiebung durch positive Preisanreize besser zu erreichen ist als durch negative Anreize (Bestrafung, Vorschriften). Zudem sind Nutzer eher an Wochentagen/Samstagen und im Sommer zu Lastverschiebungen bereit als an Sonntagen und in den Wintermonaten. Der bei Verbrauchern eintretende Ermüdungseffekt lässt sich durch technische Automatisierung deutlich verringern. Abb. 4 Für die Lastverschiebung in Privathaushalten erscheinen Kühl- und Gefriergeräte vielversprechend, denn es gibt sie in Deutschland in sehr großer Anzahl und sie verbrauchen rund ein Fünftel des Stroms in einem Haushalt. Um das Lastverschiebepotenzial zu ermitteln, wurden ebenfalls Feldversuche durchgeführt, so etwa das Projekt Forschungsheidi der EWE AG mit ernüchterndem Ergebnis: Das erzielbare Lastverschiebepotenzial bzw. die Energiespeicherfähigkeit eines Kühlgerätes ist vergleichbar mit einem Lithium-Ionen-Akku für Notebooks mit einer Kapazität von bis zu 95 Wattstunden. Aufgrund dieses geringen Potenzials und des zu erwartenden Mehrverbrauchs durch die aufwändige Steuerung erscheint auch zu künftig die Lastverschiebung mit Kühl- und Gefriergeräten nicht sinnvoll, zumal davon auszugehen ist, dass die Hersteller noch energiesparendere Geräte entwickeln werden. Andere Dienstleistung 35% Industrie 35% Haushalte 27% Stromverbrauch im Haushalt Kleine Hausgeräte Sonstige Geräte TV, Audio Warmwasserheizung Bad Warmwasserheizung Küche 14% 10% Gesammelter Verbrauch (z.b. Treppenhausbeleuchtung) Kühlschrank Gefrierschrank Elektroherd Waschmaschine Wäschetrockner Geschirrspüler Beleuchtung Elektroheizung 3,7% Lastabwurfanteil Kühlfach und Gefrierfach 96,3% Eigenverbrauch Kühlschrank 3,2% Lastabwurfanteil Gefrierschrank 96,8% Eigenverbrauch Gefrierschrank Dagegen bietet der Wärmebedarf in Privathaushalten ein nennenswertes Potenzial zur Lastverschiebung. Interessant sind dabei die Geräte, bei denen Strom in Wärme umgewandelt wird (Power-to-Heat), wie Nachtspeicherheizungen und elektrische Wärmepumpen. Die zeitliche Verfügbarkeit dieses Potenzials ist stark von der Außenlufttemperatur abhängig. Das maximale Abschaltpotenzial ist am kältesten Tag im Winter gegeben, während es sich im Sommer auf die Warmwasserbereitstellung beschränkt. 11% 10% 9% 7% 4% 3% 10% 3% 3% 8% 6% 2%

14 26 27 Als geeignet für eine flexible Betriebsweise wurden stromintensive Einzel prozesse identifiziert, so etwa die Aluminium-, Kupfer-, Zink- und Chlorelektrolyse, die Elektrostahlherstellung (Lichtbogenofen), das Schmelzen von Gusswerkstoffen und Glas, die Holzstoff-, Altpapier-, Zellstoff- und Papierherstellung, die Produktion von Klinkern und Zement sowie die Luftzerlegung. Abb. 5 Nachtspeicherheizungen Wärmepumpen Max. abschaltbare Leistung in MW Max. abschaltbare Leistung in MW < > > 100 Wegen ihrer hohen Energieintensität werden diese Prozesse üblicherweise möglichst nah an der Auslastungsgrenze bzw. unter Volllast durchgeführt. Die Dauer einer möglichen Lastverlagerung beträgt üblicherweise zwischen weniger als einer und maximal vier Stunden, in Ausnahmefällen länger. Tab. 2 Quellen: Darstellung FfE, basierend auf FfE-Regionenmodell FfE e.v. Dateiname: _nsh.pdf km Quellen: Darstellung FfE, basierend auf FfE-Regionenmodell km Prozess/ Anlage Aluminiumelektrolyse Elektrolichtbogenofen Rohmühle Zementmühle Holzschiff TMPVerfahren Amalgamverfahren Membranverfahren Spezifischer Strombedarf kwh/t Mittlere Benutzungsdauer h/a Produktionsmenge 2011/ kt/a Strombedarf GWh/a Mittlerer Leistungsbedarf MW Flexibilisierbare Anteile 25 % 75 % 40 % 40 % 100 % 100 % 60 % 60 % Lastflexibilisierungspotenzial MW Dauer Lastverlagerung h/abruf Aktivierungshäufigkeit pro Jahr FfE e.v. Dateiname: _wp.pdf Maximal abschaltbare Leistung durch Wärmepumpen und Nachtspeicherheizungen am kältesten Tag je Netzregion Aktuell und in absehbarer Zeit ist nicht davon auszugehen, dass Privathaushalte einen signifikanten Anteil zum Lastmanagement beitragen können. Beleuchtung und Multimedia können von vornherein ausgenommen werden. Weißgeräte, wie zum Beispiel Kühlschrank, Waschmaschine, Wäschetrockner und Spülmaschine verbrauchen immer weniger Strom, so dass für den Kunden der finanzielle Anreiz zur Lastverschiebung gering ist. Hinzu kommt, dass der externe Eingriff in den Betriebsmodus der Geräte vielfach einen höheren Stromverbrauch zur Folge hat. Lediglich der Wärmebedarf, der wie beschrieben mit Power-to-Heat gedeckt wird, birgt ein signifikantes Potenzial. Allerdings ist die Steuerung der verschiedenen Anlagen aufwändig. Deshalb erscheint aus heutiger Sicht eine Lastverschiebung durch Geräte sinnvoll, die hierüber hinaus keine weitere Aufgabe haben: Hausbatteriespeichersysteme können diesen Zweck optimal erfüllen und sind einfach zu steuern (vgl. Seite 22). Gewerbe und Industrie Die energieintensive Industrie in Deutschland ist vor allem in wenigen Ballungsgebieten angesiedelt, so dass sich regional sehr unterschiedliche Potenziale ergeben, die nur in wenigen Landkreisen zwischen 85 und 136 MW betragen können, in vielen aber weit darunter liegen oder gar nicht vorhanden sind. Die Last flexibilisierung in Gewerbe und Industrie wurde bereits in einer Reihe von Studien untersucht (u. a. im Projekt MOS der Forschungsstelle für Energiewirtschaft, München). Hierbei muss berücksichtigt werden, dass bei einem Teil der Anlagen ein Nachholeffekt entsteht, nachdem die Last einer Anlage erhöht oder reduziert bzw. eine Maschine zu- oder abgeschaltet wurde. Lastmanagementpotenzial mit Zeitbezug für stromintensive Produktion in Deutschland und Österreich (Projekt MOS, FfE München) Bisher werden überwiegend stromintensive Prozesse für das Lastmanagement genutzt, da die flexibilisierbare Leistung dieser Anlagen mit mehreren Hundert Kilowatt bis zu mehreren Hundert MW relativ hoch ist. Jedoch können in der Industrie auch Querschnittstechnologien zur Lastflexibilisierung beitragen, also Nebenanlagen, die nicht unmittelbar mit dem Produktionsfluss gekoppelt sind. Hierzu gehören u. a. Lüftung, Kälte (Klima- und Prozesskälte), Beleuchtung, Druckluft, Pumpen, Wärme (Raum- und Prozesswärme), Informationstechnologie/ EDV (Server), Fördertechnik, KWK und Netzersatzanlagen.

15 28 29 Ulrich Wagner, Anna Gruber LASTVERSCHIEBEPOTENZIAL IM WÄRME-/KÄLTEMARKT NUTZEN Kältemaschinen können meist für 15 bis 60 Minuten zu- oder abgeschaltet werden. Ist ein Kältespeicher installiert, kann die Kompressionskältemaschine auch länger außer Betrieb genommen werden. Typische Abschaltdauern liegen hier nach Aussagen von Unternehmen bei bis zu vier Stunden. Lüftungsanlagen können zwischen 15 Minuten und zwei Stunden abgeschaltet werden, meist beträgt die Dauer rund 30 Minuten. Pumpen, die nicht anderen Bereichen zugeordnet sind, können über wenige Minuten bis hin zu 30 Minuten abgeschaltet bzw. reduziert werden. Auch eine Zuschaltung bis zu einer Stunde ist möglich, sofern entsprechende nachgelagerte Speicher vorhanden sind. Heizungsumwälzpumpen können über Zeiträume von 15 Minuten bis zu einer Stunde abgeschaltet werden. Der hohe Aufschaltaufwand lässt jedoch eine Flexibilisierung dieser Pumpen nicht wirtschaftlich erscheinen. Ausblick Die Betrachtung der zukünftigen Entwicklung der Lastverschiebepotenziale in Gewerbe und Industrie muss einen Rückgang der spezifischen Stromverbräuche und verschiedene Entwicklungen in den Produktionsverfahren berücksichtigen. Bis zum Jahr 2030 ist deswegen mit einer geringfügigen Verminderung des Flexibilitätspotenzials zu rechnen. Tab Papier MW Zement MW Alu MW Chlor MW Stahl MW Summe MW Veränderung zu % 96 % 102 % 98 % Lastverschiebepotenzial stromintensiver Prozesse in Deutschland und Österreich bis 2030 (Projekt MOS, FfE München) Literatur Funktionaler Stromspeicher mit Haushaltskühlgeräten, Philipp Pfeifroth, Florian Samweber, Thomas Gobmaier und Markus Rüger in: BWK, Ausgabe 12, Dezember Merit Order der funktionalen Energiespeicherung im Jahr Teil 3: Ermittlung technoökonomischer Kennwerte funktionaler Energiespeicher. Zwischenbericht zum MOS-Projekt. Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V., München, Wo steckt noch Verschiebepotenzial? Andreas Becker, Ringo Drexler, Dr. Jörg Hermsmeier, Reinhard Janssen, in: Energy 2.0, Ausgabe März, 2012, S. 51 ff. Um das Emissionsziel im Jahr 2050 zu erreichen, wird in der Industrie ein Umbruch stattfinden müssen, da die Wärmebereitstellung derzeit größtenteils mittels konventioneller Brennstoffe realisiert wird. Allerdings ist nicht zu erwarten, dass dieser Bedarf über die Jahre stark abnimmt, wie verschiedene Studien zeigen (ISI, 2013). Gleichzeitig wird der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromproduktion weiter wachsen. Um das Emissionsziel einhalten zu können und gleichzeitig die Integration der erneuerbaren Energien durch die Nutzung von Überschussstrom zu verbessern, muss der industrielle Wärmebedarf zukünftig vermehrt durch Strom gedeckt werden. Im nachfolgenden Beitrag wird gezeigt, welche industriellen Prozesse sich im verarbeitenden Gewerbe für Power-to-Heat eignen und wie hoch die hiermit verbundenen Potenziale sind. Des Weiteren wird geprüft, inwiefern elektrothermische Verfahren flexibilisierbar sind. Beide Möglichkeiten können letztendlich zu einer besseren Integration erneuerbarer Energien beitragen wurden über 70 Prozent des industriellen Endenergieverbrauchs zur Wärmeerzeugung genutzt. Fast zwei Drittel hiervon nahm die Prozesswärmebereitstellung in Anspruch, die Raumwärme spielte mit knapp 10 Prozent eine eher untergeordnete Rolle. Nach wie vor wird industrielle Wärme hauptsächlich durch das Verbrennen fossiler Gase bereitgestellt wurden so etwa 58 Prozent des Raumwärmebedarfs und ca. 47 Prozent des Prozesswärmebedarfs gedeckt. Strom wird in der Industrie dagegen überwiegend für andere Zwecke wie das Erzeugen mechanischer Energie verwendet, 2012 deckte Strom nur knapp 18 Prozent des Prozesswärme- und weniger als 1 Prozent des Raumwärmebedarfs. Insgesamt wurden in Deutschland im Jahr 2012 knapp 534 Terawattstunden (TWh) Endenergie für die industrielle Wärmeerzeugung aufgewendet (AGE, 2013). Um das Potenzial für die zusätzliche Elektrifizierung industrieller Wärmeanwendungen abzuschätzen, müssen verschiedene Einflussfaktoren betrachtet werden. Power-to-Heat: Elektrifizierungspotenzial nur eingeschränkt umsetzbar Klassischerweise werden brennstoffbasierte Verfahren zur Wärmebereitstellung eingesetzt. Prinzipiell gibt es zwei Möglichkeiten: die indirekte Wärmeerzeugung, bei der heißes Wasser oder Dampf mittels Kessel erzeugt wird, und die Direktbefeuerung mit Brennstoff. Beide Systeme werden sowohl für die Raumwärme- als auch für die Prozesswärmeerzeugung eingesetzt. Raumwärme wird überwiegend bereitgestellt durch das Erzeugen und Verteilen von Heißwasser (max. 120 C) oder Dampf (max. 240 C). Prozesswärme wird im Temperaturbereich bis ca. 240 C oft indirekt über Dampf- oder Heißwassersysteme erzeugt, beispielsweise in der Lebensmittelindustrie. Direktbefeuerung kommt u. a. für Trocknungsprozesse oder bei höheren Temperaturniveaus zum Einsatz. Bei elektrothermischen Verfahren zur Prozesswärmeerzeugung werden unterschiedliche Technologien, wie elektrothermische Widerstandserwärmung, induktive Erwärmung, Elektrolyse und Lichtbogentechnik, eingesetzt. Verschiedene elektrothermische Verfahren können flexibilisiert werden. Bei brennstoffbasierten Verfahren stellt sich die Frage, inwiefern der eingesetzte Energieträger durch Strom ersetzt werden kann.

16 30 31 Potenziale der elektrothermischen Prozesswärmeerzeugung Im Bereich der Prozesswärmeerzeugung gibt es bereits verschiedene rein elektrisch betriebene Verfahren, die flexibilisierbar sind. Eine Untersuchung der Forschungsstelle für Energiewirtschaft in München (FfE) zur Flexibilisierung stromintensiver Prozesse weist Potenziale aus für die Verfahren Aluminiumelektrolyse, Chlorelektrolyse und Elektrolichtbogenofen (FfE, 2014). Die Potenziale beziehen sich auf die flexibilisierbare Leistung, die durch eine Lastverschiebung (Lastreduktion) industrieller Verbraucher zur Verfügung gestellt werden kann, ohne dass es zu Produktionsausfällen kommt. Zudem eignen sich für eine flexiblere Fahrweise zusätzliche elektrothermische Verfahren wie Elektroglasschmelzofen, Infrarotstrahler für die Raumwärmeerzeugung, induktives Schmelzen (Tiegelofen), Elektrokessel, elektrische Heizstäbe und Elektrodenkessel (FfE, 2015). Bei diesen Verfahren beeinflusst das kurzzeitige Unterbrechen der Stromversorgung weder die Produktqualität noch die Produktionsmenge. Das Implementieren der Flexibilität verursacht im Vergleich zu anderen Anlagen nur einen geringen Aufwand. Das technische Potenzial dieser Verfahren kann jedoch durch verschiedene Faktoren, wie Mindestproduktionsmenge oder Auslastungsgrad der Anlage, geringer ausfallen und sollte deshalb im Einzelfall geprüft werden. Potenziale der brennstoffbasierten Prozesswärmeerzeugung Prinzipiell kann die bestehende Art der brennstoffbasierten Wärmeerzeugung ganz oder teilweise durch elektrische Energie ersetzt werden. Das ausgewiesene Elektrifizierungspotenzial gilt für ein Hybridsystem, in welchem das Umschalten zwischen zwei Energieträgern möglich ist. Aus technischer Sicht können alle Verfahren mit Prozesswärmebedarf auf eine rein elektrische Erzeugung der Wärme umgestellt werden. Wie in Abbildung 6 dargestellt, lag der Endenergieverbrauch (Strom und Brennstoffe) für die Prozesswärmeerzeugung 2012 in Deutschland bei 460 TWh/a. Abzüglich des Stromverbrauchs und der eingesetzten erneuerbaren Energien ergibt sich ein verbleibendes Elektrifizierungs potenzial von ca. 400 TWh/a. Für die Umrechnung der restlichen Endenergie in Prozesswärme wird ein mittlerer Wirkungsgrad von 87 Prozent über die verbleibenden Technologien zur Wärmeerzeugung verwendet. Aufgrund der Wirkungsgradsteigerung durch die Elektrifizierung reduziert sich das Potenzial auf ca. 350 TWh/a. Abb. 6 Energieverbrauch Energieverbrauch in in TWh/a TWh/a Ist-Zustand Strom Strom (WP) (WP) Erneuerbare Energien Energien Fernwärme Szenario Szenario elektrothermische Verfahren Verfahren Strom Strom (elektrothermisch) Sonstige Sonstige Gase Gase (fossil) (fossil) Endenergieverbrauch zur Prozesswärmeerzeugung in der Industrie im Ist-Zustand und durch Elektrifizierung (FfE, 2015) Szenario Szenario Wärmepumpe und und elektrothermische Verfahren Verfahren Strom Strom (Ist-Zustand) Kohlen Kohlen Mineralöl Mineralöl Dieses Potenzial kann aus technischer Sicht durch Wärmepumpen (bis 100 C), Elektrokessel (bis 160 C), Elektrodenkessel (bis 240 C, mit Heizschwert bis 300 C) sowie elektrothermische Verfahren (250 C bis C) bereitgestellt werden. Das Potenzial reduziert sich jedoch, wo Brennstoff weiterhin als Rohstoff für die Reaktion benötigt wird, beispielsweise bei der Koksherstellung (Redoxreaktion). Zudem erfordert die Elektrifizierung einzelner Verfahren einen Umstieg auf ein anderes, strombasiertes Verfahren und würde einen aufwändigen Anlagenneubau nach sich ziehen (z. B. Rohstahlerzeugung im Hochofen). Für die Bestimmung des praktischen Elektrifizierungspotenzials werden somit die Prozesse zur Koksherstellung, Stahlerzeugung im Hochofen, Primärkupferherstellung und Glaserzeugung sowie einzelne Prozesse der Grundstoffchemie wie Methan- und Ammoniakproduktion nicht berücksichtigt. Das verbleibende Elektrifizierungs potenzial beträgt ca. 180 TWh/a. Die mittlere Leistung der Elektrifizierung beträgt an einem Werktag insgesamt etwa 29 GW. Somit könnte sich durch die Elektrifizierung die mittlere Last, die im Jahr 2012 bei etwa 53 GW lag, um diesen Betrag erhöhen (ENTSO-E, 2014). Potenziale der brennstoffbasierten Raumwärme- und Warmwassererzeugung Im Raumwärmebereich ist eine vollständige Umstellung von brennstoffbasierten auf strombasierte Verfahren möglich. Die Verteilung wird üblicherweise durch Heißwasser- oder Dampfsysteme realisiert (FfE, 2014 II) und Heißwasser oder Dampf können generell auch elektrisch erzeugt werden, beispielsweise durch Wärmepumpen, aber auch durch Elektrokessel oder Elektrodenkessel. Unter Berücksichtigung der unterschiedlichen Wirkungsgrade bei der Energieum - wandlung und abzüglich erneuerbarer Energien ergibt sich für 2012 ein industrieller Raumwärmeverbrauch von ca. 53 TWh. Die mittlere Last der Raumwärmeerzeugung wird nach R. Hofer (IfE, 1994) überschlägig mit einer jährlichen Heizungsbereitschaftszeit von h/a berechnet und beträgt im Mittel während der Heizperiode knapp 15 GW (Elektrokessel). Wird auch hier die Versorgung mittels Wärmepumpen realisiert, reduziert sich entsprechend der Wärmepumpearbeitszahlen die mittlere Last auf etwa 5 GW.

17 32 33 Abb. 7 Energieverbrauch in TWh/a Energieverbrauch 2012 in TWh/a Ist-Zustand Ist-Zustand Strom (WP) Erneuerbare Strom Energien Fernwärme Erneuerbare Energien Fernwärme Szenario elektrothermische Verfahren Szenario Strom E-Kessel (elektrothermisch) Sonstige Gase Sonstige (fossil) Gase (fossil) Endenergieverbrauch zur Raumwärme- und Warmwassererzeugung in der Industrie im Ist- Zustand und durch Elektrifizierung (FfE, 2014) Szenario Wärmepumpe und elektrothermische Verfahren Szenario Strom Wärmepumpe (Ist-Zustand) Kohlen Mineralöl Kohlen Mineralöl Zeitnahe Umsetzung in die Praxis Vor allem den Temperaturbereich bis 240 C können relativ einfach installierbare elektrische Wärmeerzeuger (z. B. Elektrodenkessel oder elektrische Heizstäbe) abdecken. Die hierfür nötigen Investitionen sind verglichen mit anderen Wärmeerzeugungsarten verhältnismäßig günstig. Denn für ihre Integration in ein bestehendes Heizsystem müssen lediglich Rohrleitungen, diverse Armaturen sowie eine Pumpe einbezogen werden, außerdem Personalaufwand für das hydraulische Einbinden und das Aufschalten auf die zentrale Steuerung. Ggf. ist weiterer Aufwand für einen zusätzlichen Wärmespeicher nötig. Dennoch bremsen deutliche Preisunterschiede zwischen Strom und Erdgas die Investitionsbereitschaft, so dass der Energieträger Strom trotz eines Wirkungsgrades bei elektrischen Heizgeräten von nahezu 100 Prozent noch nicht wirtschaftlich ist. Künftig könnte die strombasierte Wärmeerzeugung für die Industrie wirtschaftlich interessant werden, wenn hierfür beispielsweise günstig verfügbarer Überschuss strom aus erneuerbaren Energien genutzt wird. Weitere Möglichkeiten zur Nutzung von Überschussstrom Auch Kälte kann mit Überschussstrom erzeugt werden. Doch besteht in der Industrie nahezu kein Elektrifizierungspotenzial, weil bereits über 98 Prozent des Kältebedarfs mittels elektrisch betriebener Kompressionskältemaschinen gedeckt werden. Lediglich knapp 2 Prozent der Kälte werden mit meist gasbetriebenen Absorptionskältemaschinen erzeugt (BMWi, 2002). Einer Ökodesign-Studie zufolge ist jedoch im Haushaltssektor sowie im Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistung mit einem deutlichen Anstieg des Klimakältebedarfs zu rechnen, vor allem in Verwaltungsgebäuden und im Einzelhandel. Laut Studie wird sich die installierte thermische Leistung zur Klimakälteerzeugung von ca. 6,8 GW im Jahr 2005 auf 15,6 GW im Jahr 2030 erhöhen (EC, 2008). Bei einer durchschnittlichen Leistungszahl von 2 bis 3 und im Mittel ca Volllaststunden pro Jahr ergibt sich somit ein im Verhältnis geringer zusätzlicher Strombedarf zwischen 3 und 5 TWh/a. Zusammenfassung und Ausblick Aus technischer Sicht besteht allein für die industrielle Prozesswärmeerzeugung ein Elektrifizierungspotenzial von etwa 180 TWh/a, dessen Umsetzung werktags zu einer mittleren Leistungserhöhung von 29 GW führen würde. Für industrielle Raumheizung und Warmwasserbereitung kommen potenziell weitere 53 TWh/a hinzu, die je nach eingesetzter Technologie den mittleren Leistungsbedarf um 5 bis 15 GW erhöhen. Allerdings mindern verschiedene Einflussfaktoren das technische Potenzial: Der Umstieg auf neue Verfahren erfordert teilweise einen Neubau von Anlagen, zudem bremsen die deutlich höheren Kosten für Strom im Vergleich zu Erdgas die Wirtschaftlichkeit eines solchen Umstiegs. Einfach realisierbar bei geringen Investitionen sind zusätzliche Elektro- oder Elektrodenkessel für die Bereitstellung von Dampf oder Heißwasser. Das Flexibilitätspotenzial einiger elektrothermischer Prozesse wird bereits heute teilweise von Unternehmen vermarktet. Bisher nicht flexibilisierbare Prozesse werden derzeit geprüft und können künftig ebenfalls einen Beitrag zur Bewältigung von Stromüberschüssen leisten. Industrieunternehmen wie beispielsweise der Aluminiumhersteller TRIMET oder Evonic Industries testen bereits eine Erhöhung der Flexibilität von Produktionsprozessen. Das Elektrifizierungs - potenzial kann weiter steigen, sofern günstigere Strompreise beispielsweise durch Nutzung von Stromüberschüssen oder Weiterentwicklungen die Wirtschaftlichkeit elektrifizierter Produktionsverfahren erhöhen. Literatur AGE, 2013: Ziesing, Dr. Hans-Joachim; Rohde, Dr. Clemens: Anwendungsbilanzen für die Endenergiesektoren in Deutschland in den Jahren 2011 und 2012 mit Zeitreihen von 2008 bis Berlin: AG Energiebilanzen e.v. (AGE), BMWi, 2002: Steimle, Fritz; Kruse, Horst; Jahn, Karin; Wobst, Eberhard: Energiebedarf bei der technischen Erzeugung von Kälte in der Bundesrepublik Deutschland. Berlin: Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), EC, 2008: Adnot, Jérôme; Andre, Philippe; Alexandre, José Luis; Benke, Georg; Conroy, Amanda; Karatasou, Stavroula: Preparatory study on the environmental performance of residential room conditioning appliances (airco and ventilation). Brüssel: European Commission (EC), ENTSO-E, 2014: Production, Consumption, Exchange Package in: country-packages/production-consumption-exchange-package/. Brüssel: ENTSO-E, 2014 (laufende Aktualisierung). FfE, 2014: Gruber, Anna; Biedermann, Franziska; von Roon, Serafin: Regionale Lastmanagement- Potenziale stromintensiver Prozesse in: Paper und Vortrag beim 13. Symposium Energieinnovation in Graz. München: Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbh (FfE), FfE, 2014 II: Lernende Energieeffizienz-Netzwerke (LEEN): München-Oberbayern, Südbayern, Vorarlberg I und II, Chiemgau-Rupertiwinkel, Bayerngas, Verbund laufende Projekte. München: Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbh, FfE, 2015: Gruber, Anna; Biedermann, Franziska; von Roon, Serafin: Industrielles Power-to-Heat Potenzial in: Vortrag bei der IEWT 2015 in Wien. München: Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbh (FfE), IfE, 1994: Hofer, R.: Analyse der Potentiale industrieller Kraft-Wärme-Kopplung. München: Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik (IfE), TU München, ISI, 2013: Energieverbrauch und CO2-Emissionen industrieller Prozesstechnologien Einsparpotentiale, Hemmnisse und Instrumente in: ISI Schriftenreihe Innovationspotentiale. Karlsruhe: Fraunhoferinstitut für System- und Innovationsforschung (ISI), 2013.

18 34 35 Stephan Rammler ELEKTROMOBILITÄT FÖRDERN Wenn, wie beschrieben, die bis Mitte des Jahrhunderts angestrebte Emissions - -sen kung erreicht werden soll, sollte auch im Verkehrsbereich das Verbrennen fossiler Treibstoffe drastisch reduziert werden im Pkw-Bereich ebenso wie im stark wachsenden Segment des Güterverkehrs. Das bedeutet, dass es insbesondere im Bereich der Antriebstechnologien zukünftig zu einer grundstürzenden Transformation kommen muss. Als wichtigste Alternative zu thermischen verbrennungsmotorischen Antrieben steht der Elektromotor bereit, der vor allem im individuellen Personentransport bereits heute eine technisch weit vorangeschrittene Option bietet (inklusive Zweirad). Gleiches gilt für den urbanen Gütertransport der Kurier-, Express- und Paketdienste (KEP- Logistik). Schwieriger gestaltet sich der Einsatz von Elektrofahrzeugen im Überland- Lkw-Gütertransport, in der Land- und Bauwirtschaft, in der Schifffahrt und im Luftverkehr. Thermische Antriebe einfach durch Elektromobilität zu ersetzen, erscheint bei gleichbleibenden Konstruktions- und Organisationsprinzipien der etablierten Verkehrsträger allenfalls in der Landwirtschaft und im Baugewerbe möglich, einige Forschungs- und Entwicklungsleistung vorausgesetzt. Die Bedeutung von E-Mobilität im Strommarkt und mögliche Wechselwirkungen bzw. der damit verbundene Ausbaubedarf erneuerbarer Energien wurden vom Öko-Institut umfassend untersucht. Im Projekt emobil 2050 untersuchten die Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler anhand zweier Szenarien den Strombedarf des Verkehrs (ohne Luft- und Seeverkehr) für Deutschland im Jahr Zugleich beschrieben sie die Auswirkungen auf den Energiesektor und die in beiden Szenarien entstehenden Treibhausgasemissionen des Verkehrs- und des Stromsektors. Die Ergebnisse der Studie lassen sich wie folgt kurz zusammenfassen: Der Verkehr kann bis zum Jahr 2050 zu einem wichtigen Faktor der bundesweiten Stromnachfrage werden. Werden immer mehr Fahrzeuge elektrisch angetrieben, können in der Folge die Treibhausgasemissionen des landgebundenen Verkehrs um fast 90 Prozent gegenüber 1990 sinken jedoch nur, wenn der Strombedarf aus erneuerbaren Energien gedeckt wird. Zugleich nimmt das Öko-Institut an, dass hierfür die Kapazitäten zum Erzeugen erneuerbaren Stroms stärker ausgebaut werden müssen als in bislang gängigen Klimaschutzszenarien angenommen. Zwar können Elektrofahrzeuge in Zukunft flexibel geladen und so ein Teil der ungenutzten Stromüberschüsse integriert werden. Um den Bedarf für Elektromobilität vollständig zu decken, reichen die Überschüsse aus der erneuerbaren Stromproduktion jedoch bei Weitem nicht aus. Die Szenarien, in denen auch der öffentliche und der Güterverkehr elektrisch betrieben werden, zeigen: Bis zum Jahr 2030 werden nur etwa sechs Prozent der gesamten Stromnachfrage durch den Verkehr verursacht, bis 2050 steigt dieser Anteil auf 15 bis 25 Prozent. Somit würde allein der Strombedarf des Verkehrs von 17 TWh im Jahr 2010 auf bis zu 150 TWh in 2050 anwachsen. Dieses entspricht in etwa der aktuellen Erzeugung erneuerbarer Energien in Deutschland. Werden für den Betrieb der Elektrofahrzeuge erneuerbare Energien eingesetzt, könnten die Emissionen des Verkehrs bis 2050 um rund 140 Millionen Tonnen und damit um fast 90 Prozent gegenüber dem Basisjahr 1990 sinken. Andernfalls entstünden beim Erzeugen der für den Verkehr benötigten Strommengen zusätzliche Emissionen, so dass die Treibhausgasreduktion dieses Sektors deutlich geringer ausfallen würde. Wie sich der zusätzliche Ausbaubedarf der erneuerbaren Energien für den strombetriebenen Verkehr reduzieren lässt und dennoch ein ähnlich hoher Klimaschutzbeitrag erreicht werden kann, veranschaulichen die Expertinnen und Experten des Öko-Instituts anhand eines alternativen Szenarios: Der Strombedarf des Verkehrssektors könnte bis 2050 von 150 TWh auf 75 TWh halbiert werden, indem Verkehre auf weniger energieintensive Verkehrsmittel verlagert und regionalere Wirtschaftsstrukturen für kürzere Wege sorgen würden. Diese Veränderungen im Personen- und Güterverkehr würden die vollständige Bedarfsdeckung durch erneuerbare Energien erleichtern. Erforderlich wären hierfür jedoch deutlich veränderte ökonomische, politische und infrastrukturelle Rahmenbedingungen. Die Studie zeigt auch, dass eine weitgehende Elektrifizierung den Endenergieverbrauch des Landverkehrs bis 2050 deutlich stärker reduziert als im Energiekonzept der Bundesregierung von 2010 angestrebt. Dies führt jedoch nicht automatisch dazu, dass auch die durch den Verkehr verursachten CO 2 - Emissionen im erforderlichen Maße sinken. Aus Umweltsicht ist allerdings das Klimaschutzziel maßgeblich: Es kann nur erreicht werden, wenn sowohl im Stromsektor als auch im Verkehrssektor ambitionierte CO 2 -Reduktionsziele festgelegt und eingehalten werden. In einem weiteren Vorhaben untersucht das Öko-Institut im Auftrag des Umweltbundesamts die Kosten unterschiedlicher Energieversorgungsalternativen für den Verkehr auf Basis erneuerbarer Energien bis Verglichen wird hierbei der Dieselpfad mit Alternativszenarien wie dem batterieelektrischen Verkehr einschließlich elektrisch betriebener Lkw, oder Brennstoffzellen-Fahrzeugen oder der Verwendung synthetischer Kraftstoffe aus erneuerbaren Energiequellen in Verbrennungsmotoren. (Dank an dieser Stelle an Moritz Mottschall und Florian Hacker, beide Senior Researcher am Öko-Institut, für den fachlichen Austausch zu möglichen Antriebsalternativen bei unterschiedlichen Verkehrsträgern und zu den entsprechenden Studien eine wesentliche Grundlage für diesen Artikel.) Erste Zwischenergebnisse weisen auf Folgendes hin: Insgesamt ist die Transformation des Verkehrssektors mit hohen Kosten verbunden. Die Infrastrukturkosten sind jeweils vergleichsweise gering. Allerdings betrachtet die Studie nicht die Aufwendungen für induktive Ladeeinrichtungen und V2G (Vehicle to Grid mit Bereitstellung von Energie aus der Fahrbatterie für das Netz). Die höchsten Kosten entstehen bei der Energiebereitstellung und durch die Investitionen in Fahrzeuge. Die direkte Stromnutzung (batterieelektrischer Antrieb) schneidet unter den Alternativen am besten ab. Das Brennstoffzellenszenario ist dagegen auch langfristig mit deutlich höheren Kosten verbunden, ermöglicht andererseits aber einen größeren Aktionsradius und die Nutzung von regenerativem Wasserstoff aus der Elektrolyse.

19 36 37 Hans Kaminski, Simone Malz BILDUNGS- UND INFORMATIONSANGEBOTE FÖRDERN Bei der Lkw-Logistik, Schiff- und Luftfahrt sind grundlegendere systemische Reorganisationen notwendig. Sie lassen es sinnvoll erscheinen, die bestehenden Systeme übergangsweise mit Biokraftstoffen weiterzubetreiben beispielsweise mit Kraftstoffen auf Basis von Algen, die unter Einsatz von regenerativer Überschussenergie in Reaktoren gezüchtet werden. Auf diese Weise ließe sich Zeit gewinnen für aufwändigere Systemwechsel. In der Luftfahrt würde ein solcher Systemwechsel zum Beispiel die Umstellung auf brennstoffzellenbetriebene Luftschiffe und/oder die Entwicklung von wasserstoffbetriebenen Flugzeugturbinen bedeuten. In der Schifffahrt ließen sich im Binnen- und Überseebereich neue Konstruktionsformen mit Drachenzugsystemen (SkySails), mit anderen Formen der Ausnutzung der Windkraft (Flettner-Rotor) oder mit Wasserstoff-Brennstoffzellen bzw. Verbrennungsmotoren kombinieren. Im Lkw-Bereich müssten Güter auf die Schiene verlagert und ein 100-prozentiger Betrieb des schienengebundenen Verkehrs mit grüner Energie angestrebt werden. Zurzeit ist die Schiene zu 60 bis 70 Prozent elektrifiziert. Beim Thema Binnen- und Seeschifffahrt geht der Trend im Augenblick hin zur Entschleunigung, denn die Drosselung der Geschwindigkeit bringt kurzfristig sehr deutliche Kraftstoffeinsparungen. In Pilotanwendungen kommen überdies vor allem auf kurzen Strecken (z. B. bei Personenfähren) batterieelektrische Schiffe zum Einsatz (z.b. Personenfähren auf dem Bodensee und in Norwegen). Perspektivisch könnte Wasserstoff im Seeverkehr eher verbrannt als für Brennstoffzellen eingesetzt werden. Für die Mobilität der Zukunft erscheint folgende Kombination sinnvoll: batterie - elektrische Antriebe im Pkw-Landverkehr, biogen basierte Treibstoffe im Schwerlastbereich (z. B. auf Algenbasis), eine umfassende Umstellung auf wasserstoffbasierte Antriebe in allen Segmenten mit längeren Reichweiteanforderungen und die forcierte Substitution von Verkehren durch Datenströme oder neue Techniken wie z. B. 3D-Drucker. Grundsätzlich zeigt sich, dass die Frage des Energieeinsatzes im Mobilitätssektor ganz wesentlich geprägt wird von Fragen der Bereitschaft zu Verhaltensänderungen auf Betreiber- und Nutzerseite, wobei mithin Lebensstilfragen angesprochen sind. Dies betrifft den Personen- und Warenverkehr gleichermaßen. Trotz der hohen Zustimmung in der Gesellschaft für die Energiewende, insbesondere für erneuerbare Energien, gibt es Konfliktpotenziale, die beim Entwickeln und Realisieren von Lösungen zum Umgang mit Überschussstrom aus erneuerbaren Energien berücksichtigt werden müssen. Inwiefern die in den vorherigen Kapiteln skizzierten Strategien wie der Ausbau von Übertragungsnetzen und Energiespeichern oder die Erschließung neuer Anwendungsbereiche von Strom tatsächlich umgesetzt werden können, hängt nicht zuletzt vom Verständnis und von der Unterstützung der Bürger ab, die auf sehr unterschiedlichen Ebenen (u. a. in ihren Rollen als Verbraucher, Hausbesitzer, Arbeitgeber/-nehmer oder Wähler) von der Energiewende betroffen sind. Die Energiewende geht nicht nur einher mit dem Errichten von Erzeugungsanlagen wie Windrädern und einem massiven Ausbau von Stromnetzen, sondern setzt auch auf ein verändertes Energieanwendungsverhalten und ist mit finanziellen Belastungen verbunden. Sofern die Bevölkerung das Jahrhundertprojekt Energiewende nicht im Kern mitträgt, wird es scheitern. Deshalb bedarf es neuer Konzepte für eine systematische und grundlegende Bildungs- und Aufklärungsarbeit, die bereits im allgemeinbildenden Schulsystem beginnt. Akzeptanzprobleme und Infrastrukturausbau Zu den aktuellen Begleiterscheinungen der Energiewende, bei denen Akzeptanzprobleme sichtbar werden, gehören Veränderungen des Landschaftsbildes, Beeinträchtigungen durch Schattenwurf oder elektromagnetische Felder sowie steigende Preise für geeignete Flächen. Unter dem Stichwort NIMBY ( Not in my back yard ) zeigt sich vielerorts, dass nicht alle Bürger bereit sind, individuelle Belastungen im Zusammenhang mit der Energiewende in Kauf zu nehmen, unabhängig von dem gemeinschaftlichen und langfristigen Nutzen der Energiewende. Verschärft wird die Ablehnung durch häufig als intransparent und bürokratisch empfundene Planungs- und Genehmigungsverfahren, selbst wenn diese an unterschiedlichen Stellen das Einbeziehen der Öffentlichkeit (z. B. durch Einbindung von Trägern öffentlicher Belange) vorsehen (acatech, 2011; Renn et al., 2014a). Von Seiten der Politik und Wissenschaft wurde durchaus die Notwendigkeit erkannt, neue Partizipationskonzepte zu entwickeln und die Transparenz von Entscheidungsverfahren zu erhöhen. Das zeigen zum Beispiel die Vorgaben zur frühzeitigen Einbindung der Öffentlichkeit im Netzausbaubeschleunigungsgesetz. Des Weiteren fördert das Bundesforschungsministerium im Rahmen der sozialökologischen Forschung zahlreiche Projekte, bei denen es um Lösungsstrategien für Akzeptanzprobleme bei der Energiewende geht. In Planungsvorhaben werden zunehmend unterschiedliche, von der sozialwissenschaftlichen Partizipationsforschung vorgeschlagene Beteiligungsformen wie runde Tische, Bürgerforen, Befragungen und Mediationsverfahren eingesetzt (Renn et al., 2014). Der bloße Einsatz solcher Formate gewährleistet nicht zwingend die Akzeptanz oder gar Befürwortung eines bestimmten Vorhabens, kann aber dazu beitragen, dass Entscheidungen eher toleriert werden. Nicht zu unterschätzende Rollen spielen hierbei Faktoren wie die Verfahrens- und Verteilungsgerechtigkeit, die technologiebezogene Akzeptanz und das Verständnis der Rolle und Funktionsweise des Energiesystems (C.A.R.M.E.N., 2013).

20 38 39 Akzeptanz der verschiedenen Handlungsfelder der Energiewende Die mit der Energiewende verbundenen Ziele wurden formuliert unter der Annahme, dass sich die Energieeffizienz massiv verbessert. So sollen bis 2050 der Stromverbrauch um ein Viertel und der gesamte Primärenergieverbrauch um die Hälfte gegenüber 2008 sinken. Dies ist nicht nur eine technologische Herausforderung, sondern verlangt auch ein verändertes Energieanwendungsverhalten. Die Notwendigkeit, Energie sparsam und effizient einzusetzen, ist unbestritten, dennoch bleiben viele Einsparpotenziale bisher ungenutzt. Diese Diskrepanz zwischen Wissen und Handeln beschäftigt die Forschung intensiv. So weisen zum Beispiel Enste/Hüther (Enste/Hüther, 2011) aus verhaltensökonomischer Sicht auf drei zentrale Hürden für energiesparendes Verhalten hin: 1. Der Energieverbrauch im Haushalt hat einen niedrigen Stellenwert. 2. Es besteht eine starke Gegenwartspräferenz (Anwender messen dem Vorteil, den ihnen der gegenwärtige Energieverbrauch bietet, einen höheren Stellenwert bei als dem zukünftigem Vorteil durch energiesparendes Verhalten). 3. Es bedarf eines großen kognitiven Aufwands seitens des Verbrauchers zur Änderung seiner erworbenen Verhaltensroutinen (u. a. Enste/Hüther, 2011; Reisch/Hagen, 2011). Diese Bestimmungsgrößen können beispielsweise dazu führen, dass keine finanziellen Mittel für energetische Investitionen mobilisiert oder Rebound-Effekte nicht vermieden werden und so große Energieeinsparpotenziale ungenutzt bleiben. Zudem scheinen Beiträge des Einzelnen kaum einen merklichen Beitrag zum Umwelt- und Klimaschutz leisten zu können. Diese Sichtweise kann nach Bilharz (Bilharz, 2004) zum einen zu Ohnmachtsgefühlen und Nicht-Handeln führen. Zum anderen ist die Wahl einfach umzusetzender Handlungsoptionen zu beobachten, die jedoch den individuellen Energieverbrauch nur geringfügig verringert (z. B. Licht ausschalten). Klassische informatorische Instrumente wie Energiesparbroschüren oder Werbe kampagnen, die punktuell wirken, stoßen vor diesem Hintergrund schnell an ihre Grenzen. Sollen die anspruchsvollen Energieeffizienzziele erreicht werden, sind nicht nur technische Innovationen gefragt, sondern auch weitreichende politische Entscheidungen und Maßnahmen sehr wahrscheinlich. Dann stehen persönliche Einschränkungen durch Energieeinsparungen und den Ausbau von Infrastrukturen, sei es für intelligente Netztechnik, Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien oder Energiespeicher, der Notwendigkeit gegenüber, Anwendungen für ein zu erwartendes Überangebot an Strom zu finden. Spätestens an dieser Stelle ist nicht auszuschließen, dass die innere Konsistenz der Maßnahmen zur Energie wende in Frage gestellt wird (vgl. Renn et al., 2014). Dieses Konfliktpotenzial ist nicht zu unterschätzen. Aufklärungs- und Bildungsarbeit als Beitrag zum Gelingen der Energiewende Wie hier nur grob skizziert, setzt ein Mittragen der Energiewende durch die Bürger deren Einsicht in die Aktivitäten in den unterschiedlichen Handlungsfeldern der Energiewende voraus, ebenso deren Willen, sich hier aktiv einzubringen. Dies kann nicht als gegeben angenommen werden beides setzt technische, naturwissenschaftliche, politische und ökonomische Kenntnisse und Einsichten voraus. Das Verstehen grundlegender Zusammenhänge ist eine wesentliche Teilkomponente von Akzeptanz und Partizipationsbereitschaft: Information ist nur, was verstanden wird. (Weizsäcker, 1974). Nicht jede politisch gewünschte Entscheidung oder jedes geplante Vorhaben wird Akzeptanz oder Befürwortung finden. Eine interdisziplinär ausgerichtete Energiebildung kann dafür sorgen, Bürger mit einer alltagskompetenten und gesellschaftspolitischen Partizipations- und Handlungsfähigkeit auszustatten. Diese Bildungsarbeit muss bereits im allgemeinbildenden Schulsystem beginnen, um systematisch, grundlegend und flächendeckend alle Bürger der heranwachsenden Generation zu erreichen. Das Verankern energiewirtschaftlicher Bildung erfordert ein Gesamtkonzept, das organisatorische Rahmenbedingungen (u. a. curriculare Einbindung), didaktische Konzepte, Unterrichtsmaterialien sowie Aus-, Fort- und Weiterbildungsmaßnahmen für Lehrkräfte in systematischer Weise zusammenführt. Literatur Bilharz, M. (2004): Ökologisches Wissen zwischen unendlicher Komplexität und faktischer Irrelevanz: Ein strategischer Lösungsansatz, in: Natur und Kultur, 5. Jg., 2/2004, C.A.R.M.E.N. (Hrsg.)(2013): Akzeptanz erneuerbarer Energien ein Leitfaden. Abrufbar unter: => Publikationen ( ). Deutsche Akademie der Technikwissenschaften (Acatech) 2011: Akzeptanz von Technik und Infrastrukturen. Anmerkungen zu einem aktuellen Problem. Acatech bezieht Position, Band 9. Heidelberg: Springer, 7. Enste, D./Hüther, M. (2011): Verhaltensökonomik und Ordnungspolitik Zur Psychologie der Freiheit, IW-Positionen, Beiträge zur Ordnungspolitik Nr. 50, Köln Reisch, L./Hagen, K. (2011): Kann der Konsumwandel gelingen?: Chancen und Grenzen einer verhaltensökonomisch basierten sozialen Regulierung, in: L. Heidbrink, I. Schmidt & B Ahaus (Hg) Die Verantwortung des Konsumenten: Über das Verhältnis von Markt, Moral und Konsum, Frankfurt am Main: Campus Verlag, Renn, O./Köck, W./Schweizer, P.-J./Bovet, J./Benighaus, C./Scheel, O./Schröter, R. (2014a): Öffentlichkeitsbeteiligung bei Planungsvorhaben der Energiewende, Policy Brief der Helmholtz Allianz ENERGY-TRANS, 01/2014. Renn, O./Sager, C./Schweizer-Ries, P. (2014b): Gesellschaftliche Akzeptanz für die bevorstehenden Phasen der Energiewende, in: Forschung für die Energiewende Phasenübergänge aktiv gestalten. Tagungsband zur Konferenz des Forschungsverbundes erneuerbarer Energien 2014, Ruddat, M./Sonnberger, M. (2015): Wie die Bürgerinnen und Bürger ihre Rolle bei der Energiewende sehen, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 65. Jg. (1/2), Weizsäcker, C.-F. v. (1974): Die Einheit der Natur. München.

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