Erneuerbare Energie für Europa TOBIAS TRÖNDLE ULRICH PLATT WERNER AESCHBACH-HERTIG KLAUS PFEILSTICKER

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1 DOI: 10.2/ piuz Europas Stromversorgung mit Speicherbedarf bis 2050 Erneuerbare Energie für Europa TOBIAS TRÖNDLE ULRICH PLATT WERNER AESCHBACH-HERTIG KLAUS PFEILSTICKER Ein weitgehender Umstieg von fossilen auf erneuerbare Energieträger in Europa erfordert ein Umdenken in der Elektrizitätsversorgungsstruktur. Regelbare Kraftwerke, Energie - speicher und ein leistungsfähiges Elektrizitätsnetz sind hierbei wichtige Bausteine. Das zeigt das vorgestellte Szenario für Europa bis Die Nutzung fossiler Energieträger und somit der Großteil der anthropogenen Treibhausgasemissionen muss weltweit stark reduziert werden, um die Folgen des Klimawandels einzuschränken [1]. Auch die begrenzte Verfügbarkeit fossiler Energieträger und die sinkende Akzeptanz der Nutzung von Nuklearenergie geben Anlass, die Energieversorgung zu überdenken. Das Ziel ist daher, zukünftig Energie effizienter zu verwenden und verstärkt erneuerbare Energiequellen einzusetzen. Unter den erneuerbaren Energiequellen bieten global gesehen je nach Schätzung die solare Einstrahlung mit einer mittleren Leistung von rund TW [2] und der Wind mit bis zu 190 TW [2] die größten theoretischen Potenziale. Deren Aufkommen ist jedoch zeitlich und räumlich so variabel, dass für eine bedarfsgerechte Elektrizitätsversorgung ein erheblicher Einsatz von sogenannter Regelenergie [3] zum Ausgleichen der Schwankungen erforderlich wird. Diese könnte aus kurzfristig zuschaltbaren konventionellen Kraftwerken oder aus Energiespeichern stammen. Zur Ergänzung eignet sich regelbare erneuerbare Energie, dazu zählt die Biomasse mit einem Potenzial von circa 49 TW geschätzter mittlerer Leistung [2]. Theoretisch könnte Biomasse damit sogar die 15,6 TW mittlere Leistung INTERNET Jahresgang der Windenergie in längeren Zeiträumen windmonitor.iwes.fraunhofer.de Erträge von Photovoltaik-Standorten in Europa re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/index.htm Modell für Wellenenergiekonverter decken, die die Menschheit 2008 an Primärenergie benötigte [2]. Wie beim Wind gilt jedoch, dass das theoretische Potenzial von erneuerbaren Energiequellen bei weitem nicht ausgeschöpft werden kann weder technisch noch nachhaltig [4]. Die Möglichkeiten einer klima- und ressourcenfreundlichen, nachhaltigen Energieversorgung wurden in den letzten Jahren in zahlreichen Studien eingehend untersucht [5 8]. Basis hierfür sind zumeist Computermodelle, mit denen sich die unterschiedlichen Eigenschaften und Auswirkungen verschiedener Technologien auf die Energieversorgung untersuchen lassen. Während sich einige Studien auf eine detaillierte Betrachtung der deutschen Energieversorgung konzentrieren, befassen sich andere mit der Energieversorgung größerer Regionen und auch von ganzen Kontinenten. Dabei wird oft die Energieversorgung stundengenau in den Modellen aufgelöst, um den Einfluss des Angebotes der variablen erneuerbaren Energiequellen und den Bedarf an Regelenergie zur Kompensation von Schwankungen auf einer stündlichen bis saisonalen Skala zu simulieren. Wir betrachten in diesem Artikel die Elektrizitätsversorgung Europas bis Dabei untersuchen wir die Frage, was ein schrittweiser Umstieg bis zur Vollversorgung mit erneuerbarer Energie an Regelenergie und damit Energiespeicherkapazitäten erfordert. Unsere Basis sind Modellsimulationen. Dabei beschäftigt uns auch die Frage, welchen Einfluss die Größe von Europa als Verbundgebiet auf den Um- und Ausbau des Netzes und des Kraftwerkparks zur Erzeugung und Speicherung elektrischer Energie hat. Das Energiemodell Wir verwenden ein Energiemodell, das wir derzeit am Institut für Umweltphysik der Universität Heidelberg im Rahmen des Energieprojektes des Heidelberg Center for the Environment (HCE) entwickeln. Um das vielschichtige Thema der Energieversorgung besser abzudecken, sind daran auch die Bereiche Umweltökonomik, Geographie und Rechtswissenschaften der Universität beteiligt. Die Umweltökonomik entwickelt hierbei in Zusammenarbeit mit dem Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW) in Mannheim ein eigenes Modell namens GREET (Global Resource Extraction and Energy Transformation) [9]. Beide Computermodelle sind für eine globale Betrachtung ausgelegt und unterteilen die Welt in elf Regionen. Eine davon ist Europa, inklusive dem Großteil der EU-27-Staaten und weiterer Staaten wie Norwegen, Island und der Schweiz. Online-Ausgabe unter: 300 Phys. Unserer Zeit 6/2012 (43) 2012 Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim wileyonlinelibrary.com

2 ENERGIESPEICHER IM NETZ ERNEUERBARE ENERGIE Pumpspeicherkraftwerke können als große Energiespeicher im elektrischen Netz die fluktuierende Energieerzeugung aus Wind und Sonne abpuffern helfen. Die beiden Stauseen und die Staumauer im Foto gehören zum österreichischen Speicherkraftwerk Limberg II, das 2011 in Betrieb ging. Die Fallhöhe des Wassers beträgt knapp 370 m, seine beiden Pumpturbinen leisten zusammen maximal 480 Megawatt (Foto: Voith). Jeder Modellregion geben wir den Jahreselektrizitätsbedarf und die benötigte elektrische Leistung mit einem Jahresgang vor, mit Maximum im Winter und Minimum im Sommer. Dieser saisonalen Schwankung der nachgefragten Leistung sind ein Wochen- und ein mittlerer Tagesgang [10] überlagert, der realistische Schwankungen berücksichtigt [6]. Zur Simulation der zeit- und raumabhängigen Erzeugung der erneuerbaren Energie in den Modellgebieten sind globale Wetterdaten für das Jahr 2000 hinterlegt. Sie kommen vom ERA-40-Projekt des Europäischen Zentrums für mittelfristige Wettervorhersage EZMW im englischen Reading. Für detailliertere Studien müssten eigentlich die Wetterdaten aus einem mehrjährigen Zeitraum einfließen, doch die Standardabweichung etwa bei Windenergie liegt im Zeitraum von nur bei 9 % [11]. Es sind daher keine fundamentalen Schwankungen bei einer mehrjährigen Betrachtung zu erwarten, zumal diese bei einem so großen Gebiet wie Europa eher kleiner ausfallen dürften. In unserem Energiemodell geben wir derzeit neun Kraftwerkstypen vor, die wir in zwei Klassen unterteilen. Eine Klasse bilden konventionelle Erdgas-, Kohle- und Kernkraftwerke, grundlastfähige Wasserkraftwerke sowie regel- bare und wetterunabhängige Biomasse- und Geothermiekraftwerke. Die zweite Klasse bilden die wetterabhängigen Energieproduzenten, also Photovoltaik- (PV), Wellenkraftanlagen und On- wie Offshore-Windenergieanlagen. Konzentrierende solarthermische Kraftwerke (CSP), die vor allem in südlichen Regionen eine attraktive Alternative in der Solarenergienutzung bieten, sind derzeit im Modell nicht implementiert und werden daher durch eine komplementäre Stromproduktion mittels PV simuliert. Wie Wetter- und Klimamodelle überzieht unser Modell die Regionen mit einem Gitterraster. Die Verteilung der Produzenten erneuerbarer Energie auf diesem Gitter richtet sich momentan nach den energiereichsten Standorten. So sind im Europaszenario PV-Anlagen primär im mediterranen Raum mit Spanien als Präferenz angeordnet und Windkraftanlagen entlang der Küstenregion in der Westwindzone sowie in Schottland und vereinzelt in Osteuropa. Offshore-Wind- und Wellenkraftanlagen kommen entlang der Atlantik- und Nordseeküste zum Einsatz. Die Leistung der Windkraftanlagen wird aus der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe berechnet. Diese liegt bei den im Modell stellvertretend verwendeten Anlagen bei m für Nordex N90/2.5 onshore und bei 135 m für 2012 Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim 6/2012 (43) Phys. Unserer Zeit 301

3 Enercon E126 offshore. Die Leistung von PV-Anlagen ist direkt proportional zur solaren Einstrahlung am Boden, verringert sich aber auch mit steigender Modultemperatur. Das EU-Projekt PVGIS (s. Internet auf S. 300) bietet dabei einen guten Einblick in Erträge für typische PV-Standorte in ganz Europa. Im Energiemodell wurde als Wirkungsgrad der Module 0,17 angenommen und ihre Neigung auf 30 (typisch für Hausdachmontage) gesetzt. Bei Wellenkraftwerken haben wir die Leistung aus Daten zur vorherrschenden Wellenhöhe und deren Periode berechnet, Stellvertreter im Modell ist hier ein Wave-Dragon-Modul mit 7 MW Leistung (s. Internet auf S. 300). Derzeit müssen wir in unserem Energiemodell noch eine starke Vereinfachung machen. Wir nehmen den Idealfall eines perfekten Leitungsnetzes an, bei dem die im Modellgebiet hergestellte elektrische Energie überall sofort verlustfrei zur Verfügung steht. In zukünftigen Versionen des Modells sollen aber die erforderlichen Energieflüsse und damit Leitungskapazitäten zwischen den Gitterzellen des Modells mit aufgezeichnet werden. Aus der Bilanz aller Beiträge der erneuerbaren Energiequellen berechnet das Energiemodell die Regelenergie, die nötig ist, um Elektrizitätsangebot und Nachfrage innerhalb der Regionen zur Deckung zu bringen. Ein zentrales Element unseres Energiemodells ist der Einsatz von Anlagen, die überschüssige elektrische Energie speichern und diese bei Bedarf wieder ins Netz abgeben können. Damit können wir die wichtige Frage angehen, welchen Bedarf an Energiespeichern eine durch erneuerbare Energie geprägte Versorgung nach sich zieht. Bei den Energiespeichern nehmen wir einen Gesamtwirkungsgrad von 80 % an. Reicht der Speicherinhalt nicht aus, um Angebot und Nachfrage zur Deckung zu bringen, werden im Modell regelbare konventionelle Kraftwerke zugeschaltet. Weil Biomasse- und Geothermiekraftwerke regenerative Energie nutzen, werden sie bevorzugt. Die Fahrpläne der übrigen konventionellen Kraftwerkstypen würden sich in einem ökonomischen Strommarktmodell üblicherweise aus der Merit-Order ergeben, also der Reihenfolge der jeweils günstigsten variablen Kosten der Elektrizitätserzeugung. Hier sind jedoch die Reaktions- und Stillstandszeiten der unterschiedlichen Kraftwerkstypen nach einer Vollabschaltung maßgebend für die Reihenfolge bei der Zu- und Abschaltung. Wir halten so im Modell die für unterschiedliche Ansprüche ausgelegten Kraftwerkstypen weitgehend in ihrem technisch sinnvollen Einsatzbereich. Deshalb speisen Kern- und Kohlekraftwerke, soweit im Szenario noch vorhanden, vorrangig zur Deckung von Grund- und Mittellast ins Netz ein. Die flexiblen Gaskraftwerke dienen primär zur Deckung der Spitzenlast. Europaszenario Unser % EE-Szenario nimmt an, dass Europas Stromversorgung aus erneuerbaren Energiequellen schrittweise wächst und im Jahr 2050 die % erreicht. Ob diese Annahme realistisch ist, wird natürlich erst die Zukunft erweisen, denn schließlich spielen viele Faktoren wie etwa der politische Wille eine Rolle. Mit diesem Szenario können wir aber die Anforderungen an den Umbau des europäischen Kraftwerkparks und insbesondere den Ausbau der Energiespeicher abschätzen. Das Portfolio an installierter Leistung, die das % EE- Szenario erfordert, stammt aus Ergebnissen des ökonomischen Energieversorgungsmodells GREET unter der Zielvorgabe, im Elektrizitätssektor kostenminimal auf erneuerbare Energiequellen umzusteigen. Den Bedarf Europas an elektrischer Energie um 2050 setzen wir dank Effizienzsteigerung bei den Verbrauchern nur geringfügig höher als den Bedarf des Jahres 2007 an. Dieser lag bei 2935 TWh [5], wir rechneten für 2050 mit 3224 TWh. Tabelle 1 zeigt, wie die installierte Kraftwerksleistung zur Deckung dieses Bedarfs dann aussehen könnte. Darin dominieren die wetterabhängigen erneuerbaren Energiequellen mit fast 80 % der installierten Leistung und 75 % der Jahreselektrizitätsproduktion, da Biomasse und Wasserkraft im Potenzial limitiert sind [2]. Die leichte Überproduktion in den 3274,6 TWh gegenüber dem angenommenen Bedarf erklärt sich durch die Verluste bei der Energiespeicherung dagegen entfiel noch 63,4 % der installierten Erzeugungskapazität auf konventionelle Kraftwerke mit fossilen und nuklearen Brennstoffen. Der bei weitem größte Anteil der Kapazität aus erneuerbarer Energie stammte 2007 mit 27,9 % vor allem von Wasserkraftwerken aus Ländern wie Norwegen, hinzu kommen Biomassekraftwerke und einige Geothermiekraftwerke (Island, Italien). Somit waren TAB. 1 STROMERZEUGUNG IM JAHR 2050 AUS HUNDERT PROZENT ERNEUERBARER ENERGIE Kraftwerke Installierte Anteil an Elektrizitäts- Anteil an Leistung installierter produktion Produktion in % in GW Leistung in % in TWh Wind (onshore) 225,0 17,8 436,5 13,3 Wind (offshore) 225,0 17,8 808,9 24,7 Wellen 97,3 7,7 274,8 8,4 Photovoltaik 452,5 35,7 928,5 28,4 Biomasse und Geothermie 76,5 6,0 323,3 9,9 Wasser 190,7 15,0 502,6 15,3 Summe 1267,0,0 3274,6,0 302 Phys. Unserer Zeit 6/2012 (43) Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim

4 ENERGIESPEICHER IM NETZ ERNEUERBARE ENERGIE 2007 nur 8,7 % der installierten Leistung von schwankenden Energieträgern, vor allem Wind, abhängig. Von diesem Basisszenario 2007 aus haben wir die installierte Leistung der Kraftwerke dem Portfolio im % EE-Szenario für 2050 angenähert. Jede dazwischen betrachtete Ausbaustufe der erneuerbaren Energiequellen machte weitere 10 % der installierten Kraftwerksleistung aus. Diese Umstellung der Stromversorgung erfordert einen starken Umbau der Energieinfrastruktur. Deshalb haben wir für jede Ausbaustufe die Auslastungen der einzelnen Kraftwerkstypen untersucht. Generell bewirkt ein steigender Anteil an erneuerbarer Energie eine abnehmende Auslastung aller Kraftwerke und damit höhere Stillstandskosten (Abbildung 1). Besonders trifft es die ursprünglich zur Grundlastversorgung ausgelegten Kernkraftwerke. Ab etwa einem Anteil von 50 % im Anlagenportfolio generieren erneuerbare Energiequellen immer öfter so viel Elektrizität, dass Kernkraftwerke wegen der einspeisebevorzugten erneuerbaren Energie immer seltener zum Einsatz kommen. Ein so großes Gebiet wie Europa mit Sonnenstandorten wie Spanien oder windreichen Regionen wie Schottland ermöglicht dort jeweils deutlich höhere Auslastungen von Solar- oder Windenergieanlagen als etwa in Deutschland. Doch auch die wetterabhängigen Erneuerbare-Energie-Anlagen weisen in Abbildung 1 eine leichte Degression der Auslastung auf. Das liegt daran, dass ertragreiche Standorte begrenzt verfügbar sind. Lediglich die flexibel regelbaren Gaskraftwerke sowie die Biomasse- und Geothermiekraftwerke halten oder erhöhen sogar ihr Auslastungsniveau zunächst. Erst ab einem Anteil der Erneuerbaren von rund 80 % sinkt auch ihre Auslastung deutlich ab. Bei steigendem Anteil an fluktuierender Stromproduktion aus erneuerbaren Energiequellen müssen also auch größere Überkapazitäten an Kraftwerksleistung vorgehalten werden, um eine stabile Stromversorgung zu garantieren. Die Überkapazität bezieht sich hierbei auf das Verhältnis von installierter Kraftwerksleistung zu der Leistung, die im Mittel zur Deckung des Jahreselektrizitätsbedarfs nötig ist. So waren im Erzeugungsportfolio des Jahres 2007 nur das 1,8-Fache der im Jahresmittel benötigten Leistung an Kraftwerkskapazität erforderlich. Im % EE-Szenario müsste diese Kapazität wegen der reduzierten Auslastung auf das 3,4-Fache der mittleren nachgefragten Leistung ansteigen. Ein zweites zentrales Ergebnis unserer Simulation betrifft die Frage nach der Speicherkapazität, die die fluktuierende Energieproduktion aus Sonne, Wind und Wellen erfordert. Wir konnten zeigen, dass der im Portfolio des Szenarios vorhandene, regelbare konventionelle Kraftwerkspark noch recht lange Schwankungen in der Stromproduktion kompensieren kann. Dies funktioniert bis zu einem Anteil der Erneuerbaren von etwa 50 % (Abbildung 2). Bei weiter steigendem Anteil ist dann immer mehr Regelenergie aus anderen Quellen, wie etwa Biomasse, einem intelligenten Netz oder vor allem Energiespeichern, erforderlich zunächst stündlich bis hin zu einem saisonalen ABB. 1 Anlagenauslastung / % WEG ZUM REGENERATIVEN STROM Wind (onshore) Wind (offshore) Wellen Photovoltaik Biomasse und Geothermie Kernkraft Kohle Erdgas Anteil an installierter EE Leistung /% Kraftwerkauslastungen in Europa von heute bis 2050 für verschiedene Anteile an installierter Leistung aus erneuerbaren Energiequellen (EE). Ausgleich durch große Speicher. Der Bedarf an Energiespeicherkapazität steigt von 60 % bis 90 % Anteil der erneuerbaren Energiequellen nahezu exponentiell an. Beim % EE-Szenario erreicht er schließlich nach unserem Modell 122 TWh oder 3,8 % des Jahreselektrizitätsbedarfes Europas (Abbildung 2). Die erforderliche jährliche Regelenergie liegt etwa bei der doppelten Energiemenge, also bei rund 216 TWh pro Jahr, was somit lediglich zwei Ladezyklen der Speicher entspricht. Die derzeitige Speicher - kapazität von Europas Pumpspeicherkraftwerken liegt bei 2,5 TWh [12]. ABB. 2 Speicherkapazität / TWh ,1 ENERGIESPEICHERKAPAZITÄT 0, Anteil an installierter EE Leistung /% ,1 0,01 0,001 Speicherkapazität in % des Jahreselektrizitätsbedarfs Bedarf an Energiespeicherkapazität in Europa als Funktion der Anteile erneuerbarer Energiequellen (EE) an der installierten Kraftwerksleistung Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim 6/2012 (43) Phys. Unserer Zeit 303

5 Der massive Ausbau der Windenergieparks sorgt für eine stärker fluktuierende Stromerzeugung, hier ein Bild vom Bau des Windenergieparks alpha ventus in der Nordsee (Foto: REpower Systems AG/ Jan Oelker). ABB. 3 Energiespeicherinhalt / TWh JAHRESGANG Speichertechniken Die heutige Kapazität an Speichern für große Mengen umgewandelter elektrischer Energie besteht vor allem aus Pumpspeicher-Kraftwerken mit einem typischen Wirkungsgrad von 80 % [13]. Die Pumpspeicher Deutschlands haben eine derzeitige Kapazität von insgesamt etwa 40 GWh und sind nur wenig weiter ausbaubar. Das größte Zeit / h 44 43, Simulierter Jahresgang des Energiespeicherbedarfs in Europa, Basis sind Wetter - daten vom 1.1. bis Blaue Kurve: % EE-Szenario bei 3,4-facher Überkapazität des Kraftwerkparks. Rote Kurve: % EE-Szenario, aber ein intelligentes Netz kann bis zu 10 % der anfallenden Last um maximal 12 h verschieben. Potenzial in Europa wird Norwegen mit bis zu 84 TWh zugeschrieben [6]. Eine weitere Möglichkeit zur Energiespeicherung sind adiabatische Druckluftspeicher, die theoretisch einen Wirkungsgrad um 70 % erreichen können [14]. Diese Technik komprimiert Luft in unterirdischen Kavernen und entspannt sie bei Bedarf über eine Turbine wieder, wobei sie die Luft zuvor mit der separat gespeicherten Kompressionswärme vorheizt. Vorteilhaft gegenüber Pumpspeicherkraftwerken ist das große Angebot an geeigneten geologischen Formationen, vorwiegend Salzstöcke, unter anderem in Norddeutschland und einigen weiteren Regionen Europas. Das Potenzial für Druckluft-Speicherkavernen sollte prinzipiell mehr als ausreichend sein. Überschüssiger Strom könnte aber auch zur Methanherstellung verwendet werden. Zwar beträgt der Wirkungsgrad dieser Methanisierung von Strom mit Kraft-Wärme-Kopplung nur etwa 60 % [15], dafür aber lässt sich Methan in ausreichender Menge in der schon vorhandenen Energieinfrastruktur wie in unterirdischen Erdgasspeichern und den Pipelines speichern und auch transportieren. Das Speicherpotenzial alleine für Deutschland wird mit 280 TWh angegeben [15], so dass die Speichergröße sicher nicht der limitierende Faktor dieser Technologie wäre. Allerdings sind Methanisierung und adiabatische Druckluftspeicher technisch weit weniger entwickelt als Pumpspeicherkraftwerke, die auch den höchsten Wirkungsgrad aufweisen. Betrachtet man den Energiespeicherstand im Jahresverlauf des % EE-Szenarios (Abbildung 3), wird der saisonale Gang des Ein- und Ausspeicherns deutlich. Zwar erstreckt sich der Speichereinsatz vom Ausgleich kurzer Schwankungen im Tagesgang bis hin zur saisonalen Skala, doch der Ausgleich der jahreszeitabhängigen Produktion und Nachfrage bestimmt die insgesamt benötigte Speicherkapazität. Schwankungen auf Tagesbasis könnten auch mit einem intelligenten Netz teilweise ausgeglichen werden. Es würde dazu relativ zeitunkritische Verbraucher wie etwa aus dem Bereich der Kälte- und Klimatechnik nach Bedarf aboder zuschalten. Auch eine Flotte an Elektrofahrzeugen, die am Elektrizitätsnetz angeschlossen ist, könnte die Regelenergie- oder Speicherproblematik zumindest im Bereich des Tagesganges entschärfen. Mit typischen Akkumulatorkapazitäten von 15 bis 20 kwh pro Fahrzeug würden Elektrofahrzeuge auch in Masse schließlich nur wenige Prozent der insgesamt benötigten Speicherkapazität stellen, könnten aber wesentlich zur Glättung kürzerer Schwankungen im Tagesgang durch ihre Regelleistung beitragen. So ließen sich durch Nutzen von Schwachlastzeiten und Abbau von Lastspitzen die Netze stabilisieren und Speicher entlasten. Diese Möglichkeit haben wir mit der Annahme untersucht, dass bis zu 10 % der anfallenden Lasten um maximal 12 h durch ein intelligentes Netz verschoben werden können und somit nicht mittels Energiespeicher ausgeglichen werden müssen. Der ausgleichende Effekt ist im Ta- 304 Phys. Unserer Zeit 6/2012 (43) Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim

6 ENERGIESPEICHER IM NETZ ERNEUERBARE ENERGIE gesverlauf deutlich zu erkennen (Ausschnitt in Abbildung 3). Durch diese kurzzeitige Verschiebung von Lasten werden im Jahresverlauf 9,6 TWh oder 18,8 % an Ein- und Ausspeicherverlusten vermieden, gemessen am Jahresstrombedarf sind dies allerdings nur 0,3 % gegenüber dem reinen % EE-Szenario. Da jede Form der Energiespeicherung mit zusätzlichen Verlusten und Kosten verbunden ist, muss der Speicherbedarf möglichst gering gehalten werden. Demnach ist es wichtig, nicht nur auf einen einzigen schwankenden regenerativen Energieträger zu bauen. Um dies zu demonstrieren, haben wir auch ein Modellszenario gerechnet, in dem Europa keine Solarenergie nutzt und das Defizit mit entsprechend mehr On- und Offshore-Windenergieanlagen ausgleicht. In diesem Fall würde sich der Bedarf an Energiespeicherkapazität oder entsprechender Regelenergie von 3,8 % auf 8 % des Jahreselektrizitätsbedarfes verdoppeln, was 255 TWh statt 122 TWh an Speicherkapazität bedeutet. ABB. 4 Speicherkapazität / TWh ÜBERKAPAZITÄT 3,6 3,8 4 4,2 Überkapazitätsfaktor Mehr Speicher oder Erzeuger? Um den Speicherbedarf zu senken, könnte man auch die Erzeugungskapazität der Erneuerbare-Energie-Anlagen erhöhen, um in ertragsärmeren Zeiten den Bedarf besser zu decken. Wir haben dies mit Simulationen untersucht, in denen wir die installierte Leistung der wetterabhängigen Anlagen gegenüber dem % EE-Szenario erhöhten. Steigern wir die ursprünglich 3,4-fache Überkapazität der hundertprozentigen Vollversorgung weiter, dann sinkt die notwendige Energiespeicherkapazität von ursprünglich 122 TWh (3,8 % des Jahreselektrizitätsbedarfs) zunächst deutlich. Ab einer Überkapazität des Faktors 3,9 oder zusätzlich installierten 170 GW Leistung führt eine noch höhere Kraftwerks - leistung zu einer langsameren Reduktion des bis dahin bereits auf 28,7 TWh (0,9 %) gefallenen Speicherbedarfs (Abbildung 4). Ob und bis zu welchem Maße sich das Erhöhen der Überkapazität lohnt, hängt letztlich von den jeweiligen Kosten für weitere Erneuerbare-Energie-Anlagen sowie für den Ausbau von Speicherkapazität ab. Diese Investitionskosten können wir mit einer einfachen Abschätzung näherungsweise betrachten. Für den Mix aus Wind-, Wellen- und Solarenergie des % EE-Szenarios ermittelten wir durchschnittliche Kosten von etwa 2000 R pro kw installierter Leistung und für Wasser-, Biomasse- und Geothermiekraftwerke etwa 0 R pro kw auf Basis von Zahlen des IPCC SRREN [2]. Dabei verwenden wir bei den Preisspannen der einzelnen Technologien die jeweils günstigsten Preise. Unsere Schätzung ergab bei den Investitionskosten für alle Kraftwerke und Energiespeicher des % EE-Szenarios eine Spanne von rund R, wobei diese vor allem durch die Unsicherheit bei den Kosten der Speichertechnologien bedingt ist. Das Bruttoinlandsprodukt der EU lag im Jahr 2009 bei rund R. Das zeigt, dass bei günstigen Speichertechnologien die notwendige Gesamtinvestition vermutlich finanzierbar wäre. Für eine Amortisationszeit von 20 Jahren und einen Kalkulationszinssatz von 6 % [6] ergäbe der günstigste Fall einen Anteil der Kraftwerksund Speicherinvestitionskosten von rund 7,2 ct / kwh am Strompreis. Dieser würde allerdings durch Betriebskosten, Kosten des Netzausbaus etc. noch deutlich steigen. Bei einer Steigerung der Überkapazität vom Faktor 3,4 auf 3,9 dagegen ändern sich die Gesamtkosten für den Kraftwerkspark samt Energiespeicher auf etwa R. Im oberen Bereich der Preisspanne der Speicherkosten würde sich demnach das Errichten von Überkapazitäten zur Einsparung von Energiespeichern stets lohnen. Die untere Grenze ist dagegen so günstig, dass zusätzliche Erneuerbare-Energie-Anlagen nicht rentabel wären. Letztlich muss also geprüft werden, bei welcher Überkapazität an Erzeugungsanlagen die Kombination an regenerativen Erzeugern und Speichern von Energie die geringsten Kosten verursachen. Ein großes, leistungsfähiges Elektrizitätsnetz und im Falle der Methanisierung eine gut ausgebaute Gasinfrastruktur sind ebenfalls für eine Vollversorgung mit erneuerbarer Energie wichtig. Als Gewinn sinkt die benötigte Regelenergie und damit der Speicherbedarf mit wachsender Größe des Verbundnetzes. Der Grund: Die Schwankungen in der Erzeugung erneuerbarer Energie hängen in unseren Breiten vor allem von der Größe von Wettersystemen, etwa Tiefdruckgebieten, und deren Lebensdauer ab. Typisch sind Durchmesser von etwa 0 km bei einigen Tagen Existenz. Daher empfiehlt sich ein Stromverbund, der mindestens ein Gebiet dieser Größenordnung abdeckt, mit angemessener Speicherkapazität. So zeigt sich bei einem % EE-Versorgungsszenario, dass der Speicherbedarf bezogen auf die von der Region benötigte Jahreselektrizitätsmenge zum Beispiel für das deutsche Gebiet allein 43 TWh bei einem Jahreselektrizitätsbedarf von 534 TWh [16] beträgt, also 8 % Speicherkapazität in % des Jahreselektrizitätsbedarfs Rückgang der benötigten Speicherkapazität mit steigender Überkapazität an installierter Leistung aus erneuerbaren Energiequellen Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim 6/2012 (43) Phys. Unserer Zeit 305

7 Damit wäre die nötige Speicherkapazität pro Jahreselektrizitätsbedarf mehr als doppelt so groß wie die 3,8 %, die wir in unserer Studie für Europa ermittelt haben. Zusammenfassung Soll Europas Elektrizitätsversorgung von konventioneller auf hundert Prozent erneuerbare Energie umgestellt werden, dann muss diese Energie hauptsächlich aus Sonne und Wind kommen. Damit wächst der schwankende Anteil in der Netz - einspeisung. Ein schrittweiser Umbau des europäischen Netzes und Kraftwerkparks auf hundert Prozent regenerativen Strom bis 2050 hätte deshalb zwei Konsequenzen. Zum einen muss die Überkapazität an vorhandener Kraftwerksleistung im Verhältnis zur im Jahresmittel nachgefragten Leistung im Netz vom heutigen Faktor 1,8 auf 3,4 ansteigen. Zum anderen erfordert das Ausgleichen der Schwankungen Regel - energie. Diese muss entweder aus regelbaren konventionellen Kraftwerken oder aus Energiespeichern kommen. Letzte Variante wäre voll regenerativ. Sie würde aber einen Ausbau der Speicherkapazität von heute 2,5 TWh auf 122 TWh oder 3,8 % des Jahresenergiebedarfs bei zwei Ladezyklen pro Jahr erfordern. Durch das Installieren zusätzlicher Erzeugerleistung kann dieser Speicherbedarf deutlich reduziert werden. Stichworte Stromversorgung Europas, Energiespeicher, erneuerbare Energie, schwankende Energiequellen, Modellierung der Energieversorgung. Danksagung Ein herzlicher Dank gilt den Mitgliedern des Energieprojektes des HCE; speziell O. Grogro und N. Vollweiler. Dem EZMW danken wir für die Bereitstellung der ERA 40-Daten. Literatur [1] IPCC, Climate Change 2007: Impacts, Adaptation and Vulnerability. Contribution of Working Group II to the Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press [2] IPCC, Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation, final report. Working Group III Mitigation of Climate Change, Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press [3] S. Tenbohlen, A. Probst, P. Wajant, Phys. Unserer Zeit 2011, 42(5), 220. [4] A. Kleidon, Phys. Unserer Zeit 2012, 43(3), 136. [5] S. Teske, energy [r]evolution, Greenpeace International and European Renewable Energy Council (EREC) [6] Sachverständigenrat für Umweltfragen, Wege zur % erneuerbaren Stromversorgung, Sondergutachten, SRU Hausdruck Berlin [7] Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. Leitstudie 2010, BMU, Berlin [8] International Energy Agency (IEA), Energy Technology Perspectives 2008, Scenarios & Strategies to 2050, IEA 2008, techno/etp/index.asp. [9] O. Grogro, Global Energy Trade Flows and Constrains on Conventional and Renewable Energies A Computable Modeling Approach, ZEW Mannheim [10] VDE, Smart Distribution 2020, Virtuelle Kraftwerke in Verteilungsnetzen, Energietechnische Gesellschaft (ETG) im VDE 2008, [11] B. Hahn, K. Rohrig, ISET-Wind-Index, Assessment of the Annual Available Wind Energy, Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) [12] EURELECTRIC, Hydro in Europe: Powering Renewables (Full Report), Union of the Electricity Industry EURELECTRIC [13] VDE, Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger, Energietechnische Gesellschaft (ETG) im VDE [14] S. Vardag, Druckluftspeicherkraftwerke und ihr Potential, Bachelorarbeit Universität Heidelberg [15] M. 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Danach arbeitete er am FZ Jülich und an der University of California/Riverside sowie seit 1989 an der Universität Heidelberg an der Erforschung chemischer Prozesse in der Atmosphäre und der spektroskopischen Messung von Spurengasen erhielt der den Robert-Wichart-Pohl- Preis der DPG. Werner Aeschbach-Hertig, Diplom in Physik 1989 ETH Zürich. Promotion in Umweltphysik 1994 an ETH und Eawag (Wasserforschungsinstitut des ETH-Bereichs) Postdoc am Lamont-Doherty Earth Observatory of Columbia University, New York wissenschaftlicher Mitarbeiter an ETH und Eawag. Seit 2003 Professor am Institut für Umweltphysik, Universität Heidelberg. Klaus Pfeilsticker, Diplom in Physik 1982 Universität Heidelberg, Promotion in Umweltphysik 1986, Postdoc am MPI für Kernphysik in Heidelberg und am FZ Jülich, danach in Heidelberg wissenschaftlicher Mitarbeiter am Institut für Umweltphysik, 1998 Habilitation, danach am NOAA/Boulder. Seit 2005 apl. Professor am Institut für Umweltphysik, Heidelberg. Anschrift Tobias Tröndle, Institut für Umweltphysik, Im Neuenheimer Feld 229, D Heidelberg. tobias.troendle@iup.uni-heidelberg.de 306 Phys. Unserer Zeit 6/2012 (43) Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim