Auswirkungen der Energiewende auf Ostd eutschland Endbericht

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1 Auswirkungen der Energiewende auf Ostd eutschland Endbericht

2 EuPD Research Adenauerallee Bonn +49 (0) (0) Autoren: DCTI Deutsches CleanTech Institut Adenauerallee Bonn +49 (0) (0) Autoren: Dipl.-Volkswirt Martin Ammon (Projektleitung) Dipl.-Volkswirt Daniel Quack (Analyse, Prognosemodell) Dipl.-Volkswirt David Krehan (Datenerhebung, Recherche) Linda Kleinschmidt, M. Sc. Volkswirtschaftslehre (Projektleitung, Studienausarbeitung) Priska Schmickler, M. Sc. Financial Economics (Datenerhebung, Studienausarbeitung)

3 Inhalt 1 Einleitung Hintergrund der Studie Ziele der Studie Executive Summary Energieerzeugung: Bewertung des Ausbaus Erneuerbarer Energien in Ostdeutschland im Zuge der Energiewende Die Energieerzeugung in Ostdeutschland historische Entwicklungen, Status quo und Trends bis Allgemeine Darstellung des Energiemix Historische Entwicklung und Status quo Erneuerbarer Energieträger Stromerzeugung Wärmeerzeugung Potentialanalyse bis Installierte Leistung im Bevölkerungsvergleich Installierte Leistung im Flächenvergleich Einflussfaktoren des Ausbaupotenzials in Ostdeutschland Ergebnisse der Szenarienrechnung bzgl. der Energieversorgung Ergebnisse der Szenarienrechnung zur Stromerzeugung Szenariovergleich Wertschöpfung und Beschäftigung durch den Ausbau Erneuerbarer Energien in Ostdeutschland Wertschöpfungseffekte Beschäftigungseffekte Politische Rahmenbedingungen Politische Rahmenbedingungen im Stromsektor Politische Rahmenbedingungen im Wärmesektor Energieverteilung: Bewertung des Netzausbaus als Erfolgsfaktor der Energiewende für Ostdeutschland Netzstruktur und Netzbelastung Stromexporte und -importe Netzentgelte Demand Response Die zukünftige Stromnetzsituation im Vergleich zu Energieverbrauch: Bewertung der Verbrauchssituation als Erfolgsfaktor der Energiewende für Ostdeutschland

4 5.1 Der Energieverbrauch in Ostdeutschland Status quo und Entwicklungen bis Historische Entwicklung und Status quo Der Primärenergieverbrauch Der Stromverbrauch Energieproduktivität und intensität CO 2 -Emissionen Potentialanalyse bis Einflussfaktoren auf den Energieverbrauch in Ostdeutschland Stromverbrauch Politische Rahmenbedingungen Die EEG-Umlage Stromkostenentwicklung Gesellschaftliche Integration und Akzeptanz als Erfolgsfaktor der Energiewende für Ostdeutschland Statistische Analyse Akteursanalyse Bürgerinitiativen Bürgerbeteiligungen Protestbewegungen Wirtschaft Erneuerbare Energien Konventionelle Energien Energieverteilung Dienstleistung Wissenschaft Außeruniversitäre Forschung Universitäre Forschung Nichtstaatliche Organisationen Verbände Administration Energieagenturen Informationszentren Netzwerke Wettbewerbe Bedeutung der Energiewende für Ostdeutschland

5 7.1 SWOT-Analyse Potentiale und Bedarfe zur Umsetzung der Energiewende in Ostdeutschland Handlungsempfehlungen Zusammenfassung Tabellenverzeichnis... I Abbildungsverzeichnis... II Literaturverzeichnis... V Anhang I... XIII Anhang II... XXI 5

6 1 Einleitung 1.1 Hintergrund der Studie Artikel 20a des Grundgesetzes besagt, dass der Staat (...) auch in Verantwortung für die künftigen Generationen die natürlichen Lebensgrundlagen und die Tiere im Rahmen der verfassungsmäßigen Ordnung durch die Gesetzgebung und nach Maßgabe von Gesetz und Recht durch die vollziehende Gewalt und die Rechtsprechung schützen muss. Diese grundsätzliche Verantwortung des Staates bekam unter dem Eindruck der Nuklearkatastrophe von Fukushima eine neue Dimension. So bekannte die Bundeskanzlerin Angela Merkel in ihrer Regierungserklärung vom : Fukushima hat meine Haltung zur Kernenergie verändert. Der ohnehin geplante Atomausstieg wurde vorgezogen und die Ausbauszenarien für Erneuerbare Energien dramatisch beschleunigt. Vor diesem Hintergrund stellt die Energiewende, die diesem Prozess einen Namen gibt, aktuell eines der größten Projekte in Deutschland dar nicht nur für die Politik, sondern auch für Wirtschaft, Wissenschaft und Gesellschaft. Grundlage für die politische Umsetzung ist auf Bundesebene das Energiekonzept aus dem Jahr 2010, ergänzt um das Energiepaket Allerdings stellt dieses Bekenntnis erst den Anfang eines langwierigen Anpassungsprozesses dar. Zahlreiche Herausforderungen vom Netzausbau über Energiespeicherung bis hin zur Versorgungssicherheit gilt es noch zu meistern. Auf nationaler Ebene wird die Energiewende als ganzheitlicher Strategieansatz verstanden, der auf unterschiedlichen Ebenen das Ziel verfolgt, eine umwelt- und ressourcenschonende und zugleich energieeffiziente Volkswirtschaft zu werden. Dabei sollen die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie (Stichwort Energiepreise) und ein hohes Wohlstandsniveau erhalten bleiben. Die Energiewende als Instrument des Umbaus einer ganzen Volkswirtschaft wird sprachlich und inhaltlich kraft Ursprungs stets mit Deutschland assoziiert. Sie ist jedoch Teil eines globalen Trends, der aus globalen Megatrends (u.a. Bevölkerungswachstum, Ressourcenendlichkeit und Klimawandel) und einem Bewusstseinswandel der Bevölkerung überwiegend in den Industriestaaten - resultiert. Die globale Bedeutung und das außergewöhnliche Innovations- und Wirtschaftspotenzial dieses Umbaus der Energieversorgung mobilisiert jene, die Lösungen mitentwickeln und wirtschaftlich langfristig partizipieren wollen. Die Bundesrepublik Deutschland gilt sowohl in gesetzgeberischer Hinsicht als auch in technologischer Hinsicht als Spitzenreiter beim Ausbau Erneuerbarer Energien. Ausgestattet mit diesem Standortfaktor bedarf es spezifischer Strategien für die unterschiedlichen Wirtschaftsregionen Deutschlands. Gegenstand der vorliegenden Studie ist Ostdeutschland. Die Studie soll aufzeigen, ob und inwieweit die Energiewende in Ostdeutschland erfolgreich sein wird und welche spezifischen Auswirkungen dieses Prozesses sich für die ostdeutschen Bundesländer ergeben. Der erste bundesweite - strategische Ansatz besteht in dem Ausbau Erneuerbarer Energien, der durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gefördert wird. Das Voranschreiten des Ausbaus Erneuerbarer Energien ist grundsätzlich von zwei Determinanten abhängig: die Ausgestaltung politischer Rahmenbedingungen (z.b. das EEG) sowie die technologischen Voraussetzungen. Hinzu kommen sicherlich noch Aspekte wie Finanzierbarkeit und Wettbewerbsfähigkeit, 6

7 diese werden jedoch im Rahmen der Studie nicht betrachtet. Für die hier fokussierten ostdeutschen Länder sind insbesondere die Maßnahmen im Windenergie-Bereich von großer Bedeutung, denn etwa 41 Prozent (11,85 GW) der heute installierten Leistung steht in den Neuen Bundesländern. 1 Weitere strategische Ansätze zur Umsetzung der Energiewende sind die Förderung von Energiespeichern, der Ausstieg aus der Atomkraft, der Einsatz konventioneller Kraftwerke als Brückentechnologien und nachhaltige Mobilität. Jedoch wird in der Studie ein Fokus auf die drei erstgenannten Aspekte gelegt, da laut Bundesregierung der Ausbau Erneuerbarer Energien als Substitut zur Atomkraft das Grundkonzept ist. Ohne einen adäquaten Netzausbau lässt sich dieses Ziel allerdings nicht realisieren, denn eine Versorgung aus Erneuerbaren Energieträgern führt dazu, dass Stromerzeugung und verbrauch zunehmend räumlich auseinanderfallen. Dieser Strom muss in das Netz eingespeist und zu den Verbrauchern transportiert werden. 2 Vor dem Hintergrund nationaler Zielsetzungen, stellt sich die Frage, was die Energiewende für Ostdeutschland konkret bedeutet. Diese regionale Abgrenzung der östlichen Bundesländer vom Rest Deutschlands ist insofern bedeutend, da sich die Auswirkungen der Energiewende zwischen den Bundesländern stark unterschiedlich darstellen. In diesem Zusammenhang ist auch die Zielsetzung dieser Studie zu sehen. Demnach werden inhaltlich folgende Fragestellungen bearbeitet: Ist Ostdeutschland als Standort ein Gewinner der Energiewende? Entsprechen Maßnahmen zur Umsetzung den standortspezifischen Gegebenheiten (demographisch, geographisch, wirtschaftlich etc.) der sechs Bundesländer in Ostdeutschland? Wo sind welche Potentiale zur Umsetzung der Energiewende? Welche Politik muss verfolgt werden, um die Potentiale Ostdeutschlands zu erschließen? Welche Rolle spielen dabei Länder mit ihren Energiekonzepten? Wie sind die Akteure aus Wirtschaft, Wissenschaft und Gesellschaft an der Energiewende beteiligt? Zur Beantwortung dieser Fragestellungen werden zunächst die politischen Rahmenbedingungen evaluiert. Hierzu wird ein Vergleich zwischen dem Energiekonzept der Bundesregierung und denen der ostdeutschen Bundesländer auf Basis ausgewählter Klimaschutzziele vorgenommen. Tabelle 17 (siehe Anhang II) stellt diese ausgewählten Kriterien dar. Diese Kennziffern liefern Hinweise darauf, wie eine erfolgreiche Umsetzung des Ausbaus Erneuerbarer Energien definiert werden kann. Wie Ostdeutschland konkret dabei aufgestellt ist, wird in Kapitel 3.1 im Detail analysiert. Eine nähere Analyse der politischen Rahmenbedingungen erfolgt in Kapitel 3.3. Bei der Transformation der Energieversorgung hin zu der Erzeugung aus Erneuerbaren Energien fällt den Netzen eine tragende Funktion zu, da sie die Basis der Energieinfrastruktur darstellen (Kapitel 4). Daher wird zunächst das Thema Netzausbau beleuchtet, da derzeit die Stromnetze in Deutschland nicht flächendeckend für die Verteilung von Strom aus Erneuerbaren Energien geeignet sind. 1 BWE (2012) 2 Bundesregierung (2012) 7

8 Im Rahmen der Energiewende ändern sich die Anforderungen an die Netze insbesondere im Hinblick auf drei Faktoren: 3 1. Verbraucherferne Die Stromerzeugung aus regenerativen Energieträgern erfolgt hauptsächlich in nördlichen Regionen Deutschlands, wird jedoch der überwiegend im Süden der Republik verbraucht. 2. Dezentralität Eine Herausforderung stellt die Integration der steigenden Anzahl kleiner und mittelgroßer Energieerzeugungsanlagen bei der Energieverteilung dar. 3. Volatilität Die wetterbedingten starken Schwankungen der regenerativen Stromerzeugung können die Netzstabilität belasten und erfordern eine sinnvolle Integration von Erzeugern, Verbrauchern und Energiespeichern in den Netzbetrieb. Die zur Deckung der Kosten des Netzausbaus erhobenen Netzentgelte durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) geben jedoch oftmals Anlass für Diskussionen. Der Grund hierfür ist, dass Netzentgelte dort zu entrichten sind, wo der Strom erzeugt wird. Aus der Perspektive der ostdeutschen Bundesländer kann dies nachteilig sein, da dort relativ viel Strom aus regenerativer Energie erzeugt wird, der in andere Bundesländer transportiert wird. Folglich werden die Netzentgelte nicht von denjenigen bezahlt, die den Strom beziehen. Diesen Aspekt gilt es ebenfalls in Kapitel 4.3 näher zu beleuchten. Neben dem Ausbau Erneuerbarer Energien und dem Netzausbau spielt der Bereich Energieeffizienz eine entscheidende Rolle bei der Umsetzung der Energiewende. Energieeffizienz ist grundsätzlich definiert als die Reduktion des Energieeinsatzes zur Erbringung einer Dienstleistung, zur Produktion von Waren, Bereitstellung von Energie bzw. auf Verbraucherseite die Reduzierung des Energieverbrauchs. Laut einer Studie der Gesellschaft für wirtschaftliche Strukturforschung (GWS) bestehen nicht ausgeschöpfte wirtschaftliche Potentiale in großem Umfang. Auslöser für diese existierenden Ineffizienzen sind im Wesentlichen Informationsdefizite, Zuständigkeitsprobleme und gespaltene Anreizsysteme (z.b. Mieter-Vermieter - oder Investor-Nutzer -Dilemma). Die Studie zeigt zudem, dass für die Erschließung der Effizienz-Maßnahmen 4 zusätzliche Investitionen von etwa 12 Mrd. Euro ( ) bzw. 18 Mrd. Euro ( ) pro Jahr notwendig sind. Es ist jedoch zu beachten, dass diese Mehrinvestitionen keine Mehrkosten darstellen. Vielmehr können durch die Energiekosteneinsparungen über die gesamte Lebensdauer Kostensenkungen realisiert werden. 5 Die Verbrauchssituation wird durch zahlreiche Faktoren beeinflusst. Insbesondere in den Neuen Bundesländern spielt das rückläufige Bevölkerungswachstum eine entscheidende Rolle. Aus diesem Grund kann zunächst davon ausgegangen werden, dass diese Tendenz sich mindernd auf den Energieverbrauch auswirkt. Im Gegensatz dazu hat die Energienachfrage von Seiten der Wirtschaft einen positiven Einfluss auf den Stromverbrauch. Dennoch ist in Deutschland eine Entkoppelung der Wirtschaftsleistung 3 50Hertz Transmission GmbH et al. (2012a) 4 Basis ist dabei das Szenario Effizient ambitioniert 5 GWS (2012) 8

9 und des Energieverbrauchs zu erkennen, d.h. der Energieverbrauch wächst weniger schnell als die Wirtschaftsleistung, 6 was auf Effizienzsteigerungen zurückzuführen ist. Die Verbrauchssituation wird in Kapitel 5 quantitativ anhand des Primärenergieverbrauchs (PEV, enthält Strom, Wärme und Kraftstoffe) und der Reduzierung des Stromverbrauchs als auch qualitativ in Bezug auf die politischen Rahmenbedingungen analysiert. Gesellschaftliche Akzeptanz und Integration der Bevölkerung spielen eine zentrale Rolle bei der Umsetzung der Energiewende, denn Energiepolitik ist ein Thema, das auf verschiedenen Ebenen sämtliche Verbraucher tangiert. Dabei geht es um Aspekte wie Ästhetik der Landschaft, finanzielle Belastungen und Tierschutz. Aus diesem Grund hängen Projekte zur Umsetzung der Energiewende in hohem Maße von der Akzeptanz in der Bevölkerung ab. Generell ist die gesellschaftliche Akzeptanz Erneuerbarer Energien-Anlagen in der Nachbarschaft relativ hoch. Im Durchschnitt lag sie 2011 in Ostdeutschland insgesamt bei 62,17 Prozent. In Westdeutschland betrug sie 62,64 Prozent. 78 Dabei wird deutlich, dass nur geringe regionale Unterschiede zwischen ost- und westdeutschen Bundesländern bestehen. Zur Analyse des Akzeptanzgrads und der gesellschaftlichen Integration der Energiewende aus ostdeutscher Sicht, wird eine Akteursanalyse auf Bürgerebene durchgeführt (Kapitel 6). Dabei wird auf Basis der Identifikation, Kategorisierung und Charakterisierung von Bürgerinitiativen, Energie-Stammtischen, etc. ein dezidiertes Bild im Hinblick auf die gesellschaftliche Integration und Akzeptanz abgeleitet. Die Ergebnisse der vorgenannten Analysen werden in Kapitel 7 im Hinblick auf ihre Bedeutung für Ostdeutschland bewertet und Handlungsempfehlungen ausgesprochen. Die Einordnung der Ergebnisse wird in Rahmen von Expertengesprächen verschiedener Akteure aus Wirtschaft, Wissenschaft und Interessenvertretung validiert. Hierbei steht jedoch nicht das Individualinteresse der Akteure im Vordergrund, sondern eine allgemeine Einschätzung zur Bedeutung der Aspekte für Ostdeutschland. In Kapitel 8 werden die Ergebnisse der Studie nochmal kompakt zusammengefasst und wesentliche Erkenntnisse dargelegt. 1.2 Ziele der Studie Vor dem Hintergrund der beschriebenen Herausforderungen der Energiewende auf nationaler Ebene ist das übergeordnete Ziel der Studie, einen Überblick über die Energiewende aus ostdeutscher Sicht zu erlangen, wobei die wirtschaftliche und nicht die ökologische Perspektive im Vordergrund steht. Auf Basis dessen wird eine an wissenschaftlichen Rahmenbedingungen orientierte, neutrale Analyse durchgeführt, um Potentiale sowie Bedarfe zu identifizieren. Im Kontext der Studie werden unter der Begrifflichkeit Bedarfe Lücken verstanden, die zwischen politisch angestrebten (nationalen bzw. länderspezifischen) Zielen und dem Ist-Zustand bestehen. Hierbei werden auch zukünftige Bedarfe berücksichtigt, die aus der Szenariorechnung abgeleitet werden können. Der Terminus Potentiale hingegen beschreibt positive Entwicklungen in Ostdeutschland, die noch weiter gehoben werden sollten, um einerseits den Wirtschaftsstandort zu fördern, andererseits die Erreichung von Zielen der Energiekonzepte zu gewährleisten. Dies wirft die Frage auf, 6 BMWi (2008) 7 Bei der Berechnung der Durchschnittswerte wurden die Werte je Bundesland mit der dortigen Bevölkerung gewichtet. 8 Föderal Erneuerbar (2012a) 9

10 wie politische Maßnahmen ausgestaltet werden sollten, um eine erfolgreiche Umsetzung der Energiewende in Ostdeutschland zu erreichen. Ausgangspunkt der Studie sind politikorientierte Fragestellungen, die auf Basis von Daten bzw. den Szenarien erarbeitet und mittels Experteninterviews validiert werden. Für diese Analyse ist es unerlässlich, die technologischen, historischen, geographischen und demographischen Gegebenheiten in Ostdeutschland umfassend zu berücksichtigen, um die oben beschriebene Bedarfe und Potentiale identifizieren zu können. Dabei ist insbesondere das Thema Netzausbau von zentraler Bedeutung. Dieses wird kritisch aus der Perspektive Ostdeutschlands beleuchtet. Zudem wird ein Schwerpunkt auf die Identifikation von Akteuren gelegt (Kapitel 6), die die Energiewende in Ostdeutschland vorantreiben. Diese Akteursanalyse beleuchtet somit auf regionaler sowie lokaler Ebene wirtschaftliches und politisches Engagement. Insbesondere wird ein Fokus auf das Engagement der Bürger gelegt (Stammtische, Bürgerinitiativen, Verbraucherzentralen etc.). Hintergrund dieser Fokussierung ist, dass die gesellschaftliche Akzeptanz als ein zentraler Erfolgsfaktor gesehen wird. 9 Als Resultat der Studie werden aufbauend auf den Ergebnissen der jeweiligen Analysen Handlungsempfehlungen ausgesprochen. Im Einzelnen ist die Studie wie folgt aufgebaut: Tabelle 1: Struktureller Aufbau der Studie Kapitel Titel Ziel Inhalte Executive Summary Bewertung des Ausbaus Erneuerbarer Energien als Erfolgsfaktor der Energiewende für Ostdeutschland Bewertung des Netzausbaus als Erfolgsfaktor der Energiewende für Ostdeutschland Darstellung der wichtigsten Ergebnisse der Studie Ableitung von Potentialen und Bedarfen im Bereich der Energieerzeugung auf Basis einer Status quo-analyse sowie Szenarienrechnung Ableitung von Potentialen und Bedarfen im Bereich der Energieverteilung auf Basis einer Status quo- Analyse und einer Szenarienrechnung sowie bestehender Netzausbaupläne Der Ausbau Erneuerbarer Energien wird anhand installierter Leistungen in Ostdeutschland und deren zukünftiger Entwicklungen beleuchtet. Ergänzt wird eine Analyse, die auf wirtschaftliche Potentiale beleuchtet. Zudem werden rechtliche und demographische Rahmenbedingungen in die Analyse und Szenariorechnung integriert. Daraus werden Bedarfe und Potentiale bzw. Handlungsempfehlungen (lokal und regional) abgeleitet. Der Netzausbau wird anhand bestehender Infrastruktur in Ostdeutschland und des geplanten Ausbaus gemäß des NEP 2013 beleuchtet. Zudem werden rechtliche Rahmenbedingungen in die Analyse integriert. Daraus werden Bedarfe und Potentiale bzw. Handlungsempfehlungen abgeleitet. 9 Eine detaillierte Darstellung der methodischen Vorgehensweise findet sich im Anhang.

11 Bewertung der Verbrauchssituation als Erfolgsfaktor der Energiewende für Ostdeutschland Gesellschaftliche Integration und Akzeptanz als Erfolgfaktor der Energiewende für Ostdeutschland Ausgewählte Erfolgsfaktoren der Energiewende Ostdeutschlands im gesamtdeutschen Kontext und Handlungsempfehlungen Zusammenfassung Ableitung von Potentialen und Bedarfen im Bereich der Energieversorgung auf Basis einer Status quo-analyse und einer Szenarienrechnung Akteursanalyse mit Fokus auf Bürgerebene zur Darstellung des gesellschaftlichen und wirtschaftlichen Engagements Einschätzung über die Umsetzung bzw. Potentiale und Bedarfe Ostdeutschlands im gesamtdeutschen Vergleich Überblick über die erarbeiteten Handlungsempfehlungen Die Verbrauchssituation wird anhand des Primärenergieverbrauchs in Ostdeutschland und dessen zukünftiger Entwicklung beleuchtet. Zudem werden rechtliche und demographische Rahmenbedingungen in die Analyse und Szenariorechnung integriert. Daraus werden Bedarfe und Potentiale bzw. Handlungsempfehlungen abgeleitet. Identifizierung relevanter Akteure der Energiewende und Darstellung deren Vernetzung. Schwerpunkt wird dabei auf das Engagement der Bürger gelegt. Daraus werden Bedarfe und Potentiale bzw. Handlungsempfehlungen abgeleitet. Auf Basis der Ergebnisse vorangegangener Kapitel wird die Situation Ostdeutschlands in den gesamtdeutschen Kontext gesetzt, um evtl. bestehende Diskrepanzen innerhalb Deutschlands zu identifizieren; die erarbeiteten Handlungsempfehlungen werden zusammenfassend dargestellt. Zusammenfassung der wichtigsten Ergebnisse der Studie 2 Executive Summary Die Energiewende stellt aktuell eines der größten Projekte in Deutschland dar nicht nur für die Politik, sondern auch für Wirtschaft, Wissenschaft und Gesellschaft. Grundlage für die politische Umsetzung ist auf Bundesebene das Energiekonzept aus dem Jahr 2010, ergänzt um das Energiepaket Allerdings stellt dieses Bekenntnis erst den Anfang eines langwierigen Anpassungsprozesses dar. Zahlreiche Herausforderungen vom Netzausbau über Energiespeicherung bis hin zur Versorgungssicherheit gilt es noch zu meistern. Die Studie zeigt auf, ob und inwieweit die Energiewende in Ostdeutschland erfolgreich sein wird und welche spezifischen Auswirkungen dieses Prozesses sich für die ostdeutschen Bundesländer ergeben. Dabei werden die vier Dimension Energieerzeugung, -verteilung,- verbrauch sowie die gesellschaftliche Akzeptanz als wesentliche Erfolgsfaktoren der Energiewende betrachtet. Grundsätzlich hängt eine erfolgreiche Umsetzung der Energiewende von zahlreichen Faktoren ab: von technologischen Herausforderungen (z.b. Integration konventioneller Kraftwerke und neuer Technologien) über Finanzierungsbedarf, Etablierung neuer Infrastrukturen, Einbindung und Zufriedenstellung sämtlicher Stakeholder, politischen Konsens bis hin zu gesellschaftlichen 11

12 Aspekten (Anpassung des Konsumverhaltens zur Vermeidung von Rebound-Effekten, 10 Akzeptanz und Partizipation). Generell zeigt sich, dass die Erneuerbaren Energien in den Neuen Ländern eine größere Rolle als im Bundesdurchschnitt spielen. Der Anteil der Erneuerbaren an der Bruttostromerzeugung beträgt in Ostdeutschland bereits heute über 29 Prozent während in Westdeutschland nur etwas mehr als ein Fünftel des dort erzeugten Stroms aus Erneuerbaren Energien stammt. Die Windenergie dominiert die Erneuerbare Stromerzeugung in Ostdeutschland deutlich vor der Biomasse. Photovoltaik spielt nur eine Nebenrolle. Quelle: EuPD Research 03/2013 Stromerzeugung in Westdeutschland 2012: 506 TWh Stromerzeugung in Ostdeutschland 2012: 111 TWh 20,1% 12,3% 4,9% 5,5% 3,9% 6,9% 7,2% 9,4% 0,5% 4,0% 22,5% 19,6% 20,6% 4,8% 5,4% 50,7% 3,8% 29,2% 16,0% 1,0% 1,6% Kernenergie Steinkohle Braunkohle Erdgas Mineralöl, Pumpspeicher, Sonstige Biomasse Wasserkraft Solarstrom Windkraft Sonstige Erneuerbare Stromerzeugung in West- und Ostdeutschland 2012 Da aufgrund der nicht exakt vorhersehbaren Angebotsstruktur von Solar- und Windstrom zum Teil Reserveleistung vorgehalten werden muss, ersetzt Strom aus diesen Primärquellen den Strombezug aus konventionellen Ressourcen nicht eins zu eins. Schon heute produziert Ostdeutschland daher insgesamt mehr Strom als nachgefragt wird und exportiert insbesondere überschüssigen Windstrom nach Westdeutschland bzw. Polen und Tschechien. Ca. 34 TWh exportiert Ostdeutschland netto in andere Netze (Import 16 TWh), ist also Nettostromexporteur und wird dies in Zukunft auch bleiben. Der Netzausbau und das Engpassmanagement der Netzbetreiber werden daher immer wichtiger. Systembedingt steigt insbesondere im Osten der Bedarf an Speichersystemen zur Regelung des Überangebots. Einerseits sink der Stromverbrauch langfristig moderat aufgrund des Bevölkerungsrückgangs, geringerer Verluste und der verstärkten Verbreitung energieeffizienter Systeme. Andererseits verbleibt die Bruttostromerzeugung auch aufgrund der komplexen Integration der Erneuerbaren Energien auf dem heutigen Niveau. Mithilfe einer Szenariorechnung, die einen Mittelweg zwi- 10 Unter Rebound-Effekt wird verstanden, dass die Nachfrage nach Energie aufgrund von Produktivitätssteigerungen zunimmt. 12

13 schen optimistischen Länderzielen und konservativer Entwicklung der Stromerzeugung bis 2020 abbildet, werden die Herausforderungen der Energiewende näher beleuchtet. Eine Status quo-analyse der einzelnen Bundesländer legt die führende Stellung Brandenburgs als Energieland und Stromnettoexporteur mit der größten Menge an regenerativ-produziertem Strom in Ostdeutschland offen. Auch Sachsen ist ein Stromnettoexporteur, wobei insbesondere Grundlaststrom aus Braunkohle vornehmlich nach Thüringen die sächsischen Grenzen passiert. Nettostromimporteure sind Berlin (importiert den Großteil seines Stroms aus Brandenburg) und Mecklenburg-Vorpommern, welches jedoch den größten Anteil Erneuerbarer Energien am Strommix aufweist. Dennoch werden zur Regelung des sehr hohen Anteils an Windstrom in Mecklenburg-Vorpommern hauptsächlich Steinkohlekraftwerke als Reserveleistung vorgehalten. Sachsen-Anhalt darf als nahezu energieautark gelten. Die folgende Abbildung verdeutlicht die heutige und zukünftig erwartete Situation der Stromerzeugung und des Stromverbrauchs in Ostdeutschland auf Länderebene. Energieträger der 45 TWh Bruttostromerzeugung Sonstige 40 TWh Pumpspeicher* 35 TWh Sonstige EE** 43,0 40,4 Quelle: EuPD Research 03/2013 Bruttostromerzeugung 111, TWh Bruttostromerzeugung 111,3 TWh Bruttostromverbrauch*** 91,6 TWh Bruttostromverbrauch*** 91,6 TWh Endenergieverbrauch 80,0 TWh Endenergieverbrauch 80,0 TWh Windkraft Solarstrom Wasserkraft 30 TWh 25 TWh 29,6 22,8 26,2 21,5 17,1 18,6 Biomasse Mineralöl Erdgas Braunkohle Steinkohle 20 TWh 15 TWh 10 TWh 5 TWh 14,4 14,2 12,5 12,7 7,7 6,6 17,1 16,5 13,7 15,0 14,7 8,1 7,3 7,0 6,4 6,2 19,9 19,2 16,9 15,8 14,8 14,2 13,1 12,3 11,4 11,0 5,8 6,4 * ohne natürl. Zulauf ** inkl. Siedlungsabfälle, EEG-Gase, Geothermie 0 TWh *** inkl. Netzverluste und Eigenverbrauch der Kraftwerke e e e e e e Berlin Brandenburg Mecklenburg Sachsen Sachsen-Anh. Thüringen Stromerzeugung und Stromverbrauch in Ostdeutschland heute und langfristig Zukünftig nimmt die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien insbesondere in Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen-Anhalt noch deutlich zu, wobei die Windkraft die dominierende Technologie bleibt. Die Biomasseverstromung nimmt zwar nicht mehr so stark zu, erfüllt jedoch zukünftig eine wichtige Rolle bei der Bereitstellung von Grundlaststrom. Für neue Biogas-Anlagen besteht zudem bereits heute der gesetzliche Zwang zur Nutzung von 70 Prozent der Abwärme (in Kraft-Wärme-Kopplung). Die Photovoltaik konzentriert sich in Ostdeutschland bisher hauptsächlich auf Freiflächenanlagen, wächst jedoch zukünftig fast ausschließlich im Aufdach-Segment. Den stärksten Rückgang verzeichnet die Steinkohleverstromung, obwohl sie aufgrund ihrer guten Regelbarkeit weiterhin eine wichtige Rolle bei der Reserveleistung zur Pufferung von Ange- 13

14 botsschwankungen bei Wind- und Solarstrom übernimmt. Der Großteil der verfeuerten Steinkohle muss jedoch importiert werden. Aufgrund der Rohstoffpreissteigerungen auf den internationalen Märkten und der durch den Teillastbetrieb erhöhten Kosten für Emissionszertifikate durch relativ hohe CO 2 -Emissionen bei gleichzeitig geringerer, vermarktbarer Energiemenge sinkt die Rentabilität hier deutlich. Neben den vorhandenen und konstant bleibenden Pumpspeicherkapazitäten in Thüringen und Sachsen übernehmen erdgasbetriebene Gas-Dampf-Heizkraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung zunehmend die Rolle als Reservekraftwerke. Neue Erdgaskraftwerke werden hauptsächlich in Ballungsgebieten mit Fernwärmenetz gebaut. Neben der kurzen Anfahrzeit der Erdgaskraftwerke spricht insbesondere der erwartungsgemäß zukünftig kaum steigende Rohstoffpreis aufgrund der Erschließung neuer Quellen (z.b. Schiefergas, synthetisches Erdgas aus Biogas). Auch die Braunkohleverstromung geht deutlich zurück, bleibt jedoch insgesamt zumindest mittelfristig eine bedeutende Energiequelle. Sie liefert weiterhin einen großen Teil der Grundlast aufgrund des überwiegenden Abbaus im Inland und der Zusagen vieler Bundesländer zum Fortbetrieb vieler Tagebaue. Gerade in den ostdeutschen Braunkohlegebieten gibt es noch in großem Umfang Ressourcen weshalb nur einige ältere Braunkohle-Kraftwerke mit niedrigen Effizienzgraden weniger Strom produzieren werden. Insgesamt verbleibt die Stromerzeugung in Ostdeutschland auf dem heutigen Niveau während der Stromverbrauch moderat zurückgeht. Der Anteil der Erneuerbaren Energien wächst deutlich von 29 Prozent in 2012 auf fast 49 Prozent in Auch der Stromaustausch im ostdeutschen Stromnetz nimmt zukünftig weiter zu. 11 Durch den hohen Anteil Erneuerbarer Energien können nachhaltig Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte realisiert werden. Die Daten zum Arbeitsmarkt der Energiewirtschaft in Deutschland und den einzelnen Regionen zeigen den grundlegend unterschiedlichen Charakter zwischen Ost- und Westdeutschland. So ist der Prozentsatz der Beschäftigten im Erneuerbaren Energien Bereich in Ostdeutschland um 50 Prozent höher als in den alten Bundesländern. Zudem sorgt der beträchtliche Anteil der Arbeitskräfte im Bereich der Erneuerbaren Energien an der Gesamtbeschäftigtenzahl in Ostdeutschland für positive Multiplikator-Effekte und stimuliert die Konjunktur in den Neuen Bundesländern. Jedoch stellt der Netzausbau einen Flaschenhals der Energiewende dar. Dieser erfordert sowohl einen Umbau des Versorgungssystems, d.h. eine Dezentralisierung durch den Ausbau von Speichern als auch die Etablierung einer neuen Infrastruktur, sprich Netzausbau und -optimierung. Das ostdeutsche Stromnetz umfasst ein Streckennetz von insgesamt km Höchstspannungsnetz. Der ostdeutsche Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz plant zwischen 2011 und 2020 Investitionen in Höhe von 3,3 Mrd. Euro für den Ausbau von km des Stromnetzes, einschließlich der Anbindung von Windparks in der Ostsee. 12 Aufgrund der starken Schwankungen der regenerativen Stromerzeugung, besteht erhöhter Regelungs- und Exportbedarf zur Netzstabilisierung. Maßnahmen zur Stabilisierung beinhalten die Integration von dezentralen Speichern sowie den regionalen Netzausbau bzw. Netzverstärkungen an neuralgischen Punkten. Die Zukunftsprognose verdeutlicht, dass diese Maßnahmen gerade für die erfolgreiche Einbettung weiterer Windkraftkapazitäten notwendig sind. Ohne diese 11 Vorrangig mit den alten Bundesländern Hertz (2010) 14

15 Maßnahmen wird der Anteil der Abschaltungen regenerativer Anlagen von derzeit durchschnittlich 11 Prozent (Windenergie 15 Prozent) zukünftig weiter ansteigen. Ostdeutschland steht hierbei jedoch vergleichsweise gut gegenüber den Netzgebieten anderer Übertragungsnetzbetreiber da: Bspw. musste TenneT TSO durchschnittlich 14 Prozent der Anlagen abschalten, trotz des dortigen Ausgleichspotentials von Wind- und Solarenergie. Dennoch schwankte die Erzeugung aus Wind- und Solarstrom in Ostdeutschland weitaus stärker als im Netzgebiet von TenneT TSO. Die Anlagenabschaltungen führen zu Re-Dispatch-Kosten, die über die Netzentgelte auf die Verbraucher umgewälzt werden. Das Netzentgelt wird nach dem sogenannten Verursacherprinzip berechnet, wonach die Kosten für die Netznutzung der jeweiligen Region zugeordnet werden. Dadurch werden Ostdeutschland als Netto-Stromexporteur höhere Netzkosten auferlegt. Während die angrenzenden Regionen von dem exportierten Strom aus den neuen Bundesländern profitieren, müssen die Stromverbraucher in Ostdeutschland einen höheren Strompreis entrichten. Die Energiewende tangiert nahezu alle Bereiche der Gesellschaft und macht somit nahezu jeden zum Beteiligten. Die gesellschaftliche Akzeptanz des Ausbaus Erneuerbarer Energien ihn Ostdeutschland ist zwar vorhanden, allerdings im nationalen Vergleich geringer und hat in den letzten drei Jahren geringfügig abgenommen. Es ist daher notwendig für ein Gelingen der Energiewende die Gründe für die schwindende Akzeptanz zu eruieren und diesem Trend entgegen zu steuern. Ein wesentlicher Aspekt hierbei ist die Finanzierung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien. Der Mangel an verfügbarem Kapital für Investitionen von privater sowie Unternehmensseite in den Neuen Bundesländern stellt den wesentlichen limitierenden Faktor dar. Im Gegensatz dazu wird die vorhandene Fläche von Investoren anderer Regionen (Westdeutschland, Ausland) genutzt. Der daraus resultierende Abfluss der Kapitalerträge wird von vielen Beteiligten in Ostdeutschland negativ wahrgenommen, und mindert die Akzeptanz der Energiewende. Ostdeutschland verfügt insgesamt über eine Vielzahl an Stärken. Diese sollten grundsätzlich genutzt werden, um die Vorreiterrolle innerhalb Deutschlands zu manifestieren und Potentiale, die sich daraus ergeben, umfassend zu nutzen. Eine nachfolgend dargestellte Abbildung einer SWOT-Analyse verdeutlicht die Stärken Ostdeutschlands. 15

16 ++ Stärken EE-Know-how & Fachkräfteangebot Etablierung als Technologie- & Wissenschaftsstandort Bürgerbeteiligung Bund- vs. Länderkompetenzen Braunkohle Quelle: DCTI / EuPD Research 03/2013 Mangelnde Investitionsbereitschaft Fluktuation EE Schwächen -- Nähe zu osteuropäischen Absatzmärkten Wertschöpfungs- & Beschäftigungseffekte durch EE Nettostromexporteur Netzausbau Gesetzlicher Rahmen Demographie Mangel an verfügbarem Kapital ++ Chancen Ergebnisse der SWOT-Analyse Risiken -- Ein wesentliches Ergebnis ist die zentrale Rolle des Netzausbaus dieser kann nicht genau in eine der vier Kategorien eingeordnet werden, da der Fortschritt des Netzausbaus ungewiss ist. Wird der Netzausbau an die Ausbaupläne gekoppelt, so kann er eine wesentliche Stärke Ostdeutschlands sein, da es so gelingen kann, die Position als Stromexporteur mit einem hohen Anteil Erneuerbaren Stroms zu halten. Die wirtschaftlichen Strukturen Ostdeutschlands stellen für den Prozess der Energiewende eine Stärke dar. Aufgrund des in der Vergangenheit erworbenen Know-hows ist Ostdeutschland bereits als Technologie- und Wissenschaftsstandort etabliert. Dies in Kombination mit dem Fachkräfteangebot kann die internationale Wettbewerbsfähigkeit sichern. Auf Basis dieser Ergebnisse können für die drei Adressatengruppen Bund, Länder sowie Wirtschaft / Wissenschaft Handlungsempfehlungen abgeleitet werden. Diese ermöglichen es, Schwächen in Stärken umzuwandeln bzw. Risiken weitestgehend zu eliminieren. Einen wesentlichen Aspekt stellt die Informationsbereitstellung von politischer Seite dar: Einerseits muss gegenüber den Bürgern Transparenz bzgl. Partizipationsmöglichkeiten geschaffen werden. Andererseits muss auch zwischen den Ländern ein reger Informationsaustausch herrschen, um Inkonsistenzen im Hinblick auf politische Ziele in Zukunft zu vermeiden. Generell muss ein Ziel für Bund und Länder darin bestehen, den Prozess der Energiewende durch Transparenz zu prägen. Nur so kann es gelingen, alle Akteure nachhaltig zu integrieren. Zudem ist die staatliche Förderung ein wesentlicher Punkt, der insbesondere von Bund und Ländern den Herausforderungen der Energiewende angepasst werden muss. Dies beinhaltet die Nachfrage nach innovativen Lösungen über anwendungsorientierte Förderung (z.b. Subventionen von Energieeffizienzmaßnahmen) bzw. finanzielle Beteiligungsmodelle zu steigern sowie 16

17 eine gezielte Erhöhung der Standortattraktivität mittels entsprechend ausgerichteter Wirtschaftsförderung. Der dritte Themenbereich ist die Forschung. Um international wettbewerbsfähig zu bleiben, müssen innovative Lösungen zur Marktreife gebracht werden. Von politischer Seite kann dies bspw. durch die Förderung von Spin-Offs gefördert werden. Aber auch die Wirtschaft und Wissenschaft ist hier gefordert, um zunächst lokale Absatzmärkte und darauf aufbauend neue Märkte zu erschließen. Hier kann sich zukünftig die Nähe zu den osteuropäischen Ländern positiv auswirken. Ostdeutschland nimmt heute und wird auch in Zukunft als Vorreiter der Energiewende innerhalb Deutschlands eine gesonderte Rolle einnehmen. Dies hängt im Wesentlichen mit der Zusammensetzung des Energiemixes zusammen, der im gesamtdeutschen Vergleich bereits im Jahre 2012 einen überdurchschnittlich hohen Anteil an Erneuerbaren Energien aufweist. Zwar nimmt die Braunkohle noch eine dominierende Rolle ein, da diese noch als Brückentechnologie zur Grundlastversorgung benötigt wird, ihr Anteil an der Stromerzeugung ist zukünftig jedoch rückläufig. Der starke Ausbau Erneuerbarer Energien in den ostdeutschen Bundesländern bringt jedoch einige Herausforderungen mit sich, die es noch zu bewältigen gilt. Dies betrifft zum einen die starke Volatilität der Windenergie und Photovoltaik, denn dies erhöht den Druck auf den Netzausbau. Hinzu kommt, dass das Nachbarland Polen plant, ab 2014 einen Phasenschieber einzubauen und somit zumindest temporär nicht mehr den überschüssigen Strom aus Erneuerbaren Energien abnimmt. Der Netzausbau stellt somit eine entscheidende Stellschraube einer erfolgreichen Umsetzung der Energiewende in den Neuen Bundesländern dar. Ostdeutschland hat bereits erste Schritte unternommen, um den Prozess der Energiewende erfolgreich zu meistern. Allerdings bedarf es einer fruchtbaren, ideologiefreien Zusammenarbeit aller Beteiligten zur Ausarbeitung und Koordination der Details. 17

18 3 Energieerzeugung: Bewertung des Ausbaus Erneuerbarer Energien in Ostdeutschland im Zuge der Energiewende 3.1 Die Energieerzeugung in Ostdeutschland historische Entwicklungen, Status quo und Trends bis 2020 Eine gesicherte Energieversorgung ist ein essentieller Bestandteil und Erfolgsfaktor jeder Volkswirtschaft. Insbesondere erfordern sowohl die ambitionierten Ziele der Bundesregierung zum Ausbau der Erneuerbaren Energien als auch der Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022 eine Bestandsaufnahme der Energieerzeugung in Deutschland. Hierzu ist eine Betrachtung des Status quo und der Entwicklung des Ausbaus der Erneuerbaren Energieträger auf der Ebene der Bundesländer sinnvoll. Mit Blick auf die Wirtschaftskraft Ostdeutschlands stellt sich auch die Frage, ob die Energiewende einen (zukünftigen) Erfolgsfaktor für diese Länder darstellt, um einen Beitrag zur positiven wirtschaftlichen Entwicklung zu leisten. Daher befasst sich die nachfolgende Analyse schwerpunktmäßig mit den ostdeutschen Bundesländern im Vergleich zu Gesamtdeutschland. Dazu wird zunächst der Energiemix in Ostdeutschland (einschließlich der fossilen Energieträger) im bundesweiten Vergleich betrachtet. Darauf aufbauend werden die Erneuerbaren Energien im Detail untersucht Allgemeine Darstellung des Energiemix Aus internationaler Perspektive weist Deutschland insgesamt einen weit fortgeschrittenen Markt für Erneuerbare Energien auf. Zwar ist dieser in absoluten Ausbauzahlen gemessen im weltweiten Vergleich gering. In 2011 waren global GW Erneuerbare Energien installiert, während Deutschland eine installierte Leistung von 62 GW erreichte. Bezogen auf die installierte Leistung pro Kopf ist Deutschland mit 0,8 kw weltweit führend. Insbesondere die Solarenergie nimmt mit 25 GW (2011) neben der Windenergie einen großen Anteil der gesamten installierten Leistung in Deutschland ein (Abbildung 1). Quelle: REN21 GSR GW 0,6 kw pro Kopf 0,8 kw pro Kopf 0,2 kw pro Kopf Installierte Leistung Pro-Kopf Kapazität 970 GW Welt 11 GW EU 27 1 GW Deutschland 72 GW 26 GW 2 GW 6 GW 70 GW 238 GW 120 GW 293 GW 62 GW 94 GW 51 GW 29 GW 25 GW Biomasse Geothermie Solarenergie Windenergie Wasserkraft Andere Erneuerbare (Gezeiten etc.) Abbildung 1: Erneuerbare Energien aus internationaler Perspektive im Jahr

19 In den letzten Jahren hat die Bedeutung der Erneuerbaren Energien im deutschen Energiemix deutlich zugenommen. Die folgende Abbildung zeigt den Anteil der Erneuerbaren an der Stromerzeugung in Deutschland in den Jahren 2011 und Der Anteil hat sich demnach weiter erhöht und lag im vergangenen Jahr bei über 22 Prozent. Der Anteil der Photovoltaik an den Erneuerbaren Energien steigt. Zwar wird der größte Teil des regenerativen Stroms durch Windenergie erzeugt (2011: 8 Prozent; 2012: 7,3 Prozent), jedoch stieg der Anteil der solaren Stromerzeugung binnen eines Jahres um knapp 1,4 Prozentpunkte. Quellen: BDEW, BMWi 01/2013 Stromerzeugung TWh Stromerzeugung TWh 25,6% 11,3% 1,6% 22,2% 5,8% 3,3% 4,6% 24,6% 13,6% 5,3% 20,3% 5,4% 2,9% 3,2% 19,1% 16,0% 7,3% 18,5% 17,7% 8,0% 1,1% 0,8% Kernenergie Steinkohle Braunkohle Erdgas Mineralöl Biomasse Wasserkraft Solarstrom Windkraft Sonstige Erneuerbare Abbildung 2: Stromerzeugung in Deutschland Deutschlandweit lieferten die Erneuerbare Energien 2012 insgesamt eine Bruttostromerzeugung von rund 137 TWh. Braunkohle und Steinkohle trugen 158 bzw. 118 TWh zur Erzeugung bei. In Kernkraftwerken wurden 2012 rund 99 TWh erzeugt und Erdgas lieferte rund 70 TWh Strom. 13 Bezogen auf Ostdeutschland erzeugten alle regenerativen Energieträger eine Strommenge von 33 TWh in Die Windenergie lieferte mit knapp 18 TWh den Großteil der ostdeutschen Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Ebenso ist die Biomasse in den neuen Bundesländern stark vertreten. Hauptsächlich aus Biogasanlagen wurden in 2012 nahezu 8 TWh Strom erzeugt. Die Gesamtheit aller in Ostdeutschland installierten Photovoltaik-Anlagen trug in 2012 mit mehr als 4 TWh zur Stromerzeugung bei (Abbildung 3). Der Vergleich der Stromerzeugungsstruktur Ostdeutschlands mit Westdeutschland zeigt, dass hier aufgrund des Fehlens von Kernenergie, die Nutzung der Braunkohle eine dominante Rolle besitzt. In der Gegenüberstellung wird gleichzeitig ersichtlich, dass die EE einen Anteil von 29 Prozent aufweisen und die Energiewende in Ostdeutschland deutlich weiter vorangeschritten ist als in den alten Bundesländern. Die separate Betrachtung Westdeutschlands zeigt, dass hier 13 BDEW (2013) 19

20 der Anteil der Erneuerbaren Energien in 2012 erst 21 Prozent erreicht hat und somit nahezu 8 Prozentpunkte unter dem ostdeutschen Wert liegt. Quelle: EuPD Research 03/2013 Stromerzeugung in Westdeutschland 2012: 506 TWh Stromerzeugung in Ostdeutschland 2012: 111 TWh 20,1% 12,3% 4,9% 5,5% 3,9% 6,9% 7,2% 9,4% 0,5% 4,0% 22,5% 19,6% 20,6% 4,8% 5,4% 50,7% 3,8% 29,2% 16,0% 1,0% 1,6% Kernenergie Steinkohle Braunkohle Erdgas Mineralöl, Pumpspeicher, Sonstige Biomasse Wasserkraft Solarstrom Windkraft Sonstige Erneuerbare Abbildung 3: Stromerzeugung in West- und Ostdeutschland 2012 Wenngleich Ostdeutschland über einen hohen Anteil an Erneuerbaren Energieträgern verfügt, findet durch den hohen Anteil an Braunkohle mit einer Stromerzeugung von über 56 TWh eine starke CO 2 -Emission statt. Mit bis zu g CO 2 /kwh Strom liegen die CO 2 -Emissionen der Braunkohle deutlich über anderen konventionellen Energieträgern. 14 Bezogen auf die installierte Leistung aller Erneuerbaren Energien in Deutschland wurden in den neuen Bundesländern 2012 rund 30 Prozent realisiert. 15 Verglichen mit dem Bevölkerungsanteil von 20 Prozent in den neuen Bundesländern ist der Ausbau der regenerativen Energien dort also überproportional. Dies wird bei der Betrachtung des ostdeutschen Anteils am Bruttoinlandsprodukt der Bundesrepublik noch deutlicher. Mit 15 Prozent liegt dieser weit unter dem ostdeutschen Anteil der erneuerbaren Energien Lübbert (2007) 15 Bundesnetzagentur (2013) 16 Statistisches Bundesamt (2012a) 20

21 Auf Ebene der Bundesländer ist das Land Brandenburg Spitzenreiter beim Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland. Dafür wurde das Bundesland mehrfach mit dem Leitstern als beste Region im Bereich der Erneuerbaren Energien ausgezeichnet. Mit einer erzeugten Strommenge von rund 12 TWh in 2012 ist Brandenburg die Region mit der absolut höchsten Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in Deutschland. An zweiter und dritter Stelle in Ostdeutschland folgen Sachsen-Anhalt (8 TWh) und Mecklenburg-Vorpommern (5 TWh). Sachsen (4 TWh) und Thüringen (3 TWh) weisen eine geringere Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energieträgern auf. Das Schlusslicht der östlichen Bundesländer bildet die Bundeshauptstadt Berlin mit 0,3 TWh. Auch wenn aus Brandenburg die absolut größte Menge des ostdeutschen Windstroms kommt, liegt der Anteil nur bei einem Sechstel am eigenen Erzeugungsprofil. In Mecklenburg- Vorpommern stammt hingegen mehr als ein Drittel der Bruttostromerzeugung aus Windkraftanlagen. Auch in Sachsen-Anhalt ist der Anteil der Windkraft am Erzeugungsprofil sehr hoch. 17 Die Erzeugungsstruktur der konventionellen Energieträger divergiert in den ostdeutschen Bundesländern deutlich. Den höchsten Anteil der Braunkohle an der Bruttostromerzeugung besitzt das Land Sachsen. Dort wurden 2012 ca. 76 Prozent des Stroms aus Braunkohle erzeugt. Auch Brandenburg hat mit einem Anteil von etwa 63 Prozent einen überdurchschnittlich hohen Braunkohleanteil. Die Stromerzeugung aus Erdgas ist besonders in der Bundeshauptstadt Berlin mit fast 3 TWh relativ hoch. Ein Drittel des in Ostdeutschland durch Erdgas erzeugten Stroms wird in Berlin generiert. Auch durch den hohen Steinkohleanteil in Berlin unterscheidet sich der Berliner Energiemix deutlich von den restlichen Bundesländern, was mit der geringeren Fläche und der Sonderstellung als Metropole zu erklären ist % 2% 1% 7% 34% 29% 3% 1% 17% 4% 5% 1% 5% 63% 5% 22% 4% 24% Quelle: EuPD Research 03/2013, energymap, AG Energiebilanzen, Statistische Ämter der Länder 7% 8% 1% 2% 3% 5% 1% 4% 1% 35% 76% 2% 5% 29% 5% 9% 2% 12% 37% 18% 14% 1% 20% 10% 2% 22% 7% 7% Berlin Brandenburg Mecklenburg-V. Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen Steinkohle Braunkohle Erdgas Mineralöl Biomasse Wasserkraft Solarstrom Windkraft Sonstige EE** Pumpspeicher* Sonstige Abbildung 4: Stromerzeugungsmix in den neuen Bundesländern (prozentuale Verteilung) * ohne natürl. Zulauf ** inkl. Siedlungsabfälle, EEG-Gase, Geothermie 17 Eigene Berechnungen auf Basis von Bundesnetzagentur (2013) 18 Der Bereich Sonstige beinhaltet Kraftwerke, die mit mehreren fossilen Energieträgern betrieben werden (bspw. Kombikraftwerke mit Braun- und Steinkohle). Aufgrund der Verwendung mehrerer Brennstoffe ist eine genaue Abgrenzung nicht möglich. Zudem fällt darunter der nicht-erneuerbare Anteil des Abfalls. 21

22 Abbildung 5 zeigt die installierte Leistung der Windenergie in Ostdeutschland und den angrenzenden Ländern bzw. Regionen. Es ist deutlich zu erkennen, dass der Ausbau der Windkraft in den ostdeutschen Bundesländern sowohl im nationalen als auch im internationalen Vergleich am weitesten fortgeschritten ist. Die Einfärbung ergibt sich aus der Bevölkerungsdichte bzw. Landesfläche und der installierten Leistung. So weisen die dunkelblau eingefärbten Regionen einen besonders hohen Sättigungsgrad auf. Beispielsweise erreicht Brandenburg einen Wert von bis zu 80 kw je Produkt aus Landesfläche und Einwohnern. Bremen 146 MW Nordrhein-Westfalen MW Rheinland-Pfalz MW Saarland 158 MW Hamburg 53 MW Schleswig- Holstein MW Niedersachsen 7,338 MW Hessen 802 MW Baden- Württemberg 502 MW Sachsen-Anhalt MW Thüringen 900 MW Bayern 881 MW Mecklenburg- Vorpommern MW Karlsbad 40 MW Brandenburg MW Berlin 2 MW Sachsen 1,003 MW Hinterpommern 726 MW Lubuskie 51 MW Aussig 87 MW Reichenberg 6 MW Zentral- Böhmen 6 MW Hochland 12 MW Grosspolen 253 MW Niederschlesien 62 MW Südmähren 8 MW Pommern 272 MW Kujawien-Pommern 230 MW Oppeln 33 MW Pardubice 19 MW Olmütz 39 MW Lodz 216 MW Schlesien 6 MW Mährisch- Schlesien 4 MW Zlín 0.2 MW Quelle: Eigene Darstellung auf Basis von BWE, Tschechische und Polnische Regulatoren Ermland-Masuren 200 MW Masowien 106 MW Swietokryski 4 MW Kleinpolen 3 MW Podlasien 119 MW Lublin 2 MW Untere Karpaten 55 MW Sättigungsgrade Ende kw/ (km²*mio. Einwohner) Keine Wind Installationen 5 kw/ (km²*mio. Einwohner) 10 kw/ (km²*mio. Einwohner) 40 kw/ (km²*mio. Einwohner) 80 kw/ (km²*mio. Einwohner) > 80 kw/ (km²*mio. Einwohner) Abbildung 5: Regionaler Sättigungsgrad Windenergie Insgesamt lässt sich feststellen, dass Ostdeutschland im Bereich Erneuerbarer Energieträger im bundesweiten Vergleich sehr gut aufgestellt ist. In der Stromerzeugung stellt Ostdeutschland insgesamt bereits fast 28 Prozent aus Erneuerbaren Energieträgern bereit. Dies liegt über dem west- und gesamtdeutschen Durchschnitt. Insbesondere Mecklenburg-Vorpommern lieferte 2012 bereits das Gros des erzeugten Stroms aus Erneuerbaren Energieträgern. Auch Thüringen und Sachsen-Anhalt waren 2012 in der Stromerzeugung überdurchschnittlich gut aufgestellt. Sachsen und Berlin sind jedoch weit abgeschlagen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass nicht alle Bundesländer für alle hier betrachteten Faktoren konkrete Zielwerte formuliert haben. Um Ostdeutschland insgesamt im Hinblick auf Zielerreichungsgrade überprüfen zu können, wird je Kriterium ein Durchschnittswert gebildet. Dabei wird dieser auf Basis des Anteils der installierten Leistung aus Erneuerbaren Energien je ostdeutschem Bundesland an der gesamten installierten Leistung aus Erneuerbaren Energien Ostdeutschlands gewichtet. Des Weiteren unterscheiden sich teilweise die Zeithorizonte. So sind die Strategien des Bundes und Sachsens bis 2050 ausgelegt, die Brandenburgs bis 2030 und die übrigen bis Um eine konsistente Basis zu haben, werden hier die Zielstellungen für 2020 verglichen. 22

23 Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, Prozent der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energieträgern zu produzieren. Im gewichteten Durchschnitt 19 liegt der vorgegebene Zielerreichungsgrad bei den Neuen Bundesländern ebenfalls bei 35 Prozent. Dabei muss allerdings beachtet werden, dass Berlin lediglich ein Ziel von 18 Prozent festgesetzt hat und demnach weit unter dem Durchschnitt liegt. Dieses wird aber im ostdeutschen Durchschnitt durch Sachsen-Anhalt und Thüringen kompensiert. Abbildung 6 veranschaulicht, dass in Ostdeutschland die Ziele bzgl. des Anteils Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung bereits erreicht bzw. sogar übertroffen werden. In Mecklenburg-Vorpommern wurde anvisiert, den Anteil bis 2020 auf 30 Prozent zu erhöhen. Dieses Ziel wurde bereits deutlich übertroffen. Auch in Sachsen-Anhalt und Thüringen wurde das Ziel von 35 Prozent bereits erreicht bzw. schon übererfüllt. Lediglich Berlin hat noch Aufholbedarf: Das im Vergleich relativ niedrig angesetzte Ziel von 18 Prozent ist noch nicht erreicht. 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 35% 26,0% 18% 6,1% 5,8% 2,0% Berlin Brandenburg 62,8% 30% 29,7% ringen. Mecklenburg- Vorpommern Quelle: Energiekonzepte der Länder & des Bundes / DCTI / EuPD Research (2012) 12,4% 1,0% 46,4% 3,2% 61,6% 35% 35% 35% 35% 35% Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen 14,1% Anteil Strom Anteil Wärme Ziel Stromanteil 21,8% Deutschland 9,1% 27,6% Ostdeutschland 7,1% Abbildung 6: Anteile der Erneuerbaren Energieträger an der Stromerzeugung in 2012 und an der Wärmeerzeugung Historische Entwicklung und Status quo Erneuerbarer Energieträger Die Analyse beruht im Wesentlichen auf drei Datenquellen: der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur, der EnergyMap, Energiedatensammlung des BMWi und dem Bundesverband der Windenergie e.v. Anhand der von der Bundesnetzagentur (BNetzA) veröffentlichten Kraftwerksliste (Stand 13. Januar 2013) wird der Status quo der installierten Kapazitäten in MW der verschiedenen fossilen und Erneuerbaren Energieträger nach Bundesländern ermittelt. Die Kraftwerksliste der BNetzA enthält alle Kraftwerke mit einer Leistung von mindestens 10 MW und Kleinkraftwerke mit einer Leistung von weniger als 10 MW soweit diese nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vergütungsfähig sind. Zur Ermittlung der historischen Entwicklung werden die Wachstumsraten, wie sich diese aus den Erneuerbare Energien-Daten der EnergyMap ergeben, herangezogen. 19 Der Durchschnitt enthält Werte der Länder Berlin, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen-Anhalt und Thü- 23

24 Auf Basis der installierten Leistungen und den Volllaststunden, die für die Erneuerbaren Energien auf Daten der EnergyMap beruhen, wird im nächsten Schritt die tatsächliche Stromerzeugung aus regenerativen Energien berechnet. Die Volllaststunden für die fossilen Energieträger basieren auf Daten der Energiedatensammlung des BMWi (Mittelwert der letzten drei Jahre). Diese werden je Energieträger ebenfalls mit der installierten Leistung multipliziert, woraus sich die tatsächliche Stromerzeugung für die konventionellen Energien ergibt Stromerzeugung Windkraft Seit der Einführung des Stromeinspeisungsgesetzes im Jahr 1991 wurden Windkraftanlagen in Deutschland errichtet. Der überwiegende Anteil des Ausbaus erfolgte jedoch in Westdeutschland. Einen enormen Schub des Ausbaus gab es in den Jahren 1998 und 1999 auch in den ostdeutschen Bundesländern vermutlich in Antizipation des EEGs, das vorsah, dass auch Altanlagen mit den neuen Vergütungssätzen gefördert werden. Maßgeblichen Anteil am Zubau der Windkraftanlagen hatten Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen-Anhalt, Thüringen. Mit Einführung des EEGs im Jahr 2000 erfolgte noch einmal ein starker Zubau von 38 Prozent in Ostdeutschland, welcher jedoch unter dem gesamtdeutschen Wachstum von 46 Prozent lag. Im Jahr 2012 verfügt Ostdeutschland über mehr als ein Drittel der gesamten installierten Leistung in Windenergie in Deutschland. Die Darstellung des Status quo in der folgenden Abbildung verdeutlicht noch einmal die führende Position der nord- und ostdeutschen Bundesländer in der Windenergie. Vor allem das südliche Sachsen-Anhalt hat in Ostdeutschland eine Spitzenposition inne sowohl in der installierten Leistung als auch in der Stromerzeugung durch Windenergie. 24

25 Windkraft Installierte Leistung in MW Berlin Brandenburg Mecklenburg-Vorpommern Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen Ostdeutschland Deutschland DGS / DCTI 2012 Abbildung 7: Windkraft: Durchschnittliche Stromerzeugung in TJ/a (Stand: Mai 2012, Quelle: und installierte Leistung für ausgewählte Jahre (Stand Januar 2013, Quelle: Kraftwerksliste der BNetzA) Wasserkraft Die beschränkten Möglichkeiten für Wasserkraft (Laufwasser, Pumpwasser, Speicherwasser) in Deutschland spiegeln sich in der installierten Leistung beziehungsweise dessen Zubau wieder. Die installierte Kapazität in Gesamtdeutschland lag bereits 1999 bei 509 MW und insgesamt hat sich die installierte Leistung bis 2012 nur auf MW erhöht. Ostdeutschland verfügt zusammen über knapp ein Zehntel der gesamten installierten Kapazität in der Wasserkraft (1.593 MW). Die höchste Wachstumsrate verzeichnete Ostdeutschland, vor allem Sachsen ist sowohl beim der Zubau als auch der installierten Kapazität (81 MW) Spitzenreiter. Thüringen folgt mit 32 MW installierter Leistung an zweiter Stelle, wobei der überwiegende Anteil hier bereits 1991 existierte. Die untenstehende Abbildung veranschaulicht noch einmal die aktuell führende Position von Thüringen und Sachsen in der Wasserkraft, vor allem in der Stromerzeugung durch Wasserkraft. Aber auch Sachsen-Anhalt trägt einen nicht unerheblichen Anteil zur Stromerzeugung aus Wasserkraft sowohl in Ostdeutschland als auch im gesamtdeutschen Vergleich bei. 25

26 Wasserkraft Installierte Leistung in MW Berlin Brandenburg Mecklenburg-Vorpommern Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen Ostdeutschland Deutschland DGS / DCTI 2012 Abbildung 8: Wasserkraft: Durchschnittliche Stromerzeugung in TJ/a (Stand: Mai 2012, Quelle: und installierte Leistung für ausgewählte Jahre (Stand Januar 2013, Quelle: Kraftwerksliste der BNetzA) Photovoltaik Der Bereich Photovoltaik wurde erst durch die Einführung des EEGs stimuliert. Mit dessen Einführung jedoch schnellte die installierte Leistung in die Höhe auf 72 MW im Jahr Im Jahr 2001 hatte sich die installierte Kapazität bereits mehr als verdoppelt. Die Wachstumsrate der installierten Leistung verringerte sich jedoch zunehmend. Das erneute Ansteigen der Wachstumsraten in den Jahren 2010 und 2011 scheint auf Vorzieheffekten aufgrund der angekündigten EEG-Novellierung zu beruhen. Brandenburg, Sachsen-Anhalt und Thüringen verzeichnen auch in 2012 immer noch eine hohe Ausbaurate, die sowohl über dem Durchschnitt Ostdeutschlands als auch Gesamtdeutschlands liegen. Insgesamt ist die Ausbaurate in Ostdeutschland höher als in Gesamtdeutschland. Die visuelle Darstellung der Erzeugung von Solarstrom durch Photovoltaik im Vergleich zur installierten Leistung scheint ein wenig vorteilhaftes Bild vor allem für Ostdeutschland zu zeichnen (siehe Abbildung 9). Obwohl einige Regionen eine relativ hohe Nennleistung aufweisen, liefern die Erzeugungsdaten ein anderes Bild. Gerade in Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern erfolgte in 2011 ein relativ starker Zubau an Solarenergie, so dass die Stromerzeugungsdaten für diese Bundesländer in der Darstellung noch nicht berücksichtigt werden. 26

27 Photovoltaik Installierte Leistung in MWp Berlin Brandenburg Mecklenburg-Vorpommern Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen Ostdeutschland Deutschland Abbildung 9: Photovoltaik: Durchschnittliche Stromerzeugung in TJ/a (Stand: Mai 2012, Quelle: und installierte Leistung für ausgewählte Jahre (Stand Januar 2013, Quelle: Kraftwerksliste der BNetzA) Biomasse DGS / DCTI 2012 Der Ausbau der Biomasse (inkl. Biogas) hat ebenfalls erst mit Einführung des EEGs im Jahr 2000 Fahrt aufgenommen. Vor allem Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen-Anhalt haben den Ausbau in dieser Zeit forciert. Ostdeutschland hat in den letzten 12 Jahren etwa ein Viertel der gesamtdeutschen Leistung im Bereich Biomasse installiert. Die installierte Leistung ist zudem relativ gleichmäßig in den Flächenstaaten (außer Berlin) mit einer Schwankungsbreite von aktuell 209 MW bis 357 MW verteilt. Die Aussage der visuellen Darstellung der Stromerzeugung stimmt weitestgehend mit der der aktuellen installierten Leistung überein (siehe Abbildung 10). Ostdeutschland, vor allem das nördliche Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern, ist im deutschlandweiten Vergleich relativ gut aufgestellt und lässt im Bereich Biomasse weite Teile westdeutscher Bundesländer hinter sich zurück. 27

28 Biomasse Installierte Leistung in MW Berlin Brandenburg Mecklenburg-Vorpommern Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen Ostdeutschland Deutschland DGS / DCTI 2012 Abbildung 10: Biomasse: Durchschnittliche Stromerzeugung in TJ/a (Stand: Mai 2012, Quelle: und installierte Leistung für ausgewählte Jahre (Stand Januar 2013, Quelle: Kraftwerksliste der BNetzA) Klär- und Deponiegas Im Bereich Klär- und Deponiegas trägt Ostdeutschland etwa 16 Prozent zur gesamten installierten Leistung in Deutschland bei. Den Löwenanteil verzeichnet hierbei Brandenburg mit 33 MW. Brandenburg war bereits lange vor der Einführung des EEG in diesem Bereich aktiv. Die anderen ostdeutschen Bundesländer (außer Berlin) entwickelten sich erst langsam im Zuge der EEG- Einführung. Obwohl die installierte Leistung im Bereich erneuerbare Gase (Klär- und Deponiegas) gerade ein Zehntel der gesamten installierten Leistung in Deutschland beträgt, ist Ostdeutschland im gesamtdeutschen Vergleich bei der Stromerzeugung relativ gut aufgestellt (siehe Abbildung 11), da 12 Prozent der installierten Leistung in den neuen Bundesländern zu verorten sind (2012). 28

29 Klär- und Deponiegas Installierte Leistung in MW Berlin Brandenburg Mecklenburg-Vorpommern Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen Ostdeutschland Deutschland Geothermie DGS / DCTI 2012 Abbildung 11: Klär- und Deponiegas: Durchschnittliche Stromerzeugung in TJ/a (Stand: Mai 2012, Quelle: und installierte Leistung für ausgewählte Jahre (Stand Januar 2013, Quelle: Kraftwerksliste der BNetzA) Die Geothermie in Deutschland führt insgesamt eher ein Schattendasein. In Deutschland sind aktuell nur ca. 7,5 MW Leistung installiert, davon der überwiegende Teil in Westdeutschland. 20 Dies wird auch in der visuellen Darstellung in Abbildung 12 deutlich. 20 Es kann bei den Daten zu Unterschätzungen kommen, da die Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur nur Anlagen mit mindestens 10 MW und EEG-förderfähige Anlagen unter 10MW beinhaltet. 29

30 Geothermie Installierte Leistung in MW Berlin 0,0 0,0 0,0 Brandenburg 0,0 0,0 0,0 Mecklenburg-Vorpommern 0,0 0,2 0,2 Sachsen 0,0 0,0 0,0 Sachsen-Anhalt 0,0 0,0 0,0 Thüringen 0,0 0,0 0,0 Ostdeutschland 0,0 0,2 0,2 Deutschland 0,0 7,5 7, Wärmeerzeugung Biomasse DGS / DCTI 2012 Abbildung 12: Geothermie: Durchschnittliche Stromerzeugung in TJ/a(Stand: Mai 2012, Quelle: und installierte Leistung für ausgewählte Jahre (Stand Januar 2013, Quelle: Kraftwerksliste der BNetzA) Tabelle 2 betrachtet noch einmal separat die installierte Leistung der MAP 21 -geförderten Biomasseanlagen mit einer Leistung von kw, die zur Wärmeerzeugung verwendet wird. Die zur Wärmeerzeugung genutzte Biomasse verzeichnete seit dem Jahr 2001 einen deutlichen Zuwachs. Insgesamt hat sich die installierte Leistung in Deutschland bis 2012 mehr als verzwanzigfacht auf MW. In Ostdeutschland ist etwa ein Zehntel der gesamten thermischen Leistung installiert. Sachsen ist Spitzenreiter innerhalb Ostdeutschlands mit etwa einem Drittel der in Ostdeutschland installierten Kapazität (203 MW). Dicht darauf folgt Thüringen mit 164 MW und Brandenburg auf Platz 3 mit 119 MW. Tabelle 2: Biomasse (Wärme): Installierte thermische Leistung in MW Biomasse 1 (Wärme) Installierte thermische Leistung in MW * Berlin 0,1 0,2 0,4 0,5 1,6 3,5 4,7 6,3 7,6 8,3 9,1 9,4 Brandenburg 7,5 10,0 11,6 20,5 40,7 64,3 73,1 87,5 102,1 105,1 114,0 119,2 Mecklenburg-Vorpommern 3,8 4,5 5,0 8,9 17,8 28,7 31,6 37,7 44,8 46,1 50,7 52,9 Sachsen 5,4 9,6 12,6 26,3 58,7 96,7 113,3 136,9 162,8 172,2 189,8 203,3 Sachsen-Anhalt 5,5 6,9 7,8 12,4 25,6 39,2 43,8 54,0 65,9 68,9 78,9 84,9 Thüringen 2,6 4,2 5,3 21,0 47,7 72,0 82,9 105,3 128,7 135,2 153,3 164,2 Ostdeutschland 24,8 35,5 42,7 89,6 192,0 304,3 349,4 427,7 512,0 535,8 595,8 633,9 Deutschland 293,2 440,1 595, , , , , , , , , ,7 1 enthält MAP-geförderte Anlagen von 8 100kW Leistung; Energieträger: Pellets, Holzhackschnitzel und Scheitholz *Stand: Dezember 2012; Daten bis einschließlich Oktober 2012 Quellen: Biomasseatlas der eclareon Gmbh (2012), eigene Berechnungen (DCTI) Die Wachstumsraten der Biomasse waren seit 2001 relativ heterogen zwischen den ostdeutschen Bundesländern und stark schwankend über die Jahre verteilt, zuletzt (2012) jedoch im 21 Marktanreizprogramm 30

31 einstelligen Bereich. Ostdeutschland lag nur in den Jahren 2004 und 2005 sowie seit 2011 über dem gesamtdeutschen Durchschnitt. Solarthermie Tabelle 3 zeigt die Entwicklung der MAP-geförderten Solarthermie-Anlagen. Die Leistung der installierten Solarthermie-Anlagen entspricht mit MW (Oktober 2012) in etwa einem Zehntel der installierten Photovoltaik-Leistung. Ostdeutschland hat insgesamt in diesem Bereich etwas mehr als ein Zehntel der gesamten installierten Kapazität im Bereich Solarthermie. An der Spitze liegt hierbei wieder Sachsen mit 136,6 MW, während Thüringen an Platz 2 gerade etwa die Hälfte (64 MW) davon installiert hat. An dritter Stelle folgt wie bei der Wärmeerzeugung aus Biomasse ebenfalls Brandenburg mit 56 MW. Tabelle 3: Solarthermie: Installierte Leistung in MW Solarthermie 1 Installierte Leistung in MW * Berlin 0,9 1,9 3,5 5,7 7,8 7,9 7,9 7,9 7,9 8,5 9,0 9,5 Brandenburg 9,3 15,9 24,6 37,6 48,3 48,7 48,7 48,8 48,8 50,2 53,6 55,9 Mecklenburg-Vorpommern 3,5 5,9 9,5 13,5 17,9 18,1 18,1 18,1 18,2 18,8 20,4 21,6 Sachsen 14,2 30,8 55,3 87,4 115,5 117,0 117,0 117,0 117,0 121,1 129,0 136,2 Sachsen-Anhalt 5,5 10,4 17,0 27,0 36,9 37,3 37,3 37,3 37,4 39,0 43,0 46,2 Thüringen 6,5 12,0 21,7 34,1 48,4 49,1 49,1 49,1 49,2 51,4 58,0 63,5 Ostdeutschland 40,0 76,8 131,6 205,2 274,9 278,1 278,2 278,2 278,4 289,0 313,0 332,7 Deutschland 509,4 832, , , , , , , , , , ,8 1 enthält alle MAP-geförderten Anlagen *Stand: Dezember 2012; Daten bis einschließlich Oktober 2012 Quellen: Solaratlas des Bundesverband Solarwirtschaft e.v. / BMU, eigene Berechnungen (DCTI) Der Zubau der Solarthermie lag zwischen 2001 und 2012 sowohl in Ostdeutschland insgesamt als auch in den einzelnen Bundesländern mit zwei- bzw. dreistelligen Wachstumsraten überwiegend über dem bundesdeutschen Durchschnitt. Nach einer Stagnation hat das Wachstum seit 2010 auf einem überwiegend einstelligen Niveau wieder leicht zugenommen. Wärmepumpen Die Anzahl der Wärmepumpen hat seit 2007 in Gesamtdeutschland um etwa das vierzehnfache zugenommen (von auf ). In Ostdeutschland wurde davon etwa ein Fünftel installiert. Im Jahr 2008 im Vergleich zu 2007, und im Gegensatz zur Solarthermie, verzeichnete der Bereich Wärmepumpen dreistellige Zuwachsraten bei der Anzahl der installierten Anlagen. Hierbei lag Ostdeutschland (466 Prozent) jedoch durchschnittlich unter dem gesamtdeutschen Durchschnitt (584 Prozent). Der Zubau war in Ostdeutschland heterogener mit einer Schwankungsbreite der Zuwachsraten zwischen 383 Prozent (Thüringen) und 718 Prozent (Sachsen-Anhalt). Der Zubau verringerte sich jedoch zunehmend mit zweistelligen Zuwachsraten in 2009 und einstelligen Zuwachsraten seit In 2012 lag der ostdeutsche Zuwachs in etwa gleichauf mit dem Bundesdurchschnitt. 31

32 Tabelle 4: Wärmepumpen: Anzahl installierter Anlagen und Wachstumsraten zum Vorjahr in Prozent Wärmepumpen 1 Anzahl installierter Anlagen Wachstumsraten zum Vorjahr in % * * Berlin ,0% 91,7% 7,0% 3,7% 0,9% Brandenburg ,6% 81,5% 5,7% 5,5% 1,5% Mecklenburg-Vorpommern ,2% 84,4% 7,5% 5,4% 1,2% Sachsen ,6% 65,7% 8,1% 6,1% 2,1% Sachsen-Anhalt ,8% 77,2% 7,1% 9,2% 2,4% Thüringen ,8% 67,6% 7,0% 7,7% 1,7% Ostdeutschland ,2% 74,4% 7,1% 6,3% 1,8% Deutschland ,1% 78,7% 8,0% 6,6% 1,7% 1 enthält alle MAP-geförderten Anlagen *Stand: Dezember 2012; Daten bis einschließlich Oktober 2012, Wachstumsraten 2012 annualisiert Quellen: Wärmepumpenatlas der eclareon GmbH (2012), eigene Berechnungen (DCTI) Potentialanalyse bis 2020 Vor dem Hintergrund historischer Entwicklungspfade gilt es im nächsten Schritt unter Berücksichtigung wirtschaftlicher (z.b. BIP-Entwicklung), demographischer (z.b. Bevölkerungsentwicklung) und politischer (z.b. Subventionierung bestimmter Technologien) Kennzahlen eine Potentialanalyse durchzuführen. Dazu werden zunächst demographische und geographische Kennzahlen in die Analyse integriert (Kapitel und ). Darauf aufbauend werden Einflussfaktoren auf das Ausbaupotential identifiziert (Kapitel ). Unter Berücksichtigung dieser Determinanten wird im dritten Schritt eine Szenariorechnung durchgeführt, deren Ergebnisse bzgl. des Ausbaus Erneuerbarer Energien in Kapitel dargelegt werden Installierte Leistung im Bevölkerungsvergleich Abbildung 13 veranschaulicht die installierte Leistung in MW pro Einwohner. Ostdeutschland ist insgesamt im Bereich Erneuerbare Energieträger besser aufgestellt im Vergleich zu Gesamtdeutschland. Brandenburg ist innerhalb Ostdeutschlands der Spitzenreiter und liegt auch deutlich über dem Durchschnitt Gesamtdeutschlands. Führend ist Brandenburg bei Windkraft, Photovoltaik und Klär- und Deponiegas. Auch Sachsen-Anhalt ist in Ostdeutschland gemessen an der Einwohnerzahl überdurchschnittlich vor allem im Bereich Photovoltaik. Während Sachsen- Anhalt ebenfalls durch viel Windenergie punktet, profitiert Thüringen von seiner Spitzenposition in der Wasserkraft. Mecklenburg-Vorpommern und Thüringen hingegen liegen insgesamt unter dem ostdeutschen, aber immer noch über dem gesamtdeutschen Durchschnitt. Mecklenburg- Vorpommern liegt auf Platz 3 bei Windkraft, Platz 2 bei Photovoltaik und Platz 1 bei Biomasse. Sachsen hingegen liegt insgesamt sogar unter dem gesamtdeutschen Durchschnitt und hat vor allem Wasserkraft (Platz 2 im ostdeutschen Vergleich) und Photovoltaik. Berlin ist weit abgeschlagen, was natürlich mit der hohen Besiedlungsdichte und der viel kleineren verfügbaren Landesfläche zusammenhängt. Insgesamt weist Ostdeutschland gemessen an der Einwohnerzahl einen höheren Ausbaugrad im Bereich Erneuerbarer Energien als Westdeutschland auf. 32

33 3,0 MW/1000 Ew. Quelle: Eigene Berechnung auf Basis von Bundesnetzagentur 2012 & Statistisches Bundesamt 2012 Berlin 2,5 MW/1000 Ew. Brandenburg 2,0 MW/1000 Ew. 1,5 MW/1000 Ew. 1,0 MW/1000 Ew. Mecklenburg- Vorpommern Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen 0,5 MW/1000 Ew. Ostdeutschland 0,0 MW/1000 Ew. Deutschland Erneuerbare Energieträger gesamt Windkraft Photovoltaik Wasserkraft Biomasse Klär- und Deponiegas Geothermie Abbildung 13: Installierte Leistung in MW pro Einwohner Installierte Leistung im Flächenvergleich Im Vergleich zur Landesfläche ergibt sich beim Vergleich der installierten Leistung jedoch ein etwas anderes Bild als nach Bevölkerungszahlen. Ostdeutschland insgesamt liegt hier am höchsten. Außerdem liegt Sachsen-Anhalt an der Spitze im ostdeutschen Ländervergleich vor allem im Bereich Windkraft. An zweiter Stelle folgt Brandenburg ebenfalls vor allem durch Windkraft und Photovoltaik. Thüringen schafft es an dritter Stelle nur knapp über den bundesdeutschen Durchschnitt, wie auch im Bevölkerungsvergleich ebenfalls durch Wasserkraft. Sachsen liegt nun vor Mecklenburg-Vorpommern auf Platz 4 und hat einen relativ ausgewogenen Mix aus Windkraft (Platz 5), Photovoltaik (Platz 3) und Wasserkraft (wieder Platz 2). Mecklenburg- Vorpommern auf Platz 5 hat insgesamt im Vergleich zur Landesfläche nur wenig mehr installierte Leistung Erneuerbarer Energieträger als Berlin (vor allem Windkraft) 33

34 Quelle: Eigene Berechnung auf Basis von Bundesnetzagentur 2012 & Statistisches Bundesamt MW/1000 km² Berlin 250 MW/1000 km² Brandenburg 200 MW/1000 km² Mecklenburg- Vorpommern Sachsen 150 MW/1000 km² Sachsen-Anhalt 100 MW/1000 km² Thüringen 50 MW/1000 km² Ostdeutschland 0 MW/1000 km² Deutschland Erneuerbare Energieträger gesamt Windkraft Photovoltaik Wasserkraft Biomasse Klär- und Deponiegas Geothermie Abbildung 14: Installierte Leistung in MW pro km² Einflussfaktoren des Ausbaupotenzials in Ostdeutschland Zunächst wird anhand von Abbildung 15 (linke Seite) die Besiedlungsdichte in Deutschland betrachtet. Besonders Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg und das nördliche Sachsen-Anhalt sind mit unter 150 Einwohnern pro km² relativ dünn besiedelt. Hier besteht theoretisch weiteres Potential für Erneuerbare Energieträger, insbesondere für Windenergie. Andererseits gibt es in Deutschland eine Vielzahl von Naturschutzgebieten, die die Möglichkeiten einschränken, die dünnbesiedelten Flächen für den Bau von Kraftwerken aus Erneuerbaren Energieträgern zu nutzen. 34

35 Abbildung 15: Bevölkerungsdichte in Deutschland pro km 2 (links, Quelle: Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (2006)) und Karte der nutzbaren Flächen (Windenergie) (rechts, Quelle: Fraunhofer IWES (2011)) In Anbetracht der geographischen Gegebenheiten in den norddeutschen Regionen im Allgemei- nen und in Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg und Sachsen-Anhalt im Besonderen behier eine steht ein hohes Potential, geothermische Energie vermehrt zu nutzen. Allerdings spielt Rolle, dass die Entfernung der Geothermieanlagen zu Wohngebieten oftt zu groß wäre, da Wärme aufgrund von Transportverlusten nur über kurze Strecken verteilt werden kann. Der Bereich Deponiegas ist durch ein abnehmendes Abfallaufkom mmen im Allgemeinen und auf Deponien im Besonderen gekennzeichnet, was auf sinkendes Potential hindeutet. Nach einem leichten Anstieg in Ostdeutschland zwischen den Jahren 2001 bis 2004 brach das Abfallauf- kommen, das auf Deponien entsorgt wird, seit dem Jahr 2005 relativ r stark ein. Dies ist auf die vermehrte Schließung von Deponien seit 2005 zurückzuführen, vor allem in Brandenburg und Sachsen-Anhalt. Bei der Betrachtung des gesamten Abfallanteils der aus dem eigenen Bundesland stammt, wird deutlich, dass dieser seit 2001 vor allem in den ostdeutschen BundesländeB ern tendenziell eher abnimmt, wobei dieser seit 2006 ein relativ konstantes Niveau erreicht hat. Berlin hat insgesamt den höchsten Anteil an eigenem Abfall, welcher über dem gesamt-, west- und ostdeutschen Durchschnitt liegt, obwohl dieser von 93 Prozent in 2001 auf 855 Prozent in 2010 gesunken ist. Die anderen ostdeutschen Bundesländerr liegen mit einem Eigenanteil von 67 Prozent bis 83 Prozent in 2001 deutlich darunter. Bis 2010 geht die Spanne innerhalb Ostdeutschlands wei- ter auseinander (78 Prozent biss 47 Prozent), wobei die Entwicklung in den einzelnen Bundeslän- dern (ohne Berlin) eher heterogen ist. Die größte Abnahme des lokalen Anteils hat Sachsen- Anhalt zu verzeichnen (von 76 Prozent auf 47 Prozent). In Mecklenburg-Vorpommern ist der Abfallanteil seit 2008 wieder leicht gestiegen und in 2010 sogar 1 Prozentpunkt höher als in Thüringen verzeichnet bereits seit 2006 einen gestiegenen Anteil des lokalen Abfalls. Dies könnte zukünftig zunehmenden Wettbewerb der Bundesländer um u Deponieabfall bedeuten. 35

36 Ergebnisse der Szenarienrechnung bzgl. der Energieversorgung Um die zukünftigen Herausforderungen der Energiewende näher beleuchten zu können, wurden drei Szenarien zur Prognose der Stromerzeugung entwickelt. Hier soll das Referenzszenario näher betrachtet werden, welches als Mittelweg zwischen optimistischen Länderzielen und einer konservativen Entwicklung gedacht ist. Sofern Länderziele für 2020 für einzelne erneuerbare Energieträger in den aktuellen Landeskonzepten vermerkt sind, wurde für dieses Szenario angenommen, dass sie zu 90 Prozent erreicht werden. Den stärksten Rückgang wird in Deutschland die Stromerzeugung aus Kernkraft erfahren. Nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima wurden im Sommer 2011 acht ältere Kernkraftwerke (AKW) stillgelegt. Die derzeit noch im Netzbetrieb laufenden neun Kernkraftwerke gehen entsprechend ihrer gesetzlich festgeschriebenen Reststrommengen nacheinander mehrheitlich bis 2020 vom Netz. In der Übergangsphase der Energiewende laufen zwar weniger Atomkraftwerke im Netzbetrieb, diese müssen aber dafür umso mehr Volllaststunden zur Abdeckung der Grundlast und als Ersatz für die stillgelegten AKWs leisten. Aus diesem Grund stieg die durchschnittliche Volllaststundenzahl der im Betrieb befindlichen AKWs nach jahrelangem Rückgang 2012 mit knapp Stunden auf den höchsten Wert seit In 2020 sind gemäß der Analyse der verbleibenden Reststrommengen nur noch drei AKWs im Netzbetrieb. Auch die Steinkohlenutzung wird deutlich zurückgehen. Steinkohlekraftwerke sind besser regelbar als durchschnittliche Braunkohlekraftwerke. Deshalb erfüllen sie derzeit eine wichtige Aufgabe als Reservekraftwerke zur Pufferung von Angebotsschwankungen bei Wind- und Solarstrom Jedoch gehen die Fördermengen in Deutschland deutlich zurück und der Großteil der verfeuerten Steinkohle muss importiert werden. Aufgrund der Preissteigerungen auf den internationalen Märkten für Steinkohle können Steinkohlekraftwerke jedoch kaum noch rentabel betrieben werden. Außerdem verringert der Teillastbetrieb von Reservekraftwerken die Volllaststundenzahl und damit die vermarktbare Energiemenge. Darüber hinaus erhöhen sich bei Teillastbetrieb (Reservebetrieb) die CO2-Emissionen pro produzierter kwh, da der Verbrennungsprozess nicht optimal abläuft. Dies führt zu erhöhten Kosten für CO2-Emissionszertifikate und vermindert die ohnehin schon schlechte Klimabilanz der Steinkohlekraftwerke. Dem gegenüber stellt sich die Situation der Braunkohle gegensätzlich dar. Die in Deutschland verfeuerte Braunkohle wird hauptsächlich im Inland abgebaut und muss daher weniger mit Weltmarktpreisen konkurrieren. Zudem gibt es weitläufige Zusagen vieler Bundesländer zum Fortbetrieb vieler Tagebaue. Gerade in den ostdeutschen Braunkohlegebieten Südbrandenburgs und Sachsens sind die Ressourcen zudem noch in großem Umfang vorhanden und die Braunkohle stellt einen nicht zu unterschätzenden Wirtschaftsfaktor dar. Aus diesem Grund werden nur einige ältere Braunkohle-Kraftwerke mit niedrigen Effizienzgraden weniger Strom produzieren. Die Braunkohlekraftwerke liefern auch zukünftig den Großteil der Grundlast. Die durchschnittliche Volllaststundenzahl einzelner Braunkohlekraftwerke ist 2012 aufgrund der noch nicht optimal laufenden Pufferung der Schwankungen von Wind- und Solarstrom wieder etwas angestiegen, wird jedoch mittelfristig trotz Grundlastarbeit durch den Vorrang der Erneuerbaren moderat sinken. Der Rückgang wird in Ostdeutschland deutlich stärker sein als im Westen, da hier keine Kernkraftwerke ersetzt werden müssen. Insbesondere in den deutschen Metropolregionen erleben Erdgaskraftwerke eine Renaissance. Viele neue Erdgasbetriebene Gas-Dampf-Heizkraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung werden projektiert, gebaut und bis 2020 in Betrieb genommen. Da durch die Abnahme von Fernwärme 36

37 der Gesamteffizienzgrad der Kraftwerke verbessert wird, konzentrieren sich die neuen Erdgas- Dampf-Heizkraftwerke in Ballungsgebieten mit Fernwärmenetz, so u.a. in Köln, Düsseldorf und Berlin. In Braunschweig wurde 2011 ein hochmodernes Erdgaskraftwerk eingeweiht. Erdgaskraftwerke wie auch einige jüngere Mineralölkraftwerke spielen in der Zukunft eine entscheidende Rolle bei der Umsetzung der Energiewende. Die Integration Erneuerbarer Energien bedingt einen erhöhten Bedarf an Reserveleistung. Da moderne Erdgas- und Ölkraftwerke flexibel einsetzbar sind und innerhalb kurzer Zeit auf Hochlastbetrieb gebracht werden können, werden diese in erhöhtem Maße beansprucht. Anders gestaltet es sich bei älteren, ineffizienten Erdgaskraftwerken, von denen einige aufgrund des Merit-Order-Effekts den Betrieb einstellen werden. Gerade die Preise für kurz- und mittelfristige Reserveenergie (sogenannte Minutenreserve und Stundenpakete ) sind jedoch bereits sehr hoch und werden in den nächsten Jahren erwartungsgemäß weiter ansteigen, so dass moderne, gut steuerbare Erdgaskraftwerke rentabel betrieben werden können. Durch den neuen Boom bei der Erdgasförderung, ausgelöst vom sogenannten Fracking insbesondere in den USA, steigen die Kosten für den Erdgasbezug inzwischen tendenziell weniger stark als die Mineralölkosten, sodass neue Lieferverträge oftmals nicht mehr die traditionelle Preisbindung an den Mineralölpreis beinhalten. Darüber hinaus gibt es mehrere vielversprechende Ansätze zur rentablen Herstellung von synthetischem Erdgas u.a. durch Aufmethanisierung von Biogas wie auch durch spezielle Algen. Bei der Stromerzeugung Erneuerbarer Energien dominiert wie bisher auch zukünftig die Windenergie. In Ostdeutschland wird die Windenergie insbesondere in Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern weiter ausgebaut werden. Entscheidend für den weiteren Erfolg der Windkraft ist eine deutliche Verringerung der Notabschaltungen bei Netzüberlastung durch adäquate Pufferungen der Windangebotsschwankungen (vgl. Kapitel 4.5). Die zweitwichtigste Erneuerbare Stromerzeugungsenergie bleibt die Biomasse. Da die Stromerzeugung aus Biomasse bereits jetzt viele Agrarflächen zur Rohstoffgewinnung bindet, wird die Strommenge hier nur noch moderat wachsen. Kraft-Wärme-Kopplung wird hingegen immer wichtiger. Für neue Biogas- Anlagen besteht bereits heute der gesetzliche Zwang zur Nutzung von 70 Prozent der Abwärme. Die Photovoltaik wird sich in Zukunft deutlich mehr auf die Aufdach-Anlagen konzentrieren. Freiflächen-Anlagen entstehen fast nur noch auf Konversionsflächen. Laufwasserkraft und Geothermie spielen in Ostdeutschland nur eine untergeordnete Rolle. Während die bestehenden Laufwasserkraftwerke insbesondere in Südwestdeutschland durch Modernisierung Leistung hinzugewinnen können, sind die mittelfristigen Potentiale in Ostdeutschland bereits nahezu ausgeschöpft. Insgesamt unterliegt die Stromerzeugung aus regenerativer Wasserkraft (Laufwasser und natürlicher Zulauf aus Wasserspeicher- und Pumpspeicherkraftwerken) über die Jahre moderaten natürlichen Schwankungen durch Witterungsbedingungen. Für die Szenariorechnung wurde wie auch bei der Photovoltaik und der Windkraft unterstellt, dass die Witterungseinflüsse in 2020, denen im Jahr 2012 ähneln und Variationen nur durch die Entwicklung der jeweiligen Technologie hervorgerufen werden. In Brandenburg wird 2013 das erste größere Geothermiekraftwerk mit 1 MW elektrischer Leistung in Betrieb genommen. Aufgrund der langen Planung und der vielseitigen Probleme bei der Projektierung von Standorten (z.b. durch Erdbebengefahr), wird sich die Technologie bis 2020 jedoch nur in Bayern und Rheinland-Pfalz nennenswert entwickeln. Für Ostdeutschland spielen hingegen die Pumpspeicherkapazitäten in Thüringen eine wichtige Rolle bei der Stromregelung. Mittelfristig besteht hier jedoch kein Ausbaupotential, denn die Projektumsetzungsdauer von Pumpspeicherkraftwerken inklusiver der bürokratischen Verfahren zur Einbindung der Bevölkerung benötigt i.d.r. mehr als ein Jahrzehnt. Die folgende Graphik vermittelt einen Eindruck, wie 37

38 sich die Energieversorgung in 2020 in West- und Ostdeutschland im Referenzszenario im Vergleich zum Status quo voraussichtlich ändern wird. 22 Alle Energieträger 617,0 TWh Sonstige Pumpspeicher* Sonstige EE** Windkraft Solarstrom Wasserkraft Biomasse Mineralöl Erdgas Braunkohle Steinkohle Kernenergie 600 TWh 500 TWh 400 TWh 300 TWh 200 TWh 100 TWh 0 TWh * ohne natürl. Zulauf ** inkl. Siedlungsabfälle, EEG-Gase, Geothermie Quelle: EuPD Research 03/ ,0 606,1 19,1 6,0 12,7 6,4 6,9 45,0 6,9 28,5 114,8 505,7 494,3 20,5 11,5 4,6 8,7 5,0 36,0 27,2 5,2 10,0 5,2 45,1 24,1 80,9 20,0 70,0 21,4 28,0 42,3 8,6 37,6 8,7 62,3 20,8 31,7 158,0 97,8 7,8 101,6 88,8 135,5 118,0 113,8 95,6 111,3 111,9 99,0 17,8 34,0 87,3 85,1 8,0 4,4 7,4 99,0 7,7 10,6 56,4 9,0 39,9 27,2 27,2 4,2 2, e e e Deutschland West Ost Abbildung 16: Bruttostromerzeugung in West- und Ostdeutschland im Vergleich 2012 und im Referenzszenario 2020 Insgesamt verbleibt die Bruttostromerzeugung in Ost- und Westdeutschland auch zukünftig auf nahezu dem heutigen Niveau. In Westdeutschland geht die Bruttostromerzeugung moderat zurück. Es wird jedoch deutlich, dass das Bild in West- und Ostdeutschland durchaus unterschiedlich ist. Der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Bruttostromerzeugung beträgt in Ostdeutschland bereits heute 29 Prozent während in Westdeutschland nur etwa ein Fünftel des selbst erzeugten Stroms aus Erneuerbaren Energien stammt. Da aufgrund der nicht exakt vorhersehbaren Angebotsstruktur von Solar- und Windstrom zum Teil Reserveleistung vorgehalten werden muss, ersetzt Strom aus diesen Primärquellen den Strombezug aus konventionellen Ressourcen nicht eins zu eins. Ostdeutschland muss daher in Zukunft moderat mehr Strom erzeugen, obwohl die Stromnachfrage aufgrund des Bevölkerungsrückgangs geringfügig fällt. Schon heute produziert Ostdeutschland insgesamt mehr Strom als nachgefragt wird und exportiert insbesondere überschüssigen Windstrom nach Westdeutschland bzw. Polen und Tschechien. Ostdeutschland ist also Nettostromexporteur. Auch in Zukunft wird Ostdeutschland voraussichtlich Nettostromexporteur bleiben, sodass die Bruttostromerzeugung bis 2020 trotz deutlichem Bevölkerungsrückgang nur moderat fällt. Trotz der weiter fortbestehenden Grundlastarbeit sinkt die Braunkohleverstromung im Osten absolut am stärksten. Den größten prozentualen Rückgang verbuchen die ostdeutschen Steinkohlekraftwerke. In Ostdeutschland beschränkt sich der Zuwachs an Strom aus Erdgas hauptsächlich auf Berlin. Der Windstromanteil nimmt sowohl in Ost- wie auch in Westdeutschland deutlich zu. 22 Der Bereich Sonstige beinhaltet Kraftwerke, die mit mehreren fossilen Energieträgern betrieben werden (bspw. Kombikraftwerke mit Braun- und Steinkohle). Aufgrund der Verwendung mehrerer Brennstoffe ist eine genaue Abgrenzung nicht möglich. Zudem fällt darunter der nicht-erneuerbare Anteil des Abfalls. 38

39 Die folgende Graphik verdeutlicht die aktuelle und zukünftige Situation der Stromerzeugung in Ostdeutschland noch einmal im Detail. 23 Alle Energieträger 120 TWh 111,3 TWh Sonstige Pumpspeicher* Sonstige EE** Windkraft Solarstrom Wasserkraft Biomasse Mineralöl Erdgas Braunkohle Steinkohle Kernenergie 100 TWh 80 TWh 60 TWh 40 TWh 20 TWh 0 TWh * ohne natürl. Zulauf ** inkl. Siedlungsabfälle, EEG-Gase, Geothermie 111,3 111,9 7,6 17,8 4,4 8,0 1,4 7,7 56,4 1,4 1,7 0,5 Windkraft + 90% Solarstrom + 68% Biomasse + 34% Braunkohle -29% Mineralöl -33% Steinkohle -48% 4,0 34,0 7,4 10,6 1,0 9,0 39,9 4,2 2, e Ost-Deutschland Quelle: EuPD Research 03/2013 1,4 1,8 0,6 Abbildung 17: Veränderung der Bruttostromerzeugung in Ostdeutschland von 2012 bis 2020 Hierbei wird insbesondere deutlich, dass sich die Strombereitstellung aus Windkraft um 90 Prozent steigert und der Solarstrom um zwei Drittel wächst, während sich das ohnehin schon geringe Aufkommen an Steinkohlestrom halbiert. Auf Bundesländerebene gibt es wiederum deutliche Unterschiede in der Erzeugungsstruktur, wie Abbildung 18 belegt. In Berlin, Brandenburg und Sachsen sinkt die Bruttostromerzeugung. Die anderen drei ostdeutschen Bundesländer produzieren in 2020 erwartungsgemäß mehr Strom als heute. 23 Der Bereich Sonstige beinhaltet Kraftwerke, die mit mehreren fossilen Energieträgern betrieben werden (bspw. Kombikraftwerke mit Braun- und Steinkohle). Aufgrund der Verwendung mehrerer Brennstoffe ist eine genaue Abgrenzung nicht möglich. Zudem fällt darunter der nicht-erneuerbare Anteil des Abfalls. Dies bezieht sich auch auf die darauf folgende Abbildung. 39

40 Alle Energieträger 111,3 TWh 45 TWh 40 TWh Sonstige 35 TWh Pumpspeicher* Sonstige EE** 30 TWh Windkraft 25 TWh Solarstrom Wasserkraft 20 TWh Biomasse Mineralöl 15 TWh Erdgas Braunkohle 10 TWh Steinkohle 5 TWh Kernenergie 0 TWh * ohne natürl. Zulauf ** inkl. Siedlungsabfälle, EEG-Gase, Geothermie Quelle: EuPD Research 03/ ,0 1,4 40,4 0,5 0,7 0,5 7,4 1,7 13,8 2,2 29,6 0,5 2,1 0,6 26,2 1,5 2,8 0,9 0,6 1,1 3,2 3,1 1,5 0,4 18,6 2,2 1,6 17,1 0,3 0,9 0,9 13,7 6,2 27,2 4,9 22,5 0,8 1,3 7,7 8,1 1,5 17,1 17,3 1,9 6,6 9,1 0,4 0,3 2,9 2,0 5,8 6,4 2,3 0,5 0,7 0,4 0,8 0,7 0,8 2,6 1,8 1,7 3,5 1,9 6,3 0,3 5,4 1,2 1,0 2,2 0,4 1,3 1,1 2,0 1,1 1,5 0,4 0, e e e e e e Berlin Brandenburg Mecklenburg Sachsen Sachsen-Anh. Thüringen Abbildung 18: Regionale Bruttostromerzeugung in Ostdeutschland in 2020 im Referenzszenario In Brandenburg und Sachsen wird der Hauptteil des Stroms auch 2020 weiterhin aus Braunkohle generiert. In Brandenburg sinkt der Beitrag der Braunkohle jedoch am deutlichsten. Auch Sachsen-Anhalt verfügt über einen nennenswerten Anteil an Braunkohlestrom aus eigenen Kraftwerken. In den anderen drei neuen Ländern spielt die Braunkohle bei der Erzeugung keine Rolle. Auch zukünftig sichern die Braunkohlekraftwerke einen Teil der Grundlast im ostdeutschen Stromnetz. Die Energiemenge aus Braunkohle geht in Ostdeutschland jedoch insgesamt deutlich zurück. Die Energieerzeugung in Berlin ist bisher stark von Steinkohle und Erdgas geprägt. Durch den Neubau eines Gas- und Dampfturbinenheizkraftwerkes und zweier Biomasse- Heizkraftwerke unter der Leitung von Vattenfall soll die Energieversorgung zukünftig zum großen Teil in Kraft-Wärme-Kopplung stattfinden. Die Biomasse kommt dabei hauptsächlich aus dem umliegenden Brandenburg. Die Steinkohlenutzung sollte daher insgesamt deutlich zurückgehen. Aus Erzeugersicht wird die Hauptstadt dadurch zwar nur ein wenig grüner, ein großer Teil an Wind- und Solarstrom wird jedoch aus Brandenburg in die Hauptstadtnetze geleitet. Brandenburg ist bereits jetzt in absoluten Strommengen der größte Windstromerzeuger in Ostdeutschland und hat Ende des letzten Jahres seine ambitionierten Pläne zum Ausbau der Windenergie durch ein neues Energiekonzept untermauert. Die Bruttostrommenge aus Windenergie sollte sich bis 2020 von mehr als 7 TWh auf 14 TWh fast verdoppeln, wenn 90 Prozent des Ausbauziels erreicht werden. Auch die Stromerzeugung aus Biomasse und Photovoltaik wird noch weiter ansteigen. Neben Brandenburg baut insbesondere Mecklenburg-Vorpommern die Windenergie weiter aus. Ein Teil des Windstroms kommt dabei aus Offshore-Projekten. Bereits heute speisen 21 Windturbinen aus dem Offshore-Park Baltic 1 ihren Strom ins mecklenburgische Netz ein. Hinzu kommt ab 2014 der Offshore-Park Baltic 2, der mit 80 Turbinen Strom für etwa Haushalte liefern soll. Das dritte Windenergieland in Ostdeutschland ist Sachsen-Anhalt. Nach den Ausbauzielen des Landes wird die Stromerzeugung aus Windenergie jedoch nur noch moderat anwachsen. Thü- 40

41 ringen ist kein Energieerzeugerland und bezieht insbesondere einen Großteil seines Grundlaststrombedarfs aus den umliegenden Ländern. So erklärt sich auch der hohe Anteil an erneuerbarem Strom von über 50 Prozent im Erzeugungsprofil. Eine wichtige Rolle bei der Regelung der Energie kommt jedoch insbesondere Thüringen zu, stellt es doch mit 0,8 TWh noch vor Sachsen die größte Pumpspeicherleistung für das gesamte ostdeutsche Stromnetz. Die Solarstromgewinnung ist in Ostdeutschland bisher hauptsächlich auf große Freiflächenanlagen beschränkt. Die Förderung für diesen Anlagentyp ist zuletzt jedoch deutlich zurückgegangen; Direktvermarktungsmodelle sind hier bisher selten und verfügbare Flächen werden aufgrund neuer Regelungen rar. Das Kleinanlagensegment ist in allen ostdeutschen Bundesländern gemessen am Bundesdurchschnitt unterrepräsentiert. Aufgrund des Mangels an verfügbarem Kapital in Ostdeutschland wird sich dieses Bild bis 2020 nur leicht ändern, so dass der Solarstromgewinnung keine nennenswerte Rolle bei der Strombereitstellung für Ostdeutschland zukommt. Insgesamt nimmt der Stromaustausch im ostdeutschen Stromnetz zukünftig weiter zu. Die Bedeutung der Stromregelung und der Bereitstellung von Reserveenergie wird daher für den ostdeutschen Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz immer wichtiger, da er zukünftig noch mehr regionale Lastunterschiede ausgleichen muss. Anhand der prozentualen Verteilung der Bruttostromerzeugung in den ostdeutschen Bundesländern wird die Veränderung noch deutlicher. Der folgenden Abbildung ist zu entnehmen, dass bei der Erzeugungscharakteristik Mecklenburg- Vorpommern bei den Erneuerbaren Energien führend ist. Bereits heute kommen fast zwei Drittel der Bruttostromerzeugung im Nordosten aus erneuerbaren Quellen. Die Windenergie stellt mit knapp 35 Prozent das Gros dar und wird voraussichtlich bis 2020 zwei Drittel der Stromerzeugung übernehmen. Der gleichzeitige Rückgang der Steinkohle und die Stagnation bei der Biomasse bergen jedoch auch Unsicherheiten hinsichtlich der Versorgungssicherheit. Erwartungsgemäß werden neben Reserve- und Grundlaststromimporten auf Grund der günstigen Kostenstruktur auch einige Windkraftanlagen selbst als Reserve dienen. Die folgende Darstellung verdeutlicht, dass bezogen auf den Anteil der Erneuerbaren Energien an der Bruttostromerzeugung Mecklenburg-Vorpommern das grünste Land ist und bleiben wird. In Brandenburg verdoppelt sich der Anteil der Windenergie am Erzeugungsprofil von derzeit einem Sechstel auf ein Drittel. 41

42 Sonstige Pumpspeicher* Sonstige EE** Windkraft Solarstrom Wasserkraft Biomasse Mineralöl Erdgas Braunkohle Steinkohle Kernenergie 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% * ohne natürl. Zulauf ** inkl. Siedlungsabfälle, EEG-Gase, Geothermie Quelle: EuPD Research 03/2013 1% 1% 1% 5% 5% 1% 2% 2% 17% 5% 2% 12% 3% 13% 1% 34% 1% 10% 4% 6% 29% 4% 33% 1% 2% 35% 1% 1% 14% 2% 4% 5% 1% 6% 7% 1% 1% 5% 66% 5% 27% 7% 7% 20% 9% 8% 5% 1% 2% 10% 34% 5% 52% 12% 1% 10% 16% 22% 76% 13% 2% 63% 66% 2% 4% 5% 22% 42% 14% 37% 23% 29% 29% 24% 16% 3% 7% 8% 6% 7% 2% e e e e e e Berlin Brandenburg Mecklenburg-V. Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen Abbildung 19: Prozentuale Verteilung der regionalen Bruttostromerzeugung im Referenzszenario Insbesondere in Berlin verlagert sich die Energieversorgung mehr zu Erdgas und Biomasse. Der zukünftige Anstieg der Erdgasverstromung in Ostdeutschland ist größtenteils auf die Metropolregion Berlin beschränkt. Gemessen an der anteilig bereitgestellten Strommenge, wächst die Photovoltaik in Thüringen am meisten. Sachsen und Berlin bleiben die Länder mit den geringsten Anteilen an erneuerbarem Strom im Erzeugungsportfolio. Es fällt auf, dass in Ostdeutschland auch zukünftig der größte Teil der Stromversorgung durch die Braunkohle abgedeckt wird, die Anteile aber deutlich fallen. Die bisher wenig verbreitete Erdgasnutzung nimmt moderat zu, während die Steinkohleverstromung sehr deutlich zurückgeht. Unter den Erneuerbaren Energieträgern dominiert auch weiterhin Windstrom gefolgt von der Stromerzeugung aus biogenen Ressourcen. Die Photovoltaik spielt im Erzeugungsprofil der meisten ostdeutschen Bundesländer und gemessen an ihrer Verbreitung in Westdeutschland eine untergeordnete Rolle. Nur in Thüringen steigt der ohnehin schon hohe Solarstromanteil von derzeit 10 Prozent nochmal deutlich an Ergebnisse der Szenarienrechnung zur Stromerzeugung Szenariovergleich Die Länderziele für die Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien aus den jeweiligen Energiekonzepten dienen als Basis für die Szenarioentwicklung für Das Referenzszenario (REF) bildet die wahrscheinlichste Entwicklung ab. Sofern Länderziele ausgegeben wurden, wird angenommen, dass diese zu 90 Prozent erreicht werden. Das Minimalszenario (MIN) unterstellt 80- prozentige Zielerreichung, während im Maximalszenario (MAX) die Länderziele bei der Erneuerbaren Stromerzeugung komplett erreicht werden. Bei den Bundesländern, in denen keine Erzeugungsziele vorhanden sind, werden die Werte für das Referenzszenario anhand ökonomisch und technisch mittelfristig erwartungsgemäß erschließbaren Potentialen ermittelt. Die Minima und Maxima liegen jeweils in zehn Prozent Abweichung vom mittleren Referenzszenario. Mit Ausnahme von Thüringen, wo ein nennenswertes Entwicklungspotential sichtbar ist, wird die 42

43 Stromerzeugung aus regenerativer Wasserkraft in allen anderen ostdeutschen Bundesländern aufgrund der geringen Potentiale konstant gehalten. Die Bruttostromerzeugung orientiert sich in erster Linie am nachgefragten Verbrauch. Jedoch erzeugt Ostdeutschland auch zukünftig insgesamt mehr Strom als es selber benötigt. Entscheidend ist hier die Feststellung, dass die bereitgestellte Strommenge aus den volatilen Erzeugungsformen Windkraft und Photovoltaik aufgrund des nicht beeinflussbaren Ertragsprofils den Strom aus konventionellen Quellen nicht eins zu eins ersetzen kann. Insbesondere beim Windstrom wird ein Großteil der Energiemenge nachts, früh morgens und spät abends erzeugt. Die Stromlast ist jedoch tagsüber am höchsten. Aufgrund dessen muss für die Windenergieleistung mehr konventionelle Energie als Reserveleistung vorgehalten werden als bei der Photovoltaik. Deren natürliches Ertragsangebot stimmt besser mit dem Aufkommen der Stromnachfrage überein. Daher wurde angenommen, dass zwei zusätzliche kwh Solarstrom bzw. drei zusätzliche kwh Windstrom eine kwh Grundlaststrom aus konventionellen Quellen ersetzen können. Bei den anderen Erneuerbaren Energieformen ist das Substitutionsverhältnis eins zu eins. Die Reserveleistung kann erwartungsgemäß hingegen nicht durch Erneuerbare Energien ersetzt werden. Dies rührt daher, dass neben der ständigen kurzfristigen Verfügbarkeit auch die zentrale Steuerung durch die Stromnetzbetreiber erforderlich ist. Die Reserveleistung wird auch in den ostdeutschen Netzen hauptsächlich durch Erdgaskraftwerke bereitgestellt. Diese werden zum Teil von Mineralölkraftwerken und Steinkohlekraftwerken unterstützt. Aus den genannten Gründen liegt die Bruttostromerzeugung insgesamt in Ostdeutschland im Maximal-Szenario mit größerer erneuerbarer Strommenge mit knapp 115 TWh über der heutigen Bruttostromerzeugung, während im Minimal-Szenario nur 109 TWh benötigt werden. Abbildung 20 zeigt die Bruttostrommengen in 2020 in den drei Szenarien auf Länderebene. Brandenburg erreicht die höchsten Variationen zwischen den Szenarien und die höchstmögliche zusätzliche Verdrängung von konventionellem Grundlaststrom durch Strom aus Erneuerbaren Energien. In Brandenburg variiert die Windstrommenge 2020 zwischen dem Minimal- und dem Maximalszenario um 3 TWh und kann damit allein mehr als 1 TWh konventionellen Grundlaststrom ersetzen. Insbesondere die Braunkohleverstromung sinkt im Maximalszenario gegenüber dem Minimalszenario in Brandenburg um mehr als 1,7 TWh. In Sachsen beträgt die gleiche Differenz immerhin noch 0,7 TWh. Auch in Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen-Anhalt variiert die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien zwischen den Szenarien relativ stark. Mecklenburg-Vorpommern bezieht im Maximalszenario 2020 etwa 91 Prozent seiner Bruttostromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (2012: 65 Prozent Erneuerbarer Strom). 43

44 Alle Energieträger 111,9 TWh 45 TWh 40 TWh 39,2 40,4 41,6 Quelle: EuPD Research 03/2013 Szenarien 2020 Sonstige 35 TWh Pumpspeicher* Sonstige EE** 30 TWh Windkraft Solarstrom 25 TWh Wasserkraft Biomasse 20 TWh Mineralöl Erdgas 15 TWh Braunkohle Steinkohle 10 TWh Kernenergie 5 TWh 0 TWh * ohne natürl. Zulauf ** inkl. Siedlungsabfälle, EEG-Gase, Geothermie 13,8 15,3 12,2 25,9 26,2 26,5 2,4 1,3 1,3 1,3 2,8 3,1 2,7 2,8 3,2 3,5 3,1 3,4 1,4 1,5 1,7 2,3 1,4 18,0 18,6 19,1 2,2 1,6 1,8 2,0 13,0 13,7 14,4 5,5 6,2 6,9 1,2 1,3 1,5 17,9 17,1 16,2 17,6 17,3 1,7 8,1 9,1 10,1 16,9 1,9 6,6 6,6 6,6 2,1 2,5 6,2 6,4 6,6 2,3 2,2 0,6 0,7 0,7 0,6 0,7 0,8 1,5 1,7 1,9 3,5 3,5 3,4 1,7 1,9 2,1 5,7 5,4 5,1 0,9 1,0 1,2 1,1 1,1 1,1 1,5 1,1 1,3 1,5 0,8 1,7 MIN REF MAX MIN REF MAX MIN REF MAX MIN REF MAX MIN REF MAX MIN REF MAX Berlin Brandenburg Mecklenburg Sachsen Sachsen-Anhalt Thüringen Abbildung 20: Regionale Bruttostromerzeugung 2020 in den drei Szenarien In allen Szenarien nimmt der Windstrom eine zentrale Rolle für die Gestaltung der zukünftigen Erzeugungsprofile ein. Viel Windstrom ersetzt einerseits viel konventionelle Energie, muss jedoch gleichzeitig zum Teil durch Reserveleistung gepuffert werden. Aus diesem Grunde erfordert das Szenario mit viel Strom aus Windenergie eine insgesamt größere Bruttostrommenge, um das Funktionieren des gesamten Systems in Zeiten von Windflauten zu garantieren. Ein Teil der Windstromschwankungen wird in 2020 bereits durch dezentrale Speichersysteme wie bspw. Power-to-Gas 24 ausgeglichen. Es wird erwartet, dass die Solarstromerzeugung dann bereits zu einem nennenswerten Teil auf Selbstverbrauchssystemen (mit und ohne Batterie) beruhen, wodurch die regionale Netzlast zusätzlich sinken wird. Trotz des zunehmenden Einsatzes von Speichersystemen müssen insbesondere die 380 kv-übertragungsnetzleitungen in Küstennähe ertüchtigt werden. Dies resultiert daraus, dass neben den ohnehin schon vorhandenen umfassenden Windenergiekapazitäten an der ostdeutschen Küste zukünftig vermehrt auch Windstrom von Windkraftanlagen auf See eingespeist wird. Der Regelungsbedarf wird demnach weiter steigen, weswegen auch die flexibel anfahrbaren Erdgas-Gas-Dampf-Kraftwerke sowie jüngere Mineralölkraftwerke als Reservekraftwerke weiterhin eine wichtige Rolle in der Stromversorgung Ostdeutschlands einnehmen werden. 3.2 Wertschöpfung und Beschäftigung durch den Ausbau Erneuerbarer Energien in Ostdeutschland Der Ausbau Erneuerbarer Energien spielt allerdings nicht nur im Hinblick auf die Erreichung politisch gesetzter Klimaschutzziele eine entscheidende Rolle. Dieser kann auch mit Blick auf die wirtschaftliche Standortentwicklung positive Effekte auf eine Region ausüben. Inwiefern dies in den ostdeutschen Bundesländern gegeben ist, wird im Folgenden einerseits im Hinblick auf 24 Hierzu wird mithilfe des überschüssigen Stroms Wasser in Wasserstoff umgewandelt, welcher wie Erdgas gespeichert werden kann. 44

45 Wertschöpfungseffekte sowie andererseits bzgl. Auswirkungen auf den regionalen Arbeitsmarkt untersucht Wertschöpfungseffekte Zur Ermittlung der Wertschöpfung Erneuerbarer und fossiler Energien in Ostdeutschland wurden die Betriebskosten bzw. die Stromgestehungskosten einer Anlage betrachtet. Die Betriebskosten pro Einheit Strommenge wurden mit der durchschnittlichen Volllaststundenzahl seit dem Jahr 2000 in Deutschland für jeden Energieträger festgestellt. Die Wertschöpfung in Euro wurde dann mit Hilfe der tatsächlichen Stromerzeugung in MWh im Jahr 2012 berechnet. Damit wird nur die Wertschöpfung am jeweiligen Standort ermittelt. Effekte durch ausländische Geschäfte werden nicht berücksichtigt, um die Wertschöpfung innerhalb einer Region darstellen zu können. Die Datengrundlage ermöglicht sowohl eine Darstellung der Wertschöpfung auf Ebene der Bundesländer als auch eine Darstellung nach Energieträger. Die Stromgestehungskosten geben an, welche Kosten entstehen, um eine Einheit Strom zu generieren. Üblicherweise werden die Werte in Euro/MWh ausgewiesen. Die Stromgestehungskosten beinhalten Kapital-, Betriebs- und Brennstoffkosten sowie Kosten für CO 2 -Zertifikate bei den konventionellen Energieträgern. 25 Im Vergleich (siehe Tabelle 5) sind fossile Energieträger bezogen auf die Erzeugung einer MWh in Deutschland noch kostengünstiger als Erneuerbare Energien. Mit 52 Euro/MWh weist die Kernenergie deutlich geringere Kosten auf als beispielsweise die Biomasse, bei der 226 Euro/MWh aufgewendet werden müssen. Von den Erneuerbaren Energien bewegt sich die Windkraft in ähnlichen Bereichen, wie der fossile Energieträger Erdgas. Die Photovoltaik bleibt mit 170 Euro/MWh weiterhin eine teure Technologie. Tabelle 5: Stromgestehungskosten von fossilen und Erneuerbaren Energien (Stand 2013) Energieträger Euro/MWh Steinkohlen 62,5 Braunkohlen 54,3 Erdgas 81,8 Kernenergie 51,6 Windkraft 76,9 Wasserkraft 199,4 Biomasse 226,4 Photovoltaik 170,7 Die Energiewirtschaft hat am Standort Deutschland im Jahr 2012 eine Wertschöpfung in der Größenordnung von 50 Mrd. Euro erzielt. Der Anteil der Erneuerbaren Energien umfasste hierbei 40 Prozent bzw. 20 Mrd. Euro. In Ostdeutschland lag dieser Anteil mit 44 Prozent über dem 25 IER (2010) 45

46 Durchschnitt des gesamten Bundesgebietes. Die Wertschöpfung der fossilen und Erneuerbaren Energieträger belief sich in diesem Zeitraum in den neuen Bundesländern auf über 8 Mrd. Euro. Ein wesentlicher Bestandteil der Wertschöpfung der Energiebranche Ostdeutschlands war die Braunkohle, deren Wertschöpfung über 3 Mrd. Euro umfasste. Vor allem Brandenburg und Sachsen trugen zu diesem hohen Ergebnis bei, da in beiden Bundesländern zusammengenommen fast die gesamte Wertschöpfung durch Braunkohle entstanden ist. Während Steinkohle nur eine untergeordnete Rolle spielte, war auch Erdgas mit einer Wertschöpfung von rund 1 Mrd. Euro zu einem nennenswerten Teil an der gesamten Wertschöpfung der ostdeutschen Energiebranche beteiligt. In Ostdeutschland entfielen auf die Erneuerbaren Energien rund 3,7 Mrd. Euro, wodurch die regenerativen Energien gemessen am ostdeutschen Bruttoinlandsprodukt einen Anteil von etwa 1 Prozent ausmachten. Dieser Anteil variiert jedoch innerhalb Ostdeutschlands deutlich. Während Thüringen, Sachsen und Berlin weniger als ein Prozent ihres Bruttoinlandsprodukts durch Erneuerbare Energien generieren, sind es in Sachsen-Anhalt 1,5 Prozent und in Mecklenburg- Vorpommern und Brandenburg etwa 2 Prozent. In Ostdeutschland sorgen Biomasse und Windkraft für den größten Wertschöpfungsanteil aus Erneuerbaren Energien. Mit jeweils rund 1,4 Mrd. Euro erwirtschaften die beiden Technologien de facto einen ähnlichen Beitrag zum ostdeutschen Bruttoinlandsprodukt. Dabei fällt auch die Höhe der Wertschöpfung zumindest bei der Biomasse in den einzelnen Bundesländern ähnlich hoch aus. Dagegen existieren bei der Windkraft stärkere regionale Unterschiede. In Brandenburg wurde durch diesen Energieträger im ostdeutschen Vergleich mit rund 620 Mio. Euro die höchste Wertschöpfung erzielt, aber auch Sachsen-Anhalt weist eine starke Wertschöpfung im Windbereich auf. Die Solarindustrie in den neuen Bundesländern generierte 2012 etwa 600 Mio. Euro, was einem Anteil an der ostdeutschen Wertschöpfung aus erneuerbaren Energien von 16 Prozent entspricht. Beflügelt von der Errichtung von solaren Großkraftwerken, stellt Brandenburg einen Anteil von rund 40 Prozent der Photovoltaik-Wertschöpfung Ostdeutschlands. Aber auch in Sachsen und Sachsen-Anhalt generiert die Solarbranche mit jeweils etwa 100 Mio. Euro eine hohe Wertschöpfung. 46

47 Steinkohle 304 Quelle: EuPD Research 03/ Biomasse Braunkohle Kernenergie Erdgas Solarstrom Wasserkraft Windkraft Westdeutschland Ostdeutschland Millionen Euro Abbildung 21: Wertschöpfung nach Energieträger im Vergleich zwischen Ost- und Westdeutschland 2012 Der Anteil der thüringischen Wertschöpfung aus Solarenergie ist im Vergleich mit 13 Prozent der höchste in den neuen Bundesländern. Aber auch Sachsen-Anhalt und Brandenburg erzielten im vergangenen Jahr einen hohen Anteil der Photovoltaik an der Wertschöpfung. Mit Werten zwischen 20 und 30 Prozent realisierte die Windkraft in Sachsen-Anhalt, Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg den deutlich höchsten Anteil an der Wertschöpfung aus Erneuerbaren Energien. Der Biomasse-Bereich war 2012 vor allem in Mecklenburg-Vorpommern besonders stark ausgeprägt, da 43 Prozent der gesamten Wertschöpfung des Energiesektors auf diese Technologie zurückgeführt werden konnte. 47

48 Quelle: IÖW, BMWi, IER, EuPD Research 4% 1% 55% 13% 22% 8% 9% 43% 0% 28% 10% 4% 6% 6% 8% 19% 2% 31% 8% 38% 6% 17% 9% 67% 14% 13% 49% 7% 8% 26% 23% 31% 14% 3% Steinkohle Braunkohle Erdgas Solarstrom Windkraft Wasserkraft Biomasse Abbildung 22: Anteil der Wertschöpfung nach Energieträgern auf Ebene der Bundesländer Gemessen an der Anzahl der Industriestandorte dominiert die Windkraft neben der Photovoltaik die ostdeutsche Energietechnik-Branche. Die Hersteller und Komponentenzulieferer der Windenergietechnik sind über Ostdeutschland weit verteilt. Eine hohe Anzahl der Fertigungsstandorte konzentriert sich in der Küstenregion Mecklenburg-Vorpommerns und in Brandenburg. Bedeutende Fertigungsstätten unterhalten Enercon und Vestas in Magdeburg, Vestas bei Cottbus, Repower Systems in Eberswalde sowie Nordex und e.n.o. energysystems in Rostock. Bei der Umsetzung der Energiewende wird auch Know-how im Bereich Smart Energy benötigt. Hierzu zählt u.a. digitale Messtechnik (Smart Meter) in Verbindung mit einer Informations- und Kommunikationsinfrastruktur (IKT), die den Leistungs- und Informationsfluss in beiden Richtungen zwischen Stromproduzenten und Verbrauchern ermöglicht. Auf der Erzeugerseite werden Überwachungs- und Regelungssysteme in Zukunft vermehrt eingesetzt. Bei der Übertragungstechnik liegt die Herausforderung insbesondere in der Entwicklung günstiger Hochleistungskabel mit sehr niedrigen Netzverlusten (Supraleiter). Intelligente Energiemanagementsysteme mit Steuerungseinheiten regelnden Verbrauch entsprechend der Angebotsstruktur. Abbildung 23 verdeutlicht, dass sich auch mehrere bedeutende Hersteller von Smart Energy- Lösungen und Batterietechnik in Ostdeutschland niedergelassen haben. 48

49 Abbildung 23: Industriefertigungsstandorte in Ostdeutschland für Windkraft, Smart Energy und Batterietechnik Die Batterietechnik Zwickau. konzentriert sich dabei hauptsächlich in Sachsen in Kamenz, Dresden und Hervorzuheben sind insbesondere die Deutsche Akkumotive ein Joint Venture von Daimler und Evonik und die LiTecBattery (auch mit Daimler-Hintergrund). Bosch baut neben dem be- stehenden ehemaligen Samsung-Joint-Venture SB LiMotive in Stuttgart eine neue Lithium-Ionen- sich Zellenfertigung einschließlich Forschungss tandort im thüringischen Eisenachh auf. Während diese Standorte bisher hauptsächlich der elektromobilen Anwendung verschrieben haben, ent- Die Blei-Batteriespezialisten BAE (Berlin) und Hoppecke (Zwickau) haben in Ostdeutschland neue wickeln andere Hersteller auch Speichersysteme speziell für diee dezentralee Energieerzeugung. Werke für die Fertigung von Lithium-Ionen-Batterien eröffnet. Komponenten aus dem Bereich Smart Energy werden vornehmlich in Berlin gefertigt, vereinzelt auch in Thüringen. Siemens verfügt über r zwei Werke für Hochspannungsübertragungstechnik und Energiesystemmesstechnologie im Berliner Westen sowie über ein weiteres Werk nahe Er- furt. Der Kabelspezialist PrysmianDraka unterhält ebenso wie diee Elektronik- und Wechselricht- eine erhersteller General ElectricEnergy Power Conversionn und PCS Power P Converter Solutions bedeutende Fertigungsstätte in Berlin. Über langjährige Erfahrung mit Überwachungs-Systemen für Windenergieanlagen verfügen Bachmann Monitoring südlichh von Erfurt t und Bosch Rexroth bei Dresden. 49

50 3.2.2 Beschäftigungseffekte Als Datengrundlage der Analyse der Beschäftigungseffekte der Energiewende in Ostdeutschland wurden sowohl amtliche Statistiken als auch Statistiken der verschiedenen Fachverbände herangezogen. Zur Ermittlung der Beschäftigungseffekte in der Energiewirtschaft in Ostdeutschland ist eine eindeutige Branchenabgrenzung erforderlich. Hierzu wird zunächst die Definition der konventionellen Energiebranche gemäß der Klassifikation der Wirtschaftszweige (Ausgabe 2008) des Statistischen Bundesamtes herangezogen. Demnach wurden alle Kraftwerksbetreiber, die Elektrizität oder Gas erzeugen und verteilen bzw. deren Erzeugung und Verteilung überwachen berücksichtigt. Darunter fällt also das Personal von überregionalen Energieversorgern, Stadtwerken und regionalen Versorgern, den Netzbetreibern und Dienstleistern im Verkauf und Handel von Energie. Für die Wertschöpfungsstufen Projektentwicklung, Kraftwerksaufbau und Zulieferung von Komponenten fehlen verlässliche Sekundärdaten, sodass die Beschäftigungseffekte aus diesen Wertschöpfungsstufen nur insoweit berücksichtigt sind, wenn diese Arbeitsschritte von Energieversorgern und Netzbetreibern selbst übernommen werden. Das Kriterium in der erneuerbaren Energien Branche beschäftigt ist breiter gefasst als bei der konventionellen Energieversorgung. So wurden unter diesem Gesichtspunkt die Beschäftigten von den Zulieferern bis zur Wartung der Anlagen miteinbezogen. Die Analyse folgt der Aufgliederung der Beschäftigungseffekte auf Basis der Wertschöpfungsstufen nach IÖW (2010). Außerdem wurde das Personal in Forschung und Verwaltung ebenso berücksichtigt. Folglich beinhalten die Beschäftigtenzahlen die Anzahl der Beschäftigten der Zulieferbetriebe (sowohl Komponenten als auch Rohstoffe), der Herstellung von Anlagen, d.h. des produzierenden Gewerbes bzw. der Industrie, der Installation (Projektentwicklung und Handwerk), der Wartung der Anlagen, des Vertrieb des Stroms (Dienstleister) und das Personal in Wissenschaft und Verwaltung. Ende 2011 waren in Deutschland insgesamt rund 29 Mio. Menschen sozialversicherungspflichtig beschäftigt, wobei rund 5 Mio. Erwerbstätige auf Ostdeutschland entfielen. Die Beschäftigung im Energiesektor, d.h. Erneuerbare Energien und konventionelle Energieträger, umfasste in der gesamten Bundesrepublik 2 Prozent aller Erwerbstätigen. In Ostdeutschland lag dieser Anteil im Dezember 2011 mit 2,4 Prozent über dem bundesdeutschen Anteil. Auf Basis dieser Daten, ergibt sich, dass insgesamt Menschen in Deutschland im Energiebereich tätig waren, davon in Ostdeutschland. Die konventionelle Energieversorgung umfasste rund Erwerbstätige in Deutschland, wovon 16 Prozent auf Ostdeutschland entfallen. In der Gegenüberstellung von Gesamt- und Ostdeutschland wird ersichtlich, dass die konventionelle Elektrizitätsversorgung mit 20 Prozent in Ostdeutschland einen deutlich niedrigeren Anteil an den Beschäftigten in diesem Bereich aufweist als dies in Gesamtdeutschland der Fall ist (Abbildung 24). 50

51 Quellen: Statistische Ämter des Bundes und der Länder, GWS, EuPD Research 03/2013 Beschäftigungsstruktur im Energiesektor Deutschland 2011: Erwerbstätige Beschäftigungsstruktur im Energiesektor Ost 2011: ,1% 2,0% 30,9% 61,6% 17,4% 21,4% 1,3% 3,0% 20,2% 72,8% 19,9% 22,4% 0,3% 19,1% 29,1% 2,4% 1,2% Elektrizitätsversorgung (fossil) Gasversorgung Wärme /Kälteversorgung Windenergie Biomasse Wasserkraft Photovoltaik Geothermie Abbildung 24: Beschäftigungsstruktur im Energiesektor 2011 Bei ausschließlicher Betrachtung des Anteils der Beschäftigten im Sektor der Erneuerbaren Energien an den Gesamtbeschäftigtenzahlen wird der Unterschied zwischen Ost- und Westdeutschland bzw. dem gesamten Bundesgebiet noch deutlicher. Während in Westdeutschland 2011 rund 1,2 Prozent der Beschäftigten im Erneuerbaren Energien-Bereich tätig waren, summiert sich deren Anteil in Ostdeutschland auf 1,8 Prozent. Damit ist der Anteil der Erwerbstätigen an der gesamten Beschäftigtenzahl in den ostdeutschen Bundesländern um die Hälfte höher als in den westdeutschen Bundesländern. Der bundesweite Durchschnitt lag bei 1,3 Prozent. Diese Daten unterstreichen die Vorreiterrolle Ostdeutschlands im Rahmen der Energiewende und belegen die positiven Effekte des Ausbaus der Erneuerbaren Energien auf den dortigen Arbeitsmarkt. 51

52 Abbildung 25: Anteil der Beschäftigten in der Erneuerbaren Branche an der jeweiligen Gesamtbeschäftigtenzahl 2011 Von den ostdeutschen Bundesländern weist Sachsen-Anhalt den höchsten Prozentsatz an Bevon fos- schäftigten in der Erneuerbarenn Energien-Branche auf (3,2 Prozent). Mit Ausnahme des silen Energieträgernn geprägte Bundeslandd Sachsen und die Bundeshauptstadt Berlin besitzen auch die restlichen ostdeutschen Bundesländer einenn überdurchschnittlich hohen Anteil an Er- im werbstätigen im Bereich der Erneuerbare en Energien. In 2011 umfasste u die Beschäftigung Bereich der Erneuerbaren Energien rund Menschen in DeutschlandD d, wobei mitt Beschäftigten ein überdurchschnittlich hoher Anteil in Ostdeutschland tätig war. Gleichfalls auf Ebene der einzelnen Technologien zeigt sich ein unterschiedliches Bild zwischen Ost- und Westdeutschland. Während in den westdeutschen Bundesländern die Beschäftigten der konventionellen Energiewirtschaft (Betrieb von fossilen Stromerzeugungsanlagen) mit 34 Prozent den größten Anteil pro Technologie besitzen, weicht der ostdeutsche Wert deutlich davon ab (Abbildung 26): Nurr 20 Prozentt aller Erwerbstätigen im Energiesektor waren in den Neuen Bundesländern in der Elektrizitätserzeugung aus konventionellen Energieträgern beschäf- tigt. Damit waren in Ostdeutschland ähnlich viele Menschen in der konventionellen Energiewirt- ist in Ostdeutschland in der Photovoltaikbranche zu verorten. Mit rund 300 Prozent war deren schaft wie in der ostdeutschen Wind- undd Biomasseindustrie tätig. Das Gros der Beschäftigten Anteil doppelt so hoch verglichen mit den westdeutschen Bundesländern. 52

53 3,2% 1,8% West Quelle: Statistsiche Ämter des Bundes und der Länder, GWS, EuPD Research 2,6% 3,0% Ost 19,9% 16,7% 34,0% 1,2% 20,2% 29,1% 16,2% Windkraft Photovoltaik Solarthermie Wasserkraft Biomasse Geothermie Elektrizitätsversorgung (fossil) Gasversorgung Wärme /Kälteversorgung 22,4% 2,8% 0,3% 1,3% 1,5% 2,8% 21,1% Abbildung 26: Beschäftigungsanteile in der Energiewirtschaft in Ost- und Westdeutschland 2011 Die absoluten Zahlen bekräftigen das Ergebnis der unterschiedlichen Arbeitsmarktstruktur der Energiewirtschaft in Ost- und Westdeutschland. In Westdeutschland waren 2011 über Menschen in der konventionellen Energiewirtschaft (Abbildung 27), 26 in Ostdeutschland Beschäftigte tätig (Abbildung 28). Die Beschäftigtenzahlen spiegeln zudem den Energiemix der Regionen wider: Während in Westdeutschland die beiden wesentlichen Energiequellen grundlastfähigen Strom bereitstellen können (fossile Elektrizitätsversorgung und Biomasse) dominieren in Ostdeutschland eher die fluktuierend-einspeisenden Energieträger. Dies stellt das ostdeutsche Stromnetz vor große Herausforderungen, insbesondere die Integration der Erneuerbaren Energien, sei es durch Netzausbau oder die Entwicklung von Speichertechnologien. 26 In dem Bereich der fossilen Elektrizitätsversorgung werden Beschäftigte in der Braunkohle- und Steinkohlewirtschaft zusammengefasst betrachtet. 53

54 Westdeutschland Quelle: Statistsiche Ämter des Bundes und der Länder, GWS, EuPD Research Elektrizitätsversorgung (fossil) Biomasse Windkraft Photovoltaik Gasversorgung Geothermie Solarthermie Wärme /Kälteversorgung Wasserkraft Abbildung 27: Beschäftigtenzahlen in der Energiewirtschaft (Westdeutschland 2011) Ostdeutschland Quelle: Statistsiche Ämter des Bundes und der Länder, GWS, EuPD Research Photovoltaik Biomasse Elektrizitätsversorgung (fossil) Windkraft Gasversorgung Wärme /Kälteversorgung Solarthermie Geothermie Wasserkraft Abbildung 28: Beschäftigtenzahlen in der Energiewirtschaft (Ostdeutschland 2011) Auf Ebene der Bundesländer weist Thüringen in Ostdeutschland mit 44 Prozent prozentual die meisten Beschäftigten im Photovoltaik-Bereich auf (Abbildung 29). Mecklenburg-Vorpommern hingegen hatte 2011 den höchsten Anteil an Beschäftigten in der Biomasse-Branche (36 Prozent). In Sachsen-Anhalt waren 30 Prozent der Beschäftigten der Energiebranche in der Windindustrie tätig. Dies entspricht rund Arbeitsplätzen in der Windbranche. Nur in den Bundesländern Sachsen und Berlin besitzt die Beschäftigung im Sektor der konventionellen Stromerzeugung mit jeweils 30 Prozent die höchsten Anteile. 54

55 Quelle: Statistsiche Ämter des Bundes und der Länder, GWS, EuPD Research 1% 2% 3% 5% 5% 2% 1% 2% 5% 4% 5% 19% 18% 15% 12% 30% 30% 22% 18% 26% 9% 36% 22% 26% 44% 29% 33% 28% 13% 9% 14% 17% 21% 28% 30% Windkraft Photovoltaik Solarthermie Wasserkraft Biomasse Geothermie Elektrizitätsversorgung Gasversorgung Wärme /Kälteversorgung Abbildung 29: Anteil der Beschäftigten in den neuen Bundesländern nach Technologien 2011 Die Daten zum Arbeitsmarkt der Energiewirtschaft in Deutschland und den einzelnen Regionen zeigen den grundlegend unterschiedlichen Charakter zwischen Ost- und Westdeutschland. Sie belegen die Vorreiterrolle der neuen Bundesländer und die hervorgehobene Bedeutung der erneuerbaren Energien für den ostdeutschen Arbeitsmarkt: Die Beschäftigung im Energiesektor umfasste in der gesamten Bundesrepublik 2 Prozent aller Erwerbstätigen. Der Prozentsatz der Beschäftigten im Erneuerbaren Energien Bereich in Ostdeutschland beträgt das 1,5-fache der alten Bundesländer. In Westdeutschland ist der Anteil von Arbeitskräften im konventionellen Energiesektor deutlich höher als in den ostdeutschen Bundesländern (34 Prozent West im Vergleich zu 20 Prozent Ost). Die Mehrheit der ostdeutschen Bundesländer verzeichnet eine höhere Beschäftigung in den Erneuerbaren Energien verglichen mit der konventionellen Stromerzeugung. Lediglich Sachsen und Berlin weisen noch einen hohen Anteil an Arbeitskräfte im konventionellen Sektor auf. Der beträchtliche Anteil der Arbeitskräfte im Bereich der Erneuerbaren Energien an der Gesamtbeschäftigtenzahl in Ostdeutschland sorgt für positive Multiplikator-Effekte und stimuliert die Konjunktur in den neuen Bundesländern. 3.3 Politische Rahmenbedingungen Der Ausbau Erneuerbarer Energien hängt grundsätzlich von zwei wesentlichen Faktoren ab: einerseits die technische Machbarkeit, andererseits die Ausgestaltung und Stabilität gesetzlicher Rahmenbedingungen. Darunter fallen nicht nur das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für die Stromerzeugung und das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) für die Wärmeer- 55

56 zeugung, die die Förderung der Erneuerbaren Energieträger zum Ziel haben. Hinzu kommen auch und das insbesondere in Zusammenhang mit dem Ausbau der Windkraft - gesetzliche Limitierungen (z.b. Abstand von Windanlagen zu Wohnorten). Im Folgenden werden die regionalspezifischen Auswirkungen, die aus der bestehenden Gesetzeslage resultieren, betrachtet Politische Rahmenbedingungen im Stromsektor Das EEG (am 1. April 2000 erstmals in Kraft getreten) regelt grundsätzlich die vorrangige Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien vor Strom aus fossilen Energieträgern. Zusätzlich sind darin die Vergütungssätze über eine Laufzeit von 20 Jahren für die Einspeisung erneuerbaren Stroms festgelegt. Dadurch werden für den Markt langfristige Signale gegeben, insbesondere was die Sicherheit von Investitionen angeht. So sind Projekte nicht nur für Großinvestoren von Interesse, sondern es wird auch zunehmend Kapital auf Seiten privater Anleger mobilisiert. Deutschland hat mit der Implementierung des EEGs international eine Vorreiterrolle eingenommen. Bereits in über 40 Ländern fungierte es als Vorlage zur Ausgestaltung der Energiepolitik bzw. Förderung Erneuerbarer Energien. Aufgrund des mittlerweile sehr dynamischen Ausbaus Erneuerbarer Energien, bedarf es allerdings einer ständigen Überarbeitung des Gesetzes. So wurde das EEG zuletzt im August 2012 rückwirkend zum 1. April 2012 novelliert. Wesentlicher Inhalt dieser Novellierung war die Absenkung der Einspeisevergütung für Solarstrom, um den starken Ausbau von Photovoltaikanlagen zu bremsen. Zudem setzt die Novelle die Größenbegrenzung für die Vergütungssätze und für die zum Marktintegrationsmodell zugelassenen Anlagen neu fest. Bereits bei der Novellierung im Januar 2012 wurden die Vergütungssätze für Geothermie und Offshore-Windanlagen im Gegensatz zur Photovoltaik angehoben, um diese Technologien bevorzugt zu fördern. Problematisch an solchen Novellierungen insbesondere im Hinblick auf die Photovoltaik ist die daraus resultierende Marktunsicherheit. Demnach verlängern sich Amortisationszeiten von geplanten Projekten, was Investoren dazu bewegen kann, von diesen abzusehen. Der daraus resultierende gebremste Ausbau in Deutschland hat die Photovoltaik-Branche (mit besonderem Fokus auf Mitteldeutschland) neben dem Preisdruck aus dem asiatischen Raum stark getroffen. Demnach zieht eine solche Gesetzesänderung nicht nur ökologische Konsequenzen nach sich, sondern kann eine Region wirtschaftlich schwächen. In Mitteldeutschland wurde die Photovoltaik als die Zukunftsbranche gesehen, sodass gezielt Standortförderung betrieben wurde. Das Wegbrechen dieser Branche hat die Region nachhaltig schwer getroffen. Das erst Anfang 2012 eingeführte Marktprämienmodell inklusive der darin enthaltenen Managementprämie wurde bereits im August desselben Jahres aufgrund energiewirtschaftlicher Veränderungen angepasst. Durch das Instrument der Marktprämie sollen die Erzeuger einen Anreiz erhalten, den produzierten Strom aus Erneuerbaren Energien selbst direkt zu verkaufen. Anlagenbetreiber können sich demnach einmalig entscheiden, auf die Einspeisevergütung gem. EEG zu verzichten und stattdessen ihren Strom selbst zu vermarkten. Die Differenz zwischen den Erlösen aus dieser Direktvermarktung und der Einspeisevergütung wird durch die Marktprämie kompensiert. Die Managementprämie deckt darüber hinaus die Kosten ab, die den Anlagenbetreibern durch die Direktvermarktung zusätzlich entstehen. 27 Dies soll den Anreiz zur Speicherung des regenerativen Stroms schaffen um durch zeitlich versetzte Einspeisung ggf. höhere Erträge zu erwirtschaften. Damit soll eine mehr am Bedarf orientierte Bereitstellung des regene- 27 BMU (2012b) 56

57 rativen Stromangebots erreicht werden. Durch die erhöhte direkte Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien kann somit grundsätzlich eine bessere Prognostizierbarkeit der fluktuierenden regenerativen Stromerzeugung erreicht werden. Jedoch zeigte die laufende Evaluierung der Direktvermarktung, dass diese bei ihrer Implementierung für Wind- sowie Solarstrom zu hoch angesetzt war, weshalb diese im August 2012 novelliert wurde. Basis für die Evaluierung sind die EEG-Kostenprognosen der Übertragungsnetzbetreiber für den Profilservice sind die Übertragungsnetzbetreiber noch von 412 Mio. Euro ausgegangen, tatsächlich lagen die Kosten aber bei 156 Mio. Euro. 28 Auf Basis dieser Evaluierung wurde die Managementprämie angepasst. Seit der Gesetzesnovelle wird nun grundsätzlich zwischen nicht-fernsteuerbaren und fernsteuerbaren Anlagen unterschieden. 29 Gem. 3.1 MaPRV (Managementprämienverordnung) sind Anlagen fernsteuerbar, wenn die Anlage es technisch zulässt, dass derjenige, an den der Strom vermarktet wird, jederzeit die jeweilige Ist- Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert reduziert werden kann. Tabelle 6 zeigt die Anpassung der Managementprämie, die im Sommer 2012 in Kraft getreten ist. Tabelle 6: Anpassungen bei der Managementprämie Jahr Neue Managementprämie bei Bisherige nicht-fernsteuerbaren Managementprämie ( /MWh) Neue Managementprämie bei fernsteuerbaren Anlagen Anlagen ,5 7, ,5 4, Positive Effekte dieser Kürzung sind die Reduzierung von Mitnahmeeffekten (insbesondere bei der Windenergie) und Kosten (140 Mio. Euro bis 200 Mio. Euro) und eine Erhöhung der Akzeptanz der Managementprämie. Nachteilig sind allerdings die dadurch ausgelöste erhöhte Unsicherheit bei den Akteuren und der benötigte Zeitbedarf für die Umsetzung der technischen Modifizierungen. 30 Im Rahmen einer umfassenden Evaluierung des EEGs sind bei einer regionalspezifischen Analyse wie es hier für Ostdeutschland vorgenommen wird zudem die Finanzflüsse, die durch das EEG induziert werden, von Bedeutung. Daraus lassen sich Rückschlüsse darauf ziehen, inwiefern eine oder mehrere Regionen Gewinner oder Verlierer dieses energiewirtschaftlichen Instruments sind. Abbildung 30 zeigt die Saldi je Bundesland der Zahlungsströme, d.h. EEG-induzierte Mittelzuflüsse 31 sowie -abflüsse 32, die im Jahr 2012 getätigt wurden. Dabei zeigt sich, dass Bayern mit Abstand der größte Gewinner der EEG-Finanzflüsse ist. Demgegenüber steht als größter Verlierer Nordrhein-Westfalen mit einem Saldo von Mio. Euro da. Die ostdeutschen Bundesländer weisen zwar insgesamt im Durchschnitt einen weitaus geringeren Saldo als Westdeutschland auf, jedoch bewegen sie sich mit ihren jeweiligen Saldi insgesamt im Mittelfeld. So liegen Brandenburg und Sachsen-Anhalt hinter Bayern und Schleswig-Holstein auf dem dritten 28 Fraunhofer ISI et al. (2012) 29 Aufgrund dessen, dass die Absenkung bei fernsteuerbaren Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen geringer ausfällt, wird den Betreibern damit ein Anreiz gesetzt, insbesondere bestehende Anlagen mit Fernsteuertechnik auszustatten, um eine bedarfsorientierte Steuerung der Anlagen durch Dritte zu ermöglichen. 30 Fraunhofer ISI et al. (2012) 31 EEG-Auszahlungen abzgl. Vermarktungserlöse und vermiedene Netzentgelte 32 Summe der Zahlungen EEG-Umlage 57

58 und vierten Platz. Darauf folgen Mecklenburg-Vorpommern und Thüringen auf den Rängen 6 und 7. Sachsen belegt mit einem Saldo von -116 Mio. Euro den neunten Platz. Schlusslicht in Ostdeutschland bildet Berlin mit einem Saldo von -366 Mio. Euro. Quelle: BDEW Mio EEG-induzierter Mittelzufluss in Mio. EEG-induzierter Mittelabfluss in Mio. Durchschnitt Ostdeutschland Durchschnitt Westdeutschland Durchschnitt Deutschland Saldo in Mio Mio. 230 Mio Mio. 249 Mio. 408 Mio Mio. 307 Mio Mio Mio Mio. 10 Mio. Saldo über Mio Mio. Saldo 500 bis Mio Mio. Saldo 250 bis 500 Mio. Saldo 0 bis 250 Mio Mio Mio. Saldo -250 bis 0 Mio Saldo -500 bis -250 Mio Saldo bis -500 Mio Saldo geringer Mio. Abbildung 30: EEG-induzierte Zahlungsströme 2012 Betrachtet man jedoch das Verhältnis der Anteile an der EEG-Stromerzeugung und der Anteile an der EEG-Vergütung (Abbildung 31), so zeigt sich, dass dieses bei allen 16 Bundesländern relativ ausgewogen ist. Bis auf Berlin liegen auch dabei alle ostdeutschen Bundesländer im Hinblick auf beide Kennzahlen im Mittelfeld. Dies verdeutlicht die relative Ausgewogenheit zwischen erhaltenen Zahlungsströmen und dem Beitrag zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in nahezu allen Bundesländern. 58

59 Quelle: BDEW ,0% Bayern 20,0% Anteil an der EEG-Vergütung 15,0% 10,0% Baden-Württemberg Nordrhein-Westfalen Niedersachsen Schleswig-Holstein Brandenburg Sachsen-Anhalt 5,0% Hessen Rheinland-Pfalz Sachsen Mecklenburg-Vorpommern Thüringen Berlin SaarlandHamburg 0,0% Bremen 0,0% 2,0% 4,0% 6,0% 8,0% 10,0% 12,0% 14,0% 16,0% 18,0% 20,0% Anteil an der EEG-Stromerzeugung Abbildung 31: Anteile an der EEG-Stromerzeugung sowie an der EEG-Vergütung nach Bundesländern Neben der Förderung Erneuerbarer Energien, wie es das EEG vorsieht, müssen allerdings bestehende Limitierungen berücksichtigt werden. Diese können technologischer Natur oder auch aufgrund geographischer Spezifika gegeben sein. Im Folgenden werden die Beschränkungen, die sich aufgrund regionaler Strukturen ergeben, näher beleuchtet. Basis für die Berücksichtigung lokaler struktureller Gegebenheiten ist das Raumordnungsgesetz (ROG). Gemäß diesem müssen für die gesamte Bundesrepublik und deren Teilräume zusammenfassende, überörtliche und fachübergreifende Raumordnungspläne, durch raumordnerische Zusammenarbeit und durch Abstimmung raumbedeutsamer Planungen und Maßnahmen ( ) entwickelt, geordnet und gesichert werden. Im Rahmen dessen sind verschiedene Anforderungen zu erfüllen, bspw. muss eine kostengünstige, sichere und umweltverträgliche Energieversorgung, einschließlich des Netzausbaus, gesichert sein ( 2 Art. 2 Nr.4 ROG) sowie die Voraussetzungen für den Ausbau Erneuerbarer Energien und die Steigerung von Energieeffizienz geschaffen werden ( 2 Art. 2 Nr.6 ROG). Problematisch kann allerdings sein, dass von allen Bundesländern einzelne landesweite Raumordnungspläne und Regionalpläne für die Teilräume der Länder erstellt werden müssen ( 8 Art. 1 ROG). Dadurch besteht die Gefahr inkompatibler Pläne, wenn auf Länderebene bundespolitische Zielsetzungen nicht in ausreichender Weise berücksichtigt werden. 33 Grundsätzlich werden Planer mit der Bewältigung verschiedener Interessenkonflikte bei der Entwicklung von Regionalplänen in Zusammenhang mit dem Ausbau Erneuerbarer Energien konfrontiert. Hierzu gehören bspw. die vermehrte Inanspruchnahme von Flächen (speziell bei raumbedeutsamen Technologien wie Windenergie und Photovoltaik), Nutzungskonkurrenzen und 33 Zwar ist in 8 Art. 3 ROG festgelegt, dass die Länder in räumlich verdichteten Gebieten eine gemeinsame Regionalplanung oder eine gemeinsame informelle Planung vornehmen müssen, dies schließt jedoch nicht alle Inkonsistenzen aus 59

60 Raumimplikationen. Letztere betrifft insbesondere den Einklang mit Naturschutz und Tourismus. Aus diesem Grund besteht die Notwenigkeit, Erneuerbare Energien vermehrt in die Raumplanung zu integrieren. Ein Instrument hierzu ist neben der formellen, gesetzlich festgelegten Regionalplanung, die Möglichkeit einer informellen Planung, d.h. die Entwicklung regionaler Energiekonzepte, die in enger Abstimmung mit der formellen Planung zu erstellen sind. Damit nimmt die Regionalplanung mit diesen zwei Instrumenten eine zentrale Rolle ein: Dies betrifft nicht nur die Vermeidung raumwirksamer Konflikte (z.b. bei Windenergieanlagen), sondern auch die Moderation zwischen verschiedenen Interessengruppen (Umweltschutz, Wirtschaft, Siedlungsentwicklung etc.). Außerdem fungiert die Regionalplanung als Bindeglied zwischen Kommunal- und Landesebene, da die praktische Umsetzung auf regionaler Ebene erfolgt und damit der Ausbau Erneuerbarer Energien mit anderen raumwirksamen Ansprüchen ausgeglichen werden muss. Würde dies nur auf Länderebene erfolgen, könnten diese regionalspezifischen Besonderheiten nur unzureichend berücksichtigt werden. 34 Am Beispiel der Windenergie wird im Folgenden die Problematik, die sich bei der Raumplanung auf regionaler Ebene ergibt, erläutert. In den Regionalplänen der Länder werden Vorrangflächen für den Bau von Windenergieanlagen festgelegt und damit auch andere Flächen von der Windenergienutzung ausgeschlossen. Bei dem Bau von Windenergieanlagen bestehen keine festgelegten rechtlichen Abstandsregelungen zu Wohngebieten oder Naturschutzgebieten. Es gibt lediglich landesplanerische Abstandsempfehlungen, die bei der Regionalplanung zur Ausweisung von Windenergiegebieten berücksichtigt werden. Tabelle 7 fasst die von der Bund-Länder Initiative Windenergie 35 ausgesprochenen Abstandsempfehlungen für alle Bundesländer zusammen BBSR (2011) 35 Teilnehmer der Initiative sind in der Regel die für die Windenergie und Raumordnung zuständigen Mitarbeiter der Ministerien des Bundes und der Länder. Die Initiative setzt sich u.a. mit der Diskussion bestehender Abstandsregelungen z.b. zu Siedlungen, Schutzgebieten und Infrastruktureinrichtungen auseinander. 36 Bremen sieht keine Abstandsempfehlungen vor. 60

61 Tabelle 7: Landesplanerische Abstandsempfehlungen für die Regionalplanung zur Ausweisung von Windenergiegebieten (Quelle: Bund-Länder Initiative Windenergie, Stand Januar 2012) Kriterienbereich Allgemeine und reine Naturschutzgebiete ( 23 Wohngebiete (in m) BNatSchG) in m Baden-Württemberg 700 Einzelfall Bayern 800 Einzelfall, max Brandenburg / Berlin 1000 Einzelfall Hamburg Hessen Einzelfall, 1000 Grundfläche Mecklenburg-Vorpommern Niedersachsen Nordrhein-Westfalen Einzelfall Einzelfall, id.r. 300 Rheinland-Pfalz Saarland Einzelfall 200 Sachsen , WKA > 100 m: 10 x Nabenhöhe Einzelfall Sachsen-Anhalt 1000, WKA > 100 m: 10 x Gesamthöhe Einzelfall, Schleswig-Holstein Thüringen Einzelfall Auf Basis dieser Abstandsempfehlungen zu Wohngebieten kann festgestellt werden, dass sich diese zwischen den Bundesländern kaum unterscheiden, sie liegen alle zwischen 500 m und m. Bei Naturschutzgebieten ist der erforderliche Abstand in nahezu allen Bundesländern sehr viel geringer, wobei sich auch zeigt, dass dabei zumeist Einzelfallentscheidungen zu treffen sind. Dies lässt einerseits für die Regionalplanung eine gewisse Flexibilität zu, andererseits bedeutet es gleichzeitig für die Bewohner der jeweiligen Regionen eine erhöhte Unsicherheit, was den Bau neuer Anlagen angeht. Die Anwohner können sich nicht auf diese Angaben verlassen, da diese wie bereits erwähnt nicht gesetzlich verankert sind Politische Rahmenbedingungen im Wärmesektor Das Pendant zum EEG ist im Wärmesektor das EEWärmeG, das zum Ziel hat, den Einsatz Erneuerbarer Energien zur Erzeugung von Wärme und Kälte zu fördern. Vor allem Gebäude der öffentlichen Hand sollen dabei eine Vorbildfunktion ( 1a EEWärmeG) übernehmen. So regelt z.b. 3 EEWärmeG eine Nutzungspflicht Erneuerbarer Energieträger bei neu errichteten Gebäuden. Dies umfasst die Erzeugung von Wärme und Kälte durch Solarthermie, Biomasse (gasförmig, fest und flüssig), Geothermie und Umweltwärme. Demnach muss bei der Nutzung von Solarthermie diese mindestens 15 Prozent des Wärmeenergiebedarfs abdecken. Beim Gebrauch gasförmiger Biomasse hingegen muss der Mindestanteil 30 Prozent betragen, bei fester und flüssiger Biomasse sogar 50 Prozent. Letzteres gilt auch für die Geothermie und die Umweltwärme. Um die Technologien voranzutreiben, werden auch hier von Seiten der Politik Fördermittel zur Verfügung gestellt. Von 2009 bis 2012 belief sich die Fördersumme auf 500 Mio. Euro pro Jahr. Generell werden dabei die Errichtung bzw. Erweiterung von Anlagen zur Nutzung von Solarthermie, Biomasse, Geothermie und Umweltwärme gefördert. Auch Wärmenetze, Speicher und 61

62 Übergabestationen für Wärmenutzer sind förderfähig, wenn die Wärme aus den zuvor genannten Technologien erzeugt wurde ( 14 Art. 1 EEWärmeG). 37 Kleine Anlagen (Leistung bis 100 kw) in den Bereichen Solarthermie und Biomasse und Wärmepumpen werden durch das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) gefördert. Alle anderen Anlagen werden durch die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) subventioniert. Während das BAFA lediglich Investitionszuschüsse gewährt, vergibt die KfW Darlehen mit Tilgungszuschüssen. Tabelle 8 zeigt exemplarisch ausgewählte Fördermaßnahmen des BAFA. Zum 15. August 2012 wurden insbesondere die Fördermittel für Solarthermie-, Biomasseanlagen und Wärmepumpen in Ein- und Zwei-Familienhäusern, in Mehrfamilienhäusern sowie in gewerblichen und öffentlichen Gebäuden mittels einer deutlichen Erhöhung sehr viel attraktiver gestaltet. Tabelle 8: Ausgewählte Maßnahmen im Wärmesektor, die über das BAFA gefördert werden Solarkollektoranlagen (thermisch) bis 40 m 2 Bruttokollektorfläche zwischen 20 bis 100 m 2 Bruttokollektorfläche in Mehrfamilienhäusern und großen Nichtwohngebäuden (auch im Neubau) bis m 2 zur Erzeugung von Prozesswärme Biomasseanlagen Pelletöfen mit Wassertasche Pelletkessel Pelletkessel mit Pufferspeicher (mind. 30 l / kw) Hackschnitzelkessel mit Pufferspeicher Scheitholzvergaserkessel mit Pufferspeicher Wärmepumpen Sole/Wasser- und Wasser/Wasser-Wärmepumpen Sole/Wasser- und Wasser/Wasser-Wärmepumpen mit Pufferspeicher Luft/Wasser-Wärmepumpen Luft/Wasser-Wärmepumpen mit Pufferspeicher Förderbetrag Euro bis Euro Euro bis Euro bis zu 50 % der Nettoinvestitionskosten Förderbetrag Euro bis Euro Euro bis Euro Euro bis Euro Euro Euro Förderbetrag Euro bis Euro Euro bis Euro Euro bzw Euro Euro bzw Euro Im Jahr 2012 wurden für die Förderung Erneuerbarer Energien aus dem Marktanreizprogramm (MAP) einerseits 144 Mio. Euro für Investitionszuschüsse überwiegend an Privatpersonen (über das BAFA) und andererseits 131 Mio. Euro für Tilgungszuschüsse und Zinsverbilligungen zu Darlehen an gewerbliche und kommunale Investoren (über die KfW) ausgegeben. Im Hinblick auf die Investitionszuschüsse für kleinere Wärmeanlagen (BAFA-Teil) wurden in bestehenden Gebäuden 2012 knapp Maßnahmen gefördert. Dies entspricht im Vergleich zum Vorjahr einem Plus von 26 Prozent. Davon entfällt das Gros auf Solarthermieanlagen (50 Prozent), gefolgt von Biomassekesseln (41 Prozent). Wärmepumpen machen lediglich 7 Prozent aus. Bei größeren Anlagen (über 100 kw, KfW-Teil) sowie für Wärmenetze und -speicher wurden 2012 über Darlehen mit einem Gesamtvolumen von 365 Mio. Euro zugesagt. Den größten Anteil mit 67 Prozent davon machen Wärmenetze aus, gefolgt von großen Biomasseanlagen (21 Prozent). Wärmespeicher (7 Prozent) und große Solarthermieanlagen (3 Prozent) machen den geringsten Anteil aus. 38 Um ähnlich wie im Stromsektor eine regionale Evaluierung im nationalen Kontext vornehmen zu können, werden auch im Wärmebereich die Mittelzuflüsse differenziert nach Bundesländern betrachtet. Tabelle 9 zeigt die Fördervolumina für Darlehen und Tilgungszuschüsse im 37 Es ist allerdings zu beachten, dass in 13 Art. 2 EEWärmeG weitere Anforderungen an die Anlagen, zu es für eine Förderung zu erfüllen gilt, formuliert sind. 38 BMU (2013) 62

63 Jahr 2011 aus dem KfW-Teil. Dabei wird deutlich, dass von den gewährten Fördermitteln das Gros in Westdeutschland ausgezahlt wurde. Allein auf die Bundesländer Bayern, Niedersachsen, Baden-Württemberg, Schleswig-Holstein und Nordrhein-Westfalen entfallen knapp 590 Mio. Euro, das entspricht 88 Prozent. Die neuen Bundesländer haben insgesamt einen Anteil an den gewährten Fördermitteln von lediglich 9 Prozent. Dies ist damit zu erklären, dass im Jahr 2011 auch der Anteil Ostdeutschlands an der installierten Leistung im Wärmesektor im Durchschnitt über die Erneuerbaren Energieträger bei etwa 12 Prozent lag. Allerdings wird dabei auch deutlich, dass Ostdeutschland in geringem Maße unterrepräsentiert ist, was den Zufluss an Fördervolumina betrifft. Tabelle 9: Volumen der Darlehen und Tilgungszuschüsse aus dem KfW-Teil des MAP im Jahr 2011 (Quelle: BMU (2012c)) Volumen Darlehen in Mio. Volumen Tilgungszuschüsse in Mio. Summe Fördervolumen KfW-Teil Bayern 167,72 61,80 229,52 Niedersachsen 126,81 49,12 175,93 Baden-Württemberg 57,32 13,20 70,52 Schleswig-Holstein 46,75 16,07 62,82 Nordrhein-Westfalen 37,36 13,12 50,48 Brandenburg 16,52 3,22 19,73 Sachsen-Anhalt 13,04 2,33 15,37 Mecklenburg-Vorpommern 10,95 3,79 14,74 Hessen 10,25 2,56 12,82 Rheinland-Pfalz 5,88 1,43 7,31 Thüringen 5,88 1,06 6,94 Sachsen 3,34 0,94 4,28 Hamburg 0,74 0,57 1,31 Saarland 0,35 0,11 0,46 Berlin 0,26 0,09 0,35 Betrachtet man die räumliche Verteilung der BAFA-Förderung (Tabelle 10), zeigt sich ein ähnliches Bild. Hierbei sind die neuen Bundesländer anteilig im nationalen Vergleich etwas besser aufgestellt (13 Prozent). Bayern macht auch hier mit einem Anteil von 29 Prozent den Löwenanteil aus. 63

64 Tabelle 10: Anzahl geförderter Anlagen aus dem BAFA-Teil des MAP im Jahr 2011 (Quelle: Eigene Berechnungen 39 auf Basis von BMU (2012c)) Anzahl geförderter Anlagen im BAFA- Teil Bayern Baden-Württemberg Nordrhein-Westfalen Niedersachsen Hessen Rheinland-Pfalz Sachsen Thüringen Schleswig-Holstein Brandenburg Sachsen-Anhalt Mecklenburg-Vorpommern 594 Hamburg 594 Saarland 594 Berlin 594 Eine Evaluierung des MAP aus dem Jahre hat jedoch ergeben, dass die regionale Verteilung der Förderung bzgl. des Potentials sowie der Pro-Kopf-Installationsdichte und Hauseigentümerstruktur angemessen ist Werte basieren auf einer Berechnung mit gerundeten Ausgangswerten 40 Eine aktuellere Evaluierung lag zum Zeitpunkt der Studienerstellung noch nicht vor. 41 Fichtner GmbH & Co. KG et al. (2011) 64

65 4 Energieverteilung: Bewertung des Netzausbaus als Erfolgsfaktor der Energiewende für Ostdeutschland Die deutsche Energiepolitik ist wie bereits oben erläutert gemäß 1 EnWG durch das Zieldreieck aus Wirtschaftlichkeit, Umweltverträglichkeit und Versorgungssicherheit determiniert. Insbesondere die Gewährleistung der Versorgungssicherheit stellt die Politik sowie die Energiewirtschaft vor große Herausforderungen, denn der Ausbau Erneuerbarer Energien steigert die Komplexität der Energieversorgung enorm. Bei der Versorgungssicherheit muss grundsätzlich zwischen der technischen und der politischen Ebene differenziert werden. Erstgenannte bezieht sich auf das System bzw. inwiefern es geeignet ist, zu jeder Zeit die nachgefragte Energiemenge an die Verbraucher zu liefern. Die politische Versorgungssicherheit betrifft die (Un-)Abhängigkeit von Energieimporten Deutschlands aus dem Ausland. 42 Die zunehmende Integration Erneuerbarer Energien in die Energieversorgung birgt im Hinblick auf die technische Versorgungssicherheit ein hohes Risiko resultierend aus der Volatilität der regenerativen Energieerzeugung. Einen großen Vorteil für die deutsche Energiewirtschaft bieten Erneuerbare Energien jedoch um die Abhängigkeit von Energieimporten zu reduzieren. Aus der Fluktuation der erzeugten Energie ergibt sich wiederum ein dringender Bedarf, Netze und Speicherkapazitäten auszubauen. Demnach ist nicht nur ein Umbau des Versorgungssystems, d.h. eine Dezentralisierung durch den Ausbau von Speichern, notwendig. Die Etablierung einer neuen Infrastruktur, sprich Netzausbau und -optimierung, ist ebenfalls unabdingbar. Im Folgenden wird der Netzausbau im Strombereich in Ostdeutschland fokussiert. Dessen Anpassung ist insbesondere durch die stark fluktuierenden Energieträger Wind und Solar geprägt. Mithilfe von Daten der Übertragungsnetzbetreiber wird nachfolgend analysiert, wie sich die derzeitige Netzstruktur auf die Energieverteilung auswirkt. Die Länge der deutschen Höchstspannungsnetze belief sich 2010 auf rund km. Die Bundesnetzagentur zählte dabei vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 43 und etwa 900 Verteilnetzbetreiber (VNB) 44. Von Seiten der Bundesregierung sind bereits ca. 850 km Netz bis 2015 in Planung. Das neue Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) trägt zudem dazu bei, dass Planungsverfahren für Höchstspannungsleitungen über Landesgrenzen hinweg von zehn auf vier Jahre gekürzt werden. Zentral ist bei der Untersuchung des Netzes bzw. dessen Ausbaufortschritte die Ausgestaltung des Netzentwicklungsplans (NEP). Dieser wurde von den vier deutschen ÜNB entwickelt und zeigt den benötigten Netzausbau in den nächsten zehn bzw. 20 Jahren auf. Es ist zu beachten, dass der Bericht keine Empfehlungen für konkrete Trassenverläufe von Übertragungsleitungen gibt, sondern den notwendigen Übertragungsbedarf zwischen Netzknoten darlegt Da im Folgenden der Netzausbau vornehmlich evaluiert wird, wird die politische Versorgungssicherheit im weiteren Verlauf des Kapitels nicht fokussiert. 43 ÜNB betreiben die überregionalen Hoch- und Höchstspannungsnetze. 44 VNB betreiben überwiegend lokale Nieder- und Mittelspannungsnetze zur Stromverteilung an Endkunden Hertz Transmission GmbH et al. (2012) 65

66 Das ostdeutsche Stromnetz wird ausschließlich vom ÜNB 50Hertz betrieben. Es umfasst ein Streckennetz von insgesamt km Höchstspannungsnetz. Aufgrund des enormen Bedarfs an zusätzlichen Stromnetzkapazitäten sind zwischen 2011 und 2020 Investitionen in den Ausbau des Stromnetzes in Höhe von 3,3 Mrd. Euro geplant. Ziel ist es, km neue Leitungen, einschließlich der Aufwendungen für die Anbindung von Windparks in der Ostsee, zu realisieren Netzstruktur und Netzbelastung Durch den stetigen Ausbau der Erneuerbaren Energien, die Dezentralisierung von Erzeugungskapazitäten und die zunehmende Distanz von Verbrauchern und Erzeugern sind die Anforderungen an die Stromnetze mit der Zeit immer komplexer geworden. Zum einen spielt dabei der Anstieg der zu transportierenden Strommenge eine Rolle. Zum anderen nehmen die Netzbelastungen durch die Schwankungen in der Erzeugung zu. Inwiefern diese Netzbelastungen im Jahr 2012 bereits Einfluss haben, wird im Folgenden näher untersucht. Grundlage dieser Bewertung ist zunächst eine Bestandsaufnahme, die auf einer Analyse der Abschaltungen gemäß 13 EnWG (Systemverantwortung der Übertragungsnetzbetreiber) basiert. Ausgangspunkt bilden historische Daten, die im 15-minütigem Takt Abschaltungen aus den vergangenen Jahren dokumentieren. Bspw. wurden gemäß 13 (1) EnWG im Jahr 2012 knapp minütige Abschaltungen vorgenommen, das entspricht etwa Stunden. 47 So können auf lokaler Ebene fehlende Netzkapazitäten lokalisiert werden. Ein Indikator für die Netzbelastungen durch Erneuerbare Energien sind Anpassungsmaßnahmen nach 13.1 EnWG. Demzufolge sind die ÜNB berechtigt und verpflichtet sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, ( ) die Gefährdung oder Störung durch 1. netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, und 2. marktbezogene Maßnahmen, wie insbesondere den Einsatz von Regelenergie, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und Management von Engpässen sowie Mobilisierung zusätzlicher Reserven zu beseitigen. Insgesamt zeigt sich, dass im Jahr 2012 die Übertragungsnetzbetreiber in der Winterperiode häufiger in den Strommarkt eingreifen mussten. So wurde im Gebiet des Netzbetreibers 50Hertz, welches die neuen Bundesländer umfasst, fast täglich interveniert. Dies resultierte vor allem aus dem hohen Anteil der Erneuerbaren Energien am ostdeutschen Energiemix. Die schwankende Netzeinspeisung der regenerativen Energien wirkt sich negativ auf die Stabilität des Netzes aus. So musste 50Hertz an über 200 Tagen die Stromnetze stabilisieren. Das regulierte Volumen lag im Januar 2012 bei ca MWh. Im Vergleich dazu betrug der Wert im Juli 2012 etwa MWh. 48 Dies ist im Wesentlichen auf die hohe Einspeisung aus Windenergie in den Wintermonaten zurückzuführen Hertz (2010) 47 50Hertz Transmission GmbH (2012b) 48 50Hertz (2012) 66

67 MWh Quelle: 50Hertz MWh Januar 2012 Juli MWh MWh MWh 0 MWh MWh MWh MWh MWh MWh 0 MWh Solarhochrechnung Windhochrechnung Maßnahmen nach 13.1 EnWG Abbildung 32: Vergleich Regelungseingriffe mit Stromeinspeisung Wind und PV Auf Grundlage von Daten des ÜNB 50Hertz zu diesen Eingriffen und den Einspeisemengen von Wind- und Solarstrom kann gezeigt werden, dass die Eingriffe von 50Hertz ins Stromnetz stark mit den Spitzenlasten der Windstrom-Einspeisung korrelieren. Im Gegensatz dazu lässt sich kein signifikanter Zusammenhang mit der Einspeisung von Photovoltaik-Strom erkennen. Dies veranschaulicht Abbildung 32, auf der die Eingriffe jedes Tages in ausgewählten Monaten im Jahr 2012 und die entsprechende Stromeinspeisung von Wind und Solar dargestellt werden. Im gesamten Jahr 2012 wurden durch 50Hertz Eingriffe nach 13.1 EnWG im Umfang von rund 3 TWh vorgenommen. Dies entspricht bezogen auf die Erzeugung aus Wind- und Solarenergie in Ostdeutschland einem Anteil von durchschnittlich 11 Prozent. Lediglich auf die Stromerzeugung aus Windkraft bezogen, liegt dieser Anteil sogar bei 15 Prozent. Der weitere geplante Ausbau der Erneuerbaren Energien führt hier zwangsläufig zu einem zukünftigen Anstieg von Abschaltungen von Wind- und Photovoltaik-Anlagen im Zuge der Maßnahmen zur Netzstabilisierung. Am Beispiel von Daten des ÜNB TenneT TSO kann zudem ein Vergleich mit einem Gebiet in Westdeutschland vorgenommen werden. Dessen Regelzone erstreckt sich von der Nordsee über Hessen bis nach Bayern. Demnach ist in diesem Gebiet ein hoher Anteil an Windenergie im Norden sowie ein relativ hoher Anteil an Photovoltaik im Süden Deutschlands darin verortet. Abbildung 33 zeigt die Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie in der 50Hertz- sowie TenneT TSO-Regelzone im Jahr 2012 nach Monaten. In beiden Gebieten zeigt sich deutlich die Korrelation zwischen einem hohen Anteil an Stromerzeugung aus Windenergie und Anzahl der Abschaltungen. So ist die Stromerzeugung aus Windenergie in beiden Regelzonen in den Sommermonaten geringer, gleichzeitig reduzieren sich die Anlagenabschaltungen. In der Regelzone von TenneT TSO musste über das gesamte Jahr hinweg durchschnittlich jeden Monat 14 Prozent der Erzeugung vom Netz genommen werden um die 67

68 Netzstabilität zu gewährleisten. Dagegen betrug dieser Wert in Ostdeutschland wie oben bereits beschrieben lediglich 11 Prozent. Es wird jedoch auch deutlich, dass die Stromerzeugung aus diesen beiden Energieträgern in Ostdeutschland über das Jahr hinweg weitaus stärker schwankt als im TenneT TSO-Gebiet. Das Maximum wurde im Jahr 2012 im Januar mit ca. 3 TWh erreicht, das Minimum liegt in der 50Hertz-Regelzone bei ca. 1,5 TWh im August. Bei TenneT TSO wurde der meiste Strom aus Wind und Photovoltaik ebenfalls im Januar erzeugt (ca. 3 TWh), wohingegen das Minimum im November mit 2 TWh erreicht wurde. Aufgrund des hohen Anteils der Solarenergie im TenneT TSO-Gebiet, vor allem im Süden Deutschlands, kann die in den Sommermonaten schwächere Windenergieleistung im Gegensatz zu Ostdeutschland besser ausgeglichen werden. Quellen: 50Hertz 2012 & TenneT TSO 2012 Regelzone 50 Hertz MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0 MWh MWh Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez 0% 30% Regelzone TenneT TSO MWh MWh MWh MWh MWh MWh 0 MWh Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez 25% 20% 15% 10% 5% 0% Wind Solar Maßnahmen nach 13.1 EnWG (rechte Achse) Abbildung 33: Stromeinspeisung Wind und Photovoltaik (in MWh) und Anteil der Regelungseingriffe (in Prozent) 4.2 Stromexporte und -importe Der Saldo der Stromexporte und -importe lässt erkennen, dass Ostdeutschland klarer Stromexporteur ist. Die gesamten Exporte in benachbarte Länder bzw. Bundesländer betrugen im Jahr 2011 mehr als 34 TWh. Gleichzeitig wurden nur rund 16 TWh importiert. Entsprechend ergibt sich eine Summe der exportierten Strommenge Ostdeutschlands in Höhe von gut 18 TWh. In absoluten Zahlen exportiert Ostdeutschland den meisten Strom ins restliche Deutschland. Nach Abzug der Importe werden immer noch rund 14 TWh in die angrenzenden Bundesländer Niedersachsen, Hessen, Bayern und Schleswig-Holstein transportiert. Das Verhältnis zwischen Stromimporten und -exporten im Austausch mit Polen ist in Ostdeutschland besonders hoch. Während lediglich 0,4 TWh importiert wurden, wurden im Jahr 2011 über 5 TWh nach Polen exportiert (Abbildung 34). 68

69 Diese hohen Stromexporte nach Polen sind insbesondere auf die Windenergie zurückzuführen, wobei diese hohen Exportmengen zu einer Destabilisierung des polnischen Stromnetzes führte. Im Dezember 2012 kündigte der polnische ÜNB PSE Operator deshalb an, die unerwünschte Elektrizität vor allem aus deutschen Windenergieanlagen nicht mehr aufzunehmen. PSE und der ostdeutsche ÜNB 50Hertz haben bereits eine Vereinbarung getroffen, sogenannte Phasenschieber an den Grenzübergängen einzusetzen, die den deutschen Strom abblocken. Sie sollen bis 2016 installiert werden und 80 Mio. Euro kosten. In der Zwischenzeit hat sich 50Hertz dazu verpflichtet, so in das Netz einzugreifen, dass die Netzstabilität in Polen nicht gefährdet wird. 49 Dem folgend ist ab 2013 mit einer weiter steigenden Anzahl an Eingriffen zur Netzstabilisierung zu rechnen. Auch in Richtung Tschechien wird von 50Hertz mehr exportiert, als importiert wird. Lediglich der Stromaustausch über Seekabel mit Dänemark macht Ostdeutschland zum Importeur dänischen Stroms. Quelle: 50Hertz Regelzone 50Hertz Stromexport in GWh Stromimport in GWh Abbildung 34: Lastflüsse vom 50Hertz Gebiet in andere Regionen 2011 Vergleicht man die Lastflüsse der Regelzone von 50Hertz mit denen von TenneT TSO zeigt sich, dass TenneT TSO weitaus mehr importiert als exportiert (Abbildung 35). Dabei werden jedoch nur die Lastflüsse mit dem Ausland berücksichtigt, d.h. die Flüsse innerhalb Deutschlands bleiben bei dieser Betrachtung außen vor. Während aus dieser Regelzone insgesamt knapp 7 TWh nach Dänemark, Tschechien, Österreich und die Niederlande exportiert werden, werden fast 14 TWh importiert. Das Gros stammt dabei aus Tschechien (7 TWh). Allerdings nimmt Tschechien gleichzeitig am wenigsten von TenneT TSO ab. Der größte Abnehmer des Stroms von TenneT TSO ist Österreich mit fast 3 TWh. 49 Die Welt (2012) 69

70 Betrachtet man die Lastflüsse zwischen Deutschland, Polen und Tschechien insgesamt, zeigt sich, dass von 50Hertz über 5 TWh nach Polen geliefert werden. Gleichzeitig exportiert Polen über 8 TWh nach Tschechien und Tschechien wiederum liefert 7 TWh an Deutschland. Dies lässt die Vermutung zu, dass der im Norden Ostdeutschlands produzierte Windstrom über Polen und Tschechien letztlich nach Süddeutschland geliefert wird, da (noch) keine ausreichende Verbindung für den Stromtransport innerhalb Deutschlands von Norden nach Süden besteht. 50 Dies belastet hingegen das polnische und tschechische Stromnetz, was die Notwendigkeit des Netzausbaus in Deutschland bzw. die temporäre Abschottung Polens und Tschechiens gegenüber Strom aus Deutschland untermauert. Dieser Stromfluss in den Süden Deutschlands über Polen und Tschechien war auch das Argument für diese beiden Länder, eine temporäre Abschottung anzustreben. Polen und Tschechien wollen demnach ihr Netz nicht mehr länger zur Verfügung stellen, da die Stromdurchflüsse inzwischen Größenordnungen erreicht haben, die das jeweils eigene Stromnetz destabilisieren Quelle: TenneT TSO Regelzone TenneT TSO Stromexport in GWh Stromimport in GWh Abbildung 35: Lastflüsse vom TenneT TSO Gebiet in andere Regionen Netzentgelte Die Netzentgelte in den einzelnen Bundesländern geben Aufschluss über die jeweiligen Kosten für den Unterhalt der Stromnetze. Gemäß der Definition der Bundesnetzagentur ist [d]as Netzentgelt [-] das Entgelt, das für die Nutzung von Netzen der Netzbetreiber bezahlt werden muss. Es ist ein Bestandteil des Preises einer Stromlieferung und ist schon im Endpreis enthalten. Das Entgelt muss angemessen, diskriminierungsfrei und transparent sein. 50 Eine Betrachtung der Daten auf monatlicher Ebene untermauert diese These. 51 Die Welt (2012) 70

71 Das Netzentgelt wird nach dem sogenannten Verursacherprinzip berechnet, welches besagt, dass die Kosten für die Netznutzung der jeweiligen Region zugeordnet werden. Ostdeutschland als Netto-Stromexporteur hat demzufolge bspw. im Vergleich zu der Regelzone von TenneT TSO als Netto-Stromimporteur höhere Netzkosten zu tragen, da vergleichsweise mehr Strom durch die ostdeutschen Netze fließt. Während die angrenzenden Regionen von dem exportierten Strom aus den neuen Bundesländern profitieren, müssen die Stromverbraucher in Ostdeutschland einen höheren Strompreis entrichten. Abbildung 36 führt die Netzentgelte in Eurocent pro kwh in den deutschen Bundesländern auf. Je dunkler eine Region eingefärbt ist, desto höher sind dort die Kosten. Die Netzentgelte in den Neuen Bundesländern sind deutlich höher und liegen im Durchschnitt etwa 1 ct/kwh über denen in den westdeutschen Bundesländern. Quelle: enet ,00 8,00 8,13 8,02 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 6,40 5,82 4,83 3,95 Durchschnitt Ostdeutschland Durchschnitt Westdeutschland 5,66 5,78 5,75 6,6 6,62 6,85 5,7 6,34 6,88 6,34 Netzentgelte (ct/kwh) 5,50-5,80 Netzentgelte (ct/kwh) 5,80 6,00 Netzentgelte (ct/kwh) 6,00 6,30 Netzentgelte (ct/kwh) 6,30 6,60 Netzentgelte (ct/kwh) 6,60 7,00 5,51 5,77 Abbildung 36: Überblick über die Netzentgelte in den Flächenländern Die höheren Netzentgelte resultieren zum einen aus dem hohen Grad der Einspeisung durch Erneuerbare Energien, insbesondere der Windenergie. Diese führt wie erwähnt zu Spitzenlastzeiten zu einer Überlastung der Stromnetze und macht Eingriffe seitens der ÜNB notwendig. Ein anderer Erklärungsgrund für die höheren Netzentgelte in Ostdeutschland ist die eher ländlich geprägte Strukturgroßer Teile der Region. Die Kosten der Netze und deren Ausbau werden auf weniger Einwohner verteilt. 52 Das Management von Netzengpässen wird immer teurer, was letztlich von den ÜNB auf die Verbraucher abgewälzt wird. Davon ist vor allem der ostdeutsche Netzbetreiber 50Hertz betroffen. Im Jahr 2012 lagen die Kostenerhöhungen durch Markteingriffe bei 100 Mio. Euro. Für das Jahr 2013 rechnet 50Hertz mit einer Kostensteigerung auf 52 Bundesnetzagentur (2010) 71

72 150 Mio. Euro. Dies sei insbesondere auf sogenannte Re-Dispatch-Maßnahmen zurückzuführen, die vor allem an windigen Tagen ergriffen werden müssen. Wenn überschüssige Windenergie die Stromleitungen in die Nachbarländer überlastet, werden diese Re-Dispatch-Maßnahmen ergriffen: Einerseits müssen Windanlagen in Ostdeutschland heruntergefahren, um die Netzstabilität nicht zu gefährden, und andererseits gleichzeitig ältere (fossile) Kraftwerke in Süddeutschland heraufgeregelt werden, um den nun fehlenden Strom zu produzieren. Die Kosten für diese Re-Dispatch-Maßnahmen können jedoch langfristig gesenkt werden, wenn die neue Stromleitung durch den Thüringer Wald nach Bayern fertiggestellt ist. Dann kann der Windstrom aus dem Norden besser zu den industriellen Zentren im Süden transportiert werden. 53 Dieses Beispiel zeigt, wie bedeutsam der Netzausbau momentan ist. Speichertechnologien zur Zwischenspeicherung großer Energiemengen im Stromnetz sind derzeit noch nicht marktreif und eher nur in kleinem Maßstab einsetzbar. Dennoch gibt es auch hier Potenziale. Ein Beispiel dafür ist das Pilotprojekt Adele, in welchem ein Druckluftspeicher von RWE und weiteren Partnern betrieben und getestet wird. Mit einer elektrischen Leistung von 90 MW und einer Speicherkapazität von 360 MWh können mit dem Speicher für eine Dauer von vier Stunden bis zu 50 Windkraftanlagen ersetzt werden. Der Standort der ersten Demonstrationsanlage befindet sich in Sachsen-Anhalt. Dies verdeutlicht, dass Ostdeutschland auch in der Erforschung und Erprobung von Speichertechnologien weiter voranschreitet Demand Response Aufgrund des stetig voranschreitenden Ausbaus der Erneuerbaren Energien steigen die Herausforderungen an die Gewährleistung der Versorgungssicherheit in der Stromerzeugung enorm an. Grundsätzlich besteht das Problem darin, dass nicht zu jedem Zeitpunkt das Stromangebot der Stromnachfrage entspricht. Eine Möglichkeit dieses Problem zu mindern, besteht in der Anwendung von Demand Response- Lösungen. Unter Demand Response (DR) wird laut der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) eine kurzfristige und planbare Veränderung der Verbraucherlast als Reaktion auf Preissignale im Markt oder auf eine Aktivierung im Rahmen einer vertraglichen Leistungsreserve verstanden. 55 In Abgrenzung dazu ist der Begriff Demand Side Management (DSM) zu sehen. DSM wird zwar im Deutschen häufig synonym verwendet, umfasst aber originär alle Maßnahmen, die die Last auf der Verbraucherseite determinieren. Im Gegensatz dazu schließt DR lediglich die Reaktion der Verbraucher auf Anreizsysteme (vor allem Preisanreize) ein. 56 Im Folgenden werden insbesondere die Möglichkeiten beschrieben, die sich für die Industrie bieten, über einen sogenannten Demand Response Aggregator 57 (DRA) Regelenergie zur Verfügung zu stellen. 58 Die Leistungsbereitstellung im Rahmen von DR erfolgt auf Seiten des Energieverbrauchers. Dieser kann durch eine Änderung seines Energieverbrauchs (Erhöhung oder Reduzierung) Prognosefehler in der Stromerzeugung ausgleichen. Dadurch wird generell eine Lastflexibilisierung er- 53 Die Welt (2012) 54 RWE (2012) 55 FfE (2010) 56 Sonnenschein et al. (2011) 57 Darunter werden Dienstleister verstanden, die bei den vorher definierten Unternehmen Anlagen an- oder abschalten. 58 Grundsätzlich bestehen auch Potentiale für DR in dem Sektor privater Haushalte, allerdings sind zum jetzigen Zeitpunkt die Investitionskosten im Vergleich zu den erreichbaren Erlösen zu hoch. Erst mit voranschreitender Standardisierung wird DR auch bei kleineren Anlagen relevant. Zudem spielt eine Rolle, dass die Leistungen einzelner privater Verbraucher relativ klein sind, d.h. um einen Effekt zu erzielen, eine große Anzahl an Anlagen notwendig ist (FfE, 2010). 72

73 reicht. Diese kann entweder eine ersatzlose Lastreduzierung oder eine Lastverschiebung bedeuten. Der wesentliche Unterschied dabei ist, dass eine Lastverschiebung eine vor- oder nachgelagerte Lasterhöhung mit sich bringt. Grundsätzlich kann über eine Lastverschiebung positive oder negative Leistung erbracht werden. Positive Leistung umfasst das Abschalten oder die Leistungsreduktion einer Anlage. Bei einer negativen Leistung hingegen wird eine Anlage zugeschaltet bzw. deren Energiebedarf erhöht. 59 Die Anreize für die Unternehmen, Regelleistung 60 zur Verfügung zu stellen, werden über preisliche Anreizmechanismen 61 sowie die Sicherung der Netzstabilität gegeben. Generell umfasst DR nicht nur Reaktionen auf hohe Preise, sondern es können auch niedrige bzw. negative Preise genutzt werden. Für ein Unternehmen lohnt sich eine Lastverschiebung immer dann, wenn es sich wirtschaftlich rechnet, dementsprechend ein zusätzlicher Deckungsbeitrag generiert werden kann. 62 Kurzfristige Preisschwankungen werden grundsätzlich durch ungeplante Begebenheiten (z.b. Windprognosefehler) oder unregelmäßige Extremereignisse (z.b. sehr hohe Einspeisung durch Erneuerbare Energieträger bei gleichzeitig niedrigem Stromverbrauch) ausgelöst. Diese Begebenheiten resultieren letztlich in den im Markt wahrgenommenen Preissignalen. 63 Stellen Unternehmen Regelenergie zur Verfügung, schaltet der DRA vorher definierte Anlagen zu bestimmten Zeitpunkten an bzw. ab. Auf Basis der Informationen des Unternehmens kann der DRA im Vorhinein berechnen, wie viel Leistungen wann und wie lange an- oder abgeschaltet werden können. Kann der DRA bspw. positive Minutenreserven abrufen, d.h. eine oder mehrere Anlagen abschalten, entscheidet der Steuerungsrechner, welche Anlagen in welcher Reihe ausgeschaltet werden. Dieses Signal wird an die DRAs weitergegeben. 64 Für ein Unternehmen muss allerdings zunächst die Frage beantwortet werden, ob und inwieweit eine Anlage für eine eventuelle Lastverschiebung bzw. -reduzierung geeignet ist. Dies hängt sowohl von der Betriebsweise als auch der Anlagenauslegung ab. Das Gros an Anlagen (z.b. Kühlhäuser) ist ohnehin überdimensioniert, um Sicherheitszuschläge zu berücksichtigen. Nur selten wird die maximale Leistung genutzt. Insbesondere in energieintensiven Branchen wie bspw. der Chemieindustrie existieren eine hohe Anzahl an Anlagen mit einer ausreichend hohen Leistung, die an- bzw. abgeschaltet werden können. Als ein Indikator für das Potential von DR-Lösungen im industriellen Sektor kann der Stromverbrauch nach Sektoren herangezogen werden. Im gesamten Bundesgebiet hat die Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen einen Stromverbrauch im Jahr 2009 von rund 500 TWh festgestellt. Davon entfallen rund 30 Prozent auf die privaten Haushalte und wiederum 30 Prozent auf den Dienstleistungssektor. Den Großteil verbraucht jedoch die Industrie mit 40 Prozent. Im gesamten Ostdeutschland waren die Anteile der verschiedenen Sektoren ähnlich ausgeprägt und unterscheiden sich nur geringfügig von der Struktur der Bundesrepublik. 59 Gruber et al. (2013) 60 Regelleistung wird benötigt, um die Frequenzhaltung zu gewährleisten. 61 Netzengpässe führen in liberalisierten Märkten zu Preisschwankungen. 62 Hierbei ist ebenfalls zu evaluieren, ob eine kurzzeitige Abschaltung von Anlagen im Rahmen von DR auch im Zusammenhang mit den gesamtorganisatorischen Abläufen des Unternehmens ökonomisch vorteilhaft ist (bspw. Auftragslage, etc.). 63 FfE (2010) 64 FfE (2010) 73

74 Abbildung 37: Stromverbrauch nach Sektoren S in ausgewählten Bundesländern (prozentuale Verteilung) Auf Ebene der Bundesländer lassen sichh jedoch deutliche Unterschiede erkennen. Sachsen- der In- Anhalt hat durch seine starke Chemieindustrie einen überdurchschnittlich hohen Anteil dustrie am Stromverbrauch dess Landes. Der dortige industrielle Anteil A liegt bei über 60 Prozent. Ein Beispiel für Industrie in Sachsen-Anhalt ist das Industriegebiet in Bitterfeld-Wolfen. Im Ge- einmal gensatz dazu liegt der Anteil des Stromverbrauchs der Berline Industrie bei geradee 15 Prozent. Der Dienstleistungssektor dagegen hat einen relativv hohen Stromverbrauch. Auch Mecklenburg-Vorpommerns Stromverbrauch im industriellen Bereich ist relativ gering. Die restli- Sek- chen ostdeutschen Bundesländer weisen eine ähnliche Struktur des d Stromverbrauchs nach toren auf, die dem bundesdeutschen Durchschnitt entspricht. 65 Wird der Industriestromverbrauch weiter auf die einzelnen Branchen heruntergebrochen, zeigt sich, dass in Deutschland insgesamt die Metallerzeugung mit über 30 Prozent den größten An- Platz teil ausmacht, gefolgt von derr Chemieindustrie mit nahezu 30 Prozent. Auf dem dritten liegt das Papiergewerbe mit über 10 Prozent. 66 Da die Industrie in Sachsen-Anhalt einen über- insbe- durchschnittlich hohen Anteil am Stromverbrauch ausmacht, lässt sich konstatieren, dass sonderee dort ein großes Potential für DR-Lösungen besteht. Laut einer Studie der FfE (2010) besteht gerade in den Bereichenn der Chemieindustrie und Me- Heraus- tallerzeugung technisches Potential bei einer Schaltdauer von fünf Minuten.. Besonderee forderung sind aber Anlagen, die eine Abschaltzeit von vier Stunden haben. Diese machen nur etwa sechs Prozent des gesamten Potentials aus, wobei auch daran d der Anteil der Chemiein- dustrie im Vergleich zu den anderen Industriebetrieben relativ hoch ist. 65 AG Energiebilanzenn (2011) 66 FfE (2010) 74

75 Um allerdings insgesamt das Modell des DR evaluieren zu können, bedarf es neben der Betrachtung des technischen Potentials insbesondere der Untersuchung des wirtschaftlichen Potentials. Dabei muss zwischen energiewirtschaftlichen und betriebswirtschaftlichen Vorteilen differenziert werden. Auf letztere wurde bereits kurz eingegangen, indem die Preisschwankungen als Kriterium zur betriebswirtschaftlichen Umsetzbarkeit von DR beschrieben wurden. Im Folgenden werden in Ergänzung dazu die gesamtwirtschaftlichen Potentiale intensiver beleuchtet. Aus der gesamtwirtschaftlichen Perspektive spielen insbesondere Aspekte wie die Erhöhung der Versorgungssicherheit, eine stärkere Nutzung Erneuerbarer Energien durch effizienteres Einspeisemanagement und Kosteneinsparungen beim Netz- sowie Speicherausbau eine Rolle. Die Versorgungssicherheit wird durch die Minimierung von Ausfällen und die gleichmäßige Verteilung von Spannung und Frequenz erhöht. Demnach muss immer so viel Strom erzeugt werden, wie gleichzeitig verbraucht wird. Allerdings können unvorhersehbare Schwankungen auftreten, die kurzfristig durch Regelenergie ausgeglichen werden müssen, um die Frequenzstabilität halten zu können. Dies kann zukünftig vermehrt durch DR-Lösungen geschehen. Aktuell jedoch wird Regelenergie von Kraftwerken zur Verfügung gestellt, die sich speziell Reserven frei halten. Differenziert wird dabei nach Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und Minutenreserve. Die Primärregelung setzt binnen Sekunden ein, um ein Absinken der Frequenz zu vermeiden. Nach 30 Sekunden wird dann automatisch Sekundärregelenergie geliefert. Es kann allerdings sein, dass zusätzlich dazu noch Minutenreserve abgerufen werden muss. Diese muss allerdings erst innerhalb von 15 Minuten nach Aufruf bereitgestellt werden. Demzufolge können die positiven 67 und negativen 68 Sekundärregeleistungen und Minutenreserven als Indikator für das Potential an DR-Lösungen herangezogen werden. Abbildung 38 zeigt den Einsatz dieser in der Regelzone von 50Hertz im Jahr Dabei zeigt sich, generell Sekundärregelleistungen das Gros an Reserveenergie ausmachen. Insbesondere im Februar wurden überwiegend positive Leistungen abgerufen, d.h. es mussten Kraftwerke hinzugeschaltet werden. In den Monaten März, April und Dezember hingegen mussten Kraftwerke überwiegend kurzfristig heruntergefahren werden. Insgesamt wurden GW positive und GW negative Leistungen im Jahr 2012 mobilisiert. 67 Bei positiver Regelleistung werden Kraftwerke hinzugeschaltet. 68 Bei negativer Regelleistung werden Speicher aufgeladen bzw. Kraftwerke heruntergefahren. 75

76 MW Quelle: 50Hertz MW MW 0 MW MW MW MW Negative SRL Negative MRL Positive SRL Positive MRL Abbildung 38: Sekundärregelleistungen und Minutenreserven in der Regelzone von 50 Hertz im Jahr 2012 in MW Beim Vergleich der Regelzone von 50Hertz mit der von TenneT TSO (Abbildung 39) zeigt sich, dass von TenneT TSO Eingriffe im nahezu gleichen Ausmaß durchgeführt werden mussten, wobei sich die Verteilung in den Monaten auch kaum unterscheidet. Die positiven Regelleistungen beliefen sich bei TenneT TSO auf GW, die negativen auf GW. Auffällig ist allerdings, dass insbesondere im Februar der Anteil der positiven Minutenreserve sehr viel höher war, d.h. im Vergleich zur Regelzone von 50 Hertz längerfristige Zuschaltungen erfolgen mussten. 76

77 MW Quelle: TenneT TSO MW MW 0 MW MW MW MW Negative SRL Negative MRL Positive SRL Positive MRL Abbildung 39: Sekundärregelleistungen und Minutenreserven in der Regelzone von TenneT TSO im Jahr 2012 in MW Insgesamt lässt sich auf Basis der Daten zur Bereitstellung von Regelenergie konstatieren, dass in beiden Regelzonen theoretisch Potential für DR-Lösungen in Höhe von etwa GW besteht. Würden diese genutzt, könnten zum einen die Kosten für den Netzausbau reduziert werden, zum anderen würden die Bedarfe an Speichern gesenkt werden. Diese positiven gesamtwirtschaftlichen Effekte sind neben den positiven Auswirkungen für Unternehmen in die Evaluation von DR zu integrieren. Natürlich entstehen bei der Implementierung von DR auch Kosten (z.b. laufende Kosten für Verwaltung, Datenübertragung etc. und auf Unternehmensebene Kosten für verminderte Produktionsleistung und zeitliche Verschiebungen), allerdings ist eine genaue Abschätzung dieser noch nicht umfänglich möglich, da DR in Deutschland kaum eingesetzt wird. Bisherige Studien kommen bzgl. der Leistungsevaluierung zu divergierenden Ergebnissen, im Mittel lagen die jährlichen potentiellen Einnahmen aber bei ca US $ pro MW Die zukünftige Stromnetzsituation im Vergleich zu 2012 Die Stromangebotsschwankungen im ostdeutschen Stromnetz haben sich durch den verstärkten Einsatz von Photovoltaik- und Windstrom in den letzten Jahren verstärkt und werden erwartungsgemäß weiter zunehmen. Insbesondere die extrem hohen und häufigen Schwankungen im Windaufkommen während eines Tages führen vermehrt zu Regelungseingriffen. Die Netzlastsituation ist im Sommer weniger kritisch: Es wird weniger Windstrom produziert und das Solarstromangebot ist in Ostdeutschland insgesamt geringer, welches auch geringeren Tagesschwankungen unterliegt. In den Wintermonaten Januar und Februar häufen sich typischerweise die Regelungseingriffe, weil das Windaufkommen sehr hoch ist. Wenn die Windkraftanlagen einen Überschuss im Stromnetz erzeugen und dieser Stromüberschuss nicht in andere Netze geleitet werden kann, müssen die Windenergieanlagen abgeschaltet werden. Trotz detaillierter Wetter- 69 FfE (2010) 77

78 vorhersage-systeme kann das Windaufkommen kurzfristig unvorhergesehen abflauen. Dann müssen Reservekraftwerke in kurzer Zeit hochgefahren werden, wenn nicht gleichzeitig gerade Strom importiert werden kann. Beide Regelungseingriffe führen zu hohen Kosten und könnten durch den Einsatz von Speichersystemen zur Netzstabilisierung abgefedert werden. Abbildung 40 zeigt die Angebots- und Nachfrageschwankungen im ostdeutschen Hochspannungsübertragungsnetz im Januar 2012 und die mögliche Integration von Speicherlösungen zur Netzstabilisierung. Die Flächen zeigen die Bruttostromerzeugung aus Solar- und Windstrom sowie sonstigen Energiequellen im 15-Minuten-Takt. Die grüne Kurve bildet die Netzeinspeisung ab und zeigt demnach, was von der Bruttostromerzeugung real im Netz ankommt. Die Kurve in Rosa verdeutlicht die Regelzonenlast. Gut zu erkennen sind die Tag-Nacht-Schwankungen sowie die deutlich niedrigere Regelzonenlast an Wochenenden. Die rote Kurve zeigt den Export- Import-Saldo, also die Differenz zwischen der tatsächlichen Netzeinspeisung und der Regelzonenlast. Wenn der Export-Import-Saldo im Plus ist, wird Strom in andere Netze exportiert. Falls die rote Linie in den negativen Bereich fällt, wird Strom importiert MW Quelle: 50 Hertz Transmission 03/ MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW 00 MW MW So 01 Mo 02 Di 03 Mi 04 Do 05 Fr 06 Sa 07 So 08 Mo 09 Di 10 Mi 11 Do 12 Fr 13 Sa 14 So 15 Mo 16 Di 17 Mi 18 Do 19 Fr 20 Sa 21 So 22 Mo 23 Di 24 Mi 25 Do 26 Fr 27 Sa 28 So 29 Mo 30 Di 31 Sonstige Stromerzeugung Solarstrom Windstrom Netzeinspeisung Regelzonenlast Export-Import-Saldo Abbildung 40: Angebots- und Nachfrageschwankungen im ostdeutschen Stromnetz im Januar Abbildung 40 kann man entnehmen, dass Ostdeutschland im Winter deutlich mehr Strom exportiert als importiert. Dieser Umstand ist auf die hohen Fluktuationen der Windenergie zurückzuführen, denn die Solarenergie liefert im Winter nur einen vernachlässigbaren Strombeitrag. Wenn die Differenz zwischen Windstrom (blau) und der Regelzonenlast (rosa) besonders groß ist, was in vielen Windstrompeak-Situationen der Fall ist, besteht ein erhöhtes Abschaltrisiko für die Windparks. Dies folgt daraus, dass nicht immer die Überschussstrommenge von den angrenzenden Stromnetzen in Polen, Tschechien, Dänemark und Westdeutschland aufgenommen werden kann. Die in Ostdeutschland vorhandenen Kapazitäten aus Pumpspeichern und Speicherkraft- 70 Die dargestellten Werte beruhen auf Daten für 15-minütige Intervalle, daher wird die Leistung in MW angegeben. 78

79 werken können im (allein theoretisch auftretenden) Maximalfall nur n knapp 2,9 GW an Speicher- kapazität liefern. Die höchste Abweichung g zwischen Netzeinspeis ung und Regelzonenlast betrug im Januar 2012 knapp 6,5 GW, die in andere Netzee exportiert werden mussten. Schon heute müssen daher schätzungsweisee etwa 15 Prozent der Windkraftlei stung abgeschaltet werden. Erwartungsgemäß werden zukünftig noch höheren Angebots- und Nachfrageschwankungen durch mehr Windenergieleistung und einer moderat sinkenden Stromnachfrage aufgrund des Bevölkerungsrückgangs auftreten. Zur Pufferung dieser Schwankungen bieten sich insbesondere dezentrale Speichersysteme wie Batterien an, die direkt mit den ErzeugungseE einheiten verbunden sind. Damit kann die Netzlast noch mehr reduziert werden als mit zentralisierten Großspeichern, die auch verstärktee Leitungskapazitäten zu den zentralen Speicherorten benötigen. Durch den Einsatz von digitalen, fernauslesbaren Stromzählern in Kombination mit einer zentralisierten Steuerungs- und Informationseinheit könnten die dezentralen Speicher zur Netzregelung eingesetzt werden oder über Echtzeit-Preisinformationen selbstständig g speichern,, wenn der Börsenszur Netz- trompreis Tiefpunkte erreicht. Abbildung 41 verdeutlicht die mögliche Integration von dezentralen Speicherlösungen stabilisierung vor dem Hintergrund der Netzsituation im Januar Es wird deutlich, dass die Batterien bereits heute selbst dann auf viele Speicherzyklen kommen würden, wenn sie nur in den Zeiten mit sehr hohen, kurzfristigen Angebots- und Nachfrageschwankungen also hohen Schwankungen der Export-Import-Saldo-Kurve zum Einsatz kämen. Da die Regelenergie sehr teuer ist, sollte sich der Einsatz dann auchh monetär positiv für die Erzeugungseinheiten mit Bat- terien auswirken. Abbildung 41: Die Integration von Speicherlösungenn zur Netzstabilisierung vor dem d Hintergrund der Stromnetzsituati- Lage on in Ostdeutschland im Januar 2012 Um die zukünftige Netzsituation im ostdeutschen Hochspannungsnetz mitt der heutigen vergleichen zu können, muss unterstellt werden, dasss im Januar 2021 die gleichen Witterungs- 79